CC BY
200
УАК 553.98
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ КРИСТАЛЛИЧЕСКОГО ФУНДАМЕНТА ШЕЛЬФА ВЬЕТНАМА: БЕЛЫЙ ТИГР И ДРАКОН
В.И.Богоявленский (Институт проблем нефти и газа РАН), А.Д.Дэюбло (Российский государственный университет нефти и газа им. И.М.Губкина), А.Н.Иванов (НИПИморнефтегаз СП "Вьетсовпетро"), И.В.Богоявленский, Р.А.Никонов (Институт проблем нефти и газа РАН)
На основе сейсмологических и гравиразведочных данных проанализирована специфика геодинамической обстановки в регионе Южно-Китайского моря, расположенном в зоне сочленения Южной части Евразийской плиты с Тихоокеанской и Индо-Ав-стралийской плитами. С учетом данных сейсморазведки 20 и 30 и бурения на лицензионном участке СП «Вьетсовпетро» 09-1, включающем месторождения Белый Тигр, Дракон и Юго-Восточный Дракон, создана детальная модель 30 строения поверхности кристаллического фундамента и впервые построена схема катагенеза подошвы осадочных отложений. На примере анализа строения и катагенеза осадочных отложений в районе месторождений Белый Тигр и Дракон обосновано, что наличие прямых контактов трещиноватых резервуаров в кристаллическом фундаменте Кыулонгского бассейна с нефтегазоматеринскими толщами с аномально высокими пластовыми давлениями является основным поисковым признаком. За счет таких контактов возможно пополнение запасов залежей в кристаллическом фундаменте в реальном времени.
Ключевые слова: Белый Тигр; Дракон; шельф Вьетнама; СП "Вьетсовпетро"; Кыулонгский бассейн; кристаллический фундамент; нефтегазоносность; катагенез.
Нефтегазоносность фундамента различных регионов мира из чисто теоретической проблемы нефтегазовой геологии переходит в практическую, требующую целенаправленных комплексных геолого-геофизических исследований, учитывающих специфику объекта. Исследования последних 10-летий показали, что в породах фундамента нефтегазоносных бассейнов (НГБ) встречаются трещиноватые и кавернозные зоны, в которых могут накапливаться У В в промышленных масштабах [1-20]. В разных регионах мира открыты сотни месторождений нефти и газа в фундаменте, среди которых наиболее крупными считаются месторождения Вьетнама, Венесуэлы, Ливии, США, Казахстана, России [15]. Первый нефтегазоносный бассейн по значимости открытий в кристаллическом фундаменте расположен на шельфе Вьетнама.
Краткий геодинамический и седиментологический очерки
Окраинные моря западной части Тихоокеанского подвижного пояса в регионе Дальнего Востока России и Юго-Востока Азии, включающем Берингово, Охотское, Японское, Желтое, Восточно-Китайское, Филиппинское, Южно-Китайское и другие моря Зондского шельфа, являются высокоперспективными НГБ. Регион охватывает огромный сегмент поверхности Земли и
протягивается с севера на юг более чем на 12 тыс. км. Площадь, занимаемая бассейнами окраинных морей, составляет 13,70 млн км2, в том числе на шельфовые зоны приходится 8,50 млн км2, а на глубоководные котловины -2,62 млн км2.
Общей чертой тектонического строения перечисленных НГБ окраинных морей западной части Тихоокеанского подвижного пояса является близость к зонам субдукции. В результате субдукции сформировались глубоководные желоба и происходит разрядка возникающих литосферных напряжений в виде землетрясений и вулканических извержений магмы и газа. Это привело к образованию самой сейсмоактивной зоны на Земле, названной Тихоокеанским огненным кольцом (The Pacific Ring of Fire), юго-западная часть которого выделяется широкой полосой землетрясений (рис. 1). По данным Геологической службы США (USGS 2012, 2013), к этому кольцу приурочено около 90 % общего числа землетрясений и около 81 % самых крупных.
Одним из наиболее изученных нефтегазоносных регионов является шельф Южного Вьетнама, где уже 30 лет ведется добыча нефти и газа на месторождении Белый Тигр. В тектоническом плане изучаемый регион южного шельфа Вьетнама с сопредельными территориями и акваториями находится в южной части Евразийской плиты, с трех сторон окруженной зонами субдукции:
на востоке к ней примыкает Филиппинская плита, на юго-востоке — Тихоокеанская, на юге и западе — Индо-Австралийская (см. рис. 1). Зоны субдукции отчетливо видны на карте гравитационного поля ярко выраженными положительными и отрицательными аномалиями, обусловленными соответственно островными дугами, соседствующими с глубоководными желобами. Уровень отрицательных аномалий достигает -100 -10-2/с2 , а положительных - до 150 10"2/с2. В то же время в районе расположения месторождения Белый Тигр, примерно равноудаленном от западной и восточной зон субдукции (1540 и 1700 км соответственно), гравитационное поле относительно спокойное. Максимальная интенсивность аномалий варьирует от -6 до 3 • 10 2/с2. Однако, возможно, что эти данные обусловлены межрегиональным характером карты аномалий силы тяжести (рис. 2) и требуют коррекции по данным детальных гравитационных исследований.
Анализ сейсмических событий по карте землетрясений мира в зависимости от глубины их эпицентров (см. рис. 1) свидетельствует об экстремально глубоком погружении Ин-до-Австралийской и Тихоокеанской плит (до 600 км) под южную часть Евразийской плиты (Зондский шельф), в то время как Филиппинская плита уходит на вдвое меньшую глубину. Подобная картина наблюдается и в восточной части Охотоморской плиты, под которую на 500-550 км погружается Тихоокеанская плита.
На доолигоценовом этапе развития в устьевой части крупной р. Меконг, расположенной в южной части Вьетнама и впадающей в Южно-Китайское (Восточное) море (Зондский шельф), существовал Меконг-ский палеобассейн [3, 14]. В олиго-ценовое время на акватории, прилегающей к северной и центральной частям Вьетнама, сформировались рифты Красной реки и Тон-
Рис. 1. КАРТА ЭПИЦЕНТРОВ ЗЕМЛЕТРЯСЕНИЙ В РЕГИОНЕ ЮЖНОЙ ЧАСТИ ЕВРАЗИЙСКОЙ ПЛИТЫ
Рис. 3. МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ЛИЦЕНЗИОННЫЕ УЧАСТКИ НА ЮЖНОМ ШЕЛЬФЕ ВЬЕТНАМА
КОМ
дао
ЮКШ
Месторождения : 1 - нефтяные, 2 - газовые (БТ - Белый Тигр, Д проволы; НГБ: К/1 - Кыулонгский, ЮКШ - Южно-Коншонский поднятие
кинский, а на Зондском шельфе образовались два крупных рифта - Кыулонгский (Cuu Long) и Южно-Коншонский (Nam Con Son), разобщенные Коншон-ским поднятием (рис. 3). Рифты сформировали вытянутые в северо-восточном направлении одноименные бассейны, осложненные крупными внутренними поднятиями фундамента (горсты), к которым и приурочены наиболее значимые месторождения на шельфе Вьетнама [1, 2, 15]. Всего на шельфе Вьетнама расположено 7 НГБ, при этом Кыулонгский является самым крупным по запасам и ресурсам. Его размеры достигают 110x360 км, а площадь — около 36 тыс. км2.
