Caracteristicile structurii geologice și dinamica schimbărilor în principalii indicatori ai dezvoltării câmpului White Tiger de pe raftul Vietnamului. Câmpul White Tiger Tehnologii inovatoare de dezvoltare la câmpul White Tiger

UDC 550.84:551.8

GENEZA ULEIULUI CÂMPULUI TIGRULUI ALB (VIETNAM) CONFORM DATELOR PRIVIND COMPOZIȚIA HIDROCARBURILOR ACICLICE SATURATE

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

Universitatea Politehnică din Tomsk *Institutul de Chimie a Petrolului SB RAS, Tomsk E-mail: [email protected]

Caracteristicile generale ale compoziției materiei organice dispersate a rocilor miocene și oligocene din câmpul White Tiger (Vietnam) sunt descrise și comparate cu caracteristicile corespunzătoare ale uleiurilor.

Cuvinte cheie:

Metaloporfirine; materie organică dispersată; porfirine; catageneza; fitoplancton.

Metaloporfirine, materie organică dispersată, porfirina, catageneză, fitoplancton.

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 naftidogenezei, 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 facial-genetică 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 utilizate 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.

Pentru a determina gradul de maturitate termică a materiei organice, am folosit CPI - raportul dintre concentrația de n-alcani cu un număr impar de atomi de carbon din moleculă la n-alcani „pari”, precum și reflectivitatea calculată a vitrinitei. (Rc), bazat pe diferența de stabilitate termică a izomerilor individuali ai metilfenatrenilor. Rc se corelează bine cu reflectivitatea vitrinitei (% Rm) în intervalul valorilor sale corespunzătoare zonei principale de formare a uleiului din kerogen.

Materialul acumulat până în prezent cu privire la caracteristicile compoziționale ale materiei organice dispersate și uleiurilor din câmpul White Tiger a arătat că parametrii geochimici ai biomarkerilor de hidrocarburi pentru materia organică dispersată din roci și uleiurile de subsol au diferențe mari. Datele obținute indică faptul că rocile din subsol nu au nimic de-a face cu generarea de caverne de umplere cu ulei din subsol. Un rol important pentru formarea petrolului în câmpul White Tiger îl au rocile din Oligocenul inferior și Oligocenul superior și Miocenul inferior și Eocenul. Analiza compoziției uleiurilor din câmpul White Tiger a arătat prezența a două grupe de uleiuri de geneză diferită. Primul este uleiuri din subsol și Olinocen, iar al doilea este din Miocen.

Scopul acestui studiu a fost de a caracteriza compoziția materiei organice dispersate în rocile miocene și oligocene din câmpul White Tiger (Vietnam) și de a o compara cu caracteristicile corespunzătoare ale uleiurilor.

Caracteristicile obiectelor și metodelor de cercetare

Extracția bitumului a fost efectuată cu o soluție de metanol 7% în cloroform folosind un sistem Teca-101 Cox1ec NT. Fenantrenul, perilena și metaloporfirinele au fost concentrate prin separarea cromatografică a bitumului pe coloane de alumină. Conținutul de metaloporfirine și perilenă în fracțiile cromatografice a fost determinat prin spectroscopie electronică folosind intensitatea benzilor de absorbție la R = 550 nm (pentru M-r), 570 nm (pentru UO-r) și 435 nm (pentru rerimelene) folosind coeficienții de extincție în calcule 2,7-104, 2,9-104, respectiv 4-104 l/(mol.cm). Compoziția și distribuția alcanilor și fenatrenelor au fost studiate prin cromatografie gaz-lichid (GLC) folosind o fază staționară 8E-54 și un detector cu ionizare în flacără. Identificarea compușilor a fost efectuată prin timpul de retenție

prin comparație cu datele existente și publicate. Pe baza cromatogramelor de cromatografie gaz-lichid s-a determinat distribuția maximă a greutății moleculare a n-alcanilor, s-au calculat parametrii compoziției alcanilor: raportul P/F, P/n-C17, P/n-C18 și CPI, pe baza compoziției fenatrenelor - indicele metifenetren MPI = 1,5 (2MP+3MP)/(P+1MP+9MP) iKs - reflectivitate calculată a vitrinitei (Rc=0,6MPI+0,4).

Rezultatele și discuția lor

Caracteristicile rocilor sursă potențiale ale câmpului White Tiger. În marea majoritate a probelor de rocă (cu excepția miezului Miocen-1), VO-р a fost găsit în concentrații scăzute (de la 3 la 31 nmol/g Ni-р este absent în probele Miocen-1 (Tabelul 1); . În același timp, rocile Miocen și Oligocen-3 conțin pigmenți de clor, a căror conservare în sedimente este facilitată de contaminarea cu hidrogen sulfurat. Acesta poate fi motivul absenței complexelor porfirine cu nichel în ele. Materia organică a unor astfel de roci, de regulă, este îmbogățită cu vanadiu, vanadil porfirine și compuși organosulfurați.

Legendă

e-*U - Structuri promițătoare - Câmpuri de gaze

Ш - Câmpuri de petrol - Câmpuri de petrol și gaze

| Dragon | - În curs de dezvoltare | lantay| - Pregătit pentru dezvoltare

Orez. 1. Harta de ansamblu a zonei de pe raftul Vietnamului de Sud

Tabelul 1. Conținutul de metaloporfirine și perilenă din rocile zăcământului White Tiger

Kern Vietnam

Miocenul 1 Miocenul 2 Oligocenul 1 Oligocenul 2

Adâncime, 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

IPC(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

Distribuția hidrocarburilor de parafină în materia organică a zăcământului White Tiger este prezentată în Fig. 2. În majoritatea n-alcanilor predomină hidrocarburile de compoziție C10-C20, în timp ce concentrația de n-alcani de compoziția C21-C35 este vizibil mai scăzută. Natura distribuției greutății moleculare a n-alcanilor în MO a rocilor din intervalul oligocen inferior (4142,5 m) indică natura mixtă a materiei organice inițiale produse de fitoplancton, plante de coastă și terestre în proporții apropiate (Fig. 2) . Materialul organic a fost depus în condiții de suboxidare (P/F = 1,58), aparent într-un bazin marin de coastă. Mai sus pe secțiune (4098,5 m), contribuția algelor de coastă a scăzut, iar principalii bioproducători au fost fitoplanctonul și plantele lemnoase care s-au acumulat într-un mediu reducător (P/F = 1,16). În Miocen (2992,75 m), mediul de sedimentare s-a schimbat în oxidativ (P/F = 3,31), reprezentanții florei au dispărut practic în rândul bioproducătorilor, iar lipidele microbiene au dominat. Prezența perilenei în materia organică indică superficialitatea bazinului de sedimentare. De-a lungul timpului (roci de la o adâncime de 2822,75 m), condițiile de sedimentare s-au schimbat în cele reducătoare, iar bioproducătorii s-au transformat în fitoplancton și, în cantități subordonate, în alge de coastă.

În toate mostrele de material de bază, CPI este aproape de unitate (1,01...1,07, într-o anumită măsură, datele lui E. Berey și E. Evans pot fi completate cu materialele lui J. Cooper, arătând că inițialul). OM al rocilor din câmpul White Tiger s-a caracterizat prin predominanța acizilor grași cu un număr par de atomi de carbon. J. Hunt și M. Calvin notează că acest raport NP/H este 1.01.1.07 pentru alge. În general, valorile IPC din probele studiate corespund materiei organice suficient de mature pentru formarea uleiului.

