Условия формирования и перспективы нефтегазоносности олигоцен-миоценовых отложений Кыулонгского бассейна на шельфе Вьетнама тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат наук Ву Нам Хай

• Ву Нам Хай
• кандидат наук
• 2018

Оглавление диссертации кандидат наук Ву Нам Хай

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ КЫУЛОНГСКОГО БАССЕЙНА

1.1. Стратиграфия кайнозойского осадочного чехла и докайнозойского фундамента

1.2. Тектоника Кыулонгского бассейна

ГЛАВА 2. БАЗА ДАННЫХ И МЕТОДИКА ПРОВОДИМЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

2.1. Геолого-геофизические данные, используемые для проводимых исследований

2.1.1. Сейсмические материалы

2.1.2. Скважинные данные

2.2. Методика проводимых исследований

2.3. Технология моделирования углеводородных систем

3.1. Генерационно-аккумуляционные углеводородные системы Кыулонгского бассейна

3.1. Нефтематеринские толщи

3.2. Породы-коллекторы

3.2.1. Породы-коллекторы олигоценового возраста

3.2.2. Породы-коллекторы миоценового возраста

3.2.3. Коллекторы кайнозойского фундамента

3.3. Породы-покрышки

3.4. Ловушки углеводородов

ГЛАВА 4. МОДЕЛИРОВАНИЕ ГЕНЕРАЦИОННО-АККУМУЛЯЦИОННЫХ СИСТЕМ КЫУЛОНГСКОГО БАССЕЙНА

4.1. Формирование и анализ выходных данных для моделирования генерационно-аккумуляционных систем

4.2. Геохимические параметры материнских пород

4.3. Поправочные параметры для входных данных

4.4. Специализированные карты, используемые для создания 3D модели

4.5. Калибровка граничных параметров по результатам Ш модели

ГЛАВА 5. МОДЕЛИ ГЕНЕРАЦИОННО-АККУМУЛЯЦИОННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ В КЫУЛОНГСКОМ БАССЕЙНЕ И ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИЕ

ФОРМИРОВАНИЕ СКОПЛЕНИЙ УГЕВОДОРОДОВ

5.1. Структурная модель Кыулонгского бассейна

5.2. Модели генерации углеводородов в Кыулонгской олигоценовой и миоценовой ГАУС

5.3. Модели миграции и аккумуляции углеводородов

ГЛАВА 6. ПЕРСПЕКТИВЫ ПОИСКОВ СКОПЛЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ В КЫУЛОНГСКОМ БАССЕЙНЕ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

УВ - углеводороды;

ОВ - органическое вещество;

СРВ - Социалистическая Республика Вьетнама;

СП «Вьетсовпетро» - Совместное предприятие «Вьетсовпетро»;

АО «Зарубежнефть» - Акционерное общество «Зарубежнефть»;

НГО - нефтегазоносная область;

ГАУС - генерационно-аккумуляционные углеводородные системы; НГМП - нефтегазоматеринские породы; НГМТ - нефтегазоматеринские толщи; СЗ - ЮВ - северо-запад - юго-восток; ПО - Программное обеспечение.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Условия формирования и перспективы нефтегазоносности олигоцен-миоценовых отложений Кыулонгского бассейна на шельфе Вьетнама»

ВВЕДЕНИЕ

Нефть и газ, как источники энергии, играют важнейшую роль в любой экономически развитой стране. Текущая и будущая потребности промышленных нефтегазовых отраслей Вьетнама очень велики. В осадочных бассейнах континентального шельфа Вьетнама, кроме месторождений, которые были и в дальнейшем будут введены в разработку, возможно наличие новых перспективных структур, выявление и оценка которых весьма актуальны.

Несущей опорой российско-вьетнамского стратегического партнерства в сфере экономики является нефтегазовый комплекс. Разведка и добыча нефти и газа остается важнейшей частью торгово-экономического сотрудничества. Кооперация в этой сфере основывается на деятельности созданного в 1981 г. совместного предприятия по геологической разведке и добыче нефти и газа на континентальном шельфе юга СРВ «Вьетсовпетро» (АО «Зарубежнефть» и Корпорация нефти и газа Вьетнама «Петровьетнам»).

Подписанное соглашение о продлении деятельности СП «Вьетсовпетро» до 2030 г., а также проекты российских корпораций «Лукойл», «Газпром» и «ТНК-ВР» свидетельствуют о том, что России удалось заинтересовать вьетнамскую сторону в продолжении взаимовыгодного сотрудничества. Однако современные международные реалии требуют постоянной разработки новых перспективных проектов, в том числе инвестиционных.

На сегодняшний день суммарная накопленная добыча нефти и газа Вьетнама составляет около 480 млн т нефти, в том числе 85 % из Кыулонгского бассейна, 11% из бассейна Южный Коншон, более 3% из бассейна Малай-Тхочу и менее 1% из бассейна Шонгхонг.

Актуальность работы. С точки зрения нефтегазоносности, Кыулонгский бассейн является самым богатым из семи осадочных бассейнов на континентальном шельфе Социалистической Республики Вьетнама (СРВ). По состоянию на 2017 г. в

пределах бассейна были проведены значительные объемы 2D и 3D сейсмических работ, пробурено более 600 поисково-разведочных, оценочных и эксплуатационных скважин, открыто 18 нефтегазовых месторождений, 15 из которых были введены в эксплуатацию (Белый Тигр, Дракон, Черный Лев, Желтый Тунец и др.), с общей накопленной добычей порядка 410 млн т нефти. Кроме того, были выявлены многочисленные нефтегазовые скопления, которые в настоящее время находятся в процессе доразведки и оценки запасов.

