Месторождение белый тигр реферат
Обновлено: 04.07.2024
Исследование динамической устойчивости процесса углубления скважин в породах кристаллического фундамента месторождений Белый Тигр и Дракон Вьетнама: Синергетический подход ( реферат , курсовая , диплом , контрольная )
Содержание
Это является одной из возможных причин отклонения траектории ствола скважин от проектного профиля.
2. Исследованиями, выполненными с использованием современных методологий теории катастроф, синергетики и современных технологий производства бурового инструмента, показана принципиальная возможность управления траекторией ствола скважины в кристаллическом фундаменте за счет обеспечения динамической устойчивости процесса углубления.
3. Динамическая устойчивость процесса углубления достигается внедрением комплекса, включающего:
3.1. новые технологические параметры режима бурения:
3.1.1. при бурении винтовым забойным двигателем:
G = (80−160)кН, N = (2,5−5,0)с' Q = (0,01−0,05)м3/с-
GonT = 140кН, NonT = 3,55с"1, QonT = 0,037м3/с-
3.1.2. при роторном способе бурения:
G = (100−250)кН, N = (l, 2-l, 45) c1, Q = (0,007−0,03)м3/с-
GonT = 190кН, NonT = 1,2с'1, QonT = 0,020м3/с-
3.2 Буровое долото фирмы Smith Tools (США) для разбуривания месторождений Белый Тигр и Дракон.
3.2.1. с твердо-сплавными вставками-конической конфигурации зубьев-
3.2.2. твердо-сплавные вставки, покрытые алмазом, установлены на конусе шарошки (в чередовании с обычными вставками) —
3.2.3. металл зубьев долота — с твердо-сплавными вставками Tungsten Carbide 411 (вместо Tungsten Carbide 510).
5. Методами дискриминанта ого анализа (по критерию Тейла) определена наилучшая модель углубления скважин в фундаменте
Умех.= 0.235 — 5.31N + 306NQ — 358.4Q + 2.94GQ — 2.4GNQ-0.0553G+0.0468GN- здесь параметры режимов бурения приведены в системе СИ: G[kH], N[c1], Q[m3/c], а значения Умех. — м/с.
ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ДИССЕРТАЦИИ ОПУБЛИКОВАНЫ В СЛЕДУЮЩИХ РАБОТАХ
1. Оганов А. С. , Лыонг В. Т. Строительство первой горизонтальной скважины на шельфе Вьетнама — НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море «№ 8−9 1996г.
2. Оганов А. С. , Прохоренко В. В. , Лыонг В. Т. , Ньяк Л. К.
Технология проводки наклонно-направленных и горизонтальных скважин по криволинейным профилям — НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море «№ 3−4 1997г.
3. Оганов А. С. , Рогачев О. К, Федорычев В. А. , Лыонг В. Т. , Ньяк
Л. К. Забуривание нового ствола из эксплуатационной колонны скважины № 74 МСП-6 на шельфе Вьетнама — НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море «№ 6−7 1997г.
9. Дао Ч. С. , Лыонг В. Т. , Руденко А. В. , Ширин-Заде Араз С.
1. Абрамсон М. Г. , Байдюк Б. В. , Зарецкий B.C. и др. Справочник по механическим и абразивным свойствам горных пород нефтяных и газовых месторождений. Москва, Недра, 1984 г.
2. Александров М. М. Взаймодействие колонны труб со стенками скважины. Москва, Недра, 1982 г.
4. Ашрафьян М. О. Повышение качества разобщения пластов в глубоких скважинах. Москва, Недра, 1982 г.
5. Ахромеева Т. С. , Курдюмов С. П. , Малинецкий Г. Г. , Самарский A.A. Нестационарные структуры и диффузионный хаос. Москва, Наука, 1992 г.
7. Беллман Р., Заде JI. Принятие решений в расплывчатых условиях. Москва, Мир, 1976 г.
