close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Закономерности строения и критерии прогнозирования месторождений углеводородов в фундаменте Кыулонгского бассейна (Вьетнам)

код для вставкиСкачать
На правах рукописи
НГУЕН МИНЬ ХОА
ЗАКОНОМЕРНОСТИ СТРОЕНИЯ И КРИТЕРИИ
ПРОГНОЗИРОВАНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ В
ФУНДАМЕНТЕ КЫУЛОНГСКОГО БАССЕЙНА (ВЬЕТНАМ)
Специальность 25.00.12 – Геология, поиски и разведка
нефтяных и газовых месторождений
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени
кандидата геолого-минералогических наук
Москва - 2018
2
Работа выполнена на кафедре «Геология и разведка месторождений
углеводородов» федерального государственного бюджетного образовательного
учреждения высшего образования «Российский государственный геологоразведочный
университет имени Серго Орджоникидзе (МГРИ-РГГРУ)».
Научный руководитель:
Горюнов Евгений Юрьевич
кандидат геолого-минералогических наук, ФГБОУ ВО
«Российский
университет
государственный
имени
геолого-разведочный
Серго Орджоникидзе
(МГРИ-
РГГРУ)», доцент.
Официальные оппоненты:
Плотникова Ирина Николаевна
доктор
геолого-минералогических
наук,
доцент,
Институт прикладных исследований Академии наук
Республики Татарстан, ведущий научный сотрудник.
Гогоненков Георгий Николаевич
доктор технических наук, Федеральное государственное
бюджетное
учреждение
«Всероссийский
научно-
исследовательский геологический нефтяной институт»,
советник генерального директора.
Ведущая организация:
Акционерное общество «Центральная геофизическая
экспедиция»
Защита диссертации состоится «24» октября 2018 года в 16.00 часов на
заседании объединенного диссертационного совета Д 999.129.02 на базе АО НПФ
«Геофизика», ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический
университет» по адресу: 450005, г. Уфа, ул. 8 Марта, д. 12.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке АО НПФ «Геофизика»,
ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» и на
сайте http://www.npf-geofizika.ru.
Автореферат диссертации разослан «____» _____________ 2018 года.
Ученый секретарь
диссертационного совета
Беляева Альбина Сагитовна
3
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность темы исследования
К
настоящему
времени
в
породах
кристаллического
фундамента
открыто
значительное количество нефтяных и газовых месторождений в бассейнах США, Южной
Америки, Ливии, Вьетнама, России и другие. Среди них такие крупные и гигантские как
Белый Тигр (Вьетнам), Хюстон-Панхенда (США), Ла-Пас, Мара (Венесуэла), Ауджила Нафура (Ливия) и другие. В России практически все месторождения в фундаменте находятся
в Западной Сибири.
Значительная часть месторождений открыта случайно при поисковых работах в
осадочном чехле. Методика поисков и разведки месторождений углеводородов в фундаменте
в настоящее время в должной степени не разработана. В связи с этим, остро стоит вопрос о
ее создании и внедрении в поисковую практику. Методика должна базироваться на знании
геологического строения уже открытых месторождений углеводородов в фундаменте.
Регионом, где достигнуты высокие результаты в поисках таких месторождений, является
шельф Южного Вьетнама, в частности Кыулонгский бассейн.
Тема работы и содержаний исследований соответствуют формуле специальности
25.00.12 – «Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений»: пункт 1 –
«Происхождение и условия образования месторождений нефти и газа» и пункт 2 –
«Прогнозирование, поиски, разведка и геолого-экономическая оценка месторождений».
Степень ее разработанности
В
фундаменте
Кыулонгского
бассейна
открыт
целый
ряд
месторождений
углеводородов: Белый Тигр, Дракон, Заря, Рубин, Черный Лев, Желтый Тунец, Восток,
Коричневый Лев, Тханлонг и др. Изучением геологического строения этих месторождений
занимались многие российские и вьетнамские исследователи Арешев Е.Г., Гаврилов В.П.,
Керимов В.Ю., Киреев Ф.А., Кошляк В.А., Поспелов В.В., Тимурзиев А.И., Шнип О.А.,
Шустер В.Л., Донг Ч.Л, Куи Х.В., Шан Н.Т, Тиен Х.Д., Кыуонг Ч.Х. и др.
Высокая степень изученности фундамента Кыулонгского бассейна и открытых здесь
месторождений нефти и газа позволяет рассматривать этот регион в качестве эталонного
объекта для выявления основных закономерностей строения месторождений углеводородов,
условий
их
формирования.
Автором
проведён
анализ
геологического
строения
месторождений Белый Тигр, Дракон, Южный Дракон и на этой основе выработаны критерии
и методические подходы прогнозирования перспективных зон и локальных объектов.
Полученные результаты могут быть основой для прогнозирования и обоснования
промышленных скоплений углеводородов в породах фундамента.
4
Цели и задачи работы
Выявление закономерности в геологическом строении известных месторождений
углеводородов в фундаменте Кыулонгского бассейна и на этой основе выработка критериев
прогнозирования и поисков подобных структур.
Для достижения цели работы были поставлены и решены следующие задачи:
1 Выявление основных закономерностей геологического строения известных
месторождений нефти и газа в фундаменте Кыулонгского бассейна и в других регионах мира
на основе сбора и анализа геолого-геофизической информации.
2 Определение основных факторов, контролирующих нефтегазоносность в пределах
Кыулонгского бассейна.
3
Обоснование
основных
критериев
поисков
скоплений
углеводородов
в
кристаллическом фундаменте Кыулонгского бассейна.
4 Определение основных геологических факторов, влияющих на динамику дебитов
эксплуатационных скважин.
5 Оценка перспектив поисков скоплений углеводородов в кристаллическом
фундаменте как Кыулонгского бассейна, так и Южно-Коншонского бассейна.
Научная новизна
1 Выявлены основные закономерности геологического строения месторождений
нефти и газа в фундаменте Кыулонгского бассейна и на этой основе выработан комплекс
геодинамических,
структурно-геоморфологических,
тектонических,
петрографических,
флюидодинамических критериев его нефтегазоносности.
2 Установлена приуроченность высокодебитных скважин к неотектоническим
разломам на основании ранжирования разрывных нарушений по времени их формирования,
сопоставления полученных схем разломов разного возраста с картами начальных дебитов и
накопленной добычи по эксплуатационным скважинам.
