авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 5 |

Научные основы технологии разработки гранитоидных коллекторов нефти и газа

-- [ Страница 2 ] --

- трещины, заполненные жилами гидротермального происхождения, представленными цеолитом, хлоритом, кальцитом, кварцем, каолинитом. Чаще всего они имеют небольшой размер (1…2 мм), достигающий иногда 1…2 см, высокую плотность развития по всем направлениям и сложное соотношение между собой;

- трещины, заполненные терригенным материалом вторичного происхождения (песком, глиной, алевритом). Они занимают значительное место в пределах исследуемого участка. Величина раскрытости трещин различная и в среднем составляет 1,5…2,0 см, достигая иногда 20 см.

На основании вышеизложенного можно сделать следующие основные выводы:

- результаты керновых, геофизических и гидродинамических исследований показывают, что породы-коллекторы в массиве кристаллического фундамента шельфа Южного Вьетнама характеризуются тройной пустотностью;

- фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов фундамента характеризуются высокой неоднородностью. Однако можно наблюдать тенденцию увеличения ФЕС по мере приближения к разломам и ухудшения с глубиной;

- поскольку проницаемость коллектора в массиве пород фундамента является интегральной величиной, определяемой вкладом коллекторов с различными типами пустотностей, не существует единой универсальной модели, описывающей связь проницаемости с геофизическими параметрами. Поинтервальное определение проницаемости возможно, если есть результаты исследования с построением индукционного каротажа (ИК) и кривые геофизических исследований скважин (ГИС) по контролю за разработкой, позволяющие определить поинтервальный дебит;

- достоверная оценка фильтрационно-емкостных свойств коллекторов в породах фундамента возможна только по комплексу гидродинамических, геофизических и керновых исследований.

В четвертой главе приведены факторы, определившие формирование коллекторов в массиве пород фундамента. Изменение пород фундамента, приводящее к формированию в них различных видов пустотного пространства, происходило под воздействием множества геологических процессов. Соответственно роли и значимости их можно выделить следующие:

- тектонические движения (главным образом дизъюнктивные нарушения), осложняющие строение структурных элементов и приводящие к нарушению монолитной целостности пород и созданию первичного тренда трещиноватости;

- геотермические полициклические процессы преобразования магматических тел, главным образом процессы контракции (усадки);

- гипергенезис (поверхностное выветривание, деятельность метеорных вод);

- гидротермальная деятельность и условия среды ее реализации (наличие проводящих каналов, степень «закрытости» гидротермальной сферы и т.д.);

- минерально-петрографический состав магматических пород и связанная с ним направленность процессов вторичного минералообразования.

Рассматривая доминирующую роль тектонических движений, в частности разрывной тектоники, в формировании участков и зон разуплотнения целостности кристаллических пород фундамента, следует отметить, что следствием ее деятельности являются образование мощных региональных и локальных трещинных систем, кливажа скалывания и нарушения монолитности пород, что обусловливает возникновение зон интенсивного смятия и дробления магматогенных и метаморфических образований фундамента.

Активная тектоническая деятельность привела к нарушению монолитной целостности (разуплотнению) пород, характеризующихся высокими фильтрационно-емкостными свойствами.

Наличие подобных тектонических нарушенных зон способствовало проявлению активной гидротермальной деятельности и интенсификации вторичного минералообразования. Наиболее благоприятными условиями для реализации этих процессов являются преобладание «открытых» трещинных систем в зонах разуплотнения и максимальная степень «закрытости» структур вышележащими флюидоупорами.

В пятой главе выявлены закономерности размещения залежей нефти и газа в фундаменте шельфа Южного Вьетнама. В настоящее время шельф Южного Вьетнама является основным районом страны, в котором сосредоточены вся добыча нефти и основные объемы добычи углеводородного газа, связанным с промышленной эксплуатацией месторождений нефти и газа, открытых в Кыулонгской и Южно-Коншонской впадинах.

В геологическом разрезе этих впадин нефтегазопроявления различной интенсивности, вплоть до промышленных притоков, отмечены в широком стратиграфическом диапазоне – от плиоцена до мезозойских пород фундамента.

