Osobine litološkog sastava i akumulacijskih svojstava horizonataVII+VIIINiže oligocensko doba u naftnom polju Bijeli tigar (Vijetnam)

Bui Khak Hung

Nacionalni istraživački Tomski politehnički univerzitet, Tomsk

Naučni rukovodilac vanredni profesor

Polje Bijeli tigar je jedinstveno polje u Vijetnamu po rezervama nafte. Nalazi se na obali južnog Vijetnama, 120 km jugoistočno od obale. Geološki presjek ležišta predstavljaju predkenozojske kristalne stijene podruma i kenozojske terigene stijene sedimentnog pokrivača, u kojima se izdvajaju pješčano-asilne i glinovite stijene oligocenske, neogenske i kvartarne starosti. Najveća varijabilnost u debljini i sastavu karakteristična je za bazalne naslage donjeg oligocena, koje se izvlače na padinama podrumskih blokova koji zauzimaju visok hipsometrijski položaj. Od donjeg oligocena, horizonti VII+VIII su najzasićeniji naftom i spadaju u ležišta nafte od industrijskog značaja. Stoga je proučavanje karakteristika litološkog sastava i akumulacijskih svojstava horizonta VII+VIII od velikog značaja.

Koristeći program Surfer, izgrađena je strukturna karta duž vrha VII+VIII horizonta donjeg oligocena i modelirana u 2D (slika 1A).

(A) (B)

gornji – bunar / donji – kota (m) gornji – bunar / donji – debljina (m)

Rice. 1.Strukturna karta (A) i izopaška karta (B) horizonta VII+VIII donjeg

Oligocen ležišta Bijeli tigar

Slika 1A pokazuje da se crtež strukturnih karata sjevernog dijela (horizonti VII+VIII donjeg oligocena) ležišta Bijeli tigar značajno mijenja. U bušotini 1013 otkrivena je najniža kota -4161 m duž krova i -4225 m uz podnožje, odnosno u istočnom smjeru uočena je zona depresije. A najveća kota je -3336 m duž krova i -3381 m duž osnove na sjeverozapadu u bunaru 4, u čijem se području jasno vidi luk konstrukcije. Amplituda kupole je 470 metara uz konturnu izohipsu - 3850 m. Za vizualni prikaz distribucije snage, napravljena je karta izopaha. (Slika 1B)

Slika 1B prikazuje disjunktivni rasjed sa sjeveroistočnim trendom. Vidi se da maksimalna debljina dostiže 94 m u bušotini 10 i predstavljena je pješčarama kontinentalnog porijekla. A minimalna debljina je 22m i 17m u bunarima 64 i 83, na zapadnom dijelu lokaliteta.

Formiranje debljine sedimenta moguće je u dva pravca uslova sedimentacije. Smanjenje debljine sedimenata u luku i njegovo povećanje na krilima uzvišenja posljedica je erozije ovog uzvišenja i popunjavanja udubljenja produktima razaranja.

Povećanje debljine sedimenata na padinama paleo-izdizanja ukazuje na nakupljanje sedimenata u zoni plitkih voda tokom talasne aktivnosti.

Koristeći razvijenu metodologiju i podatke karoteke bušotina, izrađene su karte litološkog sastava i sadržaja pijeska (slika 2).

https://pandia.ru/text/79/171/images/image004_29.gif" alt="E:\Nam 5\diploma\mapa litološkog sastava 7+8 horizonti donjeg oligocena.jpg" width="258" height="337"> !}

( A) (B)

gornji – dobro gornji – bunar

niži – koeficijent pjeskovitosti (%) manji – αPS vrijednost

desno – koeficijent klastičnosti (%) desno – debljina (m)

Rice. 2. Karta pjeskovitosti i koeficijenata klastičnosti (A) i karta litološkog sastava (B) horizonataVII+VIIIDonji oligocen (0-0,2: gline i glinovite stene; 0,2-0,4: siltstone i glinovito-glinene stene; 0,4-0,6: mešovite peskovito-asilno-glinovite stene; 0,6 -0,8: Sitnozrni peščar; 0,8-1: krupno-srednjezrnasti peščar, ne-glinast)

Na slici 2A prikazana je distribucija rezervoara tipa A (vrijednost PS u rasponu od 1-0,8) na području bunara 83, 64, 4, 14, 602, 1014, 1003. Zona distribucije rezervoara tipa B (PS vrijednost u rasponu od 0,6-0,4) u bušotinama 10, 1013. Zona distribucije rezervoara tipa B (0,6-0,8) u bušotinama 114, 116, 907. Zona distribucije nerezervoara identificirana je na istoku, sjeveroistoku ( bunar 9), na jugu ( bunari 1106, 12).

Na Sl. 2B vidimo da se zona velike pojave pješčanih tijela nalazi u području bunara 14; 116 i 1014 sa prosječnom debljinom od 23 m. Maksimalna vrijednost koeficijenta sadržaja pijeska je u bušotini 1014 i odgovara 70,2%. Maksimalna vrijednost koeficijenta klastičnosti uočena je iu bušotini od 1,3%). Smanjenje koeficijenta pjeskovitosti na svodu i njegovo povećanje na padinama i podnožju uzdizanja posljedica je aktivnosti tokova koji nagrizaju brda i formiraju konuse produkata erozije.

Duž linije bunara 16-9 izgrađen je geološki profil VII+VIII horizonta donjeg oligocena (slika 3).

Rice. 3. Geološki profilVII+VIIIHorizonti donjeg oligocena u naftnom polju Bijeli tigar (Vijetnam) duž linije bušotina 10 – 14 – 145 – 116 – 9

Horizonti VII+VIII predstavljaju antiklinalni nabor koji je komplikovan rasedima. Na profilu vidimo promjenu debljine horizonta preko bunara. U bušotini 10 debljina sedimenata dostiže 94 m. U bušotini 14 debljina sedimenta se smanjuje na 33 m. Uočen je rased između bunara 14 i 145. A između bunara 116 i 9 identifikovana su 2 rasjeda, koje karakteriše značajna širina zone drobljenja stijena. Litološki sastav sedimenata je heterogen. U bušotini 10 vidimo izmjenu glinenih i pjeskovito-asilnih stijena. Debljina gline je 40 m. U bušotini 14. Nanosi gline se izbijaju i potpuno nestaju. U bušotini 14 uočavaju se samo peskovito-alveuritne stene debljine 33 m. Nanosi gline su uočeni u bušotinama 145, 116 i deblj. gline raste u bušotini 9. Gline leže unutar pješčanog horizonta kao sloj. Debljina je neznatna u odnosu na debljinu pješčenjaka i iznosi 6-7 m. U bušotini 9 debljina sloja gline se povećava za 2 puta. Na profilu označavamo zone najvećih ležišnih svojstava u bušotinama 14, 145, 116, u kojima koeficijent poroznosti varira od 12% do 14%, a koeficijent zasićenosti uljem iznosi 0,6-0,66 jedinica. Od svih proučavanih bušotina najveći protok nafte ostvaren je u bušotini m3/dan. Sa tako niskim vrijednostima poroznosti (praktički bez ležišta), visoke stope protoka nafte mogu se objasniti blizinom zona dvaju tektonskih rasjeda.

Tako je u sjevernom bloku polja Bijeli tigar identificiran složeni tip stenskog ležišta porozno-pukotinskih horizonata VII+VIII. Visoki protok nafte postignut je u bušotinama izbušenim u blizini zona tektonskih poremećaja. U bušotinama koje imaju samo porni tip ležišta i udaljene su od zona disjunktivnih rasjeda, postignuti su znatno niži protok nafte.

Bibliografija:

1. P, G i dr. Geologija i potencijal nafte i plina podruma sundskog šelfa. M., Nafta i plin, 1988, 285 str.

2. Ezhova interpretacija geofizičkih podataka; Tomsk Politehnički univerzitet. – 3. izd. – Tomsk: Izdavačka kuća TPU, 200 str.

