Условия формирования скоплений углеводородов и оценка перспектив нефтегазоносности в бассейне Южный Коншон: шельф южного Вьетнама тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат наук Фи Мань Тунг

• Фи Мань Тунг
• кандидат наук
• 2016

Оглавление диссертации кандидат наук Фи Мань Тунг

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ОСАДОЧНОГО ЧЕХЛА

1.1. Общие сведения

1.2. Геолого-геофизическая изученность

1.2.1. История геологического изучения бассейна

1.2.2. Результаты поисково-разведочных работ

1.3. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

1.3.1. Докайнозойский комплекс (фундамент)

1.3.2. Кайнозойский комплекс

1.3.2.1. Палеоген

1.3.2.2. Неоген

1.4. Тектоническая характеристика осадочного чехла

1.4.1. Главные структурные элементы

1.4.2. Характеристика структурных этажей

1.4.2.1. Докайнозойский период

1.4.2.2. Кайнозойский период

1.4.3. Системы дизьюнтивных нарушений

1.5. История геологического развития бассейна

1.5.1. Дорифтовый период (палеоцен - эоцен)

1.5.2. Синрифтовый период (олигоцен - ранний миоцен)

1.5.3. Пострифтовый период (средний миоцен-квартер)

1.6. Породы - коллекторы

1.6.1. Породы кристаллического фундамента

1.6.2. Коллекторы осадочного чехла

1.6.3. Карбонатные породы-коллекторы осадочного чехла

1.7. Характеристика экранирующих толщ

1.7.1. Олигоценовые покрышки

1.7.2. Миоценовые покрышки

1.7.3. Региональный экран пород плиоцена

1.8. Типичные ловушки

1.8.1. Ловушки литологического типа

1.8.2. Пластово-сводовые ловушки

1.8.3. Ловушки тектонического экранирования

1.8.4. Массивные ловушки, сложенные карбонатными коллекторами

1.8.5. Массивные ловушки кристаллического фундамента

ГЛАВА 2. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ БАССЕЙНА ЮЖНЫЙ КОНШОН

2.1. Нефтегазовая геостатистика

2.2. Запасы углеводородов

2.3. Термобарические условия локализации скоплений углеводородов

2.4. Физико-химические свойства газа, конденсата и нефти

ГЛАВА 3. УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ СКОПЛЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ И ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

3.1. Нефтегазоматеринские породы

3.1.1. Содержание органического вещества в материнских породах

3.1.2. Фациально-генетические типы органических веществ

3.1.3. Условия зрелости органических веществ в материнских породах

3.2. Масштабы генерации углеводородов

3.3. Эмиграция и вторичная миграция углеводородов

3.4. Условия аккумуляции и консервации скоплений УВ

ГЛАВА 4. ПЕРСПЕКТИВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ И РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ВЫБОРУ ОБЪЕКТОВ

4.1. Прогноз фазового состояния углеводородов

4.2. Прогноз начальных суммарных ресурсов углеводородов и выделение перспективных зон для поисков и разведки

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

УВ - углеводороды;

ОВ - органическое вещество;

ЮКБ - бассейн Южный Коншон;

СРВ - Социалистическая Республика Вьетнама;

НГО - нефтегазоносная область;

ГАУС - генерационно-аккумуляционные углеводородные системы;

РОВ - рассеянное органическое вещество;

НГМТ - нефтегазоматеринские толщи;

СВ - северо-запад;

ССВ - север - северо-восток;

СЗ - ЮВ - северо-запад - юго-восток;

ЮЮЗ - юг - юго-запад;

ЮЮЗ - юг - юго-запад;

т у.т. - тонн условного топлива;

т н.э. - тонн нефтяного эквивалента;

ГП - газопоказания;

ПО - Программное обеспечение.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Условия формирования скоплений углеводородов и оценка перспектив нефтегазоносности в бассейне Южный Коншон: шельф южного Вьетнама»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы

За последние десятилетия Социалистическая Республика Вьетнам (СРВ) влилась в число стран мира с наиболее активно развивающейся экономикой. Вьетнамское правительство в планах развития в качестве главных целей рассматривает повышение экономического потенциала и усиление промышленного производства. На сегодняшний день Вьетнам занимает довольно большой сектор в мировом экспорте углеводородов, благодаря благоприятному географическому положению.

