Utgave: Moskva, 2010, 10 sider, UDC: 550.8.02

Språk(er) russisk

Arbeidet er viet analyse av sprekkesystemer (brudd og forkastninger) utviklet i kjellerbergartene og sedimentært dekke ved White Tiger-feltet. Med bruddsystemer mener vi hele settet av bergartsdiskontinuiteter av forskjellige ranger (fra mikrosprekker til forkastninger), registrert ved forskjellige forskningsmetoder og med en annen skala, men typisk for en bestemt forskningsmetode. Målet med forskningen var å differensiere hele variasjonen av bruddsystemer utviklet i kjellerbergartene i White Tiger-feltet, basert på deres permeabilitet for filtrering av væsker under utnyttelsen av forekomsten. En grafisk illustrasjon av analyseresultatene gjør at vi kan visualisere distribusjonsmønstrene til bruddsystemer i sedimentdekket og i kjelleren på White Tiger-feltet.

Publikasjon: FSUE VNIGRI, Moskva, 2012, 17 sider, UDC: 552.578.061.43:552.3, ISBN: 2070-5379

Språk(er) russisk

Det presenteres informasjon om industrioljeinnholdet i ukonvensjonelle objekter og konsentrasjonen av hydrokarboner i granitoidreservoarer. De geologiske egenskapene til verdens bratteste avsetninger er gitt. Spesiell oppmerksomhet rettes mot beskrivelsen av oljeinnholdet på den vietnamesiske sokkelen, hvor unikt produktive felt er oppdaget. Det gis en kritisk vurdering av resultatene av geologisk letearbeid på fundamentet i Tataria.

Det industrielle olje- og gasspotensialet til fundamentering av plattformområder er et av de aktivt diskuterte problemene i moderne olje- og gassgeologi. Diskusjonen ble intensivert av oppdagelsen i 1988 av en unik oljeforekomst i granittene i den mesozoiske kjelleren på den sørlige Vietnam-sokkelen i White Tiger-feltet.

Dette problemet oppsto imidlertid tidligere. Det dateres tilbake til mottaket av en industriell tilstrømning av olje og gass fra oppsprukket granitt i Panhandle-Hugoton-feltet (USA) i desember 1918. I 1925, i det gigantiske oljefeltet La Paz (Venezuela), var det mer en oljeforekomst i kjelleren.

For tiden er mer enn 450 felt med industrielle ansamlinger av olje, gass og kondensat kjent i kjelleren til 54 olje- og gassbassenger i verden [Gavrilov. Gulev. Knreev. 2010].

Korte karakteristikker av oljefelt i granitoid bergarter

Ansamlinger av olje og gass i magmatiske og metamorfe kjellerbergarter og forvitringsskorper er oppdaget på nesten alle kontinenter og i verdenshavet. Men til tross for funn av industriforekomster i kjelleren, inkludert store, utføres målrettede søk etter hydrokarbonforekomster i kjelleren, spesielt i magmatiske bergarter, i begrensede mengder. Dette er på grunn av dette. at arten av kapasiteten til kjellerbergartene ikke er klar, er det ikke utviklet metoder for å identifisere reservoarer i krystallinske bergarter, deres åpning og utvikling.

Utgave: Tomsk Polytechnic University, Tomsk, 2012, 4 sider, UDC: 550.84:551.8

Språk(er) russisk

White Tiger (Bach Ho)-feltet ligger på den sørlige sokkelen av SR Vietnam i blokk 09–1, 120 km sørøst for havnebyen Vung Tau, den viktigste produksjons-, tekniske og forsyningsbasen til Vietsovpetro joint venture (fig. . 1). Oljeavsetninger ble funnet i nedre miocen og oligocen sand-siltsteinsforekomster, og også, i motsetning til foreløpige forventninger, i oppsprukket granitoidreservoar i kjelleren. Det sjeldne tilfellet med å oppdage industrielle ansamlinger av olje i krystallinske bergarter tiltrekker seg spesiell oppmerksomhet. White Tiger-feltet har blitt det største feltet i den oljeførende provinsen, begrenset til den sentrale hevingen av Cuu Long-bassenget.

For å gjenopprette historien om dannelsen av hydrokarbonansamlinger i jordens indre og rekonstruere betingelsene for naftidogenese, er en detaljert studie av sammensetningen av organisk materiale spredt i bergarter nødvendig, spesielt fordelingen av kjemofossiler i den, som arvet egenskapene til deres struktur fra biologiske forgjengere. Sammensetningen av disse strukturene bestemmes først av alt av den innledende biomassen og de påfølgende stadiene av transformasjonen.

Komplekset av kjemofossiler (den individuelle sammensetningen av isoprenoid og normale alkaner, innholdet av metalloporfyriner og perylen), så vel som sammensetningen av fenathrener, som vi valgte for forskning, lar oss bedømme ansiktsgenetiske natur av det organiske materialet som er tilstede. i steinene. Tilstedeværelsen av komplekser av porfyriner med vanadyl (VO-p) i organisk materiale indikerer således den overveiende marine genesen av organisk materiale og reduserende forhold under sedimentering. Tilstedeværelsen av nikkelporfyriner (Ni-p) indikerer fravær av hydrogensulfidforurensning av naturlig vann under sedimentering og tidlig diagenese av organisk materiale. Prilene, utbredt i innsjøer, finnes også i kystområder i havet og er fraværende i dyphavsfacies. Isoprenoid hydrokarbonforhold

pristan (P) og fritan (F) kan brukes til å vurdere redoksforholdene i sedimentasjonsbassenget. Det bør imidlertid tas i betraktning at, sammen med det oksiderende miljøet, kan det økte innholdet av pristan i sedimenter skyldes et betydelig bidrag fra dyreplankton og bakteriell biomasse i organisk materiale. Sammensetningen av n-alkaner karakteriserer deltakelsen av visse grupper av bioprodusenter i dannelsen av sammensetningen av organisk materiale. De viktigste hydrokarbonene i planteplankton er C15 og C17 n-alkaner. Terrestrisk vegetasjon er preget av overvekt av C27, C29 og C31 n-alkaner. Kysttang domineres av C21, C23 og C25 homologer.<...>

De siste årene har relevansen av å studere disse problemstillingene økt betydelig over hele verden, både i forbindelse med oppdagelsen av nye store olje- og gassfelt i kjelleren, og med gradvis uttømming av hydrokarbon (HC) reserver i felt med terrigene og karbonatbergarter.

I republikken Vietnam overstiger andelen oljeproduksjon fra kjellerforekomstene til White Tiger, Dragon, Black Lion og andre felt 90 % av den totale oljeproduksjonen. Derfor blir studiet av spørsmål om kontroll og regulering av utviklingen av disse feltene mer relevant og har faktisk stor praktisk betydning i olje- og gassfeltpraksis.

Oljeforekomster i kjelleren er ofte bestemt av komplekse geologiske og termodynamiske forhold. Følgelig er analysen og reguleringen av utviklingen av felt med slike forhold ikke bare av vitenskapelig interesse, men også av ekstremt stor praktisk betydning både for republikken Vietnam og for hele verden. Avhandlingsarbeidet analyserte og regulerte utviklingen av granitoidreservoarer i den krystallinske kjelleren på det store White Tiger-feltet på sokkelen i Sør-Vietnam.

Det unike med den vietnamesiske sokkelen er oppdagelsen av store forekomster i granitt.

Vietnams olje- og gassindustri er veldig ung. Allerede før borgerkrigen var noen amerikanske selskaper, f.eks. Mobil, forsøkte uten hell å finne olje i Vietnam. Sovjetiske oljearbeidere her brukte for første gang praksisen med å bore ikke på 500-600 m, som vanligvis ble gjort, men på 3000 m, og prøvde å oppdage olje- og gassreserver i dype bergarter.

I 1983, med direkte bistand fra Sovjetunionen, ble det første betydelige oljefeltet, Bakhkho ( Hvit Tiger- "Hvit tiger"). Dens industrielle utnyttelse startet i 1986. Den første gassbrønnen ble lagt i samme område og ga resultater i 1994. Som et resultat av intensivt geologisk letearbeid de neste 12 årene, ble det fastslått at undergrunnen til Vietnam har et tilstrekkelig høyt potensiale å gi landet energiressurser og la det komme inn på verdens oljemarked som eksportør. I følge VR Amoco Statistisk Anmeldelse av Verden Energi for 2001 er bekreftede oljereserver på kontinental- og sokkeldelene av Vietnams territorium anslått til 100 millioner tonn, og naturgassreserver til 190 milliarder m 3 (fig. 1).

Foreløpig eksisterer bare olje- og gassindustrien i Vietnam, og landets ledelse jobber konstant med å opprette prosesseringsbedrifter. Internasjonale anbud utlyses for hvert foreslått prosjekt. Vinneren inngår en produksjonsdelingsavtale (PSA). Vietnam stiller med land og ressurser, mens den utenlandske partneren leverer utstyr og teknologi til et spesifikt prosjekt. Etter dette deles de produserte produktene i prosentvis i henhold til den inngåtte avtalen, og hvis den utenlandske partneren tidligere ikke fikk ha mer enn 15–20 % av aksjene i fellesforetaket, er det nå tillatt å eie en 50 % eierandel. Det er også mulig å tilbakebetale kostnaden ved avskrivning av utstyr eid av et samarbeidsselskap som produserer olje.

Ris. 1. Kart over den vietnamesiske sokkelen med plasseringen av hydrokarbonfelt (Areshev, 2003): 1 – spredningssoner; 2 – isobater av havbunnen, m;

Ja, et statlig selskap PetroVietnam har allerede inngått mer enn 30 kontrakter på til sammen over 2 milliarder dollar med ledende utenlandske selskaper: Unocal, Mobil, Conoco, britisk Gass, British Petroleum, Statoil(Norge), Petronas(Malaysia), Anzoil(Australia – New Zealand), Idemizu(Japan) og Shell.

Sovjetisk-russisk-vietnamesisk samarbeid

Det er to joint ventures som opererer på det vietnamesiske markedet: VietSovpetro(50/50) og VietRoss. Med deres direkte deltakelse begynte byggingen av et stort oljeraffineri og en 800 kilometer lang oljerørledning i Dung Quat-regionen (Quang Ngai-provinsen), kostnaden for prosjektet er 1,3 milliarder dollar. Anleggets kapasitet skal dekke 65 % av landets behov for petroleumsprodukter som propylen, flytende assosiert gass, diesel og flydrivstoff. Avtalens varighet er 25 år. Det russisk-vietnamesiske fellesforetaket er de facto monopolisten på det vietnamesiske oljemarkedet. VietSovpetro– Den står for 90 % av oljen som produseres i landet. Vietnameserne har ikke gjort noen forsøk på å begrense samarbeidet, tvert imot har de til hensikt å utvide det.

VietSovpetro ble opprettet for 20 år siden, da en avtale ble signert mellom Zarubezhneft og det statlige selskapet PetroVietnam på starten av utviklingen, med bistand fra sovjetisk side, av oljefelt på sokkelen utenfor kysten av Sør-Vietnam. I 1986 produserte feltet med det eksotiske navnet «White Tiger» sin første olje. Nå er den gjennomsnittlige årlige oljeproduksjonen 13 millioner tonn, vekstraten er 15 % per år. I henhold til planene til ledelsen i fellesforetaket vil dette tallet øke til 20–22 millioner tonn i løpet av det neste tiåret. VietSovpetro I dag er det det største og mest suksessrike joint venture med utenlandsk deltakelse i landet. Da joint venture-foretaket ble opprettet i 1981, var dets autoriserte kapital satt til 1,5 milliarder dollar, og for tiden er dens faste kapital 2,8 milliarder dollar Totale inntekter fra salg av råolje for 1991–1998. oversteg 7,5 milliarder dollar, hvorav en betydelig del fylte opp statsbudsjettene til Vietnam og Russland.

For å jobbe på sokkelen bygde Sovjetunionen en base i Vietnam for bygging av boreplattformer (de har totalt VietSovpetro tolv). Et typisk sosialistisk ledelsesprosjekt viste seg å være lønnsomt under markedsforhold. Hvis utenlandske selskaper blir tvunget til å transportere plattformene sine over avstander på tusenvis av kilometer, da VietSovpetro samler dem lokalt, og for andre land i regionen, for eksempel Malaysia, og til og med på bestillinger fra amerikanske og britiske selskaper. Det var ikke uten Zarubezhnefts mekling at Gazprom OJSC dukket opp i Vietnam. Vi snakker om planer om å bygge ut et gassfelt på sokkelen i Sentral- og Nord-Vietnam med reserver, ifølge foreløpige anslag, på 700 milliarder m 3. Arbeidet til den russiske gassmonopolisten i Vietnam begynner, som i tilfellet med VietSovpetro, med opprettelsen av et joint venture. Det nye selskapet skal primært levere gass til vietnamesiske forbrukere, men videre eksport til naboland, som Kina, er ikke utelukket.

Det er utvilsomt ikke bare Russland som er interessert i det vietnamesiske olje- og gasspotensialet. Nylig britisk britisk Petroleum, indisk ONGC og norsk Statoil signerte en avtale med regjeringen i Vietnam om å bygge ut et naturgassfelt på landets sokkel. I løpet av 20 år forplikter selskapene seg til å levere gass til tre vietnamesiske kraftverk og investere rundt 1,5 milliarder dollar i produksjon og transport, men russisk side tror ikke at deres interesser kan krenkes. Russlands posisjon i Vietnam er veldig sterk. Dagens situasjon tilsier imidlertid at russisk side må føre en aktiv og fornuftig politikk. Dessuten, uten å oppdatere ressursgrunnlaget i fem år, produksjon VietSovpetro kan reduseres betydelig.

Et annet faktum gir Russland tillit. Nylig signerte partene dokumenter i henhold til at Vietnam må betale Russland (på prinsippene til Paris Club of Creditor) 1,7 milliarder dollar i løpet av 23 år.Samtidig ble partene enige om at Vietnams gjeld skulle tilbakebetales ved å investere i store mellomstatlige prosjekter, inkludert olje og gass.

Olje- og gassfelt og deres bruk

Til dags dato har 10 viktigste hydrokarbonreservoarer blitt utforsket i landet, og tilstedeværelsen av olje og gass er bekreftet i fire av dem (deltaene til elvene Red, Mekong, South Con Son og Tho Tu). Spesiell oppmerksomhet rettes mot utviklingen av gassfelt på hyllene i Tonkinbukta og Thailandbukta. Offshore-sonen i Vietnam er 327,9 tusen km 2 og fem hovedoljefelt blir for tiden utviklet på den: Bach Ho ( Hvit Tiger) - siden 1986, 150 km sørøst for byen Vung Tau, produksjonsvolumer - 7 millioner tonn per år med utsikter til å øke produktiviteten til 8,5 millioner tonn i 2000 og opp til 13 millioner tonn innen 2005; Daihung - siden 1994, med en kapasitet på 565 tusen tonn per år; Rong - siden 1994, med en kapasitet på 475 tusen tonn per år; Bungkekwa - 755 tusen tonn per år; Rangdong - med utsikter til opptil 12,1 millioner tonn per år.

Det er imidlertid fortsatt motsetninger (gjensidige krav) med Kina angående eierskapet til Paraceløyene, Spratlyøyene og tilstøtende sokkelområder, samt sokkelen i den nordlige delen av Bakbobukta (Tonkin) og det omstridte vannområdet i Thailandsbukta, som er hevdet av Malaysia, er leting og industriell utvikling av omtrent halvparten av det lovende olje- og gassområdet fortsatt svært problematisk.

Det første Bahkho-gassfeltet begynte å produsere produksjon i 1994 (et joint venture PetroVietnam – Hyundai), etterfulgt av Tien Hai-feltet oppdaget i 1970 (med en produktivitet på 110 millioner m 3 per år) og Nam Con Son. Totale bekreftede naturgassreserver er 190 milliarder m3, og anslåtte reserver er 325 milliarder m3 (iht. OSS Energi Informasjonsadministrasjon fra desember 1998). Ved utgangen av 2000 økte Vietnam gassproduksjonen til 3–4 milliarder m 3 . Med bistand fra en amerikansk bedrift Mobil Det ble utarbeidet en masterplan for utvikling av gassindustrien for perioden frem til 2010.

Økningen i gassproduksjonsvolumer er knyttet til videreutviklingen av landets elektrisitetsnett. Det største gasskraftverket, Fumu, bygges, med en total kapasitet på 3600 MW innen 2010. Muligheten for å bygge en rekke kjemiske virksomheter med naturgass som råstoff vurderes.

Som kjent oppdaget tidligere koreanske selskaper, i samarbeid med utenlandske partnere, et oljefelt utenfor kysten av Vietnam. Dette feltet, som ligger på 47 meters dyp, 180 kilometer nordøst for Ho Chi Minh-byen, antas å ha oljereserver på 570 millioner fat. Det var planlagt at nettoinntekten til koreanske selskaper skulle være minst 800 millioner dollar, inkludert alle investeringskostnader. I konsortiet opprettet for å utforske og utvikle vietnamesiske oljefelt, har Korean National Petroleum Corporation og SK Corporation henholdsvis 14,25 og 9 % aksjer, et amerikansk selskap Conoco– 23,25 % aksjer. Resten av aksjene er kontrollert PetroVietnam– 50 % og Geopetrol– 3,5 %. Den første boringen i området for det oppdagede forekomsten ble utført i august 2000, og ytterligere testing - i mai 2001. Takket være deltakelsen fra koreanske selskaper i dette prosjektet, vil Korea kunne motta rundt 28,6 tusen tonn pr. dag, eller 10 % av råoljen den trenger olje fra Vietnam, noe som vil redusere dens avhengighet av oljeforsyninger fra felt i Midtøsten betydelig. For øyeblikket er Korea tvunget til å importere 77 % av sin råolje fra Persiabukta-regionen.

Geologi og geologisk utforskning

Sokkelvannet sør i Vietnam, der Vietsovpetro JV utførte geologisk letearbeid, er begrenset til Cuu Long- og South Con Son-depresjonene, atskilt av Con Son-stigningen. Dette er et område med ung innsynkning, preget av akkumulering av et tykt lag av forferdelige og kjemogene-terrigene sedimenter fra Oligocene-Pliocene alder. Blant dem er kropper av effusive bergarter ganske utbredt. I de mest nedsenkede områdene av forsenkningene antas tilstedeværelsen av eldre paleogene avsetninger. Avsetningene ligger på den erosjonelle overflaten av en heterogen krystallinsk kjeller sammensatt av granitoider av forskjellige sammensetninger. Alderen til kjellerbergartene, ifølge de begrensede tilgjengelige dataene, er sent trias – tidlig kritt.

Geologiske studier av sokkelen til Sør-Vietnam begynte på slutten av 1960-tallet. bedrifter Dorn,Shell, Mobil Olje, Maraton, Pecten, og senere Deminex, Agip, Bue Walley etc. Innenfor vannområdet for aktiviteten til Vietsovpetro JV ble det utført aeromagnetiske studier, rundt 30 tusen km med regionale og detaljerte seismiske profiler ble utarbeidet, og ni letebrønner ble boret.

Systematisk arbeid med utvikling av olje- og gassressurser på kontinentalsokkelen sør i Vietnam startet i 1981 etter opprettelsen av Vietsovpetro joint venture. JVs driftsområde dekket syv hylleblokker med et samlet areal på rundt 50 tusen km 2 . Det inkluderte nesten hele Cuu Long-depresjonen og den nordlige delen av South Con Son-depresjonen. I følge foreløpige estimater utgjorde de potensielle geologiske hydrokarbonressursene i dette vannområdet langs den sedimentære seksjonen i Nedre Oligocen og Nedre Miocen 6 200 millioner tonn drivstoffekvivalenter (utvinnbart - omtrent 1 800 millioner tonn). Deretter ble aktivitetsområdet til joint venture fokusert på akselerert leting og utvikling av White Tiger-feltet. Dette var et eksepsjonelt mål med olje tilstede i granittkjelleren under Paleogen-sedimentene. En slik oppdagelse i praksisen med olje- og gassarbeid anses som revolusjonerende. Etter dette ble vannområdene som inneholdt nesten 60 % av de opprinnelige ressursene i Cuu Long-depresjonen og fullstendig i South Con Son-bassenget ekskludert fra omfanget av fellesforetakets arbeid. I 1996 hadde imidlertid fellesforetaket fullført 63,4 tusen km med seismiske undersøkelser, inkludert 15 tusen km med romlige (tredimensjonale) undersøkelser. Det ble boret 34 prospekterings- og letebrønner, og tilsig av olje og gass ble hentet fra 28. 7 forekomster er oppdaget, tre av dem: White Tiger, Dragon og Daihung er klassifisert som store. Det er utført et stort forskningsarbeid for å studere den geologiske strukturen og olje- og gasspotensialet i regionen.

Hovedarbeidsområdet til fellesforetaket er Cuu Long-depresjonen med et område på rundt 30 tusen km 2. På fastlandssiden er den begrenset av Chatan-monoklinen, i sørøst av Con Son-stigningen. Innenfor bassenget skilles de sentrale Cuu Long- og South Cuu Long-trauene, atskilt av den sentrale løftingen. I kummer er kjelleroverflaten på en dybde på 6,5–8 km, i de høyest forhøyede blokkene i Sentralløftet – på en dybde på 2,5–3 km. Et karakteristisk trekk ved depresjonens geologiske struktur er tilstedeværelsen av store, flere titalls kilometer lange og med en amplitude på opptil 1 500–1 600 m, synsedimentære forkastninger og normale forkastninger, samt mange mindre forkastninger. Nordøst-trendende forkastninger forårsaket dannelsen av White Tiger-horststrukturen med høy amplitude, hovedelementet i Central Uplift. Innenfor Cuu Long-depresjonen er det identifisert et betydelig antall antiklinale strukturer, dannet som et resultat av flerretningsbevegelser av kjellerblokker. Strukturer av en ikke-antiklinal type er utbredt, assosiert med litologiske erstatninger, pinch-outs, tilstøtninger av sand-siltsteinshorisonter til kjelleren, samt med intraformasjonell erosjon.

I South Con Son-depresjonen utførte Vietsovpetro arbeid bare innenfor den nordlige delen, på Dai Hung- og Thanh Long-strukturene. Den første tilsvarer en høyt forhøyet kjellerblokk (overflaten er plassert på en dybde av 2600 m); i den andre antas krystallinske formasjoner å være på en dybde på mer enn 6000–7000 m.

I samsvar med eksisterende ideer om den geologiske strukturen og oljeinnholdet i Cuu Long- og South Con Son-depresjonene, ble de første letebrønnene boret i buene til de største og mest forhøyede antiklinale strukturene. Opprinnelig var hovedobjektene for søk fryktelige forekomster av nedre oligocen og nedre miocen. Krystallinske kjellerformasjoner ble ikke ansett som lovende. Strukturene til Central Uplift, Chatan-monoklinen, South Conson-depresjonen og Priconson-monoklinen ble suksessivt involvert i leteboring. Dette gjorde det mulig å rimelig vurdere det industrielle potensialet til en betydelig del av vannaktivitetsområdet til Vietsovpetro joint venture.

De første letebrønnene produserte forskjellige oljeinnstrømninger og oppdaget feltene White Tiger (1984), Dragon (1985), Tamdao og Daihung (1988), Bavi og Baden (1989), Wolf (1990). I alle felt, bortsett fra Tamdao-feltet, viste sedimenter fra Nedre Oligocen og Nedre Miocen seg å være produktive; I Tam Dao-feltet ble det hentet mindre oljestrøm fra kjelleren.

I forbindelse med oppdagelsen av en unik forekomst i kjelleren ved White Tiger-feltet i 1988, endret søk- og leteretningene seg objektivt.

Hovedfunnet til Vietsovpetro joint venture er White Tiger-feltet, stort i reserver og unikt i geologisk struktur og olje- og gassinnhold. Omtrent 70 % av de opprinnelige geologiske reservene i kategoriene C 1 + C 2 er konsentrert her. Den er preget av et stort volum oljemettede granitoider, en kjelleravsetningshøyde på minst 1300 m, og en stor akkumulert produksjon av vannfri olje. Brønner her ble boret til 5.014 m dyp, men selv på disse nivåene ble det ikke funnet bunnvann. Forekomstene fra nedre og øvre oligocen og nedre miocen er også produktive. White Tiger-strukturen er en stor horst-antiklinal løft dannet av nordøst-trenende langsgående kondimentære forkastninger. Deres amplitude langs overflaten av fundamentet når 1 500–1 600 m. White Tiger-avsetningen er allerede blitt ganske godt utforsket.

Drageforekomsten ligger nær White Tiger-forekomsten og artikulerer med den en echelon. Feltet er begrenset til en kompleks struktur og består av to frakoblede deler som ikke har en felles oljebærende kontur for noen forekomst. Konvensjonelt inkluderer Dragon-forekomsten små lokale strukturer knyttet til oppløftede kjellerblokker på Prikonson-monoklinen.

Til tross for at dragestrukturen, i likhet med White Tiger, ligger innenfor Central Rise, er strukturen deres betydelig forskjellig - dragestrukturen er ikke en horst, det er ingen langsgående brudd. Strukturen til de sedimentære lagene ved begge avsetningene er omtrent lik. Dragon-feltet har samme stratigrafiske produktivitetsområde som White Tiger-feltet, men reservene er betydelig mindre. Hoveddelen av dem er konsentrert i det sentrale området (borehull 16–109) og er begrenset til nedre miocene avsetninger. Avsetningene er sammensatte kropper som består av mellomliggende tynne permeable sand-siltsteins- og leirholdige lag. Fundamentformasjonene er vannførende helt opp til overflaten.

I den nordøstlige delen (brønn 3–7) hentes industrielle strømmer av olje og gass fra forekomster fra nedre miocen, øvre og nedre oligocen, og en mindre tilstrømning av olje fra kjellerformasjoner hvor oljereservoaret er underlagt vann.

Den vannnære delen av Dragon-forekomsten er ganske godt utforsket, og potensialet er pålitelig vurdert. Hovedutsiktene for å lete etter nye forekomster her er assosiert med nedre oligocene avsetninger utviklet innenfor den enorme østlige fløyen av strukturen. Ifølge tilgjengelige geologiske og geofysiske data er deres tykkelse mye større enn i områdene som er studert ved boring. Her utvikles det utallige feller av ikke-antiklinal type, tektonisk og litologisk skjermet, i tilknytning til kjellerflaten, under erosjonsflater (ukonformiteter).

En eller to brønner ble boret i andre lokale strukturer (blokker) av Prikonson-monoklinen. I brønnen 11 høyhastighets oljetilsig ble hentet fra kjellergranitoider og nedre oligocene sedimenter, i brønn. 14 - fra kjellerformasjoner; Nedre oligocene avsetninger i buen av strukturen eroderes.

Utforskningen av ressurser generelt for Vietsovpetro joint venture er ganske høy - reserver i kategori C 1 er 61,5%, og kategori C 3 - bare 18,1%. Tatt i betraktning denne indikatoren, så vel som det begrensede aktivitetsområdet til foretaket og den geologiske og geofysiske informasjonen som er tilgjengelig på den, kan det sies at det ikke er grunnlag for å forutsi oppdagelsen av nye forekomster her med betydelige reserver. Samtidig lar de eksisterende ikke-lokaliserte lovende ressursene i kategori C 3 ved Dragon-feltet oss håpe på oppdagelsen av flere felt (forekomster) - satellitter, muligens lønnsomme for utvikling. Det reelle grunnlaget for å øke industrielle reserver er reserver av kategori C 2.

JV Vietsovpetro har utviklet et geologisk leteprogram. Det bestemmes av de faktiske resultatene av geologisk leting å studere oljeinnholdet i individuelle områder og produktive feltkomplekser; størrelsen og strukturen til uoppdagede reserver og ressurser i kategoriene C 2 og C 3; bedriftens tekniske og økonomiske evner. I samsvar med disse faktorene er det formulert to hovedretninger for geologisk letearbeid.

1. Ytterligere utforskning av allerede oppdagede oljeforekomster og søk etter nye ved de mest lovende objektene (områder, blokker) av Dragon-feltet (området). For å implementere denne retningen er det planlagt å bore flere brønner i de perifere områdene av Dragon-strukturen. Dette vil gjøre det mulig å overføre minst 50 % av reservene i kategori C 2 og om lag 30 % av ressursene i kategori C 3 til kategori C 1.

2. Ytterligere utforskning av den sørlige buen til White Tiger-forekomsten og letingen etter nye forekomster i oligocene avsetninger og kjellerformasjoner i dens individuelle blokker. For å implementere det er det planlagt å bore ytterligere brønner.

Gjennomføringen av dette programmet vil styrke ressursgrunnlaget for oljeproduksjon i årene som kommer. Å gi et langsiktig perspektiv for virksomheten til et fellesforetak krever fundamentalt nye løsninger.

Konsepter for dannelsen av unike forekomster i granitoider

De første geologiske reservene til grunnforekomsten til White Tiger-feltet ble tidligere estimert til 600 millioner tonn, og Oligocene-avsetningene - 150 millioner tonn, som totalt utgjør mer enn 750 millioner tonn olje. Beregninger viste at når generasjonspotensialet til oligocene forekomster ble realisert innenfor oljeinnsamlingsområdet rundt White Tiger-feltet, kunne oljeforekomster bare dannes i selve oligocene komplekset.

Dataene innhentet tilbakeviser de etablerte tradisjonelle ideene om mekanismen for dannelse av oljeforekomster i kjelleren på White Tiger-feltet bare på grunn av ressursene til oligocene sedimenter. Tilsynelatende inneholder granittfundamentet sine egne ekstra hydrokarbonkilder for akkumulering av oljeforekomster i reelle parametere.

Mange forskere merker seg at dannelsen av hydrokarbonansamlinger i kjelleren på plattformområder kan oppstå både på grunn av tilstrømningen av hydrokarboner fra tilstøtende sedimentære lag, og på grunn av kjellerens eget hydrokarbonpotensial. De fleste av granitoidene som utgjør grunnlaget for plattformområder, så vel som hele "granitt"-laget av jordskorpen, er ikke så mye av magmatisk som av metamorf opprinnelse. Dannelsen av granittbergarter kan forekomme i subduksjonssoner når en oseanisk plate synker under en øybue eller under en aktiv kontinentalmargin. Havenes basaltiske skorpe, sammen med pelagiske sedimenter, faller til betydelige dyp med stadig økende temperatur og trykk. Under påvirkning av disse faktorene mister kjellerbergarter og sedimentært dekke gradvis bundet vann, overflødig silika, alkalier og litofile elementer. Prosessen med dehydrering av havskorpen skjer gjennom en kompleks flertrinnsreaksjon. Vannet som frigjøres er vanndamp, som har en svært høy alkalisk reserve.

På den ene siden fjerner varmtvann-mineralstrømmen overskuddsvarme fra subduksjonssoner, og på den annen side metter den litosfæren med væsker rike på silika og alkalier. Som et resultat er jordskorpen beriket med oksider av kalium, natrium, aluminium, silisium og andre forbindelser som er typiske for "granitt" laget. Som et resultat fører dette til granitiseringsprosesser og utseendet til andesitisk magmatisme.

Mekanismen for metning av krystallinske kjellerbergarter med naftidvæske er også nært knyttet til den foreslåtte modellen for tilblivelsen av granitoider. De primære sedimentære kompleksene (Jura, kritt og tidlig paleogen alder), som deltok i prosessene med akkresjon, granitisering og dannelsen av "granitt"-skorpen på Sunda-sokkelen, inneholdt også spredt organisk materiale. Den termiske vann-mineralstrømmen hadde en temperatur og metasomatisk effekt på de overliggende sedimentære lagene. I dette tilfellet ble en del av det organiske materialet (OM) smeltet i submagmatiske kamre, men dens store masse kunne godt ha blitt bevart og blitt grunnlaget for dannelsen av ulike typer naftid-genererende systemer:

– hardt karbon, antraxolitt-lignende ansamlinger;

– spredt, sorbert, lett;

– innkapslede gass-flytende hydrokarboner (C 2 – C 6), etc.

Nesten samtidig med dannelsen av "granitt"-laget i Sunda-sokkelskorpen, oppstår det også hydrokarbonvæsker, som er inkludert i den generelle vann-mineralstrømmen, med hvilken de kommer inn i sedimentære bergarter i øybuen.

Et viktig argument for den foreslåtte ideen er påvisning av hydrokarbongasser i bobler innkapslet i granitter i denne regionen. Spesielle studier utført ved VNIIgeoinformsystems identifiserte og analyserte gass-væskevæsker som danner inneslutninger i fundamentprøver av White Tiger og Dragon-feltene. Kun væsker fra lukkede hulrom ble isolert og analysert, som kun kunne oppnås ved mekanisk destruksjon av prøven under høyvakuumforhold. Disse væskene er innkapslet i kapillærer, mineralvekstkanaler og hulrom av spesifikke mineralstrukturer i form av separate inneslutninger (vakuoler).

Inneslutningene inneholder et relativt høyt innhold av hydrokarbongasser C 2 – C 6 og høyere. I granitt løftet fra en dybde på 4584,1 m (brønn 442 White Tiger) nådde innholdet av C 4 H 10 11,6 cm 3 /kg, C 5 H 12 - 11,2, C 6 H 14 - 11, 9 cm 3 / kg rase. Dette indikerer, ifølge Moskva-forskere, at den primære kilden til hydrokarboner kan være sedimentære bergarter, både de som deltok i rekrystallisering og granitisering, og de som ble trukket inn i subduksjonssoner. En slags vann-mineralstrøm oppsto, mettet med hydrokarbongasser. Sistnevnte kunne fanges og innkapsles i vakuolene til granitiserte bergarter.

Hvis vi antar at det gjennomsnittlige innholdet av hydrokarbongasser er 15 cm 3 /kg, så i det 10 kilometer lange "granitt" laget av skorpen i Cuu Long-depresjonen alene, med et område på 20 tusen km 2, omtrent 10 billioner m 3 hydrokarbongasser, hovedsakelig metan, finnes i dispergert form.

Deltakelsen av hydrokarbonvæske i "gasspusten" av jordens indre og, som en konsekvens, innkapslingen av hydrokarbongasser i form av inneslutninger i mikrosprekker av bergarter og grunnmineraler, har blitt notert av en rekke forskere for andre regioner av gamle og unge plattformer.

Som et resultat av bevegelsen av hydrokarbonstrøm fra bunn til topp, observeres en klart definert vertikal sonering i distribusjonen av oljer i White Tiger-feltet: lette oljer i kjelleren og nedre oligocene sedimenter, tyngre oljer i øvre oligocene og nedre Miocene bergarter. Denne soneinndelingen er forklart av det faktum at prosessen med oljedannelse skjer i kjelleren på det nåværende tidspunkt. Ankomsten av nye, friske porsjoner "fortynner" oljen, noe som gjør den relativt lett, mens oljer fra øvre oligocen - nedre miocen som ligger høyere opp i seksjonen, som ikke er knyttet til denne kilden, har mistet deler av sine lette fraksjoner.

Ved å oppsummere argumentene ovenfor, kan vi foreslå at i løpet av dannelsesperioden av "granitt" laget, på grunn av granitisering av primære sedimentære lag, fant prosessen med transformasjon av dispergert OM til hydrokarboner i oljeserien sted. Under strenge termobariske forhold ble det generert lette hydrokarbonfraksjoner, som dannet grunnlaget for oljeforekomsten i kjelleren på White Tiger og Dragon-feltene. I tillegg satte hydrokarbonvæsker som stiger opp fra undertrykkssoner sammen med vann-mineralstrømmen seg i magmatiske og sedimentære bergarter når termobariske forhold endret seg. Gjennom sprekker og andre kanaler kan flytende hydrokarboner fra kjelleren trenge inn i de nedre oligocene avsetningene.

Hvis vi aksepterer den uttalte ideen om dannelsen av olje i kjellerbergartene på Sunda-sokkelen, vil de potensielle oljeressursene til White Tiger-feltet øke betydelig. I tillegg kan den foreslåtte mekanismen for olje- og gassdannelse utvides til nærliggende strukturer som ligger i virkningsområdet for rifter eller skyvesoner og har geologiske forhold som ligner på White Tiger-feltet.

Som allerede nevnt, i 1988, ble det unike oljefeltet White Tiger oppdaget i de frakturerte granitoidene i den mesozoiske kjelleren i Cuu Long-bassenget. Den har en påvist tykkelse på mer enn 1600 m og et volum oljemettede granitoider på 88,2 milliarder m 3. Denne oppdagelsen intensiverte letearbeidet på formasjonene av den magmatiske kjelleren på sokkelen til Vietnam og i regionen som helhet, og i andre områder av verden.

Til tross for tilstedeværelsen i verden av flere hundre forekomster begrenset til magmatiske og metamorfe kjellerbergarter, er White Tiger-forekomsten unik både når det gjelder reserver og produksjonsnivåer. I løpet av 13 år med leting og utvikling av oljeforekomster i fundamentet av feltet, er om lag 100 millioner tonn allerede produsert.

Mekong-olje- og gassbassenget (spesielt Cuu Long-bassenget) er det første området på den vietnamesiske sokkelen hvor kraftige oljesprengere ble produsert fra oppsprukket granitoid kjellerhyller. Ved White Tiger-feltet ble det oppnådd et oljestøt med en strømningshastighet på ca. 2.830 t/dag fra 3.150 meters dyp.

La oss huske at grunnlaget for White Tiger er en stor horst-antiklinal løfting av en kompleks struktur, som måler 22×9 km. Den består av tre hvelv - sørlige, sentrale og nordlige. Strukturen er brutt av en rekke forkastninger, hovedsakelig av submeridional streik og underordnede sublatitudinelle forkastninger. For tiden er det boret mer enn 120 lete-, produksjons- og injeksjonsbrønner i fundamentet, som gir mer enn 90 % av den totale oljeproduksjonen i feltet (fig. 2).

Ris. 2. Geologisk profil av Vietnam-sokkelen (Areshev, 2003):
1 – geologisk profil av den vietnamesiske sokkelen, som illustrerer granitoidprojeksjonene av kjelleren; 2 – skjematisk profil av White Tiger-forekomsten

De fleste brønnene på White Tiger som er boret på fundamentet er høyutbytte (gir mer enn 1000 tonn/dag). Den eksponerte tykkelsen på de magmatiske kjellerbergartene når 2 000 m. Den nedre grensen til forekomsten er betinget etablert til en absolutt dybde på 5 014 m. Oljeførende reservoarer er oppsprukket-kavernøse reservoarer, hvis hulrom er representert av makro- og mikro -sprekker, isometriske huler og matrisehull. Det unike med White Tiger-feltet ligger først og fremst i den store tykkelsen av den produktive delen, der oljeholdige bergarter hovedsakelig er unge granitoider fra sen kritt.

Når det gjelder mineralsammensetning, er delen av White Tiger påtrengende massiv representert av granitter, granodioritter, kvartsdioritter, monzodioriter, amfibolleucodioriter (dioriter), overgangen mellom disse er ikke alltid tydelig nok. I tillegg er massivet kuttet av tallrike diker av komagmatiske oligocene vulkanske bergarter, representert av diabaser, basalter og trachybasaltiske porfyritt, og danner lavadekker over kjelleren.

Det ser ut til å være mulig å generalisere disse fenomenene ved hjelp av matematiske modeller. Hovedproblemet som oppstår langs denne veien er at disse væskeprosessene er multifaktorielle og multiparametriske. Blant dem er det vanskelig å skille ut bare én dominerende faktor som kan forenkles og skjematiseres.

Funksjoner av litologisk sammensetning og reservoaregenskaper til horisonterVII+VIIILavere oligocen alder i White Tiger oljefeltet (Vietnam)

Bui Khak Hung

National Research Tomsk Polytechnic University, Tomsk

Vitenskapelig veileder førsteamanuensis

White Tiger-feltet er et unikt felt i Vietnam når det gjelder oljereserver. Det ligger på sokkelen i det sørlige Vietnam, 120 km sørøst for kystlinjen. Den geologiske delen av forekomsten er representert av pre-kenozoiske krystallinske bergarter i kjelleren og kenozoiske terrigene bergarter i det sedimentære dekket, der sand-silte og leirholdige bergarter fra oligocen, neogen og kvartær alder skilles. Den største variasjonen i tykkelse og sammensetning er karakteristisk for de basale nedre oligocene avsetningene, som kiler seg ut på skråningene til kjellerblokker som inntar en høy hypsometrisk posisjon. Blant de nedre oligocene avsetningene er horisontene VII+VIII de mest oljemettede og tilhører oljeforekomster av industriell betydning. Derfor er det av stor betydning å studere egenskapene til den litologiske sammensetningen og reservoaregenskapene til horisontene VII+VIII.

Ved å bruke Surfer-programmet ble et strukturelt kart konstruert langs toppen av VII+VIII-horisontene i Nedre Oligocene og modellert det i 2D (Figur 1A).

(A) (B)

øvre – brønn / nedre – høyde (m) øvre – brønn / nedre – tykkelse (m)

Ris. 1.Strukturkart (A) og isopachkart (B) over horisontene VII+VIII av den nedre

Oligocen av den hvite tigerforekomsten

Figur 1A viser at tegningen av strukturkart over den nordlige delen (horisontene VII+VIII av Nedre Oligocen) av White Tiger-avsetningen endres kraftig. I brønn 1013 ble den laveste høyden oppdaget -4161 m langs taket og -4225 m langs basen, det vil si at det er notert en forsenkningssone i østlig retning. Og den høyeste høyden er -3336 m langs taket og -3381 m langs basen i nordvest i brønn 4, i området hvor buen til strukturen er godt synlig. Amplituden til kuppelen er 470 meter langs den konturformede isohypsen - 3850 m. For en visuell representasjon av kraftfordelingen ble det konstruert et isopach-kart. (Figur 1B)

Figur 1B viser en nordøsttrendende disjunktiv forkastning. Det kan sees at maksimal tykkelse når 94 m i brønn 10 og er representert av sandsteiner av kontinental opprinnelse. Og minimumstykkelsen er 22m og 17m i brønnene 64 og 83, i den vestlige delen av stedet.

Dannelsen av sedimenttykkelse er mulig i to retninger av sedimentasjonsforhold. Reduksjonen i tykkelsen av sedimentene i buen og dens økning på vingene til løftene skyldes erosjonen av denne høyden og fyllingen av fordypningene med ødeleggelsesprodukter.

En økning i tykkelsen av sedimenter i skråningene av paleo-hevninger indikerer akkumulering av sedimenter i grunnvannssonen under bølgeaktivitet.

Ved å bruke metodikken utviklet og brønnloggingsdata ble kart over litologisk sammensetning og sandinnhold konstruert (Figur 2).

https://pandia.ru/text/79/171/images/image004_29.gif" alt="E:\Nam 5\diploma\kart over litologisk sammensetning 7+8 horisonter i Nedre Oligocen.jpg" width="258" height="337"> !}

( A) (B)

øvre – vel øvre – vel

lavere – sandhetskoeffisient (%) lavere – αPS-verdi

høyre – klasisitetskoeffisient (%) høyre – tykkelse (m)

Ris. 2. Kart over sandhets- og klasisitetskoeffisienter (A) og kart over litologisk sammensetning (B) av horisonterVII+VIIINedre oligocen (0-0,2: leire og siltig-leirholdige bergarter; 0,2-0,4: silt- og leirholdige bergarter; 0,4-0,6: blandede sand-siltig-leire bergarter; 0,6 -0,8: Finkornet sandstein; 0,8-1: grov-middelkornet sandstein, ikke-leireholdig)

Figur 2A viser fordelingen av type A-reservoarer (PS-verdi i området 1-0,8) i området til brønnene 83, 64, 4, 14, 602, 1014, 1003. Fordelingssonen til type B-reservoarer (PS) verdi i området 0,6- 0,4) i brønner 10, 1013. Fordelingssonen for type B-reservoarer (0,6-0,8) i brønnene 114, 116, 907. Fordelingssonen til ikke-reservoarer er identifisert i øst, nordøst ( brønn 9), i sør (brønn 1106, 12).

I fig. 2B ser vi at sonen med høy forekomst av sandlegemer er lokalisert i området til brønner 14; 116 og 1014 med en gjennomsnittlig tykkelse på 23 m. Maksverdien av sandinnholdskoeffisienten er i brønn 1014 og tilsvarer 70,2 %. Den maksimale verdien av klasisitetskoeffisienten er også observert i brønnen på 1,3 %). Nedgangen i sandhetskoeffisienten på buen og dens økning i bakkene og ved foten av hevingene skyldes aktiviteten til strømninger som eroderer åsene og danner kjegler av erosjonsprodukter.

Langs linjen med brønner 16-9 ble det konstruert en geologisk profil av VII+VIII-horisonter i Nedre Oligocen (Figur 3).

Ris. 3. Geologisk profilVII+VIIINedre oligocene horisonter i oljefeltet White Tiger (Vietnam) langs linjen med brønner 10 – 14 – 145 – 116 – 9

Horisonter VII+VIII representerer en antiklinal fold komplisert av forkastninger. På profilen ser vi endringen i tykkelsen på horisontene på tvers av brønnene. I brønn 10 når sedimenttykkelsen 94 m. Og i brønn 14 synker sedimenttykkelsen til 33 m. Det er notert en feil mellom brønn 14 og 145. Og mellom brønn 116 og 9 ble det identifisert 2 forkastninger, preget av en betydelig bredde av steinknusingssonen. Den litologiske sammensetningen av sedimentene er heterogen. I brønn 10 ser vi en veksling av leire og sand-siltig stein. Tykkelsen på leiren er 40 m. Leireavsetninger kniper ut og forsvinner helt i brønn 14. I brønn 14 observeres kun sandalveurittbergarter med en tykkelse på 33 m. Leiravsetninger observeres i brønner 145, 116 og tykkelsen av leire øker i brønn 9. Leire ligger innenfor sandhorisonten som et lag. Tykkelsen er ubetydelig i forhold til tykkelsen på sandsteiner og utgjør 6-7 m. I brønn 9 øker tykkelsen på leirlaget 2 ganger. På profilen markerer vi sonene med de høyeste reservoaregenskapene i brønnene 14, 145, 116, hvor porøsitetskoeffisienten varierer fra 12 % til 14 % og oljemetningskoeffisienten er 0,6-0,66 enheter. Av alle studerte brønner ble den høyeste oljestrømningshastigheten oppnådd i m3/dag-brønnen. Med så lave porøsitetsverdier (praktisk talt ikke-reservoar), kan høye oljestrømningshastigheter forklares med nærheten til soner med to tektoniske forkastninger.

Således er det identifisert en kompleks type bergreservoar med porøst-sprukne horisonter VII+VIII i den nordlige blokken av White Tiger-feltet. Høye oljestrømningshastigheter ble oppnådd i brønner boret nær soner med tektoniske forstyrrelser. I brønner som kun har en poretype reservoar og er langt fra soner med disjunktive forkastninger, ble det oppnådd mye lavere oljestrømningshastigheter.

Bibliografi:

1. P, G, et al. Geologi og olje- og gasspotensial i Sunda sokkelkjeller. M., Olje og gass, 1988, 285 s.

2. Ezhova tolkning av geofysiske data; Tomsk polytekniske universitet. – 3. utg. – Tomsk: TPU Publishing House, 200 s.

3. Pospelov-stiftelsen: geologiske og geofysiske metoder for å studere reservoarpotensial og olje- og gassinnhold - Moskva 2005.

UDC 550.84:551.8

GENESIS OF OLJE I DET HVITE TIGERFELT (VIETNAM) I HENHOLD TIL DATA OM SAMMENSETNING AV METTEDE ACIKLISKE HYDROKARBONER

O.V. Serebrennikova*, Wu Wang Hai, Yu.V. Savinykh*, N.A. Krasnoyarova*

Tomsk Polytechnic University *Institute of Petroleum Chemistry SB RAS, Tomsk E-post: [e-postbeskyttet]

De generelle egenskapene til sammensetningen av dispergert organisk materiale av miocene og oligocene bergarter innenfor White Tiger-feltet (Vietnam) er beskrevet og sammenlignet med de tilsvarende egenskapene til oljer.

Nøkkelord:

metalloporfyriner; dispergert organisk materiale; porfyriner; katagenese; planteplankton.

Metalloporfyriner, dispergert organisk materiale, porfyrin, katagenese, planteplankton.

White Tiger (Bach Ho)-feltet ligger på den sørlige sokkelen av SR Vietnam i blokk 09-1, 120 km sørøst for havnebyen Vung Tau, den viktigste produksjons-, tekniske og forsyningsbasen til Vietsovpetro joint venture (fig. . 1). Oljeforekomster ble funnet i nedre miocen og oligocen sand-siltsteinsforekomster, og også, i motsetning til foreløpige forventninger, i oppsprukket granitoidreservoar i kjelleren. Det sjeldne tilfellet med å oppdage industrielle ansamlinger av olje i krystallinske bergarter tiltrekker seg spesiell oppmerksomhet. White Tiger-feltet har blitt det største feltet i den oljeførende provinsen, begrenset til den sentrale hevingen av Cuu Long-bassenget.

For å gjenopprette historien om dannelsen av hydrokarbonansamlinger i jordens indre og rekonstruere betingelsene for naftidogenese, er en detaljert studie av sammensetningen av organisk materiale spredt i bergarter nødvendig, spesielt fordelingen av kjemofossiler i den, som arvet egenskapene til deres struktur fra biologiske forgjengere. Sammensetningen av disse strukturene bestemmes først av alt av den innledende biomassen og de påfølgende stadiene av transformasjonen.

Komplekset av kjemofossiler (den individuelle sammensetningen av isoprenoid og normale alkaner, innholdet av metalloporfyriner og perylen), så vel som sammensetningen av fenathrener, som vi valgte for forskning, lar oss bedømme ansiktsgenetiske natur av det organiske materialet som er tilstede. i steinene. Tilstedeværelsen av komplekser av porfyriner med vanadyl (VO-p) i organisk materiale indikerer således den overveiende marine genesen av organisk materiale og reduserende forhold under sedimentering. Tilstedeværelsen av nikkelporfyriner (Ni-p) indikerer fravær av hydrogensulfidforurensning av naturlig vann under sedimentering og tidlig diagenese av organisk materiale. Prilene, utbredt i innsjøer, finnes også i kystområder i havet og er fraværende i dyphavsfacies. Isoprenoid hydrokarbonforhold

pristan (P) og fritan (F) kan brukes til å vurdere redoksforhold i sedimentasjonsbassenget. Det bør imidlertid tas i betraktning at, sammen med det oksiderende miljøet, kan det økte innholdet av pristan i sedimenter skyldes et betydelig bidrag fra dyreplankton og bakteriell biomasse i organisk materiale. Sammensetningen av n-alkaner karakteriserer deltakelsen av visse grupper av bioprodusenter i dannelsen av sammensetningen av organisk materiale. De viktigste hydrokarbonene i planteplankton er C15 og C17 n-alkaner. Terrestrisk vegetasjon er preget av overvekt av C27, C29 og C31 n-alkaner. Kysttang domineres av C21, C23 og C25 homologer.

For å bestemme graden av termisk modenhet av organisk materiale, brukte vi CPI - forholdet mellom konsentrasjonen av n-alkaner med et oddetall karbonatomer i molekylet til "jevn" n-alkaner, samt den beregnede reflektiviteten til vitrinitt (Rc), basert på forskjellen i den termiske stabiliteten til individuelle isomerer av metylfenatrener. Rc korrelerer godt med reflektiviteten til vitrinitt (% Rm) i området av dens verdier som tilsvarer hovedsonen for oljedannelse fra kerogen.

Materialet som er akkumulert til dags dato på komposisjonstrekkene til dispergert organisk materiale og oljer fra White Tiger-feltet har vist at de geokjemiske parameterne til hydrokarbonbiomarkører for dispergert organisk materiale i bergarter og kjelleroljer har store forskjeller. Dataene som er innhentet indikerer at kjellerbergarter ikke har noe å gjøre med generering av oljefyllingshuler i kjelleren. En viktig rolle for oljedannelse i White Tiger-feltet spilles av bergarter fra nedre oligocen og øvre oligocen og nedre miocen og eocen. Analyse av sammensetningen av oljer fra White Tiger-feltet viste tilstedeværelsen av to grupper av oljer med ulik opprinnelse. Den første er oljer fra kjelleren og Olinocen, og den andre er fra miocen.

Hensikten med denne studien var å karakterisere sammensetningen av dispergert organisk materiale i miocene og oligocene bergarter innenfor White Tiger-feltet (Vietnam) og sammenligne den med de tilsvarende egenskapene til oljer.

Kjennetegn på objekter og forskningsmetoder

Ekstraksjon av bitumen ble utført med en 7% løsning av metanol i kloroform ved bruk av et Teca-101 Cox1ec NT-system. Fenantren, perylen og metalloporfyriner ble konsentrert ved kromatografisk separasjon av bitumen på aluminiumoksydkolonner. Innholdet av metalloporfyriner og perylen i kromatografiske fraksjoner ble bestemt ved elektronspektroskopi ved bruk av intensiteten til absorpsjonsbånd ved R = 550 nm (for M-r), 570 nm (for UO-r) og 435 nm (for rerimelen) ved bruk av ekstinksjonskoeffisienter i beregninger henholdsvis 2,7-104, 2,9-104, 4-104 l/(mol.cm). Sammensetningen og fordelingen av alkaner og fenathrener ble studert ved gass-væskekromatografi (GLC) ved bruk av en 8E-54 stasjonær fase og en flammeioniseringsdetektor. Identifikasjon av forbindelser ble utført ved retensjonstid

ved sammenligning med eksisterende og publiserte data. Basert på kromatogrammene for gass-væskekromatografi, ble den maksimale molekylvektfordelingen av n-alkaner bestemt, parametrene for sammensetningen av alkaner ble beregnet: forholdet P/F, P/n-C17, P/n-C18 og KPI, basert på sammensetningen av fenathrener - metifenetrenindeks MPI = 1,5 (2MP+3MP)/(P+1MP+9MP) iKs - beregnet reflektivitet av vitrinitt (Rc=0,6MPI+0,4).

Resultater og diskusjon

Kjennetegn på potensielle kildebergarter i White Tiger-feltet. I de aller fleste bergartsprøver (bortsett fra Miocen-1-kjernen) ble VO-р funnet i lave konsentrasjoner (fra 3 til 31 nmol/g); Ni-р er fraværende i Miocen-1-prøvene (tabell 1) . Samtidig inneholder bergarter fra Miocene og Oligocene-3 klorpigmenter, hvis bevaring i sedimenter er lettet av hydrogensulfidforurensning. Dette kan være årsaken til fraværet av porfyrinkomplekser med nikkel i dem. Det organiske materialet til slike bergarter er som regel beriket med vanadium, vanadylporfyriner og organosulfurforbindelser.

Legende

e-*U - Lovende strukturer - Gassfelt

Ш - Oljefelt - Olje- og gassfelt

| Drage | - Under utvikling | lantay| - Forberedt for utvikling

Ris. 1. Oversiktskart over området på sokkelen i det sørlige Vietnam

Tabell 1. Innhold av metalloporfyriner og perylen i bergarter av White Tiger-forekomsten

Kern Vietnam

Miocen 1 Miocen 2 Oligocen 1 Oligocen 2

Dybde, 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

KPI(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

Fordelingen av parafinhydrokarboner i det organiske materialet i White Tiger-forekomsten er vist i fig. 2. I de fleste n-alkaner dominerer hydrokarboner med sammensetning C10-C20, mens konsentrasjonen av n-alkaner med sammensetning C21-C35 er merkbart lavere. Naturen til molekylvektsfordelingen til n-alkaner i OM av bergarter i det nedre oligocene intervallet (4142,5 m) indikerer den blandede naturen til det opprinnelige organiske materialet produsert av planteplankton, kyst- og landplanter i nære proporsjoner (fig. 2). . Organisk materiale ble avsatt under suboksiderende (P/F = 1,58) forhold, tilsynelatende i et kystbasseng. Høyere opp i strekningen (4098,5 m) ble bidraget fra kystalger redusert, og de viktigste bioprodusentene var planteplankton og vedplanter som akkumulerte i et reduserende miljø (P/F = 1,16). I miocen (2992,75 m) endret sedimentasjonsmiljøet seg til oksidativt (P/F = 3,31), representanter for floraen forsvant praktisk talt blant bioprodusenter, og mikrobielle lipider dominerte. Tilstedeværelsen av perylen i organisk materiale indikerer grunnheten i sedimentasjonsbassenget. Over tid (bergarter fra en dybde på 2822,75 m), endret sedimentasjonsforholdene seg til reduserende, og bioprodusentene endret seg til planteplankton og, i underordnede mengder, kystnære alger.

I alle prøver av kjernemateriale er KPI nær enhet (1.01...1.07) Til en viss grad kan dataene til E. Berey og E. Evans suppleres med materialene til J. Cooper, som viser at den innledende OM av bergartene i White Tiger-feltet var preget av overvekt av fettsyrer med et jevnt antall karbonatomer. J. Hunt og M. Calvin bemerker at dette NP/H-forholdet er 1.01.1.07 for alger. Generelt tilsvarer KPI-verdiene i de studerte prøvene organisk materiale som er modent nok for oljedannelse.

Navn på n-alkaner

Ris. 2. Molekylær massefordeling av n-alkaner i dispergert organisk materiale fra White Tiger-avsetningen

I Oligocene-Miocene-delen av White Tiger-forekomsten er det således bergartsvarianter som skiller seg betydelig i sedimentogenese og sammensetningen av bioprodusenter som tilførte organisk materiale til sedimentet. Basert på sin termiske transformasjon av organisk materiale, kan White Tiger-feltet karakteriseres som modent, i stand til å generere olje. Dette er bevist av verdiene for den beregnede reflektiviteten til vitrinitt, tilsvarende stadiet av katagenese MK2-MK3, CPI-verdier og forholdet mellom isoprenoid og n-alkaner.

Kjennetegn på oljer fra White Tiger-feltet. Oljen fra dette feltet er svært parafinisk (18,25,3 %), med svært lavt svovelinnhold. Med dybden reduseres tettheten og viskositeten til olje, innholdet av harpiks og asfaltener i den. Innholdet av VO-р og Ni-р, som vi fant i svært lave konsentrasjoner, avtar også med dybden (tabell 2). Denne trenden i endringer i oljesammensetningsparametere kan være assosiert med en økning i reservoartemperatur med økende reservoardybde og delvis nedbrytning av komplekse høymolekylære molekyler.

Tabell 2. Innhold av metalloporfyriner i olje fra White Tiger-feltet

Oil Miocene Oligocene Foundation

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

KPI-1(C20-C28) 1,0 1,1 1,1

KPI-2(C22-C30) 1,0 1,1 1,1

CPI-3(C24-C32) 1,1 1,1 1,1

KPI(C12-C34) 1,2 1,1 1,2

MPI 0,61 0,78 0,51

Rc 0,77 0,87 0,71

Fordelingen av parafiniske hydrokarboner i oljer er vist i fig. 2. Blant n-alkaner dominerer C10-C20. På grunn av deres molekylvektfordeling ligner oljer på hverandre og på spredte organiske stoffer fra miocene bergarter. Samtidig svinger P/F-forholdet i oljer mye (1,28-2,84). Dette indikerer en forskjell i betingelsene for akkumulering av deres opprinnelige petroleumskildestoff. En sammenligning av oljer og dispergert organisk materiale i bergarter basert på forholdet mellom pristan og fytan, tatt i betraktning arten av molekylvektsfordelingen til n-alkaner, viser at miocen olje kan genereres av sedimenter av samme alder (miocen- 1). Verdiene av den genetiske parameteren P/F for dispergert organisk materiale av oligocene bergarter (P/F=1,16...1,58) er betydelig lavere enn for olje som forekommer i disse sedimentene (P/F=2,04), noe som indikerer andre kilde til olje. Den komplekse geologiske strukturen til territoriet der White Tiger-feltet ligger, kan føre til fylling av fellen i oligocene reservoarer med yngre olje generert av miocen-lagene (miocen-1 og miocen-2), som inneholder bergartsvarianter med spredt organisk materiale, karakterisert ved P/-verdier F fra 1,2 til 3,3. Oljen som forekommer i kjellerbergartene er nærmest det dispergerte organiske materialet i Miocen-2-bergartene.

Navn på n-alkaner

Ris. 3. Molekylær massefordeling av n-alkaner i oljer fra White Tiger-feltet

Gass-væskekromatografianalyse av oljeprøver og kjerneprøver fra White Tiger-feltet viser således at kildematerialet for alle oljer hovedsakelig bestod av planteplankton med innblanding av bunnalger og en liten andel landplanter. Miocen olje ble generert av organisk materiale av sedimenter akkumulert i et reduserende miljø, og olje fra oligocene reservoarer og kjeller - under svakt oksiderende og oksiderende forhold. Den mest sannsynlige kilden til oljer fra White Tiger-feltet er polyfaciale Miocene-avsetninger som har nådd hovedfasen av oljedannelse og er i stand til å generere olje.

BIBLIOGRAFI

1. Krasnoyarova N.A., Serebrennikova O.V., Zaitsev S.P. Betingelser for sedimentering og katagenese av spredt organisk materiale i nedre jura i Vest-Sibir // Geologi, geofysikk og utvikling av olje- og gassfelt. - 2009. -№3. - s. 11-17.

2. Serebrennikova O.V., Belokon T.V. Geokjemi av porfyriner. -Novosibirsk: Nauka, 1984. - 86 s.

3. Savinykh Yu.V., Luong Z.H., Utoplennikov V.K. OM av krystallinske kjellerbergarter i White Tiger-feltet // Nye ideer innen geologi og geokjemi av olje og gass: Proceedings of the VIII International. konf. - M., 2005. - S. 231-236.

4. Savinykh Yu.V. Sammenlignende egenskaper ved den molekylære sammensetningen av oljer fra Dragon- og White Tiger-feltene // Chemistry of oil and gas: Proceedings of the VII International. konf. - Tomsk, 2009. -S. 157-160.

5. Ilninskaya V.V. Genetisk forhold mellom hydrokarboner i organisk materiale av bergarter og oljer. - M.: Nedra, 1985. - 157 s.

6. Goncherov I.V. Geokjemi av oljer fra Vest-Sibir. - M.: Nedra, 1987. - 179 s.

7. Petrov Al.A., Arefiev O.A. Biomarkører og geokjemi av oljedannelsesprosesser // Geokjemi. - 1990. - Nr. 5. -S. 704-714.

8. Golovko A.K., Peneva G.S., Gorbunova L.V., Dong C.L., Nghia N.Ch., Savilykh Yu.V., Kamyanov V.F. Hydrokarbonsammensetning av oljer fra offshore-felt i Vietnam // Petrokjemi. - 2003. - T. 42. - Nr. 1. - S. 13-22.

9. Petrov Al.A. Petroleumshydrokarboner. - M.: 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 Cenozoi Cuu Long và Nam Côn Son Thor chi khçic và ki thuât. - 2008. - T. 11. - Nr. 11. - T. 15-23.

Geologiske studier av sokkelen til Sør-Vietnam begynte på slutten av 1960-tallet. (av Mandrel, Shell, Mobil Oil, Marathon, Pecten, og senere Deminex, Agip, Bow Walley, etc.)

Systematisk arbeid med utvikling av olje- og gassressurser på kontinentalsokkelen sør i Vietnam startet i 1981 etter opprettelsen av Vietsovpetro joint venture.

Zarubezhneft-prosjektet er et joint venture Vietsovpetro, opprettet i 1981 på grunnlag av en mellomstatlig avtale på paritetsbasis med Petrovietnam Oil and Gas Corporation.

VietSovpetro joint venture er en de facto monopolist i det vietnamesiske oljemarkedet, og står for 90% av oljen som produseres i landet)

Hovedfunnet til Vietsovpetro joint venture er White Tiger-feltet, stort i reserver og unikt i geologisk struktur og olje- og gassinnhold.

Sovjetiske oljearbeidere her brukte for første gang praksisen med å bore ikke på 500-600 m, som vanligvis ble gjort, men på 3000 m, og prøvde å oppdage olje- og gassreserver i dype bergarter.

Dette var et eksepsjonelt mål med olje tilstede i granittkjelleren under Paleogen-sedimentene. En slik oppdagelse i praksisen med olje- og gassarbeid anses som revolusjonerende.

Feltet ligger innenfor Mekong-bassenget (Cu Long) på Sunda-sokkelen. Tektonisk er Sunda-sokkelen en del av den interkontinentale regionen Indosin-Sunda, hvis dannelse kan spores tilbake til slutten av paleozoikum.

Den geologiske delen av White Tiger-feltet er representert av pre-kenozoiske krystallinske kjellerbergarter og terrigene bergarter i det sedimentære dekket. Den maksimale eksponerte tykkelsen på fundamentet når 1700 m, tykkelsen på det sedimentære dekket overstiger 4300 m.

Grunnlaget for forekomsten er sammensatt av granitoidformasjoner ((granitter, granodioritter, dioritter) fra sen kritt-tidlig jura alder, inntrengt av diker av diabas og andesitt-basaltiske porfyritt. Granitoidbergarter er representert av nesten alle overgangsvarianter - plagiogranitter, adamelitter , forskjellige granodioritter, leukodioritter, monzodioritter.)

Kjellerbergartene endres i varierende grad av sekundære prosesser. Blant de sekundære mineralene er zeolitt og kalsitt de mest utbredte. I følge radiologiske bestemmelser varierer den absolutte alderen for krystallinske kjellerbergarter fra 245 (sen trias) til 89 (sen kritt) millioner år.

Granitoidene til White Tiger-forekomsten inneholder en gigantisk oljeforekomst.

Det sedimentære dekket av White Tiger-avsetningen er representert av terrigene bergarter fra paleogene (Oligocene), Neogene (miocene, Pliocene) og kvartære systemer. Industrielle oljeforekomster i landsbyen er assosiert med oligocene og lavere miocenformasjoner.

Overflaten av fundamentet ble dannet under påvirkning av tektoniske og erosjonsprosesser. Avsatsen er begrenset på alle sider av feil. De viktigste (strukturdannende) anses å være gjennomskårne forkastninger sporet ikke bare i sedimentdekket, men også i kjelleren, antagelig av oligocen alder. De spiller en ledende rolle i dannelsen av både selve strukturen og brudd i kjellerbergartene. Hovedforkastningene har NE-utslag, betydelig lengde og stor amplitude (1,0-1,5 km).

Neogene forkastninger er få i antall, har en submeridional streik, deres amplitude overstiger ikke 100 m, og deres lengde er 3-5 km. I seksjonen av dekselet danner forkastninger tektonisk skjermede avleiringer.

White Tiger-feltet ligger innenfor Cuu Long-bassenget på sokkelen til Sør-Vietnam. Lengden på forsenkningen er 450–500 km, bredde 75–110 km.

Grunnlaget for det sedimentære dekket er en horstformet batholitt med kompleks struktur, 30 x 6–8 km i størrelse. Batholitten består av tre buer - Southern, Central, Northern, som brytes av en rekke forkastninger.

Produktiviteten til feltet er etablert i kjellerbergarter, sedimenter av oligocen og nedre miocen alder. Det er 4 utviklingsobjekter - kjellerbergarter, forekomster av nedre oligocen, øvre oligocen og nedre miocen (BT). Grunnlaget er hovedobjektet som sikrer høy produktivitet og hovedreserver - 90%.

Resultatene av å studere kjernen av kjellerbergarter indikerer at bergartene har betydelig petrografisk heterogenitet.

De første geologiske reservene til grunnforekomsten til White Tiger-feltet ble tidligere estimert til 600 millioner tonn, og Oligocene-avsetningene - 150 millioner tonn, som totalt utgjør mer enn 750 millioner tonn olje.

forskere for andre regioner av gamle og unge plattformer.

Som et resultat av bevegelsen av hydrokarbonstrøm fra bunn til topp, observeres en klart definert vertikal sonering i distribusjonen av oljer i White Tiger-feltet: lette oljer i kjelleren og nedre oligocene sedimenter, tyngre oljer i øvre oligocene og nedre Miocene bergarter.

MBT ligger innenfor Cuu Long-depresjonen, lengden er 450–500 km, bredde 75–110 km.

De fleste brønner som bores på fundamentet er høyavkastende.

Den maksimale eksponerte tykkelsen på fundamentet når 1700 m, tykkelsen på det sedimentære dekket overstiger 4300 m.

Den nedre grensen til forekomsten er etablert betinget; brønn BT-905, boret til en absolutt dybde på 5014 m, penetrerte ikke olje-vann-kontakten.

ESSENS: Oljeproduksjonsvolumene på White Tiger-feltet på vietnamesisk sokkel oversteg geologers mest optimistiske prognoser og inspirerte mange oljearbeidere med håp om at enorme reserver av «svart gull» er lagret på store dyp.

Helt fra begynnelsen av oljeproduksjonen ble "svart gull" utvunnet utelukkende fra sedimentære lag; her ble sedimentlagene (ca. 3 km) boret gjennom, ført inn i grunnmuren til jordskorpen, og brønnen strømmet. I følge geologer kunne dessuten rundt 120 millioner tonn hentes ut av brønnen, men selv etter at dette volumet ble utvunnet fortsatte oljen å strømme fra dypet med godt trykk. Feltet reiste et nytt spørsmål for geologer: akkumuleres olje bare i sedimentære bergarter eller kan den finnes i kjellerbergarter? Hvis det i tillegg er olje i fundamentet, så kan verdens olje- og gassreserver være mye større enn vi tror.

Mer enn 120 lete-, produksjons- og injeksjonsbrønner er boret inn i feltet.

På Central Arch ble det boret et større antall brønner til dybder på 4500-4760 moh.

På den nordlige buen - 4457 moh.

Den dypeste brønnen BT-905 ble boret til en dybde på 5014 meter.

I 1988 ble den første millionen olje utvunnet.

2005 – 150 millioner tonn olje.

2008 – 170 millioner tonn olje.

Ved utgangen av 2009 utgjorde den akkumulerte produksjonen 183 millioner tonn.

2012 – 200 millioner tonn råolje – «White Tiger» og «Dragon»-feltene.

I 2012 utgjorde Vietsovpetros produksjon 6.110 tusen tonn, inkludert White Tiger - 4.398 tusen tonn, Dragon - 1.504 tusen tonn.

Oljene fra de vietnamesiske feltene Bach Ho, Rong, Nam Rong - Doi Moi har en felles karakteristikk i sine reologiske egenskaper: høy viskositet og høy voksighet. Pumping og transport av slike oljer indikerer at i oljerørledninger lagt under vann, fører intens varmeveksling mellom strømmen av pumpet olje og miljøet til en skarp endring i det termohydrodynamiske regimet i strømmen langs rørledningen. Fallet i oljetemperatur underveis forårsaker en endring i dens reologiske egenskaper og er ledsaget av faseoverganger, som et resultat av metning av strømmen med tunge hydrokarboner (en rekke hydrokarboner som påvirker prosessen med faseoverganger, fra C 6 og over), samt dannelsen av oljeavsetninger nær veggen på den indre overflaten av rørledningen. Disse faktorene, under visse teknologiske forhold, viser seg å være årsaken til en gradvis spontan nedgang i rørledningskapasiteten, som først og fremst øker energikostnadene for pumping, og derfor øker kostnadene for rørledningstransport.

Olje produsert fra landets felt har lavt svovelinnhold (0,035–0,14 %)

mens det i Brent er 0,2-1 %, og i Ural 1,2-1,3 %.

Hvis spesielle tiltak ikke iverksettes i tide, kan dette føre til fullstendig stopp av pumpingen med påfølgende frysing (frysing) av rørledningen, hvis gjenstart, som kjent, alltid er forbundet med store teknologiske vanskeligheter.

Basert på dens reologiske egenskaper kan oljen fra disse vietnamesiske feltene tilskrives Bingham-modellen. For å forbedre de reologiske egenskapene til disse oljene er det foreslått forskjellige metoder, spesielt metoden for termomagnetisk behandling, bruk av dempende tilsetningsstoffer, etc.

Følgende ble bygget ved White Tiger og Dragon-feltene:

13 faste plattformer til havs

22 blokkledere

2 teknologiske plattformer - maksimal produktivitet: for olje 38 tusen tonn per dag, for gass-væskeblanding 46 tusen tonn per dag.

3 kompressorstasjoner med en kapasitet på 9,8 millioner kubikkmeter per dag.

Et enhetlig lavtrykksgassoppsamlingssystem sikrer normal funksjon av hele den teknologiske prosessen for innsamling og transport av gass til kysten, klargjøring av gassløftgass og bruk av den til mekanisert oljeproduksjon på feltene til Vietsovpetro joint venture, og tillater også for utnyttelse av opptil 97 % av den produserte gassen.
Vietsovpetro JV har skapt en av de beste landbasene i Sørøst-Asia for konstruksjon og offshoreinstallasjon av teknologiske og satellittplattformer for brønnboring og olje- og gassproduksjon.
Vietsovpetro JV har fire oppjekkbare borerigger, mer enn 20 flåteenheter, inkludert kranmontering, brannslukking, dykking og transportslepebåter, og fire kailøse lasteenheter.

Stasjonære plattformer er forbundet med hverandre med et nettverk av undervannsrørledninger. Produksjonsplattformer sikrer samtidig boring og oljeproduksjon fra 16 klyngebrønner. Den øvre strukturen består av 23 blokkmoduler, der, i henhold til prinsippet om funksjonell autonomi, er livstøtteutstyr, bore-, operasjons- og energikomplekser installert. Plattformene som gruvedrift foregår fra opererer offline.

Den utvunnede oljen pumpes til to sentrale teknologiske plattformer, hvor den renses for vann og gass. Deretter blir den bearbeidede oljen levert til lagertankere, hvorfra oljen sendes til kjøperen. Tilhørende gass separert fra olje tilføres fastlandet gjennom en rørledning. Flere kraftverk i Vietnam opererer på White Tiger blue drivstoff.

Alle konstruerte plattformer er i stand til å motstå en tyfon på opptil 12 punkter og vannbølger på 7-8 meter høye.

Tam Dao jack-up boreriggen står på tre støtter som går under vann til en dybde på 50 meter. Formin-støttesøyler tillater boring på hyllen fra 10 til 120 meter. Det er 12 elektriske motorer på hvert støtteben. De elektriske motorene slås på når plattformen er plassert ved borepunktet med centimeterpresisjon. I løpet av en halv time når støtten bunnen, og i løpet av noen minutter stiger hele den flytende strukturen, som veier mer enn 25 000 tonn, over havet. For å hindre at bølgen velter Tam Dao, heves plattformen 20 meter. Det gjenstår bare å senke boreriggen ned på en forhåndspreparert lederblokk og begynne å jobbe.

Det eneste opererende oljeraffineriet i landet er Dung Kuat-raffineriet. Byggingen av et raffineri starter for tiden nord i landet og det er planlagt bygging i sør. Dung Kuat-raffineriet ble bygget på tre år (fra november 2005 til januar 2009), og ble lansert i februar 2009. Den totale investeringen i bygging beløp seg til 3,053 milliarder dollar.

Nghi Son-raffineriet var planlagt for bygging nord i landet; kapasiteten, i henhold til den grunnleggende designen, var 10 millioner tonn per år. Igangkjøring var planlagt for 2013–2014. Deltakere i Nghi Son Refinery-prosjektet: PetroVietnam (25,1 %), Idemitsu (Japan, 35,1 %), Kuwait Petroleum (Kuwait, 35,1 %), Mitsui Chemicals (Japan, 4,7 %).

Long Son-raffineriet vil bli lokalisert sør i landet, designkapasiteten er også 10 millioner tonn per år. Prosjektet er i et tidlig utviklingsstadium, partnere og investorer er ikke identifisert. Igangsetting er planlagt i 2016–2020. Det meste av etterspørselen etter petroleumsprodukter er konsentrert i den sørlige delen av Vietnam. Volumet av etterspørselen etter petroleumsprodukter i den sentrale delen, der Dung Kuat ligger, er lite, men bekvemmeligheten av å transportere petroleumsprodukter til sjøs gir effektiv tilgang til hele det vietnamesiske markedet for markedsføring av produktene fra Dung Kuat-anlegget

White Tiger-oljefeltet (Bach Ho) ligger på sokkelen av Sør-Kinahavet i Vietnams økonomiske sone i en avstand på 120 km fra kysten (Vung Tau). Operatøren av feltet er det russisk-vietnamesiske fellesforetaket Vietsovpetro.

Forekomsten ble oppdaget i 1975. Industriell produksjon startet i 1986. De første oljereservene ble estimert til 191,1 millioner tonn.

Den "White Tiger" geologiske delen av feltet er representert av krystallinske kjellerbergarter på toppen av disse er forferdelige bergarter i det sedimentære dekket. Den maksimale tykkelsen på det sedimentære dekket overstiger 4300 meter, den eksponerte tykkelsen på fundamentet når 1700 meter.

Utviklingen av White Tiger-feltet begynte med idriftsettelse av nedre miocen-forekomster. For tiden utvikles forekomster av nedre miocen, øvre oligocen og kjeller.

Forekomsten i kjelleren ble oppdaget i 1988 og er begrenset til en rekke sprukne granitoidbergarter (granitter, dioritter). Dimensjonene på forekomsten i plan er 28x7 km. Permeabiliteten til fundamentreservoaret er veldig høy og når 20 Darcy.

Det er totalt 296 brønner i feltet, inkludert 219 produksjonsbrønner, 45 injeksjonsbrønner, 20 forlatte brønner, 8 i konservering og 4 observasjonsbrønner.

Maksimal oljeproduksjon for feltet som helhet ble oppnådd i 2002 og utgjorde 12,9 millioner tonn, og den overveldende mengden ble produsert fra kjellerforekomsten - 12,1 millioner tonn.

Fra og med 2012 utgjorde kumulativ oljeproduksjon 187 millioner tonn, kumulativ vanninjeksjon nådde 270 millioner m3. Dagens oljeutvinningsgrad er 0,33.

Det innledende reservoartrykket til fundamentavsetningen på nivået 3650 m (den betingede midten av forekomsten) var 41,7 MPa. Den første perioden med reservoarutnyttelse er preget av et betydelig fall i reservoartrykket og manifestasjonen av en lukket-elastisk utviklingsmodus. På tidspunktet for beslutningen om å implementere vannoversvømmelse, sank reservoartrykket med 13,7 MPa til 28 MPa.

Siden 1995, to år etter starten av vanninjeksjon, har reduksjonshastigheten i reservoartrykket gått betydelig ned, og driftsmodusen til reservoaret har endret seg fra elastisk til elastisk vanntrykk. I perioden fra 2005 til 2008 var fallet i reservoartrykket 0,9 MPa og stabiliserte seg deretter på 23 MPa.