Оценка перспектив нефтегазоносности Южно-Коншонского бассейна на основе геохимического моделирования

УДК 553.98

Фи Мань Тунг, Ю.Б. Силантьев, В.А. Скоробогатов

Оценка перспектив нефтегазоносности Южно-Коншонского бассейна на основе геохимического моделирования

Ключевые слова:

Социалистическая

Республика

Вьетнам,

оценка перспектив

нефтегазоносности,

Южно-Коншонский

бассейн,

геохимическое

моделирование.

Keywords:

Socialist Republic of Vietnam, assessment of outlooks for oil-and-gas-bearing capacity, South-Konshon basin,

geochemical modelling.

Социалистическая Республика Вьетнам (СРВ) является одной из стран в Юго-Восточной Азии, в которых практически вся промышленная нефтегазоносность сосредоточена на шельфе Южно-Китайского (Восточного) моря. Здесь выделяется ряд осадочных бассейнов - депоцентров кайнозойского осадконакопления, разделенных тектоническими седловинами с малой мощностью осадочного чехла. В геологическом строении осадочных нефтегазоносных бассейнов (НГБ) Южного Вьетнама принимают участие гранитоиды третичного возраста (фундамент) и олигоцен-плиоценовые, преимущественно терригенные песчано-глинистые (в низах - угленосные) толщи. Общая мощность осадочного чехла изменяется от 2,5 до 8-9 км.

В отличие от других стран Восточной Азии (Китая, Индонезии, Мьянмы и др.) с длительной историей развития нефтегазовой промышленности (более 100 лет) в СРВ масштабные поиски, разведка и промышленная добыча углеводородов (УВ) на шельфе начались менее 40 лет назад. Результаты первых этапов изучения геологии и нефтегазоносности шельфовых бассейнов опубликованы в малом числе работ [1-8 и др.], большинство из которых посвящены тектоническим аспектам развития структур различного ранга в среднем и позднем кайнозое [3, 4, 8 и др.].

Нефтегазоносность бассейнов Южного Вьетнама связана с трещиноватыми гранитами и песчано-алевролитовыми горизонтами, меньше - с карбонатами, от низов олигоцена до верхнего миоцена включительно. В бассейне Кыулонг это преимущественно породы верхней части фундамента, в Южно-Коншонском бассейне (ЮКБ) -миоценовые песчаники свит Дуа, Тонг, Манкау, Южный Коншон.

В НГБ Вьетнама к настоящему времени открыто 70 месторождений УВ различной величины и фазового состояния: от нефтяных до газовых и газоконденсат-ных. Начальные (извлек.) запасы УВ превышают 1,5 млрд т у. т. В ЮКБ разведаны 22 месторождения. Крупнейшее газовое месторождение имеет геологические запасы 85 млрд м3.

ЮКБ приурочен к наиболее крупной осадочной депрессии центральной части континентального шельфа Южного Вьетнама. На северо-западе и юго-западе он ограничен зоной поднятий Коншон-Натура. Восточная граница ЮКБ совпадает с системой разломов Хайнань-Натура-Далат. В настоящее время ресурсный УВ-потенциал ЮКБ рассматривается в качестве основного объекта геологоразведочных работ (ГРР) в аспекте вариантов компенсации добычи нефти в основном нефтедобывающем регионе СРВ - бассейне Кыулонг. Освоение неоткрытых ресурсов сдерживается низкой геолого-геофизической изученностью: плотность сейсмических исследований составляет 1,2-1,6 пог. км/км2, а бурения - менее 1,5 скважин на 100 км2. Промышленная нефтегазоносность ЮКБ подтверждена открытием ряда нефтяных и газовых месторождений. В настоящее время (2015 г.) бассейн находится в начале зрелого этапа изучения и освоения его недр.

