Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Методические основы комплексной интерпретации данных промыслово-геофизических, петрофизических и термобарических исследований для изучения нефтегазоносности шельфа Меконгского нефтеносного бассейна юга Социалистической Республики Вьетнам

ВАК РФ 04.00.12, Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Методические основы комплексной интерпретации данных промыслово-геофизических, петрофизических и термобарических исследований для изучения нефтегазоносности шельфа Меконгского нефтеносного бассейна юга Социалистической Республики Вьетнам"

, : » П /*

АКАДЕМИЯ НАУК АЗЕРБАЙДЖАНСКОЙ РЕСПУБЛИКИ ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ

На правах руквписи

ВУ НГ()к АН

МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ КОМПЛЕКСНОЙ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ, ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ И ТЕРМОБАРИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ДЛЯ ИЗУЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ШЕЛЬФА МЕКОНГСКОГО НЕФТЕНОСНОГО БАССЕЙНА ЮГА СОЦИАЛИСТИЧЕСКОЙ РЕСПУБЛИКИ ВЬЕТНАМ

04.00.12 — Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Балу - 1992

Работа выполнена на кафедре «Геофизические методы,люиско! разведки месторождений полезных ископаемых» Азербайджанского-дустриального университета им. М. Азизбекова.

Научный консультант:

доктор технических наук, профессор АКСЕЛЬРОД С. М.

Официальные оппоненты:

доктор геолого-минералогичсских наук ДЖЕВАНШИР Р. Д. (г. Баь

доктор геолого-минералогическнх наук РАХМАНОВ Р. Р. (г. Бак

доктор технических паук, профессор СОХРАНОВ Н. Н. (г. Mocki

Ведущее предприятие: Трест «Каспморнефтегеофизнка».

Защита состоится ^МсХр/О^.С^ 1992 г. в J/0. ^

па заседании снециализировамного совета Д. 004.17.02 в Институте reo пш АН Азербайджанской Республики по адресу: 370143, Баку, просп< Азизбекова, 29-а.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Института reo гин АН Азербайджанской Реепублики.

Автореферат разослан <s.JJb?> <\Ш2 \.

Ученый секретарь специализированного совета,

к. г.-м. ii.

ГУСЕЙНОВА Л.

'ДДРСГГНГЦ ч

КГЛКО;: I с, I

8. Ч. I ОЩАН ХЛРт?РИОП1КА РАБОТЫ

Отдел |

хвртацир,,,,.,,,, .1ЬН0СТЬ тйн1; • одщ'м 13 основных направлении развитии к* .люниш- Социалистической Республики Вьетнам до ;;000 года яь/.я-еюя нбфтегнзсиак работа. С втсС целью несоходимо "Усиленно ссу-

сотрудничество и совместные работы с заруоожшлми странами б деле разведки, добычи и переработка нв{<тй и газл".

вшк'лнзшш 8тий задачи необходимо в ближайшее врьмя дать достоверную оценку запасов углеродородог всого икш.фэ СРВ ь целой и Мькокгског'о нефтеносного бассейна (ьШБ) в частности. Эта' оценка послужила оы основаниеи для разработки нефтяной по-лашки страны в целом и для составления плана работа ьа кавдец яъ участкои шельфа и отдельности.

Решение зтой политико-экономической задачи требует всестороннего повышения еффективностя геолого-рааведочных работ, в т.ч. гьолого-1ч;офиййЧ£скил исследований в скважинах.

МеконгскМ нефтеносный бассейл - вто новий, фактически цорьий нефтегазовый район СРВ. Нефтегазовие работи здесь начались г- г, ' -х годзх, а первая нефтянрл скважина била ВЕедена в вк.'иуитацуш только в 1986 г. Многие работы л изучаемом районе, в тот числе создание методических оснсв для интерпретации иате-р^алоа геолого-геофизических исследований в скважинах, необходимо начинать с самого начала.

С другой стороны, МНБ характеризуется очень слояной гео-дого-техничоскоЯ обстановкой с точки зрения проведения и обработки ыат»риалов геилого-геофизнчес.гнх исследований з сквчхи-аах. К не! относятся: сильлат л?то|яцлальнан изменчивость по-^ад по глубине и по плещэдя, тонкое чередование цесчаннх и гли-яисшх плйсгов в рачреяе, рЕзличлне условия осадконакопления

- 4 -

V континентальное, прибре-тпо-морское, ол'рито-морское), раз ни-^адюоть типов коллекторов (п8Счано-1лл1июхно коллекторы с мек-иермовой пористостью. трединоратие коллекторы метаморфических пород кори выветрлзання кристаллического фундамента), непостоянство генерализации пластов^ ьод по площади я по разрезу, зызскне темпэратура и ее градиент, наличие зони с аноьшльно высокими гео^лвдалънции^ давлениями (.АВ1Щ а АВПоД) в разреза и т.д. Сложность проведешь и обработки материалов геолого-гаофи-зическнх цаследозаниЛ скважкн ^КБ обусловливается также ег'йци-ц-нкоГ! морского бурения: ограничении!:, неравномерный отбор корнов и »ушестеп, больиой наклон окьагаш...

В этих сложных гоолого-техшгчеоких условиях МНБ, к сом-леш-ы, до настоящего времени ь изучаемом районе отсутствует обоснованная методика интерпретации данпше гешюы-гео^иуичес--

исследований окгй»ш1 с цулып рылонпл ряда повоедневьих оиеритиьяых геслого-гесфиэ:гческ1Г< и технических задач нефтегазовой работа, а также опре.цолеакя подсчетных параметров. При выполнении, этих задач часто кукно било прибегать ь обшм теоретическим положениям, осреднениям по другим районам илра формулам, критериям, которые на всегда соответствуют специфическим уоЗюзикм изучаемого £гПГБ- Неполностью .чскрив-ается возможны!! погеицгал информации, полученной при геолого-гес«1>ьзиче-ских исследованиях скважин.

13 стой обстановке, естественно, точность результатом ш-терорнтаили данных геолого-геофазнчееких нсследогшшй в сквп--«лкзх ¡1 отсюда - точное«, сделанных из них вводов, заключений, леы.оокак и малообоснованная. Без обосиокишол методика интерпретации, получешше результаты не могут бить попользованы длл роиения более серьезных эедач на^тегазоаой геологии, таких кнк подсчет запасов углеводородов.

- 5 -

В этом аспекте проблема разработки методики комплексно;! интерпретации данных геофизических, петрофпзическях, термобарических исследовании в скгажтаах и пх применение для конкретных гоолого-техническкх условий. Меконге кого нефтеносного бассейна -одного из основных нефтегазовых районов СРВ, является весьма актуальной.

Цель работы. Представленная работа преследует целью создание методических основ, приемов комплексной интерпретации данных промыслово-геофизических Ш1С). потрофизичэекнх и термобо-ричеоких исследований и применение их в конкретных гоолого-технических условиях скважин Меконгского осадочного бассейна СРВ ' о цель» изучения его нейтегазонссности.

Основные задачи:

1. разработать петрофизически обоснованную методику интерпретации материалов ГИС, полученных в скважинах изучаемого района. Для этой цели необходимо:

1.1. Провести лабораторные исследования физических свойств пород и жидкостей, обобщить результаты всех исследований в этом направлении с целью установления эмпирических формул связи типа "керн-геофизика" для кавдого из нефтегазовых объектов изучаемого района.

1.2. Путем совместной обработки данных ГИС, лабораторнчх исследований кернов и результатов испытания скважин установить значения различных критериев, к.онстантов, характерных .для пород каждого из нефтегазовых объектов изучаемого разреза.

2. Исследовать основные элементы теплового воля НЯБ ^температура и ее градиент', теплопроводность горних пород, слагаи-Еих ¡¡зучаемы;'1 разрез, тепловой поток в сквакиках) и путем комплексно.! обработки полеченных данных с другой геологической информацией выяснить возможность использования данных о теплояом

- ъ -

поле МНЕ для язучешш его геологического строения и нефтеносности .

3. Усовершенствовать и адаптировать шегодтгку Езучония гео^ипопдэльяых давлений в с км кипах геофизическим методом относите иного сопротивления глин и применить ее в конкретных уело-кда МНЕ. На основании получениях результатоЕ выяснить закономерность изменении АЗПоД и АПГЩ по разрезу и по площади. конечно« целья етого исследования являэтся разработка рекомендации пс прогнозной оценки еномально высоких пластовых давлений в коллектора* (АйПЛ) по расчетным геофисичесяим методом данных

о перовых давлениях (.АВПоД) в глинах. На основаь и полученных результатов необходимо также выяснить причины возникновения, развития и'разнообразия картшш изменения АВПоД и АБПД в изучаемом разрезе.

4. Разработать методику эффектявного чспользования материалов ГИС в комплексе с друтй геологической ииформчцисй при корреляция разрезов скважин. По разработанной методике уточнить существувщие в изучаемом районе схемы корреляции разре-80в скважин МНБ в целом и месторождения "Белый тигр"., в частности.

5. На основании совместного изучения закономерности изменения фильтрациоюю-емностных свойств (^ЕС), эффективной мощности пород-коллекторов и термобарических условий, выяснить более перспективные в нефтегазовом отношении участки разреза

и площади изучаемого района для первоочередного развертывания нефтегазовых работ.

6. Дать оценку геологической эффективности комплекса ме~ годов ГИС и наметить направление дальнейшего усоворшенствова-атя его с целью разработки рационального комплекса в конкретных геолого-техяических условиях Мекоигского нефтеносного бас-

сейна..

Научная новизна.

- Установлены эмпирические формулы связи типа "корн-геофизика", нсцолъзованнне при определении пористости п нефтегазо-

носпостп по электрическим и акустическим свойствам пород-коллек-

»

тороз каздого па оснобныз: нефтегазовых объектов изучаемого разреза.

- Установлены критерии коллекторов по пористости и глинистости, критерия нефте-(водо)насодеш!Я по удельному сопротивления, по параметру увеличения сопротивления, по коэффициенту иеф-тв-(годо)пасщеппссти и коэффициенту обьешюЛ нефтенасщепяости для коллекторов каадого из нефтегазовых объектов изучаемого разреза.

- Епертае в практике прошсловой геофизика разработана пзтодпка стрзтагрэфхческой пндентифаквщт и корреляции разрезов сквагпн по кривой взисиенпя физических свойств одноташшх пород, з частности удельного сопротивления глин,по глубине.

- Развита я адаптирована для условий !,5НБ зарубежная методика всестороннего изучения теплового поля. Принепопзэ оэ з изучаемом района позволяет Енэрвне установить, что по тепяовш свойствам МНБ относится к категориям осадочншс бассейнов о "пор-шлышм" 2) и "низким" ( <^4/ ) тепловым потоком (одтзш-цд измерения теплового потока ^ - гаКал/сн-с). Вперена била установлена тесная свгпзь »¡етду тегиспк'п 2арак?ерпстттс;.гз, в порзуз очередь - градиент температура и теплоасЗ ноток, с геоло-гическси строение!.,• п нефтегазоносиостьэ изучаемого района, что служит предпосылкой для применения да иных о тепловой поле з по-хскоЕО-разведочных работах на нефть и гаа на МНБ.

