Caracteristicile compoziției litologice și proprietățile de rezervor ale orizontuluiVII+VIIIEpoca inferioară a oligocenului în câmpul petrolier White Tiger (Vietnam)

Bui Khak Hung

Universitatea Politehnică Națională din Tomsk, Tomsk

Supraveghetor stiintific profesor asociat

Câmpul White Tiger este un câmp unic în Vietnam în ceea ce privește rezervele de petrol. Este situat pe raftul din sudul Vietnamului, la 120 km sud-est de coasta. Secţiunea geologică a zăcământului este reprezentată de roci cristaline precenozoice ale subsolului şi roci terigene cenozoice ale acoperirii sedimentare, în care se disting roci nisipos-lîmoşioase şi argiloase de epocă oligocen, neogen şi cuaternar. Cea mai mare variabilitate în grosime și compoziție este caracteristică depozitelor bazale de oligocen inferior, care se prinde pe versanții blocurilor de subsol care ocupă o poziție hipsometrică ridicată. Dintre zăcămintele Oligocenului inferior, orizonturile VII+VIII sunt cele mai saturate de petrol și aparțin zăcămintelor de petrol de importanță industrială. Prin urmare, studierea caracteristicilor compoziției litologice și a proprietăților de rezervor ale orizontului VII+VIII este de mare importanță.

Folosind programul Surfer, a fost construită o hartă structurală de-a lungul vârfului orizontului VII+VIII ale Oligocenului inferior și a fost modelată în 2D (Figura 1A).

(A) (B)

sus – puț / inferior – cotă (m) superior – puț / inferior – grosime (m)

Orez. 1.Harta structurală (A) și harta izopah (B) a orizonturilor VII+VIII ale inferioarei

Oligocenul depozitului de Tigru Alb

Figura 1A arată că desenul hărților structurale ale secțiunii nordice (orizonturile VII+VIII ale Oligocenului Inferior) ale zăcământului de Tigru Alb se modifică foarte mult. În fântâna 1013, cea mai joasă cotă a fost descoperită -4161 m de-a lungul acoperișului și -4225 m de-a lungul bazei, adică se notează o zonă de depresiune în direcția est. Și cea mai mare cotă este de -3336 m de-a lungul acoperișului și -3381 m de-a lungul bazei în nord-vest în puțul 4, în zona căreia arcul structurii este clar vizibil. Amplitudinea domului este de 470 de metri de-a lungul izohipsului de contur - 3850 m. Pentru o reprezentare vizuală a distribuției puterii, a fost construită o hartă isopach. (Figura 1B)

Figura 1B prezintă o falie disjunctivă cu tendința de nord-est. Se poate observa că grosimea maximă ajunge la 94 m în puțul 10 și este reprezentată de gresii de origine continentală. Iar grosimea minimă este de 22m și 17m în puțurile 64 și 83, în partea de vest a sitului.

Formarea grosimii sedimentului este posibilă în două direcții de condiții de sedimentare. Reducerea grosimii sedimentelor din arc și creșterea acesteia pe aripile ridicărilor se datorează erodării acestei cote și umplerii depresiunilor cu produse de distrugere.

O creștere a grosimii sedimentelor de pe versanții paleo-ridicări indică acumularea de sedimente în zona apelor puțin adânci în timpul activității valurilor.

Folosind metodologia elaborată și datele de înregistrare a puțurilor, au fost construite hărți ale compoziției litologice și ale conținutului de nisip (Figura 2).

https://pandia.ru/text/79/171/images/image004_29.gif" alt="E:\Nam 5\diploma\harta compoziției litologice 7+8 orizonturi ale Oligocenului inferior.jpg" width="258" height="337"> !}

( A) (B)

superior – bine sus – bine

mai mic – coeficientul de nisip (%) mai mic – valoarea αPS

dreapta – coeficient de clasticitate (%) dreapta – grosime (m)

Orez. 2. Harta coeficienților de nisip și clasticitate (A) și harta compoziției litologice (B) a orizonturilorVII+VIIIOligocen inferior (0-0,2: argile și roci argilo-argiloase; 0,2-0,4: silstone și roci argilo-lutoase; 0,4-0,6: roci mixte nisipos-lutos-argiloase; 0,6 -0,8: Gresie cu granulație fină; 0,8-1: gresie grosieră cu granulație medie, non-argilosă)

Figura 2A arată distribuția rezervoarelor de tip A (valoarea PS în intervalul 1-0,8) în zona puțurilor 83, 64, 4, 14, 602, 1014, 1003. Zona de distribuție a rezervoarelor de tip B (PS) valoare în intervalul 0,6-0,4) în puțurile 10, 1013. Zona de distribuție a rezervoarelor de tip B (0,6-0,8) în puțurile 114, 116, 907. Zona de distribuție a non-rezervoare este identificată la est, nord-est ( fântâna 9), în sud ( fântâni 1106, 12).

În Fig. 2B vedem că zona de mare apariție a corpurilor de nisip este situată în zona puțurilor 14; 116 și 1014 cu o grosime medie de 23 m. Valoarea maximă a coeficientului de conținut de nisip este în puțul 1014 și corespunde cu 70,2%. Valoarea maximă a coeficientului de clasticitate se observă și în sondă de 1,3%). Scăderea coeficientului de nisip pe boltă și creșterea acestuia pe versanți și la poalele ridicărilor se datorează activității fluxurilor care erodează dealurile și formează conuri de produse de eroziune.

De-a lungul liniei puțurilor 16-9 a fost construit un profil geologic al orizontului VII+VIII al Oligocenului inferior (Figura 3).

Orez. 3. Profil geologicVII+VIIIOrizonturi de oligocen inferior în câmpul petrolier White Tiger (Vietnam) de-a lungul liniei puțurilor 10 – 14 – 145 – 116 – 9

Orizonturile VII+VIII reprezintă un pliu anticlinal complicat de falii. Pe profil vedem schimbarea grosimii orizontului peste puțuri. În puțul 10, grosimea sedimentelor ajunge la 94 m. Iar în puțul 14, grosimea sedimentului scade la 33 m. Se constată o defecțiune între puțurile 14 și 145. Și între puțurile 116 și 9 au fost identificate 2 falii, caracterizate printr-o lățime semnificativă a zonei de strivire a rocii. Compoziția litologică a sedimentelor este eterogenă. În fântâna 10 observăm o alternanță de stânci argiloase și nisipos-niloase. Grosimea argilei este de 40 m. Depunerile de argilă se ciupesc și dispar complet în puțul 14. În puțul 14 se observă doar roci nisipo-alveuritice cu grosimea de 33 m. Se observă depozite de argilă în puțurile 145, 116 și grosimea de argilă crește în puț 9. Argilele se află în orizontul nisipos ca strat. Grosimea este nesemnificativă în comparație cu grosimea gresiilor și se ridică la 6-7 m. În puțul 9, grosimea stratului de argilă crește de 2 ori. Pe profil marchem zonele cu cele mai înalte proprietăți de rezervor în puțurile 14, 145, 116, în care coeficientul de porozitate variază de la 12% la 14%, iar coeficientul de saturație a petrolului este de 0,6-0,66 unități. Dintre toate puțurile studiate, cel mai mare debit de petrol a fost obținut în puțul m3/zi. Cu astfel de valori scăzute de porozitate (practic fără rezervor), debitele mari de ulei pot fi explicate prin apropierea zonelor a două falii tectonice.

Astfel, în blocul nordic al câmpului White Tiger a fost identificat un tip complex de rezervor de rocă de orizonturi poroase-fracturate VII+VIII. Debitele mari de petrol au fost obținute în puțurile forate în apropierea zonelor de perturbații tectonice. În puțurile care au doar un tip de pori de rezervor și sunt departe de zonele de falii disjunctive, s-au obținut debite de petrol mult mai mici.