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

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

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

По предварительным оценкам специалистов бассейн Южный Коншон (ЮКБ) относится к числу первоочередных объектов для проведения поисков и разведки. Бассейн известен как самый крупный осадочный бассейн шельфа южного Вьетнама. Его ширина составляет более 400 км в южной части и

уменьшается к северо-востоку. С северной стороны он ограничен Коншонским поднятием, с запада и юга - поднятием Хорат - Натуна, с востока - бассейном Ты Чинь - Вунг Маи, с северо-востока - бассейном Фухань. Глубина моря в пределах бассейна сильно изменяется от нескольких десятков метров на западе до 10001800 м на востоке.

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 т.д.) с суммарной накопленной добычей - 63 млн. т у.т. (нефть, газ и конденсат).

Актуальность темы

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 и для экспорта, правительство Вьетнама поставило перед работниками нефтегазовой отрасли важную задачу -поддерживать и увеличивать объем добычи нефти и газа за счет поисково-разведочных работ (ПРР) во всех бассейнах на шельфе Вьетнама. С целью выполнения поставленной задачи необходимо активизировать ПРР в малоизученных перспективных бассейнах, направленные на открытие новых нефтяных и газовых месторождений.

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, выявить закономерности размещения скоплений УВ, определить и рекомендовать основные направления дальнейшего проведения

ПРР, способных обеспечить высокую результативность разведки ресурсов газа и нефти.

В связи с этим, целью диссертационной работы является оценка перспектив нефтегазоносности кайнозойских отложений ЮКБ на основании исследований структуры и динамики развития генерационно-аккумуляционных углеводородных систем.

Объектом исследований является лицензионные участки бассейна Южный Коншон, включая малоизученная часть (блоки: 07, 10, 11, 12, 20, 129, 131, 132, 133, 134, 135) и др.. Из них лицензионные участки № 129 - 132 контролируется совместным вьетнамско-российским предприятием «Вьетгазпром».

Предметом изучения являются кайнозойские отложения по всем блокам бассейна Южный Коншон; процессы генерации углеводородов в нефтегазоматеринских толщах и их последующая миграция, аккумуляция и консервация в ловушках.

Для достижения поставленных целей необходимо было решить 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 присутствия в разрезе бассейна материнских пород, которые являются источниками нефтегазообразования;

3. Моделирование основных этапов осадконакопления и структурообразования ЮКБ с помощью ПО 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 результатов в работе результатов. Методами для решения поставленной задачи является: анализ всех имеющихся геологических и геохимических материалов, научное обоснование оценки перспектив нефтегазоносности бассейна Южный Коншон, применение системного подхода к прогнозу и поискам скоплений нефти и газа с помощью программного обеспечения РЕТЯОМОЭ, качественный и количественный прогноз нефтегазоносности бассейна. Для прогноза фазового состояния УВ использовались базовые положения о геохимических преобразованиях ОВ в углеводороды и термобарическое моделирование закономерностей фазового состояния и фазовых переходов углеводородных систем в недрах.

Научная новизна работы состоит в следующем:

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

2. Впервые, в масштабе всего бассейна, выполнена оценка влияния систем тектонических разломов на 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 всего бассейна, определены наиболее перспективные зоны и участки на основе анализа онтогенеза УВ и оценки их ресурсов.

Основные защищаемые положения

1. Основным источником для формирования скоплений УВ в ЮКБ являются породы озерно-болотных и дельтовых фаций олигоценового возраста, которые генерировали 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 нарушении, 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.

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

Фактический материал: В работе использованы 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».

Публикация и апробация: По теме диссертации сделаны тезисы и доклады на конференциях:

- XX и XXI Губкинские чтения «Фундаментальный базис инновационных технологий поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России» (Москва, 2013 и 2016 годы);

- Одиннадцатая всероссийская конференция молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности» (газ, нефть, энергетика), (Москва, 2015г.);

По теме диссертационной работы опубликовано 4 печатных работ, из них 3 в изданиях, рекомендованных ВАК («Нефть, газ и бизнес», «Вести газовой науки»).

Личный вклад автора:

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

- Построение палеогеографических, лито-фациальных схем и карт распределения параметров, характеризующих элементы ГАУС в пределах бассейна Южный Коншон;

- Выполнение 3D-численного моделирования (ПО Petromod) эволюции осадочного бассейна и эволюции ГАУС по всем блокам бассейна Южный Коншон, получение количественных характеристик очагов генерации УВ;

- Выполнена количественная оценка объемов генерации и аккумуляции углеводородов в бассейне Южный Коншон;

- Построена карта прогнозных залежей нефти и газа бассейна Южный Коншон и предложена схема зон перспектив нефтегазоносности региона.

