Funksjoner av litologisk sammensetning og reservoaregenskaper til horisonterVII+VIIILavere oligocen alder i White Tiger oljefeltet (Vietnam)

Bui Khak Hung

National Research Tomsk Polytechnic University, Tomsk

Vitenskapelig veileder førsteamanuensis

White Tiger-feltet er et unikt felt i Vietnam når det gjelder oljereserver. Det ligger på sokkelen i det sørlige Vietnam, 120 km sørøst for kystlinjen. Den geologiske delen av forekomsten er representert av pre-kenozoiske krystallinske bergarter i kjelleren og kenozoiske terrigene bergarter i det sedimentære dekket, der sand-silte og leirholdige bergarter fra oligocen, neogen og kvartær alder skilles. Den største variasjonen i tykkelse og sammensetning er karakteristisk for de basale nedre oligocene avsetningene, som kniper ut på skråningene av kjellerblokker som inntar en høy hypsometrisk posisjon. Blant de nedre oligocene avsetningene er horisontene VII+VIII de mest oljemettede og tilhører oljeforekomster av industriell betydning. Derfor er det av stor betydning å studere egenskapene til den litologiske sammensetningen og reservoaregenskapene til horisontene VII+VIII.

Ved å bruke Surfer-programmet ble et strukturelt kart konstruert langs toppen av VII+VIII-horisontene i Nedre Oligocene og modellert det i 2D (Figur 1A).

(A) (B)

øvre – brønn / nedre – høyde (m) øvre – brønn / nedre – tykkelse (m)

Ris. 1.Strukturkart (A) og isopachkart (B) over horisontene VII+VIII av den nedre

Oligocen av den hvite tigerforekomsten

Figur 1A viser at tegningen av strukturkart over den nordlige delen (horisontene VII+VIII av Nedre Oligocen) av White Tiger-avsetningen endres kraftig. I brønn 1013 ble den laveste høyden oppdaget -4161 m langs taket og -4225 m langs basen, det vil si at det er notert en forsenkningssone i østlig retning. Og den høyeste høyden er -3336 m langs taket og -3381 m langs basen i nordvest i brønn 4, i området hvor buen til strukturen er godt synlig. Amplituden til kuppelen er 470 meter langs den konturformede isohypsen - 3850 m. For en visuell representasjon av kraftfordelingen ble det konstruert et isopach-kart. (Figur 1B)

Figur 1B viser en nordøsttrendende disjunktiv forkastning. Det kan sees at maksimal tykkelse når 94 m i brønn 10 og er representert av sandsteiner av kontinental opprinnelse. Og minimumstykkelsen er 22m og 17m i brønnene 64 og 83, i den vestlige delen av stedet.

Dannelsen av sedimenttykkelse er mulig i to retninger av sedimentasjonsforhold. Reduksjonen i tykkelsen av sedimentene i buen og dens økning på vingene til løftene skyldes erosjonen av denne høyden og fyllingen av fordypningene med ødeleggelsesprodukter.

En økning i tykkelsen av sedimenter i skråningene av paleo-hevninger indikerer akkumulering av sedimenter i grunnvannssonen under bølgeaktivitet.

Ved å bruke metodikken utviklet og brønnloggingsdata ble kart over litologisk sammensetning og sandinnhold konstruert (Figur 2).

https://pandia.ru/text/79/171/images/image004_29.gif" alt="E:\Nam 5\diploma\kart over litologisk sammensetning 7+8 horisonter i Nedre Oligocen.jpg" width="258" height="337"> !}

( A) (B)

øvre – vel øvre – vel

lavere – sandhetskoeffisient (%) lavere – αPS-verdi

høyre – klasisitetskoeffisient (%) høyre – tykkelse (m)

Ris. 2. Kart over sandhets- og klasisitetskoeffisienter (A) og kart over litologisk sammensetning (B) av horisonterVII+VIIINedre oligocen (0-0,2: leire og siltig-leirholdige bergarter; 0,2-0,4: silt- og leirholdige bergarter; 0,4-0,6: blandede sand-siltig-leire bergarter; 0,6 -0,8: Finkornet sandstein; 0,8-1: grov-middelkornet sandstein, ikke-leireholdig)

Figur 2A viser fordelingen av type A-reservoarer (PS-verdi i området 1-0,8) i området til brønnene 83, 64, 4, 14, 602, 1014, 1003. Fordelingssonen til type B-reservoarer (PS) verdi i området 0,6- 0,4) i brønner 10, 1013. Fordelingssonen for type B-reservoarer (0,6-0,8) i brønnene 114, 116, 907. Fordelingssonen til ikke-reservoarer er identifisert i øst, nordøst ( brønn 9), i sør (brønn 1106, 12).

I fig. 2B ser vi at sonen med høy forekomst av sandlegemer er lokalisert i området til brønner 14; 116 og 1014 med en gjennomsnittlig tykkelse på 23 m. Maksverdien av sandinnholdskoeffisienten er i brønn 1014 og tilsvarer 70,2 %. Den maksimale verdien av klasisitetskoeffisienten er også observert i brønnen på 1,3 %). Nedgangen i sandhetskoeffisienten på buen og dens økning i bakkene og ved foten av hevingene skyldes aktiviteten til strømninger som eroderer åsene og danner kjegler av erosjonsprodukter.

Langs linjen med brønner 16-9 ble det konstruert en geologisk profil av VII+VIII-horisonter i Nedre Oligocen (Figur 3).

Ris. 3. Geologisk profilVII+VIIINedre oligocene horisonter i oljefeltet White Tiger (Vietnam) langs linjen med brønner 10 – 14 – 145 – 116 – 9

Horisonter VII+VIII representerer en antiklinal fold komplisert av forkastninger. På profilen ser vi endringen i tykkelsen på horisontene på tvers av brønnene. I brønn 10 når sedimenttykkelsen 94 m. Og i brønn 14 synker sedimenttykkelsen til 33 m. Det er notert en feil mellom brønn 14 og 145. Og mellom brønn 116 og 9 ble det identifisert 2 forkastninger, preget av en betydelig bredde av steinknusingssonen. Den litologiske sammensetningen av sedimentene er heterogen. I brønn 10 ser vi en veksling av leire og sand-siltig stein. Tykkelsen på leiren er 40 m. Leireavsetninger kniper ut og forsvinner helt i brønn 14. I brønn 14 observeres kun sandalveurittbergarter med en tykkelse på 33 m. Leiravsetninger observeres i brønner 145, 116 og tykkelsen av leire øker i brønn 9. Leire ligger innenfor sandhorisonten som et lag. Tykkelsen er ubetydelig i forhold til tykkelsen på sandsteiner og utgjør 6-7 m. I brønn 9 øker tykkelsen på leirlaget 2 ganger. På profilen markerer vi sonene med de høyeste reservoaregenskapene i brønnene 14, 145, 116, hvor porøsitetskoeffisienten varierer fra 12 % til 14 % og oljemetningskoeffisienten er 0,6-0,66 enheter. Av alle studerte brønner ble den høyeste oljestrømningshastigheten oppnådd i m3/dag-brønnen. Med så lave porøsitetsverdier (praktisk talt ikke-reservoar), kan høye oljestrømningshastigheter forklares med nærheten til soner med to tektoniske forkastninger.

Således er det identifisert en kompleks type bergreservoar med porøst-sprukne horisonter VII+VIII i den nordlige blokken av White Tiger-feltet. Høye oljestrømningshastigheter ble oppnådd i brønner boret nær soner med tektoniske forstyrrelser. I brønner som kun har en poretype reservoar og er langt fra soner med disjunktive forkastninger, ble det oppnådd mye lavere oljestrømningshastigheter.

