Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Научные основы технологии разработки гранитоидных коллекторов нефти и газа

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Научные основы технологии разработки гранитоидных коллекторов нефти и газа"

622.276:622.279

На правах рукописи

ЧАН ЛЕ ДОНГ

НАУЧНЫЕ ОСНОВЫ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ ГРАНИТОИДНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА

Специальности: 25 00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений; 25.00.12 - Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

ииль'7ЭЭ 1

Уфа 2008

003167931

Работа выполнена в Совместном предприятии «Вьетсовпетро» и в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУЛ «ИПТЭР»)

Официальные оппоненты. - доктор геолого-минералогических наук,

профессор

Хайрединов Нил Шахиджанович

- доктор технических наук, профессор Рогачев Михаил Константинович

- доктор технических наук Гафаров Шамиль Анатольевич

Ведущая организация - Общество с ограниченной ответственностью

НПО «Нефтегазтехаология»

Защита состоится 16 мая 2008 г в Ю00 часов на заседании диссертационного совета Д 222 002 01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу 450055, г Уфа, пр Октября, 144/3

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУЛ «Институт проблем транспорта энергоресурсов»

Автореферат разослан 15 апреля 2008 г

Ученый секретарь диссертационного совета

кандидат технических наук и/^—^ ' Л.П Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

Промышленные залежи углеводородов (УВ) в магматических породах фундамента известны во многих регионах мира. Однако доля месторождений, приуроченных к породам фундамента, в общем числе месторождений, обнаруженных в мире к настоящему времени, не превышает 1 %. Такое соотношение отвечает преобладающим представлениям о происхождении нефти, опирающимся, в основном, на осадочно-миграционную теорию, которая обосновывает доминирующую нефтегазоносность осадочного чехла, в то время как фундамент традиционно относится к категории бесперспективных объектов

В последние годы интерес к фундаменту как нефтепромысловому объекту значительно возрос. Это связано как с открытием в нем новых значительных скоплений углеводородов, так и с постепенным истощением запасов УВ месторождений, связанных с породами осадочного чехла

Результаты глубокого и сверхглубокого бурения, проведенного на Кольском полуострове, в Татарии, в Швеции, а также публикации по месторождениям, связанным с породами фундамента, свидетельствуют о том, что фундамент не представляет собой монолитную непроницаемую толщу, а, наоборот, содержит, и порой на значительной глубине от его поверхности, трещиноватые разуплотненные зоны, благоприятные для скоплений углеводородов. В результате поисково-разведочных работ, проведенных на шельфе Южного Вьетнама, за последние годы обнаружен ряд промышленных залежей нефти и газа в породах фундамента на месторождениях «Белый Тигр», «Дракон», «Руби», «Черный Лев» и т д Следует отметить, что доля получаемой углеводородной продукции из залежей фундамента составляет около 90 % от общей добычи нефти страны. Это обстоятельство требует всестороннего изучения магматогенных пород фундамента, их вещественного состава, генезиса, процессов вторичных изменений, т е построения модели коллекторов, исследования характера распределения и формирования трещинных систем, выявления закономерностей форми-

з

рования и размещения залежей, разработки критериев оценки перспектив неф-тегазоносности и основ эксплуатации залежей УВ в коллекторах «нетрадиционного» типа, развитых в фундаменте изучаемого региона

В основу диссертационной работы положен проанализированный автором в период 1981-2007 гг. материал, представляющий собой обобщенные результаты производственной деятельности Петровьетнама, СП «Вьетсовпетро» и особенно его структурного подразделения «НИПИморнефтегаз», зарубежных морских нефтегазопоисковых предприятий и фирм, выполнявших на контрактной основе по заданию СП «Вьетсовпетро» («Дальморнефтегеофизика», «Же-ко-Пракла», «SSI», ЦГЭ) различные производственные и тематические работы, а также материалы, полученные из публикаций или предоставленные организациями, занимавшимися геологическим изучением шельфа Вьетнама и прилегающих к нему акваторий

Анализ и обобщение фактического материала выполнены лично автором или под его руководством в рамках проводимых Вьетнамским Институтом Нефти и Газа и НИПИморнефтегаз ряда тематических научно-исследовательских работ, научным руководителем и ответственным исполнителем которых автор являлся в течение 20-ти лет

Целью работы является установление закономерностей размещения залежей нефти и газа, разработка критериев прогнозной оценки перспектив неф-тегазоносности и создание научных основ систем разработки трещиноватых коллекторов фундамента шельфа Южного Вьетнама.

Основные задачи исследований

1 Выявление состава и строения фундамента, создание современной гидродинамической модели развития шельфа Южного Вьетнама

2 Разработка модели фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов, основных процессов, определивших их образование, в гранитоидах шельфа Южного Вьетнама

3 Выявление закономерностей размещения залежей УВ в магматических породах фундамента

4 Создание геолого-технологических основ разработки залежи нефти и газа фундамента шельфа Южного Вьетнама (на примере месторождения «Белый Тигр»).

5. Установление принципов и проведение анализа систем разработки залежи в трещиноватых гранитоидных коллекторах месторождения «Белый Тигр»

Научная новизна

1 Доказано, что гранитоидный фундамент является нефтегазосодержа-щим объектом Выявлен особый вид коллектора в гранитоидах, отличающегося от терригенных и карбонатных коллекторов и требующего нетрадиционных подходов к разведке и разработке залежей нефти и газа.

2 Определены геологические факторы, контролирующие формирование залежей нефти и газа в фундаменте шельфа Южного Вьетнама.

3. Разработаны научные основы и построены геологические модели формирования залежей нефти в гранитоидных коллекторах

4 Созданы геолого-технологические основы разработки и построены гидродинамические модели эксплуатации залежей нефти в фундаменте Южного Вьетнама

5 Предложен и научно обоснован нетрадиционный метод разработки уникального объекта фундамента, не имеющий аналогов в мировой практике.

Практическая ценность результатов работы

1 Основные научные результаты диссертационной работы легли в основу проекта разведки месторождений шельфа Южного Вьетнама.

2. Предложенная система разведки нефтяных залежей привела к открытию целого ряда месторождений в фундаменте шельфа Южного Вьетнама.

3 Созданы геолого-технологические основы и система разработки месторождений фундамента, не имеющие аналогов в мировой практике, которые позволили в целом значительно эффективнее разрабатывать месторождения шельфа Южного Вьетнама «Белый Тигр», «Дракон», «Черный Лев», «Заря»

Апробация работы

Основные результаты исследований, представленные в работе, докладывались на- конференциях, посвященных 10-, 15-, 20-, 25- и 30-летию образования нефтяной отрасли Вьетнама, г Ханой, 1985 г, 1990 г, 1995 г., 2000 г и 2005 г;

- 2-ой геологической конференции Вьетнама, г Ханой, 1984 г,

- 2-ой геологической конференции Индокитая, г. Ханой, 1991 г.,

- Международном симпозиуме комитета по анализу кернов, США, 12-14 сентября 1995 г,

- 2-ой научно-технической конференции, посвященной 850-летию г Москвы, г Москва, 1997 г.;

- 9-ой международной конференции по коллоидным исследованиям, г София, 1997 г,

- конференции по механике нефти Вьетнама, г. Ханой, 1997 г;

- Международной конференции «Petroleum system of SE Asia and Australasia», Jakarta, 21-23 мая, 1997 г;

- конференциях, посвященных, 15-, 20-, 25-летию образования СП «Вьет-совпетро», г Ваунгтау, 1996,2001 и 2006 гг.,

- Международной конференции по геофизическим исследованиям скважин, г Москва, 1998 г,

- IV Международной научно-практической конференции «Чазарнефтега-зятаг-2000», г Баку, 10-13 октября 2000 г,

- 2-ой Международной конференции «Геодинамика нефтегазоносных бассейнов», г. Москва, 19-21 октября 2004 г,

- научно-практической конференции в рамках VII Российского энергетического форума, г Уфа, 2007 г.

Публикации

Основное содержание работы изложено в 85 научных статьях в российских и зарубежных изданиях, в том числе в двух монографиях

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, десяти глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 200 наименований Изложена на 300 страницах машинописного текста, содержит 20 таблиц, 60 рисунков

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы, сформулированы цель работы и основные задачи исследований, показаны научная новизна и практическая ценность работы.

Первая глава посвящена изучению геологического строения шельфа Южного Вьетнама. Шельф Южного Вьетнама является частью Индосинийско-Зондской переходной постепенного наращивания континентальной коры за счет процессов аккреции и последовательного причленения разновозрастных субдукционных комплексов к Азиатскому континенту. Особенности формирования коры переходного типа, занимающей промежуточное положение между типичными континентальными и океаническими корами, обусловили сложную петрологию и разнообразие вещественного состава пород фундамента, образующих гетерогенный докайнозойский комплекс.

Кыулонгская впадина площадью около 30000 км2 со стороны материка ограничивается моноклиналью, а на юго-востоке - поднятием Коншон Поверхность фундамента находится на глубине 6,0 .6,5 км, а в наиболее приподнятых участках Центрального поднятия - на глубине 2,5 3,5 км. Характерной чертой геологического строения впадины является наличие крупных, протяженностью несколько десятков километров и амплитудой до 1500 1600 м, конседиментационных сбросов и сбросо-сдвигов, а также многочисленных более мелких нарушений Сбросы северо-восточного простирания обусловили образование высокоамплитудной горстовой структуры «Белый Тигр» - главного элемента Центрального поднятия

Стратиграфический разрез Кыулонгской впадины включает докайнозой-ский кристаллический фундамент, сложенный преимущественно кислыми интрузивными породами и перекрывающими его терригенными отложениями олигоцена, миоцена и плиоцен-четвертичного времени

В пределах Кыулонгской впадины основным нефтегазоносным комплексом является трещиноватый гранитоидный фундамент — наиболее перспективный объект, дающий свыше 90 % общей добычи впадины Остальная часть углеводородов сосредоточена в песчаниках и алевролитах нижнего олигоцена (второго по значимости нефтесодержащего комплекса), верхнего олигоцена и нижнего миоцена

Результаты исследований показывают, что в пределах исследуемого района можно выделить 5 систем основных разрывных нарушений

Эти разрывные нарушения играют важную роль в расчленении и перемещении блоков фундамента от их первоначального положения.

Во второй главе рассмотрена геодинамическая модель развития шельфа Южного Вьетнама

В основу геодинамического анализа положены представления о том, что эволюция литосферы проходит не через традиционную историко-геологическую пару «геосинклиналь - платформа», а через более глобальные категории, а именно «океан - континент», где геосинклинали и платформы занимают частную позицию (В П Гаврилов, 1986) В соответствии с этими воззрениями полный цикл развития литосферы (геодинамический цикл) состоит из двух этапов океанообразование (океаногенез) и континентообразование (кон-тинентогенез). Те, в свою очередь, распадаются на стадии и фазы.

Континентальный шельф Южного Вьетнама является составной частью обширной Индосинийско-Зондской переходной зоны, простирающейся от Охотского моря до Австралийского континента Его формирование происходило за счет процессов аккреции и последовательного причленения разновозрастных субдукционных комплексов к восточной окраине Азиатского континента, что привело к его разрастанию и выдвижению в сторону Тихого океана

Ослабленные зоны испытывали раздвигающие усилия, по пологим лист-рическим сбросам происходило смещение отдельных блоков литосферы к центральным частям рифтовых долин Эти косопадающие блоки, перекрываясь впоследствии осадками, оказались погребенными, и ныне известны в качестве выступов фундамента, с которыми связаны нефтяные месторождения «Белый Тигр», «Дракон» и др

С учетом предложенной геодинамической модели развития континентального шельфа СРВ следует, что наиболее характерной чертой является широкое развитие рифтов

Подводя итог анализа геодинамической эволюции Зондского шельфа и его части - шельфа Южного Вьетнама, можно сделать следующие выводы

1 В геологической истории Зондского шельфа можно выделить следующие стадии геодинамической эволюции с преобладанием определенного геодинамического режима

- собственно океаническая (спрединг) - девонский и каменноугольный периоды палеозойской эры,

- субдукционная (аккреционная) - пермский период палеозойской эры,

- эпиокеаническая - мезозойская эра;

- рифтогенная - палеогеновый период кайнозойской эры,

- синеклиз - неоген-четвертичный период кайнозойской эры

2 Анализ особенностей геодинамической эволюции Зондского шельфа показывает, что все геологические события, приведшие к его образованию, вполне вписываются в полный цикл геодинамической литосферы Следует только отметить, что анализируемый период геологического развития Зондского шельфа соответствует лишь части полного цикла геодинамической эволюции литосферы, а именно со стадии собственно океанической до платформенной стадии синеклиз.

3 Важнейшей тенденцией в геологической истории развития Зондского шельфа на протяжении последних 300. .350 млн лет (начиная с девонского периода) являлись постепенное отмирание океана и замена его на континенталь-

ные массы Процесс этот продолжается и в настоящее время. Конечным результатом этих процессов являются постепенное разрастание гранитной коры и сокращение океанического пространства

4 Юго-Восточная Азия состоит из множества неоднородных микроплит, относительные движения которых привели к возникновению единой континентальной плиты Неоднократные подвижки микроплит относительно друг друга сыграли большую роль в формировании гранитоидного основания Зондского шельфа

5 Геолого-геофизическими и буровыми работами для шельфа юга Вьетнама установлена региональная нефтегазоносность. При этом большинство выявленных месторождений связаны с рифтовыми впадинами, в которых нефтеносными являются выступы гранитоидного фундамента и перекрывающие их песчано-глинистые терригенные образования кайнозойского возраста

В третьей главе рассмотрены особенности строения фундамента шельфа Южного Вьетнама, который представлен преимущественно гранитоидами (в основном гранитами и гранодиоритами), заметным распространением пользуются диориты, кварцевые диориты, реже встречаются габброиды

Большинство скважин, вскрывших фундамент Кыулонгской впадины, пробурены на месторождении «Белый Тигр» Фундамент этой крупной горст-антиклинальной структуры характеризуется значительной петрографической неоднородностью

Гранитоидный массив «Белый Тигр» - сложное гетерогенное тело, состоящее из различных плутонических пород, образование которых связано с проявлением магматических процессов, разделенных огромными промежутками времени

Согласно разработанной автором модели строения коллекторов, в породах фундамента развиты три типа пустотности

1 Пустотность блоков, состоящая из пустотности матрицы, пассивной внутриблоковой пустотности (первичных межкристаллических и частично вто-

ричных микротрещин дегидратации), а также отдельных пустот (крупных пор, каверн, трещин). Фильтрация в блоках затруднена.

2 Пустотность системы изометрических пор, каверн, микрокарста, мик-ролитовых пустот и т д, обладающей высокой емкостью и пониженной фильтрационной характеристикой

3. Пустотность системы микро- и макротрещин, характеризующейся повышенной фильтрационной способностью. Фильтрационно-емкостные свойства этой системы определяются емкостью трещин.

В связи с тем, что емкостные свойства коллекторов в массиве пород фундамента определяются тремя типами пустотности, логично предположить, что общая проницаемость коллекторов, представляющих по фильтрационным свойствам трещино-каверно-блоковую систему, будет зависеть от соотношения проницаемостей, входящих в эту гидродинамическую систему

Газопроницаемость трещиноватых гранитов иногда достигает нескольких тысяч миллидарси (мД), но в некоторых случаях уменьшается приблизительно до 1 мД (в блоковой части залежи) Но средняя величина проницаемости для всего фундамента варьируется в пределах от 0,2 до 226 мД

Сравнение результатов исследования на керне фундамента дает значение отношения емкостей макротрещино-кавернозных пустотностей к общим суммарным емкостям всех разновидностей пустот (в том числе микротрещин, макрокаверн и межзерновых пор) для всего месторождения от 0,28 до 0,52 (среднее 0,40 мД)

Лучшие фильтрационные свойства имеют трещино-кавернозные граниты Подавляющий объем кристаллических пород фундамента Центрального свода занимают трещиноватые граниты, а гранодиориты широко распространены в западной и северной частях Северного свода

Отмечается тенденция ухудшения фильтрационно-емкостных свойств с глубиной

Проведенный анализ результатов гидродинамических исследований при установившихся режимах подтверждает наличие трех видов пустотности в гра-нитоидных коллекторах, для которых характерны различные проницаемости.

Изучение характера раскрытости трещин показало, что примерно 70 80 % из них обладают слабой раскрытостью и их можно отнести к микротрещинам или имеют закрытый характер (раскрытость ¿0,1 см), остальные имеют раскрытость ОД . 1,0 см, иногда до единиц и даже до десятков метров. Материалы заполнения трещин имеют разнообразные состав и генезис. По виду и составу материала заполнения трещин можно выделить1

- трещины, заполненные материалами магматического происхождения, представленными жилами пегматита, аплита, диабаза;

- трещины, заполненные жилами гидротермального происхождения, представленными цеолитом, хлоритом, кальцитом, кварцем, каолинитом Чаще всего они имеют небольшой размер (1.. 2 мм), достигающий иногда 1. 2 см, высокую плотность развития по всем направлениям и сложное соотношение между собой,

- трещины, заполненные терригенным материалом вторичного происхождения (песком, глиной, алевритом). Они занимают значительное место в пределах исследуемого участка Величина раскрытости трещин различная и в среднем составляет 1,5 . 2,0 см, достигая иногда 20 см.

