Белый тигр. Неклассические коллектора виды, процессы образования, распространения
 Скачать 3.77 Mb.
|
Геологическое строение месторождения «Белый тигр»Открытие крупнейшего нефтяного месторождения Белый тигр, площадь которого составляет 136 км2, произошло в 1975 г. компанией Mobil [4]. С 1986 г. осуществляется промышленная добыча, начальные запасы оценивались в 191млн.т. Месторождение Белый тигр расположено на южном шельфе Вьетнама в юго-восточном направлении от города Вунгтау (рис. 2.1.). Находится в пределах Меконгской впадины Зондского шельфа на Центральном поднятии бассейна Кыулонг в блоке 09 (рис. 2.2.). На расстояние 100 км от побережья и 120 км от городского порта Вунгтау [9] глубина моря в пределах месторождения составляет около 50 - 60 м.  Рис. 2.1. Обзорная карта административного положения месторождения «Белый тигр» Благоприятным временем для выполнения работ в море является период юго-западных муссонов: июнь-сентябрь, а также переходные периоды: апрель-май и ноябрь, когда происходит смена направлений муссонов.  Рис. 2.2. Обзорная карта района на шельфе юга Вьетнама Условные обозначения: 1 – перспективне структуры; 2 – нефтяные месторождения; 3 - разрабатываемые; 4 – газовые месторождения; 5 – нефтегазовые месторождения; 6 – подготовленные месторождения. В тектоническом плане исследуемый регион южного шельфа Вьетнама расположен в южной части Евразийской плиты, окруженной с трех сторон зонами субдукции: на юге и западе - Индо-Австралийская плита, на востоке примыкает Филлипинская плита, на юго-востоке - Тихоокеанская плита. Вдоль побережья Юго-Восточного Вьетнама простирается Меконгский прогиб. К нему относится бассейн Кыулонг, который входит в систему нефтегазоносных бассейнов (НГБ) Южно-Китайского моря. К Кыулогскому бассейну приурочены нефтяные месторождения Белый Тигр, а также Дракон, Черный Лев, Волк, Топаз и др [15]. Формирование субконтинентальной коры южного шельфа Вьетнама началось уже в юрский период (рис. 2.2., А). В меловое время на месте современного Центрального поднятия Кыулонгской впадины существовала вулканическая островная дуга, под которую пододвигалась океаническая плита. Водомииеральиый поток привносил специфические соединения (главным образом, оксиды калия, натрия, алюминия, кремния) в тело островной дуги, где они оседали при снижении температуры и давления и формировали гранитоидные породы (рис. 2.2., Б).  Рис. 2.2. Схема формирования Кыулонгской впадины (Белый тигр) Условные обозначения: А - ранняя юра, Б – ранний мел, В – ранний палеоген, Г – ранний неоген: 1 - древняя континентальная кора; новообразованная кора: 2 - юры, 3 - мела; 4 – субдуцирующая океаническая кора; 5 – осадочные толщи; 6 – вулканическая островная дуга мелового возраста; 7 – разломы; 8 – аккреционные призмы. В палеогене процессы субдукции под островную дугу Центрального поднятия практически завершились, существенно снизилась и вулканическая активность. Недра будущей Кыулонгской впадины начали остывать, происходила их термическая усадка. Как реакция на эти процессы, молодая субконтинентальная кора оседала, трескалась, что могло активизировать единичные излияния лав основного состава. Разномасштабные проседания отдельных блоков коры по листрическим сбросам привели к образованию системы рифтов, которые следует классифицировать как результат пассивного рифтогенеза (рис. 2.2 Б). В позднем олигоцене и миоцене морские отложения окончательно перекрыли сложную структуру Центрального поднятия, и сформировалась Кыулонгская впадина в ее современном виде (рис. 2.2., Г). Тектоническая деятельность в данном районе привела к формированию сложной и типичной морфологии поверхности фундамента. Серией разломов поверхность фундамента разделена на ряд прогибов и поднятий. Вскрытый бурением геологический разрез района подразделяется на 3 структурных этажа: докайнозойский фундамент, олигоценовый и миоценовый структурно-тектонический этажи. Олигоценовый