В тектоническом плане ЮКБ представляет собой кайнозойский осадочный бассейн, сформированный в периферийной области спрединга Южно-Китайского моря (зоны современной океанизации). Для ЮКБ характерно наличие диагональной системы разломов с преобладанием северо-восточно - юго-западных простираний. Разломы ортогональной системы имеют подчиненное значение. Фундамент

в пределах ЮКБ залегает, по данным сейсмики и бурения скважин, на глубинах 4 км и более, представлен преимущественно гранитами, гра-нодиоритами, диоритами и в меньшей степени метаморфическими породами. Возраст консолидации фундамента, вероятно, - ранний палеоген (конец позднего мела?). Вследствие развития гранитоидов, обогащенных радиоактивными элементами, в пределах бассейна наблюдается повышенный геотермоградиент в осадочном чехле (3,7-4,5/4,1 °С/100 м, по данным Х. Д. Тиена, 1999), несмотря на лавинный темп осадконакопления в неогене.

Обособляются три литолого-стратиграфи-ческих комплекса (ЛСК), различающихся особенностями строения и нефтегазоносности:

• мезозойский магматический;

• ранненеогеновый (олигоцен - средний миоцен);

• поздненеогеновый (миоцен-квартер).

Первый ЛСК связан с рифтогенным этапом

развития бассейна; второй и третий соответственно - с синрифтовой и пострифтовой стадиями развития ЮКБ. Основные перспективы нефтегазоносности связаны с терригенны-ми образованиями мелководного генезиса двух верхних ЛСК.

Стратиграфический этаж нефтегазоноснос-ти включает отложения среднего миоцена (карбонаты) - плиоцена (терригенные образования), продуктивность осадочного разреза установлена до глубины 4600 м. Нефтегазоносность более древних ЛСК не установлена.

В пределах ЮКБ выявлены нефтегазоносные комплексы трех основных типов:

• трещиноватые породы мезозойского фундамента;

• песчаники олигоцена;

• песчаники и карбонаты миоцена.

Продуцирующие

породы - неморские сероцветные глины и угли -распространены в разрезе олигоцена и нижнего миоцена, содержание рассеянного органического вещества (РОВ) (Сорг, %) изменяется от 0,51,0 до 2,0-3,0 %, но преобладают содержания около 0,8-1,2 %, редко более. Тип РОВ гумусовый (тип III по Б. Тиссо), в отдельных прослоях смешанный (I/III). Подобное органическое вещество (ОВ) - источник углеводородного газа с небольшим содержанием конденсата и в подчиненных масштабах высокопарафиновой бессернистой нефти («лейптинито-гумусового» типа по В. А. Скоробогатову).

По данным исследований Rock-Eval, в пределах ЮКБ обособляются материнские породы двух типов: «А» и «Б». Первые связаны с наземной органикой, вторые - с озерно-болотными фациями. Стратиграфически основные нефтегазоматеринские толщи приурочены к отложениям олигоцена и миоцена.

Формирование УВ-систем связано с активизацией онтогенеза в постолигоценовое время. С целью оценки и изучения процессов генерации и миграции УВ для материнских пород северо-восточного участка ЮКБ и блока 04-1 с помощью программного обеспечения PetroMod 2D составлена геохимическая модель. Для создания модели выбраны некоторые типичные сейсмические профили, проведенные через изучаемый участок.

Геохимическая модель (англ. geochemical model) является частью моделирования нефтегазоносной системы (англ. basin model), построенной с помощью программного обеспечения PetroMod фирмы «Шлюмберже». Программа PetroMod используется как инструмент для решения следующих задач:

• оценки степени зрелости материнских пород в масштабах геологического времени с древнейших времен до настоящего времени (англ. past-to-present) на основании известных или определяемых геологических событий (условий);

• адаптации процесса генерации нефти и газа (англ. petroleum generation simulation) на основе кинетических данных (скорости химической реакции и влияния температуры, давления, концентрации) с целью прогнозирования фаз и характеристик УВ, генерированных из материнских пород по каждому периоду геологического развития, а также изображения процесса миграции УВ в пространстве материнских пород;

• моделирования процессов миграции УВ (англ. petroleum migration simulation) с помощью инструментов симулирования температуры и давления, которые контролируются по данным PVT-анализа (PVT - «давление, объем, температура» - акроним от англ. pressure, volume, temperature), и на основе полученных результатов моделирования определения направления и скорости миграции УВ из материнских пород по коллекторским горизонтам в ловушки в течение геологического времени.