На основании вышеизложенного можно сделать следующие основные выводы- результаты керновых, геофизических и гидродинамических исследований показывают, что породы-коллекторы в массиве кристаллического фундамента шельфа Южного Вьетнама характеризуются тройной пустотностью,

- фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов фундамента характеризуются высокой неоднородностью Однако можно наблюдать тенденцию увеличения ФЕС по мере приближения к разломам и ухудшения с глубиной,

- поскольку проницаемость коллектора в массиве пород фундамента является интегральной величиной, определяемой вкладом коллекторов с различными типами пустотностей, не существует единой универсальной модели, описывающей связь проницаемости с геофизическими параметрами Поинтер-вальное определение проницаемости возможно, если есть результаты исследования с построением индукционного каротажа (ИК) и кривые геофизических исследований скважин (ГИС) по контролю за разработкой, позволяющие определить поинтервальный дебит,

- достоверная оценка фильтрационно-емкостных свойств коллекторов в породах фундамента возможна только по комплексу гидродинамических, геофизических и керновых исследований.

В четвертой главе приведены факторы, определившие формирование коллекторов в массиве пород фундамента Изменение пород фундамента, приводящее к формированию в них различных видов пустотного пространства, происходило под воздействием множества геологических процессов. Соответственно роли и значимости их можно выделить следующие:

- тектонические движения (главным образом дизъюнктивные нарушения), осложняющие строение структурных элементов и приводящие к нарушению монолитной целостности пород и созданию первичного тренда трещиновато ста;

- геотермические полициклические процессы преобразования магматических тел, главным образом процессы контракции (усадки),

- гипергенезис (поверхностное выветривание, деятельность метеорных

вод);

- гидротермальная деятельность и условия среды ее реализации (наличие проводящих каналов, степень «закрытости» гидротермальной сферы и т.д.),

- минерально-петрографический состав магматических пород и связанная с ним направленность процессов вторичного минералообразования.

Рассматривая доминирующую роль тектонических движений, в частности разрывной тектоники, в формировании участков и зон разуплотнения целостно-

ста кристаллических пород фундамента, следует отметить, что следствием ее деятельности являются образование мощных региональных и локальных трещинных систем, кливажа скалывания и нарушения монолитности пород, что обусловливает возникновение зон интенсивного смятия и дробления магмато-генных и метаморфических образований фундамента.

Активная тектоническая деятельность привела к нарушению монолитной целостности (разуплотнению) пород, характеризующихся высокими филыра-ционно-емкостными свойствами.

Наличие подобных тектонических нарушенных зон способствовало проявлению активной гидротермальной деятельности и интенсификации вторичного минералообразования. Наиболее благоприятными условиями для реализации этих процессов являются преобладание «открытых» трещинных систем в зонах разуплотнения и максимальная степень «закрытости» структур вышележащими флюидоупорами.

В пятой главе выявлены закономерности размещения залежей нефти и газа в фундаменте шельфа Южного Вьетнама. В настоящее время шельф Южного Вьетнама является основным районом страны, в котором сосредоточены вся добыча нефти и основные объемы добычи углеводородного газа, связанным с промышленной эксплуатацией месторождений нефти и газа, открытых в Кыу-лонгской и Южно-Коншонской впадинах.

В геологическом разрезе этих впадин нефтегазопроявления различной интенсивности, вплоть до промышленных притоков, отмечены в широком стратиграфическом диапазоне - от плиоцена до мезозойских пород фундамента.

Основная добыча нефти ведется на 4 месторождениях («Белый Тигр», «Дракон», «Заря» и «Руби»). Месторождение «Белый Тигр» объединяет в своем составе 59 залежей нефти, приуроченных к терригенным отложениям неогена, палеогена и кристаллическим породам фундамента. Месторождение «Дракон» включает в свой состав все нефтяные, газовые и газоконденсатные залежи, установленные на структурах «Дракон», «Восточный Дракон», «Юго-Восточный Дракон». По величине извлекаемых запасов нефти месторождение «Белый

Тигр» относится к крупным, месторождения «Дракон», «Заря», «Руби» - к средним По фазовому составу месторождения «Белый Тигр», «Заря», «Руби» -нефтяные, месторождение «Дракон» - газоконденсатнонефтяное, однако, учитывая незначительную весовую долю газа и конденсата в объеме всех запасов, его также можно рассматривать как нефтяное.

Эти месторождения многопластовые и многозалежные. Наиболее крупные залежи нефти связаны с породами фундамента, в которых образовались массивный (Дракон) и массивно-тектонически экранированный (Белый Тигр, Заря) резервуары.

В настоящее время залежи нефти фундамента обеспечивают более 90 % общей добычи нефти на месторождении «Белый Тигр»

Залежь нефти в фундаменте месторождения «Белый Тигр» приурочена к горстообразному выступу фундамента, сложенному различными по петрологическому составу и геологическому возрасту магматогенными породами

Залежь нефти в породах фундамента этого месторождения контролируется древним выступом, образующим тектонически экранированную ловушку северо-восточного простирания, размеры которой составляют 28x7 км, высота — более 1600 м

С запада и востока выступ ограничен крупными разрывными нарушениями амплитудой от нескольких сотен метров до 2 км, по которым с ним контактируют осадочные породы нижнего и верхнего олигоцена Выступ фундамента рассечен серией субмеридианальных разломов на ряд крупных блоков

Нефть залежи фундамента содержится в замкнутом резервуаре с неравномерной нефтенасыщенностью разреза

За счет макро- и микротрещиноватости существует сообщаемость различных зон и участков, которые образуют единую гидродинамическую систему В то же время месторождение множеством нарушений разбито на блоки, в связи с чем в некоторых из них могут быть встречены самостоятельные изолированные залежи с различными по глубине нижними ограничениями В преде-

лах каждого такого блока залежь имеет массивный характер, но для фундамента в целом более подходит определение залежи как массивно-блоковой

По результатам изучения разреза фундамента в скважинах можно сделать вывод, что петрологический состав пород, наряду с тектоникой, также является показателем их продуктивности, которая зависит не только от степени трещи-новатости пород, но и их вторичного преобразования

В вертикальном разрезе породы фундамента на месторождении «Белый Тигр» подразделяются на две части, верхнюю с более высокой плотностью трещин и нижнюю с меньшей насыщенностью трещинами

В пределах разбуренных зон участки с высокой степенью трещиновато-сти занимают 19,0 % в объеме пород, а содержащиеся в них запасы составляют 84,5 %. Доля запасов нефти в породах с макротрещиноватостью участков с высокой степенью нарушенности составляет 74 % В слабонарушенных участках коллектор занимает около 10 % в объеме пород, а доля запасов в них достигает 15,5 % Объем пород ненарушенных участков составляет 71 %

В формировании и сохранности залежей углеводородов важнейшая роль принадлежит покрышкам, их свойствам и особенностям распространения по площади. Покрышками являются глинисто-аргиллитовые толщи пород нижнего миоцена, верхнего и нижнего олигоцена толщиной не менее 20 м без примеси песчаного материала От толщины покрышки, ее состава, экранирующих свойств и особенностей распространения во многом зависят нефтегазоносность фундамента и положение верхней границы залежей нефти

Сложнее обстоит вопрос с определением нижней границы залежей нефти фундамента

На месторождении «Белый Тигр» появление воды в фундаменте отмечено только в одной скважине (БТ-110), расположенной на Северном своде Вода по физико-химическим свойствам отличается от закачиваемой, отмечена на глубине ниже 4500 м после длительной эксплуатации залежи

Основываясь на приведенных фактах, а также результатах интерпретации сейсмических материалов, можно сделать вывод, что положение нижней гра-

ницы нефтегазонасыщения пород фундамента на месторождениях шельфа Южного Вьетнама контролируется особенностями распространения коллекторов по разрезу их фильтрационно-емкостных свойств По этой причине поверхность водонефтяного контакта (ВНК) в фундаменте может иметь сложную форму, и он может быть встречен на разных глубинах даже в контуре одной и той же залежи

По величине избыточного давления для залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» (X В. Куи) положение ВНК можно прогнозировать на глубинах более 500 м, т.е. ниже замка структуры на 550 м

Из этого можно сделать важный вывод о том, что нефть в фундаменте может аккумулироваться не только в приподнятых частях, но и в пониженных участках структур, если имеются условия для образования трещиноватости пород, и зоны трещиноватости перекрыты качественной покрышкой, т е структурный фактор не является преобладающим. Одним из вероятных таких участков является зона, расположенная вдоль разрывных нарушений, протягивающихся от месторождения «Белый Тигр» до месторождений «Дракон» и «Заря»

Ведущим фактором, определяющим размещение залежей нефти в породах фундамента, как показывают результаты исследований, является наличие разрывных дислокаций

Из вышеизложенного приходим к следующим основным выводам.

1 Фундамент рассматриваемого региона является одним из основных нефтегазоперспективных объектов проведения поисково-разведочных работ

2 Залежи нефти шельфа Южного Вьетнама размещаются в резервуарах, пространственное положение которых контролируется, в основном, зонами развития пород-коллекторов, поэтому нефть может аккумулироваться как в повышенных частях, так и в частях выступов фундамента, в том числе гипсометрически ниже замков положительных структур Поэтому при бурении первых поисковых и разведочных скважин на новых площадях породы фундамента необходимо вскрывать на максимально возможную глубину

3 Наиболее крупные скопления нефти приурочены к выступам фундамента, осложненным нарушениями взбросового типа, в которых под воздействием вертикальных сил в приподнятых по взбросу блоках создаются условия для возникновения полей горизонтального растяжения, в результате которого развивается интенсивная макро- и микротрещиноватость, площадь развития которой закономерно уменьшается вниз по разрезу

4 Залежи нефти в породах фундамента могут быть сформированы как за счет латеральной миграции углеводородов из осадочных пород, облегающих выступы фундамента, так и за счет переработанного в углеводороды нефтяного ряда органического вещества осадков океанской коры, затянутых при процессах субдукций на большие глубины. Из этого следует, что пространственная приуроченность нефти в фундаменте должна контролироваться положением зон субдукций и рифтовых прогибов

5 Сохранность залежей углеводородов от рассеивания зависит от качеств экранирующих свойств пород, непосредственно перекрывающих фундамент При прочих равных условиях на участках, характеризующихся низкими экранирующими свойствами пород (небольшой толщиной, песчано-глинистым составом), залежей нефти и газа не установлено

6 Залежи нефти в породах фундамента шельфа Южного Вьетнама относятся к массивным и массивно-блоковым Они представляют собой, как правило, единую гидродинамическую систему с неравномерной нефтенасыщенно-стью по разрезу и различными фильтрационно-емкостными свойствами пород-коллекторов Однако, на крупных поднятиях фундамента из-за отсутствия или плохой сообщаемости между собой отдельных зон коллекторов не исключена вероятность существования самостоятельных, гидродинамически не связанных между собой, залежей в разрезе фундамента

На основании анализа геолого-геофизических данных и результатов бурения автором установлены следующие факторы, контролирующие формирование залежей нефти в фундаменте шельфа Южного Вьетнама

- наличие выступов фундамента, обладающих интенсивной трещиновато-стью, и граничащих с ними крупных отрицательных структур, выполненных мощной толщей осадочных пород,

- наличие в осадочном разрезе над выступами фундамента надежных экранирующих покрышек большой толщины,

- наличие крупных разломов, затухающих в перекрывающих фундамент отложениях, образование которых связывается с рифтогенезом и последующим ослаблением тектонической активности в пострифтовую фазу,

- наличие в разрезе осадочного чехла нефтематеринских пород, прилегающих сбоку к выступам фундамента.

В Кыулонгской впадине основные залежи нефти выявлены на структурах, образованных локальными выступами фундамента К ним относятся структуры «Белый Тигр», «Юго-Восточный Дракон», «Заря», «Руби» и др., где природный резервуар ловушек представлен трещиноватыми гранитоидами с изменчивыми ФЕС и неоднородным петрографическим составом

Центральная зона поднятий, контролирующая крупную зону нефтегазо-накопления, с северо-запада и юго-востока граничит с наиболее погруженными Центрально- и Южно-Кыулонгской мульдами этой впадины

Исследованиями, проведенными автором в период с 1984 г по настоящее время, установлено, что выступы фундамента, образованные в процессе рифто-генеза, начавшегося в палеогеновое время, в современном виде представляют собой протяженные горсты, ограниченные крупными разрывами субмериди-ального простирания Вследствие этого в выступах фундамента образовались сложные пересекающиеся системы нарушений и трещиноватости, которые сформировали резервуар и способствовали тем самым накоплению в выступах фундамента нефти и газа

Большая роль при формировании залежей углеводородов в породах фундамента отводится наличию разрывных нарушений, их активности при проявлении тектонических движений, амплитуде, протяженности, типу, форме, выраженности в разрезе и наличию пород, способных служить флюидоупорами

Особенностью ловушек, образованных выступами фундамента, является увеличение толщины осадочных отложений, перекрывающих выступ и направления от свода к склонам Это связано с процессами облегания и уплотнения пород над приподнятой частью выступа, в результате чего прилегающие к тре-щино-кавернозному выступу фундамента проницаемые осадочные тела становятся частью единого природного резервуара и путями движения углеводородов из очагов генерации.

Для выступов фундамента Центрального поднятия Кыулонгской впадины флюидоупорами служат пачки глинисто-аргиллитовых пород верхнего олиго-цена, нижнего олигоцена и нижнего миоцена. Верхнеолигоценовый флюидо-упор, состоящий из мощной монолитной толщи черных глин, имеет значительное распространение внутри впадины и по масштабам может быть отнесен к классу региональных. Установлено, что от качества и надежности покрышки зависят продуктивность и размеры залежей углеводородов в фундаменте

Шестая глава посвящена вопросу образования залежей нефти в фундаменте шельфа Южного Вьетнама. В настоящее время по данному вопросу нет единой точки зрения. Одни исследователи связывают их образование с миграцией нефти из осадочных олигоценовых толщ (Х.Д. Тьен и др.), другие - с глубинным притоком углеводородов по тектоническим разломам (Горохов В К и др ). Основанием для подтверждения точки зрения сторонников глубинного источника УВ являются анализы газово-жидких включений, обнаруженных в закрытых пустотах пород фундамента, показавшие присутствие в них как легких, так и тяжелых углеводородов вплоть до гексана, что указывает на нефтяной характер газов. В дефектах некоторых зерен кварца гранитов отмечены включения бензиновых фракций, но основными газовыми включениями являются метан и водород Высокая корреляционная связь между гелием и метаном свидетельствует о глубинном источнике этих газов В связи с этим определенный интерес представляет обнаружение самородной «цинкистой» меди (самородной латуни) в породах фундамента, что указывает на существование глубинного метаново-водородного восстановительного потока флюида, которым осущест-

влялся перенос рудных элементов в высокотемпературную пневматолитиче-скую стадию развития гранитоидного массива (Дмитриевский и др., 1990, 1992 гг)

Достаточно аргументированным доводом сторонников осадочно-миграционной концепции, которой придерживаются большинство исследователей, работающих в рассматриваемом регионе, являются результаты изучения нефтематеринских пород исследуемого региона. Согласно этим результатам (Ч Л. Донг - 1985 г, Ч К. Тао - 1996 г, Х.Д Тьен - 1999 г.), глинистые толщи олигоценового возраста, расположенные в мульдах впадины, являются хорошими нефтегазопроизводящими породами Прямым доказательством этому являются идентичность состава и свойств нефтей из отложений олигоцена и пород фундамента и сходство их с органическим веществом материнских пород олигоцена, указывающие на их генетическую связь

Одним из таких источников может быть органическое вещество осадочных пород, которые затягивались при субдукции в мантию в зонах подвига ли-тосферных плит Вовлеченные в субдукционный процесс осадочные породы поставляли огромное количество воды, газов и органического вещества, чем, по-видимому, объясняется повышенное содержание углеводородных газов в пузырьковых пустотах и полостях минералов пород фундамента

С позиций геодинамической модели нефтегазообразования в пределах шельфа Южного Вьетнама перспективы нефтегазоносности пород кристаллического фундамента и терригенных отложений олигоцен-миоценового возраста определяются их пространственной приуроченностью к палеозонам субдукций и рифтовых прогибов, что необходимо учитывать при планировании поисково-разведочных работ на нефть и газ в этом регионе.

Сравнивая условия для накопления нефти в обеих впадинах, можно сказать, что Кыулонгская впадина является более перспективной с точки зрения выявления скоплений нефти и газа в породах кристаллического фундамента, чем другие участки шельфа Южного Вьетнама

Таким образом, наличие залежей нефти в кристаллическом фундаменте шельфа Южного Вьетнама является уникальным, имеющим мировое значение, явлением в нефтяной геологии, которое приводит к пересмотру традиционных представлений о связи нефтегазовых залежей с осадочными комплексами. Поэтому к разведке этих месторождений требуется иной подход. В связи с отсутствием опыта эксплуатации месторождений с гранитоидными коллекторами требуется нетрадиционный подход к их разработке В качестве объекта изучения взято крупнейшее месторождение Южного Вьетнама «Белый Тигр».