структурно-тектонический этаж, в отношении к нижележащим, носит унаследованный характер. Все основные структурно-тектонические элементы наследуются от фундамента и проявляются в олигоцене. В морфологическом отношении, влияние структурно-тектонического строения фундамента на строение олигоцена уменьшается снизу-вверх по разрезу. Миоценовый структурно-тектонический этаж характеризуется сравнительно пологим рельефом и резким уменьшением количества разрывных нарушений. На основании структурно-тектонических особенностей, разрывных нарушений, литолого-петрографических характеристик, и нефтегазоносности месторождение «Белый Тигр» разделяется на отдельные своды (блоки) и участки. Одними из основных учатков горстообразного батолита являются Северный, Центральный, Южный своды, которые в свою очередь также разбиты серией разломов. Структура месторождения представляет собой по фундаменту погребенный горстобразный выступ северо-восточного простирания с размерами 28х6 км [5] и амплитудой 1400 м по замкнутой изогипсе – 4450 м. Вверх по разрезу структура месторождения выполаживается и уменьшается в размерах. Амплитуды разрывов затухают до полного исчезновения. Исходя из вышеизложенного месторождение имеет очень сложное геологическое строение ввиду многочисленных разрывных нарушений (рис. 2.3.). Геологический разрез Белого тигра представлен докайнозойскими магматическими полнокристаллическими породами фундамента и вышележащими терригенными породами осадочного чехла палеоген-четвертичного возраста.  Рис. 2.3. Схематический поперечный разрез через сводовую часть месторождения Белый тигр [19] Кристаллический массив сложен магматическими полнокристаллическими породами с дайками диабазовых и андезитобазальтовых порфиритов и характеризуется в значительной мере петрофизической неоднородностью (рис. 2.4.). В пределах Центрального свода, распространены преимущественно биотитовые двуслюдистые граниты, в пределах Северного – биотитовые лейкократовые гранодиориты и адамеллиты при значительном содержании кварцевых монцодиоритов и монцонитов, и субщелочных диоритов. В пределах Южного свода – кварцевые монцодиориты, гранодиориты и граниты. Породы фундамента в различной степени изменены вторичными процессами. Наиболее широко распространены среди вторичных минералов цеолит и кальцит. Абсолютный возраст кристаллических пород фундамента находится в пределах [245±7 (поздний триас); 89±3 (поздний мел)] млн. лет. Суммарная толщина вскрытых образований фундамента по вертикали достигает 1990 м. На месторождении «Белый Тигр» гранитоиды обладают повышенной трещиноватостью и кавернозностью.  Рис. 2.4. Карта-схема распространения петротипов кристаллических пород на поверхности фундамента месторождения «Белый Тигр» [6] Условные обозначения: 1 - гранит; 2 - гранодиорит; 3 - диорит; 4 - кварцевый диорит. Говоря о трещиноватости, в обнажениях побережья Южного Вьетнама обнаружено три группы трещинных систем на основе их генерации: охлажденные или первичные трещины; трещины, связанные с тектоническими деформациями; трещины расслоения и выветривания. Именно трещины, связанные с тектоническими деформациями или приразломными зонами разрушений, имеют практическое значение для изучения влияния и оценки роли трещиноватости на коллекторские (фильтрационно-емкостные) свойства пород фундамента [16]. В ходе тектонических подвижек помимо вертикальных и наклонных трещин нередко формируются системы субгоризонтальных трещин, образующихся на границах пластовых тел с разным сопротивлением механическому разрушению (рис. 2.5.). Образованные трещинами каналы формируют трехмерную объемную сетку, обеспечивающую хорошую фильтрацию флюидов. Тем не менее, выявлена закономерность снижение фильтрационно-емкостных свойств (ФЭС) трещинного фундамента с глубиной. На больших глубинах в незначительном количестве встречаются открытые разломы и трещины, их количество с глубиной резко уменьшается.  