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 наименования.

Соответствие диссертационного исследования паспорту научной

специальности

В соответствии с паспортом научных специальностей, специальность 25.00.12 «Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений» определяется как научная дисциплина, в рамках которой производится (http://vak.ed.gov.ru/316):

1. - разработка и совершенствование теоретических основ формирования различных типов месторождений нефти и газа, изучение особенностей их геологического строения и закономерностей пространственного размещения в различных геотектонических областях земной коры;

2. - определение геологических предпосылок формирования месторождений и поисковых признаков;

3. - совершенствование методов поисков и разведки месторождений нефти и газа, оценка их ресурсов и подсчет запасов;

4. - геологическое обоснование разработки нефтяных и газовых месторождений.

Выполненное диссертационное исследование на тему «Условия формирования скоплений углеводородов и оценка перспектив нефтегазоносности в бассейне Южный Коншон (шельф южного Вьетнама)» полностью соответствует пунктам 1, 2 и 4 формулы специальности. Кроме того, тема диссертации почти полностью соответствует следующим разделам пункта 1 (Происхождение и условия образования месторождений нефти и газа) определения области исследований, описанной в формуле специальности 25.00.12, а именно:

- геология нефтяных и газовых месторождений, типы месторождений, их классификация;

- геохимия нефти и газа;

- резервуары нефти и газа, типы коллекторов и покрышек;

- условия формирования скоплений нефти и газа в земной коре.

Благодарности: Диссертационная работа выполнена Фи Мань Тунг во

время обучения в аспирантуре на кафедре «Теоретических основ 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». Автор искренне признателен, 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.

ГЛАВА 1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ОСАДОЧНОГО ЧЕХЛА

Бассейн Южный Коншон известен как самый крупный осадочный бассейн на шельфе южного Вьетнама (Рис. 1.1). Его площадь составляет 100 тыс. км , он расположен в пределах от 6°00' до 9°45' северной широты и 106°00' до 111°00' восточной долготы.

1.1. Общие сведения

Рис. 1.1. Обзорная карта нефтегазоносных бассейнов на шельфе Вьетнама

(Составил Фи М.Т., 2015г.)

С северной стороны он ограничен Коншонским поднятием, с запада и юга -поднятием Хорат - Натуна, с востока - бассейном Ты Чинь - Вунг Маи, с северо-востока - бассейном Фухань. Глубина моря в пределах бассейна сильно изменяется от нескольких десятков метров на западе до более 1000м на востоке.

Современные скопления на дне моря образовались, в основном, под влиянием приливно-отливных процессов и морских течений, направление и скорость которых зависят от двух основных систем муссона: системы юго-западного муссона и системы северо-восточного муссона. Система юго-западного муссона длится с мая по сентябрь, а система северо-восточного муссона - с ноября по март следующего года. Наиболее высокий уровень морских вод в периоде прилива составляет 2-3,5м. Средняя годовая высота морских волн 1-2м, максимальная высота волн в период северо-восточного муссона 10м. Максимальная скорость течения на поверхности моря 2,5м/сек, у дна 0,5 м/сек. Время от времени происходят разрушительные ураганы, которые движутся с востока из района Восточного моря.

Среднее число проходящих тайфунов равно 9 в год. Скорость их перемещения в среднем 28 км/час, реже 50-60 км/час. Годовая норма осадков составляет 1200-1400мм. По сейсмической активности район относится к шестибальному по шкале Рихтера.

Наиболее благоприятным для работы в море является период с апреля по сентябрь, который в отдельные годы продлевается до ноября включительно [8].

Поднятие Коншон, разделяющее Кыулонскую и Южный Коншон впадины (Рис. 1.2), по поверхности акустического фундамента имеет дугообразную форму и оконтуривается изогипсой 2-3 км.

107 Е

108 В

109 В

09 N

08И

(ПК

БАС.

ОНГ пых

,УЖХЯ-1Х

■ »

♦

29

• ыхУ

09-3

ЮЖНЫЙ конпон

'ТТ-1Х л** *<г-

■ф-лоих 23

ПОДНЯТ!

