Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Геологическое строение и нефтегазоносность месторождений углеводородов в фундаменте Кыулонгского бассейна 9
1.1 Обзор района исследования 9
1.2 Геолого-геофизическая изученность 11
1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза 13
1.3.1 Докайнозойский комплекс (фундамент) 13
1.3.2 Кайнозойские осадочные отложения 15
1.4 Тектоническая характеристика Кыулонгского бассейна 18
1.5 Нефтегазоносность Кыулонгского бассейна 24
1.6 Основные черты и закономерности строения месторождений нефти и газа в фундаменте Кыулонгского бассейна 25
Глава 2. Особенности формирования залежей углеводородов в фундаменте Кыулонгского бассейна 44
2.1 Происхождение углеводородов в фундаменте 44
2.2 Условия формирования пустотного пространства (коллекторов) в пределах фундамента 46
2.3 Миграция и формирование залежей углеводородов в фундаменте Кыулонгского бассейна 49
Глава 3. Методы изучения кристаллического фундамента 54
3.1 Геолого-геофизические данные и методы, используемые для исследований 54
3.2 Методы выделения и трассирования разрывных нарушений 57
3.3 Выделения зон разуплотнения в породах фундамента 63
3.4 Влияние неотектонических активных разрывных нарушений на положения высокодебитных скважин 65
Глава 4. Обоснование основных критериев нефтегазоносности докайнозойского фундамента Кыулонгского бассейна 86
4.1 Геодинамический критерий 86
4.2 Структурно-геоморфологический критерий 87
4.3 Тектонический критерий 89
4.4 Флюидодинамический критерий 91
4.5 Петрографический критерий 93
4.6 Оценка перспектив локальных структур Кыулонгского и Южно-Коншонского бассейнов 101
Заключение 115
Список сокращений и условных обозначений 117
Список литературы 118
- Тектоническая характеристика Кыулонгского бассейна
- Миграция и формирование залежей углеводородов в фундаменте Кыулонгского бассейна
- Влияние неотектонических активных разрывных нарушений на положения высокодебитных скважин
- Петрографический критерий
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).
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).
- 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.
История развития бассейна
Кыулонгский бассейн представляет собой рифтовый бассейн, который формировался и развивался на породах кристаллического докайнозойского фундамента [9]. В отличие от других бассейнов в юго-восточной Азии, Кыулонгский бассейн наиболее обособлен и приурочен к склону стабильного Индосинийского срединного массива, в пределах которого позднефанерозойские тектоно-орогенические движения проявлялись в ослабленном виде. Тем не менее, северному плечу Кыулонгского рифта были свойственны магматические процессы как позднемезозойского, так и кайнозойского времени. Тектоническая деятельность в данном районе приводила к формированию сложного строения поверхности фундамента, что является особенностью района в морфологическом отношении. Поверхность фундамента разделена на грабены и приподнятые блоки, ограниченные разрывными нарушениями [9]. В кайнозойской истории геолого-тектонического развития Кыулонгского бассейна выделено 3 стадии рифтогенеза: дорифтовая стадия (поздний палеоцен), синрифтовая стадия (поздний эоцен -олигоцен) и пострифтовая стадия (миоцен – четвертичные).
Дорифтовая стадия (поздний палеоцен)
Дорифтовая стадия охватывает период с поздней юры по эоцен. В это время территория Кыулонгского бассейна находилась в зоне субдукцонной деятельности Тихоокеанской плиты. Сформировавшаяся здесь островная дуга протягивалась от южного Вьетнама до магматического пояса «Иэншон» в юго-восточном Китае и вдоль окраины Азиатско-Европейской плиты. К этому времени была приурочена активная магматическая деятельность, свидетельством которой являются многочисленные выходы кислых магматических пород на суше и в разрезах скважин Кыулонгского бассейна (Белый Тигр, Дракон, Ранг Донг и др.).