3 Установлена приуроченность выявленных по данным сейсморазведки зон
разуплотнения к зонам разломам.
Теоретическая и практическая значимость работы состоит в том, что выявленные
закономерности и выработанные на их основе поисковые критерии позволяют повысить
эффективность поисков месторождений углеводородов в породах фундамента Кыулонгского
бассейна, а также в других регионах. Обоснована оценка перспектив нефтегазоносности
фундамента еще не разбуренных структур.
Методология и методы исследований
1 Палеотектонический анализ геологического строения шельфа Южного Вьетнама и,
в частности, Кыулонгского бассейна и разведанных здесь месторождений.
5
2 Анализ динамики добычи нефти на месторождении Белый Тигр и выявления
геологических факторов, влияющих на дебиты скважин.
3 Интерпретация и атрибутный анализ сейсмических материалов с использованием
программных комплексов Инпрес и Petrel по Белому Тигру, Дракону.
Положения, выносимые на защиту
1 Преобладающими типами коллекторов в породах фундамента Кыулонгского
бассейна являются трещинные, трещинно-кавернозные и трещинно-каверново-поровые,
образовавшиеся
в
результате
воздействия
двух
основных
процессов:
гипергенных
(химическое и физическое выветривание) и тектонических (прототектоника и постумная
дезинтеграция).
2 Основные скопления месторождений углеводородов в фундаменте Кыулонгского
бассейна
связаны
с
зонами
разуплотнения,
которые
приурочены
к
активным
неотектоническим разломам.
3 Комплекс основных критериев нефтегазоносности, включающий: геодинамические,
структурно-геоморфологические,
тектонические,
флюидо-динамические,
тектонические,
петрографические, который позволяет прогнозировать и обосновывать перспективность
локальных структур и возможных скоплений углеводородов в породах кристаллического
фундамента.
Степень достоверности и апробация работы.
Достоверность полученных результатов основана на привлечении к анализу большого
объёма геолого-геофизических материалов и промысловых данных по эксплуатационным
скважинам месторождения Белый Тигр, который позволил выявить основные поисковые
критерии углеводородов в фундаменте и обосновать ряд локальных структур Кыулонгского
и Южно-Коншонского бассейнов.
Основные результаты исследований докладывались на следующих конференциях:
XVII Международном симпозиуме им. академика М.А. Усова студентов и молодых ученых
«Проблемы геологии и освоения недр» (Томск, 2013), VIII Международной межвузовской
научной конференции «Молодые – наукам о Земле», (Москва, 2016 г.); Всероссийской
конференции по глубинному генезису нефти и газа «Формулирование современного
варианта теории (новой парадигмы) глубинного абиогенно-мантийного происхождения
нефти и газа» (Москва, 2016 г.); XIII Международной научно-практической конференции
«Новые идеи в науках о Земле» (Москва, 2017 г.);
XXI Международном научном
симпозиуме студентов и молодых ученых им. академика М.А. Усова «Проблемы геологии и
освоения недр» (Томск, 2017 г.); VIII Всероссийском совещании «Эффективность
геофизических методов при региональных и поисковых работах на нефть и газ» (Москва,
6
2017 г.); научной конференции «Challenging of Petroleum Geology in Exploration and
Production» (Ханой, 2017 г.); международной научно-практической конференции «Стратегия
развития геологического исследования недр: настоящее и будущее (к 100-летию МГРИРГГРУ)» (Москва, 2018 г.); научно-практической конференции «Геолого-геофизические
исследования
нефтегазоносных
территорий:
научные
и
прикладные
аспекты»
(«РосгеоНЕФТЕГАЗ-2018)» (Москва, 2018 г.).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 12 научных статей, в том числе 3
статьи в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ.
Структура и объем диссертации.
Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, заключения, общим объемом
127 страниц, а также 70 иллюстраций и 10 таблиц, список литературных источников
включает 84 наименования.
ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснована актуальность поставленной темы, обозначена цель,
сформулированы задачи работы, основные защищаемые положения, охарактеризовано ее
научное и практическое значение.
В первой главе рассмотрено геологическое строение, нефтегазоносность основные
черты
и
закономерности
строения
месторождений
углеводородов
в
фундаменте
Кыулонгского бассейна.
Геологическое строение Кыулонгского бассейна. Шельф Южного Вьетнама
расположен на Южно-Китайском море, приурочен к Кыулонгскому и Южно-Коншонскому
бассейнам, разделенным поднятием Коншон. Геологическое изучение шельфа началось
более 50 лет назад фирмами Mandrel, Shell, Mobil Oil, Marathon, Pecten, а позже Deminex,
Agip, Bow Walley и др. В настоящее время основной объём геологоразведочных работ
проводится СП «Вьетсовпетро». Кыулонгский бассейн площадью 40 тыс. км2 считается
самым богатым бассейном на шельфе Южного Вьетнама. К настоящему времени, в пределах
Кыулонгского бассейна открыт ряд месторождений нефти и газа в фундаменте: Белый Тигр,
Дракон, Южный Дракон - Доймой, Рубин, Золотой Лев, Желтый Тунец и др.
Кыулонгский бассейн сложен кайнозойскими осадочными отложениями, несогласно
перекрывающими поверхность кристаллического фундамента. Бассейн представляет собой
рифтовый бассейн, который формировался и развивался на докайнозойском фундаменте. В
отличие от других бассейнов в юго-восточной Азии, этот бассейн наиболее обособлен и
приурочен к склону стабильного Индосинийского срединного массива, в пределах которого
позднефанерозойские тектоно-орогенические движения проявлялись в ослабленном виде
7
(Арешев Е.Г, 2003). Тем не менее, северному плечу Кыулонгского рифта были свойственны
магматические
процессы
как
позднемезозойского,
так
и
кайнозойского
времени.
Тектоническая деятельность в данном районе приводила к формированию сложного
строения поверхности фундамента, что является особенностью района в морфологическом
отношении. Выделяются приподнятые блоки и грабены, ограниченные разрывными
нарушениями. В кайнозойской истории геолого-тектонического развития бассейна выделено
3 стадии рифтогенеза: дорифтовая стадия (поздний палеоцен), синрифтовая стадия (поздний
эоцен - олигоцен) и пострифтовая стадия (миоцен – четвертичные).
