Белый тигр. Неклассические коллектора виды, процессы образования, распространения

Название	Неклассические коллектора виды, процессы образования, распространения
Дата	17.05.2023
Размер	3.77 Mb.
Формат файла
Имя файла	Белый тигр.doc
Тип	Документы #1137440
страница	3 из 4

1 2 3 4

Рис. 3.3. Степень заполнения ловушек на месторождении Белый тигр

Рис. 3.4. Схема выделения категорий запасов залежь нефти в фундаменте месторождения Белый тигр по Фунг Дак Хаю [17]

Условные обозначения: 1 – границы между подсчетными блоками; 2 - пробуренные скважины; 3 – нижняя граница категории С1; 4 – граница категории С2; 5 – блоки с установленной нефтеносностью; 6 – разведанный блок; 7 – неразведанный блок.

В 1975 году на месторождении «Белый тигр» в скважине №1 была выявлена нефть на глубине 3500 м, вследствие чего месторождение было определенно как нефтенасыщенное. Согласно анализу, нефть на месторождении «Белый Тигр» обладает высокой вязкостью [13], большим содержанием парафина (около 25%), низким содержанием серы от 0,03 до 0,11% и имеет плотность от 0,83 до 0,875 г/см3 (таб. 3.1).

Таблица 3.1

Характеристики нефти на месторождении «Белый тигр»

Глубина, м	Тип коллектора	Плотность		% S	Доля пара-фина, %	Q, м³/сут	Газонасыщенность, м³/м³	Доля CO₂_, %	Коэфф. сжима-емости
Глубина, м	Тип коллектора	В пласте	На поверх-ности	% S	Доля пара-фина, %	Q, м³/сут	Газонасыщенность, м³/м³	Доля CO₂_, %	Коэфф. сжима-емости
2990-3020	терригенные	0,73	0,86	0,085	18,4	50	100	0,12	17,8
3060- 3090	..	0,73	0,86	0,095	18,4	50	100	0,12	17,8
3090-4220	..	0,64	0,83	0,095	18,4	470	7150	0,02	26,9
4220-4270	..	0,64	0,83	0,095	18,4	470	7150	0,02	26,9

Газосодержание. Газ на месторождении «Белый Тигр» содержит большое количество метана (рис. 3.5.) и обладает высокой способностью теплоотдачи 3600 - 11541 ккал/м3 (табл. 3.2).

Водосодержание. Состав минеральной воды в пластовой воде на месторождении «Белый Тигр»:

миоценовый этаж на северной части: 6г;
миоценовый этаж на южной части: максимальный 16г;
нижнеолигоценовый этаж содержит две соли: хлорид кальция и гидрокарбонат натрия [13].

Гидрокарбонат натрия имеет минерализацию ниже 6,64 г и содержится только на северной части. Пластовая вода на южной части содержит хлорид кальция (CaCl₂) с повышенной минерализацией по направлению юго-запад. Вода, находящаяся в отложениях нижнего олигоцена, расположена на содержащем NaHCO₃ этаже с минерализацией 5г. Согласно классификации минеральной воды, «Белый Тигр» имеет низкую и среднюю минерализацию (табл. 3.3).

Таблица 3.2

Характеристики газа на месторождении «Белый тигр»

Глубина, м	% CO₂	Относительная плотность, г/см³	Газонасыщенность, м³/м³	Перепад давления при вскрытии пласта, атм	Допустимое давление при вскрытии пласта, атм
2885-2935	0,03-0,04	0,741	140	37	100-150
3165-3215	..	0,668	180	29	..
3405-3415	0,03-0,04	0,641	130	31	100-130
3455-3515	..	0,640	..	28	..
3535-3536	..	0,654	..	..	..
3565-3585	..	0,656	..	..	..
3625-3695	..	0,065	160	..	..
3695-3715	..	0,650	120	..	..
3755-3785	..	0,645	130	..	..

Рис. 3.5. Результаты анализа газов, извлеченных из метосоматитов, образованных по гранитам фундамента, методом помола в вакуумной ступке [15]

Таблица 3.3

Характеристики минеральной воды

Глубина, м	Плот- ность, г/см³	Cl^-	SO₄^-2	HCO^-3	Mg²⁺	Са²⁺	Перепад давления при вскрытии пласта, атм	Перепад давления при опытном проведении, атм
2788-2826	1,014	923,3	351,8	823,5	80,2	1833,7	37	100-150
2877-2891	1,0144	10308,4	318,1	823,5	21,9	2176,2	29	100-150
3190-3201	1,0237	18974,7	205,87	164,7	1261,6	452,8	28	100-150
3243-3272	1,0231	19843	142,9	0	1261,6	451,2	28	100-140

Залежь Белого Тигра в гранитоидном фундаменте является массивно – блоковой. Породы фундамента подверглись воздействию вторичных процессов, которые сформировали в них пустотное пространство и превратили в коллекторы порово- и каверно-трещинного типа. Нефтеносные коллекторы в кристаллическом фундаменте надежно перекрываются глинистой – аргилитовой покрышкой. Дебит многих скважин превышает 1000 т/сут. Нефть содержит 157 - 211 м3 /т газа. Интересен факт снижения пластового давления в фундаменте с глубиной от немного повышенного в сводовой части до ниже гидростатического на глубине свыше 3700 м.