Краткий исторический очерк нефтегазопоисковых исследований
Первые геолого-геофизические (аэромагнитные) исследования на шельфе Вьетнама проводились в 1967-1969 гг. В 1969-1970 гг. компаниями «Mandrel» и «Alpine Geophysical» были выполнены комплексные работы, включая сейсморазведку методом общей глу-
бинной точки (МОГТ) по региональной сети профилей (30x50 км) [1, 2, 9]. На основе полученных данных шельф Вьетнама был разделен на 58 лицензионных блоков.
В 1973-1974 гг. нефтяными компаниями «Pecten», «Shell», «Mobil Oil» (ныне «ExxonMobil») и др. были проведены комплексные геофизические исследования в Кыу-лонгской впадине по сети профилей 4x4 и 2x2 км, выявившие ряд перспективных антиклинальных структур. В 1974-1975 гг. было пробурено пять первых скважин, включая скв. ВН-1 «Mobil Oil» на крупном антиклинальном поднятии, названном Bach Но (Белый Тигр). Скважиной ВН-1 открыты промышленные залежи нефти в песчаниках нижнего миоцена, но фундамент не вскрыт.
В 1975 г., после завершения войны, геолого-разведочные работы активизировались. В 1976 и 1978 г. созданная «Южновьетнамская нефтегазовая компания» (в дальнейшем «Petrovietnam») привлекала геофизических подрядчиков CGG и Geco для проведения детализаци-онной сейсморазведки МОГТ на наиболее перспективных структурах, включая Белый Тигр.
В 1979 г. компания «Deminex» пробурила две скважины в Кыулонгском НГБ на структурах Кыулонг (15-C-IX, забой 3276 м) и Донгай (15-G-IX, 2957 м), вскрывшие граниты фундамента. Компания «Agip» пробурила скважины, вскрывшие гранитоиды фундамента в Южно-Коншонском НГБ: Зыа-1Х (забой 3999 м), 04-A-IX на структуре Мангкау (забой 2437 м), 12-В-1Х, 12-C-IX и Хонг-1Х [1, 2]. Компания «Bow Valley» пробурила две скважины на поднятии, ограничивающем с юга Южно-Коншонскую впадину: 29-A-1X и 28-A-IX с забоями 1607 и 1594 м соответственно, вскрывшие грано-диориты фундамента. Испытания вскрытых интервалов фундамента на притоки УВ не проводились. На рис. 4, 5 в трехмерном виде показаны основные месторождения Кыулонгского НГБ, открытые в горстообразных поднятиях кристаллического фундамента.
В 1981 г. было создано совместное советско-вьетнамское предприятие — СП «Вьетсовпетро» («Vietsov-petro»), которое является образцом долговременного (более трети века) успешного взаимовыгодного международного сотрудничества при освоении ресурсов неф-
- Дракон); 3 - газо-; КП - Коншонское
Рис. 4. 3D-ИЗОБРАЖЕНИЕ СТРОЕНИЯ ФУНДАМЕНТА КЫУЛОНГСКОГО НТВ
ти и газа южного шельфа Вьетнама. Совместными усилиями в г. Вунгтау (Vung Tau, см. рис. 3, 4) создан собственный мощный производственный комплекс по строительству и установке морских сооружений, включая самоподъемные буровые установки и добычные платформы, которые устанавливаются даже на глубине более 100 м. Данный комплекс позволил обустроить собственными силами по российским техническим проектам (ЦКБ «Коралл» и др.) основные нефтагазодобыва-ющие промыслы «Вьетсовпетро» на месторождениях Белый Тигр и Дракон (рис. 6, см. рис. 3, 4). По состоянию на начало 2014 г. для совместного предприятия построено 13 морских стационарных платформ и две центральные технологические платформы (ЦТП-1 и ЦТП-2) (см. рис. 6). Кроме того, оказываются услуги другим предприятиям, работающим на шельфе Вьетнама.
Первоначально регионами геолого-разведочных работ СП «Вьетсовпетро» являлись Кыулонгский (блоки 09, 15, 16) и Южно-Коншонский НГБ (блоки 04, 05, 10, 11). Как отмечалось, до создания СП «Вьетсовпетро» на месторождении Белый Тигр, расположенном в Кыулонгском НГБ на блоке 09-1 площадью около 1 тыс. км2 (см. рис. 3, 5), в 1975 г. компанией «Mobil Oil» скв. ВН-1, пробуренной на центральном блоке поднятия, были открыты две залежи нефти в песчаниках нижнего миоцена в интервале глубин 2760-2868 м с дебитами нефти 53-350 т/сут и газа 5,6-24,0 тыс м3/сут. На новом этапе исследований СП «Вьетсовпетро» в результате бурения скв. ВН-5 с бурового судна «Михаил Мирчинк» ВПО «Сахалин-морнефтегазпром» Мингазпро-ма СССР 24.05.84 г. в песчаниках миоцена месторождения Белый Тигр открыта промышленная залежь нефти, а 15.02.85 г. при бурении скв. ВН-4 с самоподъемной буровой установки «Эхаби» впервые открыты залежи нефти в песчаниках олигоцена с аномально высокими пластовыми давлениями (коэффициент аномальности К^ = 1,8) с суммарным дебитом из нескольких пластов более 1000 т/сут. 21.06.85 г. к юго-западу
1 - скважины; 2 - месторождения: 1 - Белый Тигр, 2 - Дракон, 3 - Восточный и Юго-Восточный Дракон, 4 - Южный Дракон - Морская Черепаха, 5 - Золотой Тунец, 6 - Заря (Кыулонг) 7 - Фуонгдонг, 8 - группа Топаз, Рубин и др., 9 - группа Белый Лев, Черный Лев и др., 10 - Тамдао, 11 - Черный и Белый Морской Лев
от Белого Тигра скв. Я-1 было открыто месторождение Дракон (Ропд).