Нефтегазаносность Кыулонгского бассейна. В настоящее время в Кыулонгском
бассейне пробурено более 500 поисково-разведочных, эксплуатационных скважин, и
открыто 18 месторождений углеводородов, 15 из которых были введены в эксплуатацию с
суммарной накопленной добычей около 480 млн. т нефти. Максимальная добыча нефти в
целом по месторождению Белый Тигр достигнута в 2002 году и составила около 13000 тыс.
т, в том числе по фундаменту – 12076 тыс. т. Благодаря вводу в эксплуатацию залежей нефти
в породах фундамента, за 30 лет (с 1988 г. по настоящее время) Вьетнам стал одной из
ведущих нефтегазодобывающих стран Тихоокеанского региона.
Основные черты и закономерности строения месторождений нефти и газа в
фундаменте Кыулонгского бассейна. В Кыулонгском бассейне самым крупным с запасами
более 500 млн. т, является нефтяное месторождение Белый Тигр. На месторождении
залежи
нефти
выявлены
как
в
трещиновато-кавернозных
магматических
породах
фундамента, а так в терригенных отложениях нижнего миоцена, верхнего и нижнего
олигоцена.
Белый Тигр представляет собой крупный и сложно-построенный массив надвигового
типа, протянувшийся в северо-восточном направлении в соответствии с общим структурнотектоническим планом этого участка шельфа южного Вьетнама и состоящий из трех сводов
(блоков): Северного, Центрального и Южного. Из них наиболее приподнятый –
Центральный, в пределах которого расположены самые высокодебитные скважины. Блоки
отделены друг от друга высокоамплитудными разломами северо-восточного простирания.
Тектоническая нарушенность фундамента отмечается и внутри блоков. Часть
разломов прослеживается в осадочном чехле, где их амплитуда и протяженность
уменьшается.
Наиболее
важными
структурообразующими
считаются
палеогеновые
нарушения, трассируемые не только в промежуточном комплексе, но и в фундаменте. Им
принадлежит роль в формировании структуры и трещиноватости в породах фундамента.
Фундамент
петрофизической
представлен
магматическими
неоднородностью.
породами
Нефтесодержащими
и
являются
характеризуется
трещиновато-
8
кавернозные коллекторы, в которых пустотное пространство представлено трещинами,
изометрическими пустотами и структурной пустотностью. Среднее значение общей
пористости пород фундамента варьирует от 4 до 6%.
Изучение фильтрационно-емкостных свойств пород фундамента на месторождении
Белый Тигр показало, что наряду с тектонической раздробленностью, важное значение в
формировании
пустотности
играли
гидротермальные
процессы,
которые
активно
проявлялись в породах фундамента и привели также к образованию многих вторичных
минералов: кварца, хлорита, лимонита, кальцита, пирита, каолинита, цеолита, которые
частично выполняют вторичные пустоты. Результатом гидротермальных процессов,
циркуляции растворов, явилось не только заполнение их вторичными минералами, но и
расширение существующих трещин выщелачиванием. Такое многообразие процессов
образования пустотности предопределило высокую неоднородность фильтрационноемкостных свойств резервуара фундамента.
Флюидоупорами для скоплений углеводородов в фундаменте Белого Тигра служат
либо аргиллитовые, иногда вулканогенные толщи нижнего (Северный участок) и верхнего
олигоцена (Центральный участок), либо плотные разности пород в кровле фундамента.
Часть тектонических нарушений, ограничивающих поднятие фундамента Белого
Тигра, прослеживается и в осадочном чехле, включая и четвертичные отложения, что
свидетельствует о неоднократных тектонических деформациях фундамента и чехла и
унаследованном проявлении современной активной тектоники. В ряде случаев вдоль
тектонических нарушений, прослеживаемых от фундамента в осадочный чехол на
сейсмических материалах наблюдаются каналы дегазации, по которым, вероятно,
происходит миграция углеводородов в осадочный чехол.
Вторым крупным является месторождение Дракон, которое расположено в
пределах срединного поднятия Кыулонской впадины. Площадь Дракон включает в себя семь
крупных выступов фундамента и соответствующих им антиклинальных поднятий в
осадочном чехле: Северо-восточный, Восточный, Центральный, Седловина, Юго-восточный,
Северо-Западный и Южный Дракон-Доймой.
Как и на месторождении Белый Тигр, важными элементами тектонического
строения Дракон являются многочисленные дизъюнктивные нарушения разных порядков.
Они делят район на множество блоков, создающих мозаичную структуру площади.
В фундаменте выделяется несколько систем разрывных нарушений: северовосточного, северо-западного, субмеридионального простирания и субширотного, западсеверо-западного простирания, которые создают сложную картину разбитости структуры.
Такая разбитость отчётливо проявляется и на сейсмических разрезах, и на структурной карте
9
по кровле фундамента. Часть разломов, также, как и на Белом Тигре, прослеживаются в
верхней части осадочного чехла, что свидетельствует об их неотектонической активности.
На Драконе нефтеносность связана преимущественно с трещиновато-кавернозными
породами кристаллического фундамента, сложенного магматическими (гранитоиды) и
метаморфическими (гнейсы) комплексами. В нижнемиоценовых, верхнеолигоценовых и
нижеолигоценовых
отложениях
также
выявлены
залежи
нефти,
запасы
которых
незначительны.
В гранитоидном массиве фундамента коллекторами служат разуплотненные зоны
трещинного и каверно-трещинного типов, открытая пористость которых изменяется в
интервале 0,18-11,03 % (среднее 2,05%). На месторождении Дракон покрышкой являются
глинистые отложения олигоцена, залегающие с угловым и стратиграфическим несогласием
на эродированной поверхности фундамента.
Фильтрационно-емкостные свойства пород фундамента в значительной степени
зависят от заполнения трещин вторичными минералами. Как правило, макротрещины
залечены кальцитом, цеолитом, хлоритом, реже кварцем, в выполнении микротрещин,
помимо этих минералов, отмечаются каолинит и эпидот.
На месторождении Дракон залежи нефти и газоконденсата установлены в
трещиновато-кавернозных породах фундамента и в терригенных отложениях нижнего
миоцена, верхнего и нижнего олигоцена. Высокопродуктивные залежи нефти приурочены, в
основном, к трещиновато-кавернозному фундаменту.