- 8 -

■ - Впарвыр з СРВ были получены лабораторные данные о теплопроводности различных типов пород, слагавщнх разрез глубоких скважин нефтегазового бассейна.

- Развита п адаптирована к условиям МНБ метода изучения геофдЕЗдалъных'давлений в сквашнах по методу относительного сопротивления. Црииэяание ее"в условиях изучаемого района позволяет установить несогласие регионального характера распространения аношлии высоких поровнх давлений в глинах (АВПоД) и локального характера присутствия аномалии выроких пластовнх давлений в коллекторах (АВЩ) МНБ. '

- Разработана методика учета неоднородности пород в разрезе сквешш при определении средневзвешенной шкшюста горных пород, используемых при определении пороьых давлений глин по методу еквивалеатной глубшш.

- Впервые', бшя установлена соизмеримость значений АВПоД ц ДЕ1Щ с верхнего олнгоцево себбеен, распояоЕента в согруЕзн-

■ них частях месторождения "Голый тигр", что слуспт прздпосшпшЙ . для прогнозирования значений АВВД р коллекторах по расчетный

гаофлзкчеокгы ыотодсу данным АВПоД в глинах рассматриваемого • «

. участка месторождения "БалнЗ тигр".

••' ■ - Применение комплексной цетодани интерпретации данных геолого-геофазичоскпх исследований и сквакинах позволяет установить перспективность нефтегазоносности различных участков 1 площади и разреза МНБ. В частности, впервые била отмечена низкая перспективность нефтегаооаоспооти терригенного разреза, расположенного на глубине более 4000, и. Перспективы пефтегазо-носнрсти втой чаотн разреза в основном бшга связаны с трещино-

еэтк?.с1 коллекторам метаморфических пород кристаллического фундамента.

Практическая панноста. В результате проведенных исследований впервнэ для бшщ создана петрофизическп обоснованная нетодика интерпретация материалов ВГС, соответствующая конкретным геолого-техгоческим условиям района. Благодаря использова-шо отдельно уетаноалеших для конкретных пород научаемого района эмпирически связей, критериев и конотантов »место общепринятых нля осредпвннкж, пая это б ело сделано до этого, обработка материалов ГИС по предложенной методике сопровождается более высокой точность*) по сравнении с существующей методикой. Эти установленные данные для ШШ могут бнть такав использованы для составленпя алгоритмов програвм обработки материалов ШС на ЭВМ. • ''

Разработанная автором методика корреляции разрезов скважин по физическим свойствам однотипных пород, в оилу своей высокой точности и простота выполнения может быть успешно использована для изучения геологического строения и нефтеносности изучаемого района.

Результаты изучения теплового реяша в скважинах, помимо прокнслово-геофизичеспой работа, ыогут быть попользованы при решении других задач промыслового и геологического характера, таких как выбор технических средств и материалов при бурении и эксплуатации скважин, изучение степеня зрелости органических веществ, пути миграции углеводородов п т.д. Установленная связь между тепловыми характеристиками, с одной сторона, и геологическим строением, нефтеносностью, с другой, делает изучение теплового поля мощным инструментом для исследования тектоники и нефтеносности МНБ. В частности, она может служить предпосылкой для использования значения теплового потока в скважинах для

прогнозирования присутствия углеводородов (наряду с другой геологической информацией), дам изучения геологического строения и нефтеносности района путем бурения мелких донных скват^л (о замером тепловых характеристик) с борта судна, что делается в практике нефтегазовых работ за рубежом.

Благодаря проведенным исследованиям, существующий метод изучения геофлюидальных давлений по относительному сопротивлении глин стал применим в конкретных условиях изучаемого МНЕ. Тем самым открывается практическая возможность использования данных ШС для прогнозной оценка зоны с аномально высокими Пластовыми давлениями, что является одним из важнейших вопросов при бурении сквагин изучаемого района.

Возможность значительного сокращения объема применяемого комплекса ШС путем замены метода ЕКЗ более производительным методом НС, что впервые было высказано'в представленной работе, позволяет значительно уменьшить затраты средств а время на проведение и обработку материалов ШС при сохранения их геологической эффективности. Проведенные исследования в этом направленна являются первым шагом в разработке оптимального комплекса гас для изучаемого района.

Полученные в работе геологические результаты исследования позволяют установить наиболее перспективные участки площади и разреза о точки зрения нефтеносности, что важно при проведении нефтегазовых работ на МНБ вообще и на месторождении "Белый тигр", в частности.

. Ртт^япин результатов исследований, рцодреще и атомический жМект. В ходе выполнения представленной диссертации, ряд ее результатов, предложений, рекомендаций уже успешно внедряется в практику производственных и научно-исследовательских работ в изучаемом'районе, о чем свидетельствуют акты внедрения,

- II -

вццанныв автору Совместным советско-вьетнамским предприятием по разведке и добыче нефти и газа на шольфе Юга СРВ ("Вьетсоз-петро"). к ким относятся: •

и «

- Установленные зависимости типа керн-геофизика с 1987 г. иачаля использоваться при определении пористости а нефтенасы-щенности в изучаемом районе впесто теоретических а осроднашшх связей, использовавшихся до этого.

- Значения коэффициента для перехода от р к р^ , определенные в работа для различных типов растворов с изучавшем районе используются виесто осредкенных, рекомендованных в литературе.

- Прибор для замера удельного сопротивления образцов пород, разработанный автором представленной работы при ее выполнения стал первый прибором такого назначения з СП "Еьетсовпот-ро". В настоящее время' он используется для исследований физических свойств пород в НИШ СП.

- Ряд выводов, предложений, рекомендаций представленной диссертации были изложены в отчетах по подсчету запасов нефти иэстороздения "Белый тигр",, где автор был одним из основных исполнителей.

Апробация и ггуб^лкаггад. Основные теоретические палозешя и результаты исследования били долезены и обсуддеш на сецана-ре ШИГа СРВ (1982 г.), на научных конференциях нефтяников СРВ. Они такяе были обсуядени при защите подсчета запасов нефти п газа иосторслдчния "Белый тигр" в Главной управлении по пофтп в газу (ГШ) СРВ а Мингазпрои СССР (1987,1988 гг.), перед ГКЗ СРВ и СССР (1989 г.).

По содержания работы было опубликовано 12 научных статей, докладов и отчетов.

- 12 -

Структура и обт.щ таботн. работа состоит из введения, тяестп глав, еашючедая и приложения. Объел работы - 374 страниш машинописного текста, 50 таблиц и 107 рисунков. Список исполь-зовашшх-источников состоит из 96 лазвашШ,

}1от:одвиа..цауврпцлц п автора при

птюйлеглн.

В работа иопользушся гзолого-госфдзотоошо н прошюло-ыю ьатерпалц, получешш ГУНГоы СРВ, Барубелшгл флр^аш!,СП "Еьотсовцотро", а «уакио материалу Международного се;,шара ео проблема "Тепловой поток в Юго-восточной Азии" (г.Джакарта, Индонезия, 1381 г.),

Начиная с 1986 г., с щщолаа Кощорц прсшслосой геофизика СП "В&егсовратро" под руководством а прп цеаоородстаеяаоц участцд .автора бш$ изготовлен прибор (по аонот-рукщш 1££ШШГсо~ фазщш) лая исследовацвд влекгрцюсшсс своЛств образцов пород, взятых из оквагзщ изучаемого района. На ке:л било щювадвпо исследование образцов пород к после обработка получении-; дагнаг вперено йылд долучеца вкопорзлснтальпая зависимость тепа Рп =^(Кп) для пород ннгдего ¡.шецзда псслодуеиоуо разреза. Аналогичная работа авторов тгпеш бцла цроредона по исследования акустячесда рвойсгв пород, в результате '-:>го било устаноало-но уравнение связи тцца Кн (4Т) для шксаего ьщоцепа.

В дальнейшем, по шро рщгодлехшя рззуяьтатов яаОорагор-цш: исследований д бтоц ирпрадледаи, сиползешда различала подрядздкада по контракта:.! о СЙ "Бьо?аошзаг*'ро" (в т.ч. д^пицо свтора) автором бвдо сделало обобщенно щ. в в результата обработка па 5Е>1 б шэд поду^оиц более точше вкейерзкбятапьцце аа-щсщэвуа ящ разщого «а ссновшк иефгсгавовда объектов ыесго-ро^ещщ "Белый ^згр", »оторве вперено деты в продотавдезной работе, Цри вцпедщецщ! в?ой задача автор щщмеаял предваритель-

- 13 -

н.т> классификации образцов пород по их глиниотоотн и пористос-гв, что значительно уволгшваот тесноту установленных связей.

Лабораторию исследования электрических свойств нромывоч-щдкостой п пх фильтратов бшш вызваны разнообразием тнпов применяемых в изучаемом бассейне промывочных жидкостей: нор-.•яльный п утягелетгай, на основании пресной п соленой воды. Полученные результаты исследований позволяют установить значения коэффициента для перехода от р^ к для каздого из типов промывочных глдкостзй, что'в своз очередь позволяет повысить точность обработка материалов ГНС. Эти исследования автора до сих пор остаются первш.я п едгагстлзппыми в изучаемом районе.

Методика изучения теплового поля по геолого-гсойгзичео-кгм данным била разработана п'долоаена американскими учеными на соггппаре в «Индонезии в 1831 г. При ее реализации на фактических материалам изучаемого бассейна автором била сделана су цественпая корректировка, в частности., при определения температуры пласта, при расчете теплового потока и т.д. Цря содействии автора» вперзпэ в СРВ. был изготовдея прибор для замера теплопроводности горных пород п на нем автором балл полученц первые данные по ИШ. Благодаря прозэденнка работам стало во1 могши применение заруб стой мзтодики (единой-для еозЗ Юго-восточной Азии) в изучаемом Моконгском бассейне, где технико-технологические условия гоатогсьгеофизпчеоких исследований в скваяннах значительно отличается от зарубежных.

Иначе стоит вопрос сб изучении гсофггпдальных давлений в изучаемом бассейне по данным ШС. Впэрвнэ этим вопросом занимался к.г.-м.н.Э.Н.Дергунов в периода 1983-1986 гг. Вклад автора представленной работы в реяанил отоЗ проблемы заклинается в сотрудничестве с ним на первых норах п в дальнейшем

- 14 -

усовершенствовании, адаптации методики изучения геофлшдальннх давлений по относительному сопротивлению глин и ее реализации на огромных, существенно новых материалах геолого-гео^язичес-ких исследований в скваетшаг, полученных в последний пзриод. Цроведенная автором работа в втом направлешпх сделала применение данных П1С для изучения геофлюидальпых давлений в скваш-нах МНБ практически возможным п позволила получить повое, более правильное представление о картинах изменения АВЛоД и /ВВД в недрах изучаемого района.

