|
УДК 55:553.98(597.7) |
Геологическое строение и нефтегазоносность Ханойского прогиба
В. Д. Скордули, М. В. Худык (УкрНИГРИ), Ле Ван Кы, Нгуен Нгок Кы (СРВ), К. М. Севостьянов (ВНИИЗарубежгеология)
Ханойский позднепалеоген-миоценовый грабен-прогиб сформировался в зоне расщепления и затухания глубинного разлома р. Красной, которая отделяет на северо-востоке Южно-Китайский дорифейский срединный массив и обрамляющую его с юго-востока Восточно-Вьетнамскую среднепалеозойскую складчатую систему от Западно-Вьетнамской позднемезозойской складчатой системы на юго-западе.
Фундамент северо-восточной части прогиба предположительно сложен силурийскими и эйфельскими терригенными, живетско-верхнепалеозойскими (карбон - пермь) карбонатными и мезозойскими терригенно-угленосно-вулканогенными отложениями; на северо-западе - докембрийскими кристаллическими сланцами, гнейсами и мигматитами, условно относящимися к архею, а на юго-западе - к прогибу примыкает зона, выполненная преимущественно известняками и сланцами триаса небольшой мощности, ниже которых могут быть развиты палеозойские образования.
Современные границы Ханойского прогиба очерчиваются распространением миоценовых отложений с северо-запада, от района г. Вьет Чи, на юго-восток, до побережья залива Бакбо, на расстояние 150 км, постепенно расширяясь от 20-30 до 60-70 км и погружаясь в сторону моря, в обширную кайнозойскую наложенную впадину Бакбо.
Региональное изучение Ханойского прогиба при техническом содействии советских геологов началось в 1959 г. [1], в 1970 г. здесь заложили первую параметрическую скважину, а в 1974 г. - первую поисковую. В 1975 г. было открыто первое газоконденсатное месторождение Тиен Хай С.
Результаты геологоразведочных работ позволили дать предварительную качественную оценку перспектив нефтегазоносности территории прогиба по различным критериям и указать основные направления дальнейших работ.
В Ханойском прогибе выделяются три элемента - Северо-Восточный и Юго-Западный борта и Центральный грабен, разделенные разломами-сбросами Сонг Ло на северо-востоке и Сонг Чай на юго-западе (рис. 1). На Юго- Западном борту неогеновые отложения имеют моноклинальное погружение до глубины 1-1,5 км; на Северо-Восточном борту, осложненном многочисленными блоками, ограниченными сбросами, их мощность составляет 0,3-2,8 км.
В Центральном грабене мощность кайнозойских образований превышает 6-7 км. Здесь выделяются следующие основные структуры: моноклиналь Тхай Бинь, горст-антиклинальная зона Кхоай Чау-Тиен Хай и грабен-впадина Донг Куан (рис. 1, 2).
Ширина моноклинали Тхай Бинь составляет 3-5 км, мощность неогеновых отложений достигает 3,5-5 км; в ее центральной части у разлома Тхай Бинь находится синклиналь By Тиен. Последняя расчленена поперечными сбросами на ряд блоков и замыкается в прибрежной части в результате объединения разломов Тхай Бинь и Нам Динь в один разлом, продолжающийся в юго-восточном направлении.
В юго-восточной части зоны Кхоай Чау-Тиен Хай зафиксированы подзоны- горст Тиен Хай и моноклиналь Киен Сыонг, разделенные грабен-синклиналью Фыонг Нгай; центральная часть зоны также состоит из двух подзон - блоков Тиен Хынг и Фу Кы. В ней, по данным сейсморазведки МОГТ, в сериях Фу Кы и Тиен Хынг (средний и верхний миоцен) прослеживается ряд сложно построенных антиклиналей, брахиантиклиналей и полу- антиклиналей, разбитых нарушениями небольшой амплитуды.
В подзоне Тиен Хай структуры имеют размеры (5,5-6,5)Х(1-1,5) км и вытянуты вдоль разлома-взброса Винь Нинь; их северо-восточные крылья частично срезаны указанным нарушением. Расчетная амплитуда горизонтального смещения слоев по плоскости взброса на структуре Тиен Хай С составляет 0,6-1,2 км.
