Месторождение белый тигр. Месторождение белый тигр Защита от коррозии месторождение белый тигр

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

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.

Особенности литологического состава и ФЕС горизонтов VII+VIII нижнеолигоценового возраста на нефтяном месторождении Белый Тигр (вьетнам)

Буй Кхак Хунг

Национальный исследовательский Томский политехнический университет, Томск

Научный руководитель доцент

Месторождение Белый Тигр является уникальным месторождением Вьетнама по запасам нефти. Оно расположено на шельфе юга Вьетнама в 120 км к юго-востоку от береговой линии. Геологический разрез месторождения представлен докайнозойскими кристаллическими породами фундамента и кайнозойскими терригенными породами осадочного чехла, в котором выделяются песчано-алевритовые и глинистые породы олигоцена, неогена и четвертичного возраста. Наибольшей изменчивостью по толщине и составу отличаются базальные нижнеолигоценовые отложения, которые выклиниваются на склонах блоков фундамента, занимающих высокое гипсометрическое положение. Среди нижнеолигоценовых отложений горизонты VII+VIII являются наиболее нефтенасыщенными и относятся к залежам нефти промышленного значения. Поэтому изучение особенностей литологического состава и ФЕС горизонтов VII+VIII имеет большое значение .

С помощью программы Surfer построена структурная карта по кровле VII+VIII горизонтов нижнего олигоцена и моделировал ее в 2Д (рис 1А).

(А) (Б)

верхнее – скважина / нижнее – отметка (м) верхнее – скважина / нижнее – толщина (м)

Рис. 1. Структурная карта (А) и карта изопахит (Б) горизонтов VII+VIII нижнего

олигоцена месторождения Белый Тигр

На рисунке 1А видно, что рисовка структурных карт северного участка (горизонты VII+VIII нижнего олигоцена) месторождения Белый Тигр сильно изменяется. В скважине 1013 вскрыта самая низкая отметка -4161м по кровле и -4225 м по подошве, то есть отмечается депрессионная зона в восточном направлении. А самая высокая отметка -3336 м по кровле и -3381м по подошве на северо-западе в скважине 4, в районе которой уверенно выделяется свод структуры. Амплитуда купола 470 метров по оконтуривающей изогипсе – 3850м. Для наглядного представления о распределении мощностей была построена карта изопахит. (рис 1Б)

На рисунке 1Б наблюдается северо-восточное простирание дизъюнктивных нарушений. Видно, что самая максимальная мощность достигает 94 м в скважине 10 и представлена песчаниками континентального генезиса. А самая минимальная мощность 22м и 17м в скважинах 64 и 83, в западной части участка.

Формирование мощности отложений возможно по двум направлениям условий осадконакопления. Сокращение мощности отложений в своде и увеличение ее на крыльях поднятий обусловлено размывом этой возвышенности и заполнением впадин продуктами разрушения .

Увеличение мощности отложений на склонах палеоподнятий указывает на накопление осадков в зоне мелководья при волновой деятельности.

По методике, разработанной и данным каротажа по скважинам, были построены карты литологического состава и песчаннистости (рис 2).

https://pandia.ru/text/79/171/images/image004_29.gif" alt="E:\Nam 5\диплом\карта литологического состава 7+8 горизонтов нижнего олигоцена.jpg" width="258" height="337">

(А) (Б)

верхнее – скважина верхнее – скважина

нижнее – коэффициент песчанистости (%) нижнее – значение αПС

справа – коэффициент кластичности (%) справа – мощность (м)

Рис. 2. Карта коэффициентов песчанистости и кластичности (А) и карта литологического состава (Б) горизонтов VII+VIII нижнего олигоцена (0-0,2: глины и алеврито-глинистые породы; 0,2-0,4: алевролит и глинисто-алевритовые породы; 0,4-0,6: смешанные песчано-алеврито-глинистые породы; 0,6-0,8: Песчаник мелкозернистый; 0,8-1: песчаник крупно-среднезернистый неглинистый)

На рис 2А наблюдается распространение коллекторов типа А (значение ПС в интервале 1-0,8) в зоне скважин 83, 64, 4, 14, 602, 1014, 1003. Зона распространения коллекторов типа В (значение ПС в интервале 0,6-0,4) в скважинах 10, 1013. Зона распространения коллекторов типа Б (0,6-0,8) в скважинах 114, 116, 907. Зона распространения неколлекторов выделена на востоке, северо-востоке (скважина 9), на юге (скважины 1106, 12).

На рис 2Б мы видим, что зона высокого распространения песчаных тел находится в районе скважин 14; 116 и 1014 со средней мощностью 23 м. Максимальное значение коэффициента песчанистости находится в скважине 1014 и соответствует 70,2%. Максимальное значение коэффициента кластичности также наблюдается в скважине 1,3%). Уменьшение коэффициента песчанистости на своде и увеличение его на склонах и у подножия поднятий обусловлено деятельностью потоков, размывающих возвышенность и образующих конусы выноса продуктов размыва.

По линии скважин 16-9 был построен геологический профиль VII+VIII горизонтов нижнего олигоцена (рис 3).

Рис. 3. Геологический профиль VII+VIII горизонтов нижнего олигоцена на нефтянном месторождении Белый Тигр (Вьетнам) по линии скважин 10 – 14 – 145 – 116 – 9

Горизонты VII+VIII представляют собой антиклинальную складку, осложненную разрывными нарушениями. На профиле видим изменение мощностей горизонтов по скважинам. В скважине 10 мощность отложений достигает 94 м. А в скважине 14 мощность отложения уменьшается до 33 м. Между скважинами 14 и 145 отмечается разлом. А между скважинами 116 и 9 выделены 2 нарушения, отличающиеся значительной шириной зоны дробления породы. Литологическиий состав отложений неоднородный. В скважине 10 видим чередование глины и песчано-алевритовых пород. Мощность глины составляет 40 м. Отложения глины выклиниваются и полностью исчезают в скважине 14. В скважине 14 наблюдаются только песчано - алвевритовые породы с мощностью 33 м. Отложения глин наблюдаются в скважинах 145, 116 и увеличивается мощность глин в скважине 9. Глины залегают внутри песчаного горизонта в виде слоя. Мощность незначительна в сравнении с мощностью песчаников и составляет 6-7 м. В скважине 9 мощность пласта глин увеличивается в 2 раза. На профиле отмечаем зоны наибольших значений ФЕС в скважинах 14, 145, 116, в которых коэффициент пористости изменяется от 12% до 14% и коэффициент нефтенасыщенности составляет 0,6-0,66 д. ед. Из всех исследуемых скважин наибольший дебит нефти получен в скважине м3/сут. При таких низких значениях пористости (практически неколлектор), высокие дебиты нефти можно объяснить близостью нахождения зон двух тектонических нарушений.

Таким образом, выявлен сложный тип коллектора пород порово-трещиноватый горизонтов VII+VIII в северном блоке месторождения Белый Тигр. В скважинах, пробуренных близости к зонам тектонических нарушений, получены высокие дебиты нефти. В скважинах, которые обладают только поровым типом коллектора и далеко от зон дизъюнктивных нарушений получены намного меньше дебиты нефти.

Список литературы:

1. П, Г, и др. Геология и нефтегазоносность фундамента Зондского шельфа. М., Нефть и газ, 1988, 285с.

2. Ежова интерпретация геофизических данных; Томский Политехнический Университет. – 3-е изд. – Томск: Изд-во ТПУ, 200с.

3. Поспелов фундамент: геолого-геофизические методы изучения коллекторского потенциала и нефтегазоносности – Москва 2005.

Издание: Москва, 2010 г., 10 стр., УДК: 550.8.02

Язык(и) Русский

Работа посвящена анализу трещинных систем (трещиноватости и разломов), развитых в породах фундамента и осадочного чехла на месторождении Белый Тигр. Под трещинными системами мы понимаем всю совокупность разноранговых нарушений сплошности пород (от микротрещин до разломов), фиксируемых различными методами исследований и, имеющих различный, но типичный для отдельного метода исследований масштаб. Задача исследований состояла в дифференциации всего многообразия трещинных систем, развитых в породах фундамента на месторождении Белый Тигр, по признаку их проницаемости для фильтрации флюидов при эксплуатации залежи. Графическая иллюстрация результатов анализа позволяет наглядно представить закономерности распределения трещинных систем в осадочном чехле и в фундаменте месторождения Белый Тигр.

Издание: ФГУП ВНИГРИ, Москва, 2012 г., 17 стр., УДК: 552.578.061.43:552.3, ISBN: 2070-5379

Язык(и) Русский

Представлены сведения о промышленной нефтеносности нетрадиционных объектов, концентрации углеводородов в гранитоидных коллекторах. Приведены геологические характеристики наиболее крутых месторождений мира. Особое внимание уделено описанию нефтеносности шельфа Вьетнама, где открыты уникальные по продуктивности месторождения. Приведена критическая оценка результатов геологоразведочных работ по фундаменту в Татарии.

Промышленная нефтегазоносность фундамента платформенных областей является одной из активно обсуждаемых проблем в современной геологнн нефтн н газа. Активизации дискуссии послужило открытие в 1988 г. уникальной нефтяной залежи в гранитах мезозойского фундамента шельфа южного Вьетнама на месторождении Белый Тигр.

Однако эта проблема возникла раньше. Она берёт своё начало со времени получения промышленного притока нефти и газа нз трещиноватых гранитов на месторождении Пэнхендл-Хьюготон (США) в декабре 1918 г. В 1925 г. на гигантском нефтяном месторождении Ла-Пас (Венесуэла) в разуплотнённых метаморфических породах и гранитах выявлена ещё одна залежь нефти в фундаменте.

В настоящее время известно более 450 месторождений с промышленными скоплениями нефти, газа и конденсата в фундаменте 54 нефтегазоносных бассейнах мира [Гаврилов. Гулев. Кнреев. 2010].

Краткая характеристика нефтяных месторождений в гранитоидных породах

Скопления нефтн и газа в магматических и метаморфических породах фундамента и корах выветривания открыты практически на всех континентах и в акватории Мирового океана. Однако, несмотря на открытие в фундаменте промышленных месторождений, в том числе крупных, целенаправленные поиски залежей углеводородов в фундаменте, особенно в магматических породах, ведутся в ограниченных объемах. Это обусловлено тем. что не ясна природа емкости пород фундамента, не разработаны методы выделения коллекторов в кристаллических породах, их вскрытия и освоения.

Издание: Томский политехнический университет, Томск, 2012 г., 4 стр., УДК: 550.84:551.8

Язык(и) Русский

Месторождение Белый Тигр (Bach Ho) расположено на южном шельфе СР Вьетнама в блоке 09–1 в 120 км к юго-востоку от города-порта Вунгтау, основной производственно-технической и снабженческой базы СП «Вьетсовпетро» (рис. 1). Найдены залежи нефти в нижнемиоценовых и олигоценовых 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.

Комплекс хемофоссилий (индивидуальный состав изопреноидных и нормальных алканов, содержание металлопорфиринов и перилена), а также состав фенатренов, выбранный нами для исследований, позволяют судить о фациально-генетической 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 отсуствии 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-востановительных 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 . <...>

В последние годы актуальность изучения этих вопросов значительно возросла для всего мира как в связи с открытием в фундаменте новых крупных месторождений нефти и газа, так и с постепенным истощением запасов углеводородов (УВ) месторождений с терригенными и карбонатными породами.

В Республике Вьетнам доля добычи нефти из залежей фундамента месторождений «Белый Тигр», «Дракон», «Черный Лев» и др. превышает 90% от общей добычи нефти. Поэтому изучение вопросов по контролю и регулированию разработки этих месторождений становится более актуальным и действительно имеет большое практическое значение в нефтегазопромысловой практике.

Залежи нефти в фундаменте зачастую определяются сложными геологическими и термодинамическими условиями. Следовательно, анализ и регулирование разработки месторождений с такими условиями имеют не только научный интерес, но и исключительно большое практическое значение как для Республики Вьетнам, так и для всего мира. В диссертационной работе проведены анализ и регулирование разработки гранитоидных коллекторов кристаллического фундамента крупного месторождения «Белый Тигр» на шельфе Южного Вьетнама.

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.