V/

. . . А8-1Х ♦ *«

14

ЕНАТУНА

оз

*

*

РИХ

О

«Г О

В08-1Х

АУУ-1Х <>АМ-1Х 07

■о

АСМХ ■ф. АЯСА-1Х

08

♦ ♦♦

131

09 N

132

133

134

08N

135

13(£

07К

137

107 В

Условные обозначения: Нефтяное

Газовое

108 В

109 В

Ф СКВ. Нефть Ф Скв. Газ

# Скв. с показаниями -0- Скв. Сухая

Газопровод Граница НГБ

Рис. 1.2. Обзорная карта нефтегазоносности бассейна Южный Коншон (Составил Фи М.Т. с использованием данных компании "Рей^1еШат")

1.2. Геолого-геофизическая изученность

1.2.1. История геологического изучения бассейна

История геологического изучения ЮКБ началась в 60-х годах, её можно разделить на 3 этапа:

• Первый этап (до 1975г.)

• Второй этап (1975 - 1988гг.)

• Третий этап (1988 - настоящее время)

В 1970г в пределах Южного шельфа Вьетнама фирма «MANDREL» (США -Канада) провела комплексные сейсмические исследования сетью профилей 50х80 км. По результатам этих геофизических работ шельф Вьетнама был разделен на блоки.

В периоде с 1971 по 1975гг. более детальные геофизические работы, в основном сейсморазведку, провели зарубежные фирмы в пределах бассейнов Кыулонг и Коншон. В частности, в 1971-1972гг фирмы «MOBIL» и «SHELL PECTEN» провели морскую сейсморазведку с сетью профилей 8х8 км; 4х4 км; 2х2 км в блоках 4 и 11. В 1973-1974гг, фирма «SHELL PECTEN» провела детальную морскую сейсморазведку с сетью профилей 6х6 км; 3х3 км (блок: 5; 6; 10; 12) и 1,5х1,5 км (блок: 20; 28; 29). Объемы проведенных геофизических работ до 1975 года отображены в таблице 1.1.

Таблица 1.1. Объемы проведенных геофизических работ до 1975г.

№ п/п Год Исполнитель Сейсморазведка Магнито/Грави - разведка (км) и прочие Бурение

2Д (пог.км) 3Д (км2)

1 19691969 Военно-морское ведомство США +

2 1970 MANDREL + - + -

3 19711975 MODIL + - + DH-1X; AD-1X; AM-1X

4 19711975 PECTEN + + HONG-1X; DUA-1X; DUA-2X; MIA-1X

ИТОГО 7

Впервые поисково-разведочное бурение осуществила фирма "SHELL PECTEN" в пределах ЮКБ. Эта фирма успела пробурить 4 скважины. В блоке 12 скважина HONG - 1X вскрыла фундамент на глубине 1640 м, а скважина DUA -1X вскрыла фундамент на глубине 3446м. Скважину DUA - 2Х пробурили до

глубины 3652м [5]. После этого буровые работы были прекращены. В блоке 4 была пробурена скважина MIA - 1X. При бурении этой скважины на глубине 2467м зафиксировано аномально высокое пластовое давление, а на глубине 2411м был вскрыт фундамент. При опробовании этих скважин, были получены притоки нефти и газа из олигоценовых отложений на структуре Зыа, приток нефти и газа из отложений среднего миоцена получен также на структуре MIA.

Фирма "MOBIL" проводила бурение на структуре Дай Хунг до глубины 1737м, и была вынуждена прекратить буровые работы в связи с освобождением Южного Вьетнама в апреле 1975г.

В 1978г детальные сейсмические исследования провела фирма "GECCO" (Норвегия) в блоках 19; 20; 21 сетью профилей 8x8 км; 4x4 км; 2x2 км.

Буровые работы на нефть и газ в основном были развернуты в 1979г. Канадская фирма "BOVALEE" пробурила две скважины на блоках 28 и 29 в пределах локальных структур. Скважина 28А-1Х вскрыла фундамент на глубине 1504м, а скважина 29А-1Х вскрыла фундамент на глубине 1516м. Однако ни в одной из этих скважин не были обнаружены признаки нефти и газа. Объемы проведенных геофизических работ в периоде 1975 - 1988гг отображены в таблице 1.2.

Таблица 1.2. Объемы проведенных геофизических работ в периоде 1975 -

1988гг.