Bibliografie:

1. P, G, et al. Geologia și potențialul petrolului și gazelor din subsolul raftului Sunda. M., Oil and Gas, 1988, 285 p.

2. Interpretarea Ezhova a datelor geofizice; Universitatea Politehnică din Tomsk. – ed. a 3-a. – Tomsk: Editura TPU, 200 p.

3. Fundația Pospelov: metode geologice și geofizice pentru studierea potențialului rezervorului și a conținutului de petrol și gaze - Moscova 2005.

AGENȚIA FEDERALĂ DE EDUCAȚIE
Instituție de învățământ de stat de învățământ profesional superior
„UNIVERSITATEA POLITEHNICĂ TOMSK”

Depozit Tigru Alb

Completat de: elev gr.2B33
Zhdanova M.P.
Verificat de: Valevsky V.V.

Tomsk 2005

1. Un model alternativ pentru formarea unui zăcământ de petrol în subsolul zăcământului White Tiger…………………………………………….……………..3

2. Structura raftului Vietnamului de Sud………………………………………………… ….7

3. Compoziția și vârsta rocilor de subsol………………………………….………….8

4. Natura golului fundației care conține petrol a câmpului White Tiger…………………………………………………………………………………………… .……….12

4.1. Modificări secundare în rocile de subsol…………………………………..12

1. Activitate tectonica………………………………………………………...12
2.Activitatea hidrotermală………………………………………....12

5. Distribuția rezervoarelor din câmpul White Tiger și evaluarea proprietăților lor de filtrare și capacitate……………………………………………………………….….15

5.1. Separarea rocilor pe tipuri de goluri………………………………....16
5.2. Model interpretativ al lacurilor de acumulare…………………………….…..16
.
6. Conținutul de petrol al granitoizilor din subsolul câmpului White Tiger………….18

7. Câmpul și caracteristicile geologice ale structurii lacului de acumulare și a depozitelor de fundație ale câmpului White Tiger……………………………………….…20

Concluzie…………………………………………………………………………………………………24
Referințe……………………………………………………………………………………………25

1.Un model alternativ pentru formarea unui zăcământ de petrol în subsolul câmpului White Tiger
Descoperirea în 1988 a unui zăcământ unic de petrol în granitoizii de la subsolul raftului vietnamez (câmpul White Tiger) a dat un impuls tangibil dezvoltării gândirii teoretice în geologia petrolului și gazelor, soluții tehnice și tehnologice pentru dezvoltarea sa industrială. .
Una dintre întrebările controversate, la care încă nu s-a găsit un răspuns definitiv, este originea uleiului în sine, care formează un depozit în granitele fracturate. În mod tradițional, se crede că petrolul a migrat în masivul granitic din depozitele terigene adiacente din Oligocenul inferior. Rațiunea acestei presupuneri este conținută în disertațiile lui Kh.D. Tiena (1999) şi V.L. Shuster (2001). Potrivit acestor autori, potențialul de petrol și gaze al zăcămintelor din Oligocenul inferior este destul de suficient pentru a „alimenta” rezervorul în cauză, ale cărui rezerve geologice inițiale au depășit 500 de milioane de tone. În special, VL. Shuster a susținut că pentru aceasta este suficient să existe o zonă de colectare a petrolului cu o rază de 30 km în jurul proeminenței fundației câmpului White Tiger.
Pentru a verifica realitatea mecanismului propus de formare a zăcământului, autorii au efectuat un calcul de control al masei potențiale de hidrocarburi produse de Oligocenul inferior și straturile inferioare ale sedimentelor Oligocenului superior din zona de colectare a petrolului adiacentă proeminența fundației de granit studiată. Se bazează pe o hartă structurală a depresiunii Cuu Long de-a lungul suprafeței subsolului la o scară de 1:25000 (vezi figură), precum și pe șapte profiluri seismice temporale orientate de-a lungul loviturii ridicării studiate.
Limitele zonei posibile de colectare a petrolului sunt determinate pe harta structurală. Analiza secțiunilor de timp a făcut posibilă determinarea grosimii depozitelor straturilor inferioare și inferioare ale Oligocenului superior de-a lungul întregului perimetru al câmpului, ținând cont de coeficienții medii de conținut de nisip, de volumul rocilor argiloase ale acestor straturi, identificate ca obiecte principale sursă de petrol, a fost calculată. S-a stabilit că corpurile de nisip nu formează straturi extinse, ci au o configurație în formă de lentilă. Lungimea lentilelor nu depășește 10-12 km și, de regulă, nu comunică între ele.
Odată cu determinarea parametrilor fizici ai „stratelor parentale” ale vârstei Oligocen, s-au dezvoltat numeroase date despre piroliză, reflectivitate a vitrinitei, temperatură-timp (TP) și alți indicatori organogeochimici ai depozitelor de argilă Oligocenă s-au dezvoltat în blocurile adiacente Tigrului Alb și... .

Istoric Bloc 09 -1 Depozite unice „Tigru Alb” și „Dragon”. JV Vietsovpetro (Viet. Sovpetro) este o societate mixtă a companiei ruse Zarubezhneft OJSC și a companiei vietnameze Petro. Vienam”, creată în 1981. Bach Ho (vietnameză Bạch Hổ, rusă Tigrul Alb) este un mare câmp petrolier offshore din Vietnam, situat la 120 km sud-est de orașul-port Vung Tau, pe raftul Mării Chinei de Sud. 2

Caracteristicile zăcământului 1) tulburări tectonice; 2) depozitul de hidrocarburi al acoperirii sedimentare; 3) sonda MBT este situată în depresiunea Cuu Long, lungimea sa este de 450–500 km, lățimea 75–110 km. Majoritatea puțurilor forate pe fundație sunt cu randament ridicat. Grosimea maximă expusă a fundației ajunge la 1700 m, grosimea învelișului sedimentar depășește 4300 m. Limita inferioară a zăcământului este stabilită condiționat; puțul BT-905, forat la o adâncime absolută de 5014 m, nu a pătruns uleiul. - contactul cu apa. 3

Caracteristicile câmpului Rezervoarele subsol magmatice și fracturate din epoca mezozoică sunt dezvoltate pe scară largă în cadrul raftului din sudul Vietnamului. În 1988, în timpul retestării sondei MSP-1-1 de la câmpul White Tiger din Depresiunea Cuu Long, s-a obținut pentru prima dată un țâșnire de petrol de la o adâncime de 3150 m. Descoperirea unui depozit unic în granitoizii fracturați din subsolul mezozoic a intensificat munca de explorare asupra formațiunilor subsolului magmatic de pe raftul Vietnamului și a regiunii în ansamblu. 4

Peste 120 de sonde de explorare, producție și injecție au fost forate în câmp. Pe arcul central s-au forat un număr mai mare de puțuri la adâncimi de 4500 -4760 m. Pe arcul nordic - 4457 m. Cea mai adâncă sondă BT-905 a fost forată la o adâncime de 5014 m. În 1988, primul milion de s-a extras uleiul. 2005 – 150 de milioane de tone de petrol. 2008 – 170 de milioane de tone de petrol. Până la sfârșitul anului 2009, producția acumulată se ridica la 183 milioane de tone. 2012 – 200 de milioane de tone de țiței – câmpurile „White Tiger” și „Dragon”. În 2012, producția Vietsovpetro a fost de 6.110 mii tone, inclusiv White Tiger - 4.398 mii tone, Dragon - 1.504 mii tone.

Proprietățile uleiului Uleiul din câmpurile vietnameze Bach Ho și Rong, în ceea ce privește proprietățile lor reologice, au o caracteristică comună: vâscozitate ridicată și ceară ridicată. Pomparea și transportul acestor uleiuri indică faptul că, în conductele de petrol așezate sub apă, schimbul intens de căldură între fluxul de ulei pompat și mediu duce la o schimbare bruscă a regimului termohidrodinamic în fluxul de-a lungul conductei. Scăderea temperaturii uleiului de-a lungul drumului provoacă o modificare a proprietăților sale reologice și este însoțită de tranziții de fază, ca urmare a saturației fluxului cu hidrocarburi grele, precum și a formării de depozite de ulei în apropierea peretelui pe suprafața interioară. a conductei. Acești factori, în anumite condiții tehnologice, se dovedesc a fi cauza unei scăderi spontane treptate a capacității conductelor, care, în primul rând, crește costurile cu energia pentru pompare și, prin urmare, crește costul transportului conductei. Petrolul produs în câmpurile țării se caracterizează printr-un conținut scăzut de sulf de 0,035–0,14% (în Brent este de 0,2-1%, iar în Urali 1,2-1,3%). 6

Dezvoltarea câmpului La câmpurile White Tiger și Dragon au fost construite: 13 platforme staționare offshore 22 blocuri conductor 2 platforme tehnologice - productivitate maximă: 38 mii tone pe zi pentru petrol, 46 mii tone pe zi pentru amestec gaz-lichid. 3 statii de compresoare cu o capacitate de 9,8 milioane de metri cubi pe zi. Un sistem unificat de colectare a gazelor de joasă presiune asigură funcționarea normală a întregului proces tehnologic de colectare și transport a gazelor la țărm, pregătirea gazelor de ridicare a gazelor și utilizarea acestuia pentru producția mecanizată de petrol în câmpurile societății mixte Vietsovpetro și, de asemenea, permite pentru utilizarea a până la 97% din gazul produs. JV Vietsovpetro a creat una dintre cele mai bune baze onshore din Asia de Sud-Est pentru construirea și instalarea offshore de platforme tehnologice și satelit pentru forarea puțurilor și producția de petrol și gaze. JV-ul Vietsovpetro are patru instalații de foraj cu cric, mai mult de 20 de unități de flotă, inclusiv nave de montare a macaralei, de stingere a incendiilor, de scufundări și remorcher de transport și patru unități de încărcare fără dane.

Conducta din câmpul Dragon La sfârșitul anului 1994, o conductă a fost pusă în funcțiune cu succes de la platforma de producție RP-1 a câmpului Rong până la Platforma centrală de proces TsTP-2 a câmpului Bach Ho, așezată de-a lungul fundului vietnamez. raft, cu o lungime de 33 km pentru pomparea uleiului foarte parafinic cu punct de curgere de 250 C. Pentru imbunatatirea proprietatilor reologice ale acestui ulei se foloseste aditivul deprimant Sepaflux ES-3266 produs de concernul BASF. În același timp, a fost posibil nu numai scăderea semnificativă a punctului de curgere, ceea ce asigură pomparea fiabilă a țițeiului printr-o conductă subacvatică neizolată termic, dar și reducerea vâscozității plastice a petrolului de peste 7 ori. 9

Dezvoltarea câmpului Instalarea încărcăturii ancorate „Vietsovpetro-01” - cisternă de depozitare a țițeiului Sarcină completă - 139 mii tone de petrol 9 ancore 10 -15 puțuri înclinate Divergență laterală de peste 2 km 10

Rafinarea petrolului în Vietnam Singura rafinărie de petrol care operează în țară este Rafinăria Dung Kuat. Construcția unei rafinărie începe în prezent în nordul țării, iar construcția este planificată în sud. Rafinăria Dung Kuat a fost construită în trei ani (din noiembrie 2005 până în ianuarie 2009) și lansată în februarie 2009. Rafinăria Nghi Son era planificată pentru construcție în nordul țării, capacitatea sa, conform proiectului de bază, era de 10 milioane de tone pe an. Punerea în funcțiune a fost planificată pentru 2013-2014. Rafinăria Long Son va fi situată în sudul țării, capacitatea sa de proiectare fiind tot de 10 milioane de tone pe an. Proiectul se află într-un stadiu incipient de dezvoltare, partenerii și investitorii nu au fost identificați. Punerea în funcțiune este planificată pentru 2016-2020. unsprezece

Block 09 -3/12 este situat în Yuzhno. Bazinul de petrol și gaze Kon Son, la 150 km sud-est de Vung Tau și la 20 km est de zăcământul White Tiger. Perspectivele de petrol și gaze sunt asociate cu depozitele Oligocen-Miocen și cu roci cristaline de subsol. Se preconizează procesarea și interpretarea studiilor seismice efectuate anterior, evaluarea potențialului de petrol și gaze al structurilor promițătoare ale blocului și pregătirea pentru forarea primei sonde de explorare Datorită faptului că zăcământul Sea Turtle este situat în zona de suprapunere a blocului. 09 -3 cu câmpul Southern Dragon din blocul 09 -1 s-a luat decizia de a uni cele două câmpuri într-o zonă de activitate comună. În 2010, producția industrială stabilă de petrol a început la câmpul combinat Southern Dragon - Sea Turtle, care a ajuns la 12 un milion de tone în 2013.

Blocul 04 -3 este situat la 280 km sud-est de Vung Tau. Câmpul Tien Ung - Mang Kau a fost descoperit în cadrul blocului. Potențialul de petrol și gaze al blocului este asociat cu zăcămintele din Oligocen și Miocen inferior de pe structurile Bo Cau, Hoang Hac și Kim Loan pregătite pentru foraj. În 2013, a început forarea unui puț de explorare pe structura Bo Kau. Blocul 04 -1 este situat în nordul bazinului South Con Son, la 250 km sud-est de Vung Tau. În 2012, la structura Son-Tien-B a fost forată sonda de explorare ST-2 X. Ținând cont de rezultatele forajului, se efectuează o prelucrare și interpretare specială a datelor seismice pentru identificarea și pregătirea pentru foraj a obiectelor promițătoare. 13

Blocul 42 este situat în bazinul de petrol și gaze Phu Quoc din Golful Thailandei, la 400 -450 km vest de Vung Tau. Perspectivele de petrol și gaze sunt asociate cu complexul Paleozoic-Mezozoic. Un contract petrolier a fost semnat în condițiile unui PSA. În prezent este în curs de pregătire „Acordul de activitate comună” între JV Vietsovpetro și compania PVEP (o subsidiară a Petrovietnam Oil and Gas Oil Company) Blocul 12/11 este situat în Yuzhno. Bazinul de petrol și gaze Con Son, la 350 km sud-est de Vung Tau. Potențialul petrolier este asociat cu zăcămintele din Oligocen și Miocen inferior din structurile identificate Thien Nga, Chim Cong, Chim Ung, Hong Hac/Hoang Yen și Quyt. Pentru efectuarea de foraje de prospecțiune și explorare în anul 2013, pe bloc sunt planificate lucrări de sondaj seismic 3D.14

15

Unicitatea raftului vietnamez este descoperirea unor depozite mari în granite.

Industria petrolului și gazelor din Vietnam este foarte tânără. Chiar înainte de războiul civil, unele companii americane, de ex. Mobil, a încercat fără succes să găsească petrol în Vietnam. Muncitorii petrolieri sovietici de aici au folosit pentru prima dată practica de foraj nu la 500-600 m, așa cum se făcea de obicei, ci la 3.000 m, încercând să descopere rezerve de petrol și gaze în roci adânci.

În 1983, cu asistența directă a Uniunii Sovietice, primul câmp petrolier semnificativ, Bakhkho ( alb Tigru- "Tigru alb"). Exploatarea sa industrială a început în 1986. În aceeași zonă a fost amplasată prima sondă de gaze și a dat rezultate în 1994. Ca urmare a lucrărilor intensive de explorare geologică din următorii 12 ani, s-a stabilit că subsolul Vietnamului are un potențial suficient de mare să ofere țării resurse energetice și să îi permită să intre pe piața mondială a petrolului ca exportator. Conform VR Amoco Statistic Revizuire de Lume Energie pentru anul 2001, rezervele de petrol confirmate de pe părțile continentale și de platformă ale teritoriului Vietnamului sunt estimate la 100 de milioane de tone, iar rezervele de gaze naturale la 190 de miliarde de m 3 (Fig. 1).

În prezent, în Vietnam există doar industria petrolului și gazelor, iar conducerea țării urmărește în mod constant crearea de întreprinderi de procesare. Se anunță licitații internaționale pentru fiecare proiect propus. Câștigătorul încheie un acord de partajare a producției (PSA). Vietnamul își oferă pământul și resursele, în timp ce partenerul străin oferă echipamente și tehnologie pentru un anumit proiect. După aceasta, produsele produse sunt împărțite în termeni procentuali în conformitate cu acordul semnat, iar dacă anterior partenerului străin i se permitea să nu dețină mai mult de 15-20% din acțiunile societății mixte, acum îi este permis să dețină un 50% miza. De asemenea, este posibil să se ramburseze costul deprecierii echipamentelor deținute de o companie parteneră care produce petrol.

Orez. 1. Harta raftului vietnamez cu locația câmpurilor de hidrocarburi (Areshev, 2003): 1 – zone de răspândire; 2 – izobatele fundului mării, m;

Da, o companie de stat PetroVietnam a încheiat deja peste 30 de contracte în valoare totală de peste 2 miliarde USD cu companii străine de top: Unocal, Mobil, Conoco, britanic Gaz, British Petroleum, Statoil(Norvegia), Petronas(Malaezia), Anzoil(Australia – Noua Zeelandă), Idemizu(Japonia) și Coajă.

cooperarea sovieto-ruso-vietnameză

Există două asociații mixte care operează pe piața vietnameză: VietSovpetro(50/50) și VietRoss. Cu participarea lor directă, a început construcția unei mari rafinării de petrol și a unei conducte de petrol de 800 de kilometri în regiunea Dung Quat (provincia Quang Ngai), costul proiectului este de 1,3 miliarde de dolari.Capacitatea uzinei ar trebui să acopere 65% din totalul țării. nevoile de produse petroliere, cum ar fi propilena, gazul lichefiat asociat, motorina și combustibilul de aviație. Durata contractului este de 25 de ani. Asociația mixtă ruso-vietnameză este monopolistul de facto pe piața petrolului vietnamez. VietSovpetro– reprezintă 90% din petrolul produs în țară. Vietnamezii nu au făcut nicio încercare de a reduce cooperarea; dimpotrivă, intenționează să o extindă.

VietSovpetro a fost creat acum 20 de ani, când a fost semnat un acord între Zarubezhneft și compania de stat PetroVietnam la începutul dezvoltării, cu asistența părții sovietice, a câmpurilor petroliere de pe raftul de pe coasta Vietnamului de Sud. În 1986, câmpul cu numele exotic „White Tiger” a produs primul său ulei. Acum, producția medie anuală de petrol este de 13 milioane de tone, rata de creștere este de 15% pe an. Conform planurilor conducerii societății mixte, în următorul deceniu, această cifră va crește la 20-22 de milioane de tone. VietSovpetro Astăzi este cea mai mare și mai de succes asociere mixtă cu participare străină din țară. Când societatea mixtă a fost creată în 1981, capitalul său autorizat a fost stabilit la 1,5 miliarde de dolari, iar în prezent capitalul său fix este de 2,8 miliarde de dolari. Venitul total din vânzarea țițeiului pentru 1991–1998. a depășit 7,5 miliarde de dolari, din care o parte semnificativă a alimentat bugetele de stat ale Vietnamului și Rusiei.

Pentru a lucra la raft, Uniunea Sovietică a construit special o bază în Vietnam pentru construirea de platforme de foraj (au un total de VietSovpetro doisprezece). Un proiect tipic de management socialist s-a dovedit a fi profitabil în condițiile pieței. Dacă companiile străine sunt nevoite să-și transporte platformele pe distanțe de mii de kilometri, atunci VietSovpetro le colectează local, și pentru alte țări din regiune, de exemplu, Malaezia, și chiar la comenzi de la companii americane și britanice. Nu fără medierea lui Zarubezhneft a apărut Gazprom OJSC în Vietnam. Vorbim de planuri de dezvoltare a unui zăcământ de gaze pe raftul Vietnamului Central și de Nord cu rezerve, conform estimărilor preliminare, de 700 de miliarde de m3. Începe munca monopolistului rus al gazelor din Vietnam, ca și în cazul lui VietSovpetro, cu crearea unei asocieri mixte. Noua companie va furniza în principal gaz consumatorilor vietnamezi, dar exportul în continuare către țările vecine, precum China, nu este exclus.

Fără îndoială, nu numai Rusia este interesată de potențialul de petrol și gaze vietnamez. Recent britanic britanic Petrol, indian ONGCși norvegiană Statoil a semnat un acord cu guvernul Vietnamului pentru a dezvolta un zăcământ de gaze naturale pe raftul țării. Pe parcursul a 20 de ani, companiile se angajează să furnizeze gaz la trei centrale electrice vietnameze și să investească aproximativ 1,5 miliarde de dolari în producția și transportul acesteia, însă partea rusă nu crede că interesele sale pot fi încălcate. Poziția Rusiei în Vietnam este foarte puternică. Cu toate acestea, situația actuală indică faptul că partea rusă trebuie să urmeze o politică activă și rezonabilă. Mai mult, fără a actualiza baza de resurse în cinci ani, producția VietSovpetro poate fi redus semnificativ.

Un alt fapt dă încredere Rusiei. Recent, părțile au semnat documente conform cărora Vietnamul trebuie să plătească Rusiei (pe principiile Clubului creditorilor din Paris) 1,7 miliarde de dolari pe parcursul a 23 de ani, în același timp, părțile au convenit ca datoria Vietnamului să fie rambursată prin investiții în proiecte mari interstatale, inclusiv petrol și gaze.

Câmpuri de petrol și gaze și utilizarea lor

Până în prezent, 10 rezervoare principale de hidrocarburi au fost explorate în țară, iar prezența petrolului și gazelor a fost confirmată în patru dintre ele (deltele râurilor Roșu, Mekong, South Con Son și Tho Tu). O atenție deosebită este acordată dezvoltării zăcămintelor de gaze pe rafturile Golfului Tonkin și Golfului Thailandei. Zona offshore a Vietnamului este de 327,9 mii km 2 și cinci câmpuri petroliere principale sunt în prezent dezvoltate pe ea: Bach Ho ( alb Tigru) - din 1986, la 150 km sud-est de orașul Vung Tau, volume de producție - 7 milioane de tone pe an cu perspectiva creșterii productivității la 8,5 milioane de tone în 2000 și până la 13 milioane de tone până în 2005; Daihung - din 1994, cu o capacitate de 565 mii tone pe an; Rong - din 1994, cu o capacitate de 475 mii tone pe an; Bungkekwa - 755 mii tone pe an; Rangdong - cu perspectiva de până la 12,1 milioane de tone pe an.

Cu toate acestea, există încă contradicții (pretenții reciproce) cu China în ceea ce privește proprietatea asupra Insulelor Paracel, Insulelor Spratly și a zonelor de raft adiacente, precum și a raftului din partea de nord a Golfului Bakbo (Tonkin) și a zonei de apă în litigiu din Golful Thailandei, care este revendicat de Malaezia, explorarea și dezvoltarea industrială a aproximativ jumătate din zona promițătoare de petrol și gaze rămâne foarte problematică.

Primul zăcământ de gaze Bahkho a început să producă producție în 1994 (o societate mixtă PetroVietnam – Hyundai), urmat de zăcământul Tien Hai descoperit în 1970 (cu o productivitate de 110 milioane m 3 pe an) și Nam Con Son. Rezervele totale confirmate de gaze naturale sunt de 190 miliarde m3, iar rezervele proiectate sunt de 325 miliarde m3 (conform NE Energie Administrarea informațiilor din decembrie 1998). Până la sfârșitul anului 2000, Vietnamul a crescut producția de gaze la 3–4 miliarde m 3 . Cu ajutorul unui concern american Mobil A fost elaborat un master plan pentru dezvoltarea industriei de gaze pentru perioada până în 2010.

Creșterea volumelor de producție de gaze este asociată cu dezvoltarea în continuare a rețelei de energie electrică a țării. Cea mai mare centrală electrică pe gaz, Fumu, este în curs de construire, cu o capacitate totală de 3.600 MW până în 2010. Se are în vedere posibilitatea construirii unui număr de întreprinderi chimice care să utilizeze gaze naturale ca materie primă.

După cum se știe, companiile coreene anterioare, în colaborare cu parteneri străini, au descoperit un câmp petrolier în largul coastei Vietnamului. Acest câmp, situat la o adâncime de 47 de metri, la 180 de kilometri nord-est de Ho Chi Minh City, are rezerve de petrol de 570 de milioane de barili. S-a planificat ca venitul net al companiilor coreene să fie de cel puțin 800 de milioane de dolari, inclusiv toate costurile de investiții. În consorțiul creat pentru a explora și dezvolta zăcămintele petroliere vietnameze, Korean National Petroleum Corporation și SK Corporation au 14,25, respectiv 9% acțiuni, o companie americană. Conoco– 23,25% acțiuni. Restul acțiunilor sunt controlate PetroVietnam– 50% și Geopetrol– 3,5%. Primul foraj în zona zăcământului descoperit a fost efectuat în august 2000, iar testarea suplimentară - în mai 2001. Datorită participării companiilor coreene la acest proiect, Coreea va putea primi aproximativ 28,6 mii de tone pe zi, sau 10% din țițeiul de care are nevoie de petrol din Vietnam, ceea ce îi va reduce semnificativ dependența de aprovizionarea cu petrol din câmpurile din Orientul Mijlociu. În prezent, Coreea este forțată să importe 77% din țițeiul său din regiunea Golfului Persic.

Geologie și explorare geologică

Apele de praf din sudul Vietnamului, unde Vietsovpetro JV a efectuat lucrări de explorare geologică, sunt limitate la depresiunile Cuu Long și South Con Son, separate de ridicarea Con Son. Aceasta este o zonă de subsidență tânără, caracterizată prin acumularea unui strat gros de sedimente terigene și chimio-terigene de vârstă Oligocen-Pliocen. Printre acestea, corpurile de roci efuzive sunt destul de răspândite. În zonele cele mai scufundate ale depresiunilor se presupune prezența unor depozite paleogene mai vechi. Depozitele se află pe suprafața de eroziune a unui subsol cristalin eterogen compus din granitoizi de diverse compoziții. Vârsta rocilor de subsol, conform datelor limitate disponibile, este Triasicul târziu – Cretacicul timpuriu.

Studiul geologic al raftului Vietnamului de Sud a început la sfârșitul anilor 1960. firmelor Mandrină,Coajă, Mobil Ulei, Maraton, Pecten, Și mai târziu Deminex, Agip, Arc Walley etc. În zona acvatică de activitate a JV-ului Vietsovpetro, au fost efectuate studii aeromagnetice, au fost elaborate aproximativ 30 de mii de km de profile seismice regionale și detaliate și au fost forate nouă sonde de explorare.

Lucrările sistematice privind dezvoltarea resurselor de petrol și gaze pe platforma continentală din sudul Vietnamului au început în 1981, după crearea joint-venture-ului Vietsovpetro. Zona de operare a JV a acoperit șapte blocuri de raft cu o suprafață totală de aproximativ 50 mii km 2 . A cuprins aproape toată depresiunea Cuu Long și partea de nord a depresiunii South Con Son. Potrivit estimărilor preliminare, potențialele resurse geologice de hidrocarburi ale acestei zone de apă de-a lungul secțiunii sedimentare în Oligocenul inferior și Miocenul inferior s-au ridicat la 6.200 milioane tone echivalent combustibil (recuperabil - aproximativ 1.800 milioane tone). Ulterior, aria de activitate a joint-venture-ului s-a concentrat pe explorarea și dezvoltarea accelerată a câmpului White Tiger. Aceasta a fost o țintă excepțională, cu petrol prezent în subsolul de granit de sub sedimentele paleogene. O astfel de descoperire în practica muncii cu petrol și gaze este considerată revoluționară. După aceasta, zonele de apă care conțin aproape 60% din resursele inițiale din depresiunea Cuu Long și în totalitate din bazinul South Con Son au fost excluse din sfera de activitate a joint-venture-ului. Cu toate acestea, până în 1996, societatea mixtă a finalizat 63,4 mii km de sondaje seismice, inclusiv 15 mii km de sondaje spațiale (tridimensionale). Au fost forate 34 de sonde de prospectare si explorare, iar din 28 s-au obtinut intrari de petrol si gaze. Au fost descoperite 7 zăcăminte, trei dintre ele: Tigrul Alb, Dragonul și Daihung sunt clasificate ca mari. O mare cantitate de lucrări de cercetare a fost efectuată pentru a studia structura geologică și potențialul de petrol și gaze al regiunii.

Principala zonă de lucru a societății mixte este depresiunea Cuu Long cu o suprafață de aproximativ 30 mii km2. Pe partea continentală este limitată de monoclinul Chatan, în sud-est de ridicarea Con Son. În cadrul bazinului se disting jgheaburile Central Cuu Long și South Cuu Long, separate prin Ridicarea Centrală. În jgheaburi, suprafața subsolului se află la o adâncime de 6,5–8 km, în cele mai ridicate blocuri ale Ridicarii Centrale – la o adâncime de 2,5–3 km. O trăsătură caracteristică a structurii geologice a depresiunii este prezența unor falii mari, lungi de câteva zeci de kilometri și cu o amplitudine de până la 1.500–1.600 m, falii sinsedimentare și falii normale, precum și a numeroase falii mai mici. Faliile cu tendința de nord-est au cauzat formarea structurii de horst Tiger Alb de mare amplitudine, elementul principal al ridicării centrale. În cadrul depresiunii Cuu Long au fost identificate un număr semnificativ de structuri anticlinale, formate ca urmare a mișcărilor multidirecționale ale blocurilor de subsol. Structurile de tip non-anticlinal sunt larg răspândite, asociate cu înlocuiri litologice, pinch-outs, bonturi ale orizontului nisipos-siltstone la subsol, precum și cu eroziune intraformațională.

În depresiunea South Con Son, Vietsovpetro a lucrat doar în partea de nord, la structurile Dai Hung și Thanh Long. Primul corespunde unui bloc de subsol foarte ridicat (suprafața sa este situată la o adâncime de 2.600 m); în al doilea, se presupune că formațiunile cristaline se află la o adâncime de peste 6.000-7.000 m.

În conformitate cu ideile existente despre structura geologică și conținutul de petrol al depresiunilor Cuu Long și South Con Son, primele sonde de explorare au fost forate în arcurile celor mai mari și mai înalte structuri anticlinale. Inițial, principalele obiecte de căutare au fost depozitele terigene din Oligocenul inferior și Miocenul inferior. Formațiunile de subsol cristaline nu au fost considerate promițătoare. Structurile Central Uplift, monoclinul Chatan, depresiunea South Conson și monoclinul Priconson au fost implicate succesiv în forajele exploratorii. Acest lucru a făcut posibilă evaluarea în mod rezonabil a potențialului industrial al unei părți semnificative din zona acvatică de activitate a societății mixte Vietsovpetro.

Primele sonde de explorare au produs diverse afluxuri de petrol și au descoperit câmpurile Tigru Alb (1984), Dragon (1985), Tamdao și Daihung (1988), Bavi și Baden (1989), Wolf (1990). În toate câmpurile, cu excepția câmpului Tamdao, sedimentele din Oligocenul inferior și Miocenul inferior s-au dovedit a fi productive; În câmpul Tam Dao s-a obținut un debit minor de petrol din subsol.

În legătură cu descoperirea unui depozit unic în subsolul câmpului White Tiger în 1988, direcțiile de căutare și explorare s-au schimbat în mod obiectiv.