Синрифтовая стадия (поздний эоцен – олигоцен)
В конце мелового - начале палеогенового периодов произошёл общий подъем территории, в результате этого магматические породы вышли на поверхность и подверглись длительному воздействию процессов выветривании и эрозии. Важным событием в конце палеозоя явилось раскрытие Восточного моря в ЮВ-СЗ направлении, что и сопровождалось формированием рифтовых зон СВ-ЮЗ простирания и образованием горстов и грабенов.
В конце эоцена геодинамическая обстановка в регионе кардинальным образом изменилась в связи с началом формирования рифтовой системы. Эта стадия охватывает весь Кыулонгский бассейн. В это время столкновение между Евразийской и Индостанской плитами привело к формированию серии крупных сдвигов по СВ-ЮЗ направлению. Кыулонгский бассейн образован в результате растяжения земной коры в северо-западном - юго-восточном направлении по двум крупным разломам сдвигового типа – это системы нарушений Шонгхонг на востоке и Бачуа на западе. Сбросы северо-восточного – юго-западного простирания фиксируются на поверхности. Они являются наиболее древними из выделяемых разломов и сформировались в раннем олигоцене (возможно, в позднем эоцене). Фаза растяжения продолжалась вплоть до конца раннего олигоцена.
В начале позднего олигоцена, движение Австралийской и Евразийской плит привело к фазе сжатия, которая характеризуется подъёмом территории и интенсивной эрозией на вершинах приподнятых структур. Главная фаза сжатия в позднем олигоцене имеет важное значение как в процессе образования пустотного пространства, так и залежей углеводородов в фундаменте. На месторождении Белый Тигр тектоническая фаза сжатия оказала дифференциальное влияние на процесс образования пустотного пространства фундамента. Наибольшее влияние тектонического фактора отражается на породах Центрального и Северного блока, где фундамент взброшен до 2 км [26].
Пострифтовая стадия (миоцен-четвертичный)
Пострифтовая стадия охватывает период с раннего миоцена до настоящего времени. Особенностью этой стадии являются интенсивные опускание и прогибание во всем Кыулонгском бассейне. В раннем миоцене процесс растяжения Восточного моря по СЗ-ЮВ направлению ослабевал и заканчивался в конце раннего миоцена. Начиная с раннего миоцена, активность тектонической деятельности существенно ослабла, но не прекратилась окончательно вплоть до настоящего времени, о чем свидетельствует дислоцированность четвертичных отложений, наблюдаемая по сейсмическим данным.
С позднего олигоцена и до раннего миоцена в Кыулонгской впадине происходило погружение земной коры (пострифтовая стадия). В целом, в регионе этот процесс прерывался минимум два раза. При этом наблюдалась смена направления тектонических движений (с левого сдвига на правый) систем разломов Шонгхонг и Бачуа. Региональное несогласие, сформированное в один из таких периодов, в среднем миоцене, фиксируется практически повсеместно в Юго-Восточной Азии. Однако в Кыулонгском бассейне в это время произошла лишь некоторая активизация разломов в районе структур Белый Тигр и Дракон.
К началу платформенного этапа развития приурочено изменение структурного плана. Унаследовательность морфологии глубоких структур уже практически не просматривается. Дальнейшее погружение привело к полному выполаживанию верхних структурных этажей в среднем и верхнем миоцене.
Миграция и формирование залежей углеводородов в фундаменте Кыулонгского бассейна
Кыулонгский бассейн характеризуется контактом кристаллических массивов докайнозойского фундамента с кайнозойским осадочным чехлом. Это обстоятельство, по мнению многих исследователей (Тиен Х.Д и др.), предопределило латеральную миграцию через эти контактовые зоны из нефтематеринских толщ олигоценового и миоценового возрастов, в кристаллические массивы - в пустоты и зоны повышенной трещиноватости. В процессе литогенеза осадочная толща отлагалась непосредственно на породах фундамента и становились вместилищем миграционно-подвижных углеводородов. Со временем, при генерации и последующей эмиграции из осадочных пород в кору выветривания и пустотное пространство, в теле гранитных массивов формировались скопления нефти и газа. С другой стороны, Кыулонгский бассейн характеризуется пластово-блоковым строением и широким развитием тектонических нарушений, отличающихся по возрасту и истории формирования, а также различным направлением простирания. В связи с этим миграционные процессы и формирования залежей углеводородов наряду с контактовой латеральной миграцией связаны с межформационной субвертикальной миграцией по плоскостям проводящих дизъюнктивов.
