Файл: Неклассические коллектора виды, процессы образования, распространения.doc
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 01.12.2023
Просмотров: 115
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Таблица 3.4
Показатели работы газлифтного фонда скважин месторождения
| Показатели | Годы | ||||||||
| 1997 | 1998 | 1999 | 2000 | 2001 | 2002 | 2003 | 2004 | 2005 | |
| Число скважин | 24 | 41 | 50 | 59 | 67 | 73 | 78 | 86 | 90 |
| Добыча нефти, т/сут. | 1009 | 1369 | 1386 | 1878 | 2011 | 1671 | 2056 | 2670 | 2915 |
| Обводненность, % | 18,8 | 23,5 | 22,3 | 24,5 | 31,7 | 35,0 | 30,8 | 31,0 | 46,2 |
| Удельный расход газа, м3/т | 186 | 165 | 185 | 162 | 180 | 210 | 211 | 197 | 205 |
| Дебит нефти одной скважины, т/сут | 42,0 | 33,4 | 27,7 | 31,8 | 30,1 | 22,9 | 26,4 | 31,1 | 32,4 |
Применение газлифтного метода эксплуатации скважин позволяет оптимизировать процесс разработки месторождения и обеспечить стабильный уровень добычи нефти. Несмотря на увеличение обводненности продукции, удельный расход газа удается удерживать на уровне 186 - 205 м3/т добываемой жидкости. В таблице 4.2 представлены некоторые основные показатели работы газлифтного фонда скважин месторождения.
Стадия разработки месторождения
Разработка месторождения Белый Тигр уже идет к концу второй стадии нефтедобычи (рис. 3.7.). За время эксплуатации годовая добыча на месторождении Белый Тигр снизилась с уровня 13 млн. тонн до 4 млн. тонн нефти в год. Средняя обводненность продукции в настоящее время превышает 50%. Накопленная добыча нефти к настоящему моменту превысила 200 млн.т., при этом накопленный объем закачиваемой воды составил уже более 300 млн. м 3 . Надо отметить, что если в начале процесса разработки, фундамент давал основную часть добываемой продукции всего месторождения (более 90%), то со временем доля нефтедобычи,
приходящаяся на остальные объекты, особенно нижний миоцен, постепенно повышается. В 2018 году добыча нефти на залежах нижнего миоцена составила 1369,047 тыс. тонн нефти, то есть 36% от суммарной нефтедобычи месторождения Белый Тигр [14].
Рис 3.7. Стадии разработки залежи
- 1 2 3 4
Механизм образования месторождения «Белый тигр»
Классический процесс заполнения ловушки происходит в результате миграции нефти и газа из нефтематеринских пород. В мире большинство геологов и химиков придерживаются понимания осадочно-миграционного происхождения залежей нефти и газа, т.е. формирование залежи осуществляется только в осадочных породах, но Белый тигр не является классическим примером.
В толщах осадочного чехла Белого тигра породы характеризуются нижнемиоценовым и олигоценовым возрастами и содержат большое количество органики. Из прилегающих к фундаменту осадочных терригенных отложений, обогащенных РОВ, происходит миграция УВ в трещинно-кавернозные породы фундамента, которые образовались в ходе воздействия различных факторов: тектоническая деятельность, гидротермальный процесс, автометасоматоз, контракционная усадка, пневматолитовый процесс, тектоно-кессонный эффект, гипергенный процесс. Преобразование пород мезозойского фундамента привело к возникновению коры выветривания (мощность 10 м - 20 м, редко до 40 м) и разрывных нарушений, к которым приурочена повышенная трещиноватость (15 - 20%).
Процесс формирования ФЕС пород фундамента месторождения «Белый Тигр», связанный с гидротермальной деятельностью, происходит следующим образом. Горячие растворы с температурой выше 80 ºС - 220 ºС обычно в интервалах температур 120 ºС - 210 ºС образованы за счет конденсации водяных паров из магматических пород при застывании и осадочных толщ, залегающих на большой глубине. При гравитационном уплотнении горячие растворы освобождались и мигрировали в верхнюю часть в виде паров. Такие активизированные растворы как щелочные растворы, воздействовали на породы кислого состава фундамента. В результате этого растворились слабоустойчивые минералы в зоне смятия, дробления и на грани трещин различных видов. Это привело к образованию пустот и каверн в фундаменте.
В гранитах докайнозойского фундамента месторождения Белый Тигр на глубине 3 - 5 км размещена нефтяная залежь, которая показывает, что нефть аккумулируется в зонах разломов, проработанных на ранней стадии гидротермальными потоками. Образование залежи происходит путем аккумуляции первичных пузырьков (капель) нефти, произведенных нефтематематеринской осадочной
толщей под действием капиллярных сил, вектор движения которых направлен (в соответствии с формулой Лапласа относительно давления поверхности фазового раздела) в сторону среды с меньшим давлением и с большей проницаемостью. Основной причиной аккумуляции нефти в залежи фундамента являются силы поверхностного натяжения на границе флюидальных фаз [7]. На рисунке 4.1. изображена модель формирования скоплений углеводородов в теле гранитных протрузий из осадочного чехла.
Рис. 4.1. Модели формирования скоплений углеводородов в теле гранитных протрузий [3]
Условные обозначения: 1 стадия – формирование плитного чехла, включающего горизонты нефтематеринских пород; 2 стадия – начало роста кристаллической протрузии, первичное перераспределение углеводородов; 3 стадия – оформления кристаллической протрузии, перераспределение углеводородов и образование залежи. 1 – граниты; 2 – дезинтегрированные граниты; 3 – 5 – отложения чехла: 3 – нефтематеринская толща, 4 – отложения непроницаемой покрышки, 5 – отложения чехла; 6 – скопления углеводородов; 7 – направление движения углеводородов; 8 – направление катакластического течения пород фундамента.
Нахождение уникальной нефтяной залежи в гранитном мезозойском фундаменте на месторождении Белый Тигр развили активную дискуссию по происхождению нефти в таких залежах и способах их разработки. На протяжении XX века ученые разрабатывали и проверяли гипотезы, одной из версий которых является осадочно-миграционная теория. Подтверждение этой теории выступает наличие в нефтях биомаркеров, которые находятся в генетически информативных соотношениях с вмещающими, обогащенными биогенной органикой отложениями месторождения Белый Тигр. Нефти месторождения в кристаллическом фундаменте (КФ) и осадочном чехле близки между собой по таким органо-геохимическим индексам, как пристан/фитан, олеапан/гопан Аs и т.п., а также характеризуются значительным сходством с органическим веществом олигоценовых гидрокарбопелитов. Соотношение пристан/фитан в нефти месторождения приведено в таблице 4.1. и на рисунках 4.2. и 4.3. [2].
Таблица 4.1.
Коэффициенты Ph/n-C18 и Pr/n-C17 в нефтях фундамента
, олигоцена
и миоцена
| Месторождение | Номер скважины | Толща | Коэффициенты | |
| Фитан (Ph) | Пристан (Pr) | |||
| Белый тигр | 816 | Миоценовая | 0,26 | 0,44 |
| Белый тигр | 801 | Фундамент | 0,23 | 0,46 |
| Белый тигр | 1002 | Олигоценовая | 0,24 | 0,43 |
| Белый тигр | 42 | Миоценовая | 0,25 | 0,45 |
| Белый тигр | БКЗ | Фундамент | 0,23 | 0,48 |
| Дракон | 112 | Ср. миоценовая | 0,25 | 0,43 |
| Дракон | 1 | Фундамент | 0,73 | 1,33 |
| Белый тигр | 8 | Фундамент | 0,35 | 0,62 |
Рис.4.2 Отношение пристан к фитану (Pr/Ph) в нефтях фундамента, олигоцена и миоцена
Условные обозначения: 1 - фундамент, 2 - миоцен, 3 - олигоцен.
Рис 4.3. График соотношения пристан/фитан
Вышеупомянутые факторы позволяют с определенной долей вероятности прогнозировать потенциальную нефтегазоносность фундамента Кыулонгской впадины. Выявление месторождений Белый Тигр, Дракон и других послужило основанием рассматривать «гранитный» слой земной коры в качестве нового нефтегазоносного этажа литосферы [1].
Заключение
«Белый тигр» - самое крупное нефтяное месторождение на южном шельфе Вьетнама, это месторождение обеспечило развитие нефтедобычи Вьетнама. В настоящее время разработка месторождения находится на второй стадии разработки, характеризуется падением темпов добычи нефти и повышением обводнённости скважиной продукции.
В результате выполнения работы удалось установить следующее.