Несмотря на то, что основные открытия были сделаны на основе региональных и детализационных сейсмических исследований 2Р с плотностью профилей от 30x50 до 1x1 км, для уточнения геологического строения наиболее перспективных участков шельфа в 1992-1993 гг. по заказу СП «Вьетсовпетро» проводилась сейсморазведка ЗЭ. При этом в районе месторождения Белый Тигр работы ЗЭ выполнялись компанией
Рис. 5. ТРЕХМЕРНОЕ ИЗОБРАЖЕНИЕ КРОВЛИ ФУНДАМЕНТА МЕСТОРОЖДЕНИЙ БЕЛЫЙ ТИГР И ДРАКОН НА БЛОКЕ 09-1 СП "ВЬЕТСОВПЕТРО"
Рис. 6. ДОБЫЧА НЕФТИ НА ЦТП-2 МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ ТИГР НА ШЕЛЬФЕ ВЬЕТНАМА (фото В.И.Боговвленского с ЦТП-1 22.01.15 г.)
«6есо-Ргас1а», а на участке месторождения Дракон -СЭО. Глубинный разрез из куба сейсмических данных ЗЭ (рис. 7) пересекает месторождение Белый Тигр в продольном направлении с юго-запада на северо-восток. Горстообразное поднятие кристаллического массива Белый Тигр выделяется отсутствием субгоризонтальных осей синфазности отраженных волн, характерных для осадочных отложений. Результаты комплексной обработки суммарного объема данных сейсморазведки ЗЭ для блока 09-1 обеспечили высокую детализацию структурных построений по кровле фундамента (рис. 8) и ряду горизонтов в покрывающем осадочном чехле, что позволило в дальнейшем опти-
Рис. 7. ГЛУБИННЫЙ РАЗРЕЗ МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ ТИГР ПО ДАННЫМ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ ЗЭ
мизировать освоение уже открытых месторождении и открыть новые (Белый Медведь, Белый Заяц, Белуга и др.). В 2015 г. на блоке 09-1 компанией «Seabed Geo-solution» (SBGS) были проведены повторные сей-сморазведочные работы 3D - широкоазимутальная съемка 3D по технологии ОВС (Océan Bottom Cable) на площади 847 км2 с использованием донных сейсмокос с четырехкомпонентной (4С) регистрацией сейсмоком-плексом Sercel SeaRay 300. В настоящее время материалы обрабатываются.
В Кыулонгском НГБ пробурено более 500 поисково-разведочных и эксплуатационных скважин и открыто 18 нефтегазовых месторождений (см. рис. 4), включая наиболее значимое — крупное нефтяное месторождение Белый Тигр, основные запасы которого сосредоточены в кристаллическом фундаменте. Глубина моря в Кыулонгском НГБ достигает 200 м, а на месторождении Белый Тигр составляет около 50-60 м. Месторождение Белый Тигр удалено на 130 км к юго-востоку от побережья г. Вунг-тау (см. рис. 3, 4), на котором фундамент воздымается в виде невысоких гор у самого берега.
Уникальность месторождения Белый Тигр заключается в геологической специфике основной залежи нефти, открытой не в традиционных терригенных или карбонатных отложениях, а в горсте трещин-
Рис. 8. СТРУКТУРНАЯ КАРТА ПОВЕРХНОСТИ ФУНДАМЕНТА МЕСТОРОЖДЕНИЙ БЕЛЫЙ ТИГР И ДРАКОН НА БЛОКЕ 09-1
но-кавернозных гранитоидов мезозойского возраста (верхняя юра — поздний мел) на глубине свыше 3000 м (см. рис. 5, 7, 8). Это месторождение открыто 09.05.87 г. поисковой скв. ВН-6 (бурение начато 16.08.1986 г.), пробуренной при глубине воды 50,5 м с бурового судна «Михаил Мирчинк» на северном блоке месторождения до забоя 3533 м и вскрывшей гранитои-ды фундамента на глубине 3510 м (3497 м от уровня моря). Согласно акту испытания от 11.05.87 г., в открытом стволе (интервал глубин 3501-3533 м) I объекта (интервал глубин 3508-3515 м) получен максимальный приток безводной нефти плотностью 0,818 г/см3, дебитом 505 м3/сут и газа 23 тыс. м3/сут при диаметре штуцера 15,08 мм. Газовый фактор (ГФ) составил 45,5 м3/м3. Отметим, что при повторном испытании 22.05.87 г. дебит нефти составил 477 м3/сут, а газа — 31,7 тыс. м3/сут (ГФ — 66,7 м3/м3). При этом на глубине 3494 м замеренные пластовые давление (Япл) и температура (Гпл) составили соответственно 393,2 атм (406,26 кгс/см2) и 131,7 °С, а на забое (-3520 м) -Япл=434,2 атм, 7^=133,3 °С. Газ с плотностью по воздуху 0,724 г/см3 содержит, %: метана - 87,9; этана — 5,2; пропана — 4,3; бутана - 1,2; пентана — 1,4. При испытаниях вышележащих интервалов осадочного комплекса промышленный приток нефти был получен только из нижнего олигоцена (II объект, интервал глубин 3473-3495 м). Здесь максимальный дебит нефти составил 480,6 м3/сут, а газа - 35,5 тыс. м3/суг (ГФ - 73,9 м3/м3) при диаметре штуцера 15,08 мм. Состав газа практически аналогичен полученному из фундамента, %: метан — 87,5; этан — 5,0; пропан — 4,5; бутан — 1,2; пен-тан - 1,4. Объекты испытаний на глубине 2846-3238 м (\Л-Ш) были практически сухими (следы нефти или вода с газом).
Крупные запасы нефти в фундаменте Белого Тигра были подтверждены 11.09.88 г. дополнительно углубленной скв. ВН-1 (забой 3178 м), давшей приток нефти 996 м3/сут через штуцер 20 мм с глубины 3090-3178 м (3053-3141 м от уровня моря).
Гипсометрически минимальные глубины кровли фундамента вскрыты скважинами 1 (-3069 м), 408 (-3054 м) и 7003 (-3047 м). Скважины 9007 и 11, пробуренные до абсолютных глубин -5014 и -5041 м соответственно, не достигли водонефтяного контакта или нижней границы нефтяной залежи. С учетом этого этаж нефтегазо-носности залежи превышает 1950 м, а ее латеральные
размеры достигают 28x8 км. В других скважинах (3, 9, 10, 14), вскрывших фундамент до 1988 г., притоки УВ не были получены (3) или испытания не проводились (9, 10 и 14). Скважины 3, 9, 10, 11 ликвидированы, скв. 14 используется как нагнетательная, а в скв. 9007 ведется добыча.