В пределах Кыулонгского бассейна основными нефтематеринскими породами являются осадочные отложения олигоцена и нижнего миоцена. По данным «Вьетсовпетро», в большинстве глинистых образцов олигоцена из блоков 09-1, 09-3 15-1, 15-2, 16-1, 16-2, 17 наблюдается высокое содержание органического вещества Согр – 0,5-15,08%, даже Согр достигает до 18,7% (в районах западной и восточной впадин Батьхо). По результатам геохимического анализа нефтематеринских пород нижнего миоцена, Согр изменяется в диапазоне от 0,1 до 1%. Таким образом, самым высоким потенциалом генерации нефти обладают глины олигоценового возраста в центральной части Кыулонгского бассейна.
В Кыулонгском бассейне нефти в породах фундамента и в отложениях нижнего олигоцена легкие с плотностью 0,82 – 0,835 г/см3, содержание смол (6,5-8,6%), асфальтитов (0,65-1,28%), а в отложениях верхнего олигоцена и миоцена более тяжелые – плотность 0,86 – 0,92 г/см3, содержание смола в диапазоне 11-13,4%, асфальтитов (1,29-2,62%). Нефти малосернистые (0,02-0,15%) и имеют высокое содержание парафина (18-25,3%).
Необходимым условием для формирования залежей нефти является наличие качественных флюидоупоров. В Кыулонгском бассейне по их литологическим характеристикам, структуре, распространению и толщине выделяются региональная и локальная покрышки.
Региональной покрышкой является пачка глинисто-аргиллитовых отложений нижнемиоценового возраста, которая широко распространяется в бассейне. Кровля этой пачки соответствует сейсмическому горизонту СГ-3. Ее толщина довольно стабильна в центре бассейна, в среднем составляет 100 м, на некоторых участках толщина достигает до 200 м (в блоках 15-1 и 15-2), в блоке 16-1 толщина варьируется в пределах от десятков до нескольких сот метров (рисунок 2.2).
В блоке 17 мощность покрышки резко уменьшается до 20-30 м. Поэтому экранирующая способность становится намного хуже. На месторождении Белый Тигр мощность данного репера составляет в среднем 100 м. В минеральный состав региональной покрышки входят в основном монтмориллониты, а также каолиниты, гидрослюды, хлориты и их смеси. Высокое содержание глинистости (50-80%), коэффициент расчленённости 0,1.
Локальная покрышка № II – глинистая пачка в разрезе верхнего олигоцена играет роль покрышек для залежей нефти в нижележащих отложениях олигоцена и фундамента. Ее толщина изменяется в пределах от нескольких до десятков метров.
Глины формировались в озерно-болотных, додельтовых условиях и арактеризуются хорошей экранирующей способностью. В пределах месторождений Белый Тигр, Юго-Восточный Дракон, Заря, Рубин, Черный Лев, где были выявлены залежи нефти в фундаменте, отмечается наличие данной локальной покрышки, которая полностью покрывает площади месторождений, особенно в верхней части выступов фундамента [9].
Локальная покрышка № III – это глинистая пачка в разрезе нижнего олигоцена с мощностью 0–500 м. Она распространена на склонах вокруг приподнятых блоков, и она реже перекрывает верхнюю часть выступов фундамента. Она играет роль зональной покрышки для залежей нефти в разрезах фундамента и нижнего олигоцена [9]. Благодаря большой мощности покрышка оценивается как высококачественная. Выявление нефти (в Белом Тигре, Восточном Драконе) и конденсата (в Белом Льве) свидетельствует об ее экранирующей способности.
Таким образом, установлены следующие геологические факторы, контролирующие формирование залежей углеводородов в породах фундамента шельфа Южного Вьетнама.