Bibliografi:

1. P, G, et al. Geologi og olje- og gasspotensial i Sunda sokkelkjeller. M., Olje og gass, 1988, 285 s.

2. Ezhova tolkning av geofysiske data; Tomsk polytekniske universitet. – 3. utg. – Tomsk: TPU Publishing House, 200 s.

3. Pospelov-stiftelsen: geologiske og geofysiske metoder for å studere reservoarpotensial og olje- og gassinnhold - Moskva 2005.

FORBUNDS UTDANNINGSBYRÅ
Statens utdanningsinstitusjon for høyere profesjonsutdanning
"TOMSK POLYTEKNISKE UNIVERSITET"

White Tiger innskudd

Fullført av: student gr.2B33
Zhdanova M.P.
Sjekket av: Valevsky V.V.

Tomsk 2005

1. En alternativ modell for dannelse av en oljeforekomst i kjelleren på White Tiger-feltet………………………………………………….……………3

2. Struktur på sokkelen i Sør-Vietnam……………………………………………… ….7

3. Sammensetning og alder av kjellerbergarter………………………………………………………….8

4. Arten av tomheten til det oljeholdige fundamentet til White Tiger-feltet………………………………………………………………………………………… ……….12

4.1. Sekundære endringer i kjellerbergarter………………………………………..12

1. Tektonisk aktivitet………………………………………………………………...12
2. Hydrotermisk aktivitet………………………………………………………12

5. Distribusjon av reservoarene til White Tiger-feltet og vurdering av deres filtrerings- og kapasitansegenskaper………………………………………………………………….….15

5.1. Separasjon av bergarter etter typer hulrom………………………………….…...16
5.2. Tolkningsmodell av reservoarer………………………………….…..16
.
6. Oljeinnhold av granitoider i kjelleren på White Tiger-feltet………….18

7. Felt og geologiske trekk ved strukturen til reservoaret og grunnavsetningene til White Tiger-feltet……………………………………….…20

Konklusjon……………………………………………………………………………………………….…24
Referanser………………………………………………………………………………………………25

1. En alternativ modell for dannelse av en oljeforekomst i kjelleren på White Tiger-feltet
Oppdagelsen i 1988 av en unik oljeforekomst i granitoidene i kjelleren på den vietnamesiske sokkelen (White Tiger-feltet) ga en håndgripelig drivkraft til utviklingen av teoretisk tanke i geologien til olje og gass, tekniske og teknologiske løsninger for dens industrielle utvikling .
Et av de kontroversielle spørsmålene, som det ennå ikke er funnet et definitivt svar på, er opprinnelsen til selve oljen, som danner en forekomst i oppsprukket granitt. Det er tradisjonelt antatt at olje migrerte inn i granittmassivet fra tilstøtende forferdelige nedre oligocene avsetninger. Begrunnelsen for denne antakelsen finnes i avhandlingene til Kh.D. Tiena (1999) og V.L. Shuster (2001). I følge disse forfatterne er olje- og gasspotensialet i de nedre oligocene forekomstene ganske tilstrekkelig til å "mate" reservoaret under vurdering, hvis opprinnelige geologiske reserver oversteg 500 millioner tonn. Spesielt VL. Shuster hevdet at for dette er det nok at det er et oljeoppsamlingsområde med en radius på 30 km rundt fremspringet til fundamentet til White Tiger-feltet.
For å verifisere realiteten til den foreslåtte mekanismen for dannelse av forekomsten, utførte forfatterne en kontrollberegning av den potensielle massen av hydrokarboner produsert av nedre oligocen og de nedre lagene av øvre oligocene sedimenter innenfor oljeoppsamlingsområdet ved siden av det studerte granittfundamentfremspringet. Det er basert på et strukturelt kart over Cuu Long-depresjonen langs kjelleroverflaten i en skala på 1:25000 (se figur), samt syv tidsseismiske profiler orientert på tvers av anslaget til løftingen som studeres.
Grensene for mulig oljeoppsamlingsområde er fastsatt på strukturkartet. Analyse av tidsseksjoner gjorde det mulig å bestemme tykkelsen på avsetningene til de nedre og nedre lagene i Øvre Oligocene langs hele omkretsen av feltet, tatt i betraktning de gjennomsnittlige sandinnholdskoeffisientene, volumet av leirholdige bergarter i disse lagene, identifisert som de viktigste oljekildeobjektene, ble beregnet. Det er fastslått at sandlegemer ikke danner forlengede lag, men har en linseformet konfigurasjon. Lengden på linsene overstiger ikke 10-12 km, og som regel kommuniserer de ikke med hverandre.
Sammen med å bestemme de fysiske parametrene til "overordnede strata" i oligocen alder, utviklet det seg mange data om pyrolyse, vitrinittreflektivitet, temperatur-tid (TP) og andre organogeokjemiske indikatorer for oligocene leireavsetninger i blokkene ved siden av White Tiger og ... .

Historie Blokk 09 -1 Unike forekomster “White Tiger” og “Dragon”. JV Vietsovpetro (Viet. Sovpetro) er et joint venture av det russiske selskapet Zarubezhneft OJSC og det vietnamesiske selskapet Petro. Wien", opprettet i 1981. Bach Ho (vietnamesisk Bạch Hổ, russisk hvit tiger) er et stort oljefelt til havs i Vietnam, som ligger 120 km sørøst for havnebyen Vung Tau, på sokkelen av Sør-Kinahavet. 2

Kjennetegn på forekomsten 1) tektonisk forstyrrelse; 2) hydrokarbonavsetning av sedimentært dekke; 3) MBT-brønnen ligger innenfor Cuu Long-depresjonen, dens lengde er 450–500 km, bredde 75–110 km. De fleste brønner som bores på fundamentet er høyavkastende. Den maksimale eksponerte tykkelsen på fundamentet når 1700 m, tykkelsen på det sedimentære dekket overstiger 4300 m. Den nedre grensen til forekomsten er etablert betinget; brønn BT-905, boret til en absolutt dybde på 5014 m, penetrerte ikke oljen -vannkontakt. 3

Kjennetegn ved feltet Magmatiske og oppsprukkede kjellerreservoarer av mesozoisk alder er mye utviklet på sokkelen i det sørlige Vietnam. I 1988, under re-testing av MSP-1-1-brønnen på White Tiger-feltet i Cuu Long-depresjonen, ble det for første gang oppnådd et oljestøt fra en dybde på 3150 meter. Oppdagelsen av en unik forekomst i sprukne granitoider i den mesozoiske kjelleren har intensivert letearbeidet på formasjonene av den magmatiske kjelleren på sokkelen til Vietnam og regionen som helhet. 4

Mer enn 120 lete-, produksjons- og injeksjonsbrønner er boret inn i feltet. På den sentrale buen ble det boret et større antall brønner til dybder på 4500 -4760 m. På den nordlige buen - 4457 m. Den dypeste brønnen BT-905 ble boret til en dybde på 5014 m. I 1988 ble den første millionen av olje ble utvunnet. 2005 – 150 millioner tonn olje. 2008 – 170 millioner tonn olje. Ved utgangen av 2009 utgjorde den akkumulerte produksjonen 183 millioner tonn. 2012 – 200 millioner tonn råolje – «White Tiger» og «Dragon»-feltene. I 2012 utgjorde Vietsovpetros produksjon 6.110 tusen tonn, inkludert White Tiger - 4.398 tusen tonn, Dragon - 1.504 tusen tonn.

Egenskaper til olje Olje fra de vietnamesiske feltene Bach Ho og Rong, når det gjelder deres reologiske egenskaper, har en felles egenskap: høy viskositet og høyt voksinnhold. Pumping og transport av slike oljer indikerer at i oljerørledninger lagt under vann, fører intens varmeveksling mellom strømmen av pumpet olje og miljøet til en skarp endring i det termohydrodynamiske regimet i strømmen langs rørledningen. Fallet i oljetemperatur underveis forårsaker en endring i dens reologiske egenskaper og er ledsaget av faseoverganger, som et resultat av metningen av strømmen med tunge hydrokarboner, samt dannelsen av nærveggede oljeavsetninger på den indre overflaten av rørledningen. Disse faktorene, under visse teknologiske forhold, viser seg å være årsaken til en gradvis spontan nedgang i rørledningskapasiteten, som først og fremst øker energikostnadene for pumping, og derfor øker kostnadene for rørledningstransport. Olje produsert på landets felt er preget av et lavt svovelinnhold på 0,035–0,14 % (i Brent er det 0,2–1 %, og i Ural 1,2–1,3 %). 6

Feltutvikling Følgende ble bygget ved White Tiger- og Dragon-feltene: 13 offshore stasjonære plattformer 22 lederblokker 2 teknologiske plattformer - maksimal produktivitet: 38 tusen tonn per dag for olje, 46 tusen tonn per dag for gass-væskeblanding. 3 kompressorstasjoner med en kapasitet på 9,8 millioner kubikkmeter per dag. Et enhetlig lavtrykksgassoppsamlingssystem sikrer normal funksjon av hele den teknologiske prosessen for innsamling og transport av gass til kysten, klargjøring av gassløftgass og bruk av den til mekanisert oljeproduksjon på feltene til Vietsovpetro joint venture, og tillater også for utnyttelse av opptil 97 % av den produserte gassen. Vietsovpetro JV har skapt en av de beste landbasene i Sørøst-Asia for konstruksjon og offshoreinstallasjon av teknologiske og satellittplattformer for brønnboring og olje- og gassproduksjon. Vietsovpetro JV har fire oppjekkbare borerigger, mer enn 20 flåteenheter, inkludert kranmontering, brannslukking, dykking og transportslepebåter, og fire kailøse lasteenheter.

Rørledning fra Dragon-feltet På slutten av 1994 ble en rørledning satt i drift fra produksjonsplattformen RP-1 på Rong-feltet til den sentrale prosessplattformen TsTP-2 på Bach Ho-feltet, lagt langs bunnen av det vietnamesiske feltet. hylle, med en lengde på 33 km for pumping av høyparafinisk olje med et flytepunkt på 250 C. For å forbedre de reologiske egenskapene til denne oljen brukes det dempende tilsetningsstoffet Sepaflux ES-3266 produsert av BASF-konsernet. Samtidig var det mulig ikke bare å redusere flytepunktet betydelig, noe som sikrer pålitelig pumping av råolje gjennom en undervanns ikke-termisk isolert rørledning, men også å redusere plastisk viskositet til olje med mer enn 7 ganger. 9

Feltutvikling Installasjon av fortøyd last "Vietsovpetro-01" - råoljelagertanker Full last - 139 tusen tonn olje 9 ankere 10 -15 skrånende sjakter Sidedivergens på mer enn 2 km 10

Oljeraffinering i Vietnam Det eneste opererende oljeraffineriet i landet er Dung Kuat-raffineriet. Byggingen av et raffineri starter for tiden nord i landet og det er planlagt bygging i sør. Dung Kuat-raffineriet ble bygget på tre år (fra november 2005 til januar 2009), og ble lansert i februar 2009. Nghi Son-raffineriet var planlagt for bygging nord i landet; kapasiteten, i henhold til den grunnleggende designen, var 10 millioner tonn per år. Igangkjøring var planlagt for 2013–2014. Long Son-raffineriet vil bli lokalisert sør i landet, designkapasiteten er også 10 millioner tonn per år. Prosjektet er i et tidlig utviklingsstadium, partnere og investorer er ikke identifisert. Igangsetting er planlagt i 2016–2020. elleve

Block 09 -3/12 er lokalisert i Yuzhno. Kon Son olje- og gassbasseng, 150 km sørøst for Vung Tau og 20 km øst for White Tiger-feltet. Olje- og gassutsikter er assosiert med oligocen-miocen-avsetninger og krystallinske kjellerbergarter. Det er planlagt å behandle og tolke tidligere utførte seismiske studier, vurdere olje- og gasspotensialet til lovende strukturer i blokken og forberede boring av den første letebrønnen Grunnet at Sea Turtle-feltet ligger i blokkens overlappingssone. 09 -3 med Southern Dragon-feltet i blokk 09 -1 ble det tatt en beslutning om å forene de to feltene til en felles aktivitetssone. I 2010 startet stabil industriell oljeproduksjon ved det kombinerte Southern Dragon - Sea Turtle-feltet, som nådde 12 en million tonn i 2013.

Blokk 04 -3 ligger 280 km sørøst for Vung Tau. Tien Ung - Mang Kau-feltet ble oppdaget innenfor blokken. Olje- og gasspotensialet til blokken er assosiert med oligocene og nedre miocene avsetninger på Bo Cau, Hoang Hac og Kim Loan-strukturene forberedt for boring. I 2013 startet boring av en letebrønn på Bo Kau-strukturen. Blokk 04 -1 ligger nord i South Con Son-bassenget, 250 km sørøst for Vung Tau. I 2012 ble letebrønnen ST-2 X boret ved Son-Tien-B-strukturen. Med hensyn til boreresultatene, utføres spesiell prosessering og tolkning av seismiske data for å identifisere og forberede boring av lovende objekter. 1. 3

Blokk 42 ligger i olje- og gassbassenget Phu Quoc i Thailandbukta, 400 -450 km vest for Vung Tau. Olje- og gassutsikter er assosiert med paleozoisk-mesozoikumkomplekset. En oljekontrakt ble signert i henhold til en PSA. "Joint Activity Agreement" mellom Vietsovpetro JV og PVEP-selskapet (et datterselskap av Petrovietnam Oil and Gas Oil Company) er under utarbeidelse. Blokk 12/11 ligger i Yuzhno. Con Son olje- og gassbasseng, 350 km sør-øst for Vung Tau. Petroleumspotensialet er assosiert med Oligocene og Nedre Miocene forekomster innenfor de identifiserte Thien Nga, Chim Cong, Chim Ung, Hong Hac/Hoang Yen og Quyt strukturene. For å gjennomføre prospektering og leteboring i 2013 er det planlagt 3D seismisk undersøkelsesarbeid på blokken.

15

Det unike med den vietnamesiske sokkelen er oppdagelsen av store forekomster i granitt.

Vietnams olje- og gassindustri er veldig ung. Allerede før borgerkrigen var noen amerikanske selskaper, f.eks. Mobil, forsøkte uten hell å finne olje i Vietnam. Sovjetiske oljearbeidere her brukte for første gang praksisen med å bore ikke på 500-600 m, som vanligvis ble gjort, men på 3000 m, og prøvde å oppdage olje- og gassreserver i dype bergarter.

I 1983, med direkte bistand fra Sovjetunionen, ble det første betydelige oljefeltet, Bakhkho ( Hvit Tiger- "Hvit tiger"). Dens industrielle utnyttelse startet i 1986. Den første gassbrønnen ble lagt i samme område og ga resultater i 1994. Som et resultat av intensivt geologisk letearbeid de neste 12 årene, ble det fastslått at undergrunnen til Vietnam har et tilstrekkelig høyt potensiale å gi landet energiressurser og la det komme inn på verdens oljemarked som eksportør. I følge VR Amoco Statistisk Anmeldelse av Verden Energi for 2001 er bekreftede oljereserver på kontinental- og sokkeldelene av Vietnams territorium anslått til 100 millioner tonn, og naturgassreserver til 190 milliarder m 3 (fig. 1).

Foreløpig eksisterer bare olje- og gassindustrien i Vietnam, og landets ledelse jobber kontinuerlig med å opprette prosesseringsbedrifter. Internasjonale anbud utlyses for hvert foreslått prosjekt. Vinneren inngår en produksjonsdelingsavtale (PSA). Vietnam stiller med land og ressurser, mens den utenlandske partneren leverer utstyr og teknologi til et spesifikt prosjekt. Etter dette deles de produserte produktene i prosentvis i henhold til den inngåtte avtalen, og dersom den utenlandske partneren tidligere ikke fikk ha mer enn 15–20 % av aksjene i fellesforetaket, er det nå tillatt å eie en 50 % eierandel. Det er også mulig å tilbakebetale kostnaden ved avskrivning av utstyr eid av et samarbeidsselskap som produserer olje.

Ris. 1. Kart over den vietnamesiske sokkelen med plasseringen av hydrokarbonfelt (Areshev, 2003): 1 – spredningssoner; 2 – isobater av havbunnen, m;

Ja, et statlig selskap PetroVietnam har allerede inngått mer enn 30 kontrakter på til sammen over 2 milliarder dollar med ledende utenlandske selskaper: Unocal, Mobil, Conoco, britisk Gass, British Petroleum, Statoil(Norge), Petronas(Malaysia), Anzoil(Australia – New Zealand), Idemizu(Japan) og Shell.

Sovjetisk-russisk-vietnamesisk samarbeid

Det er to joint ventures som opererer på det vietnamesiske markedet: VietSovpetro(50/50) og VietRoss. Med deres direkte deltakelse begynte byggingen av et stort oljeraffineri og en 800 kilometer lang oljerørledning i Dung Quat-regionen (Quang Ngai-provinsen), kostnaden for prosjektet er 1,3 milliarder dollar. Anleggets kapasitet skal dekke 65 % av landets behov for petroleumsprodukter som propylen, flytende assosiert gass, diesel og flydrivstoff. Avtalens varighet er 25 år. Det russisk-vietnamesiske fellesforetaket er de facto monopolisten på det vietnamesiske oljemarkedet. VietSovpetro– Den står for 90 % av oljen som produseres i landet. Vietnameserne har ikke gjort noen forsøk på å begrense samarbeidet, tvert imot har de til hensikt å utvide det.

VietSovpetro ble opprettet for 20 år siden, da en avtale ble signert mellom Zarubezhneft og det statlige selskapet PetroVietnam på starten av utviklingen, med bistand fra sovjetisk side, av oljefelt på sokkelen utenfor kysten av Sør-Vietnam. I 1986 produserte feltet med det eksotiske navnet «White Tiger» sin første olje. Nå er den gjennomsnittlige årlige oljeproduksjonen 13 millioner tonn, vekstraten er 15 % per år. I henhold til planene til ledelsen i fellesforetaket vil dette tallet øke til 20–22 millioner tonn i løpet av det neste tiåret. VietSovpetro I dag er det det største og mest suksessrike joint venture med utenlandsk deltakelse i landet. Da joint venture-foretaket ble opprettet i 1981, var dets autoriserte kapital satt til 1,5 milliarder dollar, og for tiden er dens faste kapital 2,8 milliarder dollar Totale inntekter fra salg av råolje for 1991–1998. oversteg 7,5 milliarder dollar, hvorav en betydelig del fylte opp statsbudsjettene til Vietnam og Russland.

For å jobbe på sokkelen bygde Sovjetunionen en base i Vietnam for bygging av boreplattformer (de har totalt VietSovpetro tolv). Et typisk sosialistisk ledelsesprosjekt viste seg å være lønnsomt under markedsforhold. Hvis utenlandske selskaper blir tvunget til å transportere plattformene sine over avstander på tusenvis av kilometer, da VietSovpetro samler dem lokalt, og for andre land i regionen, for eksempel Malaysia, og til og med på bestillinger fra amerikanske og britiske selskaper. Det var ikke uten Zarubezhnefts mekling at Gazprom OJSC dukket opp i Vietnam. Vi snakker om planer om å bygge ut et gassfelt på sokkelen i Sentral- og Nord-Vietnam med reserver, ifølge foreløpige anslag, på 700 milliarder m 3. Arbeidet til den russiske gassmonopolisten i Vietnam begynner, som i tilfellet med VietSovpetro, med opprettelsen av et joint venture. Det nye selskapet skal primært levere gass til vietnamesiske forbrukere, men videre eksport til naboland, som Kina, er ikke utelukket.

Det er utvilsomt ikke bare Russland som er interessert i det vietnamesiske olje- og gasspotensialet. Nylig britisk britisk Petroleum, indisk ONGC og norsk Statoil signerte en avtale med regjeringen i Vietnam om å bygge ut et naturgassfelt på landets sokkel. I løpet av 20 år forplikter selskapene seg til å levere gass til tre vietnamesiske kraftverk og investere rundt 1,5 milliarder dollar i produksjon og transport, men russisk side tror ikke at deres interesser kan krenkes. Russlands posisjon i Vietnam er veldig sterk. Dagens situasjon tilsier imidlertid at russisk side må føre en aktiv og fornuftig politikk. Dessuten, uten å oppdatere ressursgrunnlaget i fem år, produksjon VietSovpetro kan reduseres betydelig.

Et annet faktum gir Russland tillit. Nylig signerte partene dokumenter i henhold til at Vietnam må betale Russland (på prinsippene til Paris Club of Creditor) 1,7 milliarder dollar i løpet av 23 år.Samtidig ble partene enige om at Vietnams gjeld skulle tilbakebetales ved å investere i store mellomstatlige prosjekter, inkludert olje og gass.

Olje- og gassfelt og deres bruk

Til dags dato har 10 viktigste hydrokarbonreservoarer blitt utforsket i landet, og tilstedeværelsen av olje og gass er bekreftet i fire av dem (deltaene til elvene Red, Mekong, South Con Son og Tho Tu). Spesiell oppmerksomhet rettes mot utviklingen av gassfelt på hyllene i Tonkinbukta og Thailandbukta. Offshore-sonen i Vietnam er 327,9 tusen km 2 og fem hovedoljefelt blir for tiden utviklet på den: Bach Ho ( Hvit Tiger) - siden 1986, 150 km sørøst for byen Vung Tau, produksjonsvolumer - 7 millioner tonn per år med utsikter til å øke produktiviteten til 8,5 millioner tonn i 2000 og opp til 13 millioner tonn innen 2005; Daihung - siden 1994, med en kapasitet på 565 tusen tonn per år; Rong - siden 1994, med en kapasitet på 475 tusen tonn per år; Bungkekwa - 755 tusen tonn per år; Rangdong - med utsikter til opptil 12,1 millioner tonn per år.

Det er imidlertid fortsatt motsetninger (gjensidige krav) med Kina angående eierskapet til Paraceløyene, Spratlyøyene og tilstøtende sokkelområder, samt sokkelen i den nordlige delen av Bakbobukta (Tonkin) og det omstridte vannområdet i Thailandsbukta, som er hevdet av Malaysia, er leting og industriell utvikling av omtrent halvparten av det lovende olje- og gassområdet fortsatt svært problematisk.

Det første Bahkho-gassfeltet begynte å produsere produksjon i 1994 (et joint venture PetroVietnam – Hyundai), etterfulgt av Tien Hai-feltet oppdaget i 1970 (med en produktivitet på 110 millioner m 3 per år) og Nam Con Son. Totale bekreftede naturgassreserver er 190 milliarder m3, og anslåtte reserver er 325 milliarder m3 (iht. OSS Energi Informasjonsadministrasjon fra desember 1998). Ved utgangen av 2000 økte Vietnam gassproduksjonen til 3–4 milliarder m 3 . Med bistand fra en amerikansk bedrift Mobil Det ble utarbeidet en masterplan for utvikling av gassindustrien for perioden frem til 2010.

Økningen i gassproduksjonsvolumer er knyttet til videreutviklingen av landets elektrisitetsnett. Det største gasskraftverket, Fumu, bygges, med en total kapasitet på 3600 MW innen 2010. Muligheten for å bygge en rekke kjemiske virksomheter med naturgass som råstoff vurderes.

Som kjent oppdaget tidligere koreanske selskaper, i samarbeid med utenlandske partnere, et oljefelt utenfor kysten av Vietnam. Dette feltet, som ligger på 47 meters dyp, 180 kilometer nordøst for Ho Chi Minh-byen, antas å ha oljereserver på 570 millioner fat. Det var planlagt at nettoinntekten til koreanske selskaper skulle være minst 800 millioner dollar, inkludert alle investeringskostnader. I konsortiet opprettet for å utforske og utvikle vietnamesiske oljefelt, har Korean National Petroleum Corporation og SK Corporation henholdsvis 14,25 og 9 % aksjer, et amerikansk selskap Conoco– 23,25 % aksjer. Resten av aksjene er kontrollert PetroVietnam– 50 % og Geopetrol– 3,5 %. Den første boringen i området for det oppdagede forekomsten ble utført i august 2000, og ytterligere testing - i mai 2001. Takket være deltakelsen fra koreanske selskaper i dette prosjektet, vil Korea kunne motta rundt 28,6 tusen tonn pr. dag, eller 10 % av råoljen den trenger olje fra Vietnam, noe som vil redusere dens avhengighet av oljeforsyninger fra felt i Midtøsten betydelig. For øyeblikket er Korea tvunget til å importere 77 % av sin råolje fra Persiabukta-regionen.

Geologi og geologisk utforskning

Sokkelvannet sør i Vietnam, der Vietsovpetro JV utførte geologisk letearbeid, er begrenset til Cuu Long- og South Con Son-depresjonene, atskilt av Con Son-stigningen. Dette er et område med ung innsynkning, preget av akkumulering av et tykt lag av forferdelige og kjemogene-terrigene sedimenter fra Oligocene-Pliocene alder. Blant dem er kropper av effusive bergarter ganske utbredt. I de mest nedsenkede områdene av forsenkningene antas tilstedeværelsen av eldre paleogene avsetninger. Avsetningene ligger på den erosjonelle overflaten av en heterogen krystallinsk kjeller sammensatt av granitoider av forskjellige sammensetninger. Alderen til kjellerbergartene, ifølge de begrensede tilgjengelige dataene, er sent trias – tidlig kritt.

Geologiske studier av sokkelen til Sør-Vietnam begynte på slutten av 1960-tallet. bedrifter Dorn,Shell, Mobil Olje, Maraton, Pecten, og senere Deminex, Agip, Bue Walley etc. Innenfor vannområdet for aktiviteten til Vietsovpetro JV ble det utført aeromagnetiske studier, rundt 30 tusen km med regionale og detaljerte seismiske profiler ble utarbeidet, og ni letebrønner ble boret.

Systematisk arbeid med utvikling av olje- og gassressurser på kontinentalsokkelen sør i Vietnam startet i 1981 etter opprettelsen av Vietsovpetro joint venture. JVs driftsområde dekket syv hylleblokker med et samlet areal på rundt 50 tusen km 2 . Det inkluderte nesten hele Cuu Long-depresjonen og den nordlige delen av South Con Son-depresjonen. I følge foreløpige estimater utgjorde de potensielle geologiske hydrokarbonressursene i dette vannområdet langs den sedimentære seksjonen i Nedre Oligocen og Nedre Miocen 6 200 millioner tonn drivstoffekvivalenter (utvinnbart - omtrent 1 800 millioner tonn). Deretter ble aktivitetsområdet til joint venture fokusert på akselerert leting og utvikling av White Tiger-feltet. Dette var et eksepsjonelt mål med olje tilstede i granittkjelleren under Paleogen-sedimentene. En slik oppdagelse i praksisen med olje- og gassarbeid anses som revolusjonerende. Etter dette ble vannområdene som inneholdt nesten 60 % av de opprinnelige ressursene i Cuu Long-depresjonen og fullstendig i South Con Son-bassenget ekskludert fra omfanget av fellesforetakets arbeid. I 1996 hadde imidlertid fellesforetaket fullført 63,4 tusen km med seismiske undersøkelser, inkludert 15 tusen km med romlige (tredimensjonale) undersøkelser. Det ble boret 34 prospekterings- og letebrønner, og tilsig av olje og gass ble hentet fra 28. 7 forekomster er oppdaget, tre av dem: White Tiger, Dragon og Daihung er klassifisert som store. Det er utført et stort forskningsarbeid for å studere den geologiske strukturen og olje- og gasspotensialet i regionen.

Hovedarbeidsområdet til fellesforetaket er Cuu Long-depresjonen med et område på rundt 30 tusen km 2. På fastlandssiden er den begrenset av Chatan-monoklinen, i sørøst av Con Son-stigningen. Innenfor bassenget skilles de sentrale Cuu Long- og South Cuu Long-trauene, atskilt av den sentrale løftingen. I kummer er kjelleroverflaten på en dybde på 6,5–8 km, i de høyest forhøyede blokkene i Sentralløftet – på en dybde på 2,5–3 km. Et karakteristisk trekk ved depresjonens geologiske struktur er tilstedeværelsen av store, flere titalls kilometer lange og med en amplitude på opptil 1 500–1 600 m, synsedimentære forkastninger og normale forkastninger, samt mange mindre forkastninger. Nordøst-trendende forkastninger forårsaket dannelsen av White Tiger-horststrukturen med høy amplitude, hovedelementet i Central Uplift. Innenfor Cuu Long-depresjonen er det identifisert et betydelig antall antiklinale strukturer, dannet som et resultat av flerretningsbevegelser av kjellerblokker. Strukturer av en ikke-antiklinal type er utbredt, assosiert med litologiske erstatninger, pinch-outs, tilstøtninger av sand-siltsteinshorisonter til kjelleren, samt med intraformasjonell erosjon.

I South Con Son-depresjonen utførte Vietsovpetro arbeid bare innenfor den nordlige delen, på Dai Hung- og Thanh Long-strukturene. Den første tilsvarer en høyt forhøyet kjellerblokk (overflaten er plassert på en dybde av 2600 m); i den andre antas krystallinske formasjoner å være på en dybde på mer enn 6000–7000 m.

I samsvar med eksisterende ideer om den geologiske strukturen og oljeinnholdet i Cuu Long- og South Con Son-depresjonene, ble de første letebrønnene boret i buene til de største og mest forhøyede antiklinale strukturene. Opprinnelig var hovedobjektene for søk fryktelige forekomster av nedre oligocen og nedre miocen. Krystallinske kjellerformasjoner ble ikke ansett som lovende. Strukturene til Central Uplift, Chatan-monoklinen, South Conson-depresjonen og Priconson-monoklinen ble suksessivt involvert i leteboring. Dette gjorde det mulig å rimelig vurdere det industrielle potensialet til en betydelig del av vannaktivitetsområdet til Vietsovpetro joint venture.

De første letebrønnene produserte forskjellige oljeinnstrømninger og oppdaget feltene White Tiger (1984), Dragon (1985), Tamdao og Daihung (1988), Bavi og Baden (1989), Wolf (1990). I alle felt, bortsett fra Tamdao-feltet, viste sedimenter fra Nedre Oligocen og Nedre Miocen seg å være produktive; I Tam Dao-feltet ble det hentet mindre oljestrøm fra kjelleren.

I forbindelse med oppdagelsen av en unik forekomst i kjelleren ved White Tiger-feltet i 1988, endret søk- og leteretningene seg objektivt.

Hovedfunnet til Vietsovpetro joint venture er White Tiger-feltet, stort i reserver og unikt i geologisk struktur og olje- og gassinnhold. Omtrent 70 % av de opprinnelige geologiske reservene i kategoriene C 1 + C 2 er konsentrert her. Den er preget av et stort volum oljemettede granitoider, en kjelleravsetningshøyde på minst 1300 m, og en stor akkumulert produksjon av vannfri olje. Brønner her ble boret til 5.014 m dyp, men selv på disse nivåene ble det ikke funnet bunnvann. Forekomstene fra nedre og øvre oligocen og nedre miocen er også produktive. White Tiger-strukturen er en stor horst-antiklinal løft dannet av nordøst-trenende langsgående kondimentære forkastninger. Deres amplitude langs overflaten av fundamentet når 1 500–1 600 m. White Tiger-avsetningen er allerede blitt ganske godt utforsket.

Drageforekomsten ligger nær White Tiger-forekomsten og artikulerer med den en echelon. Feltet er begrenset til en kompleks struktur og består av to frakoblede deler som ikke har en felles oljebærende kontur for noen forekomst. Konvensjonelt inkluderer Dragon-forekomsten små lokale strukturer knyttet til oppløftede kjellerblokker på Prikonson-monoklinen.

Til tross for at dragestrukturen, i likhet med White Tiger, ligger innenfor Central Rise, er strukturen deres betydelig forskjellig - dragestrukturen er ikke en horst, det er ingen langsgående brudd. Strukturen til de sedimentære lagene ved begge avsetningene er omtrent lik. Dragon-feltet har samme stratigrafiske produktivitetsområde som White Tiger-feltet, men reservene er betydelig mindre. Hoveddelen av dem er konsentrert i det sentrale området (borehull 16–109) og er begrenset til nedre miocene avsetninger. Avsetningene er sammensatte kropper som består av mellomliggende tynne permeable sand-siltsteins- og leirholdige lag. Fundamentformasjonene er vannførende helt opp til overflaten.

I den nordøstlige delen (brønn 3–7) hentes industrielle strømmer av olje og gass fra forekomster fra nedre miocen, øvre og nedre oligocen, og en mindre tilstrømning av olje fra kjellerformasjoner hvor oljereservoaret er underlagt vann.

Den vannnære delen av Dragon-forekomsten er ganske godt utforsket, og potensialet er pålitelig vurdert. Hovedutsiktene for å lete etter nye forekomster her er assosiert med nedre oligocene avsetninger utviklet innenfor den enorme østlige fløyen av strukturen. Ifølge tilgjengelige geologiske og geofysiske data er deres tykkelse mye større enn i områdene som er studert ved boring. Her utvikles det utallige feller av ikke-antiklinal type, tektonisk og litologisk skjermet, i tilknytning til kjellerflaten, under erosjonsflater (ukonformiteter).

En eller to brønner ble boret i andre lokale strukturer (blokker) av Prikonson-monoklinen. I brønnen 11 høyhastighets oljetilsig ble hentet fra kjellergranitoider og nedre oligocene sedimenter, i brønn. 14 - fra kjellerformasjoner; Nedre oligocene avsetninger i buen av strukturen eroderes.

Utforskningen av ressurser generelt for Vietsovpetro joint venture er ganske høy - reserver i kategori C 1 er 61,5%, og kategori C 3 - bare 18,1%. Tatt i betraktning denne indikatoren, så vel som det begrensede aktivitetsområdet til foretaket og den geologiske og geofysiske informasjonen som er tilgjengelig på den, kan det sies at det ikke er grunnlag for å forutsi oppdagelsen av nye forekomster her med betydelige reserver. Samtidig lar de eksisterende ikke-lokaliserte lovende ressursene i kategori C 3 ved Dragon-feltet oss håpe på oppdagelsen av flere felt (forekomster) - satellitter, muligens lønnsomme for utvikling. Det reelle grunnlaget for å øke industrielle reserver er reserver av kategori C 2.

JV Vietsovpetro har utviklet et geologisk leteprogram. Det bestemmes av de faktiske resultatene av geologisk leting å studere oljeinnholdet i individuelle områder og produktive feltkomplekser; størrelsen og strukturen til uoppdagede reserver og ressurser i kategoriene C 2 og C 3; bedriftens tekniske og økonomiske evner. I samsvar med disse faktorene er det formulert to hovedretninger for geologisk letearbeid.

1. Ytterligere utforskning av allerede oppdagede oljeforekomster og søk etter nye ved de mest lovende objektene (områder, blokker) av Dragon-feltet (området). For å implementere denne retningen er det planlagt å bore flere brønner i de perifere områdene av Dragon-strukturen. Dette vil gjøre det mulig å overføre minst 50 % av reservene i kategori C 2 og om lag 30 % av ressursene i kategori C 3 til kategori C 1.

2. Ytterligere utforskning av den sørlige buen til White Tiger-forekomsten og letingen etter nye forekomster i oligocene avsetninger og kjellerformasjoner i dens individuelle blokker. For å implementere det er det planlagt å bore ytterligere brønner.

Gjennomføringen av dette programmet vil styrke ressursgrunnlaget for oljeproduksjon i årene som kommer. Å gi et langsiktig perspektiv for virksomheten til et fellesforetak krever fundamentalt nye løsninger.

Konsepter for dannelsen av unike forekomster i granitoider

De første geologiske reservene til grunnforekomsten til White Tiger-feltet ble tidligere estimert til 600 millioner tonn, og Oligocene-avsetningene - 150 millioner tonn, som totalt utgjør mer enn 750 millioner tonn olje. Beregninger viste at når generasjonspotensialet til oligocene forekomster ble realisert innenfor oljeinnsamlingsområdet rundt White Tiger-feltet, kunne oljeforekomster bare dannes i selve oligocene komplekset.

Dataene innhentet tilbakeviser de etablerte tradisjonelle ideene om mekanismen for dannelse av oljeforekomster i kjelleren på White Tiger-feltet bare på grunn av ressursene til oligocene sedimenter. Tilsynelatende inneholder granittfundamentet sine egne ekstra hydrokarbonkilder for akkumulering av oljeforekomster i reelle parametere.

Mange forskere merker seg at dannelsen av hydrokarbonansamlinger i kjelleren på plattformområder kan oppstå både på grunn av tilstrømningen av hydrokarboner fra tilstøtende sedimentære lag, og på grunn av kjellerens eget hydrokarbonpotensial. De fleste av granitoidene som utgjør grunnlaget for plattformområder, så vel som hele "granitt"-laget av jordskorpen, er ikke så mye av magmatisk som av metamorf opprinnelse. Dannelsen av granittbergarter kan forekomme i subduksjonssoner når en oseanisk plate synker under en øybue eller under en aktiv kontinentalmargin. Havenes basaltiske skorpe, sammen med pelagiske sedimenter, faller til betydelige dyp med stadig økende temperatur og trykk. Under påvirkning av disse faktorene mister kjellerbergarter og sedimentært dekke gradvis bundet vann, overflødig silika, alkalier og litofile elementer. Prosessen med dehydrering av havskorpen skjer gjennom en kompleks flertrinnsreaksjon. Vannet som frigjøres er vanndamp, som har en svært høy alkalisk reserve.

På den ene siden fjerner varmtvann-mineralstrømmen overskuddsvarme fra subduksjonssoner, og på den annen side metter den litosfæren med væsker rike på silika og alkalier. Som et resultat blir jordskorpen beriket med oksider av kalium, natrium, aluminium, silisium og andre forbindelser som er typiske for "granitt" laget. Som et resultat fører dette til granitiseringsprosesser og utseendet til andesitisk magmatisme.

Mekanismen for metning av krystallinske kjellerbergarter med naftidvæske er også nært knyttet til den foreslåtte modellen for tilblivelsen av granitoider. De primære sedimentære kompleksene (Jura, kritt og tidlig paleogen alder), som deltok i prosessene med akkresjon, granitisering og dannelsen av "granitt"-skorpen på Sunda-sokkelen, inneholdt også spredt organisk materiale. Den termiske vann-mineralstrømmen hadde en temperatur og metasomatisk effekt på de overliggende sedimentære lagene. I dette tilfellet ble en del av det organiske materialet (OM) smeltet i submagmatiske kamre, men den store massen kunne godt ha blitt bevart og blitt grunnlaget for dannelsen av ulike typer naftid-genererende systemer:

– hardt karbon, antraxolitt-lignende ansamlinger;

– spredt, sorbert, lett;

– innkapslede gass-flytende hydrokarboner (C 2 – C 6), etc.

Nesten samtidig med dannelsen av "granitt"-laget i Sunda-sokkelskorpen, oppstår det også hydrokarbonvæsker, som er inkludert i den generelle vann-mineralstrømmen, med hvilken de kommer inn i sedimentære bergarter i øybuen.

Et viktig argument for den foreslåtte ideen er påvisning av hydrokarbongasser i bobler innkapslet i granitter i denne regionen. Spesielle studier utført ved VNIIgeoinformsystems identifiserte og analyserte gass-væskevæsker som danner inneslutninger i fundamentprøver av White Tiger og Dragon-feltene. Kun væsker fra lukkede hulrom ble isolert og analysert, som kun kunne oppnås ved mekanisk destruksjon av prøven under høyvakuumforhold. Disse væskene er innkapslet i kapillærer, mineralvekstkanaler og hulrom av spesifikke mineralstrukturer i form av separate inneslutninger (vakuoler).

Inneslutningene inneholder et relativt høyt innhold av hydrokarbongasser C 2 – C 6 og høyere. I granitt løftet fra en dybde på 4584,1 m (brønn 442 White Tiger) nådde innholdet av C 4 H 10 11,6 cm 3 /kg, C 5 H 12 - 11,2, C 6 H 14 - 11, 9 cm 3 / kg rase. Dette indikerer, ifølge Moskva-forskere, at den primære kilden til hydrokarboner kan være sedimentære bergarter, både de som deltok i rekrystallisering og granitisering, og de som ble trukket inn i subduksjonssoner. En slags vann-mineralstrøm oppsto, mettet med hydrokarbongasser. Sistnevnte kunne fanges og innkapsles i vakuolene til granitiserte bergarter.

Hvis vi antar at det gjennomsnittlige innholdet av hydrokarbongasser er 15 cm 3 /kg, så i det 10 kilometer lange "granitt" laget av skorpen i Cuu Long-depresjonen alene, med et område på 20 tusen km 2, omtrent 10 billioner m 3 hydrokarbongasser, hovedsakelig metan, finnes i dispergert form.

Deltakelsen av hydrokarbonvæske i "gasspusten" av jordens indre og, som en konsekvens, innkapslingen av hydrokarbongasser i form av inneslutninger i mikrosprekker av bergarter og grunnmineraler, har blitt notert av en rekke forskere for andre regioner av gamle og unge plattformer.

Som et resultat av bevegelsen av hydrokarbonstrøm fra bunn til topp, observeres en klart definert vertikal sonering i distribusjonen av oljer i White Tiger-feltet: lette oljer i kjelleren og nedre oligocene sedimenter, tyngre oljer i øvre oligocene og nedre Miocene bergarter. Denne soneinndelingen er forklart av det faktum at prosessen med oljedannelse skjer i kjelleren på det nåværende tidspunkt. Ankomsten av nye, friske porsjoner "fortynner" oljen, noe som gjør den relativt lett, mens oljer fra øvre oligocen - nedre miocen som ligger høyere opp i seksjonen, som ikke er knyttet til denne kilden, har mistet deler av sine lette fraksjoner.

Ved å oppsummere argumentene ovenfor, kan vi foreslå at i løpet av dannelsesperioden av "granitt" laget, på grunn av granitisering av primære sedimentære lag, fant prosessen med transformasjon av dispergert OM til hydrokarboner i oljeserien sted. Under strenge termobariske forhold ble det generert lette hydrokarbonfraksjoner, som dannet grunnlaget for oljeforekomsten i kjelleren på White Tiger og Dragon-feltene. I tillegg satte hydrokarbonvæsker som stiger opp fra undertrykkssoner sammen med vann-mineralstrømmen seg i magmatiske og sedimentære bergarter når termobariske forhold endret seg. Gjennom sprekker og andre kanaler kan flytende hydrokarboner fra kjelleren trenge inn i de nedre oligocene avsetningene.

Hvis vi aksepterer den uttalte ideen om dannelsen av olje i kjellerbergartene på Sunda-sokkelen, vil de potensielle oljeressursene til White Tiger-feltet øke betydelig. I tillegg kan den foreslåtte mekanismen for olje- og gassdannelse utvides til nærliggende strukturer som ligger i virkningsområdet for rifter eller skyvesoner og har geologiske forhold som ligner på White Tiger-feltet.

Som allerede nevnt, i 1988, ble det unike oljefeltet White Tiger oppdaget i de frakturerte granitoidene i den mesozoiske kjelleren i Cuu Long-bassenget. Den har en påvist tykkelse på mer enn 1600 m og et volum oljemettede granitoider på 88,2 milliarder m 3. Denne oppdagelsen intensiverte letearbeidet på formasjonene av den magmatiske kjelleren på sokkelen til Vietnam og i regionen som helhet, og i andre områder av verden.

Til tross for tilstedeværelsen i verden av flere hundre forekomster begrenset til magmatiske og metamorfe kjellerbergarter, er White Tiger-forekomsten unik både når det gjelder reserver og produksjonsnivåer. I løpet av 13 år med leting og utvikling av oljeforekomster i fundamentet av feltet, er om lag 100 millioner tonn allerede produsert.

Mekong-olje- og gassbassenget (spesielt Cuu Long-bassenget) er det første området på den vietnamesiske sokkelen hvor kraftige oljesprengere ble produsert fra oppsprukket granitoid kjellerhyller. Ved White Tiger-feltet ble det oppnådd et oljestøt med en strømningshastighet på ca. 2.830 t/dag fra 3.150 meters dyp.

La oss huske at grunnlaget for White Tiger er en stor horst-antiklinal løfting av en kompleks struktur, som måler 22×9 km. Den består av tre hvelv - sørlige, sentrale og nordlige. Strukturen er brutt av en rekke forkastninger, hovedsakelig av submeridional streik og underordnede sublatitudinelle forkastninger. For tiden er det boret mer enn 120 lete-, produksjons- og injeksjonsbrønner i fundamentet, som gir mer enn 90 % av den totale oljeproduksjonen i feltet (fig. 2).

Ris. 2. Geologisk profil av Vietnam-sokkelen (Areshev, 2003):
1 – geologisk profil av den vietnamesiske sokkelen, som illustrerer granitoidprojeksjonene av kjelleren; 2 – skjematisk profil av White Tiger-forekomsten

De fleste brønnene på White Tiger som er boret på fundamentet er høyutbytte (gir mer enn 1000 tonn/dag). Den eksponerte tykkelsen på de magmatiske kjellerbergartene når 2 000 m. Den nedre grensen til forekomsten er betinget etablert til en absolutt dybde på 5 014 m. Oljeførende reservoarer er oppsprukket-kavernøse reservoarer, hvis hulrom er representert av makro- og mikro -sprekker, isometriske huler og matrisehull. Det unike med White Tiger-feltet ligger først og fremst i den store tykkelsen av den produktive delen, der oljeholdige bergarter hovedsakelig er unge granitoider fra sen kritt.

Når det gjelder mineralsammensetning, er delen av White Tiger påtrengende massiv representert av granitter, granodioritter, kvartsdioritter, monzodioriter, amfibolleucodioriter (dioriter), overgangen mellom disse er ikke alltid tydelig nok. I tillegg er massivet kuttet av tallrike diker av komagmatiske oligocene vulkanske bergarter, representert av diabaser, basalter og trachybasaltiske porfyritt, og danner lavadekker over kjelleren.

Det ser ut til å være mulig å generalisere disse fenomenene ved hjelp av matematiske modeller. Hovedproblemet som oppstår langs denne veien er at disse væskeprosessene er multifaktorielle og multiparametriske. Blant dem er det vanskelig å skille ut bare én dominerende faktor som kan forenkles og skjematiseres.

Utgave: Moskva, 2010, 10 sider, UDC: 550.8.02

Språk(er) russisk

Arbeidet er viet analyse av sprekkesystemer (brudd og forkastninger) utviklet i kjellerbergartene og sedimentært dekke ved White Tiger-feltet. Med bruddsystemer mener vi hele settet av bergartsdiskontinuiteter av forskjellige ranger (fra mikrosprekker til forkastninger), registrert ved forskjellige forskningsmetoder og med en annen skala, men typisk for en bestemt forskningsmetode. Målet med forskningen var å differensiere hele variasjonen av bruddsystemer utviklet i kjellerbergartene i White Tiger-feltet, basert på deres permeabilitet for filtrering av væsker under utnyttelsen av forekomsten. En grafisk illustrasjon av analyseresultatene gjør at vi kan visualisere distribusjonsmønstrene til bruddsystemer i sedimentdekket og i kjelleren på White Tiger-feltet.

Publikasjon: FSUE VNIGRI, Moskva, 2012, 17 sider, UDC: 552.578.061.43:552.3, ISBN: 2070-5379

Språk(er) russisk

Det presenteres informasjon om industrioljeinnholdet i ukonvensjonelle objekter og konsentrasjonen av hydrokarboner i granitoidreservoarer. De geologiske egenskapene til verdens bratteste avsetninger er gitt. Spesiell oppmerksomhet rettes mot beskrivelsen av oljeinnholdet på den vietnamesiske sokkelen, hvor unikt produktive felt er oppdaget. Det gis en kritisk vurdering av resultatene av geologisk letearbeid på fundamentet i Tataria.

Det industrielle olje- og gasspotensialet til fundamentering av plattformområder er et av de aktivt diskuterte problemene i moderne olje- og gassgeologi. Diskusjonen ble intensivert av oppdagelsen i 1988 av en unik oljeforekomst i granittene i den mesozoiske kjelleren på den sørlige Vietnam-sokkelen i White Tiger-feltet.

Dette problemet oppsto imidlertid tidligere. Det dateres tilbake til mottaket av en industriell tilstrømning av olje og gass fra oppsprukket granitt i Panhandle-Hugoton-feltet (USA) i desember 1918. I 1925, i det gigantiske oljefeltet La Paz (Venezuela), var det mer en oljeforekomst i kjelleren.

For tiden er mer enn 450 felt med industrielle ansamlinger av olje, gass og kondensat kjent i kjelleren til 54 olje- og gassbassenger i verden [Gavrilov. Gulev. Knreev. 2010].

Korte karakteristikker av oljefelt i granitoid bergarter

Ansamlinger av olje og gass i magmatiske og metamorfe kjellerbergarter og forvitringsskorper er oppdaget på nesten alle kontinenter og i verdenshavet. Men til tross for funn av industriforekomster i kjelleren, inkludert store, utføres målrettede søk etter hydrokarbonforekomster i kjelleren, spesielt i magmatiske bergarter, i begrensede mengder. Dette er på grunn av dette. at arten av kapasiteten til kjellerbergartene ikke er klar, er det ikke utviklet metoder for å identifisere reservoarer i krystallinske bergarter, deres åpning og utvikling.

Utgave: Tomsk Polytechnic University, Tomsk, 2012, 4 sider, UDC: 550.84:551.8

Språk(er) russisk

White Tiger (Bach Ho)-feltet ligger på den sørlige sokkelen av SR Vietnam i blokk 09–1, 120 km sørøst for havnebyen Vung Tau, den viktigste produksjons-, tekniske og forsyningsbasen til Vietsovpetro joint venture (fig. . 1). Oljeavsetninger ble funnet i nedre miocen og oligocen sand-siltsteinsforekomster, og også, i motsetning til foreløpige forventninger, i oppsprukket granitoidreservoar i kjelleren. Det sjeldne tilfellet med å oppdage industrielle ansamlinger av olje i krystallinske bergarter tiltrekker seg spesiell oppmerksomhet. White Tiger-feltet har blitt det største feltet i den oljeførende provinsen, begrenset til den sentrale hevingen av Cuu Long-bassenget.

For å gjenopprette historien om dannelsen av hydrokarbonakkumulasjoner i jordens indre og rekonstruere betingelsene for naftiogenese, er en detaljert studie av sammensetningen av organisk materiale spredt i bergarter nødvendig, spesielt fordelingen av kjemofossiler i den, som arvet egenskapene til deres struktur fra biologiske forgjengere. Sammensetningen av disse strukturene bestemmes først av alt av den innledende biomassen og de påfølgende stadiene av transformasjonen.

Komplekset av kjemofossiler (den individuelle sammensetningen av isoprenoid og normale alkaner, innholdet av metalloporfyriner og perylen), så vel som sammensetningen av fenathrener, som vi valgte for forskning, lar oss bedømme ansiktsgenetiske natur av det organiske materialet som er tilstede. i steinene. Tilstedeværelsen av komplekser av porfyriner med vanadyl (VO-p) i organisk materiale indikerer således den overveiende marine genesen av organisk materiale og reduserende forhold under sedimentering. Tilstedeværelsen av nikkelporfyriner (Ni-p) indikerer fravær av hydrogensulfidforurensning av naturlig vann under sedimentering og tidlig diagenese av organisk materiale. Prilene, utbredt i innsjøer, finnes også i kystområder i havet og er fraværende i dyphavsfacies. Isoprenoid hydrokarbonforhold

pristan (P) og fritan (F) kan brukes til å vurdere redoksforholdene i sedimentasjonsbassenget. Det bør imidlertid tas i betraktning at, sammen med det oksiderende miljøet, kan det økte innholdet av pristan i sedimenter skyldes et betydelig bidrag fra dyreplankton og bakteriell biomasse i organisk materiale. Sammensetningen av n-alkaner karakteriserer deltakelsen av visse grupper av bioprodusenter i dannelsen av sammensetningen av organisk materiale. De viktigste hydrokarbonene i planteplankton er C15 og C17 n-alkaner. Terrestrisk vegetasjon er preget av overvekt av C27, C29 og C31 n-alkaner. Kysttang domineres av C21, C23 og C25 homologer.<...>

De siste årene har relevansen av å studere disse problemstillingene økt betydelig over hele verden, både i forbindelse med oppdagelsen av nye store olje- og gassfelt i kjelleren, og med gradvis uttømming av hydrokarbon (HC) reserver i felt med terrigene og karbonatbergarter.

I republikken Vietnam overstiger andelen oljeproduksjon fra kjellerforekomstene til White Tiger, Dragon, Black Lion og andre felt 90 % av den totale oljeproduksjonen. Derfor blir studiet av spørsmål om kontroll og regulering av utviklingen av disse feltene mer relevant og har faktisk stor praktisk betydning i olje- og gassfeltpraksis.

Oljeforekomster i kjelleren er ofte bestemt av komplekse geologiske og termodynamiske forhold. Følgelig er analysen og reguleringen av utviklingen av felt med slike forhold ikke bare av vitenskapelig interesse, men også av ekstremt stor praktisk betydning både for republikken Vietnam og for hele verden. Avhandlingsarbeidet analyserte og regulerte utviklingen av granitoidreservoarer i den krystallinske kjelleren på det store White Tiger-feltet på sokkelen i Sør-Vietnam.