Снижение ресурсной базы и падающая добыча УВ на крупных месторождениях на шельфе (Белый Тигр, Дракон, Ранг Донг, Руби, Лан Тау, Черный Лев, Жёлтый Лев и др.) делают задачу разработки новой стратегии развития сырьевой базы СРВ весьма актуальной. Для обеспечения внутренних потребностей в углеводородном сырье а также экспорта, правительство Вьетнама поставило перед работниками нефтегазовой отрасли серьезную задачу - поддерживать и увеличивать объем добычи нефти и газа за счет поисково-разведочных работ (ПРР) во всех бассейнах на шельфе Вьетнама. С целью выполнения поставленной задачи необходимо активизировать ПРР в малоизученных перспективных бассейнах, направленные на открытие новых нефтяных и газовых месторождений. В связи с этим выявление условий формирования нефтегазоносности, создание научно обоснованных моделей генерационно-аккумуляционных углеводородных систем (ГАУС) для олигоцен-миоценовых отложений Кыулонгского бассейна и оценка на их основе перспектив нефтегазоносности является актуальной задачей, стоявшей перед топливно-энергетическим комплексом СРВ.

Цель диссертации. Выявить условия формирования нефтегазоносности олигоцен-миоценовых отложений Кыулонгского бассейна и перспективы поисков скоплений нефти и газа на основе комплексного анализа результатов геолого-геофизических, геохимических исследований и моделирования углеводородных систем.

Объектом исследований являются лицензионные участки Кыулонгского бассейна, включая малоизученную часть (блоки: 25; 17; 16-2; 16-1; 16-1/03; 15-2/01; 15-1/05; 09-3; 09-2/08; 09-2/09; 02/10; 01/10 и др.).

Предметом изучения являются кайнозойские отложения по всем блокам Кыулонгского бассейна а также процессы генерации углеводородов в нефтегазоматеринских толщах и их последующая миграция, аккумуляция и консервация в ловушках. Основные задачи:

1. Определить особенности геологического строения Кыулонгского бассейна.

2. Сформировать базу входных параметров для моделирования углеводородных систем, состоящих из результатов геофизических (сейсмических и ГИС) и геохимических исследований.

3. Проанализировать результаты геохимических исследований органических веществ и нефти олигоцен-миоценовых отложений Кыулонгского бассейна.

4. Исследовать условия формирования генерационно-аккумуляционных углеводородных системы и их элементов - нефтегазоматеринские толщи, коллекторы и флюидоупоры, а также ловушки олигоцен-миоценовых отложений Кыулонгского бассейна.

5. Смоделировать геологические процессы - генерацию, миграцию и аккумуляцию углеводородов (УВ), обеспечивающих эволюцию ГАУС и формирование скоплений УВ.

6. Определить перспективы нефтегазоносности олигоцен-миоценовых отложений Кыулонгского бассейна.

Методы для решения поставленной задачи:

- Пиролитические исследования образцов пород методом Rock-Eval.

- Биомаркерные исследования нефти которые заключаются в определении:

• н-алканов и изопренанов нефти методом газожидкостной хроматографии (ГЖХ);

• состава (УВ) нефтей методом хроматомасс-спектрометрии (ГХМС);

• группового состава (насыщенные и ароматические УВ, смолы и асфальтены) нефти методом высокоэффективной жидкостной хроматографии (ВЭЖХ);

- Моделирование углеводородных систем с применением программных обеспечений Petromod и Petrel компании Schlumberger.

Научная новизна работы:

1. Анализ геолого-геофизических и геохимических исследований олигоцен-миоценовых отложений Кыулонгского бассейна и моделирование углеводородных систем позволили выделить олигоценовую ГАУС и миоценовую ГАУС а также изучить элементы и геологические процессы в этих системах.

2. Геохимические исследования органического вещества и нефти позволили определить геохимические свойства и происхождение нефти, восстановить процессы трансформации органического вещества во времени и глубины порогов зрелости материнских пород.

3. Для создания достоверной 3D модели углеводородных систем Кыулонгского бассейна были созданы серии специализированных карт: карты геохимических параметров материнских пород; карты параметров граничных условий - HF, PWD, SWIT; карты палеогеографических обстановок осадконакопления карты фаций отложений каждой толщи; карты поправочных параметров (карты изолиний R и изолиний геотермальных градиентов).

4. Создана 3D структурная модель с учетом влияния разломной тектоники, являющаяся структурно-тектоническим каркасом для трехмерной модели

углеводородных систем Кыулонгского бассейна. Смоделированы процессы развития основных нарушений с целью выявления геологического времени их влияния на формирование скоплений УВ. 5. Разработаны 3D модели генерации, миграции и аккумуляции УВ с целью исследования процессов, обеспечивающих формирование УВ систем и локальных скоплений нефти и газа в них, которые позволяют определить интервалы геологической времени этих процессов, объемы эмигрировавших и аккумулированных углеводородов в ловушках.

