Pole Bieleho Tigra je najväčšie na južnom šelfe Vietnamu a nachádza sa 120 km od prístavného mesta Vung Tau, ktoré je hlavnou výrobnou a technickou základňou podniku.

Hĺbka mora v poli je asi 50 m, čo umožňuje použiť na vŕtanie zdviháky (zdvíhacie súpravy). Podľa údajov inžiniersko-geologických prieskumov o charakteristikách pôd je horná, spodná časť úseku priaznivá pre výstavbu zariadení ropných polí. Seizmicita oblasti nepresahuje 6 bodov Richterovej stupnice.

Podnebie v oblasti ložiska je tropické, monzúnové, s daždivými letami, s teplotou vzduchu 25-35° a suchým obdobím v zime, s teplotou 24-30°C. Sezóna juhozápad. letný monzún trvá od júna do septembra. V tomto čase sú silné, občasné dažde s nárazovým vetrom do 25 m/s. Vlhkosť vzduchu stúpa na 87 - 89%. V zime od novembra do marca prevláda severovýchodný monzún so silným vetrom do 20 m/s, ktorý vytvára vlny vysoké až 10 m.

Pre prácu na mori je priaznivé obdobie juhozápadných monzúnov: jún-september, ako aj prechodné obdobia: apríl-máj a november, kedy sa mení smer monzúnov. Morské prúdy sú spojené s režimom monzúnových vetrov a prílivových procesov. Rýchlosť prúdov v hĺbke 15-20 m dosahuje 85 cm / s av spodnej vrstve sa pohybuje od 20 do 30 cm / s. Teplota vody sa počas roka pohybuje od 25 do 30 °C. Slanosť morskej vody sa pohybuje od 33 do 35 g/l.

Prvý komerčný prítok ropy na poli White Tiger bol získaný z ložísk spodného miocénu spoločnosťou Mobil v roku 1975 z vrtu Bat'kho-1. V roku 1983 sa potvrdila ropná kapacita spodného miocénu testovaním vrtu 5, ktorý vŕtal JV Vietsovpetro. V roku 1984 bola vo vrte 4 prvýkrát v teréne a vo všeobecnosti v juhovýchodnej Ázii stanovená komerčná ropná kapacita sedimentov spodného oligocénu. V roku 1986, ako výsledok prehĺbenia základov a testovania vrtu 6, bolo objavené unikátne geologickou štruktúrou, veľké zásoby, vysoko produktívne ložisko v suteréne, obmedzené na rad puklinových granitoidných hornín.

Ťažba ropy na poli Biely tiger prebieha od roku 1986. Doposiaľ bolo na poli Biely tiger vybudovaných 10 pobrežných pevných plošín (MSP), Centrálna technologická platforma (TsTP-2), 7 blokových vodičov (BC), dve zariadenia na voľné nakladanie ropy do mora (UBN). inštalované, podmorské ropovody a plynovody sú položené na dodávku plynu do pobrežných a kompresorových plynových výťahových systémov, vodovodné potrubia pre potreby udržiavania tlaku v zásobníku.

Zdrojom energie pre inštalácie na mori sú spaľovacie motory.

Priemyselná základňa JV „Vietsovpetro“ sa nachádza v meste Vung Tau a je zásobovaná elektrickou energiou cez elektrické vedenie z elektrární v Hočiminovom meste, Baria, Fumi.

Suterénne ložisko je obmedzené na veľký trojklenutý horst-antiklinálny výzdvih submeridionálneho štrajku komplikovaného tektonickými poruchami. Vyvýšenie je dlhé viac ako 25 km a široké až 7 km.

Pozdĺžne zlomy severovýchodného úderu predurčili vznik trojkopulového vyvýšenia. Najviac prebádaná je stredová klenba (s najvyšším výškovým prevýšením povrchu suterénu, mínus 3050 m), ako aj severná klenba. Južný oblúk si vyžaduje ďalší prieskum a ďalšiu štúdiu na posúdenie obsahu ropy.

Okrem naznačených štruktúrotvorných porúch veľkej amplitúdy sa v rámci výzdvihu vyskytujú aj menej výrazné tektonické poruchy, ktoré určujú jeho blokovú štruktúru. Suterénny depozit teda možno definovať ako masívny blok.

Vrchné a spodné oligocénne ílovito-hlinité horniny sú obalom.

Podľa údajov litologických a petrofyzikálnych štúdií sa granitoidné horniny podzemných nádrží líšia chemickým zložením a vysokou heterogenitou zloženia horninotvorných minerálov. Horniny sú zastúpené: kyslé (hlavne žuly), stredne kyslé (granodiority) a stredné (monzodiority, diority.). Majú výraznú petrografickú zonálnu heterogenitu. Centrálny oblúk tvoria prevažne žuly a jeho juhozápadné orámovanie tvoria stredné horniny, najmä kremenné diority. Severný oblúk sa vyznačuje pestrým zložením hornín vrátane leukokratických granodioritov, granitov, adamelitov, kremenných monzonitov, kremenných monzodioritov, kremeňa a kremenných dioritov. Južný oblúk predstavujú žuly, granodiority a kremenné monzodiority

Suterénne horniny boli ovplyvnené sekundárnymi procesmi, ktoré v nich vytvorili prázdny priestor a zmenili ich na porézne a kavernózne rozbité nádrže. Hlavnými z týchto procesov sú tektonická aktivita a pôsobenie hydrotermálnych roztokov. Tektonická aktivita sa prejavila vznikom zlomov, ktoré sú spojené so zvýšeným lámaním hornín.

Vývojová mapa ložiska suterénu so sieťou tektonických porúch je na obrázku 25.

V jadrách suterénnych hornín sú pozorované trhliny. Ich šírka sa pohybuje od 0,1 mm do 3-4 mm, niekedy dosahuje 2-3 cm.Spravidla sú čiastočne alebo úplne zacelené sekundárnymi minerálmi, najmä kalcitom a zeolitom. Trhliny sú zvyčajne strmé - 60 - 70 °, aj keď uhly dopadu sa môžu meniť od niekoľkých stupňov do 80 - 90 °. Často sa pretínajú alebo tvoria systém rovnobežných trhlín vzdialených od seba 1-3 cm.

Obrázok 25 - Vývojová mapa ložiska suterénu so sieťou tektonických porúch.

Dutý priestor hornín je pod mikroskopom reprezentovaný kavernami, pórmi a vylúhovanými trhlinami, tenkými meandrovitými trhlinami na kontaktoch xenomorfných zŕn a väčšími drviacimi trhlinami. S hĺbkou sa prázdny priestor v horninách výrazne zmenšuje. Toto je obzvlášť viditeľné z hĺbky 500 m od povrchu základu.

Zásobníkový olej sa vyznačuje výrazným obsahom parafínu (24,1 %), asfalténo-živičných látok (3,3 %) a vysokým bodom tuhnutia (+33 0 C).

Výkonnostné charakteristiky olejovej nádrže.

Priepustnosť nádrže klesá s hĺbkou.

V hornej časti základu je koeficient priepustnosti 0,4-0,2 μm 2, v zóne odberu (asi mínus 3500-3600 m) - 0,05 μm 2, v zóne injektovania (pod asi mínus 4000 m) - 0,02 μm 2.

Vysoké rýchlosti produkcie ropy sa dosahujú vo vrtoch z vysoko puklinových intervalov, ktorých priepustnosť presahuje 1-2 µm2.

Ropná únosnosť suterénu bola dokázaná priamymi skúškami a štúdiami do výškopisnej značky mínus 4350 m. Spodná hranica ložiska je braná podmienečne pri výkopovej značke mínus 4650 m, podľa poslednej uzavretej izohypsy z r. povrch základu. Produkovaná voda sa nenašla ani v najhlbšom vertikálnom vrte 905 s hypsometrickou značkou dna mínus 5014 m.

Vlastnosti litologického zloženia a rezervoárové vlastnosti horizontovVII + VIIISpodný oligocénny vek na ropnom poli Biely tiger (Vietnam)

Bui Khak Hung

Národný výskum Tomská polytechnická univerzita, Tomsk

Vedecký poradca docent

Pole Biely tiger je unikátne ropné pole vo Vietname z hľadiska zásob ropy. Nachádza sa na mori v južnom Vietname, 120 km juhovýchodne od pobrežia. Geologický úsek ložiska predstavujú horniny predcenozoického kryštalinika a kenozoické terigénne horniny sedimentárneho krytu, v ktorých sa rozlišujú piesčito-hlinité a ílovité horniny oligocénneho, neogénneho a kvartérneho veku. Najväčšou variabilitou v hrúbke a zložení sa vyznačujú bazálne spodnooligocénne sedimenty, ktoré sa vypínajú na svahoch základových blokov, ktoré zaujímajú vysokú hypsometrickú polohu. Medzi spodnooligocénnymi sedimentmi sú horizonty VII + VIII najviac nasýtené ropou a týkajú sa ropných ložísk priemyselného významu. Preto má veľký význam štúdium vlastností litologického zloženia a rezervoárových vlastností horizontov VII + VIII.

Pomocou programu Surfer bola zostavená štruktúrna mapa pre strechu VII + VIII horizontov spodného oligocénu a vymodelovaná v 2D (obr. 1A).

(A) (B)

hore - studňa / dole - nadmorská výška (m) vrch - vrt / spodok - hrúbka (m)

Ryža. 1.Štrukturálna mapa (A) a izopachová mapa (B) horizontov VII + VIII spodného

Oligocénne ložiská bieleho tigra

Obrázok 1A ukazuje, že kresba štruktúrnych máp severnej oblasti (horizont VII + VIII spodného oligocénu) poľa Bieleho Tigra sa veľmi mení. Studňa 1013 vŕtaná cez najnižšiu kótu -4161 m hore a -4225 m dole, to znamená, že východným smerom je pásmo depresie. A najvyššia nadmorská výška je -3336 m hore a -3381 m dole na severozápade v studni 4, v oblasti ktorej sa s istotou odlišuje oblúk konštrukcie. Amplitúda kupoly je 470 metrov pozdĺž obrysovej izohypsy - 3850 m. Pre vizuálnu reprezentáciu rozloženia kapacít bola zostavená izopachová mapa. (Obrázok 1B)

Obrázok 1B ukazuje severovýchodný úder disjunktívnych zlomov. Je vidieť, že maximálna hrúbka dosahuje 94 m v studni 10 a predstavujú ju pieskovce kontinentálnej genézy. A minimálna hrúbka je 22 m a 17 m v studniach 64 a 83, v západnej časti lokality.

