WWW.KNIGA.LIB-I.RU
БЕСПЛАТНАЯ  ИНТЕРНЕТ  БИБЛИОТЕКА - Онлайн материалы
 

«УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ СКОПЛЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ И ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ В БАССЕЙНЕ ЮЖНЫЙ КОНШОН (ШЕЛЬФ ЮЖНОГО ВЬЕТНАМА) ...»

На правах рукописи

Фи Мань Тунг

УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ СКОПЛЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ И

ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ В БАССЕЙНЕ

ЮЖНЫЙ КОНШОН (ШЕЛЬФ ЮЖНОГО ВЬЕТНАМА)

Специальность 25.00.12 – Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых

месторождений

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата геологоминералогических наук

Москва – 2016г.

Работа выполнена на кафедре «Теоретические основы поисков и разведки нефти и газа» федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М.

Губкина» (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина).

Научный руководитель:

Скоробогатов Виктор Александрович, доктор геологоминералогических наук, главный научный сотрудник центра ресурсов и запасов углеводородов ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

Официальные оппоненты:

Ступакова Антонина Васильевна, доктор геологоминералогических наук, профессор, заведующий кафедрой геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ имени М.В. Ломоносова.

Карнаухов Сергей Михайлович, кандидат геологоминералогических наук, советник генерального директора московского представительства «Gazprom International»



Ведущая организация: ОАО «Институт геологии и разработки горючих ископаемых (ИГиРГИ)».

Защита диссертации состоится « 28 » февраля 2017 года в 17 часов на заседании диссертационного совета Д 212.200.02 при федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» по адресу: 119991, Москва, Ленинский проспект, д. 65, корпус 1, аудитория 232.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского государственного университета нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина.

Автореферат разослан «__ » _______ 2016 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат геолого-минералогических наук Л.В. Милосердова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ДИССЕРТАЦИИ

Актуальность работы. В последние годы, объемы добычи углеводородов (УВ) крупных месторождений в главнейшем нефтедобывающем бассейне Вьетнама – Кыулонгском падают быстрыми темпами. Для обеспечения внутренних потребностей в углеводородном сырье, правительство Вьетнама поставило перед работниками нефтегазовой отрасли важную задачу – поддерживать и увеличивать объем добычинефти и газа за счет поисковоразведочных работ (ПРР) во всех бассейнах на шельфе Вьетнама. С целью выполнения поставленной задачи необходимо активизировать ПРР в малоизученных перспективных бассейнах, направленные на открытие новых нефтяных и газовых месторождений. По предварительным оценкам специалистов, бассейн Южный Коншон (ЮКБ) относится к числу первоочередных объектов для проведения поисков и разведки нефти и газа.

На сегодняшний день накоплены достаточные объемы информации по данному бассейну для моделирования процессов генерации, миграции и аккумуляции УВ в различные периоды геологического развития. Вьетнамским геологам предстоит дать научно-обоснованную достоверную оценку перспектив нефтегазоносности бассейна на основе анализа закономерностей размещения скоплений УВ, определить и рекомендовать основные направления дальнейшего проведения ПРР, способных обеспечить высокую результативность освоения ресурсов газа и нефти.





Целью работы является оценка перспектив нефтегазоносности кайнозойских отложений ЮКБ на основании исследований структуры и динамики развития генерационно-аккумуляционных углеводородных систем.

Основные задачи

работы.

Для достижения поставленной цели в диссертационной работе решались следующие задачи:

1. Изучение геологического строения, литолого-стратиграфических характеристик, структурно-тектонических условий с оценкой их роли в формировании и сохранении скоплений УВ;

2. Научное обоснование наличия в разрезе отложений ЮКБ материнских пород, которые являются источниками нефтегазообразования;

3. Моделирование основных этапов осадконакопления и структурообразования ЮКБ с помощью программного обеспечения Petromod;

4. Анализ генерационных свойств и оценка степени зрелости ОВ материнских пород кайнозойского возраста (олигоцен, нижний миоцен и средний миоцен);

5. Выявление очагов генерации и определение времени, масштабов генерации, миграции и аккумуляции УВ в ловушках;

6. Выделение в пределах бассейна перспективных зон для проведения ПРР.

Методы исследования и достоверность полученных в работе результатов. Методами для решения поставленных задач являются: анализ всех имеющихся геологических и геохимических материалов, научное обоснование оценки перспектив нефтегазоносности ЮКБ, применение системного подхода к прогнозу и поискам скоплений нефти и газа с помощью программного обеспечения PETROMOD, качественный и количественный прогноз нефтегазоносности бассейна.

Научная новизна работы заключается в следующем:

1. Впервые проведен обобщающий геолого-генетический анализ ЮКБ по элементам и процессам формирования УВ - систем для всех тектонических блоков (зон и участков);

2. Впервые, в масштабе всего бассейна, выполнена оценка влияния систем тектонических разломов на миграцию и формирование скоплений УВ.

3. По результатам 3D бассейнового моделирования уточнены условия формирования и эволюции ГАУС по всем блокам ЮКБ.

4. Впервые выполнена оценка потенциальных ресурсов УВ для всего бассейна, определены наиболее перспективные зоны и участки локализации их скоплении на основе онтогенеза УВ.

Практическая значимость. Результаты исследований в рамках диссертационной работы могут быть использовать в качестве рекомендаций при выборе наиболее эффективных направлений и составлении новых проектных планов ПРР в пределах бассейна с перспективами открытия залежей УВ промышленного значения.

