Tổng quan xây dựng và thử nghiệm hệ chất hoạt tính bề mặt nhiệt

Tổng quan xây dựng và thử nghiệm hệ chất hoạt tính bề mặt nhiệt

CHUONG 1: TONG QUAN

1,1 Giới thiệu về mỏ Đông nam Rằng

Mỏ Đông Nam Rồng được tiễn hành khai thác năm 1996, sau khi khai thác được 1,3 tấn dầu thì vào năm 2000 đã tiến hành bơm ép nước duy trì áp suất vỉa Thân dầu trong mỏ Đông Nam Rồng là thân dầu nằm tại đá chứa nứt nẻ, hang hếc, đây là đối tượng khai thác có cấu trúc phức tạp và đa dạng, đặc biệt hiểm, Ít gặp trên thế giới Đá chữa trong móng mỏ Đông Nam Rồng bao gồm các nứt nẻ lớn và các khối vi nứt nẻ năm xen kẽ, đặc biệt các vi nứt nể này lại chiếm chủ yếu trong tầng móng mỏ Các nứt né lớn là yếu tổ chính tạo thành tính thấm cao của đá trong khi

đó các khối matrix vi nứt nề có độ thấm không đáng kể Bên cạnh đó hệ thống hang hốc phát triển đọc theo các mặt nứt né lớn, mở rộng hoặc nỗi thông chúng Hệ thông này góp phần đáng kế cho việc gia tăng khả năng thấm chứa

Với một cầu trúc không gian rỗng không đẳng nhất và phức tạp như vậy, hiệu quả đây dầu trong đá móng do tác động của nước bơm ép phụ thuộc nhiều vào tính đính ướt và khá năng tự ngấm mao dẫn của nước Các nứt nẻ lớn với độ thâm cao rõ rằng sẽ là những kênh thấm chủ đạo cho nước bơm ép đễ dàng xâm nhận và chảy với một tốc độ khá nhanh dưới tác động của gradient áp suất do bơm ép Còn trong các đới vị nứt nẻ, do có độ thấm rất nhỏ nên sự chênh lệch áp suất bơm ép chưa đủ

để thắng lực mao dẫn và vì vậy sẽ không có vai trò đáng kế đối với dầu trong các đới này, như vậy sẽ bỏ lại lượng dầu đáng kế nằm trong các vị nút nể này mà nước không thể quét tới Do đó, chúng ta phải tập trung nghiên cứu các biện pháp tăng cường thu hồi dầu để áp dụng cho mỏ sau giải đoạn thu hồi thứ cấp Với đặc điểm

mỏ Đông Nam Rồng thì biện pháp sử dụng chất hoạt động bề mặt là khá phù hợp,

vi biện pháp này tận thu được nguồn dầu chứa trong các vi nứt nẻ mà các vi nứt nẻ chứa dầu chiếm chủ yêu trong mỏ Đông Nam Rông [2]

1.2 Các loại đá chứa dầu và các đặc tính của chúng

Đá chứa dầu khí là đá có khả năng chứa và giải phóng đầu khí ở những điều kiện nhất định trong quá trình khai thác

Theo nguồn gốc và điều kiện tạo thành, đá được chia thành ba nhóm chủ yếu:

- _ Đá trầm tích: cất kết, cacbonat, dolomite;

- Đá macma;

-_ Đá biến chất: đá macma và đá trầm tích bị biến đổi mạnh

Kết quả tìm kiếm thăm đò và khai thác trong thực tẾ trên thế giới cho thấy phần lớn các thân dầu được phát hiện thường nằm trong đá trầm tích lục nguyên và cacbonat Các loại đá tạo thành ở nhiệt độ và áp suất cao như đá macma, đá biến chất thong thường được cho là không chứa dầu khí ở trạng thái ban đầu Sự tích tụ trong chúng là hệ quả của sự địch chuyển của dầu vào những đới biến đổi thứ sinh

bởi các quá trình như phong hóa, hoà tan, nứt nẻ do hoạt động kiến tạo

Theo cầu trúc không gian rồng, đá chứa dầu có thé chia ra lam hai loại chủ yếu là:

- 6a dé rong piỮa hạt: điển hình là đá cát kết, đá cacbonat,

- - Đá nứt nẻ: cacbonat, đá biến chất, đá macma

Ngoài ra, còn gặp đá chứa có độ rỗng hỗn hợp, bao gồm cá lỗ rỗng giữa hạt và khe nứt hang hốc

Cho đến nay, phân lớn các mỏ đầu khí đã được phát hiện trên thé giới đều năm trong các loại đá chứa có độ rỗng giữa các hạt có nguồn gốc trầm tích như đá cái két, cacbonat, dolomite

Đây là đá chứa truyền thống đối với công nghiệp dầu khi Tuy nhiên, trong

những năm gần đây dầu khí đã được tìm thấy ngày càng nhiều hơn trong các loại đá chứa khác như đá móng kết tỉnh, đá phong hoá, đá biến chất ở các khu vực khác nhau trên thế giới Một ví dụ điển bình cho loại hình đá chứa không truyền thống này là đá móng granite nứt nẻ ở mô Rông và mó Bạch Hỗ trên thềm lục địa miền Nam Việt Nam, thân dâu trong đá móng có chiêu đày lớn [3]

Việc lấy, bảo quản và xử lý mẫu trong suốt quá trình từ khoan lấy mẫu trong giếng đến giai đoạn chuẩn bị mẫu trụ, chất lưu và điều kiện thí nghiệm cũng rất quan trọng

Độ rễng biểu thị cho khả năng chứa của một vía và là một trong những thông

số quan trọng hàng đầu được tập trung nghiên cứu trong công tác tìm kiếm thăm đò dầu khí Độ rằng xác định trên mẫu lõi được dùng trực tiếp trong tính toán trữ lượng

và là cơ sở dé đối chiếu, hiệu chính số liệu độ rỗng xác định theo phương pháp địa vật lý giếng khoan

+ Độ thấm

Độ thấm cũng là một trong những tính chất quan trọng của đá chứa dầu khí Đây là thông số phản ánh khả năng của đá cho chất lưu (đầu, khí, nước) chảy qua hệ thống các kênh rỗng liên thông nhau Nếu như các lỗ rỗng không liên thông nhau thì

đá cũng sẽ không có tính thâm và do đó thông thường tồn tại một mối quan hệ nhất định giữa độ thấm và độ rỗng hở của đá Vì vậy, tất cả các yếu tổ có ảnh hướng đến

độ rỗng như độ hạt, kiểu sắp xếp, độ góc cạnh và sự phân bố, hàm lượng ximăng gắn kết cũng đều ảnh hưởng đến độ thấm Ngoài ra, các tính chất khác như hàm lượng, thành phần và đặc tính của khoáng vật sét cũng có thể ảnh hướng rất lớn lên

độ thâm của đá đôi với chất lỏng, đặc biệt là độ thâm đôi với nước

Độ thấm được cho bởi công thức, định luật Darcy:

k=

APxF

Trong đó,

F_ - tiết điện môi trường rễng (vuông góc với đồng thám), cm?

ÁP - chênh lệch áp suat, atm

L - chiều đài mẫu, em

w - độ nhớt chất lưu, cp

Q — dong tham, em’/s

k- độ thấm, D

Trong điều kiện tự nhiên, đá các vía dầu khí có thê chỉ chứa một pha chất lưu như khí, đầu hoặc nước và trong trường hợp đó độ thấm của đá đối với chất lưu này được gọi là độ thấm tuyệt đối Tuy nhiên, thông thường ở trạng thái đầu cũng như trong quá trình khai thác, đá có thể chứa đồng thời hai pha (đầu, nước) hoặc ba pha (dầu, nước, khí), khi có độ thâm đối với từng chất lưu riêng biệt trong sự có mặt của các chất lưu khác được gọi là độ thấm pha và tỷ số giữa chúng và độ thấm tuyệt đối được gọi là độ thấm tương đối Ở trạng thai ban đầu các vỉa dầu khí thường chứa một lượng nước gọi là nước đư hoặc nước liên kết và độ thấm đối với dầu khí ở độ

bão hoà này được gọi là độ thâm dâu hiệu dụng

se Độ bão hoà nước du

Theo điều kiện hình thành các bể trầm tích, thể tích rỗng của các đá chứa dầu

khí ban đầu được chứa đầy nước Sau đó dầu khí dịch chuyển đến chiếm chỗ và

thay thể nước Tuy nhiên, do tác động của các lực tương tác bề mặt phân tử, lực mao quản nên sự thay thể này xây ra không hoàn toàn và có một lượng nước nhất định bị giữ lại trong các lễ rỗng, Lượng nước còn lại này gọi là nước dự và độ bão hoà của chúng được gọi là độ bão hoà nước dư hay độ bão hoà nước ban đầu Như

vậy, nước dư bao gồm các đạng sau: nước hấp phụ (hay nước mảng liên kết chặt) và

nước liên kết yếu; nước trong các vi mao quản (hay nước vi mao quân); nước ở các góc cụt của lỗ rỗng Độ bão hoà nước dư của đá bị chỉ phối bởi một loạt các yếu tố như: điều kiện thuỷ động nhiệt trong quá trình hình thành vỉa, cấu trúc không gian rộng, tính chất hoá lý của bê mặt 16 rễng, tính chất của các lưu thê vỉa,

Độ bão hoà nước 8, cua mẫu ứng với môi ấp suật Pạ¡ được cho bởi công thức:

Hàm lượng nước dư S„ của mẫu được xác định theo đề thị quan hệ giữa P, và

Sw là giao điểm với trục S„ của tiếp tuyến với đường cong P, = f(S„) theo phương thăng đứng

Trong đó P, là áp suất mao dẫn tỷ lệ thuận với sức căng bề mặt trên ranh giới giữa hai pha ( dâu -nước hoặc khí-nước ) và tỷ lệ nghịch với kích thước của lỗ rỗng, được cho bởi công thức:

bê mặt các chất lỏng tạo nên bởi các lực liên phân tử”

Tác động tông thể của trạng thái hên điện này là sự xuất hiện năng lượng tự do

trên bê mặt, đơn vị chung cho SCBM là dynes/cm hoặc mN/m, các đơn vị này là tương đương nhau Đây là năng lượng thừa tồn tại trên bê mặt hai chất lông Các chat răn cũng được miêu tả là có năng lượng bề mặt tự do trên liên diện của chúng nhưng việc đo trực tiếp giá trị này không thể thực hiện qua các phương pháp dành cho chất lông Các chất lông phân cực như nước có các tương tác liên phân tử mạnh

và đo đó có SCBM cao Bất kỳ tác động nào giảm được độ mạnh của tương tác này đều làm giảm sức căng bê mặt liên diện Bất kỳ một thành phân nào, nhất là bởi

x

chất HTBM sẽ làm giảm sức căng bề mặt Khi có SCBMLD thấp khả năng trộn lẫn

của nước biên và đầu sẽ cao hơn, nước bơm ép sẽ trộn được nhiều đầu hơn nên khả năng tăng cường thu hồi đầu sẽ được cải thiện

Hơn một thể kỷ qua, có nhiều kỹ thuật khác nhau được ứng dụng để đo SCBMLD giữa các pha lưu chất không trộn lẫn Trong tài liệu chuyên đề gần đây của Rusanov và Prokhorov đã đưa ra một bài viết tang quan các tài liệu kỹ thuật về các phương pháp đo SCBMLD với các phân tích chỉ tiết về cơ sở lý thuyết và trang thiết bị Hơn 40 phương pháp đã được giới thiệu Một số phương pháp phố biến nhất để đo SCBMLD đã được Drelish và các đồng nghiệp phân lọai và trình bày [Š}, dưới đây là các hình mình họa:

l Phương pháp đo trực |2 Phương pháp đo áp|3 Phân tích lực mạo

¡ tiếp sử dụng cân vi lượng | suadt mao dan ¡ dẫn - trọng lực

5 PLATE Ụ | BUBBLE H RISE

DU NOUY RING Ũ | DROP tp | GROWING : O [J | PROP VOLUME

4 Phương pháp trọng | 5 Phương pháp gia cường giọt xoăn

1.3.1 Kỹ thuat Spinning Drop (Giot quay)

Kỹ thuật này dựa trên cơ sở là sự gia tốc trọng trường có ảnh hưởng nhỏ tới

độ sắc nét của giọt lưu chất phân tán trong môi trường lỏng khi cả giọt lưu chất và môi trường lỏng đều được chứa trong Ống nằm ngang quay quanh trục hoành của chúng Với vận tốc quay thap Gv} giọt lưu chất sẽ có hình elip nhưng khi v đủ lớn,

nó sẽ có hình trụ Ở điều kién nay, ban kinh (r ) cua giot hinh tru dirgc xéc dinh béi

SCBMLD, su khae biét vé ty trọng của giọt lưu chất và môi trường xung quanh và

tốc độ quay của giọt Do đó, SCBMLD được tính toán theo công thức sau:

1.3.2 Phân tích trọng lực-các giọt bị xoắn

SCBMLD làm cho các liên điện diễn tiến như một lớp màng dẻo luôn phải

đền ép chất lỏng Khi không có các lực khác, ví đụ như ở trọng lực bằng không, bể mặt chất lỏng có xu hướng tự nhiên tạo thành hình cầu để giảm thiểu điện tích liên điện/đơn vị thê tích chất lỏng và do đó giảm thiểu năng lượng dư thừa trên bề mặt chung Hình đạng của liên điện trong trọng trường phụ thuộc vào sự cạnh tranh giữa lực mao dẫn và trong lực và có thể được mô iâ băng phương trình Bashford-A đams

1.3.3 Phương pháp phân tích hình dang giọt

Trong nghiên cứu này phương pháp đo SCBMLD phải áp dụng được cho hệ

chất lông-chất lỏng trong điều kiện nhiệt độ cao, áp suất cao Theo độ chính xác và

sự phù hợp của các kỹ thuật cổ điển dùng trong đo đạc SCBMLD (bảng 1.1), phương pháp giợi pendan là phù hợp nhất cho nghiên cứu này, Phân mêm thương mại có tên là phân tích hình dạng giọt dé tính toán SCBMLD được giới thiệu ở đây

9

Hình 1.2 Sự xác định các kích thước và tọa độ mô tả giot sessile

Hinh dang cia giot 1a ham cua y và các đại lượng khác và nó dễ dang duge do như cho thấy của phương trình Young-Laplace sau:

Các phân tích mặt cắt của giọt chất lông đối xứng theo trực, giot pendant hoặc sessile-ngập trong pha lỏng thú 2, bao giờ cũng được xem như là một phương pháp chính xác nhất để đo SCBMLD của liên pha chất lỏng Nhưng trong quá khứ, các yêu cầu kỹ thuật về các hình ảnh, tính tóan chất lượng đã ngăn cần phương pháp này trở nên thông đụng Bề trí thực nghiệm đòi hỏi máy quay có ống kính phóng đại thấp để ghi lại hình dạng của giọt SCBMLD có thể được tính toán dễ dàng từ các kích thước của giọt pendant (giọt treo), giọt sessile (giọt không có cuống), các mặt khum của chất lông được lấy từ các bình chụp và bằng cách sử dụng các giải pháp

số học cho các phương trình trên Các thiết bị hiện đại sử dụng các phân mềm phân tích hình ánh để tìm cái nào hợp với mặt cắt của giọt nguyên trạng phù hợp nhất với ường cong lý thuyết (ví dụ như phương trình Bashford-Adams) khi mô tả hình dạng của giọt Các tiên bộ này đã cải thiện đáng kế độ chính xác của phương pháp

10

và giảm thời gian đo, đưa ra khả năng kiểm tra quá trình già hóa liên diện Phần mêm DSA-2 của hãng Kruss được dùng trong nghiên cứu này

Bảng 1.1 Độ chính xác và sự thích hợp của các phương pháp cổ điển đo SCBMLD

Phương | Xác | Dung He | ki | Nhiệtđộ | Thời | Thương

Pháp | Dynes| _ dich 3nø/lồ ` &áp | gian đo | mại hóa

he CHTBM long/léng | long suat cao

1.4 Tăng cường thu hồi dầu bằng bơm ép dung dịch CHTBM

Nâng cao hệ số thu hồi dầu là mục tiêu quan trọng trong công tác điều hành quản lý mỏ nhăm khai thác tai nguyên trong lòng đất hiệu quả kinh tế cao nhất Hiệu quả của quá trình đây dầu bằng nước sẽ thấp khi sức căng bề mặt giữa hai pha dầu-nước lớn, tỷ số độ linh động dầu-nước cao, đặc biệt khi đá dính ướt dầu và dầu

có độ nhớt cao, chứa nhiêu nhựa, paraphin và asphanten

Trong các phương pháp tác động hoá lý nhằm nâng cao hệ số đây dau [2]: như bơm ép nước, bơm ép khí, dung dịch polyme, dung dịch chất HTBM, kiềm, dung dich vi sinh, bơm hơi nóng, gây cháy trong vỉa Đề tài này đi sâu vào nghiên cứu các chất HTBM và phương pháp bơm ép chúng vào vỉa để nâng cao hiệu quả đây dầu nhờ chất HTBM có khả năng làm giảm sức căng bề mặt (SCBM) giữa hai pha dầu-nước, làm tăng tính dính ướt của đá đối với nước

1.4.1 Cơ chế nâng cao HSTHD bằng bơm ép chất HTBM

Dau bi giữ lại trong vỉa có thể được chia làm hai loại: đầu lưu trong những vùng được quét bởi nước bơm ép và dầu linh động trong những vùng không được quét hay những vùng được quét rất ít bởi nước bơm ép [6] Một yếu tố quan trọng của bất kỳ quá trình nâng cao HSTHD nào là hiệu quả của việc đẩy dầu ra khỏi 16

rỗng của đá ở cấp vi mô Hệ số đây dầu vi

mô có ảnh hưởng quyết định đến hiệu quả

của việc bơm ép và được phản ánh qua độ

lớn của độ bão hòa dau du S,, ở những nơi

được tiếp xúc với chất lỏng bơm ép Bởi

vì quá trình nâng cao HSTHD điển hình

bao gồm việc bơm ép nhiều loại chất lưu Hình 1.3 Sự hiện diện của lớp nước khác nhau nên hệ số đẩy dầu của những giữa đá và dầu trong hệ đá móng dòng chất lưu này trong vỉa cũng cần được

quan tâm Khi hệ sé day dầu này thấp, dẫn đến hệ số thu hồi dầu thấp Lực mao dẫn

và lực nhớt (lực thủy động) kiểm soát sự phân bố của các pha và sự dịch chuyền của các chất lưu trong môi trường rỗng và do đó chỉ phối hệ số đây dầu vi mô

Nâng cao HSTHD trong những vỉa nứt nẻ tự nhiên bằng phương pháp bơm ép chất HTBM liên quan đến các tác động chính sau:

— Gia tăng số mao dẫn Nc

— Cai thiện tính đính ướt đối với nước của đá

—_ Cải thiện SCBM giữa 2 pha dầu-nước

“ Gia tang sé mao din Ne dé dy dau dw

Trong vỉa nứt nê tự nhiên né, lực chủ yếu kiểm soát dòng chây của chất lưu là lực nhớt và lực mao dẫn Lực nhớt tạo đồng chây của chất lưu thay thê trong các nứt

nẻ lớn, trong khi đó lực mao dẫn tạo dòng chảy của chất lưu trong các vị nứt nẻ Hai lực này có môi liên hệ với nhau thông qua số mao dẫn được định nghĩa là tỷ số giữa

* Luc mao dan ecos@ Leo

Ở đây v và it lần lượt là vận tốc và độ nhớt của chất lưu thay thế, ơ là SCBM giữa 2 pha đầu-nước và 6 là góc dinh ướt,AP/L: gradient áp suất theo chiều đài

Hình 1.4 Sự phụ thuộc giữa HSTHD và số mao dẫn

Trong phương pháp bơm ép nước thông thường, Ne có giá trị khoảng 10”, Theo Taber [8], giá trị Ne cần thiết để gia tăng hệ số thu hồi dầu nằm trong khoảng

107 dén 10, Muốn cái thiện gia tri Ne, người ta phải gia tăng vận tốc hoặc độ nhớt của chất lưu thay thê hoặc đồng thời cả hai Trong thực tế sản xuất, không thể tăng

võ cùng vận tốc nước bơm ép vị điêu này đòi hỏi áp lực bơm rất lớn, rât khó thực

hiện về mặt kỹ thuật Ngoài ra, khi vận tốc dòng nước lớn, tỷ số linh động nước-dầu

sẽ rất lớn, đồng nước xé rách lớp đâu đề chảy về giếng khai thác, tạo luỡi nước, gây nên hiện tượng ngập nước sớm ở các giếng khai thác Có thé gia tăng độ nhớt của nước bơm ép băng cách cho thêm polyme vào trong nước Tuy nhiên, điều này đòi hoi chi phí cao cho các quá trình thử nghiệm, lựa chọn và sản xuất các lọai polyme bền nhiệt, chịu được độ muối và độ cứng cao như ở các vỉa đầu ngoài thềm lục địa Việt Nam Như vậy, cần lựa chọn cách giảm lực mao dẫn Chất HTBM có thể giup giảm lực mao dẫn bằng cách giảm SCBM giữa hai pha dầu-nước ơ xuống từ 10°

đến 10! lần đồng thời thay đổi góc tiếp xúc thông qua sự cải thiện tính đính ướt đối với nước của đá

Khi các pha không tương hợp nhau cùng tỐn tại trong môi trường rỗng, năng lượng bê mặt liên điện pha ảnh hưởng đến độ bão hòa, sự phân bố và sự di chuyển của các pha Hình 1.3 ở trên minh họa nước và dầu cùng tồn tại trong môi trường vỉa khi chưa được bơm ép nước Mặc dù nước có thể không linh động trong trường hợp này, SCBM hai pha dầu-nước vẫn ảnh hưởng đến quá trình chảy của các pha

Nếu vỉa đã được bơm ép nước hoặc do lượng nước tự nhiên có sẵn trong vỉa, độ bão

hòa nước sẽ cao hơn và pha nước sẽ trở nên linh động Hầu hết các quả trình nâng cao HSTHĐ sử dụng các chất lưu hoàn toàn không tương hợp với pha dầu hoặc pha nước SCBMI phải được ảo để xác định mức độ ảnh hưởng của nó đến quá trinh thu hồi dầu SCBM giữa nước và pha hơi của nó ở nhiệt độ phòng khoảng 73 mN/m SCBM giữa nước và hydrocacbon khoảng từ 30 — 50 mìN/m ở nhiệt độ phòng, Hỗn hợp các hydrocacbon như dầu thô sẽ cho SCBM thấp hơn, giá trị SCBM phụ thuộc vào bản chất của các pha và phụ thuộc rất lớn vào nhiệt độ [9]

+ Cải thiện tính đính ướt đối với nước của đá

Tính đính ướt của đá là khả năng của chất lông trải đài trên bề mặt đá, Đặc

tính này có ảnh hưởng quyết định tới hiệu quá đây dầu bởi nước và định hướng áp dụng các biện pháp nâng cao HSTHĐ

Hình 1.5 Ảnh hưởng của tính dính ướt lên độ bão

hoà của các chât lưu

Tính dính ướt của đá ảnh hưởng đến độ bão hòa của các chất lưu và độ thấm của chúng trong via Hinh 1.5 minh hoa ảnh hưởng của tính dính ướt của đá lên độ bão hòa của chất lưu Ở đây cho thấy độ phân bố của dầu dư trong đá có tính dính ướt nước mạnh và trong đá có tính dính ướt dầu mạnh Như vay, vi tri trong đối của một pha trong môi trường rỗng phụ thuộc vào tính dính ướt của pha đó Đá có tính dính ướt trung gian hoặc đính ướt hỗn hợp tùy thuộc vào tính chất hóa lý của đá và tính chất của pha dau Trong thuc tế, bề mặt đá có thể bị dính nước một phần còn phan kia lai đính dau

_ Chỉ số | Góc tiếp | Tính dính ướt bề cos0 xúc0 | matran

1 0° Dinh ướt nước

hoàn toàn

dy #1: 0

i 180" IDính ướt dâu

—Ø_ ơso:SCBMdầubềmătrắn ơwo: SCBM nước-dầu

cosu = ơ sự: SCBM nước-bê mặt răn Ô: góc tiệp xúc đo theo pha nước

wo

15

Thông thường góc tiếp xúc Ø được đo dựa trên pha nước, nếu đ được đo trên pha dầu thì các qui tắc về tính dính ướt ở trên sẽ được đảo ngược lại Đá có tính dính ướt trung gian nếu Ø có giá trị nằm trong khoảng xấp xỉ 90°

Đá dính ướt đối với dầu có khuynh hướng giữ dầu lại nhiều hơn trong via Su thay đổi tính dính ướt của đá từ dính ượt dầu sang đính ướt nước hay dính trung gian có thể ảnh hưởng đáng kể tới HSTHD [10]

%% Sự tự ngắm mao dẫn của dung dịch chất HTBM trong đá chứa nứt nẻ

đá, độ nhớt của các chất lưu, SCBM nước-dầu, tính dính ướt của đá Đá móng nứt

nẻ tự nhiên có các thành phần chính trong không gian rỗng như sau:

16

ø _Nứt nẻ lớn chiếm tỷ phẩn nhỏ trong tổng độ rỗng của đá và đóng vai frò thấm chủ đạo

® Khoi matrix vi nứt nẻ năm kê cận với các nút nẻ lớn có độ rỗng lớn trong tông độ rồng của đá và đông vai trò thâm thứ yếu

e Khôi đá nguyên sinh rắn chắc hầu như không bị biến đổi thứ sinh có độ rỗng không đáng kế và không thấm

Với cầu trúc không gian rỗng không đồng nhất và phức tạp như vậy, hiệu quả đây dầu ở bơm ép nước trong đá móng nứt nẻ tự nhiên phụ thuộc không chỉ vào chênh áp bơm ép và quá trình phân đị trọng lực xảy ra trong các đới nút nẻ lớn mà còn phụ thuộc nhiều vào tính đính ướt và khả năng tự ngắm mao dẫn của nước Các nứt nê lớn với độ thấm cao rõ ràng sẽ là những kênh thấm chủ đạo tạo đường dẫn cho nước bơm ép dễ đảng xâm nhập đẩy dầu tới các giếng khai thác với một tốc độ khá lớn đướt tác động của gradient chênh lệch áp suất do bơm ép Các đới vỉ nứt nề

có độ thấm thấp nên gradient chênh lệch áp suất bơm ép là rất nhỏ so với áp suất rao dẫn do đó quá trình đây dầu xảy ra trong các đới này phụ thuộc chủ yêu vào khả năng tự ngắm mao dẫn của nước Như vậy, ở bơm ép nước đây dầu, phần lớn lượng dầu dư còn lại trong vỉa nằm trong các đới vị nứt nẻ, đây là một yếu tế cần hết sức lưu ý khi nghiên cứu đưa ra các giải pháp nâng cao HSTHD cho loại đối tượng này

Trên cơ sở cầu trúc không gian rồng của đá chứa móng nứt nề và cơ chế đây đầu ở bơm ép nước và ở bơm ép chất HTBM như đã nêu ở trên, rõ ràng rằng giải pháp bơm ép chất HTBM để nâng cao hệ số đây dầu trong móng nút nẻ là một lựa chọn hoàn toàn hợp lý và có triển vọng mang lại hiệu quả kinh tế cao Đối với móng nứt nẻ Đông nam Rông, ngòai các cơ sở đã nêu ở trên, độ nhớt của dau trong via tương đối cao py = 2 cP va nhiét d6 cia via tuong déi thép 91°C là những tiền đề rất thuận lợi cho việc áp dụng thành công giải pháp này

17