3. Fondacija Pospelova: geološke i geofizičke metode za proučavanje potencijala ležišta i sadržaja nafte i gasa - Moskva 2005.

FEDERALNA AGENCIJA ZA OBRAZOVANJE
Državna obrazovna ustanova visokog stručnog obrazovanja
"TOMSK POLITEHNIČKI UNIVERZITET"

Depozit bijelog tigra

Izvršio: student gr.2B33
Ždanova M.P.
Provjerio: Valevsky V.V.

Tomsk 2005

1. Alternativni model za formiranje naftnog ležišta u podrumu polja Bijeli tigar…………………………………………….……………3

2. Struktura šelfa Južnog Vijetnama………………………………………………… ….7

3. Sastav i starost podrumskih stijena…………………………………….………….8

4. Priroda praznine temelja polja Bijelog tigra koji sadrži naftu…………………………………………………………………………………………………………… ……….12

4.1. Sekundarne promjene u stijenama podruma…………………………………..12

1. Tektonska aktivnost…………………………………………………………...12
2.Hidrotermalna aktivnost…………………………………………………..12

5. Raspodjela akumulacija polja Bijeli tigar i procjena njihovih filtracionih i kapacitivnih svojstava………………………………………………………………………………….….15

5.1. Razdvajanje stijena po vrstama šupljina…………………………………...16
5.2. Interpretativni model akumulacija…………………………………..16
.
6. Sadržaj ulja u granitoidima u podrumu polja Bijelog tigra………….18

7. Terenske i geološke karakteristike strukture akumulacije i temeljnih naslaga polja Bijeli tigar…………………………………………20

Zaključak……………………………………………………………………………………………….…24
Reference……………………………………………………………………………………25

1. Alternativni model za formiranje ležišta nafte u podrumu polja Bijeli tigar
Otkriće 1988. jedinstvenog ležišta nafte u granitoidima podruma vijetnamskog šelfa (polje Bijeli tigar) dalo je opipljiv poticaj razvoju teorijske misli u geologiji nafte i plina, tehničkim i tehnološkim rješenjima za njen industrijski razvoj. .
Jedno od kontroverznih pitanja, na koje još uvijek nije pronađen konačan odgovor, je porijeklo same nafte, koja formira naslage u lomljenim granitima. Tradicionalno se vjeruje da je nafta migrirala u granitni masiv iz susjednih terigenih donjeg oligocena. Obrazloženje za ovu pretpostavku sadržano je u disertacijama Kh.D. Tiena (1999) i V.L. Šuster (2001). Prema ovim autorima, potencijal nafte i gasa donjih oligocenskih naslaga sasvim je dovoljan da „nahrani“ razmatranu akumulaciju, čije su početne geološke rezerve prelazile 500 miliona tona. Konkretno, VL. Šuster je tvrdio da je za to dovoljno da postoji područje za prikupljanje nafte u radijusu od 30 km oko izbočine temelja polja Bijeli tigar.
Kako bi potvrdili realnost predloženog mehanizma formiranja ležišta, autori su izvršili kontrolni proračun potencijalne mase ugljovodonika proizvedenih u donjem oligocenu i nižim slojevima sedimenata gornjeg oligocena unutar područja sakupljanja nafte u blizini proučavana granitna temeljna izbočina. Zasnovan je na strukturnoj karti Cuu Long depresije duž površine podruma u mjerilu 1:25000 (vidi sliku), kao i na sedam vremenskih seizmičkih profila orijentiranih preko poprečne pruge proučavanog uzvišenja.
Granice mogućeg područja prikupljanja nafte određene su na strukturnoj karti. Analiza vremenskih presjeka omogućila je određivanje debljine naslaga donjih i donjih slojeva gornjeg oligocena duž cijelog perimetra polja, uzimajući u obzir prosječne koeficijente sadržaja pijeska, zapreminu glinovitih stijena ovih slojeva, identificirani kao glavni izvori nafte. Utvrđeno je da pješčana tijela ne formiraju proširene slojeve, već imaju konfiguraciju u obliku sočiva. Dužina sočiva ne prelazi 10-12 km i, u pravilu, ne komuniciraju jedna s drugom.
Uz određivanje fizičkih parametara „matičnih slojeva“ oligocenske starosti, u blokovima u susjedstvu Bijelog tigra i. .

Historijski blok 09 -1 Jedinstvena ležišta “Beli tigar” i “Zmaj”. JV Vietsovpetro (vijet. Sovpetro) je zajedničko ulaganje ruske kompanije Zarubežnjeft OJSC i vijetnamske kompanije Petro. Vienam", nastao 1981. Bach Ho (vijetnamski Bạch Hổ, ruski bijeli tigar) je veliko priobalno naftno polje u Vijetnamu, smješteno 120 km jugoistočno od lučkog grada Vung Taua, na polici Južnog kineskog mora. 2

Karakteristike ležišta 1) tektonski poremećaj; 2) ležište ugljovodonika sedimentnog pokrivača; 3) MBT bušotina se nalazi unutar Cuu Long depresije, dužine 450–500 km, širine 75–110 km. Većina bušotina izbušenih na temeljima je visokog prinosa. Maksimalna izložena debljina temelja dostiže 1700 m, debljina sedimentnog pokrivača prelazi 4300 m. Donja granica ležišta je utvrđena uslovno, bušotina BT-905, izbušena do apsolutne dubine od 5014 m, nije prodrla u naftu. - kontakt sa vodom. 3

Karakteristike polja Magmatski i napuknuti podrumski rezervoari mezozojske starosti su široko razvijeni unutar šelfa južnog Vijetnama. 1988. godine, tokom ponovnog ispitivanja bušotine MSP-1-1 na polju Bijeli tigar u depresiji Cuu Long, po prvi put je dobijen izliv nafte sa dubine od 3150 m. Otkriće jedinstvenog ležišta u napuknutim granitoidima mezozojskog podruma intenziviralo je istražne radove na formacijama magmatskog podruma na polici Vijetnama i regije u cjelini. 4

Na terenu je izbušeno više od 120 istražnih, proizvodnih i injekcionih bušotina. Na Centralnom luku je izbušen veći broj bušotina do dubine od 4500 -4760 m. Na sjevernom luku - 4457 m. Najdublja bušotina BT-905 je izbušena do dubine od 5014 m. 1988. godine prvi milion izvučeno je ulje. 2005 – 150 miliona tona nafte. 2008 – 170 miliona tona nafte. Do kraja 2009. akumulirana proizvodnja iznosila je 183 miliona tona. 2012. – 200 miliona tona sirove nafte – polja „Beli tigar” i „Zmaj”. U 2012. godini, proizvodnja Vietsovpetra iznosila je 6.110 hiljada tona, uključujući Belog tigra - 4.398 hiljada tona, zmaja - 1.504 hiljade tona.