Основные защищаемые положения диссертационной работы:

1. Основным источником для формирования скоплений УВ в ЮКБ являются глинистые породы угли озерно-болотных и дельтовых фаций олигоценового возраста, которые генерировали в течение неогена около 350 млрд. т первичных УВ веществ (нефти и газа).

2. В пределах ЮКБ выявлено 4 очага генерации УВ. Эти очаги относятся к различным стратиграфическим горизонтам и отличаются друг от друга временем начала и объемами генерации УВ.

3. Одним из основных факторов формирования залежей и перераспределения УВ в разрезе бассейна являются многочисленные разноамплитудные нарушения, служившие путями миграции УВ из генерирующих отложений субвертикально в природные резервуары миоцена.

4. На основании проведенных исследований выявлены перспективные участки и определены основные направления проведения дальнейших ПРР. Это северо-восточный и восточный районы ЮКБ, отдельные зоны в центральной части бассейна.

Апробация и публикация. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на конференциях в РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина (Губкинские чтения 2013г., Одиннадцатая всероссийская конференция молодых ученых, специалистов и студентов 2015г., Губкинские чтения 2016г., НиГ-2016г.). Результаты исследований опубликованы в 4 статьях в научных журналах и сборниках, в том числе входящих в перечень ВАК («Нефть, газ и бизнес», «Вести газовой науки»).

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

Личный вклад автора:

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

Построение палеогеографических, литофациальных схем и карт распределения параметров, характеризующих элементы ГАУС по всем блокам ЮКБ;

- Выполнение 3D-численного моделирования (ПО Petromod) эволюции осадочного бассейна и эволюции ГАУС в бассейне, получение количественных характеристик очагов генерации УВ;

- Выполнена количественная оценка объемов генерации и аккумуляции углеводородов по всем блокам ЮКБ;

- Построена карта прогнозных залежей нефти и газа и предложена схема перспектив зон нефтегазоносности ЮКБ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения, изложенных на 147 страницах текста, включая 77 рисунков и 19 таблиц. Список литературы содержит 57 наименований.

Благодарности. Автор выражает глубокую признательность, прежде всего, руководству и всему коллективу кафедры теоретических основ поисков и разведки нефти и газа за поддержку и помощь при выполнении диссертационной работы.

Автор лично выражает большую благодарность своему научному руководителю доктору геолого-минералогических наук, профессору Скоробогатову В.А. за поддержку, ценные указания и советы, устранение ошибок и неточностей, упорную работу по языковой корректировке текста. Автор благодарен профессору, д.г.-м.н., Керимову В.Ю. за всестороннюю поддержку выполненной работы. Особую благодарность хочется выразить к.г.-м.н., доценту Бондареву А.В. за помощь в проведении бассейнового моделирования.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ

ГЛАВА 1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ОСАДОЧНОГО ЧЕХЛА

1.1. Общие сведения Бассейн Южный Коншон (ЮКБ) известен как самый крупный осадочный бассейн шельфа южного Вьетнама, его площадь составляет 100 тыс. км2. Глубина моря в пределах бассейна сильно изменяется от нескольких десятков метров на западе до 1000м и более на востоке. Средняя годовая высота морских волн 1-2м, максимальная высота волн в периоде северно-восточного муссона 10м. В основном здесь открыты газовые скопления.

1.2. Геолого-геофизическая изученность История геолого-геофизической изученности бассейна началась в 60-х годах. Её можно разделить на 3 этапа:

первый этап (до 1975г.);

второй этап (1975 – 1988 гг.);

третий этап (1988 – настоящее время).

К концу 2015г. в пределах бассейна был выделен ряд лицензионных участков (ЛУ) и подписано 42 нефтяных контракта, всего проведено 86 тыс.

пог.км сейсмической разведки 2D и 7,2 тыс. кв.км сейсморазведки 3D, пробурено 97 поисковых, разведочных, оценочных и эксплуатационных скважин, открыто 22 нефтяных и газовых месторождения, из них некоторые месторождения были введены в разработку (Дай Хунг, Хай Тхачь, Мок Тинь, Лантаи, Ландо и др.).

Самое крупное нефтяное месторождение Дай Хунг с запасами 89 млн. т у.т.

(нефть, газ и конденсат), самое крупное газовое месторождение Лан Тау с запасом 60 млрд. м3.

В начале 2016 году были завершены бурением две поисково-разведочные скважины в блоках 129 - 132 компанией «Вьетгазпром» на северо-восточной части бассейна и 4 скважины на структуре Тьен Ынг в блоке 04 компанией «Вьетсовпетро» (Рис. 1). Настоящее время поисково-разведочные бурения в блоках 04 и 12 продолжаются.

Рис. 1. Обзорная карта нефтегазоносности бассейна Южный Коншон (составил Фи М.Т., 2015г. с использованием данных компании «Петровьетнам»)

1.3. Литолого-стратиграфическая и фациальная характеристика разреза 1.3.1. Докайнозойский комплекс (фундамент) Фундамент представлен в основном кристаллическими интрузивными и вулканогенными породами (сланцы, риолиты, кварциты и гранитоиды).

1.3.2. Кайнозойский комплекс (чехол) Чехол представлен кайнозойскими осадочными и реже вулканогенными породами, расчлененными на палеогеновые, миоценовые и объединенные плиоцен-плейстоценовые образования.

1.3.2.1. Палеоген Породы палеоцен-эоцена ещё не вскрыты бурением, но по сейсмическим данным предполагается, что они имеются в глубокопогруженных грабенах на глубинах 6-12 км. Породы нижнего олигоцена представлены вулканическими породами континентального генезиса.