Рис. 2.5. Схема пустотного пространства пород фундамента месторождения «Белый Тигр» Условные обозначения: 1 - каверны, 2 - макротрещины, 3 - микротрещины, 4 - плотная матрица. Наиболее напряженные и трещиноватые зоны расположены на куполах структур. Предполагается, что плотность трещин снижается с глубиной и вдоль флангов структуры [16]. Установлено, что разломы по периферии залежи не допускали выхода нефти из фундамента, поэтому они считаются эффективным флюидоупором. Один и тот же разлом не может быть одновременно проводящим и экранирующим, и факт экранирования залежи нефти периферийными разломами, является следствием их непроницаемости. Со стратиграфическим и угловым несогласием поверхность фундамента перекрыта терригенными отложениями палеoгенa, неoгена и четвертичной систем (рис. 2.6.). Суммарная толщина вскрытых образований осадочного чехла по вертикали составляет 4740 м. Системы расчленены по литологическим, палинологическим и палеонтологическим признакам на свиты местной стратиграфической шкалы (сверху - вниз): Бьендонг (нерасчлененные плиoцен – четвертичные отложения), Донгнай (верхний миoцен), Кошнон (средний миoцен), Батьхо (нижний миoцен), Чaтaн (верхний oлигоцен) и Чаку (нижний oлигoцен). Самой большей изменчивостью по составу и мощности отличаются базальные нижнеолигоценовые отложения.  Рис. 2.6. Схематический продольный геологический разрез месторождения «Белый Тигр» Условные обозначения: 1 - тектоническое нарушение; 2 - залежь нефти в осадочном чехле; 3 - траектория скважины; 4 - нерасчлененные отложения; 5 - отложения нижнего миоцена; 6 - отложения верхнего олигоцена; 7 - отложения нижнего олигоцена; 8 - залежь кристаллического фундамента. Нижний миоцен. Отложения нижнего миоцена относятся к так называемой свите батьхо. Мощность отложений составляет 600 - 1150 м. Они представлены кварц-полевошпатовыми (кварцевые и кварцево-граувакковые аркозы), мелкозернистыми песчаниками и алевролитами с прослоями последовательно уплотняющихся глинистых пород, характеризующихся темно-серой, бурой, пестрой окраской и иногда содержат желваки сидерита. Глинистые минералы представлены в основном каолинитом и смектитами. В породах содержатся обломки морской фауны, углистые остатки и прослои туфов. В глинистых алевролитах из нижней части миоценового разреза встречается диагенетический фрамбоидальный пирит, что свидетельствует о восстановительных условиях седиментации с локальными очагами сероводородного заражения. Согласно результатам гранулометрического анализа, средний размер зерен алевролитов и мелкозернистых песчаников (Мё) составляет 0.09 мм. Коэффициент отсортированности в среднем равен 2.10. Средний коэффициент асимметрии Sk = 0.81. Размеры полостей в зависимости от гранулометрического состава пород и количества глинистого цемента варьируют от 0.02 - 0.05 мм до 0.2 мм. Наиболее высокой проницаемостью обладают песчаники, содержащие небольшое количество глинистого цемента, для них характерно наличие равномерно распределенных и хорошо сообщающихся полостей размером 0.1 - 0.3 мм. По результатам изучения шлифов из пропитанных смолой нижнемиоценовых песчаников, их открытая пористость составляет в среднем 14.3% при преобладающем диаметре пор 0.04 - 0.25 мм. Для нижней части миоценового разреза характерен довольно выдержанный горизонт песчанистых, различной уплотненности глин преимущественно каолинит-смектитового состава. Мощность этого горизонта, называемого "роталиевыми глинами", доходит до 150 м, при этом он является хорошим региональным флюидоупором. В целом, отложения нижнего миоцена формировались в обстановке гумидного климата, преимущественно в условиях неглубокого морского бассейна с нормальной соленостью и периодическими поступлениями речной воды. Верхний олигоцен. Верхнеолигоценновые отложения залегают на размытой поверхности гранитоидного фундамента и подразделяются на две свиты местной номенклатуры: чаку (нижний олигоцен) и чатан (верхний олигоцен). Граница между этими свитами проводится по сейсмическому горизонту СГ-11, приуроченному к кровле широко развитой по площади глинистой пачки. В разрезе верхнеолигоценовых отложений различаются две толщи или подсвиты: нижняя, песчано-глинистая, залегающая между СГ-11 и СГ-10, и верхняя, преимущественно глинистая, залегающая между СГ-10 и СГ-7. Мощность нижней толщи изменяется от 0 до 800 м, верхней - от 45 до 1000 м. Верхний олигоцен представлен переслаивающимися между собой глинистыми породами (40 - 70% разреза), алевролитами и песчаниками с дайками и горизонтами вулканогенных пород основного состава в виде лавовых покровов толщиной до 20 м. В верхней части разреза глинистые породы содержат в большом количестве органический материал (до 10%). В их глинистой фракции преобладают гидрослюды, хлорит и каолинит при подчиненном значении смешанослойных образований гидрослюдисто-смектитового состава. Песчаники в основном мелкозернистые, со средним (медианным) размером зерен 0.15 - 0.16 мм и сравнительно хорошей сортировкой (1.65 - 2.06). Средний размер зерен в алевролитах составляет 0.02 -0.03 мм, коэффициент сортировки So = 2.23 - 2.81. Открытая пористость - 15 - 19%. В целом, в верхнеолигоценовых породах коллекторами являются мелко- и среднезернистые песчаники с максимальной проницаемостью до 100 мД (при содержании глинистого цемента до 5%). Критическая величина проницаемости для пород верхнего олигоцена принята равной 0.25 мД. Обломочная часть песчаников и алевролитов составляет 80 - 90% от объема породы и сложена преимущественно кварцем и полевым шпатом с примесью обломков различных пород, слюд, рудных и акцессорных минералов. Состав цемента глинистый и глинисто-карбонатный. Глинистая фракция обломочных пород представлена гидрослюдой, хлоритом и каолинитом. Отложения верхнего олигоцена формировались в условиях фаций рек, озер, прибрежных болот и морского мелководья (литорали). Нижний олигоцен. Отложения нижнего олигоцена выделяются между СГ-АФ и СГ-11. На вершине Центрального свода и частично на Северном своде нижнеолигоценовые отложения отсутствуют. Максимальная их мощность (750 м) приурочена к крыльям структуры. Разрез пород нижнего олигоцена представлен преимущественно сильно уплотненными глинами и аргиллитами (60 - 90% разреза), а также песчаниками и алевролитами. Песчано-алевритовые тела имеют обычно сложную линзообразную форму. Встречаются прослои гравелитов в основном с галькой аргиллитов, тонкие прослои углей и мергелей. В разрезе некоторых скважин встречены вулканические образования, представленные дайками и силлами диабазовых порфиритов. Аргиллиты представляют собой крепкие, не размокаемые в воде глинистые породы, оскольчатые, иногда со скорлуповатой отдельностью. Их глинистая фракция сложена гидрослюдой, хлоритом, в меньшей степени каолинитом и смешанослойными минералами. В цементе песчаников преобладают хлорит и гидрослюда. Каолинит и смешанослойные образования практически отсутствуют, а в низах разреза появляется цеолит, по рентгенометрическому анализу идентифицируемый как ломонтит. Песчаники кварц-полевошпатовые, слюдистые, иногда карбонатистые, с примесью обломков кремнистых и эффузивных пород. По гранулометрическому составу песчаники в основном мелкозернистые (средний размер зерен 0.20 мм), доходящие иногда до среднезернистых (Мё 0.28 - 0.32 мм) в глубоко погруженных участках на юге и на востоке месторождения. Степень сортировки песчаников оценивается как средняя и хорошая (1.8 - 2.2). Средние значения открытой пористости составляют 12 - 16%. Преобладающий размер пор колеблется в пределах 0.04 - 0.4 мм, ширина трещин равна 0.04 - 0.2 мм. Средняя проницаемость терригенных отложений нижнего олигоцена - 30 мД. Отложения нижнего олигоцена образовались в континентальных условиях фаций рек, озер, прибрежных болот. Периодически происходило наступление моря с образованием эстуариевых областей седиментации. В