8. Булатов А. И. , Пешков А. Г. , Проселков Ю. М. Справочник по промывкескважин. Москва, Недра, 1984 г.
9. Ю. Булатов А. И. , Аветисов А. Г. Справочник инжинера по бурению (в 2-х томах). Москва, Недра, 1985 г.
10. П. Гильмор Р. Прикладная теория катастроф (в 2-х томах). Пер. с англ. Москва, Мир, 1984 г.
11. Грей Дж.Р., Дарли Г. С. Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей). Пер. с англ. Москва, Недра, 1985 г.
12. Гулизаде М. П. , Мовсумов A.A., Оганов С. А. и др. Бурение кустов наклонных скважин в морских условиях. Баку, Азернешр, 1984 г.
13. Гулд X., Тобочик Я. Компьютерное моделирование в физике (в 2-х томах). Москва, Мир, 1990 г.
14. Гршулецкий В. Г. , Лукьянов В. Т. Проектирование компановок нижней части бурильной колонны. Москва, Недра, 1990 г.
15. Гласс Л., Маки М. От часов к хаосу. Ритмы жизни. Москва, Мир, 1991 г.
16. Дж. Касти. Большие системы. Связанность, сложность и катастрофы. Пер. с англ. Москва, Мир, 1982 г.
17. Дж. М. Т. Томпсон . Неустойчивости и катастрофы в науке и технике. Пер. с англ. Москва, Мир, 1985 г.
18. Заславский Г. М. , Савдеев Р. З.
Введение
в нелинейную физику. От маятника до турбулентности и хаоса. Москва, Мир, 1988 г.
19. Иванова B.C. Синергетика. Прочность и разрушение металлических материалов. Москва, Наука, 1992 г.
20. Ивахненко А. Г. , Зайченко Ю. П. , Дмитров В. Д. Принятие решений на основе самоорганнизации. Москва, Советское радио, 1976 г.
21. Иэн Стюарт. Тайны катастрофы. Пер. с англ. Москва, Мир, 1987 г.
22. Калинин А. Г. Искривление скважин. Москва, Недра, 1974 г.
23. Калинин А. Г. , Григорян H.A., Султанов Б. З. Бурение наклонных скважин. Москва, Недра, 1990 г.
24. Каница С. П. , Курдюмов С. П. , Малинецкий Г. Г. Синергетика и прогнозы будущего. -М., Наука, 1997 285с.
25. Крылов В. И. , Сухенко Н. И. Борьба с пошошением при бурении скважин (зарубежный опыт). Москва, Недра, 1988 г.
26. Лоскутов А. Ю. , Михайлов A.C. Внедрение в синергетику. Москва, Наука, 1990 г.
27. Мирзаджанзаде А. Х. , Алиев Н. А. , Юсифзаде X. Б. и др. Фрагменты разработки морских нефтегазовых месторождений. Баку, Елм, 1997 г.
28. Мирзаджанзаде А. Х. , Аметов И. М. , Ковалев А. Г. Физика нефтяного и газового пласта. Москва, Недра, 1992 г.
29. Мирзаджанзаде А. Х. , Караев А. К. , Ширинзаде С. А. Гидравлика в бурении и цементировании нефтяных и газовых скважин. Москва, Недра, 1977 г.
30. Мирзаджанзаде А. Х. , Сидоров H.A., Ширинзаде С. А. Анализ и проектирование показателей бурения. Москва, Недра, 1976 г.
31. Мирзаджанзаде А. Х. , Сулманов Ч. А. Диакоптика процессов нефтеотдачи пластов. Баку, Азербайджан, 1995 г.
32. Мирзаджанзаде А. Х. , Шахвердиев А. X. Динамические процессы в нефтегазодобыче (системьш анализ, диагноз, прогноз) .Москва, Наука, 1997 г.
33. Мирзаджанзаде А. Х. , Ширинзаде С. А. Повышение эффективности и качества бурения глубоких скважин. Москва, Недра, 1988 г.