Верхний олигоцен – свита Кау: породы представлены чередованием пластов песчаников, алевролитов и аргиллитов с прослоями каменных углей. Общая мощность свиты достигает 2700м, но обычно составляет 900-1500м.

С целью детального исследования и бассейнового моделирования были построены литофациальные схемы для олигоцена и миоцена по всем блокам бассейна. На рисунке 2 показана литофациальная схема для олигоцена. Автором построены карты на основании опубликованных материалов по отдельным блокам и выводов других авторов.

Рис. 2. Литофациальная схема для олигоцена по всем блокам бассейна Южный Коншон (составил Фи М.Т., 2016г.) 1.3.2.2. Неоген Нижний миоцен – свита Зыа: отложения несогласно залегают на размытой поверхности свиты Кау. Они широко распространены на всей территорий бассейна и представлены песчаниками, алевролитами и чередованием глинистых пластов. Иногда встречаются тонкие прослои известняков. Общая мощность свиты достигает 2000м.

Средний миоцен – свита Тхонг-Мангкау: породы представлены песчаниками, алевролитами с прослоями глин. В разрезе широко распространены карбонатные породы. Общая мощность свиты достигает 1800м.

Верхний миоцен – свита Намконшон: в строение разреза этой свиты принимают участие алевролитовые пласты и карбонатные образования. Общая мощность свиты более 1200м. От нижних горизонтов миоцена к верхним происходит увеличение объема пород накопившихся в морской обстановке.

1.3.2.3. Нерасчлененные плиоцен-плейстоценовые образования

Нерасчлененные плиоцен-плейстоценовые образования – свита Бьендонг:

представлены песчано-глинистыми породами, которые формировались в условиях мелководного бассейна. Общая мощность до 2000м.

По результатам лабораторных исследований образцов керна, отобранных из пробуренных скважин в пределах бассейна и работ других авторов показано, что основными перспективными объектами для дальнейшего исследования являются породы олигоценового и миоценового возраста.

1.4. Тектоническая характеристика В тектоническом плане ЮКБ представляет собой крупную депрессионную структуру, прослеживающуюся параллельно с Коншонским поднятием по северо-восточному и юго-западному направлению. Бассейн заполнен кайнозойским осадочным комплексом толщиной в наиболее погруженных его частях до 10-12 км.

1.4.1. Главные структурные элементы бассейна Геологическое строение бассейна – очень сложное, связанное с системами разрывных нарушений, которые разделяют фундамент бассейна на различно приподнятые и погруженные блоки с рядом характерных закономерностей. На основе структурно-тектонических характеристик поверхности фундамента бассейн выделяется следующие структурно-тектонические единицы:

Западная дифференцированная зона (С) представлена узкими и глубокими прогибами и поднятиями, разделенными между собой разрывными нарушениями субмеридионального простирания. Данная зона разделена на 2 подзоны С1 и С2 нарушениями Шонгхау и Донгнай.

Зона дифференциации (В) представляет собой переходную зону от поднятия Коншон к глубокой центральной депрессии. Породы осадочного чехла залегают в виде моноклиналей и выклиниваются в сторону поднятия Коншон.

Зона делится на две подзоны: северная моноклиналь - В1 и юго-западная моноклиналь – В2.

Восточная зона депрессии (А) представляет собой обширную депрессию, занимающую центральную и восточную части бассейна. В пределах этой обширной зоны выделяются следующие структурные элементы: северная погруженная подзона – А1, подзона поднятия Мангкау – А2, центральная депрессионная подзона – А3, погруженная подзона Южный Зыа – А4, юговосточная приподнятая подзона депрессии – А5.

1.4.2. Характеристика структурных этажей

В строении бассейна выделяются два основных структурных этажа:

1.4.2.1. Докайнозойский этаж Структурный этаж сильно дислоцирован и сложен, главным образом, метаморфическими и кристаллическими сланцами, интрузивными и эффузивными породами различного возраста от девона до мела.

1.4.2.2. Кайнозойский этаж Структурный этаж состоит из отложений кайнозойского возраста, несогласно залегающих на поверхности фундамента и представлен в основном терригенными породами. Кайнозойский структурный этаж подразделяется на три структурных подэтажа: нижний структурный подэтаж: палеоцен – олигоцен, средний структурный подэтаж: миоцен, верхний структурный подэтаж: плиоцен и плейстоцен.

Нижний структурный подэтаж. Породы этого подэтажа несогласно залегают на поверхности фундамента. Они распространены в относительно глубоких частях бассейна и представлены конгломератами, песчаниками, алевролитами, аргиллитами и углистыми глинами. Породы формировались преимущественно в континентальной обстановке.

Средний структурный подэтаж. В нем выделяются два комплекса: нижний (нижний миоцен) и верхний (средний и верхний миоцен). Характерной особенностью этого структурного подэтажа являются наличие древних и появление молодых разрывных нарушений, развитых вплоть до кровли подэтажа.

Верхний структурный подэтаж. Этот структурный подэтаж распространен во всех бассейнах и сложен чередованием неуплотненных песков и глин, они несогласно перекрывают нижележащие отложения. Породы сформировались в виде пачек почти горизонтального залегания, ненарушенных разрывными нарушениями. Сочетание этих преимущественно глинистых пачек образует региональную покрышку для нефти и газа в пределах бассейна. Разломы снизу практически не проникают в породы покрышки.

1.4.3. Системы дизьюнктивных нарушений Бассейн Южный Коншон – это осадочный бассейн окраинноконтинентального типа, который формировался в результате рифтообразования, тектонической деятельности с олигоцена до конца миоцена. В пределах бассейна распространены, в основном, две системы нарушений: система субмеридионального и СВ-ЮЗ простирания (при преобладании последней системы).

