Funksjoner ved den geologiske strukturen og dynamikken til endringer i hovedindikatorene for utviklingen av White Tiger-feltet på Vietnam-sokkelen. White Tiger-feltet Innovativ utviklingsteknologi på White Tiger-feltet

UDC 550.84:551.8

GENESIS OF OLJE I DET HVITE TIGERFELT (VIETNAM) I HENHOLD TIL DATA OM SAMMENSETNING AV METTEDE ACIKLISKE HYDROKARBONER

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

Tomsk Polytechnic University *Institute of Petroleum Chemistry SB RAS, Tomsk E-post: [e-postbeskyttet]

De generelle egenskapene til sammensetningen av dispergert organisk materiale av miocene og oligocene bergarter innenfor White Tiger-feltet (Vietnam) er beskrevet og sammenlignet med de tilsvarende egenskapene til oljer.

Nøkkelord:

metalloporfyriner; dispergert organisk materiale; porfyriner; katagenese; planteplankton.

Metalloporfyriner, dispergert organisk materiale, porfyrin, katagenese, planteplankton.

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). Oljeforekomster 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 redoksforhold 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.

For å bestemme graden av termisk modenhet av organisk materiale, brukte vi CPI - forholdet mellom konsentrasjonen av n-alkaner med et oddetall karbonatomer i molekylet til "jevn" n-alkaner, samt den beregnede reflektiviteten til vitrinitt (Rc), basert på forskjellen i den termiske stabiliteten til individuelle isomerer av metylfenatrener. Rc korrelerer godt med reflektiviteten til vitrinitt (% Rm) i området av dens verdier som tilsvarer hovedsonen for oljedannelse fra kerogen.

Materialet som er akkumulert til dags dato på komposisjonstrekkene til dispergert organisk materiale og oljer fra White Tiger-feltet har vist at de geokjemiske parameterne til hydrokarbonbiomarkører for dispergert organisk materiale i bergarter og kjelleroljer har store forskjeller. Dataene som er innhentet indikerer at kjellerbergarter ikke har noe å gjøre med generering av oljefyllingshuler i kjelleren. En viktig rolle for oljedannelse i White Tiger-feltet spilles av bergarter fra nedre oligocen og øvre oligocen og nedre miocen og eocen. Analyse av sammensetningen av oljer fra White Tiger-feltet viste tilstedeværelsen av to grupper av oljer med ulik opprinnelse. Den første er oljer fra kjelleren og Olinocen, og den andre er fra miocen.

Hensikten med denne studien var å karakterisere sammensetningen av dispergert organisk materiale i miocene og oligocene bergarter innenfor White Tiger-feltet (Vietnam) og sammenligne den med de tilsvarende egenskapene til oljer.

Kjennetegn på objekter og forskningsmetoder

Ekstraksjon av bitumen ble utført med en 7% løsning av metanol i kloroform ved bruk av et Teca-101 Cox1ec NT-system. Fenantren, perylen og metalloporfyriner ble konsentrert ved kromatografisk separasjon av bitumen på aluminiumoksydkolonner. Innholdet av metalloporfyriner og perylen i kromatografiske fraksjoner ble bestemt ved elektronspektroskopi ved bruk av intensiteten til absorpsjonsbånd ved R = 550 nm (for M-r), 570 nm (for UO-r) og 435 nm (for rerimelen) ved bruk av ekstinksjonskoeffisienter i beregninger henholdsvis 2,7-104, 2,9-104, 4-104 l/(mol.cm). Sammensetningen og fordelingen av alkaner og fenathrener ble studert ved gass-væskekromatografi (GLC) ved bruk av en 8E-54 stasjonær fase og en flammeioniseringsdetektor. Identifikasjon av forbindelser ble utført ved retensjonstid

ved sammenligning med eksisterende og publiserte data. Basert på kromatogrammene for gass-væskekromatografi, ble den maksimale molekylvektfordelingen av n-alkaner bestemt, parametrene for sammensetningen av alkaner ble beregnet: forholdet P/F, P/n-C17, P/n-C18 og KPI, basert på sammensetningen av fenathrener - metifenetrenindeks MPI = 1,5 (2MP+3MP)/(P+1MP+9MP) iKs - beregnet reflektivitet av vitrinitt (Rc=0,6MPI+0,4).

