Исследования последних десятилетий показали, что в породах фундамента нефтегазоносных областей встречаются трещиноватые и кавернозные зоны, в которых могут накапливаться углеводороды в промышленных масштабах. В фундаменте повсеместно встречаются признаки нефтегазоносности - примазки нефти на стенках трещин, пленки нефти в буровом растворе, выделения газа нефтяного ряда. В разных регионах мира открыты десятки месторождений нефти и газа в фундаменте, среди которых наиболее крупными считаются месторождения Днепрово-Донецкой впадины, Мангышлака, Юго-Восточной Азии, Венесуэлы, Ливии, США.

Одним из наиболее интересных и изученных регионов с залежами углеводородов в фундаменте считается шельф Южного Вьетнама. Здесь открыто несколько месторождений, одно из которых - Белый Тигр - эксплуатируется совместным российско-вьетнамским предприятием "Вьетсовпетро". Результаты его разведки и освоения докладывались на международных геологических конференциях и публиковались во вьетнамских и английских периодических изданиях (Areshev E.G. et al., 1991; Shnip O.A. et al„ 1992; [3-5]). Некоторые материалы по месторождению Белый Тигр приведены в статье [2] и доложены на конференции в ГАНГ им. И.М.Губкина (Арешев Е.Г. и др., 19&4).

В тектоническом плане шельф Южного Вьетнама - часть Индосинийско-Зондской межматериковой переходной области. Этот шельф включает в себя Меконгскую и Южно-Коншонскую впадины, разделенные Коншонским поднятием (рис. 1). Глубина моря достигает здесь 200 м, а на месторождении Белый Тигр составляет около 70 м. Начиная с 70-х гг. на шельфе проводится значительный объем площадных геофизических и буровых работ. Здесь пробурено более 160 скважин, из них около 80 вскрыли фундамент. Максимальная глубина бурения по фундаменту одной скважиной составляла 1677 м. В осадочном разрезе газонефтесодержащие породы - песчаники и алевролиты нижнего олигоцена, нижнего миоцена, в меньшей степени - верхнего олигоцена, а в Южно-Коншонской впадине - терригенные и карбонатные среднего и верхнего миоцена. Также обнаружена нефтяная залежь в диабазовых порфиритах верхнего олигоцена месторождения Дракон [4].

В 1988 г. при бурении фундамента в одной из скважин месторождения Белый Тигр был получен фонтанный приток нефти дебитом более 700 м3/сут. Последующие работы показали, что фундамент - основной нефтепромысловый объект. Ныне он дает более 90 % общей добычи. Отмечены признаки нефти и получены небольшие притоки из фундамента и других структур территории (Дайхунг, Дракон, Тамдао и др.).

1 - массивные полнокристаллические абиссальные породы - граниты, гранодиориты, лейкодиориты, кварцевые диориты, аплиты, гранит-порфиры, гранодиорит-порфиры.

2 - коры выветривания перечисленных гранитоидов.

Лишь в одном случае встречена магматическая порода основного состава - в скв. 1 Дай-хунг, где фундамент сложен порфировидными роговообманковыми габбро с жилкой гранодиорита-порфира (Areshev E.G. et al., 1991).

Породы фундамента перекрыты осадочными образованиями с прослоями вулканогенных пород основного и реже среднего составов. Мощность чехла колеблется от 3 км (на сводах структур) до 10 км (в депрессиях - данные сейсморазведки). Фундамент месторождения Белый Тигр слагает субмеридионально вытянутый горстообразный выступ размером 22х6 км. Он четко ограничивается разломами с обеих сторон и делится на три блока, из которых центральный наиболее приподнят (рис. 2).

На Центральном блоке фундамент сложен гранитами лейкократовыми, двуслюдяными и биотитовыми, а также их корами выветривания. Перечисленные разновидности гранитов различаются лишь незначительными вариациями содержания породообразующих компонентов. Граниты Центрального блока также очень схожи между собой по химическому составу и петрологическим характеристикам. Это обычные граниты с несколько повышенными щелочностью и глиноземистостью (табл. 1). Итак, фундамент Центрального блока - однородное образование, сложенное одним типом пород.

Коры выветривания гранитов выделены в большинстве разрезов фундамента Центрального блока. Однако эти породы не образуют единого тела в верхах фундамента, а развиты прерывисто, подчиняясь особенностям палеорельефа. Мощность коры выветривания обычно достигает 10-20 м и реже составляет 41 м.

Северный блок месторождения Белый Тигр включает комплекс магматических пород от гранитов до биотит-амфиболовых лейкодиоритов. Как и в фундаменте Центрального блока, на Северном блоке встречены лейкократовые и двуслюдяные граниты, широко развиты биотитовые граниты. Химический состав биотитовых гранитов Центрального и Северного блоков очень схож (см. табл. 1). В керне одной из скважин Северного блока встречены биотитовые плагиограниты, однако преобладают гранодиориты лейкократовые и двуслюдяные, биотитовые и роговообманково-биотитовые; это породы с щелочностью натрового типа, пониженной глиноземистостью.

Кварцевые, амфиболовые, биотит-амфиболовые лейкодиориты встречены в керне некоторых скважин Центральной и Восточной, частей блока. Эти породы имеют повышенное содержание щелочей, оксидов железа, магния, кальция. Амфиболовые лейкодиориты содержат до 18 % амфибола гастингситового состава.

Кора выветривания пород фундамента встречена во многих скважинах Северного блока. Ее мощность достигает 50 м, составляя в среднем 20 м.

Абсолютный возраст пород фундамента месторождения Белый Тигр определялся калий-аргоновым методом по монофракциям биотита размером 0,5-1,0 мм (табл. 2). Возрастная принадлежность определялась по шкале, предложенной У.Б.Харландом с соавторами.

Большой объем петрофизических исследований выполнен по керну фундамента месторождений шельфа Южного Вьетнама. Исследования проводились в основном на месторождении Белый Тигр. Была обнаружена явная связь физических свойств с составом магматогенных пород. Из-за значительных вариаций литотипов (даже в пределах одного Северного блока) петрофизические характеристики пород фундамента рассматриваются отдельно для гранитов, гранодиоритов, кварцевых и амфиболовых лейкодиоритов (табл. 3).

Если в терригенных и карбонатных породах одним из главных факторов, влияющих на формирование фильтрационно-емкостных свойств, считается глинистость, то в магматических породах эту роль выполняет цеолитовая минерализация - основной вторичный процесс гидротермального характера, повсеместно развитый в нижних отделах отсадочного комплекса, особенно в разрезе фундамента месторождения Белый Тигр, где содержание цеолита (ломонтита) в отдельных интервалах разреза достигает 50 % (см. табл. 3). Цеолитизация сопровождается формированием зон разуплотнения вдоль тектонических или контракционных нарушений. Здесь существенно снижается плотность пород. Так, граниты Северного блока (см. объект B в табл. 3) более подвержены вторичным процессам, чем граниты Центрального блока (объект А), и имеют среднюю плотность 2,5 г/см³ по сравнению с гранитами Центрального блока (2,6 г/см³). Соответственно с этим выше и открытая пористость, увеличивающаяся с цеолитизацией и достигающая 4,1 %.

По данным ртутной порометрии средний радиус эффективных (фильтрующих) пустот также связан с цеолитизацией, так как цеолиты, в отличие от глинистых минералов, могут иметь эффективные поры, число и размер которых зависят от природы цеолита, степени сохранности, деформации его кристаллической решетки и т.д. [I].

Фильтрационная способность гранитоидов определяется наличием, сообщаемостью, раскрытостью и характером заполнения микро- и макротрещин. Отрицательно влияет на проницаемость гидротермальный парагенезис цеолита с кальцитом, что ведет к "залечиванию" каналов фильтрации, а в некоторых случаях - к изоляции отдельных участков залежи. Возможно, именно этим объясняются резкое различие начальных дебитов соседних скважин Северного блока и быстрое их падение. Примером могут служить находящиеся рядом скв. БТ-901 с начальным дебитом 550 т/сут и скв. БТ-905 с дебитом 50 т/сут. Итак, вопрос площадной неоднородности залежи Северного блока считается важнейшим для размещения эксплуатационных скважин, и выбора рабочего диапазона депрессии.

Скважина-первооткрывательница дала приток нефти из фундамента дебитом более 700 м3/сут. Дебит других скважин Центрального блока достигал 2000 м3/сут. Притоки нефти из пород фундамента Северного блока значительно меньше и не превышают 700 м3/сут.

Вопрос о верхнем ограничении залежи нефти в фундаменте решен здесь достаточно уверенно. Экраном, перекрывающим породы фундамента, являются аргиллитовые, а иногда вулканогенные толщи нижнего (Северный блок) или верхнего (Центральный блок) олигоцена. В пределах Центрального блока эта покрышка имеет мощность 20 - 30 м и надежно экранирует залежь нефти в фундаменте. В северной части Северного блока мощность пласта аргиллитов, перекрывающего фундамент, снижается до 5 - 13 м; в пласте появляются прослои алевролитов и песчаников. Максимальные дебиты нефти из фундамента этой части месторождения составляют несколько десятков кубических метров в сутки.

В скважинах, пробуренных в фундаменте, безводный характер притока нефти может быть связан и с "осушающим" действием цеолита (ломонтита) - одного из породообразующих минералов в некоторых типах пород Как показали исследования авторов, молекулярно-ситовой эффект цеолитов и их термокаталитическое воздействие на нефть привели, по-видимому, к избирательной адсорбции легких углеводородов в полостях цеолитов и, следовательно, к повышению плотности и вязкости нефти, а пластовая вода способствовала образованию ломонтита [1]. О высоком содержании "остаточной" воды (до 70 - 80 %}, находящейся в капсулированном состоянии в полостях цеолитов, свидетельствуют и прямые керновые определения [5],

Вопрос образования залежи нефти в фундаменте дискуссионен. Большинство исследователей, работающих в этом регионе, придерживаются мнения о латеральной миграции нефти из осадочной олигоценовой толщи, принимаемой за нефтематеринскую, в трещиноватые зоны выступов фундамента. Основанием для этого служат идентичность состава и свойств нефтей из отложений олигоцена и пород фундамента, а также исследования геохимических биомзркеров, подтвердивших их генетическое родство. Другая часть исследователей главную роль отводит глубинному (мантийному ?) притоку газообразных углеводородов по трещинам тектонического происхождения. Подтверждением служит выполненный авторами статьи анализ газовых включений в цеолитах и гранитоидах фундамента Белый Тигр. в которых установлено присутствие легких углеводородов. Высокое же корреляционное отношение содержания гелия к метану может свидетельствовать о глубинном источнике этих газов.

Разведка и освоение залежей нефти и газа в породах фундамента ставят перед геологами много проблем, решение которых требует особого подхода. Среди них главные: генетическая природа коллекторов в магматических породах; время и пути формирования залежей углеводородов;

1. Брек Д. Цеолитовые молекулярные сита. -М.: Мир, 1976.

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

3. Areshev E.G, Dong T.L, San N.T., Shnip OA Reservoirs in fractured basement on the continental shelf of Southern Vietnam // J. of Petroleum Geology. - 1992. - № 15(4). -P.451-464.

4. San N.T„ Dong T.L, Kim T.V. Sone results of oil and gas exploration and geological structure study in the Mekong basin offshore South Vietnam //Proceedings. Conference on geology of Indochina. - Hanoi, 1991. - P.373-376.

5. Shnip O.A., Dzublo A.D. Zeolites in oil-bearing rocks offshore South Vietnam and their influence on the properties of reservoirs // Oil of Vietnam. - 1994. - № 2. - P.2-11.

БТ - Белый Тигр; ДХ - Дайхунг; ДР - Дракон; ТД – Тамдао

1 - основные разломы; 2 - изогипсы поверхности фундамента, км; 3 - скважина

I. 1- биотитовые граниты; 2 - биотитовые плагиограниты; 3 - лейкократовые гранодиориты; 4 - роговообманково-биотитовые гранодиориты; 5 - биотитовые гранодиориты; б - кварцевые лейкодиориты; 7 - амфиболовые лейкодиориты; 8 - двуслюдяные и лейкократовые граниты; 9 - кора выветривания двуслюдяных и лейкократовых гранитов; 10 - биотитовые граниты; 11 - кора выветривания биотитовых гранитов.

Примечание: Числитель - минимальные и максимальные значения параметров; знаменатель - средние значения. Каждому объекту соответствует несколько скважин, охарактеризованных керном.