Các phương pháp EOR được các nước như: Canada, USA, Venezuela,... áp dụng rộng rãi từ những năm 60, 70 và đầu những năm 80 của thế kỷ XX do trữ lượng dầu năng lớn và giá dầu tăng cao, cần nâng cao sản lượng và hiệu quả khai thác mỏ. Việc áp dụng EOR sẽ làm gia tăng tổng sản lượng dầu khai thác được từ một vỉa, góp phần tăng doanh thu và lợi nhuận cho nhà thầu dầu khí và nước chủ nhà. Việt Nam đã bắt đầu nghiên cứu, triển khai thử nghiệm EOR trong hơn một thập kỷ qua. Tuy nhiên các dự án EOR ở Việt Nam còn khá khiêm tốn. Hai công ty có thể ứng dụng EOR vào thưc tế hiện nay là: Lam Sơn Joint Operating Company và Japan Vietnam Petroleum Corporation. Trên thực tế mới có đối tượng Miocene mỏ Rạng Đông vừa kết thúc triển khai ứng dụng phương pháp bơm ép hydrocarbon thử nghiệm và đã có kế hoạch triển khai bơm ép hydrocarbon trên toàn mỏ từ giữa tháng 9/2014 với lượng dầu khai thác tăng thêm dự kiến khoảng 10 triệu thùng dầu. Tại mỏ Bạch Hổ, thử nghiệm bơm ép chất hoạt động bề mặt vi sinh hóa lý được thực hiện khá thành công ở một số khu vực thuộc đối tượng Miocene và bắt đầu mở rộng thử nghiệm ở đối tượng Oligocene, dự kiến cho phép thu hồi thêm một lượng dầu đáng kể. Đáng lưu ý, phương pháp bơm ép hòa tan CO2 đã được thử nghiệm tại đối tượng Miocene mỏ Rạng Đông và cho kết quả khả quan về mặt kỹ thuật. Phương pháp này sẽ mang lại lợi ích lớn khi được áp dụng kết hợp với nhiều mỏ/đối tượng khác nhằm giảm chi phí. Ước tính nếu áp dụng thành công phương pháp này tại các mỏ thuộc bể Cửu Long sẽ thu hồi thêm gần 200 triệu thùng dầu. Điều này cho thấy tiềm năng lớn của việc áp dụng EOR ở Việt Nam, không chỉ ở bể Cửu Long mà còn tại các bể khác, nơi có các mỏ dầu đang được khai thác. Đã có nhiều giếng khoan thăm dò và thẩm lượng, nhiều giếng đã khai thác vào khối móng nứt nẻ mỏ X12. Tài liệu và các công trình nghiên cứu về địa chất, địa chấn, địa vật lý giếng khoan, sơ đồ công nghệ, tài liệu khai thác, mô hình địa chất và mô hình mô phỏng … trong khu vực nghiên cứu khá phong phú. Tính chất vỉa và động thái khai thác của các khu vực có biểu hiện khác nhau, hệ số thu hồi dầu phụ thuộc nhiều vào bản chất địa chất của vỉa sản phẩm. Tuy nhiên cho đến hiện nay chưa có công trình nghiên cứu quy mô và tổng hợp nhằm xác định các yếu tố địa chất của đá móng nứt nẻ mỏ X12 có ảnh hưởng đến khả năng thu hồi dầu. Nhà điều hành đã áp dụng nhiều giải pháp nhằm gia tăng hệ số thu hồi, kết quả cho thấy có những giải pháp cho kết quả khả quan, nhưng có giải pháp chưa cho kết quả như mong đợi. Cho đến nay, dầu được khai thác ở mỏ X12 chủ yếu từ móng nứt nẻ trước Kainozoi bằng các giếng khai thác với chiều dài và góc nghiêng lớn, nhưng động thái khai thác và trữ lượng thu hồi của các giếng rất khác nhau. Đặc biệt tỷ số khí dầu hay độ ngập nước của giếng khai thác tăng rất mạnh trong thời gian ngắn làm cho lưu lượng khai thác giảm nhanh và đáng kể, dẫn đến sản lượng khai thác thực tế thấp hơn nhiều so với dự báo trong sơ đồ công nghệ. Các nguyên nhân là: (i) ảnh hưởng của việc khai thác với lưu lượng cao, (ii) mạng lưới giếng khai thác và bơm ép, (iii) lưu lượng bơm ép chưa hợp lý, (iv) đặc điểm các yếu tố địa chất của mỏ đã ảnh hưởng tới hệ số thu hồi dầu. Ba lý do đầu là chủ quan, riêng lý do cuối cùng cần phải được nghiên cứu một cách kỹ lưỡng nhằm đưa ra các giải pháp khai thác hợp lý và hiệu quả. Vì vậy, việc nghiên cứu xác định những yếu tố địa chất ảnh hưởng tới hệ số thu hồi dầu, đồng thời nghiên cứu đề xuất các giải pháp nâng cao hệ số thu hồi đối với thân dầu trong đá móng nứt nẻ mỏ X12 là nhiệm vụ cần thiết và rất cấp thiết. Tóm lại mặc dù công nghệ EOR đã được nhiều nhà nghiên cứu quan tâm, đầu tư và đã đạt được một số kết quả khả quan nhưng với đặc thù đã nêu nhóm các sinh viên chuyên ngành ĐCDK đã tiến hành nghiên cứu chuyên đề: “Các phương pháp thu hồi dầu tăng cường EOR để nâng cao hệ số thu hồi dầu cho thân dầu trong đá móng trước Đệ Tam mỏ X12 bằng quá trình phân dị trọng lực với trợ giúp bởi bơm ép khí GAGD (Gas-Assisted Gravity Drainage)”. Đây là một công trình nghiên cứu thực tiễn, có tính cấp thiết cao, sẽ đóng góp nhất định trong sản xuất và nghiên cứu và góp phần đảm bảo sản lượng dầu khí trong những năm tới. Để thực hiện đề tài nghiên cứu, học viên tập trung phân tích, đánh giá các công trình nghiên cứu hiện có, nêu ra các vấn đề còn tồn tại trong công tác nghiên cứu đặc điểm mỏ X12 nhằm định hướng cho các công việc sẽ giải quyết của đề tài: lựa chọn các phương pháp hiện đại nghiên cứu thu hồi dầu tăng cường và xây dựng mô hình thu hồi dầu tăng cường cho mỏ X12.