34. Мительман Б. И. Справочник по гидравлическим расчетам в бурении.
35. Москва, Гостоптехиздат, 1963 г.
36. Моисеев H.H. Алгоритмы развития. Москва, Наука, 1987 г.
37. Николис Г., Пригожии И. Познание сложного. Пер. с англ. Москва, Мир, 1990 г.
38. Орлов A.B., Байдюк Б. В. , Зарецкий B.C. и др. Методическое руководство ho определению и использованию показателей свойств горных пород в бурении РД 39−3-679−82. Москва, 1982 г.
39. Пустовойтенко И. П. , Сельващук А. П. Справочник мастера по сложным буровым работам. Москва, Недра, 1983 г ["https://referat.bookap.info", 6].
40. Пришжин И. От существующего к возникающему. Москва, Наука, 1985 г.
41. Саматой А. К. Прихваты колонн при бурении скважин. Москва, Недра, 1984 г.
42. Сушон Л. Я. , Емельянов П. В. Проектирование профилей и забойных компановок для бурения наклонных скважин в Западной Сибири. Обзорная информация. Сер бурение. Москва, ВНИИОЭНГ, 1981 г. вып. 10.
43. Тим Постон, Иэн Стюарт. Теория катастроф. Пер. с англ. Москва, Мир, 1980 г.
44. Тимошенко С. П. Колебания в инженерном деле. Пер. с англ. Москва, Физмамгиз, 1955 г.
45. Федер Е. Фракталы. Москва, Мир, 1991 г.
46. Хакен Г. Синергетика. Москва, Мир, 1988 г.
47. Шерстенев Н. М. , Раси-Заде Я.М., Ширинзаде С. А. Предупреждение и ликвидация осложнений в бурении. Москва, Недра, 1979 г.125.
48. Шенк X. Теория инженерного эксперимента. Москва, Мир, 1976 г.
49. Яремийчук P.C., Смак Г. Г. Обеспечение надежности и качества стволов глубоких скважин. Москва, Недра, 1982 г.
50. К. Асан, М. Сугэно. Прикладные нечеткие системы. Пер. с япон. Москва, Мир, 1993 г.
51. Recommended Practice for Drill Stem Design and Operating limits (RP 7G). 13th edition, April 1, 1989.
52. T.A. Inglis. Directional drilling. London, Graham & Trotman, 1987.
53. Инструкция по борьбе с поглощениями при бурении и креплении скважин. ВНИИКРНефть, РД-39−2-684−82.
56. Регламент на буровой раствор для бурения скважин на мсторождениях СП «Вьетсовпетро «. РД СП 52 96.1. СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ1. Стр.
57. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ. 2.
59. Общие сведения о районе буровых работ на нефть. 6.
62. НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОЕ БУРЕНИЕ, ОСНОВНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ БУРЕНИЯ 22.
63. Конструкция, профили скважин, способы бурения, компановка низа бурильной колонны (КНБК). 22.
64. Поглощения бурового раствора в кристаллическом фундаменте. 2923. баланс календарного времени бурения, основные технио-эономические показатели, объёмы буровых работв период 1992;1998 г. г. 30.
65. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА БУРЕНИЯ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ.
67. Исследование эффективности технологическогопроцесса бурения. 42.
68. Анализ процесса бурения скважин методами теории катастроф. 45 127.
69. Фрактальный анализ процесса углубления скважин вкристаллическом фундаменте 67.
70. РАЗРАБОТКА НАУЧНО ОБОСНОВАННЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ РЕЖИМА БУРЕНИЯ 74.