Система нарушений субмеридионального простирания проявлена в основном, в пределах западной дифференцированной зоне и в подзоне ближней поднятия Натуны. На юге нарушения этой системы представлены, в основном разрывными нарушениями сбросового типа, имеют большую протяженность и вертикальные амплитуды от сотни до 2500м. Главными из них являются нарушения Шонгхау, Донгнай и нарушение 109-ого меридиана.

Система нарушений СВ-ЮЗ простирания проявлена, в основном, в северовосточной депрессионной подзоне. Амплитуда разломов от сотен до 1500м с плоскостью смещения часто наклонного типа.

Для уточнения влияния тектонических факторов на формирование структур ЮКБ был проведен анализ системы разрывных нарушений кайнозойского чехла (Рис. 3). На рисунке 3 зеленным цветом показаны основные нарушения в пределах бассейна.

–  –  –

Таким образом, системы нарушений активно развивались в конце олигоцена. Они играют важную роль в формировании и развитии неструктурных элементов, а также влияют на разрушение залежей УВ. И практически все нарушения закончили свою деятельность в конце миоцена.

1.5. История геологического развития бассейна Бассейн Южный Коншон расположен в регионе активной кайнозойской тектонической деятельности, обусловленной взаимодействием литосферных плит и микроплит. В частности ЮКБ расположен в области перехода от Индокитая (представляющего собой коллаж тектонических блоков смещающиеся в юговосточном направлении – Контум и другие блоки) к зоне задугового спредига (с молодой океанической корой) в тылу Филиппинского надсубдукционного островодужного сооружения.

История развития ЮКБ тесно связана с процессами сжатия-растяжения дна Восточного моря и разделяется на три периода: дорифтовый (Pre-rift);

синрифтовый (Syn-rift) и пострифтовый (Post-rift). Периоды развития бассейна четко выражены на сейсмических данных.

1.5.1. Дорифтовый период (палеоцен – эоцен) На всем протяжении этого периода, тектоническая остановка в ЮКБ характеризовалась как сравнительно спокойная и стабильная, происходили только процессы размыва, сноса и выравнивания рельефа.

1.5.2. Синрифтовый период (олигоцен – ранний миоцен) Это основной период формирования бассейна, когда происходило расширение Восточного моря на восток в сочетании с активизацией системы нарушений СВ-ЮЗ направления [Бинь, 2003г.]. В депрессионных участках, грабенах и полуграбенах отлагались осадки практически полного континентального фациального спектра от озерно-болотных до речных обстановок мощностью до 2000м.

1.5.3. Посрифтовый период (средний миоцен – квартер) От среднего до начала позднего миоцена в пределах бассейна появились признаки поднятий и инверсионного режима. Это доказано перерывом в осадконакоплении на окраинах бассейна и формированием некоторых локальных структур. В связи с инверсионными движениями, особенно в северной части бассейна, северные блоки обособились от центральной части.

1.6. Породы – коллекторы В пределах ЮКБ по результатам бурений и исследований образцов установлено, что породами - коллекторами являются трещиноватые породы фундамента, песчаники олигоцен-миоценового возраста и карбонаты среднего и верхнего миоцена.

1.6.1. Породы кристаллического фундамента Трещиноватые породы докайнозойского фундамента в бассейне имеют низкие и средние ФЕС (пористость: 5-20%, проницаемость: 0,5-1,0мД) с тенденцией ухудшения ФЕС по мере увеличения глубины их залегания.

Следовательно, породы фундамента не являются серьезным масштабным объектом для поиска и разведки нефти и газа.

1.6.2. Коллекторы осадочного чехла Важными объектами для поисков нефти и газа в пределах ЮКБ являются песчаники олигоцен-миоценового возраста. Породы-коллекторы имеют хорошие ФЕС: пористость 7-32%, проницаемость 1-150мД. Общая мощность песчаников составляет 5-300м, она состоит из ряда песчано-алевролитовых пачек единичной мощностью от 1-3 до 12-15м, реже более.

1.6.3. Карбонатные породы-коллекторы осадочного чехла Карбонатные породы широко распространены в ЮКБ и являются хорошими коллекторами породами. Пористость карбонатов составляет 3-20%, проницаемость изменяется в широком диапазоне 12-200мД.

1.7. Породы – покрышки В пределах ЮКБ существуют локальные (олигоценовые и миоценовые) и региональные (верхнемиоценовые и плиоценовые) породы – покрышки.

Региональные покрышки имеют основное значение для сохранения УВ.

1.7.1. Олигоценовые покрышки В пределах бассейна, олигоценовыми покрышками являются мелкозернистые алевролитовые, известково-глинистые, угольно-глинистые пласты, которые формировались в озерно-болотных обстановках. Они залегают в чередовании с песчанистыми пластами. Толщина этих локальных покрышек изменяется от нескольких до десятков метров в восточной части бассейна.

Покрышки оцениваются как ниже среднего и среднего качества.

1.7.2. Миоценовые покрышки Породы-покрышки представлены мелкозернистыми отложениями пластами глин, алевролитов, угольных глин в чередовании с пачками песчаников.

Их толщина изменяется от нескольких до десятков метров. Данные покрышки оцениваются как среднего качества.

1.7.3. Региональные покрышки плиоцена Эти пачки глинистых отложений верхнемиоценового – плиоценового возраста, которые формировались в морских обстановках от мелководья до глубоководья. Они широко распространяются в ЮКБ, их толщина варьирует в пределах от десятков до нескольких сотен метров. Эти региональные покрышки оцениваются как высокого качества.