Trang 1MỤC LỤC
LỜI CẢM ƠN 3
PHẦN A: ĐỀ CƯƠNG ĐỒ ÁN 4
1/ Tổng quan tình hình về tình hình nghiên cứu thu hồi dầu tăng cường EOR và tính cấp thiết của đề tài 4
1.1/ Tình hình nghiên cứu thu hồi dầu tăng cường EOR 4
1.2/ Một số nghiên cứu tiêu biểu liên quan đến hướng nghiên cứu EOR trên thế giới và Việt Nam 6
1.3/ Tính cấp thiết của đề tài 8
2/ Các giai đoạn khai thác mỏ dầu khí 10
3/ Mục tiêu và nhiệm vụ 13
4/ Ý nghĩa khoa học và thực tiễn 13
5/ Cơ sở tài liệu 14
6/ Cách tiếp cận 14
7/ Phương pháp giải quyết 14
8/ Kết quả dự kiến 15
9/ Tài liệu tham khảo 15
10/ Cấu trúc của đồ án 15
PHẦN B: NỘI DUNG ĐỒ ÁN 16
1/ TỔNG QUAN VỀ CÁC GIAI ĐOẠN KHAI THÁC VÀ CÁC PHƯƠNG PHÁP EOR 16
1.1/ Giai đoạn khai thác sơ cấp 16
1.2/ Giai đoạn khai thác thứ cấp 16
1.3/ Giai đoạn khai thác tam cấp (EOR) 17
2/ ĐẶC ĐIỂM CẤU TRÚC CẤU TẠO X12 19
Trang 22.1/ Các thành tạo địa chất 19
2.2/ Đặc điểm kiến trúc 25
2.3/ Kết luận 36
3/ CÁC YẾU TỐ ĐỊA CHẤT ẢNH HƯỞNG TỚI KHẢ NĂNG THU HỒI DẦU MỎ X12 37
3.1/ Cơ sở xác định các yếu tố địa chất, ảnh hưởng của các yếu tố địa chất 37
3.2/ Ảnh hưởng của các yếu tố địa chất đến khả năng thu hồi dầu 39
4/ ỨNG DỤNG PHƯƠNG PHÁP GAGD CHO THÂN DẦU TRONG ĐÁ MÓNG NỨT NẺ MỎ X12 43
4.1/ Giới thiệu phương pháp GAGD 43
4.2/ Ứng dụng phương pháp GAGD cho mỏ X12 44
5/ KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 50
5.1/ Kết luận 50
5.2/ Kiến nghị 50
Trang 3LỜI CẢM ƠN
Đồ án môn học là một dịp tốt để chúng em định hướng đề tài nghiên cứu, định hướng luận văn sau này Trong quá trình thực hiện đồ án này, chúng em xin chân thành cảm ơn thầy PGS.TS Trần Văn Xuân đã hướng dẫn tận tình để chúng em hoàn thành tốt đồ án này
Bằng sự chăm chỉ của bản thân và sự tận tình giúp đỡ của thầy hướng dẫn, cuối cùng đồ án của chúng em đã được hoàn thành
Mặc dù có nhiều cố gắng nhưng do thời gian ngắn, kiến thức chuyên môn còn hạn hẹp nên đồ án này vẫn còn nhiều thiếu sót Kính mong thầy cô xem và đóng góp ý kiến để đồ án của chúng em được hoàn thiện hơn
Chúng em xin chân thành cảm ơn
TP Hồ Chí Minh, 01/2016
Trang 4PHẦN A: ĐỀ CƯƠNG ĐỒ ÁN
1/ Tổng quan tình hình về tình hình nghiên cứu thu hồi dầu tăng cường EOR và tính cấp thiết của đề tài
1.1/ Tình hình nghiên cứu thu hồi dầu tăng cường EOR
Việc áp dụng EOR sẽ làm gia tăng tổng sản lượng dầu khai thác được từ một vỉa, góp phần tăng doanh thu và lợi nhuận cho nhà thầu dầu khí và nước chủ nhà
Mỹ là nước có sản lượng dầu khai thác tăng thêm nhờ các phương pháp EOR đứng đầu trên thế giới Trong giai đoạn 1986 - 2012, Mỹ đã khai thác được khoảng 62,68 tỷ thùng dầu, trong đó sản lượng dầu khai thác được từ việc áp dụng các biện pháp EOR chiếm gần 6% tổng sản lượng đã khai thác (3,51 tỷ thùng dầu) Các dự án EOR ở Mỹ sử dụng nhiệt, hóa chất, khí (CO2, hydrocarbon, nitơ, khí thải…) và vi khuẩn để nâng cao hệ số thu hồi dầu Trong đó, Mỹ chủ yếu sử dụng nhiệt và khí để gia tăng sản lượng khai thác, đặc biệt là phương pháp bơm ép hơi nước và bơm ép CO2
Trang 5 Canada đứng thứ 2 sau Mỹ về sản lượng dầu khai thác tăng thêm nhờ việc
áp dụng các phương pháp EOR Theokhảo sát của Oil & Gas Journal công
bố năm 2012, Canada có 40 dự án EOR (70% dự án áp dụng phương pháp bơm ép khí và 25% dự án áp dụng phương pháp nhiệt) Trong số 28 dự án bơm ép khí, có 71,43% dự án áp dụng phương pháp bơm ép khí hydrocarbon trộn lẫn, các dự án CO2 - EOR chỉ chiếm 21,43%
Indonesia có một dự án EOR song sản lượng dầu khai thác tăng thêm từ dự
án EOR này rất cao Mỏ Duri do PT Caltex điều hành áp dụng phương pháp nhiệt với sản lượng dầu khai thác tăng thêm năm 2012 là 190.000 thùng dầu/ngày
Venezuela có khoảng 48 dự án EOR, trong đó chủ yếu áp dụng phương pháp nhiệt để nâng cao thu hồi dầu Sản lượng khai thác tăng thêm từ việc
áp dụng phương pháp nhiệt ở Venezuela là 209.483 thùng dầu/ngày
Trang 61.2/ Một số nghiên cứu tiêu biểu liên quan đến hướng nghiên cứu EOR trên thế giới và Việt Nam
Trên thế giới
A.Gene Collins (1997) Enhanced-Oil-Recovery Injection Waters, International Oilfield and Geothermal Chemistry Symposium, 27-29 June, San Diego, California