№ п/п Год Исполнитель Сейсморазведка Магнито/Грави - разведка (км) и прочие Бурение

2Д (пог.км) 3Д (км2)

1 19761978 GECCO + + AW-1X; ARCA-1X

2 19801985 Дальморнефте-геофизика + +

3 1979 BOVALEE + - + 28-1X; 29-1X

4 1979 AGIP - - - 12A-1X; 12B-1X; 12C-1X

5 1980 AGIP - - - 04A-1X; 04B-1X; 04B-2X

И [ТОГО 10

Фирма "AGIP" (Италия) проводила бурение на структурах блока 12. В процессе бурения скважины 12А-1Х были получены небольшие притоки нефти и газа на глубине 3248м из отложений олигоцена. Аналогичная ситуация наблюдалась и в скважине 12B-IX. Однако в известняках среднего миоцена (2301 - 2304м) была вскрыта залежь газоконденсата. Скважина вошла в фундамент на глубине 3915м. Скважина 12С - IX вскрыла фундамент на глубине 3654м. По каротажу в разрезе этой скважины установлено 4 возможных газоносных горизонтов, из интервала 3285 - 3288м при опробовании был получен приток газа.

На структуре MANGCAU этой же фирмой были пробурены 3 скважины. Скважина 4А-1Х вскрыла фундамент на глубине 2412м, в ней при опробовании на глубине 2269-2276м из отложений верхнего миоцена была получена смесь нефти, газа и воды. При бурении скважины 4В - IX до глубины 2440м был вскрыт интервал с аномально-высоким пластовым давлением. По техническим причинам скважина не дошла до проектной глубины. При бурении скважины 4В - 2Х также встречена зона аномально высокого пластового давления на глубине 2549м, а при опробовании из интервала 2240-2250м был получен приток нефти и газа.

Следует отметить, что в 1981г было создано совместное предприятие "VIETSOVPETRO". Его главной задачей было продолжение поисково-разведочных работ на акватории бассейна Кыулонг и частично ЮКБ. После короткого этапа проведения детальных геофизических исследований для уточнения имеющихся данных и выделения наиболее благоприятных структур, "VIETSOVPETRO" выявило промышленные залежи нефти и газа, сначала в отложениях нижнего миоцена (1984г.), а затем верхнего олигоцена (1985г.) и нижнего олигоцена (1986г.), и что особенно важно в гранитоидах кристаллического фундамента структуры "BACH HO" (Белый Тигр) бассейна Кыулонг. Этой же организацией в 1988г было открыто месторождение " DAIHUNG " (Дай Хунг) в ЮКБ. Месторождение было открыто в результате бурения скважины DH - 1X в центральной части структуры поднятия Дай Хунг. Скважина прошла полный разрез осадочного чехла и вскрыла породы фундамента на глубине 3311м. При опробовании 9 объектов на глубине 2037-3320м были

получены притоки нефти, газа и конденсата из отложений миоцена.

В 1989г была пробурена скважина DH - ЗХ в западной части структуры. Скважина вскрыла весь осадочный разрез, оказалась за пределами контура нефтегазоносности. При испытании пластов миоцена они оказались водоносными.

В 1990-1991гг мVIETSOVPETROм пробурило скважину DH-2X на восточном крыле структуры. При испытании 7 объектов в интервале глубин 2072-2780м из миоценовых отложений были получены притоки нефти и газа. Кроме этого, в этой же скважине были обнаружены признаки нефтегазоносности в гранитоидах кристаллического фундамента. Результатами испытания была подтверждена высокая продуктивность месторождения Дай Хунг в бассейне Южный Коншон. До сих пор на площади Дай Хунг были пробурены 13 разведочных (DH-4X; DH-5X; DH-6X; DH-7X; DH-8Х и т.д.) и 8 эксплуатационных скважин.

В 1999г было специально создано предприятие "DAЩUNG" (Дай Хунг) при "VIETSOVPETRO" для целенаправленного проведения работ по разведке и разработке этого месторождения.

Успехами "VIETSOVPETRO" на месторождениях в пределах бассейнов Кыулонг и Южный Коншон с одной стороны, а с другой - изменениями в экономической политике правительства СРВ заинтересовались многие зарубежные фирмы. По соглашениям, подписанным между правительством СРВ и этими фирмами, многие фирмы получили в аренду те или иные блоки, где проводили морские геофизические исследования и поисковое бурение на нефть и газ.

Геофизические сейсмические исследования проводились фирмами методами 2Д, ЗД для уточнения геологического строения наиболее перспективных участков. Сеть профилей сгустилась до 1х1 км на структурах блоков: 3; 5; 6; 12; 20; 21. В результате геофизических работ в пределах бассейна обнаружено более 60 благоприятных положительных структур в миоцен-олигоценовых образованиях.