1.8. Типичные ловушки

В пределах ЮКБ распространены следующие основные типы ловушек:

1.8.1. Ловушки литологического типа.

Этот тип ловушек очень широко распространен среди отложений олигоценового возраста и редко в разрезе нижнемиоценовых пород. Ловушки данного типа распространены в основном в грабенах, полуграбенах в восточной части бассейна.

1.8.2. Пластово-сводовые ловушки Эти ловушки находятся в сводовых частях антиклинальных складок, некоторые из них унаследовали форму выступов кристаллического фундамента.

Ловушки этого типа широко распространены в разрезе отложений миоценового и плиоценового возраста, реже в отложениях олигоцена.

1.8.3. Ловушки тектонического экранирования Ловушки этого типа обычно наблюдаются на удалении от вершин поднятий, они располагаются на крыльях сводовых или полусводовых структур и в зонах моноклинального залегания [Бинь, 2003]. Они образовались в результате периодически повторявшихся движений по глубинным разломам.

1.8.4. Массивные ловушки, сложенные карбонатными коллекторами Ловушки этой группы расположены в рифовых карбонатных породах среднего и позднего миоцена. Из-за хорошей пористости и проницаемости, карбонаты являются потенциальными объектами разведки нефти и газа в изучаемом бассейне.

1.8.5. Массивные ловушки кристаллического фундамента Эти ловушки с внутренними резервуарами установлены в трещиноватых породах приподнятых блоках докайнозойского фундамента, поверхность которых непосредственно перекрывают глинистые породы.

Таким образом, ловушки для нефти и газа в пределах ЮКБ - разнообразные, их строение и происхождение создали благоприятные условия для формирования скоплений УВ, которые генерируют породы олигоценового и раннемиоценового возраста.

ГЛАВА 2. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ БАССЕЙНА ЮЖНЫЙ КОНШОН

2.1. Нефтегазовая геостатистика За все годы проведения ПРР на нефть и газ в пределах южного шельфа Вьетнама открыто 85 месторождений УВ с суммарными запасами более 1,2 млрд. т у.т., в том числе 37 месторождений уже находится в эксплуатации. Ежегодная добыча нефти в стране достигает 15,6 млн. т, газа – 10 млрд. м. Однако гигантские месторождения с запасами более 300 млн. т у.т, такие как Белый Тигр, более не обнаруживаются. Это связано с тем, что месторождения нефти и газа южного шельфа Вьетнама имеют сложное геологическое строение, разделены на многие блоки тектоническими нарушениями с различными типами ловушек. По оценкам автора, месторождения нефти и газа Вьетнама относятся преимущественно к средним (более 50 % открытых месторождений), мелкие и очень мелкие занимают около 35 %, на крупные, крупнейшие и гигантские приходится всего 13%.

На сегодняшний день, в пределах ЮКБ было выявлено большое количество перспективных структур (81). Основные месторождения были открыты в центрально-погруженной части бассейна (блоки 05, 06, 11 и 12), западная часть бассейна считается малоперспективной. Из 22 открытых месторождений 15 являются газоконденсатными. Кроме этого, проявления в процессе глубокого бурения, в основном, оказались либо газовыми, либо газоконденсатными. Это свидетельствует о том, что на исследуемой площади, общая газоносность недр выше нефтеносности, т.е. перспективы газоносности превышают перспективы нефтеносности. Распределение залежей нефти и газа по разрезу указывает на высокую продуктивность песчаников и известняков миоцена, песчаников олигоцена.

Результаты поисково-разведочных бурений показаны в таблице 1.

Таблица 1. Результаты поисково-разведочного бурения в пределах ЮКБ Исходя из геостатистики открытий показано, что общая текущая успешность ПРР в пределах бассейна оценивается как средняя (чуть менее 50% по открытиям).

В оторочках и редких нефтяных залежах локализированы нефти с высоким содержанием парафина, практически бессернистые. В газе содержание конденсата обычно невелико (менее 100-120 г/см3).

2.2. Термобарические условия локализации скоплений УВ ЮКБ имеет относительно жесткий геотермический режим, он изменяется по площади и по глубине с градиентом в пределах 2,8-4,0ОС на 100м. Отмечаются повышенные значения геотермического градиента вблизи крупных разломов (восточная и северо-восточная часть), где его значение достигает 6,5ОС на 100м.

Это твердо указывает на тепловую конвекцию по разломам.

ГЛАВА 3. УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ СКОПЛЕНИЙ

УГЛЕВОДОРОДОВ И ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

3.1. Нефтегазоматеринские породы В пределах ЮКБ нефтегазоматеринскими оцениваются в основном глинистые породы олигоценового и раннемиоценового возраста, а также небольшие объемы пород среднего миоцена. Глинистые породы верхнего миоцена и выше не являются НГМТ, так как имеют низкое содержание органического вещества (Сорг и они еще не погружены до 0.5%) термобарического порога масштабной генерации УВ.

3.1.1. Содержание органических веществ в материнских породах Лабораторные исследования материнских пород, проведены другими авторами, показывают, что отложения раннемиоценового (Сорг = 0,51-1,54 в среднем 0,89%) и олигоценового (Сорг = 0,86-4,5 в среднем 2,21%) возраста достигают среднего и высокого уровня материнских свойств по содержанию ОВ.

Материнские породы включают глины, алевролиты, угольные глины и угли, которые были сформированы в дельтовых и озерно-болотных обстановках.