R.Reksidler (Petrobras) | R.A.M.Vieira (Petrobras) | A.E.Orlando (Petrobras)| B R S Costa (Petrobras) | L S Pereira (Petrobras) Topic is Offshore Chemical Enhanced Oil Recovery, Brasil, 27-29 October, Rio de Janeiro, Brazil, Publication Date 2015
M.R Ghadimi (Natl Iranian Oil Co.) | M Ardjmand (Islamic Azad U.) Topic is Simulation of Microbial Enhanced Oil Recovery, International Oil Conference and Exhibition in Mexico, 31 August-2 September, Cancun, Mexico Publication Date 2006
F.D Martin (New Mexico Petroleum Recovery Research Center) Topic is Enhanced Oil Recovery for Independent Producers, SPE/DOE Enhanced Oil Recovery Symposium, 22-24 April, Tulsa, Oklahoma Publication Date
1992
Norollah Kasiri (Iran U of Science & Technology) | Abolghasem Bashiri (Iran U of Science & Technology) Topic is Gas-Assisted Gravity Drainage (GAGD) Process For Improved Oil Recovery, nternational Petroleum Technology Conference, 7-9 December, Doha, Qatar Publication Date 2009
J.A.Boon (Oil Sands Research Department Alberta Research Council) Topic is Chemistry In Enhanced Oil Recovery- An Overview, Journal of Canadian Petroleum Technology Publication Date January 1989
Kawahara Y,Nguyen Hai An, et al (2009), “Comprehensive CO2 EOR study–Study on Applicability of CO2 EOR to block 15-2, Offshore Vietnam, Rang Dong Field–part I Laboratory Study”, Petrovietnam Journal, Vol 6, pp 44-51
Trang 7 Trong nước
Đặng Ngọc Quý, Nghiên cứu ảnh hưởng của các yếu tố địa chất và giải pháp nâng cao hệ số thu hồi đối với thân dầu trong đá mòng nứt nẻ mỏ Sư
Tử Đen và Sư Tử Vàng, Bộ môn Khoan-Khai thác, Khoa Dầu khí, Trường
Đại học Mỏ-Địa chất Hà Nội 2014
Pham Duc Thang and Pham Huy Giao (2005), A study on Polymer
injection as a possible EOR method for the fractured basement of the White Tiger field, southern offshore of Vietnam, Proceedings of the International
Workshop Hanoi Geoengineering 2005, Vietnam National University Publishing House, Hanoi, Vietnam, pp 340-350
Phạm Đức Thắng, Nguyễn Hữu Trung (2008), Các giải pháp khai thác tận
thu đối tượng cát kết Mioxen hạ, Oligoxen mỏ Bạch Hổ, Tuyển tập báo cáo
Hội nghị Khoa học-Công nghệ, Viện Dầu Khí Việt Nam 30 năm Phát triển
và Hội nhập, Nhà xuất bản khoa học và kỹ thuật, Hà Nội, tr 634-642
Nguyễn Hải An, Nghiên cứu ứng dụng giải pháp thu hồi dầu tam cấp bằng
bơm ép CO 2 cho tầng móng nứt nẻ mỏ Sư Tử Đen Bộ môn Khoan-Khai
thác, Khoa Dầu khí, Trường Đại học Mỏ-Địa chất Hà Nội 2012
Nguyễn Hữu Trung, Nguyễn Hải An và nnk (2010), “ Bơm ép CO2 gia
tăng thu hồi dầu khí cho bể Cửu Long”, Tuyển tập báo cáo hội nghị khoa
học và công nghệ quốc tế, Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam
Phạm Đức Thắng, Nguyễn Văn Minh, Trần Đình Kiên, Cao Ngọc Lâm,
Nguyễn Thế Vinh, Nguyễn Mạnh Hùng, Hoàng Linh Lan (2013), Nghiên cứu giải pháp gia tăng thu hồi dầu bằng bơm ép khí nước luân phiên (WAG) cho Mioxen hạ, Bạch Hổ, Tạp chí khoa học Đại học Mỏ-Địa Chất,
Hà Nội, số 42, tháng 4/2013, tr 14-21
Le Xuan Lan, Nguyen Hai An (2007), “Enhance oil recovery by cacbone dioxide flooding” Proceeding of the International symposium Hanoi Geoengineering
Nguyễn Hải An, Lê Xuân Lân (2010), Mô phỏng khai thác dầu bằng
phương pháp bơm ép CO2 trộn lẫn, áp dụng cho khối SD-D đối tượng móng nứt nẻ mỏ Sư Tử Đen, Đề tài NCKH cấp trường
Trang 8 Đặng Ngọc Quý, Hoàng Văn Quý, Thân dầu trong đá móng trước Đệ Tam
mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng và các yếu tố địa chất ảnh hưởng tới khả năng thu hồi dầu, tạp chí dầu khí số 2-2014
ThS Trương Đức Trọng, TS Hoàng Thịnh Nhân, Giải pháp công nghệ nâng cao thu hồi dầu các mỏ ngoài khơi, tạp chí dầu khí số 3-2013, Đại học Dầu khí Việt Nam
ThS Đặng Ngọc Quý, PGS.TS Hoàng Văn Quý , Một số giải pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu cho thân dầu trong đá móng trước đệ tam mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, tạp chí dầu khí số 2-2014, Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí
1.3/ Tính cấp thiết của đề tài
Các phương pháp EOR được các nước như: Canada, USA, Venezuela, áp dụng rộng rãi từ những năm 60, 70 và đầu những năm 80 của thế kỷ XX do trữ lượng dầu năng lớn và giá dầu tăng cao, cần nâng cao sản lượng và hiệu quả khai thác mỏ Việc áp dụng EOR sẽ làm gia tăng tổng sản lượng dầu khai thác được từ một vỉa, góp phần tăng doanh thu và lợi nhuận cho nhà thầu dầu khí và nước chủ nhà
Việt Nam đã bắt đầu nghiên cứu, triển khai thử nghiệm EOR trong hơn một thập kỷ qua Tuy nhiên các dự án EOR ở Việt Nam còn khá khiêm tốn Hai công ty có thể ứng dụng EOR vào thưc tế hiện nay là: Lam Sơn Joint Operating Company và Japan Vietnam Petroleum Corporation Trên thực
tế mới có đối tượng Miocene mỏ Rạng Đông vừa kết thúc triển khai ứng dụng phương pháp bơm ép hydrocarbon thử nghiệm và đã có kế hoạch triển khai bơm ép hydrocarbon trên toàn mỏ từ giữa tháng 9/2014 với lượng dầu khai thác tăng thêm dự kiến khoảng 10 triệu thùng dầu Tại mỏ Bạch Hổ, thử nghiệm bơm ép chất hoạt động bề mặt vi sinh hóa lý được thực hiện khá thành công ở một số khu vực thuộc đối tượng Miocene và bắt đầu mở rộng thử nghiệm ở đối tượng Oligocene, dự kiến cho phép thu hồi thêm một lượng dầu đáng kể Đáng lưu ý, phương pháp bơm ép hòa tan
CO2 đã được thử nghiệm tại đối tượng Miocene mỏ Rạng Đông và cho kết quả khả quan về mặt kỹ thuật Phương pháp này sẽ mang lại lợi ích lớn khi được áp dụng kết hợp với nhiều mỏ/đối tượng khác nhằm giảm chi phí
Trang 9Ước tính nếu áp dụng thành công phương pháp này tại các mỏ thuộc bể Cửu Long sẽ thu hồi thêm gần 200 triệu thùng dầu Điều này cho thấy tiềm năng lớn của việc áp dụng EOR ở Việt Nam, không chỉ ở bể Cửu Long mà còn tại các bể khác, nơi có các mỏ dầu đang được khai thác
Đã có nhiều giếng khoan thăm dò và thẩm lượng, nhiều giếng đã khai thác vào khối móng nứt nẻ mỏ X12 Tài liệu và các công trình nghiên cứu về địa chất, địa chấn, địa vật lý giếng khoan, sơ đồ công nghệ, tài liệu khai thác, mô hình địa chất và mô hình mô phỏng … trong khu vực nghiên cứu khá phong phú Tính chất vỉa và động thái khai thác của các khu vực có biểu hiện khác nhau, hệ số thu hồi dầu phụ thuộc nhiều vào bản chất địa chất của vỉa sản phẩm Tuy nhiên cho đến hiện nay chưa có công trình nghiên cứu quy mô và tổng hợp nhằm xác định các yếu tố địa chất của đá móng nứt nẻ mỏ X12 có ảnh hưởng đến khả năng thu hồi dầu Nhà điều hành đã áp dụng nhiều giải pháp nhằm gia tăng hệ số thu hồi, kết quả cho thấy có những giải pháp cho kết quả khả quan, nhưng có giải pháp chưa cho kết quả như mong đợi
Cho đến nay, dầu được khai thác ở mỏ X12 chủ yếu từ móng nứt nẻ trước Kainozoi bằng các giếng khai thác với chiều dài và góc nghiêng lớn, nhưng động thái khai thác và trữ lượng thu hồi của các giếng rất khác nhau Đặc biệt tỷ số khí dầu hay độ ngập nước của giếng khai thác tăng rất mạnh trong thời gian ngắn làm cho lưu lượng khai thác giảm nhanh và đáng kể, dẫn đến sản lượng khai thác thực tế thấp hơn nhiều so với dự báo trong sơ
đồ công nghệ Các nguyên nhân là: (i) ảnh hưởng của việc khai thác với lưu lượng cao, (ii) mạng lưới giếng khai thác và bơm ép, (iii) lưu lượng bơm ép chưa hợp lý, (iv) đặc điểm các yếu tố địa chất của mỏ đã ảnh hưởng tới hệ số thu hồi dầu Ba lý do đầu là chủ quan, riêng lý do cuối cùng cần phải được nghiên cứu một cách kỹ lưỡng nhằm đưa ra các giải pháp khai thác hợp lý và hiệu quả Vì vậy, việc nghiên cứu xác định những yếu tố địa chất ảnh hưởng tới hệ số thu hồi dầu, đồng thời nghiên cứu đề xuất các giải pháp nâng cao hệ số thu hồi đối với thân dầu trong đá móng nứt nẻ mỏ X12 là nhiệm vụ cần thiết và rất cấp thiết
Trang 10 Tóm lại mặc dù công nghệ EOR đã được nhiều nhà nghiên cứu quan tâm, đầu tư và đã đạt được một số kết quả khả quan nhưng với đặc thù đã nêu nhóm các sinh viên chuyên ngành ĐCDK đã tiến hành nghiên cứu chuyên
đề: “Các phương pháp thu hồi dầu tăng cường EOR để nâng cao hệ số thu hồi dầu cho thân dầu trong đá móng trước Đệ Tam mỏ X12 bằng quá trình phân dị trọng lực với trợ giúp bởi bơm ép khí GAGD (Gas-Assisted Gravity Drainage)” Đây là một công trình nghiên cứu thực tiễn, có tính
cấp thiết cao, sẽ đóng góp nhất định trong sản xuất và nghiên cứu và góp phần đảm bảo sản lượng dầu khí trong những năm tới