Tvorba hrúbky nánosov je možná v dvoch smeroch podmienok sedimentácie. Zníženie hrúbky sedimentov v streche a jej nárast na krídlach vyvýšenín je spôsobený eróziou tejto pahorkatiny a vypĺňaním priehlbín produktmi deštrukcie.

Nárast hrúbky sedimentov na svahoch paleovýzdvihov naznačuje akumuláciu sedimentov v zóne plytkej vody počas vlnovej aktivity.

Podľa vypracovanej metodiky a ťažobných údajov zo studní boli zostavené mapy litologického zloženia a pieskovosti (obr. 2).

https://pandia.ru/text/79/171/images/image004_29.gif "alt =" (! JAZYK: E: \ Nam 5 \ diplom \ mapa litologického zloženia 7 + 8 horizontov spodného oligocénu.jpg" width="258" height="337"> !}

( A) (B)

horný - dobre horný - dobre

nižší - pomer netto k brutto (%) nižší - hodnota αPS

vpravo - koeficient klasickosti (%) vpravo - hrúbka (m)

Ryža. 2. Mapa koeficientov netto-brutto a klasticity (A) a mapa horizontov litologického zloženia (B).VII + VIIIspodný oligocén (0-0,2: íly a hlinito-ílovité horniny; 0,2-0,4: prachovce a hlinito-ílovité horniny; 0,4-0,6: zmiešané piesčito-silto-ílovité horniny; 0,6-0,8: jemnozrnný pieskovec; 0,8-1: Hrubo-stredne zrnitý neílovitý pieskovec)

Obrázok 2A znázorňuje rozloženie nádrží typu A (hodnota PS v intervale 1-0,8) v zóne vrtov 83, 64, 4, 14, 602, 1014, 1003. Zóna distribúcie nádrží typu B (hodnota PS v interval 0,6- 0,4) vo vrtoch 10, 1013. Zóna distribúcie nádrží typu B (0,6-0,8) v vrtoch 114, 116, 907. Zóna distribúcie nerezervoárov je identifikovaná na východe, severovýchode (vrt 9 ), na juhu ( studne 1106, 12).

Na obr. 2B vidíme, že zóna vysokej distribúcie pieskových telies sa nachádza v oblasti studní 14; 116 a 1014 s priemernou hrúbkou 23 m Maximálny pomer netto k brutto je vo vrte 1014 a zodpovedá 70,2 %. V studni je tiež pozorovaná maximálna hodnota koeficientu klasticity, 1,3 %). Pokles čistého pomeru na hrebeni a jeho nárast na svahoch a na úpätí vyvýšenín je spôsobený aktivitou tokov, ktoré erodujú vrchovinu a vytvárajú kužele odstraňovania produktov erózie.

Pozdĺž línie vrtov 16-9 bol vybudovaný geologický profil VII + VIII horizontov spodného oligocénu (obr. 3).

Ryža. 3. Geologický profilVII + VIIIhorizonty spodného oligocénu v ropnom poli Biely tiger (Vietnam) pozdĺž línie vrtov 10 - 14 - 145 - 116 - 9

Horizonty VII + VIII predstavujú antiklinálne vrásnenie komplikované puklinovými zlomami. Na profile vidíme zmenu hrúbky horizontov pri studniach. Vo vrte 10 dosahuje hrúbka sedimentov 94 m. A vo vrte 14 hrúbka sedimentu klesá na 33 m. Medzi vrtmi 14 a 145 je zaznamenaný zlom. A medzi vrtmi 116 a 9 boli identifikované 2 zlomy, ktoré sa líšia významnou šírkou zóny drvenia hornín. Litologické zloženie ložísk je heterogénne. V studni 10 vidíme striedanie ílovitých a piesčito-bahnitých skál. Hrúbka hliny je 40 m. Nánosy ílu sa vyklinujú a úplne miznú vo vrte 14. V vrte 14 sú ako vrstva pozorované len piesčito-alveritické horniny s hrúbkou 33 m. Hrúbka je nepatrná v porovnaní s hrúbkou pieskovcov a dosahuje 6-7 m.V studni 9 je hrúbka ílovitej vrstvy dvojnásobná. Na profile vyznačíme zóny najvyšších zásobníkových vlastností v vrtoch 14, 145, 116, v ktorých sa koeficient pórovitosti pohybuje od 12 % do 14 % a koeficient nasýtenia ropy je 0,6-0,66 jednotkových frakcií. Zo všetkých študovaných vrtov bola najvyššia miera produkcie ropy dosiahnutá vo vrte m3/deň. S takými nízkymi hodnotami pórovitosti (prakticky bez rezervoáru) možno vysokú mieru produkcie ropy vysvetliť blízkosťou zón dvoch tektonických porúch.

Bol tak identifikovaný komplexný typ horninového rezervoáru poréznych puklinových horizontov VII + VIII v severnom bloku poľa Biely tigr. Vo vrtoch navŕtaných v blízkosti zón tektonických porúch sa dosiahli vysoké rýchlosti produkcie ropy. V vrtoch, ktoré majú len porézny typ zásobníka a sú ďaleko od zón disjunktívnych porúch, sa dosahuje oveľa nižšia miera produkcie ropy.

Bibliografia:

1. P, G a kol.: Geológia a obsah ropy a plynu v suteréne šelfu Sunda. M., Oil and Gas, 1988, 285s.

2. Ezhova interpretácia geofyzikálnych údajov; Tomská polytechnická univerzita. - 3. vyd. - Tomsk: Vydavateľstvo TPU, 200 s.

3. Pospelov základ: geologické a geofyzikálne metódy na štúdium potenciálu zásobníkov a potenciálu ropy a zemného plynu - Moskva 2005.

MDT 550,84: 551,8

GENÉZA ROPY Z POĽA BIELEHO TIGERA (VIETNAM) PODĽA ÚDAJOV O ZLOŽENÍ NASÝTENÝCH CYKLICKÝCH UHĽOVODÍKOV

O.V. Serebrenniková *, Wu Wang Hai, Yu.V. Savinykh *, N.A. Krasnojarova *

Tomská polytechnická univerzita * Ústav ropnej chémie SB RAS, Tomsk E-mail: [e-mail chránený]

Popisuje sa všeobecná charakteristika zloženia rozptýlenej organickej hmoty miocénnych a oligocénnych hornín na poli Biely tigris (Vietnam) a jej porovnanie s príslušnými charakteristikami olejov.

Kľúčové slová:

metaloporfyríny; rozptýlená organická hmota; porfyríny; katagenéza; fytoplanktón.

Metaloporfyríny, rozptýlené organické látky, porfyrín, katagenéza, fytoplanktón.

Pole Biely Tigr (Bach Ho) sa nachádza na južnom šelfe vietnamskej SR v bloku 09-1, 120 km juhovýchodne od prístavného mesta Vung Tau, hlavnej výrobnej, technickej a dodávateľskej základne JV Vietsovpetro (obr. 1) . Ložiská ropy sa našli v spodnomiocénnych a oligocénnych piesčito-bahnitých ložiskách, ako aj na rozdiel od predbežných očakávaní v puklinových granitoidných podzemných nádržiach. Osobitnú pozornosť priťahuje nie bežný prípad objavenia priemyselných akumulácií ropy v kryštalických horninách. Pole Bieleho Tigra sa stalo najväčšou provinciou nesúcou ropu, ktorá sa obmedzuje na centrálny výbežok depresie Kyulong.

Na obnovenie histórie vzniku akumulácie uhľovodíkov vo vnútri Zeme, na rekonštrukciu podmienok naftydogenézy je potrebné podrobne študovať zloženie organickej hmoty rozptýlenej v horninách, najmä distribúciu chemofosílií v nej, ktoré zdedili svoje štrukturálne vlastnosti od biologických predchodcov. Zloženie týchto štruktúr je determinované predovšetkým počiatočnou biomasou a následnými fázami jej premeny.

Komplex chemofosílií (individuálne zloženie izoprenoidných a normálnych alkánov, obsah metaloporfyrínov a perylénu), ako aj zloženie fenatrénov, ktoré sme vybrali na výskum, nám umožňujú posúdiť faciálne-genetickú povahu organickej hmoty prítomnej v skaly. Prítomnosť komplexov porfyrínov s vanadylom (VO-p) v organickej hmote teda naznačuje prevažne morskú genézu organickej hmoty a redukčné podmienky počas sedimentácie. Prítomnosť porfyrínov niklu (Ni-p) naznačuje neprítomnosť kontaminácie prírodných vôd sírovodíkom počas sedimentácie a skorej diagenézy organickej hmoty. Prilene, rozšírená v jazerách, sa vyskytuje aj v pobrežných oblastiach morí a chýba v hlbokomorských faciách. Pomer izoprenoidných uhľovodíkov

pristane (P) a fritana (F) možno použiť na posúdenie oxidačno-redukčných podmienok v sedimentačnej nádrži. Je však potrebné vziať do úvahy, že spolu s oxidačným prostredím môže byť zvýšený obsah pristánu v sedimentoch spôsobený významným podielom organickej hmoty zooplanktónu a bakteriálnej biomasy. Zloženie n-alkánov charakterizuje účasť určitých skupín bioproducentov na tvorbe zloženia organickej hmoty. Hlavnými uhľovodíkmi fytoplanktónu sú n-alkány C15 a C17. Suchozemská vegetácia je charakteristická prevahou n-alkánov C27, C29 a C31. V pobrežných riasach prevládajú homológy C21, C23 a C25.

Na určenie stupňa tepelnej zrelosti organickej hmoty sme použili CPI - pomer koncentrácie n-alkánov s nepárnym počtom atómov uhlíka v molekule k „párnym“ n-alkánom, ako aj vypočítanú odrazivosť vitrinitu. (Rc), na základe rozdielu v tepelnej stabilite jednotlivých izomérov metylfenatrénov ... Rc dobre koreluje s odrazivosťou vitrinitu (% Rm) v rozsahu jeho hodnôt zodpovedajúcich hlavnej zóne tvorby oleja z kerogénu.

Doteraz nazhromaždený materiál o vlastnostiach zloženia dispergovanej organickej hmoty a olejov z poľa Biely Tigr ukázal, že geochemické parametre uhľovodíkov-biomarkerov pre rozptýlenú organickú hmotu hornín a základných olejov sú veľmi odlišné. Získané údaje naznačujú, že horniny v suteréne nemajú nič spoločné s tvorbou ropy vypĺňajúcej jaskyne v suteréne. Horniny spodného oligocénu a vrchného oligocénu a spodného miocénu a eocénu zohrávajú dôležitú úlohu pri tvorbe ropy na poli Biely tigr. Analýza zloženia olejov z poľa Biely tiger preukázala prítomnosť dvoch skupín olejov rôzneho pôvodu. Prvým sú oleje zo suterénu a olinocénu a druhé z miocénu.

