Белый тигр. Неклассические коллектора виды, процессы образования, распространения
![]()
|
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»
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»
![]() 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
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
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 |