1.2.2. Результаты поисково-разведочных работ

В пределах бассейна Южный Коншон было пробурено более 97 поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин. В основном открывались газовые скопления. В результате бурения было открыто 22 месторождения нефти, газа и конденсата, из которых месторождения Дай Хунг, Хай Тхать, Мок Тинь, Тхань Лонг, Ким Кыонг Тау сейчас разрабатываются, а другие находятся на стадии подготовки к разработке.

В рамках данной работы, с целью моделирования системы нефтегазоносности были выбраны только типичные поисково-разведочные скважины, пробуренные на изучаемом участке для создания базы исходных данных (Таблица 1.3).

Таблица 1.3. Общие сведения о некоторых пробуренных скважин в бассейне

Южный Коншон [8]

№ п/п Скважина Кат. скв. Буровая установка Гл. моря, м Гл. забоя,м Информация по испытанию

1 04-1-ST-1X Поиск Doo Sung 136 3894 Не проведено

2 04-1-SDN-1X Поиск Jack Bate 821 3530 Не проведено

3 04-1-ST-2X Развед Deep Venture 144 3795 Исп. 3 объекта

4 04-2-HT-1X Развед Byford Dolphin 121 4548 Не проведено

5 04-2-NB-1X Развед Ocean Princess 101 4155 Исп. 1 объект

6 04-2-SB-1X Развед Byford Dolphin 110 4002 Не проведено

7 04-3-TU-2X Развед Doo Sung 116 3530 Исп. 6 объектов

8 04-3-UT-1X Поиск Energy Seacher 138 3642 Не проведено

9 04-3-BC-A-1X Поиск Tam Dao-02 100.5 3957 Исп. 3 объекта

10 05-1a-DH-1X Поиск Shelf-6 108 3362 Исп .12 объектов

11 05-1a-DH-2X Развед Mitril 107 2836 Исп. 9 объектов

12 05-1b-TL-1X Поиск Ocean Clipper 149 4460 Не проведено

13 05-1b-TL-2X Развед Cunningham 131 5026 Исп. 3 объекта

14 05-1c-DN-1X Развед Ocean General 140 3670 Исп. 3 объекта

15 05-2-KCT-1X Развед Actinia 135 3852 Исп. 1 объект

16 05-3-TT-1RRX Развед West Delta 105 3925 Не проведено

17 05-3-NB-1X Развед Smevig's 120 3074 Не проведено

Поисковая скважина 04-1-8Т-1Х пробурена с основной целью поиска залежей нефти и газа в отложениях среднего миоцена и оценки перспектив нефтегазоносности турбидитовых песчанистых ловушек в разрезе верхнего миоцена. Скважина закончена бурением с забоем 3894 (-3868м) в нижнем

миоцене. Керн планировалось отобрать в песчанистых интервалах верхнего миоцена и среднего миоцена. По литологическому описанию, все образцы представлены глинами плиоценового и верхнемиоценового возраста. Испытание данной скважины не проводилось.

Поисковая скважина 04-1-8Б^1Х пробурена с целью поиска залежей углеводородов в песчанистых отложениях нижнего миоцена и в карбонатных породах среднего миоцена. Скважина заложена на структуре Донг Най, в 30км к юго-западу от скважины ST-1X, на восточном крае блока 04-1 континентального шельфа СРВ. Скважина оказалась сухая с газопроявлением.

Разведочная скважина 04-1-8Т-2Х пробурена с целью вскрытия и опробования неструктурной ловушки в плиоцене и серии структурных ловушек в карбонатных и терригенных отложениях верхнего миоцена. Скважина заложена в южной части структуры Шонг Тьен Б блока 04-1 континентального шельфа Вьетнама и закончена бурением с забоем на глубине 3795м (-3781.4м). В скважине ST-2X испытано 4 объекта, из них 3 - в среднем миоцене и 1 - в верхнем миоцене. Однако, из всех объектов притока получено не было.