На основе изучении основных месторождений нефти в фундаменте Кыулонгского
бассейна, таких как Белый Тигр, Дракон с целью выработки критериев или методических
приемов
целенаправленного
прогнозирования,
отмечены
общие
черты
строения
рассмотренных нефтегазовых месторождений:
1 Все месторождения расположены в пределах Кыулонгского бассейна, образование
которого обусловлено кайнозойским рифтогенезом;
2 Все месторождения приурочены к выступам фундамента - структурным ловушкам;
3 Все месторождения характеризуются блоковым строением фундамента;
4 На всех месторождениях отмечается интенсивное развитие тектонических
нарушений и зон разуплотнения. Большинство залежей углеводородов, открытых в породах
кристаллического фундамента, приурочено к зонам развития разуплотненных трещинных,
трещинно-кавернозных и трещинно-каверново-поровых пород-коллекторов;
5 Наличие флюидоупоров в верхней части пород фундамента или в базальных
горизонтах перекрывающего осадочного чехла;
6 По времени активизаций выделяются три типа разрывных нарушений: относительно
10
древние, прослеживаемые только в фундаменте; разломы, прослеживаемые как в
фундаменте, так и в осадочных отложениях олигоцена, но не выходящие за его пределы; и
наиболее молодые, следящиеся от фундамента до миоцена и четвертичных отложений;
7 Характерной общей чертой месторождений является неотектоническая активность,
проявляющаяся в деформированности осадочных пород неоген-четвертичного возраста в
виде малоамплитудных антиклиналей и малоамплитудных разрывных нарушений;
8 На всех месторождениях широко развиты гидротермальные процессы в породах
фундамента.
Во второй главе освещены особенности формирования залежей углеводородов в
фундаменте Кыулонгского бассейна.
Происхождение углеводородов в фундаменте. Вопрос происхождения нефти в
фундаменте является дискуссионным. Как известно, существуют три основные гипотезы.
Большинство исследователей, в том числе работающих в этом регионе, придерживаются
мнения
о
миграции
нефти
из
нефтематеринских
пород
олигоценового
возраста,
прилегающих к поверхности погребенных выступов фундамента. Согласно теории о
глубинном происхождении нефти, образование нефти в Кыулонгском бассейне происходило
в глубоких мантийных очагах. Затем в моменты тектонической активности она мигрировала
по тектоническим нарушениям и трещинам вверх. С другой стороны, Гаврилов В.П. (2000 г.)
предложил
геодинамическую
модель
нефтегазообразования,
согласно
которой
формирование углеводородов может происходить при различных геодинамических режимах
развития литосферы, а именно рифтогенном, депрессионном и субдукционно-обдукционном
режимах.
С точки зрения вьетнамских геологов, нефть и газ, образовавшиеся в глинистых
породах миоцена-олигоцена, благодаря латеральной миграции, формировали скопления в
коллекторских породах фундамента.
Условия формирования пустотного пространства (коллекторов) в пределах
гранитного фундамента. Изучение фундамента Кыулонгского бассейна показывает, что
коллекторы в гранитоидах образовались в результате воздействия нескольких разных по
значимости процессов. После остывания и вхождения в состав консолидированного слоя
земной коры гранитных тел, т.е. на постумной стадии, зоны разуплотнения (гранитные
кластиты) образуются, по крайней мере, за счет двух основных процессов: гипергенных
(химическое и физическое выветривание) и тектонических (прототектоника и постумная
дезинтеграция) (рисунок 1).
В эоцен-олигоценовое время, в результате рифтогенеза, в гранитном фундаменте
Зондского шельфа в период прототектоники и постумной тектоники гранитов происходил
11
комплекс деформаций, отвечающих объемному хрупко-пластическому сдвиговому течению.
Наиболее
ярко
структурно-вещественная
переработка
проявлена
в
отдельных
разновидностях гранитов, которые формируют кристаллические блоки, осложняющие
фундамент Кыулонгского прогиба. При этом происходила разномасштабная фрагментация,
интенсивное брекчирование, катаклаз и структурно-минеральная переработка горных пород,
которые в совокупности способствуют возникновению тектонической подвижности горных
масс в низкотемпературных условиях и обеспечивают процесс объемного тектонического
течения в породах фундамента. В связи с возникновением объемной подвижности горных
масс фундамент Кыулонгского бассейна приобрел блоковое строение и в его пределах
обособились структуры протыкания (поднятые блоки) со сложным внутренним строением,
обусловленным
наличием
зон
дробления,
катаклазирования,
с
которыми
связаны
формирование вторичного порового пространства и образование ловушек углеводородов,
что позволяет обосновать наличие интрагранитных залежей углеводородов. Таким образом,
гранитные блоки и сопутствующие им кластиты являются реальными и потенциальными
вместилищами углеводородов.
Рисунок 1 – Общая модель коллекторов фундамента месторождения Белый Тигр (по
Чинь С.К. с изменением автора)
В миоценовое и постмиоценовое время, на пострифтогенном этапе, на фоне
затухающих тектонических движений, отдельные системы разрывных нарушений оставались
активными, что находит отражение в деформировании постмиоценовых отложений. В
породах фундамента эти нарушения проявляются в виде зон трещиноватости и
разуплотнения, являющихся коллекторами.
Тектонический блок Белого Тигра до верхнего олигоцена представлял собой
12
морфологическо выраженное поднятие. В это время выступ фундамента выходил на
дневную поверхность и подвергался активному физико-химическому выветриванию,
денудации и эрозионной деятельности. В результате этих процессов в поверхностных частях
выступов появлялись масса трещин, пор, каверн различного размера, что привело к
образованию пустотного пространства, которые в последующие этапы стало вместилищем
углеводородов.
Накопившаяся
в
нижнем
миоцене
глинисто-алевролитовая
толща,
перекрывшая выступы фундамента, стала играть роль флюидоупора.
Таким образом, формирование зон разуплотнения происходило в несколько стадий:
активного рифтогенеза, гипергенную и пострифтовую, связанную с развитием активных
разломов.
Миграция и формирование залежей углеводородов в фундаменте Кыулонгского
бассейна. Кыулонгский бассейн характеризуется повсеместным контактом кристаллических
массивов
докайнозойского
фундамента
с
кайнозойским
осадочным
чехлом.
