WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

 

622.276:622.279

На правах рукописи

ЧАН ЛЕ ДОНГ

НАУЧНЫЕ ОСНОВЫ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ

ГРАНИТОИДНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА

Специальности: 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений;

25.00.12 - Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

доктора технических наук

Уфа  2008

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

Официальные оппоненты:

- доктор геолого-минералогических наук,

профессор

Хайрединов Нил Шахиджанович

- доктор технических наук, профессор

Рогачев Михаил Константинович

- доктор технических наук

Гафаров Шамиль Анатольевич

Ведущая организация

- Общество с ограниченной ответственностью

НПО «Нефтегазтехнология», г. Уфа

       Защита состоится ______________ в 15.00 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа,
пр. Октября, 144/3.

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

       Автореферат разослан __________________

Ученый секретарь

диссертационного совета

кандидат технических наук                                        Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

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

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

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

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

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

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

Основные задачи исследований

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

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

3. Выявление закономерностей размещения залежей УВ в магматических породах фундамента.

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

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

Научная новизна

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

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

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

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

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

Практическая ценность результатов работы

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

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

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

Апробация работы

Основные результаты исследований, представленные в работе, докладывались на:

       - конференциях, посвященных 10-, 15-, 20-, 25- и 30-летию образования нефтяной отрасли Вьетнама, г. Ханой, 1985 г., 1990 г., 1995 г., 2000 г. и 2005 г.;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

       - IV Международной научно-практической конференции «Чазарнефтегазятаг-2000», г. Баку, 10-13 октября 2000 г.;

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

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

Публикации

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

Структура и объем работы

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

Основное содержание работы

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

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

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

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

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

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

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

Во второй главе рассмотрена геодинамическая модель развития шельфа Южного Вьетнама.

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

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

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

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

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

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

  • собственно океаническая (спрединг) – девонский и каменноугольный периоды палеозойской эры;
  • субдукционная (аккреционная) – пермский период палеозойской эры;
  • эпиокеаническая – мезозойская эра;
  • рифтогенная – палеогеновый период кайнозойской эры;
  • синеклиз – неоген-четвертичный период кайнозойской эры.

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

3. Важнейшей тенденцией в геологической истории развития Зондского шельфа на протяжении последних 300…350 млн лет (начиная с девонского периода) являлись постепенное отмирание океана и замена его на континентальные массы. Процесс этот продолжается и в настоящее время. Конечным результатом этих процессов являются постепенное разрастание гранитной коры и сокращение океанического пространства.

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

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

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

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

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

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

       1. Пустотность блоков, состоящая из пустотности матрицы, пассивной внутриблоковой пустотности (первичных межкристаллических и частично вторичных микротрещин дегидратации), а также отдельных пустот (крупных пор, каверн, трещин). Фильтрация в блоках затруднена.

       2. Пустотность системы изометрических пор, каверн, микрокарста, микролитовых пустот и т.д., обладающей высокой емкостью и пониженной фильтрационной характеристикой.

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

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

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

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

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

       Отмечается тенденция ухудшения фильтрационно-емкостных свойств с глубиной.

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

       Изучение характера раскрытости трещин показало, что примерно
70…80 % из них обладают слабой раскрытостью и их можно отнести к микротрещинам или имеют закрытый характер (раскрытость 0,1 см), остальные имеют раскрытость 0,2…1,0 см, иногда до единиц и даже до десятков метров. Материалы заполнения трещин имеют разнообразные состав и генезис. По виду и составу материала заполнения трещин можно выделить:

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

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

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

       На основании вышеизложенного можно сделать следующие основные выводы:

- результаты керновых, геофизических и гидродинамических исследований показывают, что породы-коллекторы в массиве кристаллического фундамента шельфа Южного Вьетнама характеризуются тройной пустотностью;

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

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

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

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

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

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

- гипергенезис (поверхностное выветривание, деятельность метеорных вод);

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

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

Рассматривая доминирующую роль тектонических движений, в частности разрывной тектоники, в формировании участков и зон разуплотнения целостности кристаллических пород фундамента, следует отметить, что следствием ее деятельности являются образование мощных региональных и локальных трещинных систем, кливажа скалывания и нарушения монолитности пород, что обусловливает возникновение зон интенсивного смятия и дробления магматогенных и метаморфических образований фундамента.

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

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

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

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

       Основная добыча нефти ведется на 4 месторождениях («Белый Тигр», «Дракон», «Заря» и «Руби»). Месторождение «Белый Тигр» объединяет в своем составе 59 залежей нефти, приуроченных к терригенным отложениям неогена, палеогена и кристаллическим породам фундамента. Месторождение «Дракон» включает в свой состав все нефтяные, газовые и газоконденсатные залежи, установленные на структурах «Дракон», «Восточный Дракон», «Юго-Восточный Дракон». По величине извлекаемых запасов нефти месторождение «Белый Тигр» относится к крупным, месторождения «Дракон», «Заря», «Руби» – к средним. По фазовому составу месторождения «Белый Тигр», «Заря», «Руби» – нефтяные, месторождение «Дракон» - газоконденсатнонефтяное, однако, учитывая незначительную весовую долю газа и конденсата в объеме всех запасов, его также можно рассматривать как нефтяное.