Resultater og diskusjon

Kjennetegn på potensielle kildebergarter i White Tiger-feltet. I de aller fleste bergartsprøver (bortsett fra Miocen-1-kjernen) ble VO-р funnet i lave konsentrasjoner (fra 3 til 31 nmol/g); Ni-р er fraværende i Miocen-1-prøvene (tabell 1) . Samtidig inneholder bergarter fra Miocene og Oligocene-3 klorpigmenter, hvis bevaring i sedimenter er lettet av hydrogensulfidforurensning. Dette kan være årsaken til fraværet av porfyrinkomplekser med nikkel i dem. Det organiske materialet til slike bergarter er som regel beriket med vanadium, vanadylporfyriner og organosulfurforbindelser.

Legende

e-*U - Lovende strukturer - Gassfelt

Ш - Oljefelt - Olje- og gassfelt

| Drage | - Under utvikling | lantay| - Forberedt for utvikling

Ris. 1. Oversiktskart over området på sokkelen i det sørlige Vietnam

Tabell 1. Innhold av metalloporfyriner og perylen i bergarter av White Tiger-forekomsten

Kern Vietnam

Miocen 1 Miocen 2 Oligocen 1 Oligocen 2

Dybde, 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

F/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

KPI(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

Fordelingen av parafinhydrokarboner i det organiske materialet i White Tiger-forekomsten er vist i fig. 2. I de fleste n-alkaner dominerer hydrokarboner med sammensetning C10-C20, mens konsentrasjonen av n-alkaner med sammensetning C21-C35 er merkbart lavere. Naturen til molekylvektsfordelingen til n-alkaner i OM av bergarter i det nedre oligocene intervallet (4142,5 m) indikerer den blandede naturen til det opprinnelige organiske materialet produsert av planteplankton, kyst- og landplanter i nære proporsjoner (fig. 2). . Organisk materiale ble avsatt under suboksiderende (P/F = 1,58) forhold, tilsynelatende i et kystbasseng. Høyere opp i strekningen (4098,5 m) ble bidraget fra kystalger redusert, og de viktigste bioprodusentene var planteplankton og vedplanter som akkumulerte i et reduserende miljø (P/F = 1,16). I miocen (2992,75 m) endret sedimentasjonsmiljøet seg til oksidativt (P/F = 3,31), representanter for floraen forsvant praktisk talt blant bioprodusenter, og mikrobielle lipider dominerte. Tilstedeværelsen av perylen i organisk materiale indikerer grunnheten i sedimentasjonsbassenget. Over tid (bergarter fra en dybde på 2822,75 m), endret sedimentasjonsforholdene seg til reduserende, og bioprodusentene endret seg til planteplankton og, i underordnede mengder, kystnære alger.

I alle prøver av kjernemateriale er KPI nær enhet (1.01...1.07) Til en viss grad kan dataene til E. Berey og E. Evans suppleres med materialene til J. Cooper, som viser at den innledende OM av bergartene i White Tiger-feltet var preget av overvekt av fettsyrer med et jevnt antall karbonatomer. J. Hunt og M. Calvin bemerker at dette NP/H-forholdet er 1.01.1.07 for alger. Generelt tilsvarer KPI-verdiene i de studerte prøvene organisk materiale som er tilstrekkelig modent for oljedannelse.

Navn på n-alkaner

Ris. 2. Molekylær massefordeling av n-alkaner i dispergert organisk materiale fra White Tiger-avsetningen

I Oligocene-Miocene-delen av White Tiger-forekomsten er det således bergartsvarianter som skiller seg betydelig i sedimentogenese og sammensetningen av bioprodusenter som tilførte organisk materiale til sedimentet. Basert på sin termiske transformasjon av organisk materiale, kan White Tiger-feltet karakteriseres som modent, i stand til å generere olje. Dette er bevist av verdiene for den beregnede reflektiviteten til vitrinitt, tilsvarende stadiet av katagenese MK2-MK3, CPI-verdier og forholdet mellom isoprenoid og n-alkaner.

Kjennetegn på oljer fra White Tiger-feltet. Oljen fra dette feltet er svært parafinisk (18,25,3 %), med svært lavt svovelinnhold. Med dybden reduseres tettheten og viskositeten til olje, innholdet av harpiks og asfaltener i den. Innholdet av VO-р og Ni-р, som vi fant i svært lave konsentrasjoner, avtar også med dybden (tabell 2). Denne trenden i endringer i oljesammensetningsparametere kan være assosiert med en økning i reservoartemperatur med økende reservoardybde og delvis nedbrytning av komplekse høymolekylære molekyler.

Tabell 2. Innhold av metalloporfyriner i olje fra White Tiger-feltet

Oil Miocene Oligocene Foundation

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

KPI-1(C20-C28) 1,0 1,1 1,1

KPI-2(C22-C30) 1,0 1,1 1,1

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

KPI(C12-C34) 1,2 1,1 1,2

MPI 0,61 0,78 0,51

Rc 0,77 0,87 0,71

Fordelingen av parafiniske hydrokarboner i oljer er vist i fig. 2. Blant n-alkaner dominerer C10-C20. På grunn av deres molekylvektfordeling ligner oljer på hverandre og på spredte organiske stoffer fra miocene bergarter. Samtidig svinger P/F-forholdet i oljer mye (1,28-2,84). Dette indikerer en forskjell i betingelsene for akkumulering av deres opprinnelige petroleumskildestoff. En sammenligning av oljer og dispergert organisk materiale i bergarter basert på forholdet mellom pristan og fytan, tatt i betraktning arten av molekylvektsfordelingen til n-alkaner, viser at miocen olje kan genereres av sedimenter av samme alder (miocen- 1). Verdiene av den genetiske parameteren P/F for dispergert organisk materiale av oligocene bergarter (P/F=1,16...1,58) er betydelig lavere enn for olje som forekommer i disse sedimentene (P/F=2,04), noe som indikerer andre kilde til olje. Den komplekse geologiske strukturen til territoriet der White Tiger-feltet ligger, kan føre til fylling av fellen i oligocene reservoarer med yngre olje generert av miocen-lagene (miocen-1 og miocen-2), som inneholder bergartsvarianter med spredt organisk materiale, karakterisert ved P/-verdier F fra 1,2 til 3,3. Oljen som forekommer i kjellerbergartene er nærmest det dispergerte organiske materialet i Miocen-2-bergartene.

Navn på n-alkaner

Ris. 3. Molekylær massefordeling av n-alkaner i oljer fra White Tiger-feltet

Gass-væskekromatografianalyse av oljeprøver og kjerneprøver fra White Tiger-feltet viser således at kildematerialet for alle oljer hovedsakelig bestod av planteplankton med innblanding av bunnalger og en liten andel landplanter. Miocen olje ble generert av organisk materiale av sedimenter akkumulert i et reduserende miljø, og olje fra oligocene reservoarer og kjeller - under svakt oksiderende og oksiderende forhold. Den mest sannsynlige kilden til oljer fra White Tiger-feltet er polyfaciale Miocene-avsetninger som har nådd hovedfasen av oljedannelse og er i stand til å generere olje.

BIBLIOGRAFI

1. Krasnoyarova N.A., Serebrennikova O.V., Zaitsev S.P. Betingelser for sedimentering og katagenese av spredt organisk materiale i nedre jura i Vest-Sibir // Geologi, geofysikk og utvikling av olje- og gassfelt. - 2009. -№3. - s. 11-17.

2. Serebrennikova O.V., Belokon T.V. Geokjemi av porfyriner. -Novosibirsk: Nauka, 1984. - 86 s.

3. Savinykh Yu.V., Luong Z.H., Utoplennikov V.K. OM av krystallinske kjellerbergarter i White Tiger-feltet // Nye ideer innen geologi og geokjemi av olje og gass: Proceedings of the VIII International. konf. - M., 2005. - S. 231-236.

4. Savinykh Yu.V. Sammenlignende egenskaper ved den molekylære sammensetningen av oljer fra Dragon- og White Tiger-feltene // Chemistry of oil and gas: Proceedings of the VII International. konf. - Tomsk, 2009. -S. 157-160.

5. Ilninskaya V.V. Genetisk forhold mellom hydrokarboner i organisk materiale av bergarter og oljer. - M.: Nedra, 1985. - 157 s.

6. Goncherov I.V. Geokjemi av oljer fra Vest-Sibir. - M.: Nedra, 1987. - 179 s.

7. Petrov Al.A., Arefiev O.A. Biomarkører og geokjemi av oljedannelsesprosesser // Geokjemi. - 1990. - Nr. 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. Hydrokarbonsammensetning av oljer fra offshore-felt i Vietnam // Petrokjemi. - 2003. - T. 42. - Nr. 1. - S. 13-22.

9. Petrov Al.A. Petroleumshydrokarboner. - M.: Nauka, 1984. - 262 s.

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 Son Thor chi khçic và ki thuât. - 2008. - T. 11. - Nr. 11. - T. 15-23.

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 strukturens bue 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 på 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 til 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.

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 var 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 karakteristikk: høy viskositet og høy voksighet. 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. Igangsetting 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 for 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 paleozoikum-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.

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 ... .

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.

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.