Файл: Неклассические коллектора виды, процессы образования, распространения.doc

Рис. 3.2. Сводный литолого – стратиграфический разрез месторождения «Белый тигр» [6]

В начале разработки в залежи массива отмечалось отсутствие подошвенной воды. Впервые в 2000 г. в Центральном блоке фундамента месторождения «Белый Тигр» образовался искусственный водонефтяной контакт (ИВНК). Положение ИВНК в залежи фундамента Белого тигра определялось следующими методами:

• 
  традиционные методы или эксплуатационный каротаж (Production Logging Test, PLT), который широко применяемый с 1997 г. [6];
  
• 
  метод забойных давлений, который начал применяться с 2004 г.;
  
• 
  метод термогидродинамической визуализации (ТГДВ), основанный на положении текущего ИВНК соседних скважин.
  

При определении положения ИВНК в залежи фундамента в СП Вьетсовпетро в основном использованы методы традиционного и забойных давлений, а метод ТГДВ - дополнительным.

Глубина водонефтяного контакта осадочного выполнения в северной части - 2860 - 2813 м, в южной - 2824 - 2876 м. Водонефтяной контакт пласта нижнего олигоцена (V - X) - 4348 м. Пласт нижнего миоцена имеет более сложную гетерогенную структуру и характеризуется аномальным пластовым давлением выше в 1,6 - 1,7 раз, чем гидростатическое давление.

Коэффициент заполнения ловушек по продуктивным комплексам увеличивается от осадочного чехла к фундаменту. В верхнем олигоцене – нижнем миоцене коэффициент заполнения ловушек составляет 0,4 - 0,5, в нижнем олигоцене увеличивается до 0,6 - 0,7, а в докайнозойском фундаменте достигает 1,0 (рис. 3.3.).

Запасы нефти в фундаменте месторождения «Белый Тигр» разделяются по категориям В, С1 и С2. Запасы по категориям В + С1 со временем постепенно увеличиваются, а запасы по категориям С2 наоборот, уменьшаются по времени. Если суммировать запасы всех категорий, то в целом общий объем запасов по В + С1+ С2 имеет тенденцию увеличения, что подтверждает эффективность разведочных работ [17]. На рис. 3.4 представлена схема выделения категорий запасов по Фунг Дак Хаю.

---

Рис. 3.3. Степень заполнения ловушек на месторождении Белый тигр



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

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

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

Таблица 3.1

Характеристики нефти на месторождении «Белый тигр»

Глубина, м	Тип коллектора	Плотность		% S	Доля пара-фина, %	Q, м3/сут	Газонасыщенность, м3/м3	Доля CO2, %	Коэфф. сжима-емости
		В пласте	На поверх-ности
2990-3020	терригенные	0,73	0,86	0,085	18,4	50	100	0,12	17,8
3060- 3090	..	0,73	0,86	0,095	18,4	50	100	0,12	17,8
3090-4220	..	0,64	0,83	0,095	18,4	470	7150	0,02	26,9
4220-4270	..	0,64	0,83	0,095	18,4	470	7150	0,02	26,9

---

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

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

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

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

Таблица 3.2

Характеристики газа на месторождении «Белый тигр»

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

---

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

Таблица 3.3

Характеристики минеральной воды

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

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

Разработка месторождения «Белый тигр»

Первый промышленный приток нефти на месторождении Белый Тигр получен из нижнемиоценовых отложений компанией "Mobil" в 1975 году из скважины Батьхо-1 [11]. В 1983 году нефтеносность нижнего миоцена подтверждена испытанием скважины 5, пробуренной СП "Вьетсовпетро". В 1984 году в скважине 4 впервые на месторождении, и в целом в Юго-Восточной Азии, была установлена промышленная нефтеносность нижнеолигоценовых отложений. Запасы составляли 500 млн т нефти и десятки миллиардов кубометров попутного нефтяного газа. В 1986 году Белый Тигр был введен в эксплуатацию. Однако менее чем через год добыча начала быстро снижаться. Преодолеть трудности и выйти на новый уровень помогло открытие в 1987 году новых запасов (скважина БТ-6). Разработка Белого Тигра велась при поддержке института «ВНИПИморнефтегаз». Ученые помогли в выборе наиболее эффективного способа эксплуатации месторождения и в результате помимо вертикальных добывающих скважин здесь стали строить дополнительные наклонно-направленные добывающие и нагнетательные скважины, что в итоге увеличило коэффициент нефтеотдачи. С 2014 года предприятие реализует программу по поиску залежей на старых месторождениях. В результате при испытании разведочной скважины БТ-47 месторождения Белый Тигр был получен стабильный фонтанный приток нефти в 630 куб. м в сутки, что позволило открыть новую залежь на Блоке 09-1. По состоянию 01.01.2015г. по залежи Центрального блока фундамента общий фонд составил 80 скважин. Добывающий фонд включает 55 скважин, в частности - 45 действующих и 10 бездействующих; 21 скважина входят в нагнетательный фонд. В консервации числятся 3 скважины, наблюдательных скважин нет, ликвидирована одна скважина [18]. Динамика изменения количества скважин показана на рисунке 3.6.

---

Рис. 3.6. Динамика фонда добывающих и нагнетательных скважин

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

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

Оборудование месторождения «Белый тигр»

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

Способы эксплуатации скважин месторождения «Белый тигр»

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

---