Средние и богатые материнские породы распространены в центральной части бассейна (блоки 4, 5, 6, 11, 12), в северо-восточной части (блоки 03, 130,

131) и в блоке 21. Угли и угольные глины в изучаемом районе являются потенциальными материнскими породами, которые генерируют в основном, газ и небольшие объемы конденсата, а также парафиновую нефть.

3.1.2. Фациально-генетические типы материнского органического вещества В пределах ЮКБ нефтематеринские породы можно разделить на две группы (А и Б): группа пород А отлагалась в равнинно-дельтовых обстановках с значительным количеством ОВ из высших растений, группа Б отложены в озерноболотной среде и содержат в основном органические вещества, производные от микробактерий, пресных водорослей, и части высших растений. Они присутствуют и в осадочных породах олигоцена, и в породах нижнего миоцена, но площадь распространения различна. По сути ОВ пород группы А существенно гумусового типа, Б – смешенного типа ГС/СГ.

Материнские породы олигоценового возраста группы А широко распространены в пределах бассейна; а миоценового возраста установлены преимущественно в пределах блоков 3, 11, 18, 20, 21. Материнские породы этой группы соответствуют керогену III типа (HI меньше 250 мг.ув/г.Сорг, С27/С29 1.5).

Материнские породы группы Б меньше встречаются по сравнению с группой А. Они распространены в основном в центральной, северной и северовосточной частях бассейна. Материнские породы этой группы соответствуют керогенам III и II типа (обычно смешанного состава).

Кроме этих группы, отмечено наличие в пределах бассейна материнских пород шельфового происхождения. Породы этой группы представлены глинистыми образованием раннего и среднего миоцена с ОВ смешанного типа I/II.

3.1.3. Условия термической зрелости ОВ в материнских породах Результат моделирования показывает, что породы олигоценового возраста имеет высокую зрелость. Породы раннемиоценового и среднемиоценового возраста в основном расположены в среднем и нижнем диапазоне зрелости.

Материнские породы достигли зрелости на глубине более 3300м, «окно в нефть»

открывается на глубине более 3900м. Для оценки зрелости основных материнских пород в пределах ЮКБ были построены карты распределения Ro (%) всем блокам. Результаты показаны на рисунках 4 и 5.

Рис. 4. Карта распределения отражающей способности витринита и зон нефтегазогенерации пород олигоценового возраста (составил Фи М.Т., 2016г.) Органическое вещество олигоценовых нефтематеринских пород достигло достаточно высокой стадии катагенеза и находится в главной зоне нефти и конденсатного образования (Ro = 0,55 – 3,0%). В более погруженных частях ЮКБ (блоки 05, 04, 131, 132), оно уже находятся на стадии генерации сухого газа.

Нефтематеринские породы раннемиоценового комплекса, в настоящее время вошли в главную зону нефтеобразования во всех зонах. Самая высокая зрелость ОВ отмечается в пределах центральной части (блоки 04, 05, 06) и северовосточной части (блоки 03, 130, 131, 132), но главным образом, на юго-востоке и северо-востоке ЮКБ.

Рис. 5. Карта распределения отражающей способности витринита и зон нефтегазогенерации пород раннемиоценового возраста (составил Фи М.Т., 2016г.)

3.2. Масштабы генерации углеводородов Результаты моделирования термического развития бассейна показывает, что потенциал генерации УВ материнских пород олигоцена значительно лучше, чем пород нижнего миоцена. В материнских породах из олигоценовой толщи начало генерации УВ происходит на ранний миоцен. К настоящему времен они практически полностью реализовали свои генерационные возможности (Рис. 6). Сумма генерации УВ из олигоцена составляет по расчетам 350 млрд. т н.э.

Необходимо отметить что, основная зона генерации материнских пород из олигоценовых отложений находится в центральных блоках: 05, 04, 06, 11 и в северовосточной части бассейна (блок 132).

Рис. 6. График генерации УВ в НГМТ бассейна Южный Коншон (составил Фи М.Т., 2016г) Материнские породы из нижнемиоценовых отложений находится в процессе миграции. Масштабная генерация УВ в них начала в конце среднего миоцена (7 млн.

лет назад) с общей суммой 43 млн. т н.э. Генерация УВ в нижнемиоценовых отложениях продолжается и сейчас часть пород находится в зоне генерации поздней нефти и конденсата, в нескольких отдельных зонах они вошли в зону генерации жирного газа (Рис. 7).

Рис. 7. Трехмерная визуализация модели генерации УВ (составил Фи М.Т., 2016г) По результатам проведенного бассейнового моделирования был определен общий нефтегазогенерационный потенциал ЮКБ (в целом – 544 млрд. т).

Основным источником для генерации УВ являлось растительно-гумусовые ОВ в олигоценовых отложениях, которые генерировали 74,6% массы УВ по всему бассейну.

Таким образом, в настоящее время в пределах ЮКБ существуют 4 очага генерации УВ, которые относятся к различным тектоническим элементам и стратиграфическим уровням.

3.3. Эмиграция и вторичная миграция углеводородов Основными зонами миграции являются центральная и северно-восточная части бассейна. Наблюдается закономерность по направлениям миграции:

направления миграции жидких УВ по разломам (СВ-ЮЗ направления), направления миграции газа по вертикали и также приурочены к разломам (Рис. 8).

