Особенности геологического строения и динамика изменения основных показателей разработки месторождения белый тигр на шельфе вьетнама.

Геологическое изучение шельфа Южного Вьетнама началось с конца 1960-х гг. (фирмами Mandrel, Shell, Mobil Oil, Marathon, Pecten, а позже Deminex, Agip, Bow Walley и др.)

Планомерные работы по освоению ресурсов нефти и газа континентального шельфа юга СРВ начались в 1981 г. после создания СП «Вьетсовпетро».

Проектом «Зарубежнефти» - совместное предприятие «Вьетсовпетро», cозданное в 1981 году на основе Межправительственного соглашения на паритетных началах с Корпорацией нефти и газа «Петровьетнам»

СП VietSovpetro – фактический монополист на нефтяном рынке Вьетнама,на его долю приходится 90 % добываемой в стране нефти)

Главным открытием СП «Вьетсовпетро» является месторождение Белый Тигр, крупное по запасам и уникальное по геологическому строению и нефтегазоносности.

Советские нефтяники впервые применили здесь практику бурения не на 500–600 м, как это делалось обычно, а на 3 000 м, пытаясь обнаружить запасы нефти и газа в глубинных породах.

Это был исключительный объект с наличием нефти в гранитном фундаменте под палеогеновыми отложениями. Такое открытие в практике нефтегазовых работ считается революционным.

Месторождение расположено в пределах Меконгской (Кыулонгской) впадины Зондского шельфа. В тектоническом плане Зондский шельф входит в состав Индосинийско-Зондской межматериковой области, формирование которой прослеживается с конца палеозойской эры.

Геологический разрез месторождения Белый Тигр представлен докайнозойскими кристаллическими породами фундамента и терригенными породами осадочного чехла. Максимальная вскрытая мощность фундамента достигает 1700 м, мощность осадочного чехла превышает 4300 м.

Фундамент месторождения сложен гранитоидными образованиями ((граниты, гранодиориты, диориты) позднемел-раннеюрского возраста, прорванными дайками диабазовых и андезито-базальтовых порфиритов. Гранитоидные породы представлены практически всеми переходными разностями – плагиограниты, адамеллиты, разнообразные гранодиориты, лейкодиориты, монцодиориты.)

Породы фундамента в различной степени изменены вторичными процессами. Среди вторичных минералов наиболее широко распространены цеолит и кальцит. По данным радиологических определений абсолютный возраст кристаллических пород фундамента колеблется от 245 (поздний триас) до 89 (поздний мел) млн. лет.

В гранитоидах месторождения Белый Тигр содержится гигантскую залежь нефти.

Осадочный чехол месторождения Белый Тигр представлен терригенными породами палеогеновой (олигоцен), неогеновой (миоцен, плиоцен) и четвертичной систем. С олигоценовыми и нижнемиоценовыми пластами связаны промышленные залежи нефти п.

Поверхность фундамента сформировалась под воздействием тектонических и эрозионных процессов. Выступ со всех сторон ограничен разломами. Наиболее важными (структурообразующими) считаются сквозные нарушения, трассируемые не только в осадочном чехле, но и в фундаменте, предположительно олигоценового возраста. Им отводят ведущую роль в формировании как самой структуры, так и трещиноватости в породах фундамента. Основные разломы имеют СВ простирание, значительную протяженность и большую амплитуду (1,0-1,5 км).

Неогеновые разломы немногочисленны, имеют субмеридиональное простирание, их амплитуда не превышает 100 м, протяженность – 3-5 км. В разрезе чехла разломы формируют тектонически-экранированные залежи.

Месторождение Белый Тигр расположено в пределах Кыулонгской впадины на шельфе Южного Вьетнама. Длина впадины 450–500 км, ширина 75–110 км.

Фундамент осадочного чехла представляет собой горстообразный батолит сложного строения, размером 30 х 6–8 км. Батолит состоит из трех сводов – Южного, Центрального, Северного, которые разбиты серией разломов.

Продуктивность месторождения установалена в породах фундамента, отложениях олигоценового и нижне-миоценового возраста. Выделеются 4 объекта разработки – породы фундамента, отложения нижнего олигоцена, верхнего олигоцена и нижнего миоцена(БТ). Фундамент является главным объектом, обеспечивающим высокую продуктивность и основные запасы- 90%.

Результаты изучения керна пород фундамента свидетельствуют о том, что породы имеют значительную петрографическую неоднородность.

Начальные геологические запасы залежи фундамента месторождения Белый Тигр ранее оценивались в 600 млн т, а олигоценовых отложений – 150 млн т, что в сумме составляет более 750 млн т нефти.

исследователей и для других регионов древних и молодых платформ.

В результате движения углеводородного потока снизу вверх на месторождении Белый Тигр отмечается четко выраженная вертикальная зональность в распределении нефтей: легкие нефти в фундаменте и нижнеолигоценовых отложениях, более тяжелые – в верхнеолигоценовых и нижнемиоценовых породах.

МБТ расположено в пределах Кыулонгской впадины, ее длина 450–500 км, ширина 75–110 км.

