Коллекторы нефти кристаллического фундамента месторождения Белый Тигр

Аналіз тектоніки і петротипів порід кристалічного фундаменту нафтового родовища Білий Тигр (шельф Південного В’єтнаму) і даних каротажу 165 свердловин виявив тектонічні й петрологічні чинники утворення та інтенсивності вторинної пустотності в колекторах фундаменту. Вивчення порового простору порід-к...

Повний опис

Збережено в:

Бібліографічні деталі
Дата:	2017
Автори:	Нгуен, Х.Б., Исаев, В.И.
Формат:	Стаття
Мова:	Russian
Опубліковано:	Інститут геофізики ім. С.I. Субботіна НАН України 2017
Назва видання:	Геофизический журнал
Онлайн доступ:	http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/127670
Теги:	Додати тег Немає тегів, Будьте першим, хто поставить тег для цього запису!
Назва журналу:	Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
Цитувати:	Коллекторы нефти кристаллического фундамента месторождения Белый Тигр / Х.Б. Нгуен, В.И. Исаев // Геофизический журнал. — 2017. — Т. 39, № 6. — С. 3-19. — Бібліогр.: 17 назв. — рос.

Репозитарії

Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine

id	irk-123456789-127670
record_format	dspace
spelling	irk-123456789-1276702017-12-26T03:01:47Z Коллекторы нефти кристаллического фундамента месторождения Белый Тигр Нгуен, Х.Б. Исаев, В.И. Аналіз тектоніки і петротипів порід кристалічного фундаменту нафтового родовища Білий Тигр (шельф Південного В’єтнаму) і даних каротажу 165 свердловин виявив тектонічні й петрологічні чинники утворення та інтенсивності вторинної пустотності в колекторах фундаменту. Вивчення порового простору порід-колекторів методами геофізичних досліджень свердловин ґрунтується головним чином на акустичних і електричних характеристиках матричної пористості, тріщин і каверн. Виявлено стійку закономірність зміни (зменшення) пористості з глибиною. Ця закономірність спостерігається у межах усіх виділених геологічних блоків. Утворення вторинної пористості в породах фундаменту зумовлено насамперед тектонічним чинником, вплив якого з глибиною зменшується. Найбільше цей вплив позначається на породах Центрального і Північного блоків. Характер розподілу пористості залежить від розподілу петротипів порід, з чим пов’язані спрямованість та інтенсивність вторинних змін порід-колекторів. Для порід-колекторів фундаменту вказаних вище блоків установлено значущі залежності питомого дебіту від вторинної пористості, яку визначають за даними каротажу. Analysis of tectonics and rock petrotypes of The White Tiger oil field (the Southern Vietnamese shelf), and logs data of 165 wells revealed tectonic and petrological factors of formation and intensity of the secondary cavitation in the basement reservoirs. Studying of the pore space of rock reservoirs by the wells logging method is primarily based on acoustic and electric characteristics of the matrix porosity, fractures and caverns. The consistent pattern of variability (reduction) of porosity with depth was revealed. This pattern occurs in all selected geological blocks. The major factor causing the formation of the secondary cavitation in basement rocks is the tectonic factor, which reduces its influence with depth. The tectonic factor has the greatest influence on rocks of the Central and Northern blocks. An important factor causing the pattern of the porosity allocation is the allocation of rock petrotypes related with the direction and intensity of the secondary cavitation of rock reservoirs. Significant specific yield dependencies on the secondary cavitation determined by logs data were found for rock reservoirs of the basement in the Central and Northern blocks. 2017 Article Коллекторы нефти кристаллического фундамента месторождения Белый Тигр / Х.Б. Нгуен, В.И. Исаев // Геофизический журнал. — 2017. — Т. 39, № 6. — С. 3-19. — Бібліогр.: 17 назв. — рос. 0203-3100 DOI: doi.org/10.24028/gzh.0203-3100.v39i6.2017.116363 http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/127670 550.823 ru Геофизический журнал Інститут геофізики ім. С.I. Субботіна НАН України
institution	Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
collection	DSpace DC
language	Russian
description	Аналіз тектоніки і петротипів порід кристалічного фундаменту нафтового родовища Білий Тигр (шельф Південного В’єтнаму) і даних каротажу 165 свердловин виявив тектонічні й петрологічні чинники утворення та інтенсивності вторинної пустотності в колекторах фундаменту. Вивчення порового простору порід-колекторів методами геофізичних досліджень свердловин ґрунтується головним чином на акустичних і електричних характеристиках матричної пористості, тріщин і каверн. Виявлено стійку закономірність зміни (зменшення) пористості з глибиною. Ця закономірність спостерігається у межах усіх виділених геологічних блоків. Утворення вторинної пористості в породах фундаменту зумовлено насамперед тектонічним чинником, вплив якого з глибиною зменшується. Найбільше цей вплив позначається на породах Центрального і Північного блоків. Характер розподілу пористості залежить від розподілу петротипів порід, з чим пов’язані спрямованість та інтенсивність вторинних змін порід-колекторів. Для порід-колекторів фундаменту вказаних вище блоків установлено значущі залежності питомого дебіту від вторинної пористості, яку визначають за даними каротажу.
format	Article
author	Нгуен, Х.Б. Исаев, В.И.
spellingShingle	Нгуен, Х.Б. Исаев, В.И. Коллекторы нефти кристаллического фундамента месторождения Белый Тигр Геофизический журнал
author_facet	Нгуен, Х.Б. Исаев, В.И.
author_sort	Нгуен, Х.Б.
title	Коллекторы нефти кристаллического фундамента месторождения Белый Тигр
title_short	Коллекторы нефти кристаллического фундамента месторождения Белый Тигр
title_full	Коллекторы нефти кристаллического фундамента месторождения Белый Тигр
title_fullStr	Коллекторы нефти кристаллического фундамента месторождения Белый Тигр
title_full_unstemmed	Коллекторы нефти кристаллического фундамента месторождения Белый Тигр
title_sort	коллекторы нефти кристаллического фундамента месторождения белый тигр
publisher	Інститут геофізики ім. С.I. Субботіна НАН України
publishDate	2017
url	http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/127670
citation_txt	Коллекторы нефти кристаллического фундамента месторождения Белый Тигр / Х.Б. Нгуен, В.И. Исаев // Геофизический журнал. — 2017. — Т. 39, № 6. — С. 3-19. — Бібліогр.: 17 назв. — рос.
series	Геофизический журнал
work_keys_str_mv	AT nguenhb kollektoryneftikristalličeskogofundamentamestoroždeniâbelyjtigr AT isaevvi kollektoryneftikristalličeskogofundamentamestoroždeniâbelyjtigr
first_indexed	2025-07-09T07:29:27Z
last_indexed	2025-07-09T07:29:27Z
_version_	1837153564207611904
fulltext	КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ КРИСТАЛЛИЧЕСКОГО ФУНДАМЕНТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ... Геофизический журнал № 6, Т. 39, 2017 3 Введение. Работами вьетнамских и российских геологов (Е. Г. Арешев, В. П. Гаври лов, Ч. Л. Донг, В. А. Кошляк, Х. В. Куи, Ф. А. Ки реев, А. Е. Лукин, В. В. По- спелов, А. И. Ти мурзиев, Д. Т. Хоанг, Н. Т. Шан, В. Л. Шустер и др.) была установлена региональная нефтегазоносность фунда- мента северной части Зондского шельфа, где был открыт ряд месторождений (Бе- лый Тигр, Дракон, Руби, Заря, Черный Лев, Белый Лев, Желтый Тунец и др.). На месторождении Белый Тигр разрабатыва- ется крупная залежь нефти в гранитоидах фундамента, которая является самой боль- шой во Вьетнаме. В отличие от традиционных пород- коллекторов, имеющих преимуществен- но гранулярную пористость, коллекторы кристаллического фундамента место- рождения Белый Тигр характеризуются УДК 550.823 10.24028/gzh.0203-3100.v39i6.2017.116363 Коллекторы нефти кристаллического фундамента месторождения Белый Тигр © Х. Б. Нгуен 1, В. И. Исаев2, 2017 1ООО «Совместная компания «РУСВЬЕТПЕТРО», Москва, Россия 2Национальный исследовательский Томский политехнический университет, Томск, Россия Поступила 4 октября 2017 г. Аналіз тектоніки і петротипів порід кристалічного фундаменту нафтового родови- ща Білий Тигр (шельф Південного В’єтнаму) і даних каротажу 165 свердловин виявив тектонічні й петрологічні чинники утворення та інтенсивності вторинної пустотності в колекторах фундаменту. Вивчення порового простору порід-колекторів методами геофізичних досліджень свердловин ґрунтується головним чином на акустичних і електричних характеристиках матричної пористості, тріщин і каверн. Виявлено стійку закономірність зміни (зменшення) пористості з глибиною. Ця закономірність спостерігається у межах усіх виділених геологічних блоків. Утворення вторинної пористості в породах фундаменту зумовлено насамперед тектонічним чинником, вплив якого з глибиною зменшується. Найбільше цей вплив позначається на поро- дах Центрального і Північного блоків. Характер розподілу пористості залежить від розподілу петротипів порід, з чим пов’язані спрямованість та інтенсивність вторин- них змін порід-колекторів. Для порід-колекторів фундаменту вказаних вище блоків установлено значущі залежності питомого дебіту від вторинної пористості, яку ви- значають за даними каротажу. Ключові слова: родовище Білий Тигр, колектори нафти фундаменту, тектоніка, петротипи, пустотність, каротаж, питомий дебіт. каверново-трещинной пористостью, име- ют различное распределение как по пло- щади, так и по разрезу. Изучение методами геофизических ис- следований скважин (ГИС) характера рас- пространения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород-коллекторов фунда- мента является актуальной задачей. Реше- ние этой задачи позволяет выявить геоло- гические особенности и основные факто- ры образования пористости пород фунда- мента, уточнить геолого-геофизическую модель резервуара и тем самым опреде- лить правильный подход к решению гео- логических задач при поисках и разведке, рационально осуществлять разработку месторождения. Кроме того, изучение нефтегазоносности магматических пород приобретает особую актуальность в связи с выявлением фундаментальных законо- Х. Б. НГУЕН, В. И. ИСАЕВ 4 Геофизический журнал № 6, Т. 39, 2017 мерностей нафтидогенеза, включая гене- зис резервуаров и нефтей в фундаменте [Старостенко и др., 2011]. Породы-коллекторы кристаллического фундамента месторождения Белый Тигр являются нетрадиционными объектами, которые не имеют хорошо изученных ана- логов. Поэтому изучение данного объекта опирается на геологическую изученность региона и месторождения, а также фак- тические геолого-геофизические данные. Геология и нефтегазоносность. Кыу- лонг ская впадина (Cuu Long Basin) распро- страняется вдоль побережья Южного Вьет нама (рис. 1). Длина впадины 450— 500 км, ширина 75—100 км. Мощность кай нозойских осадков во впадине дости- гает 6—8 км. В пределах впадины выделя- ются Центрально-Кыулонгская и Южно- Кыулонгская мульды, которые разделяют- ся Центральным поднятием. В пределах Центрального поднятия с юго-запада на северо-восток прослеживается ряд поло- жительных структур, среди которых Чом- Чом, Дракон (Rong), Белый Тигр (Bach Ho), Заря (Rang Dong) и др. Геологический разрез месторождения Белый Тигр представлен докайнозойскими кристаллическими породами фундамента и преимущественно терригенными поро- дами осадочного чехла (рис. 2). Суммар- ная толщина вскрытых образований фун- дамента по вертикали достигает 1750 м (скв. БТ-7009), осадочного чехла — 4740 м (БТ-11). Фундамент осадочного чехла представ- ляет собой горстообразный батолит слож- ного строения размером 30 × 6—8 км. Ба- толит состоит из трех сводов — Южного, Центрального и Северного, которые раз- биты серией разломов основного субмери- дионального простирания и подчиненного — субширотного (рис. 2, 3 и 4). Радиологические определения абсо- Рис. 1. Положение месторождения Белый Тигр на обзорной схеме месторождений УВ Кыулонгской впа- дины. КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ КРИСТАЛЛИЧЕСКОГО ФУНДАМЕНТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ... Геофизический журнал № 6, Т. 39, 2017 5 лютного возраста позволили выделить в составе фундамента месторождения три разновозрастных интрузивных магматиче- ских комплекса (см. рис. 2): комплекс Хон- Хоай — триасового возраста, комплекс Дин-Куан — юрского возраста, комплекс Ка-На — мелового возраста. Комплекс Дин-Куан, сложенный пре- имущественно гранитоидами, распростра- нен в центральной части Северного свода, а комплекс Хон-Хоай (кварцевые амфибол- биотитовые монцодиориты и амфибол- биотитовые диориты) занимает восточную часть Южного свода. Комплекс Ка-На, представленный гранитами, слагает весь Центральный свод, а также фрагментами Северный и Южный. Породы фундамента в различной степени изменены вторичны- ми процессами. Среди вторичных мине- ралов наиболее широко распространены цеолит и кальцит [Хоан Динь Тиен, 1999; Поспелов, 2005]. Анализ взаимосвязи пористости и про- ницаемости пород фундамента с их пет- рографическим составом показывает, что наиболее продуктивными породами, обладающими высокой приточностью, являются кислые породы — в основном граниты, а также гранодиориты [Isaev, Nguen, 2013]. Высокие ФЕС кислых по- род фундамента по сравнению с менее кислыми и средними потенциально обу- словлены более интенсивными контрак- ционными процессами при полимериза- ции кислых гранитных магм и большей устойчивостью гранитов к вторичным гидротермальным процессам — меньшей кольматацией трещинного пространства кальцитом и циалитом [Кошляк, 2002; Гав- рилов и др., 2010]. Разрез осадочного чехла расчленен по литологическим, палинологическим и палеонтологическим признакам на свиты местной стратиграфической шка лы (см. рис. 2): Чаку (нижний олигоцен), Чатан (верхний олигоцен), Батьхо (нижний мио- цен), Кошнон (средний миоцен), Донгнай (верхний миоцен) и Бьендонг (нерасчле- ненные плиоцен-четвертичные отложе- ния). В средней части разреза свиты Ча- тан глинистые породы содержат массовые концентрации органического вещества и являются хорошими нефтематеринскими породами [Хоанг Динь Тиен, 1999; Сере- бренникова и др., 2012; Богоявленский и др., 2016]. Месторождение Белый Тигр находится в сложной в тектоническом отношении центральной части Кыулонгского бассей- на. Фундамент месторождения Белый Тигр и в целом Кыулонгская впадина Зондского шельфа подвергались многократному тек- тоническому воздействию: от семи [Хоанг Динь Тиен, 1999] до восьми [Поспелов, 2005] стадий растяжения с таким же ко- личеством сменявших их стадий воздыма- ния (сжатия). К концу мезозоя Зондский шельф представлял собой устойчивую кон- Рис. 2. Схематический продольный геологический разрез месторождения Белый Тигр: 1 — тектоническое нарушение; 2 — залежь нефти в осадочном чехле; 3 — траектория скважины; 4 — нерасчлененные отло- жения; 5 — отложения нижнего миоцена; 6 — отложения верхнего олигоцена; 7 — отложения нижнего олигоцена; 8 — залежь кристаллического фундамента. Х. Б. НГУЕН, В. И. ИСАЕВ 6 Геофизический журнал № 6, Т. 39, 2017 Рис. 3. Схема распространения петротипов пород кристаллического фундамента месторождения Белый Тигр: 1 — граница геологического блока; 2 — граниты; 3 — адамелит; 4 — кварцевые монцониты; 5 — грано- диориты; 6 — кварцевые биотитовые монцодиориты; 7 — кварцевые амфибол-биотитовые монцодиориты; 8 — кварцевые биотитовые диориты; 9 — амфибол-биотитовые диориты; 10 — тектоническое нарушение; 11 — скважина. КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ КРИСТАЛЛИЧЕСКОГО ФУНДАМЕНТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ... Геофизический журнал № 6, Т. 39, 2017 7 Рис. 4. Обзорная структурная карта кристаллического фундамента месторождения Белый Тигр: 1 — гра- ница геологического блока; 2 — изогипса, м; 3 — тектоническое нарушение; 4 — линия поперечного гео- логического разреза. Х. Б. НГУЕН, В. И. ИСАЕВ 8 Геофизический журнал № 6, Т. 39, 2017 тинентальную плиту [Арешев и др., 1996; Поспелов 2005; Гаврилов и др., 2010]. В позднем олигоцене в результате столкновения Индо-Австралийской и Евразийской суперплит [Гаврилов и др., 2010] Индокитайская плита двигалась к юго-востоку (рис. 5). Вследствие этого возникло сжимающее тектоническое на- пряжение с эпицентром на северо-западе Кыулонгского бассейна. Тектогенез сред- немиоценовой эпохи характеризовался преобладанием процессов сжатия [Хоанг Динь Тиен, 1999]. Были образованы ряд взбросов в Центральном поднятии в на- правлении с северо-востока на юго-запад. Как отмечено в работе [Ngô Thường San, Cù Minh Hoàng, 2009], главная фаза сжатия в позднем олигоцене имела важное значе- Рис. 5. Обзорная тектоническая схема Юго-Восточной Азии (с использованием [Игнатова, 2010]): 1 — кон- тинентальные плиты; 2 — микроконтиненты; 3 — океанические плиты; 4 — контуры новообразованной в результате спрединга океанической коры окраинных морей; 5 — древние шельфы; 6 — современные шельфы; 7 — островодужные вулканиты; 8 — коллизионные гранитоиды; 9 — складчатые комплексы; 10 — зоны субдукции (а — активные (конвергентные границы плит), б — неактивные); 11 — трансформные границы плит и микроплит; 12 — нечеткие границы плит и микроплит, проводимые по зонам рассеянной сейсмичности; 13 — активные (современные) зоны спрединга; 14 — крупные рифты; 15 — современный вулканизм; 16 — направление движения плит; 17 — разломы; 18 — сдвиги; 19 — Кыулонгский бассейн. КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ КРИСТАЛЛИЧЕСКОГО ФУНДАМЕНТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ... Геофизический журнал № 6, Т. 39, 2017 9 ние в процессе образования пустотности. Зона тектонического сжимающего на- пряжения подтверждена комплексом по- левых геофизических работ и тектониче- ских исследований в обнажениях вдоль побережья Южного Вьетнама. Система взбросов с большой амплитудой четко выявлена по данным сейсморазведки на западном крыле месторождения Белый Тигр (рис. 6). Тектоническая фаза сжатия в позднем олигоцене, вероятно, оказала дифференциальное влияние на процесс образования пустотности фундамента месторождения Белый Тигр. Наибольшее влияние тектонического фактора сказы- вается на породах Центрального и Север- ного блоков, что установлено эксперимен- тально (сетчатая текстура, кливаж) [Хоанг Динь Тиен, 1999]. Для Центрального блока месторож- дения выявлена закономерность измене- ния (уменьшения) с глубиной пористости пород-коллекторов фундамента [Isaev, Nguen, 2013]. Вероятно, главным факто- ром, обуславливающим образование вто- ричной пустотности в породах фундамен- та, является тектонический, влияние кото- рого заметно ослабевает в нижних частях блока [Хоанг Динь Тиен, 1999]. Залежи нефти установлены в породах фундамента, отложениях олигоценового и нижнемиоценового возраста (см. рис. 2 и 6). Выделяются четыре объекта разра- ботки — породы фундамента, отложения нижнего олигоцена, верхнего олигоцена и нижнего миоцена. Фундамент является главным объектом, имеющим высокую продуктивность и основные запасы (по- рядка 500 млн т). В разрезе свиты Чаку — ſt 1 3 выделяют- ся нефтеносные горизонты VI, VII+VIII, IX, X+XI, которые отделены друг от друга глинистыми разделами толщиной от не- скольких до десятков метров. Эти горизон- ты характеризуются невыдержанностью мощностей и состава пород. Отложения свиты общей мощностью 300—400 м сло- жены чередованием песчаных пластов, па- чек аргиллитов и глин речной, озерной и лагунной фаций. С погружением отложе- ний в сторону синклиналей их мощность возрастает с одновременным ухудшением коллекторских свойств песчаных пластов. Отложения свиты Чатан — ſt 2 3 мощ- ностью от 50 до 1800 м несогласно зале- гают на отложениях свиты Чаку, а на бо- лее приподнятых участках (Центральный свод) — непосредственно на поверхности фундамента (см. рис. 2). В разрезе свиты встречаются линзы песчаников и алевро- литов, объединяемые в пачки I, II, III, IV, V. В некоторых из них установлены залежи нефти. Свита Батьхо — 1 1N (мощность 750— 900 м) по литолого-петрографическому составу подразделяется на две части: верх- нюю и нижнюю. В самой верхней части разреза выделяются пачки роталиевых глин, которые распространяются почти во всей Кыулонгской впадине и являются Рис. 6. Поперечные геологические разрезы по линии I—I’; II—II’ и III—III’ (см. рис. 4) через Северный, Центральный и Южный блоки. Условные обозначения те же, что на рис. 2. Х. Б. НГУЕН, В. И. ИСАЕВ 10 Геофизический журнал № 6, Т. 39, 2017 Рис. 7. Схема районирования фундамента на блоки по гидродинамическим особенностям. Условные обо- значения те же, что на рис. 3 и 4. КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ КРИСТАЛЛИЧЕСКОГО ФУНДАМЕНТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ... Геофизический журнал № 6, Т. 39, 2017 11 региональной покрышкой для всей площа- ди впадины. В разрезе свиты выделяются продуктивные горизонты 23, 24, 25, 26, 27, представленные кварцевыми и аркозовы- ми песчаниками. Залежи нефти горизон- тов 23 и 24 имеют структурное, пластовое строение, а продуктивные горизонты 25, 26 и 27 развиты в виде отдельных линз. Пласты свиты Батьхо — 1 1N являются основными объектами поиска и разведки в осадочном чехле Кыулонгской впадины. В разрезах свит Коншон — 2 1N (мощ- ность 700—900 м), Донгнай — 3 1N (мощ- ность 650—700 м) и Бьендонг — N2+Q (мощ- ность 650—700 м) продуктивных пластов не установлено. Мониторинг изменения пластового давления в процессе разработки свиде- тельствует о том, что массивная залежь фундамента имеет блоковый характер. По этим данным можно разделить резервуар фундамента на четыре блока (рис. 7): Цен- тральный, Северный, Южный и Восточное крыло. Каждый геологический блок фун- дамента имеет индивидуальные гидроди- намические свойства [Чан Ле Донг и др., 2006]. Центральный блок имеет наиболее выдержанные и стабильные гидродинами- ческие характеристики. Сходный харак- тер наблюдается в Северном блоке II, где преобладают граниты и гранодиориты. Методы каротажа скважин при изуче- нии разреза фундамента. При исследова- нии коллекторских свойств пород фунда- мента месторождения Белый Тигр исполь- зуют комплекс каротажных исследований, который можно разделить на две группы методов [Нгуен, Исаев, 2013а,б] — тради- ционные методы ГИС и методы изучения трещиноватости пород стенки скважины. Комплекс традиционных методов изу- чения литологии и плотности включает акустический с регистрацией продольной волны, нейтрон-нейтронный каротаж и другие радиоактивные каротажи. Петро- физическая основа комплексной интер- претации опирается на множественность минерального состава и модель порового пространства. Модель порового простран- ства гранитоидных коллекторов состоит из трещин, каверн и структурных пор. При этом общая пористость представляет собой сумму закрытых и открытых пор, трещин и каверн, придающих породам фильтрационно-емкостные свойства. Методы изучения трещиноватости по- род включают методы удельного электри- ческого сопротивления (боковой каротаж) и сканирования (FMI — электрическое сканирование, DSI — акустический ска- нирующий каротаж, UBI — ультразвуко- вое акустическое зондирование). Методы, входящие во вторую группу, позволяют выявить зоны дробления, трещиновато- сти и определить трещинную пористость, параметры трещин. Выявленные закономерности измене- ния пустотности кристаллических пород. Построены зависимости вторичной пори- стости пород фундамента, определенной по данным ГИС, от глубины (рис. 8). При этом значения пористости осреднены по 25-метровым толщинам (срезам). Анализ изменчивости порового про- странства в Центральном блоке (по дан- ным каротажа 108 скважин, рис. 8, а) при- водит к следующим результатам. 1. Фиксируется наличие коллекторов до абсолютной отметки минус 4967 м, что послужило определению нижней отметки при подсчете запасов по категорию С2. 2. Устанавливается очевидная законо- мерность уменьшения величины вторич- ной пористости с глубиной. «Гладкость» зависимости обусловлена достаточно однородным составом петротипов по- род фундамента Центрального блока (см. рис. 3). 3. Повышенная вторичная пористость является следствием интенсивности тек- тонического фактора. Эпицентр олигоце- новой зоны сжатия находится ближе всего к этой части месторождения. Здесь фунда- мент взброшен до 2 км (см. рис. 6). 4. Образованию интервала повышен- ной пустотности в приповерхностной ча- сти фундамента наиболее приподнятого Центрального блока способствует древняя зона гипергенеза [Кошляк, 2002; Гаврилов и др., 2010]. По данным ГИС дезинтегри- Х. Б. НГУЕН, В. И. ИСАЕВ 12 Геофизический журнал № 6, Т. 39, 2017 рованные «корни» этой коры имеют мощ- ность от 20 до 40 м и более. Анализ изменчивости порового про- странства в Северном блоке (по данным каротажа 37 скважин, рис. 8, б) приводит к следующим результатам. 1. Фиксируется наличие коллекторов до абсолютной отметки минус 4754 м, что послужило определению нижней отметки при подсчете запасов по категории С2. 2. Для Северного блока установлена за- кономерность уменьшения величины вто- ричной пористости с глубиной. 3. Так же, как в Центральном блоке, по- вышенная вторичная пористость в верх- ней части фундамента Северного блока обусловлена интенсивным тектоническим фактором. Кроме того, для Северного бло- ка допускается существование древней зоны гипергенеза, имеющей мозаичный характер площадного распространения [Кошляк, 2002]. 4. Изменение вторичной пористости с глубиной по сравнению с Центральным блоком имеет более сложный характер. Вероятная причина — латеральная неодно- родность ФЕС пород фундамента Северно- го блока, обусловленная ансамблем петро- типов (см. рис. 3). Именно в пониженной восточной части Северного блока преоб- ладают кварцевые биотитовые монцодио- риты (см. рис. 3). По результатам изучения шлифов установлено, что они претерпели наиболее сильные вторичные гидротер- мальные преобразования, которые во мно- гих случаях создают каверново-поровую пустотность (интервал 4200—4400 м). Анализ изменчивости порового про- странства в Южном блоке (по данным ка- ротажа 8 скважин, рис. 8, в) приводит к следующим результатам. 1. Для Южного блока фиксируется на- личие коллекторов до абсолютной отметки минус 4572 м. 2. Как и в Центральном, и Северном блоках, в Южном блоке устанавливается закономерность уменьшения вторичной пористости с глубиной. 3. Кривая изменения вторичной пори- стости с глубиной имеет «пилообразный характер», что свидетельствует о чередо- вании разуплотненных и уплотненных зон по вскрытому разрезу. Возможно, пласто- образные интервалы разуплотнения могли сформироваться при контракционном рас- слоении интрузива по субгоризонтальным плоскостям либо это следствие периодич- ности разновременных тектонических движений [Кошляк, 2002]. 4. Низкая пористость пород Южно- Рис. 8. Изменение вторичной пористости (Кп.вт) пород-коллекторов фундамента месторождения Белый Тигр от глубины: а — Центральный блок (108 скважин); б — Северный блок (37 скважин); в — Южный блок (8 скважин); г — Восточное крыло (12 скважин). КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ КРИСТАЛЛИЧЕСКОГО ФУНДАМЕНТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ... Геофизический журнал № 6, Т. 39, 2017 13 го блока, вероятно, является следствием уда лен ности от эпицентра олигоценового сжа тия (амплитуда взброса Южного бло- ка за метно меньше, см. рис. 6), а также многооб разия петротипов умеренно кис- лого и среднего составов (см. рис. 3). Анализ изменчивости порового про- странства в Восточном крыле (по данным каротажа 12 скважин, см. рис. 8, г) приво- дит к следующим результатам. 1. Фиксируется наличие коллекторов до абсолютной отметки минус 4861 м. 2. Низкая вторичная пористость пород фундамента Восточного крыла, вероятно, обусловлена удалением от эпицентра оли- гоценового тектонического сжатия (ам- плитуда взброса фундамента уменьшается на 1 км и более, см. рис. 4 и 6). 3. Отсутствие интервала повышенной вторичной пористости в приповерхност- ной части фундамента Восточного крыла может быть связано с отсутствием древних гипергенных процессов. Характер продуктивности коллекторов фундамента. На основе кинематического и динамического анализа систем трещин, вы- полненного А. И. Тимурзиевым [Тимурзи- ев, 2008], установлено, что дебиты скважин тесно связаны с проницаемостью. Этот вы- вод хорошо согласуется с более поздними данными [Нгуен, 2013а]. В работе [Нгуен, 2013а] показана прямая связь удельных дебитов (G) работающих интервалов в породах кристаллического фундамента и проницаемости (Кпр), определенной по результатам гидродинамических исследо- ваний скважин. Здесь применена методика расчета Кпр, в которой переменным пара- метром является только депрессия. Результаты сопоставления удельной продуктивности коллекторов выделенных гидродинамических блоков (см. рис. 7) с пористостью, определенной по данным ГИС, следующие. Центральный блок (158 определений дебитов по 24 скважинам, рис. 9, а). 1. Получены зависимости удельного дебита от общей и вторичной пористости достаточно высокой корреляции. 2. Нижнее граничное значение общей пористости коллекторов скважин Цен- трального блока, которое обеспечивает приток нефти, составляет 1,5 %, а нижнее граничное значение вторичной пористо- сти — 0,15 %. 3. Зависимости удельного дебита от общей и вторичной пористостей имеют квазипараболический вид. Возможно, именно параболическая зависимость (в области Кп.об > 2,5 %) характерна для пород- коллекторов фундамента. 4. Значимые зависимости удельного де- бита не только от вторичной пористости, но и от общей пористости, зависимости однотипные (квазипараболические), под- тверждают высокую однородность пород- коллекторов фундамента. В Центральном блоке распространен преимущественно один петротип — гранит (см. рис. 3). Северный блок (40 определений деби- тов по семи скважинам, рис. 9, б). 1. Зависимость удельного дебита от об- щей пористости имеет довольно низкий коэффициент корреляции, а зависимость удельного дебита от вторичной пористости выражена более четко. 2. Более выраженная зависимость удель ного дебита от вторичной пористо- сти, чем от общей пористости, указывает, вероятно, на то, что приток нефти получен, в основном, из динамической каверново- трещинной пористости. 3. Низкий коэффициент корреляции зависимости удельного дебита от общей пористости может быть обусловлен тем, что породы фундамента Северного блока сложены различными петротипами (см. рис. 3) и дифференцированно подвергну- ты вторичному изменению. Последнее вызывает образование разной величины результирующей проницаемости. 4. Нижнее граничное значение общей пористости пород Северного блока, кото- рое обеспечивает приток нефти, — 2,3 %. По сравнению с Центральным блоком (1,5 %) граничное значение для Северно- го блока значительно больше. Это также подтверждает значительную переработку менее однородных пород Северного блока гидротермальными процессами. Х. Б. НГУЕН, В. И. ИСАЕВ 14 Геофизический журнал № 6, Т. 39, 2017 Рис. 9. Кросс-плоты и зависимости удельных дебитов (G) от общей (Кп.об) и вторичной (Кп.вт) пористости работающих интервалов в породах кристаллического фундамента Центрального блока (а), Северного блока (б), Южного блока (в) и Восточного крыла (г) месторождения Белый Тигр. КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ КРИСТАЛЛИЧЕСКОГО ФУНДАМЕНТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ... Геофизический журнал № 6, Т. 39, 2017 15 5. Нижнее граничное значение вто- рич ной пористости на приток пород- коллекторов Центрального блока состав- ляет 0,15 %, а Северного блока — значи- тельно больше (0,4 %). Это, вероятно, так- же связано с большей неоднородностью пород фундамента Северного блока по пе- тротипам и, особенно, с наличием в петро- типах среднего состава вторичных цеолита и кальцита, ухудшающих фильтрационные свойства. Южный блок (17 определений дебитов по двум скважинам, рис. 9, в). 1. Имеет место значимая зависимость удельного дебита от вторичной пористо- сти. А с повышением общей пористости видна только тенденция увеличения удель- ного дебита. 2. Отсутствие значимой зависимости удельного дебита от общей пористости можно объяснить сложностью и относи- тельно небольшими величинами порового пространства пород-коллекторов Южного блока, что, вероятно, обусловлено пестро- той петротипов с малой долей гранитов и гранитоидов (см. рис. 3). 3. В Южном блоке имеются отдельные интервалы с высокой способностью давать притоки нефти. Здесь значение удельного дебита1 достигает 3 м3/сут/м/мм. Это воз- можно объясняется наличием отдельных высокопроводящих каналов нефти, обу- словленных формированием (под воздей- ствием гидротерм) каверново-поровой пу- стотности в петротипах умеренно кислого и среднего состава. 4. Малое количество скважин, в кото- рых проведено определение интервалов притока (всего 17 интервалов), влияет на адекватность построенной зависимости удельного дебита от вторичной пористо- сти. Восточное крыло (6 определений деби- тов по двум скважинам, рис. 9, г). 1. Хотя количество работающих интер- валов скважин Восточного крыла очень мало (всего 6 интервалов), но все же можно 1 Удельный дебит (G) рассчитан делением дебита работающего интервала (м3/сут) на мощность ин- тервала (м) и диаметр штуцера (мм). наметить зависимость удельного дебита от вторичной пористости. 2. Значимую зависимость удельного дебита от общей пористости построить не удается. 3. Как в Южном блоке, так и в Восточ- ном крыле имеются интервалы с высо- кой способностью давать притоки нефти. Здесь значение удельного дебита достигает 4,5 м3/сут/м/мм. Возможно, эти интервалы являются отдельными проводящими кана- лами гидротермального генезиса. Выводы. Результаты исследования зако- номерностей и особенностей пористости и продуктивности каверново-трещинных пород-коллекторов кристаллического фун- дамента месторождения Белый Тигр по- зволяют сделать следующие выводы. 1. В пределах отдельных блоков выявле- на устойчивая закономерность изменения (уменьшения) пористости с глубиной. Эта закономерность наблюдается по всем вы- деленным геологическим блокам. 2. Главным фактором, обуславливаю- щим образование вторичной пористости в породах фундамента, является тектони- ческий, который с глубиной уменьшает свое влияние. Наибольшее влияние текто- нического фактора сказывается на поро- дах приподнятых Центрального и Север- ного блоков, ближе всего прилегающих к эпицентру олигоценового тектонического сжатия. 3. Важным фактором, обуславливаю- щим характер распределения пористости и проницаемости, является распределе- ние петротипов пород, чем обусловлены направленность и интенсивность вторич- ных гидротермальных изменений пород- коллекторов. Формирование каверново- по ровой пустотности гидротермального генезиса превалирует в Южном блоке и Восточном крыле, представленных в ос- нов ном петротипами умеренно-кислого и сред него состава. Заключение. По выявленным законо- мерностям и характеру распределения ФЕС можно судить о степени перспектив- ности каждого из четырех блоков фунда- мента месторождения Белый Тигр. Блоки Х. Б. НГУЕН, В. И. ИСАЕВ 16 Геофизический журнал № 6, Т. 39, 2017 по степени перспективности ранжируют- ся следующим образом. Центральный блок имеет наиболее вы- сокую перспективность по показателям значений вторичной пористости и приточ- ности. Это обусловлено наиболее сильным положительным влиянием тектонического фактора, наиболее благоприятным петро- типом пород (граниты) и наличием древ- ней коры выветривания. Северный блок имеет высокое значе- ние вторичной пористости пород и при- точности. Это обусловлено сильным по- ложительным влиянием тектонического фактора и наличием древней коры выве- тривания. Южный блок имеет невысокие значе- ния пористости пород и только единичные приточные интервалы. Это обусловлено менее сильным влиянием тектонического фактора. Восточное крыло имеет низкие значе- ния вторичной пористости пород и толь- ко единичные приточные интервалы. Это обусловлено слабым влиянием тектони- ческого фактора и отсутствием древней коры выветривания. Отдельные интервалы, дающие вы- сокие притоки нефти в Южном блоке и Восточном крыле, вероятно, обусловлены каверново-поровой пустотностью гидро- термальной природы. Для пород-коллекторов фундамента Центрального и Северного блоков установ- лены значимые зависимости удельного де- бита от вторичной пористости, определяе- мой по данным каротажа. Зависимость для Центрального блока наиболее значимая, ее предлагается использовать для прогноза продуктивности пород-коллекторов фун- дамента Центрального блока. Зависимость удельного дебита от вторичной пористо- сти можно вполне использовать в качестве прогностической в Северном блоке. Таким образом, результаты выявления особенностей и закономерностей пористо- сти и продуктивности, наряду с тем, что они могут быть использованы в практике разработки месторождения Белый Тигр, имеют особую актуальность, что ставит их в ряд исследований фундаментальной гео- логии. Дело в том, что «решение проблемы нефтегазоносности кристаллических по- род может или кардинально «сдвинуть» теорию нефтегазообраования в область эндогенного (мантийного) генезиса угле- водородов, или же оставить процессам нефтегазообразования осадочную толщу литосферы…» (А. В. Кудельский, 2013). При этом еще раз подчеркнем, что дан- ные исследования месторождения Белый Тигр опирались на геологическую изучен- ность региона и месторождения [Арешев и др., 1996; Хоанг Динь Тиен, 1999; Кош- ляк, 2002; Поспелов, 2005; Чан Ле Донг и др., 2006; Ngô Thường San, Cù Minh Hoàng, 2009; Гаврилов и др., 2010], а также на фак- тические геолого-геофизические данные [Isaev, Nguen, 2013; Нгуен, 2013а,б; Нгуен, Исаев, 2013а,б] без привлечения той или иной концепции нафтидогенеза. Статья подготовлена с использованием материалов кандидатской диссертации Х. Б. Нгуена. Арешев Е. Г., Гаврилов В. П., Донг Ч. Л., Кире- ев Ф. А., Шан Н. Т. Модель геодинамиче- ского развития континентального шельфа юга СРВ. Нефтяное хозяйство. 1996. № 8. С. 15—17. Богоявленский В. И., Богоявленский И. В., Ни- конов Р. А., Дзюбло А. Д., Иванов А. Н., Ле Вьет Хай, Варламов Д. И. Нефтегазонос- ность кристаллического фундамента шель- Список литературы фа южного Вьетнама. Нефтяное хозяйство. 2016. № 8. С. 98—104. Гаврилов В. П., Гулев В. Л., Киреев Ф. А., Дон- цов В. В., Соколов В. И. Гранитоидные кол- лек торы и нефтегазоносность южного шельфа Вьетнама. Москва: Недра, 2010. 294 с. Игнатова В. А. Сравнение геодинамических моделей и нефтегазоносности бассейнов КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ КРИСТАЛЛИЧЕСКОГО ФУНДАМЕНТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ... Геофизический журнал № 6, Т. 39, 2017 17 Дальнего Востока России и Юго-Восточной Азии. Тихоокеанская геология. 2010. Т. 29. № 2. C. 27—42. Кошляк В. А. Гранитоидные коллекторы нефти и газа. Уфа: Тау, 2002. 242 с. Нгуен Х. Б. Геофизические исследования сква- жин при изучении магматических коллекто- ров месторождения Белый Тигр. Известия ТПУ. 2013а. Т. 323. № 1. С. 27—33. Нгуен Х. Б. Фильтрационно-емкостные свой- ства пород-коллекторов кристаллического фундамента месторождения Белый Тигр (по данным каротажа): Автореф. дис. … канд. геол.-мин. наук. Томск: ТПУ, 2013б. 22 с. Нгуен Х. Б., Исаев В. И. Геофизические иссле- дования скважин при изучении коллекто- ров в кристаллическом фундаменте место- рождения Белый Тигр. Геофиз. журн. 2013a. Т. 35. № 3. С. 131—145. Нгуен Х. Б., Исаев В. И. Продуктивность маг- матических коллекторов месторождения Белый Тигр. Каротажник. 2013б. № 9. С. 64—76. Поспелов В. В. Кристаллический фундамент: геолого-геофизические методы изучения коллек тор ско го потенциала и нефтегазо- носности. Москва-Ижевск: Институт ком- пьютерных иссле до ва ний; НИЦ «Регуляр- ная и хаотическая динамика», 2005. 260 с. Серебренникова О. В., Ву В. Х., Савиных Ю. В., Красноярова Н. А. Генезис нефтей место- рождения Белый Тигр (Вьетнам) по данным о составе насыщенных ациклических угле- водородов. Известия ТПУ. 2012. Т. 320. № 1. С. 134—137. Старостенко В. И., Лукин А. Е., Цветкова Т. А., Заец Л. Н., Донцов В. В., Савиных Ю. В. Об участии суперглубинных флюидов в нафти- догенезе (по данным изучения уникально- го нефтяного месторождения Белый Тигр). Геофиз. журн. 2011. Т. 33. № 4. С. 3—32. Тимурзиев А. И. Технология прогнозирования трещиноватости на основе трехмерной ге- омеханической и кинематической модели трещинного коллектора. Геофизика. 2008. № 3. С. 41—60. Хоанг Динь Тиен. Условия нефтегазообразо- вания и формирования углеводородных скоплений в кайнозойских осадочных бас- сейнах континентального шельфа СРВ: Дис. … д-pa геол.-мин. наук. Вунгтау: СП «Вьет- совпетро», НИПИморнефтегаз, 1999. 325 с. Чан Ле Донг, Чан Ван Хой, Фунг Дак Хай, Хо- анг Ван Куи, Северинов Е. В., Иванов А. Н. Особенность геологии и разработки залежи фундамента месторождения Белый Тигр. Нефтяное хозяйство. 2006. № 6. С. 24—26. Isaev V. I., Nguen H. B., 2013.Cavitation in Oil- Gas Reservoirs of the Crystalline Basement from the Well Logging Data on the White Tiger Field in Vietnam. Russian Journal of Pacific Geology 7(4), 237—246. doi: 10.1134/ S1819714013040040 Ngo Thuong San, Cu Minh Hoang, 2009. Mezo- Cenozoic tectonics and Cuu Long basin for- mation. Tạp chí dầu khí (3), 15—21 (in Viet- namese). Oil reservoirs of the crystalline basement of the White Tiger field © H. B. Nguen 1, V. I. Isaev2, 2017 Analysis of tectonics and rock petrotypes of The White Tiger oil field (the Southern Vietnamese shelf), and logs data of 165 wells revealed tectonic and petrological factors of formation and intensity of the secondary cavitation in the basement reservoirs. Study- ing of the pore space of rock reservoirs by the wells logging method is primarily based on acoustic and electric characteristics of the matrix porosity, fractures and caverns. The consistent pattern of variability (reduction) of porosity with depth was revealed. This pat- tern occurs in all selected geological blocks. The major factor causing the formation of the secondary cavitation in basement rocks is the tectonic factor, which reduces its influence Х. Б. НГУЕН, В. И. ИСАЕВ 18 Геофизический журнал № 6, Т. 39, 2017 with depth. The tectonic factor has the greatest influence on rocks of the Central and Northern blocks. An important factor causing the pattern of the porosity allocation is the allocation of rock petrotypes related with the direction and intensity of the secondary cavitation of rock reservoirs. Significant specific yield dependencies on the secondary cavitation determined by logs data were found for rock reservoirs of the basement in the Central and Northern blocks. Key words: The White Tiger field, oil reservoirs of the basement, tectonics, petrotypes, cavitation, logging, specific yield. References Areshev E. G., Gavrilov V. P., Dong Ch. L., Ki re- ev F. A., Shan N. T., 1996. Model of geodyna- mic development of the continental shelf of the South of SRV. Neftyanoye khozyaystvo (8), 15—17 (in Russian). Bogoyavlenskiy V. I., Bogoyavlenskiy I. V., Ni ko - nov R. A., Dzyublo A. D., Ivanov A. N., Le V’et Haj, Varlamov D. I., 2016. Oil-and-gas con tent of the crystal base of the shelf of the southern Vietnam. Neftyanoye khozyaystvo (8), 98—104 (in Russian). Gavrilov V. P., Gulev V. L., Kireev F. A., Doncov V. V., Sokolov V. I., 2010. Granitoid collectors and oil- and-gas content of the southern shelf of Viet- nam. Moscow: OOO Nedra Publ. House, 294 p. (in Russian). Ignatova V. A., 2010. Comparison of geodynamic models and oil-and-gas content of basins of the Far East of Russia and Southeast Asia. Tik- hookeanskaya geologiya 29(2), 27—42 (in Rus- sian). doi: 10.1134/S1819714010020028. Koshlyak V. A., 2002. Granitoid collectors of oil and gas. Ufa: Publ. House «Tau», 242 p. (in Russian). Nguen H. B., 2013a. Geophysical surveys of wells when studying magmatic collectors of the field the White Tiger. Izvestiya TPU 323(1), 27—33 (in Russian). Nguen H. B., 2013b. Filtration-capacitive relation- ships of reservoir rocks of the crystalline base- ment of the White Tiger deposit (according to logging data): Abstract of the dis. Cand. geol.- min. Sci. Tomsk: TPU, 22 p. (in Russian). Nguen H. B., Isaev V. I., 2013a. Geophysical sur- veys of wells when studying collectors in the crystal base of the field the White Tiger. Geo- fizicheskiy zhurnal 35(3), 131—145 (in Russian). Nguen H. B., Isaev V. I., 2013b. Productivity of magmatic reservoirs of the White Tiger de- posit. Karotazhnik (9), 64—76 (in Russian). Pospelov V. V., 2005. Crystal base: geologic-geo- physical methods of studying of collection potential and oil-and-gas content. Moscow- Izhevsk: Institute for Computer Research; SRC «Regular and chaotic dynamics», 260 p. (in Russian). Serebrennikova O. V., Vu V. H., Savinyh Yu. V., Kras- noyarova N. A., 2012. Genesis of the White Ti- ger (Vietnam) oil deposits from the data on the composition of saturated acyclic hydrocarbons. Izvestiya TPU 320(1), 134—137 (in Russian). Starostenko V. I., Lukin A. E., Tsvetkova T. A., Za- ets L. N., Dontsov V. V., Savinyh Yu. V., 2011. On the participation of super-deep fluids in nafti- dogeneza (according to the study of the unique oil deposit of the White Tiger. Geofizicheskiy zhurnal 33(4), 3—32 (in Russian). Timurziev A. I., 2008. Technology of forecasting of jointing on the basis of three-dimensional geo- mechanical and kinematic model of a fracture collector. Geofizika (3), 41—60 (in Russian). Hoang Din’ Tien, 1999. Conditions of oil and gas formation and formation of hydrocarbon accu- mulations in the Cenozoic sedimentary basins of the continental shelf of Vietnam: Thesis. Dis. geol.-min. Sci. Vungtau: JV Vietsovpetro, Nipi- morneftegaz, 325 p. (in Russian). Chan Le Dong, Chan Van Hoj, Fung Dak Haj, Hoang Van Kui, Severinov E. V., Ivanov A. N., 2006. Feature of geology and development of a deposit of the base of the field White Tiger. Neftyanoye khozyaystvo (6), 24—26 (in Rus- sian). Isaev V. I., Nguen H. B., 2013.Cavitation in Oil- Gas Reservoirs of the Crystalline Basement КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ КРИСТАЛЛИЧЕСКОГО ФУНДАМЕНТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ... Геофизический журнал № 6, Т. 39, 2017 19 from the Well Logging Data on the White Tiger Field in Vietnam. Russian Journal of Pacific Geology 7(4), 237—246. doi: 10.1134/ S1819714013040040 Ngo Thuong San, Cu Minh Hoang, 2009. Mezo- Cenozoic tectonics and Cuu Long basin for- mation. Tạp chí dầu khí (3), 15—21 (in Viet- namese).

Коллекторы нефти кристаллического фундамента месторождения Белый Тигр

Репозитарії

Схожі ресурси