Để thực hiện đề tài nghiên cứu, học viên tập trung phân tích, đánh giá các công trình nghiên cứu hiện có, nêu ra các vấn đề còn tồn tại trong công tác nghiên cứu đặc điểm mỏ X12 nhằm định hướng cho các công việc sẽ giải quyết của đề tài: lựa chọn các phương pháp hiện đại nghiên cứu thu hồi dầu tăng cường và xây dựng mô hình thu hồi dầu tăng cường cho mỏ X12
2/ Các giai đoạn khai thác mỏ dầu khí
Giai đoạn khai thác sơ cấp
Trong giai đoạn sản xuất ban đầu, áp suất vỉa còn cao, dầu được khai thác nhờ sự dịch chuyển trong vỉa chứa bởi năng lượng nội tại của vỉa
Năng lượng tự nhiên của mỏ dầu chủ yếu là: năng lượng đàn hồi của chất lưu và thành hệ đá chứa, năng lượng khí hòa tan, năng lượng mũ khí, năng lượng của nguồn nước vỉa và năng lượng tiềm năng của lực mao dẫn và lực hấp dẫn
Trong nhiều trường hợp để tăng cường nhịp độ khai thác của mỏ khi năng lượng của vỉa yếu đi, người ta bổ sung năng lượng tại các giếng khai thác (sử dụng gaslift, bơm ngầm, bơm piston…), cho phép khai thác sớm lượng dầu trên bề mặt
Giai đoạn khai thác thứ cấp
Giai đoạn khai thác thứ cấp thường được bắt đầu khi áp suất vỉa chứa trong giai đoạn khai thác sơ cấp giảm
Trang 11 Nhằm duy trì, phục hồi hoặc tăng áp suất vỉa người ta sử dụng các phương pháp bơm ép: bơm ép nước (nóng + lạnh), bơm ép khí (chế độ hoà tan – không hoà tan), bơm ép kết hợp nước + khí Ngoài ra còn có thể bơm ép các chất lưu khác: CO2, N2, khí hydrocacbon, LPG (chế độ hoà tan)
Giai đoạn khai thác tam cấp (Giai đoạn thu hồi dầu tăng cường)
Khi nguồn năng lượng từ bên ngoài tác động vào vỉa không thể dịch chuyển dầu từ vỉa tới các giếng khai thác (do dầu dư bị kẹt lại trong vỉa dưới dạng dầu bất động (immobile) thì cần phải tác động để tăng hiệu suất quét, hiệu suất đẩy bằng cách thay đổi các đặc trưng cơ bản của chất lưu trong vỉa như: sức căng bề mặt, độ nhớt, tính dính ướt, tỷ số linh động
Các phương pháp tăng cường khai thác và nâng cao hệ số thu hồi dầu bao gồm:
Nhiệt: Bơm ép hơi nước, đốt vỉa, bơm ép nước nóng,…
Bơm ép khí: CO2, khí tự nhiên, N2/khí thải
Hoá học: kiềm, polymers, chất hoạt động bề mặt
Các phương pháp khác: Vi khuẩn, sóng âm, điện từ, …
Trang 12Sơ đồ tổng quát về cơ chế thu hồi dầu qua các giai đoạn khai thác mỏ dầu khí
Bơm ép các chất lưu khác:
CO2, N2, khí hydrocacbon, LPG (chế độ hoà tan) Năng lượng vỉa tự nhiên
Nhiệt: Bơm ép hơi nước, đốt vỉa, bơm ép nước
nóng,…
Bơm ép khí: CO2, khí tự nhiên, N2/ khí thải
Trang 133/ Mục tiêu và nhiệm vụ
Mục tiêu: Tác động làm tăng hiệu suất quét, hiệu suất đẩy vào lượng dầu
dư bất động bị mắc kẹt trong những tập đá chứa nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu (gia tăng hiệu quả kinh tế cho dự án khai thác) của mỏ sau giai đoạn khai thác sơ cấp và thứ cấp mà không thể thu hồi bằng các cơ chế khai thác thứ cấp thông thường
Nhiệm vụ: Làm giảm lực giữ dầu ở trong lỗ rỗng của vỉa, làm giảm độ nhớt giữa các pha chất lưu (chủ yếu giữa pha Dầu - Nước) hoặc giảm các đặc tính của vỉa để tăng cương hiệu suất quét, hiệu suất đẩy bằng các phương pháp chủ yếu như dùng nhiệt, khí, hóa học và phương pháp sử dụng vi khuẩn
4/ Ý nghĩa khoa học và thực tiễn
Ý nghĩa khoa học: Là công trình nghiên cứu ứng dụng cho một đề án đề xuất giải pháp khai thác hợp lý nhằm tận thu dầu tầng chứa, từ nghiên cứu
lý thuyết đến thực nghiệm trong phòng thí nghiệm cho tới mô phỏng khai thác Đồ án đưa ra phương pháp gia tăng thu hồi dầu tối ưu dựa trên các điều kiện khai thác thực tế và điều kiện vỉa của mỏ Kết quả nghiên cứu của luận án sẽ góp phần làm sáng tỏ và phong phú thêm các phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu
được yêu cầu thực tiễn khai thác dầu khí hiện nay là nâng cao hệ số thu hồi dầu nhằm tận thu các mỏ dầu tại Việt Nam trong giai đoạn suy giảm sản lượng Phương pháp thu hồi tăng cường đã được áp dụng rất phổ biến trên thế giới, nhưng ở Việt Nam hiện vẫn trong giai đoạn nghiên cứu ứng dụng
Do vậy, kết quả nghiên cứu thử nghiệm khả thi sẽ góp phần thúc đẩy mạnh việc đầu tư nghiên cứu sâu hơn nữa của các công ty dầu khí và làm tiền đề cho việc triển khai áp dụng vào thực tế ở quy mô lớn
Trang 145/ Cơ sở tài liệu
Đồ án được xây dựng trên cơ sở các tài liệu, báo cáo nghiên cứu, tổng kết