Principala descoperire a joint-venture-ului Vietsovpetro este zăcământul White Tiger, mare ca rezerve și unic ca structură geologică și conținut de petrol și gaze. Aici se concentrează aproximativ 70% din rezervele geologice inițiale din categoriile C 1 + C 2. Se caracterizează printr-un volum mare de granitoide saturate cu ulei, o înălțime a depozitului de subsol de cel puțin 1.300 m și o producție mare acumulată de ulei anhidru. Aici au fost forate sonde până la o adâncime de 5.014 m, dar nici la aceste niveluri nu a fost găsită apă de fund. De asemenea, sunt productive zăcămintele din Oligocenul inferior și superior și din Miocenul inferior. Structura Tigrului Alb este o ridicare horst-anticlinală mare formată din falii condimentare longitudinale cu tendință nord-est. Amplitudinea lor de-a lungul suprafeței fundației ajunge la 1.500–1.600 m. Zăcământul White Tiger a fost deja destul de bine explorat.

Zăcământul Dragon este situat aproape de zăcământul White Tiger și se articulează cu acesta în eșalon. Câmpul este limitat la o structură complexă și constă din două părți deconectate care nu au un contur de ulei comun pentru orice depozit. În mod convențional, depozitul Dragon include mici structuri locale asociate cu blocuri de subsol ridicate pe monoclinul Prikonson.

În ciuda faptului că structura Dragon, ca și Tigrul Alb, este situată în Rise Centrală, structura lor este semnificativ diferită - structura Dragon nu este un horst, nu există pauze longitudinale. Structura straturilor sedimentare la ambele depozite este aproximativ aceeași. Câmpul Dragon are același interval de productivitate stratigrafic ca și câmpul White Tiger, dar rezervele sale sunt semnificativ mai mici. Cea mai mare parte a acestora este concentrată în zona centrală (puțurile 16–109) și se limitează la depozitele Miocenului inferior. Depozitele sunt corpuri complexe formate din straturi nisipoase-siltioase subțiri permeabile intercalate și argiloase. Formațiunile de fundație sunt purtătoare de apă până la suprafață.

În secțiunea de nord-est (puțurile 3–7), fluxurile industriale de petrol și gaze sunt obținute din zăcăminte din Miocenul inferior, Oligocenul superior și inferior și un aflux minor de petrol din formațiunile de subsol, unde rezervorul de petrol este susținut de apă.

Partea din apropierea apei a depozitului Dragon a fost destul de bine explorată, iar potențialul său a fost evaluat în mod fiabil. Principalele perspective de căutare a unor noi zăcăminte aici sunt asociate cu zăcămintele Oligocenului Inferior dezvoltate în vasta aripă de est a structurii. Conform datelor geologice și geofizice disponibile, grosimea acestora este mult mai mare decât în ​​zonele studiate prin foraj. Aici se dezvoltă numeroase capcane de tip non-anticlinal, ecranate tectonic și litologic, adiacente suprafeței subsolului, sub suprafețe de eroziune (neconformități).

Una sau două puțuri au fost forate în alte structuri locale (blocuri) ale monoclinului Prikonson. In fantana 11 afluxuri mari de petrol au fost obținute din granitoide de subsol și sedimente din Oligocen inferior, în puț. 14 – din formațiuni de subsol; Depozitele de oligocen inferior din arcul structurii sunt erodate.

Explorarea resurselor în general pentru societatea mixtă Vietsovpetro este destul de mare - rezervele din categoria C 1 sunt de 61,5%, iar categoria C 3 - doar 18,1%. Luând în considerare acest indicator, precum și aria limitată de activitate a întreprinderii și informațiile geologice și geofizice disponibile pe aceasta, se poate afirma că nu există nicio bază pentru a prezice descoperirea de noi zăcăminte aici cu rezerve semnificative. Totodată, resursele promițătoare nelocalizate existente de categoria C 3 la câmpul Dragon ne permit să sperăm la descoperirea mai multor câmpuri (zăcăminte) - sateliți, eventual profitabili pentru dezvoltare. Baza reală pentru creșterea rezervelor industriale sunt rezervele de categoria C 2.

JV Vietsovpetro a dezvoltat un program de explorare geologică. Este determinat de rezultatele efective ale explorării geologice pentru a studia conținutul de petrol al zonelor individuale și al complexelor productive ale câmpurilor; dimensiunea și structura rezervelor și resurselor nedescoperite din categoriile C 2 și C 3; capacitățile tehnice și economice ale întreprinderii. În conformitate cu acești factori, au fost formulate două direcții principale de activitate de explorare geologică.

1. Explorări suplimentare ale zăcămintelor de petrol deja descoperite și căutări de altele noi la cele mai promițătoare obiecte (zone, blocuri) din câmpul Dragon (zonă). Pentru implementarea acestei direcții, se preconizează forarea mai multor puțuri în zonele periferice ale structurii Dragon. Acest lucru va face posibilă transferarea a cel puțin 50% din rezervele de categoria C 2 și aproximativ 30% din resursele de categoria C 3 în categoria C 1.

2. Explorarea suplimentară a arcului sudic al zăcământului White Tiger și căutarea de noi zăcăminte în zăcămintele Oligocen și formațiunile de subsol în blocurile sale individuale. Pentru a-l implementa, se plănuiește forarea puțurilor suplimentare.

Implementarea acestui program va consolida baza de resurse pentru producția de petrol în următorii ani. Oferirea unei perspective pe termen mai lung pentru activitățile unei asociații mixte necesită soluții fundamental noi.

Concepte de formare a depozitelor unice în granitoizi

Rezervele geologice inițiale ale zăcământului de fundație al zăcământului White Tiger erau estimate anterior la 600 de milioane de tone, iar zăcămintele din Oligocen - 150 de milioane de tone, care în total se ridică la peste 750 de milioane de tone de petrol. Calculele au arătat că atunci când potențialul de generare al zăcămintelor Oligocen a fost realizat în zona de colectare a petrolului din jurul câmpului White Tiger, zăcămintele de petrol s-au putut forma doar în complexul Oligocen însuși.

Datele obținute infirmă ideile tradiționale consacrate despre mecanismul de formare a zăcămintelor de petrol din subsolul câmpului White Tiger doar datorită resurselor sedimentelor oligocenului. Aparent, fundația de granit conține propriile surse suplimentare de hidrocarburi pentru acumularea zăcămintelor de petrol în parametri reali.

Mulți cercetători notează că formarea acumulărilor de hidrocarburi în subsolul zonelor platformei ar putea avea loc atât din cauza afluxului de hidrocarburi din straturile sedimentare adiacente, cât și datorită potențialului propriu de hidrocarburi al subsolului. Majoritatea granitoidelor care alcătuiesc fundația zonelor platformei, precum și întregul strat de „granit” al scoarței terestre, nu sunt atât de ignei, cât de origine metamorfică. Formarea rocilor de granit ar putea avea loc în zonele de subducție atunci când o placă oceanică se afundă sub un arc insular sau sub o margine continentală activă. Scoarta bazaltică a oceanelor, împreună cu sedimentele pelagice, cade la adâncimi semnificative cu temperatură și presiune în continuă creștere. Sub influența acestor factori, rocile de subsol și acoperirea sedimentară pierd treptat apa legată, excesul de siliciu, alcalii și elementele litofile. Procesul de deshidratare a scoarței oceanice are loc printr-o reacție complexă în mai multe etape. Apa degajată este vapori de apă, care are o rezervă alcalină foarte mare.

Astfel, pe de o parte, fluxul de apă caldă-mineral îndepărtează excesul de căldură din zonele de subducție, iar pe de altă parte, saturează rocile litosferei cu fluide bogate în silice și alcaline. Ca urmare, scoarța terestră este îmbogățită cu oxizi de potasiu, sodiu, aluminiu, siliciu și alți compuși tipici stratului „granit”. Ca urmare, aceasta duce la procese de granitizare și apariția magmatismului andezitic.

Mecanismul de saturație a rocilor cristaline de subsol cu ​​fluid naftidic este, de asemenea, strâns legat de modelul propus al genezei granitoizilor. Complexele sedimentare primare (Jurasic, Cretacic și Epoca Paleogenă timpurie), care au participat la procesele de acreție, granitizare și formarea crustei „granite” a raftului Sunda, au conținut și materie organică dispersată. Fluxul de apă termală-mineral a avut un efect de temperatură și metasomatic asupra straturilor sedimentare supraiacente. În acest caz, o parte din materia organică (MO) a fost topită în camere submagmatice, dar masa sa mare ar fi putut fi păstrată și ar fi putut deveni baza pentru formarea diferitelor tipuri de sisteme generatoare de naftide:

– carbon dur, acumulări asemănătoare antraxolitului;

– dispersat, absorbit, ușor;

– hidrocarburi gaz-lichid încapsulate (C 2 – C 6), etc.

Astfel, aproape concomitent cu formarea stratului „granit” al crustei raftului Sunda, apar și fluide de hidrocarburi, care sunt incluse în fluxul general de apă-mineral, cu care intră în rocile sedimentare ale arcului insulei.

Un argument important în favoarea ideii propuse este detectarea gazelor de hidrocarburi în bulele încapsulate în granitele acestei regiuni. Studiile speciale efectuate la VNIIgeoinformsystems au identificat și analizat fluide gaz-lichid care formează incluziuni în probele de fundație ale câmpurilor White Tiger și Dragon. Au fost izolate și analizate numai fluide din goluri închise, care au putut fi obținute numai prin distrugerea mecanică a probei în condiții de vid înalt. Aceste fluide sunt încapsulate în capilare, canale de creștere a mineralelor și goluri ale structurilor minerale specifice sub formă de incluziuni separate (vacuole).

Incluziunile conțin un conținut relativ ridicat de hidrocarburi gazoase C 2 – C 6 și mai mare. Astfel, în granitul ridicat de la o adâncime de 4584,1 m (puţ 442 White Tiger), conţinutul de C 4 H 10 a ajuns la 11,6 cm 3 /kg, C 5 H 12 - 11,2, C 6 H 14 - 11, 9 cm 3 / kg de rasă. Acest lucru indică, potrivit cercetătorilor de la Moscova, că sursa primară de hidrocarburi ar putea fi rocile sedimentare, atât cele care au participat la recristalizare și granitizare, cât și cele care au fost atrase în zone de subducție. A apărut un fel de curgere apă-minerală, saturată cu gaze de hidrocarburi. Acestea din urmă ar putea fi capturate și încapsulate în vacuolele rocilor granitizate.

Dacă presupunem că conținutul mediu de gaze de hidrocarburi este de 15 cm 3 /kg, atunci numai în stratul „granit” de 10 kilometri al scoarței depresiunii Cuu Long, cu o suprafață de 20 mii km 2, aproximativ 10 kilometri. trilioane m 3 de gaze de hidrocarburi, în principal metan, sunt conținute în formă dispersată.

Participarea fluidului de hidrocarburi la „respirația gazelor” din interiorul pământului și, în consecință, încapsularea gazelor de hidrocarburi sub formă de incluziuni în microfisuri de roci și minerale de fundație, a fost remarcată de un număr de cercetători din alte regiuni. a platformelor vechi și tinere.

Ca urmare a mișcării fluxului de hidrocarburi de jos în sus, în câmpul White Tiger se observă o zonare verticală clar definită în distribuția uleiurilor: uleiuri ușoare în subsol și sedimente din Oligocenul inferior, uleiuri mai grele în Oligocenul superior și inferior. Roci miocene. Această zonare se explică prin faptul că procesul de formare a uleiului are loc în subsol în prezent. Sosirea unor porții noi, proaspete, „diluează” uleiul, făcându-l relativ ușor, în timp ce uleiurile din Oligocenul superior - Miocenul inferior situate mai sus, neasociate cu această sursă, și-au pierdut o parte din fracțiile lor ușoare.

Rezumând argumentele de mai sus, putem sugera că în perioada de formare a stratului „granit”, datorită granitizării straturilor sedimentare primare, a avut loc procesul de transformare a MO dispersate în hidrocarburi din seria petrolului. În condiții termobarice severe, s-au generat fracțiuni ușoare de hidrocarburi, care au stat la baza zăcământului de petrol din subsolul câmpurilor Tigru Alb și Dragon. În plus, fluidele de hidrocarburi care se ridică din zonele de subîmpingere împreună cu fluxul de apă-mineral s-au așezat în rocile magmatice și sedimentare atunci când condițiile termobarice s-au schimbat. Prin fisuri și alte canale, hidrocarburile lichide din subsol ar putea pătrunde în depozitele Oligocenului inferior.

Dacă acceptăm ideea declarată despre formarea petrolului în rocile de subsol ale raftului Sunda, atunci resursele potențiale de petrol ale câmpului White Tiger vor crește semnificativ. În plus, mecanismul propus de formare a petrolului și gazelor poate fi extins la structurile învecinate situate în zona de acțiune a fisurilor sau a zonelor de împingere și care au condiții geologice asemănătoare câmpului White Tiger.

După cum sa menționat deja, în 1988, unicul zăcământ de petrol White Tiger a fost descoperit în granitoizii fracturați din subsolul mezozoic al bazinului Cuu Long. Are o grosime dovedită de peste 1.600 m și un volum de granitoide saturate cu ulei de 88,2 miliarde m3. Această descoperire a intensificat munca de explorare asupra formațiunilor subsolului magmatic de pe raftul Vietnamului și în regiune în ansamblu și în alte zone ale lumii.

În ciuda prezenței în lume a câteva sute de zăcăminte limitate la roci de subsol magmatice și metamorfice, zăcământul White Tiger este unic atât în ​​ceea ce privește rezervele, cât și nivelurile de producție. Peste 13 ani de explorare și dezvoltare a zăcămintelor de petrol din fundația zăcământului, au fost deja produse aproximativ 100 de milioane de tone.

Bazinul de petrol și gaze din Mekong (în special Bazinul Cuu Long) este prima zonă de pe raftul vietnamez unde s-au produs țâșni puternice de petrol din subsolurile granitoide fracturate. La zăcământul White Tiger s-a obţinut de la o adâncime de 3.150 m un ţâşnire de petrol cu ​​un debit de aproximativ 2.830 t/zi.

Să ne amintim că fundația Tigrului Alb este o ridicare horst-anticlinală mare a unei structuri complexe, care măsoară 22×9 km. Este format din trei bolți - sudic, central și nordic. Structura este ruptă de o serie de falii, în principal de lovitură submeridiană și falii sublatitudinale subordonate. În prezent, în fundație au fost forate peste 120 de sonde de explorare, producție și injecție, care asigură mai mult de 90% din producția totală de petrol din câmp (Fig. 2).

Orez. 2. Profilul geologic al raftului Vietnam (Areshev, 2003):
1 – profilul geologic al raftului vietnamez, ilustrând proiecțiile granitoide ale subsolului; 2 – profilul schematic al zăcământului White Tiger

Majoritatea sondelor de pe Tigrul Alb forate pe fundație sunt cu randament ridicat (randament mai mult de 1.000 de tone/zi). Grosimea expusă a rocilor de subsol magmatic ajunge la 2.000 m. Limita inferioară a zăcămintei este stabilită condiționat la o adâncime absolută de 5.014 m. Rezervoarele petroliere sunt rezervoare fracturate-cavernose, ale căror goluri sunt reprezentate de macro și micro. -fisuri, caverne izometrice si goluri de matrice. Unicitatea câmpului White Tiger constă, în primul rând, în grosimea mare a secțiunii productive, în care rocile purtătoare de petrol sunt în primul rând granitoide tinere din Cretacicul târziu.

Din punct de vedere al compoziției minerale, secțiunea masivului intruziv al Tigrului Alb este reprezentată de granite, granodiorite, diorite de cuarț, monzodiorite, leucodiorite amfibole (diorite), tranziția între care nu este întotdeauna suficient de clară. În plus, masivul este tăiat de numeroase diguri de roci vulcanice comagmatice oligocene, reprezentate de diabaze, bazalt și porfirite trahibasaltice, formând acoperiri de lavă deasupra subsolului.

Pare posibil să se generalizeze aceste fenomene folosind modele matematice. Principala problemă care apare pe această cale este că aceste procese fluide sunt multifactoriale și multiparametrice. Dintre acestea, este dificil să evidențiem un singur factor dominant care poate fi simplificat și schematizat.

Ediție: Moscova, 2010, 10 pagini, UDC: 550.8.02

Limba(e) rusa

Lucrarea este dedicată analizei sistemelor de fracturi (fracturi și falii) dezvoltate în rocile de subsol și acoperirea sedimentară a câmpului White Tiger. Prin sisteme de fracturi înțelegem întregul set de discontinuități de rocă de diferite ranguri (de la microfisuri la falii), înregistrate prin diverse metode de cercetare și având o scară diferită, dar tipică pentru o anumită metodă de cercetare. Obiectivul cercetării a fost diferențierea întregii varietăți de sisteme de fracturi dezvoltate în rocile de subsol ale câmpului White Tiger, în funcție de permeabilitatea acestora la filtrarea fluidelor în timpul exploatării zăcământului. O ilustrare grafică a rezultatelor analizei ne permite să vizualizăm modelele de distribuție a sistemelor de fracturi în învelișul sedimentar și în subsolul câmpului White Tiger.

Publicare: FSUE VNIGRI, Moscova, 2012, 17 pagini, UDC: 552.578.061.43:552.3, ISBN: 2070-5379

Limba(e) rusa

Sunt prezentate informații privind conținutul de ulei industrial al obiectelor neconvenționale și concentrația de hidrocarburi în rezervoarele granitoide. Sunt prezentate caracteristicile geologice ale celor mai abrupte zăcăminte din lume. O atenție deosebită este acordată descrierii conținutului de petrol al raftului vietnamez, unde au fost descoperite câmpuri productive unice. Se face o evaluare critică a rezultatelor lucrărilor de explorare geologică la fundația din Tataria.

Potențialul industrial de petrol și gaze al fundației zonelor platformei este una dintre problemele discutate activ în geologia modernă a petrolului și gazelor. Discuția a fost intensificată de descoperirea în 1988 a unui zăcământ unic de petrol în granitele subsolului mezozoic al raftului din sudul Vietnamului în câmpul White Tiger.

Cu toate acestea, această problemă a apărut mai devreme. Datează de la primirea unui aflux industrial de petrol și gaze din granite fracturate în câmpul Panhandle-Hugoton (SUA) în decembrie 1918. În 1925, în zăcământul de petrol gigant din La Paz (Venezuela), mai mult un zăcământ de petrol în subsolul.

În prezent, în subsolul a 54 de bazine de petrol și gaze ale lumii sunt cunoscute peste 450 de zăcăminte cu acumulări industriale de petrol, gaze și condensat [Gavrilov. Gulev. Knreev. 2010].

Scurte caracteristici ale câmpurilor petroliere din rocile granitoide

Acumulări de petrol și gaze în roci de subsol magmatice și metamorfice și cruste meteorologice au fost descoperite pe aproape toate continentele și în Oceanul Mondial. Cu toate acestea, în ciuda descoperirii unor zăcăminte industriale în subsol, inclusiv a celor mari, căutările țintite pentru zăcăminte de hidrocarburi din subsol, în special în roci magmatice, sunt efectuate în cantități limitate. Acest lucru se datorează acestui fapt. că natura capacității rocilor de subsol nu este clară, nu au fost elaborate metode de identificare a rezervoarelor din roci cristaline, deschiderea și dezvoltarea lor.

Ediție: Universitatea Politehnică din Tomsk, Tomsk, 2012, 4 pagini, UDC: 550.84:551.8

Limba(e) rusa

Câmpul White Tiger (Bach Ho) este situat pe raftul sudic al SR Vietnamului, în blocul 09–1, la 120 km sud-est de orașul-port Vung Tau, principala bază de producție, tehnică și aprovizionare a joint-venture-ului Vietsovpetro (Fig. .1). Zăcăminte de petrol au fost găsite în zăcămintele nisipoase-siltioase din Miocenul inferior și Oligocen, precum și, contrar așteptărilor preliminare, în rezervoarele granitoide fracturate ale subsolului. Cazul rar de descoperire a acumulărilor industriale de petrol în roci cristaline atrage o atenție deosebită. Câmpul White Tiger a devenit cel mai mare câmp din provincia petrolieră, limitat la ridicarea centrală a bazinului Cuu Long.

Pentru a restabili istoria formării acumulărilor de hidrocarburi în interiorul Pământului și pentru a reconstrui condițiile naftiogenezei, este necesar un studiu detaliat al compoziției materiei organice dispersate în roci, în special distribuția chemofosilelor în aceasta, care a moștenit caracteristicile structura lor de la predecesorii biologici. Compoziția acestor structuri este determinată, în primul rând, de biomasa inițială și etapele ulterioare ale transformării acesteia.

Complexul de chemofosile (compoziția individuală a izoprenoidelor și alcanilor normali, conținutul de metaloporfirine și perilenă), precum și compoziția de fenatrene, pe care le-am selectat pentru cercetare, ne permit să judecăm natura genetică facială a materiei organice prezente. în stânci. Astfel, prezența unor complexe de porfirine cu vanadil (VO-p) în materia organică indică geneza predominant marina a materiei organice și condiții reducătoare în timpul sedimentării. Prezența porfirinelor de nichel (Ni-p) indică absența contaminării cu hidrogen sulfurat a apelor naturale în timpul sedimentării și diagenezei timpurii a materiei organice. Prilene, răspândit în lacuri, se găsește și în zonele de coastă ale mării și este absent în faciesul de adâncime. Raportul hidrocarburilor izoprenoide

Pristane (P) și fritan (F) pot fi folosite pentru a evalua condițiile redox din bazinul de sedimentare. Ar trebui, totuși, să se țină seama de faptul că, alături de mediul oxidant, conținutul crescut de pristan în sedimente se poate datora unei contribuții semnificative a zooplanctonului și a biomasei bacteriene în materia organică. Compoziția n-alcanilor caracterizează participarea anumitor grupuri de bioproducători la formarea compoziției materiei organice. Principalele hidrocarburi ale fitoplanctonului sunt n-alcanii C15 și C17. Vegetația terestră se caracterizează prin predominanța n-alcanilor C27, C29 și C31. Algele marine de coastă sunt dominate de omologii C21, C23 și C25.<...>

În ultimii ani, relevanța studierii acestor probleme a crescut semnificativ în întreaga lume, atât în ​​legătură cu descoperirea de noi zăcăminte mari de petrol și gaze în subsol, cât și cu epuizarea treptată a rezervelor de hidrocarburi (HC) în zăcămintele cu zăcăminte terigenă și roci carbonatice.

În Republica Vietnam, ponderea producției de petrol din zăcămintele de subsol ale Tigrului Alb, Dragonului, Leului Negru și altor câmpuri depășește 90% din producția totală de petrol. Prin urmare, studiul problemelor de control și reglementare a dezvoltării acestor câmpuri devine mai relevant și într-adevăr are o mare importanță practică în practica câmpului de petrol și gaze.

Depozitele de petrol din subsol sunt adesea determinate de condiții geologice și termodinamice complexe. În consecință, analiza și reglementarea dezvoltării domeniilor cu astfel de condiții nu prezintă doar un interes științific, ci și o importanță practică extrem de mare atât pentru Republica Vietnam, cât și pentru întreaga lume. Lucrarea de disertație a analizat și reglementat dezvoltarea rezervoarelor granitoide în subsolul cristalin al câmpului mare de tigri albi de pe raftul Vietnamului de Sud.