Denumirea n-alcanilor

Orez. 2. Distribuția masei moleculare a n-alcanilor în materia organică dispersată din zăcământul White Tiger

Astfel, în secțiunea Oligocen-Miocenă a zăcământului White Tiger există soiuri de roci care diferă semnificativ în sedimentogeneză și compoziția bioproducătorilor care au furnizat materie organică sedimentului. Pe baza transformării sale termice a materiei organice, câmpul White Tiger poate fi caracterizat ca fiind matur, capabil să genereze petrol. Acest lucru este evidențiat de valorile reflectivității calculate a vitrinitei, corespunzătoare etapei de catageneză MK2-MK3, valorile CPI și raportul dintre izoprenoid și n-alcani.

Caracteristicile uleiurilor din câmpul White Tiger. Petrolul din acest câmp este foarte parafinic (18,25,3%), cu un conținut foarte scăzut de sulf. Odată cu adâncimea, densitatea și vâscozitatea uleiului, conținutul de rășini și asfalten din el scade. Conținutul de VO-р și Ni-р, pe care le-am găsit în concentrații foarte mici, scade și el odată cu adâncimea (Tabelul 2). Această tendință de modificare a parametrilor compoziției uleiului poate fi asociată cu o creștere a temperaturii rezervorului odată cu creșterea adâncimii rezervorului și cu descompunerea parțială a moleculelor complexe cu molecule înalte.

Tabelul 2. Conținutul de metaloporfirine din petrol din câmpul White Tiger

Oil Miocene Oligocen 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

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

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

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

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

MPI 0,61 0,78 0,51

Rc 0,77 0,87 0,71

Distribuția hidrocarburilor parafinice în uleiuri este prezentată în Fig. 2. Dintre n-alcani predomină C10-C20. Prin natura distribuției greutății lor moleculare, uleiurile sunt similare între ele și cu substanțele organice dispersate ale rocilor miocene. În același timp, raportul P/F în uleiuri fluctuează foarte mult (1,28-2,84). Aceasta indică o diferență în condițiile de acumulare a substanței lor inițiale sursă de petrol. O comparație a uleiurilor și a materiei organice dispersate din roci bazată pe raportul dintre pristan și fitan, ținând cont de natura distribuției greutății moleculare a n-alcanilor, arată că uleiul miocen ar putea fi generat de sedimente de aceeași vârstă (Miocen- 1). Valorile parametrului genetic P/F pentru materia organică dispersată a rocilor oligocene (P/F=1,16...1,58) sunt semnificativ mai mici decât pentru petrolul prezent în aceste sedimente (P/F=2,04), ceea ce indică alte sursa de ulei. Structura geologică complexă a teritoriului în care se află zăcământul White Tiger ar putea duce la umplerea capcanei din rezervoarele oligocenului cu petrol mai tânăr generat de straturile miocene (Miocen-1 și Miocen-2), care conține varietăți de roci cu dispersate. materie organică, caracterizată prin valori P/ F de la 1,2 la 3,3.. Uleiul care se găsește în rocile de subsol este cel mai apropiat de materia organică dispersată a rocilor Miocen-2.

Denumirea n-alcanilor

Orez. 3. Distribuția masei moleculare a n-alcanilor din uleiurile din câmpul White Tiger

Astfel, analiza cromatografiei gaz-lichid a probelor de ulei și a probelor de miez din câmpul White Tiger arată că materialul sursă pentru toate uleiurile a constat în principal din fitoplancton cu un amestec de alge de fund și o mică proporție de plante terestre. Uleiul miocen a fost generat de materia organică a sedimentelor acumulate într-un mediu reducător, iar uleiul din rezervoarele și subsolul oligocenului - în condiții slab oxidante și oxidante. Cea mai probabilă sursă de petrol din câmpul White Tiger sunt depozitele miocene polifaciale care au atins faza principală de formare a petrolului și sunt capabile să genereze petrol.

BIBLIOGRAFIE

1. Krasnoyarova N.A., Serebrennikova O.V., Zaitsev S.P. Condiții de sedimentare și catageneză a materiei organice dispersate din Jurasicul inferior al Siberiei de Vest // Geologie, geofizică și dezvoltarea zăcămintelor de petrol și gaze. - 2009. -№3. - pp. 11-17.

