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	4 из 4

1 2 3 4

Механизм образования месторождения «Белый тигр»

Классический процесс заполнения ловушки происходит в результате миграции нефти и газа из нефтематеринских пород. В мире большинство геологов и химиков придерживаются понимания осадочно-миграционного происхождения залежей нефти и газа, т.е. формирование залежи осуществляется только в осадочных породах, но Белый тигр не является классическим примером.

В толщах осадочного чехла Белого тигра породы характеризуются нижнемиоценовым и олигоценовым возрастами и содержат большое количество органики. Из прилегающих к фундаменту осадочных терригенных отложений, обогащенных РОВ, происходит миграция УВ в трещинно-кавернозные породы фундамента, которые образовались в ходе воздействия различных факторов: тектоническая деятельность, гидротермальный процесс, автометасоматоз, контракционная усадка, пневматолитовый процесс, тектоно-кессонный эффект, гипергенный процесс. Преобразование пород мезозойского фундамента привело к возникновению коры выветривания (мощность 10 м - 20 м, редко до 40 м) и разрывных нарушений, к которым приурочена повышенная трещиноватость (15 - 20%).

Процесс формирования ФЕС пород фундамента месторождения «Белый Тигр», связанный с гидротермальной деятельностью, происходит следующим образом. Горячие растворы с температурой выше 80 ºС - 220 ºС обычно в интервалах температур 120 ºС - 210 ºС образованы за счет конденсации водяных паров из магматических пород при застывании и осадочных толщ, залегающих на большой глубине. При гравитационном уплотнении горячие растворы освобождались и мигрировали в верхнюю часть в виде паров. Такие активизированные растворы как щелочные растворы, воздействовали на породы кислого состава фундамента. В результате этого растворились слабоустойчивые минералы в зоне смятия, дробления и на грани трещин различных видов. Это привело к образованию пустот и каверн в фундаменте.

В гранитах докайнозойского фундамента месторождения Белый Тигр на глубине 3 - 5 км размещена нефтяная залежь, которая показывает, что нефть аккумулируется в зонах разломов, проработанных на ранней стадии гидротермальными потоками. Образование залежи происходит путем аккумуляции первичных пузырьков (капель) нефти, произведенных нефтематематеринской осадочной толщей под действием капиллярных сил, вектор движения которых направлен (в соответствии с формулой Лапласа относительно давления поверхности фазового раздела) в сторону среды с меньшим давлением и с большей проницаемостью. Основной причиной аккумуляции нефти в залежи фундамента являются силы поверхностного натяжения на границе флюидальных фаз [7]. На рисунке 4.1. изображена модель формирования скоплений углеводородов в теле гранитных протрузий из осадочного чехла.

Рис. 4.1. Модели формирования скоплений углеводородов в теле гранитных протрузий [3]

Условные обозначения: 1 стадия – формирование плитного чехла, включающего горизонты нефтематеринских пород; 2 стадия – начало роста кристаллической протрузии, первичное перераспределение углеводородов; 3 стадия – оформления кристаллической протрузии, перераспределение углеводородов и образование залежи. 1 – граниты; 2 – дезинтегрированные граниты; 3 – 5 – отложения чехла: 3 – нефтематеринская толща, 4 – отложения непроницаемой покрышки, 5 – отложения чехла; 6 – скопления углеводородов; 7 – направление движения углеводородов; 8 – направление катакластического течения пород фундамента.

Нахождение уникальной нефтяной залежи в гранитном мезозойском фундаменте на месторождении Белый Тигр развили активную дискуссию по происхождению нефти в таких залежах и способах их разработки. На протяжении XX века ученые разрабатывали и проверяли гипотезы, одной из версий которых является осадочно-миграционная теория. Подтверждение этой теории выступает наличие в нефтях биомаркеров, которые находятся в генетически информативных соотношениях с вмещающими, обогащенными биогенной органикой отложениями месторождения Белый Тигр. Нефти месторождения в кристаллическом фундаменте (КФ) и осадочном чехле близки между собой по таким органо-геохимическим индексам, как пристан/фитан, олеапан/гопан Аs и т.п., а также характеризуются значительным сходством с органическим веществом олигоценовых гидрокарбопелитов. Соотношение пристан/фитан в нефти месторождения приведено в таблице 4.1. и на рисунках 4.2. и 4.3. [2].