Рис. 8. Трехмерная визуализация модели миграции УВ бассейна Южный Коншон (составил Фи М.Т., 2016г.) (зеленым цветом показаны направления миграции жидких УВ, а красно-коричневым – газообразных УВ, синим цветом показаны нарушения) Результаты моделирования миграции показывают, что мигрировавшие УВ в коллекторских горизонтах являются в основном газом. В связи с тем, что процесс миграции УВ в широких масштабах из материнских пород олигоцена происходил рано (в миоцене), все образованные скопления УВ были подвержены последующими тектоническими движениями и значительной степени не сохранились в ловушках. УВ из материнских пород нижнего и среднего миоцена начали миграцию в конце миоцена, следовательно, мало подверглись тектоническим взаимодействием в течение среднего миоцена: вероятность сохранности их скоплений выше, чем для олигоцена.

3.4. Условия аккумуляции и консервации углеводородов В результате моделирования миграции и аккумуляции УВ была создана карта размещения прогнозных залежей по всем блокам ЮКБ (Рис. 9). Согласно этим результатам автор оценивает перспективы нефтегазоносности как относительно высокие. В пределах бассейна имеется большое количество перспективных к открытию ловушек для образования в них залежей газа и нефти и месторождений промышленного значения. Эти залежи располагают по всем стратиграфическим горизонтам и в основном в блоках 04, 05,130, 131, 132.

Рис. 9. Карта прогнозных залежей нефти и газа в бассейне Южный Коншон (составил Фи М.Т., 2016г) В олигоценовых отложениях формировались в основном газовые и конденсатные залежи с небольшими остаточными и потенциальными ресурсами.

Основные залежи располагают в блоках 05, 06, 04, 12, 131 и 132. В частности на юге (блок 05) обнаружены залежи нефти. В нижнемиоценовых отложениях формировались газовые и нефтяные залежи и ожидаются к открытию ряд новых месторождений газа (блок 04 и 131) и нефти (блок 133). В среднемиоценовых отложениях по сравнению с нижезалегающими горизонтами формировалось большинство залежей нефти и газа, поэтому они являются основным объектом для ПРР в пределах бассейна.

–  –  –

Таким образом, суммарные потенциальные ресурсы УВ в ловушках по всем блокам ЮКБ составляют 6,42 млрд. т н.э. Необходимо отметить что, большинство ресурсов УВ находится в залежах в среднем и нижнем миоцене (83%). Процесс миграции УВ в широких масштабах из материнских пород олигоцена происходил достаточно рано, все скопления УВ были подвержены последующим тектоническими движениями, и их сохранность в ловушках оценивается, как невысокая.

4.2. Перспективные направления поисково-разведочных работ На основании вышепоказанных результатов исследований автор оценивает перспективы нефтегазоносности различных участков ЮКБ по отдельным стратиграфическим комплексам, следующим образом.

низкими перспективами оценены подзоны моноклинали слабодислоцированного блока западной переходной зоны (С) и юго-западной моноклинали северно-западной переходной зоны (В), в пределах которых мощность осадочного чехла не превышает 4000м и значительная часть пород не достигла термальной зрелости массовой генерации УВ.

к перспективным зонам относятся подзоны моноклинали сложно построенного блока западной переходной зоны С2, северной моноклинали северно-западной переходной зоны В1 и южная часть южной зоны поднятия, находящейся в пределах блоков 07 и 12. Эти площади характеризуются близостью перспективных площадей к очагам нефтегазообразования.

высокими перспективными зонами являются центральная депрессия, северо-восточная часть (блоки 04, 130, 131 и 132) и восточная часть (блок 133), где имеются благоприятные условия как для генерации и миграции УВ, так и для их накопления с образованием залежей нефти и газа.

Перспективными для проведения ПРР считаются территории центральной депрессии (блоки 04, 05, 06) и северо-восточной (блоки 131, 132) и восточной части (блок 133).

В результате работы была построена карта перспективности нефтегазоносности ЮКБ (Рис. 10).

Рис. 10. Карта перспектив нефтегазоносности бассейна Южный Коншон (составил Фи М.Т., 2016г)

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

По результату проведенной диссертационной работы сделаны следующие выводы:

1. В пределах бассейна Южный Коншон имеются все условия, необходимые для образования залежей нефти и газа. Периодическая активизация тектонических процессов, характерная для рифтогенеза, могла затруднить формирование и сохранность особо крупных месторождений нефти и газа (более 100 млн. извлек т у.т).

2. В пределах бассейна существуют два отдельных нефтегазоматеринских – олигоценовый и нижнемиоценовый комплекса, способных генерировать УВ.

Олигоценовый комплекс является основным по суммарным генерационным возможностям.

3. Общий нефтегазогенерационный потенциал всех материнских пород бассейна составляет 544,1.109 т, из которого 406,9.109 т н.э. является реализованным и 137,1.109 т – остаточным. Особой интерес представляет оценка количества УВ, накопившихся в ловушках в пределах бассейна, которое достигает 6,42.109 т н.э. Это по сути потенциальные ресурсы УВ.

4. Преобладающий растительно-гумусовый тип ОВ, содержащийся в глинистых породах и углях, предопределяет преимущественную генерацию газов и газоконденсатов, в ограниченном количестве - жидких УВ с высоким содержанием парафина. С терригенными коллекторами олигоцена следует связываться только газовые и газоконденсатные залежи. В миоценовых коллекторах могут размещаться залежи УВ различного фазового состояния.

5. Перспективы нефтегазоносности оцениваются как относительно высокие.

Самое крупное месторождения ГКН в бассейне может достигать 250-300 млн. т у.т. В объеме осадочного чехла выбранных перспективных зон предполагается к открытию не менее 40 крупных и средних месторождений УВ, преимущественно газовых и газоконденсатных. Среди прогнозируемых месторождений высока вероятность открытых в ЮКБ 5-6 месторождений крупнее 50 млн. т у.т, 8-10 месторождений от 10 до 30 млн. т у.т., 14-17 месторождений с запасами от 3 до 10 млн. т у.т. Кроме того, в будущем вероятно открытие большого числа (многих десяков) мелких и мельчайших месторождений и залежей УВ в диапазоне крупности 1-3 млн. т у.т. и менее.