В целом модель отражает общие процессы генерации, миграции и насыщения

УВ-ловушек, а также динамики разрушения скоплений УВ в течение геологического времени, являясь полноценной моделью нефтегазоносной системы (англ. petroleum system model). Также следует отметить универсальность применения результатов моделирования, которые могут быть рационально использованы в различных аспектах исследований, прежде всего для зонального прогноза нефтегазоносности.

По аналогии с другими программными продуктами для создания геохимической модели в PetroMod требуется загрузить следующие исходные данные: геологические параметры (информацию об истории геологического развития, тектоническом режиме, истории отложения осадков - толщине осадочных образований, масштабах размыва, начале и завершении процесса размыва и пр.); геологические разрезы в глубинном масштабе; результаты интерпретации фаций отложений и обстановок осад-конакопления; кинетические характеристики (типы и условия образования материнских пород); геохимические параметры материнских пород, соответствующие интерпретируемым глубинным интервалам их залегания; граничные условия - палеотермальный поток (англ. heat flow), глубины палеоуровня вод (англ. paleo water depth (PWD)), температуры на палео-поверхности отложений (англ. sediment water interface temperature (SWIT)); информацию по пробуренным скважинам; данные для контроля результатов моделирования (о зрелости ОВ, определяемой по величине показателя отражения витринита (R°, %), о пластовой температуре, давлении, пористости пород) и т.д.

Геологические данные включают основные геологические события в изучаемом районе (фазы осадконакопления, перерывы в осадко-накоплении, эрозии, основные тектонические фазы), которые определяются на основании

сейсмических материалов в сочетании с данными истории геологического развития Южно-Коншонского бассейна (таблица).

Результаты 2Б-моделирования зрелости ОВ по некоторым типичным разрезам через блок 04-1 и соседние участки позволяют сделать следующие выводы:

• глубины порога зрелости ОВ изменяются в относительно широких пределах;

• глубина расположения верхней границы зрелости (соответственно R° = 0,55 %) составляет 2400-3800 м;

• начало зоны (окна) активного нефте-образования (Ro = 0,72 %) находится в интервале глубин 3100-5370 м;

• завершение «окна» нефтеобразования (Ro = 1,3 %) - в интервале 4700-6900 м;

• зона образования сухого газа (Ro = 2,0 %) лежит на глубине 5750-7870 м;

• глубина порога зрелости по продольным профилям (англ. inline) увеличивается с северо-запада на юго-восток, по поперечным профилям (англ. crossline) - в направлении с юго-запада на северо-восток изучаемого участка.

Видно, что значительная часть объема материнских пород нижнего миоцена в районе структуры Song Huong находится в генерационных зонах от образования нефти до образования сухого газа. Зона (окно) нефтеобразования лежит в интервале глубин от 4430-4760 (0,72 % Ro) до 6220-6450 м (1,3 % Ro), зона образования сухого газа (2,0 % Ro) - на глубине 7280-7500 м. Весь объем материнских пород олигоцена прошел через порог зрелости и в настоящее время полностью находится в зонах образования сухого газа; материнские породы нижнего миоцена - в зоне генерации нефти и жирного газа.