Применение метода общей глубинной точки 3Д и корреляционного метода преломленных волн для изучения фундамента месторождения Белого Тигра. Оценка возможных перспектив нефтегазоносности, прогнозирование зон развития и анализ атрибутов сейсмической записи.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | статья |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 29.04.2018 |
| Размер файла | 1,8 M |
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Национальный исследовательский Томский политехнический университет, Томск
СЕЙСМОРАЗВЕДКА ПРИ ИЗУЧЕНИИ ГЛУБИННОГО СТРРОЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ ТИГР (ВЬЕТНАМ)
Ву Тхуи Нган
Научный руководитель доцент Лобова Г.А.
Месторождение Белый Тигр расположено на южном шельфе Социалистической Республики Вьетнама в 120 км к юго-востоку от города-порта Вунгтау. Географические координаты месторождения - 109°10'-109 ° 20' восточной долготы, 9°10'-9°20' северной широты.
Геологический разрез месторождения представлен докайнозойскими кристаллическими породами фундамента и кайнозойскими терригенными породами осадочного чехла. Максимальная вскрытая мощность фундамента достигает 1700 м, мощность осадочного чехла достигает 4300 м. Месторождение Белый Тигр находится в Меконгской впадине провинций кайнозойского нефтегазонакопления индокитайского полуострова. Залежи нефти открыты в разрезе от фундамента до миоцена. Всего было выявлено 87 залежей.
На месторождении проводятся детальные площадные сейсморазведки в масштабах 1:50000 и 1:25000 на площади 125 км 2 , с целью изучения глубинного геологического строения для решения следующих задач:
1)провести детальное картирование поверхности фундамента;
2) построить геологические модели залежи;
3)изучить субвертикальные трещинные зоны;
4)изучить внутренные неоднородности (зон трещиноватости) фундамента.
Для изучения фундамента месторождения Белого Тигра применяются различные виды сейсморазведки: метод общей глубинной точки 3Д (МОГТ-3Д), корреляционный метод преломленных волн (КМПВ).
сейсмический фундамент месторождение нефтегазоносность
Решаемые задачи понимаются такие, как: детальные исследования с целью изучения глубинного геологического строения для оценки возможных перспектив нефтегазоносности, прогнозирование зон развития нефтеперспективных терригенных коллекторов, анализ атрибутов сейсмической записи в продуктивных интервалах.
По данным интерпретации сесморазведки 3Д получили рисунок структурной модели поверхности фундамента и характера проявления и пример интерпретации разломов осадочного чехла на сейсмических разрезах (см. например, рис.1, 2) [2]. В результате рассмотренных процессов структура Белого Тигра оказалась разделенной на три субмеридиональные зоны: Западную (к западу от разлома F1), Центральную (между F1 и FII) и Восточную (к востоку от FII). Система разломов FII обособила серию блоков продольного простирания: северо-западную (блоки А, В и С) и юго-восточную (блоки D, Т и F) (см. например, рис.3) [1]. С целью визуализации сводных данных по закономерностям пространственного и относительного количественного распределения разломов, выделенных по результатам интерпретации сейсморазведки 3Д в фундаменте и осадочном чехле, построены суммарные розы-диаграммы простирания разломов фундамента для глубинного интервала 3500-4800 м; осадочного чехла для интервала 2000-3500 м; и сводная диаграмма простирания разломов фундамента и осадочного чехла для интервала 2000-4800 м (рис.4) [2]. Сейсмические и геолого-геофизические разрезы получены. Вверх по разрезу структурный план месторождения постепенно выполаживается и по кровле миоцена наблюдается пологое моноклинальное залегание пород (см. например, рис.5, 6) [3]. Структурные планы, построенные по результатам интерпретации материалов сейсморазведки 3Д, в целом, являются качественными, что подтверждается данными бурения (см. например, рис.7, 8, 9) [3].
