UDC 550.84:551.8

GENEZA NAFTE POLJA BIJELOG TIGRA (VIJETNAM) PREMA PODACIMA O SASTAVU ZASIĆENIH ACIKLIČNIH UGLJOVODONIKA

O.V. Serebrennikova*, Wu Wang Hai, Yu.V. Savinykh*, N.A. Krasnojarova*

Politehnički univerzitet Tomsk *Institut za hemiju nafte SB RAS, Tomsk E-mail: [email protected]

Opisane su opšte karakteristike sastava dispergovane organske materije miocenskih i oligocenskih stena u okviru polja Beli tigar (Vijetnam) i upoređene sa odgovarajućim karakteristikama ulja.

Ključne riječi:

Metaloporfirini; raspršena organska tvar; porfirini; katageneza; fitoplankton.

Metaloporfirini, disperzovana organska materija, porfirin, katageneza, fitoplankton.

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 pjeskovito-alevritnim naslagama, a također, 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.

Za određivanje stepena termičke zrelosti organske materije koristili smo CPI - omjer koncentracije n-alkana sa neparnim brojem atoma ugljika u molekuli prema "parnim" n-alkanima, kao i izračunatu reflektivnost vitrinita. (Rc), na osnovu razlike u termičkoj stabilnosti pojedinačnih izomera metilfenatrena. Rc dobro korelira s reflektivnošću vitrinita (% Rm) u rasponu njegovih vrijednosti koje odgovaraju glavnoj zoni stvaranja nafte iz kerogena.

Do sada akumulirani materijal o karakteristikama sastava dispergovane organske materije i ulja polja Bijeli tigar pokazao je da geohemijski parametri ugljikovodičnih biomarkera za dispergiranu organsku tvar stijena i ulja u podrumu imaju velike razlike. Dobijeni podaci pokazuju da podrumske stijene nemaju nikakve veze sa stvaranjem kaverna za punjenje ulja u podrumu. Važnu ulogu u formiranju nafte u polju Bijeli tigar imaju stijene donjeg oligocena i gornjeg oligocena i donjeg miocena i eocena. Analiza sastava ulja polja Bijeli tigar pokazala je prisustvo dvije grupe ulja različite geneze. Prvo su ulja iz podruma i olinocena, a drugo iz miocena.

Svrha ovog istraživanja bila je okarakterizirati sastav raspršene organske tvari u miocenskim i oligocenskim stijenama unutar polja Bijeli tigar (Vijetnam) i uporediti ga sa odgovarajućim karakteristikama ulja.

Karakteristike objekata i metoda istraživanja

Ekstrakcija bitumena izvedena je 7% otopinom metanola u kloroformu korištenjem Teca-101 Cox1ec NT sistema. Fenantren, perilen i metaloporfirini koncentrirani su kromatografskim odvajanjem bitumena na kolonama glinice. Sadržaj metaloporfirina i perilena u hromatografskim frakcijama određen je elektronskom spektroskopijom korišćenjem intenziteta apsorpcionih traka na R = 550 nm (za M-r), 570 nm (za UO-r) i 435 nm (za rerimelen) korišćenjem koeficijenata ekstinkcije u proračunu. 2,7-104, 2,9-104, 4-104 l/(mol.cm), respektivno. Sastav i distribucija alkana i fenatrena proučavani su gasno-tečnom hromatografijom (GLC) korišćenjem stacionarne faze 8E-54 i detektora plamene jonizacije. Identifikacija spojeva je izvršena prema vremenu zadržavanja

u poređenju sa postojećim i objavljenim podacima. Na osnovu hromatograma gasno-tečne hromatografije određena je maksimalna distribucija molekulske mase n-alkana, izračunati su parametri sastava alkana: odnos P/F, P/n-C17, P/n-C18 i CPI, na osnovu sastava fenatrena - metifentrenski indeks MPI = 1,5 (2MP+3MP)/(P+1MP+9MP) iKs - izračunata reflektivnost vitrinita (Rc=0,6MPI+0,4).

Rezultati i njihova diskusija

Karakteristike potencijalnih izvorišnih stijena polja Bijeli tigar. U velikoj većini uzoraka stijena (osim u jezgri miocena-1), VO-r je pronađen u niskim koncentracijama (od 3 do 31 nmol/g); Ni-r je odsutan u uzorcima iz miocena-1 (tabela 1) . U isto vrijeme, stijene miocena i oligocena-3 sadrže pigmente hlora, čije je očuvanje u sedimentima olakšano kontaminacijom sumporovodikom. Ovo može biti razlog odsustva kompleksa porfirina sa niklom u njima. Organska tvar takvih stijena u pravilu je obogaćena vanadijem, vanadil porfirinima i organskim sumpornim jedinjenjima.