Это
обстоятельство предопределило латеральную миграцию через эти контактовые зоны из
нефтематеринских толщ олигоценового и миоценового возрастов, в кристаллические массивы
- в пустоты и зоны повышенной трещиноватости. В процессе литогенеза осадочная толща
отлагалась
непосредственно
на
породах
фундамента
и
становилась
вместилищем
миграционно-подвижных углеводородов. Со временем, при генерации и последующей
эмиграции из осадочных пород в кору выветривания и пустотное пространство, в теле
гранитных массивов формировались скопления нефти и газа. С другой стороны, Кыулонгский
бассейн,
характеризуется
пластово-блоковым
строением
и
широким
развитием
тектонических нарушений, отличающихся по возрасту и истории формирования, а также
различным направлением простирания. В связи с этим, миграционные процессы и
формирование залежей углеводородов наряду с контактовой латеральной миграцией связаны
с межформационной (межэтажная) субвертикальной миграцией по плоскостям проводящих
дизъюнктивов.
В третьей главе исследованы методы изучения кристаллического фундамента. Из
всех выделенных, ранее описанных, критериев в первой главе, на взгляд автора, важнейшим
является наличие коллекторов и их качество в породах фундамента, которое определяет, как
общий объем нефти и газа в залежах, так и фильтрационно-емкостные свойства в процессе
последующей эксплуатации.
В связи с этим, в процессе изучения месторождений был использован комплекс
геофизических методов выявления и картирования особенностей геологического строения,
контролирующих
нефтегазоносность
пород
фундамента,
включающий
методы
интерпретации сейсмических данных, такие как выделение систем дизъюнктивных
13
нарушений и зон трещиноватости на основе анализа сейсмических атрибутов, а так же
выявление на временных разрезах так называемых
«ярких пятен» связанных с
газонасыщенными коллекторами осадочного чехла.
Другим методом, примененным в работе, был анализ геологических факторов,
контролирующих дебитность скважин.
В частности, в данной работе также проведена интерпретация сейсмических
материалов 3D общей площадью 975 км2 по месторождению Белый Тигр. Была сделана
корреляция отражающих горизонтов СГ-АФ (кровля фундамента), СГ-7 (кровля верхнего
олигоцена), СГ-5 (кровля песчано-алевролитовой пачки в нижнем миоцене), по которым
построены соответствующие карты изохрон.
На площади исследования благодаря уникальным возможностям интерпретация
сейсмических данных в программном комплексе Petrel и учитывая тектоническую
раздробленность, были прослежены тектонические разломы и дана их классификация по
времени их заложения и ориентации. На месторождении Белый Тигр выделено по времени
заложения три системы разломов (рисунок 2).
Рисунок 2 – Типы системы разломов на месторождении Белый Тигр: 1 – разломы,
расположенные только внутри фундамента; 2 – разломы, прослеживаемые как в фундаменте,
так и в осадочных отложениях олигоцена; 3 – разломы, следящиеся от фундамента до
миоцена и четвертичных отложений, 4 – разломы, следящиеся только в осадочном чехле
В ряде случаев разломы этого типа находят отражение в морфологии дна шельфа, что
свидетельствует об их современной активности.
Для выделения разрывных нарушений проведены расчет и анализ кубов сейсмических
атрибутов: Ant-tracking, Variance. С целью выделения систем тектонических нарушений был
14
рассчитан атрибут Variance для горизонтов СГ-5 в нижнем миоцене (рисунок 3), СГ-7 по
кровле верхнего олигоцена и СГ-АФ по кровле фундамента. Большинство открытых залежей
углеводородов в фундаменте приурочено к трещиноватым коллекторам. Зоны развития
разуплотненных трещинных, трещинно-каверновых и трещинно-каверново-поровых пород
являются очагами аккумуляции углеводородов. Одним из методов выделения зон
разуплотнения может служить метод расчет функции Semblance.
Рисунок 3 – Выделения систем тектонических нарушений: а - с использованием
атрибута Variance на сейсмическом кубе (временной срез по кровле песчано-алевролитовой
пачки в нижнем миоцене – СГ5); б – интерпретация
На основе использования функция Semblance в программном комплексе Инпрес,
разработанном ЦГЭ для изучения сейсмической зональности фундамента и выявления
неоднородности
в
толще
пород
фундамента
был
подсчитан
куб
сейсмических
неоднородностей. Атрибут Semblance позволяет в массиве фундамента выделить как
уплотненные, так и разуплотненные зоны, тем самым выделить вероятные покрышки и зоны
коллекторов (рисунок 4).
Зоны разуплотнения приурочены к молодым активным разломам. Эти зоны являются
основными вместилищами углеводородов. Скважины, вскрывшие их, характеризуются
значительными устойчивыми в течение длительного времени дебитами.
Анализ геологических факторов, контролирующих дебитность скважин, заключается
в сопоставлении данных по начальным дебитам и суммарной накопленной добычи скважин
месторождения Белый Тигр за период 1988-2012 г. с выделенными разновозрастными
системами тектонических нарушений и выделенными зонами разуплотнения.
С этой целью был создан геоинформационный проект, в котором построены карты
начальных дебитов по эксплуатационным скважинам, вскрывшим залежи в фундаменте,
15
нижнем олигоцене и миоцене.
Рисунок 4 – Горизонтальный и вертикальный срезы по кубу Semblance показывают
плотностную неоднородность пород фундамента Белого Тигра (по данным ЦГЭ, 2004)
Аналогичным образом построены карты суммарных накопленных объемов. В
дальнейшем эти карты совмещались с картами разновозрастных систем тектонических
нарушений. В результате сопоставления карт выявилась приуроченность высокодебитных
скважин и разуплотненных зон к активным разновозрастным разломам (рисунки 5, 6, 7).
Рисунок 5 – Карты систем тектонических нарушений на месторождении Белый Тигр:
а – по кровле фундамента; б – по кровле нижнего олигоцена; в – по кровле песчаноалевролитовой пачки в нижнем миоцене
Детальные изучения фильтрационной неоднородности трещинных коллекторов
фундамента месторождения Белый Тигр, проведенные А.И. Тимурзиевым и А.Г. Авербухом,
показали зависимость притоков скважин от расстояния до разломов (рисунок 8), которая
16
находится в полном соответствии с полученными мною результатами.