В седьмой главе рассматриваются геолого-технологические основы разработки залежи нефти и газа фундамента шельфа Южного Вьетнама (на примере месторождения «Белый Тигр») Месторождение «Белый Тигр» расположено на расстоянии от берега порядка 100 км (глубина моря около 50 м). По величине запасов месторождение относится к крупным. Резервуаром для ловушки залежи является трещиноватый фундамент, имеющий сложный петрографический состав

По материалам исследований автора и других исследователей, в породах фундамента месторождения «Белый Тигр» установлено развитие трех типов пустотности' пустотность системы макро- и микротрещин, пустотность системы изометрических пор, каверн, микрокарста и пустотность блоков Каждый тип пустотности в процессе вытеснения водой имеет свои особенности

Под руководством автора в лаборатории НИПИморнефтегаза СП «Вьет-совпетро» были проведены эксперименты по изучению коэффициента вытеснения, которые показали, что среднее его значение для уплотненных частей равно 0,100, для зон с микротрещинами - 0,434, для зон с макротрещинами - 0,650, а общий для всех пород фундамента коэффициент вытеснения равен 0,549

Интенсивность капиллярной пропитки нефтенасыщенных пород является важной характеристикой капиллярного обмена между водо - и нефтенасыщен-ными зонами пласта, а в трещиноватых коллекторах между макротрещинова-тыми и прилегающими к ним микротрещиновато-поровыми емкостями (пустотами) в значительной степени она определяется величиной блоков между мак-

ро- и микротрещинами в сложных коллекторах. Этот процесс, кроме того, определяет интенсивность нефтеизвлечения и скорость перемещения природного ВНК или искусственного водонефтяного контакта (ИВНК), созданного при поддержании пластового давления путем заводнения.

Результаты исследований показали, что при среднем значении пустотно-сти 3 % за счет самопроизвольной капиллярной пропитки можно извлечь около 35 % нефти

Для трещиноватых пород установлен механизм опережающего движения воды по макротрещинам, в результате чего прилегающие к ним микротрещино-поровые зоны охватываются водой. При объемном распределении макротрещин в реальных массивных залежах происходит трехмерная противоточная капиллярная пропитка водой нефтенасыщенных коллекторов Динамика такой пропитки во времени является одной из важных характеристик разработки залежи и оценки оптимальных скоростей ее заводнения

Как показал опыт, характер вытеснения нефти водой в однопустотных и двухпустотных коллекторах сильно отличается Более сложным процесс вытеснения оказывается в двухпустотном коллекторе. Коэффициент вытеснения для зон с микротрещинами зависит от пустотности

При проведении закачки воды отмечено, что коэффициент вытеснения может быть различным в системе заводнения. Так, он равняется 0,860 при закачке воды в нижнюю часть модели залежи, а при закачке в среднюю часть -0,633

Опыты также показали, что в коллекторах с двойной пустотностью в фундаменте месторождения «Белый Тигр» коэффициент вытеснения нефти водой в вертикальном направлении равен 0,650 и значительно выше, чем при закачке газа (0,350) Это говорит о преимуществе вытеснения нефти водой над вытеснением нефти газом Это явление можно объяснить гидрофобным характером и высокой подвижностью самого газа, внедрению которого в тонкие пустоты препятствуют капиллярные силы Следовательно, газ может вытеснять нефть только в

макротрещинах с незначительным капиллярным давлением, а в зонах с микротрещинами и другими типами пустот действие его невелико.

Смачиваемость поверхности пустот породы играет большую роль в определении коэффициента нефтеотдачи залежи. Для пород-коллекторов фундамента месторождения «Белый Тигр» лабораторные исследования были проведены под руководством автора в специальных камерах для пропитки с помощью аппаратуры «CAPRI» двумя методами- динамическим и прямым измерением краевых углов смачивания (КУС) Для обеспечения достоверности результатов была подобрана коллекция наиболее представительных образцов кернов, сохранивших естественную структуру пустотного пространства Результаты исследований показали, что для всех образцов показатель М выше 0,8, что соответствует гидрофильной породе Однако, раздельная оценка смачиваемости поверхности макротрещин и матрицы, выполненная путем прямого измерения краевых углов смачивания капель нефти, нанесенных на исследуемые поверхности (в водной среде), показала, что породы матрицы типично гидрофильны, а трещины характеризуются более широким диапазоном изменения смачиваемости - от гидрофильной до гидрофобной Однако в большинстве случаев смачиваемость поверхности трещин оценивается как промежуточная. Точность определения достигалась применением катетометра, с помощью которого измеряются размеры капли (h - высота, d - диаметр основания)

Начальное пластовое давление в залежи нефти фундамента, полученное при замерах в разведочных и эксплуатационных скважинах, приведенное к отметке минус 3650 м, равно 41,7 МПа Пластовая температура, в зависимости от глубины замера, изменяется от 127 (минус 3050 м) до 163 °С (минус 4650 м). Во-донефтяной контакт не установлен, подошвенная вода отсутствует

Объемным гидропрослушиванием установлена прямая гидродинамическая связь продуктивных интервалов в скважинах в вертикальном и горизонтальном направлениях. Об этом свидетельствуют замеры пластовых давлений в разных частях структуры и разреза, которые, как правило, дают величины одного порядка независимо от положения интервала замера в массиве и времени

ввода скважин в эксплуатацию

Пластовая нефть залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» характеризуется средним газосодержанием, малой вязкостью и имеет среднюю плотность

Залежь нефти в фундаменте отличается большой высотой и имеет большую эффективную толщину продуктивных пород (более 1500 м) Эти особенности способствуют проявлению процессов гравитации, обеспечивая высокую продуктивность скважин, улучшая вытеснение нефти, снижая темп обводнения по сравнению с послойной фильтрацией в пластовых резервуарах и тем самым обеспечивая проявление процесса, близкого к поршневому вытеснению

Опыт разработки и наши исследования таких залежей указывают на целесообразность закачки воды в нижнюю часть залежи с преимущественным вытеснением нефти водой снизу вверх. При этом необходимо постоянно вести контроль за процессом разработки и регулировать его с целью избежания преждевременного прорыва закачиваемой воды вверх

Приведенные выше данные убедительно указывают на необходимость нетрадиционного подхода к разработке этого уникального объекта Несмотря на то, что сегодня в мире известно более 1000 залежей нефти, приуроченных к различным породам фундамента, опыт разработки месторождений такого типа с применением искусственного поддержания пластовой энергии отсутствует.

В восьмой главе рассмотрены отдельные этапы осуществления процесса разработки месторождения «Белый Тигр» При проектировании разработки залежи кристаллического фундамента на данном месторождении был избран многоэтапный подход На первом этапе разработка залежи ведется на упругом режиме, не допуская снижения пластового давления ниже давления насыщения На втором этапе осуществляется поддержание пластового давления методом заводнения На третьем этапе предлагаются одновременные закачки газообразных агентов в повышенную часть залежи и закачка воды в ее нижнюю часть

Значительное превышение начального пластового давления над давлением насыщения, повышенная величина газового фактора предопределили использо-

вание на первом этапе разработки упругой энергии залежи Здесь решающим технологическим фактором является выбор местоположения и интервалов вскрытия каждой скважины с учетом типа коллектора и концентрации запасов нефти Наиболее важным и определяющим этапом разработки залежи является второй этап, когда осуществляется закачка воды в подошвенную часть залежи. Заводнение в качестве метода воздействия на пласт было обусловлено, в первую очередь, необходимостью поддержания пластового давления на уровне выше давления насыщения вследствие истощения упругой энергии залежи, а также из-за сравнительной простоты осуществления и эффективности Для этого залежь фундамента была разделена на три технологические зоны первая зона - от кровли фундамента до глубины 3700 м; вторая зона - от минус 3700 до минус 4000 м и третья зона - от минус 4000 до минус 4650 м

В верхней зоне проводятся основные отборы жидкости и завершение стягивания контуров нефтеносности в прикровельной части при условии недопущения развития режима растворенного газа.

Следующий технологический фактор - перемещение интервалов вскрытия залежи в добывающих скважинах по мере их обводнения Расчеты на математических моделях показали высокую технологическую эффективность этого мероприятия и существенное влияние его на повышение темпов отбора и конечной нефтеотдачи в залежи

При разработке месторождений с гранитоидными коллекторами возникает целый ряд вопросов, связанных с контролем за разработкой таких залежей, особенно когда разработка ведется с применением заводнения Это обусловлено тем, что добыча нефти осуществляется, как правило, в открытом стволе скважины (или с обсадкой ее фильтром), составляющем сотни (500 .800) метров В этом случае, учитывая особенности притока нефти в скважину, сложную структуру потока в стволе скважины, высокие температуры, получение уверенных профилей притока и установление источников обводнения становятся проблематичными и требуют разработки специальных методических решений.

Очевидно, что для создания методов и методик, позволяющих получить ответ на эти вопросы, необходимы анализ и обобщение информации, полученной по наиболее полно изученным месторождениям

Месторождение «Белый Тигр» было введено в разработку при отсутствии мирового опыта добычи нефти на аналогичных объектах, в связи с чем в процессе разработки залежи фундамента был сделан ряд экспериментальных допусков Так, большинство скважин вводились в эксплуатацию открытым стволом по фундаменту со спуском эксплуатационной колонны в кровлю фундамента

В девятой главе рассматривается система разработки месторождений с гранитоидными коллекторами.

Разработка месторождения осуществляется с применением заводнения при постоянной недокомпенсации отборов закачкой и при заметном проявлении режима растворенного газа на отдельных участках. Средний газовый фактор составляет 227 м3/т, что несколько превышает начальное газосодержание пластовой нефти Накопленный водонефтяной фактор равен 0,049 м3/т Залежь находится в периоде падающей добычи нефти

По мере развития системы заводнения появление воды и рост обводненности добываемой продукции в скважинах происходили достаточно быстрыми темпами в период 1996-1998 гг обводнились 13 скв, в 1999 г к ним добавились 9 скв, в 2000 г - еще 9 скв , в 2001 г - 7 скв и в 2002 г - 5 скв Таким образом, в 50 скважинах добывающего фонда отмечено появление воды

Широкий спектр полученных характеристик вытеснения по скважинам указывает на сложный характер фильтрационных потоков в объеме залежи В трещиновато-кавернозных породах фундамента основной емкостью для скопления нефти и основными путями ее продвижения являются трещины различной степени раскрытости Межтрещинные блоки (матрицы породы) являются практически непроницаемыми Нефть из макротрещин и каверн вытесняется под действием гидродинамических сил, из микротрещин - в основном за счет капиллярной пропитки Вытеснение нефти из макротрещин, учитывая благо-

приятное соотношение вязкостей пластовой нефти и закачиваемой воды, близко к поршневому Скорость продвижения пластовых флюидов и закачиваемой воды по трещинам находится в прямой зависимости от степени раскрытости трещин и градиента давления и несопоставимо выше скорости капиллярной пропитки На характер и скорость продвижения закачиваемой воды оказывает влияние и гравитационная сегрегация нефтяной и водной фаз. Очевидно, чем выше проницаемость пород, в том числе вертикальная, и чем выше этаж нефтеносности, тем эффективнее, при прочих равных условиях, будет происходить гравитационное перераспределение закачиваемой воды и пластовой нефти В примененной на месторождении системе разработки нагнетание воды осуществляется в подошвенную часть залежи в фундаменте, в основном в интервалы абсолютных отметок ниже минус 4000 м, в то время как интервалы отбора основного фонда добывающих скважин расположены в прикровельной зоне выше абсолютной отметки минус 3600 м. Нагнетаемая вода под действием градиента давления направляется в зону отборов, но силы гравитации, значение которых пропорционально разности плотностей нефти и воды в пластовых условиях, сдерживают ее продвижение вверх и способствуют проседанию и растеканию От соотношения этих сил, наряду с особенностями геологического строения, и зависит, в основном, характер обводнения скважин и продвижения фронта нагнетаемой воды в объеме залежи Быстропрогрессирующее обводнение следует связывать с высоким интервалом закачки воды и с узкими интервалами притока по отношению к вскрытой толщине продуктивных пород фундамента вблизи нагнетательных скважин, где гравитационная составляющая в общем балансе движущих сил не успевает проявиться, и закачиваемая вода под действием гидродинамического напора по наиболее проницаемым каналам (трещинам) устремляется к забоям добывающих скважин. Более равномерный профиль притока по разрезу вскрытой продуктивной толщи или наличие двух и более близко расположенных высокопродуктивных каналов способствует постепенному нарастанию притока воды в продукции, но последующий период эксплуатации сопровождался резкими темпами его роста В рассмотренных

случаях темпы роста обводненности находятся в зависимости от местоположения по разрезу скважины высокопроницаемых интервалов (трещин) прорыва воды Самым неблагоприятным случаем является его высокое положение, при котором нижележащие менее проницаемые еще необводнившиеся интервалы будут испытывать нарастающее, по мере увеличения содержания воды, противодавление от столба пластовых флюидов в скважине, ухудшающее условия притока Скорость восходящего потока в стволе скважины будет снижаться, достигнет «критического» значения, при котором оседающая вода не будет выноситься из этой зоны, полностью займёт ее, блокируя тем самым поступление в скважину пластовой нефти и ухудшая условия выработки запасов

Медленное нарастание обводненности с момента появления в продукции воды характерно для скважин, интервалы дренирования которых расположены в зонах, благоприятных для проявления сил гравитации Это прикро-вельная зона фундамента и удаленные от интервалов нагнетания воды зоны В этом случае, в отличие от двух предыдущих характеристик, процесс обводнения поддается регулированию за счет снижения градиента давления (ограничения дебита по добывающим и объемов закачки по нагнетательным скважинам) и изменения в залежи направления фильтрационных потоков

Таким образом, на темпы роста обводненности оказывают влияние множество различных факторов, связанных с особенностями как геологического строения коллекторов вскрытой и работающей мощностей продуктивных отложений, так и взаимодействия сил от градиента давления и гравитации. Динамика обводнения скважин описывается тремя характеристиками вытеснения, различающимися темпами роста обводненности на начальной стадии с момента появления воды в продукции скважин Эффективность регулирования процесса обводнения продукции скважин зависит как от фильтрационной характеристики вскрытой продуктивной толщины, так и от взаимного расположения добывающих и нагнетательных скважин и интервалов притока и их приемистости

Технологической схемой с целью снижения темпов обводнения предусматривались постепенный перенос зоны нагнетания, по мере ввода новых на-

гнетательных скважин из бурения, на более низкие абсолютные отметки (ниже минус 4100 м), сокращение и прекращение закачки воды в скважины, интервалы закачки в которых выше абсолютной отметки минус 4000 м, а также перенос зоны отборов в новых, выходящих из бурения, и обводнившихся к тому времени скважинах в прикровельную зону фундамента

Разработка залежи по характеру движущих сил разделяется на два этапа На первом этапе основной энергией продвижения нефти к забоям добывающих скважин была энергия упругих сил пластовой системы В конце этапа (01 07 93 г) осредненное по добывающим скважинам приведенное к абсолютной отметке минус 3050 м пластовое давление снизилось с начального 38,0 до 28,0 МПа, накопленная добыча нефти при этом составила 13046 тыс т. Добыча нефти, приходящаяся на единицу снижения пластового давления, в среднем по залежи участка составляла 1304,6 тыс. т/МПа

Второй этап разработки характеризуется постепенным замедлением темпов падения пластового давления, начиная с июня 1993 г - момента начала закачки воды Затем, по мере ввода новых нагнетательных скважин, к концу 1997 г удалось приостановить его падение

Таким образом, основной высокопродуктивный участок залежи нефти в фундаменте разрабатывается с применением интенсивной системы заводнения. Объемы нагнетаемой воды в последние три года полностью компенсируют объемы добываемых флюидов в пластовых условиях, однако падение пластового давления продолжается Пластовое давление поддерживается несколько выше давления насыщения, и для сохранения его на таком уровне необходима закачка воды в объемах, обеспечивающих текущую компенсацию 103. 105 %

Нагнетание воды на начальной стадии организации системы поддержания пластового давления в интервалы абсолютных отметок выше минус 4000 м способствовало поддержанию высокого значения градиента давления между зонами отборов и закачки и быстрому продвижению по наиболее проницаемым каналам (трещинам) закачиваемой воды к забоям добывающих скважин Силы гравитации и капиллярной пропитки, способствующие растеканию и оседа-

нию воды и вытеснению нефти из микротрещин, за короткий промежуток времени проявиться в полной мере не смогли. Это привело, с одной стороны, к преждевременному обводнению и выбытию ряда добывающих скважин, с другой стороны, способствовало защемлению целиков нефти в межскважинном пространстве и подошвенной части разреза фундамента, вероятность которого в условиях неоднородного строения коллекторов крайне высока

Таким образом, система разработки месторождения «Белый Тигр» основана на следующих положениях:

- подошвенное заводнение, когда закачка воды производится в интервалы ниже абсолютной отметки 4000 м,

- скважины бурятся с субгоризонтальными стволами,

- траектории добывающих и нагнетательных скважин предусматриваются перпендикулярными плоскости развитых субвертикальных зон трещино-ватости,

- расположение скважин предусматривает равномерный охват залежи заводнением по площади и по глубине,

- по мере продвижения ИВНК интервалы отбора переносятся в при-кровельную часть,

- нагнетательные скважины могут переводиться на отбор из кровельной части залежи.

Реализация этих положений в течение 5-ти лет показала достаточную эффективность этой системы и целесообразность её дальнейшего развития

Основными направлениями совершенствования внедряемой системы разработки являются

- разбуривание и ввод в активный процесс разработки периферийных участков залежи,

- доуплотнение сетки скважин в зонах с редким размещением и максимальных нефтенасыщенных толщин,

- перенос интервалов закачки воды во всех нагнетательных скважинах ниже абсолютной отметки минус 4000 м,

- перераспределение объемов отборов и закачки по площади залежи,

- контроль за продвижением нагнетаемой воды и регулирование равномерной выработки запасов нефти в объеме залежи

В соответствии с принятым количеством и рекомендуемым размещением новых гидротехнических сооружений и скважин, графиками их строительства по вариантам разработки были выполнены оценочные расчеты объемов добычи нефти по скважинам и залежи в целом

В соответствии с принятым вариантом планируется бурение только тех новых скважин, накопленная добыча нефти по которым выше предельно-рентабельной без учета действующей системы налогообложения и которые обеспечивают наиболее полную выработку запасов в зонах с редким размещением скважин. Выполненный анализ показывает, что для этих целей потребуется строительство трех новых БК для бурения с них на отложения фундамента 20 скважин, из которых 16 добывающих и 4 нагнетательных Предложенный вариант с технологической точки зрения является наиболее предпочтительным. При его внедрении обеспечивается заметный прирост накопленной добычи нефти, появляется возможность ввода в активный процесс разработки продуктивных горизонтов нижнего олигоцена и фундамента северо-западного и западного участков

В десятой главе рассмотрены вопросы повышения эффективности разработки нефтяных залежей фундамента месторождения «Белый Тигр», имеющие большое значение для практической деятельности СП «Вьетсовпетро»

Поэтому кроме заводнения применяются гидродинамические методы для увеличения коэффициента охвата К таким методам относятся изменение направления фильтрационных потоков, импульсно-циклическая закачка воды, регулирование фильтрационных потоков различными составами, разукрупнение эксплуатационных объектов, форсированный отбор, уплотнение сетки скважин и использование горизонтальных скважин Реализация закачки газа на втором этапе разработки может дать прирост коэффициента извлечения нефти (КИН) до 10 % дополнительно к заводнению подошвенной части залежи, что составит

весьма существенную прибавку в объеме добычи нефти

На залежи нефти фундамента практически может быть применена закачка либо углеводородного газа в чистом виде, либо оторочки углеводородного газа размером не менее 10 % от нефтенасыщенного порового объема залежи с последующим ее проталкиванием дымовым газом

Одним из методов увеличения нефтеотдачи (МУН), при котором были получены практические результаты, было комплексное применение микробиологического метода с физико-химическими факторами воздействия. Проведение лабораторных и промысловых исследований показало, что комплекс микробиологических и физико-химических методов должен использоваться на месторождении «Белый Тигр».

С появлением в скважине месторождения воды остро встал важный вопрос о регулировании фильтрационных потоков. В связи с этим были проведены эксперименты по применению гелеобразующего состава «Галка». При температурных условиях залежей «Белого Тигра» эксперименты показали обеспечивание выравнивания фильтрационных потоков за счет селективной изоляции высокопроницаемых пропластков

Известно, что потенциальная продуктивность скважины может быть достигнута только в тех случаях, когда в процессе заканчивания скважины и во время ее эксплуатации не происходит ухудшения фильтрационных свойств пород в прискважинной зоне пласта Опыт показывает, что ухудшение проницаемости призабойной зоны пласта в 5 раз приводит к 2-кратному снижению продуктивности скважин, в 10 раз - снижает продуктивность в 3,5 раза

С нашей точки зрения, решение проблемы по увеличению продуктивности должно быть связано, прежде всего, с разработкой и внедрением новых технологий обработки призабойной и удаленной зон резервного фонда скважин взамен выбывших по тем или иным причинам, а также с целью регулирования выработки запасов нефти

В процессе эксплуатации нефтяных месторождений применяются разнообразные методы интенсификации работы нагнетательных и добывающих

скважин. Среди них значительное место отводится кислотным обработкам с использованием соляной и плавиковой кислот в качестве базовых реагентов

Эффективность кислотных обработок скважин фундамента возрастает при использовании газированных нефтекислотно-эмульсионных составов и применении струйных насосов с целью очистки призабойной зоны пласта

Комплексное термогазохимическое воздействие с последующим интенсивным дренированием является эффективным мероприятием, улучшающим фильтрационные характеристики призабойной зоны гранитоидов фундамента.

Результирующим показателем эффективности предлагаемых мероприятий является дополнительная добыча нефти

Применение изложенной системы разработки с мероприятиями по увеличению нефтеотдачи пластов и обработке призабойной зоны позволит увеличить нефтеотдачу до 40 45 %

Результаты анализа разработки залежей фундамента месторождений «Белый Тигр», «Черный Лев» и «Заря» по состоянию на 01.01.2007 г подтвердили разработанный автором принцип освоения таких специфических типов залежей. Из залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» было добыто 141 млн тонн нефти, закачано в пласт более 205 млн м3 воды, которая, в основном, расположена в нижней части залежи Накопленная компенсация закачки воды составляет 85 %, а текущая компенсация колеблется в пределах 101 .105 % Обводненность продукции на уровне 12,2 % Наблюдается снижение давления насыщения из-за поступления нефти из нижней части в повышенную часть фундамента Текущий коэффициент нефтеизвлечения по состоянию на 01 01 2007 г составляет 81 % от общей суммы извлекаемых запасов Аналогичное состояние разработки и на месторождении «Заря» Но совсем другая картина наблюдается на месторождении «Черный Лев», где в результате интенсивного отбора и несоблюдения предложенного автором принципа разработки подобного типа залежей обводненность продукции быстро увеличивается, и обьем добычи нефти резко уменьшается (с 90 тысяч баррелей в сутки в апреле 2006 г до 45 тысяч баррелей в сутки в октябре 2006 г )

Благодаря применению предложенной автором системы разработки ряда месторождений с гранитоадными коллекторами на шельфе Южного Вьетнама Петровьетнам в общем, а СП «Вьетсовпеггро» в частности, стали мощными нефтедобывающими фирмами в Юго-Восточной Азии. Выручка от реализации нефти только СП «Вьетсовпетро» за 1981-2006 гг. равнялась 33,45 млрд долл. США. Капитальные вложения за 1981-2006 гг. составили 4 млрд 235 млн долл. США, из них около 30 % приходится на строительство добывающих скважин, 40 % - на строительство морских гидротехнических сооружений (морских стационарных платформ (МСП) и БК, морских технологических платформ, компрессорных станций и подводных трубопроводов), 9,5 % - на СПБУ и УБН, 6,5 % - на геологоразведочные работы, 14 % - на береговые сооружения, транспортные средства, оборудование. Себестоимость 1 т добытой нефти за рассматриваемый период в среднем составила 35 долл. США. Доход СРВ за указанный период составил 20,5 млрд долл. США, а прибыль Российского участника - более 5,7 млрд долл. США.

Таким образом, используя совершенные технику и технологию, современные научные разработки и учитывая накопленный опыт эксплуатации подобных объектов, СП «Вьетсовпетро» успешно решает проблемы освоения вьетнамского шельфа.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Шельф Южного Вьетнама является частью сложнопостроенной переходной зоны, образовавшейся в результате аккреционного разрастания коры континентального типа между Евразийским континентом и Тихоокеанской ме-тосферой.

2. Породы-коллекторы в массиве кристаллического фундамента шельфа Южного Вьетнама характеризуются тройной пустотностью, фильтрационно-емкостные свойства - высокой неоднородностью.

3. Залежи нефти в породах фундамента могут быть сформированы как за

счет латеральной миграции углеводородов из осадочных пород, облекающих вы-

35

ступы фундамента, так и за счет переработанного в углеводороды нефтяного ряда органического вещества осадков океанской коры, затянутых при процессах субдукций на большие глубины. Залежи нефти - массивные и массивно-блоковые, представляющие собой, как правило, единую гидродинамическую систему с неравномерной нефтенасыщенностъю по разрезу и различными филыра-ционно-емкостными свойствами пород-коллекторов.

4. Выявлены геологические факторы, контролирующие формирование залежей нефти в фундаменте шельфа Южного Вьетнама:

- наличие выступов фундамента, обладающих интенсивной трещиновато-стью, и граничащих с ними крупных отрицательных структур, выполненных мощной толщей осадочных пород;

- наличие в осадочном разрезе над выступами фундамента надежных экранирующих покрышек большой толщины;

- наличие крупных разломов, затухающих в перекрывающих фундамент отложениях, образование которых связывается с рифтогенезом и последующим ослаблением тектонической активности в пострифтовую фазу.

5. Предложена и научно обоснована система разработки месторождений шельфа Южного Вьетнама, включающая три основные этапа. 1-ый этап - разработка на упругом режиме; 2-ой этап - подошвенное заводнение с частичным использованием естественных режимов; 3-ий этап - закачка газа в повышенные части структуры при одновременной закачке воды в ее нижнюю часть.

6. Для месторождения «Белый Тигр» на массивной залежи фундамента при отсутствии природной подошвенной воды впервые в мировой практике успешно реализовано в промышленных масштабах поддержание пластового давления путем закачки воды в нижнюю часть залежи При осуществлении этого технологического приема конечный коэффициент извлечения нефти может достичь 44 %.

7. В результате выполненного комплекса лабораторных, теоретических и опытно-промышленных работ установлено, что применение в разработке месторождений методов увеличения нефтеотдачи, адаптированных к условиям

шельфа Южного Вьетнама (газовых, гидродинамических, физико-химических и микробиологических МУН), позволит довести КИН до 50 %.

8 Предложенная система разработки месторождений с гранитоидными коллекторами показала высокую технико-экономическую эффективность, что позволяет использовать опыт ее применения на месторождениях подобного типа

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ ОПУБЛИКОВАНЫ В СЛЕДУЮЩИХ НАУЧНЫХ ТРУДАХ:

Монографии

1 Геология и нефтегазоносность фундамента Зондского шельфа / Е Г Арешев, В П Гаврилов, Ч Л. Донг и др - М Нефть и газ, 1997 - 285 с

2 Геология и ресурсы нефти и газа Вьетнама Монография на вьетнамском языке - Ханой, 2007

Публикации в ведущих рецензируемых научных журналах и изданиях, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ

1 Шан Н Т, Донг Ч Л, Горохов В К , Тронов Ю А. Результаты нефте-поисковых работ и перспективы открытия новых месторождений // Нефтяное хозяйство -1996 -№ 8 - С. 22-26

2 Арешев Е Г, Гаврилов В П, Поспелов В В , Дзюбло А Д, Шнип О А, Донг Ч Л, Киреев Ф А , Тронов Ю А. Характер пустотности и состава пород нефтесодержащего фундамента шельфа Южного Вьетнама // Нефтяное хозяйство -1996 -№ 8 - С 27-29

3 Арешев Е Г, Донг Ч Л, Киреев Ф А Нефтегазоносность гранитоидов фундамента на примере месторождения Белый Тигр II Нефтяное хозяйство -1996 - № 8 - С 50-58

4 Арешев Е Г., Гаврилов В П, Донг Ч.Л, Киреев Ф А., Шан Н Т Модель геодинамического развития континентального шельфа юга СРВ // Нефтяное хозяйство - 1996 - № 8. - С. 30-34.

5 Донг Ч.Л., Демушкин Ю И, Куи X В, Хай Ф Д Промыслово-геологические особенности строения резервуара и залежи фундамента месторождения Белый Тигр // Нефтяное хозяйство -1996 - № 8 -С 35-37.

6 Донг Ч.Л., Белянин Г Н, Мартынцив О Ф, Туан Ф А Перспективы и основные направления работ по повышению нефтеотдачи на месторождении Белый Тигр//Нефтяное хозяйство -1996 -№8 -С 66-68

7 Донг Ч Л, Фаткуллин А А, Кащавцев В Е Исследование эффективности щелочного воздействия на пласт в условиях месторождения Белый Тигр //Нефтяное хозяйство -1997 -№8 -С 13-15.

8 Арешев Е Г., Гриценко А Н., Попов О К, Донг Ч Л, Исайчев В В Некоторые вопросы проектирования разработки фундамента месторождения Белый Тигр//Нефтяное хозяйство. - 1999 -№9 - С 30-37.

9 Белянин Г Н, Бабец М А, Киреев Ф А, Донг Ч Л., Мартынцив О.Ф., Туан Ф А, Тиен X Д., Кханг Н.Т. Особенности кислотного воздействия на гра-нитоиды фундамента месторождения Белый Тигр // Нефтяное хозяйство -2001.-№1 -С 45-51

10. Арешев Е Г, Гаврилов В.П, Киреев Ф А., Донг Ч Л Рифтовые структуры как перспективный нефтегазоносный объект континентального шельфа СРВ//Нефтяное хозяйство -2001 -№2 -С 22-24

11. Чан Ле Донг, Чан Ван Хой, Фунг Дак Хай, Хоанг Ван Куи, Севери-нов Э В , Иванов А Н Особенности геологии и разработки залежи фундамента месторождения Белый Тигр // Нефтяное хозяйство - 2006. - № 6 - С 24-26

Прочие публикации

1 Велиев М М, Чан Ле Донг, Нгуен Фонг Хай Применение термохимических методов для очистки призабойной зоны от кольматации и повышения производительности скчажин месторождения «Белый Тигр» // Роль науки в раз-

витии топливно-энергетического комплекса Матер научн -практ конф 24 октября 2007 г. в рамках VII Российского энергетического форума - Уфа, 2007. -С 6-7

2 Чан Jle Донг, Велиев М М, Буй Минь Куанг Метод изоляции водо-притоков однородным раствором с предварительной закачкой в пласт сжатого газа // Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса. Матер, научн -практ. конф 24 октября 2007 г в рамках VII Российского энергетического форума -Уфа,2007 - С. 10.11.

3 Чан Ле Донг, Велиев ММ Критерии целесообразности проведения капитальных ремонтов скважин // Методы увеличения нефтеотдачи на месторождении «БелыйТигр». Сб научн.тр -Уфа, 2006.-С 23-32

4 Велиев М М, Чан Ле Донг, Буй Минь Куанг Применение струйных насосов для очистки призабойных зон скважин после проведения водоизоляци-онных работ // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов». - Уфа, 2007 -Вып 4(70) - С 45-48

5 Чан Ле Донг, Дорошенко ЮИ, Велиев ММ, Нгуен Фонг Хай, Ле Зунг Вьет Совершенствование технологической схемы проведения обработки призабойной зоны скважин // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» - Уфа, 2007 -Вып 4(70).-С 14-17

6 Обобщение геолого-геофизических материалов и оценка перспектив нефтегазоносности Кыулонгской впадины // Тез докл конф, посвященной 10-летию образования нефтяной отрасли Вьетнама - Ханой, 1985

7 История геологического развития шельфа Южного Вьетнама // Нефть и газ - 1984 -№ 1

8 Классификация локальных структур Кыулонгской впадины с целью поисков в них скопления нефти и газа // Тез докл. 2-ой геологической конф Вьетнама -Ханой, 1984

9 Геологическое строение докайнозойских отложений шельфа Южного Вьетнама // Нефть и газ - 1991 - № 1 - С 2-7 (Соавтор Лонг Ф X)

10 Смачиваемость и капиллярные свойства трещино-кавернозных пород фундамента месторождения Белый Тигр // Нефть и газ - 1993 - № 4 - С 2-7 (Соавторы Мартынцив О Ф., Туан Ф.А )

11 Некоторые результаты изучения залежи нефти в фундаменте месторождения Белый Тигр И Сб докл междунар выставки Петровьетнама. - Хошимин, 1993 (Соавторы Шан Н Т., Вахитов Г Г. и др )

12 Физико-емкостные свойства и характеристика распределения трещи-новатости и каверн в фундаменте месторождения Белый Тигр // Тез. докл. 11 -ой научн конф горного института. - Ханой, 1994 (Соавтор Куи X В )

13 Прогнозирование процессов повышения нефтеотдачи с применением математического и физического моделирования на залежи фундамента месторождения Белый Тигр // Тез докл 4-ой научн. конф о механике деформации 20-22 октября 1994г -Ханой, 1994

14 Некоторые достижения в изучении геологии и разработке нефтяных месторождений шельфа Южного Вьетнама // Тез докл. научн конф, посвященной 50-летию образования геологической службы Вьетнама. - Хошимин, 1995 (Соавторы Шан Н Т и др )

15. Месторождение Дракон, его геологическое строение // Тез. докл конф государственного университета - Хошимин, 1995 (Соавторы Куи ХВ., Хай Ф Д)

16 Некоторые вопросы разработки нефтяных месторождений СП «Вьет-совпетро»//Нефть и газ -1996 -№5.-С 37-50 (Соавторы Тай Ч К и др.)

17 Геологическая модель фундамента месторождения Белый Тигр // Нефть и газ -1996 - №4 - С 2-7(Соавторы Куи ХВ идр)

18 Нефтегазоносность континентального шельфа юга Вьетнама с позиции концепции тектоники литосферных плит // Геология нефти и газа - 1996 -№ 10. - С. 40-43 (Соавторы Арешев Е Г, Гаврилов П.П )

19 Гранитоидные коллекторы нефти и их фильтрационно-емкостные свойства // Тез докл второй научн -техн конф, посвященной 850-летию г Москвы 22-24 января 1997 г (Соавторы Кошляк В И, Куи X В )

20. Использование подземных тепловых источников при эксплуатации месторождения с нефтью высокого содержания парафина II Нефть и газ - 1997. — № 3 -С 21-32 (Соавторы Каримов М.Ф. и др)

21 Применение микроэмульсионного кислотного состава для обработки призабойной зоны скважин в условиях месторождения Белый Тигр // Нефть и газ - 1997 - № 4. - С 24-30 (Соавторы Фьет Ч Ш и др )

22 Методика определения поля проницаемости неоднородных пород фундамента месторождения Белый Тигр // Сб докл конф. по механике нефти Вьетнама 3-5 декабря 1997 г - Ханой, 1997 (Соавторы Тай Ч К., За Н В. и др ).

23 Интрузивные комплексы кристаллического фундамента нефтяного месторождения «Белый Тигр» (СРВ) // Бюллетень Московского общества испытателей природы (Отдел геологический) - 1997 - Т. 72. - Вып. 1 - С. 56-61 (Соавторы Арешев Е Г и др)

24 Катагенетическая зональность Кыулонгского бассейна в связи с перспективами его нефтегазоносности // Тез докл. 3-ей междунар конф. по химии нефти 2-5 декабря 1997 г - Томск, 1997 (Соавторы Тьен X Д, Донцов В В )

25 Плутонические породы фундамента месторождения Белый Тигр и особенности формирования в них зон коллекторов // Сб научн докл, посвященный 15-летию образования СП «Вьетсовпетро» - Ханой, 1998 - С 61-76 (Соавтор Киреев Ф.А)

26 Особенности строения и физико-емкостных свойств залежи фундамента месторождения Белый Тигр и мероприятия повышения коэффициента нефтеотдачи II Нефть и газ - 1998 - № 5 - С 11-16 (Соавторы Куи ХВ , Тай Ч К и др)

27 Исследование эффективности регулирования фильтрационных потоков композицией Галка для повышения коэффициента нефтеотдачи месторождения Белый Тигр // Сб научн докл, посвященных 15-летию образования СП «Вьетсовпетро» -Ханой, 1998.-С 278-284(СоавторыБелянинГН ндр)

28 Фильтрационно-емкостная модель гранитоидных коллекторов на примере нефтяных месторождений шельфа Южного Вьетнама // Тез докл

междунар конф и выставки по геофизическим исследованиям скважин 8-11 сентября 1998 г - М, 1998 (Соавтор Кошляк В А)

29 Роль листрической тектоники в формировании структур Кыулонгской и Южно-Коншонской впадин // Геология Серия А. - Ханой, 1998 -№ 246 - С 39-42 (Соавторы Киреев Ф А, Бат 3 В)

30 Распределение трещиноватости, разрывных нарушений и процессы их формирования в пределах шельфа Южного Вьетнама и сопредельных территорий // Нефть и газ - 1999. - № 1 - С 8-18 (Соавторы Лонг ФХ., Куи ХВ и ДР)

31 Петрологическое расчленение гранитоидов как основа количественной интерпретации материалов каротажа // Новые высокие информационные технологии для нефтегазовой промышленности. Тез. докл. междунар симпозиума 8-11 июня 1999 г - Уфа, 1999 (Соавторы Кошляк В А , Ньуан Ч С)

32 Закономерность размещения залежи нефти и газа дотретичного фундамента шельфа Южного Вьетнама // Тез докл IV междунар. научн -практ конф. «Хазарнефтегазятаг-2000» 10-13 октября2000г -Баку,2000

33. Характерные особенности распределения нефтяных и конденсатных залежей в месторождениях Белый тигр и Северо-Восточный Дракон // Сб матер. 15-ой междунар конф по химии нефти и газа 22-26 сентября 2003 г -Томск, 2003 (Соавторы Хоанг Динь Тиен, Нгуен Тхуй Куинь)

34 Новые технологии ГИС для повышения эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений // Высокие технологии в промысловой геофизике Матер 3-его научного симпозиума - Уфа, 2004 (Соавторы Урманчеев В И, Хой Ч В , Утопленников В.К., Тай Ч.К, Лой Л М.).

35 Геодинамические условия формирования нефтяных месторождений на шельфе Южного Вьетнама с позиции мистгенетической концепции образования углеводородов // Геодинамика нефтегазоносных бассейнов. Матер второй междунар конф 19-21 октября 2004г -М,2004 (Соавторы КиреевФА, Утопленников В К)

36 Прогноз обводнения скважин по изменению солевого состава нефтей на месторождении Белый тигр (Вьетнам) // Матер. 3-ей всеросс. научн.-практ конф 20-24 сентября 2004 г (Лой К М, Лыонг 3 X, Гпвиных Ю.В , Хай Ф Д)

37 Нефтегазовые перспективы кайнозойских осадочных бассейнов в континентальном шельфе Вьетнама на основании геохимических данных // Геохимия в практике поисково-разведочных работ на нефть и газ Тез докл научн-практ конф 30 октября-1 ноября 2001 г - М, 2001 (Соавторы Хоанг Динь Тьен, Нгуен Тхуй Куинь).

38 Some features of oil reservoirs in the granite basement offshore of South Vietnam // Second conference on geology of Indochina 11-13 November 1991, Hanoi. (Соавторы Дык H В , Гаттенбергер Ю.П )

39. Some results of oil and gas exploration and geological structure study in the offshore basins of South Vietnam // Second conference of Indochina 11-13 November 1991, Hanoi. (Соавтор Шан H T)

40 Composition and structure of South Vietnam offshore basement // Second conference of Indochina 11-13 November 1991, Hanoi (Соавторы Дык H В , Гаттенбергер Ю П)

41. Stratigraphy and hthology of Mekong basin offshore Vietnam // First international seminar on the stratigraphy of the Southern shelf of Vietnam. 14-15 January 1993, Ho Chi Minh city (Соавторы Шан H T и др).

42 Estimating natural regime large massive oil deposits in the weathered basement offshore South Vietnam // Second conference on geology of Indochina, 11-13 November 1991, Hanoi (Соавтор Вахитов Г Г.)

43. Reservoirs in fractured basement on the continental shelf of Southern Vietnam // Journal of Petroleum geology. - October, 1992 - Vol. 15(4) -P 451-464 (Соавторы Арешев E Г и др )

44 Evaluation of predominant technological factors increasing the oil recovery from crystal bed deposit of white tiger formation m SRV // International conference "Problems of complex development and production of hard- acces-

sible oils and natural bitumens (Production and refining). - Kazan, October 4-8, 1994 (Соавторы Вахитов Г Г. и др ).

45 Magmatic rocks on the continental shelf of southern Vietnam // International Symposium (Workshop on geology) "Exploration and development of energy and mineral resources of Vietnam and adjoining regions" - Hanoi, Vietnam, May 30 - June 2,1994. (СоавторыШанHT,ШнипOA).

46 Oil-bearing characteristics of pretertiary weathered fractured basement rock of southern continental shelf of Vietnam // International Symposium (Workshop on geology) "Exploration and development of energy and mineral resources of Vietnam and adjoining regions" -Hanoi, Vietnam, May 30 - June 2,1994 (Соавторы Дык H В. и др )

47 Tectonic evaluation and the precenozoic basement of offshore South Vietnam // International Symposium on geology of Southeast Asia and adjacent areas Hanoi, Vietnam, 1-9 November 1995 (Соавторы Шан H.T и др.)

48 Wet ability, capillary properties and compressibility of fractured granite and evaluation of fracture aperture from Electrical measurements // International Symposium of the Society of core analysts - Stavanger, Norway, September 12-14, 1994 (Соавторы Туан Ф A, Мартынцив О.Ф)

49 Results of exploration activities and optimal technical solutions for reservoir development m the basement of the White Tiger field // 3 геологическая конференция Октябрь 1995 - Ханой, 1995. - С 59-67. (Соавтор Шан Н.Т)

50 Heterogeneity of fractures granite effects on petrophysical properties and water saturation of preserved cores // International symposium of the society of core analysts - USA, 12-14 September, 1995. (Соавторы Туан Ф.А , Мартынцив О.Ф)

51 Metamorphism process of magmatic rock m basement of Bach Ho and Rong oil field//PetroVietnam Review - 1996 - Vol 3 -P 13-17 (Соавтор Flaic ОТ)

52 Some results of the reservoir study in the weather and fractured basement of White Tiger oil field offshore Vietnam//Petrovietnam conference March 1-3, 1995 - Ho Chi Minh City, Vietnam. (Соавтор Вахитов Г Г и др.)

53 Results of the prospecting and exploration and the optimal technological solutions for oil and gas exploitation in the basement of White Tiger field // Pet-roVietnam Review - 1996 - Vol 3.-P 2-9

54 About dynamics of Ride-dispersed gas emution form during oil and gas artificial recovery // 9th International conference on Surface and colloid Science -6-12 July, 1997, Sofia, Bulgana. - P 21-32. (Соавторы Каримов M Ф и др)

55 Pretertiary basement The new objective for oil and gas exploration and production in the continental shelf of South Vietnam // IPA conference on Petroleum system of South-East Asia and Australia May 21-23, 1991 - Jakarta, Indonesia - P 461-465 (Соавторы Шан H T, Зао Н )

56 The study and application of three-phase foams in oil and gas production processes // 9th 'nternational conference on Surface and colloid Science July 6-12, 1997 - Sofia, Bulgana (Соавторы Долгов С В др )

57 Distribution characteristics of pore space and model of reservoir rocks in Bach Ho basement // PetroVietnam Review - 1997 - Vol. 3 - P. 2-8. (Соавторы Куи X.B , Хай Ф Д)

58 Pretertiary basement The new objective for oil and gas exploration and production in the continental shelf of South Vietnam // IPA conference on Petroleum system of South-East Asia and Australia May 21-23 1997 - Jakarta, Indonesia - P 461-465 (Соавторы Шан H T, Зао H).

59 Secondary variation in oligocenes sedimentary formations in the oilfield White Tiger // PetroVietnam Review - 1998. - No 2 - P 2-7 (Соавторы Куи X В , Дак Ф T)

60 Composition, structure and oil-beanng capacity of basement of the White Tiger field // IPA conference on Petroleum system of South-East Asia - Jakarta, Indonesia - May, 1998 (Соавторы Киреев Ф., Туан ФА).

61. Structural and reservoir characteristics of the oil body in Bach Ho pre Ce-nozoi basement and discussions on solutions to raise oil recovery factor // Pet-roVietnam Review. - 1999 -P 4-9 (Соавторы XB Куиидр)

62 Characteristics of oil recovery from the fractured granitic basement rocks and perspective measures for enhancing the oil recovery of the basement oil bearing zone of the Bach Ho field // Conference on the oil and gas industry on the eve of the 21st century - Hanoi, 2000. - vol. 1. - P. 36-43. (Соавторы Pham Anh Tuan, Le Dinh Lang).

63 Geological model of the lower oligocene elastic reservoirs in the Bach Ho field // Conference on the oil and gas industry on the eve of the 21st century. - Hanoi, 2000.-Vol 1 -P 330-337. (Соавторы Phung Dae Hai, Pham Tuan Dung)

64 Characteristics of hydrocarbon distribution in pre-tertiaiy basement reservoir m the continental shelf of Vietnam. - Hanoi, 2000. - Vol 1 - P 338-341

65. The nature of fracture creation and the formation of granitoid reservoir // Conference on the oil and gas industry on the eve of the 21st century. - Hanoi, 2000. - vol. 1. - P. 342-348. (Соавтор Kosliak V A.)

66 Study of permeability and reservoir characteristics of fractured granite rock using well-log data and hydrodynamic research // Conference on the oil and gas industry on the eve of the 21st century. - Hanoi, 2000 - Vol 1-P 381-390 (СоавторKosliakVA)

67 Characteristics of permeability and oil reservoir in the Bach Ho basement based on well-log data analysis // Conference on the oil and gas industry on the eve of the 21st century - Hanoi, 2000 - Vol l.-P 409-417 (Соавтор Mai Van Du)

68 The relationship between water m the crystal lattice of secondary minerals and the formation water in the basement oil reservoir of the Bach Ho field // Conference on the oil and gas industry on the eve of the 21st century - Hanoi, 2000 -vol 2 - P 150-157 (Соавторы Pham Tat Dae, Phung Dae Hai)

69 Characteristics of fractured reservoirs in magmatic rocks and their reservoir properties // SPE64464 - 16-18 October, 2000. - Brisbane, Australia (Соавторы Кошляк В A, Хай Ф Д ).

70. The vuggy fracture basement reservoir of White Tiger and South-East Dragon oil field enhanced oil recovery by water injection // Petrovietnam Review. -2005. - Vol 3. (Соавторы Hoang Van Quy, Truong Cong Tai).

71. Geological model of the lower oligocene elastic reservoirs in the Bach Ho field // Conference on the oil and gas industry on the eve of the 21s century. - Hanoi, 2000. - Vol l.-P 330-337. (Соавторы Phung Dae Hai, Pham Tuan Drag).

72. Characteristics of Hydrocarbon distribution in pre-tertiary basement reservoir m the continental shelf of Vietnam. - Vol. 1. - P. 338-341.

73 The vuggy fractured basement reservoir of White Tiger and South-Eeast Dragon oil fields and applied enhanced oil recovery by water injection // Petrovietnam Review. - 2005. - Vol. 3. (Соавторы Hoang Van Quy, Truong Cong Tai).

74 Organic geochemistry of petroleum systems in South Conson basin (South Vietnam) // The 23rd International Meeting on organic geochemistry 9-14 September 2007. - Torquay, England. (Соавтор Savmukh Yu.V).

Фонд содействия развитию научных исследований Подписано к печати 11 апреля 2008 г Бумага писчая Заказ № 189 Тираж 100 экз Ротапринт ГУП «ИПТЭР», 450055, г Уфа, проспект Октября, 144/3

Содержание диссертации, доктора технических наук, Чан Ле Донг

Введение.

Глава 1. Геологическое строение шельфа Южного Вьетнама.

Глава 2. Геодинамическая модель развития шельфа Южного Вьетнама.

Глава 3. Особенности строения фундамента шельфа Южного Вьетнама.

3.1. Состав, строение и возраст пород фундамента.

3.2. Условия образования и формационная типизация гранотоидов фундамента шельфа Южного Вьетнама.

Глава 4. Модель коллекторов и факторы, определившие формирование коллекторов в фундаменте шельфа Южного Вьетнама.

4.1. Модель коллекторов фундамента.

4.2. Факторы, определяющие формирование коллекторов в фундаменте шельфа Южного Вьетнама.

Глава 5. Нефтегазоносность и закономерность размещений залежей шельфа Южного Вьетнама.

Глава 6. Вопросы образования залежей нефти в фундаменте шельфа

Южного Вьетнама.

Глава 7. Геолого-технологические основы разработки месторождений с гранитоидными коллекторами (на примере месторождения «Белый Тигр»).

7.1. Фильтрационно-емкостные свойства фундамента.

7.2. Смачиваемость пород фундамента.

7.3. Начальная водонасыщенность.

7.4. Начальное пластовое давление.

7.5. Объемное гидропрослушивание.

7.6. Сжимаемость пустот.

7.7. Характеристика вытеснения флюидов.

7.8. Функции относительных фазовых проницаемостей.

7.9. Гидродинамические параметры пластов.

7.10. Свойство поверхностных и пластовых флюидов.

7.10.1. Свойства нефти в пластовых условиях.

7.10.2. Физико-химические характеристики нефтей в поверх-ностных условиях.

7.10.3. Физико-химические характеристики газа сепарации.

Глава 8. Этапы и особенности разработки залежи нефти в фундаменте месторождения «Белый Тигр».

Глава 9. Система разработки залежи фундамента шельфа Южного Вьетнама.

9.1. Анализ состояния разработки.

9.2. Анализ характеристики динамической обводненности продукции.

9.3. Анализ изменения пластового давления в процессе разра-ботки.

Глава 10. Повышение эффективности разработки нефтяных залежей месторождения «Белый Тигр».

10.1. Исследование возможности применения комплексной микробиологической и физико-химической технологии для увеличения нефтеотдачи месторождения «Белый Тигр».

10.1.1 Активизация пластовой микрофлоры композициями DMCKA hDMCVIS.

10.1.2. Активизация пластовой микрофлоры композицией ИХН

10.2. Исследование эффективности регулирования фильтрационных потоков композицией «ГАЛКА» для повышения нефтеотдачи месторождения «Белый Тигр».

10.3. Особенности кислотного воздействия на гранитоиды фундамента месторождения «Белый Тигр».

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Научные основы технологии разработки гранитоидных коллекторов нефти и газа"

Промышленные залежи углеводородов в магматических и метаморфических породах фундамента известны во многих регионах мира: в Южной и Северной Америке, в Европе, в Юго-Восточной Азии, в Китае и др. Несмотря на широкую географию своего распространения, доля месторождений, приуроченных к породам фундамента, в общем числе выявленных месторождений к настоящему времени не превышает 1 %. Такое соотношение отвечает преобладающим представлениям о происхождении нефти, опирающимся, в основном, на осадочно-миграционную теорию, которая обосновывает доминирующую нефтега-зоносность осадочного чехла, в то время как фундамент традиционно относится к категории бесперспективных объектов.

В последние годы интерес к фундаменту как к нефтепромысловому объекту значительно возрос. Это связано как с открытием в нем новых значительных по запасам скоплений углеводородов, так и с постепенным истощением месторождений углеводородов, связанных с породами осадочного чехла.

Результаты глубокого и сверхглубокого бурения, проведенного на Кольском полуострове, в Татарстане, в Швеции, а также публикации по месторождениям, связанным с породами фундамента, свидетельствуют о том, что фундамент не представляет собой монолитную непроницаемую толщу, а, наоборот, содержит и, порой на значительной глубине от его поверхности, трещиноватые разуплотненные зоны, благоприятные для скоплений углеводородов.

В результате поисково-разведочных работ, проведенных на шельфе Южного Вьетнама, за последние годы обнаружен ряд промышленных залежей нефти и газа в породах фундамента на месторождениях «Белый Тигр», «Заря», «Руби», «Черный Лев» и др. Следует отметить, что доля получаемой продукции из залежей фундамента составляет около 95 % от общей добычи нефти страны.

Это обстоятельство требует всестороннего изучения магматогенных пород фундамента, их вещественного состава, генезиса, процессов вторичных изменений, т. е. построения модели коллекторов, исследования характера распределения и формирования трещинных систем, выявления закономерностей формирования и размещения залежей, разработки критериев оценки перспектив нефтегазоносности и методологических основ эксплуатации залежей УВ в коллекторах «нетрадиционного» типа, развитых в фундаменте изучаемого региона.

Целью работы являлось установление закономерностей размещения залежей нефти и газа, разработка критериев прогнозной оценки перспектив нефтегазоносности, а также разработка научно-методологических основ освоения залежей УВ в трещиноватых коллекторах фундамента шельфа Южного Вьетнама.

Основные задачи исследований

1 Выявление состава и строения фундамента; создание современной гидродинамической модели развития шельфа Южного Вьетнама.

2 Разработка модели фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, основных процессов, определивших их образование в гранитоидах шельфа Южного Вьетнама.

3 Выявление закономерностей размещения залежей УВ в магматических породах фундамента.

4 Установление геологических основ разработки залежи нефти и газа фундамента шельфа Южного Вьетнама (на примере месторождения «Белый Тигр»).

5 Определение принципов и анализ систем разработки залежи в трещиноватых гранитоидных коллекторах месторождения «Белый Тигр».

В основу диссертационной работы положен проанализированный автором материал в период 1981-2007 гг., представляющий собой обобщенные результаты производственной деятельности Петровьетнама, СП «Вьетсовпетро» и, особенно, его структурного подразделения НИПИморнефтегаз, зарубежных морских нефте-газопоисковых предприятий и фирм, выполнявших на контрактной основе по заданию СП «Вьетсовпетро» («Дальморнефтегеофизика», «Жеко-Пракла», «SSI», ЦГЭ) различные производственные и тематические работы, а также материалы публикаций и отчетов, предоставленных организациями, занимавшимися геологическим изучением шельфа Вьетнама и прилегающих к нему акваторий.

Проанализировано более 80 тыс. пог.км интерпретированных сейсмических профилей 2-Д и 3-Д, результаты геофизических исследований скважин с общим метражом проходки по породам фундамента более 120 ООО м; результаты изучения более 1500 м керна лабораторными методами, в основном по Кыулонской впадине (месторождения «Белый Тигр», «Дракон», «Заря», «Южный Дракон - Дой Мой», «Руби», Вай-Тхьеу, «Волк», Там-Дао) и Южно-Коншонской впадине (Дай Хунг, Бок Ау, Дай Банг, Тьен Ынг, 218).

Кроме того, были проанализированы имеющиеся в фондовой литературе описания обнажений и результаты изучения каменного материала выходов изверженных пород на прилегающих к шельфу районов суши и островов.

Большую помощь технического характера, а также в подборе и систематизации фактического материала автору оказывали специалисты СП «Вьетсовпетро», бывший генеральный директор ГНГК «Петровьетнам» Н. Т. Шан, д-р геолого-минерал, наук Нгуен-Зао, Е. Г. Арешева, профессор В. П. Гаврилов, профессор Г. Г. Вахитов, Ю. А. Тронов, Ф. А. Киреев, О. А. Шнип, В. В. Поспелов, О. Ф. Макрищев, Г. Н. Белянин, В. А. Кошляк, Ф. X. Лонг, X. В. Куи, В. Г. Вершовский, Н. В. Дык, Ф. Д. Хай, др.

Всем коллегам автор выражает искреннюю благодарность.

Диссертация состоит из введения, десяти глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 200 наименований. Изложена на 300 страницах машинописного текста, включает таблицы и рисунки.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Чан Ле Донг

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Шельф Южного Вьетнама является частью сложнопостроенной переходной зоны, образовавшейся в результате аккреционного разрастания коры континентального типа между Евразийским континентом и Тихоокеанской мегосферой.

2. Породы-коллекторы в массиве кристаллического фундамента шельфа Южного Вьетнама характеризуются тройной пустотностью. Фильтраци-онно-емкостные свойства пород-коллекторов фундамента характеризуются высокой неоднородностью.

3. Залежи нефти в породах фундамента могу быть сформированы как за счет латеральной миграции углеводородов из осадочных пород, облекающих выступы фундамента, так и за счет переработанного в углеводороды нефтяного ряда органического вещества осадков океанской коры, затянутых при процессах субдукций на большие глубины. Залежи нефти — массивные и массивно-блоковые, представляющие собой, как правило, единую гидродинамическую систему с неравномерной нефтенасыщенностью по разрезу и различными фильтрационно-емкостными свойствами пород-коллекторов.

4. Выявлены геологические факторы, контролирующие формирование залежей нефти в фундаменте шельфа Южного Вьетнама: наличие выступов фундамента, обладающих интенсивной трещино-ватостью, и граничащих с ними крупных отрицательных структур, выполненных мощной толщей осадочных пород; наличие в осадочном разрезе над выступами фундамента надежных экранирующих покрышек большой толщины; наличие крупных разломов, затухающих в перекрывающих фундамент отложениях, образование которых связывается с рифтогенезом и последующим ослаблением тектонической активности в пострифтовую фазу.

5. Предложена и научно обоснована система разработки для месторождений шельфа Южного Вьетнама, включающая три основных этапа: 1-й этап разработка на упругом режиме; 2-й этап — подошвенное заводнение с частичным использованием естественных режимов; 3-й этап — закачка газа в повышенные части структуры при одновременной закачке воды в ее нижнюю часть.

6. Для месторождения «Белый Тигр» на массивной залежи фундамента в отсутствие природной подошвенной воды, впервые в мировой практике успешно реализовано в промышленных масштабах поддержание пластового давления путем закачки воды в нижнюю часть залежи. При осуществлении этого технологического приема конечный коэффициент извлечения нефти может достичь 44 %.

7. В результате выполненного комплекса лабораторных, теоретических и опытно-промышленных работ установлено, что применение в разработке месторождений методов увеличения нефтеотдачи, адаптированных к условиям шельфа Южного Вьетнама (газовых, гидродинамических, физико-химических и микробиологических МУН), позволит довести КИН до 50 %.

8. Предложенная система разработки месторождений с гранитоидными коллекторами показала высокую технико-экономическую эффективность, что позволяет использовать опыт ее применения на месторождениях подобного типа.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Исходя из вышеизложенного, можно сделать следующие выводы:

1. Шельф Южного Вьетнама является частью сложнопостроенной переходной зоны, образовавшейся в результате аккреционного разрастания коры континентального типа между Евразийским континентом и Тихоокеанской океанической метосферой.

2. Формирование гранитоидных пород, слагающих докайнозойский фундамент шельфа Южного Вьетнама, в основном происходило в результате кристаллизационной дифференциации известково-щелочной базальтовой магмы и палингенно-анатектического плавления пород континентальной коры и аккреционных масс в условиях геодинамического режима активной материковой окраины.

3. По аналогии с материковой сушей Южного Вьетнама в составе фундамента шельфа выделяются три разновозрастных интрузивных магматических комплекса: комплекс Хон-Хоай триасового возраста, комплекс Дин-Куан юрского возраста, комплекс Ка-На мелового возраста.

4. В распространении в фундаменте плутонических пород наблюдается определенная закономерность: комплекс Хон-Хоай; сложен преимущественно диоритами, комплекс Дин-Куан; преимущественно гранодиоритами и комплекс Ка-На преимущественно гранитами.

5. Породы-коллекторы в массиве кристаллического фундамента шельфа Южного Вьетнама характеризуются тройной пустотностью. Фильт-рационно-емкостные свойства пород-коллекторов фундамента характеризуются высокой неоднородностью. Однако можно наблюдать тенденцию увеличения ФЕС по мере приближения к разломам и ухудшения с глубиной.

6. Поскольку проницаемость коллектора в массиве пород фундамента является интегральной величиной, определяемой вкладом коллекторов с различными типами пустотностей, не существует единой, универсальной модели, описывающей связь проницаемости с геофизическими параметрами. Поинтервальное определение проницаемости возможно, если есть результаты исследования с построением ИК и кривые ГИС по контролю за разработкой, позволяющие определить поинтервальный дебит.

7. Фундамент рассматриваемого региона является одним из основных нефтегазоперспективных объектов проведения поисково-разведочных работ. На большом материале бурения и результатов испытаний скважин, выполненных в пределах шельфа Южного Вьетнама СП "Вьетсовпетро" и другими нефтяными компаниями, доказана региональная нефтеносность фундамента.

8. Анализ распределения коллекторов и их нефтенасышенности по разрезам и площади показал, что размещение залежей нефти в фундаменте шельфа Южного Вьетнама в большей степени контролируется развитием зон коллекторов , т. е. залежи нефти могут аккумулироваться как в повышенных так в пониженных частях выступов фундамента, в т. ч. ниже замков положительных структур. Это принципиально новое положение, которое расширяет перспективы и эффективность поисковых и разведочных работ. При бурении первых поисковых скважин на новых площадях породы фундамента необходимо вскрывать на максимально возможную глубину. Наиболее крупные скопления нефти приурочены к выступам фундамента, осложненным нарушениями взбросового типа, в которых под воздействием вертикальных сил в приподнятых по взбросу блоках создаются условия для возникновения полей горизонтального растяжения, в результате которого развивается интенсивная макро- и микротрещиноватость, площадь развития которой закономерно уменьшается вниз по разрезу.

9. Залежи нефти в породах фундамента могут быть сформированы как за счет латеральной миграции углеводородов из осадочных пород, облекающих выступы фундамента, так и за счет переработанного в углеводороды нефтяного ряда органического вещества осадков океанской коры затянутых при процессах субдукций на большие глубины. Из этого следует, что пространственная приуроченность нефти в фундаменте должна контролироваться положением зон субдукций и рифтовых прогибов.

10. Сохранность залежей углеводородов от рассеивания, как показано выше, зависит от качеств экранирующих свойств пород, непосредственно перекрывающих фундамент. При прочих равных условиях на участках, характеризующихся низкими экранирующими свойствами пород (небольшая толщина, песчано-глинистый состав) залежей нефти и газа не установлено.

11. Залежи нефти в породах фундаменте шельфа Южного Вьетнама относятся к массивным и массивно-блоковым. Они представляют собой, как правило, единую гидродинамическую систему с неравномерной нефтенасы-щенностью по разрезу и различными фильтрационно-емкостными свойствами пород-коллекторов. Однако на крупных поднятиях фундамента из-за отсутствия или плохой сообщаемостью между собой отдельных зон коллекторов, не исключена вероятность существования самостоятельных, гидродинамически не связанных между собой залежей в разрезе фундамента.

12. Геологические факторы, контролирующие формирование залежей I нефти в фундаменте шельфа Южного Вьетнама: наличие выступов фундамента, обладающих интенсивной трещино-ватостью, и граничащих с ними крупных отрицательных структур, выполненных мощной толщей осадочных пород; наличие в осадочном разрезе, над выступами фундамента надежных экранирующих покрышек большой толщины; наличие крупных разломов, затухающих в перекрывающих фундамент отложениях, образование которых связывается с рифтогенезом и последующим ослаблением тектонической активности в пострифтовую фазу; наличие в разрезе осадочного чехла нефтематеринских пород, прилегающих сбоку к выступам фундамента.

13. Высокоперспективными объектами являются структуры, расположенные в центральной антиклинальной зоне Кыулонгской впадины (Юго-Восточный, Восточный Дракон, Белый Тигр, Заря, Фыонг-Донг, Емералд, Пеарл, Руби, Топаз). Перспективными можно также считать такие структуры, расположенные на борту впадины но обращенные к её центру: Там Дао, Баден, Вынг Донг, Черный Лев, Диамонд, Шой и тд. В пределах Южно-Коншонской впадины первоочередными являются структуры Дай-Хунг, Дай-Банг, 12Е, Манг-Кау.

14. В применяемый комплекс поисково-разведочных работ на нефть и газ в фундаменте шельфа Южного Вьетнама следует обязательно включать: высокоразрешающую сейсморазведку ЗД; специальные методы обработки и интерпретации полученных сейсмических материалов с целью картирования поверхности фундамента и выявления в нем зоны разуплотнений; комплекс геофизических исследований скважин с обязательным включением в него методов FMI, FMS; специальные гидродинамические, термодинамические исследования скважин, снятие профилей притока.

15. Для залежи фундамента наиболее эффективным является многоэтапный подход разработки. В процессе её разработки нефтеотдача будет складываться из результатов, достигнутых на трех основных этапах: 1 -й этап — разработка на упругом режиме; 2-й этап — подошвенное заводнение с частичным использованием естественных режимов; 3-й этап — закачка газа в повышенные части структуры при одновременной закачке воды в ее нижнюю часть. Для месторождения "Белый Тигр" на массивной залежи фундамента в отсутствие природной подошвенной воды, впервые в мировой практике успешно осуществлено промышленное поддержание пластового давления путем закачки воды в зону нижней части залежи. При осуществлении этого приема коэффициент нефтеотдачи может достигать до 37-40 %.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Чан Ле Донг, Уфа

1. Алтунин, Л. К. Неорганические гели для увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов с высокой температурой / Л. К. Алтунин, В. А. Кувшинов // Нефтяное хозяйство.— 1995. — № 4. — С. 36-38.

2. Арешев, Е. Г. Научное обоснование наиболее эффективных ГРР на нефть и газ по СП «Вьетсовпетро» / Е. Г. Арешев // Труды ГУНГ, СРВ, г. Ханой, 1959; Труды ИГИРГИ, г. Москва, 1989.

3. Арешев, Е. Г. Рифтовые структуры как перспективный нефтегазоносный объект континентального шельфа СРВ / Е. Г. Арешев, В. П. Гаврилов, Ф. А. Киреев // Нефтяное хозяйство.— 2001.— № 2.— С. 22-24.

4. Арешев, Е. Г. Модель геодинамического развития континентального шельфа юга СРВ / Е. Г. Арешев, В. П. Гаврилов, Ч. Л. Донг и др. // Нефтяное хозяйство.— 1996.— № 8.— С. 30-34.

5. Арешев, Е. Г. Рифтовые структуры как перспективный нефтегазоносный объект континентального шельфа СРВ / Е. Г. Арешев, В. П. Гаврилов, Ф. А. Кев // Нефтяное хозяйство.— 2001.— № 2.— С. 22-24.

6. Арешев, Е. Г. Геодинамическая эволюция и нефтегазоносность фундамента Зондского шельфа / Е. Г. Арешев, В. П. Гаврилов, О. К. Полов и др. Доклад на XXXI Международном геологическом конгрессе, 2000, Рио-де-Жанейро (Бразилия).

7. Богопольский, А. О. Новая технология обработки призабойной зоны пласта микрозародышевым раствором на основе ПАВ / А. О. Богопольский, К. А. Коасари, А. Н. Иванов // Нефтяное хозяйство.— 1995.— № 7.— С. 39-42.

8. Борисов, Ю. В. К вопросу об эффективности циклического метода воздействия на пласты / Ю. В. Борисов, В. К. Огаджанянц // Тр. ин-та / ИНИИКРнефть.— 1968.— Вып. 54.— С. 20-27.

9. Васильева, М. Ю. Доплатформенные комплексы нефтегазоносных территорий СССР / М. Ю. Васильева, Е. Г. Журавлев, В. С. Князев и др. — М.: Недра, 1992.—309 с.

10. Винь, Т. Д. Исследование комплексной технологии микробиологического и физико-химического воздействия для увеличения нефтеотдачи на моделях пласта месторождения «Белый Тигр» / Т. Д. Винь, Ф. В. Доан,

11. Н. Д. Мань и др. // Научная конференция по случаю 20-летия СП «Вьет-совпетро» и добычи 100 млн т нефти.— 2001.— №11.— С. 599-604.

12. Гаврилов, В. П. Океаногенез и континентогенез — основные этапы полного цикла развития литосферы / В. П. Гаврилов // Геология и разведка.— 1986.—№ 1.— С. 3-10.

13. Гаврилов, В. П. Геология и нефтеносность фундамента шельфа Южного Вьетнама / В. П. Гаврилов, А. Д. Дзюбло, В. В. Поспелов, О. А. Шнип // Геология нефти и газа.— 1995.— № 4.— С. 25-29.

14. Гаврилов, В. П. Океаногенез и континентогенез — основные этапы полного цикла развития литосферы / В. П. Гаврилов // Геология и разведка.— 1986.—№ 1.—С. 3-10.

15. Гаврилов, В. П. Геология и нефтеносность фундамента шельфа Южного Вьетнама / В. П. Гаврилов, А. Д. Дзюбло и др. // Геология нефти и газа.— 1995.— № 4.— С. 25-29.

16. Гатинский, Ю. Г. Тектоническая эволюция Юго-Восточной Азии / Ю. Г. Гатинский, Ч. С. Хатчинсон, Н. М. Линь, Ч. В. Ни. — В кн.: Тектоника Азии. Докл. XXVII сессии МГК.— Т. 5.— М.: Наука, 1984.— С. 193207.

17. Геодекян, А. А. и др. Генетические закономерности нефтегазоносности акваторий / А. А. Геодекян и др.— М.: Наука, 1980. Геофизика океана.— Т. 2. Геодинамика.— М.: Наука, 1979.— 416 с.

18. Геологическая модель фундамента месторождения «Белый Тигр» (Соавторы X. В. Кюи и др.) // Нефть и газ.— 1996.— № 4,— С. 2-7.

19. Геологическое строение докайнозойских отложений шельфа Южного Вьетнама (Соавтор Ф. X. Лонг) // Нефть и газ.— 1991.— № 1.— С. 2-7.

20. Геологическое строение акватории провинции Тхуан Хай- Минь Хай. Сборник результатов научных исследований главного управления нефтью и газом, 1982, г. Ханой. (Соавторы Л. В. Кы).

21. Геология и нефтегазоносность фундамента зондского шельфа. Е. Г. Арешев, В. П. Гаврилов, Ч. Л. Донг, Н. Зао, О. К. Попов, В. В. Поспелов, Н. Т. Шан, О. А. Шнип / Монография.— М.: Нефть и газ, 1997.— 285 с.

22. Головко, С. Н. и др. Эффективность применение растворителей асфаль-тосмолопарафиновых отложений в добыче нефти / С. Н. Головко и др.— М.: ВНИИОЭНТ, 1984.—66 с.

23. Гранитоидные коллекторы нефти и их фильтрационно-емкостные свойства // Тезисы докладов второй научно-технич. конференции, посвященной 850-летию г. Москвы. 22-24 января 1997 г. (Соавторы В. И. Кошляк, X. В. Кюи).

24. Гришин, Ф. А. Промышленная оценка месторождений нефти и газа / Ф. А. Гришин.— М.: Недра, 1985.

25. Далматова, Н. Н. Особенности физических и емкостных свойств цеолит-содержащих пород. Петрофизическое обеспечение подсчета запасов нефти и газа / Н. Н. Далматова, А. А. Кондратова и др. / Сб. науч. трудов ЗапСибНИГНИ.—Тюмень, 1989.—С. 51-59.

26. Дмитриевский, А. Н. Влияние гидротермальной деятельности на формирование коллекторов нефти и газа в породах фундамента / А. Н. Дмитриевский, Ф. А. Киреев и др. // Изв. АН СССР. Сер. Геология-.— 1992.— №5.—С. 119-128.

27. Дмитриевский, А. Н. О новом типе коллектора в породах кристаллического фундамента / А. Н. Дмитриевский, Ф. А. Киреев и др. // Доклады АН СССР.— 1990.— Т. 315, № 1,—С. 163-165.

28. Дмитриевский, А. Н. Влияние гидротермальной деятельности на формирование коллекторов нефти и газа в породах фундамента / А. Н. Дмитриевский, Ф. А. Киреев, Р. А. Бочко, Т. А. Федорова // Известия РАН, серия геологич.— 1992.— № 5.— С. 119-128.

29. Дмитриевский, А. Н. Влияние гидротермальной деятельности на формирование коллекторов нефти и газа в породах фундамента / А. Н. Дмитриевский, Ф. А. Киреев, Р. А. Бочко, Т. А. Федорова // Изв. АН СССР. Сер. геол.— 1992.— № 5.— С. 119-128.

30. Дмитриевский, А. Н. Магматогенно-осадочный формационный комплекс, как новый нефтеперспективный поисковый объект / А. Н. Дмитриевский, Ф. А. Киреев, Р. А. Бочко, Т. А. Федорова // Доклады АН СССР.— 1992,— Т. 322, № 2.— С. 347-350.

31. Донг, Ч. Л. Геологическая модель фундамента месторождения «БелыйI

32. Тигр» / Ч. Л. Донги др. // Журнал нефти и газа Вьетнама.— 1996.— № 4.

33. Донг, Ч. JI. Перспективы и основные направления работ по повышению нефтеотдачи на месторождении «Белый Тигр» / Ч. JI. Донг, Г. Н. Белянин, О. Ф. Мартынцив, Ф. А. Туан // Нефтяное хозяйство.— 1996.— №8.— С. 66-68.

34. Донг, Ч. JI. Промысловые исследования неравновесных эффектов в процессе разработки нефтегазовых месторождений / Ч. JI. Донг, М. В.Зы // Азерб. нефтяное хозяйство.— 2000.— № 7.— С. 47-52.

35. Донг, Ч. Л. Плутонические породы фундамента месторождения «Белый Тигр» и особенности формирования в них зон коллекторов / Ч. Л. Донг, Ф. А. Киреев // Научная конференция, посвященная 15-летию создания СП «Вьетсовпетро» (1981-1996).—С. 61-75.

36. Донг, Ч. Л. Роль листрической блоковой тектоники в формировании структур Кыулонгской и Южно-Коншонской впадин / Ч. Л. Донг, Ф. А. Киреев, Д. В. Бат // Геология.— 1998.— № 5-6— Сер. А.— № 246.—С. 39-429 на вьет. яз.

37. Дубровский, М. И. Гранитные системы и граниты / М. И. Дубровский.— Л.: Наука, 1984.—207 с.

38. Жариков, В. А. Проблемы гранитообразования / В. А. Жариков // Вести. МГУ. Сер. Геология.— 1987.— № 6.— С. 3-14.

39. Интрузивные комплексы кристаллического фундамента нефтяного месторождения «Белый Тигр» (СРВ). (Соавторы Е. Г. Арешев и др) //

40. Бюллетень Московского общества испытателей природы. Отдел геологический.— 1997.— Т. 72, вып. 1.— С. 56-61.

41. Использование глубинной термической энергии для добычи нефти высокого содержания парафина (Соавторы М. Ф. Каримов и др.) // Сб. докладов IV конференции "Гидро и газодинамика", г. Ханой-12.— 1995.

42. Использование подземных тепловых источников при эксплуатации месторождения с нефтью высокого содержания парафина (Соавторы М. Ф. Каримов и др.) // Нефть и газ.— 1997.— № 3.— С. 21-32.

43. Исследование эффективности щелочного воздействия на пласт в условиях месторождения «Белый Тигр» (соавтор В. Е. Кащавцев) // Нефтяное хозяйство —М., 1997.—№8.—С. 13-15.

44. История геологического развития шельфа Южного Вьетнама // Нефть и газ.— 1984.— № 1.

45. Кабышев, Б. П. Количественная оценка перспектив нефтегазоносности пород кристаллического фундамента / Б. П. Кабышев // Геология нефти и газа.— 1991.—№ 3.— С. 2-5.

46. Катагенетическая зональность Кыулонского бассейна в связи с перспективами его нефтегазоносности (Соавторы X. Д. Тьен, В. В. Донцов) // Тезисы докладов 3-й Международной конференции по химии нефти 2-5 декабря 1997 г., г. Томск.

47. Классификация локальных структур Кыулонской впадины с целью поисков в них скопления нефти и газа // Тезисы докладов 2-й геологической конференции Вьетнама, г. Ханой, 1984.

48. Коржинский, Д. С. Гранитизация как магматическое замещение / Д. С. Коржинский // Изв. АН СССР. Сер. Геология — 1952 — № 2.— С. 56-69.

49. Кошляк, В. А. Распределение коллекторов в залежах гранитоидного фундамента месторождения «Белый Тигр» и оценка их фильтрационно-емкостных свойств / В. А. Кошляк, X. В. Куй // Нефтяное хозяйство, 1996.—№8.— С. 41-50.

50. Краюшкин, В. Л. Абиогенно-мантийный генезис нефти / В Л. Краюш-кин.— Киев: Наукова думка, 1984.

51. Кузнецов, Ю. А. Главные типы магматических формаций / Ю. А. Кузнецов.—М., 1964.—388 с.

52. Кузнецов, Ю. А. Общие структурные закономерности проявления гранитоидного магматизма / Ю. А. Кузнецов, А. Л. Яншин // В сб.: Проблемы связи тектоники и магматизма.— М., 1969.— С. 65-76.

53. Кучерук, Е. В. Специфика ловушек, коллекторов и залежей углеводородов в породах фундамента / Е. В. Кучерук // Геология нефти и газа.— 1991.—№ 12.

54. Лой, К. М. Тенденция изменения коэффициентов продуктивности скважин фундамента месторождения «Белый Тигр» в процессе разработки /

55. К. М. Лой, М. В. Зы // Материалы научной конференции, посвященной 25-летию нефтяной отрасли Вьетнама.— Ханой, 2000.

56. Менерт, К. Мигматиты и происхождение гранитов / К. Менерт.— М.: Мир, 1971.—328 с.

57. Месторождение «Дракона», его геологическое строение // Тезисы докладов конференции государственного университета. 11—1995 г., г. Хо Ши Минь (Соавторы X. В. Кюи, Ф. Д. Хай).

58. Методика определения поля проницаемости неоднородных пород фундамента месторождения «Белый Тигр» // Сборник докладов конференции по механике Вьетнама. 3-5 декабря 1997 г., г. Ханой (Соавторы Ч. К. Тай, Н. В. За и др.).

59. Сургучев, М. Л. Методы извлечения остаточной нефти / М. Л. Сургучев, А. Т. Горбунов и др.— М.: Недра, 1991.— С. 216-223.

60. Мирзаджанзаде, А. X. О нелинейной фильтрации в слоистых пластах / А. X. Мирзаджанзаде и др. // Нефтяное хозяйство.— 1972.— № 1.— С. 44-48.

61. Модель геодинамического развития континентального шельфа юга СРВ (Соавторы В. П. Гаврилов и др). // Нефтяное хозяйство.— М., 1996.— № 6.— С. 30-34.

62. Муслимов, Р. X. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии / Р. X. Муслимов, Р. Г. Абдулмазитов.— Казань: Татарское кн. изд-во, 1989.— 135 с.

63. Муслимов, Р. X. Породы-коллекторы на больших глубинах в архейском фундаменте Татарского свода / Р. X. Муслимое, И. X. Кавеев, И. А. Плотников // В сб.: Коллекторы нефти и газа на больших глубинах.— М.: МИНХ и ГП.— 1980.— С. 70-75.

64. Нгуен Фонг Хай. Исследование метода увеличения нефтеотдачи закачкой радиооблученного полимера в фундаменте месторождения «Белый

65. Тигр» / Нгуен Фонг Хай // Методы увеличения нефтеотдачи на месторождении «Белый Тигр»: сб. науч. трудов.— Уфа, 2006.— С. 3—13.

66. Некоторые вопросы разработки нефтяных месторождений СП «Вьетсовпетро» (Соавторы Ч. К. Тай и др.) // Нефть и газ.— 1996.— № 5.— С. 37-50.

67. Некоторые вопросы проектирования разработки фундамента месторождения «Белый Тигр» (Соавторы Е. Г. Арешев и др.) // Нефтяное хозяйство.— 1999.—№ 9.— С. 30-37.

68. Некоторые результаты изучения залежи нефти в фундаменте месторождения «Белый Тигр» (Соавторы Н. Т. Шан, Вахитов Г. Г. и др.) // Сборник докладов международной выставки Петровьетнам 93. г. Хо Ши Минь.

69. Нефтегазоносность континентального шельфа юга Вьетнама с позиции концепции тектоники литосферных плит (Соавторы Е. Г. Арешев,

70. П. П. Гаврилов) // Геология нефти и газа.— М., 1996.— № 10.— С. 40-43.

71. Нефтегазоносность гранитоидов фундамента на примере месторождения «Белый Тигр» (Соавтор Ф. А. Киреев и др) // Нефтяное хозяйство.— 1996.—№8.— С. 50-58.

72. Нюняйкин, В. Н. Регулирование фильтрационных характеристик пород призабойной зоны на поздней стадии разработки месторождения / В. Н. Нюняйкин, И. В. Генералов, М. К. Рогачев, Ю. В. Зейгман // Нефтяное хозяйство.— 2002.— № 2.— С. 44-45.

73. Обобщение геолого-геофизических материалов, подсчет запасов углеводородов и разработка направления дальнейших поисково-разведочных работ на шельфе Южного Вьетнама // Сборник трудов ГУНГ г. Ханой-1986 г. (соавторы Л. В. Кы, X. Д. Хоай).

74. Окамото, Г. Свойства кремнезема в воде / Г. Окамото, Т. Окура, К. Гото // В кн. Геохимия литогенеза.— М.: Иностранная литература, 1963.— 250 с.

75. Осипов, М. А. Контракция гранитоидов и эндогенное минералообразо-вание / М. А. Осипов.— М.: Наука, 1974.— 158 с.

76. Особенности строения и физико-ёмкостных свойств залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» и мероприятия повышения коэффициента нефтеотдачи (соавторы X. В. Кюи, Ч. К. Тай и др.) // Нефть и газ.— 1998.—№5.—С. 11-16.

77. Перспективы и основные направления работ по повышению нефтеотдачи на месторождения «Белый Тигр» (Соавторы Г. Н. Белянин и др) // Нефтяное хозяйство.— 1996.— № 8.— С. 66-68.

78. Плутонические породы фундамента месторождения «Белый Тигр» и особенности формирования в них зон коллекторов (Соавтор Ф. А. Ки-реев) // Сборник научных докладов посвященных 15-летию образования СП «Вьетсовпетро» ГНТИ г. Ханой 1998 г.— С. 61-76.

79. Попков, В. П. Модель резервуара нефтяной залежи в гранитном массиве / В. П. Попков, А. А. Рабинович, Н. И. Туров // Геология нефти и газа.— 1986.—№8.—С. 27-30.

80. Порфирьев, В. Б. Природа нефти, газа и ископаемых углей / В. Б. Пор-фирьев.— Абиогенная нефть Т. 2. — Киев: Наукова думка, 1987.— С. 78-103.

81. Порфирьев, В. Б. Геологические аспекты нефтегазоносности фундамента (на примере Западной Сибири) / В. Б. Порфирьев, В. П. Клочко // В сб. тр.: Особенности глубинного строения земной коры.— Киев: Наукова думка, 1982.—С. 5-155.

82. Поспелов, В. В. Цеолиты нефтесодержащих пород шельфа Южного Вьетнама / В. В. Поспелов, О. А. Шнип // Геология нефти и газа.— 1995.—№7.—С. 38-43.

83. Применение микроэмульсионного кислотного состава для обработки призабойной зоны скважин в условиях месторождения «Белый Тигр» (Соавторы Ч. Ш. Фьет и др.) // Нефть и газ.— 1997.— № 4.— С. 24-30.

84. Применение полимеров при добыче нефти / Ю. В. Григоращенко, Ю. В. Зайцев, И. А. Швецов и др.— М.: Недра, 1978.— 213 с.

85. Прогнозирование процессов повышения нефтеотдачи с применением математического и физического моделирования на залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» // Тезисы докладов 4-й научной конференции о механике деформации.— г. Ханой, 20-22 октября 1994.

86. Промыслово-геологические особенности строения резервуара и залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» (Соавторы X. В. Кюи и др) // Нефтяное хозяйство.— 1996.— № 8.— С. 35-37.

87. Распределение трещиноватости, разрывных нарушений и процессы их формирования в пределах шельфа Южного Вьетнама и сопредельных территорий (Соавторы Ф. X. Лонг, X. В. Кюи и др.) // Нефть и газ.— 1999.—№ 1.—С. 8-18.

88. Регулирование фильтрационных потоков на месторождений «Белый Тигр» (Соавторы О. Ф. Мартышив, Р. С. Яремичук и др.) // Нафтова i ga30Ba промысловють.— 1998.— № 5.— С. 34—37.

89. Результаты нефтепоисковых работ и перспективы открытия новых месторождений (Соавторы Н. Т. Шан, В. К. Горохов и др.) // Нефтяное хозайство — 1996 — № 8.— С. 22-26.

90. Результаты изучения геологического строения и поисково-разведочных работ на нефть и газ СП «Вьетсовпетро» в период 1981-1990 гг. (Соавтор Н. Т. Шан) // Тезисы докладов 3-й научной конференции о море.— 11.1991 г., г. Ханой.

91. Рогачев, М. К. Новые химические реагенты и составы технологических жидкостей для добычи нефти / М. К. Рогачев.— Уфа: Гилем, 1999.— 75 с.

92. Роль листрической блоковой тектоники в формирование структур Кыулонгской и Южно-Коншонской впадин (Соавторы Ф. А. Киреев, 3. В. Бат).— Ханой: Геология, 1998.— Серия А.— № 246.— С. 39-42.

93. Салаватов, Т. Ш. О возможности применения электрообработки в процессах добычи нефти / Т. Ш. Салаватов // Нефтяное хозяйство.— 2002.—№2.— С. 65-67.

94. Самотоин, Н. Д. Онтогения минералов в бокситоносной коре выветривания гранитов / Н. Д. Самотоин, В. М. Новиков, Л. О. Магазина // Изв. АН СССР. Сер. геол.— 1987.—№ 8.— С. 77-91.

95. Система разломных нарушений Кыулонгской впадины // Нефть и газ.— 1983.—№3.

96. Смачиваемость и капиллярные свойства трещинно-кавернозных пород фундамента месторождения «Белый Тигр» (Соавторы О. Ф. Мартышив, Ф. А. Туан) // Нефть и газ.— 1993.— № 4.— С. 2-7.

97. Соболев, Р. Н. О происхождении гранитов / Р. Н. Соболев // Вести МГУ. Сер. Геология.— 1992.— № 1.— С. 3-22.

98. Соболев, Р. Н. Эволюция химического состава гранитоидных комплексов юго-восточной части Индосинийского массива (Южный Вьетнам) / Р. Н. Соболев, X. Чунг, Д. Ч. Туан, В. Л. Раховскый, Г. М. Старостин // Тихоокеанская геология.— 1991.— № 1.— С. 50-58.

99. Совершенствование технологий глушения скважин в условиях низкопроницаемых коллекторов / В. Н. Нюняйкин, И. В. Генералов, М. К. Ро-гачев, К). В. Зейгман // Нефтяное хозяйство.— 2001.— № 10.— С. 74-75.

100. Современные методы анализа нефтей / Под ред. А. И. Богомолова, М. Б. Темянко, Л. И. Хотынцевой.— Л.: Недра, 1984.— 432 с.

101. Структурно-формационная карта Вьетнама.— Ханой, 1992.

102. Сургучев, М. Л. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов / М. Л. Сургучев и др.— М.: Недра, 1987 —200 с.

103. Сургучев, М. Л. Об эффективности импульсного (циклического) воздействия на пласт для повышения его нефтеотдачи / М. Л. Сургучев // НТС по добыче нефти.— 1965.— Вып. 27.— С. 66—72.

104. Сучков, Б. М. Повышение проницаемости призабойной зоны путем увеличения диаметра скважин при низких пластовых давлениях / Б. М. Сучков // Нефтяное хозяйство.— 1990.— № 11.— С. 66-70.

105. Тейлор, С. Р. Континентальная кора, ее состав и эволюция / С. Р. Тейлор, С. М. Мак-Леннан.— М.: Мир, 1988.— 287 с.

106. Трофимов, А. А. Принципы обоснования теорий нефтегазообразования и формирования залежей углеводородов / А. А. Трофимов, И. И. Нестеров, А. А. Геодекян // Изв. АН СССР. Сер. Геология — 1983.— № 12.— С. 13-17.

107. Тюшрин, И. И. Глубинные разломы как один из определяющих факторов размещения нефтегазовых месторождений на Сахалине / И. И. Тюшрин, П. Ф. Волгин, В. М. Радюш, Ю. В. Мотовилов // Тихоокеанская геология.— 1986.— № 6.— С. 53-57.

108. Файф, У. Флюиды в земной коре / У. Файф, Н. Прайс, А. Томисон.— М.: Мир, 1981.— С. 435-130.

109. Донг, Ч. JI. Роль листрической блоковой тектоники в формировании структур Кыулонгской и Южно-Коншонской впадин / Ч. JI. Донг, Ф. А. Киреев // Научная конференция, посвященная 15-летию создания СП «Вьетсовпетро» (1981-1996).—С. 134-139.

110. Физико-ёмкостные свойства и характеристика распределения трещино-ватости и каверн в фундаменте месторождения «Белый Тигр» (Соавтор X. В. Кюи) // Тезисы докладов 2-й науч. конфер. горного института.— 11.1994 г., г. Ханой.

111. Хисамутдинов, Н. И. Опыт восстановления и регулирования производительности добывающих и нагнетательных скважин / Н. И. Хисамутдинов и др.— М.: ВНИИОЭНТ, 1990.— 52 с.

112. Чебаненко, И. И. Новое обнаружение нефти в кристаллических породах земной коры / И. И. Чебаненко, Е. М. Довжок и др. // Докл. АН УССР.— 1986.—№6.—С. 20-21.

113. Шан, Н. Т. Результаты нефтепоисковых работ и перспективы открытия новых месторождений / Н. Т. Шан, Ч. JI. Донг, В. К. Горохов, Ю. А. Тронов // Нефтяное хозяйство.— 1996.— № 8.— С. 22.

114. Шахновский, И. М. Еще раз о нефтегазоносности пород фундамента / И. М. Шахновский // Геология нефти и газа.— 1994.— № 9.— С. 29-34.

115. Шнип, О. А. Образование коллекторов в фундаменте нефтегазоносных территорий / О. А. Шнип // Геология нефти и газа.— 1995.— № 6.— С. 35-37.

116. Шустер, В. JI. Кристаллические породы фундамента — перспективный объект для прироста запасов нефти и газа в России / В. JI. Шустер // Геология нефти и газа.— 1994.— № 9.— С. 35-37.

117. Яншин, A. JI. Основные проблемы тектоники Азии / A. JI. Яншин, В. Е. Хаин, Ю. Г. Татинский // В кн.: Тектоника Азии. Докл. XXVII сессии МГК.— М.: Наука, 1984.— Т. 5.— С. 3-10.

118. Aguilera, R. Advances in the study of naturally fractured reservoirs / R. Aguilera // Journal of Canadian Petroleum Technology.— 1993.— v. 32, № 5.—p. 24-26.

119. Areshev, E. G. Reservoires in fractured basement on the continental chelf of Southern Vietnam / E. G. Areshev, T. L. Dong, N. T. Shan, O. A. Shnip // J. of Petroleum Geology.— 1992.—Vol. 15 (4).—p. 451-464.

120. Bassett, R. L. Production improvement from increased permeability using engineered biochemical. Secondary recovery methodology in marginal wells of the East Texas field, April 15, 2004.

121. Belgasem, B. A. New synergetic approach for granite reservoir evaluation / B. A. Belgasem // The Log Analyst.— 1993.— v. 34, № 1.— p. 98.

122. Berlitz, R. Log interpretation in igneous and metamorphic rocks / R. Berlitz, G. Pine, Ch. Bhdeson // The Technical Review.— 1988.— v. 36, № 2.— p. 30-46.

123. Boy de la Tour. Enhanced Oil Recovery. Energy exploration / Boy de la Tour, T. L. Gadon et al // Exploitation.— 1986.— v. 4, № 6.

124. Campbell, C. Will improved oil recovery avert an oil crisis9 / C. Campbell,

125. A. T. Gregory, A . Mackenzie // Petroleum review.— 1998.— June.— P. 22-23.

126. Chappell, B. W. Granitoid types and their distribution in the Lachlan Fold Belt, Southeaster Australia / B. W. Chappell, A. J. R. White // GSA. Mem., 159,21, 1983.

127. Characteristics of fractured reservoirs in magmatic rocks andreservor properties. SPE64464, 16-18 October, 2000, Brisbane, Australia. (Соавторы1. B. А. Кошляк, Ф. Д. Хай).

128. Composition and structure of south Vietnam offshore basement. Second conference of Indochina 11-13 November 1991 Hanoi. (Соавторы H. B. Дык, Ю. П. Гаттенбергер).

129. Composition, structure and oil-bearing capacity of basement of the White tiger field. Тезисы докладов IP A, conference on petroleum system of SA Asia-Jakata May 1998. (Соавторы Ф. А. Киреев, Ф. А. Туан).

130. Courteney, S. Far. East / S. Courteney, R. A. Soeparjadi and S. M. Sayeed // AAPG Bull., 1988.—v. 72, № 10 В.—p. 243-244.

131. Daniels, J. J. Interpretation of Core and Well Log Physical Property Data from Drill Holl UPH-3, Stephenson County, Illinois / J. J. Daniels, G. R. Olhoeft, J. H. Scott // Geophysical Researches— 1983.— В 88.— №9.

132. Didier, J. Mantle and cristal granites: genetic classifica-tion of orogenic granites and the nature of their enclaves / J. Didier, J. L. Duthon, J. Lamegre // J. of Volcan and Geot. Research.— vol. 14.— p. 125-132.

133. Dien Phan Trung. Some Cenozoic Hydrocarbon Basins on the Continental Shelf of Vietnam. AAPG Intern. Conf. and Exib., Southeast Asian Basins, Kuala Lumpur, Malaysia, 1994.— p. 38.

134. Distibution characteristics of pore space and model of reservoir rocks in Bach Ho basement. PetroVietnam Review-vol 3, 1997. (Соавторы X. В. Кюи, Ф. Д. Хай). С.2-8.

135. Draxler, J. К. Estimation of the mineral content of crystalline rocks in the KTB Oberfalz VB / J. K. Draxler // Scientific Drilling.— 1992.— v. 3, № 1-3—p. 115-125.

136. Dubois, M. K. Economics show C02 EOR potential / M. К Dubois, A. P. Byrnes // OGJ-05 06 2000.— P. 37-41.

137. Durica, D. Die Erdoel und Erdgaslager — staette Kostelany im Kristallin der Bohemichen Masse (Mittelmahren) / D. Durica // Erdoel and Kohle.— 1974.— Bd. 27, № 8.— p. 405-407.

138. Economides, M. J. Petroleum Well Construction / M. J. Economides, L. T. Waiters, S. Dunn-Norman.— John Wiley & Sons, Chichester, 1998.— 622 pp.

139. Economides, M. J. Reservoir Stimulation / M. J. Economides, K. G. Nolte.— Prentice Hall, Eglewood Cliffs, New Jersey 07632.— 1989.— 430 pp.

140. Enhanced Oil Recovery. National Petroleum Council — June 1984.— Libr. of Congress Cat.— Number 84-061296.

141. Estimating natural regime large massive oil deposits in the weathered basement offshore south Vietnam (Соавтор Г. Г. Вахитов) // Тезисы докладов-Second conference on geology of Indochina 11—13 November 1991 Hanoi.

142. Frost, S. Formation evaluation in granite wash reservoirs / S. Frost, T. Allen, W. H. Fertl // World Oil.— sept. 1982.— p. 121-132.

143. Galle, C. The Beauvoir Granite (Echassieres GPFdrillhole, France) — relationship between log data and core properties measured in the laboratory / C. Galle // Compte rendus de l'Academie des Sciences, ser. 2.— v. 315, № 10.—p. 1193-1199.

144. Gardner, F. J. Italy's deep Po Valley play yields it's first major field / F. J. Gardner // Oil and Gas Journal — 1975.— v. 73, № 10.— p. 44.

145. Geology of Cambodja, Laos and Vietnam. Publ. by the Geol. Survey of Vietnam. Hanoi, 1991.

146. Gries, R. Oil and gas prospecting beneath Precambrian of foreland thrust plates in Rocky Mountains / R. Gries // Bull. AAPG.— 1983.— v. 67, № 1.— p. 1-28.

147. Heterogeneity of fractures granite: effects on petrophysical properties and water saturation of preserved cores (Соавторы Ф. А. Туан, О. Ф. Мартышив) // International symposium of the society of core analysts. USA 12—14, September 1995.

148. Keys, W. A. Borehole Geophisics in igneous and metamorphic rocks / W. A. Keys // 20th Annual Logging Symposium, SPWLA, Tulsa, June 1979.

149. Khaitchikian, A. Log evaluation of oil-bearing igneous rocks / A. Khaitchikian // World Oil.— december 1983.— p. 79-88.

150. Kizaki, K. Configuration of migmatite dome comparative tectonics of migma-tite in the Hidaka metamorphic belt / K. Kizaki // J. Fac. Sei. Hok. Univ, 1972.—Ser.IV.—v. 15, № 1-2.—p. 157-172.

151. Landes, К. К. Petroleum resources in basement rocks / К. K. Landes et al. // AAPG Bull.— I960.—v. 44.—p. 1682-1961.

152. Lee, A. M. Oil and Ingneous Intrusions in Nevada. Bull / A. M. Lee, J. B. Hulen // AAPG.— aug. 1990.— vol. 74/8.

153. Leonard, J. Increased rate of EOR brightens outlook 11 / J. Leonard // Oil and Gas J.— 1986.— Aptil 14.

154. Masconat, G. Oil recovery through a horizontal Well in a fruc-tured Granitic basement / G. Masconat, G. Guerine et al. // AAPG Bull.— 1993.— v. 77/9.

155. Matyas, V. Application of Kruskal Multidimensional Scaling (MDS) to rock type indentification from Well Logs / V. Matyas // The Log Analyst.— 1995.— v. 36, № 1.—p. 28-34.

156. Metamorphism Process of magmatic Rock in basment of Bach ho and Rong oil field (Соавтор Ф. Т. Дак) // PetroVietnam Review.— 1996.— v 3.— C. 13-17.

157. Pham Anh Tuan, Martynsev O.F.y Tran Le Dong. Evalution of fracture aperture and wettability, capillary properties of oil-bearing fractured granite.1.tern. Sump, of the Soc. of Core Analysts, Stavanger, Norway, Sept.12, Proceedings., 1994.

158. Pretertiary basement-The new objective for oil and gas exploration andproduction in the continental shelf of South Vietnam (Соавторы H. T. Шан,

159. H. Зао) // Сборник докладов IPA conference on Petroleum system of SE ASIA and Australia May 21-23 1997— Jakarta-Indonesia.— C. 461-465.

160. Que, P. H. Lithostratigraphical characteristics of Tertiary sediments of South Conson basin. Firs intern / Que P. H., Vinh N. H.y Bat D. // Seminar on the stratigraphy of the Southern Shelf of Vietnam. Hochiminh, 1993.

161. Quynh, P. H. Biostratigraphy of the tertiary sediments of South Conson basin. First intern / P. H. Quynh, D. Bat, N. G. Tunh, N. V. Hoi // Seminar on the stratigraphy of the southern shelf of Vietnam. Hochiminh, 1993.

162. Research projects to adress oil, gas recovery processing // Oil and Gas J — 2001, September.— p. 42-44.

163. Reservoirs in Fractured basement on the continental shelf of southern Vietnam (Соавторы E. Г. Арешев и др.) // Journal of Petroleum geology—v. 15(4) October 1992 —p. 451-464, England.

164. Results of the prospecting and exploration and the optimal technological solutions for oil and gas explotation in the basement of White tiger field // PetroVietnam Review — 1996.— v. 3 — p. 2-9.

165. Savostin, L. Oil and gas potential of the West Kamchatka Trought / L. Savostin, V. Kuznetsov // AAPG Bull.— 1993.— v. 77, № 9.

166. Secondary variation in oligocenes sedimentary formations in the oilfield White tiger (Соавторы X. В. Кюи, Ф. Т. Дак) // Petro Vietnam Review.— 1998.— № 2.— С. 2-7.

167. Shan, N. Т. Stratigraphy and lit-hology of the Mekong basin, offshore Vietnam / N. T. Shan, E. G. Areshev, O. A. Shnip, T. L. Dong // First intern, seminar on the stratigraphy of the Southern shelf of Vietnam. Ho-chiminh, 1993.

168. Shnip, O. A. Zeolites in oil bearing rocks offshore South Vietnam and their influence on the properties of reservoirs (на вьетнамском, резюме — на английском) / О. A. Shnip, A. D. Dziublo // Тар chi D'an khi so'2.— 1994.—p. 3-11.

169. Society of core analysts-Stavanger, Norway, September 12-14, 1994. (Соавторы Ф. А. Туан, О. Ф. Мартыщив).

170. Structural and reservoir characteristics of the oil body in Bach ho pre Cenozoi basement and discussions on solutions to raise oil recovery factor (Соавторы X. В. Кюй и др.) // Petro Vietnam Review.— 1999.— № 2.— С. 4-9.

171. The study and application of three-phase foams in oil and gas production processec (Соавторы С. В. Долгов др.) // Тезисы докладов, 9th International conference on Surface and colloid Science. July 6-12, 1997, Sofia-Bulgaria.

172. Tip screenout fracturing applied to the Ravensprun South gas field development / J. P. Martins, К. H. Leung, M. R. Jackson and others // SPE Prod Eng., 1992.— v. 7, № 3.— p. 252-258.

173. U.S. Department of Energy. Oil Research Program Implementation Plan. DOE Report DOE/FE-0188P.— Aplril — 1990.

174. Weimer, B. A. Methods of interpreting Wireline logs in an igneus reservoir /

175. B. A. Weimer, A. S. Manwaring // AAPG Bull.I