Методика корреляции разрезов скважин по физическим свойствам однотипных пород (в частности, по сопротивлении глип) впервые .была цредлояепа автором в представленной работе. Результаты ее применения в изучаемом районе, как будет видно из содержания работы, доказали широкие перспективы ее при изучении геологического строения и нефтеносности МНБ.

В аналогичном пологишш находится и вклад автора при ре-пении вопроса о разработке оптимального комплекоа ГИС для изучаемого Меконгского бассейна.

Цредставленная работа является результатом многолетней (14 лет) научно-производственной работы автора по специальности промысловой геофизики, в т.ч. пяти лет в качестве главного геолога, заместителя директора конторы промысловой геофизики СП "Вьетсовпетро" (г.Вунг тау, СРВ), которое непосредственно ведет работу па акватории МНБ. Она также существенно усовершенствовалась в периоде двухгодичной стажировки автора на кафедре "Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых" Азербайдяанского индустриального университета им.М.Азизбекова (г.Баку, 1990-1991 гг.) под научной консультацией д.т.н., профессора Аксельрода С.М., которому автор выражает глубокую благодарность.

- 15 -

Автор выражает иокреннвю приввателькосгь руководителям ГУНГ СРВ» СП "Вьетсозпвтро" тт.Нгуен Хоа,. фан Тн Куангу, Чыонг . йену, Нгуен Хьепу, Ле Вав'Кн, Нгуен йгок Кы, Яго Тхыонг Вануд.щ. Нгуея Чя Льеау за поотояняув всесторонние поддержку; вьетнамским а советским коллегам по СП "Вьетсовцвтро" тт.Нгуеа Ван Туену, Фвм Тхв Kay, Двргунозу *Э.Н., Агаеву 3 .Д., Рыкову П.В., Кооеяькову И.Э., Хоанг Cyan Базу, чая cyan Hfcay, Ввревюшу B.B., Чад Чонг Лыонгу, Султан-Заде Т.А., Нгува Лонгу, До Минь Шопу за конкретную эф$екти£нув помсдь•

Автор весьма признателен бывшему и нынешнему ваведугцнм пафедрой геофизика д.г.-м.ц., профессору А'бдуллаеву P.A. н к.г.-м.н., доценту Мамедову П.З., заместителю директора Института проблей глубинных нефтегазовых месторождений АН Азербайджана д.г.-и.н. Джеванширу Р.Д. за научные консультации и ценные советы; проректору со иностранным связям д.т.н..профессору Алиеву Р.Т. и декану по обучение иностранных граадан к.г.-м.н., профессору Мамедову Н.В. эа пх ааботу во создания благоприятных условий для завершения работы в Ааербдйджаноном индустриальном университете им.М.Азазбакова.

Слово благодарности автор также выраадет в адрес сзкуро-ницц по институту, к.г.-м.н. БржестовокоЙ Т.О. за помощь прн редактировании русского текста представленной работы.

ШЕРШИВ РАБОТЫ

Глава I. история нефтегазовая работ, основные теологические черты н комплекс методов геофнаиче-ских исследований в снрапцох Нвкоогокого бассейна Вьетнама

Первый параграф посвящается истории поисково-разведочных работ на нефть я гаа на Мэконгском бассейне,

Саше ранние сведения о геология Южного Вьетнама бит

- 16 -

отмочены в трудах француаоюсс и вьетнамоких геологов.. Из, виж наиболее значительным! является работа Шаладана (1882 г.),

"п - :

Жорди (1886 г.), Шарад (1868 г.), Каулиоя (18Э5 г,), Фучом (1882 г!), Бледен (1898 г.), Формааст н Шаурлен (1952 г.), Ч.К.Тхак, Тая Т.Ч.; Н.Л. ТУ, Х.Т.Тьау, Х.Ы.Чунг ц т.д.

Подсково-рааведочцце рабощ ка нефть и газ на акватории шельфа Юга Вьетнама впервые были проведены зарубежными фнрмаш и ведомствами, в основном американскими, в начале 70-ых годов: Управлением океанологии, ВВС ШЛ, фирмами Кандрел, Партен, Мобил, Шуринг, Еио, Ойлд, Маратон в т.д.

Усилиями вигх фирм и служб, к моменту освобождения рта Вьетнама (1975 гЛ воя акватория шельфа Юга Вьетнама, куда входит Меконгокий нефтеносный 0асоейл (ГДНБ) > бала подата геофизическими (главным образом■ сейсмическими н гравнмотрячаскшли) работаш средней шкт^тьр 4x4 км; а перспективные в нефтегазовом отношении - 2x2 км. Взого было пробурено б еккшш, из них 4 давали нефть и газ о разлячншя дебатами, Среда пробуренных в &гот период скезяш п БХ-1 - порвооткршзательница меото-роздезгя "Белый татр",

В период 1976--1981 гг. работы в изучаемом районе проводили варубеквде'фярш; Дешщекс (ФРГ),' Аккп" .Италия) и БовалоП (Кгщада) по г.оцграгду о Главздад управлением по кофта и газу СРВ (ГУЩ1), По совЗ окзаторяя бдага пробурено евд 12 ощзаад, •в больрзщотве из .вдгх бщщ пешучезд притеки иофтв е газа различной интенсивности.

Паров цефтшоо ыеотораящевие г изучаемом районе бвдо введено в в1ирлуа?адвр («."Белый ?игр") Совместным Советско-вьетцамсгрд предприятием "Вьегсовпотро" в 1986 г. Усилиями СП "В^етсорпетро", помимо местороадения "Белый тигр", на МНБ было открыто меотароадешш "Дракон" и обнаружены признаки угле-

водородов на раде других структур: Тавдао, Баден, Еава. К 1991 г. общее количество пробуренных сквагин на акватории МНБ составляет более 100. Уровень добычи нефти в изучаемом районе в 19Э1 г.

достигает около 4 миллионов тоня, а суммарная добыча в период

?

1986-1991 Г. составляет около 10 миллионов тонн.

Параллельно о СП "Вьетсовпетро" о 1988 г. на акватории ШБ начали работать и нефтегазовые компании Индии, Франции, Англия, Швеции, Каяадц...Полученнне ими первые результаты являются обна-деживавдими.

Среди работ, посвященных геологическим условиям изучаемого МНБ наиболее ценными являются работы вьетнамских и советских специалистов, работавших в ХУНТ СРВ" и СП "Вьетсовпетро": Н.Т.Шан, Л.В.Кы, Х.Д.Хоай, Журавлев В.А., Шушхив Е.П., Дергунов Э.Н., Ч.Л.Донг, Н.В.Дцк, Сулейманов Ш.А., Воливв М.М., Взлиева Э.Б., Кулаков Б.Н.V Х.Д.ТЬея, Носенькоа Й.Э. и т.д.

Во втором параграфе исследованы осповзне черта структурно-тектонического строения, стратиграфия, гидрогеологического условия, нефтегазоносности изучаемого района. Цра' этом бала отмечена очень сложная геологическая обстановка МНБ, которая была связана о шогоэтажннм структурным строением бассейна, присутствием структур небольшого размера, разный условней ооадконакодче-пзл, разновидностью коллекторов, полным шш частзчпш отсутствием руководшза: шпфофзуи а регионального репера для корреляции, сильной латофацвалъной пзкенчивоотьо и т.д. Слознооть геологических условий ШБ была связана также о прпоутотваом в разрезах относительно высокой 7е?я1ературы, ео градиента я зон о аноглзль-но внеокшли геофлювдальнниа дпвлоншш.

Анализ 0ф£актявйоотз применяемого в изучаемом районе комплекса геофизических исследований сквдаиа (ШС) при решении различных геологических задач (выдолвнйв различных типов пород и

- ТВ -

коллекторов в разрезе» определения порястоотн я нефтенвснщенно-ота...), что является основный содержанием третьего параграф. позволяет одолеть выводы о необходимости изменить его содержание о целы) повышения геологической вффективяости в производительности.

На основании сравнения фактических результатов определения удельного оопротнвлзяия пластов-коллекторов по методам КЗ в БК на ЭШ в различных геолого-технических условиях различных нефтяных обмктсз изучаемого разреза; исходя из маломощного а частично, высокоодаого характера разреза, отсутствия плл неглубокого проникновения фильтрата бурового раствора в плаот, бша доказана' возможность в необходимость вамены в существующем комп-*

леков П1С гроаоздокого газкопроазводатального электрического метода БКЗ более производительным я более эффективным в условиях ЫНБ катодом НС. С бтой целы), на основании результатов обработка фактических данных на ЭВМ, бша установлены корреляционные свази (которые оказываются очень тесными) Ъ = 0,96-Ю,98) между истинным сопротивлением плаота рп (считается - О при достаточно больших мощностях пластов и невысоких соотношениях рп/рс ) в удельным сопротивлением пластов, определенных по методу БК рв* . Причем формулы связи были установлены отдельно для нефтегазовых объектов миоцена и олягоцена; отдельно для окваянн, х^обуранннх на пресном и соленом растворе.

Было высказан > также о необходимости дополнить су-

ществующий комплекс гас другими методами каротажа по пористости, в частности, методами АК, ГТК и различными модификациями нейтронного каротажа.

В конце главы в виде таблицы дается рекомендованный комплекс ГИС для изучения разрезов скважин ШБ, который представляется промежуточным шагом в разработке оптимального комплекса.

Глава 2. Геолого-геофизические характеристики разреза и условия проведения исследований в нефтяных скйажвдах Меконгского нефтеносного бассейна

Содержание рассматриваемой главы составляет исходные данные для разработки, усовершенствования и адаптации методики комплексной интерпретации данных геолого-геофизических а термобарических исследований в скважинах.

После короткого описания перечня геолого-геофизических методов исследования, проводимых в разное время в окваяинах изучаемого МНБ (параграф О, в параграфе 2 содержатся подробные данные о геологических особенностях разреза. Основное внимание било уделено тем особенностям, которые в наибольшей степени вли-яот на проведение и точность обработки полученных результатов исследования. К ним относятся» литолого-петрографическая характеристика пород разреза, фильтрационно-емкоотяыа свойства коллекторов и их закономерности изменения по глубине, характер изменения мощности (толщины) пластов-коллекторов, закономерности изменения суммарной общей и эффективной мощности песчаных пород нефтегазовых объектов разреза по площади, характер изменения минерализации пластовых вод, температуры и давления.

Уточнен нижний предел пористости и установлен верхний предел глинистости душ песчаных коллекторов ниянего миоцена, верхнего и низиего олигоцена.

Установлена хорошая сходимость данных о пористости песчаных коллекторов отлояений нижнего миоцена по петрофизическим исследованиям кернов и результатам интерпретации материалов ГКО. Наоборот; в пределах олигоценовых отлояений, данные о пористости по петрофизическим исследованиям кернов часто занижаются по

- 20 -

сравнен® с данными Щ5. Это обстоятельство объясняется недостаточной степень® представительности исследуемых кернов, связанной о ограниченным, неравномерным отбором ее по скважинам.

На основании комплексной обработки данных петрофизшш и ГНС составлена картина изменения пористости и проницаемости пород по глубине. По ней вдцио, что на одной и той но глубине значения пористости и проницаемости песчаных пород меняются в широких пределах, что говорит о больаой степени неоднородности пород по филь'трационно-с^шостнш! свойствам (ФЕС). Наблюдается общая закономерность уменьшения пористости п проницаемости песчаных пород по глубине скваетн. Однако, плавный характер et уменьшения по глубине нарушается на глубшо порядка 4100 и. С стой глубины наблюдается резкое уменьшение ФЕС пород к по значению пористости в проницаемоета породы находятся на границе кодлекто-ра-неколлоктора. , •

Статистическая обработка данных о мощностях пластов-коллекторов на ЭЕЛ показывает, что шшетц-коллекторн изучаемого разреза в основном яалязэтея иаломощнымз. Для шшхего шоцэпа 79$ пластов-коллекторов имеет мощность менее 4 м; для олкгоце-на - 88% пластов мовдостьа менее б и. В кора выветривания кристаллического фундамента, треЕрщоватцэ коллекгори обычно имеют мощность от I до Ю м.

По результатам комплексной интерпретации материалов ГИС с 'петрофизики были построены карт изменения суммарной общей и эффективной мощности песчаных пород основных нефтегазовых объектов разреаа месторождения "Белый тигр". Рассмотрение построенных карт позволяет выделить участки о наибольшей аффективной мощностью, на которые необходимо,в первую очередь, уделить внимание при залонении разведочных и эксплуатационных скважин.

Третий параграф посвящается исследованиям закономерности

- 21 -

изменения значений промыслово-геофизических параметров у различных типов пород-коллекторов нефтегазовых объектов изучаемого разреЗа. К исследуемым параметрам относятся: электрическое удельное сопротивление ( рп ) пород, удельное сопротивление промытой зоны ( рпп), потенциал естественной поляризации ПС, интенсивности естественной радиоактивности ( дгк ) и гамма-излучения радиационного захвата ( $нгк ), интервальное время пробега ультразвуковых волн в породах-коллекторах Л Т , плотности (скелеточ-ной 6"С1( и объемной 6~п ) для- песчаных пород-коллекторов. С помощью ЭВМ были построены кривив и гистограммы распределения, определены характерные значения этих параметров для кавдого из основных типов пород, принадлежащих различным нефтегазовым объектам изучаемого месторождения "Белый тигр". Впервые были дани такте промыслово-геофизическив характеристики пород кристаллического фундамента и его коры выветривания, которые слугат признаками для разделения их.и территенных пород разреза.

Сравнением характера распределения значения рпп для чисто водоносных и чисто нефтеносных пород-коллекторов было установлено значение поправки за остаточную нефть , которое используется при определении пористости пород-коллекторов по методу относительного сопротивления (по данным БМК). Зто значение соответственно равно 1,10+1,20 для юкного. и 1,48 .для северного сводов месторождения "Белый тигр".

Отмечена низкая эффективность методов гамма-каротажа при выделении песчаных коллекторов нижнего миоцена в то время, как в отложениях слигоцеяа она достаточно высока. В дальнейшем ото обстоятельство объясняется присутствием в песчаниках нижнего миоценэ радиоактивного изотопа что было подтверждено лабораторным исследованием образцов пород. Это обстоятельство необ-

- 22 -

ходимо учитывать яри качественной и количественной интерпретации материалов ГОС.

В четвертом' паррурасЕе коротко рассматриваются основные специфические технические условия проведения и обработки материалов геолого-геофизических исследований в скважинах изучаемого района. Основное внимание было уделено составу ® качеству промывочных жидкостей, большому наклону скважин и присутствию высокой температуры и давления в разрезе скважин.

Проведенные исследования позволяют'сделать выводы о высокой перспективности нефтегаэоносности ряда участков месторождения "Белый тигр", к которому относятся центрально-сводовая часть

северного свода, его северо-восточное крыло и'присводовая часть' *

южного свода рассматриваемого месторождения "Белый тигр". Отмечена низкая песрпективность нефтегаэоносности глшшсто-пеочано-го разреза, расположенного на глубине 'более 4100-4200 м.

Глава 3. Разработка методики интерпретации материалов 1ПС для шельфа Меконгского нефтеносного бассейна юга Социалистической Республики Вьетнам

Всесторонним изучением вопроса разработки методики интерпретации материалов гас для изучаемого района впервые.занимался автор в представленной работе. Отдельные моменты этой проблемы отражались в работах Носенькова И.Э., Дергунова Э.Н., Ага-ева З.А., Коженькова В.И., Ч.С.Ньюн, Куликова Б.Н., Шумихина Е.Я. и т.д.

Первая часть главы посвящается лабораторным исследованиям физических свойств образцов пород и жидкостей с целью создания петрофизической основы для количественной интерпретации материалов ГИС, полученных в изучаемом районе.

- 23 -

В первом параграфе отражаются состояние изучения и задача по созданию петрофизической основы для интерпретации материалов ПЮ в изучаемом районе.' Во втором параграфе приведены основные результаты лабораторных исследований образцов пород, гэдкоотей а обобщения'всех данных по зтой работе, проведенных автором с цальэ установления эмпирических формул связи типа ^.эра-геофизика" для каздого из нефтегазовых объектов изучаемого разреза.

В результате проведенных автором лабораторных исследований электрических а акустических свойств образцов пород я гптд-2Юйтл, впервые в изучаемом районе в 1986 г. было уотанозлоно значение показателя степени т в формуле для определения пористости песчаных пород пютего шоцена, которая шлаот вид:

Рп = —т~ос (Коэффициент корреляции 'З =0,87).

Кп1,иь '

Результаты лабораторных исследований акустических свойств образцов пород-коллекторов и обработки данных на ЗШ позволяют установить аипяряческуо формулу связи ыедду пористсстаз я интервальным временем пробега ультразвуковых волн (Д I). Эта фОр!ЛуЛЫ ШЛ93Т вид:

Для ппапего кзгоценга:

КП = 0,095* ЛТ - 6,3 {%) (Коэфф.корроз. =0,89). олзгоцена:

КП = 0,087« Л т - 4,5 СО (ковфф.коррел. Ъ =0,89).

В дальнейшем,для обобщения больного объема данных яабора-тортхх исследований физических я петрофяэическяя свойотв пород, выполнениях различными вьотна.мсгльп н советские организациями (ВИНТ СРВ, МИНХзГП, Сахалин НИПИ,...) по контракту с СП "Еьот-совпетро",была выполнена обработка пх на ЭВМ с целью установления более точных эмпирических формул для опредеяекая пористос-

- 24 -

тя и нефтенасыщеггаостн песчаных пород каздого из основных (за исключением коры выветривания) нефтегазовых объектов изучаемого разреза.

Полученные эмпирические формулы показаны в таблице на стр.25.

В силу высокой тесноты связи,приведенные формулы были рекомендованы для количественной интерпретации данных ГИС, полученных в изучаемом ШБ.

Результаты лабораторных исследований электрических свойств промывочных жидкостей и их фильтрата позволяют также установить числовые значения коэффициента перехода от к для

различных типов глинистого раствора, применяемых в сквахинах изучаемого района: нормальный и утяжеленный растворы, изготовленные на;соленой и пресной воде.

ртопая часть рассматриваемой главы посвящается воцросу разработки самой методики интерпретации данных ГИС для ШБ.

Рассмотрение методики интерпретации ¡латериалов ГИС, примененной в изучаемом районе в разное время, разними фирмами и организациями, в т.ч. СП "Вьетсовпетро" на первых порах (параграф т). показывает, что у них отсутствует твердое петрофязи-ческое обоснование,

В отличие ат существующих методов, на основании результатов лабораторных исследований физических и петрофизических свойств образцов пород и кидкостей, исходя из опыта практической работы на ШБ, детально разработана методика интерпретации данных ГИС для изучаемого района (параграфы 2 и 3). В них подробно рассматриваются вопросы выделения различных типов пород и коллекторов в разрезе, определения аффективной мощности (толщины) пластов, определения пористости, нефтенасыщенности, прогнозной оценки характера насыщения пластов-коллекторов по дан-

Сводная таблица эмпирических уравнений для определения пористости и нефтенасвденности песчаных пород в скважинах ШБ

№ 1П Стратиграфия Определенна коэффициента пористости • Определение коэффг ТР циеыта нефтенасыщеннос-

Классификация о Я) 1 и ® а <=} а> ф § и ом Уравнение связи Коэффициент корреляции Классификация Количество определений Уравнение связи Коэффициент корреляции

I. Нижний 0$4Сгл <Ъ% 20 Рп=3,88/Кп*'^ 0,82 0£<Сгл < 1Ъ% 95 Рн=1,07/Кв1,76 0,92

2. миоцен 5% 4Сгл<30# 91 Рн=2,62/Кн1'18 0,82 15^<Сгл<30# 50 Рн^ио/Кв1'30 0,95

з; 0% ^Сгл ^30$ \ (Общий случай) III Рп=2,Э0/Кп1,14 0,81 (ойвд?1 случай) [45 ■ Рн=1,07/Кв1,64 0,88

4. Верхний 02«СГЛ<52 21 Рп=0,45/КЦ^,6Э 0,98 Кн>20Я 75 Рн=0,99/Кв2,23 0,96

5. олиго- 5%4Сгл<25%' II Рп=2,92/Кп1'43 0,89 10,1<Кп < 20% 76 Рн^О.вЭ/Кв1'66 0,95

5. цен 25^<Сгл ^30% 130 Рн=2,В2/Кп1'35 0,71 Кп >10^ ■ [51 Рн=0,87/Кв2,С)6 0,87

7. 0% 4Сгл <30& . (Общий случай) 162 Рп^^/Кп1,36 0,82 (Общий случай)

3. Нижний олиго-цен Сгл<ЗС$ (Общий случай) 35 Рн=1,33/КП1,48 0,71 Кн>103 (Общий случай) 64 Рн=1,03/Кв1,01 0,83

К)

ел

- 26 -

ним ГИС. Для решения последнего вопроса была проведена обработка результатов интерпретации ГИС и испытания на ЭЮ1, в результате чего впервые в изучаемом МНБ были установлены численные значения 1фитериев нефте- и водонасыщениости по удельно«!? сопротивлении j}n , по параметру увеличения сопротивления Рп, по коэффициенту нефтенасыщения Кн и коэффициенту объемного нефтена-сыщения Кп.Кн) для кавдого из нефтегазовых объектов. При-

менение критерия позволяет выявить присутствие так назы-

ваемых "сухих" пластов и исключить их из плана испытания. Эти объекты обычно ооответотвуют вначениям \л/н менее 0,06 + 0,07.

Практическое применение предложенной методики интерпретации материалов 1ИС на МНБ в период 1986-1989 гг.' позволяет получить довольно высокие значения коэффициента подтверждаемое™ геофизических заключений испытанием скважин: 0,95 для эксплуатационных и 0,80 для разведочных скважин!

Глава 4. Тепловое поле Меконгского осадочного бассейна по данным геолого-геофизических исследований скважин и его связь с геологическим строением в нефтегазоносностью

Первый параграф посвящается вопросу состояния изученности и задачи по изучению теплового поля МНБ.

Вопросом температуры и ее градиента в скважинах изучаемого района в разное время занимались Н.Т.Шан, Н.В.Дык, Л.В.Кы, Дергунов Э.Н., Яуравлев В.А., Коженков В.И., Шумихин Е.П., Ага-ев З.А. ... и автор представленной работы.

Методика всестороннего изучения теплового поля была разработана (в т.ч. изготовлен прибор для замера теплопроводности образцов пород) и рекомендована как единая методика для всей акватории Юго-восточной.Азии американскими учеными. По етой методике изучаются все параметры, характеризующие тепловое поле иссле-

- 27 -

дуемого бассейна: температура и ее градиент в скважинах, теплопроводность горных пород, слагающих изучаемый разрез, топлоеой поток в скважинах. Последний - как результирующий параметр теплового поля, представляет произведение градиента температуры и теплопроводности пород.

Поскольку вышеуказанная методика была рассчитана на комплекс геолого-геофизических исследований, применяемых за рубежом, для ее практического применения на МНБ, Где главным образом тлеется дело с советской техникой и технологией при проведении нефтегазовых работ, необходима ее адаптация. Эта работа ведется в связи с определением истинной температуры пласта, ео градиента и при расчете удельного теплового потока.

Во втором параграфе исследуются все компоненты теплового поля МНБ: температура и ее градиент, теплопроводность, тепловой поток.

Путем статистической обработки результатов измерения температуры в скважинах'при каротаже (Тек), при испытании скважин (Тис) и после длительной эксплуатации скважин (Тек) у одного я того же объекта установлены.числовые значения поправок Л тек и Л тис, которые необходимо ввести в значения Тек и Тис для получения истинной температуры пласта Тпл (Тпл»«Тэк).

Для 23-го и 24-го горизонтов (нижний миоцен,Нх3000 и): Л Тек = 19,3°С, Л Тис = 9,7°С Для олигоцена 3500 м): Л Тек а 17,1°с, Л Тис = 4,8°С.

Результаты замеров температуры во всех скважинах МНБ были даны в виде графиков к таблицы. Посла их обработки на ЭВМ были установлены уравнения сеязи между температурой в скважнах при каротаже и ее глубиной. Как видно, эта связь достаточно таская: - Для южного свода месторождения "Белый тигр":

- 28 -

Тек z> 30,3+0,04-H-O,33-I0~4-H2+0,I5-IO~7-H3-O,2'I0~n-H4 (Коэффициент корреляции t = 0,98).

- Для северного свода месторождения "Белый тигр":

тек = зэ^о.ог-н-одз-ю^-н^о^-кг8-!!3 (Коэффициент корреляции Ъ = 0,96), где Н - глубина, в м; Тек - температура при каротаже, в °с.

Результаты замеров температуры в скважинах показывают, что в изучаемом районе имеем дело с относительно высокой температурой. Характерные аначения температуры пласта для различных нефтегазовых объектов следующие:

- Нижний миоцен (23-й и 24-й горизонты): 2700-3000 м : II0-I20°C.

- Верхний олигоцен(3000-3500 и): 120-135°С.

- Нижний олигоцен(3500-4400 м): 135-155°С.

- Кора выветривания кристаллического фундамента: от 120°С до 160°С и более. (Глубина от 3000 до 4400 м).

В пределах месторождения "Белый тигр" наблюдается повышение температуры пласта на южном, с приподнятым кристаллическим фундаментом свода, по сравнению с северным, с опущенным фундаментом, при одной и той же глубине пласта. Эта разница для продуктивного горизонта 23 составляет 10°с. В пределах одного и того же свода, температура пласта на своде обычно больше температуры на крыльях при одной и той же глубине. Это явление объясняется более высокой теплопроводностью метаморфической породы кристаллического фундамента по сравнению с теплопроводностью вышележащих осадочных пород, что было позже подтверждено результатом замера ее на образцах пород.

В отдельных случаях (скважина БТ-10), при пересечении нарушения скважиной наблюдается резкое повышение температуры пласта, что может служить признаком для обнаружения его в разрезе скважины.

- 29 -

По сравнению с многими нефтегазовыми районами бывшего СССР и соседними бассейнам среднее значение градиента температуры в !ШБ является повышенным: 3;0-3,1°С/Ю0 м. Наблюдается общая тенденция увеличения градиента температуры с глубиной. Однако, по глубине наблюдается резкое изменение этой величины.

В верхней части разреза '(свиты КЯ.ДН.КШ; примерно до 2000 м) значение интервального градиента температуры составляет 1,5 -2°С/100 м. Исключение составляет припсверхноотная часть, где габлюдается резкое увеличение градиента температуры, связанное ; изменением окружающей скважину среды. Отлояения БХ и ЧТ (шж-шй миоцен и верхний олигоцен, глубшт 2000-3500 м) характери-¡уются более высокими значениями градиента температуры: от 2,5 № 3,0°С/Ю0 м. В пределах свиты ЧК (нижний олигоцен) рассматря-шемый параметр составляет З,0-5,0°С/Ю0 м.

При подходе к коре выветривания кристаллического фундамен-■а градиент температуры монет достигать значения 6*Ю°С/100 м. [аблвдается такяе повшаение градиента температуры в районе пере-ечения разрывных нарушений скваяиной (скважина БТ-10).

Проведенные автором лабораторные исследования тепловых войств образцов пород позволяют впервые в практике нефтегазо-ых работ СРВ получить данные о теплопроводности различных типов ород. слагающих изучаемый разрез. Глинистые породы нижнего шо-ена и олигоцена имеют теплопроводность от 3,05 до 3,83 мКал/ м.°С.с, составляя в среднем 3,2!-3,3 мКал/см.°С.с, песчаные по-эды - от 3,4 до 5,1 мКал/см.°С.с (среднее 4,014,1 мКал/см.°С.с), яевролиты - от 3,8 до 5 ыКал/см.°С.с (среднее 4,2 м1Сал/см.0С.с). эроды кристаллического фундамента тлеют теплопроводность поряд-з 5,5-6,0 мКал/см.°с.с. Наблюдается также слабая тендепция к зеличению'теплопроводности песчаных и глинистых пород по глуше.

- 30 -

По сравнению с соседними осадочными бассейнами юго-восточной Азии, теплопроводность пород МНБ несколько понижена (на 10-15$), что объясняется присутствием большого содержания глинистых частиц в песчаниках, алевролитах и присутствием боны АШоД в разрезе. Последняя способствует недоутготнетт глин, тем самым уменьшает •их теплопроводность.

Из-за отсутствия равномерного отбора корнов в разрезе скважин, в отличав от рекомендованной аарубеаной методика, тепловой поток в скважинах определяется в продуктивных частях разреза, где смеются более полная информация о градиенте температуры, теплопроводности различных типов пород и их мощности в разрезе.

Результаты расчета показывают, что значение удельного теплового потока в сюшинах ШБ меняется от 0,72 до 2,03ж Кал/см2.с, что по существующей в Юго-восточной Азии классификации относится к "нормальной" (от X до 2 т Кал/см2.с) н "низкой" (менее I ' ми Кал/см^.с) категориям. Однако не наблюдается равномерного распределения удельного теплового потока до всей акватории МНБ. По значения удельного твидового потока могло разделить изучаемый район на два участка с разным характером теплового поля: . центральную и северо-восточную часть с "нормальным" (Центрально-кыулонгское и Донгнайокое поднятия) п юго-аапаинуа, бортовую часть МНБ с '"покияенным" (Цептрально-хыулонгская мульда, мульда Диньан и краевые участки бассейна) тепловым потоком.

Со результатам исследования были построены карты среднего градиента температуры, средневзвешенной по мощности теплопроводности пород в разрезе, теплового потока в скважинах для всего МНБ и местороудения "Белый тигр" в отдельности. Приведена "Карта теплового потока Юго-восточной Азии", составленная Комитетом ООН по вопросам углеводородов в Юго-восточной Азии (ССОР) с данными автора по акватории ШБ СРВ.

- 31 -

Комплексной интерпретацией данных о тепловом поле и других видов геологических исследований, проведенной в третьем параграфе. установлена тесная связь меэду тепловым полем и геологическим строением и нефтеносностью района. В региональном масштабе всего 1ЛНБ наблюдается приуроченность зон о повышенным уделышм тепловым потокам к участкам с наиболее активной тектонической деятельностью (складкообразование, присутствие системы разрывных нарушений, приподнятый кристаллический фундамент и т.д.). В пределах местороадения "Белый тигр", как видно из представленного профиля, наблюдается также доводьно четкое повышение тепловых характеристик к районам приподнятого кристаллического фундамента с системами глубинных разрывных нарушений. Как было отмечено выше, наблвдается.таяже резкое повышение температуры в скважинах и ее градиента вблизи разрывных нарушений.

В региональном масштабе всей акватории Юго-восточной Азии, ШБ, а также в детальном масштабе месторождения "Белый тигр", наблюдается четкая закономерность присутствия углеводородов в районах с "нормальным" и "высоким" удельным тепловым потоком ( кал/см2.с). Перспективность нефтеносноотн участка оса-

дочного бассейна с "низким" тепловым потоком I мк Кал/см2, с. невысока.

Результаты исследования служат основанием для рекомендации (в четвертом параграф) данных о тепловом поле к использованию при решении различных вопросов нефтегазовой геологии, в частности, при изучении геологического строения и перспективности нефтеносности МНБ.

- 32 -

Глава 5. Адаптация и усовершенствование методики изучения геофлюидальных давлений по данным геофизических исследований в скважинах и результаты ее применения в условиях Меконгского нефтеносного бассейна Социалистической Республики Вьетнам

Важность проблемы изучения геофлюидальных давлений в МНБ связана с присутствием в разрезах ряда скважин зон АВВД, которое вызывают большое затруднение при бурении и эксплуатации скважин.

рервнй параграф посвящается вопросу состояния изученности и задачи по изучению геофлюидальных давлений в недрах МНБ.

Вопросом использования данных ГКС для изучения геофлюи-дальных давлений в МНБ впервые занимались Дергунов Э.Н., Н.Т. Шан, Н.Д.Хой... и автор представленной работы в период 19831986 гг. Отдельные сведения о давлениях в скважинах были отмечены в отчетах специалистов компании Деминекс (ФРГ).

На основании проведенных исследований на имеющихся к тому моменту времени материалах, вышеупомянутые исследователи пришли к выводу о возможности применения данных ГИС, в первую очередь, акустического и плотностного гамма-гамма каротажа (АК и ГГК) для решения поставленной задачи. Между прочим, как правило, во всех скважинах изучаемого района методы АК и ГГК проводятся только в ограниченных перспективных в нефтегазовом отношении интервалах, а по всему стволу скважин имеются только материалы стандартного электрического каротажа и частично, ГК и НТК. Очевидно, что с точки зрения практического использования, весьма необходима адаптация, усовершенствование методики изучения гео-флюидальных давлений по данным электрического сопротивления глин к конкретным условиям МНБ.

Содержание работы по адаптации и усовершенствованию методики относительного сопротивления глин в изучаемом районе, что

составляет основное содержание второго параграфа, заключается в определении удельного сопротивления глин по стандартному каротажу, определении удельного сопротивления пластовой(поровой) воды по методу ПС, учете неоднородности пород в разрезе при определения плотности их и установлении связи мезду величина:.® АВЛоД и АВВД с цельп прогнозной оценки последних.

Для определения удельного сопротивления глпн ^рп.гл, попользованного при расчете относительного сопротивления (Рп,гл), по данным результатов обработка материалов ШЗ п ПК в продуктивных, интервалах разреза, где имеется полный комплеко 1Т1С, установлена зависимость между кажущимся сопротивлением по стандартному каротажу (рк,гл) и истинным сопротивлением глот (рп,гл) по методу ЕКЗ и Щ. Эта связь для глинистых пластов с ггадчостьа более 2 м довольно тесная и тлеет вид: ^н.гл = 0,89 • рс.гл (Коэффициент корреляции 0,94).

Высокое значение коэффициента корреляцта мсдду^ртс.гл п рл.гл позволяет попользовать эту связь для определения удельного сопротивления глин по стандартному каротатсу (при Н> 2 и) с последующим его использованием для расчета поровнх давлений з скважгаах.

На основании сопоставления результатов лабораторного определения минерализации пластовой .воды, полученной прз пегшта-пяп пластов и определения ео по методу ПС, било установлено значение "ллтологлческого коэффициента" кпо при 20°С для пород-коллекторов изучаемого разреза: Кпс,20 = 70 мз. При степ значении различно в определения минерализация по методу ГНС и по анализу проб воды незначительно. Как было сказано визе (глава 3), лабораторным путем установлено также значение переходного коэффициента от ре к рф, которое используется прн опреде-

- 34 -

лении минерализации пластовой воды по методу ПС.

Анализ характера изменения плотности горных пород в скважине 15 С (Деминекс) по материалам ГГК показнвает, что до глубины 2000 м (кровля глинистой пачки "роталия") плотность глинистых и песчаных пород незначительно отличается друг от друга. А с глубины более 2000 и, в связи о появлением в разрезе прослоев уплотненных алевритовых пород, плотность песчано-алевролитовых пород сильно отличается от плотности глин.О учетом мощности уплотненных прослоев, примерно до глубины 2500 м можно использовать вместо средневзвешенной плотности горных пород средневзвешенную плотность глин, как вто рекомендуется в общей литературе,' а о глубины более 2500 м необходимо ввести учет влияния неоднородности пород разреза. С этой целью на основании обобщения материалов ЦК в скваашах 15А,15В,15С,158 была построена специальная номограмма. Последняя состоят из осред-ненных кривых рзменення средневзвешенной по мощности плотности и крнвих изменения олоиотой глинистости разреза по глубине. Причем кривые плотности били построены для песчаных и глинистых пород, а кривые слояотой глинистости - отдельно для оква-, жин, расположенных на оводе н на крыльях месторождения "Белый тигр", где по общему представлению содераа^ие глин в разрезе должно отличаться друг от друга. Искомые значения плотности горних цород, используемые для расчета поровых давлений по методу вквавалентной глубины, определяются по формуле:

бгп = Кгл.ол • 0гл + (I - КТл.слЬ бп, где бгл и бп - соответственно средневзвешенные плотности глинистых и песчаник цород (на глубине определения давления На и еквивадентной глубине Не);

Кгл,сл - коэффициент слоистой глинистости части разреза - до этих глубин.

- 35 -

. Сравнение результатов определения порогах дззленяа глин по внпеизлоааняоЯ уеоззрзепотвовапзоЗ мэтсдпге стпссятэльного сопротивления а по друга.? гголого-гес-'лзн-тескаи глэтодеп (АК.ГГК, (¿-экспонепт) показывает, что в аа<гео*гиеззо:1 отпсп-пзл положение зон АВПоД в рззрэза по разню,I кэтодзм почта полное г^п совпадает. Что касается голячествепной ецзлет эйзчеся АЕПоД, то в верхней часта, пряурочскксЗ к г.ггйс?М га*п:э "ротйлпл", данные методов отаесятсльного сояротзгзя^кпя п АК» ГТК передо сгодятся. А з нжетеЗ эсяо АВПоД, прзурочег'то* п пздегзэ ггггпзго кпоцвва и верхнему оллгоцеау, зкачекая порока дззлсзтД, епрадалешаяс по АК а ГГК сястематачесгл больго, "см по .•:*?сд,~ относительного сопротивления. Это рззлппэ обглезязтся' р^ззга пегллгг-да.а влияниям геолого-гоофгаячестаг уоло-г:3 пз доютэ нзтедп АК л ГГК, в частности, влиянием газспрсетяетая з с&з&яяах.

Рассмотрение результатов опредагенял аорозиг давлений (по данным ГАС) а пластовых давлений (по данным пепытаяая) более 20 разведочных скважин Стг^тлЯ рэраграф) .показывает, что а МНБ зоны с АВПоД в глинах присутствуя? в довольно больплх няторвалах глубин, начиная с верхней частп нижнего I«сцена к ксячоя в нижнем олигоцене, частично, В то г.э время ост с АЕПЗ в коллекторах паблядагтея тольков отлояеяаях герхлего олкгоцэна скважин, расположенных в погруженных частях ,.:естсрс.тдс;гля "ЕолнЙ тигр". На других месторождениях и структурах зоны АВПП. но всегда наблюдаются, несмотря на присутствие зон АВПоД,

Для прогнозной оценки значогшя А1Щ в коллекторах верхнего олигоцена местороздеяия "ЕелыИ тигр" по расчетнам зпачепиям поров их давлений в глинах,установлена зависимость ме:гду АВПоД и ЛГГи', которая р;.'еет еид:

?пл = Г ,0'Ь • Гпор (^о^дг-лент корреляция равен 0,90).

- 36 -

На самой деле, в первом приближении можно принять Рпл №

Рпор.

В четвертом параграфе для выяснения причины возникновения, развития в разнообразия картин изменения АВПоД и АВГЩ в скважинах МНЕ, рассматривается влияние различных геологических факторов на их значения. Наиббльшее влияние на величину аномально высоких гоофятапалаист давлений, оказывают мощность глинистых пластов, соотношение по мощности между глинами и песчаниками, степень их переслаивания, глубины залегания глин,.характер объема песчаных тел и т.д. В меньшей степени оказывает влияние также тепловое воле (тепловой поток, температура...).

В пользу теории о гравитационном происхождении аномально высоких геофлюидальных давлений на МНЕ могшо привести следующие факты:

- зоны АВПоД и АВЦД наблюдаются только в периоды активной тектонической деятельности, какими являются нижнемиоценовое и олигоценовое время (ездя по многочисленным складкообразованиям, присутствию системы нарушений, оильной фациальной измончшзооти пород...). А в периоды более спокойной геологической обстановки бассейна (судя по почти горизонтальным залеганиям пород и их прядержаннооти по мощности на большом расстоянии, отсутствию разрывных нарушений...), какими .являются ореднемиоценовое, верхнемиоценовое, плиоценовое в четвертичное времена, зона с АВПоД

и АБПД отсутствует.

- Цряыая вависпмооть значений АВПоД от глубины залегания

■ -

глинистых пластов.

- Приуроченность 8он о АВПоД к мощным глинистым пластам и прямая зависимость значений АШоД от величины мощности глинистых пластов. ■ ' , -

Отсутствие зон о аномально высокими геофлюидальными давле-

- 37 -

нняии в верхней части разреза(овиты КЛ,ДЦ,Кш)обусловлено, о одной стороны, теп, что в втот период времени тектоническое колебание дна бассейна стало мэйео интедсившш, о чем свидетельству-от фактическое отсутствие складкообразования, нарушении, относительная однородность пород разреза; 0 другой стороны, отсутствие зон АВЛоД и АВОД в отой части разреза объясняется такае низким содержанием глин (слопстая глинистость 40$) и высоким содержанием песчано-алевролитовшс пород в разрезе. Меньшие значения нагрузки выиелзкают пород и невысокое тепловое воздействие, связанные о небольшой глубиной залегания пород этих свит такяо не-Злагоприятны для образования зон АВПоД и АВЦД.

Наличие зон АВПоД в свитах БХ (юютпй гпоцсз) и ЧТ (перх-шй олигоцен) обусловлено болов пкггвнц'.а тектоническим:: деияс-шямя дна басоойна в етот период, о чеа свидетельствуют резкая £ациальиая изменчивость'разреза, резкое пзмепенно мощяоетп пластов, складкообразование и падцтаа систсгяд нарушений в этих отло-:21шях. Благоприятны образованна зен АВПоД такза вцеокоо содор-гзнло глин в разрезе (более 60,2) присутствие {.здшх глитшзтше иастсв, более сильноэ тепловоз воздействий, больпая нагрузка )т выззлегают пород, обуслоплешгнс большей глубиной залегания.

Наконец, промежуточной значение градиента норовых давлений [порядка 11,0-13,9 КПа/м) в отлогостях свиты ЧК (ишянй олиго-ден) объясняется небольшой снороотьп опускания дна бассейна в гачальной стадии его образования а небольшш промекуточтяд (БЗЗ) ¡одорганлем слоистой глзппстсстя в разрезе.

Образование АВДЦв коллекторах обусловлено присутствием юны АВПоД во вмещавцхх глинистых породах. Об этом свпдательс?-|ует тот факт, что в изучаемых сквакинэх существование зон АВЭД I коллекторах всегда сопровождается присутствием АВПоД во вмещз-|щих глинам а не. наоборот. Однако, АВПоД в глинах смогут выэ-

-Зевать АВВД г коллекторах дкиь прц определенных условиях: значение поровах давлений достаточно велико и коллекторы имеют ограниченный замкнутый объем. По-вадимоцу, етим условием обусловлено разнообразно соотношений мевду АВПоД а АВЦД в разрезе н но пдосцади изучаемого райода.

По результатам цопыханая скважва видно, что в ШШ до сих нор зоны о АВВД наблюдаются только в коллекторах верхнего олиго-цена тех окважзщ, которыз расположены з погруженных частях мео-тороадешш "Белый ткгр". А яа гиком, более приподнятом своде и на многгх другсх участках бассейна зоны АВЦД отсутствуют, несмотря на присутствие ос»: АВПоД.

Отсутствие абцд в верхнем олвгодвне скважин, расположенных на южном, более приподнятом своде месторождения "Белый тигр", объясняется яиэкцмя значениями АВПоД (от 14 до 16 КПа/м), которые обусловлены низкой содержанием глин я отсутствием мощных глинистых Пластов в разрезе. Это, в овою очередь, было вызвано более высоким положением етнх оквавгк на структурном плане месторождения во время осадксяшковления пород.

И ваконец, щзисутствие зон АВЩ в коллекторах только в. верхнем олнгоцене разреза месторождения "Белый тигр" объясняется ограниченностью ц замкнутостью песчаных те- верхнего олигоце-ва вследствие сильного литолоютескогр выклинивания их, что не наблюдается в миоценовых я щжнеолягоцецовых отложениях.

В конце главы (Д2Ц££Ш$_&) даны рекомендация по практическому применению результатов изучений геофлюидалышх давлений в нефтегазовых работах на МНБ,

- 39 -

■ Глава б. Повышение эффективности использования данных геофизических исследований скважин в комплексе с другой геолого-геофизической информацией при корреляции разрезов скважин ¡Аеконгского нофтз-носного бассейна

В первом параграфе главы отражены соотояние изучеггаеота и задача по разработке методики использования данных ГНС в мопп лексе с другой геологической информацией при корреляции рззрт-зов скважин ЩБ.

Вопросом корреляции разрезов скважин МНБ в разное время занимались Н.Т.Шан, Н.В.Дык, Л.В.Кы, Ч.Л.Донг, И.Зао, Х.Д.Тьсз, Шумихин Е.П., Журавлев В.Л., Дергунов Э.П., Сулейманов Ш.А., В? лиев U.M., Волиена Э.Б., Коженьков В.II., Шенберг A.A., Носеиь-ков Н.Э. и др. Этот вопрос также был отражен в отчетах специя-листов нефтегазовой компании Демипекс (ФИГ). ' •

Решение вопроса корреляции разрезов скважин в изучаемом районе осложняется тем, что, с одной стороны, геологические yc-t ловия чрезвычайно сложны: полное или- частичное отсутствие руководящей фауны во многих частях разреза, сильное изменение условий осадконакопленля пород', которое приводит к резки! фациаль-пой изменчивости одноименных объектов, отсутствие необходимого количества реперов для корреляции и т.д. С другой стороны, корреляция разрезов скважип осложняется тем, что разроз мало а неравномерно изучеп, что связано с недавней историей нефтегазовых работ в районе и со спецификой морских буровых работ.

В изучаемом районе до сих пор отсутствует также обоснованная методика использования данных Б!С в поглшекез с другой информацией при сопоставлении разрезов скважин. Обычно при выполнении этой работы использование материалов ГИС ограничено лись-впзуальным сопоставлением кривых стандартного электрического ка ротажа по конфигурации без всякого глубокого количественного

анализа.

В силу вышеперечисленных объективных и субъективных обет ятельств, решение вопроса корреляции разрезов скважин на пзуча емом районе часто неоднозначно, порой сугубо ошибочно. Это осо бенно часто происходит при сопоставлении разреза бурящейся скв нины о заранее пробуренными, когда, как правило, объем геолого геофизических материалов весьма скромный.

Во втором параграфе разработан новый подход к использова нив материалов ГОС при корреляции разрезов скважин. В отличив от существующей методики, где в качестве основных' материалов для корреляции используются щ>ивые стандартного электрического каротажа, в предлагаемой методике используются новопостроенные кривые изменения физических свойств однотипных пород в разрезе в частности, кривые изменения удельного сопротивления глин по глубине. Сущность предлагаемой методики 'заключается в следуйте;

1. По материалам ШС (главным образом, ГК и ПС) выделяются в разрезах скважин глинистые пласты.

2. Для каждого глинистого пласта по кривой стандартного каротажа определяется значение кажущегося удельного сопротивления глинок,гл. На основании полученных данных построить кривы; изменения кажущегося сопротивления глин по глубине ^к,гл= ^ (I

3. В скважинах, где имеются достаточно уверенные результг ты разбивки разреза по стратиграфическим единицам на основании других геолого-геофизических материалов, провести сравнение построенных кривых с данными о стратиграфической принадлежности с целью выяснения связи мелзду ними. Наличие тесной связи медду нр ми (по средним величинам сопротивления, по диапазонам его изменения, по конфигурации*ре$ой)товорит о возможности использования параметра для корреляции и наоборот.

4. Црп наличии тесной связи между физическими параметрам?

- 41 -

стратиграфической принадлеяностью пород разреза,, провести подобное ош;са!шо закономерности изменения параметра ^к, гл каче-гвеяно (конфигурация кривых, другие качественные признаки) и шгаественно (характерные средние воличиш, диапазон изменения »ракетра ,гл...). Содержание-описания слупит эталоном для ¡опознания стратиграфической принадлегности различных частей 1зреза п других сквазкнах, которые с опое тавляптсл.

5. Провести разблвет разрезов екваит по кривим изменения дуцегосл сопротивления глин с глубиной ^к,гл (П) на отдель-о стратиграфические единпцн и сопоставить разрезы мзцду собой, п стом руководствоваться выявленными закономерностями в п. 4,

6. Прпвлочсяцо всех других данник геолсго-геофпзичесгах, ровш и прсмислових материалов, имевшихся к моменту сопоставил для проверки и уточнения получешшх результатов.

По сраспэпнэ с супестврщой методикой корролятсш с помозьп пяое стандартного глротагл, предлопещая па:.а $.'.этсдзка имеет ; прегалуцеотв. К шш относятся:

Во-первых, кривая стандартного карстагл отражает изменение ¡упегося сопротивлипш всох'типов пород по глубнло. По копфл-)ацгга, и з особенности, по величинам электрического сспротзв-яя, прпвцэ стандартного глротагл менее ссязапн со стратнгра-ссксЯ прзпадлеаюстьэ пород по сравнения с кряЕшя изменения ротлвленяя только глин по глубтщо, т.к. удалыдео сспрогавло-оаЕПсит не только от минерализации аяаотозкг вод, по п от ого гапа пород, пх ¡.иперзлогпчеопего ссстапа, коллекторов Лота, присутствия нртаесса и т.д. А по пло^адз ::з-за сп.шгсЗ зальной изменчивости пород, пх сопротиаление того сплыто пз-чется. Это создает дополтгатблькыз затруднения при сопоставле-разрезов скважин по кривым стандартного каротаяа.

Ч билу этого, обстоятельства, применение новопоотроенных

- 42 -

кривых рк,гд = | (н) Еместо кривой стандартного каротажа при корреляции разрезов скважин подобно процессу фильтрации, который позволяет из общей картины изменения сопротивления с глубиной вцдеднть только ту информацию, которая наиболее тесно связана' со стратиграфией'разреза. Тем самым значительно облегчается процесс корреляции.

Во-вторых, при корреляции скважин по кривим стандартного каротажа в основном используются качественные признаки сходства, такие как, конфигурация кривых, взаимоотношение различных типов пород в разрезе, характер изменения мощности и т.д. Количественные признаки фактически не используются.

А при корреляции разрезов скважин по кривым ^Э к, гл помимо качественнцх признаков сходства, в качестве основных.аргументов для сопоставления используются количественные признака: пределы изменения какущесося сопротивления, его средние значении, Характерные для каждой стратиграфической единицы. Применение количественных прианаков для корреляции делает ее результаты более обоснованными и объективными.

Е-тротьих, простота выполнения и достаточно обоснованные результаты корреляции делают предложенную методику особенно эдефективной при решении оперативных задач в щк -вссв бурения.

■ К недостаткам предложенной методики относятся: невозможность учета присутствия н характера других типов пород в разре-Ье, невозможность ее применения при незначительном различии физических свойств однотипных пород различных стратиграфических }фннадлежностей. Для повышения ее эффективности рекомендуется использовать предложенную методику.в комплексе с другими методами.

Применение предложенной'методики в комплексе с дашшми о гаофлюидальных давлениях при корреляции разрезов скважин Некою

- 43 -

ского бассейна (третий параграф) позволяет помимо репера, приуроченного к глинистой пачке "роталия" (граница средний - нижний тсюцен) выделить еще два репера регионального характера, приуроченных к граница!» шиоцен-миоцен (мсзду свитами КЛ-ДН) и миоцеп-олигоцэп (мезду свитами БХ и ЧТ).

По вышеизложенной методике была построены схемы корреляции разрезов сквазот для месторождения "Белый тигр" к всего МЧБ з цолом. Сравнение построенных схем о существующими показывает, 1То в ряде случаев удалось обоснованно уточнить положения стрз-гиграфзчеспих грашц в разрезах слзажин.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Осиовные результаты диссортации сводятся к следующему:

1, Разработана петрофкзпческн обоснованная методика интер-1ретацгш данные П!С, получаемых из скважин МНЕ.

Для ятого проведены лабораторные исследования физических ¡войств образцов пород и жидкостей, обобщены я обработаны дан-шэ на ЭН,1,в результате чего были установлены вмпиричэскиэ зави-¡имости типа*кэрн-геофизика*для пород каждого (за кс1их\штем :оры выветривания) из нефтегазовых объектов изучаемого разреза, [утем комплексной обработки данных ГНС, петрофизики и результатов испытания скважин бшш установлены также значения ряда ис-' :одных данных (критерии коллекторов по пористости и глинистости, :ритерии нефт9-(водо)насыщения пластов, характерные значения фи-ическнх и астрофизических параметров для различных типов пород :аждого из нефтегазовых объектов и т.д.), которые служат основой для обработки катерналов ГОС.

2. Разработана и рекомендована для 1/КБ новая методика кор-еляцли разрезоЕ скважин по физическим свойствам однотипных но-од в разрезе. Б отличие от существующей методики; где в качеет-

- 44 - '

ве основного материала для сопоставления используется кривая стандартного каротажа, в предложенной методике рекомендуется кривая изменения физических свойств однотипных пород, в частности, удельного сопротивления глин по глубине. Результаты практического применения методики в условиях ШБ показывают ее высокую геологическую вффектевнооть.

3. Детально изучено тепловое ноле ШБ во всех его основных компонентах: температура и ее градиент, теплопроводность горных пород, слагающих изучаемый разрез и тепловой поток в скважинах.

Выявлена тесная связь между тепловыми характеристиками ШБ и его геологическим строением, нефтеносностью, что служит основой для применения данных о тепловом поле в поисково-разведочных

I

работах на нефть и газ на ШБ.

4. Адаптация я развитие существующей методики изучения гео-флюидальных давлений по относительному сопротивлению глин в конкретных геологических условиях изучаемого района, благодаря чему

\ применение данных ГИС для изучения АВПоД и АВВД МНБ стало практически возможным.