Таблица 4.1.

Коэффициенты Ph/n-C₁₈ и Pr/n-C₁₇в нефтях фундамента, олигоцена

и миоцена

Месторождение	Номер скважины	Толща	Коэффициенты
Месторождение	Номер скважины	Толща	Фитан (Ph)	Пристан (Pr)
Белый тигр	816	Миоценовая	0,26	0,44
Белый тигр	801	Фундамент	0,23	0,46
Белый тигр	1002	Олигоценовая	0,24	0,43
Белый тигр	42	Миоценовая	0,25	0,45
Белый тигр	БКЗ	Фундамент	0,23	0,48
Дракон	112	Ср. миоценовая	0,25	0,43
Дракон	1	Фундамент	0,73	1,33
Белый тигр	8	Фундамент	0,35	0,62

Рис.4.2 Отношение пристан к фитану (Pr/Ph) в нефтях фундамента, олигоцена и миоцена

Условные обозначения: 1 - фундамент, 2 - миоцен, 3 - олигоцен.

Рис 4.3. График соотношения пристан/фитан

Вышеупомянутые факторы позволяют с определенной долей вероятности прогнозировать потенциальную нефтегазоносность фундамента Кыулонгской впадины. Выявление месторождений Белый Тигр, Дракон и других послужило основанием рассматривать «гранитный» слой земной коры в качестве нового нефтегазоносного этажа литосферы [1].

Заключение

«Белый тигр» - самое крупное нефтяное месторождение на южном шельфе Вьетнама, это месторождение обеспечило развитие нефтедобычи Вьетнама. В настоящее время разработка месторождения находится на второй стадии разработки, характеризуется падением темпов добычи нефти и повышением обводнённости скважиной продукции.

В результате выполнения работы удалось установить следующее.

Месторождение имеет очень сложное геологическое строение ввиду многочисленных разрывных нарушений. Геологический разрез Белого тигра представлен докайнозойскими магматическими полнокристаллическими породами фундамента и вышележащими терригенными породами осадочного чехла палеоген-четвертичного возраста.

Залежь в гранитоидном фундаменте является массивно - блоковой. Покрышкой для залежей нефти служат глины и аргиллиты верхнего и нижнего олигоцена. Коллекторы имеют сложное строение, встречаются поровый и каверно-трещинный типы коллекторов. УВ месторождения обладают свойствами: нефть - высоковязкая, с большим содержанием парафина и низким содержание серы; газ обладает высокой способностью теплоотдачи и преимущественно метановый.

На протяжении длительного времени ученые занимались вопросом о происхождении нефтяной залежи в гранитном массиве кристаллического фундамента, разрабатывали и проверяли разные гипотезы. Большинство исследователей, работающих в этом регионе, придерживаются мнения о латеральной миграции нефти из осадочной олигоценовой толщи, в трещиноватые зоны выступов фундамента. Основанием для этого служат идентичность состава и свойств нефтей из отложений олигоцена и пород фундамента, а также исследования геохимических биомаркеров, подтвердивших их генетическое родство.

Образование залежи в кристаллическом фундаменте связано с тектонической деятельностью и гидротермальными процессами. Трещинообразование является главной причиной формирования зон проницаемости в породах фундамента. В таких породах на больших глубинах можно встретить залежи УВ, данный регион перспективен для дальнейших поисков месторождений нефти и газа.

Список литературы

1. Арешев Е.Г., Гаврилов В.П., Донг В.П. и др. Геология и нефтегазоносность фундамента Зондского шельфа / М.: Нефть и газ, 1997б.

2. Арешев Е.Г. Нефть в гранитах фундамента (на примере месторождения Белый тигр) // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений - 2006. - № 12. - С. 4-13.