Рисунок 6 – Карты накопленной добычи по эксплуатационным скважинам (2011 г.),
вскрывшим залежи: а – в фундаменте; б – в нижнем олигоцене; в – в нижнем миоцене
Рисунок 7 – Сопоставление начальных дебитов эксплуатационных скважин по
фундаменту месторождения Белый Тигр с системами разломов разного возраста: а – разломы
в фундаменте; б – разломы в нижнем олигоцене; в – разломы в нижнем миоцене
Анализ карт начальных дебитов и накопленной добычи эксплуатационных скважин,
вскрывших залежи в фундаменте, нижнем олигоцене, нижнем миоцене совместно с картами
систем тектонических нарушений разного возраста, показал, что скважины с высокими
начальными дебитами и значительной накопленной добычей расположены вблизи
неотектонических разломов, что подтверждается данными А.Г. Авербуха. Исходя из этого,
можно предположить, что последние, с одной стороны контролируют зоны разуплотнения в
теле гранитного массива, являющиеся коллекторами, а с другой, могут служить каналами
поступления углеводородов в зоны коллекторов.
17
Рисунок 8 - Месторождение Белый Тигр. Суммарная гистограмма распределения
скважин с притоками и без притока флюида в зависимости от расстояния до разломов по
глубинным слайсам от 3500 м до 4300 м (Тимурзиев А.И., 2011 г.)
Содержание
четвертой
главы
«Обоснование
основных
критериев
нефтегазоносности докайнозойского фундамента Кыулонгского бассейна» сводится к
следующему: на основе изучения геологического строения месторождений нефти и газа в
фундаменте
Кыулонгского
бассейна
(Белый
Тигр,
Дракон)
в
совокупности
с
опубликованными ранее материалами других исследователей выделен ряд основных
критериев, которые могут эффективно использоваться для прогнозирования и обоснования
перспектив скоплений углеводородов в породах фундамента: геодинамический, структурногеоморфологический, тектонический, флюидодинамический и петрографический.
Геодинамические критерии. Как показали исследования Е.Г. Арешева (2003 г.) на
Зондском шельфе месторождения нефти и газа сосредоточены в пределах кайнозойских
рифтовых
бассейнов:
Кыулонг,
Южно-Коншон,
Малай,
Саравак,
Западно-Натун.
Значительные промышленные скопления углеводородов находятся в Кыулонгском бассейне,
заложение которого связано с интенсивным проявлением процессов рифтогенеза в
олигоценовое время. Такая же закономерность, по мнению автора, выявлена и для других
регионов так, по мнению автора. Подавляющее число месторождений углеводородов и в
других осадочных бассейнах мира приурочено к мезозойским и кайнозойским рифтам:
Северо-Сахалинский, Шелиховский, Иссикари-Западно-Сахалинский, Восточный, Перл,
Бакби м о, Сиамский, Меконгский и др. По материалам В.Л. Шустера и другие в России
залежи углеводородов в фундаменте Западной и Восточной Сибири приурочены к зонам
18
развитий рифтогенного геодинамического режима.
Как известно, рифтогенный режим развития территорий связан с активными
процессами в верхней части мантии, а именно с ее подъемными дивергентными
растеканиями под литосферой. В земной коре это проявляется интенсивным погружением
дна бассейна и заполнением его вулканогенно-осадочными и осадочными толщами;
повышенным тепловым потоком в сложных дифференциальных движениях отдельных
блоков. Все эти факторы оказывают влияние на процессы генерации углеводородов.
Структурно-геоморфологические критерии. В Кыулонгском бассейне все открытые
месторождения приурочены к морфологически выраженным выступам, осложненным
разломами и разбитым на блоки. В соответствии с классическими представлениями о
строении массивных залежей поднятый выступ, перекрытый слабопроницаемой толщей,
является потенциальным аккумулятором углеводородов. В процессе формирования
высокоамплитудных
поднятий,
выведенных
на
дневную
поверхность
в
условиях
гипергенеза, в теле поднятия фундамента образовались систем трещин и каверн. По мнению
многих исследователей, осадочные отложения олигоценового возраста, прилегающие к
породам фундамента, являются источниками углеводородов, которые заполняли пустотные
пространства.
До позднего олигоцена выступы фундамента Кыулонгского бассейна выходили на
дневную поверхность, подвергались в разной степени активному физико-химическую
выветриванию, денудации и эрозионной деятельности. В результате этих процессов в
поверхностных частях выступов появилась масса трещин, пор, каверн различного размера,
что привело к образованию пустотного пространство, которая в последующие этапы стала
вместилищем углеводородов. Накопившаяся в раннем миоцене глинисто-алевролитовая
толща, перекрывающая выступы фундамента, играет роль флюидоупора, удерживающая
углеводороды в породах фундамента.
Тектонические критерии. Тектоническая деятельность в Кыулонгском бассейне
привела
к
формированию
сложной
блоковой
структуры
фундамента,
которая
сформировалась под действием тектонических и эрозионных процессов. Результаты
воздействия тектонической деятельности выражаются в образовании разрывных нарушений
и связанных с ними зон дробления, катаклаза, милонитизации. Серией разломов поверхность
фундамента разделена на ряд прогибов и поднятий.
Как было показано выше, выделяются разломы трёх возрастных категорий:
относительно древние, прослеживаемые только в фундаменте; разломы, прослеживаемые как
в фундаменте, так и в осадочных отложениях олигоцена, но не выходящие за его пределы;
наиболее молодые, следящиеся от фундамента до миоцена и четвертичных отложений. Зоны
19
разуплотнения, содержащие основные запасы углеводородов тяготеют к этой системе
разломов.
Неотектоническое движение является необходимым фактором для формирования
трещиноватости, зон разуплотнения и обновления этих зон. В случае отсутствия
неотектонической активности, ранее сформированные трещиноватые зоны с большой
вероятностью будут залечены вторичными минералами и существенно ухудшат свои
фильтрационно-емкостные свойства.
Флюидодинамические критерии. Анализ динамики дебитов добывающих скважин,
эксплуатирующих залежи фундамента, олигоцена и миоцена показывает, что максимальные
дебиты и накопленные объемы по всем объектам дают скважины, находящиеся вблизи
активных тектонических разломов.
Наличие признаков дегазации, проявленное в наличии газонасыщенных интервалов
разреза, свидетельствует о протекающих в настоящее время процессах миграции флюидов из
пород фундамента в осадочную толщу. Это может являться прямым указанием на высокую
вероятность наличия залежей в породах фундамента.