Природные резервуары приурочены к песчаникам олигоцена (пористость - до 12-16 %,

Основные геологические события в ЮКБ

Возраст осадочных толщ Время накопления осадков, млн лет назад Время размыва / перерыва в осадконакоплении, млн лет назад

Плиоцен-четвертичный 4-0 -

«Яркое пятно»* 5-4 -

Верхний миоцен 10-5,5 5,5-5,0

Средний миоцен 16-12,5 12,5-10

Нижний миоцен 24-16 -

Олигоцен 35,5-25 25-24

Фундамент До 35,5 -

* Яркое пятно (англ. bright spot) - аномальное поведение амплитуды отражения на сейсмическом разрезе, вызванное изменением коэффициента отражения от границы покрышка/залежь УВ.

проницаемость - меньше 10 мД), нижнего миоцена (12-18 %, 10 мД соответственно), среднего миоцена (10-12 %, 12-18 мД), верхнего миоцена (10-30 %, десятки мД) и плиоцена (до 27 %, десятки мД). Карбонатные резервуары присутствуют в отложениях среднего и позднего миоцена, по данным геофизических исследований скважин пористость карбонатов изменяется от 14 до 19 %, а проницаемость -от 12 до 180 мД.

Зональными флюидоупорами являются глинистые напластования миоцена и плиоцена. По данным проведенных ГРР, в пределах ЮКБ обособляются ловушки пяти типов:

• сводовые, связанные с пострифтовыми блоковыми движениями;

• литолого-стратиграфические, обусловленные динамикой седиментогенеза, в том числе проявлениями лавинной седиментации;

• тектоно-стратиграфические;

• кора выветривания фундамента;

• карбонатные массивы.

В пределах значительной части изученных ловушек отмечаются проявления аномально высоких пластовых давлений, формирование которых контролируется седиментогенным и термокатагенным факторами.

В целом осадочный чехол шельфовых бассейнов Южного Вьетнама перспективен более с точки зрения открытия газосодержащих скоплений. Кроме того, в его нижних горизонтах и трещиноватом фундаменте (гранитные массивы) открыты и предполагаются нефтегазокон-денсатные и нефтяные скопления, в том числе достаточно крупные (Белый Тигр и др.).

Список литературы

1. Арешев Е.Г. Нефтегазоносность окраинных морей Дальнего Востока и Юго-Восточной Азии / Е.Г. Арешев. - М.: Аванти, 2003.

2. Гаврилов В.П. Геологическое строение и нефтегазоносность Северного шельфа Вьетнама (Шонгхонский прогиб) /

В.П. Гаврилов, В.Л. Гулев , С.М. Карнаухов и др. - М.: Недра, 2014. - 167 с.

3. Родникова Р. Д. Геодинамика осадочных бассейнов Юго-Восточной Азии и процессы нефтегазообразования / Р. Д. Родникова // Советская геология. - 1986. - № 5. - С. 22-30.

4. Родникова Р. Д. Историко-генетический анализ процессов нефтеобразования в осадочных бассейнах западной части Тихоокеанского подвижного пояса и Австралийской платформы / Р. Д. Родникова, Ю.А. Висковский, В.М. Шлейфер // Геология и разведка морских месторождений: обзор. - М.: ВНИИЭГазпром, 1982. - № 1. - 48 с.

5. Силантьев Ю.Б. Нефтегазовая статистика Вьетнама (в аспекте прогноза новых открытий) / Ю.Б. Силантьев, Фи Мань Тунг // Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих регионов. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2014. - № 3 (19). -

С. 129-131.

6. Тиен Х.Д. Условия нефтегазообразования

и формирования углеводородных скоплений в кайнозойских осадочных бассейнах континентального шельфа СРВ: автореф. дис. ... д.г.-м.н. / Х.Д. Тиен. - 1999.

7. Хой Ч.В. Результаты и перспективы дальнейших геологоразведочных работ на шельфе Вьетнама / Ч.В. Хой, В.Г. Вершовский, Н.В. Дык // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 6. - С. 38-39.

8. Hall R. Hydrocarbon basins in SE Asia: understanding why they are there / R. Hall // Petroleum Geoscience. - 2009. - V. 15. -

P. 131-146.