Рисунок 1 Структурная модель поверхности фундамента: план (а) и трехмерная визуализация (б) [2]
Рисунок 2 Характер проявления и пример интерпретации разломов осадочного чехла на сейсмических разрезах [2]
Рисунок 3 Схема разломной тектоники структуры Белого Тигра [1]
Рисунок 4 Суммарные розы-диаграммы простирания разломов: а - фундамента; б - осадочного чехла; в - сводная диаграмма простирания разломов фундамента и осадочного чехла [2]
Рисунок 5 Поперечный сейсмический разрез месторождения Белый Тигр [3]
Рисунок 6 Поперечный сейсмический разрез месторождения Белый Тигр [3]
Рисунок 7 Поперечный геолого-геофизический разрез по Северному Своду [3]
Рисунок 8 Поперечный геолого-геофизический разрез по Центральному Своду [3]
Рисунок 9 Продольный геолого-геофизический разрез по линии V-V [3]
1. Арешев Е.Г., Гаврилов В.П., Донцов В.В. Альтернативная модельформирования нефтяной залежив фундаменте месторождения Белый Тигр // Нефтяное хозяйство. 2004. №9. С. 44-47.
2. Тимурзиев А.И. Анализ трещинных систем осадочного чехла и фундамента месторождения Белый Тигр (Вьетнам)// Экспозиция Нефть-Газ. 2010. №5. С. 11-21.
Подобные документы
Сейсмология и теория метода общей глубинной точки - МОГТ. Расчет оптимальной системы наблюдений. Технология полевых сейсморазведочных работ: требования к сети наблюдений в сейсморазведке, условия возбуждения и приема упругих волн, спецоборудование.
курсовая работа [332,0 K], добавлен 04.02.2008
Физико-геологические основы метода отраженных волн. Способ общей глубинной точки, обработка материалов. Геологические основы сейсморазведки. Наблюдение и регистрация сейсмического волнового поля. Методика многократных перекрытий. Прием упругих волн.
реферат [220,4 K], добавлен 22.01.2015
Рассмотрение метода общей глубинной точки: особенности годографа и интерференционной системы. Сейсмологическая модель разреза. Расчет годографов полезных волн, определение функции запаздывания волн-помех. Организация полевых сейсморазведочных работ.
курсовая работа [1,5 M], добавлен 30.05.2012
Краткая геологическая характеристика месторождения. Выбор метода вскрытия и подготовки шахтного поля. Расчет годовой производственной мощности рудника и срока его существования. Анализ эксплуатационных и капитальных затрат на вскрытие месторождения.
курсовая работа [60,9 K], добавлен 03.07.2012
Понятие и технология сейсморазведки как геофизического метода изучения геологических объектов с помощью упругих колебаний. Изучение природы сейсмической волны и описание схемы проведения сейсморазведочных работ. Способы изображения сейсмического сигнала.
Белый Тигр, Дракон, Ла-Пас, Бомбей-Хай и др. Кроме того, детальный анализ материала показывает ( рис. 2), что существенное влияние на формирование пустотного пространства и проницаемости пород, наряду с тектоническим фактором, оказывают наложенные процессы вторичного геохимического преобразования пород. [1]
Белый тигр зон гидростатического пластового давления вотложениях миоцена ( два нефтенасыщенных пласта на глубинах 3000 - 3100м с 10 - 12 % запасов нефти от общих по месторождению), двух - четырех пластов олигоцена с аномально высоким пластовым давлением ( АВПД) ( коэффициент аномальности - 1 68, запасы - до 37 %) идалее - двух пластов олигоцена с гидростатическим пластовым давлением ( 45 % нефти от общих запасов), которую ранее не смогли решить американские и др.