Legenda

e-*U - Perspektivne građevine - Gasna polja

Š - Naftna polja - Polja nafte i gasa

| Dragon | - U izradi | lantay| - Pripremljen za razvoj

Rice. 1. Pregledna karta područja na polici južnog Vijetnama

Tabela 1. Sadržaj metaloporfirina i perilena u stijenama ležišta Bijeli tigar

Kern Vijetnam

Miocen 1 Miocen 2 Oligocen 1 Oligocen 2

Dubina, m 2822,75 2992,75 4098,5 4142,5

P/F 1,24 3,31 1,16 1,58

P/n-S17 0,28 0,53 0,44 0,37

Ž/n-S18 0,41 0,33 0,41 0,36

CPI-1/(C20-C28) 1,05 1,11 1,09 1,02

CPI-2/(C22-C30) 1,13 1,21 1,08 1,10

CPI-2/(C24-C32) 1,06 1,35 1,12 1,14

CPI(C12-C34) 1,01 1,07 1,06 1,07

MPI 0,61 0,62 0,83 0,66

Rc 0,76 0,77 0,89 0,79

Raspodjela parafinskih ugljikovodika u organskoj tvari ležišta Bijeli tigar prikazana je na Sl. 2. U većini n-alkana dominiraju ugljovodonici sastava C10-C20, dok je koncentracija n-alkana sastava C21-C35 primetno niža. Priroda distribucije molekulske mase n-alkana u OM stijena donjeg oligocenskog intervala (4142,5 m) ukazuje na mješovitu prirodu početne organske tvari koju proizvode fitoplankton, priobalno i kopneno bilje u bliskoj proporciji (Sl. 2) . Organski materijal je deponovan u suboksidirajućim (P/F = 1,58) uslovima, očigledno u obalnom morskom basenu. Više na dionici (4098,5 m) smanjen je doprinos obalnih algi, a glavni bioproizvođači bili su fitoplankton i drvenaste biljke koje su se akumulirale u reducirajućem okolišu (P/F = 1,16). U miocenu (2992,75 m) sedimentaciona sredina je prešla u oksidativnu (P/F = 3,31), predstavnici flore su praktično nestali među bioproducentima, a dominirali su mikrobni lipidi. Prisustvo perilena u organskoj materiji ukazuje na plitkost sedimentacionog bazena. Vremenom (stine sa dubine od 2822,75 m) uslovi sedimentacije su se promenili u redukcione, a bioproizvođači su se promenili u fitoplankton i, u podređenim količinama, obalne alge.

U svim uzorcima materijala jezgre CPI je blizu jedinice (1.01...1.07) U određenoj mjeri, podaci E. Bereyja i E. Evansa mogu se dopuniti materijalima J. Coopera, pokazujući da je početno OM stijena polja Bijeli tigar karakterizirala je dominacija masnih kiselina sa parnim brojem atoma ugljika. J. Hunt i M. Calvin primjećuju da je ovaj odnos NP/H 1.01.1.07 za alge. Općenito, vrijednosti CPI u proučavanim uzorcima odgovaraju organskoj tvari koja je dovoljno zrela za stvaranje ulja.

Naziv n-alkana

Rice. 2. Raspodjela molekularne mase n-alkana u dispergovanoj organskoj tvari ležišta Bijeli tigar

Tako u oligocensko-miocenskom dijelu ležišta Bijeli tigar postoje varijante stijena koje se značajno razlikuju po sedimentogenezi i sastavu bioproizvođača koji su dobavljali organsku materiju u sediment. Na osnovu termičke transformacije organske materije, polje Bijeli tigar može se okarakterisati kao zrelo, sposobno za proizvodnju nafte. O tome svjedoče vrijednosti izračunate refleksivnosti vitrinita, koje odgovaraju fazi katageneze MK2-MK3, vrijednosti CPI i omjera izoprenoida i n-alkana.

Karakteristike ulja iz polja Bijeli tigar. Nafta sa ovog polja je visoko parafinska (18,25,3%), sa veoma niskim sadržajem sumpora. Sa dubinom, gustoća i viskoznost ulja, sadržaj smola i asfaltena u njemu opada. Sadržaj VO-r i Ni-r, koji smo pronašli u vrlo niskim koncentracijama, također opada sa dubinom (tabela 2). Ovaj trend promjena parametara sastava nafte može biti povezan s povećanjem temperature ležišta s povećanjem dubine ležišta i djelomičnom razgradnjom složenih visokomolekularnih molekula.