1) наличие поднятых блоков фундамента, обладающих интенсивной трещиноватостью, и граничащих с ними крупных отрицательных структур, выполненных мощной толщей осадочных пород;
2) блоковое строение месторождений, формирование которых связано с рифтогенезом;
3) наличие разновозрастных систем разломов, образование которых связывается как с рифтогенезом, так и последующими этапами тектонической активности в пострифтовую фазу;
4) наличие флюидоупоров большой толщины в осадочном чехле над выступами фундамента.
- наличие в осадочном чехле нефтематеринских пород, прилегающих к выступам фундамента. Этот фактор отражает условия генерации органического вещества, миграции углеводородов в ловушки фундамента, формирование и сохранение залежей углеводородов в ловушках.
Влияние неотектонических активных разрывных нарушений на положения высокодебитных скважин
Анализ геологических факторов, контролирующих дебитность скважин, заключается в сопоставлении данных по начальным дебитам и суммарных накопленных объемов скважин месторождения Белый Тигр за период 1988-2012 г. с выделенными разновозрастными системами тектонических нарушений и выделенными зонами разуплотнения. Для построения карт использованы данные по начальным дебитам эксплуатационных скважин. Объём данных составляет 13485 записей. Для примера приведены частично данные по дебитам в фундаменте (таблица 3.1), в нижнем олигоцене (таблица 3.2), в нижнем миоцене (таблица 3.3).
В дальнейшем эти карты совмещались с картами систем тектонических нарушений разного возраста. В результате сопоставления выявилась приуроченность высокодебитных скважин и зон разуплотнения к активным разновозрастным разломам, в фундаменте (рисунки 3.16, 3.17, 3.18), в нижнем олигоцене (рисунки 3.19, 3.20, 3.21) и в нижнем миоцене (рисунки 3.22, 3.23, 3.24).
Автором были построены карты начальных дебитов эксплуатационных скважин по фундаменту месторождения Белый Тигр по разным годам (в 1992 г., в 2002 г. и в 2012 г.) также отмечено, что высокодебитные скважины приурочены к активным неотектоническим разломам (рисунок 3.25).
Также были построены карты начальных дебитов эксплуатационных скважин по нижнему олигоцену месторождения Белый Тигр по разным годам (в 1992 г., в 2001 г. и в 2012 г.) также отмечено, что высокодебитные скважины приурочены к активным неотектоническим разломам (рисунок 3.26).
Детальные изучения фильтрационной неоднородности трещинных коллекторов фундамента месторождения Белый Тигр [61], проведенные А.И. Тимурзиевым и А.Г. Авербухом, показали зависимость притоков скважин от расстояния до разломов (рисунок 3.28), которая находится в полном соответствии с полученными мною результатами
Кроме начальных дебитов, автором были построены карты накопленной добычи эксплуатационных скважин (2011 г.) по фундаменту, нижнему олигоцену и нижнему миоцену месторождения Белый Тигр с разновозрастными системами разломов (рисунки 3.29, 3.30, 3.31).
Анализ карт начальных дебитов и накопленной добычи эксплуатационных скважин, вскрывших залежи в фундаменте, нижнем олигоцене, нижнем миоцене совместно с картами систем тектонических нарушений разного возраста, показал, что скважины с высокими начальными дебитами и значительной накопленной добычей расположены в системе неотектонических разломов, что подтверждается данными А.Г. Авербуха. Исходя из этого, можно предположить, что последние, с одной стороны контролируют зоны разуплотнения в теле гранитного массива, являющиеся коллекторами, а с другой, могут служить каналами поступления углеводородов в зоны коллекторов.
Петрографический критерий
Первоочередными нефтепоисковыми объектами должны быть гранитоидные массивы, поскольку, как отмечал В.Л. Шустер с соавторами, к гранитоидам и корам их выветривания относится более 80% запасов углеводородов, фильтрационно-емкостные свойства открытых месторождений в фундаменте. Это объясняется благоприятным минералогическим составом и предрасположенностью этого типа пород к вторичным изменениям [68, 69]. Гипергенные и гидротермальные процессы воздействуют на образование в гранитоидах вторичной пустотности. На месторождениях Белый Тигр и Заря, Ла-Пас, Ауджила-Нафура из гранитов, гранодиоритов получены притоки нефти до 1000-2000 т/сут.
