ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
«ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Месторождение «Белый Тигр»

Выполнил: студент гр.2Б33
Жданова М.П.
Проверил: Валевский В.В.

Томск 2005

1. Альтернативная модель формирования нефтяной залежи в фундаменте месторождения БелыйТигр…………………………………………….…...………3

2. Структура шельфа Южного Вьетнама……………………………...……… ….7

3. Состав и возраст пород фундамента…………………………………….………….8

4. Характер пустотности нефтесодержащего фундамента месторождения Белый Тигр………………………………………………………………………….……….12

4.1. Вторичные изменения пород фундамента…………………………………..12

1. Тектоническая деятельность…………………………………..................12
2.Гидротермальная деятельность…………………………....………....12

5. Распределение коллекторов месторождения Белый Тигр и оценка их фильтрационно-емкостных свойств…………………………………………….….15

5.1. Разделение пород по типам пустотности……………………………….…...16
5.2. Интерпретационная модель коллекторов……………………………….…..16
.
6. Нефтеносность гранитоидов фундамента месторождения Белый Тигр………….18

7.Промыслово-геологические особенности строения резервуара и залежи фундамента месторождения Белый Тигр……………………………………….…20

Заключение……………………………………………………………………….…24
Список литературы…………………………………………………………………25

1.Альтернативная модель формирования нефтяной залежи в фундаменте месторождения Белый Тигр
Обнаружение в 1988 г. уникальной залежи нефти в гранитоидах фундамента шельфа Вьетнама (месторождение Белый Тигр) далоощутимый импульс в развитии теоретической мысли в геологии нефти и газа, технических и технологических решений при ее промышленном освоении.
Одним из дискуссионных вопросов, на который до сих пор не найден окончательный ответ, заключается в происхождении самой нефти, образующей залежь в трещиноватых гранитах. Традиционно считается, что нефть мигрировала в гранитный массив из прилегающих терригенныхнижнеолигоценовых отложений. Обоснование этого предположения содержится в диссертационных работах Х.Д. Тиена (1999 г.) и B.Л. Шустера (2001 г.). По мнению этих авторов, нефтегазовый потенциал нижнеолигоценовых отложений вполне достаточен чтобы «напитать» рассматриваемую залежь, начальные геологические запасы которой превышали 500 млн. т. В частности, ВЛ. Шустер доказывал, что для этого достаточно, чтобы вокруг выступафундамента месторождения Белый Тигр находилась нефтесборная площадь радиусом 30 км.
С целью проверки реальности предлагаемого механизма формирования залежи авторами был выполнен контрольный подсчет потенциальной массы углеводородов, продуцируемых нижнеолигоценовыми и нижней толщей верхнеолигоценовых отложений в пределах нефтесборной площади, прилегающей к исследуемому выступу гранитногофундамента. В основу положена структурная карта Кыулонгской впадины по поверхности фундамента масштабом 1:25000 (см. рисунок), а также семь временных сейсмических профилей, ориентированных вкрест простирания исследуемого поднятия.
На структурной карте определены границы возможной нефтесборной площади. Анализ временных разрезов позволил определить мощность отложений нижнего и нижней толщиверхнего олигоцена по всему периметру месторождение учетом средних коэффициентов песчанистости рассчитан объем глинистых пород этих толщ, выделяемых в качестве основных нефтематеринских объектов. Установлено, что песчаные тела не образуют протяженных пластов, а имеют линзовидную конфигурацию. Длина линз не превышает 10-12 км и между собой они, как правило, не сообщаются.
Наряду с определением физическихпараметров «материнских толщ» олигоценового возраста детально исследованы многочисленные данные пиролиза, отражательной способности витринита, температурно-временные (ТП) и другие органогеохимические показатели глинистых отложений олигоцена, развитых в пределах блоков, прилегающих к месторождениям Белый Тигр и...

Геологическое изучение шельфа Южного Вьетнама началось с конца 1960-х гг. (фирмами Mandrel, Shell, Mobil Oil, Marathon, Pecten, а позже Deminex, Agip, Bow Walley и др.)

Планомерные работы по освоению ресурсов нефти и газа континентального шельфа юга СРВ начались в 1981 г. после создания СП «Вьетсовпетро».

Проектом «Зарубежнефти» - совместное предприятие «Вьетсовпетро», cозданное в 1981 году на основе Межправительственного соглашения на паритетных началах с Корпорацией нефти и газа «Петровьетнам»

СП VietSovpetro – фактический монополист на нефтяном рынке Вьетнама,на его долю приходится 90 % добываемой в стране нефти)

Главным открытием СП «Вьетсовпетро» является месторождение Белый Тигр, крупное по запасам и уникальное по геологическому строению и нефтегазоносности.

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.

СУТЬ: Объемы добычи нефти на месторождении «Белый тигр» на морском шельфе Вьетнама превзошли самые оптимистичные прогнозы геологов и внушили многим нефтяникам надежду, что на больших глубинах хранятся громадные запасы «черного золота»

С самого начала нефтедобычи «черное золото» извлекали исключительно из осадочных толщ, здесь же осадочную толщу (около 3 км) пробурили насквозь, вошли в фундамент земной коры, и скважина зафонтанировала. Причем, согласно подсчету геологов, из скважины можно было извлечь около 120 млн. тонн, но и после того, как этот объем был добыт, нефть продолжала поступать из недр с хорошим напором. Месторождение поставило перед геологами новый вопрос: накапливается ли нефть только в осадочных породах или ее вместилищем могут быть породы фундамента? Если в фундаменте тоже есть нефть, то мировые запасы нефти и газа могут оказаться куда больше, чем мы предполагаем.

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.

2012 год – 200 млн. тонн сырой нефти – месторождения «Белый Тигр» и «Дракон».

За 2012 год добыча «Вьетсовпетро» составила 6 110 тыс. тонн, в том числе «Белый Тигр» – 4 398 тыс. тонн, «Дракон» – 1 504 тыс. 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 С 6 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.

На месторождениях «Белый Тигр» и «Дракон» построены:

13 морских стационарных платформ

22 блок-кондуктора

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.

Единая система сбора газа низкого давления обеспечивает нормальное функционирование всего технологического процесса по сбору и транспорту газа на берег, подготовке газлифтного газа и использования его для механизированного способа добычи нефти на месторождениях СП «Вьетсовпетро», а также позволяет утилизировать до 97 % добываемого газа.
В СП «Вьетсовпетро» создана одна из лучших береговых баз в Юго-Восточной Азии по строительству и монтажу в море технологических и сателлитных платформ для бурения скважин и добычи нефти и газа.
В своем активе СП «Вьетсовпетро» имеет четыре самоподъемные буровые установки, более чем 20 единиц флота, включая краново-монтажные, противопожарные, водолазные и транспортно-буксирные суда, четыре установки беспричального налива.

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.

Самоподъемная буровая установка «Там Дао» стоит на трех опорах, уходящих под воду на глубину 50 метров. Опорные колонны форминого типа производят бурение на шельфе от 10 до 120 метров. На каждой опорной ноге по 12 электродвигателей. Электродвигатели включают, когда платформа с точностью до сантиметра установят в точке бурения. За пол часа опора достигает дна, а затем несколько минут вся плавучая конструкция, массой более 25000 тонн, поднимается над уровнем моря. Чтобы волна не смогла опрокинуть «Там Дао», платформу поднимают на 20 метров. Остается только опустить буровой станок на заранее подготовленный блок-кондуктор и начать работу.

Единственный действующий нефтеперерабатывающий завод в стране - НПЗ «Зунг Куат». В настоящее время начинается строительство НПЗ на севере страны и запланировано строительство на юге. НПЗ «Зунг Куат» построен за три года (с ноября 2005-го по январь 2009-го), запущен в феврале 2009 года. Совокупный объем инвестиций в строительство составил $3,053 млрд.

НПЗ «Нги Сон» планировался к строительству на севере страны, его мощность, согласно базовому проекту, - 10 млн тонн в год. Ввод в эксплуатацию был запланирован на 2013–2014 годы. Участники проекта НПЗ «Нги Сон»: PetroVietnam (25,1%), Idemitsu (Япония, 35,1%), Kuwait Petroleum (Кувейт, 35,1%), Mitsui Chemicals (Япония, 4,7%).

НПЗ «Лонг Сон» будет находиться на юге страны, его проектная мощность также 10 млн тонн в год. Проект находится на ранней стадии разработки, парт неры и инвесторы не определены. Ввод в эксплуатацию запланирован на 2016–2020 годы. Большая часть спроса на нефтепродукты сосредоточена в южной части Вьетнама. Объем спроса на нефтепродукты в центральной части, где расположен «Зунг Куат», невелик, однако удобство транспортировки нефтепродуктов по морю обеспечивает эффективный доступ ко всему рынку Вьетнама для сбыта продукции завода «Зунг Куат

Нефтяное месторождение «Белый Тигр» (Бать Хо) расположено на шельфе Южно-Китайского моря в экономической зоне Вьетнама на удалении 120 км от берега (г. Вунгтау). Оператором месторождения является российско-вьетнамское СП «Вьетсовпетро».

Месторождение открыто в 1975 году. Промышленная добыча началось в 1986 году. Начальные запасы нефти оценивались в 191,1 млн тонн.

Геологический разрез «Белый Тигр» месторождения представлен кристаллическими породами фундамента поверх которого находятся терригенные породы осадочного чехла. Максимальная мощность осадочного чехла превышает 4300 метров, вскрытая мощность фундамента достигает 1700 метров.

Разработка месторождения «Белый Тигр» начата с ввода эксплуатацию залежей нижнего миоцена. Сейчас в разработке находятся залежи нижнего миоцена, верхнего олигоцена, а также фундамента.

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.

История Блок 09 -1 Уникальные месторождения «Белый Тигр» и «Дракон» . СП «Вьетсовпетро» (Viet. Sovpetro) - совместное предприятие российской компании ОАО «Зарубежнефть» и вьетнамской компании «Petro. Vienam» , созданное в 1981 году. Батьхо (вьетн. Bạch Hổ, рус. Белый Тигр) - крупное шельфовое нефтяное месторождение Вьетнама, расположенное в 120 км к юго-востоку от города -порта Вунгтау, на шельфе Южно-Китайского моря. 2

Характеристика месторождения 1) тектоническое нарушение; 2) залежь УВ осадочного чехла; 3) скважина 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. 3

Характеристика месторождения В пределах шельфа южного Вьетнама широко развиты магматогенные и трещиноватые коллектора фундамента мезозойского возраста. В 1988 г. при повторном испытании скважины МСП-1 -1 на месторождении Белый Тигр в Кыулонгской впадине с глубины 3150 м был впервые получен фонтан нефти. Открытие уникальной залежи в трещиноватых гранитоидах мезозойского фундамента активизировало поисковоразведочные работы на образования магматогенного фундамента на шельфе Въетнама и региона в целом. 4

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. 2012 год – 200 млн. тонн сырой нефти – месторождения «Белый Тигр» и «Дракон» . За 2012 год добыча «Вьетсовпетро» составила 6 110 тыс. тонн, в том числе «Белый Тигр» – 4 398 тыс. тонн, «Дракон» – 1 504 тыс. тонн.

Свойства нефти Нефти вьетнамских месторождений Bach Ho, Rong, 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, 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% (в Brent её 0, 2 -1%, а в Urals 1, 2 -1, 3 %). 6

Обустройство месторождения На месторождениях «Белый Тигр» и «Дракон» построены: 13 морских стационарных платформ 22 блок-кондуктора 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. Единая система сбора газа низкого давления обеспечивает нормальное функционирование всего технологического процесса по сбору и транспорту газа на берег, подготовке газлифтного газа и использования его для механизированного способа добычи нефти на месторождениях СП «Вьетсовпетро» , а также позволяет утилизировать до 97 % добываемого газа. В СП «Вьетсовпетро» создана одна из лучших береговых баз в Юго-Восточной Азии по строительству и монтажу в море технологических и сателлитных платформ для бурения скважин и добычи нефти и газа. В своем активе СП «Вьетсовпетро» имеет четыре самоподъемные буровые установки, более чем 20 единиц флота, включая краново-монтажные, противопожарные, водолазные и транспортно-буксирные суда, четыре 7 установки беспричального налива.

Трубопровод от месторождения «Дракон» В конце 1994 г. был проведен успешный пуск в эксплуатацию трубопровода от добычной платформы RP-1 месторождения Rong до Центральной технологической платформы ЦТП-2 месторождения Bach Ho, проложенного по дну вьетнамского шельфа, протяженностью 33 км для перекачки высокопарафинистой нефти с температурой застывания на уровне 250 С. Для улучшения реологических свойств этой нефти используется депрессорная присадка Sepaflux ES-3266 производства концерна BASF. При этом удалось не только существенно понизить температуру застывания, обеспечивающую надежную перекачку сырой нефти по подводному нетеплоизолированному трубопроводу, но и понизить пластическую вязкость нефти более чем в 7 раз. 9

Обустройство месторождения Установка беспричального налива «Vietsovpetro-01» - танкер-накопитель сырой нефти Полная загрузка – 139 тыс. тонн нефти 9 якорей 10 -15 наклонных стволов Расхождение в стороны более чем на 2 км 10

Нефтепереработка Вьетнама Единственный действующий нефтеперерабатывающий завод в стране - НПЗ «Зунг Куат» . В настоящее время начинается строительство НПЗ на севере страны и запланировано строительство на юге. НПЗ «Зунг Куат» построен за три года (с ноября 2005 -го по январь 2009 го), запущен в феврале 2009 года. НПЗ «Нги Сон» планировался к строительству на севере страны, его мощность, согласно базовому проекту, - 10 млн тонн в год. Ввод в эксплуатацию был запланирован на 2013– 2014 годы. НПЗ «Лонг Сон» будет находиться на юге страны, его проектная мощность также 10 млн тонн в год. Проект находится на ранней стадии разработки, партнеры и инвесторы не определены. Ввод в эксплуатацию запланирован на 2016– 2020 годы. 11

Блок 09 -3/12 расположен в Южно. Коншонском нефтегазоносном бассейне в 150 км юго-восточнее г. Вунгтау и в 20 км к востоку от месторождения «Белый Тигр» . Перспективы нефтегазоносности связываются с олигоцен-миоценовыми отложениями и породами кристаллического фундамента. Планируется обработка и интерпретация ранее проведенных сейсмических исследований, оценка нефтегазоносности перспективных структур блока и подготовка к бурению первой разведочной скважины В связи с тем, что месторождение «Морская Черепаха» находится в зоне перекрытия блока 09 -3 с месторождением «Южный Дракон» блока 09 -1, было принято решение об объединении двух месторождений в Совместную зону деятельности. В 2010 году на объединенном месторождении «Южный Дракон – Морская Черепаха» началась стабильная промышленная добыча нефти, которая в 2013 году достигла 12 одного миллиона тонн.

Блок 04 -3 находится в 280 км к юговостоку от г. Вунгтау. В пределах блока открыто месторождение Тьен Ынг - Манг Кау. Перспективы нефтегазоносности блока связаны с отложениями олигоцена и нижнего миоцена на подготовленных к бурению структурах Бо Кау, Хоанг Хак и Ким Лоан. В 2013 году начато бурение поисковой скважины на структуре Бо Кау. Блок 04 -1 находится на севере бассейна Южный Коншон в 250 км юго-восточнее г. Вунгтау. В 2012 г. пробурена поисковая скважина ST-2 X на структуре Шон-Тьен-Б. С учетом результатов бурения проводится специальная обработка и интерпретация сейсмических данных для выявления и подготовки к бурению перспективных объектов. 13

Блок 42 расположен в нефтегазоносном бассейне Фукуок в пределах Сиамского залива в 400 -450 км западнее г. Вунгтау. Перспективы нефтегазоносности связаны с палеозой-мезозойским комплексом. Подписан нефтяной контракт на условиях СРП. В стадии подготовки «Соглашение о совместной деятельности» между СП «Вьетсовпетро» и компанией PVEP (дочерняя компания КНГ «Петровьетнам») Блок 12/11 расположен в пределах Южно. Коншонского нефтегазоносного бассейна в 350 км к югу-востоку от г. Вунгтау. Перспективы нефтегазоносности связываются с отложениями олигоцена и нижнего миоцена в пределах выявленных структур Thien Nga, Chim Cong, Chim Ung, Hong Hac/Hoang Yen и Quyt. Для постановки поисково-разведочного бурения в 2013 году на блоке планируется выполнение сейсморазведочных работ 3 D. 14

15

Уникальность вьетнамского шельфа – открытие крупных месторождений в гранитах.

Нефтегазовая отрасль Вьетнама очень молода. Еще до гражданской войны некоторые американские компании, например Mobil , безуспешно пытались найти во Вьетнаме нефть. 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.

В 1983 г. при непосредственной помощи Советского Союза на шельфе было открыто первое значительное нефтяное месторождение Баххо (White Tiger – «Белый тигр»). Его промышленная эксплуатация началась в 1986 г. Первая газовая скважина была заложена в этом же районе и дала результат в 1994 г. В результате интенсивных геологоразведочных работ за 12 последующих лет было установлено, что недра Вьетнама обладают достаточно высоким потенциалом для того, чтобы обеспечить страну энергоресурсами и позволить ей выйти на мировой рынок нефти в качестве экспортера. По данным ВР Amoco Statistical Review of World Energy за 2001 г., подтвержденные запасы нефти на континентальной и шельфовой частях территории СРВ оцениваются в 100 млн т, а природного газа в 190 млрд м 3 (рис. 1).

В настоящее время в СРВ существует пока только нефтегазодобывающая промышленность, и руководство страны настойчиво проводит линию на создание перерабатывающих предприятий. Под каждый предложенный проект объявляются международные торги. Победитель заключает соглашение о разделе продукции (СРП). Вьетнам предоставляет свои землю и ресурсы, иностранный партнер – оборудование и технологию под конкретный проект. После этого происходит раздел произведенной продукции в процентном соотношении согласно подписанному договору, причем если раньше иностранному партнеру допускалось иметь в своем распоряжении не более 15–20 % акций совместного предприятия, то теперь разрешено обладание пакетом в 50 %. Возможно также погашение стоимости амортизации оборудования, принадлежащего фирме-партнеру, добытой нефтью.

Рис. 1. Карта шельфа Вьетнама с расположением месторождений углеводородов (Арешев, 2003): 1 – зоны спрединга; 2 – изобаты морского дна, м;

Так, государственная компания PetroVietnam заключила уже более 30 контрактов на общую сумму свыше 2 млрд долл. с ведущими зарубежными фирмами: Unocal , Mobil , Conoco , British Gas , BritishPetroleum , Statoil (Норвегия), Petronas (Малайзия), Anzoil (Австралия – Новая Зеландия), Idemizu (Япония) и Shell .

Советско-российско-вьетнамское сотрудничество

На вьетнамском рынке функционируют два совместных предприятия: VietSovpetro (50/50) иVietRoss . При их непосредственном участии начато строительство крупного нефтеперерабатывающего завода и 800-километрового нефтепровода в районе Дунгкуат (провинция Куангнгай), стоимость проекта – 1,3 млрд долл. Мощности завода должны покрыть 65 % потребностей страны в таких нефтепродуктах, как пропилен, сжиженный попутный газ, дизельное и авиационное топливо. Срок действия соглашения – 25 лет. Фактическим монополистом на нефтяном рынке Вьетнама является российско-вьетнамское СП VietSovpetro – на его долю приходится 90 % добываемой в стране нефти. Вьетнамцы не делали попыток свернуть сотрудничество, наоборот, намерены расширять его.

VietSovpetro было создано 20 лет назад, когда было подписано соглашение между «Зарубежнефтью» и госкомпанией PetroVietnam о начале разработки при содействии советской стороны нефтяных месторождений на шельфе у берегов Южного Вьетнама. В 1986 г. месторождение с экзотическим названием «Белый тигр» дало первую нефть. Сейчас среднегодовой объем добычи нефти составляет 13 млн т, темпы роста – 15 % в год. По планам руководства СП, в ближайшее десятилетие этот показатель возрастет до 20–22 млн т. VietSovpetro на сегодня является крупнейшим и наиболее успешным в стране совместным предприятием с иностранным участием. При создании СП в 1981 г. его уставный фонд был определен в 1,5 млрд долл., а в настоящее время основной капитал равен 2,8 млрд долл. Общая выручка от продажи сырой нефти за 1991–1998 гг. превысила 7,5 млрд долл., значительная часть которых пополнила государственные бюджеты СРВ и России.

Для работы на шельфе Советский Союз специально построил во Вьетнаме базу по строительству буровых платформ (всего их у VietSovpetro двенадцать). Типичный проект социалистического хозяйствования оказался рентабельным и в рыночных условиях. Если иностранные компании вынуждены транспортировать свои платформы на расстояния в тысячи километров, то VietSovpetro собирает их на месте, причем и для других стран региона, к примеру, Малайзии, и даже по заказам американских и британских компаний. Не без посредничества «Зарубежнефти» во Вьетнаме появилось и ОАО «Газпром». Речь идет о планах освоения на шельфе Центрального и Северного Вьетнама газового месторождения с запасами, по предварительным оценкам, в 700 млрд м 3 . Работа российского газового монополиста во Вьетнаме начинается, как и в случае с VietSovpetro , с создания совместного предприятия. Новая компания в первую очередь займется поставками газа вьетнамским потребителям, однако не исключен и его дальнейший экспорт в соседние страны, например в КНР.

Несомненно, вьетнамским нефтегазовым потенциалом интересуется не только Россия. Недавно британская British Petroleum , индийская ONGC и норвежская Statoil подписали соглашение с правительством Вьетнама о разработке месторождения природного газа на шельфе страны. В течение 20 лет компании обязуются поставлять газ на три вьетнамские электростанции и вложить в его добычу и транспортировку около 1,5 млрд долл. Однако российская сторона не считает, что ее интересы могут быть ущемлены. Позиции России во Вьетнаме очень сильны. Тем не менее, нынешняя ситуация свидетельствуют о том, что российская сторона должна осуществлять активную и разумную политику. Тем более что без обновления ресурсной базы через пять лет добыча VietSovpetro может существенно сократиться.

Уверенность России придает и еще один факт. Недавно стороны подписали документы, согласно которым в течение 23 лет Вьетнам должен выплатить России (на принципах Парижского клуба кредиторов) 1,7 млрд долл. При этом стороны договорились, что долг Вьетнама следует гасить вложениями в крупные межгосударственные проекты, в том числе и нефтегазовые.

Нефтегазовые месторождения и их использование

На сегодняшний день в стране разведано 10 основных пластов залегания углеводородов, на четырех из них подтверждено наличие нефти и газа (дельты рек Красная, Меконг, Южный Коншон, Тхотю). Особое внимание уделяется разработке газовых месторождений на шельфах Тонкинского и Сиамского заливов. Шельфовая зона Вьетнама составляет 327,9 тыс. км 2 и на ней в настоящее время разрабатываются пять основных нефтяных полей: Баххо (White Tiger ) – с 1986 г., в 150 км юго-восточнее города Вунгтау, объемы добычи – 7 млн т в год с перспективой увеличения производительности до 8,5 млн т в 2000 г. и до 13 млн т к 2005 г.; Дайхунг – с 1994 г., производительностью 565 тыс. т в год; Ронг – с 1994 г., производительностью 475 тыс. т в год; Бунгкеква – 755 тыс. т в год; Рангдонг – с перспективой до 12,1 млн т в год.

Однако пока существуют противоречия (взаимные претензии) с Китаем по поводу принадлежности Парасельских о-вов, о-вов Спратли и прилегающих к ним участков шельфа, а также шельфа северной части залива Бакбо (Тонкинского) и спорной акватории в Сиамском заливе, на которую претендует Малайзия, разведка и промышленная разработка около половины перспективной нефтегазоносной площади остается весьма проблематичной.

Первое газовое месторождение Баххо начало давать отдачу в 1994 г. (совместная компанияPetroVietnam – Hyundai ), за ним последовали открытое в 1970 г. месторождение Тьенхай (с производительностью 110 млн м 3 в год) и Намконшон. Общие подтвержденные запасы природного газа составляют 190 млрд м 3 , а прогнозируемые – 325 млрд м 3 (по данным US Energy InformationAdministration на декабрь 1998 г.). К концу 2000 г. Вьетнам увеличил производство газа до 3–4 млрд м 3 . При содействии американского концерна Mobil был разрабатан генеральный план развития газовой промышленности на период до 2010 г.

Рост объемов добычи газа связывается с дальнейшим развитием электроэнергетической сети страны. Сооружается крупнейшая работающая на газе электростанция Фуму, общая мощность которой к 2010 г. достигнет 3 600 МВт. Рассматривается возможность строительства ряда химических предприятий, использующих природный газ в качестве исходного сырья.

Как известно, ранее корейские компании в сотрудничестве с иностранными партнерами обнаружили месторождение нефти у берегов Вьетнама. Это месторождение, находящееся на глубине 47 метров, в 180 километрах к северо-востоку от города Хошимина, предположительно располагает запасами нефти в 570 млн барр. Планировалось, что чистый доход корейских компаний составит не менее 800 млн долл., включая все инвестиционные затраты. В консорциуме, созданном для поиска и разработки вьетнамских нефтяных месторождений, Корейская национальная нефтяная корпорация и корпорация SK имеют соответственно 14,25 и 9 % акций, американская компания Conoco – 23,25 % акций. Остальную часть акций контролируют PetroVietnam – 50 % и Geopetrol – 3,5 %. Первое бурение в районе найденного месторождения было проведено в августе 2000 г., а дополнительное, проверочное – в мае 2001 г. Благодаря участию корейских фирм в этом проекте Корея сможет получать в сутки около 28,6 тыс. т, или 10 % необходимой ей сырой нефти из Вьетнама, что в значительной степени сократит ее зависимость от поставок нефти с ближневосточных месторождений. Сейчас Корея вынуждена импортировать 77 % сырой нефти из района Персидского залива.

Геология и геологоразведочные работы

Акватория шельфа юга СРВ, где проводило геологоразведочные работы СП «Вьетсовпетро», приурочена к Кыулонгской и Южно-Коншонской впадинам, разделенным поднятием Коншон. Это область молодого прогибания, характеризующаяся накоплением мощной толщи терригенных и хемогенно-терригенных отложений олигоцен-плиоценового возраста. Среди них достаточно широко распространены тела эффузивных пород. В наиболее погруженных участках впадин предполагается наличие более древних палеогеновых отложений. Отложения залегают на эрозионной поверхности гетерогенного кристаллического фундамента, сложенного гранитоидами различного состава. Возраст пород фундамента, по имеющимся ограниченным данным, позднетриасовый – раннемеловой.

Геологическое изучение шельфа Южного Вьетнама началось с конца 1960-х гг. фирмами Mandrel ,Shell , Mobil Oil , Marathon , Pecten , а позже Deminex , Agip , Bow Walley и др. В пределах акватории деятельности СП «Вьетсовпетро» были проведены аэромагнитные исследования, отработано около 30 тыс. км региональных и детальных сейсмических профилей, пробурено девять поисковых скважин.

Планомерные работы по освоению ресурсов нефти и газа континентального шельфа юга СРВ начались в 1981 г. после создания СП «Вьетсовпетро». Акватория деятельности СП охватывала семь блоков шельфа общей площадью около 50 тыс. км 2 . Она включала практически всю Кыулонгскую впадину и северную часть Южно-Коншонской. По предварительной оценке, потенциальные геологические ресурсы углеводородов этой акватории по осадочному разрезу в объеме нижнего олигоцена и нижнего миоцена составляли 6 200 млн т условного топлива (извлекаемые – около 1 800 млн т). В последующем площадь деятельности СП была ориентирована на ускоренную разведку и разработку месторождения Белый Тигр. Это был исключительный объект с наличием нефти в гранитном фундаменте под палеогеновыми отложениями. Такое открытие в практике нефтегазовых работ считается революционным. После этого из сферы работ СП были исключены акватории, содержащие почти 60 % начальных ресурсов по Кыулонгской впадине и полностью – по Южно-Коншонской. Тем не менее, к 1996 г. СП выполнено 63,4 тыс. км сейсмических исследований, в том числе 15 тыс. км – пространственных (трехмерных). Пробурено 34 поисковых и разведочных скважин, из 28 получены притоки нефти и газа. Открыто 7 месторождений, из них три: Белый Тигр, Дракон и Дайхунг относятся к категории крупных. Проведен большой объем научно-исследовательских работ по изучению геологического строения и нефтегазоносности региона.

Основным районом работ СП является Кыулонгская впадина площадью около 30 тыс. км 2 . Со стороны материка она ограничивается моноклиналью Чатан, на юго-востоке – поднятием Коншон. В пределах впадины выделяются Центрально-Кыулонгская и Южно-Кыулонгская мульды, разделенные Центральным поднятием. В мульдах поверхность фундамента находится на глубине 6,5–8 км, в наиболее приподнятых блоках Центрального поднятия – на глубине 2,5–3 км. Характерной чертой геологического строения впадины является наличие крупных, протяженностью несколько десятков километров и амплитудой до 1 500–1 600 м конседиментационных сбросов и сброс-сдвигов, а также многочисленных более мелких нарушений. Сбросы северо-восточного простирания обусловили образование высокоамплитудной горстовой структуры Белый Тигр – главного элемента Центрального поднятия. В пределах Кыулонгской впадины выявлено значительное число антиклинальных структур, образовавшихся в результате разнонаправленных подвижек блоков фундамента. Широко распространены структуры неантиклинального типа, связанные с литологическими замещениями, выклиниваниями, прилеганиями к фундаменту песчано-алевролитовых горизонтов, а также с внутриформационными размывами.

В Южно-Коншонской впадине «Вьетсовпетро» проводила работы только в пределах северной части, на структурах Дайхунг и Тханьлонг. Первая соответствует высоко поднятому блоку фундамента (поверхность его находится на глубине 2 600 м), на второй кристаллические образования предполагаются на глубине более 6 000–7 000 м.

В соответствии с существовавшими представлениями о геологическом строении и нефтеносности Кыулонгской и Южно-Коншонской впадин первые поисковые скважины бурились в сводовых частях наиболее крупных и приподнятых антиклинальных структур. Вначале основными объектами поисков были терригенные отложения нижнего олигоцена и нижнего миоцена. Образования кристаллического фундамента как перспективные не рассматривались. В поисковое бурение последовательно вовлекались структуры Центрального поднятия, моноклинали Чатан, Южно-Коншонской впадины и Приконшонской моноклинали. Это позволило аргументированно оценить промышленный потенциал значительной части акватории деятельности СП «Вьетсовпетро».

Первыми поисковыми скважинами были получены различные притоки нефти и открыты месторождения Белый Тигр (1984 г.), Дракон (1985 г.), Тамдао и Дайхунг (1988 г.), Бави и Баден (1989 г.), Волк (1990 г.). На всех месторождениях, кроме месторождения Тамдао, продуктивными оказались отложения нижнего олигоцена и нижнего миоцена; на месторождении Тамдао незначительный приток нефти был получен из фундамента.

В связи с открытием в 1988 г. на месторождении Белый Тигр уникальной залежи в фундаменте объективно изменились направления поисков и разведки.

Главным открытием СП «Вьетсовпетро» является месторождение Белый Тигр, крупное по запасам и уникальное по геологическому строению и нефтегазоносности. Здесь сосредоточенно примерно 70 % начальных геологических запасов категорий C 1 +С 2 . Оно характеризуется большим объёмом нефтенасыщенных гранитоидов, высотой залежи фундамента не менее 1 300м, большой накопленной добычей безводной нефти. Скважины здесь пробурены до глубины 5 014 м, однако даже на этих отметках подошвенная вода не обнаружена. Продуктивны также отложения нижнего и верхнего олигоцена и нижнего миоцена. Структура Белый Тигр представляет собой крупное горст-антиклинальное поднятие, образованное продольными конседиментационными сбросами северо-восточного простирания. Амплитуда их по поверхности фундамента достигает 1 500–1 600 м. Месторождение Белый Тигр уже достаточно хорошо разведано.

Месторождение Дракон расположено близко от месторождения Белый Тигр и сочленяется с ним кулисообразно. Месторождение приурочено к сложнопостроенной структуре и состоит из двух разобщенных частей, не имеющих общего контура нефтеносности ни по одной залежи. Условно к месторождению Дракон отнесены небольшие локальные структуры, связанные с приподнятыми блоками фундамента на Приконшонской моноклинали.

Несмотря на то что структура Дракон, как и Белый Тигр, расположена в пределах Центрального поднятия, строение их существенно различается – структура Дракон не является горстом, здесь отсутствуют продольные разрывы. Строение осадочной толщи на обоих месторождениях примерно одинаковое. На месторождении Дракон стратиграфический диапазон продуктивности такой же, как и на месторождении Белый Тигр, однако запасы его значительно меньше. Основная часть их сосредоточена на центральном участке (скв. 16–109) и приурочена к отложениям нижнего миоцена. Залежи представляют собой сложнопостроенные тела, состоящие из переслаивающихся маломощных проницаемых песчано-алевролитовых и глинистых прослоев. Образования фундамента до самой поверхности водоносны.

На северо-восточном участке (скв. 3–7) промышленные потоки нефти и газа получены из отложений нижнего миоцена, верхнего и нижнего олигоцена, незначительный приток нефти из образований фундамента, где залежь нефти подстилается водой.

Присводовая часть месторождения Дракон достаточно хорошо разведана, потенциал ее достоверно оценен. Основные перспективы поисков новых залежей здесь связывают с отложениями нижнего олигоцена, развитыми в пределах обширного восточного крыла структуры. По имеющимся геолого-геофизическим данным, толщина их значительно больше, чем на участках, изученных бурением. Здесь развиты многочисленные ловушки неантиклинального типа, тектонически и литологически экранированные, прилегания к поверхности фундамента, под поверхностями размывов (несогласиями).

На других локальных структурах (блоках) Приконшонской моноклинали пробурено по одной-две скважины. В скв. 11 высокодебитные притоки нефти получены из гранитоидов фундамента и отложений нижнего олигоцена, в скв. 14 – из образований фундамента; нижнеолигоценовые отложения в своде структуры размыты.

Разведанность ресурсов в целом по СП «Вьетсовпетро» достаточно высокая – запасы категории С 1 составляют 61,5 %, а категории С 3 – лишь 18,1 %. С учетом этого показателя, а также ограниченной площади деятельности предприятия и имеющейся по ней геолого-геофизической информации, можно констатировать, что нет оснований для прогнозирования открытия здесь новых месторождений, значительных по запасам. Вместе с тем, имеющиеся нелокализованные перспективные ресурсы категории С 3 на месторождении Дракон позволяют надеяться на открытие нескольких месторождений (залежей) – спутников, возможно, рентабельных для разработки. Реальной базой для увеличения промышленных запасов являются запасы категории С 2 .

В СП «Вьетсовпетро» разработана программа геологоразведочных работ. Определяется она фактическими результатами геологоразведочных работ по изучению нефтеносности отдельных участков и продуктивных комплексов месторождений; величиной и структурой неразведанных запасов и ресурсов категорий С 2 и С 3 ; технико-экономическими возможностями предприятия. В соответствии с указанными факторами сформулированы два основных направления геологоразведочных работ.

1. Доразведка уже открытых залежей нефти и поиски новых на наиболее перспективных объектах (участках, блоках) месторождения (площади) Дракон. Для реализации этого направления планируется бурение нескольких скважин на периферийных участках структуры Дракон. Это позволит перевести в категорию С 1 не менее 50 % запасов категории С 2 и около 30 % ресурсов категории С 3 .

2. Доразведка Южного свода месторождения Белый Тигр и поиски новых залежей в отложениях олигоцена и образованиях фундамента в отдельных его блоках. Для его реализации планируется бурение дополнительных скважин.

Выполнение указанной программы позволит укрепить ресурсную базу добычи нефти на ближайшие годы. Обеспечение же более далекой перспективы деятельности совместного предприятия требует принципиально новых решений.

Концепции образования уникальных залежей в гранитоидах

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. Расчеты показывали, что при реализации генерационного потенциала олигоценовых отложений в пределах нефтесборной площади вокруг месторождения Белый Тигр могли сформироваться залежи нефти лишь в самом олигоценовом комплексе.

Полученные данные опровергают устоявшиеся традиционные представления о механизме формирования залежи нефти в фундаменте месторождения Белый Тигр только за счет ресурсов олигоценовых отложений. По-видимому, в гранитном фундаменте сосредоточены собственные дополнительные УВ-источники для накопления нефтяной залежи в реальных параметрах.

Многие исследователи отмечают, что формирование УВ-скоплений в фундаменте платформенных областей могло происходить как за счет притока углеводородов из прилегающих осадочных толщ, так и за счет собственного углеводородного потенциала фундамента. Большинство гранитоидов, слагающих фундамент платформенных областей, а также весь «гранитный» слой земной коры имеют не столько магматическое, сколько метаморфическое происхождение. Образование гранитных пород могло происходить в зонах субдукции при погружении океанической плиты под островную дугу или под активную окраину континента. Базальтовая кора океанов вместе с пелагическими осадками попадает на значительные глубины со все возрастающими температурой и давлением. Под действием этих факторов породы фундамента и осадочного покрова постепенно теряют связанную воду, избыточный кремнезем, щелочи, литофильные элементы. Происходит процесс дегидратации океанической коры по сложной многоступенчатой реакции. Высвобождающаяся вода представляет собой водяной пар, обладающий очень высоким щелочным резервом.

Таким образом, с одной стороны, горячий водоминеральный поток выносит избыточное тепло из зон субдукции, а с другой – насыщает породы литосферы богатыми кремнеземом и щелочами флюидами. В результате земная кора обогащается оксидами калия, натрия, алюминия, кремния и другими соединениями, типичными для «гранитного» слоя. В итоге это и приводит к процессам гранитизации и появлению андезитового магматизма.