Петрографические критерии. Первоочередными нефтепоисковыми объектами могут
быть гранитоидные массивы, поскольку, как отмечал В.Л. Шустер с соавторами (2003 г.), к
гранитоидам относится более 80% запасов углеводородов открытых месторождений в
фундаменте. На месторождениях Белый Тигр, Ла-Пас, Оймаша и др. из гранитов получены
притоки нефти до 1000-2000 т/сут. К метаморфическим породам относится около 11% от
общих разведанных запасов углеводородов в фундаменте (на месторождениях Уилмингтом,
Ренью, Вейзуан, Пси-экс и др.), также к эффузивным породам приурочено около 6% (на
месторождениях Дажтиба-ранг, Кармополис, Гиджеалла, Арджуна и др.). В Кыулонгском
бассейне наличие залежей углеводородов тесно связано с коллекторами нетрадиционного
типа, трещинными и трещинно-кавернозными зонами, развитыми в толще пород
фундамента. Породы фундамента представлены, в основном, гранитами, гранодиоритами,
диоритами, кварцевыми диоритами и др. Лишь на Драконе встречены породы высокой
степени регионального метаморфизма – биотитовые гнейсы и амфиболиты. Трещины и
каверны формировались под действием двух факторов: первичных (контракционная усадка
при охлаждении и кристаллизация магматических пород), вторичных (тектоническая
деятельность, гипергенные и гидротермальные процессы). Гидротермальные процессы
активно проявлялись в породах фундамента и привели так же к образованию многих
вторичных материалов: кварца, хлорита, лимонита, кальцита, пирита, каолинита, цеолита,
которые частично выполняют вторичные пустоты. Результатом этих процессов, явилось не
только заполнение трещин вторичными минералами: кальцитом и цеолитом, но и
20
расширение существующих трещин в результате выщелачивания.
С целью использования рассмотренных выше критериев была проведена оценка
перспектив ряда локальных структур Кыулонгского и Южно-Коншонского бассейнов. В
результате применения рассмотренных выше критериев нефтегазоносности фундамента
была проведена оценка перспектив ряда локальных структур Кыулонгского бассейна. В
блоке 15-2/01 Кыулонгского бассейна оценивалась перспективность структур G, C, F
(рисунок 9), в блоке 16-1- структура V.
Рисунок 9 – Схема перспективных локальных структур в Кыулонгском бассейне: а –
положение локальных структур G, C, F в блоке 15-2/01; сейсмические разрезы через
структуры: G – б; C – в; F- г
Для перечисленных структур G, C на сейсмических разрезах характерно наличие
следующих выделенных признаков нефтегазоносности фундамента: морфологически
выраженные тектонические поднятия; блоковое строение пород фундамента; интенсивное
развитие тектонических нарушений; отчётливо проявленная на структурах G и С
неотектоническая
активность,
выраженная в
деформированности
осадочных
пород
21
миоценового и более молодого возраста. В пределах структуры F не выделяется ни одного
поднятого блока, а разломы прослеживаются только от фундамента до нижнего олигоцена.
По результатам проведённого ранжирования по комплексу выделенных признаков, по
мнению автора, наиболее перспективной является структура G; структура С оценивается как
менее перспективная; структура F оценивается как малоперспективная.
Поскольку на сейсмических разрезах, отражающих строение структуры V блока 16-1,
также выявлены отмеченные выше признаки (рисунок 10), структура оценивается как
перспективная.
Рисунок 10 – Схема расположения структуры V – а; б – сейсмический разрез
структуры
Согласно результатам подсчета ресурсов и запасов вероятностным методом,
суммарный
объем
углеводородов
фундамента
выше
перечисленных
структур,
аккумулированных в ловушках, приведен в таблице 1.
Таблица 1 – Суммарный объем нефти и газа, аккумулированных в ловушках
фундамента структур G, C, F блока 15-2/01 и структуры V блока 16-1
Блок
Структура
G
C
F
V
15-2/01
16-1
P90
6,2
0,4
0,8
2,1
Нефть, (млн. м3)
P50
8,9
0,6
1,1
3,0
Газ, (млрд. м3)
P90
P50
1,3
1,8
0,08
0,1
0,2
0,2
1,6
2,3
P10
12,3
0,8
1,6
3,9
P10
2,5
0,2
0,3
3,0
С целью оценки применимости выделенных ранее на месторождениях Кыулонгского
бассейна
критериев,
месторождений
автором
углеводородов,
также
проанализировано
локализированных
в
Коншонского бассейна: Дайхунг и Тхенынг (рисунок 11).
геологическое
породах
фундамента
строение
Южно-
22
Рисунок 11 – Сейсмические разрезы месторождений: а – Тхенынг; б – Дайхунг
Для всех рассмотренных месторождений характерно наличие следующих выделенных
критериев
нефтегазоносности
фундамента:
геодинамических,
петрографических,
тектонических, структурно-морфологических, флюидо-динамических. По мнению автора,
наличие на этих месторождениях ранее выделенных признаков свидетельствует об их
универсальном (для шельфа южного Вьетнама) характере и позволяет рассматривать как
устойчивые и необходимые критерии оценки перспектив аналогичных структур.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
1 Выявлены общие черты и закономерности строения месторождений углеводородов
в Кыулонгском бассейне. Основными из них являются: нахождение в пределах бассейнов,
связанных с рифтогенным структурам; блоковое строение пород фундамента; интенсивное
развитие разновременных систем тектонических нарушений; наличие зон разуплотнения в
породах
фундамента;
проявление
неотектонической
активности;
гидротермальные
изменения пород фундамента, формирующие пустотное пространство; наличие нефтяных
залежей в перекрывающих осадочных комплексах, свидетельствующих об активно текущих
в бассейне процессах генерации и миграции углеводородов; наличие флюидоупоров в
верхней части пород фундамента или в базальных горизонтах перекрывающего осадочного
чехла.
На основе выявленных закономерностей обоснован комплекс основных критериев
нефтегазоносности фундамента в Кыулонгском бассейне, включающий: геодинамические,
структурно-геоморфологические, флюидодинамические, тектонические, петрографические,
который позволяет целенаправленно применять его для оценки и прогнозирования
23
перспектив подобных структур в породах фундамента. Локальная концентрация такого вида
коллекторов образует так называемые «зоны разуплотнения».
2 Установлено, что основные скопления месторождений нефти и газа в фундаменте
Кыулонгского бассейна связаны с поднятыми тектоническими блоками фундамента, которые
были сформированы в процессе рифтогенеза. Преобладающими типами коллекторов в
породах фундамента являются трещинные, трещинно-кавернозные и трещинно-каверновопоровые, образовавшиеся в результате основных процессов: гипергенных и тектонических.
