Месторождение Белый Тигр

Месторождение Белый Тигр

Месторождение Белый Тигр является наиболее крупным на южном шельфе Вьетнама и расположено в 120 км от города–порта Вунгтау, являющегося основной производственно-технической базой предприятия.

Глубина моря в пределах месторождения около 50 м, что позволяет применять для бурения самоподъемные буровые установки (СПБУ). Согласно данным инженерно-геологических изысканий по характеристикам грунтов верхняя, придонная часть разреза, благоприятна для строительства нефтепромысловых сооружений. Сейсмичность района не превышает 6 баллов по шкале Рихтера.

Благоприятным для выполнения работ в море является период юго-западных муссонов: июнь-сентябрь, а также переходные периоды: апрель-май и ноябрь, когда происходит смена направлений муссонов. Морские течения связаны с режимом муссонных ветров и приливно-отливными процессами. Скорость течений на глубине 15-20 м достигает 85 см/сек, а в придонном слое колеблется от 20 до 30 см/сек. Температура воды изменяется в течение года от 25 до 30 ^°С. Соленость морской воды колеблется в пределах 33 – 35 г/л.

Первый промышленный приток нефти на месторождении Белый Тигр получен из нижнемиоценовых отложений компанией "Mobil" в 1975 году из скважины Батьхо-1. В 1983 году нефтеносность нижнего миоцена подтверждена испытанием скважины 5, пробуренной СП "Вьетсовпетро". В 1984 году в скважине 4 впервые на месторождении, и в целом в Юго-Восточной Азии, была установлена промышленная нефтеносность нижнеолигоценовых отложений. В 1986 году в результате углубления на фундамент и испытания скважины 6 открыта уникальная по геологическому строению, крупная по запасам, высокопродуктивная залежь в фундаменте, приуроченная к массиву трещиноватых гранитоидных пород.

Добыча нефти на месторождении Белый Тигр ведется с 1986 года. К настоящему времени на месторождении Белый Тигр построено 10 морских стационарных платформ (МСП), Центральная технологическая платформа (ЦТП-2), 7 блок-кондукторов (БК), оборудованы две установки беспричального налива нефти в море (УБН), проложены подводные нефтепроводы, газопроводы для подачи газа на берег и системы компрессорного газлифта, водопроводы для нужд ППД. Источником энергии на морских установках служат двигатели внутреннего сгорания.

Залежь фундамента приурочена к осложненному тектоническими нарушениями крупному трехкупольному горст-антиклинальному поднятию субмеридионального простирания. Размеры поднятия более 25 км в длину и до 7 км в ширину.

Продольные сбросы северо-восточного простирания обусловили образование трехкупольного поднятия. Наиболее изученным является центральный свод (с наивысшей гипсометрической отметкой поверхности фундамента а. о. минус 3050 м), а также северный свод. Южный свод требует доразведки и дополнительного изучения по оценке нефтеносности.

Покрышкой являются глинисто-аргилитовые породы верхнего и нижнего олигоцена.

По данным литолого-петрофизических исследований, гранитоидные породы коллекторы фундамента отличаются по химическому составу и высокой неоднородностью состава породообразующих минералов. Породы представлены: кислые (в основном граниты), умеренно кислые (гранодиориты) и средние (монцодиориты, диориты.). Они обладают значительной петрографической зональной неоднородностью. Центральный свод сложен преимущественно гранитами, а его юго-западное обрамление – средними породами, в основном, кварцевыми диоритами. Северный свод характеризуется пестрым составом пород, включающим лейкократовые гранодиориты, граниты, адамеллиты, кварцевые монцониты, кварцевые монцодиориты, кварцевые и кварцсодержащие диориты. Южный свод представлен гранитами, гранодиоритами и кварцевыми монцодиоритами

Породы фундамента подверглись воздействию вторичных процессов, которые сформировали в них пустотное пространство и превратили в коллекторы порово- и каверно-трещинного типа. Главными из этих процессов являются тектоническая деятельность и действие гидротермальных растворов. Тектоническая деятельность выразилась в образовании разрывных нарушений, к которым приурочена повышенная трещиноватость пород.

В кернах пород фундамента наблюдаются трещины. Их ширина колеблется от 0,1 мм до 3 – 4 мм, иногда достигая 2 – 3 см. Они, как правило, частично или полностью залечены вторичными минералами, в основном, кальцитом и цеолитом. Трещины обычно крутые – 60 - 70^о, хотя углы падения могут изменяться от нескольких градусов до 80 - 90^о. Они часто пересекаются или образуют систему параллельных трещин с расстоянием 1‑3 см между собой.

Пустотное пространство пород, под микроскопом представлено кавернами, порами и трещинами выщелачивания, тонкими извилистыми трещинами на контактах ксеноморфных зерен и более крупными трещинами дробления. С глубиной пустотное пространство в породах заметно уменьшается. Особенно это заметно с глубины 500 м от поверхности фундамента.

Пластовая нефть характеризуется значительным содержанием парафина (24,1 %), асфальтено-смолистых веществ (3,3 %) и высокой температурой застывания (+33 ⁰С).

У кровли фундамента коэффициент проницаемости – 0,4-0,2 мкм², в зоне отбора (а. о. минус 3500-3600 м) – 0,05 мкм², в зоне закачки (ниже а. о. минус 4000 м) – 0.02 мкм².

Высокие дебиты нефти получают в скважинах из сильно трещиноватых интервалов, проницаемость которых превышает 1-2 мкм².

Прямыми испытаниями и исследованиями доказана нефтеносность фундамента до гипсометрической отметки минус 4350 м. Нижняя граница залежи принята условно на гипсометрической отметке минус 4650 м, по последней замкнутой изогипсе поверхности фундамента. Пластовая вода не была встречена даже в самой глубокой вертикальной скважине 905 с гипсометрической отметкой забоя минус 5014 м.