Нефтеносность фундамента

Скважина-первооткрывательница дала приток нефти из фундамента дебитом более 700 м3/сут. Дебит других скважин Центрального блока достигал 2000 м3/сут. Притоки нефти из пород фундамента Северного блока значительно меньше и не превышают 700 м3/сут.

Вопрос о верхнем ограничении залежи нефти в фундаменте решен здесь достаточно уверенно. Экраном, перекрывающим породы фундамента, являются аргиллитовые, а иногда вулканогенные толщи нижнего (Северный блок) или верхнего (Центральный блок) олигоцена. В пределах Центрального блока эта покрышка имеет мощность 20 - 30 м и надежно экранирует залежь нефти в фундаменте. В северной части Северного блока мощность пласта аргиллитов, перекрывающего фундамент, снижается до 5 - 13 м; в пласте появляются прослои алевролитов и песчаников. Максимальные дебиты нефти из фундамента этой части месторождения составляют несколько десятков кубических метров в сутки.

Нижняя граница залежи нефти в фундаменте не установлена. Водонефтяной контакт нигде не вскрыт; ни в одной из скважин не получена нефть с водой: нет следов воды и в длительно эксплуатируемых скважинах. Залежи нефти в фундаменте могут не иметь водонефтяного контакта, а положение их нижней границы определяется ухудшением коллекторских свойств с глубиной; этот факт установлен 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 Как показали исследования авторов, молекулярно-ситовой эффект цеолитов и их термокаталитическое воздействие на нефть привели, по-видимому, к избирательной адсорбции легких углеводородов в полостях цеолитов и, следовательно, к повышению плотности и вязкости нефти, а пластовая вода способствовала образованию ломонтита [1]. О высоком содержании "остаточной" воды (до 70 - 80 %}, находящейся в капсулированном состоянии в полостях цеолитов, свидетельствуют и прямые керновые определения [5],

Вопрос образования залежи нефти в фундаменте дискуссионен. Большинство исследователей, работающих в этом регионе, придерживаются мнения о латеральной миграции нефти из осадочной олигоценовой толщи, принимаемой за нефтематеринскую, в трещиноватые зоны выступов фундамента. Основанием для этого служат идентичность состава и свойств нефтей из отложений олигоцена и пород фундамента, а также исследования геохимических биомзркеров, подтвердивших их генетическое родство. Другая часть исследователей главную роль отводит глубинному (мантийному?) притоку газообразных углеводородов по трещинам тектонического происхождения. Подтверждением служит выполненный авторами статьи анализ газовых включений в цеолитах и гранитоидах фундамента Белый Тигр. в которых установлено присутствие легких углеводородов. Высокое же корреляционное отношение содержания гелия к метану может свидетельствовать о глубинном источнике этих газов.

Разведка и освоение залежей нефти и газа в породах фундамента ставят перед геологами много проблем, решение которых требует особого подхода. Среди них главные: генетическая природа коллекторов в магматических породах; время и пути формирования залежей углеводородов;

разработка рационального комплекса ГИС и методика вскрытия продуктивных интервалов и т.д. Несомненно, что фундамент представляет промышленный интерес как нетрадиционный источник углеводородного сырья, однако решение перечисленных задач возможно лишь при комплексных геолого-геофизических исследованиях с привлечением самых современных методов.

ЛИТЕРАТУРА

1. Брек Д. Цеолитовые молекулярные сита. -М.: Мир, 1976.

2. 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. - С.119-128.

3. Areshev E.G, Dong T.L, San N.T., Shnip OA Reservoirs in fractured basement on the continental shelf of Southern Vietnam // J. of Petroleum Geology. - 1992. - № 15(4). -P.451-464.

4. San N.T„ Dong T.L, Kim T.V. Sone results of oil and gas exploration and geological structure study in the Mekong basin offshore South Vietnam //Proceedings. Conference on geology of Indochina. - Hanoi, 1991. - P.373-376.

5. Shnip O.A., Dzublo A.D. Zeolites in oil-bearing rocks offshore South Vietnam and their influence on the properties of reservoirs // Oil of Vietnam. - 1994. - № 2. - P.2-11.

Рис.1. СХЕМА РАСПОЛОЖЕНИЯ ОСНОВНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ШЕЛЬФА ЮЖНОГО ВЬЕТНАМА

БТ - Белый Тигр; ДХ - Дайхунг; ДР - Дракон; ТД – Тамдао

Рис.2. СТРУКТУРНО-ТЕКТОНИЧЕСКАЯ СХЕМА ПОВЕРХНОСТИ ФУНДАМЕНТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ ТИГР

1 - основные разломы; 2 - изогипсы поверхности фундамента, км; 3 - скважина

Таблица 1

Химический состав пород фундамента (в %) месторождения Белый Тигр (анализы выполнены в ВИМСе)

Примечания:

I. 1- биотитовые граниты; 2 - биотитовые плагиограниты; 3 - лейкократовые гранодиориты; 4 - роговообманково-биотитовые гранодиориты; 5 - биотитовые гранодиориты; б - кварцевые лейкодиориты; 7 - амфиболовые лейкодиориты; 8 - двуслюдяные и лейкократовые граниты; 9 - кора выветривания двуслюдяных и лейкократовых гранитов; 10 - биотитовые граниты; 11 - кора выветривания биотитовых гранитов.

II.

Таблица 2

Абсолютный возраст пород фундамента, млн лет (анализы выполнены в ВИМСе)

Таблица 3