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

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

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

       Залежь нефти в породах фундамента этого месторождения контролируется древним выступом, образующим тектонически экранированную ловушку северо-восточного простирания, размеры которой составляют 28х7 км, высота – более 1600 м.

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

       Нефть залежи фундамента содержится в замкнутом резервуаре с неравномерной нефтенасыщенностью разреза.

       За счет макро- и микротрещиноватости  существует сообщаемость различных зон и участков, которые образуют единую гидродинамическую систему. В то же время месторождение множеством нарушений разбито на блоки, в связи с чем в некоторых из них могут быть встречены самостоятельные изолированные залежи с различными по глубине нижними ограничениями. В пределах каждого такого блока залежь имеет массивный характер, но для фундамента в целом более подходит определение залежи как массивно-блоковой.

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

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

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

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

       Сложнее обстоит вопрос с определением нижней границы залежей нефти фундамента.

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

       Основываясь на приведенных фактах, а также результатах интерпретации сейсмических материалов, можно сделать вывод, что положение нижней границы нефтегазонасыщения пород фундамента на месторождениях шельфа Южного Вьетнама контролируется особенностями распространения коллекторов по разрезу их фильтрационно-емкостных свойств. По этой причине поверхность водонефтяного контакта (ВНК) в фундаменте может иметь сложную форму, и он может быть встречен на разных глубинах даже в контуре одной и той же залежи.

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

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

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

       Из вышеизложенного приходим к следующим основным выводам.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

       Шестая глава посвящена вопросу образования залежей нефти в фундаменте шельфа Южного Вьетнама. В настоящее время по данному вопросу нет единой точки зрения. Одни исследователи связывают их образование с миграцией нефти из осадочных олигоценовых толщ (Х.Д. Тьен и др.), другие - с глубинным притоком углеводородов по тектоническим разломам (Горохов В.К. и др.). Основанием для подтверждения точки зрения сторонников глубинного источника УВ являются анализы газово-жидких включений, обнаруженных в закрытых пустотах пород фундамента, показавшие присутствие в них как легких, так и тяжелых углеводородов вплоть до гексана, что указывает на нефтяной характер газов. В дефектах некоторых зерен кварца гранитов отмечены включения бензиновых фракций, но основными газовыми включениями являются метан и водород. Высокая корреляционная связь между гелием и метаном свидетельствует о глубинном источнике этих газов. В связи с этим определенный интерес представляет обнаружение самородной «цинкистой» меди (самородной латуни) в породах фундамента, что указывает на существование глубинного метаново-водородного  восстановительного потока флюида, которым осуществлялся перенос рудных элементов в высокотемпературную пневматолитическую стадию развития гранитоидного массива (Дмитриевский и др., 1990,
1992 гг.).

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

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

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

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

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

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

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

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

       Интенсивность капиллярной пропитки нефтенасыщенных пород является важной характеристикой капиллярного обмена между водо – и нефтенасыщенными зонами пласта, а в трещиноватых коллекторах между макротрещиноватыми и прилегающими к ним микротрещиновато-поровыми емкостями (пустотами) в значительной степени она определяется величиной блоков между макро- и микротрещинами в сложных коллекторах. Этот процесс, кроме того, определяет интенсивность нефтеизвлечения и скорость перемещения природного ВНК или искусственного водонефтяного контакта (ИВНК), созданного при поддержании пластового давления путем заводнения.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Значительное превышение начального пластового давления над давлением насыщения, повышенная величина газового фактора предопределили использование на первом этапе разработки упругой энергии залежи. Здесь решающим технологическим фактором является выбор местоположения и интервалов вскрытия каждой скважины с учетом типа коллектора и концентрации запасов нефти.

Наиболее важным и определяющим этапом разработки залежи является второй этап, когда осуществляется закачка воды в подошвенную часть залежи. Заводнение в качестве метода воздействия на пласт было обусловлено, в первую очередь, необходимостью поддержания пластового давления на уровне выше давления насыщения вследствие истощения упругой энергии залежи, а также из-за сравнительной простоты осуществления и эффективности. Для этого залежь фундамента была разделена на три технологические зоны: первая зона - от кровли фундамента до глубины 3700 м; вторая зона - от минус 3700 до минус 4000 м и третья зона - от минус 4000 до минус 4650 м.

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

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

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

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

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

       В девятой главе рассматривается система разработки месторождений  с гранитоидными коллекторами.