3 Выделены три системы разновозрастных разрывных нарушений: разломы, развитые
только в фундаменте; домиоценовые разломы, прослеживаемые от фундамента до кровли
олигоцена, но не следящиеся выше; разломы, следящиеся от фундамента до кровли миоцена
и четвертичных отложений - неотектонические.
4 Анализ факторов, влияющих на динамику дебитов эксплуатационных скважин
месторождения Белый Тигр, показал, что на этом, самом крупном из открытых
месторождений, главную роль в контроле за дебитами скважин и объёмом накопленной
добычи выполняют системы неотектонических разломов. Эти системы разломов играют
существенную роль при формировании зон разуплотнения и миграции углеводородов.
Следовательно,
неотектоническая
активность
систем
разломов,
фиксируемая
по
сейсмическим данным, может рассматриваться как одни из основных поисковых признаков.
5 На основе рассмотренных выше критериев нефтегазоносности фундамента была
проведена оценка перспектив ряда локальных структур Кыулонгского и Южно-Коншонского
бассейнов: в блоке 15-2/01 Кыулонгского бассейна оценивалась перспективность структур G,
C, F. По результатам проведённого ранжирования по комплексу выделенных признаков,
наиболее перспективной является структура G; структура С оценивается как менее
перспективная; структура F оценивается как малоперспективная. В блоке 16-1 структура V
оценивается как перспективная. В связи с полученной оценкой на структурах V и G
рекомендуется проведение дальнейших поисково-оценочных работ.
СПИСОК РАБОТ, ОПУБЛИКОВАННЫХ АВТОРОМ ПО ТЕМЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
В рецензируемых изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ:
1 Нгуен, М.Х. Перспективы нефтегазоносности фундамента Жигулёвского вала / М.Х. Нгуен,
Е.Ю. Горюнов, П.А. Игнатов, В.А. Трофимов, И.А. Сабиров, З.И. Узембаева // Геология нефти и газа.
– 2017. – №2. – С. 52-60.
2 Нгуен, М.Х. Основные черты и закономерности строения месторождений нефти и газа в
фундаменте Кыулонгской впадины (Вьетнам) / М.Х. Нгуен, Е.Ю. Горюнов // Геология нефти и газа. –
2018. – №2. – С. 97-103.
3 Нгуен, М.Х. Закономерности строения месторождений нефти и газа в фундаменте
24
Кыулонгского бассейна (Вьетнам) / М.Х. Нгуен, Е.Ю. Горюнов // Экспозиция нефть газ. – 2018. – №4.
– С. 18-22.
В других изданиях и материалах различных конференций:
4 Нгуен, М.Х. Основные признаки нефтегазоносности фундамента шельфа южного Вьетнама /
М.Х. Нгуен, В.А. Трофимов, Е.Ю. Горюнов // Нефтяная провинция. – 2017. – №3. – С. 29-47.
5 Нгуен, М.Х. Поисковые признаки и методы выделения зон разуплотнения в фундаменте
Кыулонгского бассейна / М.Х. Нгуен, Е.Ю. Горюнов, З.М. Нгуен // Материалы Междунар. науч.практич. конф. «Стратегия развития геологического исследования недр: настоящее и будущее (к 100летию МГРИ-РГГРУ)». М.: - МГРИ-РГГРУ. – 2018. – С. 115.
6 Нгуен, М.Х. Факторы нефтегазоносности фундамента шельфа Южного Вьетнама / М.Х.
Нгуен // Тр. XXI Междунар. науч. симпоз. им. акад. М.А. Усова студентов и молодых ученых
«Проблемы геологии и освоения недр», посвящ.130-летию со дня рождения М.И. Кучина. Т. I. –
Томск: Изд-во Томского политехнического ун-та. – 2017. – С. 297-298.
7 Nguyen, M.H. Characteristics of oil and gas accumulations in basement and vision toward
successful exploration / M.H. Nguyen, V.A. Trofimov, E.Yu. Goryunov // Conference Agenda “Challenging
of Petroleum Geology in Exploration and Production”. Hanoi: HUMG. – 2017. – pp. 136-147.
8 Нгуен, М.Х. Сравнительный анализ геологического строения шельфа Южного и Северного
Вьетнама в связи с перспективами нефтегазоносности фундамента / М.Х. Нгуен, Е.Ю. Горюнов //
Материалы XIII Междунар. науч.-практич. конф. «Новые идеи в науках о Земле». М.: - МГРИРГГРУ. – 2017. – С. 92-93.
9 Нгуен, М.Х. Сравнительный анализ геологического строения месторождения Белый Тигр
(Вьетнам) и фундамента Жигулёвского вала в связи с перспективами нефтегазоносности последнего /
М.Х. Нгуен, Е.Ю. Горюнов, Е.О. Дирксен, З.И. Узембаева, Ю.В. Щербина // Материалы VIII
Междунар. межвузовской науч. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых «Молодые – наукам
о Земле». М.: - МГРИ-РГГРУ. – 2016. – С. 34-36.
10 Нгуен, М.Х. К решению проблемы поисков углеводородов в докембрийском фундаменте
Волго-Уральского региона / М.Х. Нгуен, Е.Ю. Горюнов, В.А. Трофимов, П.А. Игнатов // Материалы
Всерос. конф. по глубинному генезису нефти и газа (5-ые Кудрявцевские Чтения), М.: - ЦГЭ. – 2016.
– 3 с.
11 Нгуен, М.Х. Сравнение геологического строения нефтегазовых месторождений шельфа
Южного Вьетнама и Восточного Сахалина в связи с перспективами нефтегазоносности последнего /
М.Х. Нгуен, Е.Ю. Горюнов, З.И. Узембаева, В.А. Слепченко // Материалы Всерос. конф. по
глубинному генезису нефти и газа (5-ые Кудрявцевские Чтения). М.: - ЦГЭ. – 2016. – 2 с.
12 Нгуен, М.Х. Условия формирования трещиноватых коллекторов в эффузивных породах,
вмещающих залежи нефти на месторождении Дракон (Вьетнам) / М.Х. Нгуен // Тр. XVII Междунар.
симпоз. им. акад. М.А. Усова студентов и молодых ученых «Проблемы геологии и освоения недр»,
посвящ. 150-летию со дня рождения акад. В. А. Обручева и 130-летию акад. М. А. Усова, основателей
Сибирской горно-геологической школы. Т. I. – Томск: Изд-во Томского политехн. ун-та, 2013. – C.
309-311.
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа