Закономерности строения и критерии прогнозирования месторождений углеводородов в фундаменте Кыулонгского бассейна (Вьетнам) тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат наук Нгуен Минь Хоа

• Нгуен Минь Хоа
• кандидат наук
• 2018

Оглавление диссертации кандидат наук Нгуен Минь Хоа

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ В ФУНДАМЕНТЕ КЫУЛОНГСКОГО БАССЕЙНА

1.1 Обзор района исследования

1.2 Геолого-геофизическая изученность

1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

1.3.1 Докайнозойский комплекс (фундамент)

1.3.2 Кайнозойские осадочные отложения

1.4 Тектоническая характеристика Кыулонгского бассейна

1.5 Нефтегазоносность Кыулонгского бассейна

1.6 Основные черты и закономерности строения месторождений нефти и газа в фундаменте Кыулонгского бассейна

ГЛАВА 2. ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ В ФУНДАМЕНТЕ КЫУЛОНГСКОГО БАССЕЙНА

2.1 Происхождение углеводородов в фундаменте

2.2 Условия формирования пустотного пространства (коллекторов) в пределах фундамента

2.3 Миграция и формирование залежей углеводородов в фундаменте Кыулонгского бассейна

ГЛАВА 3. МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ КРИСТАЛЛИЧЕСКОГО ФУНДАМЕНТА

3.1 Геолого-геофизические данные и методы, используемые для исследований54

3.2 Методы выделения и трассирования разрывных нарушений

3.3 Выделения зон разуплотнения в породах фундамента

3.4 Влияние неотектонических активных разрывных нарушений на положения высокодебитных скважин

ГЛАВА 4. ОБОСНОВАНИЕ ОСНОВНЫХ КРИТЕРИЕВ НЕФТЕГАЗО-НОСНОСТИ ДОКАЙНОЗОЙСКОГО ФУНДАМЕНТА КЫУЛОНГСКОГО БАССЕЙНА

4.1 Геодинамический критерий

86

4.2 Структурно-геоморфологический критерий

4.3 Тектонический критерий

4.4 Флюидодинамический критерий

4.5 Петрографический критерий

4.6 Оценка перспектив локальных структур Кыулонгского и Южно-Коншонского бассейнов

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Закономерности строения и критерии прогнозирования месторождений углеводородов в фундаменте Кыулонгского бассейна (Вьетнам)»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования

К настоящему времени в породах кристаллического фундамента открыто значительное количество нефтяных и газовых месторождений в бассейнах США, Южной Америки, Ливии, Вьетнама, России и другие. Среди них такие крупные и гигантские как Белый Тигр (Вьетнам), Хюстон-Панхенда (США), Ла-Пас, Мара (Венесуэла), Ауджила - Нафура (Ливия) и другие. В России практически все месторождения в фундаменте находятся в Западной Сибири.

Значительная часть месторождений открыта случайно при поисковых работах в осадочном чехле. Методика поисков и разведки месторождений углеводородов в фундаменте в настоящее время в должной степени не разработана. В связи с этим, остро стоит вопрос о ее создании и внедрении в поисковую практику. Методика должна базироваться на знании геологического строения уже открытых месторождений углеводородов в фундаменте. Регионом, где достигнуты высокие результаты в поисках таких месторождений, является шельф Южного Вьетнама, в частности Кыулонгский бассейн.

Степень ее разработанности

В фундаменте Кыулонгского бассейна открыт целый ряд месторождений углеводородов: Белый Тигр, Дракон, Заря, Рубин, Черный Лев, Желтый Тунец, Восток, Коричневый Лев, Тханлонг и др. Изучением геологического строения этих месторождений занимались многие российские и вьетнамские исследователи: Арешев Е.Г., Гаврилов В.П., Керимов В.Ю., Киреев Ф.А., Кошляк В.А., Поспелов В.В., Тимурзиев А.И., Шнип О.А., Шустер В.Л., Донг Ч.Л, Куи Х.В., Шан Н.Т, Тиен Х.Д., Кыуонг Ч.Х. и др. [4, 5, 14, 16, 28, 29, 52, 58, 59, 68, 73, 83].

Высокая степень изученности фундамента Кыулонгского бассейна и открытых здесь месторождений нефти и газа позволяет рассматривать этот регион в качестве эталонного объекта для выявления основных закономерностей строения месторождений углеводородов, условий их формирования. Автором проведён

анализ геологического строения месторождений Белый Тигр, Дракон, Южный Дракон и на этой основе выработаны критерии и методические подходы прогнозирования перспективных зон и локальных объектов. Полученные результаты могут быть основой для прогнозирования и обоснования промышленных скоплений углеводородов в фундаменте.

Цели и задачи

Выявить закономерности в геологическом строении известных месторождений углеводородов в фундаменте Кыулонгского бассейна и на этой основе выработать критерии прогнозирования и поисков подобных структур.

Для достижения поставленной цели в работе необходимо было решить следующие задачи:

1 Выявление основных закономерностей геологического строения известных месторождений нефти и газа в кристаллическом фундаменте Кыулонгского бассейна и в других регионах мира на основе сбора и анализа геолого -геофизической информации.

2 Определение основных факторов, контролирующих нефтегазоносность в пределах Кыулонгского бассейна.

3 Обоснование основных критериев поисков скоплений углеводородов в кристаллическом фундаменте Кыулонгского бассейна.

4 Определение основных геологических факторов, влияющих на динамику дебитов эксплуатационных скважин.

5 Оценка перспектив поисков скоплений углеводородов в кристаллическом фундаменте как Кыулонгского бассейна, так и Южно-Коншонского бассейна.

Научная новизна

1 Выявлены основные закономерности геологического строения месторождений нефти и газа в фундаменте Кыулонгского бассейна и на этой основе выработан комплекс геодинамических, тектонических, флюидодинамических,

структурно-геоморфологических, петрографических критериев его нефтегазоносности.

2 Установлена приуроченность высокодебитных скважин к неотектоническим разломам на основании ранжирования разрывных нарушений по времени их формирование, сопоставления полученных схем разломов разного возраста с картами начальных дебитов и накопленной добычи по эксплуатационным скважинам.

3 Установлена приуроченность выявленных по данным сейсморазведки зон разуплотнения к зонам разломам.

Теоретическая и практическая значимость работы состоит в том, что выявленные закономерности и выработанные на их основе поисковые критерии позволяют повысить эффективность поисков месторождений углеводородов в породах фундамента Кыулонгского бассейна, а также в других регионах. Кроме того, обоснована оценка перспектив нефтегазоносности фундамента еще не разбуренных структур.

Методология и методы исследования

1 Палеотектонический анализ геологического строения шельфа Южного Вьетнама и, в частности, Кыулонгского бассейна и разведанных здесь месторождений.

2 Интерпретация и атрибутный анализ сейсмических материалов с использованием программных комплексов Инпрес и Petrel по месторождениям Белый Тигр, Дракон.

3 Анализ динамики добычи нефти на месторождении Белый Тигр и выявления геологических факторов, влияющих на дебиты скважин.

Положения, выносимые на защиту

1 Преобладающими типами коллекторов в породах фундамента Кыулонгского бассейна являются трещинные, трещинно-кавернозные и трещинно-

каверново-поровые, образовавшиеся в результате воздействия двух основных процессов: гипергенных (химическое и физическое выветривание) и тектонических (прототектоника и постумная дезинтеграция).

2 Основные скопления месторождений углеводородов в фундаменте Кыулонгского бассейна связаны с зонами разуплотнения, которые приурочены к активным неотектоническим разломам.

3 Выявлен и обоснован комплекс основных критериев нефтегазоносности, включающий: геодинамические, петрографические, тектонические, структурно-геоморфологические, флюидодинамические, которые позволяют прогнозировать и обосновывать перспективность локальных структур и возможных скоплений углеводородов в породах кристаллического фундамента.

Степень достоверности и апробация работы.

Достоверность полученных результатов основана на привлечении к анализу большого объёма геолого-геофизических материалов и промысловых данных по эксплуатационным скважинам месторождения Белый Тигр, который позволил выявить основные поисковые критерии углеводородов в фундаменте и обосновать ряд локальных структур Кыулонгского и Южно-Коншонского бассейнов.

Основные результаты исследований докладывались на следующих конференциях: на XVII Международном симпозиуме имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых «Проблемы геологии и освоения недр» (Томск, 2013), на VIII Международной межвузовской научной конференции «Молодые - наукам о Земле», (Москва, 2016); на Всероссийской конференции по глубинному генезису нефти и газа «Формулирование современного варианта теории (новой парадигмы) глубинного абиогенно-мантийного происхождения нефти и газа» (Москва, 2016); на XIII Международной научно-практической конференции «Новые идеи в науках о Земле» (Москва, 2017); на XXI Международном научном симпозиуме студентов и молодых ученых им. академика М.А. Усова «Проблемы геологии и освоения недр» (Томск, 2017); на VIII Всероссийском совещании «Эффективность геофизических методов при региональных и поисковых работах на нефть и газ»

(Москва, 2017); на научной конференции «Challenging of Petroleum Geology in Exploration and Production» (Ханой, 2017); на Международной научно-практической конференции «Стратегия развития геологического исследования недр: настоящее и будущее (к 100-летию МГРИ-РГГРУ)» (Москва, 2018); на научно-практической конференции «Геолого-геофизические исследования нефтегазоносных территорий: научные и прикладные аспекты» («РосгеоНЕФТЕГАЗ-2018)» (Москва, 2018).

ГЛАВА 1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ В ФУНДАМЕНТЕ КЫУЛОНГСКОГО БАССЕЙНА 1.1 Обзор района исследования

Вдоль побережья Вьетнама выделяется ряд осадочных бассейнов: Шонгхонг, Фухань, Кыулонг, Южный Коншон, Малай-Тхочу. Кыулонгский бассейн считается самым богатым бассейном на шельфе южного Вьетнама. Его площадь составляет около 40 тыс. км2. Он расположен в пределах от 9°00 до 11°00 северной широты и 106°30 - 109°00 восточной долготы (рисунок 1.1).

100°0'0"Е 105°0'0"Е 110°0'0"Е

105°0'0"Е 110°0'0"Е

Условные обозначении

НГБ шельфа Вьетнама

Рисунок 1.1 - Обзорная карта нефтегазоносных бассейнов на шельфе Вьетнама (составил Нгуен М. Х., 2017 г.)

Этот бассейн протягивается в направлении с северо-востока на юго-запад, длина бассейна - 450-500 км, ширина 75-100 км. Глубины моря в пределах бассейна составляют 50-60м. С северо-запада он прилегает к суше. С юго-восточной стороны он ограничен Коншонским поднятием, отделяющим этот бассейн от Южно-Коншонского бассейна, с юго-запада - поднятием Хорат-Натуна, и с северо-востока - сдвигом Туихоа, который отделяет его от бассейна Фухань. Бассейн включает в себя ряд блоков: 01&02, 01&02/97, 15-1/01, 15-1/05, 15-2, 15-2/10; 161/03, 16-1, 16-2, 09-1, 09-2, 09-2/09, 09-3, 17 (рисунок 1.2).

Рисунок 1.2 - Схема расположения месторождений углеводородов и лицензионных блоков в Кыулонгском бассейне (составил Нгуен М. Х., 2017 г.)

Климат в районе бассейна тропический, муссонный, с дождливым летом, при температуре 25-35°С и сухим сезоном в зимний период при температуре 24-30°С. Сезон летнего юго-западного муссона длится с мая по сентябрь. В это время идут кратковременные обильные дожди со шквальным ветром до 25 м/сек. Влажность воздуха возрастает до 87 - 89 %.

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. Температура воды изменяется в течение года от 25 до 30°С. Соленость морской воды колеблется от 33 до 35 г/л.

1.2 Геолого-геофизическая изученность

В настоящее время в Кыулонгском бассейне открыто 18 нефтегазовых месторождений, 15 из которых были введены в эксплуатацию [10]. Эти открытия являлись результатом длительных геолого-геофизических работ, выполненных в бассейне.

История геологического изучения Кыулонгского бассейна началась в 60-х, годах, ее можно разделить на 4 этапа:

• Первый этап (до 1975 г.)

• Второй этап (1975-1980 гг.)

• Третий этап (1980-1988 гг.)

• Четвертый этап (1988- настоящее время)

Первые геолого-геофизические исследования на шельфе Вьетнама проводились в 1967-1969 гг. В 1969-1970 гг. в пределах шельфа южного Вьетнама фирма «Ray Geophysical Mandrel» провела региональные геофизические исследования, в том числе провела сейсмические профили 2D сетью 30х50 км. По результатам геофизических работ Вьетнамский шельф был разделен на несколько лицензионных блоков (рисунок 1.2).

В 1974 г. фирмой «Mobil Oil» (США) проводились комплексные преимущественно МОВ-ОГТ-24х, поисковые геофизические исследования в блоке 09. На основе обработки и интерпретации полученных сейсмических материалов, в начале 1975 года, первая скважина BH-1X был пробурена этой фирмой на центральном блоке поднятия структуры Белый Тигр. Фундамент она не вскрыла, а

на глубинах 2755-2819 м из терригенных отложений нижнего миоцена был получен приток нефти 342 м3/сут.

В 1976 г. фирмой «CGG» (Франция) вместе с Главным управлением нефти и газа Вьетнама выполнены сейсмические работы 1210,9 км профилей вдоль дельты реки Меконг и прибрежной зоны Вунгтау-Коншон. По результатам работ подтверждено существование Кыулонгского бассейна с определением основных отражающих горизонтов.

В 1978 г. норвежская фирма «Geco» провела сейсморазведку 2D в лицензионных блоках 09, 10, 16, 19, 20, 21 и детальную работу на структуре Белый Тигр с сетью 2х2 км и 1х1 км. В лицензионном блоке 15 фирмы «Deminex» и «Geco» выполнили 3221,7 км профилей с сетью 3,5х3,5 км, в том числе на структуре Кыулонг (Заря). На основе интерпретации сейсмических данных фирмой «Deminex» были пробурены 4 поисковые скважины на структурах Чатан (15-А-1Х), Шонгба (15-В-1Х), Кыулонг (15-С-1Х) и Донгнай «15-G-1X). Из отложений олигоцена и нижнего миоцена получен непромышленный приток нефти.

Созданное в 1981 г. совместное Вьетнамско-Советское предприятие «Вьетсовпетро» проводило основной объем разведочных работ в пределах Кыулонгского бассейна (блоки 09, 15, 16) и частично Южно- Коншонского бассейна. В восьмидесятых годах «Вьетсовпетро» пробурило 4 скважины на структурах Белый Тигр, Дракон (R-1X, BH-3X, BH-4X, BH-5X) и на структуре Тамдао (TD-1X). В сентябре 1988 г. на структуре Белый Тигр была обнаружена залежь нефти в гранитоидах фундамента. С тех пор здесь на фундамент пробурено несколько десятков скважин, большинство из них дают значительные притоки нефти. Затем промышленные притоки были обнаружены в фундаменте структур Дракон, Тамдао, Дайхунг и др.

Кроме «Вьетсовпетро», с 1988 г до настоящего времени многие западные фирмы («CGG», «Geco-Prakla», «Western Geophysical Company», «PSG» и др.) проявили интерес к перспективам фундамента шельфа южного Вьетнама и проводили геолого-геофизические работы и глубокое бурение. По соглашениям,

подписанным между правительством Вьетнама и этими фирмами, многие из них получили в аренду те или иные блоки и проводили геофизические сейсмические исследования методами 2Э, 3Э с целью уточнения геологического строения наиболее перспективных участков.

До настоящего времени в Кыулонгском бассейне были пробурены около 500 скважин, в том числе «Вьетсовпетро» 70% скважин. По результатам бурения выявлены месторождения углеводородов, такие как Заря (блок 15-2), Жёлтый Тунец (блок 09-2), Восточный, Юго-Восточный Дракон (блок 09-1) и др. Кроме того, также были выявлены многие нефтегазовые скопления, находящиеся в процессе доразведки и оценки запасов.

По состоянию на 01.01.2016 в Кыулонгском бассейне добыто 218,6 млн. т., в том числе на Белом Тигре - около 200 млн. т, а на Драконе - 15 млн. т. и около 2 млн. т. добыто на других объектах [46].

1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Кыулонгский бассейн сложен кайнозойскими осадочными отложениями, несогласно перекрывающими поверхность кристаллического фундамента (рисунок 1.3).

1.3.1 Докайнозойский комплекс (фундамент)

По литологическим характеристикам и абсолютным возрастам в составе пород фундамента Кыулонгского бассейна выделяются три разновозрастных магматических комплекса: Хон-Хоай, Динь-Куан и Ка-На.

Комплекс Хон-Хоай позднетриасового возраста (от 195 до 250 млн. лет) сложен наиболее древними магматическими образованиями в фундаменте бассейна. Гранитоиды этого комплекса, сгруппированные с интрузивными магматическими образованиями комплекса Анкроет - Динь-Куан, представлены, в основном, амфиболами, биотитами, диоритами, адамелитами, монцонитами. Породы сильно раздроблены, изменены и распространены в крыльях поднятий

фундамента. Их трещины заполнены вторичными минералами (кальцитом, эпидотом, цеолитом).

Рисунок 1.3 - Сводный литолого-стратиграфический разрез Кыулонгского бассейна (составил Нгуен М. Х., 2017 г. по данным Вьетсовпетро)

Комплекс Динь-Куан юрского возраста (от 130 до 155 млн. лет) распространен во многих структурах бассейна, таких как Белый Тигр (Северный свод), Ба Ви, Там Дао, Волк. В месторождениях Заря, Черный Лев, Желтый Лев, Рубин породы этого комплекса представлены, в основном, гранодиоритами, иногда - разноцветными кварцевыми монцонито-биотитами. Образования данного комплекса значительно раздроблены и изменены, за счет этого формируются зоны развития разуплотненных трещинных, трещинно-кавернозных пород коллекторов.

Комплекс Ка-На имеет позднеюрский возраст (от 90 до 100 млн. лет). Это -самый развитый и распространенный магматический комплекс в бассейне. Комплекс сложен гидрослюдистыми гранитами и биотитами. Гранитоиды данного комплекса одновременно формировались с процессом горообразования и распределяются вдоль осевого направления бассейна. Среди изверженных интрузивных магматических пород распространены дайки с различным литологическим составом от кислого до средне-щелочного, щелочного и кварцевого. Также в Кыулонгском бассейне встречаются метаморфические породы, такие как парагнейсы, ортогнейсы. Они характеризуются меньшим уровнем по раздробленности и преобразованию, чем интрузивные породы. Фундамент является основным нефтеносным объектом, имеющим высокопродуктивные залежи в Кыулонгском бассейне.

1.3.2 Кайнозойские осадочные отложения

Кайнозойские осадочные отложения перекрывают со стратиграфическим и угловым несогласием размытую и выветрелую поверхность фундамента.

Палеоген

Нижний олигоцен (свита Чаку Pl3)

Свита Чаку мощностью 200-1500 м, сложена, в основном, аргиллитами, алевролитами и песчаниками с тонкими прослоями углей и известковых глин. В разрезе иногда встречаются вулканические породы, в составе которых входят порфирный диабаз, базальт и габбро-диабаз. Мощность в прогибах структур Белый

Тигр, Дракон, Белый Лев может достигать до 500 м. На сейсмических разрезах свита выделяется между сейсмическим горизонтом акустического фундамента (СГ-АФ) (кровля фундамента) и СГ-11 (кровля нижнего олигоцена). По фациальным характеристикам свита Чаку образовалась в континентальных условиях. Продуктивность свиты Чаку достаточно высока. Песчанистые пласты свиты Чаку, выделенные на месторождениях Белый Лев, Юго-Восточный Дракон, являются вторым нефтеносным объектом эксплуатации.

Верхний олигоцен (свита Чатан Рз2)

Свита Чатан залегает несогласно на кровле свиты Чаку. Литологический разрез свиты Чатан разделяется на три части: нижнюю, среднюю и верхнюю. В нижней части, свита представлена мелко-крупнозернистыми песчаниками, иногда гравелитами с чередованием глинистых пропластков. В средней части свита сложена темно-коричневыми аргиллитами с тонкими прослоями песчаников и алевролитов, иногда известняков и углей. В верхней части свита представлена, в основном, аргиллитами от коричневого до темно-коричневого цвета с чередованием алевролитов и песчаников. На сейсмических разрезах свита Чатан выделяется между сейсмическими горизонтами СГ-7 и СГ-11. Осадконакопление свиты происходило в равнинных, аллювиальных прибережных, озерных условиях.

По результатам бурения в районе месторождений Белый Тигр, Ба-Ден, Ба-Ви, особенно в лицензионном блоке 01 северной части центрального свода, отмечены вулканогенные образования. В составе пород входят андезит, андезит-базальт, габбро-диабаз с мощностью от нескольких метров до 100 м.

Глинистые породы свиты Чатан с содержанием органического вещества от 0,1% до 10% являются хорошими нефтематеринскими породами. Песчанистые пласты в свите Чатан являются перспективными объектами для поиска и разведки в Кыулонгском бассейне.

Неоген

Нижний миоцен (свита Батьхо N11)

Свита Батьхо подразделяется на нижнюю и верхнюю части. В нижней части свиты породы представлены песчаниками, алевролитами (более 60%) с чередованием аргиллитов серого, желтого и красного цвета. В верхней части свита сложена, в основном, аргиллитами серого, зелено-серого цвета с чередованием алевролитов и песчаников. К самой верхней части разреза приурочен широко развитый в Кыулонгском бассейне реперный горизонт монтмориллонитовых глин и аргиллитов, известный под названием «роталиевые глины». Мощность этого горизонта составляет от 50 до 100 м, при этом он является хорошим региональным флюидоупором. На сейсмических разрезах свита Батьхо выделяется между сейсмическими горизонтами СГ-3 и СГ-7. В целом, отложения нижнего миоцена формировались в лагунных, дельтовых, озерно-болотных, прибрежно-морских условиях. В настоящее время нефть добывают из песчаных залежей данной свиты на месторождениях Рубин, Заря, Белый Тигр, Черный Лев, Белый Носорог.

Средний миоцен (свита Коншон ^2)

По сейсмическим данным, свита Коншон располагается среди двух отражающих сейсмических горизонтов СГ-2 и СГ-3. В разрезе свиты преобладают средне-крупнозернистые песчаники (местами пески), алевролиты (75-80%), чередующиеся в неравномерном сочетании с серыми глинистыми слоями мощностью 5-15 м, местами отмечены тонкослоистые угли. Обстановка осадконакопления: аллювиальная, мелководно-морская. Отложения данной свиты перекрывают почти горизонтально или с небольшим углом поверхность свиты Батьхо. В крупнозернистых песчаниках свиты, имеющих хорошие фильтрационно-емкостные свойства, впервые были открыты нефтеносные залежи над региональной покрышкой в скважине 02.97.DD.1X. Залежи нефти, выявленные в песчаниках среднего миоцена, являются новыми объектом в Кыулонгском бассейне.

Верхний миоцен (свита Донгнай ^3)

В состав свиты входят, в основном, среднезернистые песчаники с чередованием алевролитов, тонкослоистых глин серого цвета. Обстановка

осадконакопления: прибрежно-мелководная морская. На сейсмических разрезах свита Донгнай находится между сейсмическими горизонтами СГ-1 и СГ-2. Мощность свиты изменяется в пределах от 500 до 750 м.

Плиоцен-четвертичные

Свита Бьендонг (N2-0)

Породы представлены мелко-среднезернистыми песками, местами с чередованием илистых и глинистых пластов. Глины сероватого цвета содержат морскую флору и глаукониты. Встречаются в некоторых местах карбонаты. Обстановка осадконакопления: мелководная, прибрежно-морская. Мощность свиты составляет от 400 до 700 м.

1.4 Тектоническая характеристика Кыулонгского бассейна

Шельф Вьетнама простирается вдоль восточного и южного побережья Индокитайского полуострова, имеет площадь 300 тыс. км2. В тектоническом плане шельф южного Вьетнама находится в южной части Евразийской плиты, с трех сторон окруженной зонами субдукции: на востоке к ней примыкает Филиппинская плита, на юго-востоке - Тихоокеанская, на юге и западе - Индо-Австралийская плита [7] (рисунок 1.4).

Формирование Кыулонгского бассейна тесно связано с историей формирования и развития Южно-Китайского моря [9]. Первая фаза растяжения происходила в конце мезозоя-начале кайнозоя и привела к разрушению структурного плана бассейна и образованию грабенов и полуграбенов, которые протягиваются в направлении северо-восток - юго-запад. Кайнозойские отложения характеризуются терригенными комплексами, мощность которых может достигать до 9 км (на погруженных прогибах лицензионных блоков 15-2, 16-1).

Рисунок 1.4 - Тектоническая схема Юго-Восточной Азии [26]: 1 -континентальные плиты; 2 - микроконтиненты; 3 - океанические плиты; 4 -контуры новообразованной в результате спрединга океанической коры окраинных морей; 5 - контуры захваченной океанической коры окраинного моря; 6 - древние шельфы; 7 - современные шельфы; 8 - окраинно-континентальные вулканические пояса; 9 - островодужные вулканиты; 10 - коллизионные гранитоиды; 11 -складчатые комплексы; 12 - зоны субдукции: а) активные (конвергентные границы плит), б) неактивные; 13 - номера современных островных дуг; 14 - трансформные границы плит и микроплит; 15 - нечеткие границы плит и микроплит, проводимые по зонам рассеянной сейсмичности; 16 - активные (современные) зоны спрединга; 17 - крупные рифты; 18 - современный вулканизм; 19 - направление движения плит (цифры - скорость субдукции, см/год); 20 - разломы; 21 - сдвиги (а), надвиги (б); 22 - Кыулонгский бассейн; 23 - месторождение Белый Тигр.

Формирование гранитоидных пород, слагающих фундамент шельфа Южного Вьетнама, в основном происходило в результате кристаллизационной дифференциации известково-щелочной базальтовой магмы и палингенно-анатектического плавления пород континентальной коры и аккреционных масс в условиях геодинамического режима активной материковой окраины [13].

В Кыулонгском бассейне разделяются следующие основные структурные элементы: центральная Кыулонгская впадина, поднятие Фу-Куи, Кыулонгское поднятие, дифференцированные прогибы Ка-Кой и Бак-Лиеу. (рисунок 1.5).

Рисунок 1.5 - Основные структурные элементы в Кыулонгском бассейне (составил Нгуен М. Х., 2018 г. по данным Петро Вьетнам)

- Центральная Кыулонгская впадина занимает % площади бассейна. По изогипсам 2 км, Кыулонгская впадина выражена в виде замкнутой впадины. Здесь сосредоточены скопления углеводородов. Эта впадина разделена на мелкие

структурные элементы, такие как: 1 - юго-западная дифференцированная зона; 2 -северо-западная моноклиналь; 3 - северо-восточная дифференцированная зона; 4 -юго-восточная моноклиналь; 5 - западная впадина Батьхо, 6 - северо-западная приподнятая зона; 7 - восточная приподнятая зона; 8 - восточная впадина Батьхо; 9 - северо-восточная впадина; 10 - центральное поднятие (рисунок 1.6).

Северо-западная северо-западная западная впадина центральное восточная впадина

моноклиналь приподнятая зона Батьхо поднятие Батьхо

Рисунок 1.6 - Поперечный разрез через центральную Кыулонгскую впадину

[46]

- Поднятие Фу-Куи считается продолжением поднятия Коншон на северо-западе. Это древние поднятие, отделяющее Кыулонгский бассейн от северовосточного участка Южно-Коншонского бассейна. Мощность отложений изменятся в диапазоне 1,5-2 км.

- Кыулонгское поднятие расположено на востоке от дифференцированных прогибов Ка-Кой и Бак-Лиеу и отделяет их от центральной Кыулонгской впадины. Толщина осадочного отложения незначительная и представлена отложениями свит Донгнай и Бьендонг.

- Дифференцированный прогиб Ка-Кой расположен, в основном, в районе устья Хау с малой площадью и небольшой толщиной отложений (около 2 км). Прогиб расчленен тектоническими разломами СВ-ЮЗ направления.

- Дифференцированный прогиб Бак-Лиеу расположен на юго-западе Кыулонгского бассейна, его площадь около 3600 км2. Половина его площади приурочена к мелководной и наземной частям. Толщина осадочного чехла составляет около 3 км. Прогиб расчленен сбросами СЗ-ЮВ направления.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Нгуен Минь Хоа, 2018 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1 Акурчин, Д.Ф. Основные факторы формирования нетрадиционных коллекторов на примере месторождения Белый Тигр / Д.Ф. Акурчин, А.В. Чибисов // Нефтегазовые технологии и новые материалы. Проблемы и решения. Сборник научных трудов. Уфа, 2014. - с. 62-64.

2 Арешев, Е.Г. Нефтегазоносность окраинных морей Дальнего Востока и Юго-Восточной Азии / Е.Г. Арешев. - М.: АВАНТИ, 2003. - 288 с.

3 Арешев, Е.Г. Альтернативная модель формирования нефтяной залежи в фундаменте месторождения Белый Тигр / Е.Г. Арешев, В.П. Гаврилов, В.В. Донцов // Нефтяное хозяйство. - №9. - 2004. - С. 44-47.

4 Арешев, Е.Г. Геология и нефтегазоносность фундамента Зондского шельфа / Е.Г. Арешев, В.П. Гаврилов, Л.Д. Чан и др. - М.: Нефть и газ, 1997. - 288 с.

5 Арешев, Е.Г. Рифтовые структуры как перспективный нефтегазоносный объект континентального шельфа СРВ / Е.Г. Арешев // Нефтяное хозяйство. - №2.

- 2001. - С. 22-24.

6 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.

7 Богоявленский, В.И. Нефтегазоносность кристаллического фундамента шельфа Вьетнама: Белый Тигр и Дракон / В.И. Богоявленский, А.Д. Дзюбло, А.Н. Иванов, И.В. Богоявленский, Р.А. Никонов // Геология нефти и газа. - №5. - 2016.

- с. 102-116.

8 Ву, В.Х. Состав и источники нефти в терригенных и вулканогенных коллекторах месторождения Белый Тигр (Вьетнам) / В.Х. Ву, О.В. Серебренникова, Ю.В. Савиных // Вестник Томского государственного университета. - 2012. - № 361 (август). - С. 165-170.

9 Ву, Н.Х. Условие формирования залежей углеводородов в Кыулонгском бассейне (Вьетнам) / Н.Х. Ву // Нефть, газ и бизнес. - 2017. - №1. - с. 7-17.

10 Ву, Н.Х. Генерационный потенциал олигоцен-миоценовых отложений Кыулонгского бассейна (Вьетнам) / Н.Х. Ву // Труды РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. - 2017. - № 2 (287). - с. 22-33.

11 Дмитриевский, А.Н. К вопросу о нефтегазоносности образований фундамента Западной Сибири и Вьетнама / А.Н. Дмитриевский, В.Л. Шустер, С.А. Пунанова // «Актуальные проблемы нефти и газа». Вып. 1(16). -2017.

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

13 Донг, Ч.Л. Научные основы технологии разработки гранитоидных коллекторов нефти и газа: Автореф. дис. докт. геол.-минер. Наук / Ч.Л. Донг. - Уфа, 2008. - 47 с.

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

15 Гаврилов, В.П. Нефтегазоноснось гранитов / В.П. Гаврилов // Геология нефти и газа. - №6. - 2000. - С. 44-49.

16 Гаврилов, В.П. Гранитоидные коллекторы и нефтегазоносность южного шельфа Вьетнама. Tom 2 / В.П. Гаврилов, В.Л. Гулев, Ф.А. Киреев М.: Недра, 2010. - 287 с.

17 Гаврилов, В.П. Нетрадиционная модель образования гранитов и их нефтегазоносности (на примере южного шельфа Вьетнама) / В.П. Гаврилов // Геология нефти и газа. - 2010. - №1. - С. 51-55.

18 Гогоненков, Г.Н. Сдвиговые деформации в чехле Западно-Сибирской плиты и их роль при разведке и разработке месторождений нефти и газа / Г.Н. Гогоненков, А.И. Тимурзиев // Геология и геофизика. - 2010. - №3. - С. 384-400.

19 Гогоненков, Г.Н. Новейшие сдвиговые деформации Западной Сибири -новое о строение, генезисе и нефтегазоносности тектонических структур / Г.Н. Гогоненков, А.И. Тимурзиев // Горные ведомости. - 2011. - №4 (83). - С. 36-64.

20 Гогоненков, Г.Н. Технология седиментационного анализа сейсмческих данных / Г.Н. Гогоненков, С.С. Эльманович, П.А. Авдеев, А.С. Плахов, И.И. Ефремов // Нефть. Газ. Новации. - 2017. - №1. - С. 62-69.

21 Горюнов, Е.Ю. Перспективы нефтегазоносности фундамента Жигулевского вала / Е.Ю. Горюнов, П.А. Игнатов, В.А. Трофимов, М.Х. Нгуен, И.А. Сабиров, З.И. Узембаева // Геология нефти и газа. - №2. - 2017. - С. 52-59.

22 Горюнов, Е.Ю. Основные черты и закономерности строения месторождений нефти и газа в фундаменте Кыулонгской впадины (Вьетнам) / Е.Ю. Горюнов, М.Х. Нгуен // Геология нефти и газа. - №2. - 2018. - С. 97-103.

23 Донцов, В.В. Об эндогенных факторах формирования нефтяных залежей в кристаллическом фундаменте Кыулонгской впадины на шельфе южного Вьетнама / В.В. Донцов, А.Е. Лукин // Доклады РАН. - 2006. - Т. 407. - №1. - С. 64-67.

24 Игнатова, В.А. Сравнение геодинамических моделей и нефтегазоносности бассейнов Дальнего Востока России и Юго-Восточной Азии / В.А. Игнатова // Тихоокеанская геология. - 2010. - Т. 29. - № 2. - С. 27-42.

25 ИНПРЕС Руководство пользователя. - ЦГЭ. - 528 с.

26 Исаев, В.И. Генезис коллекторов нефти кристаллического фундамента месторождения Белый Тигр / В.И. Исаев, Х.Б. Нгуен // Вестник Российской академии естественных наук, Западно-Сибирское отделение. - Выпуск 19. - 2016. - С. 9-22.

27 Карасевич, А.М. Нетрадиционные ловушки углеводородов в геофизических полях / А.М. Карасевич, Д.П. Земцова, А.А. Никитин. М.: ВНИИгеосистем. - 2016. - 201 с.

28 Керимов, В.Ю. Теория органического происхождения углеводородов -фундаментальный базис прогнозирования нефтегазоносности недр / В.Ю. Керимов, Г.Н. Гордадзе, В.И. Ермолкин // Журнал «Недропользования XXI век». -№ 6(69). - 2017. - C. 118-127.

29 Кошляк, В.А. Гранитоидные коллекторы нефти и газа / В.А. Кошляк. -Уфа: Тау, 2002. - 256 с.

30 Киреева, Т.А. Состав флюида первичной миграции микронефти / Т.А. Киреева, В.А. Всеволожский // Дегазация Земли: геотектоника, геодинамика, геофлюиды, нефть и газ. Материалы Всероссийской конференции с международным участием, посвященной 100-летию со дня рождения академика П.Н. Кропоткина, 18-22 октября 2010 г. - М.: Геос, - 2010. - С. 217-220.

31 Киреева, Т.А. Генезис подземных вод месторождения Белый Тигр (шельф Южного Вьетнама) в связи с нефтегазоносностью / Т.А. Киреева // Вестник МГУ. Сер. 4. Геология. - 2010. - №4.

32 Киреев, Ф.А. Нефть Вьетнама: Две точки зрения на генезис / Ф.А. Киреев // Всероссийская конференция по глубинному генезису нефти, 1 -е Кудрявцевские чтения, Москва, ЦГЭ, 22-25 октября 2012 г.

33 Киреев, Ф.А. Граниты и нефтегазоносность / Ф.А. Киреев // Дегазация Земли: геотектоника, геодинамика, геофлюиды, нефть и газ. Материалы Всероссийской конференции с международным участием, посвященной 100-летию со дня рождения академика П.Н. Кропоткина, 18-22 октября 2010 г. - М.: Геос, 2010. - С. 214-217.

34 Кирилов, А.С. Практикум по сейсмической интерпретации в PETREL / А.С. Кирилов, К.Е. Закревский. М.: Изд-во МАИ-ПРИНТ, 2014. - 288 с.

35 Кирюхин, А.В. Формирование нефтяного резервуара в условиях пароконденсатной гидротермальной системы по результатам численного моделирования (на примере месторождения Белый Тигр, Вьетнам) / А.В. Кирюхин, Т.А. Киреева // Геология нефти и газа. - №1. - 2015. - С. 79-86.

36 Левянт, В.Б. Выделение зон трещинно-каверновых коллекторов в фундаменте на основе использования рассеянной компоненты волнового поля / В.Б. Левянт, В.Л. Шустер // Технологии нефти и газа. - 2005. - № 5-6. - С. 32-43.

37 Леонов, М.Г. Полигенность гранитных кластитов. Сообщение 1. Экзогенная и тектоническая постмагматическая дезинтеграция гранитных массивов / М.Г. Леонов, Ю.Г. Цеховский, Е.С. Пржиялговский, А.В. Полещук, Е.В. Лаврушина // Литология и полезные ископаемые. - 2014. - №1. - С. 89-112.

38 Леонов, М.Г. Полигенность гранитных кластитов. Сообщение 2. Вторичная гипергенная и тектоническая переработка гранитных кластитов / М.Г. Леонов, Ю.Г. Цеховский, Е.С. Пржиялговский, А.В. Полещук, Е.В. Лаврушина // Литология и полезные ископаемые. - 2014. - №2. - С. 186-204.

39 Лукин, А.Е. Дегазация Земли, нафтидогенез и нефтегазоносность. Статья 3. / А.Е. Лукин // Сборник научных трудов УкрГГРИ. - 2017. - № 1-2. - С. 142-164.

40 Нгуен, М.Х. Условия образования трещиноватых коллекторов в эффузивных породах, вмещающих залежи нефти на месторождении «Дракон» (Вьетнам) / М.Х. Нгуен // Сборник трудов XVII Международного симпозиума имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых «Проблемы геологии и освоения недр». - Томск: Изд-во ТПУ, 2013. - Т.1. - 854 с.

41 Нгуен, М.Х. Сравнительный анализ геологического строения шельфа Южного и Северного Вьетнама в связи с перспективами нефтегазоносности фундамента / М.Х. Нгуен, Е.Ю. Горюнов // Материалы к XIII Международной научно-исследовательской конференции «Новые идеи в науках о Земле». - Т.1. -М.: МГРИ-РГГРУ, 2017. - 516 с.

42 Нгуен, Т.З. К характеристике нефтяных месторождений в гранитоидных коллекторах на шельфе южного Вьетнама / Т.З. Нгуен, А.В. Сиднев, В.Е. Андреев // Журнал «Успехи современного естествознания». - 2005. - №8. - С.44-45.

43 Нгуен, Х.Б. Факторы генезиса пустотности кристаллических коллекторов нефти месторождения Белый Тигр / Х.Б. Нгуен, В.И. Исаев // Геофизические

методы при разведке недр: материалы Всероссийской научно-практической конференции с международным участием, посвященной 70-летию основания в Томском политехническом институте кафедры «Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых», 20-23 апреля 2016 г., Томск. -Томск: Изд-во ТПУ. - 2016. - С. 148-153.

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

45 Отчет «Анализ текущего состояния разработки месторождений блока 091 на 01.01.2015г.» - Вунг Тау: СП Вьетсовпетро, 2015.

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

47 Отчет «Пересчет запасов нефти и растворенного газа месторождения Белый Тигр по состоянию на 01.07.2011 г.» - Вунг Тау: «СП Вьетсовпетро», 2012.

48 Отчет «Пересчет запасов нефти и растворенного газа северо-восточного, восточного, центрального участков месторождения Дракон по состоянию на 01.01.2012 г.» - Вунг Тау: СП «Вьетсовпетро», 2013.

49 Отчет «Обновление запасов нефти и газа месторождения Южный Дракон - Дой Мой по состоянию на 01.07.2012 г.» - Вунг Тау: СП «Вьетсовпетро», 2013.

50 Отчет «Результаты уточнения геологических запасов углеводородов месторождения ТЫ-МК по результатам бурения скважин ТЫ-4Х, ТЫ-5Х». - Вунг Тау: СП «Вьетсовпетро», 2011 г.

51 Отчет «Оценка перспектив нефтегазоносности блока 16-1 Кыулонгской впадины». - Ханой: PVEP, 2017 г.

52 Поспелов, В.В. Кристаллический фундамент: геолого-геофизические методы изучения коллекторского потенциала и нефтегазоносности / В.В. Поспелов.

- Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований; «Регулярная и хаотическая динамика», 2005. - 260 с.

53 Поспелов, В.В. О формировании трещинных коллекторов в гранитоидных породах фундамента / В.В. Поспелов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - №6. - 2000. - С. 2-6.

54 Плотникова, И.Н. Особенности распределения зон коллекторов кристаллического фундамента в разрезе скв. 20009 Новоелховская / И.Н. Плотникова // Геология нефти и газа. - 2004. - №4. - С. 12-18.

55 Плотникова, И.Н. Зоны разуплотнения кристаллического фундамента Волго-Уральской антеклизы как потенциальные нефтепоисковые объекты: автореф. дис. докт. геол.-минер. Наук / И.Н. Плотникова. - Москва. - 2006. - 46 с.

56 Пржиялговский, Е.С. Гранитные протрузии в структуре зон внутри-плитной активизации Южной Монголии / Е.С. Пржиялговский, М.Г. Леонов, Е.В. Лаврушина // Журнал «Геотектоника». - № 3. - 2014. - С. 50-77.

57 Скоробогатов, В.А. Тектонические условия формирования и размещения залежей углеводородов в осадочных бассейнах южного шельфа Вьетнама / В.А. Скоробогатов, М.Т. Фи // Нефть, газ и бизнес. - №11. - 2015. - С. 7-10.

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

59 Тимурзиев, А.И. Анализ трещинных систем осадочного чехла и фундамента месторождения Белый Тигр (Вьетнам) / А.И. Тимурзиев // Экспозиция нефть газ. - № 5/Н (11). - 2010. - С. 11-20.

60 Тимурзиев, А.И. Новейшая сдвиговая тектоника осадочных бассейнов: тектонофизический и флюидодинамический аспекты (в связи с нефте-газоносностью) часть 9 / А.И. Тимурзиев // Глубинная нефть. - № 12 (Т.1). - 2013.

- С. 2036 - 2080.

61 Тимурзиев, А.И. Практические результаты изучения фильтрационной неоднородности трещинных коллекторов фундамента месторождения Белый Тигр / А.И. Тимурзиев // Экспозиция нефть газ. - № 2/Н (14). - 2011. - С.33-40.

62 Трофимов, В.А. Основные признаки нефтегазоносности фундамента шельфа южного Вьетнама / В.А. Трофимов, Е.Ю. Горюнов, М.Х. Нгуен // Нефтяная провинция. - №3(11). - 2017. - С.29-47.

63 Трофимов, В.А. Инновационные подходы к решению проблемы поисков углеводородов в глубокозалегающих горизонтах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции / В.А. Трофимов, Е.Ю. Горюнов, И.А. Сабиров // Журнал «Георесурсы». - №1 (Т.19). - 2017. - С. 59-68.

64 Фи, М.Т. Условия формирования скоплений углеводородов и оценка перспектив нефтегазоносности в бассейне Южный Коншон (шельф Южного Вьетнама): автореф. дис. канд. геол.-минерал. наук / М.Т. Фи. - Москва. - 2016. -29 с.

65 Фомкин, А.В. Особенности изучения и разработки залежей нефти фундамента месторождений южного шельфа Вьетнама / А.В. Фомикн // Нефтяное хозяйство. - №9. - 2012. - С.32-35

66 Халимов, Ю.Э. Промышленная нефтегазоносность фундамента в гранитоидных коллекторах / Ю.Э. Халимов // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2012. - Т.7. - №4. - 17 с.

67 Шахновский, И.М. О роли некоторых геологических факторов в формировании месторождений нефти и газа / И.М. Шахновский // Геология нефти и газа. - 1997. - №1.

68 Шустер, В.Л. Нефтегазоносность фундамента (проблемы поиска и разведки месторождений углеводородов) / В.Л. Шустер, В.Б. Левянт, М.М. Элланский - М.: Изд. «Техника», 2003. - 176 с.

69 Шустер, В.Л. Мировой опыт изучения нефтегазоносности кристаллического фундамента: обзорная информация / В.Л. Шустер, Ю.Г. Такаев // Разведочная геофизика. - Геоинформмарк. - 1997. - Вып. 3/4. - 75 с.

70 Шустер, В.Л. Формирование зон разуплотненных трещиноватых пород в кристаллическом фундаменте / В.Л. Шустер, А.В. Самойлова // Георесурсы. Геоэнергетика. Геополитика. - № 2(12). - 2015. - 5 с.

71 Gutmanis, Jon. Hydrocarbon production from fractured basement formation / J. Gutmanis, T. Batchelor, L. Cotton, J. Baker and colleagues at GeoScience Limited // Geoscience limited. - version 10. -October 2012. - 43 p.

72 Huy, X. Nguyen. Fractured Basement reservoirs and Oil Displacement Mechanism in White Tiger Field, Offshore Vietnam / Huy X. Nguyen, Wisup Bae, San T.N, Xuan V. Tran, Sung Min J // AAPG 2012 International Conference & Exhibition, 2012, Marina Bay Sands Expo - Singapore.

73 Hoang, V.Q. The oil reservoir of the basement of White Tiger oil field and the solution to regulation of the production regime for enhancing oil recovery / V.Q. Hoang // The second International conference "Fractured basement reservoir. Vung Tau, 2008.

74 Hoang, V.Q. Reservoir parameter evaluation for the reservoir study and modeling of fractured basement, White Tiger oil field / V.Q. Hoang, X.S. Pham, X.N. Tran, L.D. Tran // The second International conference "Fractured basement reservoir", Vung Tau, 2008.

75 Kitchka, O.A. Petroleum potential of the weathered, fractured, and hydrothermally altered basement reservoirs: case study for Ukraine / O.A. Kitchka, O.P. Petrovskyy, T.O. Fedchenko, K.E. Shniukova, G.O. Kuzmanenko, A.R. Solomyanyi, T.P. Koghut // Problems and prospects of oil and gas industry: Coll. Sci. Papers. Issue 1. -Vyshneve, 2017. - 205p.

76 Le, Chi Mai. The structural setting of Nam Con Son basin interpreted from seismic data / Chi Mai Le, Huu Quynh Nguyen, Van Linh Nguyen, Thi Bich Ngoc Vo, Van Vuong Nguyen // Petro Vietnam journal. - Vol9/2013. - pp. 16-25.

77 Nguyen, Anh Duc. Building porosity model of fractured basement reservoir based on integrated seismic and well data in Hai Su Den field, Cuu Long basin / Anh Duc Nguyen, Huy Ngoc Nguyen, Lam Anh Nguyen // Petro Vietnam journal. - Vol6/2014. -pp. 11-19.

78 Nguyen, Huy Ngoc. Role of 3D seismic data in prediction of high potential areas within Pre-Tertiary fractured granite basement reservoir in Cuu Long basin, Vietnam offshore / Huy Ngoc Nguyen, Quoc Quan Nguyen, Ngoc Dong Nguyen, Do Ngoc Nhi Nguyen // AAPG International Conference and Exhibition, Calgary, Alberta, Canada. 12-15, September 2010.

79 Nguyen, Thi Thu Huyen. Factors controlling the formation and development of permeability and porosity of Bach Ho basement reservoir / Huyen Nguyen Thi Thu, Dinh Tien Hoang // Petro Vietnam journal. - Vol2/2014. - pp. 17-26.

80 Ngo, Xuan Vinh. Main alteration processes of granitoid basement rocks of the Cuu Long basin and the relationship to their reservoir properties / Xuan Vinh Ngo // PetroVietnam Conference on the oil and gas industry on the Eve of 21st Century. - 2000.

- Vol.1. - pp. 273-281.

81 Pospelov, V.V. Some peculiarities of developing oil pools in the zeolite-bearing basement rocks / V.V. Pospelov // Petroleum Geology - Theoretical and Applied Studies.

- 2008. - V.3. - №1. - 10 pp.

82 Tran, Le Dong. White Tiger oil field basement reservoir and the improvement of its development. / Le Dong Tran, Van Quy Hoang // The first International conference "Fractured basement reservoir". Vung Tau, 2006.

83 Trinh, X.C. Bach Ho field, a fractured granitic basement reservoir, Cuu Long basin, offshore SE Vietnam: a "buried-hill" play / X.C. Trinh, J.K. Warren // Journal of Petroleum Geology. - 2008. -Vol. 32(2). - April 2009. - pp. 129-156.

84 Trinh,Van Long. Petrology of the granitoid basement of White Tiger, Dragon oil fields and adjacent region within Cuu Long basin / V.L. Trinh // The 2-nd international conference "Fractured basement reservoir". Vung Tau, 2008.