Cieľom tejto štúdie bolo charakterizovať zloženie rozptýlenej organickej hmoty miocénnych a oligocénnych hornín na poli Biely tigris (Vietnam) a porovnať ho s príslušnými charakteristikami olejov.

Charakteristika objektov a výskumných metód

Bitúmen sa extrahoval 7% roztokom metanolu v chloroforme s použitím systému Tesa-101 Coxies NT. Fenantrény, perylén a metaloporfyríny boli koncentrované chromatografickou separáciou bitúmenu na aluminových kolónach. Obsah metaloporfyrínov a perylénu v chromatografických frakciách bol stanovený elektrónovou spektroskopiou z intenzity absorpčných pásov pri R = 550 nm (pre Mp), 570 nm (pre VO-p) a 435 nm (pre rerimelén) s použitím extinkčných koeficientov v výpočty 2,7-104, 2,9-104, 4-104 l / (mol cm), resp. Zloženie a distribúcia alkánov a fenatrénov sa skúmala plynovo-kvapalinovou chromatografiou (GLC) s použitím stacionárnej fázy 8E-54 a plameňovo-ionizačného detektora. Zlúčeniny boli identifikované retenčným časom

porovnaním s už dostupnými ako aj publikovanými údajmi. Maximá distribúcie molekulových hmotností n-alkánov boli stanovené z chromatogramov plynovo-kvapalinovej chromatografie, boli vypočítané parametre zloženia alkánov: pomer P / F, P / n-C17, F / n-C18 a CPI, pre zloženie fenatrénov - metifenatrénový index MPI = 1,5 (2MP + 3MP) / (P + 1MP + 9MP) a Кс - vypočítaná odrazivosť vitrinitu (Rc = 0,6MPI + 0,4).

Výsledky a ich diskusia

Charakteristika potenciálnych zdrojov ropy v poli Biely tiger. V drvivej väčšine vzoriek hornín (okrem jadra miocén-1) sa VO-p nachádzal v nízkych koncentráciách (od 3 do 31 nmol/g), vo vzorkách miocénu-1 chýba Ni-p (tabuľka 1). . Zároveň horniny miocénu a oligocénu-3 obsahujú chlórové pigmenty, ktorých zachovanie v sedimentoch je uľahčené kontamináciou sírovodíkom. To môže byť dôvodom absencie porfyrínových komplexov s niklom v nich. Organická hmota takýchto hornín je spravidla obohatená o vanád, vanadyl porfyríny a organické zlúčeniny síry.

Symboly

e- * U - Perspektívne stavby - Plynové polia

Щ - Ropné polia - Ropné a plynové polia

| Drak | - Vyvinutý | lantai | - Pripravené na vývoj

Ryža. 1. Prehľadná mapa regiónu na šelfe južného Vietnamu

Tabuľka 1. Obsah metaloporfyrínov a perylénu v horninách ložiska Biely tiger

Kern Vietnam

Miocén 1 Miocén 2 Oligocén 1 Oligocén 2

Hĺbka, m 2822,75 2992,75 4098,5 4142,5

P/F 1,24 3,31 1,16 1,58

P / n-S17 0,28 0,53 0,44 0,37

F / n-S18 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

Rozloženie parafínových uhľovodíkov v organickej hmote poľa Biely Tigr je znázornené na obr. 2. Vo väčšine n-alkánov prevládajú uhľovodíky v zložení C10-C20, pričom koncentrácia n-alkánov v zložení C21-C35 je výrazne nižšia. Charakter distribúcie molekulovej hmotnosti n-alkánov v OM hornín spodného intervalu oligocénu (4142,5 m) naznačuje zmiešaný charakter počiatočnej organickej hmoty produkovanej fytoplanktónom, pobrežnými a suchozemskými rastlinami v blízkom pomere ( Obr. 2). Organický materiál bol uložený za suboxidačných (P/F = 1,58) podmienok, zjavne v pobrežnej morskej panve. Vyššie v úseku (4098,5 m) klesol príspevok pobrežných rias a hlavnými bioproducentmi boli fytoplanktón a dreviny, ktoré sa akumulovali v redukčnom prostredí (P/F = 1,16). V miocéne (2992,75 m) sa sedimentačné prostredie zmenilo na oxidačné (P / F = 3,31), medzi bioproducentmi prakticky vymizli zástupcovia flóry a prevládali mikrobiálne lipidy. Prítomnosť perylénu v organickej hmote poukazuje na plytkosť sedimentačnej nádrže. Postupom času (horniny z hĺbky 2822,75 m) sa podmienky sedimentácie zmenili na redukčné a bioproducenti na fytoplanktón a v menšej miere na pobrežné riasy.

Vo všetkých vzorkách jadra sa CPI blíži k jednotke (1,01 ... 1,07).prevaha mastných kyselín s párnym počtom atómov uhlíka. J. Hunt a M. Calvin poznamenávajú, že tento pomer LF / h je pre riasy 1.01.1.07. Vo všeobecnosti hodnoty CPI v študovaných vzorkách zodpovedajú organickej hmote, ktorá je dostatočne zrelá na tvorbu oleja.

Názov n-alkánov

Ryža. 2. Rozloženie molekulovej hmotnosti n-alkánov v rozptýlenej organickej hmote ložiska Biely Tiger

V oligocénno-miocénnom úseku ložiska Biely Tigr sa teda vyskytujú horninové odrody, ktoré sa výrazne líšia sedimentogenézou a zložením bioproducentov, ktorí do sedimentu dodávali organickú hmotu. Svojou tepelnou premenou organickej hmoty možno pole Bieleho Tigra charakterizovať ako zrelé, schopné generovať ropu. Svedčia o tom hodnoty vypočítanej odrazivosti vitrinitu zodpovedajúce štádiu katagenézy MK2-MK3, hodnoty CPI a pomer izoprenoidu a n-alkánov.

Charakteristika olejov z poľa Biely tigr. Ropa z tohto náleziska je vysoko parafínová (18,25,3 %), s veľmi nízkym obsahom síry. V hĺbke klesá hustota a viskozita oleja, obsah živíc a asfalténov v ňom. S hĺbkou klesá aj nami zistený obsah VO-p a Ni-p vo veľmi nízkych koncentráciách (tab. 2). Táto tendencia meniť parametre zloženia ropy môže súvisieť so zvýšením teploty ložiska so zväčšením hĺbky ložiska a čiastočným rozkladom komplexných molekúl s vysokou molekulovou hmotnosťou.

Tabuľka 2. Obsah metaloporfyrínov v oleji z poľa Biely tiger

Nadácia pre ropný miocén Oligocén

P/F 1,28 2,04 2,84

P/n-S17 0,24 0,46 0,51

F/n-S18 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

Rozdelenie parafínových uhľovodíkov v olejoch je znázornené na obr. 2. Medzi n-alkánmi prevláda C10-C20. Povahou ich distribúcie molekulovej hmotnosti sú oleje podobné sebe navzájom, ako aj rozptýlenej organickej hmote miocénnych hornín. Zároveň sa pomer P / F v olejoch značne líši (1.28.2.84). To naznačuje rozdiel v podmienkach akumulácie ich východiskovej ropnej látky. Porovnanie olejov a rozptýlenej organickej hmoty hornín z hľadiska pomeru pristánu k fytánu, berúc do úvahy povahu distribúcie molekulovej hmotnosti n-alkánov, ukazuje, že miocénnu ropu mohli generovať sedimenty rovnakého veku (miocén -1). Hodnoty genetického parametra P / F pre rozptýlenú organickú hmotu oligocénnych hornín (P / F = 1,16 ... 1,58) sú výrazne nižšie ako pre ropu ležiacu v týchto sedimentoch (P / F = 2,04), čo naznačuje iný zdroj ropy. Zložitá geologická stavba územia, na ktorom sa pole Bieleho tigra nachádza, by mohla viesť k naplneniu pasce v oligocénnych nádržiach mladšou ropou generovanou miocénnymi vrstvami (miocén-1 a miocén-2), ktorá obsahuje horniny s rozptýlenými organická hmota charakterizovaná P / Ф od 1,2 do 3,3 .. Ropa, ktorá sa vyskytuje v podzemných horninách, je najbližšie k rozptýlenej organickej hmote miocén-2 ​​hornín.

Názov n-alkánov

Ryža. 3. Rozloženie molekulovej hmotnosti n-alkánov olejov z poľa Biely tiger

Plynovo-kvapalinová chromatografia vzoriek ropy a jadrových vzoriek z poľa Biely Tigr teda ukazuje, že východiskovým materiálom pre všetky oleje bol najmä fytoplanktón s prímesou spodných rias a nevýznamným podielom suchozemských rastlín. Miocénna ropa je generovaná organickou hmotou sedimentov, ktorá sa nahromadila v redukčnom prostredí, a ropou z oligocénnych nádrží a suterénov - v slabo oxidačných a oxidačných prostrediach. Najpravdepodobnejším zdrojom olejov z poľa Biely tiger sú polyfaciálne ložiská miocénu, ktoré dosiahli hlavnú fázu tvorby ropy a sú schopné ropu generovať.

BIBLIOGRAFIA

1. Krasnojarova N.A., Serebrennikova O.V., Zaitsev S.P. Podmienky sedimentácie a katagenézy rozptýlenej organickej hmoty spodnej jury západnej Sibíri // Geológia, geofyzika a vývoj ropných a plynových polí. - 2009. -№3. - S. 11-17.

2. Serebrennikova O.V., Belokon T.V. Geochémia porfyrínov. -Novosibirsk: Nauka, 1984 .-- 86 s.

3. Savinykh Yu.V., Luong Z.Kh., Utopený V.K. OM hornín kryštalického suterénu poľa Biely tiger // Nové nápady v geológii a geochémii ropy a plynu: Zborník VIII Mezh-dunar. conf. - M., 2005 .-- S. 231-236.

4. Savinykh Yu.V. Porovnávacie charakteristiky molekulárneho zloženia olejov z ložísk Dragon a White Tiger // Chemistry of oil and gas: Proceedings of the VII Intern. conf. - Tomsk, 2009. -S. 157-160.

5. Ilninskaya V.V. Genetický vzťah uhľovodíkov organickej hmoty hornín a olejov. - M .: Nedra, 1985 .-- 157 s.

6. Goncherov I.V. Geochémia olejov zo západnej Sibíri. - M .: Nedra, 1987 .-- 179 s.

7. Petrov Al.A., Arefiev O.A. Biomarkery a geochémia procesov tvorby ropy // Geochémia. - 1990. - č. 5. -S. 704-714.

8. Golovko A.K., Peneva G.S., Gorbunova L.V., Dong Ch.L., Ngia N.Ch., Savilykh Yu.V., Kamyanov V.F. Uhľovodíkové zloženie olejov na poliach Vietnamu // Neftekhimiya. - 2003. - T. 42. - č. 1. - S. 13-22.

9. Petrov Al.A. Ropné uhľovodíky. - Moskva: Nauka, 1984 .-- 262 s.

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 o hai bê tram tich và Nam Cô Long / Sonói Cuun) Tor chi khoa hçic và ki thuât. - 2008. - T. 11. - Č. 11. - T. 15-23.

Výnimočnosťou vietnamského šelfu je nález veľkých ložísk v žulách.

Vietnamský ropný a plynárenský priemysel je veľmi mladý. Ešte pred občianskou vojnou niektoré americké firmy napr Mobil, sa neúspešne pokúsil nájsť ropu vo Vietname. Sovietski naftári tu prvýkrát aplikovali prax vŕtania nie vo výške 500-600 m, ako sa to zvyčajne robilo, ale vo výške 3000 m, pričom sa snažili objaviť zásoby ropy a plynu v hlbokých horninách.

V roku 1983 za priamej pomoci Sovietskeho zväzu vzniklo prvé významné ropné pole Bakhkho ( biely Tiger- "Biely tiger"). Jeho komerčná prevádzka sa začala v roku 1986. Prvý plynový vrt bol vyvŕtaný v tej istej oblasti a výsledky priniesol v roku 1994. V dôsledku intenzívneho geologického prieskumu počas nasledujúcich 12 rokov sa zistilo, že podložie Vietnamu má dostatočne vysoký potenciál poskytnúť krajine energetické zdroje a umožniť jej vstup na svetový trh s ropou ako vývozca. Podľa BP Amoco Štatistické Preskúmanie z Svet energie pre rok 2001 sa dokázané zásoby ropy na kontinentálnej a šelfovej časti SRV odhadujú na 100 miliónov ton a zemného plynu na 190 miliárd metrov kubických (obr. 1).

V súčasnosti v SRV existuje iba ropný a plynárenský priemysel a vedenie krajiny vytrvalo presadzuje politiku vytvárania rafinérskych podnikov. Pre každý navrhovaný projekt sa vyhlasujú medzinárodné výberové konania. Víťaz uzavrie dohodu o zdieľaní produkcie (PSA). Vietnam poskytuje svoju pôdu a zdroje, zahraničný partner – vybavenie a technológie na konkrétny projekt. Potom sa výroba rozdelí v percentách podľa podpísanej zmluvy a ak predtým zahraničný partner mohol disponovať najviac 15-20 % akcií spoločného podniku, teraz môže vlastniť balík 50%. Je tiež možné splatiť náklady na odpisy zariadení vo vlastníctve partnerskej spoločnosti, vyrobené z ropy.

Ryža. 1. Mapa vietnamského šelfu s umiestnením ložísk uhľovodíkov (Areshev, 2003): 1 – zóny šírenia; 2 - izobaty morského dna, m;

Takže štátna firma PetroVietnam už podpísala viac ako 30 zmlúv v celkovej hodnote viac ako 2 miliardy USD s poprednými zahraničnými firmami: Unocal, Mobil, Conoco, britský Plyn, Britská ropa, Statoil(Nórsko), Petronas(Malajzia), Anzoil(Austrália – Nový Zéland), Idemizu(Japonsko) a Shell.

Sovietsko-rusko-vietnamská spolupráca

Na vietnamskom trhu pôsobia dva spoločné podniky: VietSovpetro(50/50) a VietRoss... S ich priamou účasťou sa začala výstavba veľkej ropnej rafinérie a 800-kilometrového ropovodu v regióne Dungkuat (provincia Quang Ngai), náklady na projekt sú 1,3 miliardy dolárov.nafta a letecké palivo. Zmluva je platná na 25 rokov. Skutočným monopolom na vietnamskom trhu s ropou je rusko-vietnamský spoločný podnik VietSovpetro- tvorí 90 % ropy vyprodukovanej v krajine. Vietnamci sa nepokúšali spoluprácu obmedzovať, naopak, plánujú ju rozširovať.

VietSovpetro vznikla pred 20 rokmi, keď bola podpísaná dohoda medzi Zarubežneftom a štátnym podnikom PetroVietnam na začiatku rozvoja za asistencie sovietskej strany ropných polí na šelfe pri pobreží južného Vietnamu. V roku 1986 dalo pole s exotickým názvom „Biely tiger“ prvú ropu. Teraz je priemerná ročná produkcia ropy 13 miliónov ton, tempo rastu je 15% ročne. Podľa plánov vedenia JV sa v nasledujúcom desaťročí toto číslo zvýši na 20-22 miliónov ton. VietSovpetro dnes je najväčším a najúspešnejším spoločným podnikom v krajine so zahraničnou účasťou. Keď bol spoločný podnik vytvorený v roku 1981, jeho autorizovaný kapitál bol stanovený na 1,5 miliardy USD av súčasnosti je fixný kapitál 2,8 miliardy USD.Celkové výnosy z predaja ropy v rokoch 1991–1998. presiahla 7,5 miliardy dolárov, z čoho značná časť doplnila štátne rozpočty Vietnamskej socialistickej republiky a Ruska.

Pre prácu na polici Sovietsky zväz špeciálne vybudoval základňu na výstavbu vrtných plošín vo Vietname (všetky majú VietSovpetro dvanásť). Typický projekt socialistického hospodárenia sa ukázal byť ziskový aj v trhových podmienkach. Ak sú zahraničné spoločnosti nútené prepravovať svoje platformy na vzdialenosti tisícok kilometrov, potom VietSovpetro zbiera ich na mieste a pre ďalšie krajiny v regióne, napríklad Malajzia, a dokonca aj na objednávky od amerických a britských spoločností. Nie bez sprostredkovania Zarubezhneftu sa OJSC Gazprom objavil vo Vietname. Hovoríme o plánoch na rozvoj plynového poľa na šelfe stredného a severného Vietnamu so zásobami podľa predbežných odhadov na úrovni 700 miliárd metrov kubických. Začína sa práca ruského plynárenského monopolu vo Vietname, ako v prípade VietSovpetro, s vytvorením spoločného podniku. Nová spoločnosť sa bude primárne zaoberať dodávkami plynu pre vietnamských spotrebiteľov, no nie je vylúčený ani jeho ďalší export do okolitých krajín, napríklad do Číny.

O vietnamský ropný a plynárenský potenciál má nepochybne záujem nielen Rusko. Nedávno Briti britský Ropa, Ind ONGC a nórčina Statoil podpísala s vietnamskou vládou dohodu o rozvoji ložiska zemného plynu na šelfe krajiny. Spoločnosti sa v priebehu 20 rokov zaviazali dodávať plyn trom vietnamským elektrárňam a investovať do jeho výroby a prepravy asi 1,5 miliardy dolárov.Ruská strana však neverí, že by mohlo dôjsť k narušeniu jej záujmov. Pozícia Ruska vo Vietname je veľmi silná. Súčasná situácia však naznačuje, že ruská strana musí viesť aktívnu a rozumnú politiku. Navyše, bez aktualizácie zdrojovej základne za päť rokov, výroba VietSovpetro možno výrazne znížiť.

Ďalší fakt dodáva Rusku sebavedomie. Nedávno zmluvné strany podpísali dokumenty, podľa ktorých musí Vietnam zaplatiť Rusku (na princípoch Parížskeho klubu veriteľov) 1,7 miliardy dolárov počas 23 rokov. Zároveň sa zmluvné strany dohodli, že dlh Vietnamu by mal byť splatený investíciami do veľkých medzištátnych projekty vrátane ropy a zemného plynu.

Ropné a plynové polia a ich využitie

Doteraz bolo v krajine preskúmaných 10 hlavných ložísk uhľovodíkov, z ktorých štyri potvrdili prítomnosť ropy a plynu (delty riek Krasnaya, Mekong, Južný Konšon, Tkhotyu). Osobitná pozornosť sa venuje rozvoju plynových polí na regáloch Tonkinského a Siamského zálivu. Vietnamská šelfová zóna je 327,9 tisíc km 2 a v súčasnosti sa na nej rozvíja päť hlavných ropných polí: Bakhho ( biely Tiger) - od roku 1986, 150 km juhovýchodne od mesta Vung Tau, objem výroby - 7 miliónov ton ročne s perspektívou zvýšenia produktivity na 8,5 milióna ton v roku 2000 a až na 13 miliónov ton do roku 2005; Dayhung - od roku 1994 s kapacitou 565 tisíc ton ročne; Rong - od roku 1994 s kapacitou 475 tisíc ton ročne; Bungkekwa - 755 tisíc ton ročne; Rangdong - s perspektívou až 12,1 milióna ton ročne.

Zatiaľ však existujú rozpory (vzájomné nároky) s Čínou týkajúce sa vlastníctva Paracelských ostrovov, Spratlyho ostrovov a priľahlých šelfových oblastí, ako aj šelfu severnej časti zálivu Bakbo (Tonkin) a spornej vodnej oblasti v Thajský záliv, na ktorý si Malajzia nárokuje, prieskum a priemyselný rozvoj približne polovice sľubnej ropnej a plynárenskej oblasti zostáva veľmi problematický.

Prvé plynové pole Bakhho začalo produkovať výnosy v roku 1994 (spoločný podnik PetroVietnam – Hyundai), nasledovalo pole Tienhai objavené v roku 1970 (s produktivitou 110 miliónov metrov kubických ročne) a Namkonshon. Celkové preukázané zásoby zemného plynu sú 190 miliárd kubických metrov a predpokladané zásoby sú 325 miliárd kubických metrov (podľa USA energie Správa informácií december 1998). Do konca roku 2000 Vietnam zvýšil produkciu plynu na 3-4 miliardy m3. S pomocou amerického koncernu Mobil bol vypracovaný hlavný plán rozvoja plynárenstva na obdobie do roku 2010.

Rast produkcie plynu súvisí s ďalším rozvojom elektrickej siete krajiny. Najväčšia plynová elektráreň Fumu je vo výstavbe s celkovou kapacitou 3 600 MW do roku 2010. Uvažuje sa o možnosti vybudovania viacerých chemických závodov využívajúcich zemný plyn ako surovinu.

Ako viete, predtým kórejské spoločnosti v spolupráci so zahraničnými partnermi objavili ropné pole pri pobreží Vietnamu. Predpokladá sa, že toto pole, ktoré sa nachádza v hĺbke 47 metrov, 180 kilometrov severovýchodne od Ho Či Minova mesta, má zásoby ropy 570 miliónov barelov. Plánovalo sa, že čistý príjem kórejských spoločností bude najmenej 800 miliónov dolárov vrátane všetkých investičných nákladov. V konzorciu založenom na vyhľadávanie a rozvoj vietnamských ropných polí majú Korea National Petroleum Corporation a SK Corporation 14,25 a 9 % akcií, americká spoločnosť Conoco- 23,25 % akcií. Zvyšok akcií kontroluje PetroVietnam- 50 % a Geopetrol- 3,5 %. Prvé vrty v oblasti objaveného poľa sa uskutočnili v auguste 2000 a ďalšie testovanie - v máji 2001. Vďaka účasti kórejských firiem na tomto projekte bude môcť Kórea získať približne 28,6 tisíc ton na alebo 10 % ropy, ktorú potrebuje.ropa z Vietnamu, čo výrazne zníži jeho závislosť od dodávok ropy z Blízkeho východu. Kórea je teraz nútená dovážať 77 % svojej ropy z oblasti Perzského zálivu.

Geológia a prieskum

Vodná plocha šelfu na juhu SRV, kde JV Vietsovpetro vykonával geologický prieskum, sa obmedzuje na depresie Kyulong a South Konshon, ktoré sú oddelené výzdvihom Konshon. Ide o oblasť mladého žľabu, ktorá sa vyznačuje akumuláciou hrubej vrstvy terigénnych a chemogénno-terigénnych ložísk oligocénno-pliocénneho veku. Medzi nimi sú pomerne rozšírené telesá výlevných hornín. V najviac ponorených častiach depresií sa predpokladá prítomnosť starodávnejších paleogénnych ložísk. Ložiská ležia na eróznom povrchu heterogénneho kryštalického podložia zloženého z granitoidov rôzneho zloženia. Vek podzemných hornín je podľa obmedzených dostupných údajov neskorý trias - skorá krieda.

Geologický prieskum šelfu Južného Vietnamu sa začal koncom 60. rokov 20. storočia. firmy Trn,Shell, Mobil Olej, maratón, Pekten a neskôr Deminex, Agip, Poklona Walley V rámci vodnej plochy JV Vietsovpetro sa vykonali aeromagnetické prieskumy, spracovalo sa asi 30 tisíc km regionálnych a podrobných seizmických profilov a vyvŕtalo sa deväť prieskumných vrtov.

Systematické práce na rozvoji zdrojov ropy a plynu na kontinentálnom šelfe na juhu SRV sa začali v roku 1981 po založení JV Vietsovpetro. Vodná plocha činnosti JV pokrývala sedem blokov šelfu s celkovou rozlohou asi 50 tisíc km2. Zahŕňala takmer celú depresiu Kyulong a severnú časť Južného Konšonu. Podľa predbežných odhadov potenciálne geologické zásoby uhľovodíkov v tejto oblasti pozdĺž sedimentačnej časti v objeme spodného oligocénu a spodného miocénu predstavovali 6 200 miliónov ton štandardného paliva (vyťažiteľné - asi 1 800 miliónov ton). Následne sa oblasť činnosti spoločného podniku zamerala na urýchlený prieskum a rozvoj poľa Biely tiger. Išlo o výnimočnú lokalitu s výskytom ropy v žulovom podloží pod paleogénnymi sedimentmi. Takýto objav v praxi ťažby ropy a zemného plynu sa považuje za revolučný. Potom boli z rozsahu práce spoločného podniku vylúčené vodné plochy obsahujúce takmer 60 % pôvodných zdrojov v depresii Kyulong a úplne pozdĺž južnej Konšonskej panvy. Napriek tomu do roku 1996 spoločný podnik dokončil 63,4 tisíc km seizmických štúdií, z toho 15 tisíc km - priestorové (trojrozmerné). Bolo vyvŕtaných 34 prieskumných a prieskumných vrtov, z 28 bolo získaných ropa a plyn. Bolo objavených 7 ložísk, z ktorých tri: Biely tiger, Drak a Daihung patria do kategórie veľkých. Na štúdium geologickej štruktúry a obsahu ropy a plynu v regióne sa vykonalo veľké množstvo výskumných prác.

Hlavnou oblasťou JV je depresia Kyulong s rozlohou asi 30 tisíc km 2. Na pevninskej strane je obmedzená monoklinálom Chatan, na juhovýchode - stúpaním Konshon. V rámci depresie sa rozlišujú žľaby Centrálny Kyulong a Južný Kyulong, oddelené centrálnym zdvihom. V žľaboch je povrch suterénu v hĺbke 6,5–8 km, v najvyšších blokoch Centrálneho stúpania - v hĺbke 2,5–3 km. Charakteristickou črtou geologickej stavby depresie je prítomnosť veľkých, niekoľko desiatok kilometrov dlhých a s amplitúdou až 1 500 – 1 600 m konsedimentačných porúch a zlomov-rázových zlomov, ako aj početných menších zlomov. Severovýchodné zlomy spôsobili vytvorenie vysokoamplitúdovej horstovej štruktúry Biely Tiger, hlavného prvku Centrálneho vzostupu. V rámci depresie Kyulong bolo identifikované značné množstvo antiklinálnych štruktúr, ktoré sa vytvorili ako výsledok viacsmerných pohybov suterénnych blokov. Rozšírené sú neantiklinálne štruktúry spojené s litologickými náhradami, vyklinovaním, priliehajúce k podložiu piesčito-siltovcových horizontov, ako aj s intraformačnou eróziou.

V južnej Konšonskej depresii Vietsovpetro vykonával práce iba v severnej časti, v štruktúrach Daikhung a Thanlong. Prvý zodpovedá výškovému bloku suterénu (jeho povrch je v hĺbke 2 600 m), v druhom sa predpokladajú kryštalické útvary v hĺbke viac ako 6 000 – 7 000 m.

V súlade s existujúcimi predstavami o geologickej stavbe a ropnej únosnosti depresií Kyulong a South Konshonskaya boli prvé prieskumné vrty vyvŕtané v hrebeňoch najväčších a najvyšších antiklinálnych štruktúr. Spočiatku boli hlavným objektom hľadania terigénne ložiská spodného oligocénu a spodného miocénu. Formácie kryštalického podložia sa nepovažovali za perspektívne. Prieskumné vrty postupne zahŕňali štruktúry Centrálneho vzostupu, Chatanských monoklinál, Južnej Konšonskej depresie a Prikonšonskej monoklinály. To umožnilo primerane posúdiť priemyselný potenciál významnej časti vodnej plochy JV Vietsovpetro.

Prvé prieskumné vrty produkovali rôzne prítoky ropy a objavili polia Biely tiger (1984), Draka (1985), Tamdao a Daihung (1988), Bavi a Baden (1989), Volk (1990). ... Na všetkých ložiskách, okrem ložiska Tamdao, sa ako produktívne ukázali ložiská spodného oligocénu a spodného miocénu; v poli Tamdao sa zo suterénu získal menší prítok ropy.

V súvislosti s objavom unikátneho ložiska v podzemí v roku 1988 na poli Biely tiger sa objektívne zmenili smery prospekcie a prieskumu.

Hlavným objavom JV Vietsovpetro je pole Biely tiger, ktoré je veľké z hľadiska zásob a jedinečné z hľadiska geologickej stavby a obsahu ropy a plynu. Sústreďuje sa tu asi 70 % počiatočných geologických zásob kategórie C 1 + C 2. Vyznačuje sa veľkým objemom olejom nasýtených granitoidov, hĺbkou suterénu minimálne 1 300 m a veľkou akumulovanou produkciou bezvodej ropy. Boli tu vyvŕtané studne do hĺbky 5 014 m, avšak ani v týchto nadmorských výškach sa nenašla spodná voda. Produktívne sú aj ložiská spodného a vrchného oligocénu a spodného miocénu. Štruktúra Bieleho Tigra je veľký horst-antiklinálny výzdvih tvorený pozdĺžnymi severovýchodnými konsedimentárnymi zlommi. Ich amplitúda po povrchu suterénu dosahuje 1 500 – 1 600 m Ložisko Biely Tigr je už celkom dobre preskúmané.

Ložisko Draka sa nachádza v blízkosti ložiska Biely tiger a spája sa s ním en-echalon. Pole je obmedzené na zložitú štruktúru a pozostáva z dvoch samostatných častí, ktoré nemajú spoločný obrys ložiska ropy pre žiadne z ložísk. Ložisko Dragon zvyčajne zahŕňa malé miestne štruktúry spojené s vyvýšenými suterénnymi blokmi na monokline Prikonshon.

Napriek tomu, že štruktúra Dragon, podobne ako White Tiger, sa nachádza v rámci Central Rise, ich štruktúra je výrazne odlišná - štruktúra Dragon nie je horst, neexistujú žiadne pozdĺžne zlomy. Štruktúra sedimentárnych vrstiev v oboch ložiskách je približne rovnaká. Na ložisku Drakon je stratigrafický rozsah produktivity rovnaký ako na ložisku Biely Tigr, ale jeho zásoby sú oveľa nižšie. Väčšina z nich je sústredená v centrálnej oblasti (vrty 16–109) a sú obmedzené na ložiská spodného miocénu. Ložiská sú zložité telesá, pozostávajúce z medzi sebou uložených tenkých priepustných piesčito-bahnitých a ílovitých vrstiev. Formácie základu sú vodonosné až po samotný povrch.

V severovýchodnej časti (vrty 3–7) sa získavajú komerčné toky ropy a plynu z ložísk spodného miocénu, vrchného a spodného oligocénu, menšieho prítoku ropy zo suterénnych útvarov, kde je ložisko ropy podložené vodou.

Blízko pohonná časť ložiska Dragon je dobre preskúmaná, jej potenciál bol spoľahlivo odhadnutý. Hlavné vyhliadky na vyhľadávanie nových ložísk sú tu spojené s ložiskami spodného oligocénu, vyvinutými v rámci rozsiahlej východnej časti štruktúry. Podľa dostupných geologických a geofyzikálnych údajov je ich hrúbka oveľa väčšia ako v oblastiach skúmaných vŕtaním. Sú tu vyvinuté početné pasce neantiklinálneho typu, tektonicky a litologicky clonené, priliehajúce k povrchu suterénu, pod povrchmi erózie (nezhody).

Na iných miestnych štruktúrach (blokoch) monoklonu Prikonshonskaya boli vyvŕtané jeden alebo dva vrty. V dobre. Z granitoidov suterénu a sedimentov spodného oligocénu vo studni bolo získaných 11 vysokorýchlostných ropných prítokov. 14 - z formácií nadácie; Sedimenty spodného oligocénu v streche stavby sú erodované.

Prieskum zdrojov v JV Vietsovpetro ako celku je pomerne vysoký - zásoby kategórie C 1 tvoria 61,5 % a kategórie C 3 len 18,1 %. Berúc do úvahy tento ukazovateľ, ako aj obmedzený rozsah činnosti podniku a o ňom dostupné geologické a geofyzikálne informácie, možno konštatovať, že nie je dôvod predpovedať tu objavenie nových ložísk významných z hľadiska rezervy. Zároveň dostupné nelokalizované perspektívne zdroje kategórie C 3 na Dračom poli nám umožňujú dúfať v objavenie niekoľkých polí (ložisk) - satelitov, možno výhodných pre vývoj. Reálnym základom pre zvyšovanie priemyselných zásob sú zásoby kategórie C 2.

JV Vietsovpetro vyvinul program geologického prieskumu. Je určená skutočnými výsledkami geologických prieskumných prác na štúdium únosnosti jednotlivých oblastí a produkčných komplexov polí; veľkosť a štruktúra neobjavených zásob a zdrojov kategórie C 2 a C 3; technické a ekonomické možnosti podniku. V súlade s týmito faktormi boli sformulované dva hlavné smery prieskumných prác.

1. Dodatočný prieskum už objavených ložísk ropy a hľadanie nových na najperspektívnejších objektoch (plochách, blokoch) Dračieho poľa (oblasť). Na realizáciu tohto smeru sa plánuje vyvŕtanie niekoľkých vrtov v okrajových častiach konštrukcie Dragon. To umožní presunúť do kategórie C 1 minimálne 50 % zásob v kategórii C 2 a asi 30 % zdrojov v kategórii C 3.

2. Dodatočný prieskum južného oblúka poľa Biely tiger a hľadanie nových ložísk v oligocénnych sedimentoch a suterénnych súvrstviach v jeho jednotlivých blokoch. Na jeho realizáciu sa plánuje vyvŕtať ďalšie studne.

Realizácia tohto programu pomôže posilniť základňu zdrojov ťažby ropy v nasledujúcich rokoch. Poskytnutie vzdialenejšej perspektívy pre spoločný podnik si vyžaduje zásadne nové riešenia.

Koncepcie tvorby jedinečných ložísk v granitoidoch

Počiatočné geologické zásoby podzemného ložiska poľa Biely tiger sa predtým odhadovali na 600 miliónov ton a oligocénne ložiská - 150 miliónov ton, čo je celkovo viac ako 750 miliónov ton ropy. Výpočty ukázali, že keď sa generačný potenciál oligocénnych sedimentov realizoval v oblasti zberu ropy okolo poľa Biely tiger, ložiská ropy sa mohli vytvoriť iba v samotnom oligocénnom komplexe.

Získané údaje vyvracajú zaužívané tradičné predstavy o mechanizme tvorby ropných ložísk v podloží poľa Biely tiger len vďaka zdrojom oligocénnych ložísk. Zrejme žulový suterén obsahuje vlastné dodatočné zdroje uhľovodíkov na akumuláciu ropných ložísk v reálnych parametroch.

Mnohí výskumníci poznamenávajú, že k tvorbe akumulácií HC v suteréne oblastí plošín môže dôjsť tak v dôsledku prílevu uhľovodíkov zo susedných sedimentárnych vrstiev, ako aj v dôsledku vlastného uhľovodíkového potenciálu v suteréne. Väčšina granitoidov, ktoré tvoria suterén oblastí plošiny, ako aj celá „žulová“ vrstva zemskej kôry, nie sú ani tak magmatického, ako skôr metamorfného pôvodu. K tvorbe žulových hornín by mohlo dôjsť v subdukčných zónach, keď sa oceánska platňa ponorila pod ostrovný oblúk alebo pod aktívny kontinentálny okraj. Bazaltová kôra oceánov spolu s pelagickými sedimentmi klesá so zvyšujúcou sa teplotou a tlakom do značných hĺbok. Vplyvom týchto faktorov horniny spodného a sedimentárneho krytu postupne strácajú viazanú vodu, nadbytočný oxid kremičitý, alkálie a litofilné prvky. V komplexnej viacstupňovej reakcii prebieha proces dehydratácie oceánskej kôry. Uvoľňovaná voda je vodná para s veľmi vysokou alkalickou rezervou.

Horúca voda-minerálne prúdenie tak na jednej strane odvádza prebytočné teplo zo subdukčných zón a na druhej strane nasycuje horniny litosféry tekutinami bohatými na oxid kremičitý a alkálie. Vďaka tomu je zemská kôra obohatená o oxidy draslíka, sodíka, hliníka, kremíka a ďalších zlúčenín typických pre vrstvu „žuly“. V dôsledku toho dochádza k procesom granitizácie a vzniku andezitového magmatizmu.

Mechanizmus nasýtenia kryštalických bazálnych hornín naftidovou tekutinou úzko súvisí s navrhovaným modelom genézy granitoidov. Primárne sedimentárne komplexy (jura, krieda a staropaleogénny vek), ktoré sa podieľali na procesoch narastania, granitizácie a vzniku „žulovej“ kôry Sundského šelfu, obsahovali aj rozptýlenú organickú hmotu. Termálne vodno-minerálne prúdenie malo teplotný a metasomatický účinok na nadložné sedimentárne vrstvy. Súčasne sa čiastočne organická hmota (OM) pretavila v submagmatických ohniskách, ale jej veľká hmotnosť sa mohla dobre zachovať a stať sa základom pre vznik rôznych typov systémov generujúcich naftidy:

- nahromadenie tvrdého uhlíka podobné antraxolitu;

- dispergovaný-dispergovaný, sorbovaný, ľahký;

- zapuzdrené plyn-kvapalné uhľovodíky (C 2 - C 6) atď.

Takmer súčasne s tvorbou „žulové“ vrstvy kôry Sundského šelfu sa teda objavujú aj uhľovodíkové tekutiny, ktoré sú zaradené do všeobecného vodno-minerálneho toku, spolu s ktorými sa dostávajú do sedimentárnych hornín ostrovného oblúka.

Dôležitým argumentom v prospech navrhovanej myšlienky je detekcia plynov HC v bublinách zapuzdrených v granitoch tejto oblasti. Špeciálne štúdie uskutočnené na VNIIgeoinformsystem identifikovali a analyzovali plynno-kvapalné tekutiny, ktoré tvoria inklúzie v suterénnych vzorkách z ložísk Biely tigr a drak. Izolovali a analyzovali sa iba tekutiny uzavretých dutín, ktoré bolo možné získať iba mechanickým zničením vzorky za podmienok vysokého vákua. Tieto tekutiny sú zapuzdrené v kapilárach, minerálnych rastových kanáloch, dutinách špecifických minerálnych štruktúr vo forme izolovaných inklúzií (vakuol).

V inklúziách je pozorovaný pomerne vysoký obsah uhľovodíkových plynov C 2 - C 6 a vyššie. V žule vyzdvihnutej z hĺbky 4584,1 m (vrt 442 White Tiger) teda obsah C 4 H 10 dosiahol 11,6 cm 3 / kg, C 5 H 12 - 11,2, C 6 H 14 - 11, 9 cm 3 / kg plemena. To naznačuje, podľa názoru moskovských výskumníkov, že primárnym zdrojom uhľovodíkov by mohli byť sedimentárne horniny, ktoré sa podieľajú na rekryštalizácii a granitizácii a sú vtiahnuté do subdukčných zón. Vznikol akýsi vodno-minerálny prúd, nasýtený uhľovodíkovými plynmi. Posledne menované bolo možné zachytiť a zapuzdriť vo vakuolách granitizovaných hornín.

Ak predpokladáme, že priemerný obsah plynov HC je 15 cm 3 / kg, potom v 10-kilometrovej „žulovej“ vrstve kôry obsahuje iba depresia Kyulong s rozlohou 20 000 km 2 asi 10 biliónov m3 uhľovodíkové plyny, najmä metán, v rozptýlenej forme.

Účasť uhľovodíkovej tekutiny na „dýchaní plynu“ zemského vnútra a v dôsledku toho na zapuzdrení uhľovodíkových plynov vo forme inklúzií v horninových mikrotrhlinách, mineráloch v suteréne, zaznamenali mnohí výskumníci z iných oblastí starodávne a mladé platformy.

V dôsledku pohybu toku uhľovodíkov zdola nahor v poli Biely Tigr je zaznamenané zreteľne výrazné vertikálne členenie v distribúcii olejov: ľahké oleje v suteréne a spodných oligocénnych sedimentoch, ťažšie vo vrchnom oligocéne a Horniny spodného miocénu. Toto zónovanie sa vysvetľuje skutočnosťou, že v súčasnosti v suteréne prebieha proces tvorby ropy. Príchodom nových, čerstvých porcií sa ropa „riedi“, stávajú sa relatívne ľahkými, kým vyššie umiestnené v ropnej časti vrchného oligocénu – spodného miocénu, ktoré nie sú spojené s týmto zdrojom, stratili časť svojich ľahkých frakcií.

Zhrnutím vyššie uvedených argumentov možno predpokladať, že pri tvorbe „žulové“ vrstvy v dôsledku granitizácie primárnych sedimentárnych vrstiev prebiehal proces premeny dispergovaných OM na uhľovodíky ropného radu. V podmienkach ťažkého termobarického režimu vznikali ľahké frakcie HC, ktoré tvorili základ ropného ložiska v podzemí polí Biely tiger a Dračie. Okrem toho sa HC tekutiny vystupujúce z podtlakových zón spolu s vodno-minerálnym tokom ukladali do vyvrelých a sedimentárnych hornín pri zmene teplotných a tlakových podmienok. Trhlinami a inými kanálmi mohli podzemné kvapalné uhľovodíky prenikať do spodnooligocénnych sedimentov.

Ak prijmeme uvedenú myšlienku tvorby ropy v podzemných horninách šelfu Sunda, potom sa potenciálne zdroje ropy v poli Biely tiger výrazne zvýšia. Okrem toho je možné navrhovaný mechanizmus tvorby ropy a plynu rozšíriť aj na susedné štruktúry nachádzajúce sa v oblasti pôsobenia trhlín alebo podtlakových zón a s geologickými podmienkami podobnými poli Bieleho tigra.

Ako už bolo spomenuté, v roku 1988 bolo v puklinových granitoidoch mezozoického suterénu prepadliny Kyulong objavené unikátne ropné pole Biely tigr. Má preukázanú hrúbku cez 1600 m a objem olejom nasýtených granitoidov 88,2 miliárd m 3 . Tento objav zintenzívnil prieskumné a prieskumné práce na vytvorení magmatogénneho podložia na vietnamskom šelfe a v regióne ako celku a v iných častiach sveta.

Napriek prítomnosti niekoľkých stoviek ložísk obmedzených na magmatické a metamorfované horniny suterénu je ložisko Biely tiger jedinečné z hľadiska zásob aj úrovne produkcie. Za 13 rokov prieskumu a rozvoja ropných ložísk v suteréne poľa sa už vyrobilo asi 100 miliónov ton.

Mekongská ropná a plynová panva (najmä preliačina Kyulong) je prvou oblasťou na vietnamskom šelfe, kde sa z rozbitých granitoidných výbežkov suterénu získavali silné prúdy ropy. Na poli Biely Tigr sa z hĺbky 3 150 m podarilo získať výron ropy s prietokom cca 2 830 ton/deň.

Pripomeňme, že suterén Bieleho Tigra je veľkým horst-antiklinálnym zdvihom komplexnej štruktúry s rozmermi 22 × 9 km. Pozostáva z troch klenieb – južnej, strednej a severnej. Štruktúra je porušená radom zlomov, najmä submeridiálnych nápadných a podradených sublatitudinálnych porúch. V súčasnosti je k základu vyvŕtaných viac ako 120 prieskumných, ťažobných a injektážnych vrtov, ktoré tvoria viac ako 90 % celkovej produkcie ropy na poli (obr. 2).

Ryža. 2. Geologický profil vietnamského šelfu (Areshev, 2003):
1 - geologický profil vietnamského šelfu znázorňujúci previsy granitoidného suterénu; 2 - schematický profil ložiska Biely tiger

Väčšina vrtov na Bielom Tigri, vyvŕtaných až po základ, sú vysokorýchlostné vrty (prietok nad 1000 ton/deň). Odhalená hrúbka vyvrelín podložia dosahuje 2 000 m Spodná hranica ložiska je podmienečne stanovená do absolútnej hĺbky 5 014 m Roponosné nádrže sú puklinovo-kavernózne nádrže, ktorých prázdnotu predstavujú makro- a mikrotrhliny. , izometrické kaverny a matricové dutiny. Jedinečnosť poľa Biely tigr spočíva predovšetkým vo veľkej hrúbke produkčného úseku, v ktorom sú predovšetkým ropunosné mladé neskorokriedové granitoidy.

Z hľadiska minerálneho zloženia je úsek intruzívneho masívu Biely Tigr zastúpený granitmi, granodioritmi, kremennými dioritmi, monzodioritmi, amfibolickými leukodioritmi (dioritmi), medzi ktorými nie je vždy celkom zreteľný prechod. Okrem toho je masív členitý početnými hrádzami komagmatov oligocénnych výlevných hornín, reprezentovaných diabázmi, bazaltmi, trachybazaltickými porfyritmi, ktoré tvoria lávové vrstvy nad podložím.

Zdá sa, že je možné tieto javy zovšeobecniť pomocou matematických modelov. Hlavným problémom, ktorý na tejto ceste vzniká, je, že tieto tekuté procesy sú multifaktoriálne a mnohorozmerné. Je ťažké medzi nimi vyčleniť iba jeden dominantný faktor, ktorý sa dá zjednodušiť a schematizovať.

Geologický prieskum šelfu Južného Vietnamu sa začal koncom 60. rokov 20. storočia. (od spoločností Mandrel, Shell, Mobil Oil, Marathon, Pecten a neskôr Deminex, Agip, Bow Walley atď.)

Systematické práce na rozvoji zdrojov ropy a plynu na kontinentálnom šelfe na juhu SRV sa začali v roku 1981 po založení JV Vietsovpetro.

Projekt Zarubezhneft je spoločný podnik Vietsovpetro založený v roku 1981 na základe medzivládnej dohody na paritnom základe s Petrovietnamskou ropnou a plynárenskou korporáciou.

JV VietSovpetro je de facto monopolom na vietnamskom trhu s ropou a predstavuje 90 % ropy vyprodukovanej v krajine)

Hlavným objavom JV Vietsovpetro je pole Biely tiger, ktoré je veľké z hľadiska zásob a jedinečné z hľadiska geologickej stavby a obsahu ropy a plynu.

Sovietski naftári tu prvýkrát aplikovali prax vŕtania nie vo výške 500-600 m, ako sa to zvyčajne robilo, ale vo výške 3000 m, pričom sa snažili objaviť zásoby ropy a plynu v hlbokých horninách.

Išlo o výnimočnú lokalitu s výskytom ropy v žulovom podloží pod paleogénnymi sedimentmi. Takýto objav v praxi ťažby ropy a zemného plynu sa považuje za revolučný.

Pole sa nachádza v Mekongskej (Kyulong) depresii šelfu Sunda. Tektonicky je Sundský šelf súčasťou medzikontinentálnej oblasti Indo-Sunda, ktorej vznik možno vysledovať až do konca paleozoickej éry.

Geologický úsek ložiska Biely Tigr predstavujú horniny predcenozoického kryštalinika podložia a terigénne horniny sedimentárneho krytu. Maximálna odkrytá hrúbka suterénu dosahuje 1700 m, hrúbka sedimentárneho krytu presahuje 4300 m.

Podložie ložiska tvoria granitoidné útvary ((granity, granodiority, diority) mladšej kriedy-starojurského veku, porušené hrádzami diabázových a andezitovo-čadičových porfyritov. Granitoidné horniny sú zastúpené takmer všetkými prechodnými odrodami - plagiogranitmi, adamelity, rôzne granodiority, leukodiority.)

Suterénne horniny boli v rôznej miere zmenené sekundárnymi procesmi. Zo sekundárnych minerálov sú najrozšírenejšie zeolit ​​a kalcit. Podľa rádiologických údajov sa absolútny vek kryštalických základných hornín pohybuje od 245 (neskorý trias) do 89 (neskorá krieda) Ma.

V granitoidoch poľa Biely tiger sa nachádza obrovské ložisko ropy.

Sedimentárny obal ložiska Biely Tigr predstavujú terigénne horniny paleogénneho (oligocénneho), neogénneho (miocén, pliocén) a kvartérneho systému. Nádrže oligocén a spodný miocén sú spojené s ložiskami priemyselnej ropy v r

Povrch suterénu vznikol vplyvom tektonických a eróznych procesov. Rímsa je zo všetkých strán ohraničená poruchami. Za najvýznamnejšie (štruktúrotvorné) poruchy sa považujú vystopovanie nielen v sedimentárnom pokryve, ale aj v suteréne, pravdepodobne oligocénneho veku. Pripisuje sa im vedúca úloha pri vytváraní samotnej štruktúry, ako aj pri lámaní v horninách suterénu. Hlavné zlomy majú SV úder, značnú dĺžku a veľkú amplitúdu (1,0-1,5 km).

Neogénne zlomy sú málo početné, majú ponorný úder, ich amplitúda nepresahuje 100 m a ich dĺžka je 3-5 km. V úseku pokryvu tvoria zlomy tektonicky clonené ložiská.

Pole Biely Tigr sa nachádza v prepadlisku Kyulong na šelfe južného Vietnamu. Depresia je 450-500 km dlhá a 75-110 km široká.

Základom sedimentárneho pokryvu je horstovitý batolit komplexnej štruktúry s rozmermi 30 x 6–8 km. Batholit pozostáva z troch klenieb – Južnej, Strednej, Severnej, ktoré sú porušené radom porúch.

Produktivita poľa sa ustálila v horninách podloží, ložiskách oligocénneho a spodného miocénneho veku. Sú tu 4 vývojové ciele - horniny podloží, ložiská spodného oligocénu, vrchného oligocénu a spodného miocénu (BT). Nadácia je hlavným zariadením poskytujúcim vysokú produktivitu a základné rezervy - 90%.

Výsledky štúdia jadra bazálnych hornín naznačujú, že horniny majú výraznú petrografickú heterogenitu.

Počiatočné geologické zásoby podzemného ložiska poľa Biely tiger sa predtým odhadovali na 600 miliónov ton a oligocénne ložiská - 150 miliónov ton, čo je celkovo viac ako 750 miliónov ton ropy.

výskumníkov a pre iné regióny starovekých a mladých platforiem.

V dôsledku pohybu toku uhľovodíkov zdola nahor v poli Biely Tigr je zaznamenané zreteľne výrazné vertikálne členenie v distribúcii olejov: ľahké oleje v suteréne a spodných oligocénnych sedimentoch, ťažšie vo vrchnom oligocéne a Horniny spodného miocénu.

Kancelária sa nachádza v depresii Kyulong, jej dĺžka je 450-500 km, šírka je 75-110 km.

Väčšina vrtov vŕtaných do základov sú vysokorýchlostné vrty.

Maximálna odkrytá hrúbka suterénu dosahuje 1700 m, hrúbka sedimentárneho krytu presahuje 4300 m.

Spodná hranica nádrže je podmienená, vrt BT-905, vyvŕtaný do absolútnej hĺbky 5014 m, neotvoril kontakt oleja a vody.

PODSTATA: Objem ťažby ropy na poli „Biely tiger“ na morskom šelfe vo Vietname prekonal najoptimistickejšie prognózy geológov a inšpiroval mnohých naftárov s nádejou, že obrovské zásoby „čierneho zlata“ sú uložené vo veľkých hĺbkach.

Od samého začiatku ťažby ropy sa „čierne zlato“ ťažilo výlučne zo sedimentárnych vrstiev, tu bola sedimentárna vrstva (asi 3 km) prevŕtaná, vstúpila do základov zemskej kôry a vrt bol vytrysknutý. Navyše, podľa výpočtov geológov bolo možné z vrtu vyťažiť asi 120 miliónov ton, no aj po vyťažení tohto objemu ropa prúdila z útrob s dobrým tlakom ďalej. Pole položilo geológom novú otázku: hromadí sa ropa iba v sedimentárnych horninách, alebo sa môže skladovať v podzemných horninách? Ak nadácia obsahuje aj ropu, potom sa svetové zásoby ropy a plynu môžu ukázať ako oveľa väčšie, ako predpokladáme.

V teréne bolo vyvŕtaných viac ako 120 prieskumných, ťažobných a injekčných vrtov.

Na Centrálnom oblúku boli vyvŕtané ďalšie studne do hĺbok 4500-4760 m.

Na severnom oblúku - 4457 m.

Najhlbší vrt BT-905 bol vyvŕtaný do hĺbky 5014 m.

V roku 1988 bol vyťažený prvý milión ropy.

2005 - 150 miliónov ton ropy.

2008 - 170 miliónov ton ropy.

Ku koncu roka 2009 bola kumulatívna produkcia 183 miliónov ton.

2012 - 200 miliónov ton ropy - polia Bieleho Tigra a Draka.

V roku 2012 produkcia Vietsovpetra predstavovala 6 110 tisíc ton, vrátane Bieleho tigra - 4 398 tisíc ton, Dragon - 1 504 tisíc ton.

Oleje z vietnamských polí Bach Ho, Rong, Nam Rong - Doi Moi majú spoločnú charakteristiku z hľadiska ich reologických vlastností: vysokú viskozitu a vysoký obsah vosku. Čerpanie a preprava takýchto olejov naznačuje, že v ropovodoch uložených pod vodou vedie intenzívna výmena tepla medzi tokom čerpanej ropy a prostredím k prudkej zmene termohydrodynamického režimu v toku pozdĺž potrubia. Pokles teploty oleja pozdĺž pohybu spôsobuje zmenu jeho reologických vlastností a je sprevádzaný fázovými prechodmi, v dôsledku nasýtenia toku ťažkými uhľovodíkmi (množstvo uhľovodíkov, ktoré ovplyvňujú proces fázových prechodov, od C 6 resp. vyššie), ako aj tvorbu stenových usadenín ropy na vnútornom povrchu potrubia. Tieto faktory sa za určitých technologických podmienok ukážu ako príčina postupného samovoľného znižovania priepustnosti potrubia, čo v prvom rade zvyšuje spotrebu energie na čerpanie, a tým aj náklady na prepravu potrubím.

Ropa ťažená na poliach krajiny sa vyznačuje nízkym obsahom síry (0,035 – 0,14 %)

zatiaľ čo v Brent je to 0,2-1% a na Urale je to 1,2-1,3%.

Ak sa v tomto prípade včas neprijmú špeciálne opatrenia, môže to viesť k úplnému zastaveniu čerpania s následným stuhnutím (zamrznutím) potrubia, ktorého opätovné spustenie, ako je známe, je vždy spojené s veľké technologické ťažkosti.

Z hľadiska svojich reologických vlastností možno ropu z týchto vietnamských polí priradiť k Binghamskému modelu. Na zlepšenie reologických vlastností týchto olejov boli navrhnuté rôzne metódy, najmä metóda termomagnetickej úpravy, použitie depresív atď.

Na ložiskách Biely tiger a drak boli postavené tieto:

13 pevných plošín na mori

22 blokových vodičov

2 technologické platformy - maximálna produktivita: pre ropu 38 tisíc ton za deň, pre zmes plynu a kvapaliny 46 tisíc ton za deň.

3 kompresorové stanice s kapacitou 9,8 milióna metrov kubických za deň.

Jednotný nízkotlakový zberný systém plynu zabezpečuje normálne fungovanie celého technologického procesu zberu a prepravy plynu na breh, prípravy plynu a jeho využitia na mechanizovanú ťažbu ropy na poliach JV Vietsovpetro a zároveň umožňuje využiť až 97 % vyprodukovaného plynu.
Spoločnosť JV Vietsovpetro vytvorila jednu z najlepších pobrežných základní v juhovýchodnej Ázii na výstavbu a inštaláciu pobrežných technologických a satelitných platforiem na vŕtanie vrtov a ťažbu ropy a plynu.
JV Vietsovpetro má štyri zdvíhacie plošiny, viac ako 20 jednotiek flotily, vrátane žeriavových, hasičských, potápačských a prepravných vlečných plavidiel a štyri voľne nakladacie jednotky.

Stacionárne plošiny sú vzájomne prepojené sieťou podvodných potrubí. Produkčné platformy poskytujú simultánne vŕtanie a ťažbu ropy zo 16 klastrových vrtov. Vrchná konštrukcia pozostáva z 23 blokových modulov, v ktorých sú podľa princípu funkčnej autonómie namontované zariadenia na podporu života, vrtný, prevádzkový a energetický komplex. Platformy, z ktorých ťažba prebieha, fungujú v autonómnom režime.

Vyrobená ropa je prečerpávaná na dve centrálne technologické plošiny, kde sa čistí od vody a plynu. Potom spracovaná ropa smeruje do skladovacích tankerov, z ktorých je ropa expedovaná kupujúcemu. Pridružený plyn, oddelený od ropy, vstupuje na pevninu potrubím. Niekoľko elektrární vo Vietname pracuje na modrom palive Bieleho Tigra.

Všetky postavené plošiny sú schopné odolať tajfúnom do výšky 12 bodov a vodným vlnám vysokým 7-8 metrov.

Zdvíhacia súprava Tam Dao stojí na troch podperách, ktoré idú pod vodu do hĺbky 50 metrov. Nosné stĺpy tvarového typu vykonávajú vŕtanie na polici od 10 do 120 metrov. Každá nosná noha má 12 elektromotorov. Elektromotory sa zapnú, keď je plošina umiestnená s centimetrovou presnosťou v bode vŕtania. Za pol hodinu sa podpera dostane na dno a potom niekoľko minút celá plávajúca konštrukcia s hmotnosťou viac ako 25 000 ton stúpa nad hladinu mora. Aby sa zabránilo prevráteniu vlny „Tam Tao“, plošina sa zdvihne o 20 metrov. Zostáva len spustiť vrtnú súpravu na predtým pripravený prípravok a začať pracovať.

Jedinou prevádzkovou rafinériou ropy v krajine je rafinéria Zung Kuat. V súčasnosti sa na severe krajiny začína s výstavbou ropnej rafinérie a na juhu sa plánuje výstavba. Ropná rafinéria Zung Kuat bola postavená za tri roky (od novembra 2005 do januára 2009), spustená vo februári 2009. Celkové investície do výstavby dosiahli 3,053 miliardy USD.

Rafinériu Ngi Son plánovali postaviť na severe krajiny, jej kapacita je podľa základného projektu 10 miliónov ton ročne. Kolaudácia bola naplánovaná na roky 2013–2014. Účastníci projektu rafinérie Ngi Son: PetroVietnam (25,1 %), Idemitsu (Japonsko, 35,1 %), Kuwait Petroleum (Kuvajt, 35,1 %), Mitsui Chemicals (Japonsko, 4,7 %).

Rafinéria Long Son sa bude nachádzať na juhu krajiny, jej projektovaná kapacita je tiež 10 miliónov ton ročne. Projekt je v ranom štádiu vývoja, partneri a investori neboli identifikovaní. Kolaudácia je naplánovaná na roky 2016–2020. Väčšina dopytu po ropných produktoch sa sústreďuje v južnej časti Vietnamu. Objem dopytu po ropných produktoch v centrálnej časti, kde sa nachádza Zung Kuat, je malý, ale pohodlie prepravy ropných produktov po mori poskytuje efektívny prístup na celý vietnamský trh na predaj produktov závodu Zung Kuat.

Ropné pole "Biely tiger" (Bat Ho) sa nachádza na šelfe Juhočínskeho mora v ekonomickej zóne Vietnamu vo vzdialenosti 120 km od pobrežia (Vung Tau). Prevádzkovateľom ihriska je rusko-vietnamský JV Vietsovpetro.

Pole bolo objavené v roku 1975. Komerčná ťažba začala v roku 1986. Počiatočné zásoby ropy sa odhadovali na 191,1 milióna ton.

Geologickú sekciu ložiska „Biely tiger“ predstavujú kryštalické podložné horniny, na ktorých vrchu sa nachádzajú terigénne horniny sedimentárneho krytu. Maximálna hrúbka sedimentárneho krytu presahuje 4300 metrov, odkrytá hrúbka suterénu dosahuje 1700 metrov.

Rozvoj poľa Biely tiger sa začal uvedením spodnomiocénnych ložísk do prevádzky. Teraz sú vo vývoji ložiská spodného miocénu, vrchného oligocénu, ako aj suterén.

Suterénne ložisko bolo objavené v roku 1988 a je obmedzené na rad puklinových granitoidných hornín (žuly, diority). Veľkosť depozitu v pláne je 28x7 km. Priepustnosť podzemnej nádrže je veľmi vysoká a dosahuje 20 Darcy.

Na poli je celkovo 296 studní, z toho 219 produkčných a 45 injekčných studní, 20 studní je opustených, 8 je v konzervácii a 4 sú pozorovacie studne.

Maximálna produkcia ropy na poli ako celku bola dosiahnutá v roku 2002 a predstavovala 12,9 milióna ton, pričom drvivá produkcia 12,1 milióna ton sa vyťažila zo suterénu.

Kumulatívna produkcia ropy v roku 2012 predstavovala 187 miliónov ton, kumulatívna injektáž vody dosiahla 270 miliónov m3. Súčasný faktor výťažnosti ropy je 0,33.

Počiatočný rezervoárový tlak podzemného ložiska v nadmorskej výške 3650 m (podmienený stred ložiska) bol 41,7 MPa. Počiatočné obdobie prevádzky zásobníka je charakterizované výrazným poklesom tlaku v zásobníku a prejavom uzavretého elastického režimu vývoja. V čase rozhodnutia o realizácii zavodňovania sa tlak v zdrži znížil o 13,7 MPa na 28 MPa.

Od roku 1995, dva roky po začatí vtláčania vody, sa rýchlosť poklesu tlaku v nádrži výrazne znížila, režim činnosti nádrže sa zmenil z elastického na elasticko-tlakovú vodu. V období rokov 2005 až 2008 bol pokles tlaku v zdrži 0,9 MPa a následne sa ustálil na úrovni 23 MPa.

Výmenné kurzy