ÁP DỤNG BƠM ÉP KHÍ ĐỒNG HÀNH BẰNG PHƯƠNG PHÁP BƠM ÉP KHÍ NƯỚC LUÂN PHIÊN (WAG) CHO TẦNG CHỨA CÁT KẾT MIOCEN DƯỚI MỎ X BỒN TRŨNG CỬU LONG

Hiện trạng sản lƣợng dầu khai thác khu vực Đông Bắc nói riêng cũng nhƣ toàntầng chứa cát kết Miocen dƣới nói chung đang trong giai đoạn suy giảm với độ ngập nƣớc của các giếng tăng cao. Sau giai đoạn khai thác sơ cấp và hiện tại tầng chứa đang trong giai đoạn khai thác thứ cấp, những khu vực bị ngập nƣớc vẫn còn một lƣợng dầu sót lớn nằm lại trong vỉa.Việc nghiên cứu phƣơng pháp thu hồi dầu tăng cƣờng dựa trên mô phỏng đểgiảm lƣợng dầu sót sau khi bơm ép nƣớc là cần thiết nhằm cải thiện khả năng thu hồi dầu. Phƣơng pháp bơm ép khí nƣớc luân phiên (WAG) là phƣơng pháp tiềm năng để tăng thu hồi dầu cho tầng chứa cát kết Miocen dƣới bằng cách giảm độ linh động của khí và lực mao dẫn đảm bảo hiệu suất đẩy bởi khí bơm ép và hiệu suất quét bởi nƣớc bơm ép.Dựa trên mô hình mô phỏng (Eclipse 100), luận văn thực hiện khảo sát bơm épvới các cấp lƣu lƣợng khác nhau (16 trƣờng hợp) và chu kì bơm ép khác nhau (chu kì 2 ,3 ,6, 9, 12 tháng) nhằm phân tích ảnh hƣởng của các thông số vận hành trên đến khả năng thu hồi dầu. Từ đó, lựa chọn thông số vận hành tối ƣu cho khu vực nghiên cứu và so sánh với trƣờng hợp dự đoán tiếp tục bơm ép nƣớc để thấy đƣợc hiệu quả của phƣơng pháp WAG. Kết quả giá trị vận hành tối ƣu cho khai thác trong 8 năm là tiến hành bơm ép WAG cho cả 2 giếng 1I và 4I với lƣu lƣợng khí 5,000 (ngàn feet khốingày), nƣớc 10,000 (thùngngày) và 5,000 (ngàn feet khốingày), 5,000 (thùngngày) cho mỗi giếng bơm ép tƣơng ứng với chu kì bơm ép là 3 tháng.Hệ số thu hồi của trƣờng hợp bơm ép WAG tối ƣu là 10.45% chỉ cao hơn xấp xỉ2% so với trƣờng hợp chỉ bơm ép nƣớc là 8.47% (thời gian tính từ tháng 72015)Do thời gian thực hiện ngắn nên nghiên cứu còn một số hạn chế nhƣ chƣa khảosát ảnh hƣởng của tính trễ độ thấm tƣơng đối trong quá trình bơm ép WAG đến thu hồi dầu, chƣa có đầy đủ số liệu thí nghiệm để đƣa vào mô hình.

Trang 1

- ii -

LỜI CẢM ƠN

Thực tập tốt nghiệp là một dịp tốt để em tiếp cận thực tế với môi trường làm việc tại các công ty dầu khí, giúp chúng em định hướng đề tài, tìm hiểu tài liệu cho luận văn tốt nghiệp và biết thêm những kỹ năng cần cho công việc sau này để trau dồi trước khi trở thành một Kỹ sư Dầu khí Trong quá trình thực tập, em rất may mắn khi được nhận vào thực tập tại công ty liên doanh điều hành Cửu Long (Cửu Long JOC) và được sự hướng dẫn tận tình của các anh đang làm việc tại công ty để em có thể hoàn thành luận văn một cách tốt nhất

Bằng sự chăm chỉ của bản thân và tâm huyết giúp đỡ của thầy hướng dẫn cùng các anh của công ty Cửu Long JOC, cuối cùng luận văn của em đã được hoàn thành Trước hết, em xin gửi lời cảm ơn chân thành đến TSKH Nguyễn Xuân Huy cùng các thầy cô trong bộ môn đã quan tâm, truyền đạt cho em những kiến thức cơ bản để em hoàn thành tốt khóa luận văn, cũng như trong suốt quá trình học tập tại trường Em muốn bày tỏ lời cảm ơn chân thành đến anh Nguyễn Phúc Huy đã nhiệt tình hướng dẫn cung cấp phần mềm để em hoàn thành tốt công việc của mình Bên cạnh đó, em cũng xin chân thành cảm ơn anh Lê Nguyên Vũ đã hướng dẫn và giúp đỡ em tài liệu Cuối cùng, em xin gửi đến những người mà em không đề cập ở trên lời cảm ơn chân thành đã động viên, góp ý, giúp em hoàn thiện luận văn của mình

Mặc dù có nhiều cố gắng nhưng do thời gian ngắn, kiến thức chuyên môn còn hạn hẹp nên luận văn vẫn còn nhiều thiếu sót Kính mong thầy cô xem và đóng góp ý kiến để luận văn em được hoàn thiện hơn

Xin chân thành cảm ơn

TP Hồ Chí Minh, 12/2014 Sinh viên thực hiện Phạm Quốc Huy

TÓM TẮT

Trang 2

- iii -

Hiện trạng sản lượng dầu khai thác khu vực Đông Bắc nói riêng cũng như toàn tầng chứa cát kết Miocen dưới nói chung đang trong giai đoạn suy giảm với độ ngập nước của các giếng tăng cao Sau giai đoạn khai thác sơ cấp và hiện tại tầng chứa đang trong giai đoạn khai thác thứ cấp, những khu vực bị ngập nước vẫn còn một lượng dầu sót lớn nằm lại trong vỉa

Việc nghiên cứu phương pháp thu hồi dầu tăng cường dựa trên mô phỏng để giảm lượng dầu sót sau khi bơm ép nước là cần thiết nhằm cải thiện khả năng thu hồi dầu Phương pháp bơm ép khí nước luân phiên (WAG) là phương pháp tiềm năng để tăng thu hồi dầu cho tầng chứa cát kết Miocen dưới bằng cách giảm độ linh động của khí và lực mao dẫn đảm bảo hiệu suất đẩy bởi khí bơm ép và hiệu suất quét bởi nước bơm ép

Dựa trên mô hình mô phỏng (Eclipse 100), luận văn thực hiện khảo sát bơm ép với các cấp lưu lượng khác nhau (16 trường hợp) và chu kì bơm ép khác nhau (chu kì

2 ,3 ,6, 9, 12 tháng) nhằm phân tích ảnh hưởng của các thông số vận hành trên đến khả năng thu hồi dầu Từ đó, lựa chọn thông số vận hành tối ưu cho khu vực nghiên cứu và

so sánh với trường hợp dự đoán tiếp tục bơm ép nước để thấy được hiệu quả của phương pháp WAG Kết quả giá trị vận hành tối ưu cho khai thác trong 8 năm là tiến hành bơm ép WAG cho cả 2 giếng 1I và 4I với lưu lượng khí 5,000 (ngàn feet khối/ngày), nước 10,000 (thùng/ngày) và 5,000 (ngàn feet khối/ngày), 5,000 (thùng/ngày) cho mỗi giếng bơm ép tương ứng với chu kì bơm ép là 3 tháng

Hệ số thu hồi của trường hợp bơm ép WAG tối ưu là 10.45% chỉ cao hơn xấp xỉ 2% so với trường hợp chỉ bơm ép nước là 8.47% (thời gian tính từ tháng 7/2015)

Do thời gian thực hiện ngắn nên nghiên cứu còn một số hạn chế như chưa khảo sát ảnh hưởng của tính trễ độ thấm tương đối trong quá trình bơm ép WAG đến thu hồi dầu, chưa có đầy đủ số liệu thí nghiệm để đưa vào mô hình

MỤC LỤC

Trang 3

- iv -

LỜI CẢM ƠN ii

TÓM TẮT ii

MỤC LỤC iii

DANH SÁCH HÌNH VẼ - BẢNG BIỂU vi

TỪ VIẾT TẮT xi

MỞ ĐẦU xii

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ BỒN TRŨNG CỬU LONG, MỎ X VÀ THỰC TRẠNG KHAI THÁC TẦNG CHỨA CÁT KẾT MIOCEC DƯỚI 1