С предлагаемой моделью генезиса гранитоидов тесно увязывается и механизм насыщения нафтидным флюидом кристаллических пород фундамента. В первичных осадочных комплексах (юрского, мелового и раннепалеогенового возраста), участвовавших в процессах аккреции, гранитизации и образовании «гранитной» коры Зондского шельфа, содержалось и рассеянное органическое вещество. Термальный водоминеральный поток оказывал температурное и метасоматическое воздействие на вышерасположенные осадочные толщи. При этом частично органическое вещество (ОВ) переплавлялось в субмагматических очагах, но его большая масса вполне могла сохраниться и стать основой для образования различных типов нафтидогенерирующих систем:

– твердоуглеродистые, антраксолитоподобные скопления;

– дисперсно-рассеянные, сорбированные, легкие;

– капсулированные газожидкие УВ (С 2 – С 6) и др.

Таким образом, практически одновременно с формированием «гранитного» слоя коры Зондского шельфа возникают и УВ-флюиды, включающиеся в общий водоминеральный поток, вместе с которым они и попадают в осадочные породы островной дуги.

Важным аргументом в пользу выдвигаемой идеи является обнаружение УВ-газов в пузырьках, капсулированных в гранитах этого региона. Специальными исследованиями, проведенными во ВНИИгеоинформсистем, были выделены и проанализированы газожидкие флюиды, образующие включения в образцах фундамента месторождений Белый Тигр и Дракон. Выделялись и анализировались лишь флюиды закрытых пустот, которые можно было получить только при механическом разрушении образца в условиях глубокого вакуума. Эти флюиды капсулированы в капиллярах, каналах роста минералов, пустотах специфических минеральных структур в виде обособленных включений (вакуолей).

Во включениях наблюдается сравнительно высокое содержание УВ-газов С 2 – С 6 и выше. Так, в граните, поднятом с глубины 4584,1 м (скв. 442 Белый Тигр), содержание С 4 Н 10 достигало 11,6 см 3 /кг, С 5 Н 12 – 11,2, С 6 Н 14 – 11,9 см 3 /кг породы. Это указывает, по мнению московских исследователей, на то, что первоисточником УВ могли быть осадочные породы, как участвовавшие в перекристаллизации и гранитизации, так и затягивавшиеся в зоны субдукции. Возникал своеобразный водоминеральный поток, насыщенный и УВ-газами. Последние могли быть захвачены и капсулированы в вакуолях гранитизировавшихся пород.

Если принять, что среднее содержание УВ-газов равно 15 см 3 /кг, то в 10-километровом «гранитном» слое коры только Кыулонгской впадины площадью 20 тыс. км 2 содержится в рассеянном виде порядка 10 трлн м 3 углеводородных газов, преимущественно метана.

Участие углеводородного флюида в «газовом дыхании» земных недр и, как следствие, капсулирование углеводородных газов в виде включений в микротрещины пород, минералы фундамента, отмечено рядом 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. Такая зональность объясняется тем, что процесс образования нефтей происходит в фундаменте 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 связанные с этим источником, утратили часть своих легких фракций.

Обобщая приведенные доводы, можно высказать предположение о том, что в период формирования «гранитного» слоя за счет гранитизации первично-осадочных толщ происходил процесс трансформации рассеянного ОВ в УВ нефтяного ряда. В условиях жесткого термобарического режима генерировались легкие УВ-фракции, которые и составили основу нефтяной залежи в фундаменте месторождений Белый Тигр и Дракон. Кроме того, УВ-флюиды, поднимающиеся из зон поддвига вместе с водоминеральным потоком, при изменении термобарических условий оседали в магматических и осадочных породах. По трещинам и другим каналам жидкие УВ фундамента могли проникать в нижнеолигоценовые отложения.

Если принять изложенную идею об образовании нефти в породах фундамента Зондского шельфа, то потенциальные ресурсы нефти месторождения Белый Тигр значительно возрастут. Кроме того, предлагаемый механизм нефтегазообразования может быть распространен и на соседние структуры, расположенные в ареале действия рифтов или зон поддвига и имеющие аналогичные месторождению Белый Тигр геологические условия.

Как уже упоминалось, в 1988 г. в трещиноватых гранитоидах мезозойского фундамента Кыулонгской впадины было открыто уникальное нефтяное месторождение Белый Тигр. Оно имеет доказанную толщину более 1 600 м и объем нефтенасыщенных гранитоидов 88,2 млрд м 3 . Это открытие активизировало поисково-разведочные работы на образования магматогенного фундамента на шельфе Вьетнама и в регионе в целом, и в других районах мира.

Несмотря на наличие в мире нескольких сотен месторождений, приуроченных к магматогенным и метаморфическим породам фундамента, месторождение Белый Тигр является уникальным как по запасам, так и по уровням добычи. За 13 лет разведки и разработки залежи нефти в фундаменте месторождения добыто уже около 100 млн т.

Меконгский НГБ (особенно Кыулонгская впадина) является первым районом на шельфе Вьетнама, где из трещиноватых гранитоидных выступов фундамента были получены мощные фонтаны нефти. На месторождении Белый Тигр с глубины 3 150 м был получен фонтан нефти с дебитом около 2 830 т / сут.

Напомним, что фундамент Белого Тигра представляет собой крупное горст-антиклинальное поднятие сложного строения, размером 22×9 км. Оно состоит из трех сводов – Южного, Центрального и Северного. Структура разбита серией разломов, в основном, субмеридионального простирания и подчиненных субширотных разломов. В настоящее время на фундамент пробурено более 120 разведочных, добывающих и нагнетательных скважин, которые дают более 90 % общей добычи нефти на месторождении (рис. 2).

Рис. 2. Геологический профиль шельфа Вьетнама (Арешев, 2003):
1 – геологический профиль шельфа Вьетнама, иллюстрирующий гранитоидные выступы фундамента; 2 – схематический профиль месторождения Белый Тигр

Большинство скважин на Белом Тигре, пробуренных на фундамент, являются высокодебитными (дебиты более 1 000 т/сут.). Вскрытая толщина магматических пород фундамента достигает 2 000 м. Нижняя граница залежи установлена условно до абсолютной глубины 5 014 м. Нефтесодержащими являются трещиновато-кавернозные коллектора, пустотность которых представлена макро- и микротрещинами, изометрическими кавернами и пустотами матрицы. Уникальность месторождения Белый Тигр заключается, прежде всего, в большой мощности продуктивного разреза, в котором нефтесодержащими являются в первую очередь молодые позднемеловые гранитоиды.

По минеральному составу разрез интрузивного массива Белый Тигр представлен гранитами, гранодиоритами, кварцевыми диоритами, монцодиоритами, амфиболовыми лейкодиоритами (диоритами), переход между которыми не всегда достаточно четкий. Кроме того, массив рассекают многочисленные дайки комагматов олигоценовых эффузивов, представленные диабазами, базальтами, трахибазальтовыми порфиритами, образующими лавовые покровы над фундаментом.

Представляется возможным обобщить эти явления с помощью математических моделей. Основная проблема, которая возникает на этом пути, состоит в том, что указанные флюидные процессы являются многофакторными и многопараметрическими. Среди них трудно выделить лишь один доминирующий фактор, который можно упростить и схематизировать.

УДК 550.84:551.8

ГЕНЕЗИС НЕФТЕЙ МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ ТИГР (ВЬЕТНАМ) ПО ДАННЫМ О СОСТАВЕ НАСЫЩЕННЫХ АЦИКЛИЧЕСКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ

О.В. Серебренникова*, Ву Ван Хай, Ю.В. Савиных*, Н.А. Красноярова*

Томский политехнический университет *Институт химии нефти СО РАН, г. Томск E-mail: [email protected]

Описаны общие характеристики состава рассеянного органического вещества пород миоцена и олигоцена в пределах месторождения Белый Тигр (Вьетнам) и сопоставление его с соответствующими характеристиками нефтей.

Ключевые слова:

Металлопорфирины; рассеянные органические вещества; порфирины; катагенез; фитопланктон.

Metalloporphyrins, dispersed organic matter, porphyrin, catagenesis, phytoplankton.

Месторождение Белый Тигр (Bach Ho) расположено на южном шельфе СР Вьетнама в блоке 09-1 в 120 км к юго-востоку от города-порта Вунг-тау, основной производственно-технической и снабженческой базы СП «Вьетсовпетро» (рис. 1). Найдены залежи нефти в нижнемиоценовых и олигоцено-вых песчано-алевролитовых отложениях, а также, вопреки предварительным ожиданиям в трещиноватых гранитоидных коллекторах фундамента. Отнюдь не часто встречающийся случай обнаружения промышленных скоплений нефти в кристаллических породах привлекает особое внимание. Месторождение Белый Тигр стало самым крупным месторождением нефтносной провинции, приуроченным к центральному поднятию Кыулонгской впадины.

Для восстановления истории формирования в недрах Земли углеводородных скоплений, реконструкции условий нафтидогенеза необходимо детальное исследование состава рассеянного в породах органического вещества, в частности распределения в нем хемофоссилий, унаследовавших черты своего строения от биологических предшественников. Состав этих структур определяется, прежде всего, исходной биомассой и последующими этапами ее преобразования .

Комплекс хемофоссилий (индивидуальный состав изопреноидных и нормальных алканов, содержание металлопорфиринов иперилена), а также состав фенатренов, выбранный нами для исследований, позволяют судить о фациально-генетиче-ской природе присутствующего в породах органического вещества. Так, присуствие в органического вещества комплексов порфиринов с ванадилом (VO-р) указывает на премущественно морской генезис органического вещества и восстановительные условия при осадконакоплении. Наличие никелевых порфиринов (Ni-р) свидетельствует об от-суствии сероводородного заражения природных вод при седиментации и раннем диагенезе органического вещества. Прилен, широко распространенный в озерах, встречается также в прибрежных районах морей и отсутсвует в глубоководных фациях. Соотношение изопреноидных углеводородов

пристана (П) и фритана (Ф) может быть использовано для оценки окислительно-востановигельных условий в бассейне седиментации. Следует, однако, учитывать, что наряду с окислительной средой повышенное содержание пристана в осадках может быть обусловлено существенным вкладом в органическом веществе зоопланктона и биомассы бактерий. Состав н-алканов характеризует участие в формировании состава органического вещества отдельных групп биопродуцентов. Основными углеводородами фитопланктона являются С15 и С17 н-алканы. Для наземой растительности характерно преобладание С27, С29 и С31 н-алканов. В прибрежно-морских водорослях преобладают С21, С23 и С25 гомологи .

Для определения степени термической зрелости органического вещества нами использованы CPI - отношение концентрации н-алканов с нечетным числом атомов углерода в молекуле к «четным» н-алканам, а также расчетная отражательная способность витринита (Rc), основанная на различии в термической стабильности отдельных изомеров метилфенатренов. Rc хорошо коррелирует с отражательной способностью витринита (% Rm) в интервале его значений, соотвествующих основной зоне образования нефти из керогена.

Накопленный к настоящему времени материал об особенностях состава рассеянного органического вещества и нефтей месторождения Белый Тигр показал, что геохимические параметры углеводородов-биомаркеров для рассеянных органических веществов пород и нефтей фундамента имеют большие отличия. Полученные данные свидетельствуют, что породы фундамента не имеют никакого отношения к генерации нефти, заполняющей каверны в фундаменте . Важную роль для нефте-образования на месторождении Белый Тигр играют породы нижнего олигоцена и верхнего олигоцена и нижнего миоцена и эоцена . Анализ состава нефтей месторождения Белый Тигр показал наличие двух групп нефтей различного генезиса. Первый - нефти из фундамента и олиноцена, а второй - из миоцена .

Целью настоящего исследования являлась характеристика состава рассеянного органического вещества пород миоцена и олигоцена в пределах месторождения Белый Тигр (Вьетнам) и сопоставление его с соответствующими характеристиками нефтей.

Характеристика объектов и методов исследования

Экстракцию битумоида проводили 7 %-м раствором метанола в хлороформе при помощи Теса-101 Сох1ес НТ-сиситемы. Фенантрены, перилен и металлопорфирины были сконцентрированы хроматографическим разделением битумоида на колонках с оксидом алюминия. Содержанием металлопорфиринов и перилена в хроматаграфиче-ских фракциях определено методом электронной спектроскопии по интенсивности полос поглощения при Я=550 нм (для М-р), 570 нм (для УО-р) и 435 нм (для реримелена) с использованием в расчетах коэффициентов экстинкции 2,7-104, 2,9-104, 4-104л/(мол.см), соответственно. Состав и распределение алканов и фенатренов исследовали методом газожидкостной хроматаграфии (ГЖХ) с использованием стационарной фазы 8Е-54 и пламенно-ионизационного дектетора. Индетификация соединений осуществлялась по времени удерживания

путем сравнения с уже имеющимися, а также опубликованными данными. По хроматаграммам газожидкостной хроматаграфии были определены максимумы молекулярно-массового распределения н-альканов, расчитаны параметры состава алканов: отношение П/Ф, П/н-С17, Ф/н-С18 и CPI, по составу фенатренов - метифенатреновый индекс MPI=1,5 (2MP+3MP)/(P+1MP+9MP) иКс - расчетная отражательная способность витринита (Rc=0,6MPI+0,4).

Результаты и их обсуждение

Характеристика потенциально нефтематеринских пород месторождения Белый Тигр. В подавляющем большинстве образцов пород (кроме керна миоцен-1) обнаружены VO-р в невысоких концентрациях (от 3 до 31 нмол/г), Ni-р отсутствуют в образцах миоцен-1 (табл. 1). В то же время, породы миоцена и олигоцен-3 содержат хлориновые пигменты, сохранению которых в осадках способствует сероводородное заражение. Это может быть причиной отсутствия в них порфириновых комплексов с никелем. Органическое вещество таких пород, как правило, обогащено ванадием, ванадиловыми порфиринами, а также сероорганическими соединениями.

Условные обозначения

е-*У - Перспективные структуры - Газовые месторождения

Щ - Нефтяные месторождения - Нефтегазовые месторождения

| Дракон | - Разрабатываемые | лантай| - Подготовленные к разработке

Рис. 1. Обзорная карта района на шельфе юга Вьетнама

Таблица 1. Содержание металлопорфиринов и перилена в породах месторождения Белый Тигр

Керн Вьетнам

Миоцен 1 Миоцен 2 Олигоцен 1 Олигоцен 2

Глубина,м 2822,75 2992,75 4098,5 4142,5

П/Ф 1,24 3,31 1,16 1,58

П/н-С17 0,28 0,53 0,44 0,37

Ф/н-С18 0,41 0,33 0,41 0,36

CPI-1/(C20-C28) 1,05 1,11 1,09 1,02

CPI-2/(C22-C30) 1,13 1,21 1,08 1,10

CPI-2/(C24-C32) 1,06 1,35 1,12 1,14

CPI(C12-C34) 1,01 1,07 1,06 1,07

MPI 0,61 0,62 0,83 0,66

Rc 0,76 0,77 0,89 0,79

Распределение парафиновых углеводородов в органичесом веществе месторождения Белый Тигр представлено на рис. 2. В большинстве среди н-алканов преобладают углеводороды состава С10-С20, в то время как концентрация н-алканов состава С21-С35 заметно меньше. Характер молекулярно-массового распределения н-алканов в ОВ пород нижнего интервала олигоцена (4142,5 м) свидетельствует о смешанном характере исходного органического вещества, продуцированного фитопланктоном, прибрежными и наземными растениями в близком соотношении (рис. 2). Органический материал отлагался в субокислительных (П/Ф=1,58) условиях, видимо прибрежно-морского бассейна. Выше по разрезу (4098,5 м) вклад прибрежных водорослей снизился, а основными биопродуцентами были фитопланктон и древесные растения, накапливавшиеся в восстановительной среде (П/Ф=1,16). В миоцене (2992,75 м) обстановка осадконакопления сменилась на окислительную (П/Ф=3,31), среди биопродуцентов практически исчезли представители флоры, а доминировали микробные липиды. Наличие в органическом веществе перилена указывает на мелковод-ность бассейна седиментации. Со временем (породы с глубины 2822,75 м) условия осадконакопле-ния сменились на восстановительные, а биопродуценты - на фитопланктон и в подчиненном количестве прибрежные водоросли.

Во всех образцах кернового материала, CPI близко единице (1,01...1,07) В известной степени дополнением к данным Е. Берея и Е. Эванса могут служить материалы Дж. Купера, показывающие, что исходное ОВ пород месторождения Белый Тигр характеризовалось преобладанием жирных кислот с четным числом атомов углерода. Дж. Хант и М. Кальвин отмечают, что это соотношение нч/ч составляет для водорослей 1,01.1,07 . В целом значения CPI в исследованных образцах отвечают органическое вещество достаточно зрелому для нефтеобразования.

Название н-алканов

Рис. 2. Молекулярно-массовое распределение н-алканов в рассеяных органических веществах месторождения Белый Тигр

Таким образом, в олигоцен-миоценовом разрезе месторождения Белый Тигр присутствуют разности пород, существенно различающиеся седимен-тогенезом и составом биопродуцентов, поставлявших в осадок органического вещества. По своей термической преобразованности органического вещества месторождения Белый Тигр может быть охарактеризовано как зрелое, способное генерировать нефть. Об этом свидетельствуют величины расчетной отражательной способности витринита, соответствующие стадии катагенеза МК2-МК3, значения CPI и соотношения изопреноидных и н-алканов.

Характеристики нефтей месторождения Белый ТИгр. Нефти этого месторождения является высоко парафинистыми (18.25,3 %), с очень низким содержанием серы. По глубине плотность и вязкость нефти, содержание в ней смол и асфальтенов снижаются . Содержание VO-р и Ni-р, обнаруженных нами в очень низких концентрациях, также уменьшается с глубиной (табл. 2). Эта тенденция изменения параметров состава нефти может быть связана с увеличением пластовой температуры с возрастанием глубины залежи и частичным разложением сложных высокомолекулярных молекул.

Таблица 2. Содержание металлопорфиринов в нефти месторождения Белый Тигр

Нефть Миоцен Олигоцен Фундамент

П/Ф 1,28 2,04 2,84

П/н-С17 0,24 0,46 0,51

Ф/н-С18 0,24 0,24 0,23

CPI-1(C20-C28) 1,0 1,1 1,1

CPI-2(C22-C30) 1,0 1,1 1,1

CPI-3(C24-C32) 1,1 1,1 1,1

CPI(C12-C34) 1,2 1,1 1,2

MPI 0,61 0,78 0,51

Rc 0,77 0,87 0,71

Распределение парафиновых углеводородов нефтей представлено на рис. 2. Среди н-алканов преобладают С10-С20. По характеру их молекулярно-массового распределения нефти сходны между собой и с рассеянными органическими веществами пород миоцена. В то же время, отношение П/Ф в нефтях колеблется в широких пределах (1,28.2,84). Это свидетельствует о различии в условиях накопления их исходного нефтематеринского вещества. Сопоставление нефтей и рассеянных органических веществов пород по величине отношения пристана к фитану, учитывая характер молекулярно-массового распределения н-алканов, показывает, что нефть миоцена могла быть генерирована одновозрастными отложениями (миоцен-1). Значения генетического параметра П/Ф для рассеянных органических веществов пород олигоцена (П/Ф=1,16...1,58) существенно ниже чем для нефти, залегающей в этих отложениях (П/Ф=2,04), что говорит об ином источнике нефти. Сложное геологическое строение территории, на которой располагается месторождение Белый Тигр, могло привести к заполнению ловушки в коллекторах олигоцена более молодой нефтью, генерированной толщей миоцена (миоцен-1 и миоцен-2), которая содержит разности пород с рассеянными органическими веществами, характеризующимся значениями П/Ф от 1,2 до 3,3.. Нефть, залегающая в породах фундамента наиболее близка к рассеянным органическим веществам пород миоцена-2.

Название н-алканов

Рис. 3. Молекулярно-массовое распределение н-алканов нефтей месторождения Белый Тигр

Таким образом, газожидкостная хроматаграфия анализ проб нефти и образцов кернов месторождении Белый Тигр показывает, что нефтематеринское вещество для всех нефтей слагал преимущественно фитопланктон с примесью донных водорослей и незначительной долей наземных растений. Нефть миоцена генерирована органического вещества отложений, накапливавшихся в восстановительной среде, а нефти из коллекторов олигоцена и фундамента - в слабо окислительной и окислительной обстановках. Наиболее вероятным источником нефтей месторождения Белый Тигр являются полифациальные отложения миоцена, достигшие главной фазы нефтеобразования и способные генерировать нефть.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Красноярова Н.А., Серебренникова О.В., Зайцев С.П. Условия седиментации и катагенез рассеянного органического вещества нижней юры западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2009. -№3. - С. 11-17.

2. Серебренникова О.В., Белоконь Т.В. Геохимия порфиринов. -Новосибирск: Наука, 1984. - 86 с.

3. Савиных Ю.В., Лыонг З.Х., Утопленников В.К. ОВ пород кристаллического фундамента месторождения Белый Тигр // Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа: Труды VIII Меж-дунар. конф. - М., 2005. - С. 231-236.

4. Савиных Ю.В. Сравнительная характеристика молекулярного состава нефтей месторождений Дракон и Белый Тигр // Химия нефти и газа: Труды VII Междунар. конф. - Томск, 2009. -С. 157-160.

5. Ильнинская В.В. Генетическая связь углеводородов органического вещества пород и нефтей. - М.: Недра, 1985. - 157 с.

6. Гончеров И.В. Геохимия нефтей западной Сибири. - М.: Недра, 1987. - 179 с.

7. Петров Ал.А., Арефьев О.А. Биомаркеры и геохимия процессов нефтеобразования // Геохимия. - 1990. - № 5. -С. 704-714.

8. Головко А.К., Пенева Г.С., Горбунова Л.В., Донг Ч.Л., Нгиа Н.Ч., Савилых Ю.В., Камьянов В.Ф. Углеводородный состав нефтей шельфовых месторождений Вьетнама // Нефтехимия. - 2003. - Т. 42. - № 1. - С. 13-22.

9. Петров Ал.А. Углеводороды нефти. - М.: Наука, 1984. - 262 с.

10. Hoàng Binh Tiên, Hô Trung Chat, Nguyên Ng(jc Dung, Nguyên Ng(jc Ânh. So sành d|c diêm dia hoa dà me và dâu, khi о hai bê tram tich Cenozoi Cuu Long và Nam Côn Son // Тор chi khoa hçic và ki thuât. - 2008. - Т. 11. - № 11. - T. 15-23.