Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтегазовое
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1975
Источник информации:
Метод открытия:
Площадь: 188.89 км²
Белый Тигр
Белый Тигр является самым крупным на южном шельфе Вьетнама и расположено на расстоянии 120 км от города Вунг Тау. (рис.1)
Рис. 1. Схема расположения месторождений на шельфе юга Вьетнама
На основании инженерно‒геологических данных о характеристиках грунтов верхняя, придонная часть разреза, принята для строительства нефтегазовых сооружений. Сейсмичность в пределах месторождения не превышает 6 баллов по шкале Рихтера
Климат в пределах месторождения представляется собой тропический, муссонный, и дождливый летом. Летний океанический муссон длится с июня до конца сентября. Зимой, с ноября до конца марта, северо‒восточный муссон со скоростью ветра до 20 м/сек. На море возникает волны с высотой до 10 м.
Стратиграфия
Геологический разрез в пределах месторождения Белый Тигр, состоит преимущественно из терригенных пород осадочного чехла и докайнозойских кристаллических пород фундамента (рис.2). Суммарная толщина вскрытых образований фундамента по вертикали достигает 1990 м, а толщина осадочного чехла ‒ 4356 м.
Рис. 2 ‒ Сводный литолого‒стратиграфический разрез месторождения «Белый Тигр»
Строение фундамента имеет высокую степень неоднородности. Породы в нем в основном магматические кристаллические с дайками диабазовых и андезитобазальтовых порфиритов. В районе Центрального свода, по данным изучения керна составляют преимущественно биотитовые двуслюдистые граниты, на Северном распространены – биотитовые лейкократовые гранодиориты и адамеллиты, содержащий значительно кварцевых монцодиоритов и кварцевых монцонитов и субщелочных диоритов.
В пределах Южного свода –это в основном кварцевые монцодиориты (скв.БТ‒7), граниты (скв.БТ‒8), гранодиориты (скв.БТ‒17).
Породы фундамента в различной степени измененные вторичными процессами. Цеолит и кальцит наиболее широко распространены во вторичных минералах.
По данным радиологических определений, можно сказать об абсолютном возрасте кристаллических пород фундамента изменяется от 246 ± 7 (поздний триас) до 88± 3 (поздний мел) млн. лет.
На месторождении Белый Тигр гранитоиды обладают увеличенной кавернозностью и трещиноватостью.
В южной части западного блока согласно исследованию керна, в разведочной скважине БТ‒11 и шлама в скважине БТ‒12001, доказано развитие пород основного состава – диоритов, с ухудшенными ФЕС.
В олигоцене выделены свиты Чаку ‒ Р31 c мощностью 0 – 412м (нижний олигоцен) и Чатан Р32 c мощностью от 50 до 1800м (верхний олигоцен), в миоцене: Батьхо ‒ 𝑁1 1c мощностью 770 – 900м (нижний миоцен), и также Коншон 𝑁1 2 (средний миоцен), Донгнай 𝑁1 3 (верхний миоцен), Свита Бьендонг 𝑁2 +𝑄 преобладают преимущественно песчано‒алевролитовые породы ,чередующиеся с глиной ,бурым углем и пачками глинистых алевролитов.
Породы-коллекторы кристаллического фундамента месторождения Белый Тигр являются нетрадиционными объектами, которые не имеют хорошо изученных аналогов.Поэтому изучение данного объекта опирается на геологическую изученность региона и месторождения, а также фактические геолого-геофизические данные.
Разрез осадочного чехла расчленен по литологическим, палинологическим и палеонтологическим признакам на свиты местной стратиграфической шкалы (см. рис. 3): Чаку (нижний олигоцен), Чатан (верхний олигоцен), Батьхо (нижний миоцен), Кошнон (средний миоцен), Донгнай (верхний миоцен) и Бьендонг (нерасчлененные плиоцен-четвертичные отложения). В средней части разреза свиты Чатан глинистые породы содержат массовые концентрации органического вещества и являются хорошими нефтематеринскими породами [Хоанг Динь Тиен, 1999; Серебренникова и др., 2012; Богоявленский и др., 2016].
Рис. 3. Схематический продольный геологический разрез месторождения Белый Тигр: 1 — тектоническое, нарушение; 2 — залежь нефти в осадочном чехле; 3 — траектория скважины; 4 — нерасчлененные отложения; 5 — отложения нижнего миоцена; 6 — отложения верхнего олигоцена; 7 — отложения нижнего олигоцена; 8 — залежь кристаллического фундамента.
Геология и нефтегазоносность. Кыулонгская впадина (Cuu Long Basin) распространяется вдоль побережья Южного Вьетнама. Длина впадины 450—500 км, ширина 75—100 км. Мощность кайнозойских осадков во впадине достигает 6—8 км. В пределах впадины выделяются Центрально-Кыулонгская и Южно-Кыулонгская мульды, которые разделяются Центральным поднятием. В пределах Центрального поднятия с юго-запада на северо-восток прослеживается ряд положительных структур, среди которых Чом-Чом, Дракон (Rong), Белый Тигр (Bach Ho), Заря (Rang Dong) и др.
Геологический разрез месторождения Белый Тигр представлен докайнозойскими кристаллическими породами фундамента и преимущественно терригенными породами осадочного чехла (рис. 3). Суммарная толщина вскрытых образований фундамента по вертикали достигает 1750 м (скв. БТ-7009), осадочного чехла — 4740 м (БТ-11).
Тектоника
Согласно исследованию структуры месторождения Белый Тигр, и сейсморазведки 3Д представляет собой по фундаменту погребенный горстообразный выступ северо‒восточного простирания с амплитудой 1400 м и размерами 28х6 км. При наличии многочисленных разрывных нарушений, она характеризуется очень сложным строением с разделением на различно‒приподнятые блоки.
В соответствии с основными разрывными нарушениями фундамент разделен на структурные тектонические блоки: северо‒западный, восточный, северный, северо‒восточный, центральный, южный (рис.4). На месторождении «Белый Тигр», залежи нефти приурочены к трещиновато‒кавернозным породам в Центральном блоке фундамента.
Определенная нижняя граница залежи на основании различных видов исследований при бурении скважин, материалов ГИС и результатов испытания принимается на отметке ‒4950 м.
Рис. 4 ‒ Схема распределения структуры Белый Тигр по фундаменту на тектонические блоки
Месторождение Белый Тигр находится в сложной в тектоническом отношении центральной части Кыулонгского бассейна. Фундамент месторождения Белый Тигр и в целом Кыулонгская впадина Зондского шельфа подвергались многократному тектоническому воздействию: от семи [Хоанг Динь Тиен, 1999] до восьми [Поспелов, 2005] стадий растяжения с таким же количеством сменявших их стадий воздымания (сжатия).
Рис. 5. Обзорная структурная карта кристаллического фундамента месторождения Белый Тигр: 1 — граница геологического блока; 2 — изогипса, м; 3 — тектоническое нарушение; 4 — линия поперечного геологического разреза.
К концу мезозоя Зондский шельф представлял собой устойчивую континентальную плиту [Арешев и др., 1996; Поспелов 2005; Гаврилов и др., 2010].
В позднем олигоцене в результате столкновения Индо-Австралийской и Евразийской суперплит [Гаврилов и др., 2010] Индокитайская плита двигалась к юго-востоку (рис. 6). Вследствие этого возникло сжимающее тектоническое напряжение с эпицентром на северо-западе Кыулонгского бассейна. Тектогенез среднемиоценовой эпохи характеризовался преобладанием процессов сжатия [Хоанг Динь Тиен, 1999]. Были образованы ряд взбросов в Центральном поднятии в направлении с северо-востока на юго-запад.
Рис. 6. Обзорная тектоническая схема Юго-Восточной Азии (с использованием [Игнатова, 2010]): 1 — континентальные плиты; 2 — микроконтиненты; 3 — океанические плиты; 4 — контуры новообразованной в результате спрединга океанической коры окраинных морей; 5 — древние шельфы; 6 — современные шельфы; 7 — островодужные вулканиты; 8 — коллизионные гранитоиды; 9 — складчатые комплексы; 10 — зоны субдукции (а — активные (конвергентные границы плит), б — неактивные); 11 — трансформные границы плит и микроплит; 12 — нечеткие границы плит и микроплит, проводимые по зонам рассеянной сейсмичности; 13 — активные (современные) зоны спрединга; 14 — крупные рифты; 15 — современный вулканизм; 16 — направление движения плит; 17 — разломы; 18 — сдвиги; 19 — Кыулонгский бассейн.
Как отмечено в работе [Ngo Thường San, Cu Minh Hoang, 2009], главная фаза сжатия в позднем олигоцене имела важное значение в процессе образования пустотности.
Зона тектонического сжимающего напряжения подтверждена комплексом полевых геофизических работ и тектонических исследований в обнажениях вдоль побережья Южного Вьетнама. Система взбросов с большой амплитудой четко выявлена по данным сейсморазведки на западном крыле месторождения Белый Тигр (рис. 7). Тектоническая фаза сжатия в позднем олигоцене, вероятно, оказала дифференциальное влияние на процесс образования пустотности фундамента месторождения Белый Тигр. Наибольшее влияние тектонического фактора сказывается на породах Центрального и Северного блоков, что установлено экспериментально (сетчатая текстура, кливаж) [Хоанг Динь Тиен, 1999].
Рис. 7 Поперечные геологические разрезы по линии I—I’; II—II’ и III—III’ (см. рис. 5) через Северный, Центральный и Южный блоки. Условные обозначения те же, что на рис. 3
Для Центрального блока месторождения выявлена закономерность изменения (уменьшения) с глубиной пористости пород-коллекторов фундамента [Isaev, Nguen, 2013]. Вероятно, главным фактором, обуславливающим образование вторичной пустотности в породах фундамента, является тектонический, влияние которого заметно ослабевает в нижних частях блока [Хоанг Динь Тиен, 1999].
Состояние разработки месторождений «Белый Тигр»
Месторождение «Белый Тигр» разрабатывается с 1986 г, вводом в пробную эксплуатацию залежей нижнего миоцена. Месторождение состоит из залежей Северного, Центрального сводов и Южного участка нижнего миоцена, участков Северного, Центрального, Южного и Северо‒Восточного верхнего олигоцена, и участков Северного, Северо‒Восточного и Западного в нижнем олигоцене, а также залежей нефти в фундаменте Северного и Центрального блока, Южного и Северо‒Восточного участков.
На месторождении в фонде находятся 296 скважин которые состоят из: 219 добывающих и 45 нагнетательных. 20 скважин ликвидировано, 8 находятся в консервации и 4 наблюдательные.
Максимальная добыча нефти в целом по месторождению была достигнута в 2002 г и составила 12918 тыс.т. В 2011г дебит составил 4623 тыс.т нефти и жидкости – 6865 тыс.т. Обводненность продукции скважин – 32,7%.
В первой половине 2012 года добыча нефти составляет 2170,8 тыс.т нефти и 3540,0 тыс.т жидкости. Накопленная добыча нефти по состоянию на 01.07.2012г составила 187218,0 тыс.т нефти .
В первой половине 2012 года в пласт было закачано 4676,6 тыс.м3 воды. Накопленная закачка воды с начала 2012 до конца 2012 достигла 270373,7тыс.м3.
Источник информации: Коллекторы нефти кристаллического фундамента месторождения Белый Тигр. Х. Б. Нгуен, В. И. Исаев, 2017
Анализ разработки с целью улучшения технико-экономических показателей нефтяного месторождения "Белый Тигр" (Вьетнам). Буй Фыок Тхинь, 2019
Determining porosity distribution in fractured basement rock of White Tiger oilfield by logging data. Kha Nguyen Xuan, Thanh Truong Quoc, Huy Nguyen Xuan, Xuan Tran Van. 2014
Следующее Месторождение: Mata 10