1.1 Tổng quan về bồn trũng Cửu Long 1

1.1.1 Vị trí địa lý bồn trũng Cửu Long 1

1.1.2 Các yếu tố kiến tạo khu vực chính 2

1.1.3 Lịch sử tìm kiếm thăm dò dầu khí ở bồn trũng Cửu Long 4

1.2 Tổng quan về mỏ X 5

1.2.1 Vị trí địa lý mỏ X 5

1.2.2 Lịch sử tìm kiếm và khai thác mỏ X 5

1.2.3 Địa tầng và cấu trúc của mỏ X 6

1.2.3.1 Địa tầng 6

1.2.3.2 Cấu trúc 12

1.2.3.3 Đá sinh 13

1.2.3.4 Đá chứa 13

1.2.3.5 Đá chắn 14

1.3 Đặc trưng địa chất tầng chứa cát kết Miocen dưới 14

1.4 Thực trạng khai thác tầng chứa cát kết Miocen dưới 15

CHƯƠNG 2: LÝ THUYẾT VỀ GIA TĂNG THU HỒI DẦU VÀ PHƯƠNG PHÁP BƠM ÉP KHÍ NƯỚC LUÂN PHIÊN (WAG) 18

2.1 Các giai đoạn thu hồi dầu 18

2.1.1 Thu hồi sơ cấp 18

Trang 4

- v -

2.1.2 Thu hồi thứ cấp 18

2.1.3 Thu hồi tam cấp 19

2.2 Phương pháp bơm ép khí nước luân phiên WAG 23

2.2.1 Giới thiệu 23

2.2.1.1 Khái niệm 23

2.2.1.2 Lịch sử 24

2.2.1.3 Mục đích của bơm ép WAG 25

2.2.1.4 Dự án WAG trên thế giới và ở Việt Nam 25

2.2.2 Phân loại các quá trình WAG 27

2.2.3 Các khái niệm cơ bản 28

2.2.3.1 Lực phân tử và tác động đến sự phân bố giữa khí – dầu – nước trong vỉa 28

2.2.3.2 Tính dính ướt 29

2.2.3.3 Áp suất mao dẫn 32

2.2.3.4 Độ thấm 34

2.2.4 Cơ chế thu hồi dầu của phương pháp WAG 42

2.2.5 Những yếu tố ảnh hưởng đến quá trình thiết kế WAG 46

2.2.5.1 Tính chất chất lưu và sự tương tác đá chứa – chất lưu 46

2.2.5.2 Sự phân lớp và tính bất đồng nhất của vỉa 46

2.2.5.3 Nguồn cung cấp và thành phần của khí bơm ép 47

2.2.5.4 Tỉ lệ WAG 47

2.2.5.5 Mô hình bơm ép 48

2.2.5.6 Lưu lượng và áp suất bơm ép và khai thác 49

2.2.5.7 Chu kì WAG 49

2.2.5.8 Thời gian bắt đầu bơm ép 50

Trang 5

- vi -

2.2.6 Những thuận lợi và khó khăn của phương pháp WAG 50

2.2.7 Phương thức tiến hành 51

2.2.7.1 Lựa chọn phương pháp EOR 51

2.2.7.2 Thí nghiệm 52

2.2.7.3 Mô phỏng trên mô hình 53

2.2.7.4 Áp dụng thực tế 53

2.2.8 Nghiên cứu lựa chọn phương pháp EOR cho tầng chứa cát kết Miocen dưới 54

CHƯƠNG 3: MÔ HÌNH MÔ PHỎNG KHU VỰC ĐÔNG BẮC TẦNG CHỨA CÁT KẾT MIOCEN DƯỚI MỎ X 59

3.1 Đối tượng nghiên cứu 59

3.2 Đặc trưng tầng chứa 60

3.2.1 Điều kiện vỉa ban đầu 60

3.2.2 Điều kiện vỉa hiện tại 61

3.2.3 Tính chất của vỉa 61

3.3 Phù hợp lịch sử 61

CHƯƠNG 4: ĐÁNH GIÁ KHẢ NĂNG ÁP DỤNG PHƯƠNG PHÁP BƠM ÉP KHÍ NƯỚC LUÂN PHIÊN CHO KHU VỰC ĐÔNG BẮC TẦNG CHỨA CÁT KẾT MIOCEN DƯỚI MỎ X 66

4.1 Lưu lượng bơm ép WAG 66

4.2 Chu kì bơm ép WAG 86

KẾT LUẬN – KIẾN NGHỊ 91

TÀI LIỆU THAM KHẢO 93

DANH SÁCH HÌNH VẼ - BẢNG BIỂU Hình 1.1: Sơ đồ phân bố các bồn trũng trên thềm lục địa Việt Nam 1

Trang 6

- vii -

Hình 1.2: Các lô dầu khí thuộc bồn trũng Cửu Long và công ty nhà thầu đang

thăm dò khai thác trong bồn 2

Hình 1.3: Phân bố của vỏ thạch quyển trong khu vực Đông Nam Á 3

Hình 1.4: Mô hình kiến tạo của các bồn trầm tích Việt Nam 3

Hình 1.5: Vị trí địa lý mỏ X trong bồn trũng Cửu Long 5

Hình 1.6: Cột địa tầng của bồn trũng Cửu Long 10

Hình 1.7: Cột địa tầng của mỏ X 11

Hình 1.8: Mặt cắt đứt gãy của mỏ X 12

Hình 1.9: Các khu vực của tầng chứa Miocen dưới, mỏ X 15

Hình 1.10: Vị trí và tên giếng khoan của tầng chứa Miocen dưới mỏ X 16

Hình 2.1: Các giai đoạn thu hồi dầu và các phương pháp trong mỗi giai đoạn 19

Hình 2.2: Phương pháp bơm ép khí nước luân phiên (WAG) 24

Hình 2.3: Sự gia tăng của các dự án WAG trên thế giới 24

Hình 2.4: Lực phân tử bên trong môi trường lỏng và ở bề mặt thoáng giữa không khí và chất lỏng 28

Hình 2.5: Các lực giữa bề mặt khí nước và dầu tiếp xúc với bề mặt đá trong hệ thống dính ướt nước 30

Hình 2.6: Tính dính ướt của đá dựa trên góc tiếp xúc (Ursin, 1997) 30

Hình 2.7: Phân bố chất lưu trong hệ thống dính ướt nước và dính ướt dầu (Green, 1998) 31

Hình 2.8: Ảnh hưởng của tính dính ướt lên đường cong độ thấm tương đối (a) dính ướt nước và (b) dính ướt dầu (Ursin, 1997) 31

Hình 2.9: Bán kính của đường cong trên bề mặt cong (Ursin, 1997) 32

Hình 2.10: Dạng mặt cong lý tưởng hình cầu của hai chất lưu không hòa trộn (Ursin, 1997) 33

Hình 2.11: Đường cong áp suất mao dẫn của dầu – nước 33

Trang 7

- viii -

Hình 2.12: Ví dụ về hiệu ứng trễ của đường cong độ thấm tương đối khí 35

Hình 2.13: Minh họa dạng đường cong của (a) đường cong độ thấm tương đối nước – dầu và độ bão hòa điểm cuối (b) đường cong độ thấm tương đối khí – dầu và độ bão hòa điểm cuối 36

Hình 2.14: Dòng chảy 3 pha trong một quá trình WAG (Skauge, 2007) 37

Hình 2.15: Một cặp đường cong độ thấm tương đối cho pha không dính ướt 40

Hình 2.16: Một cặp đường cong độ thấm tương đối cho pha không dính ướt 41

Hình 2.17: Cơ chế hiệu suất quét (a) hiệu suất quét đứng, (b) hiệu suất quét ngang 43

Hình 2.18: Các hiện tượng xảy ra khi tiến hành bơm ép (a) Đới đẩy dầu ổn định (b) Hiện tượng trượt khí (c) Hiện tượng phân tỏa dạng ngón 44

Hình 2.19: Sơ đồ phân bố của chất lưu và đới đẩy dầu trong quá trình WAG 45

Hình 3.1: Mô hình toàn bộ tầng chứa cát kết Miocen dưới 59

Hình 3.2: Mô hình khu vực Đông Bắc tầng chứa cát kết Miocen dưới 60

Hình 3.3: Mô hình phân bố độ rỗng 63

Hình 3.4: Mô hình độ bão hòa dầu 63

Hình 3.5: Mô hình độ thấm theo phương X 64

Hình 3.6: Mô hình độ thấm theo phương Y 64

Hình 3.7: Mô hình độ thấm theo phương Z 64

Hình 4.1: Lưu lượng dầu khai thác của giếng 2P khi bơm ép nước 68

Hình 4.2: Lưu lượng dầu khai thác của giếng 3P khi bơm ép nước 68

Hình 4.3: Độ ngập nước của giếng 3P khi bơm ép nước 69

Hình 4.4: Hệ số thu hồi các trường hợp bơm ép WAG 72

Hình 4.5: Biểu đồ thể hiện lượng dầu gia tăng của các trường hợp bơm ép WAG so với bơm ép nước 72

Trang 8

- ix -

Hình 4.6: Biểu đồ so sánh lượng dầu thu hồi khi bơm ép xen kẽ khí nước giữa

các giếng với khi bơm ép cùng một chất lưu 75

Hình 4.7: Biểu đồ so sánh tổng lượng dầu khai thác và lưu lượng khai thác hàng ngày trường hợp bơm ép WAG với bơm ép nước 76

Hình 4.8: Tổng lượng khí thu hồi của các trường hợp bơm ép WAG so với bơm ép nước 77

Hình 4.9: Áp suất vỉa trường hợp bơm ép WAG và bơm ép nước 78

Hình 4.10: Lưu lượng dầu khai thác của giếng 2P 79

Hình 4.11: Độ ngập nước của giếng 2P 79

Hình 4.12: Lượng khí khai thác của giếng 2P 80

Hình 4.13: Lưu lượng dầu khai thác của giếng 3P 81

Hình 4.14: Đô ngập nước của giếng 3P 82

Hình 4.15: Lượng khí khai thác của giếng 3P 82

Hình 4.16: Tổng lượng dầu còn lại trong 8 lớp trên cùng sau quá trình bơm ép nước 83

Hình 4.17: Tổng lượng dầu còn lại trong 8 lớp trên cùng sau quá trình bơm ép WAG 84