Большинство скважин, пробуренных на фундамент, являются высокодебитными.

Максимальная вскрытая мощность фундамента достигает 1700 м, мощность осадочного чехла превышает 4300 м.

Нижняя граница залежи установлена условно, скважина БТ-905, пробуренная до абсолютной глубины 5014 м, водонефтяной контакт не вскрыла.

СУТЬ: Объемы добычи нефти на месторождении «Белый тигр» на морском шельфе Вьетнама превзошли самые оптимистичные прогнозы геологов и внушили многим нефтяникам надежду, что на больших глубинах хранятся громадные запасы «черного золота»

С самого начала нефтедобычи «черное золото» извлекали исключительно из осадочных толщ, здесь же осадочную толщу (около 3 км) пробурили насквозь, вошли в фундамент земной коры, и скважина зафонтанировала. Причем, согласно подсчету геологов, из скважины можно было извлечь около 120 млн. тонн, но и после того, как этот объем был добыт, нефть продолжала поступать из недр с хорошим напором. Месторождение поставило перед геологами новый вопрос: накапливается ли нефть только в осадочных породах или ее вместилищем могут быть породы фундамента? Если в фундаменте тоже есть нефть, то мировые запасы нефти и газа могут оказаться куда больше, чем мы предполагаем.

 

На месторождение пробурено более 120 разведочных скважин, добывающих и нагнетательных скважин.

На Центральном своде, большее число скважин пробурено до глубин 4500-4760 м.

На Северном своде - 4457 м.

Самая глубокая скважина БТ-905 пробурена до глубины 5014 м.

В 1988 году был извлечен первый миллион нефти.

2005 год – 150 млн. тонн нефти.

2008 год – 170 млн. тонн нефти.

К концу 2009 года, накопленная добыча составила 183 млн. тонн.

2012 год – 200 млн. тонн сырой нефти – месторождения «Белый Тигр» и «Дракон».

За 2012 год добыча «Вьетсовпетро» составила 6 110 тыс. тонн, в том числе «Белый Тигр» – 4 398 тыс. тонн, «Дракон» – 1 504 тыс. тонн.

Нефти вьетнамских месторождений Bach Ho, Rong, Nam Rong – Doi Moi по своим реологическим свойствам имеют общую характеристику: высокую вязкость и высокую парафинистость. Перекачка и транспорт таких нефтей свидетельствуют о том, что в нефтепроводах, проложенных под водой, интенсивный теплообмен между потоком перекачиваемой нефти и окружающей средой приводит к резкому изменению термогидродинамического режима в потоке вдоль трубопровода. Падение температуры нефти по ходу движения обусловливает изменение ее реологических свойств и сопровождается фазовыми переходами, как результат насыщения потока тяжелыми углеводородами (ряд углеводородов, который затрагивает процесс фазовых переходов, от С₆ и выше), а также образованием пристенных нефтяных отложений на внутренней поверхности трубопровода. Указанные факторы, при определенных технологических условиях, оказываются причиной постепенного самопроизвольного снижения пропускной способности трубопровода, что, прежде всего, увеличивает энергозатраты на перекачку, следовательно, повышает себестоимость трубопроводного транспорта.

Нефть, добываемая на месторождениях страны, отличается низким содержанием серы (0,035–0,14%)

то время как в Brent её 0,2-1%, а в Urals 1,2-1,3 %.

Если при этом своевременно не будут приняты специальные меры, то это может привести к полной остановке перекачки с последующим застыванием (замораживанием) трубопровода, повторный пуск которого, как известно, всегда связан с большими технологическими сложностями.

Нефть этих вьетнамских месторождений по своим реологическим свойствам может быть отнесена к бингамовской модели. Для улучшения реологических свойств этих нефтей были предложены различные методы, в частности, метод термомагнитной обработки, применение депрессорных присадок и др.

На месторождениях «Белый Тигр» и «Дракон» построены:

13 морских стационарных платформ

22 блок-кондуктора

2 технологические платформы – максимальная производительностью: по нефти 38 тыс. тонн в сутки, по газожидкостной смеси 46 тыс. тонн в сутки.

3 компрессорные станции мощностью 9,8 млн. кубических метров в сутки.

Единая система сбора газа низкого давления обеспечивает нормальное функционирование всего технологического процесса по сбору и транспорту газа на берег, подготовке газлифтного газа и использования его для механизированного способа добычи нефти на месторождениях СП «Вьетсовпетро», а также позволяет утилизировать до 97 % добываемого газа.
В СП «Вьетсовпетро» создана одна из лучших береговых баз в Юго-Восточной Азии по строительству и монтажу в море технологических и сателлитных платформ для бурения скважин и добычи нефти и газа.
В своем активе СП «Вьетсовпетро» имеет четыре самоподъемные буровые установки, более чем 20 единиц флота, включая краново-монтажные, противопожарные, водолазные и транспортно-буксирные суда, четыре установки беспричального налива.

Стационарных платформы, соединены между собой сетью подводных трубопроводов. Добывающие платформы обеспечивают одновременное бурение и добычу нефти из 16 кустовых скважин. Верхнее строение состоит из 23 блок-модулей, в которых, по принципу функциональной автономности, смонтировано оборудование жизнеобеспечения, бурового, эксплуатационного и энергетического комплекса. Платформы, с которых идет добыча, работают в автономном режиме.