В частнооти, была установлена связь между кажущимся (но

стандартному каротажу) и истинным (по БКЗ и ИК) сопротивлениями

для пластов глин, установлено значение "литологического коэффи-20

циента К^ для пород-коллекторов изучаемого разреза, разработана методика учета неоднородности пород в разрезе при определении их плотности, установлена корреляционная связь между расчетными значениями АВПоД в глинах и фактическими значениями АВВД, полученными при испытании в коллекторах верхнего олигоцена месторождения "Белый тигр". Последняя является основой для практического использования метода ГИС при прогнозной оценке АВПД в коллекторах верхнего олигоцена скважин, расположенных в погруженных частях месторождения "Белый тигр".

- 45 -

5. В результате применения разработанной методики комплексной интерпретации данных прогаслово-геофизическпх, петрофизичес-кнх и термобарических исследований в ШШ'вообще и на месторождении "Белый татр", в частности, были получены следующие новые геологзчаскяо результата:

а - Дала оценка перспективности пефтегазопосностн изучаемого разреза по глубине. Перспективность нофтегазоносности тер-рягегшой части разреза в основное смеется в интервале глубины до 4000 м • Глубже этой глубины в салу резкого ухудшения ^альтрациопло-емкостных свойств пород, перспективность нефтеносности террнгештой части разреза значительно уменьсается. В этой части разреза перспективность поисково-раззедочных работ па двфть а газ в основном связана с трещиноватшл коллекторам метаморфических пород коры выветривания кристаллического фундамента.

б - Выявлены наиболее перспективные в нефтегазовом отношены участки шй>: центральная и северо-восточная части изучаемого бассейна (Центрально-кцулонгокое и Донгнайское поднятия). Более шэкая перспективность нефтеносности пиеется в юго-западной и 5ортовой частях (Цептрально-кыулонгская мульда и краевые участий баосейна.

На месторождении "Белый тигр" хорошая перспективность неф-?егазоносностн связана с центральной осевой частью северного и гшого сводов, и частично, с северно-восточным крылом северного ¡вода.

в - Составлены карта изменения суммарной общей и эффектпв-[ой .-/.ощностей для каждого пз нефтяных объектов (за исключением :оры выветривания) месторождения "Белый тигр", на которых выявится закономерность изменения мощности по площади и виделяют-;я участки с наибольшей мощностью, а также участки ях выклинива-

ция. Построенный нарты могут слугить основанием для выбора места заложения сшзакин.

г - Впервые в практике нефтегазовых работ в СРВ получены данные о теплопроводности основных типов пород, слагакои разрез нефтегазовых, скважин ШБ путем лабораторных исследований об раэцов пород.

• Построены карты градиента температуры, средневзвешенной теплопроводности и удельного теплового потока для всего Щ5 к иестороадвнзя "Бол^й тягр". Построенные карты дополнязт. существующие в Юго-восточной Азия корты теплового поля давними со акватории ШВ СРВ.

д - рассчитаны значения поровых давлений в глинах дая более 20 разведочных скважин и обобщены, результаты замеров пласто bus давленый во всех сишинах изучаемого бассейна. На основали чего выявлена закономерврсть пяменения геофаяидальпых давлений по разрезу п ко пловдцп. Впервые был откачен яерегиоиалышй зл-рактер распространения АВЦК по площади МШЗ в то время, как прг-сутотвце зон с АВПоД цаблвдается во всех скваяшшх изучаемого

района.

i ■ ' ■

в - Составлены уточненные огеш корреляции разрезов с cía» *

гщ для ЫНБ к мйстороздения "Белый тигр". По новой методике па czeuax корреляции-хорошо просдегавазгся по ьсей пло-^ади изучаемого бассейна 3 репора, прдурочекша к границам "шгаоцен-шоцен •"средний - пихнкй миоцен" и "миоцоа-олЕгоцан". В то время по су црсувувдей ыетодаке четко по плещада изучаемого района выделяет ся только один региональный репер: "средний - шеший миоцен" (мезду свитами КЭ и БХ). В менее выразительной степени выделяют ся на составленных схемах также границы "верхний - средний ¡людей" и "верхний - нижний олигоцен".

6. Намечены пути дальнейшего усовершенствования с целью

- 17 -

разработки рационального комплекса ТИС дан ппучаомоги pnüoin. Огм"ч°на необходимость повытчнся доли нбтог.ов ггротяжей ;ю_! пет-стп 'АК,ГП',ШК), что позволяет значительно повысить геологию-сную рф{ектирнссть ксмплоксп ПК в изучаемом ПссоеРле.

Дальнейшее повышение геологической л ;ч'ож:н;гч^'',ной э1г(чк~ тчрностг геолого~гео'£изпчеср-пх исследований в с1'вп;:инпх Меконг-ского нефтеносного бассейна связано с разрчбсткоЛ и усовершенствованием мптсдикк интерппетании данных каждого из методе?». а также комплексной интерпретации все* дяшплг з итанч»! части раз-рчза, р частности, в шшн'М олигоцене и коре выветривания.

Она также гч>лззнэ с лабораторным исследовании физических и петрофлзиччеких свойств пород в термобаричемсих условиях пласта, разработкой новых и адаптацией существующих программ обработки двпннх геолого-геофизичеоких исследований на ЭВМ для конкретных условий ^еконгского нефтеносного бассейна.

ОСНОВНЫЕ ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Комплексная методика изучения нефтегаго'насыщешюсти

Мс. vircKoro нефтеносного бассейна СРВ по данным промыс.юво-гоо-физических (П1С), петрофлзических и термобарических исследований 1! скважинах.

2. Геологическое строение бассейна и его не^тегазонсс-ность находят отражение в характере распространения теплового поля, характеризующегося "нормальным" и "низким" тепловым потоком согласно принятой в Юго-вссточкой Азии классификации, что создает предпосылки для использования термических исследований в поисково-разведочных работах на нефть и газ.

3. ЛВПоД в глинах имеет региональное распространение,

в то время как АВВД в коллекторах проявляется в локальных зонах ъ пределах верхнего олигоцена и по величене близко к лВПод во вмещающих глинах.

4. Возможность использования удельного сопротивления глин в качестве дополнительного, а в отдельные случаях - как основного признака для корреляции разрезов скважин.

5. Перспективность нефтегазоносности ШБ связана с песча-но-глинистыми отложениями, залегающими на глубинах до 4000 м,

и с трещиноватыми метаморфическими породами коры выветривания кристаллического фундамента. Ниже 4000 м перспективность нефте-газоносности песчано-глинистых отло.жсиий невысока.

СПИСОК

опубликоваяных научных трудов по теме диссертации

1. Использование данных прслисловой геофизики при подсчете запасов нефти и газа месторождения "Белый тигр" шельфа юга СРВ. Журнал "Нефть и газ" СРВ, > 1/196? г., г.Хокол, С.21-3] (совместно с Дергуновым 5.31.).

2. Термобарические условия нефтегазовых екганпн месторождений осадочного бассейна Кнулонг С^к0'!г). "урнал "Нефть и газ" СРВ, 1/1937 г., г.ХаноЙ, С.35-50 (согдавтно « Н.^Гш» и Дергу-

:-ют:м '¿.¡1*.).

3. Изучение сопротивления образцов пород на приборе 1ИЗ>1. Куриал "Пофть к газ" СРВ, '* СЛЫГ, г., г.Ханой, С.23-31.

4. Изучение температур;; и давления кефтегпиогых стлали нельма СРЗ но ;л1терца.с.ам прсгияу.оЕоЯ IеоГизикл. ?с:>ксц док-ла/'а на втсро» научно:: конференции ие£тл1пмов С1\2. г.лоиоа

1.0 ноября г., С.26-27 (совместно с Дергужялм Э.Л. Н.Т.

5. Иэучекяб п^одуктлвн.пс пластов в неТ|ТПгазов1.*х сква-дипх ¡Сь'улонгско!! (.Леконгско:!) впадган по геолого-геофнзлческнм п-:.те~ р-.шлам. Тезисы доклада ча второй научной конференции неМ'янлиоа СРЙ, г.Ханой Сй-30 нспоря г., С.25-25 (совместно с ДерХ^ НОРН!.! О.н.).

о. Подсчет запасов нефти и газа мосторолцтгля "Гелий тигр", состояние на 1 д^табря 1?о5 г. Часть "Гес.^лзические псследова-цич в 01ша:,тш:з:с". •Холдовие материалы СП "Ьъетсовпетро", г.Вулг-тау, СР!', 1;)ЬС г., С.С0-С& (совместно с доргуновим £.:{.).

'.'. !юдсчот запасов неТ.тл и газа-меоторогдения "Велик тигр", состолтиа на Г моя 1988 г. Часть "Геофизические исследования в гкгагганпх". Оондовыо г.ааериалн СП "Вьетсовпетро", г.Вунгтау, о'?/., 10.-с г., С.'30-/5 (согместно с Кокеньковч!! В.П. и Носенько-еым II.Р.).

Е. Буроиис раствори и их влзяиие ну геофизические работы •з ;:кн;;жи'кх Меконгского нефтеносного бассейна. Журнал "Изуть и

СРП, Г 2/1 г., г.Хано:!, С.2-8 •.'со2:.:естно с П.В.Туен, ¡осенькоии: > п л"ои.1Г Суан Ван.}.

9. Иоьч>. подход I: попользоБпин?) материалов протгсловоЛ гес-! пглшт юрролядк.'. разрезов скнуу« Лег.онгокого нефтеносного 5ч«се.1аа ¡гад^а Яго ц-эткзг.'а. Известия Г.'Зов "Перть г газ", V., г.Ваку, ■

- 50 -

Ю. 0 ири-ииах ¿оаышшовония, развитая и рааноойрьаш аио-иалию ыюоы'.х г'ы.^аоцдалшых давлений в разрезах зкнажин Меконг-о кого нефтеносного бассейна я'ллъфа Юга Вьетнама. Известии ВУОоь "Нафи и гаа", № 7/1991 г., г.Баку, С.6-Ю (совместно с Н.К.Ку-ам).

11. Тиндовоо иола Меконгокого нефтеносного бассейна Сохда-алй.пичаокой Республики Бьетнаи и ого связь с геологическим отро • оиивн и ни^тех'аооносиостьи района. "Азербайджанское нефтяное хо-аяНотоо"¿¡[г.,' г.Баку.

12. Единая методика тучения теплового потока в Юго-воо-точлоИ А&ии л первые результаты ив применения на акватории Це-кошскою гафтчнсе.чого бассейыа СИ1. Доклад на научном сешнаре ¡!^1тш.\>:;к л'о научно-исоледоьательского института нефти и газа

(И11111'! по вопросам ивучечия теплового ноля). .'.Ханой, сентябрь, 1905 1 , ТО о. •

/ >

к

/у'

За.;. ЦС Тир- ¡00 Печ л\\ч£.0 Т ип А^Ш 1 м '.I Лии Баку—ГСП. ПрОПКК1 1с1>.ш<1. 24.