2. Serebrennikova O.V., Belokon T.V. Geochimia porfirinelor. -Novosibirsk: Nauka, 1984. - 86 p.

3. Savinykh Yu.V., Luong Z.H., Utoplennikov V.K. OM al rocilor de subsol cristaline ale câmpului White Tiger // Noi idei în geologia și geochimia petrolului și gazelor: Proceedings of the VIII International. conf. - M., 2005. - P. 231-236.

4. Savinykh Yu.V. Caracteristici comparative ale compoziției moleculare a uleiurilor din câmpurile Dragon și White Tiger // Chimia petrolului și gazelor: Proceedings of the VII International. conf. - Tomsk, 2009. -S. 157-160.

5. Ilninskaya V.V. Relația genetică dintre hidrocarburile din materia organică a rocilor și uleiurilor. - M.: Nedra, 1985. - 157 p.

6. Goncherov I.V. Geochimia uleiurilor din Siberia de Vest. - M.: Nedra, 1987. - 179 p.

7. Petrov Al.A., Arefiev O.A. Biomarkeri și geochimia proceselor de formare a petrolului // Geochimie. - 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. Compoziția de hidrocarburi a uleiurilor din câmpurile offshore din Vietnam // Petrochimie. - 2003. - T. 42. - Nr. 1. - P. 13-22.

9. Petrov Al.A. Hidrocarburi petroliere. - M.: Nauka, 1984. - 262 p.

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.

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 înclină 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 cupolei 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 eroziunii 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 non-argilosă cu granulație grosieră-medie)

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 între puțurile 14 și 145. Iar între puțurile 116 și 9 au fost identificate 2 falii, caracterizate printr-o lățime semnificativă a zonei de strivire a rocii. Compoziția litologică a zăcămintelor este eterogenă. În fântâna 10 observăm o alternanță de stânci argiloase și nisipoase-nâmoase. Grosimea argilei este de 40 m Depunerile de argilă se ciupesc și dispar complet în puțul 14. În puțurile 145, 116 și grosimea se observă doar roci nisipoase-alveuritice cu grosimea de 33 m de argilă crește în fântână 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 perturbări 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, și colab. Geologia și potențialul de petrol și gaze al subsolului raftului Sunda. M., Oil and Gas, 1988, 285 p.

2. Interpretarea Yezhova 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.

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 acoperirii sedimentare depășește 4300 m Limita inferioară a zăcămintei este stabilită în mod condiționat puțul BT-905, forat la o adâncime absolută de 5014 m, nu a pătruns în ulei. - 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, un număr mai mare de puțuri au fost forate la adâncimi de 4500 -4760 m. Pe arcul de nord - 4457 m. Cel mai adânc puț BT-905 a fost forat la o adâncime de 5014 m 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 determină o modificare a proprietăților sale reologice și este însoțită de tranziții de fază, ca urmare a saturatiei fluxului cu hidrocarburi grele, precum și a formării de depozite de ulei în apropierea peretelui pe suprafața interioară a conducta. 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 a fost 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 a 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 etapa de pregătire a „Acordului de activitate comună” între societatea mixtă „Vietsovpetro” și compania PVEP (o subsidiară a KNG „Petrovietnam”) 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, sunt planificate lucrări de sondaj seismic 3D pe blocul 14

AGENȚIA FEDERALĂ PENTRU 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 rezervor de petrol în subsolul câmpului White Tiger
Descoperirea în 1988 a unui zăcământ unic de petrol în granitoizii subsolului 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 depășeau în special 500 de milioane de tone. 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... .

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 direcționate 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 dezvoltate metode de identificare a rezervoarelor din roci cristaline, deschiderea și dezvoltarea lor.

Ediție: Universitatea Politehnică 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.

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.