6. Результаты 3D бассейнового моделирования позволили разделить ЮКБ на отдельные участки по перспективам нефтегазоносности. Высоко перспективными являются зоны центральной депрессии – А1, северо-восточной части – А2 (блоки 04, 131, 132) и восточной части – А3 (блок 133), где имеют место все условия, необходимые как для генерации, так и для формирования достаточно крупных скоплений УВ. Низкими перспективными участками являются западная переходная подзона (С) моноклинали сложно-построенного блока и северная переходная подзона моноклинали (B), где скопления УВ, вероятно, образовались, главным образом, в результате их миграции из центральной депрессии.

Основные опубликованные работы по теме диссертации:

1. Фи Т.М., Скоробогатов В.А. Тектонические условия формирования и размещения залежей углеводородов в осадочных бассейнах южного шельфа Вьетнама // Научный журнал «Нефть, газ и бизнес». – М. 2015. – № 11 (185). – С.7Фи Т.М., Скоробогатов В.А., Силантьев Ю.Б. Оценка перспектив нефтегазоносности Южно-Коншонского бассейна на основе геохимического моделирования // Вести газовой науки: проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих регионов России. – М. 2016. – № 1 (25). – С.172-175.

3. Фи Т.М., Силантьев Ю.Б. Нефтегазовая геостатистика Вьетнама (в аспекте прогноза новых открытий) // Вести газовой науки: проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих регионов России. – М. 2014. – №3 (19). – С.129-130.

4. Фи Т.М. Величина и структура потенциальных ресурсов углеводородов осадочных бассейнов южного Вьетнама // Тезисы докладов XXI Губкинские чтения «Фундаментальный базис инновационных технологий поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России». – М. 2016. – №6. – С.71-74.



Похожие работы:

«АЙДАМИРОВА ЗИНА ГЕЛАНИЕВНА ЛИТОЛОГО-ПАЛЕОГЕОГРАФИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ПОНТ-МЭОТИЧЕСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ СЕВЕРНОГО БОРТА ЗАПАДНО-КУБАНСКОГО ПРОГИБА Специальность: 25.00.12 – Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геол...»

«Пахомов Николай Владимирович Политика России в обеспечении глобальной энергетической безопасности Специальность 23.00.04 – политические проблемы международных отношений, глобального и регионального развития Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата политических наук Москва – 2016 Работа выполнена на кафедре мировых политических...»

«Хаёрова Юлия Геннадьевна ЖИЗНЕННОЕ ПРОСТРАНСТВО И ВРЕМЯ КАК ФАКТОР И ФОРМА САМОСОБИРАНИЯ ЧЕЛОВЕКА Специальность 09.00.11 – социальная философия Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата философских наук Казань – 2008 Работа выполнена на кафедре общей философии...»

«Жук Сергей Анатольевич Горный пейзаж в отечественном искусстве: этапы развития, типология, стилистика Специальность: 17.00.04 изобразительное искусство, декоративно-прикладное искусство и архитектура Автореферат на соискание ученой степени кандидата искусствоведения Барнаул – 2016 Работа выполнена на кафедре философии и социально-гуманитарны...»

«Бидный Алексей Сергеевич Минералогия, возраст и генезис проявлений берилла Уральской изумрудоносной полосы 25.00.05 – минералогия, кристаллография Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого–минералогических наук Москва–2012 Работа выполнена на кафедре минералогии...»

«Сколотнев Сергей Геннадьевич Регулярные и региональные вариации состава и строения океанической коры и структуры океанического дна Центральной, Экваториальной и Южной Атлантики Специальность: 25.00.03 – геот...»

«Грачев Николай Дмитриевич Суверенность в контексте постнеклассической социальной философии 09.00.11 Социальная философия по философским наукам Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата философских наук Саратов – 2013 Работа выполнена в ФГБОУ...»

«АЛЕКСЮТИНА ДАРЬЯ МАКСИМОВНА ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАЗРУШЕНИЯ БЕРЕГОВ, СЛОЖЕННЫХ МЕРЗЛЫМИ ДИСПЕРСНЫМИ ПОРОДАМИ, В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ИХ СОСТАВА, СТРОЕНИЯ И СВОЙСТВ (НА ПРИМЕРЕ ЗАПАДНОГО ПОБЕРЕЖЬЯ БАЙДАРАЦКОЙ ГУБЫ) Специальность 25.00.08 – инжен...»

«Семин Максим Владимирович ИНФОРМАЦИОННАЯ ПОЛИТИКА ОСНОВНЫХ УЧАСТНИКОВ ИЗБИРАТЕЛЬНЫХ КАМПАНИЙ 2007-2009 ГГ.: РЕГИОНАЛЬНОЕ ИЗМЕРЕНИЕ (РЕСПУБЛИКА ТАТАРСТАН) Специальность 23.00.02 – политические...»

«Батуева Елена Владимировна АМЕРИКАНСКАЯ КОНЦЕПЦИЯ УГРОЗ ИНФОРМАЦИОННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ И ЕЕ МЕЖДУНАРОДНО-ПОЛИТИЧЕСКАЯ СОСТАВЛЯЮЩАЯ Специальность: 23.00.04 – политические проблемы международных отношений, глобального и регионального развития АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата политических на...»








 
2017 www.kniga.lib-i.ru - «Бесплатная электронная библиотека - онлайн материалы»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.