Практическая значимость. Оценены перспективы нефтегазоносности олигоцен-миоценовых отложений Кыулонгского бассейна, определены первоочередные объекты для поисков скоплений УВ и построены карты распределения скоплений углеводородов в отложениях толщи В1 нижнего миоцена, толщи С верхнего олигоцена СГ-7 и толщи Е (неразделенные толщи СГ-10 и СГ-11, так как все выявленные скопления УВ в отложениях СГ-10 присутствуют и в отложениях СГ-11). Были определены параметры скоплений, включающие объемы пород-коллекторов, амплитуды структур, высоты продуктивной толщи и объемы ресурсов УВ, аккумулированных в ловушках. В отложениях олигоцена и миоцена рекомендованы 11 новых объектов для поисков скоплений УВ в Кыулонгском бассейне. Определен суммарный объем нефти и газа, аккумулированных в коллекторских горизонтах нижнего миоцена и олигоцена Кыулонгского бассейна который составляет 1885,38 млн м3 нефти и 495,9 млрд м3 газа. Защищаемые положения 1. Выделение в пределах Кыулонгского бассейна двух генерационно-аккумуляционных углеводородных систем на основе геолого-геохимических исследований и моделирования УВ систем: олигоценовой ГАУС и миоценовой ГАУС, нефтематеринские толщи которых характеризуются доминированием органического вещества (ОВ) озерно-болотного происхождения с высоким потенциалом генерации нефти. Генерация УВ

происходила не по всему объему нефтегазоматеринских пород, а в определенных очагах генерации. Нефтегазоматеринские толщи (НГМТ) олигоценового возраста, содержащие кероген типов I и II, в настоящее время достигли порога зрелости на глубинах 2700 - 2900 м, окно генерации нефти расположено на глубинах 3100 - 3400 м, и образования сухого газа - на глубине более 5500 м. Нефтегазоматеринские толщи нижнего миоцена не полностью достигли достаточной степени зрелости для генерации УВ. Основной очаг генерации УВ находился в центральной части северовосточной впадины Белый Тигр.

2. Проведенные биомаркерные исследования дают основание считать, что скопления УВ в фундаменте Кыулонгского бассейна находятся во вторичном залегании и источником их образования служат УВ, генерированные и эмигрировавшие из нефтематеринских осадочных толщ олигоцен-миоценового комплекса. Сравнительная корреляция стеранов С27-С28-С29 позволила установить связь между нефтью и материнскими породами.

3. Отличительной особенностью осадочной оболочки исследуемого бассейна является высокая активность динамических явлений. Активизация геотектонических процессов определила интенсивность геофлюидодинамических процессов происходящих в Кыулонгском бассейне. Моделирование позволило установить факт обязательной пространственной ассоциации скоплений УВ с ареалами и пунктами разгрузки (дренажа) субрегиональных гидро(флюидо)динамических систем, сопряженными линиментами первого и второго порядков как в осадочном чехле, так и в фундаменте Кыулонгского бассейна.

4. Миграционные процессы и формирование залежей углеводородов наряду с латеральной миграцией через контактные зоны из нефтематеринских толщ олигоценового возраста в фундамент - в пустоты и зоны разуплотнения, также связаны с нисходящей субвертикальной миграцией по плоскостям

проводящих дизъюнктивов, осуществляемой синхронно с активизацией палео- и геотектонических процессов. Проявление нисходящей миграции УВ может быть связано со снижением гидродинамического потенциала с глубиной, в зонах сочленения осадочного чехла с породами фундамента за счет разницы в литологическом строении, емкостно-фильтрационных свойствах и др.

Публикации и апробация работы по теме диссертации сделаны тезисы и доклады на конференциях:

• Геомодель «Условия генерации и формирования залежей углеводородов в Кыулонгском бассейне по результатам моделирования УВ систем» (Геленджик, 2015).

• Геомодель «Геологические риски оценки перспектив нефтегазоносности шельфа залива Бак-Бо республики Вьетнам» (Геленджик, 2015).

• Геомодель «Геотемпературные условия нефтегазоносности Кыулонгского бассейна на основе бассейнового моделирования» (Геленджик, 2016).

• Геомодель «Формирование цифровой структурно-тектонической модели Кыулонгского осадочного бассейна» (Геленджик, 2016);

• Геомодель «Исследование генерационного потенциала осадочного комплекса кыулонгского бассейна на основе бассейнового моделирования» (Геленджик, 2016).

• 70-я международная молодежная научная конференция "нефть и газ" «Структурно тектоническая основа трехмерной модели углеводородной системы Кыулонгского бассейна Вьетнама» (Москва, 2016).

• Губкинские чтения «Геологические факторы, контролирующие геотемпературные условия в Кыулонгском бассейне» (Москва, 2016);

Публикации и апробация работы. По теме диссертационной работы опубликовано 8 печатных работ, 2 в изданиях, рекомендованных ВАК, 4 в системе Scopus.

Личный вклад автора:

• Сбор, систематизация и анализ геолого-геофизической, геохимической информации по региону исследований.

• Построение карт распределения параметров, характеризующих элементы ГАУС в пределах Кыулонгского бассейна.

• Выполнение BD-численного моделирования (ПО Petromod) эволюции осадочного бассейна и эволюции ГАУС по всем блокам Кыулонгского бассейна, а также получение степени зрелости нефтегазоматеринских толщ (НГМТ) олигоценовых и миоценовых отложений.

• Выполнена количественная оценка объемов генерации и аккумуляции углеводородов в Кыулонгском бассейне.