Tabela 2. Sadržaj metaloporfirina u nafti polja Bijeli tigar

Fondacija naftnog miocena oligocena

P/F 1,28 2,04 2,84

P/n-S17 0,24 0,46 0,51

F/n-S18 0,24 0,24 0,23

CPI-1(C20-C28) 1,0 1,1 1.1

CPI-2(C22-C30) 1,0 1,1 1.1

CPI-3(C24-C32) 1,1 1,1 1.1

CPI(C12-C34) 1,2 1,1 1.2

MPI 0,61 0,78 0,51

Rc 0,77 0,87 0,71

Raspodjela parafinskih ugljovodonika u uljima prikazana je na Sl. 2. Među n-alkanima dominiraju C10-C20. Po prirodi distribucije molekularne mase ulja su slična jedna drugoj i dispergiranim organskim tvarima miocenskih stijena. Istovremeno, odnos P/F u uljima veoma varira (1,28-2,84). Ovo ukazuje na razliku u uslovima akumulacije njihove početne supstance iz izvora nafte. Poređenje ulja i raspršene organske materije stijena na osnovu omjera pristana i fitana, uzimajući u obzir prirodu distribucije molekulske mase n-alkana, pokazuje da su miocensku naftu mogli generirati sedimenti iste starosti (miocen- 1). Vrijednosti genetskog parametra P/F za dispergovanu organsku tvar oligocenskih stijena (P/F=1,16...1,58) su znatno niže nego za naftu koja se nalazi u ovim sedimentima (P/F=2,04), što ukazuje na druge vrijednosti. izvor nafte. Složena geološka struktura teritorije na kojoj se nalazi polje Bijeli tigar mogla bi dovesti do popunjavanja zamke u oligocenskim akumulacijama mlađom naftom koju stvaraju miocenski slojevi (miocen-1 i miocen-2), a koja sadrži varijetete stijena sa disperziranim organska tvar, koju karakterizira P/ vrijednosti F od 1,2 do 3,3.. Nafta koja se javlja u stijenama podruma najbliža je dispergiranoj organskoj tvari stijena miocena-2.

Naziv n-alkana

Rice. 3. Raspodjela molekulske mase n-alkana u uljima polja Bijeli tigar

Dakle, plinsko-tečno hromatografska analiza uzoraka ulja i uzoraka jezgra iz polja Bijeli tigar pokazuje da se izvorni materijal za sva ulja sastojao uglavnom od fitoplanktona s primjesom pridnenih algi i malim udjelom kopnenih biljaka. Miocenska nafta je nastala organskom materijom sedimenata akumuliranih u redukcionom okruženju, a nafta iz oligocenskih akumulacija i podruma - u slabo oksidacionim i oksidacionim uslovima. Najvjerovatniji izvor nafte iz polja Bijeli tigar su polifacijalne miocenske naslage koje su dostigle glavnu fazu formiranja nafte i sposobne su za proizvodnju nafte.

BIBLIOGRAFIJA

1. Krasnojarova N.A., Serebrennikova O.V., Zaitsev S.P. Uvjeti sedimentacije i katageneze raspršene organske tvari donje jure Zapadnog Sibira // Geologija, geofizika i razvoj naftnih i plinskih polja. - 2009. -№3. - str. 11-17.

2. Serebrennikova O.V., Belokon T.V. Geohemija porfirina. -Novosibirsk: Nauka, 1984. - 86 str.

3. Savinykh Yu.V., Luong Z.H., Utoplennikov V.K. OM kristalnih temeljnih stijena polja Bijeli tigar // Nove ideje u geologiji i geohemiji nafte i plina: Proceedings of the VIII International. konf. - M., 2005. - P. 231-236.

4. Savinykh Yu.V. Komparativne karakteristike molekularnog sastava ulja sa polja Zmaja i Bijelog tigra // Hemija nafte i plina: Zbornik radova VII Internacional. konf. - Tomsk, 2009. -S. 157-160.

5. Ilninskaya V.V. Genetski odnos ugljikovodika u organskoj tvari stijena i ulja. - M.: Nedra, 1985. - 157 str.

6. Gončerov I.V. Geohemija ulja zapadnog Sibira. - M.: Nedra, 1987. - 179 str.

7. Petrov Al.A., Arefiev O.A. Biomarkeri i geokemija procesa stvaranja nafte // Geokemija. - 1990. - br. 5. -S. 704-714.

8. Golovko A.K., Peneva G.S., Gorbunova L.V., Dong C.L., Nghia N.Ch., Savilykh Yu.V., Kamyanov V.F. Sastav ugljikovodika u nafti iz morskih polja u Vijetnamu // Petrokemija. - 2003. - T. 42. - Br. 1. - S. 13-22.

9. Petrov Al.A. Naftni ugljovodonici. - M.: Nauka, 1984. - 262 str.

10. Hoàng Binh Tiên, Hô Trung Chat, Nguyên Ng (jc Dung, Nguyên Ng (jc Ânh. So sành d|c diêm dia hoa dà me và dâu, khi o hai bê tram tich Cenozoi Cuu Long và Nam Côn) Thor chi khçic và ki thuât - 2008. - T. 11. - Br. 11. - T. 15-23.

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.

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 visok sadržaj voska. 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

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 nafte 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, tehničkih i tehnoloških rješenja za njen industrijski razvoj. .
Jedno od kontroverznih pitanja, na koje još uvijek nije pronađen konačan odgovor, je porijeklo same nafte, koja formira naslage u slomljenim 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. 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. .

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.