Hình 4.18: Độ bão hòa dầu của lớp thứ 5 sau quá trình bơm ép nước 85

Hình 4.19: Độ bão hòa dầu của lớp thứ 5 sau quá trình bơm ép WAG 85

Hình 4.20: Tổng lượng dầu thu hồi cho trường hợp bơm ép WAG với các chu kì khác nhau 87

Hình 4.21: Sản lượng dầu thu hồi thêm với chu kì khác nhau 88

Hình 4.22: Lưu lượng dầu khai thác của giếng 2P với các chu kì khác nhau 89

Hình 4.23: Lưu lượng dầu khai thác của giếng 3P với các chu kì khác nhau 89

Bảng 1.1 Thực trạng khai thác các giếng của tầng chứa cát kết Miocen dưới 17

Bảng 2.1 Tính dính ướt thể hiện qua góc tiếp xúc (Ursin, 1997) 30

Trang 9

- x -

Bảng 2.2 Các thông số lựa chọn phương pháp EOR theo Taber (1983) 51

Bảng 2.3 Bộ cơ sở dữ liệu về các dự án EOR trên thế giới 54

Bảng 2.4 Tính chất đá chứa và dầu trong vỉa 55

Bảng 2.5 Các thông số lựa chọn của các phương pháp hóa học 56

Bảng 2.6 Các thông số lựa chọn của các phương pháp bơm ép khí không trộn lẫn 56

Bảng 2.7 Các thông số lựa chọn của các phương pháp bơm ép khí trộn lẫn 57

Bảng 3.1 Đặc tính ban đầu của chất lưu vỉa 60

Bảng 3.2 Đặc tính hiện tại của chất lưu vỉa 61

Bảng 3.3 Tính chất của thành hệ 61

Bảng 4.1 Trường hợp bơm ép nước và dự đoán lượng dầu thu hồi 67

Bảng 4.2 Kết quả và so sánh trường hợp bơm ép nước với bơm ép WAG 71

Bảng 4.3 Các trường hợp khảo sát bơm ép khí nước xen kẽ và cùng một chất lưu của các giếng bơm ép 74

Bảng 4.4 Kết quả thu hồi dầu của truờng hợp bơm ép WAG với các chu kì khác nhau 86

Trang 10

STB/D: Stock Tank Barrel/Day

EOR: Enhance Oil Recovery

WAG: Water Alternating Gas

MP: Micellar polymer

ASP: AlkaliC-Surfactant-Polymer

OIIP: Oil Initial In Place

LPG: Liquid Petroleum Gas

MWAG: Miscible Water Alternating Gas

IWAG: Immiscible Water Alternating Gas

SWAG: SimultaCously Water Alternating Gas

SSWAG: Selective SimultaCously Water Alternating Gas

HWAG: Hybrid Water Alternating Gas

MMP: Minimum Miscibility Pressure

IFT: Interfacial Tension

SAGD: Steam-Assisted Gravity Drainage

FVF: Formation Volume Factor

NTG: Ct To Gross

PVT: Pressure Volume Temperature

Trang 11

- xii -

MỞ ĐẦU

1 Tính cấp thiết của đề tài

Tầng chứa cát kết Miocen dưới là một trong những thân dầu khai thác chính của

mỏ X từ năm 2004 Theo xu hướng chung của các mỏ ở Việt Nam hiện tại, việc khai thác ở tầng chứa cát kết Miocen dưới đang trong giai đoạn suy giảm sản lượng, độ ngập nước ở các giếng khá cao từ 52-92% Việc tiến hành khai thác bằng bơm ép nước nhằm duy trì áp suất vỉa kết hợp với các phương pháp cơ học khác vẫn còn hiệu quả nhưng không bằng giai đoạn đầu khai thác Vì vậy, nghiên cứu lựa chọn phương pháp thu hồi dầu tăng cường hợp lý cho tầng chứa cát kết Miocen dưới, mỏ X là cần thiết nhằm gia tăng thu hồi dầu và đảm bảo sản lượng khai thác cho những năm tiếp theo Phương pháp bơm ép khí nước luân phiên (WAG) được công ty Cửu Long JOC đưa vào nghiên cứu là một trong những phương pháp thu hồi tăng cường có tiềm năng

để gia tăng thu hồi dầu trong tầng chứa cát kết Miocen dưới, mỏ X Bên cạnh mục đích nhằm gia tăng cả hiệu suất quét và hiệu suất đẩy mà còn tận dụng được lượng khí khai thác phải đốt bỏ một phần, góp phần bảo vệ môi trường

Trên cơ sở này, đề tài “Áp dụng phương pháp bơm ép khí nước luân phiên (WAG) cho khu vực Đông Bắc tầng chứa cát kết Miocen dưới mỏ X bồn trũng Cửu Long” sử dụng khí hydrocacbon đã được thực hiện để có cái nhìn ban đầu về hiệu quả của phương pháp này

2 Mục tiêu của luận văn

Trình bày các khái niệm cơ bản về các giai đoạn thu hồi dầu, phân loại các phương pháp thu hồi dầu tăng cường (EOR) và lý thuyết về phương pháp bơm ép khí nước luân phiên (WAG)

Sử dụng phần mềm Eclipse 100 để tiến hành bơm ép thử nghiệm một số trường hợp để tìm ra lưu lượng bơm ép và chu kỳ bơm ép tối ưu trong các trường hợp chạy thử nghiệm Từ đó so sánh với phương pháp bơm ép nước để có đánh giá ban đầu về khả năng thu hồi dầu của phương pháp WAG

3 Nhiệm vụ của luận văn

Trang 12

Giới thiệu lý thuyết về phương pháp bơm ép khí nước luân phiên (WAG)

Tiến hành mô phỏng trên mô hình bằng phần mềm Eclipse 100 với các kịch bản giả định để tìm ra trường hợp tối ưu cho vùng nghiên cứu

4 Cấu trúc của luận văn

Luận văn gồm phần mở đầu, kết luận và nội dung chính gồm 4 chương như sau: Chương 1: Tổng quan về bồn trũng Cửu Long, mỏ X và thực trạng khai thác của tầng chứa cát kết Miocen dưới

Chương 2: Lý thuyết về gia tăng thu hồi dầu và phương pháp bơm ép khí nước luân phiên (WAG)

Chương 3: Mô hình mô phỏng khu vực Đông Bắc tầng chứa cát kết Miocen dưới mỏ X

Chương 4: Đánh giá khả năng áp dụng phương pháp bơm ép khí nước luân phiên cho khu vực Đông Bắc tầng chứa cát kết Miocen dưới mỏ X

5 Điểm mới của luận văn

Nghiên cứu tương đối chi tiết về các phương pháp thu hồi dầu tăng cường (EOR)

Giới thiệu khá đầy đủ về phương pháp bơm ép khí nước luân phiên (WAG) cả về

cơ chế thu hồi dầu và những yếu tố ảnh hưởng

Trình bày chi tiết, cụ thể về kết quả có được khi tiến hành mô phỏng bơm ép WAG so với trường hợp chỉ bơm ép nước

Trang 13

Chương 1: Tổng quan về bồn trũng Cửu Long, mỏ X và thực trạng khai thác tầng chứa cát kết Miocen dưới

- 1 -

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ BỒN TRŨNG CỬU LONG, MỎ X VÀ THỰC TRẠNG KHAI THÁC TẦNG CHỨA CÁT KẾT MIOCEC DƯỚI

1.1 Tổng quan về bồn trũng Cửu Long

1.1.1 Vị trí địa lý bồn trũng Cửu Long

Bồn trũng Cửu Long nằm chủ yếu trên thềm lục địa phía Nam Việt Nam và một phần đất liền thuộc khu vực Cửu Long sông Mê Kông Bồn có hình bầu dục, vồng ra

về phía biển đồng thời nằm dọc theo bờ biển Vũng Tàu – Bình Thuận Bồn trũng Cửu Long được xem là bồn trầm tích khép kín điển hình của Việt Nam Bồn có diện tích khoảng 36000km2, bao gồm các lô: 9, 15, 16, 17 và một phần các lô 1, 2, 25, và 31 Bồn được bồi lấp chủ yếu bởi các trầm tích lục nguyên Đệ Tam, chiều dày lớn nhất của chúng tại trung tâm bồn có thể đạt tới 7 – 8km

Hình 1.1: Sơ đồ phân bố các bồn trũng trên thềm lục địa Việt Nam

Hầu hết các lô đã chia có chiều dày trầm tích từ khoảng 2000m trở lên đều đã và đang được thăm dò, khai thác bởi các công ty dầu khí theo các dạng hợp đồng kí với nước chủ nhà như: Vietsovpetro, JVPC, PCV, Conoco, Cửu Long JOC, Hoàng Long, Hoàn Vũ, Lam Sơn JOC, VRJ Đến nay, bồn trũng Cửu Long được xem là một bể chứa dầu lớn nhất ở thềm lục địa Việt Nam với các mỏ đang được khai thác như: Bạch

Hổ, Rồng, Rạng Đông, Ruby, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Sư Tử Trắng…

Trang 14

- 2 -

Hình 1.2: Các lô dầu khí thuộc bồn trũng Cửu Long và công ty nhà thầu đang

thăm dò khai thác trong bồn 1.1.2 Các yếu tố kiến tạo khu vực chính

Trong khu vực Đông Nam Á có ba yếu tố kiến tạo chính liên quan đến cơ chế tạo

bể trầm tích là:

 Đới hút chìm phát triển từ biển Ấn Độ Dương qua vòng cung đảo Indonesia

 Sự va chạm của mảng Ấn Độ vào mảng Âu – Á ở phía Tây Bắc

 Sự hình thành và tách giãn đáy Biển Đông

Dọc theo vòng cung đảo Indonesia, sự hình thành tách dãn các bể trầm tích chủ yếu theo cơ chế sau cung theo tốc độ hút chìm thay đổi lúc mạnh lúc yếu theo thời gian So với các bể khác ở Đông Nam Á, các bể sau cung này hình thành tương đối sớm, chủ yếu trong Eocen, trước khi sự thúc trồi do va chạm giữa mảng Ấn Độ và mảng Âu – Á có tác dụng mạnh, gây xê dịch các vi mảng

Sự va chạm các mảng Ấn Độ vào mảng Âu – Á xảy ra đồng thời với sự xoay và dịch chuyển lên phía Bắc của vòng cung Philippin tạo nên không gian cho các chuyển động thúc trồi của các địa khối dọc theo các đứt gãy lớn trong khu vực do sự chèn ép của mảng Ấn Độ (thời kì Eocen cách đây 50-55 triệu năm)

Trang 15

- 3 -

Sự hình thành và giãn đáy Biển Đông bắt đầu vào giữa Oligocen và kết thúc vào cuối Miocen sớm, tác động tương hỗ với các yếu tố kiến tạo trước đó, làm phức tạp hóa bức tranh kiến tạo trong vùng ảnh hưởng, đặc biệt đối với bể Nam Côn Sơn, gây ra một pha tạo rift mới vào Miocen giữa

Hình 1.3: Phân bố của vỏ thạch quyển trong khu vực Đông Nam Á

Hình 1.4: Mô hình kiến tạo của các bồn trầm tích Việt Nam

Trang 16

- 4 -

1.1.3 Lịch sử tìm kiếm thăm dò dầu khí ở bồn trũng Cửu Long

Lịch sử tìm kiếm thăm dò dầu khí ở bồn trũng Cửu Long gắn liền với lịch sử tìm kiếm thăm dò, khai thác dầu khí của thềm lục địa Nam Việt Nam Căn cứ vào quy mô, mốc lịch sử và kết quả thăm dò, lịch sử tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí bồn trũng Cửu Long được chia làm 4 giai đoạn sau:

 Trước năm 1975: đây là thời kỳ khảo sát địa vật lý khu vực như từ, trọng lực

và địa chấn để phân chia các lô, chuẩn bị cho công tác đấu thầu, ký hợp đồng dầu khí Vào cuối năm 1974 và đầu năm 1975, công ty Mobil đã khoan giếng khoan tìm kiếm đầu tiên trong bể, BH-1X ở đỉnh cấu tạo Bạch Hổ với kết quả thử vỉa đối tượng cát kết Miocen dưới ở chiều sâu 2755-2819m cho dòng dầu công nghiệp lưu lượng đạt 342

m3/ngày Kết quả này đã khẳng định triển vọng và tiềm năng dầu khí của bể

 Giai đoạn 1975-1979: năm 1976 công ty địa vật lý CGG (Pháp) đã khảo sát 1210.9km theo các con sông của đồng bằng sông Cửu Long và vùng ven biển Vũng Tàu – Côn Sơn, và kết quả là đã khẳng định sự tồn tại của bể Cửu Long với chiều dày trầm tích Đệ Tam dày Năm 1978, công ty Geco (Nauy) đã thu nổ địa chấn trên một số

lô với tổng số chiều dài 11,989.5km và làm chi tiết trên cấu tạo Bạch Hổ với mạng lưới 2x2, 1x1

 Giai đoạn 1980-1988: công tác tìm kiếm, thăm dò dầu khí trong giai đoạn này được triển khai rộng khắp, nhưng tập trung chủ yếu vào một số đơn vị Điểm nổi bật trong giai đoạn này là Xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro đã khoan 4 giếng trên các cấu tạo Bạch Hổ và Rồng trong đó có 3 giếng phát hiện các vỉa dầu công nghiệp trong cát kết Miocen dưới và Oligocen, tháng 9 năm 1988 Vietsovpetro phát hiện dòng dầu trong đá móng granite nứt nẻ

 Giai đoạn từ năm 1989 đến nay: đây là giai đoạn phát triển mạnh mẽ nhất công tác tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí ở bể Cửu Long Đến cuối năm 2003 đã

có 9 hợp đồng tìm kiếm thăm dò được kí kết trên các lô với tổng số giếng khoan thăm

dò, thẩm lượng, khai thác là 300 giếng trong đó Vietsovpetro chiếm khoảng 70% Bằng kết quả khoan, nhiều phát hiện dầu khí đã được xác định như: Rạng Đông (lô 15.2), Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Sư Tử Trắng (lô 15.1), Topaz North, Diamond, Pearl, Emerald (lô 01), Cá Ngừ Vàng (lô 09.2), Voi Trắng (lô 16.1), Đông Rồng, Đông Nam

Trang 17

- 5 -

Rồng (lô 09.1) Trong số phát hiện này có 5 mỏ dầu: Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Sƣ

Tử Đen, Hồng Ngọc hiện đang đƣợc khai thác với tổng sản lƣợng khoảng 45,000 tấn/ngày Đến nay, đã đƣa vào khai thác các mỏ mới nhƣ Sƣ Tử Vàng, Sƣ Tử Trắng và

Hình 1.5: Vị trí địa lý mỏ X trong bồn trũng Cửu Long

1.2.2 Lịch sử tìm kiếm và khai thác mỏ X

Lô 15-X đƣợc công ty Cửu Long JOC nhận thầu ngày 26 tháng 10 năm 1998 Giai đoạn thăm dò ban đầu là 3 năm sau đó tăng thêm 1 năm nữa đến ngày 25/10/2002 Giai đoạn thăm dò thứ 2 từ năm 2002-2003 và giai đoạn thăm dò thứ 3 từ 2003-2004

X

Y

Z

T

Trang 18

- 6 -

Những công việc bắt buộc của từng giai đoạn thăm dò đã được thực hiện: thu thập số liệu địa chấn, xử lý các mặt cắt địa chấn 2D và 3D, hoàn thành nhiều giếng khoan thăm dò và thẩm lượng Bên cạnh đó, có khá nhiều giếng khoan khai thác đã được khoan và hoàn thành trong phát triển mỏ giai đoạn 1

Giếng khoan tìm kiếm đầu tiên của Cửu Long JOC khoan vào năm 2000 Kết quả thử vỉa cho lưu lượng 5655 thùng dầu/ngày từ đá móng, 1366 thùng dầu/ngày từ tầng Oligocen và 5600 thùng dầu/ngày từ tầng Miocen dưới tại mỏ X Sau đó nhiều giếng thẩm lượng khác đã được khoan Từ các kết quả thu được đã cho phép công bố phát hiện thương mại đầu tiên vào năm 2001

1.2.3 Địa tầng và cấu trúc của mỏ X

1.2.3.1 Địa tầng

Móng Trước Đệ Tam

(Nóc của tầng móng từ 2475m – 2800m đến 4000m, độ sâu thẳng đứng so từ mặt nước biển và tính tương tự cho các độ sâu bên dưới (spill point))

Thạch học gồm có đá granite, nhiều đai mạch basalt/andesite, monzodiorite Có một khoảng bị kaolinite hóa (phong hóa) dày từ 4-55m bao phủ tầng móng nứt nẻ

Đá móng granite bao gồm khoảng 12-34% (chủ yếu 18-29%) quartz, 9-38% (chủ yếu 15-30%) K-feldspar (chiếm ưu thế orthoclase và thỉnh thoảng microclin), 14-40% (chủ yếu 22-26%) plagioclase (feldspar trắng đến oligioclase) và 2-10% mica (biotite

và muscovite)

Khoáng vật thứ sinh thường là chlorite, epidote, zeolite, calcite và những khoáng vật mờ đục như pyrite và thỉnh thoảng là những oxit sắt Quartz monzodiorite và monzodiorite bao gồm từ 2-10% quartz, 15-20% K-feldspar, 40-50% plagioclase (chiếm ưu thế ologioclase) và 1-3% mica (biotite và muscovite), với những khoáng vật chiếm ưu thế trong đá móng granite Đá basalt/andesite bao gồm 5-25% ban tinh (chủ yếu plagioclase và hiếm khi orthoclase, pyroxen, olivin), với 1 khối đá mịn 75-85% vi tinh plagioclase, thủy tinh núi lửa, phần nhỏ orthoclase, pyroxen

Mẫu mùn khoan gồm 10% biotite nâu đồng đen, trong một khoảng sạch (ít sét), quartz trong mờ đến đục và trắng đục, feldspar mịn xám đến hơi hồng (ít), với calcite thông thường, zeolite, chlorite và một lượng nhỏ epidote, hornblende và pyrite

Trang 19

- 7 -

Đá granite tươi thường điển hình là các đá felsite mịn từ rất trong đến trong mờ với nhiều “khối” biotite thô xanh đen sáng bóng Plagioclase có thể được nhận biết trong đá granite tươi đến đá granite biến đổi ít với kiến trúc tinh thể thô đến rất thô Plagioclase ít tan trong axit hydrochloric và tạo ra huyền phù lờ mờ

Đá granite biến đổi bao gồm kaolinite (từ 10% trong granite tươi đến 30% trong granite biến đổi nặng) và các khoáng vật mafic đã biến đổi.Sự biến đổi thủy nhiệt thường được nhận thấy gần các đai xâm nhập, đó có thể là kết quả của các hoạt động thủy nhiệt kết hợp với sự xâm nhập

Phụ Thống Oligocen Muộn – Hệ Tầng Trà Tân Dưới – Tập E

(Từ 2650 - 2900m đến khoảng 2700 – 3000m, dày 100m)

Tập E nằm dưới lớp sét kết màu nâu vàng giàu hữu cơ và được nhận biết bởi lớp cát kết hạt thô và trên tầng móng phong hóa Tập này thường mỏng hoặc vắng mặt trong hầu hết các phần và chỉ hiện diện trên sườn của cấu trúc Chiếm ưu thế ở đây là cát kết hạt thô với một ít bột kết và sự hiện diện xuyên suốt của các mạch đá vôi rất mỏng

Phụ Thống Oligocen Muộn – Hệ Tầng Trà Tân Giữa – Tập D

(Từ 2180/2300m – 2400m đến khoảng 2475 – 2900m, dày 350 – 600m)

Tập D nằm bên dưới tầng cát C30 Tập D bao gồm các lớp xen kẽ nhau: đá sét giàu hữu cơ, cát kết, bột kết, đá vôi mỏng và thỉnh thoảng có than Đá sét giàu hữu cơ

ở đây thì mỏng hơn lớp cùng nguồn gốc trong tập C

Tập D có thể được chia nhỏ làm 2 phần Phần trên bao gồm các đơn vị vỉa D10, D20, D30 và D35 thì chiếm ưu thế là sét kết, cát kết và bột kết xuất hiện xen kẽ chủ yếu trong khoảng D20-D30 Những mạch đá vôi mỏng thì hiện diện xuyên suốt Phần dưới (từ đơn vị vỉa D40 đến D80) bao gồm cát kết, bột kết và sét kết xen kẽ nhau, với

Trang 20

- 8 -

Cát kết thành phần chính là arkose, sáng màu xám ô liu đến nâu vàng mịn, xám xanh đến xám nhạt, bao gồm từ rất mịn đến trung bình, thỉnh thoảng thô đến dạng hạt, góc cạnh đến tròn trịa, quartz trong đến mờ kết cố kết được nhìn thấy có kaolinite hoặc khung đá vôi, với độ rỗng thấy được tốt

Phụ Thống Miocen Sớm – Hệ Tầng Bạch Hổ - Tập B1

(Từ 1650 – 1750m đến khoảng 2080 – 2110m, dày từ 410 – 440m đến 490m) Tập B1 bao gồm xen kẽ cát kết, bột kết và sét kết.Tập B1 được chia làm 2 phần:

“Bạch Hổ trên” mở rộng tới ranh giới bất chỉnh hợp Miocen và “Bạch Hổ dưới” kéo dài tới nóc tập C

Hệ Tầng Bạch Hổ trên

Bao gồm tầng sét Rotalia (sét Bạch Hổ) ở phần trên cùng với phần lớn là sét kết

và phần dưới là xen kẽ của sét kết, cát kết và bột kết

Phụ Thống Miocen Giữa – Hệ Tầng Côn Sơn – Tập B2

(Từ độ sâu 1180m đến khoảng 1650m, dày khoảng 465-480m đến 575m)

Tập này bao gồm cát kết vừa cho đến thô (thỉnh thoảng có dolomite) với sự xen

kẽ của sét kết-1, một ít sét kết-2, vài mạch ngang dolomite và than mỏng

Trang 21

Phụ Thống Miocen Muộn – Hệ Tầng Đồng Nai – Tập B3

(Từ độ sâu 580m đến khoảng 1175 – 1190m, dày 595 – 615m)

Tập này bao gồm cát kết xen lẫn sét kết, những mạch ngang dolomite và lignite/than mỏng

Cát kết hầu như có dạng các hạt bở rời màu xám xanh ô liu, nâu vàng nhạt Kích thước hạt thay đổi từ vừa tới thô, phần lớn từ vừa đến trung bình, hình dạng góc cạnh đến tròn, độ lựa chọn từ nghèo đến vừa phải

Sét kết nhiều màu sắc, phần lớn là sét kết-1 màu nâu đỏ và nâu vàng, rất mịn, vô định hình, dính và hòa tan được

Đá vôi có màu trắng nhạt, xám sáng đến xám vàng, thỉnh thoảng rất rắn chắc Dolomite có màu xám cam, hồng, xám nâu và trắng mờ, dạng bở rời cho đến khối

Thống Pliocen – Kỷ Đệ Tứ - Hệ Tầng Biển Đông – Tập A

(Từ đáy biển đến khoảng 570 – 586m, 525 – 540m)

Tập này gồm có cát kết với các khối sét kết và thường xen lẫn đá vôi, với những tầng lignite mỏng gần đáy Những vùng này có thành phần hóa thạch cao

Cát kết rất không cố kết và mẫu mùn khoan thường là các hạt dạng bở rời có màu xám xanh ô liu đến xám xanh, thỉnh thoảng vàng nhạt và xám Cát kết từ vừa đến có dạng hạt (thường lá các hạt thô) hơi góc cạnh đến gần tròn

Sét kết nhận thấy là sét-2 xám vừa đến xám sáng và xám xanh ô liu đến xám xanh đậm, rất mịn, không có hình dạng nhất định và hòa tan được

Đá vôi có màu trắng nhạt đến xám vàng, có thể bở rồi, có chứa cát là glauconite,

độ rỗng rất kém đến vừa

Trang 22

- 10 -

Hình 1.6: Cột địa tầng của bồn trũng Cửu Long

Trang 23

- 11 -

Hình 1.7: Cột địa tầng của mỏ X Địa tầng của mỏ X

Trang 24

- 12 -

1.2.3.2 Cấu trúc

Mỏ X nằm về phía Đông Bắc của lô 15-X có cấu trúc lớn nhất của lô này Đây là tầng móng trước Đệ Tam được hình thành trong giai đoạn tách giãn bồn trước Oligocen sớm và sau đó được phủ lên bởi các lớp trầm tích

Các yếu tố cấu trúc chính chủ yếu phát triển theo hướng Đông Bắc – Tây Nam Chiếm hơn một nửa diện tích lô 15-X là đơn nghiêng Tây Bắc, ở đây trầm tích có bề dày nhỏ hơn 2km Chuyển từ đơn nghiêng Tây Bắc theo hướng Tây Bắc – Đông Nam

là đơn nghiêng Trà Tân, đây là một dải cấu trúc nửa địa hào, nghiêng dốc về phía Đông Nam, là yếu tố cấu trúc quan trọng nhất trong lô Nơi đây tầng trầm tích có bề dày trong khoảng 2 – 4km và phát triển các cấu tạo lớn kế thừa từ các khối nhô móng granitoid trước Đệ Tam

Hình 1.8: Mặt cắt đứt gãy của mỏ X

Trong phạm vi lô 15-X, hệ thống đứt gãy hướng Đông Bắc – Tây Nam và Đông – Tây là phổ biến nhất Đặc biệt, những đứt gãy có phương Đông Bắc – Tây Nam là các đứt gãy giới hạn cấu tạo Các đứt gãy hướng Đông – Tây, được phát triển sau các đứt gãy hướng Đông Bắc – Tây Nam Hầu hết các đứt gãy biến mất ở nóc trầm tích Oligocen

Thể tích đá móng vào khoảng 82 triệu ft3 sâu 4000m so với mặt nước biển Đỉnh của tầng móng ở độ sâu 2475m ở mỏ X, diện tích bao phủ khoảng 150 km2

Trang 25

- 13 -

1.2.3.3 Đá sinh

Các kết quả phân tích địa hóa từ các giếng khoan lân cận và các giếng trên cấu tạo X cho thấy đá sét tuổi Oligocen rất giàu vật chất hữu cơ và có tiềm năng sinh hydrocacbon rất cao Tổng hàm lượng cacbon hữu cơ (TOC) trong các mẫu sét tuổi Oligocen thường cao hơn 1%, phổ biến các mẫu cao hơn 2% và đôi khi đạt tới hàng chục phần trăm Giá trị S2 và HI của những mẫu này cũng khá cao

Sét tập D có các thông số địa hóa cao nhất phản ánh khả năng sinh tốt đến rất tốt Hơn nữa, sét tập D cũng có chiều dày lớn nhất, có màu nâu sẫm nhất và đường Gamma Ray có giá trị cao Vì vậy, sét tập D có thể được coi là tầng sinh chính yếu nhất của toàn bể Cửu Long cũng như của lô 15-X và cấu tạo X

Sét tập C và E cũng là đá sinh tốt nhưng chiều dày mỏng hơn nhiều so với sét tập

D Khu vực sinh dầu chính của cấu tạo X nằm ở Đông Nam của bể, ngoài ra còn có một khu vực sinh dầu khác nằm ở phía Đông Bắc của lô 15-X

Dưới đây là một vài đặc điểm của tầng sản phẩm móng:

 Độ rỗng khối đá móng (matrix porosity) gần như không có

 Tầng móng có chứa các nứt nẻ mở (open fractures) là nơi chứa dầu rất tốt

 Độ rỗng và độ thấm của đá móng nứt nẻ giảm theo chiều sâu

Trang 26

- 14 -

1.2.3.5 Đá chắn

Hai tập chắn khu vực phát triển trên diện rộng là các phiến sét thuộc hệ tầng Trà Tân (tập D), và hệ tầng Bạch Hổ (tập sét Rotalia) Kết quả nghiên cứu cho thấy chất lượng sét hai tập này khá tốt Tầng sét Rotalia có chiều dày dao động từ 20-30m ở lô 15-X và đây là tầng chắn rất tốt cho tầng sản phẩm Miocen dưới

Đối với tầng chắn sét tập D có chiều dày dao động rất rộng, thay đổi từ 600m ở phần trung tâm bể xuống còn một vài mét, đôi khi không có ở vùng xa rìa Tầng sét D này phủ trực tiếp lên tầng sản phẩm móng nứt nẻ là yếu tố quyết định duy trì dầu trong móng Ngoài ra các đứt gãy “fault sealing” cũng đóng vai trò quan trọng trong việc chắn

340-1.3 Đặc trưng địa chất tầng chứa cát kết Miocen dưới

và cố kết yếu chứa dầu, có những mảnh sét và phiến mỏng Kích cỡ hạt thay đổi từ rất mịn cho đến hạt thô (chọn lọc trung bình) ở phần trên của vỉa, và từ rất mịn cho đến mịn (chọn lọc tốt) với độ rỗng tốt ở phần thấp hơn của vỉa

Tính chất tầng chứa

Từ kết quả phân tích số liệu địa vật lý giếng khoan cho thấy chiều dày hiệu dụng của tầng B10 là từ 6.6-6.8m cho đến 9.3-12.4m, độ rỗng trung bình thay đổi từ 25-29.6% và độ bão hòa nước trung bình là từ 27-36.2% Ngoài ra từ số liệu phân tích từ mẫu lõi cho thấy rằng độ thấm thay đổi trung bình từ 2.2-3 Darcy, độ rỗng từ 27.6-28.1%

Từ những tính chất trên có thể thấy được rằng tầng chứa cát kết Miocen dưới mỏ

X là một tầng chứa có chất lượng tốt

Trang 27

- 15 -

1.4 Thực trạng khai thác tầng chứa cát kết Miocen dưới

Tầng chứa Miocen dưới bao gồm 3 khu vực chủ yếu: khu vực A, khu vực khai thác chính (B) và khu vực Đông Bắc (C) như minh họa trên hình 1.9

Hình 1.9: Các khu vực của tầng chứa Miocen dưới, mỏ X

Hiện tại, vùng khai thác chính đang được khai thác với 10 giếng khai thác: B-1P, 2P, 3P, 4P, 5P, 6P, 7P, 8PST, 9PST, 10PST Hai giếng khai thác C-2P, C-3P thuộc khu vực Đông Bắc (hoặc khu vực C) Giếng C-1P từng là giếng khai thác trong khu vực Đông Bắc, tuy nhiên do hàm lượng nước cao, giếng này đã dừng khai thác và chuyển thành giếng bơm ép vào cuối năm 2011 để duy trì áp suất vỉa Giếng khai thác mới nhất B-10PST được khoan vào khu vực trung tâm của tầng cát kết Miocen dưới, 2 giếng bơm ép là B-11IST trong khu vực khai thác chính và C-4I trong khu vực Đông Bắc đã bắt đầu bơm ép vào tháng 9-2011 và tháng 2-2012

A

B

C

Trang 28

- 16 -

Hình 1.10: Vị trí và tên giếng khoan của tầng chứa cát kết Miocen dưới mỏ X

Từ lúc khai thác vào năm 2004 cho đến cuối tháng 3-2012, 68.8 triệu thùng dầu

đã được khai thác từ tầng chứa Miocen dưới và lưu lượng (3/2012) là 14,819 thùng/ngày Hiện tại tất cả những giếng đang khai thác với phần trăm đáng kể hàm lượng nước (WC) từ 54-92% như trong bảng dưới đây:

Bảng 1.1 Thực trạng khai thác các giếng của tầng chứa cát kết Miocen dưới

Giếng Ngày hoạt

động

Lưu lượng dầu (thùng/ngày)

Hàm lượng nước (%)

Sản lượng dầu tích dồn (triệu thùng)

B-5P

Trang 29

Trang 30

Chương 2: Lý thuyết về gia tăng thu hồi dầu và phương pháp bơm ép khí nước luân phiên (WAG)

- 18 -

CHƯƠNG 2: LÝ THUYẾT VỀ GIA TĂNG THU HỒI DẦU VÀ PHƯƠNG PHÁP BƠM ÉP KHÍ NƯỚC LUÂN PHIÊN (WAG)

2.1 Các giai đoạn thu hồi dầu

2.1.1 Thu hồi sơ cấp

Thu hồi sơ cấp là giai đoạn đầu của quá trình khai thác dầu khí sử dụng năng lượng tự nhiên của vỉa như cơ chế mũ khí, cơ chế nước vỉa, cơ chế khí hòa tan, tháo khô trọng lực và cơ chế hỗn hợp Ban đầu áp suất vỉa cao hơn áp suất đáy giếng trong giếng khai thác Sự chênh áp tự nhiên này đẩy dầu về giếng khai thác và lên bề mặt Tuy nhiên, do áp suất vỉa suy giảm trong quá trình khai thác vì vậy để giảm áp suất đáy giếng hoặc tăng sự chênh áp nhằm tăng sản lượng dầu, có thể dùng hệ thống nâng nhân tạo như bơm, bơm điện chìm, gas lift Quá trình khai thác sử dụng lực nâng nhân tạo cũng được xem là thu hồi sơ cấp

Giai đoạn thu hồi sơ cấp đạt đến giới hạn khi áp suất vỉa thấp làm lưu lượng khai thác không còn hiệu quả kinh tế hoặc khi hàm lượng khí hoặc nước trong lưu lượng khai thác quá cao Trong suốt giai đoạn thu hồi sơ cấp, chỉ một phần trăm nhỏ của dầu tại chỗ ban đầu được thu hồi, thường là khoảng 10% dầu vỉa

2.1.2 Thu hồi thứ cấp

Giai đoạn thu hồi thứ cấp là khi một chất lưu từ bên ngoài như nước hoặc khí được bơm ép vào trong vỉa qua những giếng bơm ép Mục đích của thu hồi thứ cấp là duy trì áp suất vỉa và đẩy dầu về giếng khai thác Những kỹ thuật phổ biến của giai đoạn thu hồi thứ cấp là bơm ép nước và bơm ép khí Thông thường, khí được bơm vào

mũ khí và nước được bơm vào trong đới khai thác hoặc trong tầng nước đáy để quét dầu trong vỉa Kế hoạch duy trì áp suất có thể bắt đầu trong giai đoạn thu hồi sơ cấp Giai đoạn thu hồi thứ cấp đạt đến giới hạn khi mà chất lưu bơm ép (nước hoặc khí) được khai thác một lượng đáng kể ở những giếng khai thác và sản lượng dầu không còn giá trị kinh tế nữa Thu hồi sơ cấp và thứ cấp thường thu hồi khoảng từ 15-40% lượng dầu tại chỗ ban đầu (OIIP)

Trang 31

- 19 -

2.1.3 Thu hồi tam cấp

Giai đoạn thu hồi tam cấp bao gồm những phương pháp thu hồi sau giai đoạn thu hồi thứ cấp Những kỹ thuật chủ yếu được sử dụng như phương pháp nhiệt, bơm ép khí, bơm ép hóa học Đôi khi thuật ngữ này cũng được sử dụng như thu hồi tăng cường (EOR) Nhưng ngày nay, các phương pháp EOR có thể được áp dụng tại bất kì giai đoạn nào của phát triển mỏ

Hình 2.1: Các giai đoạn thu hồi dầu và các phương pháp trong mỗi giai đoạn

Trang 32

- 20 -

 Thu hồi dầu tăng cường (EOR)

Thu hồi dầu tăng cường sử dụng những công nghệ hiện đại để làm thay đổi những tính chất ban đầu của dầu hoặc đá chứa Thông thường các phương pháp này được thực hiện ở giai đoạn ba của thu hồi dầu Nhưng thực tế, những kỹ thuật thực hiện trong thu hồi dầu tăng cường có thể được bắt đầu tại bất kì thời điểm nào trong quá trình khai thác của mỏ Mục đích của các phương pháp thu hồi tăng cường :

 Phục hồi áp suất vỉa

 Tương tác với hệ thống đá chứa/ dầu vỉa để tạo ra những điều kiện thuận lợi

để thu hồi dầu sót như:

- Giảm sức căng bề mặt giữa chất lưu đẩy và dầu

- Tăng số mao dẫn

- Giảm lực mao dẫn

- Tăng độ nhớt của nước bơm ép

- Kiểm soát độ linh động

- Trương nở dầu

- Giảm độ nhớt của dầu

- Thay đổi tính dính ướt của đá chứa

Có ba nhóm phương pháp thu hồi dầu tăng cường chính là phương pháp hóa học (kiềm, polymer, surfactant), phương pháp trộn lẫn (bơm ép CO2, bơm ép HC), và phương pháp nhiệt (hơi, đốt nhiệt tại chỗ) Hiệu quả tối ưu của mỗi loại phương pháp phụ thuộc vào nhiệt độ, áp suất vỉa, chiều sâu, chiều dày hiệu dụng, độ thấm, độ bão hòa nước dư và dầu sót, độ rỗng và tính chất chất lưu như tỉ trọng dầu API và độ nhớt

 Nhóm các phương pháp nhiệt

Các phương pháp nhiệt sử dụng năng lượng nhiệt trong một số trường hợp để làm tăng nhiệt độ của vỉa và do đó làm giảm độ nhớt của dầu, từ đó làm dầu linh động hơn và đẩy dầu về giếng khai thác Các phương pháp nhiệt được chia thành 3 kỹ thuật chính:

Trang 33

- 21 -

 Bơm ép hơi liên tục (steamflood)

Bơm ép hơi liên tục là phương pháp nhiệt áp dụng cho thu hồi dầu nặng trong đó hơi nước được tạo ra tại bề mặt và được bơm ép vào trong vỉa qua những giếng bơm

ép được bố trí riêng biệt Khi vào trong vỉa hơi nước sẽ làm nóng dầu và làm giảm độ nhớt của dầu, làm cho dầu linh động hơn và di chuyển về giếng khai thác

 Bơm ép hơi theo chu kì

Bơm ép hơi theo chu kì là phương pháp nhiệt mà trong đó một giếng được bơm

ép với hơi nước và sau đó được đưa trở lại vào khai thác Một quá trình bơm ép hơi nước theo chu kỳ bao gồm 3 giai đoạn Giai đoạn thứ nhất là bơm ép, trong giai đoạn này một nút hơi nước được bơm vào trong vỉa Giai đoạn thứ hai là đóng giếng trong vài ngày để nhiệt phân bố đều vào trong vỉa nhằm làm loãng dầu Cuối cùng, trong giai đoạn ba dầu pha loãng sẽ được khai thác thông qua chính giếng bơm ép ban đầu Chu kỳ được lặp lại khi quá trình khai thác dầu vẫn có lợi Bơm ép nhiệt theo chu kỳ được sử dụng phổ biến trong những vỉa dầu nặng, cát dầu nặng và trong một số trường hợp để cải thiện khả năng bơm ép trước khi vận hành quá trình bơm ép nhiệt liên lục hoặc đốt nhiệt tại chỗ

 Đốt nhiệt tại chỗ

Đốt nhiệt tại chỗ là phương pháp nhiệt áp dụng cho dầu trong sét (oilshale) hoặc cát dầu (oilsand) phổ biến ở Bắc Mỹ Trong đó, lửa được tạo ra bên trong vỉa bằng cách bơm ép loại khí có chứa oxi, như là không khí Một máy nhiệt đặc biệt trong giếng đốt cháy dầu trong vỉa và tạo một ngọn lửa Nhiệt tạo ra đốt cháy hydrocacbon nặng tại chỗ để bẻ gãy mạch hydrocacbon, hóa hơi những hydrocacbon nhẹ và nước vỉa, thêm vào đó là sự lắng đọng của những hydrocacbon nặng hơn được biết như là than cốc Khi lửa di chuyển, đới đốt cháy đẩy về phía trước một hỗn hợp của khí đốt nóng, hơi nước và nước nóng, do đó làm giảm độ nhớt của dầu và đẩy dầu về những giếng khai thác Ngoài ra, những hydrocacbon nhẹ và hơi nước di chuyển phía trước đới đốt cháy ngưng tụ thành chất lỏng tạo thêm thuận lợi cho quá trình trộn lẫn và tràn ngập nước nóng

Trang 34

- 22 -

 Nhóm các phương pháp hóa học

Các phương pháp hóa học là quá trình bơm ép sử dụng những giải pháp hóa học đặc biệt Chất hoạt động bề mặt, kiềm và những chất như xà phòng được sử dụng để làm giảm sức căng bề mặt giữa dầu – nước trong vỉa, trong khi đó polymer được sử dụng để cải thiện hiệu quả quét Các phương pháp hóa học được bơm thông qua những giếng bơm ép được bố trí đặc biệt để huy động dầu sót sau quá trình khai thác sơ cấp

và thứ cấp Bơm ép hóa học được chia ra thành bơm ép chất hoạt động bề mặt, bơm ép polymer và bơm ép kiềm Bên cạnh đó còn có sự bơm ép kết hợp các chất trên

 Bơm ép kiềm

Kỹ thuật thu hồi dầu tăng cường trong đó một hóa chất kiềm như natri hydroxide (NaOH), natri orthosilicate hoặc natri cacbonat (Na2CO3) được bơm ép trong thời gian vận hành bơm ép polymer hoặc bơm ép nước Hóa chất kiềm sẽ tương tác với dầu, hình thành nên những chất hoạt tính bề mặt bên trong vỉa Những chất hoạt tính bề mặt

sẽ làm giảm sức căng bề mặt giữa dầu và nước và tạo sự gia tăng khai thác dầu Bơm

ép chất kiềm thường không được áp dụng trong những vỉa cacbonat bởi vì có nhiều

Trang 35

- 23 -

canxi (Ca), sự kết hợp giữa hóa chất kiềm và những ion canxi có thể tạo ra kết tủa hydroxide, điều đó có thể làm tổn hại thành hệ

 Nhóm các phương pháp trộn lẫn

Các phương pháp bơm ép trộn lẫn là quá trình bơm ép các khí trộn lẫn vào trong

vỉa Quá trình trộn lẫn duy trì áp suất vỉa và cải thiện đẩy dầu bởi vì làm giảm sức căng

giữa bề mặt dầu – nước Những khí bơm ép bao gồm khí hóa lỏng (LPG) như propan, metan dưới áp suất cao, metan được làm giàu với những hydrocacbon nhẹ, nitơ (N2) dưới áp suất cao và cacbon đioxit (CO2) dưới điều kiện nhiệt độ và áp suất thích hợp của vỉa Chất lưu phổ biến nhất sử dụng cho bơm ép trộn lẫn là khí CO2 bởi vì nó làm

giảm độ nhớt của dầu và chi phí thấp hơn khí hóa lỏng

 Bơm ép khí CO2

Bơm ép CO2 bao gồm bơm ép một lượng lớn khí CO2 (khoảng 15% hoặc lớn hơn 15% thể tích không gian lỗ rỗng chứa hydrocacbon) vào trong vỉa để hình thành quá trình trộn lẫn Khí CO2 trộn lẫn với dầu sẽ làm dầu trương nở và giảm độ nhớt của dầu

từ đó làm dầu linh động hơn và đẩy dầu về giếng khai thác

 Bơm ép khí hydrocacbon

Bơm ép khí hydrocacbon được thực hiện bằng cách bơm ép những hydrocacbon nhẹ vào vỉa ở áp suất cao để tạo thành quá trình trộn lẫn Cơ chế thu hồi của quá trình này là tạo ra sự trộn lẫn giữa khí và dầu, làm tăng thể tích của dầu (làm dầu trương nở), giảm độ nhớt của dầu và đẩy dầu về giếng khai thác

Bên cạnh đó, còn có trường hợp bơm ép khí không trộn lẫn và các phương pháp

sử dụng vi khuẩn để thu hồi dầu

2.2 Phương pháp bơm ép khí nước luân phiên WAG

Trang 36

Hình 2.3: Sự gia tăng của các dự án WAG trên thế giới

Trang 37

- 25 -

2.2.1.3 Mục đích của bơm ép WAG

Mục đích của bơm ép WAG là nhằm cải thiện thu hồi dầu, bằng cách tăng cả hiệu suất quét và hiệu suất đẩy và duy trì áp suất vỉa Hiệu suất đẩy được định nghĩa là lượng dầu được thu hồi trong khu vực tiếp xúc với chất lưu bơm ép Hiệu suất quét được định nghĩa như hiệu quả của chất lưu quét tiếp xúc với vỉa về phương diện thể tích Nói cách khác, hiệu suất quét của chất lưu bơm ép theo cả diện đứng và diện ngang Mục đích chủ yếu của những nút nước là tăng hiệu suất quét thể tích bằng một

tỷ số độ linh động thích hợp Bằng cách giảm tỷ số linh động thì phần lớn của vỉa sẽ được quét và đới chuyển dịch sẽ ổn định hơn, làm giảm hiện tượng phân tỏa dạng ngón và khí đến giếng khai thác sớm Mục đích của những nút khí là để tăng hiệu suất đẩy và tiếp xúc với dầu tại đỉnh cấu tạo, những khu vực không quét được bởi nước bơm ép

Trong những vỉa cát có độ thấm cao, phân dị trọng lực xảy ra phổ biến, khí có xu hướng di chuyển lên phần đỉnh của vỉa và nước có xu hướng di chuyển xuống phần dưới của vỉa, do đó dầu trong phần trên của vỉa có thể được tiếp xúc bởi khí bơm ép Thông thường, độ bão hòa dầu sót trong quá trình WAG nhỏ hơn trong trường hợp chỉ bơm ép khí hoặc nước (SorWAG < Sorw, Sorg) Do đó, hiệu quả tăng cường thu hồi dầu được cải thiện nhờ sự kết hợp cải thiện hiệu suất đẩy bởi khí bơm ép và hiệu suất quét thể tích bởi nước bơm ép (Christensen, 2001; Kleppe, 2006)