• Построены карты прогнозных залежей нефти и газа Кыулонгского бассейна и предложена схема зон перспектив нефтегазоносности региона.

Фактический материал. В работе использованы первичные данные и результаты предыдущих исследований, опубликованные в журналах и сборниках материалов научных конференций. Другим источником являются материалы, собранные автором во время проведения производственной и преддипломной практик в производственных организациях СП «Вьетсовпетро» и «Петровьетнам».

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 6 глав и заключения. Общий объем работы составляет 185 страниц, включая 122 рисунки и 27 таблиц. Библиографический список включает 60 наименований.

Благодарности. Диссертационная работа выполнена Ву Нам Хай во время обучения в аспирантуре в Российском государственном университете нефти и газа (национальном исследовательском университете) имени И. М. Губкина. Автор искренне признателен руководству и всему коллективу кафедры теоретических основ поисков и разведки нефти и газа за поддержку и помощь при выполнении диссертационной работы. А также выражает искреннюю признательность своему научному руководителю - доктору геолого-минералогических наук, проф. В.Ю. Керимову, проф. Г.Н. Гордадзе, доцентам Р.Н. Мустаеву и А.В. Бондареву за поддержку и ценные советы при подготовке диссертационной работы.

ГЛАВА 1. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ КЫУЛОНГСКОГО БАССЕЙНА

Геологическое строение и нефтегазоносность Кыулонгского бассейна исследованы Арешевым Е.Г., Богоявленским В.И., Гавриловым В.П., Галимовым Э.М., Поповым О.К., Нгуеном З., Гордадзе Г.Н., Дзюбло А.Д., Керимовым В.Ю., Кирюхиным А.В., Лыонгом Т.В, Серебренниковой О.В., Чаном Л.Д., Хай В.В., Шнипом О.А. и другими. Кайнозойский осадочный бассейн Кыулонг расположен на континентальном шельфе юга СРВ и частично на суше в районе устья реки Меконг, в пределах координат 9о00' - 11о00'С и 106о30' - 109о00'В. Бассейн размером 110x360 км простирается в направлении с северо-востока на юго-запад. В северо-западной части он прилегает к суше, на юго-востоке - ограничен Коншонским поднятием, отделенным от бассейна Южно-Коншонской впадиной. На юго-западе бассейн ограничен поднятием Хорат-Натуна, на северо-востоке -сдвигом Туи Хоа, граничащим с Фуханьским бассейном. Площадь Кыулонгского бассейна составляет около 40000 км2 и включает в себя следующие блоки: 01-02; 02/97; 15-1/01; 15-1/05; 15-2; 15-2/10; 16-1/03; 16-1; 16-2; 09-1; 09-2; 09-2/09; 09-3; 17, а также части блоков 127; 01-02/10; 25 и 31 (рис. 1.1).

Рис. 1.1. Схема расположения месторождений и лицензионных участков в Кыулонгском бассейне (составил Н.Х. Ву с использованием данных компании

«Вьетсовпетро»)

1.1. Стратиграфия кайнозойского осадочного чехла и докайнозойского

фундамента

Вскрытый скважинами стратиграфический разрез Кыулонгского бассейна состоит из докайнозойского фундамента и кайнозойского осадочного чехла (рис. 1.2). Возраст отложений определен на основании данных спорово-пыльцевого анализа и изучения остатков фораминифер.

Рис. 1.2. Сводный стратиграфический разрез Кыулонгского бассейна (по данным

УР1 2009 г. с добавлениями Н.Х. Ву, 2016 г.)

Докайнозойский фундамент

Породы фундамента разделяются на две основные литологические группы:

1) гранитоиды и гранодиориты-диориты;

2) метаморфические и изверженные образования.

По литологическим характеристикам и абсолютным возрастам отложения подразделяются на три комплекса образований: Хон-Хоай, Динь-Куан и Ка-На.

Комплекс Хон-Хоай представлен наиболее древними магматическими образованиями фундамента Кыулонгского бассейна. Их возраст датируется 195250 млн лет, что соответствует позднему триасу [5]. По геологическим материалам СРВ, гранитоиды комплекса Хон-Хоай, сгруппированные с интрузивными магматическими образованиями комплекса Анкроет-Динь-Куан, представлены в основном амфиболами, биотитами, диоритами, монзолитами и адамелитами. Породы сильно изменены и раздроблены. Большинство трещинных каналов заполнены вторичными минералами, такими как кальцит, епидо, зеолит [2].

Комплекс Динь-Куан, возраст которого составляет 130-155 млн лет, довольно широко распространен на многих структурах бассейна. Породы данного комплекса представлены, в основном, гранодиоритами, местами - разноцветными кварцевыми монзолито-биотитами многокрасочного цвета, щелочно-известкового состава. Порядка 63-67% объема всей породы занимает SiO2. Интрузивные образования данного комплекса значительно раздроблены и подвержены изменениям с формированием разуплотненных трещиноватых и кавернозных, нефтенасыщенных зон. Большинство трещиноватых каналов заполнено вторичными минералами -кальцитами, зеолитами, кварцами и хлоритами [3].

Комплекс Ка-На - это самый развитый и распространенный магматический комплекс в районе Кыулонгского бассейна. Породы комплекса имеют возраст 90100 млн лет, и принадлежат к поздней юре [54]. Комплекс представлен гидрослюдяными гранитами и биотитами.

Среди изверженных интрузивных магматических пород распространены дайки с различным литологическим составом от кислого до средне-щелочного, щелочного и кварцевого [20].

На территории бассейна встречаются метаморфические породы, связанные с гидротермальной деятельностью, типа парагнейсы или ортогнейсы. Они характеризуются меньшим уровнем раздробленности и вторичных преобразований, чем у пород основного комплекса [50]. Кайнозойские осадочные образования

Кайнозойские осадочные образования залегают с резким угловым несогласием на сильно выветрелой и размытой поверхности фундамента.

Система палеоген, отдел эоцен

Свита Ка-Кой (Р2-сс)

Породы данной свиты вскрыты в скважине СЬ-1Х, пробуренной на суше, однако в глубоко погруженных частях бассейна еще недостаточно изучены. Разрез свиты представлен осадочными отложениями крупнозернистых галечных гравелитов, полиминеральных песчаников с чередованием тонкослоистых алевролитов и гидрослюдистых, хлорито-серицитовых глин. Осадки имеют красновато-коричневый, красно-фиолетовый, зелено-фиолетовый цвет с плохо отсортированными зернами, что характерно для континентальных молассовых отложений, отлагающихся в долинах и подстилающих мелово-палеоценово-эоценовые толщи [44]. Отмеченные в разрезе данной свиты палиномофры, типа Klukisporires, Triporopollenites, TrudopoШs, Plicapolis, Jussiena и др. принадлежат группе наземной флоры, которая широко распространена в эоценовом периоде. По стратиграфии, разрез свиты, возможно, соответствует сейсмической толще F. Мощность свиты достигает 600 м.

Олигоценовые отложения

Свита Ча-Ку (Рз1) - нижний олигоцен

Отложения свиты Ча-Ку вскрыты в скважине СЬ-1Х. Породы свиты Ча-Ку несогласно перекрывают фундамент и свиты Ка-Кой и представлены в основном чередующимися между собой аргиллитами, алевролитами и песчаниками с прослоями углей и известковых глин, местами (на более приподнятых участках) -крупнозернистыми песчаниками и конгломератами [41]. Процесс седиментонакопления проходил в равнинных, озерно-речных условиях. Песчаники полупрозрачные, рыхлые, средне-крупнозернистые, плохо-отсортированные, с каолинитовым и глинистым цементом. Глины - коричневые, мягкие, пластичные, растворимые в воде. В разрезе свиты иногда встречаются вулканогенные образования, в состав которых входят, в основном, порфирный диабаз, туфовый базальт и габбро-диабаз. Мощность толщи составляет от 120 м - на приподнятых блоках, до 500 м в прогибах вокруг выявленных структур. На сейсмических разрезах свита Ча-Ку выделяется в интервале между СГ-11 и СГ-12 (или СГ-АФ при отсутствии отложений СГ-12). Отложения принадлежат сейсмическим пачкам Е1 и F1. Их возраст определен по наличию палиноморф типа OculopoПis, Magnastriatites, что характерно для раннеолигоценовых отложений.

По фациальным характеристикам разрез свиты Ча-Ку принято разделять на две части: верхнюю и нижнюю. Верхняя часть представлена мелкозернистыми образованиями (Е1), а нижняя - крупнозернистыми

Потенциальная нефтегазоносность отложений свиты Ча-Ку достаточно высока. Песчанистые пласты свиты, выделенные на месторождениях Юго-Восточный Дракон, Белый Лев, нефтенасыщены и являются вторым объектом эксплуатации после трещиноватого фундамента на месторождении Белый Тигр.

Свита Ча-Тан (Рз 2) - верхний олигоцен

Отложения свиты Ча-Тан местами залегают несогласно на кровле свиты Ча-Ку. Литологически разрез свиты Ча-Тан разделяется на три части: верхнюю, среднюю и нижнюю.

В верхней части отложения свиты представлены в основном глинами (5065%) от коричневого до темно-коричневого цвета с чередованием тонких прослоев алевролитов и песчаников. В средней части отложения представлены в основном глинами (40-60%) темно-коричневого цвета с тонкими прослоями алевролитов и песчаников, местами - известняков и углей [39]. В нижней части залегают мелкокрупнозернистые песчаники, местами - гравелиты с чередованием глинистых пропластков в соотношении песчаников/глин - 20-50%. В целом, осадконакопление свиты происходило преимущественно в равнинных, лагунных, озерно-речных и аллювиальных прибережных условиях. По результатам бурения скважин в районе месторождений Белый Тигр, Ба-Ден и Ба-Ви, особенно на участке блока 01, на северной части центрального свода, отмечены вулканогенные осадочные образования. В состав пород входят федезит, андезито-базальт, габбро-диабаз, а мощность меняется от нескольких метров до 100 метров.

На сейсмических разрезах кровля свиты Ча-Тан соответствует сейсмическому горизонту СГ-7, а три части разреза - трём сейсмическим толщам: Е (нижняя часть), D (средняя) и С (верхняя). Границей между этими сейсмическими толщами являются несогласия, соответствующие СГ-10, СГ-8 и СГ-7. По сейсмическим данным, мощность толщи Е варьируется в пределах от 0 до 2000 м, (преимущественно от 200 до 1000 м); толщи D - от 0 до 1000 м и более (преимущественно от 400 до 1000 м), а толщи С - от 0 до 400 м (преимущественно от 200 до 400 м).

В глинистых породах свиты Ча-Тан, содержание ОВ варьируется от 0,1% до 10%, особенно в средней части разреза. Они являются хорошими

нефтематеринскими породами, а также доброкачественными покрышками для залежей нефти в фундаменте Кыулонгского бассейна. Несмотря на то, что песчанистые пласты в разрезе свиты залегают с переслаиванием аргиллитов и имеют фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) от плохого до хорошего, они являются перспективными объектами поиска и разведки в Кыулонгском бассейне.

По данным спорово-пыльцевого анализа, в разрезе свиты Ча-Тан отмечены палиноморфы типа F. Trilobata, Verutricolporites, Cicatricosiporites, которые соответствуют позднеолигоценовому возрасту, хотя некоторые авторы считают, что в образованиях свиты Ча-Тан имеются и признаки олигоценового возраста.

Миоценовые отложения

Свита Бать-Хо (N111) - нижний миоцен

Отложения свиты Бать-Хо вскрыты в скважине ВН-1Х. По литолого-петрографическому составу, свита подразделяется на две части: верхнюю и нижнюю. Верхняя часть представлена глинистыми породами серого, зелено-серого цвета с чередованием и повышением доли содержания алевролитов и песчаников (до 50%) сверху вниз. В самой верхней части разреза выделяется пачка роталиевых глин, которые распространяются почти на всей площади бассейна. Мощность верхней части составляет от 50 до 150 м. В нижней части свиты породы представлены преимущественно песчаниками и алевролитами (более 60%) с чередованием глинистых пропластков серого и желтовато-красного цвета. Они отлагались в равнинных, лагунных, озерно-речных и аллювиальных прибрежно-морских условиях. Вулканогенные осадочные образования отмечены во многих скважинах (01/97-ГО 1Х, 01-MOS-1X, 01-КиЬу-1Х), пробуренных на блоке 01, в северной части бассейна. В их состав входят базальты, базальтовые туфы, а мощность изменяется от нескольких десятков до 250 метров. Отложения свиты Бать-Хо, общей мощностью 100-1500 м (преимущественно 400-1000 м) с резким угловым несогласием, залегают на образованиях свиты Ча-Тан. По сейсмическим

данным, разрез данной свиты принадлежит сейсмическим толщам В1.1 и В1.2, которые располагаются среди двух отражающих горизонтов СГ-3 и СГ-7.

Роталиевый глинистый горизонт является наилучшей региональной покрышкой по всей площади бассейна. По результатам ГИС, чередующиеся песчанистые пласты, которые непосредственно залегают под пачкой роталиевых глин и в верхней части нижнего разреза (СГ-5), имеют довольно хорошие ФЕС, а также являются основными объектами поиска и разведки в Кыулонгском бассейне. На сегодняшний день нефть из песчанистых залежей данной свиты добывают на месторождениях Хонг-Нгок, Заря, Белый Тигр и Черный Лев, Белый Носорог, Белый Морской Лев.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Ву Нам Хай, 2018 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Аршев Е.Г. Нефтегазоносность окраинных морей Дальнего Востока и Юго-Восточной Азии. - М.: АВАНТИ, 2003. - 270 с.

2. Арешев Е.Г. Геология и нефтегазоносность фундамента Зондского шельфа / Е.Г. Арешев, В.П. Гаврилов, Л. Д. Чан, З. Нгуен, Т. Ш. Нго, О.А. Шнип. - M., 1997. - C. 56-58.

3. Дзюбло А.Д. Нефтегазоносность фундамента шельфа Северного и Центрального Вьетнама / А.Д. Дзюбло, В.С. Вовк, В.Л. Гулев и др. // Геология нефти и газа. - 2008. - № 2. - С. 45-47.

4. Баженова О.К. Геология и геохимия нефти и газа / О.К. Баженова, Ю.К. Бурлин, Б.А. Соколов, В.Е. Хаин. - М.: МГУ, 2000 - 384 с.

5. Богоявленский В.И. Нефтегазоносность кристаллического фундамента шельфа Южного Вьетнама / В.И. Богоявленский, Р.А. Никонов, А.Д. Дзюбло, А.Н. Иванов, В.Х. Ле, Д.И. Варламов // Нефтяное хозяйство. -2016. - Август. - С. 98-104.

6. Висковский Ю.А. Историко-генетический метод оценки перспектив нефтегазоносности / Ю.А. Висковский, Л.А. Польстер, В.А. Николенко и др. - М.: Недра, 1984. - 200 с.

7. Ву В.Х. Геохимические характеристики нефтей и рассеянного органического вещества пород фундамента месторождения Белый Тигр (Вьетнам) / В.Х. Ву, О.В. Серебренникова, Ю.В. Савиных, Н.А. Красноярова // Современные проблемы науки и образования. - 2012. - № 4.

8. Ву Н.Х. Генерационный потенциал олигоцен-миоценовых отложений Кыулонгского бассейна (Вьетнам) // Труды РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. - 2017. - № 2 (287). - С. 23-28.

9. Ву Н.Х. Структурно-тектонический каркас Кыулонгского бассейна (Вьетнам) // Труды РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. - 2017. -№ 4 (289).

10. Ву Н.Х. Условия формирования залежей углеводородов в Кыулонгском бассейне (Вьетнам) // Нефть, газ и бизнес. - 2017. - № 1. - C. 712.

11. Ву Н.Х. Исследование генерационного потенциала осадочного комплекса Кыулонгского бассейна на основе бассейнового моделирования (Вьетнам) / Н.Х. Ву, Р.Н. Мустаев, Е.А. Леонова, У.С. Серикова // 18-я Научно-практическая конференция по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа «Геомодель-2016»: Тезисы докл. международной конференции (Геленджик, 12-15 сент. 2016 г.). - 2016. - С. 20-25.

12. Ву Н.Х. Структурно-тектоническая основа трехмерной модели углеводородной системы Кыулонгского бассейна (Вьетнам) // Тезисы докладов 70-ой Международной молодежной научной конференции «Нефть и газ». - 2016. - 21 с.

13. Ву Н.Х. Геологические факторы, контролирующие геотемпературные условия в Кыулонгском бассейне // Тезисы докладов. Губкинские чтения. - 2016. - С. 37-38.

14. Ву Н.Х. Структурно-тектоническая модель Кыулонгского бассейна (Вьетнам) // Тезисы докладов. Губкинские чтения. - 2016. - С. 39-41.

15. Ву Н.Х. Оценка генерационного потенциала осадочного комплекса на основе моделирования УВ систем (блок 09-3/12 Кыулонгского бассейна Вьетнама) / Н.Х. Ву, Р.Н. Мустаев, У.С. Серикова, Е.А. Леонова // Тезисы докладов. Губкинские чтения. - 2016. - С. 43-45.

16. Гаврилов В.П., Леонова Е.А. Перспективы открытия новых значимых месторождений углеводородов на северном шельфе Вьетнама // Труды РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. - 2016. - № 3 (284). - C. 6-10.

17. Гаврилов В.П. Газовые открытия на северном шельфе Вьетнама (Тонкинский залив) / В.П. Гаврилов, Е.А. Леонова, В.Л. Гулев, С.М. Карнаухов и др. // Газовая промышленность. - 2013. - № 12 (699). - С. 26-27.

18. Гаврилов В.П. Геологическое строение и нефтегазоносность северного шельфа Вьетнама (Шонгхонгский прогиб): в 2 ч. Часть 2 / В.П. Гаврилов, В.Л. Гулев, С.М. Карнаухов и др. - М.: Недра, 2014. - 167 с.

19. Гаврилов В.П. Проблема заражения углекислым газом месторождений бассейна Шонгхонг (северный шельф Вьетнама) / В.П. Гаврилов, Е.А. Леонова, С.П. Михайленко и др. // Газовая промышленность. -2015. - № 02 (718). - С. 40-43.

20. Гаврилов В.П. Гранитоидные коллекторы и нефтегазоносность южного шельфа Вьетнама. Том II / В.П. Гаврилов, В.Л. Гулев, Ф.А. Киреев -М.: Недра, 2010. - 287 с.

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

22. Гаврилов В.П. Проблема заражения углекислым газом месторождений бассейна Шонгхонг (северный шельф Вьетнама) / В.П. Гаврилов, Е.А. Леонова, С.П. Михайленко и др. // Газовая промышленность. -2015. - № 02 (718). - С. 40-43.

23. Гаврилов В.П. Грязевой вулканизм и нефтегазоносность Шонгхонгского прогиба (северный шельф Вьетнама) / В.П. Гаврилов, Е.А. Леонова, В.В. Рыбальченко // Труды РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. -

2011. - № 4 (265). - С. 28-30.

24. Гусева А.Н., Соболева Е.В. Химия горючих ископаемых: Учебное пособие. - М., 2010. - 312 с.

25. Бат Д. Стратиграфия и процесс образования третичных отложений на континентальном шельфе Вьетнама // Сборник научных статей научной конференции по теме «Нефтегазовая промышленность СРВ на рубеже 21 века». -Ханой. - 2000.

26. Донг Ч.Л. Оценка перспектив нефтегазоносности шельфа Вьетнама // Нефтяной журнал Petrotimes. - 2015. - С. 7.

27. Ермолкин В.И., Керимов В.Ю. Геология и геохимия нефти и газа: Учебник для студентов вузов по специализации «Геология нефти и газа». - М.: Недра, 2012. - 460 с.

28. Ермолкин В.И. Критерии прогноза фазовой зональности углеводородов в осадочных толщах земной коры / В.И. Ермолкин, Э.И. Бакиров, Е.И. Сорокова и др. - М.: Недра, 1998. - 319 с.

29. Карапетян К.С. Сотрудничество России и Вьетнама в нефтегазовой сфере // Вестник РУДН. Серия: Международные отношения. -

2012. - № 2. - С. 45-49.

30. Керимов В.Ю. и др. Седиментолого-фациальное моделирование при поисках, разведке и добыче скоплений углеводородов. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2010. - 287 с.

31. Керимов В.Ю. Применение технологии бассейнового моделирования программного пакета Petromod в учебном процессе РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина / В.Ю. Керимов, Т. Хантшел, К. Соколов, М.С. Сидорова // Нефть, газ и бизнес. - 2011. - № 4. - С. 38-47.

32. Керимов В.Ю. Седиментолого-фациальное моделирование поиска, разведки и добычи углеводородов в терригенных разрезах / В.Ю. Керимов, Г.Я. Шилов, Е.Е. Поляков и др. - М.: Информационный центр ВНИИГеосистем, 2010. - 287 с.

33. Керимов В.Ю. Прогнозирование нефтегазоносности в регионах со сложным геологическим строением / В.Ю. Керимов, И.С. Гулиев, Д.А. Гусейнов и др. - М.: Недра, 2014. - 404 с.

34. Лой К.М. Разработка оптимального комплекса термогидродинамических исследований нефтяных скважин для месторождений шельфа Вьетнама: Автореф. канд. геол.-минер. наук. -Москва, 1996. - 26 с.

35. Минский Н.А. Формирование нефтеносных пород и миграция нефти. - М.: Недра, 1975. - 288 с.

36. Шан Н.Т. и др. Отчет научной работы «Геологическое строение и

перспективы нефтегазоносности континентального шельфа Вьетнама». -Ханой, 1981.

37. Шан Н.Т. Особенности геологического развития в позднемезозой-палеозойское время и нефтегазносность континентального шельфа Вьетнам / Н.Т. Шан, Ч.Д. Фан, В.Т. Фам // Сборник научных статей научной конференции по теме «Нефтегазовая промышленность СРВ на рубеже 21 века» - Ханой. - 2000.

38. Отчет «Анализ текущего состояния разработки месторождений блока 09-1 на 01.01.2015г.» - Вунг Тау: СП Вьетсовпетро, 2015. - С. 3-6.

39. Отчет «Детализация геологического строения верхнего олигоцена месторождения Белый Тигр и повышение эффективности вовлечения в разработку остаточных запасов» - Вунг Тау: СП Вьетсовпетро, 2015. - С. 3545.

40. Отчет «Изучение условий формирования залежей углеводородов в Кыулонгском бассейне для выявления геологических закономерностей их размещения» - Вунг Тау: НИПИморнефтегаз, 2013. - С. 80-83.

41. Отчет «Изучение и оценка фаций, обстановок осадконакопления, материнских пород и миграции УВ блока 09-3/12 Кыулонгского бассейна» -Ханой: УР1- ЕРС, 2013. - С. 50-55.

42. Отчет «Происхождение и процесс образования нефти и газа месторождения Дракон.» - Ханой: СП Вьетсовпетро, 1994. - 22 с.

43. Отчет «Результаты работы по расширению зоны деятельности СП «Вьетсовпетро» за 11 месяцев 2016 г. и план на 2017 г.» - Вунг Тау: СП «Вьетсовпетро», 2016. - С. 15-18.

44. Отчет «Фациально-палеогеографические условия формирования и стратиграфия кайнозойских отложений на месторождениях Белый тигр и Дракон. - Ханой: Ханойский государственный университет, 2002. - С. 27-29.

45. Раабен В.Ф. Размещение нефти и газа в регионах мира. - М.: Наука, 1978. - 144 с.

46. Соколов Б.А. Флюидодинамическая модель нефтегазообразования. - М.: Геос, 1999. - 76 с.

47. Тиен Х.Д. Условия нефтегазообразования и формирования углеводородных скоплений в кайнозойских осадочных бассейнах континентального шельфа СРВ: Автореф. дис. докт. геол.-минер. наук. -Москва, 1999. - 60 с.

48. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти. - М.: Мир, 1981. - 504 с.

49. Фи Т.М. Условия формирования скоплений углеводородов и оценка перспектив нефтегазоностности в бассейне Южный Коншон (шельф

Южного Вьетнама): Автореф. дис. канд. геол.-минер. наук. - Москва, 2016. -С. 5-6.

50. Чан Л.Д. Особенность распределения нефтяных и газовых залежей в коллекторах кристаллического фундамента континентального шельфа Вьетнама // Сборник научных статей научной конференции по теме «Нефтегазовая промышленность СРВ на рубеже 21 века». - Ханой, 2000.

51. Хуен Ч. Геотермический режим и геотермический потенциал энергии осадочных бассейнов континентального шельфа СРВ / Ч. Хуен, Ч. Минь, Н.Т. Бао // Сборник научных статей научной конференции по теме «Нефтегазовая промышленность СРВ на рубеже 21 века». - Ханой, 2000.

52. Чахмахчев В.А. Геохимия процесса миграции углеводородных систем. - М.: Недра, 1983. - 2001 с.

53. Чахмахчев В.А. Геохимические исследования и методы при поисках и разведке нефти и газа. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002. - С. 17-19.

54. Шнип О.А. Состав, строение и проблемы нефтегазоносности фундамента (Западная Сибирь, Средняя Азия, Зондский шельф): Дис. докт. геол.-минер. наук. - Москва, 1991. - С. 124-146.

55. Report "Geochemical modeling for block 01 and 02 - ^ulong basin". - Hanoi: Vietnam Petroleum institute, 2004.

56. Report "Geochemical and fluid analyses of well 09-3-soi-2x". - Vung Tau: JV "Vietsovpetro" - NIPImorneftegas, 2004.

57. Report "Geochemical model study in block 16-2 and surrounding area in ^ulong basin". - Hanoi: Vietnam Petroleum institute, 2008.

58. Report "Geochemical modeling for block 15-1 and ^ulong basin". -Hanoi: Vietnam Petroleum institute, 2009.

59. Regional Evaluation Report: Pre- and syn-Rift Fairways Cuulong Basin. - Hanoi: BP Exploration Operating Company Ltd, 1996.

60. Report "Geology and petroleum resources Vietnam". - Hanoi: Vietnam national oil and gas group (Petrovietnam), 2007. - p. 535.