về địa chất, địa vật lý, thiết kế khai thác cho tầng chứa và một khối lượng lớn các tài liệu báo cáo, nghiên cứu, phân tích thí nghiệm về mẫu lõi, chất lưu được lấy từ các giếng khoan của các giếng khoan
Các báo cáo tổng kết hoạt động thăm dò khai thác dầu khí ở thềm lục địa Việt Nam của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam; các bài báo và các công trình nghiên cứu khoa học của các tác giả trong và ngoài nước đăng trên các tạp chí chuyên ngành
Tiếp cận từ những định hướng, mục tiêu, chiến lược phát triển của ngành dầu khí nói riêng và của đất nước nói chung
7/ Phương pháp giải quyết
Phương pháp thư mục: tổng hợp và phân tích các tài liệu địa chất, địa vật
lý, khoan khai thác để xây dựng tổng quan nghiên cứu và ứng dụng phương pháp khác
Phương pháp thí nghiệm: xây dựng mô hình thí nghiệm trên tổ hợp mẫu lõi
của tầng chứa để xác định các chỉ số công nghệ và đánh giá hiệu quả thu hồi dầu của phương pháp này
Phương pháp mô phỏng số: xây dựng mô hình, mô phỏng khai thác bằng
phần mềm chuyên dụng, tái lặp lịch sử và dự báo khai thác, sơ bộ đánh giá hiệu quả khai thác cho các giải pháp bơm ép tăng cường thu hồi dầu cho đối tượng
Trang 158/ Kết quả dự kiến
Tăng sản lượng thu hồi dầu bằng cách thay đổi ranh giới dầu nước và giảm hàm lượng nước sản phẩm (water cut)
9/ Tài liệu tham khảo
Giáo trình thu hồi dầu tăng cường Ts Trần Đức Lân
Gas-Assisted Gravity Drainage Process for Improved Oil Recovery in Bao
Den fractured basement reservoir Nguyễn Văn Tuấn, Trần Văn Xuân
Enhanced oil recovery Larry W.Lake
Enhanced Oil Recovery, II Processes and Operations James J.Sheng
Enhanced Oil Recovery Don W.Green
Đặng Ngọc Quý, Nghiên cứu ảnh hưởng của các yếu tố địa chất và giải pháp nâng cao hệ số thu hồi đối với thân dầu trong đá mòng nứt nẻ mỏ Sư
Tử Đen và Sư Tử Vàng, Bộ môn Khoan-Khai thác, Khoa Dầu khí, Trường Đại học Mỏ-Địa chất Hà Nội 2014
Nguyễn Hải An, Nghiên cứu ứng dụng giải pháp thu hồi dầu tam cấp bằng
bơm ép CO 2 cho tầng móng nứt nẻ mỏ Sư Tử Đen Bộ môn Khoan-Khai thác, Khoa Dầu khí, Trường Đại học Mỏ-Địa chất Hà Nội 2012
10/ Cấu trúc của đồ án
Chương 1: Tổng quan về các giai đoạn khai thác và các phương pháp EOR
Chương 2: Đặc điểm cấu trúc cấu tạo X12
Chương 3: Các yếu tố địa chất ảnh hưởng tới khả năng thu hồi dầu mỏ X12
Chương 4: Ứng dụng phương pháp gagd cho thân dầu trong đá móng nứt
nẻ mỏ X12
Chương 5: Kết luận và kiến nghị
Trang 16PHẦN B: NỘI DUNG ĐỒ ÁN
1/ TỔNG QUAN VỀ CÁC GIAI ĐOẠN KHAI THÁC VÀ CÁC PHƯƠNG PHÁP EOR
1.1/ Giai đoạn khai thác sơ cấp
Trong giai đoạn sản xuất ban đầu, áp suất vỉa còn cao, dầu được khai thác nhờ sự dịch chuyển trong vỉa chứa bởi năng lượng nội tại của vỉa Năng lượng tự nhiên của mỏ dầu chủ yếu là năng lượng đàn hồi của chất lưu và thành hệ đá chứa, năng lượng khí hòa tan, năng lượng mũ khí, năng lượng của nguồn nước vỉa và năng lượng tiềm năng của lực mao dẫn và lực hấp dẫn Trong giai đoạn này đối với các mỏ không có nguồn nước vỉa và mũ khí hỗ trợ đủ mạnh, sản lượng khai thác giảm nhanh sau khi năng lượng vỉa yếu đi
Tuy nhiên, trong nhiều trường hợp để tăng cường nhịp độ khai thác của mỏ khi năng lượng của vỉa yếu đi, người ta bổ sung năng lượng tại các giếng khai thác (sử dụng gaslift bơm ngầm, bơm piston…), cho phép khai thác sớm lượng dầu trên bề mặt nhưng lượng dầu thu hồi thêm không nhiều
1.2/ Giai đoạn khai thác thứ cấp
Giai đoạn khai thác thứ cấp thường được bắt đầu khi áp suất vỉa chứa trong giai đoạn khai thác sơ cấp giảm
Nhằm duy trì, phục hồi hoặc tăng áp suất vỉa người ta sử dụng các phương pháp bơm ép: bơm ép nước (nóng + lạnh), bơm ép khí (chế độ hoà tan – không hoà tan), bơm ép kết hợp nước + khí Ngoài ra còn có thể bơm ép các chất lưu khác: CO2, N2, khí hydrocacbon, LPG (chế độ hoà tan)
Trong giai đoạn thu hồi dầu sơ cấp và thu hồi dầu thứ cấp, dầu dịch chuyển trong vỉa và đưa lên bề mặt chủ yếu dựa vào năng lượng nội vỉa hoặc/và bổ sung từ bên ngoài vào bằng các kỹ thuật, công nghệ khai thác dầu không quá phức tạp nên được gọi là thu hồi dầu thông thường (COR)
Trang 17Hình 1.1: Sản lượng khai thác dầu
1.3/ Giai đoạn khai thác tam cấp (EOR)
Khi nguồn năng lượng từ bên ngoài tác động vào vỉa không thể dịch chuyển dầu từ vỉa tới các giếng khai thác thì cần phải tác động để tăng hiệu suất quét, hiệu suất đẩy bằng cách thay đổi các đặc trưng cơ bản của chất lưu trong vỉa như: sức căng bề mặt, độ nhớt, tính dính ướt, tỷ số linh động Các phương pháp nhiệt, khí, hóa học và phương pháp sử dụng vi khuẩn thường được sử dụng để thu hồi thêm dầu sau khi giai đoạn khai thác thứ cấp không hiệu quả Các phương pháp áp dụng trong giai đoạn này được gọi là nâng cao thu hồi dầu (EOR)
Trong giai đoạn khai thác tam cấp, các giải pháp IOR (tương tự giai đoạn khai thác thứ cấp) cũng có thể được triển khai đồng thời nhằm gia tăng hiệu quả kinh tế cho dự án Lưu ý rằng khai thác tam cấp - EOR để khai thác thêm phần dầu dư bất động trong vỉa, mà không thể thu hồi bằng các
cơ chế khai thác thứ cấp thông thường Do vậy, hiệu quả áp dụng khai thác tam cấp được xác định bằng phần dầu khai thác tăng thêm do giảm được giá trị dầu bất động Sor này
Các phương pháp EOR chủ yếu được áp dụng cho giai đoạn thu hồi tam cấp, mặc dù một số phương pháp EOR có thể được sử dụng sớm hơn trong các giai đoạn khai thác dầu EOR là việc sử dụng các công nghệ khai thác
để tăng lượng dầu có thể khai thác được từ một mỏ sau giai đoạn khai thác
sơ cấp và thứ cấp Các công nghệ này là các phương pháp hoặc tổ hợp phương pháp khí, nhiệt, hóa học hay vi khuẩn, để thu hồi dầu bị mắc kẹt trong những tập đá chứa dầu bằng cách làm giảm các lực giữ dầu ở trong lỗ rỗng của vỉa đá, làm giảm độ nhớt khác nhau giữa dầu và nước hoặc làm giảm các đặc tính của vỉa để dầu có thể dễ dàng được khai thác hơn
Trang 18 Với các biện pháp tác động từ bên ngoài vào vỉa dầu khí (bổ sung năng lượng, tạo tương tác chất lưu/vỉa…) nhằm tăng thêm lượng dầu khai thác ngoài lượng dầu khai thác nhờ năng lượng nội tại của vỉa được gọi chung là
“cải thiện thu hồi dầu” (IOR) Như vậy, IOR bao gồm các phương pháp EOR cũng như việc tái phát triển mỏ, khoan thêm giếng mới và việc ứng dụng các công nghệ giếng khoan, quản lý và kiểm soát vỉa một cách thông minh, các kỹ thuật giám sát vận hành vỉa tiên tiến và các ứng dụng cải tiến khác đối với quá trình khai thác dầu
Hình 1.2: Cơ chế thu hồi dầu
Trang 192/ ĐẶC ĐIỂM CẤU TRÚC CẤU TẠO X12
2.1/ Các thành tạo địa chất
Cột địa tầng tổng hợp của cấu tạo X12 đƣợc mô tả ở hình 2.1
Hình 2.1: Cột địa tầng tổng hợp cấu tạo X12
Trang 20 Tuổi đồng vị Rb-Sr của các lọai đá này trong các giếng khoan là:
Granit biotit 103 ± 1.5 tr năm (SV - 4X: 3395 - 3400 mTVDSS)
Granit biotit hocblend 106 ± 3 tr năm (SV - 2X: 3240 - 3245 mTVDSS)
2.1.2/ Các trầm tích phủ Kainozoi
Paleogen, Oligocene trên, Hệ tầng Trà Tân (phần dưới)/Tập E (Hình 2.1, 2.3)
Độ dày của tập E thay đổi từ 0 - vài trăm m Nằm ngay dưới lớp sét kết màu nâu vàng giàu chất hữu cơ, tập E phủ trên tầng đá móng phong hóa Bị bóc mòn ở hầu hết phần đỉnh của cấu trúc, nhìn chung tập E chỉ phân bố ở phía cánh và có chiều dày thay đổi từ 0 đến vài trăm m Là các thành tạo trầm tích sông, hồ, thành phần chính của tập là các lớp cát kết, cuột kết có xen kẽ một ít đá vôi, sét kết và bột kết Đá cát kết có màu xám đến nâu xám, gắn kết yếu có độ hạt từ trung bình đến rất thô, độ mài tròn kém đôi khi có chứa cuội kết
Paleogen, Oligocene trên, Hệ tầng Trà Tân (phần giữa)/Tập D (Hình 2.1, 2.2, 2.4) Độ dày của tập D thay đổi từ 300 - 450m Các thành tạo trầm tích tập D phân bố rộng rãi trong cấu tạo X12, chủ yếu là sét đầm hồ giàu vật chất hữu cơ xen kẹp các thấu kính cát mỏng, đá vôi, bột kết và than lấp đầy các bán địa hào á vĩ tuyến và phủ không chỉnh hợp lên các thành tạo móng
Trang 21granitoid trước Kainozoi và các thành tạo trầm tích tập E Trầm tích D là tầng chắn cho móng của cấu tạo này
Paleogen, Oligocene trên, Hệ tầng Trà Tân (phần trên)/Tập C (Hình 2.1, 2.2, 2.5) Độ dày của tập thay đổi từ 150 - 300m Các thành tạo thuộc tập C phân bố rộng rãi trong cấu tạo X12 Trầm tích của tập chủ yếu gồm sét kết, bột kết xen kẽ với cát kết lắng đọng trong môi trường sông, hồ, đầm lầy và biển nông Các đá sét kết giàu chất hữu cơ, có màu nâu vàng cho đến xám, xám xanh Các lớp cát kết có màu thay đổi từ xám nhạt đến nâu vàng, có độ hạt từ mịn đến trung bình, đôi khi thô, độ mài tròn kém
Neogen, Miocene dưới, Hệ tầng Bạch Hổ/Tập BI (Hình 2.1, 2.2, 2.6) Độ dày của tập thay đổi từ 300 - 700m Tập BI bao gồm các lớp cát kết xen kẹp với bột kết và sét kết Tập BI được chia làm hai phần: Bạch Hổ trên kết thúc ở bất chỉnh hợp Intra Lower Miocene và Bạch Hổ dưới kéo dài xuống nóc của tập C
Bạch Hổ trên: bao gồm lớp Rotalia (sét Bạch Hổ) nằm trên cùng của tập
với thành phần chủ yếu là sét kết và phần dưới là các lớp sét kết, cát kết
và bột kết nằm xen kẹp nhau Ở cấu tạo X12 lớp sét Rotalia có chiều dày thay đổi từ 30 đến 35m Bên dưới lớp Rotalia có một số lớp cát kết có độ rỗng, thấm và tính liên tục tốt, được đánh giá là đối tượng tìm kiếm thứ hai (sau móng) có khả năng chứa (B8, B9, B10 và B15)
Bạch Hổ dưới: với phần nóc là bất chỉnh hợp Intra Lower Miocene và
phần đáy là nóc tập C Thành phần chủ yếu của phức hệ này bao gồm các lớp cát kết, sét kết và bột kết nằm xen kẹp nhau
Neogen, Miocene giữa, Hệ tầng Côn sơn/ Tập BII (Hình 2.1, 2.2) Chiều dày của tập thay đổi từ 500 - 600m Các đất đá thuộc Hệ tầng Côn Sơn chủ yếu
là các lớp cát kết có độ hạt từ mịn đến thô xen kẹp sét kết và dolomite, đôi khi là các lớp than có tuổi Mioxen trung Môi trường trầm tích của thành hệ này là đồng bằng ven biển và biển nông Tài liệu thu được từ các giếng khoan cho thấy Hệ tầng Côn Sơn không có tiềm năng dầu khí
Neogen, Miocene trên, Hệ tầng đồng Nai/ Tập BIII (Hình 2.1, 2.2).Chiều dày tập thay đổi từ 500 - 750m Thành phần của tập BIII bao gồm các lớp cát kết
có xen kẽ các lớp sét kết, dolomite và các lớp than mỏng Cũng như phức hệ Côn Sơn, phức hệ này có môi trường trầm tích ven biển và biển nông Tập BIII không được xem là đối tượng tìm kiếm dầu khí
Trang 22Neogen, Pliocene - đệ tứ, Hệ tầng Biển đông/Tập A (Hình 2.1, 2.2) Chiều dày tập thay đổi từ 400 - 700m Thành phần của tập bao gồm các tập cát kết
có tính gắn kết yếu, có màu xám nhạt đến xám xanh, độ hạt thay đổi từ mịn đến thô, độ mài tròn và chọn lọc kém Xen kẽ với đá cát kết là các tập sét kết, đá vôi và đôi khi có các lớp than non mỏng ở phần đáy tập Ở phức hệ này bắt gặp khá nhiều hóa thạch là các lớp vỏ sò phát triển không đại trà trên khắp khu vực
Hình 2.2: Mặt cắt địa chất dọc cấu tạo X12
Trang 23Hình 2.3: Bản đồ bề bề dày tập E, cấu tạo X12
Hình 2.4: Bản đồ bề dày tập D, cấu tạo X12
Trang 24Hình 2.5: Bản đồ bề dày tập C, cấu tạo X12
Hình 2.6: Bản đồ bề dày tập BI, cấu tạo X12
Trang 252.2/ Đặc điểm kiến trúc
2.2.1/ Hình thái các bề mặt
Theo bản đồ cấu tạo bề mặt móng (Hình 2.7) và bản đồ đứt gãy chính (Hình 2.12), cấu tạo X12 đƣợc bao quanh bởi các đứt gãy F1 ở phía Tây Bắc, F2 ở phía Đông Nam Phần cao nhất của bề mặt nóc móng nằm ở trung tâm của cấu tạo với chiều cao thay đổi từ 2730 - 2750m Ở độ sâu khép kín 3500m (Hình 2.12), bề mặt móng có chiều dài khoảng 14.5km và chiều rộng 2.5km Bề mặt móng ở trung tâm cấu tạo X12 hầu nhƣ bị phủ trực tiếp hoặc kề áp bởi tập D, trong lúc đó ở rìa cấu tạo trầm tích tập E và
D gá vào nóc móng qua các đứt gãy chính F1, F2, F3, F4 và F5 (Hình 2.12)
Nóc tập E chỉ tồn tạo ở rìa của cấu tạo X12 Phần trên đỉnh của cấu tạo, tập E
bị bóc mòn hoàn toàn (Hình 2.8) Bề mặt nóc tập E nằm áp vào tầng nóc móng qua các đứt gãy F1, F2, F3, F4 và F5 (Hình 2.12) Ở sát rìa cấu tạo, chiều dày của tập E chỉ vào khoảng 0 - 100m, càng ra xa chiều dày của nó tăng lên đến hơn 500m (Hình 2.5) Theo bản đồ cấu tạo nóc tập E (Hình 2.8) cấu tạo X12 có diện tích nhỏ và khép kín ở độ sâu 3100m
Nóc tập D phủ trên toàn bộ cấu tạo X12 (Hình 2.9) Ở phần trung tâm cấu tạo, nóc tập D phủ trực tiếp lên bề mặt móng (Hình 2.2) Theo bản đồ cấu tạo nóc tập D (Hình 2.9) thì cấu tạo X12 khép kín ở độ sâu 2400m với một diện tích nhỏ (chiều dài khoảng 3km, chiều rộng 1km) ở trung tâm cấu tạo Chiều dày của tập D thay đổi từ 150 - 200m ở trung tâm, càng ra xa chiều dày của nó tăng lên đến 450m
Nóc tập C và B1 phủ lên toàn bộ cấu tạo X12 Trên bản đồ cấu tạo của chúng (Hình 2.10 và 2.11), cấu tạo X12 vẫn có dấu hiệu khép kín ở độ sâu 2100m và 2000m song diện tích bị thu hẹp dần với chiều dài không quá 1km