В подзоне Киен Сыонг на фоне общего погружения в юго-восточном направлении отмечается ступенеобразное воздымание в пределах отдельных блоков с образованием полуантиклиналей, обращенных сводами к юго-востоку. По сейсмическим данным, подзона Киен Сыонг также продолжается в мелководной части залива Бакбо.
На северо-западе зоны Кхоай Чау-Тиен Хай на глубине 3976 м вскрыт докайнозойский фундамент. Кайнозойские отложения здесь погружаются в юго-восточном направлении, а их мощность увеличивается от 3,4 км в районе Фу Кы до 6,5-7 км в прибрежной части залива Бакбо.
Впадина Донг Куан в пределах суши имеет длину 60-80 км и ширину 16-18 км, по площади она занимает почти половину Центрального грабена. Кайнозойские образования в ней погружаются с северо-востока на юго-восток и юго-запад. Наиболее прогнута центральная часть впадины, примыкающая к разлому Винь Нинь в районе подзоны Тиен Хай. На крайнем юго- востоке впадины Донг Куан выявлено куполовидное поднятие небольшой амплитуды. В мелководной части залива Бакбо впадина замыкается, появляются структуры северо-восточного направления, указывающие на наличие здесь поперечных структур.
В континентальной части Ханойского прогиба выделяются четыре системы разрывных нарушений (К.М. Севостьянов и др., 1977 г.), среди которых преобладают разрывы северо-западного простирания, в том числе разломы Сонг Ло, Винь Нинь, Тхай Бинь и Сонг Чай, протягивающиеся на расстояние от 100-180 до 300-350 км и являющиеся границами структур; некоторые из этих разломов входят в зону расщепления глубинного разлома р. Красной; их амплитуда изменяется от 200-300 до 1400-2000 м.
Наиболее полный разрез отложений вскрыт на площади Фу Кы. Здесь на эффузивах докайнозойского основания залегает пачка пород черного цвета, представленная песчаниками, алевролитами, аргиллитами и конгломератами мощностью 244 м, объединяемыми в свиту Суан Хоа. Выше залегают красноцветные песчаники, алевролиты, конгломераты и аргиллиты свиты Динь Као общей мощностью 900 м. По имеющимся немногочисленным определениям спор и пыльцы отложения свит Суан Хоа и Динь Као относят к эоценолигоценовому (?) возрасту; над ними залегают породы серии Фонг Тьяу (нижний миоцен), имеющий мощность 1200-1558 м. По литологическим особенностям разрез серии условно разделен на пять свит, представленных аргиллитами и песчаниками, характерными для дельтово-лагунно-прибрежных фаций, с прослоями крепкосцементированных песчаников и микроконгломератов. Эти породы подвержены вторичным изменениям, уплотнены, что подтверждается увеличением контактов между породообразующими минералами. Вследствие повышения значений температур и давлений и уплотнения разреза породы имеют низкую пористость (до 3-5, редко 8 %) и проницаемость (0,01-0,1)*10-3 мкм2, поэтому здесь отсутствуют удовлетворительные поровые коллекторы. В этой части разреза обнаружен монтмориллонит. Породами-экранами может служить верхняя часть свиты Фонг Тьяу, о чем свидетельствует коэффициент расслоенности, равный 0,37-0,56 (отношение суммарных мощностей всей покрышки и расслаивающихся непроницаемых пород). Этот вывод подтверждается аномально высокими пластовыми давлениями (коэффициент аномальности 1,44), зафиксированными в скв. 204, пробуренной в Донг-Куанской впадине (46,1 МПа на глубине 3200 м).
Серия Фу Кы (средний миоцен) делится на три свиты - это пачки глин, аргиллитов и алевролитов, переслаивающихся с мощными пластами песчаников, прослоями углистых глин и угля в средней части. По своим фациальным особенностям они относятся к прибрежно-морским, лагунным, речным и болотным образованиям. В северо-западном направлении заметно увеличивается число речных фаций. Мощность серии Фу Кы возрастает с северо-запада на юго-восток и составляет 490-1054 м. В то же время количество прослоев песчаников в разрезе и их мощность (от нескольких сантиметров до десятков метров) увеличиваются в сторону бортов и к северо-западу. Открытая пористость пород-коллекторов серии в среднем составляет 12-17%, уменьшаясь от бортов к центру прогиба и с северо-запада на юго-восток, проницаемость - более 0,001 мкм2. В качестве флюидоупора в разрезе серии можно рассматривать аргиллитово-алевролитовые породы средней свиты, Фу Кы II, в которых отмечается повышенное содержание монтмориллонита.
Серия Тиен Хынг (верхний миоцен) также подразделяется на три свиты, сложенные песчано-глинистыми породами. В юго-восточной приморской части прогиба в разрезе серии развиты песчаники дельтового происхождения. Песчаники и алевролиты характеризуются сложным полимиктовым составом, в глинах и глинистых алевролитах в заметных количествах присутствует монтмориллонит. Глинисто-алевролитовые пачки мощностью 40-60 м и более имеют массивную структуру, местами волнисто-линзовидные. Коэффициент расслоенности пород нижней свиты - Тиен Хынг-1 - равен 0,29-0,48. Глинистые минералы представлены гидрослюдой, каолинитом, хлоритом и монтмориллонитом. Это свидетельствует о континентальной, лагунной и прибрежной среде их накопления. Проницаемость их равна (0,01 - 0,1)*10-3 мкм2. По мощности, коэффициенту расслоенности и проницаемости интервал глинисто-алевролитовых осадочных пород свиты Тиен Хынг-I относится к региональной покрышке. По всему разрезу серии, особенно в нижней свите, имеются многочисленные угленосные и угленосно-глинистые пласты мощностью от 0,5-1 до 8-12 м. Здесь развиты мощные пласты и пачки (20-40 м) песчаников. Пористость возрастает также к бортам. Песчаники серии Тиен Хынг - хорошие коллекторы (пористость до 22-24 %, проницаемость 0,01-0,015 мкм2 и больше). Они относятся ко II-III классу по классификации А.А. Ханина [2]. Высокие емкостные и фильтрационные свойства пород серии подтверждаются результатами испытания глубоких скважин, из которых получены притоки пластовой воды с дебитом до 80- 186 м3/сут.
Мощность серии Тиен Хынг закономерно возрастает от 527 до 1849 м с северо-запада на юго-восток и от бортов к центру прогиба.
Серия Винь Бао (плиоцен) с угловым несогласием перекрывает более древние отложения и состоит из алевритов, песков и песчаников, а в основании - из галечников общей мощностью 108-379 м.
Четвертичные отложения также имеют несогласное залегание на территории Ханойского прогиба. Они представлены в нижней части песками и песчаниками, местами гравийного ига- лечникового характера (свита Хай Зыонг, плейстоцен, мощность 76-122 м) и в верхней части - глинами, алевролитами и песками (свита Киен Сыонг, голоцен, мощность 44-71 м). Мощность их зависит от рельефа, характера речных долин и других факторов.
В разрезе миоцена (О. Г. Зарипов, 1977 г.) хорошие и удовлетворительные терригенно-поровые коллекторы (Кп от 22-24 до 8-10%) развиты до глубин 2,8 км в отложениях серий Тиен Хынг и Фу Кы; с глубиной коллекторские свойства ухудшаются. Породы-экраны, кроме свиты Тиен Хынг-1, имеют локальное распространение.
По геохимическим данным (Е.А. Рогозина, 1976 г.), в разрезе миоцена выделены три нефтематеринские толщи, которые включают нижнюю часть серии Тиен Хынг, среднюю серии Фу Кы и верхнюю серии Фон Тьяу. Содержание Сорг в них соответственно равно 1,1-2,6; 0,7-0,9 и 0,9-1,6%, а битумоидов - 0,01-0,02; 0,03-0,06; 0,01-0,05%. В отложениях серии Фу Кы присутствует ОВ сапропелевого и гумусового типа, а серии Тиен Хынг и Фонг Тьяу - преимущественно гумусового.
Верхне-среднемиоценовые породы по своим геохимическим особенностям относятся к благоприятным, частично, к бедным категориям нефтематеринских пород. Они благоприятны для генерации газообразных и газоконденсатных УВ.
Ханойский прогиб относится к районам с повышенным геотермическим режимом. Температуры 60-80°С зафиксированы на глубинах 800-1400 м, а 90-135 °С - на глубине 1500-3250 м. Кроме того, в осадочном чехле прогиба выделяется интервал с температурами 135-180 °С на глубине 2500- 4000 м.
Средние значения геотермического градиента в прогибе составляют 2,8- 4,1 °С/100 м, а геотермическая ступень равна 25-39 м. Исходя из средних значений градиента температура на глубине 4000 м равна 160-195 °С, а на глубине 5000 м, вероятно, - 185- 230 °С.
Воды неогеновых отложений представлены всеми типами по классификации В.А. Сулина - от хлоркальциевого до сульфатно-натриевого, минерализация их изменяется от 10 до 35 г/л. Во всех водах преобладают хлориды натрия (более 90%) поэтому коэффициент метаморфизации в основном близок к единице. Минерализация пластовых вод увеличивается от бортовых частей к центру и с северо-запада на юго-восток. По своему составу воды неогеновых отложений Ханойского прогиба близки к водам нефтегазоносных бассейнов, выполненных породами преимущественно гумидных фаций с повышенной угленосностью (Л.А. Грубов, 1977 г.). Немаловажная роль в формировании состава вод глубоких горизонтов неогена принадлежит процессам взаимодействия вод и пород в условиях повышенных термобарических параметров. Определенное влияние на их преобразование оказало внедрение минерализованных растворов из палеозойских и мезозойских карбонатных пород докайнозойского основания по многочисленным нарушениям. Плотность вод в пластовых условиях изменяется от 1,01 г/см3 в интервале 700-1000 м до 0,99-0,95 г/см3 в интервале до 1000-3000 м. Снижение ее на больших глубинах обусловлено действием высоких температур. Пластовые давления во всех опробованных водоносных горизонтах близки к условному гидростатическому, за исключением скв. 204 и, возможно, скв. 102. На структуре Тиен Хай С наблюдаются вертикальная гидрохимическая зональность со снижением минерализации и изменение химического состава вод в интервале верхней части серии Фу Кы.
Ханойский прогиб представляет собой единую водонапорную систему, в значительной степени изолированную от бортовых частей. Интенсивный водообмен в неоген-четвертичное время отмечался в бортовых частях бассейна. В Ханойском гидрогеологическом бассейне предполагается наличие трех гидродинамических зон: активного водообмена до глубин, не превышающих 100 м; затрудненного водообмена до регионального водоупора, т. е. до свиты Тиен Хынг-I (глубина до 700- 800 м), и весьма затрудненного водообмена - нижняя часть серии Тиен Хынг и подстилающие ее отложения (ниже 700-800 м). В целом гидродинамическая характеристика подземных вод, состав и количество растворенных углеводородных газов свидетельствуют об удовлетворительной степени закрытости недр прогиба.
В Ханойском прогибе установлены многочисленные нефтегазопроявления различного характера. Они отмечены на поверхности в виде суфлярных выделений газа (до 45 выходов) метанового ряда с содержанием СН4 до 94 %, при бурении скважин - в виде разгазирования промывочной жидкости и открытых газовых выбросов. При опробовании скважин зафиксированы пленки нефти и незначительные притоки (до 0,8 м3) вместе с пластовой водой из песчано-алевритовых отложений серии Фу Кы.
Признаки газа и слабые его притоки были отмечены и при опробовании отложений серии Фонг Тьяу (до 2-3тыс. м3/сут).
Газовые и газоконденсатные залежи сводового и литологически экранированного типов открыты на площади Тиен Хай С, они приурочены к разрезу серии Тиен Хынг. Абсолютно свободный дебит скважин достигает 400- 500 тыс. м3/сут. На основании проведенных исследований в Ханойском прогибе выделяются перспективные, малоперспективные и бесперспективные районы.
Перспективные включают зону горст- антиклинальных поднятий Кхоай Чау- Тиен Хай и ее юго-восточное продолжение в заливе Бакбо (здесь все критерии нефтегазоносности - положительные), а также грабен-впадину Донг Куан и грабен-синклиналь Фыонг Нгай, хотя они и недостаточно изучены к настоящему времени.
Малоперспективные охватывают узкую полосу приподнятой юго-западной части моноклинали Тхай Бинь. Здесь во всех перспективных комплексах возрастает количество песчано-алевролитовых пород-коллекторов и улучшаются их емкостные параметры, но уменьшается число пород-покрышек.
К бесперспективным районам относятся бортовые и наиболее приподнятые северо-западные участки Ханойского прогиба. Здесь нет ловушек, мощность неогеновых отложений небольшая, отмечаются значительная промытость недр и другие факторы, отрицательно влияющие на формирование и сохранность залежей нефти и газа.
Перспективы нефтегазоносности акватории залива Бакбо оцениваются положительно по аналогии с сопредельной сушей и акваториями на востоке, где открыты месторождения.
Для выявления новых промышленных залежей в миоценовых отложениях Ханойского прогиба как на суше, так и в акватории залива Бакбо необходимо продолжить комплексные геофизические работы, бурение поисково-разведочных скважин в оптимальных объемах и научные исследования, в частности для выявления и подготовки к глубокому бурению новых перспективных ловушек, прежде всего тектонически экранированных, литологически ограниченных и антиклинальных типов, в том числе в Донг-Куанской впадине и в пределах синклиналей Фыонг Нгай и By Тиен.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Китовани Ш.К. Перспективы нефтегазоносности ДРВ. - Труды ВНИГНИ. М., 1964, вып. XI/II, с. 32-41.
2. Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР. М., Недра, 1973.
Поступила 17/IX 1982 г.
Рис. 1. Тектоническая схема Ханойского прогиба.
Разрывы: а - региональные, б-локальные; в -сбросы; г -взбросы- д - изогипсы ТТТ отражающего сейсмического горизонта (нижняя часть серии Фу Кы), м; е - поисково-разведочные и параметрические скважины; ж -линия профиля; з - газопроявления; структуры второго порядка- I- Юго-Западный борт, II - Центральный грабен, III - Северо-Восточный борт; структуры третьего порядка: IV - моноклиналь Тхай Бинь, V-антиклинальная зона Кхоай Чау-Тиен Хай, VI впадина Донг куан; структуры четвертого порядка: VII - блок Фу Кы, VIII - моноклиналь Киен Сыонг, IX - горст Тиен Хай, X - грабен-синклиналь Фыонг Нгай, XI - синклиналь By Тиен, XII -блок Тиен Хынг; локальные структуры пятого порядка (цифры в кружках)- 1 - Южный Донг Куан, 2 - Фу Кы, 3 - Тиен Хынг, 4-6 - Тиен Хай А, В, С, 7-9 - Киен Сыонг А, В, С- разрывы (цифры в квадратах): 1 - Сонг Чай, 2 - Тхай Бинь, 3 - Винь Нинь, 4 - Сонг Ло, 5 - Тиен Хай, 6 - Фыонг Нгай, 7 - Киен Сыонг
Рис. 2. Схематический геологический разрез Ханойского прогиба.
а - литолого-стратиграфическне границы в кайнозойских отложениях; б - поверхности несогласия; разрывы: в - региональные, г - локальные; д - газоконденсатные залежи месторождения Тиен Хай С в свите Тиен Хынг-I; I-Юго-Западный борт; II - Северо-Восточный борт; III - Центральный грабен; А - синклиналь By Тиен; Б - горст-антиклинальная зона Кхоай Чау-Тиен Хай; В - грабен-впадина Донг Куан; 1 - моноклиналь Киен Сыонг, 2 - синклиналь Фыонг Нгай; 3 - горст Тиен Хай; серии: ТХ - Тиен Хынг; ФК - Фу Кы; ФТ - Фонг Тьяу; ДК - День Као