Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Условия осадконакопления и анализ литолого-петрофизических параметров продуктивных отложений на морском месторождении Етагун (Мьянма)

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Условия осадконакопления и анализ литолого-петрофизических параметров продуктивных отложений на морском месторождении Етагун (Мьянма)"

0846

На правах рукодиСи"'

вах рукода

СО АУНГ

УСЛОВИЯ ОСАДКОНАКОПЛЕНИЯ И АНАЛИЗ ЛИТОЛОГО-ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ НА МОРСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ ЕТАГУН (МЬЯНМА)

Специальность: 25.00.12 - Геология, поиски и разведка нефтяных газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

1 4 0КТ ?010

Москва - 2010

004610224

Работа выполнена на кафедре промысловой геологии нефти и газа Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук,

профессор по кафедре промысловой геологии нефти и газа

Лобусев Александр Вячеславович

Официальные доктор геолого-минералогических наук,

оппоненты: доцент по кафедре литологии

Постников Александр Васильевич Российский государственный университет нефти и газа им. И.М.Губкина

доктор геолого-минералогических наук, профессор по кафедре моделирования месторождений углеводородов Ульмасвай Феликс Салямович, Институт проблем нефти и газа РАН

Ведущая организация: ОАО ИГиРГИ

Защита состоится 28 сентября 2010 г. в 15.00 на заседании Совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212.200.02 при Российском государственном университете нефти и газа им. И.М.Губкина по адресу: 119991, Москва, ГСП-1, В-296, Ленинский проспект, дом 65. ауд. 232

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского государственного университета нефти и газа им. И.М.Губкина. Автореферат разослан « ■21 » 2010 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, к.г.-м.н., доцент

Е. А. Леонова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. В структуре топливно-энергачного баланса нефтегазовая отрасль Республики Мьянма составляет 50%. Мьянма граничит с такими энергопотребляющими странами как Индия, Китай, Таиланд, где спрос на углеводородное сырье превышает предложения. По данным АО «Зарубежгеология» извлекаемые запасы нефти, газа и конденсата в регионе Австралия и Океания составляют 4 млрд. т, по данным геологической службы США ((1,408), они оцениваются менее оптимистично в 1,5 млрд. т.

С обломочными породами связаны более половины мировых запасов углеводородного сырья. Широко они развиты в разрезах осадочных пород шельфовых нефтегазоносных бассейнов Мьянмы. Нефтяные и газовые месторождения расположенные, главным образом, в пределах Центрального бассейна Мьянмы и связанные с песчаными горизонтами эоцен-миоценовых отложений в значительной мере освоены. В связи с этим важное значение для проведения поисково-разведочных работ (ПРР) имеет комплексное изучение и научный анализ геологического строения новых нефтегазоносных районов, к которым относится шельф Андаманского моря, где уже открыто и разрабатывается газоконденсатное месторождение Етагун.

Цель и задачи работы. Комплексное изучение строения главных тектонических элементов Андаманского моря. Изучение литолого-фациальных условий геологических разрезов, влияющих на объемы, темпы и эффективность освоения ресурсов нефти и газа. Обобщение данных по фильтрационно-емкостным свойствам неогеновых отложений. Корректирование представлении о процессах образования и накопления осадочных отложений, выявления дельтовых, прибрежных и мелководно -морских пород на Магуиской террасе Андаманского моря. Определение

типов природных резервуаров углеводородных скоплений и наращивание ресурсов в северной части террасы Магуи.

Научная новизна. Разработана комплексная геологическая модель месторождения Етагун и сопредельных территорий. Показана литолого-фациальная зональность накопления миоцен-плейстоценовых отложений, особенности тектонического строения региона. Изучены и проанализированы основные петрофизические параметры продуктивных отложений. Дан прогноз распространения коллекторов в терригенных олигоцен-миоцен-плиоцен-плейстоценоых и карбонатных отложениях на шельфе Тнинтарри Андаманского моря и определены основные направления ПРР.

Практическая значимость исследований п их реализации. Выполнена корреляция разрезов скважин, стратиграфическое и фациальное прослеживание последовательности накопления продуктивных отложений, использованы компанией Myanma Oil and Gas Enterprise (MÖGE) при планировании и проведении поисково- разведочных работ и наращивании ресурсной базы на северо-западе шельфа Тнинтарри Андаманского моря.

Апробация работы и публикации. Результаты работы докладывались на:

- VIII Всероссийской научно-технической конференции « Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России». Москва 2010 г.

- Основные результаты исследований по теме диссертации изложены в трех основных публикациях и трех отчетах MÖGE.

Работе защищаются следующее основные положения.

1. Литолош-петрофизическая модель месторождения Етагун и сопредельных территорий.

2. Количественные и качественные показатели условий осадконакопления и история геотектонического развития.

3. Выявление особенности формирования нефтегазоносности, состава газа, газоконденсата в олигоцен-миоценовых отложениях изучаемого региона.

4. Прогноз новых направлений ПРР на террасе Магуи шельфа района Тнинтарри.

Фактический материал для написания диссертационной работы был получен автором в результате более чем десятилетней работы геологом в Мьянмаской нефтяной и газовой компании.

Благодарности. Автор выражает глубокую благодарность своему научному руководителю д.г.-м. н, профессору А.В.Лобусеву за ценные советы, постоянную помощь и консультации, оказанные в период подготовки работы.

Автор признателен профессору В.П. Филиппову, за помощь в ходе подготовки диссертации, а также особенно благодарен заведующему лабораторией РГУ Нефти и Газа им. И.М. Губкина к.г.-м.н. A.C. Филину за конструктивную помощь и научное редактирование диссертационной работы.

Автор выражает также свою признательность коллективу Управления по работе с иностранными учащимися РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, всем преподавателям, друзьям и коллегам, помогавшим на разных этапах выполнения этой работы.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения, изложенных на 126 страницах, 13 таблицах и 35 рисунках. Библиографический список содержит более 90 наименований.

В главе 1 "Геолого-геофизическая изученность газоконденсатного месторождения Етагун и сопредельных территорий", приводятся основные данные о его местоположении, истории освоения и углеводородном потенциале. Указанный объект исследования расположен приблизительно в 450 км к югу от города Янгона и 120 км к западу от города Даве, в морских нефтегазопоисково-разведочных блоках (М-12, М-13 и М-14)

южной Мьянмаской акватории северного Андаманского моря (рис. 1). Глубина шельфа в районе расположения месторождения около 100 - 120 метров и глубина кровли природных продуктивных резервуаров углеводородов варьируется от 1953 м до 2110 м. Месторождение было обнаружено в 1992 г, а добыча газа и конденсата производится с 2002 г. Геологические запасы составляют: 111,738 млрд. м3 газа и 11,7 млн. т конденсата. В настоящее время ежедневная продукция составляет 11,32 млн. м3/сутгаза и 1,748 тыс. м3/сут конденсата.

20-сш

15*е.1а 10°сщ 05-с ш

Рис. 1. Схема административно географического районирования Мьянмы и прилегающих территорий Андаманского моря.

Условные обозначения: 1 - Матаванский бассейн; 2 - Терраса Магуи; 3 - Бассейн Магуи; 4 -Береговая равнина Ракай; 5 - Индобирманские цепи; 6 - Центральная впадина: а - преддуговая, б - задуговая; 7 - Шанское плато; 8 - Тнинтарриские цепи; 9 - Малайский полуостров; 10 -вулканическая дуга; 11 - батиметрическая глубина (-200 м); 12 - Андаманские острова; 13 -Никобарские острова; 14 - месторождение, а - газовое, б - газоконденсатное.

Площадь с доказанной газоносностью расположена на Мьямаской морской территории, разделена на три районы - Ракай, Матаван и Тнинтарри. Район Ракай находится в Бенгальском заливе, а Матаван и Тнинтарри расположены в северной части Андаманского моря. Для

90 в д 95°в д 100° в.д 105свд

производства нефтегазопоисковых и разведочных работ в 1990 г. в шельфовых блоках (М-13, М-14) была создана компания PREMIER. В 1992 г. по контрактам разделения продукций Мьянмаской нефтегазовой Компании и иностранных компаний (PREMIER, TEXACO и NIPPON OIL) совместно выполнялись поисково-разведочные работы на площади Етагуна (в блоках М - 12, 13 и 14) террасы Магуи Тнинтаррнекого района, который является восточной границей Андаманского моря.

В главе 2 приводятся данные о литолого-стратиграфическом строении месторождения Етагун и сопредельных территорий на основе изучения сводных хроностратиграфических схем, результатов интерпретаций сейсмических профилей, каротажных диаграмм глубоких поисково-разведочных скважин, а также исследований кернов и данных биостратиграфий. Мощности осадочного чехла в Мьянмаской акватории центральной части северного Андаманского моря превышают 8 км. Литолого-стратиграфический разрез изучаемого участка представлен песчано-глинистыми отложениями осадочного чехла третичного возраста, который залегает на дотретичном складчатом фундаменте, сложенном вулканогенными и метаморфизованными породами (рис. 2).

В тектоническом отношении блоковое строение фундамента находит свое отражение в дифференцированных значениях глубин его вскрытия на изучаемой площади. Породы фундамента представлены метаморфизованными хлоритовыми сланцами, желто-коричневыми и коричневыми, крепкими, слабо-известковистыми и неизвестковистыми. На изучаемой территории, предполагаемый возраст фундамента оценивается как дотретичный (Texaco, HIS Probe, 2005). Локально в фундаменте наблюдаются интрузии, возраст которых датируется нижним олигоценом.

Соотношение

эволюционных

кривых

примечание

-Инициация листрических сбросообра-зований и их продолжения.

-Региональное

эрозионное

событие.

•Региональное эрозионное событие. -Инициация спредиига морского дна в Андаманском море.

•Локальное эрозионное событие с экстенсиональным блоковым сбросо-образованием.

-Поднятие и реги-

? Лимитированное эрозионное событие в месторождении Една.

•Образование впадины. Возраст неопределенный (вер. Олигоцен ?).

-Преимущественно агградацио-нные дельтовые системы.

-Преимущественно проградацион-ные дельтовые системы на севере

-Максимальное затопление поверхности со среднего миоцена с максимальном содержанием процентов Сорг.

-Отступление среднемиоценовой . дельтовой системы на востоке. -Залегание флювио-дельтовых отложений в близи восточной границы впадины.

' -Залегания мощных речных песчаних отложений в близи с восточной границей впадины, и карбонатов в близи западной .-(границы впадины.

-Развитие мелководных карбонатных отложения в западной части впадины.

-(минимальная мощность карбонатов 7м в скв. У1. месторождения Етагун).

Возраст неопределенный. -Образование впадины неопределенное. -Гранитовидные и метаморфические породы фундамента на востоке (Мезозойский ?). -Вулканические породы фундамента на западе (Еоцен ? - олигоцен).

О О О О О О7 о

НМТ, ПК, Р 10

Рис. 2. Схема региональной хроностратиграфической корреляции в Северной части Андаманского моря (но данным АЯСОД996 с дополнениями автора 2007).

Условные обозначения: 1 - фундамент; 2 - вулканические породы; 3 - перерыв; 4 -известняки; 5 - морские аргиллиты; 6 - дельтовые отложения; 7 - флювиальные

отложения; 8 - максимальная затопленная поверхность; 9 - НС - Натсингунский сдвиг, СС - Сагаингский сдвиг, ШМС - Шан-Магуиский сдвиг; 10 - НМТ- нефтематеринские отложения, Пк - покрышки, Р - резервуар.

На изучаемой площади Етагун породы олигоцена бурением не изучены. По сейсмическим данным разрез олигоценовых отложений характеризуется как чередование пластов песчаников, алевролитов и сланцев. Ожидаемая толщина олигоценовых отложений до подошвы крупной рифтовой впадины северного Андаманского моря по данным геофизических исследований составляет более 2000 м.

Миоценовые отложения широко развиты на изучаемой территории. Они непосредственно залегают на дотретичном фундаменте, а их мощность существенно изменяется от 400 м в юго-восточной части месторождения до 2100 м в его западной части.

Нижняя часть нижнемиоценовых отложений сложена в основном плохо отсортированными песчаниками, железосодержащими красновато-коричневыми сланцами и алевролитами. Генетически она связана с осадконакоплением в аллювиальной речной обстановке.

Верхняя часть нижнемоценовых отложений вмещает главные продуктивные природные резервуары углеводородов изучаемой территории. Разрез подразделяется на четыре пласта (А, В, С и О), которые сложены преимущественно преобладающими песчаными разностями, с подчиненными прослоями алевролитов и глинистых пород.

Среднемиоценовые отложения несогласно залегают на нижнемиоценовых породах и представлены, главным образом, аргиллитами с незначительными прослоями алевролитов и мелкозернистых песчаников, которые накапливались в верхне-батиальных условиях прибрежного шельфа.

Верхнемиоценовые отложения согласно залегают на среднемиоценовых отложениях и представлены преимущественно сланцами с перемежающимися слоями алевролитов в западной части месторождения и мелкозернистых песчаников в восточной части месторождения. Верхнемиоценовые отложения палеофациально накапливались в батиальных условиях. Их аккумуляция осуществлялась в двух депоцентрах, из которых северный депоцентр соответствует дельте р. Иравади, а южный депоцентр соответствует прадельте Танинтарри. В разрезах скважин, расположенных вблизи депоцентров в районах палеодельтовых рукавов Тнинтарри и Иравади, увеличивается количество песчаного материала.

Плиоценовый разрез характеризуется переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. В этих отложениях встречаются многочисленные признаки эрозионных процессов, выраженных в размыве и переотложении осадков в мелководно- морских условиях. С плиоцена до нижнего плейстоцена осадки формировались в глубоководных батиальных и неритовых областях морского палеобассейна. Общая мощность плиоценовых отложений составляет от 200 м в юго-восточной части месторождения до 1800 м в западной части месторождения.

Плейстоценовые отложения согласно залегают на плиоценовых породах и представлены переслаиванием аргиллитов и песчаников. Плейстоценовые отложения накапливались в мелководно- морской обстановке. Общая мощность плейстоценовых отложений варьирует от 300 м до 2300 м, возрастая так же с юго-востока на запад исследуемого объекта.

В главе 3 Тектоника состоит из двух разделов.

В разделе 3.1 приведены основные представления о региональном тектоническом строением Андаманского моря. По морфологическим и тектоническим особенностям территория Андаманского моря разделена на три зоны (рис.З) (Сигтау 1991 и 2005): 1) восточная зона от Шанского плато

Мьянмы на севере до Малайского полуострова на юге, 2) западная зона от Индобирманских цепей на севере до Суматринского хребта на юге и 3) центральная зона между западной и восточной зоной от третичного Центрального бассейна Мьянмы до задугового Суматринского бассейна через Центральный Андаманский бассейн.

Тектоническое строение и история тектонических элементов развития Андаманского моря очень сложные. При их характеристике автором анализировались и использованы данные опубликованных работ (Сиггау, 2005, Хаин В.Е. 2000). Современные тектонические элементы Андаманского моря образовались в результате эволюционного развития коллизии Индийской плиты с Евразийской плитой и сопутствующих деформаций в течение времени от позднего мела до голоцена. Начальная стадия столкновения Индийской плиты с Евразийской плитой началась с позднего мела - раннего эоцена. Эта стадия стыковки называется «мягкой» стыковкой Индийской плиты. В дальнейшем изолированный Индийский континент продвигался к северу и к северо-востоку на пути коллизии с Азиатской плитой. В среднем эоцене - раннем олигоцене произошла «жесткая» стыковка, которая привела к формированию Гималаев и современных дренажных систем Мьянмы и Бангладеш.

Современные структуры плит были сформированы около 3-4 млн. лет назад. Спрединг центрального Андаманского моря протягивался на 118 км в СЗ-ЮВ направлении (Сиггау, 2005). Средняя скорость спрединга оценивается около 30 мм/год, начиная с 16 мм/год, а позднее около 2,5-2 млн. лет назад до 38 мм/год (Ла]и и др. 2004). Ось спрединга протягивается в восточно-северо-восточном направлении и пересекается трансформными разломами, из которых самый западный лежит на северном продолжении Центрально-Суматринского сдвига (Семангского), а самый восточный - на южном продолжении сдвига Сагаинг Бирмы (Мьянмы). Тем самым по

своей тектонической природе Андаманская впадина подобна бассейнам типа отдвигания (pull - apart).

В плиоценовом периоде, когда Бирманская плита столкнулась с Азией, протяженные сдвиговые деформации прекратились, а транспрессовая деформация создавала надвиги и взбросы, инвертированные сбросы, формирующие протяженные бассейны. Некоторые сдвиговые сбросы играют главную роль в формировании конфигурации бассейна. Главная система сдвигового сброса протягивается в С-Ю, СВ-ЮЗ, СЗ-ЮВ направлениях.

92" в д

98'в д

4 / Андаманские

я/л—) ,

'■') 7«ЛИИ ¡Г ¡fr" /Г inojH.T

У

/ ¡1

ГТГГбП

tc ЗДС

L

Ж ::

ЕТДГУН

.У'о

^Никобарские/* \ '¡О 1

острова .y\j '. ' >

Индийский " I: : -

, ; - . CMC I '

океан > V.

I '. I . Ч' ГУ 4»,

Рис. 3. Схема главных тектонических элементов Андаманского моря (Сиггау 2005).

Условные обозначения: 1 - Дельта Иравади; 2 - Цепи Тнинтарри (между Шанском плото на севере и Малайском полуостровом на юге); 3 - Терраса Магуи; 4 - Бассейн Магуи; 5 - осевые зоны активных спрединговых хребтов; 6 - активные разломы; 7 -неактивные разломы; 8 - Зона Зондской субдукции; 9 - месторождения: а - газа, б -

газоконденсата; 10 - вулкан; 11 - поднятия и насыпи; 12 - сдвиги: а. СС- Сагаингский сдвиг, б.ШМС - Шан-Магуиский сдвиг, в. ЗАС - Западный Андаманский сдвиг, г. CMC - Суматрский сдвиг;13 - батиметрическая глубина.

В разделе 3.2 рассматривается тектоническое строение террасы Магуи, которая расположена в южной части морской территории Мьянмы между северными широтами 10* - 14° и восточными долготами 96*45' -98°45'. Терраса граничит с Матаванским бассейном на севере, палеозойской и мезозойской континентальной корой Шан-Тшштарриской цепей и Малайского полуострова на востоке, Магуиским бассейном и подводным Магуиским хребтом на юге и Сагаингекнм сдвигом и Шан-Магуиским сдвигом на западе. Геологическая история Магуиской террасы не может быть отделена от геологической истории Андаманского моря.

Палеогеодинамические реконструкции террасы Магуи отражают две стадии рифтообразования (Dr. Stump Т. Е. и Dr. William N. Krebs 2007). Как уже отмечалось выше, первоначальная стадия рифтообразования произошла в результате жесткой стыковки Индийской плиты с Евроазиатской плитой. В течение олигоцено-ранлемиоценового периода Бирманский блок начал вращение против часовой стрелки. Вращение Бирманского блока в конце раннего миоцена привело к образованию рифтового континентального края на террасе Магуи. Рифтообразование террасы Магуи привело к формированию горст-блоковых деформаций, соединенных глубокими полуграбенами. В этих местных депоцентрах, были накоплены сингенетические конгломераты и пески, мощности которых превышают несколько тысяч метров. Заключительная стадия рифтообразования в террасе Магуи закончилась в начале среднего миоцена. К этому времени терраса была низменностью с пенепленовыми поверхностями, падающими на запад. В начале среднего миоцена терраса

быстро погружалась, с накоплением глубоководных и батиальных осадков, над прежними мелководными осадками.

Подводные горы и вулканы доминируют на морском дне на площади между наклоном террасы Магуи и самой глубокой частью Андаманского моря. Крупные структуры террасы Магуи сформировались в течение позднеолишцен-рашгемиоценовой рифтовой стадии. Возобновляемые подъемы осуществлялись в течение от плиоцена до голоцена. Этот период возобновляемого подъема сопровождался омоложением структур, которые были сформированы в начальной стадии рифтообразовании.

На месторождении Етагун автором выделены 3 главных сбросовых блока - центральный, восточный и западный. Многочисленные сбросы тянутся в СВ-ЮЗ направлениях. В пределах центрального сбросового блока поверхность нижнемиоценовых отложений погружается на запад от -1900 м до -2040 м. В пределах западного сбросового блока поверхность газопродуктивных нижних миоценовых отложений также погружается на запад от - 1900 м до - 2164 м. В восточном блоке поверхность миоценовых отложений погружается на северо-восток от - 2070 м до - 2200 м.

В нижнемиоценовых отложениях встречаются многочисленные сбросы, многие из которых затухают в среднемиоценовых отложениях. Сбросообразования генетически связаны с движениями по Сагаингскому сдвигу и Шан-Магуискому сдвигу. Основными механизмами образования ловушек являются тектонические движения в нижнемиоценовое и в среднемиоценовое время. Возобновляемые тектонические подъемы блоков происходили в течение от плиоцена до голоцена. Таким образом, движение Сагаингского и Шан-Магуиского сдвигов привело к поднятию центральных и одновременно сбросовых блоков, быстрому погружению краевых западных и восточных блоков отложений и изменению уровня моря на изучаемой площади.

В главе 4 осуществлен анализ условий осадконакопления и литолого-петрофизических параметров продуктивных отложений. В нижнемиоценовых отложениях выделены 5 пластов (А, В, С, Б и Е). В трех из них, представленных песчано-алсвритовыми отложениями, получены фонтанные притоки газа и конденсата, ежедневная добыча составляет 11,32 млн. м3/сут. газа и 1,748 тыс. м3/сут. конденсата. Изучение условий осадконакопления и литолого- петрофизических параметров трех продуктивных пластов - А, В и С, имеющих важное значение для определения нефтегазового потенциала шельфа Андаманского моря, приводится ниже.

Раздел 4.1. включает фактические данные, концепции и методологию исследований.

Данные анализов кернов, биостратиграфических определений, ГИС и сейсморазведки были использованы для определения состава, строения условий осадконакопления и петрофизических параметров продуктивных пластов. Исходные данные были получены автором в результате его работы в Мьянмаской Нефтегазовой Компании (М.СШ.Е). В частности, обработаны данные ГИС по 18 скважинам, анализы керна по 4 скважинам, биостратиграфические определения по 10 скважинам и более 13 сейсмических профилей.

Все эти комплексные данные были использованы при создании геологической модели, в которой важными составными частями являются: литолого-фациальные особенности изучаемого разреза обломочных пород, петрофизические параметры и коллекторские свойства месторождения Етагун и сопредельной части шельфа Андаманского моря.

Разделы 4.2. - 4.4 включают определения условий осадконакопления и петрофизических параметров продуктивных отложений. На основе литолого-фациального анализа с использованием методических положений, изложенных в работах российских и зарубежных исследователей

(Кузнецов В.Г., 2007, Маслов A.B., 2005, Лидер М.Р. 1986, Рейнек Г.Э., Сингх И.Б., 1981, Логвиненко Н.В., 1987) были изучены литология, мощности, вещественный состав, сортировка, способы переноса обломочных пород, ископаемые признаки, структура и текстура пород.

На основе проведенного анализа сделан вывод о том, что пласт А, являющийся самым верхним пластом нижнемиоценовых отложений, включает два слоя (Ai и А2). При этом пласт Ai представлен песчаниками, образовавшимися в дельтовых обстановках (верхней части фронтальной дельты и нижней части равнинной дельты) под влиянием приливных условий. Пласт А2 включает три слоя (А2\ А22 и А23). А2' представлен аргиллитами, отложившимися в морской обстановке. А22 и А23 представлены песчаниками, образовавшимися в сублатеральных обстановках. Пласт В включает четыре слоя (Вь В2, Вз и В4), представлен преимущественно песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. Генетически связан с палеофациальными обстановками нижних равнинных и фронтальных дельт, где наблюдается влияния приливных и волновых течений. Пласт С включает три слоя (Сь С2 и Сз), представлен преимущественно песчаниками с переслаиванием алевролитов и аргиллитов, образовавшихся в обстановках нижних равнинных дельт и фронтальных дельт.

Интерпретация данных ГИС и биостратиграфии были использованы автором для исследования разрезов скважин, их расчленения на пласты и пачки, определения глубин залегания, выделения коллекторов, продуктивных интервалов и интервалов перфорации в скважинах. Интерпретация данных ГИС осуществлялась на основе специально разработанных методических и технических средств при полном использовании геологических первичных материалов (анализов керна, шлама, пластовых флюидов и т.д.) полученных в результате испытания пластов скважин (Дахнов В.Н., 1982, 1985, Добрынин В.М., Венделынтей

Б.Ю., Кожевников Д.А. 2004, Резванов Р.А. 2007, Кожевников Д.А. 2001 и др.). Полученный каротажный материал по 7 скважинам автором был оцифрован, обработан и интерпретирован по программам "Golden Software Grapher V.4, Surfer V.8 of U.S и Interactive Petrophysics V.3.4 of Schlumberger". Статистическая обработка материалов, расчет подсчетных параметров производились в программе Microsoft Excel. При определении условий осадконакопления и литолого-петрофизических параметров продуктивных отложений Ivraiyncicoro месторождения использовались методы - бокового каротажа (БК), индукционного каротажа (ИК), гамма каротажа (ГК), акустического каротажа (АК), компенсированного нейтронного каротажа (КНК) и плотностного гамма-гамма каротажа (ГГК).

Количественная интерпретация данных ГИС с использованием разработанных алгоритмов проводилась в семи скважинах изучаемого месторождения: Y-l, Y-2, Е-1, Е-2, Е-3, Е-4, и N. Коэффициент пористости определялся по методам АК, ГГК-П и ГТК-П + КНК . Значение коэффициент проницаемости сравнивалось с результатами опробования скважин и аналитического изучения керна. Основные коллекторские характеристики пласта А составляют: продуктивная мощность 0-12 м, Кп 17 %, Кпр 0,76-16,4 мД, Кгл 12-30 %, Кг 40-90 %, пласта В - продуктивная мощность 30-48 м, Кп 21 %, Кпр 0,26-492 мД, Кгл 7-24 %, Кг 40-90%, и пласта С - продуктивная мощность 20-56 м, Кп 22 %, Кпр 0,72-817 мД, Кгл 10-28 %,КГ 10-90%.

Как видно, из результатов анализа в таблице 1, наиболее благоприятными петрофизическими параметрами обладают пласты В. В диссертации приводятся результаты петрофизических параметров (7 таблиц) по продуктивным пластам изученных разрезов скважин.

Таблица. 1. Результаты обработки количественной интерпретации ГНС скважины У-1 месторождения Етагун

Пласт Кровля, 1 м Подошва, м >1, м КГЛ К„ ^прЭ мД Кв К„ \л рлкчер. насыщенность

А, 1953 1961,8 8,8 0,120,20 0.160.24 0,7616,4 0,080,30 0,920,70 Газоконденсат

в, 1991 1996,75 5,7 5 0,10-0 ,16 0.170.21 0,262,4 0,20 0,80 Газоконденсат

в2 2008, 25 2011,75 3,5 0,19 0,180,21 0,421,2 0,200,40 0,800,60 Газоконденсат

Вз 2020, 5 2024,8 4,3 0,07 0,210,22 9,3718,4 0,130,30 0,870,70 Газоконденсат

в3 2026, 5 2035,25 8,7 5 0,14 -0,19 0,170,23 17,9 0,130,40 0,870,60 Газоконденсат

Вз 2046, 5 2050,75 4,2 5 0,160,20 0,150,24 5,2943,8 0,200,50 0,800,50 Газоконденсат

в4 2062 2066 16 0,100,17 0,160,19 11,1 0,300,60 0,700,50 Газоконденсат

в4 2073 2089 2 0,170,24 0,170,22 0,52 0,300,60 0,600,40 Газоконденсат

в4 2091, 25 2093,25 2 0,160,19 0,190,21 3,66 0,60 0,40 Газоконденсат

С, 2105 2110 5 0,18 0,190,21 0,724,76 0,180,33 0,820,67 Газоконденсат

С, 2111, 5 2154 42, 5 0,18 0,20 3,1935,51 0,23 0,77 Газоконденсат

с, 2117 2133,75 16, 75 0,170,21 0,170,22 9,1910,02 0,160,33 0,840,67 Газоконденсат

С2 2135 2146,5 11, 5 0,18 0,20 1,21275 0,150,47 0,850,53 Газоконденсат

Сз 2149 2158 9 0,17 0,22 1,215,89 0,200,50 0,800,50 Газоконденсат

Сз 2160 2167 7 0,15 0,18 1,213,77 0,700,90 0,300,10 вода

Сз 2170 2174 4 0,10 0,22 2,13 0,901,0 0,100,00 вода

В главе 5 автором исследованы процессы образования и накопления углеводородов, проведена оценка нефтегазоматеринского потенциала, коллекторских свойств пород, определены условия миграции углеводородов, оценены перспективные направления опоискования резервуаров в пределах террасы Магуи Андаманского моря.

В северной части Андаманского моря Мьянмаской области расположены крупные газовые месторождения. В западной части газовое месторождение Една в олигоцен-миоценовых карбонатах с извлекаемыми запасами 164 млрд. м3 газа. В центральной части газовое месторождение Зотика в плиоцен-плейстоценовые песчаниках с извлекаемыми запасами 48 млрд. м3 газа. В восточной части (в террасе Махуи) газоконденсатное месторождение Етагун с извлекаемыми запасами 90 млрд. м3 газа и 11,7 млн. т конденсата в нижнемиоценовых обломочных породах. В 1992 г. на изучаемой площади Етагун пробурена первая поисковая скважина (У-1). По результатам опробования четырех интервалов песчаного пласта нижнего миоцена получены промышленные фонтанные притоки 2123,763 тыс. м3/сут газа и 286,177 м3/сут конденсата. На основе результатов интерпретации сейсмических данных в 1993 г. на другом структурном поднятии была пробурена вторая поисковая скважина (Е-1), которая подтвердила открытие газоконденсатной залежи на площади Етагуна получением фонтанных притоков в 2406,932 тыс. м3/сут газа и 445,164 м3/сут конденсата.

В скважинах, пробуренных в северной части террасы Магуи вскрыты нижнемиоценовые толщи. Эти толщи состоят из переслаивания пластов песчаников с пластами сланцев и алевролитов и локальных карбонатных построек на юго-востоке. Петрофизический состав и зернистость песчаников обуславливают высокие величины пористости и проницаемости составляющие 12-30 % и 0,26-817 мД. Высокие фильтрационно-емкостные

свойства подтверждаются данными интерпретации ГИС и аналитическими исследованиями кернового материала.

В северной части террасы самые нижние среднемиоценовые батиально-преддельтовые сланцы являются главными нефтематеринскими породами. По результатам аналитических исследований, проведенных в компании Premier Oil, при экстракции песчаников в них обнаружено от 0,08 до 1,5 % Сорт., в котором преобладают насыщенные углеводороды. Водородный индекс изменяется от 720 до 3580 ррт, общее содержание органического вещества также не выдержано по разрезу скв. N на глубинах 2136 - 2286 м, содержась в количествах 1771 - 5191 ррт. Эти геохимические параметры позволяют выделить 2ой и 3™ типы органического вещества, характерные для терригенных нефтегазоматеринских среднемиоценовых пород.

Состав пластовых газов, полученных при опробовании скважин с применением испытателей пластов, приводится в табл. 2. В его составе доминирует метан, по содержанию гомологов метана они «полужирные». Значения 6 13С от -34,7 до -36,1% указывает на образование газа в нижней части нефтяного окна или верхней части газовой зоны. Пластовые температуры прямолинейно увеличиваются от 100 С до 168 С, геотермический градиент 4,297 до 4,465 С/100м от на глубинах от 1917 до 3369 м.

При формировании углеводородной системы северной части террасы Магуи рассматриваются два природных источника происхождения газовых месторождений - термогенный и биогенный. Термогенные углеводороды, образованные в самой нижней части нефтегазоматеринских среднемиоценовых сланцев, мигрируют латерально в структуры Етагуна в восточной части террасы Магуи и латерально-вертикально через проводящие сбросы в средне-верхнемиоценовые и плиоцен-

плейстоценовые песчаники в западной части террасы Магуи (в бассейновой части Андаманского моря) (рис .4).

Таблица. 2. Состав raja в скважинах AL, AZ и МЕ.

С кв. Глубина, м и м Ü <*> и IC4 и Z 1С5 "Л и е. О и < + (Ч О z 0> X «S Я £

AL 2356 90¡04l 3,17 1,51 0,8 3 0,4 5 ОД 4 0,1 1 3,1 3 - 0,5 2 -

AZ 1319 72,90 3,17 TJF 0 ОД 0 0,1 0 при знак од 0 5,8 0 12, 30 - -

1350 75,10 3,90 1 1,10 03 0 03 0 0,1 0 при знак од 0 5,4 0 1,7 0 -

ME Пз!з(Г 31,60 r<V75~ 0,11 при знак при знак при знак при знак 47, 10 3,9 2 10, 30 * 0,064 *

~Н47~1 32,10 0,75 0,10 при знак при знак при знак при знак 41, 80 53 4 14, 70 * 0,015 *

3231 25,80 039 при знак при знак при знак при знак * 48, 50 5Д 14, 50 0,0 12 0,023

3240 27,70 0,45 при знак при знак при знак при знак * 45, 20 5,0 8 14, 10 * 0,015 *

11,80 0,18 при знак при знак при знак при знак * 18, 41 14, 5 50, 00 * 0,011 *

В скважине (АЕ) биогенные газы 70% и термогенные газы 30%. В скважине {АХ) и (МЕ) только термогенные газы.

(н.м ГЕ i

-1000 - и.' П ' ° ! | о

-2000 --3000 щ ---" НМТХ-^* тИ^х} ' V---- НМТ-.. 1 • / i 10 км i

-4000 - нмт / ^ • ^^^< / • > • / < ^У—< Т е р р а с а Магуи

0DQQQDBОШ № □>

Рис.4. Схема миграции углеводородов северной части террасы Магуи

Условные обозначения: 1- плейстоценовые отложения; 2- плиоценовые отложения; 3- верх, миоценовые отложения; 4- сред, миоценовые отложения, нмт -нефтиматеринские толщи; 5- ниж. миоценовые отложения; 6- олигоценовые отложения;

7- фундамент; 8- залежи газоконденсата; 9- миграция: а- вертикальная, б- латеральная; 10- разломы; 11- скважина.

Биогенные углеводороды, образованные в мелководных морских условиях, со спокойным режимом осадконакопления представляют собой типичные обстановки формирования нефтематеринских толщ. Из биологически активных участков с быстрым разрушением метан-продуцирующих бактерий, углеводороды мигрируют через проводящие сбросы в плиоцен-плейстоценовые структуры. Наличие нефтяного окна на глубинах 2130м-4250 м зависит от плотностей тепловых потоков вдоль краев миоценовых платформ. Перспективным направлением поисковых работ являются биогенные выступы (рифогенных карбонатов) в юго-восточной части террасы.

Отмечается высокое содержание углекислых газов (С02) в некоторых скважинах Мьянмаской морской территории северного Андаманского моря. Так содержание углекислых газов в скважинах месторождения Етагун составляет 8 %. Уникальные содержания (С02) в 61 % установлены в скв. ME (18 км к западу от скв. Y1), 35 % в скв. N (10 км к северу от скв. Y1) и 85 % в скв. YM (118 км от скв. Y1 к северу).

Главные источники углекислых газов обычно связываются с неорганическим и органическим происхождением. В региональном плане залежи с высоким содержанием СОг тяготеют к неглубоким очагам относительно молодого магматизма. По Texaco (Т.С. O'Hem, 1995, Livsey и Amar, 1998), углекислые газы не связаны с органическими источниками, их источники в мантии или более низкой части земной коры. Остаточные черные нефтепроявления встречаются в нижних частях некоторых скважин террасы Магуи. Миграция и улавливание нефтяных фаз в структуры северной части террасы Магуи происходили около 5 млн. лет назад с последующей промывкой термогенными газами, а затем промывкой углекислыми газами.

Таким образом, приведенные данные показывают, что нижние части среднемиоценовых батиадьно-преддедьтовых сланцев являются главными нефтематеринскими породами. Покрывающими породами являются батиалыш-прсддельтовые средне-верхние миоценовые аргиллиты. Природным резервуаром углеводородов служат нижние миоценовые мелководно-дельтовые песчаники, в которых газ и конденсат аккумулируются в тектонически экранированных ловушках.

Заключение

Выполнено научное обобщение и изучение, ранее проведенных разрозненных материалов геолого-геофизических исследований северной части Андаманского моря и на этой основе создана «Комплексная литолого-петрофизическая модель месторождения Етагун и сопредельных территорий». Модель отражает: литолого-фациальную зональность накопления олигоцен-плейстоценовых отложений, особенности тектонического строения региона, его нефтешзоносности, характеристику геохимических и геотермобарических условий. Автором определены количественные и качественные петрофизичеекие показатели, условия осадконакопления геолого-тектонического строения месторождения Етагун и сопредельных районов. Изучены и проанализированы основные петрофизичеекие параметры продуктивных отложений. Дан прогноз распространения терригенных олигоцен-миоцен-плиоценоых отложений на шельфе Андаманского моря с определением основных направлений ПРР. Модель содержит геолого-геофизические разрезы и профили, структурные карты, корреляционные схемы, таблицы результатов определения петрофизических и геохимических параметров. Ее адекватность природным условиям проверена положительными результатами бурения и испытания поисково-разведочных скважин на шельфовом газоконденсатном месторождении Етагун.

По результатам геолого-геофизических исследований на площади Етагун ожидаются перспективные ресурсы углеводородов, локализованные в нижнемиоценовых отложениях в пластовых тектонически-экранированных ловушках под наклонными сбросами. Вероятные перспективные ресурсы углеводородов содержатся в среднемиоценовых отложениях в литологически экранированных ловушках, в верхнемиоценовых-плиоцен-плейстоценовых отложениях в тектонически-экранированных ловушках. Нижне- среднемиоценовые карбонатные постройки в южной части террасы Магуи и среднемиоценовые песчаные пласты палеорек в глубоких западных ее частях в локальных грабенах могут быть потенциальными перспективными природными резервуарами углеводородов.

Региональное распределение обнаруженных углеводородов в Суматро - Андамано - Мьянмаском поясе позволяет сделать вывод о том, что Андаманский бассейн содержит большие запасы газа. Распределение запасов углеводородов в этом поясе соответствует распределению нефтематеринских пород в каждой отдельной грабеннообразной впадине, образованной в результате эволюции коллизионных движений плит.

Таким образом, в диссертации защищаются следующие основные положения:

1. Литолого-петрофизическая модель месторождения Етагун и сопредельных территорий.

2. Количественные и качественные показатели условий осадконакопления и история геотектонического развития.

3. Условия формирования нефтегазоносное™, состава газа, газоконденсата в олигоцен-миоценовых отложениях изучаемого региона.

4. Прогноз новых направлений ПРР на террасе Магуи шельфа района Тнинтарри.

Список опубликованных работ но теме диссертации:

1. Со Аунг, Кьяв Зайяр Мыо, Филин A.C. «Условия осадконакопления песчаных пластов ВЗ на газоконденсатном месторождении Етагун террасы Maiyn (Северное Андаманское море)». Сборник тезисов докладов на VIII Всероссийская научно-техническиая конференция, посвященная 80-летию Российского государственного университета нефти и газа имени И.М.Губкина (1-3Февраля 2010г.)

2. Со Аунг. Литолого-стратиграфические параметры нефтегазоносности северной части террасы Магун (Мьянма) // Нефть, газ и бизнес - №4 - 2010 - с. 56-61.

3. Со Аунг. Осадконакопление сложно построенного песчаного горизонта Вз газоконденсатного месторождения Етагун террасы Магуи в связи с перспективами наращивания ресурсов в северной части Андаманского моря // Геология, геофизика и разроботка нефтяных и газовых месторождений, № б, 2010, с. 33-36. Москва, «ВНИИОЭНГ».

4. Со Аунг, Филин A.C. Нефтегазоносность террасы Магуи Андаманского моря. Труды Российского Государственного Университета нефти и газ им. академика И.М Губкина, вып .2, 2010г. с 14-21.

Подписано к печати 05,07,2010 Бумага офсетная Тираж 100 экз.

Формат 60 х 90116 Усл. п. л. Заказ № 263

Издательский центр РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина 119991, Москва, Ленинский проспект, 65 Тел. (499) 233-93-49

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Со Аунг

Введение.

Глава 1. Геолого-геофизическая изученность газоконденсатного месторождения Етагун и сопредельных территорий

Глава 2. Стратиграфия и литология изучаемой территории

Глава 3. Тектоника

3.1. Региональная тектоника Андаманского моря

3.2. Геолого-тектоническое строение террасы Магуи

Глава. 4. Осадконакопление и литолого-петрофизические параметры продуктивных отложений

4.1. Данные, концепции и методология

4.2. Изучение нижнемиоценового продуктивного пласта "А".

4.2.1. Осадконакопление нижнемиоценового продуктивного пласта "А"

4.2.2. Определение петрофизических параметров нижнемиоценового продуктивного пласта "А"

4.3. Изучение нижнемиоценового продуктивного пласта "В"

4.3.1. Осадконакопление нижнемиоценового продуктивного пласта "В"

4.3.2. Определение петрофизических параметров нижнемиоценового продуктивного пласта "В"

4.4. Изучение нижнемиоценового продуктивного пласта "С"

4.4.1. Осадконакопление нижнемиоценового продуктивного пласта "С"

4.4.2. Определение петрофизических параметров нижнемиоценового продуктивного пласта "С"

Глава 5. Нефтегазоносность

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Условия осадконакопления и анализ литолого-петрофизических параметров продуктивных отложений на морском месторождении Етагун (Мьянма)"

В структуре топливно-энергетического баланса нефтегазовая отрасль Республики Мьянма составляет 50%. Мьянма граничит с такими энергопотребляющими странами" как Индия, Китай, Таиланд, где спрос на углеводородное сырье превышает предложения. По данным АО «Зарубежгеология» извлекаемые запасы нефти, газа и конденсата в регионе Австралия и Океания составляют 4 млрд. т, по данным геологической службы США (USGS), они оцениваются менее оптимистично в 1,5 млрд. т.

С обломочными породами связаны более половины мировых запасов углеводородного сырья: Широко они развиты в разрезах осадочных пород шельфовых нефтегазоносных бассейнах Мьянмы. Нефтяные и газовые месторождения, расположенные, главным образом, в пределах Центрального бассейна Мьянмы и связанные с песчаными горизонтами эоцен-миоценовых отложений в значительной мере освоены. В связи с этим важное значение для проведения поисково-разведочных работ (ПРР) имеет комплексное изучение и научный анализ геологического строения новых нефтегазоносных районов, к которым относится шельф Андаманского моря, где уже открыто и разрабатывается газоконденсатное месторождение Етагун.

Андаманский бассейн находится в зоне субдукции, где произошла коллизия Индийской плиты с Евразийский плитой. В северной части Андаманского моря находится изучаемое месторождение Етагун и другие газовые и газоконденсатные месторождения на шельфе Мьянмы. В южной части Андаманского моря расположены нефтегазоносные бассейны Таиланда и Индонезии.

В 1988 г Мьянмаское государство перешло на рыночную экономику с приглашением в нефтегазовую промышленность иностранных компаний.

В Мьянмаской акватории нефтепоисково-разведочные работы проводят совместно Мьянмаская нефтегазовая компания (Myanma Oil and Gas Enterprise — M.O.G.E.) и некоторые иностранные компании — TOTAL, TEXACO, PREMIER, PETRONOUS, PTTEP, CMPC, CNOOC и др.).

В Мьянмаском шельфе северного Андаманского моря были откриты три газовых и газоконденсатных месторождений - Една в 1992 г, Зотика в 2007 г и Етагун 1998 г. Для наращивания топливно-энергетического потенциала нефтегазоносности и определения новых направлении ПРР на Мяьнмаской акватории требуется обобщение всего геолого-геофизического материала олигоцен-плиоценовых отложений.

Изучаемое месторождение Етагун расположено в северной части Магуиской террасы, являющейся восточной границей Андаманского моря.

Основной целью проведенного исследования является определение условий осадконакопления и оценивание литолого-петрофизических параметров продуктивных отложений в северной части Магуиской террасы на базе комплексного анализа геолого-геофизического материала.

Основные задачи исследований сводились к следующему:

- комплексное изучение строения главных тектонических элементов Андаманского моря;

- изучение истории геотектонического развития Магуиской террасы и сопредельных территорий северной части Андаманского моря;

- детальное рассмотрение литолого-стратиграфического разреза Магуиской террасы и сопредельных территорий;

- определение условий осадконакопления продуктивных отложений изучаемого месторождения на основе комплексных данных кернов, ГИС и биостратиграфии;

- выявление литолого-петрофизических характеристик разрезов продуктивных пластов по данным ГИС и лабораторным анализам керна;

- выделение в разрезе осадочного чехла основных нефтематеринских толщ, пород коллекторов, пород покрышек и регионально-нефтегазоносных комплексов на основе анализа, размещения выявленных скоплений углеводородов; выявление особенностей формирования месторождений углеводородов, состава газа и газоконденсата в олигоцен-миоценовых отложениях изучаемого региона;

- прогноз новых направлений ПРР на террасе Магуи и шельфе района Тнитарри.

Научная новизна диссертационной роботы состоит в том, что на исследуемой территории разработана комплексная геологическая модель месторождения Етагун и сопредельных территорий, показаны литолого-фациальная зональность накопления миоцен-плейстоценовых отложений, особенности тектонического строения региона, изучены и проанализированы основные петрофизические параметры продуктивных отложений, дан прогноз распространения терригенных и карбонатных олигоцен-миоцен-плиоцен-плейстоценоых отложений на шельфе Тнинтарри Андаманского моря и определены основные направления ПРР.

Для выполнения настоящей роботы были использованы данные ГИС по 18 скважинам, результаты лабораторных анализов керна по 4 скважинам, анализы биостратиграфических определений по 10 скважинам и более 13 сейсмических профилей.

Фактический материал для написания диссертационной работы был получен автором в результате более чем десятилетней роботы геологом в Мьянмаской нефтяной и газовой компании.

Практическая значимость исследований и их реализация заключается в том, что выполненная корреляция разрезов скважин, стратиграфическое и фациальное прослеживание последовательности накопления продуктивных отложений были использованы компанией Myanma Oil and Gas Enterprise

MOGE) при планировании и проведении поисково- разведочных работ и наращивания ресурсной базы на северо-западе шельфа Тнинтарри Андаманского моря.

Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения, изложенных на 126 страницах, в 13 таблицах и 35 рисунках. Библиографический список содержит более 90 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Со Аунг

основные выводы и защищаемые положения)

В результате проведенных исследований на изучаемой площади Магуиской террасы и сопредельных территории северного Андаманского моря выявлены особенности геологического строения Магуиской террасы, условия осадконакопления и литолого-петрофизических параметров продуктивных пластов и нефтегазоносности осадочного чехла изучаемого месторождения Етагун.

Выявление особенности геолого-тектонического развития и строения

Магуискойтеррасы.

Магуиская терраса расположена на континентальном шельфе северной части4 Андаманского моря. Структурные элементы террасы Магуи образовались в результате-эволюционного развития коллизии Индийской плиты с Евразийской плитой и родственных деформаций в течение времени от позднего мела до голоцена. В изучаемой площади» Сагаингский сдвиговый сброс является главным активным сбросом.

Провиденные нами палеогеодинамические реконструкции террасы Магуи отражают два стадии рифтообразования. Первоначальная стадия рифтообразования произошла в результате жесткой стыковки Индийской плиты с Евразиатской плитой в течение среднего- эоцена — раннего ^ олигоцена. Рифтообразование террасы Магуи привело к формированию блоковых деформаций, соединенных глубокими полуграбенами. Заключительная стадия, рифтообразования в террасе Магуи закончилась в начале среднего миоцена. К этому времени терраса была низменностью с пенепленовыми поверхностями, падающими на запад.

Крупные структуры террасы Магуи сформировались в течение позднеолигоцен-раннемиоценовой рифтовой стадии. Возобновляемые подъемы осуществлялись в течение от плиоцена до голоцена. Этот период возобновляемого подъема сопровождался омоложением структур, которые были сформированы в начальной стадии рифтообразовании.

Значительная мощность олигоценовых, миоценовых, плиоценовых и плейстоценовых осадков были накоплены на складчатом дотретичном фундаменте террасы Магуи.

Выявление условия осадконакопления и литолого-петрофизических параметров продуктивных пластов

Виделены продуктивные нижнемиоценовые пласты - А, В и С, представленые преимущественно песчаниками1 с прослоями аргиллитов, и алевритов. Пласты сформировались обычно в обстановках нижней части, равниной дельты под влиянием средне- высоких приливно-отливных течений, а во фронтальной части дельты под умеренно волновым влиянием.

Основные коллекторские характеристики пласта^ А. составляют: продуктивная мощность 0-12'м, Кп 17 %, Кпр< 0,76-16,4 мД, Кгл 12-30 %, Кг 40-90 %, пласта В - продуктивная мощность 30-48 м, Кп 21 %, Кпр 0,26-492 мД, Кгл 7-24 %, Кг 40-90%, и пласта С - продуктивная» мощность 20-56 м, Кп 22 %, Кпр 0,72-817 мД, Кгл 10-28 %, Кг 10-90 %.

Как видно, из результатов * анализа наиболее благоприятными петрофизическими параметрами обладают пласт В. Петрофизические свойства пласта А не выдержаны неповсеместно по площади месторождения, а пласт С находится вблизи от газоводяного контакта, что приводит к обводнению получаемой из его продукций.

Генетические источники нефтегазоносности осадочного чехла изучаемого месторождения сопредельных территорий

Выделены два природных источника углеводородов' - термогенный и биогенный. В восточной части террасы Магуи термогенные углеводороды, образованные в самой нижней части нефтегазоматеринских среднемиоценовых сланцев, их которых они латерально- ступенчато мигрируют в ловушки месторождения Етагун и западную часть террасы Магуи через проводящие сбросы в средне-верхнемиоценовые и плиоцен-плейстоценовые песчаники, как это- показано на приведенной схеме миграции углеводородов. Частично образованные биогенные углеводороды мигрируют через проводящие сбросы в плиоцен-плейстоценовые структуры.

Отмечено высокое содержание углекислых газов (GO2) в некоторых скважинах северношчасти Андаманского моря.

Показано, что нижная часть среднемиоценовых батиально-, преддельтовых сланцев являются главными-нефтематеринскими породами. Покрывающими породами являются батиально-преддельтовые средние и верхние миоценовые аргиллиты. Природным резервуаром углеводородов служат нижнемиоценовые мелководно-дельтовые песчаники, в которых газ и конденсат аккумулируются-в тектонически,экранированных ловушках.

Региональное распределение обнаруженных углеводородов в Суматро — Андамано — Мьянмаском поясе позволяет сделать вывод о том, что Андаманский бассейн содержит большие запасы газа. Распределение запасов* углеводородов в этом поясе соответствует распределению нефтематеринских пород в каждой отдельной грабеннообразной впадине, образованной в результате эволюции коллизионных движений плит.

Таким образом, в диссертации защищаются следующие основные положения:

1. Литолого-петрофизическая модель месторождения Етагун и сопредельных территорий.

2. Количественные и качественные показатели условий осадконакопления и история геотектонического развития.

3. Условия формирования нефтегазоносности, состава газа, газоконденсата в олигоцен-миоценовых отложениях изучаемого региона.

4. Прогноз новых направлений ПРР на террасе Магуи шельфа района Тнитарри.

По результатам геолого-геофизических исследований на площади Етагун ожидаются перспективные ресурсы углеводородов, локализованные и в нижнемиоценовых отложениях в пластовых тектонических экранированных ловушках под наклонными сбросами.

Вероятные перспективные ресурсы углеводородов содержатся в среднемиоценовых отложениях в литологически экранированных ловушках, в верхнемиоценовых-плиоцен-плейстоценовых отложениях в тектонически-экранированных ловушках. Нижние и средние миоценовые карбонатные постройки в южной части террасы и среднемиоценовые песчаные фены палеорек в глубоких западных частях террасы и локальных грабенах могут быть потенциальными перспективными природными резервуарами углеводородов.

Заключение

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Со Аунг, Москва

1. Абрикосов И.Х., Гутман И.С. Общая, нефтяная и нефтепромысловая геология. М.: Недра, 1974. 360 с.

2. Алексеев В.П. Литолого-фациальный анализ: Учебно-методическое пособие к практическим занятиям и самостоятельной работе по дисциплине "Литология". Екатеринбург: Изд-во УГГГА, 2002. — 147 с.

3. Амелин И.Д., Бадьянов В.А., Венделыитейн Б.Ю. и др. Справочник. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов. Под ред. В.В. Стасенкова, И.С. Гутмана. М.: Недра, 1989. -270 с.

4. Аплонов С.В. Геодинамика глубоких осадочных бассейнов. Под ред. В.Е. Хаина. С.-Пб.: ЦГИ ТЕТИС 2000. 214 с.

5. Баженова О.К., Бурлин Ю.К., Соколов Б.А., Хаин В.Е. Геология и геохимия нефти и газа. Под ред. Б.А.Соколова. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Изд-во МГУ. 2004. - 415 с:

6. Бакиров Э.А., Ермолкин В.И1, Ларин В.И. и др. Геология нефти шгаза. Под ред. Э.А. Бакиров. — 2-е изд., перераб. и доп. М.: Недра, 1990. 240 с.

7. Барабошкин Е.Ю. Практическая сидиментология (терригенные коллектора). Томск. 2005. — 154 с.

8. Буш Д.А. Стратиграфические лобушки в песчаниках. Методика исследований. Пер. с англ. под ред. и с предисловием Н.А. Еременко. Изд-во М.: Мир^ 1977. 215 с.

9. Гаврилов В.П. Геотектоника: Учевник для вузов. М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005. — 368 е.,

10. Галушки Ю.И. Моделирование осадочных бассейнов и оценка их нефтегазоносности. М.: Научный мир, 2007. — 456 с.

11. Дейк JI.П. Практический инжиниринг резервуаров. Пер. с англ. Под ред. М.Н. Кравченко.- Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2008.- 668 с.

12. Делты модели для изучения. Под ред. М. Бруссард. Пер. с англ. Под ред. Р.Б. Сейфуль-Мулюкова. М.: Недра, 1979. — 323 с.

13. Горбачек В.Ф. Новая глобальная тектоника и нефтегазоносность осадочных бассейнов. М.: Недра, 1983. 269 с.

14. Градзиньский Р., Костецкая А., Радомский А., Унруг Р. Седиментология. Пер. с польск. Под ред. Р. Унруг. М.: Недра, 1980. Пер изд. ПНР, 1976. 640 с.

15. Добрынин В.М., Венделынтейн Б.Ю., Резванов Р.А., Африкян А.Н. Геофизические исследования'скважин. Под ред. д.г.-м.н. BlM. Добрынина, к.т.н. Н.Е. Лазуткиной М.: ФГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им.И.М. Губкина, 2004. - 400 с.

16. Еременко Н.А. Геология нефти и газа. Под ред. С.П. Максимова. Изд-во «недра», 1968. — 385 с.

17. Ермаков В.И., Кирсанов А.Н., Кирсанов Н.Н- и др. Геологические модели залежей нефтегазоконденсатных месторождений Тюменского Севера. Под ред. В.И: Ермакова, А.Н. Кирсанова. М.: Недра, 1995. -464 с.

18. Знаменский В.В., Жданов М.С., Петров Л.П. Геофизические методы разведки и исследования скважин. М.: Недра, 1981. — 320 с.

19. Золоева Г.М., Лазуткина Н.Е. Интерпретация данных ГИС. М.: РГУ НГ им. Акад. И.М.Губкина, 2002. — 119 с.

20. Иванова М.М., Чоловский И.П., Брагин Ю.И. Нефтегазопромысловая геология. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. 414 с.

21. Итенберг С.С. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин. 2-е изд., перераб. и дои. М.: Недра, 1987. — 325 с.

22. Итенберг С.С., Шнурман Г.А. Интерпретация результатов каротажа сложных коллекторов. М.: Недра. 1984. — 256 с.

23. Каналин В.Г., Вагин С.Б., Токарев М.А., Ланчаков Г.А., Тимофеев В.А. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология. М.: ОАО «Издательство-Недра», 1997.— 366 с.

24. Кобранова В.Н. Петрофизика. 2-е изд. Перераб. и доп. М.: Недра, 1986. -392 с.

25. Кожевников Д.А. Петро физическая инвариантность гранулярных коллекторов: Геофизика, № 4, 2001. С. 31-37.

26. Конюхов А.И. Осадочные формации в зонах перехода от континента к океану. М.: Недра, 1987. — 222 с.

27. Конюхов А.И., Семерникова Г.В., Чернышева В.В. Образование и распростронение нефти. Пер. с англ. Под ред. Н.Б. Вассоевича и Р.Б. Сейфуль-Мулюкова.М.: Мир, 1981. 501'с.

28. Коржик В.И., Стрельченко В.В. Введение в интерпретацию материалов ГИС зарубежных комплексов. Под ред. д-ра тех. наук В.В. Стрельченко. М.: ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», 2004. 125 с.

29. Котяхов Ф. И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М.: Недра, 1977.-287 с.

30. Кузнецов В. Г. Литология. Осадочные горные породы и их изучение, М., Недра 2007.-511с.

31. Кузнецов В.Г. Литология. Седиментацонно-генетический раздел и фациальный анализ. М.: «РГУ нефти и газа имени И.М'.Губкина», 2008. -132 с.

32. Латышова М:Г. Практическое руководство по интепретации диаграмм , геофизеческих методов исследования скважин. 2-изд., перераб; М:, Недра, 1981. -182 с.

33. Латышова M.F., Мартынов В.Г., Соколова Т.Ф: М.Г. Практическое руководство по интепретации данных ГИС. М.: ООО «Недра-бизнесцентр», 2007. — 327 с:36: Лидер М: Седиментология. Процессы и продукты:. Пер с англ. М.: Мир, 1986.-439 с.

34. Мацера А.В., Милосердова Л.В., Самсонов Ю.В1 Структурная геология. Подфед. профессора В:П! Филиппова. MJ: PEy нефти;и г^а имени»; И.М^Губкина; 2001;. — 90 с.

35. Малиновский Ю.М. Нефтегазовая литология. М.: РУДН, 2007. -214 с.

36. Прошляков Б.К., Кузнецов В.Г. Литология: Учеб. для вузов. М.: Недра, 1991.-444 с.

37. Рединг X.F., Коллинсон Дж.Д., Аллен Ф.А., Эллиотт Т., Шрейбер Б.Ш., Джонсон Г.Д., Болдуин К.Т., Селлвуд Б.У., Дженкинс Х.К., Стоу Д.А.В., Эдуардз М:, Митчелл А.Х.Г. Обстановки осадконакопления и фации:

38. В 2-х т. Т. 1: Пер с англ. Под ред. X. Рединга. М.: Мир, 1990. 352 с, и Т. 2: Пер с англ. Под ред. X. Рединга. М.: Мир, 1990. — 384 с.

39. Славкин B.C. Геолого — геофизическое изучение нефтяных продуктивных отложений. М.: МГУ, 1999. — 160 с.

40. Со Аунг. Литолого-стратиграфические параметры нефтегазоносности. северной части террасы Магуи (Мьянма). Нефть, газ и бизнес в №4, 2010.-С. 56-61.

41. Со Аунг, Филин А.С. Нефтегазоносность террасы Магуи Андаманского, моря.' Труды Российского Государственного Университета нефти и газ им. академика И.М Губкина, вып. 2,2010. — С. 14-21.

42. Хани В.Е. Тектоника континентов и океанов (год 2000). М.: Научный Мир, 2001.-606 с.

43. Хаин В.Е., Лимонов А.Ф. Региональная геотектоника (тектоника континентов и океанов). Тверь: Изд-во FEPC, 2004.270 с.

44. Хаин В.Е., Ломизе М.Г. Геотектоника с основами геодинамики. М.: МГУ, 1995.-480 с.

45. Хаин В.Е., Ломизе М.Г. Геотектоника с основами геодинамики. 2-е изд., испр. И доп. М.: КДУ, 2005. 561 с.

46. Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. Изд-во «Недра», 1969. 368 с.

47. Ханин А-.А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. Изд-во «Недра», 1969. -368 с.

48. Хуснуллин М.Х. Геофизические методы контроля разроботки нефтяных пластов. М.: Недра, 1989. 190 с.

49. Чахмахчев В.А. Геохимические исследования и методы при поисках и разведке нефти и газа. М.: РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина, 2002. 222 с.

50. Черников О.А. Цитологические исследования в нефтепромысловой геологии. М.: Недра, 1981. 237 с.

51. Чернова О.С. Седиментология резервуара. Томск, 2004. 453 с.

52. Чоловский И.П., Иванова М:М., Гутман И.С., Вагин С.Б., Брагин Ю.И. Нефтегазопромысловаятеология, и гидрогеология залежей углеводородов. Ml: РГУ НГ им. И.М.Губкина, 2002. 455 с.

53. Acharyya S.K. Break-up, of the greater Indo-Australia continent and-accretion of blocks framing South and East Asia. J. Geodynamics, Vol. 26, No. 1, 1998.рЛ49-170:

54. Asquith G.B., Gibson C.R. Basic well log analysis for geologists. AAPG Methods.in Exploration Series 3, 1982. 208 p.

55. Berg Robert R. Reservoir sandstones. Published by Prentice-Hall Inc., Englewood Cliffs, New Jersey. 1986. 481 p.

56. Berg Robert R. Oil and Gas in Delta-Margin Facies of Dakota Sandstone, Lone Pine Field, New Mexico. AAPG Bulletin, Vol. 63, No. 6,1979. p. 886-904.

57. Busch Daniel A. Stratigraphic Traps in Sandstones — Exploration Techniques. AAPG Memoir 21, 1974, 2004 (Reprint on CD-ROM). 126ф.

58. Catuneanu O. Principle of Sequence Stratigraphy. Elsevier B.V. 2006. 375 p."

59. Chan M.A., Dott R.H., Jr. Depositional facies and progradational sequences in Eocene wave-dominated deltaic complexes, southwestern Oregon. AAPG Bulletion, Vol. 70, No. 4, 1986. p. 415-429.

60. Curray J.R. Tectonics history of Andaman Sea region. Journal of Asian Earth Sciences, No. 25, 2005. p. 187-252.

61. ColemanJ.M., Prior D.B. Deltaic sand bodies. AAPG Continuing Education* Course Note Series 15, 1980. 171 p.

62. Coleman, J.M., and Prior D.B. Deltaic environments. In: Scholle P.A., Spearing D.R., eds. Sandstone depositional environments. AAPG Memoir4 31, 1982. p. 139-178.

63. Galloway W.E., Hobday D.K. Terrigenous clastistic depositional'system. Application to petroleum, coal and uranium exploration. Springer-Verlag, New York, Berlin, Heideberg, Tokyo, 1983. 423 p.

64. Gluyas J.G., Swarbrick R.E. Petroleum Geoscience. Blackwell scientific publications, 2004. 359 p.

65. Gupta A. The Physical Geography of Southeast Asia. The Oxford Regional Environments Series. Oxford University Press. 2005. 440 p.

66. Hampson G.J. Discontinutity surfaces, clinoforms, and facies architecture in a wave-dominated, shoreface-shelf parasequence. Journal of Sedimentary Research, Vol. 70, No. 2, 2000. p. 325-340.

67. Khan Р.К. Variation in dip-angle of the Indian plate subducting beneath the Burma plate and its tectonic implications. Geosciences Journal, Vol1. 9, No. 3, 2005. p. 227-234.

68. Merkel R.H. Well log formation evaluation. AAPG Continuing Education Course Note Series 14, 1979. 82 p.

69. Mukhopadhyay M., Krishna M.R. Gravity field and deep structure of the Bengal Fan and its surrounding continental margins, northeast Indian Ocean. Tectonophysics, Vol. 186, issues 3-4,1991. p. 365-386:

70. Nik Ramli. Depositional model of a Miocene Barred Wave- and Storm-dominated Shoreface and Shelf, Southeastern Malay Basin, Offshore West Malasia. AAPG Bulletin, Vol. 70, No. 1, 1986. p. 34-47.

71. Putnam Peter E., Kendall G., Winter David A. Estuarine Deposits of the Upper Qishn Formation (Lower Cretaceous), Masila Region, Yemen. AAPG Bulletin, Vol. 81, No. 8, 1997. p. 1306-1329.

72. Polachan S., Racey A. Stratigraphy of the Mergui Basin, Andaman Sea. Implications for petroleum exploration. Journal of Petroleum Geology, Vol. 17, No. 4, 1994. p. 373-406.

73. Raju K. A. Three-phase tectonic evolution of the Andaman backarc basin. Current Science, Vol. 89, No. 11,2005. p. 1932- 1937.

74. Reineck H.E., Singh I.B. Depositional Sedimentary Environment, second edition. Springer Verlag Berlin — Heidelberg. 1980. 551 p.

75. Rider M: The geological interpretation of well logs, second edition. Sutherland, Scotland. 2002. 280 p.

76. Scott W. Imbus, Frank H. Wind, David Ephraim. Origin and occurrence of CO2 in the eastern Andaman sea, offshore Myanmar. Indonesian Petroleum Association Proceedings, Gas Habitats of SE Asia and Australia conference, 1999. p. 99-111.

77. Slatt R.M. Stratigraphic reservoir characterization for petroleum geologists, geophysicists, and engineers. Handbook of Petroleum Exploration and Production, Vol. 6 (CD ROM). Elsevier publications. 2006. 478 p.

78. Socquefr A*., Vigny C., Chamot-Rooke N., Simons W., Rangin C., Ambrosius B. India and Sunda plates motion and deformation along their boundary in Myanmar determined by GPS, J. Geophys. Res., Vol. Ill, B05406,dof: 10.1029/2005JB003 877, 2006.

79. Stump Т.Е., Krebs W.N. The Sequence Stratigraphy, of the Mergui Terrace, Blocks M12-M14, Moattama Basin, Myanmar. XTG.07.79. Jan.22, 2007.

80. Substitution area Myanmar Exploration Report. Departmental unpublished report. Premier Oil, October, 1999.

81. Tanavsuu-Milkeviciene K., Plink-Bjorklund P. Recognizing Tide-dominated^ versus Tide-influenced Deltas: Middle Devonium Strata of the Baltic Basin. Journal of Sedimentary Research, Vol. 79, 2009. p. 887-905.

82. Thomas F. Moslow. Depositional models of shelf and shoreline sandstones. AAPG Continuing Education Course Note Series 27, 1984. 102 p.

83. Tissot B.P., Welte D.H. Petroleum formation and occurrence. Second revised and enlarged edition. Springer-Verlag / Berlin, Heidelberg, New York, Tokyo. 1984. 699 p.

84. Tyler N., Crispin Gholston J., Ambrose W.A. Oil Recovery in Low Permeability, Wave-dominated, Cretaceous, Deltaic Reservoir, Big Wells (San Miguel) Field, South Texas. AAPG Bulletion, Vol. 71, No. 10, 1987. p 1171-1195.

85. Weimer R.J. Deltaic and Shallow Marine Sandstones: sedimentation, tectonics and petroleum occurrences. AAPG Continuing Education Course Note Series 2,1976.167 p.

86. Win Maw, Myint Kyi. Prospecting the Moatta / Taninthaiyi shelf of Myanmar. Indonesian Petroleum Association Proceedings, Gas Habitats of SE Asia and Australasia Conference. 1999. p. 113-122.