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

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

Широкий спектр полученных характеристик вытеснения по скважинам указывает на сложный характер фильтрационных потоков в объёме залежи. В трещиновато-кавернозных породах фундамента основной ёмкостью для скопления нефти и основными путями её продвижения являются трещины различной степени раскрытости. Межтрещинные блоки (матрицы породы) являются практически непроницаемыми. Нефть из макротрещин и каверн вытесняется под действием гидродинамических сил, из микротрещин – в основном за счёт капиллярной пропитки. Вытеснение нефти из макротрещин, учитывая благоприятное соотношение вязкостей пластовой нефти и закачиваемой воды, близко к поршневому. Скорость продвижения пластовых флюидов и закачиваемой воды по трещинам находится в прямой зависимости от степени раскрытости трещин и градиента давления и несопоставимо выше скорости капиллярной пропитки. На характер и скорость продвижения закачиваемой воды оказывает влияние и гравитационная сегрегация нефтяной и водной фаз. Очевидно, чем выше проницаемость пород, в том числе вертикальная, и чем выше этаж нефтеносности, тем эффективнее, при прочих равных условиях, будет происходить гравитационное перераспределение закачиваемой воды и пластовой нефти. В применённой на месторождении системе разработки нагнетание воды осуществляется в подошвенную часть залежи в фундаменте, в основном в интервалы абсолютных отметок ниже минус 4000 м, в то время как интервалы отбора основного фонда добывающих скважин расположены в прикровельной зоне выше абсолютной отметки минус 3600 м. Нагнетаемая вода под действием градиента давления направляется в зону отборов, но силы гравитации, значение которых пропорционально разности плотностей нефти и воды в пластовых условиях, сдерживают её продвижение вверх и способствуют проседанию и растеканию. От соотношения этих сил, наряду с особенностями геологического строения, и зависит, в основном, характер обводнения скважин и продвижения фронта нагнетаемой воды в объёме залежи. Быстропрогрессирующее обводнение следует связывать с высоким интервалом закачки воды и с узкими интервалами притока по отношению к вскрытой толщине продуктивных пород фундамента вблизи нагнетательных скважин, где гравитационная составляющая в общем балансе движущих сил не успевает проявиться, и закачиваемая вода под действием гидродинамического напора по наиболее проницаемым каналам (трещинам) устремляется к забоям добывающих скважин. Более равномерный профиль притока по разрезу вскрытой продуктивной толщи или наличие двух и более близко расположенных высокопродуктивных каналов способствует постепенному нарастанию притока воды в продукции, но последующий период эксплуатации сопровождался резкими темпами его роста. В рассмотренных случаях темпы роста обводнённости находятся в зависимости от местоположения по разрезу скважины высокопроницаемых интервалов (трещин) прорыва воды. Самым неблагоприятным случаем является его высокое положение, при котором нижележащие менее проницаемые ещё необводнившиеся интервалы будут испытывать нарастающее, по мере увеличения содержания воды, противодавление от столба пластовых флюидов в скважине, ухудшающее условия притока. Скорость восходящего потока в стволе скважины будет снижаться, достигнет «критического» значения, при котором оседающая вода не будет выноситься из этой зоны, полностью займёт её, блокируя тем самым поступление в скважину пластовой нефти и ухудшая условия выработки запасов.

Медленное нарастание обводнённости с момента появления в продукции воды характерно для скважин, интервалы дренирования которых расположены в зонах, благоприятных для проявления сил гравитации. Это прикровельная зона фундамента и удалённые от интервалов нагнетания воды зоны. В этом случае, в отличие от двух предыдущих характеристик, процесс обводнения поддаётся регулированию за счёт снижения градиента давления (ограничения дебита по добывающим и объёмов закачки по нагнетательным скважинам) и изменения в залежи направления фильтрационных потоков.

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

Технологической схемой с целью снижения темпов обводнения предусматривались постепенный перенос зоны нагнетания, по мере ввода новых нагнетательных скважин из бурения, на более низкие абсолютные отметки (ниже минус 4100 м), сокращение и прекращение закачки воды в скважины, интервалы закачки в которых выше абсолютной отметки минус 4000 м, а также перенос зоны отборов в новых, выходящих из бурения, и обводнившихся к тому времени скважинах в прикровельную зону фундамента.

Разработка залежи по характеру движущих сил разделяется на два этапа. На первом этапе основной энергией продвижения нефти к забоям добывающих скважин была энергия упругих сил пластовой системы. В конце этапа (01.07.93 г.) осреднённое по добывающим скважинам приведённое к абсолютной отметке минус 3050 м пластовое давление снизилось с начального 38,0 до
28,0 МПа, накопленная добыча нефти при этом составила 13046 тыс. т. Добыча нефти, приходящаяся на единицу снижения пластового давления, в среднем по залежи участка составляла 1304,6 тыс. т / МПа.