Svojstva nafte Nafta sa vijetnamskih polja Bach Ho i Rong, u smislu reoloških svojstava, imaju zajedničku karakteristiku: visok viskozitet i visoku voštanost. Crpljenje i transport takvih ulja ukazuje da u naftovodima položenim pod vodom, intenzivna izmjena topline između toka pumpane nafte i okoline dovodi do nagle promjene termohidrodinamičkog režima u toku duž cjevovoda. Pad temperature ulja na putu uzrokuje promjenu njegovih reoloških svojstava i praćen je faznim prijelazima, kao rezultatom zasićenja toka teškim ugljovodonicima, kao i stvaranjem naslaga ulja u blizini zida na unutrašnjoj površini. cjevovoda. Ovi faktori, pod određenim tehnološkim uslovima, ispostavljaju se kao uzrok postepenog spontanog smanjenja kapaciteta cjevovoda, što, prije svega, povećava troškove energije za pumpanje, a samim tim i troškove cjevovodnog transporta. Naftu proizvedenu na poljima zemlje karakteriše nizak sadržaj sumpora od 0,035-0,14% (u Brentu je 0,2-1%, a na Uralu 1,2-1,3%). 6

Razvoj polja Na poljima Bijeli Tigar i Zmaj izgrađeno je: 13 offshore stacionarnih platformi 22 provodna bloka 2 tehnološke platforme - maksimalna produktivnost: 38 hiljada tona dnevno za naftu, 46 hiljada tona dnevno za mješavinu plina i tekućine. 3 kompresorske stanice kapaciteta 9,8 miliona kubnih metara dnevno. Jedinstveni sistem za sakupljanje gasa niskog pritiska obezbeđuje normalno funkcionisanje celokupnog tehnološkog procesa prikupljanja i transporta gasa do obale, pripreme gas-lift gasa i njegovog korišćenja za mehanizovanu proizvodnju nafte na poljima zajedničkog preduzeća Vietsovpetro, a takođe omogućava za iskorišćenje do 97% proizvedenog gasa. Vietsovpetro JV stvorio je jednu od najboljih baza na kopnu u jugoistočnoj Aziji za izgradnju i offshore instalaciju tehnoloških i satelitskih platformi za bušenje bušotina i proizvodnju nafte i plina. Vietsovpetro JV ima četiri dizalice za bušenje, više od 20 jedinica flote, uključujući montažne dizalice, vatrogasne, ronilačke i transportno-tegljačke brodove, te četiri utovarne jedinice bez veza.

Cjevovod iz polja Dragon Krajem 1994. godine uspješno je pušten u rad cjevovod od proizvodne platforme RP-1 polja Rong do Centralne procesne platforme TsTP-2 polja Bach Ho, položene duž dna Vijetnamskog polica, dužine 33 km za pumpanje visokoparafinskog ulja sa tačkom tečenja 250 C. Za poboljšanje reoloških svojstava ovog ulja koristi se depresivni aditiv Sepaflux ES-3266 proizvođača koncerna BASF. Istovremeno, bilo je moguće ne samo značajno sniziti tačku stinjavanja, što osigurava pouzdano pumpanje sirove nafte kroz podvodni netermički izolirani cjevovod, već i smanjiti plastični viskozitet nafte za više od 7 puta. 9

Razvoj polja Instalacija privezanog utovara “Vietsovpetro-01” - tanker za skladištenje sirove nafte Puno opterećenje - 139 hiljada tona nafte 9 sidra 10 -15 kosih okna Bočna divergencija više od 2 km 10

Rafinerija nafte u Vijetnamu Jedina operativna rafinerija nafte u zemlji je rafinerija Dung Kuat. Na sjeveru zemlje trenutno počinje izgradnja rafinerije, a na jugu je planirana izgradnja. Rafinerija Dung Kuat izgrađena je za tri godine (od novembra 2005. do januara 2009.), a puštena je u rad u februaru 2009. godine. Rafinerija Nghi Son planirana je za izgradnju na sjeveru zemlje, čiji je kapacitet, prema osnovnom projektu, bio 10 miliona tona godišnje. Puštanje u rad planirano je za 2013–2014. Rafinerija Long Son nalaziće se na jugu zemlje, njen projektni kapacitet je takođe 10 miliona tona godišnje. Projekat je u ranoj fazi razvoja, partneri i investitori nisu identifikovani. Puštanje u rad planirano je za 2016–2020. jedanaest

Blok 09 -3/12 se nalazi u mjestu Južno. Naftno-gasni basen Kon Son, 150 km jugoistočno od Vung Taua i 20 km istočno od polja Bijelog tigra. Izgledi za naftu i gas su povezani sa oligocen-miocenskim naslagama i kristalnim stenama podruma. Planira se obrada i interpretacija prethodno sprovedenih seizmičkih studija, procjena naftnog i plinskog potencijala perspektivnih objekata bloka i priprema za bušenje prve istražne bušotine.S obzirom da se nalazište Morske kornjače nalazi u zoni preklapanja bloka 09 -3 sa poljem Southern Dragon bloka 09 -1 donesena je odluka da se ta dva polja ujedine u Zonu zajedničke aktivnosti. U 2010. godini počela je stabilna industrijska proizvodnja nafte na kombinovanom polju Južni zmaj - morska kornjača, koja je 2013. dostigla 12 miliona tona.

Blok 04 -3 nalazi se 280 km jugoistočno od Vung Taua. Unutar bloka je otkriveno polje Tien Ung - Mang Kau. Potencijal nafte i gasa bloka je povezan sa oligocenskim i donjem miocenskim naslagama na strukturama Bo Cau, Hoang Hac i Kim Loan pripremljenim za bušenje. U 2013. godini započeto je bušenje istražne bušotine na strukturi Bo Kau. Blok 04 -1 nalazi se na sjeveru basena South Con Son, 250 km jugoistočno od Vung Taua. U 2012. godini izbušena je istražna bušotina ST-2 X na objektu Son-Tien-B. Uzimajući u obzir rezultate bušenja, vrši se posebna obrada i interpretacija seizmičkih podataka kako bi se identifikovali i pripremili za bušenje perspektivni objekti. 13

Blok 42 se nalazi u basenu nafte i gasa Phu Quoc unutar Tajlandskog zaliva, 400 -450 km zapadno od Vung Taua. Izgledi za naftu i gas su povezani sa paleozojsko-mezozojskim kompleksom. Potpisan je ugovor o nafti pod uslovima PSA. Trenutno je u pripremi „Sporazum o zajedničkoj aktivnosti“ između Vietsovpetro JV i kompanije PVEP (podružnica Petrovietnam Oil and Gas Oil Company), Blok 12/11 se nalazi u okviru Južnog. Naftni i plinski basen Con Son, 350 km jugoistočno od Vung Taua. Potencijal nafte povezan je sa oligocenskim i donjem miocenskim naslagama unutar identifikovanih struktura Thien Nga, Chim Cong, Chim Ung, Hong Hac/Hoang Yen i Quyt. Za izvođenje prospektivnog i istražnog bušenja u 2013. godini planirani su 3D seizmička istraživanja na bloku.14

15

Jedinstvenost vijetnamske police je otkriće velikih naslaga u granitu.

Vijetnamska industrija nafte i gasa je veoma mlada. I prije građanskog rata neke američke kompanije, npr. Mobilni, bezuspješno pokušao pronaći naftu u Vijetnamu. Sovjetski naftni radnici ovdje su prvi put koristili praksu bušenja ne na 500-600 m, kako se to obično radilo, već na 3.000 m, pokušavajući otkriti rezerve nafte i plina u dubokim stijenama.

1983. godine, uz direktnu pomoć Sovjetskog Saveza, prvo značajno naftno polje Bakhkho ( Bijelo Tiger- "Bijeli tigar"). Njegova industrijska eksploatacija počela je 1986. godine. Na istom području postavljena je prva plinska bušotina koja je dala rezultate 1994. godine. Kao rezultat intenzivnih geoloških istražnih radova u narednih 12 godina, ustanovljeno je da podzemlje Vijetnama ima dovoljno visok potencijal obezbijediti zemlji energetske resurse i omogućiti joj da kao izvoznik uđe na svjetsko tržište nafte. Prema VR Amoco Statistički Pregled of Svijet Energija za 2001. godinu potvrđene rezerve nafte na kontinentalnom i šelfskom dijelu teritorije Vijetnama procjenjuju se na 100 miliona tona, a rezerve prirodnog gasa na 190 milijardi m 3 (Sl. 1).

Trenutno u Vijetnamu postoji samo industrija nafte i gasa, a rukovodstvo zemlje uporno teži stvaranju prerađivačkih preduzeća. Za svaki predloženi projekat raspisuju se međunarodni tenderi. Pobjednik sklapa ugovor o podjeli proizvodnje (PSA). Vijetnam obezbjeđuje svoje zemljište i resurse, dok strani partner obezbjeđuje opremu i tehnologiju za određeni projekat. Nakon toga se proizvedeni proizvodi dijele procentualno u skladu sa potpisanim ugovorom, a ako je ranije stranom partneru bilo dozvoljeno da ima najviše 15-20% udjela u zajedničkom poduhvatu, sada je dozvoljeno posjedovati 50% udjela. Moguća je i otplata troškova amortizacije opreme u vlasništvu partnerske kompanije koja proizvodi naftu.