Разведочная скважина 04-2^В-1Х заложена в западной части структуры «А» - "Нгыа Бау" блока 04-2 на расстояние приблизительно в 60 км к северу от месторождения Дай Хунг с целью поисков залежей нефти в отложениях миоцена и фундамента. Проектный горизонт - фундамент вскрыт скважиной на глубине -3995,5м. Кровля верхнего миоцена вскрыта на глубине -1292-1623м, кровля карбонатной свиты Тхонг - Манг Кау вскрыта на глубине -1623-2880м, кровля преимущественно терригенных пород нижнего миоцена вскрыта на глубине -2880-3991,5м. Отложение олигоцена отсутствуют. По результатам испытания в фундаменте (3967-3991 м) получены притоки конденсата и газа, Qкон: 6,3

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Фи Мань Тунг, 2016 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Аршев Е.Г. Нефтегазоносность окраинных морей Дальнего Востока и Юго-Восточной Азии. - М.: АВАНТИ. - 2003. - 288с.

2. Аршев Е.Г., Гаврилов В.П., Донг Ч.Л., Зао Н., Попов О.К., Поспелов В.В., Шан Н.Т., Шнип О.А. Геология и нефтегазоносность фундамента Зондского шельфа. - М.: изд-во «Нефть и газ». - 1997. - 288с.

3. А.Д. Дзюбло, Вовк В.С., Гулев В.Л. и др. Нефтегазоносность фундамента шельфа Северного и Центрального Вьетнама // Геология нефти и газа. - 2008. - №2. - С. 45-51.

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

5. Бинь Л.В. Геолого-геохимическая оценка перспектив нефтегазоносности бассейна Южный Коншон: автореф. дис. на соиск. учен. степ. канд. геол.-минер. наук (25.00.12). - Москва, 2003. - 28с.

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

7. Ву Нгок Ан, Куан Н.К. и др. К созданию математической формулы для определения состава примесей в песчаных коллекторах в бассейнах КыуЛонг и Южный Коншон. // Сборник научных статей научной конференции по теме «Нефтегазовая промышленность СРВ на рубеже 21 века». - г. Ханой, 2000.

8. Ву Т.А., Фам Т.Б. и др. Отчет «Изучение геологического строения и оценка перспектив нефтегазоносновти северного участка Южно-Коншонского бассейна». - г. Вунг Тау: СП «Вьетсовпетро». - 2013. - 172с.

9. Гаврилов В.П., Леонова Е.А., Гулев В.Л., Карнаухов С.М. и др. Газовые открытия на сервером шельфе Вьетнама (Тонкинский залив) // Газовая промышленность. - М.: ЗАО «Камелот Паблишинг». - 2013. - №12 (699). - С. 2631.

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

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

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

13. Гаврилов В. П., Дзюбло А. Д., Поспелов В. В., Шнип О. А. Геология и нефтеносность фундамента шельфа Южного Вьетнама // Геология нефти и газа. -

1995. - № 4. - С. 25 - 29.

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

15. Гаврилов В.П., Леонова Е.А., Рыбальченко В.В. Грязевой вулканизм и нефтегазоносность Шонгхонгского прогиба (Северный шельф Вьетнама) // Труд. РГУ им. И. М. Губкина. - 2011. - № 4 (265). - С. 28-37.

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

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

18. Донг Ч.Л. Оценка перспектив нефтегазоносности шельфа Вьетнама // Нефтяной журнал «Petrotimes». - г. Ханой. - 2015. - 7с.

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

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

21. Карапетян К.С. Сотрудничество России и Вьетнама в нефтегазовой сфере // Вестник РУДН. Серия: Международные отношения. - 2012. - №2. - С. 45 - 49.

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

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

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

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

26. Лой К.М. Разработка оптимально комплекса термогидродинамических исследований нефтяных скважин для месторождений шельфа Вьетнама: автореф.

дис. на соиск. учен. степ. канд. геол.-минер. наук (25.00.12). - Москва, 1996. - 26с.

27. Май Л.Ч. и др. Характеристика геологического строения бассейна Южный Коншон по результатам интерпретации сейсмических данных // Журнал «Разведка и разработка нефти и газа». г. Ханой. - 2013.

28. Минский Н.А. Формирование нефтеносных пород и миграция нефти.

- М.: Недра. - 1975. - 288с.

29. Нго Тхынг Шан и др. Отчет научной работы «Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности континентального шельфа Вьетнама». - г. Ханой. - 1981.

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

- г. Ханой. - 2000.

31. Нгуен Ван Хой. Биостратиграфия осадочного бассейна Южный Коншон // Сборник научных статей научной конференции по теме «Нефтегазовая промышленность СРВ на рубеже 21 века» ». - г. Ханой. - 2000.

32. Отчет «Геохимическое изучение нефтематеринских пород блока 04-1 и прилегающих участков Южно-Коншонского бассейна». - г. Хошиминь: VPI-Labs. - 2013. - 102с.

л

33. Отчет «Интерпретации PrSDM 1669 км сейсмических материалов 3D блока 04-1». - г. Хошиминь: VPI- EPC. - 2013.

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

35. Симон Робертсон и др. Отчет совместной научной работы «Нефтяная геология и углеводородный потенциал Бассейна Южный Коншон». - г. Ханой. -2000.

36. Соколов Б.А. Историко-генетические критерии оценки нефтегазоносности отдельных регионов // Избранные труды по теме «Новые идеи в геологии нефти и газа». - М.: МГУ. - 2001.

37. Соколов Б.А. Нефтегазоносные бассейны мира // Избранные труды по теме «Новые идеи в геологии нефти и газа». - М.: МГУ. - 2001.

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

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

40. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти. - М.: Мир.

- 1981. - 504с.

41. Фи ТЖ., Скоробогатов В.А. Тектонические условия формирования и размещения залежей углеводородов в осадочных бассейнах южного шельфа Вьетнама // Научный журнал «Нефть, газ и бизнес» - № 11, 2015 (185) С. 7-10.

42. Фи ТМ., Скоробогатов В.А., Силантьев Ю.Б. Oценка перспектив нефтегазоносности Южно-Kоншонского бассейна на основе геохимического моделирования // Вести газовой науки: проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих регионов России. - M.: Газпром ВНИИГАЗ, 2016. - № 1 (25) - С. 172-175.

43. Фи ТМ., Ю.Б. Силантьев. Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих регионов России // Научно-технический сборник «Вести газовой науки» - № 3 (19) / 2014. - С. 129.

44. Хоанг Нгок Данг. K моделированию пластового давления осадочного бассейна Южный ^ншон // Сборник научных статей научной конференции по теме «Нефтегазовая промышленность СРВ на рубеже 21 века» ». - г. Ханой. -2000.

45. Чан ^нг Тао и др. Oтчет научной работы «Геохимическая оценка третичных отложений бассейна Южный ^ншон». - г. Ханой. - 1997.

46. Чан Ле Донг. Oсобенность распределения нефтяных и газовых залежей в коллекторах кристаллического фундамента континентального шельфа Вьетнама // Сборник научных статей научной конференции по теме «Нефтегазовая промышленность СРВ на рубеже 21 века» ». - г. Ханой. - 2000.

47. Чан Хуен, Чыонг Mинь, Нгуен Тиен Бао. Геотермический режим и геотермический потенциал энергии осадочных бассейнов континентального шельфа СРВ // Сборник научных статей научной конференции по теме «Нефтегазовая промышленность СРВ на рубеже 21 века» ». - г. Ханой. - 2000.

48. Чахмахчев В.А. Геохимия процесса миграции углеводородных систем.

- M.: Недра. - 1983. - 231с.

49. Чахмахчев В.А., Аксенов А.Л. и др. Геолого-геохимические методы оценки нефтегазоносности локальных объектов. - M.: ИГиРГИ. - 1993.

50. Evaluation Report of Nam Con Son Basin: Blocks 04-1 and 04-2. - Hanoi: Sceptre Resources Vietnam Ltd/ - 1991.

51. Guliyev I.S., Kerimov V.U., Osipov A.V. Hydrocarbon potential of great depths // Нефть, газ и бизнес. - 2011. - № 5. - С. 16-16.

52. Report «Hydrocacbon potential of Nam Con Son Basin» - Hanoi: Petrovietnam. - 2008.

53. Regional Evaluation Report: Pre- and syn-Rift Fairways Nam Con Son Basin. - Hanoi: BP Exploration Operating Company Ltd. - 1996.

54. Le Chi Mai, Nguyen Huu Quynh and other. The structural setting of Nam

Con Son basin interpreted from seismic data. // Journal oil & gas Vietnam - Ha Noi №9/2013. P. 16-25.

55. Pham Van Thang, Nguyen Thi Oanh Vu and other. Oil family classification of oils/condensates form Nam Con Son basin. // Oil & gas. - Hanoi, №12/2015. P. 1417.

56. Pham Thanh Liem, Le Hai An, Pham Giang Long. Some comments on the possibility of Late Miocene-Pliocene stratigraphic traps in the centre of Nam Con Son basin. // Oil & gas №3/2014. P. 16-21.

57. Vietnam national oil and gas group (Petrovietnam). Report "Geology and petroleum resources Vietnam". - Hanoi. - 2007. - 535c.