такие периоды формировались пачки глин, обогащенных органикой. Нефтегазоностность месторождения «Белый тигр» На рубеже первой и второй половины нашего столетия, и особенно в 1970-х и 1980-х годах, разведочное бурение в больших масштабах достигло самых низов толщи осадочных пород и в некоторых местах углубилось в кристаллический фундамент осадочных бассейнов [12]. К настоящему времени на шельфе Южного Вьетнама появилась целая серия месторождений нефти и газа: Белый Тигр, Дракон, Южный Дракон - Доймой, Золотой Лев, Желтый Тунец и др. Самым крупным, с рекордными запасами более 500 млн. т., является нефтяное месторождение Белый Тигр. Уникальность этого месторождения заключается в том, что основная залежь нефти найдена не в традиционных терригенных или карбонатных отложениях, а в выветрелых и дезинтегрированных породах фундамента на глубине свыше 3000 м [1]. На рисунке 3.1. представлен схематический поперечный профиль месторождения Белый тигр.  Рис. 3.1. Схематический поперечный профиль месторождения Белый Тигр Условные обозначения: 1 - гранитный фундамент; 2 - 3 - осадочный чехол: 2 - олигоцен, 3 - неоген; 4 - нефтеносные горизонты; 4 - проявления нефти; 5 - граница олигоцена и миоцена; 6 - поверхность фундамента; 7 - разломы; 8 - местоположение буровых скважин; 9 - проявления нефти в гранитах. В геологическом разрезе месторождения «Белый Тигр» отмечено несколько нефтенасыщенных пластлов: в отложениях нижнего миоцена пласты 23 - 27; в отложениях верхнего олигоцена Ia, Ib, Ic, II, III, IV и V; в отложениях нижнего олигоцена VII, VIII, IX, X (рис. 3.2.) Наибольшое значение толщины нефтенасыщенной части составляет 1900 м в различных гранитоидах (нормальные граниты, гранодиориты, лейкодиориты и пр.) на глубине 3050 - 4950 м, в которой множество добывающих скважин работают с дебитом больше 1400 т/сут (10.000 бар/сут). Значительный по мощности этаж нефтеносности со скоплением нефти и газа характеризуется высоким давлением и температурой.  Рис. 3.2. Сводный литолого – стратиграфический разрез месторождения «Белый тигр» [6] В начале разработки в залежи массива отмечалось отсутствие подошвенной воды. Впервые в 2000 г. в Центральном блоке фундамента месторождения «Белый Тигр» образовался искусственный водонефтяной контакт (ИВНК). Положение ИВНК в залежи фундамента Белого тигра определялось следующими методами: традиционные методы или эксплуатационный каротаж (Production Logging Test, PLT), который широко применяемый с 1997 г. [6]; метод забойных давлений, который начал применяться с 2004 г.; метод термогидродинамической визуализации (ТГДВ), основанный на положении текущего ИВНК соседних скважин. При определении положения ИВНК в залежи фундамента в СП Вьетсовпетро в основном использованы методы традиционного и забойных давлений, а метод ТГДВ - дополнительным. Глубина водонефтяного контакта осадочного выполнения в северной части - 2860 - 2813 м, в южной - 2824 - 2876 м. Водонефтяной контакт пласта нижнего олигоцена (V - X) - 4348 м. Пласт нижнего миоцена имеет более сложную гетерогенную структуру и характеризуется аномальным пластовым давлением выше в 1,6 - 1,7 раз, чем гидростатическое давление. Коэффициент заполнения ловушек по продуктивным комплексам увеличивается от осадочного чехла к фундаменту. В верхнем олигоцене – нижнем миоцене коэффициент заполнения ловушек составляет 0,4 - 0,5, в нижнем олигоцене увеличивается до 0,6 - 0,7, а в докайнозойском фундаменте достигает 1,0 (рис. 3.3.). Запасы нефти в фундаменте месторождения «Белый Тигр» разделяются по категориям В, С1 и С2. Запасы по категориям В + С1 со временем постепенно увеличиваются, а запасы по категориям С2 наоборот, уменьшаются по времени. Если суммировать запасы всех категорий, то в целом общий объем запасов по В + С1+ С2 имеет тенденцию увеличения, что подтверждает эффективность разведочных работ [17]. На рис. 3.4 представлена схема выделения категорий запасов по Фунг Дак Хаю. |