Rice. 1. Karta vijetnamskog šelfa sa lokacijom polja ugljikovodika (Areshev, 2003): 1 – zone širenja; 2 – izobate morskog dna, m;

Da, državna kompanija PetroVijetnam već je sklopio više od 30 ugovora u ukupnom iznosu od preko 2 milijarde dolara sa vodećim stranim kompanijama: Unocal, Mobilni, Conoco, Britanski Gas, British Petroleum, Statoil(Norveška), Petronas(Malezija), Anzoil(Australija – Novi Zeland), Idemizu(Japan) i Shell.

Sovjetsko-rusko-vijetnamska saradnja

Na vijetnamskom tržištu posluju dva zajednička preduzeća: VietSovpetro(50/50) i VietRoss. Uz njihovo direktno učešće, počela je izgradnja velike rafinerije nafte i naftovoda od 800 kilometara u regiji Dung Quat (provincija Quang Ngai), a cijena projekta je 1,3 milijarde dolara. Kapacitet tvornice trebao bi pokriti 65% ukupne proizvodnje u zemlji. potrebe za naftnim derivatima kao što su propilen, tečni prateći gas, dizel i avionsko gorivo. Trajanje ugovora je 25 godina. Rusko-vijetnamsko zajedničko preduzeće je de facto monopolista na vijetnamskom tržištu nafte. VietSovpetro– čini 90% nafte proizvedene u zemlji. Vijetnamci nisu pokušavali da prekinu saradnju, naprotiv, nameravaju da je prošire.

VietSovpetro nastala je prije 20 godina, kada je potpisan ugovor između Zarubežnjefta i državne kompanije PetroVijetnam na početku razvoja, uz pomoć sovjetske strane, naftnih polja na šelfu kod obale Južnog Vijetnama. 1986. godine, polje sa egzotičnim nazivom „Beli tigar“ proizvelo je svoju prvu naftu. Sada je prosječna godišnja proizvodnja nafte 13 miliona tona, stopa rasta je 15% godišnje. Prema planovima menadžmenta zajedničkog preduzeća, u narednoj deceniji ova cifra će se povećati na 20-22 miliona tona. VietSovpetro Danas je to najveći i najuspješniji zajednički poduhvat sa stranim učešćem u zemlji. Kada je zajedničko preduzeće stvoreno 1981. godine, njegov odobreni kapital iznosio je 1,5 milijardi dolara, a trenutno fiksni kapital iznosi 2,8 milijardi dolara.Ukupni prihodi od prodaje sirove nafte za 1991-1998. premašio 7,5 milijardi dolara, od čega je značajan dio popunio državne budžete Vijetnama i Rusije.

Za rad na polici, Sovjetski Savez je posebno izgradio bazu u Vijetnamu za izgradnju platformi za bušenje (imaju ukupno VietSovpetro dvanaest). Tipičan socijalistički menadžment projekt pokazao se profitabilnim u tržišnim uslovima. Ako su strane kompanije prisiljene da transportuju svoje platforme na udaljenosti od hiljada kilometara, onda VietSovpetro prikuplja ih lokalno, a za druge zemlje u regionu, na primjer, Maleziju, pa čak i po narudžbama američkih i britanskih kompanija. Nije se bez posredovanja Zarubežnjefta Gazprom OJSC pojavio u Vijetnamu. Riječ je o planovima za razvoj plinskog polja na šelfu Srednjeg i Sjevernog Vijetnama sa rezervama, prema preliminarnim procjenama, od 700 milijardi m3. Počinje rad ruskog gasnog monopoliste u Vijetnamu, kao u slučaju VietSovpetro, uz stvaranje zajedničkog preduzeća. Nova kompanija gasom će prvenstveno snabdevati vijetnamske potrošače, ali nije isključen i dalji izvoz u susedne zemlje, poput Kine.

Nesumnjivo, nije samo Rusija zainteresovana za vijetnamski naftni i gasni potencijal. Nedavno britanski Britanski Petroleum, Indijac ONGC i norveški Statoil potpisao sporazum sa vladom Vijetnama o razvoju polja prirodnog gasa na šelfu zemlje. Tokom 20 godina kompanije se obavezuju da će gasom snabdevati tri vijetnamske elektrane i uložiti oko 1,5 milijardi dolara u njegovu proizvodnju i transport, ali ruska strana ne veruje da se njeni interesi mogu narušiti. Pozicija Rusije u Vijetnamu je veoma jaka. Međutim, trenutna situacija ukazuje da ruska strana mora voditi aktivnu i razumnu politiku. Štaviše, bez ažuriranja baze resursa za pet godina, proizvodnja VietSovpetro može biti značajno smanjena.

Još jedna činjenica Rusiji daje samopouzdanje. Nedavno su strane potpisale dokumente prema kojima Vijetnam mora Rusiji (na principima Pariskog kluba povjerilaca) isplatiti 1,7 milijardi dolara tokom 23 godine. Istovremeno, strane su se složile da dug Vijetnama treba otplatiti ulaganjem u veliki međudržavni projekti, uključujući naftu i gas.

Naftna i plinska polja i njihovo korištenje

Do danas je istraženo 10 glavnih rezervoara ugljovodonika u zemlji, a prisustvo nafte i gasa je potvrđeno u četiri od njih (delte rijeka Red, Mekong, South Con Son i Tho Tu). Posebna pažnja posvećena je razvoju plinskih polja na policama Tonkinskog i Tajlandskog zaljeva. Morska zona Vijetnama iznosi 327,9 hiljada km 2 i na njoj se trenutno razvija pet glavnih naftnih polja: Bach Ho ( Bijelo Tiger) - od 1986. godine, 150 km jugoistočno od grada Vung Tau, obim proizvodnje - 7 miliona tona godišnje sa perspektivom povećanja produktivnosti na 8,5 miliona tona u 2000. godini i do 13 miliona tona do 2005. godine; Daihung - od 1994. godine, sa kapacitetom od 565 hiljada tona godišnje; Rong - od 1994. godine, sa kapacitetom od 475 hiljada tona godišnje; Bungkekwa - 755 hiljada tona godišnje; Rangdong - sa perspektivom do 12,1 miliona tona godišnje.

Međutim, još uvijek postoje kontradikcije (međusobne tvrdnje) s Kinom u vezi s vlasništvom nad otocima Paracel, otocima Spratly i susjednim šelfskim područjima, kao i šelfom sjevernog dijela zaljeva Bakbo (Tonkin) i spornim akvatorijom u u Tajlandskom zaljevu, na koji polaže pravo Malezija, istraživanje i industrijski razvoj oko polovine perspektivnog područja nafte i plina ostaje vrlo problematično.

Prvo plinsko polje Bahkho počelo je proizvoditi 1994. (zajedničko ulaganje). PetroVijetnam – Hyundai), zatim polje Tien Hai otkriveno 1970. (sa produktivnošću od 110 miliona m 3 godišnje) i Nam Con Son. Ukupne potvrđene rezerve prirodnog gasa iznose 190 milijardi m3, a predviđene rezerve 325 milijardi m3 (prema US Energija InformationAdministration od decembra 1998.). Do kraja 2000. godine, Vijetnam je povećao proizvodnju gasa na 3-4 milijarde m 3 . Uz pomoć američkog koncerna Mobilni Izrađen je master plan razvoja gasne industrije za period do 2010. godine.

Povećanje obima proizvodnje gasa povezano je sa daljim razvojem elektroenergetske mreže u zemlji. Gradi se najveća elektrana na gas, Fumu, ukupne snage 3.600 MW do 2010. godine. Razmatra se mogućnost izgradnje većeg broja hemijskih preduzeća koja koriste prirodni gas kao sirovinu.

Kao što je poznato, ranije su korejske kompanije, u saradnji sa stranim partnerima, otkrile naftno polje na obali Vijetnama. Vjeruje se da ovo polje, koje se nalazi na dubini od 47 metara, 180 kilometara sjeveroistočno od Ho Ši Mina, ima rezerve nafte od 570 miliona barela. Planirano je da neto prihod korejskih kompanija bude najmanje 800 miliona dolara, uključujući sve troškove ulaganja. U konzorcijumu stvorenom za istraživanje i razvoj vijetnamskih naftnih polja, Korean National Petroleum Corporation i SK Corporation imaju 14,25 odnosno 9% udjela jedne američke kompanije Conoco– 23,25% akcija. Ostatak dionica je pod kontrolom PetroVijetnam– 50% i Geopetrol– 3,5%. Prvo bušenje na području otkrivenog ležišta obavljeno je u avgustu 2000. godine, a dodatna ispitivanja - u maju 2001. godine. Zahvaljujući učešću korejskih kompanija u ovom projektu, Koreja će moći da primi oko 28,6 hiljada tona po dan, odnosno 10% sirove nafte treba joj nafta iz Vijetnama, što će značajno smanjiti njegovu ovisnost o zalihama nafte sa bliskoistočnih polja. Trenutno je Koreja prisiljena uvoziti 77% svoje sirove nafte iz regije Perzijskog zaljeva.

Geologija i geološka istraživanja

Šefske vode južnog Vijetnama, gdje je Vietsovpetro JV obavljao geološka istraživanja, ograničene su na depresije Cuu Long i South Con Son, odvojene usponom Con Son. Ovo je područje mladog slijeganja, koje karakterizira nakupljanje debelog sloja terigenih i hemogeno-terigenih sedimenata oligocensko-pliocenske starosti. Među njima su tijela efuzijskih stijena prilično rasprostranjena. U najpotopljenijim područjima depresija pretpostavlja se prisustvo starijih paleogenskih naslaga. Naslage leže na erozionoj površini heterogenog kristalnog podruma sastavljenog od granitoida različitog sastava. Starost stijena podruma, prema ograničenim dostupnim podacima, je kasni trijas – rana kreda.

Geološko proučavanje šelfa Južnog Vijetnama počelo je kasnih 1960-ih. firme Mandrel,Shell, Mobilni Ulje, Marathon, Pecten, i kasnije Deminex, Agip, Luk Walley itd. U okviru vodnog područja djelovanja Vietsovpetro JV-a, obavljene su aeromagnetne studije, razrađeno je oko 30 hiljada km regionalnih i detaljnih seizmičkih profila, te izbušeno devet istražnih bušotina.

Sistematski rad na razvoju naftnih i gasnih resursa na kontinentalnom pojasu na jugu Vijetnama počeo je 1981. godine nakon stvaranja zajedničkog preduzeća Vietsovpetro. Operativni prostor JV-a pokrivao je sedam šelf blokova ukupne površine oko 50 hiljada km 2 . Obuhvaćala je gotovo cijelu depresiju Cuu Long i sjeverni dio depresije South Con Son. Prema preliminarnim procjenama, potencijalni geološki resursi ugljovodonika ovog akvatorija duž sedimentnog odsjeka u donjem oligocenu i donjem miocenu iznosili su 6.200 miliona tona ekvivalenta goriva (nadoknadivi - oko 1.800 miliona tona). Nakon toga, područje djelovanja zajedničkog ulaganja bilo je usmjereno na ubrzano istraživanje i razvoj polja Bijeli tigar. Ovo je bio izuzetan cilj s naftom prisutnom u granitnom podrumu ispod paleogenskih sedimenata. Takvo otkriće u praksi rada s naftom i plinom smatra se revolucionarnim. Nakon toga, vodna područja koja sadrže gotovo 60% početnih resursa u depresiji Cuu Long iu potpunosti u slivu South Con Son isključena su iz djelokruga rada zajedničkog ulaganja. Međutim, do 1996. godine zajedničko preduzeće je završilo 63,4 hiljade km seizmičkih istraživanja, uključujući 15 hiljada km prostornih (trodimenzionalnih) istraživanja. Izbušene su 34 istražne i istražne bušotine, a iz 28 dobijeni su prilivi nafte i gasa. Otkriveno je 7 ležišta, od kojih su tri: Bijeli tigar, Zmaj i Daihung klasifikovani kao velika. Urađen je veliki obim istraživačkog rada na proučavanju geološke strukture i potencijala nafte i gasa regiona.

Glavno područje rada zajedničkog preduzeća je depresija Cuu Long sa površinom od oko 30 hiljada km 2. Sa kopna je ograničen monoklinalom Chatan, na jugoistoku usponom Con Son. Unutar basena izdvajaju se korita Central Cuu Long i South Cuu Long, odvojena Centralnim izdizanjem. U koritima je površina podruma na dubini od 6,5–8 km, u najizdignutijim blokovima Centralnog uzvišenja – na dubini od 2,5–3 km. Karakteristična karakteristika geološke strukture depresije je prisustvo velikih, nekoliko desetina kilometara dugih i amplitude do 1.500–1.600 m, sinsedimentnih rasjeda i normalnih rasjeda, kao i brojnih manjih rasjeda. Rasjedi sjeveroistočnog trenda uzrokovali su formiranje strukture horsta Bijelog tigra visoke amplitude, glavnog elementa Centralnog uzdizanja. Unutar Cuu Long depresije identificiran je značajan broj antiklinalnih struktura nastalih kao rezultat višesmjernih pomicanja podrumskih blokova. Građevine neantiklinalnog tipa su raširene, povezane sa litološkim zamjenama, iskopima, naslanjanjem pješčano-alevritnih horizonata na podrum, kao i s intraformacijskom erozijom.

U depresiji South Con Son, Vietsovpetro je izvodio radove samo unutar sjevernog dijela, na strukturama Dai Hung i Thanh Long. Prvi odgovara visoko uzdignutom podrumskom bloku (njegova površina se nalazi na dubini od 2.600 m); u drugom se pretpostavlja da su kristalne formacije na dubini većoj od 6.000-7.000 m.

U skladu sa postojećim predodžbama o geološkoj građi i sadržaju nafte u depresijama Cuu Long i South Con Son, prve istražne bušotine su izbušene u lukovima najvećih i najuzvišenijih antiklinalnih struktura. U početku su glavni objekti istraživanja bili terigene naslage donjeg oligocena i donjeg miocena. Kristalne podrumske formacije nisu se smatrale obećavajućim. Strukture Centralnog uzdizanja, monoklinale Chatan, depresije South Conson i monoklinale Priconson sukcesivno su uključene u istražno bušenje. To je omogućilo razumnu procjenu industrijskog potencijala značajnog dijela vodnog područja djelovanja zajedničkog poduzeća Vietsovpetro.

Prve istražne bušotine proizvele su različite dotoke nafte i otkrile su polja Bijeli tigar (1984), Dragon (1985), Tamdao i Daihung (1988), Bavi i Baden (1989), Wolf (1990). Na svim poljima, osim polja Tamdao, sedimenti donjeg oligocena i donjeg miocena pokazali su se produktivnim; Na polju Tam Dao, manji protok nafte je dobijen iz podruma.

U vezi sa otkrićem jedinstvenog ležišta u podrumu polja Bijeli tigar 1988. godine, objektivno su se promijenili pravci traženja i istraživanja.

Glavno otkriće zajedničkog ulaganja Vietsovpetro je polje Bijeli tigar, veliko rezervama i jedinstveno po geološkoj strukturi i sadržaju nafte i plina. Ovdje je koncentrisano približno 70% početnih geoloških rezervi kategorija C 1 + C 2. Karakteriše ga velika količina granitoida zasićenih naftom, visina podrumskog ležišta od najmanje 1300 m i velika akumulirana proizvodnja bezvodne nafte. Bušotine su ovdje izbušene do dubine od 5.014 m, ali ni na ovim nivoima nije pronađena pridna voda. Produktivne su i naslage donjeg i gornjeg oligocena i donjeg miocena. Struktura Bijelog tigra je veliko horst-antiklinalno uzdizanje formirano uzdužnim konsedimentnim rasjedama na sjeveroistoku. Njihova amplituda duž površine temelja dostiže 1.500–1.600 m. Ležište Bijeli tigar je već prilično dobro istraženo.

Ležište Zmaja nalazi se u blizini ležišta Bijeli tigar i sa njim se spaja u ešalonu. Polje je ograničeno na složenu strukturu i sastoji se od dva odvojena dijela koji nemaju zajedničku naftonosnu konturu za bilo koje ležište. Konvencionalno, Zmajevo ležište uključuje male lokalne strukture povezane sa uzdignutim podrumskim blokovima na monoklinali Prikonson.

Unatoč činjenici da se Zmajeva struktura, kao i Bijeli tigar, nalazi unutar Centralnog uspona, njihova struktura je značajno drugačija - Zmajeva struktura nije horst, nema uzdužnih lomova. Struktura sedimentnih slojeva na oba ležišta je približno ista. Polje Zmaj ima isti raspon stratigrafske produktivnosti kao polje Bijeli tigar, ali su njegove rezerve znatno manje. Najveći dio njih koncentrisan je u centralnom području (bušotine 16–109) i ograničen je na naslage donjeg miocena. Naslage su složena tijela koja se sastoje od međuslojnih tankih propusnih pjeskovito-alevritnih i glinovitih slojeva. Temeljne formacije su vodonosne sve do površine.

U sjeveroistočnom dijelu (bušotine 3–7), industrijski tokovi nafte i plina dobijaju se iz ležišta donjeg miocena, gornjeg i donjeg oligocena, a manji priliv nafte iz podrumskih formacija gdje je ležište nafte podvučeno vodom.

Privodni dio ležišta Dragon je prilično dobro istražen, a njegov potencijal je pouzdano procijenjen. Glavni izgledi za traženje novih ležišta ovdje su povezani sa naslagama donjeg oligocena razvijenim unutar ogromnog istočnog krila strukture. Prema dostupnim geološkim i geofizičkim podacima, njihova debljina je znatno veća nego na područjima proučavanim bušenjem. Ovdje su razvijene brojne zamke neantiklinalnog tipa, tektonski i litološki zaklonjene, uz površinu podruma, ispod erozijskih površina (nekonformnosti).

U drugim lokalnim strukturama (blokovima) monoklinale Prikonson izbušene su jedna ili dvije bušotine. U bunar Dobiveno je 11 visokih dotoka nafte iz podrumskih granitoida i sedimenata donjeg oligocena, u bušotini. 14 – iz podrumskih formacija; Naslage donjeg oligocena u luku strukture su erodirane.

Općenito istraživanje resursa za zajedničko ulaganje Vietsovpetro je prilično visoko - rezerve kategorije C 1 su 61,5%, a kategorije C 3 - samo 18,1%. Uzimajući u obzir ovaj pokazatelj, kao i ograničeno područje djelovanja preduzeća i geološke i geofizičke informacije dostupne na njemu, može se konstatovati da nema osnova za predviđanje otkrivanja novih ležišta ovdje sa značajnim rezervama. Istovremeno, postojeći nelokalizovani perspektivni resursi kategorije C 3 na polju Dragon omogućavaju nam da se nadamo otkriću nekoliko polja (ležišta) – satelita, možda isplativih za razvoj. Prava osnova za povećanje industrijskih rezervi su rezerve kategorije C 2.

JV Vietsovpetro je razvio program geoloških istraživanja. Utvrđuje se stvarnim rezultatima geoloških istraživanja za proučavanje sadržaja nafte pojedinih područja i proizvodnih kompleksa polja; veličina i struktura neotkrivenih rezervi i resursa kategorija C 2 i C 3; tehničke i ekonomske mogućnosti preduzeća. U skladu sa ovim faktorima, formulisana su dva glavna pravca geološko-istražnih radova.

1. Dodatno istraživanje već otkrivenih nalazišta nafte i traženje novih na najperspektivnijim objektima (područjima, blokovima) Zmajevog polja (područja). Za realizaciju ovog pravca planirano je bušenje nekoliko bušotina u perifernim područjima Zmajeve strukture. To će omogućiti prenošenje najmanje 50% rezervi kategorije C 2 i oko 30% resursa kategorije C 3 u kategoriju C 1.

2. Dodatna istraživanja južnog luka ležišta Bijeli tigar i traženje novih ležišta u oligocenskim naslagama i podrumskim formacijama u njegovim pojedinačnim blokovima. Za njegovu realizaciju planirano je bušenje dodatnih bunara.

Realizacijom ovog programa ojačaće se resursna baza za proizvodnju nafte u narednim godinama. Pružanje dugoročne perspektive za aktivnosti zajedničkog ulaganja zahtijeva fundamentalno nova rješenja.

Koncepti formiranja jedinstvenih naslaga u granitoidima

Početne geološke rezerve temeljnog ležišta polja Bijeli tigar ranije su procijenjene na 600 miliona tona, a oligocenskih ležišta na 150 miliona tona, što ukupno iznosi više od 750 miliona tona nafte. Proračuni su pokazali da kada se ostvari proizvodni potencijal oligocenskih naslaga u području sakupljanja nafte oko polja Bijeli tigar, nalazišta nafte mogu se formirati samo u samom oligocenskom kompleksu.

Dobiveni podaci pobijaju ustaljene tradicionalne ideje o mehanizmu nastanka naftnih naslaga u podrumu polja Bijeli tigar samo zahvaljujući resursima oligocenskih sedimenata. Očigledno, granitni temelj sadrži vlastite dodatne izvore ugljikovodika za akumulaciju naftnih naslaga u realnim parametrima.

Mnogi istraživači primjećuju da bi do formiranja akumulacija ugljikovodika u podrumu područja platforme moglo doći kako zbog priliva ugljikovodika iz susjednih sedimentnih slojeva, tako i zbog vlastitog potencijala ugljikovodika u podrumu. Većina granitoida koji čine temelje platformskih područja, kao i cijeli "granitni" sloj zemljine kore, nisu toliko magmatski koliko metamorfnog porijekla. Formiranje granitnih stijena moglo bi se dogoditi u zonama subdukcije kada se oceanska ploča slegne ispod otočnog luka ili ispod aktivne kontinentalne ivice. Bazaltna kora okeana, zajedno sa pelagijskim sedimentima, pada na značajne dubine sa sve većom temperaturom i pritiskom. Pod uticajem ovih faktora, stene podruma i sedimentni pokrivač postepeno gube vezanu vodu, višak silicijum dioksida, alkalije i litofilne elemente. Proces dehidracije okeanske kore odvija se kroz složenu višestepenu reakciju. Otpuštena voda je vodena para, koja ima vrlo visoku alkalnu rezervu.

Tako, s jedne strane, toplovodno-mineralni tok uklanja višak topline iz subdukcionih zona, a s druge strane zasićuje stijene litosfere fluidima bogatim silicijumom i alkalijama. Kao rezultat toga, zemljina kora je obogaćena oksidima kalijuma, natrijuma, aluminijuma, silicijuma i drugim jedinjenjima tipičnim za "granitni" sloj. Kao rezultat, to dovodi do procesa granitizacije i pojave andezitnog magmatizma.

Mehanizam zasićenja kristalnih temeljnih stijena naftidnim fluidom također je usko povezan s predloženim modelom geneze granitoida. Primarni sedimentni kompleksi (jursko, kredno i ranopaleogensko doba), koji su učestvovali u procesima akrecije, granitizacije i formiranja „granitne“ kore Sundskog šelfa, također su sadržavali dispergiranu organsku tvar. Termalno-mineralni tok imao je temperaturni i metasomatski učinak na prekrivene sedimentne slojeve. U ovom slučaju, dio organske tvari (OM) je otopljen u submagmatskim komorama, ali je njegova velika masa mogla biti sačuvana i postati osnova za formiranje različitih tipova sistema za stvaranje naftida:

– tvrdi ugljenik, akumulacije slične antraksolitu;

– raspršena, sorbirana, lagana;

– inkapsulirani gas-tečni ugljovodonici (C 2 – C 6) itd.

Dakle, gotovo istovremeno sa formiranjem "granitnog" sloja kore šelfa Sunde, nastaju i ugljikovodični fluidi, koji su uključeni u opći vodno-mineralni tok, s kojim ulaze u sedimentne stijene otočnog luka.

Važan argument u prilog predloženoj ideji je detekcija ugljikovodičnih plinova u mjehurićima inkapsuliranim u granitima ovog područja. Specijalne studije sprovedene u VNIIgeoinformsystems identifikovale su i analizirale gasno-tečne fluide koji formiraju inkluzije u uzorcima temelja polja Belog Tigra i Zmaja. Izolovani su i analizirani samo fluidi iz zatvorenih šupljina, koji su se mogli dobiti samo mehaničkim uništavanjem uzorka u uslovima visokog vakuuma. Ove tekućine su inkapsulirane u kapilarama, kanalima za rast minerala i šupljinama specifičnih mineralnih struktura u obliku zasebnih inkluzija (vakuola).

Inkluzije sadrže relativno visok sadržaj ugljikovodičnih plinova C 2 – C 6 i više. Tako je u granitu podignutom sa dubine od 4584,1 m (bušotina 442 Beli tigar) sadržaj C 4 H 10 dostigao 11,6 cm 3 /kg, C 5 H 12 - 11,2, C 6 H 14 - 11, 9 cm 3 / kg rase. To ukazuje, prema moskovskim istraživačima, da bi primarni izvor ugljikovodika mogle biti sedimentne stijene, kako one koje su sudjelovale u rekristalizaciji i granitizaciji, tako i one koje su uvučene u zone subdukcije. Nastala je neka vrsta vodeno-mineralnog toka, zasićenog ugljikovodičnim plinovima. Potonji bi mogli biti uhvaćeni i kapsulirani u vakuole granitiziranih stijena.

Ako pretpostavimo da je prosječni sadržaj ugljikovodičnih plinova 15 cm 3 /kg, onda samo u 10-kilometarskom "granitnom" sloju kore depresije Cuu Long, površine 20 hiljada km 2, oko 10 triliona m 3 ugljikovodičnih plinova, uglavnom metana, sadržani su u dispergiranom obliku.

Učešće ugljovodonične tečnosti u „disanju gasa“ zemljine unutrašnjosti i, kao posljedicu, inkapsulaciju ugljovodoničnih gasova u obliku inkluzija u mikropukotinama stena i minerala temelja, primetili su brojni istraživači za druge regione. drevnih i mladih platformi.

Kao rezultat kretanja toka ugljikovodika odozdo prema gore, u polju Bijeli tigar uočava se jasno definirana vertikalna zona u distribuciji nafte: laka ulja u podrumu i sedimentima nižeg oligocena, teža ulja u gornjem oligocenu i nižim Miocenske stene. Ovo zoniranje se objašnjava činjenicom da se proces stvaranja nafte u ovom trenutku odvija u podrumu. Dolazak novih, svježih porcija „razrjeđuje” naftu, čineći je relativno laganom, dok su ulja gornjeg oligocena - donjeg miocena koja se nalaze na višem dijelu, a nisu povezana sa ovim izvorom, izgubila dio svojih lakih frakcija.

Sumirajući navedene argumente, možemo sugerisati da se u periodu formiranja „granitnog“ sloja, usled granitizacije primarnih sedimentnih slojeva, odvijao proces transformacije dispergovanog OM u ugljovodonike naftnog niza. U teškim termobaričnim uslovima nastajale su lake ugljovodonične frakcije koje su činile osnovu nalazišta nafte u podrumu polja Belog Tigra i Zmaja. Osim toga, ugljovodonični fluidi koji su se dizali iz zona ispod potiska zajedno sa vodeno-mineralnim tokom taložili su se u magmatskim i sedimentnim stijenama kada su se termobarični uslovi promijenili. Kroz pukotine i druge kanale, tečni ugljovodonici iz podruma mogli su da prodru u donje oligocenske naslage.

Ako prihvatimo izrečenu ideju o formiranju nafte u podrumskim stijenama Sunda shelfa, tada će se potencijalni resursi nafte polja Bijeli tigar značajno povećati. Osim toga, predloženi mehanizam stvaranja nafte i plina može se proširiti na susjedne strukture koje se nalaze u području djelovanja pukotina ili zona potiska i imaju geološke uvjete slične polju Bijeli tigar.

Kao što je već spomenuto, 1988. godine otkriveno je jedinstveno naftno polje Bijeli tigar u napuknutim granitoidima mezozojske osnove basena Cuu Long. Ima dokazanu debljinu veću od 1.600 m i zapreminu granitoida zasićenih uljem od 88,2 milijarde m 3. Ovo otkriće intenziviralo je istražne radove na formiranju magmatskog podruma na polici Vijetnama iu regiji u cjelini, te u drugim dijelovima svijeta.

Uprkos prisutnosti u svijetu nekoliko stotina ležišta ograničenih na magmatske i metamorfne kamene podrume, ležište Bijeli tigar je jedinstveno i po rezervama i po nivou proizvodnje. Tokom 13 godina istraživanja i razvoja nalazišta nafte u osnovi nalazišta, već je proizvedeno oko 100 miliona tona.

Naftni i plinski basen Mekonga (posebno basen Cuu Long) je prvo područje na vijetnamskoj polici gdje su snažni izvori nafte proizvedeni iz napuklih granitoidnih podrumskih izbočina. Na polju Bijeli tigar, sa dubine od 3.150 m dobijen je izliv nafte sa protokom od oko 2.830 t/dan.

Podsjetimo, temelj Bijelog tigra je veliko horst-antiklinalno uzdizanje složene strukture, dimenzija 22×9 km. Sastoji se od tri svoda - južnog, centralnog i sjevernog. Struktura je razbijena nizom rasjeda, uglavnom submeridionalnog strijeljanja i podređenih subtitudinalnih rasjeda. Trenutno je u temelj izbušeno više od 120 istražnih, proizvodnih i injekcionih bušotina, koje obezbeđuju više od 90% ukupne proizvodnje nafte na polju (Sl. 2).

Rice. 2. Geološki profil vijetnamskog šelfa (Areshev, 2003):
1 – geološki profil vijetnamskog šelfa, koji ilustruje granitoidne projekcije podruma; 2 – šematski profil ležišta Bijeli tigar

Većina bušotina na Bijelom tigru izbušenih na temeljima su visokog prinosa (prinosi više od 1.000 tona/dan). Izložena debljina magmatskih podrumskih stijena dostiže 2.000 m. Donja granica ležišta uslovno je uspostavljena do apsolutne dubine od 5.014 m. Naftonosne akumulacije su pukotinsko-kavernozne akumulacije, čije su praznine predstavljene makro- i mikro -pukotine, izometrijske kaverne i matrične šupljine. Jedinstvenost polja Bijeli tigar leži prije svega u velikoj debljini produktivnog dijela, u kojem su naftonosne stijene prvenstveno mladi kasnokredni granitoidi.

Po mineralnom sastavu dio intruzivnog masiva Bijelog tigra predstavljen je granitima, granodioritima, kvarc dioritima, monzodioritima, amfibolnim leukodioritima (dioritima), prijelaz između kojih nije uvijek dovoljno jasan. Osim toga, masiv je isječen brojnim nasipima komagmatskih oligocenskih vulkanskih stijena, predstavljenih dijabazima, bazaltima i trahibazaltnim porfiritima, koji formiraju pokrivače lave iznad podruma.

Čini se da je moguće generalizirati ove fenomene korištenjem matematičkih modela. Glavni problem koji se javlja na ovom putu je da su ovi fluidni procesi multifaktorski i multiparametarski. Među njima je teško izdvojiti samo jedan dominantni faktor koji se može pojednostaviti i shematizirati.

Izdanje: Moskva, 2010, 10 strana, UDK: 550.8.02

Jezik(i) ruski

Rad je posvećen analizi pukotinskih sistema (pukotina i rasjeda) razvijenih u stijenama podruma i sedimentnom pokrivaču polja Bijeli tigar. Pod sustavima loma podrazumijevamo cjelokupni skup diskontinuiteta stijena različitog ranga (od mikropukotina do rasjeda), snimljenih različitim metodama istraživanja i različitog mjerila, ali tipičnih za određenu metodu istraživanja. Cilj istraživanja bio je da se razlikuje čitav niz pukotinskih sistema razvijenih u stenama podruma polja Bijeli tigar, na osnovu njihove propustljivosti za filtraciju fluida tokom eksploatacije ležišta. Grafička ilustracija rezultata analize nam omogućava da vizualiziramo obrasce distribucije pukotinskih sistema u sedimentnom pokrivaču iu podrumu polja Bijeli tigar.

Izdanje: FSU VNIGRI, Moskva, 2012, 17 str., UDK: 552.578.061.43:552.3, ISBN: 2070-5379

Jezik(i) ruski

Prikazani su podaci o sadržaju industrijskog ulja u nekonvencionalnim objektima i koncentraciji ugljikovodika u granitoidnim ležištima. Date su geološke karakteristike najstrmijih naslaga na svijetu. Posebna pažnja posvećena je opisu sadržaja nafte na vijetnamskom šelfu, gdje su otkrivena jedinstveno produktivna polja. Daje se kritička ocjena rezultata geološko-istražnih radova na temeljima u Tatariji.

Industrijski naftni i plinski potencijal temelja platformskih područja jedan je od problema o kojima se aktivno raspravlja u savremenoj geologiji nafte i plina. Diskusija je intenzivirana otkrićem 1988. jedinstvenog ležišta nafte u granitima mezozojskog podruma južnog vijetnamskog šelfa u polju Bijeli tigar.

Međutim, ovaj problem se pojavio ranije. Datira od primitka industrijskog priliva nafte i gasa iz puknutih granita u polju Panhandle-Hugoton (SAD) u decembru 1918. Godine 1925., u ogromnom naftnom polju u La Pazu (Venecuela), još jedno nalazište nafte u podrum.

Trenutno je poznato više od 450 polja sa industrijskim akumulacijama nafte, gasa i kondenzata u podrumu 54 naftna i gasna basena sveta [Gavrilov. Gulev. Knreev. 2010].

Kratke karakteristike naftnih polja u granitoidnim stijenama

Akumulacije nafte i gasa u magmatskim i metamorfnim stenama podruma i korama koje se izlažu vremenskim uticajima otkrivene su na gotovo svim kontinentima iu Svetskom okeanu. Međutim, uprkos otkrivanju industrijskih ležišta u podrumu, uključujući i ona velika, ciljana traženja ležišta ugljovodonika u podrumu, posebno u magmatskim stijenama, vrše se u ograničenim količinama. Ovo je zbog ovoga. da priroda kapaciteta podrumskih stijena nije jasna, nisu razvijene metode za identifikaciju rezervoara u kristalnim stijenama, njihovo otvaranje i razvoj.

Izdanje: Politehnički univerzitet Tomsk, Tomsk, 2012, 4 strane, UDK: 550.84:551.8

Jezik(i) ruski

Polje Bijeli tigar (Bach Ho) nalazi se na južnoj polici SR Vijetnama u bloku 09–1, 120 km jugoistočno od lučkog grada Vung Taua, glavne proizvodne, tehničke i nabavne baze zajedničkog preduzeća Vietsovpetro (sl. . 1). Naslage nafte pronađene su u donjem miocenu i oligocenu peskovito-alevritnim naslagama, a takođe, suprotno preliminarnim očekivanjima, u napuknutim granitoidnim rezervoarima podruma. Posebnu pažnju privlači rijedak slučaj otkrivanja industrijskih nakupina nafte u kristalnim stijenama. Polje Bijeli tigar postalo je najveće polje u naftonosnoj provinciji, ograničeno na centralno izdizanje basena Cuu Long.

Da bi se obnovila istorija formiranja akumulacija ugljovodonika u unutrašnjosti Zemlje i rekonstruisali uslovi naftiogeneze, neophodno je detaljno proučavanje sastava organske materije dispergovane u stenama, posebno distribucije hemofosila u njoj, koji je nasledio karakteristike njihovu strukturu od bioloških prethodnika. Sastav ovih struktura određen je, prije svega, početnom biomasom i kasnijim fazama njene transformacije.

Kompleks hemofosila (pojedinačni sastav izoprenoida i normalnih alkana, sadržaj metaloporfirina i perilena), kao i sastav fenatrena, koje smo odabrali za istraživanje, omogućavaju nam da sudimo o facijalno-genetskoj prirodi prisutne organske materije. u stenama. Dakle, prisustvo kompleksa porfirina sa vanadilom (VO-p) u organskoj materiji ukazuje na pretežno morsku genezu organske materije i redukcione uslove tokom sedimentacije. Prisustvo nikl porfirina (Ni-p) ukazuje na odsustvo kontaminacije prirodnih voda vodonik sulfidom tokom sedimentacije i rane dijageneze organske materije. Prilene, rasprostranjene u jezerima, nalaze se iu priobalnim područjima mora, a nema ih u dubokomorskim facijama. Odnos izoprenoidnih ugljovodonika

pristane (P) i fritan (F) se mogu koristiti za procjenu redoks uslova u sedimentacionom bazenu. Treba, međutim, uzeti u obzir da, uz oksidirajuću sredinu, povećani sadržaj pristana u sedimentima može biti posljedica značajnog doprinosa zooplanktona i bakterijske biomase u organskoj tvari. Sastav n-alkana karakteriše učešće određenih grupa bioproizvođača u formiranju sastava organske materije. Glavni ugljikovodici fitoplanktona su C15 i C17 n-alkani. Kopnenu vegetaciju karakteriše dominacija C27, C29 i C31 n-alkana. U obalnim morskim algama dominiraju homolozi C21, C23 i C25.<...>

Posljednjih godina relevantnost proučavanja ove problematike značajno je porasla u cijelom svijetu, kako u vezi s otkrivanjem novih velikih naftnih i plinskih polja u podrumu, tako i s postepenim iscrpljivanjem rezervi ugljovodonika (HC) u poljima sa terigenom i karbonatnih stena.

U Republici Vijetnam udio proizvodnje nafte iz podrumskih ležišta Bijeli tigar, Zmaj, Crni lav i druga polja premašuje 90% ukupne proizvodnje nafte. Stoga proučavanje pitanja kontrole i regulisanja razvoja ovih polja postaje sve relevantnije i zaista ima veliki praktični značaj u praksi naftnih i gasnih polja.

Nalazišta nafte u podrumu često su određena složenim geološkim i termodinamičkim uslovima. Shodno tome, analiza i regulisanje razvoja polja sa ovakvim uslovima nisu samo od naučnog interesa, već i od izuzetno velikog praktičnog značaja kako za Republiku Vijetnam, tako i za ceo svet. U disertaciji je analiziran i reguliran razvoj granitoidnih akumulacija u kristalnom podrumu velikog polja Bijeli tigar na polici Južnog Vijetnama.