2.2.1.4 Dự án WAG trên thế giới và ở Việt Nam

Dự án WAG trên thế giới

Christensen (2001) đã thống kê 59 mỏ áp dụng bơm ép WAG bao gồm cả bơm

ép WAG trộn lẫn và không trộn lẫn sử dụng những loại khí bơm ép khác nhau, cả khí hydrocacbon và khí phi hydrocacbon như khí CO2 và N2 Xu hướng chung của phương pháp này giúp tăng thu hồi dầu từ 5 – 10% trữ lượng tại chỗ ban đầu (OIIP), đặc biệt một số mỏ lên đến 20% Sự cải thiện hệ số thu hồi dầu trung bình được tính toán là 9.7% cho bơm ép WAG trộn lẫn và 6.4% cho bơm ép WAG không trộn lẫn Trong đó cải thiện hệ số thu hồi dầu cao nhất là trong thành hệ cacbonat Trong 59 mỏ được

Trang 38

từ quá trình khai thác

Bơm ép CO2 – WAG cũng được chứng minh là một kỹ thuật EOR thành công trên thế giới Trong nhiều trường hợp, phương pháp này có áp suất tối thiểu trộn lẫn thấp hơn khí hydrocacbon Tuy nhiên, do nguồn cung cấp khí CO2 và chi phí vận hành cao là một thử thách cho vùng Biển Bắc (Kleppe, 2006) Bơm ép khí CO2 sẽ cho hiệu quả thu hồi dầu cao hơn khi bơm ép sử dụng khí hydrocacbon

Dự án WAG ở Việt Nam

Mỏ Rạng Đông bắt đầu khai thác từ tháng 8/1998 tại hai đối tượng chính là đá cát kết tuổi Mioxen và đá móng nứt nẻ Tính đến năm 2010, mỏ đã khai thác được khoảng 82 triệu thùng dầu và 80 triệu bộ khối khí từ tầng chứa Mioxen dưới với hệ số thu hồi dầu cuối cùng là 26,7% Sản lượng khai thác trung bình hiện nay tại đối tượng này khoảng 18.000 thùng dầu/ngày và 15 triệu bộ khối khí ngày, độ ngập nước trung bình khoảng 55% Bơm ép nước được tiến hành từ năm 2006 và cho đến nay mỏ đang trong giai đoạn suy giảm sản lượng

Theo đánh giá ban đầu, hiệu quả của phương pháp bơm ép WAG có thể làm tăng thêm thu hồi dầu tại đối tượng này khoảng 10 triệu thùng trong giai đoạn 2011-2020, tương đương với hệ số thu hồi đạt khoảng 35% Phương pháp bơm ép WAG đã được nghiên cứu thí nghiệm với MMP của khí đồng hành là khoảng 4800 psia (331 bar)

Trang 39

- 27 -

2.2.2 Phân loại các quá trình WAG

Các quá trình WAG có thể được chia thành nhiều loại dựa vào áp suất và phương pháp bơm ép Dựa vào áp suất bơm ép có thể chia thành bơm ép WAG trộn lẫn và bơm ép WAG không trộn lẫn Trong luận văn này, phân loại các quá trình WAG dựa trên phương thức bơm ép nên chia thành: WAG trộn lẫn (MWAG), WAG không trộn lẫn (IWAG), bơm ép khí và nước đồng thời (SWAG) và WAG lai (HWAG)

Bơm ép WAG trộn lẫn (MWAG)

Khi áp suất bơm ép trong các chu kì khí của một quá trình WAG là gần hoặc trên

áp suất tối thiểu trộn lẫn (MMP) của chất lưu vỉa, quá trình này được gọi là bơm ép WAG trộn lẫn (Rogers và Grigg, 2000; Panda, 2011) Những dự án bơm ép WAG trộn lẫn chủ yếu được thực hiện trên đất liền và hầu hết với khoảng cách giếng gần nhau, nhưng gần đây những quá trình trộn lẫn cũng đã được thử nghiệm trong điều kiện xa

bờ (Stenmark và Andfossen, 1995; Skauge và Berg, 1997; Mogensen, 2010)

Bơm ép WAG không trộn lẫn (IWAG)

Trong quá trình bơm ép WAG không trộn lẫn những đới khí bơm ép không phát triển trộn lẫn với dầu vỉa và vẫn duy trì pha khí trong quá trình đẩy dầu, với một đới chuyển tiếp giữa hai pha (Zahoor, 2011; Fanchi, 2004) Quá trình này được áp dụng trong vỉa có trọng lực ổn định và việc bơm ép khí không bị giới hạn bởi nguồn cung khí hoặc những tính chất của vỉa như độ dốc thấp hoặc tính bất đồng nhất cao (Christensen, 2001) Trong chu kì đầu tiên khí có thể hòa trộn với dầu làm thay đổi độ nhớt và mật độ chất lưu tại đới trộn lẫn Do đó, quá trình này có thể xảy ra dưới điều kiện gần trộn lẫn (Surguchev, 1985; Dalen, 1993; Ramachandran, 2010)

Bơm ép khí và nước đồng thời (SWAG)

Bơm ép khí nước đồng thời kiểm soát độ linh động tốt hơn, cải thiện hiệu quả đẩy của khí và thu hồi dầu (Ma, 1995) Bên cạnh đó, quá trình SWAG sẽ loại bỏ sự bơm ép khí và nước riêng biệt từ đó làm giảm chi phí vận hành Về mặt môi trường, trong trường hợp việc bán khí không có giá trị kinh tế, SWAG có thể làm giảm đáng

kể hoặc loại bỏ việc phải đốt khí

Trang 40

- 28 -

Trong phương pháp SWAG, cả nước và khí được bơm ép cùng lúc vào một phần hoặc toàn bộ bề dày của thành hệ và được chia thành hai kỹ thuật Trong kỹ thuật thứ nhất, nước và khí được trộn lẫn tại bề mặt và được bơm ép cùng nhau thông qua một giếng bơm ép Quá trình này được gọi là bơm ép SWAG Trong kỹ thuật thứ hai, hai pha được bơm một cách riêng biệt sử dụng giếng bơm ép hoàn thiện kép và được bơm

ép một cách chọn lọc vào trong thành hệ Kỹ thuật này được biết như là bơm ép khí nước luân phiên đồng thời có chọn lọc (SSWAG) và thông thường khí được bơm ép tại đáy của thành hệ và nước được bơm ép vào phần trên của vỉa (Quijada, 2005)

Bơm ép WAG lai (Hybrid WAG)

Trong vài trường hợp, phương pháp WAG được thực hiện bằng cách bơm ép một nút lớn của khí theo sau là một số những nút nhỏ của nước và khí Quá trình này được biết đến như là bơm ép WAG lai (HWAG) (Jackson, 1985; Magruder, 1990; Hustad, 2002)

2.2.3 Các khái niệm cơ bản

2.2.3.1 Lực phân tử và tác động đến sự phân bố giữa khí – dầu – nước trong vỉa

Trong môi trường rỗng có chứa nhiều chất lưu luôn có sự tác động của lực bề mặt phân tử, đặc biệt giữa hai chất lưu không hòa trộn trong hệ đa pha

Hình 2.4: Lực phân tử bên trong môi trường lỏng và ở bề mặt thoáng giữa không

khí và chất lỏng

Khi phân tử nằm dưới bề mặt thoáng thì lực hấp dẫn lên phân tử sẽ bằng “0” Nếu phân tử nước nằm ở bề mặt thoáng, nơi tiếp xúc giữa nước – không khí thì nó sẽ chịu tác động của các phân tử nước bên dưới bề mặt thoáng và của phân tử không khí trên mặt thoáng Do sự chênh lệch về tỉ trọng và trọng lượng của các phân tử nước và

Định dạng
Số trang	106
Dung lượng	3,64 MB

Tài liệu tham khảo	Loại	Chi tiết
[1]. Amandeep Kaur Jusvir Singh (2009), The effect of different hysteresis models on Water Alternating Gas (WAG) process	Khác
[2]. Cửu Long JOC (2012), Cuu Long basin clastic and basement reservoir EOR screening study, Phase 1	Khác
[3]. Cửu Long JOC (2012), Full field development and production plan (X and Z complex. Block 15-1, off shore VN)	Khác
[4]. Helena Lucinda Morais Nangacovie (2012), Application of WAG and SWAG injection techniques into the Norne E-segment field	Khác
[5]. Hamidreza Shahverdi (2012), Characterization of three-phase flow and WAG injection in oil-reservoirs	Khác
[6]. Laura Romero-Zeron (2011), Advances in Enhanced oil recovery processes	Khác
[7]. M. Trujillo, D. Mercado, G. Maya, R. Castro, C. Soto, H. Pérez , V. Gómez and J	Khác
[8]. Ngô Thường San (2012), Bài giảng địa chất khai thác dầu khí, lưu hành nội bộ	Khác
[9]. Nguyễn Mạnh Hùng (2014), WAG for Miocene Bach Ho-A case study, tiểu luận môn học Đặc trƣng địa chất khai thác	Khác
[10]. Nhiều tác giả (2005), Địa chất và tài nguyên Dầu khí Việt Nam	Khác
[11]. Ole Andreas Knappskog (2012), Evaluation of WAG injection at Ekofisk	Khác
[12] Phạm Đức Thắng (2014), Nghiên cứu các giải pháp hợp lý để tận thu dầu trong cát kết Miocen dưới, mỏ Bạch Hổ, Luận án tiến sĩ kỹ thuật	Khác
[13]. Saikou Touray (2013), Effect of Water Alternating Gas injection on ultimate oil recovery	Khác