На месторождении Белый Тигр по состоянию на 01.01.16 г. гранитоидный фундамент вскрыт 290 поисково-разведочными и эксплуатационными (добывающие и нагнетательные) скважинами, включая 6 боковых стволов (см. рис. 5). При этом в последние 5 лет (с июля 2011 г. по 01.01.16 г.) пробурено 27 скважин. Большинство скважин дало значительные притоки нефти. Максимальная глубина бурения по фундаменту 1742 м по вертикали (1782 м по длине ствола) достигнута в 2006 г. наклонной добывающей скв. 7009 с длиной ствола 5180 м (уровень -4817 м) и горизонтальным отклонением 1365 м (максимальный угол отклонения 33°), пробуренной с самоподъемной буровой установки «Trident-6» на центральном своде месторождения у седьмого блока-кондуктора (БК-7). Скважина дала приток нефти 180 т/сут и 168 тыс. м3 газа (штуцер 20 мм, интервал глубин 4310-4400 м). Самой глубокой пробуренной в 2002-2003 гг. у БК-7 является наклонная разведочная скв. 11 (забой 5653 м на 5041 м ниже уровня моря), вскрывшая фундамент на глубине 4740 м от уровня моря (глубина ствола 5345 м), но не испытанная из-за прихвата бурового инструмента.
Залежь Белого Тигра в гранитоидном фундаменте является массивной. Дебит многих скважин превышает 1000 т/сут. Нефть содержит 157-211 м3/т газа.
Рис. 9. ДОБЫЧА НЕФТИ НА ШЕЛЬФЕ ВЬЕТНАМА СП «ВЬЕТСОВПЕТРО» СУвР) (1) И ДРУГИМИ КОМПАНИЯМИ (2)
Интересен факт снижения пластового давления в фундаменте с глубиной от немного повышенного в сводовой части до ниже гидростатического на глубине свыше 3700 м [12]. По запасам Белый Тигр входит в пятерку самых крупных месторождений западной части Тихого океана.
Рядом с Белым Тигром и Драконом в осадочной толще и фундаменте Кыулонгского НГБ открыты месторождения Тамдао (Tarn Dao, 1988), Бави (Ва Vi, 1989), Баден (Ва Den, 1989), Волк (Volf/Soi, 1990), а в Южно-Коншонском НГБ — Большой Медведь (Dai Hung/Дай-хунг, 1988) с глубиной фундамента 2600 м (скв. DH-1). От разработки последнего месторождения СП «Вьетсовпетро» отказалось.
Первая добыча нефти из терригенных отложений Белого Тигра началась 26.06.86 г. из скв. ВН-1 с морской стационарной платформы МСП-1. Добыча первой нефти из фундамента началась в сентябре 1988 г. из этой же скважины (после ее углубления). Скважина ВН-1 продолжает давать нефть и в настоящее время. Водонагнетание в коллектор фундамента начато в июне 1993 г. Длительное время нефть Белого Тигра была для Вьетнама единственным источником УВ (до 1993 г. включительно). Пик добычи нефти СП «Вьетсовпетро» пришелся на 2002 г. — 13,5 млн т, что составило 78 % общей добычи страны (рис. 9) [5, 6]. Последовавшее снижение нефтедобычи за счет истощения и обводнения залежей привело к тому, что в 2014 г. до-
быча составила 5,5 млн т (32,9 % добычи страны), а в 2015 г. — 5,25 млн т (около 30 % добычи страны). Накопленная добыча с Белого Тигра и Дракона 21.11.01 г. достигла 100 млн т, а 08.08.12 г. — 200 млн т. По состоянию на 01.01.16 г. добыто 218,6 млн т нефти, в том числе на Белом Тигре — 201,2 млн т, на Драконе — 15,5 млн т (1,9 млн т добыто на других объектах).
С 1995 г. почти весь попутный газ (до 97 %) СП «Вьетсовпетро» используется для поддержания пластового давления и газлифтной эксплуатации, выработки электроэнергии на морских платформах и береговых электростанциях «Бария» (Ва Ria) и «Фуми» (Phu Му) для нужд промышленности и населения Вьетнама. Поставки газа на берег ведутся с 1995 г. по подводному трубопроводу Nam Con Son с пропускной способностью 1,5 млрд м3/год. Накопленная добыча газа превышает 40 млрд м3 (97 % с Белого Тигра), при этом на сушу поставлено более 23 млрд м3.
Благодаря вводу в эксплуатацию залежей нефти в кристаллическом фундаменте, Вьетнам за короткий период стал одной из ведущих нефтегазодобывающих стран Тихоокеанского региона. По мнению председателя Правительства РФ В.С.Черномырдина, поздравившего коллектив СП "Вьетсовпетро" с 15-летием, оно "... по праву входит в десятку наиболее экономически эффективных нефтяных компаний мира"[21]. В первые 15 лет суммарная себестоимость поиска и добычи 1 барреля нефти составляла около 4,6 дол., что на 23 % ниже, чем в Северном море [22].
Наблюдая успех СП «Вьетсовпетро», многие западные фирмы заинтересовались перспективами вьетнамского шельфа и, получив в аренду участки акватории, продолжили геолого-разведочные работы. Новые результаты бурения в Кыулонгском НГБ подтвердили региональную нефтегазоносность фундамента (см. рис. 3, 4). В 1994 г. японо-вьетнамская компания JVPC пробурила скв. Rang-Dong-1 на структуре Кыулонг (к северо-востоку от Белого Тигра) всего в 3 км от старой скв. 15-C-IX (Deminex) и получила приток нефти 10,35 тыс. баррелей (около 1,65 тыс. т) из трещиноватых гранитои-дов на глубине более 3000 м. Скважины компаний «Pet-ronas» (в северной части впадины) и «Mitsubishi» (на структуре Кыулонг) также дали фонтанные притоки нефти из фундамента.
Состав и возраст фундамента
Фундамент шельфа Южного Вьетнама сложен массивными полнокристаллическими породами (граниты, гранодиориты, лейкодиориты, кварцевые диориты, ап-литы, гранит-порфиры, гранодиорит-порфиры) и кора-ми выветривания перечисленных гранитоидов. Лишь в одном случае встречена магматическая порода основного состава - в скв. Дайхунг-1, где фундамент сложен порфировидными роговообманковыми габбро с жилкой гранодиорит-порфира [19].
Породы фундамента перекрыты мелководными песчано-глинистыми отложениями нижнего олигоцена с прослоями вулканогенных пород основного и реже среднего состава. По данным сейсморазведки мощность чехла колеблется от 2-3 км на сводах нефтегазоносных структур до 7-10 км в депрессиях. Фундамент месторождения Белый Тигр слагает вытянутый горсто-образный выступ северо-восточной ориентации размером 24x8 км, ограниченный разломами с обеих сторон (см. рис. 8). С запада и востока горст Белого Тигра ограничивается Центрально-Кыулонгской и Южно-Кыу-лонгской мульдами с глубиной фундамента соответственно около 7 и 8 км (по данным сейсморазведки). В целом фундамент Белого Тигра имеет сложное строение, разбит многочисленными разломами на ряд блоков, при этом выделяются три свода (Северный, Центральный и Южный), из которых Центральный наиболее приподнят.
Состав пород Южного участка (блока) фундамента Белого Тигра по данным бурения представлен лейко-кратовыми гранодиоритами. На Центральном участке (своде) фундамент сложен гранитами лейкократовыми, двуслюдяными и биотитовыми, а также их корами выветривания. Перечисленные разновидности гранитов различаются лишь незначительными вариациями содержания породообразующих компонентов. Граниты Центрального участка также очень схожи между собой по химическому составу и петрофизическим характеристикам. Это обычные граниты с несколько повышенными щелочностью и глиноземистостью. Фундамент Центрального участка — однородное образование, сложенное одним типом пород. Коры выветривания гранитов выделены в большинстве разрезов фундамента Центрального участка. Однако эти породы не образуют единого тела в верхах фундамента, а развиты прерывисто, подчиняясь особенностям палеорельефа. Мощность коры выветривания обычно составляет 10-20 м, реже достигает более 40 м.
Северный участок месторождения Белый Тигр включает комплекс магматических пород от гранитов до биотит-амфиболовых лейкодиоритов. Как и в фундаменте Центрального участка, на Северном встречены лейкократовые и двуслюдяные граниты, широко разви-
ты биотитовые граниты. Химический состав биотито-вых гранитов Центрального и Северного участков очень схож. В керне одной из скважин Северного участка встречены биотитовые плагиограниты, однако преобладают гранодиориты лейкократовые и двуслюдяные, биотитовые и роговообманково-биотитовые; это породы с щелочностью натрового типа, пониженной глиноземистостью. В керне некоторых скважин встречены кварцевые, амфиболовые, биотит-амфиболовые лейкодиориты. Эти породы имеют повышенное содержание щелочей, оксидов железа, магния, кальция. Амфиболовые лейкодиориты содержат до 18 % амфибола гастингситового состава. Кора выветривания пород фундамента встречена во многих скважинах Северного участка. Ее мощность достигает 50 м, составляя в среднем 20 м.
Абсолютный возраст пород фундамента месторождений Белый Тигр, Дракон и др. определялся калий-аргоновым методом по монофракциям биотита размером 0,5-1,0 мм в ВИМСе и ИГЕМе РАН [9]. Возраст изменяется от 86-118 до 130-250 млн лет (от нижнего мела до юры — триаса).
Наличие резервуара в фундаменте обусловлено главным образом влиянием тектонических факторов. Керн фундамента практически повсеместно пронизан трещинами, ширина которых иногда достигает 10-30 мм. Большое значение на формирование коллекторов оказывает и гидротермальная деятельность [11].
Основы нефтегазоносности фундамента
Результаты геолого-разведочных работ показали, что в кайнозойском осадочном разрезе Кыулонгского НГБ регионально нефтегазоносными являются песчаники и алевролиты нижнего олигоцена континентального происхождения (болот, озер, рек) и нижнего миоцена, отлагавшиеся в условиях прибрежно-морских и мелководных зон. Также обнаружена нефтяная залежь в диабазовых порфиритах верхнего олигоцена месторождения Дракон. В Южно-Коншонском НГБ залежи выявлены в терригенных и карбонатных породах среднего и верхнего миоцена. По данным сейсморазведки прогнозируется, что в наиболее глубоких частях депрессий возможны отложения эоцена и палеоцена.
Основными нефтегазоматеринскими толщами в Кыулонгском НГБ являются осадочные отложения нижнего олигоцена (около 600 м) и нижней части верхнего олигоцена (около 500 м) [16] и др. По данным НИПИ-морнефтегаза, в большинстве глинистых образцов наблюдается высокое содержание Сорг - 1,0-18,7 %. При этом самым высоким генерационным потенциалом обладают глины олигоцена (керогены I и II типов мелководного происхождения) в центральной части Кыулонг-
ского НГБ — в районе расположения месторождений Белый Тигр и Дракон. Из результатов геохимических исследований следует, что генерация нефти началась в раннем миоцене, когда отложения олигоцена оказались в термобарических условиях зоны нефтеобразова-ния (глубина более 3000 м).
Нефти фундамента и нижнего олигоцена легкие -плотность 0,820-0,835 г/см3, а верхнего олигоцена и миоцена более тяжелые — плотность 0,85-0,88 г/см3 [9]. Нефти малосернистые (0,02-0,10 %), в основном содержат более 16,2-25,8 % парафиновых УВ.
Вопрос образования залежи нефти в фундаменте дискуссионен. Существуют две основные гипотезы образования залежей нефти в трещиноватых гранитоидах Белого Тигра и его аналогов. Большинство исследователей, работающих в этом регионе, придерживаются мнения о сублатеральной миграции нефти из осадочных отложений олигоцена в трещиноватые зоны выступов фундамента. Основанием для этого служат идентичность состава и свойств нефтей из отложений олигоцена и пород фундамента и исследования геохимических биомаркеров, подтвердившие их генетическое родство. Современные геохимические исследования показали, что параметры УВ - биомаркеры для рассеянного ОВ фундамента и нефти имеют принципиальные отличия [23]. Это свидетельствует, что породы фундамента не генерировали нефть, сформировавшую залежь Белого Тигра. Хотя огромные объемы обнаруженных и прогнозируемых запасов нефти трудно объяснить генерацией осадочных пород олигоцена на относительно небольшой площади. По мнению ряда геологов, генерационный потенциал олигоценовых отложений, облекающих выступ фундамента месторождения Белый Тигр, может лишь на одну треть обеспечить его запасы [4].
Другая часть исследователей отводит главную роль глубинному (мантийному?) притоку УВ по трещинам тектонического происхождения. Глубинное происхождение нефти связывается главным образом с термобарическими преобразованиями осадочных отложений, погружающихся на большие глубины в зонах субдукции [9]. При этом схожий характер нефтей олигоцена и фундамента объясняется перетоками нефти из гранитои-дов фундамента в прилегающие терригенные отложения олигоцена. Подтверждением служит анализ газовых включений в цеолитах и гранитоидах фундамента месторождения Белый Тигр, в которых установлено присутствие легких УВ. Высокое корреляционное отношение содержания гелия к метану может свидетельствовать о глубинном источнике этих газов [7, 20].
Однако, как отмечалось (см. рис. 1), зоны субдукции Индо-Австралийской и Тихоокеанской плит под южную часть Евразийской плиты удалены от централь-
ной части Кыулонгского НГБ более чем на 1,5 тыс. км. В связи с этим основные зоны современного формирования и вертикальной миграции УВ, за счет преобразования погребенных осадочных отложений, погружающихся под южную часть Евразийской плиты, не могут обеспечить притоки УВ в Кыулонгский НГБ. Существует гипотеза, что зона субдукции в олигоценовое время находилась намного западнее, в районе расположения месторождения Белый Тигр: "...гранитоидный фундамент южного шельфа Вьетнама и, в частности, структуры Белый Тигр - результат не столько кристаллизации кислых магм, сколько метасоматического преобразования первично-осадочных пород разного возраста от юрского до мелового" [8, 9]. Однако в этом случае какие-либо следы фронта палеосубдукци-онных зон, постепенно отступающего в восточном направлении до современного положения, должны отображаться в гравитационном и магнитном полях, что мы не видим (возможно, за счет регионального характера имеющихся материалов (см. рис. 2).
На взгляд авторов статьи, самым главным аргументом в поддержку глубинного (неорганического) происхождения жидких УВ-залежей в гранитоидных выступах фундамента Белого Тигра и других соседних месторождений может служить следующее доказательство. Если нефть сформировалась в породах фундамента, то ее залежи или, по крайней мере, следы должны быть выявлены практически повсеместно, особенно на наиболее приподнятых участках, к которым относятся горные обнажения фундамента на суше в районе Вунгтау, Коншонское поднятие с архипелагом 14 островов Кон Дао (Con Dao) на его наиболее возвышенной части (см. рис. 4). На самом большом о-ве Кон Шон (Con Son) граниты выходят на поверхность и формируют горы, при этом вершина самой высокой горы Thanh Gia достигает 577 м. Из обнажений фундамента нефть неизбежно должна попадать в воду и во многих местах формировать нефтяные пятна (oil slicks). Фундамент большей части Коншонского поднятия, где присутствуют хорошие региональные покрышки из глинистых отложений миоцена и более молодых слабоконсолидированных пород, должен быть одним из самых нефтегазопер-спективных районов шельфа Вьетнама. Однако авторам статьи не известны никакие факты, подтверждающие это.
Вопрос о покрышке залежи нефти в фундаменте Белого Тигра решен достаточно уверенно. Экраном, перекрывающим резервуары фундамента, являются ар-гиллитовые, а иногда вулканогенные толщи нижнего (Северный участок) и верхнего (Центральный участок) олигоцена. В пределах Центрального участка эта покрышка имеет мощность не менее 20-30 м и надежно
TOWARDS THE VUIth CONGRESS OF GEOLOGISTS
Рис. 10. КАТАГЕНЕЗ ОВ ОСАДОЧНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ НА ПЛОЩАДИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ ТИГР (1) И ДРУГИХ ОБЪЕКТАХ (2)
1500.
2000-
2500-
3000-
3500-
4000-
4500-
Н, км'
экранирует залежь нефти в фундаменте. На Северном участке мощность пласта аргиллитов достигает 40-60 м; в нем появляются прослои алевролитов и песчаников. Консервации высокого потенциала олиго-ценовой толщи способствует наличие выдержанных по простиранию нижнемиоценовых покрышек [16].
Нижняя граница залежи нефти Белого Тигра в фундаменте не установлена. Водонефтяной контакт нигде не вскрыт; ни в одной из скважин не получена нефть с водой. Залежи нефти в фундаменте могут не иметь водонефтяного контакта, а положение их нижней границы определяется ухудшением коллекторских свойств с глубиной, что установлено геофизическими исследованиями скважин. В скважинах, пробуренных в фундаменте, безводный характер притока нефти может быть связан и с «осушающим» действием цеолита (ломонтита) - одного из породообразующих минералов в некоторых типах пород [20]. Отметим, что приток воды получен только в одной скв. 110, в которой в 1996 г. на глубине ниже 4495 м обнаружена гидротермальная вода на гидродинамически изолированном участке, что подтверждается неудачной попыткой закачивания воды во вскрытый интервал ([13], с. 79). Вместе с тем, на ряде соседних месторождений (Дракон, Заря и др.) существование водонефтяного контакта доказано бурением.
Катагенез нижней части осадочных отложений
Одним из главных показателей оценки степени катагенеза ОВ является отражательная способность вит-ринита (ОСВ). Большинство исследователей принимают его значение = 0,5 % за верхний предел (границу) зоны «зрелого» ОВ или кровли главной зоны нефтеоб-разования. Характер распределения нефтематеринских толщ и ОВ в них позволяет принять верхнюю границу главной зоны нефтеобразования в бассейнах континентального шельфа Вьетнама за значение равное 0,6 %. Значению 1^ = 0,8 % отвечают резкие изменения в структуре ОВ (керогена).
0,5
1,0 1,5 -j_
2.0 Ro. %
—j-
На рис. 10 приведены собранные авторами статьи из различных источников зависимости ОСВ Я0 от глубины залегания осадочных пород для месторождения Белый Тигр и других сопредельных площадей Кыулонг-ского НГБ. Широкий диапазон изменений от 0,3 до 1,8 % обусловлен различными геодинамическими условиями и термобарическими режимами разных структурных зон, сложным геологическим строением НГБ и, возможно, неоднократным переотложением осадочного материала. Вместе с тем основной массив значений сосредоточен в достаточно узком окне, особенно для площади Белый Тигр, где его значения имеют четко выраженный тренд (см. рис. 10). В связи с этим при расчете осредненной зависимости авторы статьи отдали предпочтение данному тренду, а его завышенные значения с других площадей не учитывали.
В связи с тем, что структурная карта поверхности кристаллического фундамента (см. рис. 5, 8) является подошвой осадочной толщи, авторы статьи впервые проанализировали уровень катагенеза низов осадочного чехла с построением карты (схемы) катагенеза по
Рис. 11. СХЕМА КАТАГЕНЕЗА ПОЛОШВЫ ОСАДОЧНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ БЕЛЫЙ ТИГР И ДРАКОН НА БЛОКЕ 09-1
данной границе для всего лицензионного блока 09-1. В пределах этого блока глубина залегания фундамента изменяется в широком диапазоне - от 1700 до 6700 м. Ближе всего к поверхности моря фундамент расположен в юго-восточной части блока (около 1700 м), приуроченного к северо-западному склону Коншонского поднятия, разделяющего Кыулонгскую и Южно-Кон-шонскую впадины (см. рис. 3). За пределами блока 09-1 фундамент поднимается еще выше до нескольких сотен метров на Коншонском поднятии и даже выходит на поверхность в виде гор на архипелаге Кон Дао.
На рис. 11 приведены результаты построений картографической схемы катагенеза. Из-за больших перепадов глубин кровли фундамента (1700-6700 м) катагенез ОВ изменяется в очень широком диапазоне - от ПК до АК включительно. При этом на наиболее поднятых участках изменяется от 0,35 до 0,60 (ПК-МК^, а в наиболее опущенных превышает 1,5-2,0 (МК5-АК). Главная зона нефтеобразования (нефтяное окно), соответствующая градациям катагенеза МКГМК3 (Р?с составляет 0,50-1,15), в рассматриваемом регионе находится в среднем диапазоне глубин 2,8-4,5 км от дна (включая глубину моря 50-70 м). Осадочные породы олигоцена в сводовой части Белого Тигра находятся в стадии катагенеза МК-| (см. рис. 11), а на своде месторождения Дракон - даже в ранней стадии ПК. Однако глубокоза-легающие нефтегазоматеринские толщи периферии этих месторождений находятся в окнах МК5-АК, т.е. выработали свой нефтегенерационный потенциал и могут продуцировать только катагенетический газ, кото-
рый способствует росту аномально высокого пластового давления в нижней части продуктивного горизонта олигоцена. Наличие больших перепадов глубин нефтегазомате-ринских толщ, аномально высокого пластового давления и хорошей покрышки способствует миграции генерируемых УВ в сводовые части антиклинальных поднятий в субгоризонтальном направлении с повсеместным перетоком («закачиванием») УВ в трещиноватые коллекторы фундамента.
На рис. 12 приведены глубинные разрезы, секущие месторождение Белый Тигр в субмеридиональном (l-Г) и субширотном (II-II ) направлениях (см. рис. 8, 11).
По объемной схеме строения поверхности фундамента Кыулонг-ского НГБ (см. рис. 4) видно, что практически все своды выявленных здесь залежей находятся примерно в одном глубинном интервале (глубже 2,8-3,0 км), т.е. примерно в одинаковых термобарических условиях и контактируют с нефтегазоматеринскими толщами. Поэтому на данном этапе знаний о нефтегазоносности резервуаров в кристаллическом фундаменте Кыулонг-ского бассейна наличие их прямых контактов с нефтегазоматеринскими толщами можно считать основным поисковым признаком, который, видимо, может быть распространен на многие другие регионы. В частности, в норвежской части Северного моря в 2011 г. в подобных геологических условиях компанией «Lundin» была доказана промышленная нефтегазоносность каледонских гранитоидов на площади Tellus (Luno), что без сомнения расширяет стратиграфический диапазон поиска месторождений на акваториях Арктики и в других регионах.
Одним из перспективных районов российского шельфа, где могут быть выявлены месторождения в фундаменте, является Охотское море, особенно его части, прилегающие к о-ву Сахалин, п-ову Камчатка и Магаданскому побережью. Здесь консолидированный фундамент мелового возраста залегает на небольшой глубине и доступен для поисково-разведочного бурения. Однако геолого-разведочные работы были здесь ориентированы на исследования только осадочных отложений.
При лабораторных исследованиях разуплотненных кавернозно-трещиноватых серпентинитов фундамента из Окружного месторождения (скв. 28, интервал глубин 2908-2973 м), расположенного на суше о-ва Сахалин, в
Рис. 12. ГЛУБИННЫЕ РАЗРЕЗЫ. СЕКУЩИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ БЕЛЫЙ ТИГР ПО ПРОФИЛЯМ Н'(А) И П-П'(Б)
1 - условно ограниченный нижний уровень нефтегазо-носности (водонефтяной контакт не вскрыт); 2-границы зон катагенеза (ПК, МК, АК), иллюстрирующие прямое примыкание нефтегазоносных горизонтов (толш) нижнего олигоцена к крутым плоскостям сбросов фундамента месторождения Белый Тигр, обеспечивающее хорошие условия для перетока УВ в коллекторы фундамента
Ш , ЕЕЗ 2
408 416
11
60 км юго-западнее Киринского блока, выявлено значительное содержание битумоидов, "...сопоставимое с данными анализов образцов керна нефтенасыщен-ных терригенных коллекторов разрабатываемых месторождений Северного Сахалина" [17]. По данным сейсморазведки 20 выделен ряд крупных перспективных поднятий в фундаменте, залегающих на легкодоступной бурению глубине 3-4 км и «...перекрытых мощной толщей глинистых пород-покрышек. Доказаны наличие обильной молодой разломной тектоники, несомненно формирующей в фундаменте зоны трещинной емкости и проницаемости, а также активная миграция УВ-газов из толщи фундамента» [18].
Заключение
Осадочные породы низов седиментационного бассейна на большей части акватории Кыулонгского НГБ находятся в зонах мезо- и апокатагенеза. Это позволя-
ет утверждать о практически повсеместном наличии осадочных пород, выработавших свой нефтегенераци-онный потенциал, но продолжающих генерировать газ, и вышележащих пород, также генерирующих до сих пор жидкие У В. За счет прямого контакта нефтегазома-теринских толщ с резервуаром в кристаллическом фундаменте возможно пополнение запасов месторождений в реальном времени.
В результате комплексного анализа геолого-геофизической и геохимической информации выявлены основные закономерности формирования крупных месторождений на больших глубинах в кристаллических массивах фундамента Южно-Китайского моря, связанные с наличием аномально высокого пластового давления, крутыми углами падения пластов (до 60-90°) и широким диапазоном изменений глубин залегания и катагенеза нижней части кайнозойской нефтегазоматерин-ской толщи. Полученные результаты повысят эффективность прогноза нефтегазоперспективных зон в крис-
таллических и метаморфизованных фундаментах Юж-но-Китайского, Охотского и других морей с подобным геологическим строением фундамента и осадочного бассейна.
Выполнению работы способствовала поддержка Программы фундаментальных исследований Президиума РАН «Нефть из глубоких горизонтов осадочных бассейнов — источник пополнения ресурсной базы углеводородного сырья; теоретические и прикладные аспекты» по проекту 2015 г. «Прогноз новых зон нефтега-зонакопления на больших глубинах в кристаллическом массиве шельфа Вьетнама».
Литература
1. Арешев Е.Г. Характер пустотности и состав пород нефтесодержащего фундамента шельфа Южного Вьетнама / Е.Г.Арешев, В.П.Гаврилов, В.В.Поспелов и др. // Нефтяное хозяйство. — 1996. - № 8.
2. Арешев Е.Г. Модель геодинамического развития континентального шельфа юга СРВ / Е.Г.Арешев, В.П.Гаврилов, Ч.Л.Чонг и др. // Геология и геологоразведочные работы. — 1996. - № 8.
3. Арешев Е.Г. Нефтегазоносность окраинных морей Дальнего Востока и Юго-Восточной Азии / Е.Г.Арешев. — М.: Аванти, 2003.
4. Арешев Е.Г. Альтернативная модель формирования нефтяной залежи в фундаменте месторождения Белый Тигр / Е.Г.Арешев, В.П.Гаврилов, В.В.Донцов // Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 9.
5. Богоявленский В.И. Нефтегазовая отрасль России в Тихоокеанском регионе: состояние, проблемы и перспективы / В.И.Богоявленский // Научные труды вольного экономического общества России в совместном издании с Международным союзом экономистов. — М., 2015. — Т. 40
6. Вьетсовпетро. 30 лет становления и развития. — Ханой: Правда, 2011.
7. Гаврилов В.П. Геология и нефтеносность фундамента шельфа Южного Вьетнама / В.П.Гаврилов, А.Д.Дзюбло, В.В.Поспелов, О.А.Шнип // Геология нефти и газа. — 1995. — № 4.
8. Гаврилов В.П. Нетрадиционная модель образования гранитов и их нефтегазоносности (на примере южного шельфа Вьетнама) / В.П.Гаврилов // Геология нефти газа. — 2010. - № 1.
9. Гаврилов В.П. Гранитоидные коллекторы и нефтегазоносность южного шельфа Вьетнама / В.П.Гаврилов, В.Л.Гулев, Ф.А.Киреев и др. — М.: Издательский дом Недра, 2010.
10. Гатиятуллин Н.С. Результаты выполнения программы изучения глубинных недр в Татарстане / Н.С.Гатиятуллин, А.Р.Баратов, В.Б.Либерман // Геология нефти и газа. — 2012. - № 2.
11. Дмитриевский А.Н. Влияние гидротермальной деятельности на формирование коллекторов нефти и газа в породах фундамента / А.Н.Дмитриевский, Ф.А.Киреев, Р.А.Бочко, Т.А.Федорова // Изв. АН СССР. Сер. Геол. — 1992. - № 5.
12. Лыонг Т.В. Особенности распределения и изменения пластовых давлений в гранитоидных коллекторах месторождения Белый Тигр [Электронный ресурс]/ Т.В.Лыонг, Н.Х.Нян // Нефтегазовое дело. — 2009. - Режим доступа: www.ogbus.ru.
13. Кирюхин A.B. Формирование нефтяного резервуара в условиях пароконденсатной гидротермальной системы по результатам численного моделирования (на примере месторождения Белый Тигр, Вьетнам) / А.В.Кирюхин, Т.А.Кирее-ва // Геология нефти и газа. - 2015. — № 1.
14. Маслов В.В. Палеотектонические предпосылки перспектив нефтегазоносности кайнозойского осадочного чехла впадины Южный Коншон / В.В.Маслов // Геология нефти и газа. - 2005. - № 4.
15. Поспелов В.В. Кристаллический фундамент: геолого-геофизические методы изучения коллекторского потенциала и нефтегазоносности / В.В.Поспелов. - М: Недра, 2005.
16. Тиен Х.Д. Условия нефтегазообразования и форми рования углеводородных скоплений в кайнозойских осадочных бассейнах континентального шельфа СРВ: автореф. дис. ... док. геол.-мин. наук / Х.Д.Тиен. — 1999.
17. Харахинов A.B. Новые перспективные направления нефтегазопоисковых работ на шельфе Сахалина / А.В.Хара-хинов // Геология нефти и газа. - 1999. - N° 9-10.
18. Черепанов В.В. Мезозойский фундамент - перспективное направление поисков углеводородов на шельфе Саха-
OIL AND GAS POTENTIAL OF THE CRYSTALLINE BASEMENT OF THE VIETNAM SHELF: WHITE TIGER AND DRAGON
Bogoyaulenskiy VJ. (Oil and gas research Institute (RAS), Dzyublo AJD. (Russian State University of Oil and Gas named IM.Gubkin), loanou A.H. (NJ PImomeftegaz of "Vietsovpetro" JV), Bogoyaulenskiy I.V., Nlkonou RA. (Oil and gas research Institute (RAS)
The geodynamic arrangement in the South China Sea situated in the junction zone of Eurasian, Pacific and Indo-Australian tectonic plates was analyzed on the basis of seismologic and gravimetric data. The detailed structural 3D-model of crystalline basement based on 2D, 3D seismic data and drilling results has been built for Vietsovpetro block 09-1, which includes White Tiger, Dragon and South-East Dragon fields. For the first time the catagenesis scheme of sedimentary bottom has been created. According to the sediment structure and catagenesis analysis of White Tiger and Dragon fields the existence of direct contacts between fractured crystalline basement reservoirs and oil-source rocks with anomalously high reservoir pressure in Cuu Long Basin is main exploration criteria. As a result of such contacts the real time resource replenishment In crystalline basement reservoirs can take place.
Key words: White Tiger; Dragon; Vietnam Shelf; "Vietsovpetro" JV; Cuu Long Basin; crystalline basement; oil and gas bearing; catagenesis.
лина / В.В.Черепанов, В.В.Рыбальченко, Г.Н.Гогоненков // Геология нефти и газа. — 2013. - № 6.
19. Areshev E.G. Reservoirs in fractured basement on the continental shelf of Southern Vietnam / E.G.Areshev, T.L.Dong, N.T.San, O.A.Shnip // Journal of Petroleum Geology. - 1992. -№ 15(4).
20. Shnip O.A. Zeolites in oil-bearing rocks offshore South Vietnam and their influence on the properties of reservoirs / O.A.Shnip, A.D.Dzyublo // Oil of Vietnam. - 1994. - № 2.
21. Черномырдин B.C. Коллективу совместного Россий-ско-Вьетнамского предприятия «Вьетсовпетро» / В.С.Черномырдин // Нефтяное хозяйство. — 1996. — № 8.
22. Туан Л.М. Экономическая эффективность производственной деятельности СП «Вьетсовлетро» / Л.М.Туан, А.Н.Жабин, Н.А.Макаров, В.П.Кузьменко // Нефтяное хозяйство. - 1996. — № 8.
23. Хай В. В. Состав и источники нефти в терригенных и вулканогенных коллекторах месторождения Белый Тигр (Вьетнам) / В.В.Хай, О.В.Серебренникова, Ю.В.Савиных // Вестник Томского государственного университета. - 2012. — № 361.
О Коллектив авторов, 2016
Василий Игоревич Богоявленский, заместитель директора, член-корреспондент РАН, доктор технических наук, vib@pgc.su;
Александр Дмитриевич йзюбло, профессор,
доктор геолого-минералогических наук, dzyubio.a@gubkin.ru;
Алексей Николаевич Иванов, заместитель директора, кандидат технических наук, ¡vanov.rd@vietsov.com.vn;
Игорь Васильевич Богоявленский, научный сотрудник, lgorbogoyavIenskiy@gmail.com;
Роман Александрович Никонов, научный сотрудник, nikonovroman@gmail.com.
