ФОРМИРОВАНИЕ НЕФТЯНОГО РЕЗЕРВУАРА В УСЛОВИЯХ ПАРОКОНДЕНСАТНОЙ ГИДРОТЕРМАЛЬНОЙ СИСТЕМЫ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ЧИСЛЕННОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ (на примере месторождения Белый Тигр, Вьетнам)

Данные по гидрогеологии нефтяного месторождения Белый Тигр (Вьетнам), приуроченного к гранитному массиву, указывают на гидротермальное происхождение нефтяной залежи в результате конденсации нефтесодержащего низкоминерализованного гидрокарбонатно-сульфатного флюида. С использованием численного моделирования показана возможность устойчивого концентрирования нефтяной фазы в верхней части пароконденсатного гидротермального резервуара за счет транспорта нефтяной компоненты в верхнюю часть разреза в газовой фазе с последующим удалением водной составляющей нисходящего потока (механизм вертикальной тепловой трубы с разнонаправленной циркуляцией газовой и жидкой фаз при прогреве снизу) водной фазы. На модели размером 1 км ґ 1км2 c петрофизическими и фильтрационно-емкостными параметрами, близкими к гранитному массиву нефтяного месторождения Белый Тигр, и начальным равновесным распределением нефтяной компоненты в трех фазах (водной Sw = 0,4, газовой Sg = 0,699 и нефтяной So = 0,001), в результате пароконденсатной переработки в верхней части разреза в диапазоне температур 240-285 °С и давлений (63-69)х105 Па, формируется линза c нефтяной фазой мощностью 80 м (So = 0,6) и массой 2 млн т. При последующем остывании до 90-115 °С и естественном заводнении нижней части разреза, масса нефтяной фазы увеличивается до 3,49 млн т за счет конденсации нефти из газовой фазы.

• Киреева Т.А.
• Кирюхин А.В.

• Прикладные науки. Медицина. Технология

• Естественные науки
• Физико-математические науки