Особенности литологического состава и ФЕС горизонтов VII+VIII нижнеолигоценового возраста на нефтяном месторождении Белый Тигр (вьетнам)
Буй Кхак Хунг
Национальный исследовательский Томский политехнический университет, Томск
Научный руководитель доцент
Месторождение Белый Тигр является уникальным месторождением Вьетнама по запасам нефти. Оно расположено на шельфе юга Вьетнама в 120 км к юго-востоку от береговой линии. Геологический разрез месторождения представлен докайнозойскими кристаллическими породами фундамента и кайнозойскими терригенными породами осадочного чехла, в котором выделяются песчано-алевритовые и глинистые породы олигоцена, неогена и четвертичного возраста. Наибольшей изменчивостью по толщине и составу отличаются базальные нижнеолигоценовые отложения, которые выклиниваются на склонах блоков фундамента, занимающих высокое гипсометрическое положение. Среди нижнеолигоценовых отложений горизонты VII+VIII являются наиболее нефтенасыщенными и относятся к залежам нефти промышленного значения. Поэтому изучение особенностей литологического состава и ФЕС горизонтов VII+VIII имеет большое значение [1].
С помощью программы Surfer построена структурная карта по кровле VII+VIII горизонтов нижнего олигоцена и моделировал ее в 2Д (рис 1А).
(А) (Б)
верхнее – скважина / нижнее – отметка (м) верхнее – скважина / нижнее – толщина (м)
Рис. 1. Структурная карта (А) и карта изопахит (Б) горизонтов VII+VIII нижнего
олигоцена месторождения Белый Тигр
На рисунке 1А видно, что рисовка структурных карт северного участка (горизонты VII+VIII нижнего олигоцена) месторождения Белый Тигр сильно изменяется. В скважине 1013 вскрыта самая низкая отметка -4161м по кровле и -4225 м по подошве, то есть отмечается депрессионная зона в восточном направлении. А самая высокая отметка -3336 м по кровле и -3381м по подошве на северо-западе в скважине 4, в районе которой уверенно выделяется свод структуры. Амплитуда купола 470 метров по оконтуривающей изогипсе – 3850м. Для наглядного представления о распределении мощностей была построена карта изопахит. (рис 1Б)
На рисунке 1Б наблюдается северо-восточное простирание дизъюнктивных нарушений. Видно, что самая максимальная мощность достигает 94 м в скважине 10 и представлена песчаниками континентального генезиса. А самая минимальная мощность 22м и 17м в скважинах 64 и 83, в западной части участка.
Формирование мощности отложений возможно по двум направлениям условий осадконакопления. Сокращение мощности отложений в своде и увеличение ее на крыльях поднятий обусловлено размывом этой возвышенности и заполнением впадин продуктами разрушения [3].
Увеличение мощности отложений на склонах палеоподнятий указывает на накопление осадков в зоне мелководья при волновой деятельности.
По методике, разработанной и данным каротажа по скважинам, были построены карты литологического состава и песчаннистости (рис 2).[2]
(А) (Б)
верхнее – скважина верхнее – скважина
нижнее – коэффициент песчанистости (%) нижнее – значение αПС
справа – коэффициент кластичности (%) справа – мощность (м)
Рис. 2. Карта коэффициентов песчанистости и кластичности (А) и карта литологического состава (Б) горизонтов VII+VIII нижнего олигоцена (0-0,2 : глины и алеврито-глинистые породы ; 0,2-0,4: алевролит и глинисто-алевритовые породы; 0,4-0,6: смешанные песчано-алеврито-глинистые породы; 0,6-0,8: Песчаник мелкозернистый; 0,8-1: песчаник крупно-среднезернистый неглинистый)
На рис 2А наблюдается распространение коллекторов типа А (значение ПС в интервале 1-0,8) в зоне скважин 83, 64, 4, 14, 602, 1014, 1003. Зона распространения коллекторов типа В (значение ПС в интервале 0,6-0,4) в скважинах 10, 1013. Зона распространения коллекторов типа Б ( 0,6-0,8) в скважинах 114, 116, 907. Зона распространения неколлекторов выделена на востоке, северо-востоке (скважина 9), на юге (скважины 1106, 12).
На рис 2Б мы видим, что зона высокого распространения песчаных тел находится в районе скважин 14; 116 и 1014 со средней мощностью 23 м. Максимальное значение коэффициента песчанистости находится в скважине 1014 и соответствует 70,2%. Максимальное значение коэффициента кластичности также наблюдается в скважине 1,3%). Уменьшение коэффициента песчанистости на своде и увеличение его на склонах и у подножия поднятий обусловлено деятельностью потоков, размывающих возвышенность и образующих конусы выноса продуктов размыва.
По линии скважин 16-9 был построен геологический профиль VII+VIII горизонтов нижнего олигоцена (рис 3).
Рис. 3. Геологический профиль VII+VIII горизонтов нижнего олигоцена на нефтянном месторождении Белый Тигр (Вьетнам) по линии скважин 10 – 14 – 145 – 116 – 9
Горизонты VII+VIII представляют собой антиклинальную складку, осложненную разрывными нарушениями. На профиле видим изменение мощностей горизонтов по скважинам. В скважине 10 мощность отложений достигает 94 м. А в скважине 14 мощность отложения уменьшается до 33 м. Между скважинами 14 и 145 отмечается разлом. А между скважинами 116 и 9 выделены 2 нарушения, отличающиеся значительной шириной зоны дробления породы. Литологическиий состав отложений неоднородный. В скважине 10 видим чередование глины и песчано-алевритовых пород. Мощность глины составляет 40 м. Отложения глины выклиниваются и полностью исчезают в скважине 14. В скважине 14 наблюдаются только песчано - алвевритовые породы с мощностью 33 м. Отложения глин наблюдаются в скважинах 145, 116 и увеличивается мощность глин в скважине 9. Глины залегают внутри песчаного горизонта в виде слоя. Мощность незначительна в сравнении с мощностью песчаников и составляет 6-7 м. В скважине 9 мощность пласта глин увеличивается в 2 раза. На профиле отмечаем зоны наибольших значений ФЕС в скважинах 14, 145, 116, в которых коэффициент пористости изменяется от 12% до 14% и коэффициент нефтенасыщенности составляет 0,6-0,66 д. ед. Из всех исследуемых скважин наибольший дебит нефти получен в скважине м3/сут. При таких низких значениях пористости (практически неколлектор), высокие дебиты нефти можно объяснить близостью нахождения зон двух тектонических нарушений.
Таким образом, выявлен сложный тип коллектора пород порово-трещиноватый горизонтов VII+VIII в северном блоке месторождения Белый Тигр. В скважинах, пробуренных близости к зонам тектонических нарушений, получены высокие дебиты нефти. В скважинах, которые обладают только поровым типом коллектора и далеко от зон дизъюнктивных нарушений получены намного меньше дебиты нефти.
Список литературы:
1. П, Г, и др. Геология и нефтегазоносность фундамента Зондского шельфа. М., Нефть и газ, 1988, 285с.
2. Ежова интерпретация геофизических данных; Томский Политехнический Университет. – 3-е изд. – Томск: Изд-во ТПУ, 200с.
3. Поспелов фундамент: геолого-геофизические методы изучения коллекторского потенциала и нефтегазоносности – Москва 2005.