Добытая нефть перекачивается на две центральные технологические платформы, где ее отчищают от воды и газа. Затем, обработанная нефть поступает на танкеры-накопители, именно с них идет отгрузка нефти покупателю. Попутный газ, выделенный из нефти, поступает на материк по трубопроводу. На голубом топливе Белого Тигра работает несколько электростанций Вьетнама.

Все построенные платформы способны выдержать тайфун до 12 баллов и волнения воды высотой 7-8 метров.

Самоподъемная буровая установка «Там Дао» стоит на трех опорах, уходящих под воду на глубину 50 метров. Опорные колонны форминого типа производят бурение на шельфе от 10 до 120 метров. На каждой опорной ноге по 12 электродвигателей. Электродвигатели включают, когда платформа с точностью до сантиметра установят в точке бурения. За пол часа опора достигает дна, а затем несколько минут вся плавучая конструкция, массой более 25000 тонн, поднимается над уровнем моря. Чтобы волна не смогла опрокинуть «Там Дао», платформу поднимают на 20 метров. Остается только опустить буровой станок на заранее подготовленный блок-кондуктор и начать работу.

Единственный действующий нефтеперерабатывающий завод в стране — НПЗ «Зунг Куат». В настоящее время начинается строительство НПЗ на севере страны и запланировано строительство на юге. НПЗ «Зунг Куат» построен за три года (с ноября 2005-го по январь 2009-го), запущен в феврале 2009 года. Совокупный объем инвестиций в строительство составил $3,053 млрд.

НПЗ «Нги Сон» планировался к строительству на севере страны, его мощность, согласно базовому проекту, — 10 млн тонн в год. Ввод в эксплуатацию был запланирован на 2013–2014 годы. Участники проекта НПЗ «Нги Сон»: PetroVietnam (25,1%), Idemitsu (Япония, 35,1%), Kuwait Petroleum (Кувейт, 35,1%), Mitsui Chemicals (Япония, 4,7%).

НПЗ «Лонг Сон» будет находиться на юге страны, его проектная мощность также 10 млн тонн в год. Проект находится на ранней стадии разработки, парт неры и инвесторы не определены. Ввод в эксплуатацию запланирован на 2016–2020 годы. Большая часть спроса на нефтепродукты сосредоточена в южной части Вьетнама. Объем спроса на нефтепродукты в центральной части, где расположен «Зунг Куат», невелик, однако удобство транспортировки нефтепродуктов по морю обеспечивает эффективный доступ ко всему рынку Вьетнама для сбыта продукции завода «Зунг Куат

Нефтяное месторождение «Белый Тигр» (Бать Хо) расположено на шельфе Южно-Китайского моря в экономической зоне Вьетнама на удалении 120 км от берега (г. Вунгтау). Оператором месторождения является российско-вьетнамское СП «Вьетсовпетро».

Месторождение открыто в 1975 году. Промышленная добыча началось в 1986 году. Начальные запасы нефти оценивались в 191,1 млн тонн.

Геологический разрез «Белый Тигр» месторождения представлен кристаллическими породами фундамента поверх которого находятся терригенные породы осадочного чехла. Максимальная мощность осадочного чехла превышает 4300 метров, вскрытая мощность фундамента достигает 1700 метров.

Разработка месторождения «Белый Тигр» начата с ввода эксплуатацию залежей нижнего миоцена. Сейчас в разработке находятся залежи нижнего миоцена, верхнего олигоцена, а также фундамента.

Залежь в фундаменте открыта в 1988 году и приурочена к массиву трещиноватых гранитоидных пород (граниты, диориты). Размерами залежи в плане 28х7 км. Проницаемость коллектора фундамента очень большая и достигает 20 Дарси.

Всего на месторождении 296 скважин, в том числе 219 добывающих, 45 нагнетательных, 20 скважин ликвидировано, 8 находятся в консервации и 4 наблюдательные.

Максимальная добыча нефти в целом по месторождению была достигнута в 2002 году и составила 12,9 млн. тонн, причем из залежи фундамента было добыто подавляющее количество – 12,1 млн. тонн.

По состоянию на 2012 год накопленная добыча нефти составила – 187 млн. т, накопленная закачка воды достигла – 270 млн. м3. Текущий КИН составляет – 0,33.

Начальное пластовое давление залежи фундамента на отметке - 3650 м (условная середина залежи) составляло 41,7 МПа. Начальный период эксплуатации залежи характеризуется значительным падением пластового давления и проявлением замкнуто-упругого режима разработки. На момент принятия решения о внедрении заводнения пластовое давление снизилось на 13,7 МПа до 28 МПа.

С 1995 года, через два года после начала закачки воды, темп снижения пластового давления значительно уменьшился, режим работы залежи изменился с упругого на упруго-водонапорный. В период с 2005 по 2008 годы падение пластового давления составило 0,9 МПа и затем стабилизировалось на уровне 23 МПа.