3. Геотектоника. Кристаллические протрузии как типовая структурно-тектоническая модель интрагранитных залежей углеводородов [Электронный ресурс]. - URL: https://journals.eco-vector.com/0016-853X/article/view/14395/pdf (дата обращения 20.04.2020)

4. Глубинная нефть от Ливии до шельфа Вьетнама [Электронный ресурс]. - URL:http://iadevon.ru/news/oilservice/glubinnaya_neft_ot_livii_do_shelfa_vetnama-9389/ (дата обращения 17.03.2020)

5. Кошляк В.А. Гранитоидные коллекторы нефти и газа. - Уфа: Изд-во «Тау», 2002. - 256 с.

6. Механизм образования искусственного контакта нефть-вода в фундаменте нефтяного месторождения «Белый Тигр» (Вьетнам) [Электронный ресурс]. - URL: http://earchive.tpu.ru/bitstream/11683/47287/1/TPU522549.pdf (дата обращения 20.04.2020)

7. Нетрадиционные ресурсы углеводородов: распространение, генезис, прогнозы, перспективы развития. Материалы Всероссийской конференции с международным участием 12 - 14 ноября 2013 г. М.: ГЕОС, 2013. - 314 с. [Электронный ресурс]. - URL:http://www.ipng.ru/uf/Papers_ConferenceIPNG_12_14_11_2013.pdf) (дата обращения 20.04.2020)

8. Нефтехимия [Электронный ресурс]. - URL: https://belchemoil.by/news/neft/skolko-nefti-v-nedrah-belarusi2?fbclid=IwAR0YpXPMZWYgVsojaGM_WJGDhCiWZleIbY3hgZPMIRa8K8Tl3o0va1uZqC8 (дата обращения 17.03.2020)

9. НИПИморнефтегаз. Уточненная технологическая схема разработки и обустройства месторождения «Белый тигр» (2012г.). - М.:СП «Вьетсовпетро», 2012. - 750 с.

10. Происхождение нефти, её состав и свойства [Электронный ресурс]. - URL: https://www.gazprom-neft.ru/press-center/sibneft-online/archive/2015-july-august-projects/1108606/ (дата обращения 13.05.2020)

11. Поспелов В.В., Шнип О.А. Геологическое строение и нефтегазоносность Зондского шельфа // Геология нефти и газа.1997. №8. С. 32 - 37.

12. Рукин М.Д., Жарвин Н.А. Гипотезы происхождения // «Академия Тринитаризма» - 2015. - № 77-6567. - С. 1 - 17.

13. Серебренникова О.В., Ву Ван Хай, Ю.В. Савиных, Н.А. Красноярова. Генезис нефтей месторождения Белый Тигр (Вьетнам) по данным о составе насыщенных ациклических углеводородов: Известия ТПУ, 2012г., Т 320 №1.
14. СП Вьетсовпетро. Анализ состояния разработки месторождении Белый Тигр и Дракон / Вьетсовпетро СП. - Вунг Тау: Нипи, 2016. - С. 122.

15. Старостенко И.В. Об участии суперглубинных флюидов в нафтидогенезе (по данным изучения уникального нефтяного месторождения Белый Тигр) / Старостенко И., Лукин А. Е., Цветкова Т. А., Заец Л. Н., Донцов В. В., Савиных Ю. // Геофизический журнал - 2011. - №4. - С. 3-32.

16. Тимурзиев А.И. Анализ трещинных систем осадочного чехла и фундамента месторождения Белый тигр (Вьетнам) [Электронный ресурс]. – URL: https://cyberleninka.ru/article/n/analiz-treschinnyh-sistem-osadochnogo-chehla-i-fundamenta-mestorozhdeniya-belyy-tigr-vietnam (дата обращения 26.02.2020)

17. Халимов К.Э. Эволюция отечественной классификации запасов нефти и газа/ Под ред. Э.М . Халимова. - М .: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 188 с.

18. Чан Л.Д. Особенности геологии и разработки залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» / Л.Д. Чан, В.Х. Чан, Д.Х. Фунг и др. // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 6. - С. 34 - 39.

19. Neftegaz.ru [Электронный ресурс]. – URL: https://neftegaz.ru/news/drill/208308-rosneft-vietnam-v-2018-g-proburit-3-novye-skvazhiny-na-shelfe-vetnama-dlya-razrabotki-perspektivnykh/ (дата обращения 26.02.2020)

1 2 3 4