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

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

Нагнетание воды на начальной стадии организации системы поддержания пластового давления в интервалы абсолютных отметок выше минус
4000 м способствовало поддержанию высокого значения градиента давления между зонами отборов и закачки и быстрому продвижению по наиболее проницаемым каналам (трещинам) закачиваемой воды к забоям добывающих скважин. Силы гравитации и капиллярной пропитки, способствующие растеканию и оседанию воды и вытеснению нефти из микротрещин, за короткий промежуток времени проявиться в полной мере не смогли. Это привело, с одной стороны, к преждевременному обводнению и выбытию ряда добывающих скважин, с другой стороны, способствовало защемлению целиков нефти в межскважинном пространстве и подошвенной части разреза фундамента, вероятность которого в условиях неоднородного строения коллекторов крайне высока.

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

  1. подошвенное заводнение, когда закачка воды производится в интервалы ниже абсолютной отметки 4000 м;
  2. скважины бурятся с субгоризонтальными стволами;
  3. траектории добывающих и нагнетательных скважин предусматриваются перпендикулярными плоскости развитых субвертикальных зон трещиноватости;
  4. расположение скважин предусматривает равномерный охват залежи заводнением по площади и по глубине;
  5. по мере продвижения ИВНК интервалы  отбора переносятся  в прикровельную часть;
  6. нагнетательные скважины могут переводиться на отбор из кровельной части залежи.

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

Основными направлениями совершенствования внедряемой системы разработки являются:

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

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

  1. перенос интервалов закачки воды во всех нагнетательных скважинах ниже абсолютной отметки минус 4000 м;
  2. перераспределение объёмов отборов и закачки по площади залежи;
  3. контроль за продвижением нагнетаемой воды и регулирование равномерной выработки запасов нефти в объёме залежи.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

       В процессе эксплуатации нефтяных месторождений применяются разнообразные методы интенсификации работы нагнетательных и добывающих скважин. Среди них значительное  место отводится кислотным обработкам с использованием соляной и плавиковой кислот в качестве базовых реагентов.

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

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

       Результирующим показателем эффективности предлагаемых мероприятий является дополнительная добыча нефти.

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

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

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

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

       

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ ОПУБЛИКОВАНЫ

В следующих НАУЧНЫХ ТРУДАХ:

Монографии

  1. Геология и нефтегазоносность фундамента Зондского шельфа /
    Е.Г. Арешев, В.П. Гаврилов, Ч.Л. Донг и др. - М.: Нефть и газ, 1997. - 285 с.
  2. Геология и ресурсы нефти и газа Вьетнама: Монография на вьетнамском языке. - Ханой, 2007.

Публикации в ведущих рецензируемых научных журналах и изданиях,

рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ

  1. Шан Н.Т., Донг Ч.Л., Горохов В.К., Тронов Ю.А. Результаты нефтепоисковых работ и перспективы открытия новых месторождений // Нефтяное хозяйство. – 1996. – № 8. – С. 22-26.
  2. Арешев Е.Г., Гаврилов В.П., Поспелов В.В., Дзюбло А.Д., Шнип О.А., Донг Ч.Л., Киреев Ф.А., Тронов Ю.А. Характер пустотности и состава пород нефтесодержащего фундамента шельфа Южного Вьетнама // Нефтяное хозяйство. – 1996. – № 8. – С. 27-29.
  3. Арешев Е.Г., Донг Ч.Л., Киреев Ф.А. Нефтегазоносность гранитоидов фундамента на примере месторождения Белый Тигр // Нефтяное хозяйство. – 1996. – № 8. – С. 50-58.
  4. Арешев Е.Г., Гаврилов В.П., Донг Ч.Л., Киреев Ф.А., Шан Н.Т. Модель геодинамического развития континентального шельфа юга СРВ // Нефтяное хозяйство. – 1996. – № 8. – С. 30-34.
  5. Донг Ч.Л., Демушкин Ю.И., Куи Х.В., Хай Ф.Д. Промыслово-геологические особенности строения резервуара и залежи фундамента месторождения Белый Тигр // Нефтяное хозяйство. – 1996. – № 8. – С. 35-37.
  6. Донг Ч.Л., Белянин Г.Н.,  Мартынцив О.Ф., Туан Ф.А. Перспективы и основные направления работ по повышению нефтеотдачи на месторождении Белый Тигр // Нефтяное хозяйство. – 1996. – № 8. – С. 66-68.
  7. Донг Ч.Л., Фаткуллин А.А., Кащавцев В.Е. Исследование эффективности щелочного воздействия на пласт в условиях месторождения Белый Тигр // Нефтяное хозяйство. – 1997. – № 8. – С. 13-15.
  8. Арешев Е.Г., Гриценко А.Н., Попов О.К., Донг Ч.Л., Исайчев В.В. Некоторые вопросы проектирования разработки фундамента месторождения Белый Тигр // Нефтяное хозяйство. – 1999. – № 9. – С. 30-37.
  9. Белянин Г.Н., Бабец М.А., Киреев Ф.А., Донг Ч.Л., Мартынцив О.Ф., Туан Ф.А., Тиен Х.Д., Кханг Н.Т. Особенности кислотного воздействия на гранитоиды фундамента месторождения Белый Тигр // Нефтяное хозяйство. – 2001. – № 1. – С. 45-51.
  10. Арешев Е.Г., Гаврилов В.П., Киреев Ф.А., Донг Ч.Л. Рифтовые структуры как перспективный нефтегазоносный объект континентального шельфа СРВ // Нефтяное хозяйство. – 2001. – № 2. – С. 22-24.
  11. Чан Ле Донг, Чан Ван Хой, Фунг Дак Хай, Хоанг Ван Куи, Северинов Э.В., Иванов А.Н. Особенности геологии и разработки залежи фундамента месторождения Белый Тигр // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 6. – С. 24-26.

Прочие публикации

    1. Велиев М.М., Чан Ле Донг, Нгуен Фонг Хай. Применение термохимических методов для очистки призабойной зоны от кольматации и повышения производительности скважин месторождения «Белый Тигр» // Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса. Матер. научн.-практ. конф. 24 октября 2007 г. в рамках VII Российского энергетического форума. – Уфа, 2007. – С. 6-7.
    2. Чан Ле Донг, Велиев М.М., Буй Минь Куанг. Метод изоляции водопритоков однородным раствором с предварительной закачкой в пласт сжатого газа // Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса. Матер.
      научн.-практ. конф. 24 октября 2007 г. в рамках VII Российского энергетического форума. – Уфа, 2007. – С. 10.11.
    3. Чан Ле Донг, Дорошенко Ю.И., Велиев М.М., Нгуен Фонг Хай,
      Ле Зунг Вьет. Совершенствование технологической схемы проведения обработки призабойной зоны скважин // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов». – Уфа, 2007. – Вып. 4 (70). – С. 14-17.
    4. Обобщение геолого-геофизических материалов и оценка перспектив нефтегазоносности Кыулонгской  впадины // Тез. докл. конф., посвященной
      10-летию образования нефтяной отрасли Вьетнама. – Ханой, 1985.
    5. История геологического развития шельфа Южного Вьетнама // Нефть и газ. - 1984. - № 1.
    6. Классификация локальных структур Кыулонгской впадины с целью поисков в них скопления нефти и газа // Тез. докл. 2-ой геологической конф. Вьетнама. – Ханой, 1984.
    7. Геологическое строение докайнозойских отложений шельфа Южного Вьетнама // Нефть и газ. - 1991. - № 1. - С. 2-7 (Соавтор Лонг Ф.Х.).
    8. Смачиваемость и капиллярные свойства трещино-кавернозных пород фундамента месторождения Белый Тигр // Нефть и газ. – 1993. -  № 4. - С. 2-7 (Соавторы Мартынцив О.Ф., Туан Ф.А.).
    9. Некоторые результаты изучения залежи нефти в фундаменте месторождения Белый Тигр // Сб. докл. междунар. выставки Петровьетнама. - Хошимин, 1993 (Соавторы Шан Н.Т.,  Вахитов Г.Г. и др.).
    10. Физико-емкостные свойства и характеристика распределения трещиноватости и каверн в фундаменте месторождения  Белый Тигр // Тез. докл. 
      11-ой научн. конф. горного института. – Ханой, 1994 (Соавтор Куи Х.В.).
    11. Прогнозирование процессов повышения нефтеотдачи с применением  математического и физического моделирования на залежи фундамента месторождения Белый Тигр // Тез. докл. 4-ой научн. конф. о механике деформации 20-22 октября 1994 г. – Ханой, 1994.
    12. Некоторые достижения в изучении геологии и разработке нефтяных месторождений шельфа Южного Вьетнама // Тез. докл. научн. конф., посвященной 50-летию образования геологической службы Вьетнама. – Хошимин, 1995 (Соавторы Шан Н.Т. и др.).
    13. Месторождение Дракон, его геологическое строение // Тез. докл.
      конф. государственного университета. – Хошимин, 1995 (Соавторы Куи Х.В., Хай Ф.Д.).
    14. Некоторые вопросы разработки нефтяных  месторождений СП «Вьетсовпетро» // Нефть и газ. – 1996. - № 5. – С. 37-50 (Соавторы Тай Ч.К. и др.).
    15. Геологическая модель фундамента месторождения Белый Тигр // Нефть  и  газ. – 1996. -  № 4. - С. 2-7 (Соавторы  Куи  Х.В. и др.).
    16. Нефтегазоносность континентального шельфа юга Вьетнама с позиции концепции тектоники литосферных плит // Геология нефти  и газа. - 1996. -
      № 10. – С. 40-43 (Соавторы  Арешев  Е.Г., Гаврилов П.П.).
    17. Гранитоидные коллекторы нефти и их фильтрационно-емкостные свойства // Тез. докл. второй научн.-техн. конф., посвященной 850-летию
      г. Москвы 22-24 января 1997 г. (Соавторы Кошляк В.И., Куи Х.В.).
    18. Использование подземных тепловых источников при эксплуатации месторождения с нефтью высокого содержания парафина // Нефть и газ. – 1997. - № 3. – С.  21-32 (Соавторы  Каримов М.Ф. и др.).
    19. Применение микроэмульсионного кислотного состава для обработки призабойной зоны скважин в условиях месторождения  Белый Тигр // Нефть и газ. – 1997. - № 4. – С. 24-30 (Соавторы Фьет Ч.Ш. и др.).
    20. Методика определения поля проницаемости неоднородных пород фундамента месторождения Белый Тигр // Сб. докл. конф. по механике нефти Вьетнама 3-5 декабря 1997 г. – Ханой, 1997 (Соавторы Тай Ч.К., За Н.В. и др.).
    21. Интрузивные комплексы кристаллического фундамента нефтяного месторождения «Белый Тигр» (СРВ) // Бюллетень Московского общества испытателей природы (Отдел геологический). – 1997. – Т. 72. - Вып. 1. – С. 56-61 (Соавторы Арешев Е.Г. и др.).
    22. Катагенетическая зональность Кыулонгского бассейна в связи с перспективами его нефтегазоносности // Тез. докл. 3-ей междунар. конф. по химии нефти 2-5 декабря 1997 г. – Томск, 1997 (Соавторы Тьен Х.Д., Донцов В.В.).
    23. Плутонические породы фундамента месторождения Белый Тигр и особенности формирования в них зон коллекторов // Сб. научн. докл., посвященный 15-летию образования  СП «Вьетсовпетро». – Ханой, 1998. – С. 61-76 (Соавтор Киреев Ф.А.).
    24. Особенности строения и физико-емкостных свойств залежи фундамента месторождения Белый Тигр и мероприятия повышения коэффициента нефтеотдачи // Нефть и газ. – 1998. - № 5. – С. 11-16 (Соавторы Куи Х.В.,
      Тай Ч.К. и др.).
  1. Исследование эффективности регулирования фильтрационных потоков композицией Галка для повышения коэффициента нефтеотдачи месторождения Белый Тигр // Сб. научн. докл., посвященных 15-летию образования СП «Вьетсовпетро». – Ханой,  1998. – С. 278-284 (Соавторы Белянин Г.Н. и др.).
  2. Фильтрационно-емкостная  модель гранитоидных коллекторов на примере нефтяных месторождений шельфа Южного Вьетнама // Тез. докл.
    междунар. конф. и выставки по геофизическим исследованиям скважин 8-11 сентября 1998 г. – М., 1998 (Соавтор Кошляк В.А.).
  3. Роль листрической тектоники в формировании структур Кыулонгской и Южно-Коншонской впадин //  Геология. Серия A. – Ханой, 1998. -
    № 246. - С. 39-42 (Соавторы Киреев Ф.А., Бат З.В.).
  1. Распределение трещиноватости, разрывных нарушений и процессы их формирования в пределах шельфа Южного Вьетнама и сопредельных территорий // Нефть и газ. – 1999. - № l. – С. 8-18 (Соавторы Лонг Ф.Х., Куи Х.В. и др.).
  2. Петрологическое расчленение гранитоидов как основа количественной интерпретации материалов каротажа // Новые высокие информационные технологии для нефтегазовой промышленности. Тез. докл. междунар. симпозиума 8-11 июня 1999 г. – Уфа, 1999 (Соавторы Кошляк В.А. , Ньуан Ч.С.).
  3. Закономерность размещения залежи нефти и газа дотретичного фундамента шельфа Южного Вьетнама // Тез. докл. IV междунар. научн.-практ. конф. «Хазарнефтегазятаг- 2000» 10-13 октября 2000 г. - Баку, 2000.
  4. Характерные особенности распределения нефтяных и конденсатных залежей в месторождениях Белый тигр и Северо-Восточный Дракон // Сб. матер. 15-ой междунар. конф. по химии нефти и газа 22-26 сентября 2003 г. - Томск, 2003 (Соавторы Хоанг Динь Тиен, Нгуен Тхуй Куинь).
  5. Новые технологии ГИС для  повышения  эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений // Высокие технологии  в промысловой  геофизике. Матер. 3-его  научного симпозиума. – Уфа, 2004  (Соавторы
    Урманчеев В.И., Хой Ч.В., Утопленников В.К., Тай Ч.К., Лой Л.М.).
  6. Геодинамические условия формирования нефтяных месторождений на шельфе Южного Вьетнама с позиции мистгенетической концепции образования углеводородов // Геодинамика нефтегазоносных бассейнов. Матер. второй междунар. конф. 19-21 октября  2004 г. – М., 2004 (Соавторы  Киреев Ф.А., Утопленников В.К.).
  7. Прогноз обводнения скважин по изменению солевого состава нефтей на месторождении Белый тигр (Вьетнам) // Матер. 3-ей всеросс. научн.-практ. конф. 20-24 сентября 2004 г. (Лой К.М., Лыонг З.Х., Савиных Ю.В., Хай Ф.Д.).
  8. Нефтегазовые перспективы кайнозойских осадочных бассейнов в континентальном  шельфе Вьетнама на основании геохимических данных // Геохимия в практике поисково-разведочных работ на нефть и газ. Тез. докл. научн.-
    практ. конф. 30 октября-1 ноября 2001 г. - М., 2001 (Соавторы Хоанг Динь Тьен,
    Нгуен Тхуй Куинь).
  9. Some features of oil reservoirs in the granite basement offshore of South Vietnam // Second conference on geology of Indochina. 11-13 November 1991,  Hanoi. (Соавторы Дык Н.В.,  Гаттенбергер Ю.П.).
  10. Some results of oil and gas exploration and geological structure study in the offshore basins of South Vietnam // Second  conference  of Indochina 11-13 November 1991, Hanoi.  (Соавтор Шан Н.Т.).
  11. Composition and structure of South Vietnam offshore basement // Second  conference  of Indochina. 11-13 November 1991, Hanoi.  (Соавторы Дык Н.В., Гаттенбергер Ю.П.).
  12. Stratigraphy and lithology of Mekong basin offshore Vietnam // First international seminar on the stratigraphy of the  Southern  shelf of Vietnam. 14- 15 January 1993, Ho Chi Minh city. (Соавторы Шан Н.Т. и др.).
  13. Estimating natural regime large massive oil deposits in the weathered basement offshore South Vietnam // Second conference on  geology  of Indochina, 11-13 November 1991, Hanoi. (Соавтор Вахитов Г.Г.).
  14. Reservoirs in fractured basement on the continental shelf of Southern Vietnam // Journal of Petroleum geology. - October, 1992. - Vol. 15(4) -
    P. 451-464. (Соавторы Арешев Е.Г. и др.).
  15. Evaluation of predominant technological factors increasing the oil recovery from crystal bed deposit of white tiger formation in SRV // International conference “Problems of complex development and production of hard- accessible oils and natural bitumens (Production and refining). - Kazan, October 4-8, 1994. (Соавторы Вахитов Г.Г. и др.).
  16. Magmatic rocks on the continental shelf of southern Vietnam // International Symposium (Workshop on geology) “Exploration and development of energy and mineral resources of Vietnam and adjoining regions”. - Hanoi,  Vietnam,  May 30 - June 2, 1994. (Соавторы Шан Н.Т., Шнип О.А.).
  1. Oil-bearing characteristics  of pretertiary  weathered fractured basement rock of southern continental shelf of Vietnam // International Symposium (Workshop on geology) “Exploration and development of energy and mineral resources of Vietnam  and  adjoining  regions”.  - Hanoi,  Vietnam, May  30 - June 2, 1994. (Соавторы Дык Н.В. и др.).
  2. Tectonic evaluation and the precenozoic basement of offshore South Vietnam // International Symposium on geology of Southeast Asia and adjacent areas.  Hanoi,  Vietnam,  1-9 November 1995. (Соавторы Шан Н.Т. и др.).
  3. Wet ability, capillary properties and compressibility of fractured granite and evaluation of fracture aperture from Electrical measurements // International Symposium of the Society of core analysts. - Stavanger, Norway, September 12-14, 1994. (Соавторы Туан Ф.А., Мартынцив О.Ф.).
  4. Results of exploration activities and optimal technical solutions for reservoir development in the basement of the White Tiger field // 3 геологическая  конференция. Октябрь 1995. - Ханой, 1995. - С. 59-67. (Соавтор Шан Н.Т.).
  5. Heterogeneity of  fractures granite: effects on petrophysical properties and water saturation of preserved cores // International symposium of the society of core analysts. - USA, 12-14 September, 1995. (Соавторы Туан Ф.А., Мартынцив О.Ф.).
  6. Metamorphism process of magmatic rock in basement of Bach Ho and Rong oil field // PetroVietnam. Review. - 1996. - Vol. 3. - P. 13-17. (Соавтор Flaic O.T.).
  7. Some results of the reservoir study in the weather and fractured basement  of White  Tiger  oil field offshore  Vietnam // Petrovietnam conference. March 1-3, 1995. - Ho Chi Minh City, Vietnam. (Соавтор Вахитов Г.Г. и др.)
  8. Results of the prospecting  and  exploration and the optimal technological solutions for oil and gas exploitation in the basement of White Tiger field // PetroVietnam. Review. - 1996. - Vol. 3. - P. 2-9.
  9. About dynamics of Ride-dispersed gas emution form during oil and gas artificial recovery // 9th International conference on Surface and colloid Science. -
    6-12 July, 1997, Sofia, Bulgaria. - P. 21- 32. (Соавторы Каримов М.Ф. и др.).
  10. Pretertiary basement. The new  objective for oil and gas exploration and production in the continental shelf of South Vietnam // IPA conference on Petroleum system of South-East Asia and Australia. May 21-23, 1991. - Jakarta, Indonesia. - P.461-465. (Соавторы Шан Н.Т., Зао Н.).
  11. The study and application of three-phase foams in oil and gas production processes // 9th international conference on Surface and colloid Science. July
    6-12, 1997. - Sofia, Bulgaria. (Соавторы Долгов С.В. др.).
  12. Distribution characteristics of pore space and model of reservoir rocks in Bach Ho basement // PetroVietnam. Review. - 1997. - Vol. 3. - P. 2-8. (Соавторы Куи Х.В., Хай Ф.Д.).
  13. Pretertiary basement. The new objective for oil and gas exploration and production in the continental shelf of South Vietnam // IPA conference on Petroleum system of South-East Asia and Australia. May 21-23 1997. - Jakarta, Indonesia.  - P. 461-465. (Соавторы Шан Н.Т., Зао Н.).
  14. Secondary variation in oligocenes sedimentary formations in the oilfield White Tiger // PetroVietnam. Review. - 1998. - No. 2. - P. 2-7. (Соавторы Куи Х.В., Дак Ф.Т.).
  15. Composition, structure and oil-bearing capacity of basement of the White Tiger field // IPA conference on Petroleum system of South-East Asia. - Jakarta, Indonesia. - May, 1998. (Соавторы Киреев Ф., Туан Ф.А.).
  16. Structural and reservoir characteristics of the oil body in Bach Ho pre Cenozoi basement and discussions on solutions to raise oil recovery factor // PetroVietnam.  Review. - 1999. - P. 4-9. (Соавторы Х.В. Куи и др.).
  17. Characteristics of oil recovery from the fractured granitic basement rocks and perspective measures for enhancing the oil recovery of the basement oil bearing zone of the Bach Ho field // Conference on the oil and gas industry on the eve of the 21st century. - Hanoi, 2000. - vol. 1. - P. 36-43. (Соавторы Pham Anh Tuan,
    Le Dinh Lang).
  18. Geological model of the lower oligocene elastic reservoirs in the Bach Ho field // Conference on the oil and gas industry on the eve of the 21st century. - Hanoi, 2000. - Vol. 1. - P. 330-337. (Соавторы Phung Dae Hai, Pham Tuan Dung).
  19. Characteristics of hydrocarbon distribution in pre-tertiary basement reservoir in the continental shelf of Vietnam. - Hanoi, 2000. - Vol. 1. - P. 338-341.
  20. The nature of fracture creation  and the formation of granitoid reservoir // Conference on the oil and gas industry on the eve of the 21st century. - Hanoi, 2000. - vol. 1. - P. 342-348. (Соавтор Kosliak V.A.).
  21. Study of permeability and reservoir characteristics of fractured granite rock using  well-log  data  and hydrodynamic  research // Conference on the oil and gas industry on the eve of the 21st century. - Hanoi, 2000. - Vol. 1.-
    P. 381-390. (Соавтор Kosliak V.A.).
  22. Characteristics of permeability and oil reservoir in the Bach Ho basement based on well-log data analysis // Conference on the oil and gas industry on the eve of the 21st century. - Hanoi, 2000. - Vol. 1. - P. 409-417. (Соавтор Mai Van Du).
  23. The relationship between water in the crystal lattice of secondary minerals and the formation water in the basement oil reservoir of the Bach Ho field // Conference on the oil and gas industry on the eve of the 21st century.  - Hanoi, 2000. - vol. 2. - P. 150-157. (Соавторы  Pham Tat Dae, Phung Dae Hai).
  24. Characteristics of fractured reservoirs in magmatic rocks and their reservoir properties // SPE64464. - 16-18 October, 2000. - Brisbane, Australia. (Соавторы Кошляк В.А., Хай Ф.Д.).
  25. The vuggy fracture basement reservoir of White Tiger and South-East Dragon oil field enhanced oil recovery by water injection // Petrovietnam. Review. -  - 2005. - Vol. 3. (Соавторы  Hoang  Van  Quy,  Truong Cong Tai).
  26. Geological model of the lower oligocene elastic reservoirs in
    the Bach Ho field // Conference on the oil and gas industry on the eve of the 21st century. - Hanoi, 2000. - Vol. 1. - P. 330-337. (Соавторы Phung Dae Hai, Pham Tuan Dung ).
  1. Characteristics of Hydrocarbon distribution  in pre-tertiary basement reservoir in the continental shelf of Vietnam. - Vol. 1. - P. 338-341.
  2. The vuggy fractured basement reservoir of White Tiger and South-Eeast Dragon oil fields and applied enhanced oil recovery by water injection // Petrovietnam. Review. - 2005. - Vol. 3. (Соавторы Hoang Van Quy, Truong Cong Tai).
  3. Organic geochemistry of petroleum systems in South Conson basin (South Vietnam) // The 23rd International Meeting on organic geochemistry. 9-14 September 2007. - Torquay,  England. (Соавтор Savinukh Yu.V.).
 





© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.