К метаморфическим породам относится около 11% от общих разведанных запасов углеводородов в фундаменте (на месторождениях Уилмингтом, Ренью, Вейзуан, Пси-экс и др.), также к эффузивным породам приурочено около 6% (на месторождениях Дажтиба-ранг, Кармополис, Гиджеалла, Арджуна и др.).
В Кыулонгском бассейне наличие залежей углеводородов тесно связано с коллекторами нетрадиционного типа, трещинными и трещинно-кавернозными зонами, развитыми в толще кристаллических пород фундамента. Породы фундамента представлены, в основном, гранитами, гранодиоритами, диоритами, кварцевыми диоритами и др. Лишь на Драконе встречены породы высокой степени регионального метаморфизма – биотитовые гнейсы и амфиболиты. Трещины и каверны формировались под действием двух факторов: первичных (контракционная усадка при охлаждении и кристаллизация магматических пород), вторичных (тектоническая деятельность, гипергенные и гидротермальные процессы).
Для трещиноватых пород фундамента, вторичные пористости играют ключевую роль в формировании скоплений углеводородов, включая трещиноватую и кавернозную пористость (рисунки 4.6, 4.7). По данными анализа керна и интерпретации данных ГИС, породы фундамента обладают низкой пористостью (в среднем 1-3%) и высокой проницаемостью (от 10 до тысячи мД), обусловленной их трещиноватостью.
Гидротермальная деятельность тесно связана с тектоническими процессами. Тектонические нарушения, разломы, трещиноватые зоны, возникавшие при подвижках блоков горных пород, способствовали циркуляцию растворов, одновременно являясь очагами разгрузки гидротермальных систем (рисунок 4.8).
Гидротермальные процессы активно проявлялись в фундаменте и привели также к образованию многих вторичных материалов: кварца, хлорита, лимонита, кальцита, пирита, каолинита, цеолита, которые частично выполняют вторичные пустоты. Результатом этих процессов, циркуляции растворов, явилось не только заполнение их вторичными кальцитом и цеолитом, но и расширение существующих трещин выщелачиванием (рисунок 4.9) [62, 63].
Такое многообразие процессов образования пустотности предопределило высокую неоднородность фильтрационно-емкостных свойств резервуара фундамента. Эффективная емкость гранитов сформирована огромным числом макро- и микротрещин, каверн и пор. Породы несут явные следы вторичных преобразований, особенно процессов цеолитизации. Цеолиты замещают более плотные полевые шпаты и глинистые породы, что ведет к разуплотнению гранитов, появлению зон трещиноватости, образованию пустотного пространства и каверн [62].
В Кыулонгском бассейне трещиноватый фундамент представлен, в основном, гранитами и гранодиоритами (рисунок 4.10). В их составе: 12-34% кварц, 9-38% полевой шпат, 14-40% плагиоклаз (от альбита до олигоклаза) и 2-10% слюда (биотит, мусковит). На месторождении Белый Тигр наиболее высокодебитными являются скважины, пробуренные на Центральном своде в зоне развития гранитов (в среднем около 700 т/сут на одну скважину). Продуктивность фундамента Северного свода ниже: из гранодиоритов и кварцевых лейкомонцонитов в среднем добывается приблизительно 250 т/сут на одну скважину и пока не получено притоков из кварцевых амфибол-биотитовых монцодиоритов и диоритов в восточной части Северного свода. Эти данные свидетельствуют о том, что продуктивность фундамента в определенной мере связана с петрографическим составом пород их различной изменчивостью гидротермальными процессами.
Кроме общего изучения физических свойств пород фундамента, проведено их уточнение по некоторым петротипам: гранитам, гранодиоритам, диоритам, и кварцевым монцонитам. В этом ряду установлена тенденция уменьшения средних значений Кпо от гранитов к монцонитам как для северного блока, так и для центрального (таблица 4.1, рисунок 4.11).