Основная добыча нефти ведется на 4 месторождениях («Белый Тигр», «Дракон», «Заря» и «Руби»). Месторождение «Белый Тигр» объединяет в своем составе 59 залежей нефти, приуроченных к терригенным отложениям неогена, палеогена и кристаллическим породам фундамента. Месторождение «Дракон» включает в свой состав все нефтяные, газовые и газоконденсатные залежи, установленные на структурах «Дракон», «Восточный Дракон», «Юго-Восточный Дракон». По величине извлекаемых запасов нефти месторождение «Белый Тигр» относится к крупным, месторождения «Дракон», «Заря», «Руби» – к средним. По фазовому составу месторождения «Белый Тигр», «Заря», «Руби» – нефтяные, месторождение «Дракон» газоконденсатнонефтяное, однако, учитывая незначительную весовую долю газа и конденсата в объеме всех запасов, его также можно рассматривать как нефтяное.

Эти месторождения многопластовые и многозалежные. Наиболее крупные залежи нефти связаны с породами фундамента, в которых образовались массивный (Дракон) и массивно-тектонически экранированный (Белый Тигр, Заря) резервуары.

В настоящее время залежи нефти фундамента обеспечивают более 90 % общей добычи нефти на месторождении «Белый Тигр».

Залежь нефти в фундаменте месторождения «Белый Тигр» приурочена к горстообразному выступу фундамента, сложенному различными по петрологическому составу и геологическому возрасту магматогенными породами.

Залежь нефти в породах фундамента этого месторождения контролируется древним выступом, образующим тектонически экранированную ловушку северо-восточного простирания, размеры которой составляют 28х7 км, высота – более 1600 м.

С запада и востока выступ ограничен крупными разрывными нарушениями амплитудой от нескольких сотен метров до 2 км, по которым с ним контактируют осадочные породы нижнего и верхнего олигоцена. Выступ фундамента рассечен серией субмеридианальных разломов на ряд крупных блоков.

Нефть залежи фундамента содержится в замкнутом резервуаре с неравномерной нефтенасыщенностью разреза.

За счет макро- и микротрещиноватости существует сообщаемость различных зон и участков, которые образуют единую гидродинамическую систему. В то же время месторождение множеством нарушений разбито на блоки, в связи с чем в некоторых из них могут быть встречены самостоятельные изолированные залежи с различными по глубине нижними ограничениями. В пределах каждого такого блока залежь имеет массивный характер, но для фундамента в целом более подходит определение залежи как массивно-блоковой.

По результатам изучения разреза фундамента в скважинах можно сделать вывод, что петрологический состав пород, наряду с тектоникой, также является показателем их продуктивности, которая зависит не только от степени трещиноватости пород, но и их вторичного преобразования.

В вертикальном разрезе породы фундамента на месторождении
«Белый Тигр» подразделяются на две части: верхнюю с более высокой плотностью трещин и нижнюю с меньшей насыщенностью трещинами.

В пределах разбуренных зон участки с высокой степенью трещиноватости занимают 19,0 % в объеме пород, а содержащиеся в них запасы составляют 84,5 %. Доля запасов нефти в породах с макротрещиноватостью участков с высокой степенью нарушенности составляет 74 %. В слабонарушенных участках коллектор занимает около 10 % в объеме пород, а доля запасов в них достигает 15,5 %. Объем пород ненарушенных участков составляет 71 %.

В формировании и сохранности залежей углеводородов важнейшая роль принадлежит покрышкам, их свойствам и особенностям распространения по площади. Покрышками являются глинисто-аргиллитовые толщи пород нижнего миоцена, верхнего и нижнего олигоцена толщиной не менее 20 м без примеси песчаного материала. От толщины покрышки, ее состава, экранирующих свойств и особенностей распространения во многом зависят нефтегазоносность фундамента и положение верхней границы залежей нефти.

Сложнее обстоит вопрос с определением нижней границы залежей нефти фундамента.

На месторождении «Белый Тигр» появление воды в фундаменте отмечено только в одной скважине (БТ-110), расположенной на Северном своде. Вода по физико-химическим свойствам отличается от закачиваемой, отмечена на глубине ниже 4500 м после длительной эксплуатации залежи.

Основываясь на приведенных фактах, а также результатах интерпретации сейсмических материалов, можно сделать вывод, что положение нижней границы нефтегазонасыщения пород фундамента на месторождениях шельфа Южного Вьетнама контролируется особенностями распространения коллекторов по разрезу их фильтрационно-емкостных свойств. По этой причине поверхность водонефтяного контакта (ВНК) в фундаменте может иметь сложную форму, и он может быть встречен на разных глубинах даже в контуре одной и той же залежи.

По величине избыточного давления для залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» (Х.В. Куи) положение ВНК можно прогнозировать на глубинах более 500 м, т.е. ниже замка структуры на 550 м.

Из этого можно сделать важный вывод о том, что нефть в фундаменте может аккумулироваться не только в приподнятых частях, но и в пониженных участках структур, если имеются условия для образования трещиноватости пород, и зоны трещиноватости перекрыты качественной покрышкой, т.е. структурный фактор не является преобладающим. Одним из вероятных таких участков является зона, расположенная вдоль разрывных нарушений, протягивающихся от месторождения «Белый Тигр» до месторождений «Дракон» и «Заря».

Ведущим фактором, определяющим размещение залежей нефти в породах фундамента, как показывают результаты исследований, является наличие разрывных дислокаций.

Из вышеизложенного приходим к следующим основным выводам.

1. Фундамент рассматриваемого региона является одним из основных нефтегазоперспективных объектов проведения поисково-разведочных работ.

2. Залежи нефти шельфа Южного Вьетнама размещаются в резервуарах, пространственное положение которых контролируется, в основном, зонами развития пород-коллекторов, поэтому нефть может аккумулироваться как в повышенных частях, так и в частях выступов фундамента, в том числе гипсометрически ниже замков положительных структур. Поэтому при бурении первых поисковых и разведочных скважин на новых площадях породы фундамента необходимо вскрывать на максимально возможную глубину.

3. Наиболее крупные скопления нефти приурочены к выступам фундамента, осложненным нарушениями взбросового типа, в которых под воздействием вертикальных сил в приподнятых по взбросу блоках создаются условия для возникновения полей горизонтального растяжения, в результате которого развивается интенсивная макро- и микротрещиноватость, площадь развития которой закономерно уменьшается вниз по разрезу.

4. Залежи нефти в породах фундамента могут быть сформированы как за счет латеральной миграции углеводородов из осадочных пород, облегающих выступы фундамента, так и за счет переработанного в углеводороды нефтяного ряда органического вещества осадков океанской коры, затянутых при процессах субдукций на большие глубины. Из этого следует, что пространственная приуроченность нефти в фундаменте должна контролироваться положением зон субдукций и рифтовых прогибов.

5. Сохранность залежей углеводородов от рассеивания зависит от качеств экранирующих свойств пород, непосредственно перекрывающих фундамент. При прочих равных условиях на участках, характеризующихся низкими экранирующими свойствами пород (небольшой толщиной, песчано-глинистым составом), залежей нефти и газа не установлено.

6. Залежи нефти в породах фундамента шельфа Южного Вьетнама относятся к массивным и массивно-блоковым. Они представляют собой, как правило, единую гидродинамическую систему с неравномерной нефтенасыщенностью по разрезу и различными фильтрационно-емкостными свойствами пород-коллекторов. Однако, на крупных поднятиях фундамента из-за отсутствия или плохой сообщаемости между собой отдельных зон коллекторов не исключена вероятность существования самостоятельных, гидродинамически не связанных между собой, залежей в разрезе фундамента.

На основании анализа геолого-геофизических данных и результатов бурения автором установлены следующие факторы, контролирующие формирование залежей нефти в фундаменте шельфа Южного Вьетнама:

- наличие выступов фундамента, обладающих интенсивной трещиноватостью, и граничащих с ними крупных отрицательных структур, выполненных мощной толщей осадочных пород;

- наличие в осадочном разрезе над выступами фундамента надежных экранирующих покрышек большой толщины;

- наличие крупных разломов, затухающих в перекрывающих фундамент отложениях, образование которых связывается с рифтогенезом и последующим ослаблением тектонической активности в пострифтовую фазу;

- наличие в разрезе осадочного чехла нефтематеринских пород, прилегающих сбоку к выступам фундамента.

В Кыулонгской впадине основные залежи нефти выявлены на структурах, образованных локальными выступами фундамента. К ним относятся структуры «Белый Тигр», «Юго-Восточный Дракон», «Заря», «Руби» и др., где природный резервуар ловушек представлен трещиноватыми гранитоидами с изменчивыми ФЕС и неоднородным петрографическим составом.

Центральная зона поднятий, контролирующая крупную зону нефтегазонакопления, с северо-запада и юго-востока граничит с наиболее погруженными Центрально- и Южно-Кыулонгской мульдами этой впадины.

Исследованиями, проведенными автором в период с 1984 г. по настоящее время, установлено, что выступы фундамента, образованные в процессе рифтогенеза, начавшегося в палеогеновое время, в современном виде представляют собой протяженные горсты, ограниченные крупными разрывами субмеридиального простирания. Вследствие этого в выступах фундамента образовались сложные пересекающиеся системы нарушений и трещиноватости, которые сформировали резервуар и способствовали тем самым накоплению в выступах фундамента нефти и газа.

Большая роль при формировании залежей углеводородов в породах фундамента отводится наличию разрывных нарушений, их активности при проявлении тектонических движений, амплитуде, протяженности, типу, форме, выраженности в разрезе и наличию пород, способных служить флюидоупорами.

Особенностью ловушек, образованных выступами фундамента, является увеличение толщины осадочных отложений, перекрывающих выступ и направления от свода к склонам. Это связано с процессами облегания и уплотнения пород над приподнятой частью выступа, в результате чего прилегающие к трещино-кавернозному выступу фундамента проницаемые осадочные тела становятся частью единого природного резервуара и путями движения углеводородов из очагов генерации.

Для выступов фундамента Центрального поднятия Кыулонгской впадины флюидоупорами служат пачки глинисто-аргиллитовых пород верхнего олигоцена, нижнего олигоцена и нижнего миоцена. Верхнеолигоценовый флюидоупор, состоящий из мощной монолитной толщи черных глин, имеет значительное распространение внутри впадины и по масштабам может быть отнесен к классу региональных. Установлено, что от качества и надежности покрышки зависят продуктивность и размеры залежей углеводородов в фундаменте.

Шестая глава посвящена вопросу образования залежей нефти в фундаменте шельфа Южного Вьетнама. В настоящее время по данному вопросу нет единой точки зрения. Одни исследователи связывают их образование с миграцией нефти из осадочных олигоценовых толщ (Х.Д. Тьен и др.), другие с глубинным притоком углеводородов по тектоническим разломам (Горохов В.К. и др.). Основанием для подтверждения точки зрения сторонников глубинного источника УВ являются анализы газово-жидких включений, обнаруженных в закрытых пустотах пород фундамента, показавшие присутствие в них как легких, так и тяжелых углеводородов вплоть до гексана, что указывает на нефтяной характер газов. В дефектах некоторых зерен кварца гранитов отмечены включения бензиновых фракций, но основными газовыми включениями являются метан и водород. Высокая корреляционная связь между гелием и метаном свидетельствует о глубинном источнике этих газов. В связи с этим определенный интерес представляет обнаружение самородной «цинкистой» меди (самородной латуни) в породах фундамента, что указывает на существование глубинного метаново-водородного восстановительного потока флюида, которым осуществлялся перенос рудных элементов в высокотемпературную пневматолитическую стадию развития гранитоидного массива (Дмитриевский и др., 1990,
1992 гг.).

Достаточно аргументированным доводом сторонников осадочно-миграционной концепции, которой придерживаются большинство исследователей, работающих в рассматриваемом регионе, являются результаты изучения нефтематеринских пород исследуемого региона. Согласно этим результатам (Ч.Л. Донг 1985 г., Ч.К. Тао 1996 г., Х.Д. Тьен 1999 г.), глинистые толщи олигоценового возраста, расположенные в мульдах впадины, являются хорошими нефтегазопроизводящими породами. Прямым доказательством этому являются идентичность состава и свойств нефтей из отложений олигоцена и пород фундамента и сходство их с органическим веществом материнских пород олигоцена, указывающие на их генетическую связь.

Одним из таких источников может быть органическое вещество осадочных пород, которые затягивались при субдукции в мантию в зонах подвига литосферных плит. Вовлеченные в субдукционный процесс осадочные породы поставляли огромное количество воды, газов и органического вещества, чем, по-видимому, объясняется повышенное содержание углеводородных газов в пузырьковых пустотах и полостях минералов пород фундамента.

С позиций геодинамической модели нефтегазообразования в пределах шельфа Южного Вьетнама перспективы нефтегазоносности пород кристаллического фундамента и терригенных отложений олигоцен-миоценового возраста определяются их пространственной приуроченностью к палеозонам субдукций и рифтовых прогибов, что необходимо учитывать при планировании поисково-разведочных работ на нефть и газ в этом регионе.

Сравнивая условия для накопления нефти в обеих впадинах, можно сказать, что Кыулонгская впадина является более перспективной с точки зрения выявления скоплений нефти и газа в породах кристаллического фундамента, чем другие участки шельфа Южного Вьетнама.



Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 5 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

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.