Разработка месторождения «Белый тигр»

Первый промышленный приток нефти на месторождении Белый Тигр получен из нижнемиоценовых отложений компанией "Mobil" в 1975 году из скважины Батьхо-1 [11]. 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. Запасы составляли 500 млн т нефти и десятки миллиардов кубометров попутного нефтяного газа. В 1986 году Белый Тигр был введен в эксплуатацию. Однако менее чем через год добыча начала быстро снижаться. Преодолеть трудности и выйти на новый уровень помогло открытие в 1987 году новых запасов (скважина БТ-6). Разработка Белого Тигра велась при поддержке института «ВНИПИморнефтегаз». Ученые помогли в выборе наиболее эффективного способа эксплуатации месторождения и в результате помимо вертикальных добывающих скважин здесь стали строить дополнительные наклонно-направленные добывающие и нагнетательные скважины, что в итоге увеличило коэффициент нефтеотдачи. С 2014 года предприятие реализует программу по поиску залежей на старых месторождениях. В результате при испытании разведочной скважины БТ-47 месторождения Белый Тигр был получен стабильный фонтанный приток нефти в 630 куб. м в сутки, что позволило открыть новую залежь на Блоке 09-1. По состоянию 01.01.2015г. по залежи Центрального блока фундамента общий фонд составил 80 скважин. Добывающий фонд включает 55 скважин, в частности - 45 действующих и 10 бездействующих; 21 скважина входят в нагнетательный фонд. В консервации числятся 3 скважины, наблюдательных скважин нет, ликвидирована одна скважина [18]. Динамика изменения количества скважин показана на рисунке 3.6.

Рис. 3.6. Динамика фонда добывающих и нагнетательных скважин

Условные обозначения: 1 - фонд добывающих скважин; 2 - фонд нагнетательных скважин.

До 2018-го года в фонде месторождения Белый Тигр числилось около 300 скважин. По доказанным запасам нефти и по уровню годовой добычи, даже после 30 лет разработки, Белый Тигр остается самым значительным, из введенных в эксплуатацию, месторождением СП Вьетсовпетро.

Оборудование месторождения «Белый тигр»

В ходе разработки месторождения было построено 12 морских стационарных платформ (МСП), Центральная технологическая платформа (ЦТП-2), 10 блок-кондукторов (БК), оборудованы три установки беспричального налива нефти в море (УБН), проложены подводные нефтепроводы, газопроводы для подачи газа на берег и системы компрессорного газлифта, водопроводы для нужд ППД. Кроме того, создана комплексная береговая база, оснащенная по последнему слову техники, общей площадью 280 тыс. м². База включает складские помещения, специализированный порт с 10 портальными кранами, причальной линией протяженностью 1300 м и двумя специализированными площадками для монтажа буровых платформ. Общая годовая мощность по изготовлению металлоконструкций для морских объектов составляет 25 тыс. т, что в денежном исчислении превышает 30 млн. долл. США.

Способы эксплуатации скважин месторождения «Белый тигр»

Залежь фундамента месторождения Белый Тигр разрабатывается по Технологической схеме 2003 г. Согласно принятой системе разработки закачивание воды в подошвенную часть залежи происходит ниже отметки - 4000 м, а продукцию отбирают из интервалов, расположенных выше - 3500 м. С начала процесса разработки наблюдалось снижение пластового давления. Замедлить данный процесс, а затем стабилизировать пластовое давление на уровне выше давления насыщения позволила закачка воды. Благодаря большим объемам нагнетаемой воды в фундамент добыча нефти месторождения поддерживается на высоком уровне. Основная часть скважин (более 70%) эксплуатируется фонтанным способом, остальные – газлифтным.

Таблица 3.4

Показатели работы газлифтного фонда скважин месторождения

Показатели	Годы
Показатели	1997	1998	1999	2000	2001	2002	2003	2004	2005
Число скважин	24	41	50	59	67	73	78	86	90
Добыча нефти, т/сут.	1009	1369	1386	1878	2011	1671	2056	2670	2915
Обводненность, %	18,8	23,5	22,3	24,5	31,7	35,0	30,8	31,0	46,2
Удельный расход газа, м³/т	186	165	185	162	180	210	211	197	205
Дебит нефти одной скважины, т/сут	42,0	33,4	27,7	31,8	30,1	22,9	26,4	31,1	32,4

Применение газлифтного метода эксплуатации скважин позволяет оптимизировать процесс разработки месторождения и обеспечить стабильный уровень добычи нефти. Несмотря на увеличение обводненности продукции, удельный расход газа удается удерживать на уровне 186 - 205 м3/т добываемой жидкости. В таблице 4.2 представлены некоторые основные показатели работы газлифтного фонда скважин месторождения.

Стадия разработки месторождения

Разработка месторождения Белый Тигр уже идет к концу второй стадии нефтедобычи (рис. 3.7.). За время эксплуатации годовая добыча на месторождении Белый Тигр снизилась с уровня 13 млн. тонн до 4 млн. тонн нефти в год. Средняя обводненность продукции в настоящее время превышает 50%. Накопленная добыча нефти к настоящему моменту превысила 200 млн.т., при этом накопленный объем закачиваемой воды составил уже более 300 млн. м 3 . Надо отметить, что если в начале процесса разработки, фундамент давал основную часть добываемой продукции всего месторождения (более 90%), то со временем доля нефтедобычи, приходящаяся на остальные объекты, особенно нижний миоцен, постепенно повышается. В 2018 году добыча нефти на залежах нижнего миоцена составила 1369,047 тыс. тонн нефти, то есть 36% от суммарной нефтедобычи месторождения Белый Тигр [14].

Рис 3.7. Стадии разработки залежи

1 2 3 4