компании из-за аварий на глубинах перехода от зон АВПД в пласты с гидростатическим давлением и прекратили дальнейшие работы на девятнадцати начатых скважинах; разрешение этой проблемы позволило начать массовое стр-во скважин глубиной 4700 - 4900 м со вскрытием зон с АВПД с морских стационарных платформ и привело к росту добычинефтив Республике Вьетнам до 40 тыс. тв 1986 г., впоследствии ( 1996 - 1997) -до 9 млн т, далее - за 10 млн т, что явилось фактически началом и последующим развитием добычи нефти в республике, ранее ее не добывавшей. По возвращении из Вьетнама по решению Межотраслевого научно-техн. Нефтеотдача и ГКНТ СССР направлен в НПО Союзнефтеотдача ( Уфа), где вначале возглавлял отдел разработки специальных скважинных систем, затем был первым зам. В июле 1992 г. назначен генеральнымдиректором АО Зирган, учрежденного ООО Баштрансгаз, ВНИИгаз, Подзембургаз и НПО Нефтеотдача для реализации технологии повышения нефтеотдачи карбонатных коллекторов на Тереклинском месторождении ( юг Башкирии) и стр-ва на ряде месторождений подземных хранилищ газа. [2]
На месторождении Белый Тигр отмечена приуроченность высоких ФЕС пород и повышенной продуктивности к наиболее кислым породам, в первуюочередь - к гранитам. [3]
На месторождении Белый Тигр, где также были открыты нефтяные залежи волигоценовых и миоценовых отложениях, водной из скважин был отобран керн трещиноватой нефтенасыщенной породы-гранита. [4]
На месторождении Белый Тигр отмечается вертикальная зональность в распределении нефтей: легкие нефти в фундаменте в нижнем олигоцене, средние - в верхнем олигоцене и нижнем миоцене.По-нашему мнению, такая зональность объясняется тем, что в фундаменте процесс образования нефтей происходит и в настоящее время. Приход новых, свежих порций разбавляет нефти, делает их относительно легкими, тогда как расположенные выше по разрезу нефти верхнего олигоцена-нижнего миоцена не связаны с этим источником и утратили часть своих легких фракций. [5]
По морским трубопроводам месторождения Белый Тигрперекачиваются высокопарафинистые нефти и водонефтегазо-вые смеси с температурой застывания 29 С, температура дна моря, на котором лежит нефтепровод, составляет 24 - 26 С. Надежная эксплуатация морских нефтепроводов в этих условиях зависит от характера распределения температуры и давления в потоке нефти вдоль трассы и динамики образования ( или смыва) застойных зон и отложений асфальто-парафинистыхвеществ на внутренних стенках трубопроводов. Регулируемое взаимодействие динамики процессов застывания нефти и образования застойных зон, а также слоя пристенных отложений в трубопроводе играет исключительно важную роль при плановых и аварийных остановках перекачки. [6]
Бурение горизонтальной скважины на месторождении Белый Тигр шельфа Вьетнама / / Нефтяное хозяйство. [7]
При картированиинеоднородности кристаллического фундамента месторождений Белый Тигр и Дракон В. В. Ногиным ( 1993) была использована идея о неравномерном увеличении интервальных скоростей ( Kinl) с глубиной и с идентификацией участков пониженных Fim в конкретных интервалах разреза с зонами разуплотненных трешинова-тых флюидонасышенных пород. На основе прерывисто-слоистой модели строения.
Чтобы читать весь документ, зарегистрируйся.
Связанные рефераты
22 Стр. 2 Просмотры
Белый Тигр
4 Стр. 2 Просмотры
Место рождения белый тигр
. ВЫПИСКА по лицевому счету "ООО "Северо-Западный Центр Сервисных Услуг"" № 40702810905260006125 (RUR) за.
. Тигр[1] (лат. Panthera tigris) — вид хищных млекопитающих семейства кошачьих, один из четырёх.
34 Стр. 57 Просмотры
Тигры
. Тигр (лат. Panthera tigris) — вид хищных млекопитающих семейства кошачьих, один из четырёх.
СП VietSovpetro – фактический монополист на нефтяном рынке Вьетнама,на его долю приходится 90 % добываемой в стране нефти)
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.
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.
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.
13 морских стационарных платформ
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.
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.
Месторождение открыто в 1975 году. Промышленная добыча началось в 1986 году. Начальные запасы нефти оценивались в 191,1 млн тонн.
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.
Читайте также: