ĐÁNH GIÁ HIỆN TRẠNG KHAI THÁC VÀ ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP TỐI ƯU KHAI THÁC CHO ĐỐI TƢỢNG MIOCEN Ở MỎ SAPHIA, BỂ CỬU LONG

Công nghệ khai thác dầu khí trên thế giới trong những năm gần đây đã có những tiến bộ vượt bậc, đáng chú ý nhất là các công nghệ ứng dụng trong việc nâng cao hệ số thu hồi (IOREOR) khi mà lượng dầu khí khai thác từ các phương pháp truyền thống bấy lâu nay mang lại sản lượng chưa được như mong muốn, chưa xứng đáng với tiềm năng trữ lượng mỏ, có thể nói đây là một sự khai thác chưa hiệu quả. Công nghệ ứng dụng các phương pháp IOREOR đã phát triển từ vài thập kỷ qua trên khắp thế giới và đã đạt được nhiều thành tựu lớn, cho thấy khả năng thu hồi dầu đáng kể và tiềm năng của công nghệ này. Nâng cao hệ số thu hồi, đầu tiên là để thỏa mãn các nhu cầu về năng lượng đang ngày càng gia tăng trong những năm gần đây, trong khi khả năng tìm kiếm các mỏ dầu khí ngày càng khó. Các mỏ dầu lộ thiên đang dần hết, bắt buộc con người phải tìm kiếm những mỏ mới trong những điều kiện địa chất phức tạp và khắc nghiệt hơn, hoặc tìm ra một loại năng lượng tương đương để thay thế. Thứ hai là lợi ích kinh tế cũng sẽ tăng theo. Chính vì vậy công nghệ IOREOR ra đời đánh dấu một bước tiến mới, đóng vai trò chính trong việc giải quyết vấn đề trên. Bồn trũng Cửu Long là bồn trầm tích có tiềm năng chứa dầu khí lớn nhất trên thềm lục địa Việt Nam.Vì vậy việc áp dụng các phương pháp thu hồi tăng cường IOREOR vào bể Cửu Long nhằm gia tăng trữ lượng dầu khí là một điều cần thiết. Được sự đồng ý và chấp thuận của thầy cô trong bộ môn KT Địa Chất Dầu Khí em đã thực hiện khóa luận tốt nghiệp với đề tài: “ĐÁNH GIÁ HIỆN TRẠNG KHAI THÁC VÀ ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP TỐI ƢU KHAI THÁC CHO ĐỐI TƢỢNG MIOCENE Ở MỎ SAPHIA, BỂ CỬU LONG”.

KHOA KỸ THUẬT ĐỊA CHẤT VÀ DẦU KHÍ



LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP CHUYÊN NGÀNH ĐỊA CHẤT DẦU KHÍ

“ĐÁNH GIÁ HIỆN TRẠNG KHAI THÁC VÀ

ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP TỐI ƯU KHAI THÁC CHO ĐỐI TƯỢNG MIOCEN Ở MỎ SAPHIA,

BỂ CỬU LONG”

GVHD: TS NGÔ THƯỜNG SAN

KS PHẠM TUẤN VIỆT SVTH: NGÔ TIẾN VƯƠNG MSSV: 31104348

PHIẾU CHẤM BẢO VỆ LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP

(Dành cho cán bộ hướng dẫn 1)

Họ và tên: Ngô Tiến Vương MSSV: 31104348

Bộ môn: Địa chất-Dầu Khí Lớp: DC11DK

Đề tài luận văn: “Đánh giá hiện trạng khai thác và đề xuất giải pháp tối ưu

khai thác cho đối tượng Miocen ở mỏ Saphia, bể Cửu Long”

1 Họ và tên cán bộ hướng dẫn: TS Ngô Thường San

2 Tổng quát về bản thuyết minh:

Số trang: Số chương:

Số bảng số liệu: Số hình vẽ:

Số tài liệu tham khảo: Phần mềm tính toán:

3 Tổng quát về các bản vẽ:

Số bản vẽ: bản A1 bản A2 khổ khác

Số bản vẽ tay: Số bản vẽ trên máy tính:

4 Những ưu điểm chính của luận văn:

- Đủ điều kiện để bảo vệ luận văn

………

………

………

………

5 Đề nghị: Được bảo vệ: □ Bổ sung thêm để bảo vệ: □ Không được bảo vệ

6 Các câu hỏi sinh viên phải trả lời trước hội đồng:

a) b) c)

7 Đánh giá chung (bằng chữ: Xuất sắc-Giỏi-Khá-TB) Điểm: … /10

Ngày 31 tháng 12 năm 2015

Ký tên

TS Ngô Thường San

PHIẾU CHẤM BẢO VỆ LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP

(Dành cho cán bộ hướng dẫn 2)

Họ và tên: Ngô Tiến Vương MSSV: 31104348

Bộ môn: Địa chất-Dầu Khí Lớp: DC11DK

Đề tài luận văn: “Đánh giá hiện trạng khai thác và đề xuất giải pháp tối ưu

khai thác cho đối tượng Miocen ở mỏ Saphia, bể Cửu Long”

8 Họ và tên cán bộ hướng dẫn: KS Phạm Tuấn Việt

9 Tổng quát về bản thuyết minh:

Số trang: Số chương:

Số bảng số liệu: Số hình vẽ:

Số tài liệu tham khảo: Phần mềm tính toán:

10 Tổng quát về các bản vẽ:

Số bản vẽ: bản A1 bản A2 khổ khác

Số bản vẽ tay: Số bản vẽ trên máy tính:

11 Những ưu điểm chính của luận văn:

- Đủ điều kiện để bảo vệ luận văn

………

………

………

………

………

………

12 Đề nghị: Được bảo vệ: □ Bổ sung thêm để bảo vệ: □ Không được bảo vệ

13 Các câu hỏi sinh viên phải trả lời trước hội đồng:

a) b) c)

14 Đánh giá chung (bằng chữ: Xuất sắc-Giỏi-Khá-TB) Điểm: … /10

Ngày 31 tháng 12 năm 2015

Ký tên

Nhận xét về khóa luận tốt nghiệp Đại học

( Của người phản biện)

Tên đề tài : “Đánh giá hiện trạng khai thác và đề xuất giải pháp tối ưu khai

thác cho đối tượng Miocen ở mỏ Saphia, bể Cửu Long”

Sinh viên thực hiện : Ngô Tiến Vương Họ và tên người phản biện:

Nhận xét:

Tp Hồ Chí Minh, ngày tháng năm 2015

Người phản biện

KHOA KT ĐỊA CHẤT & DẦU KHÍ Độc lập – Tự do – Hạnh phúc

Nhận xét về khóa luận tốt nghiệp Đại học

( Của người phản biện)

Tên đề tài : “Đánh giá hiện trạng khai thác và đề xuất giải pháp tối ưu khai

thác cho đối tượng Miocen ở mỏ Saphia, bể Cửu Long”

Sinh viên thực hiện : Ngô Tiến Vương Họ và tên người phản biện:

Nhận xét:

Tp Hồ Chí Minh, ngày tháng năm 2015

Người phản biện

KHOA KT ĐỊA CHẤT & DẦU KHÍ Độc lập – Tự do – Hạnh phúc

Nhận xét về khóa luận tốt nghiệp Đại học

( Của người phản biện)

Tên đề tài : “Đánh giá hiện trạng khai thác và đề xuất giải pháp tối ưu khai

thác cho đối tượng Miocen ở mỏ Saphia, bể Cửu Long”

Sinh viên thực hiện : Ngô Tiến Vương Họ và tên người phản biện:

Nhận xét:

Tp Hồ Chí Minh, ngày tháng năm 2015

Người phản biệ

LỜI CẢM ƠN

Khóa luận là môn học quan trọng, là thử thách đối với mỗi sinh viên Để

có điều kiện hoàn thành Khóa luận tốt nghiệp, tôi xin gửi lời cảm ơn đến các Thầy Cô trong khoa Kỹ Thuật Địa Chất – Dầu Khí nói chung và Các Thầy cô trong bộ môn Địa Chất & Dầu Khí nói riêng Các Thầy Cô đã quan tâm, giúp đỡ tôi trong suốt bốn năm rưỡi qua

Đặc biệt, để có được định hướng về đề tài và hoàn thành, trình bày kết quả trong Khóa luận này, tôi xin gửi lời biết ơn sâu sắc đến thầy TS Ngô Thường San, Thầy đã tận tâm hướng dẫn, dìu dắt, dạy cho tôi biết rất nhiều kiến thức về Thu hồi dầu tăng cường trong suốt thời gian qua và để thu được kết quả tốt nhất

Bên cạnh đó, tôi xin gửi lời cảm ơn đến anh Phạm Tuấn Việt, người đã hướng dẫn tôi thực tập tại Tổng Công Ty Thăm Dò và Khai Thác Dầu Khí (PVEP) Và cảm ơn tất cả các anh chị trong Ban Công Nghệ Mỏ của Công Ty, đã giúp đỡ tôi trong suốt thời gian thực tập tại Công Ty

Trong suốt thời gian hoàn thành Khóa luận cũng như trong suốt quá trình học tập, tôi xin gửi lời biết ơn chân thành đến những người thân trong gia đình, mọi người luôn ủng hộ và bên cạnh động viên, dành cho tôi những điều tốt đẹp nhất

Xin cảm ơn các bạn trong khoa Địa chất khóa 2011, đã cùng tôi trao đổi, học tập Cám ơn những người bạn thân đã luôn bên tôi trong những năm học Đại học, các bạn đã cho tôi những lời khuyên chân thành trong học tập và cuộc sống

Xin chân thành cảm ơn tất cả mọi người!

Tp Hồ Chí Minh, tháng 12, năm 2015

Sinh viên Ngô Tiến Vương

MỤC LỤC

Đề mục

LỜI CẢM ƠN i

DANH MỤC KÝ HIỆU, TỪ VIẾT TẮT iv

DANH MỤC HÌNH ẢNH vi

DANH MỤC BIỂU BẢNG ix

LỜI MỞ ĐẦU xi

CHƯƠNG 1 ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT ĐỊA LÝ MỎ SAPHIA Ở BỂ CỬU LONG 1

1.1 Đặc điểm vị trí địa lý và lịch sử tìm kiếm, thăm dò 1

1.1.1 Vị trí địa lý 1

1.1.2 Lịch sử tìm kiếm, thăm dò và hiện trạng khai thác mỏ 1

1.2 Đặc điểm địa chất và trữ lượng dầu khí tại chỗ 5

1.2.1 Đặc điểm địa chất 5

1.2.2 Trữ lượng dầu khí tại chỗ ban đầu và còn lại của mỏ Saphia 14

CHƯƠNG 2 16

CƠ SỞ LÝ THUYẾT CÁC PHƯƠNG PHÁP THU HỒI DẦU 16

2.1 Lý thuyết chung các cơ chế thu hồi dầu 16

2.2 Giai đoạn thu hồi sơ cấp 17

2.2.1 Định nghĩa 17

2.2.2 Phương pháp thu hồi 18

2.3 Giai đoạn thu hồi thứ cấp 19

2.3.1 Định nghĩa 19

2.3.2 Phương pháp thu hồi 19

2.4 Giai đoạn thu hồi tam cấp (tăng cường)-IOR/EOR 24

2.4.1 Định nghĩa IOR/EOR 24

2.4.2 Mục đích 24

2.4.3 Tầm quan trọng củathu hồi dầu tăng cường 28

2.4.4 Phân loại các phương pháp IOR/EOR 28

2.5 Các phương pháp nâng cao thu hồi –IOR/EOR 29

2.5.1 Phương pháp khí trộn lẫn/không trộn lẫn 29

2.5.2 Phương pháp hóa học 34

2.5.3 Phương pháp nhiệt 36

CHƯƠNG 3 ĐÁNH GIÁ HIỆN TRẠNG KHAI THÁC VÀ DỰ BÁO KHAI THÁC CHO ĐỐI TƯỢNG MIOCEN CỦA MỎ SAPHIA, BỂ CỬU LONG 44

3.1 Hiện trạng khai thác mỏ 44

3.1.1 Sơ lược tính toán trữ lượng mỏ 44

3.1.2 Hiện trạng khai thác mỏ 47

3.2 Dự báo khai thác 54

3.2.1 Các thông số đầu vào của mô hình mô phỏng 54

3.2.2 Phân tích khai thác 57

CHƯƠNG 4 ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP TỐI ƯU GIA TĂNG HỆ SỐ THU HỒI CHO ĐỐI TƯỢNG MIOCEN Ở MỎ SAPHIA, BỂ CỬU LONG 67

4.1 Đặc tính vỉa chứa Miocen 67

4.2 Đề xuất giải pháp tối ưu gia tăng hệ số thu hồi – IOR/EOR 70

4.2.1 Cơ sở lựa chọn phương pháp thu hồi tăng cường 70

4.2.2 Lựa chọn phương pháp gia tăng hệ số thu hồi (IOR/EOR) 73

TÀI LIỆU THAM KHẢO 80

DANH MỤC KÝ HIỆU, TỪ VIẾT TẮT

Từ viết tắt Nội dung

oAPI American Petroleum Institute

bbl Barrel – đơn vị thùng dầu

bbl/d Barrel/day

Bcf Billion Cubic Feet Metres

Bcm Billion Standard Cubic Metres

BHP Bottom Hole Pressure

bopd Barrel oil per day

Choke Van điều tiết

Bo Hệ số thể tích thành hệ của dầu

cp Centipoise

DST Drill Stem Test

EUR Estimated Ultimate Recovery

FMI Formation Micro Imager

GIIP Gas Initially In Place

GOR Gas Oil Ratio

HC Hydrocarbon

HIIP Hydrocarbon Initial In Place

IPR Inflow Performance Relationship

IOR/EOR Improved/Enhanced Oil Recovery

IEOU Intra Early Oligocene Unconformity

ILOU Intra Late Oligocene Unconformity

LOU Late Oligocene Unconformity

lbm/ft3 Pound Mass per Feet3

LPS Low Pressure System

mD MiliDarcy

MDT Modular Dynamic Testing

MI/Mi Miocene

mss Metres subsea

mmscf/d Million Standard Cubic Feet per Day

mscf/d Thousand Standard Cubic Feet per Day

mMDDF Metres Measured Depth Drill Floor

MMstb Million Stock Tank Barrels

NTG Net to Gross

OIIP Oil Initially In Place

OPR Oil Production Rate

OWC Oil Water Contact

OL- Oligocene

PSC Production Sharing Contract

PCVL Petronas Carigali Vietnam Limited

Pi Initial Pressure

Pb Bubble Pressure

RAR Reserve Assessment Report

STOIIP Stock Tank Oil Initially in Place

Scf/d Standard Cubic Feet per Day

WCT Water Cut

DANH MỤC HÌNH ẢNH

CHƯƠNG 1

1 1.1 Vị trí địa lý Lô A&B trên bình đồ bồn trũng Cửu Long 1

2 1.2 Vị trí địa lý mỏ Saphia trên bình đồ Lô A&B 2

3 1.3 Cơ chế hình thành bồn trũng Mekong và Nam Côn Sơn 6

4 1.4 Các yếu tố kiến tạo của bồn trũng Mekong và Lô A&B 7

5 1.5 Biểu đồ thời địa tầng của các mỏ, Lô A&B 8

6 1.6 Sự phát triển kiến tạo và địa tầng bồn trũng Cửu Long 11

7 1.7 Mặt cắt cấu trúc/sự phân bố chất lưu tầng Miocen mỏ Saphia 13

CHƯƠNG 2

8 2.1 Sơ đồ các giai đoạn thu hồi dầu 16

9 2.2 Ngoại suy suy giảm sản lượng giữa các cơ chế thu hồi 17

10 2.3 Sơ đồ phương pháp bơm ép nước 21

11 2.4 Sơ đồ phân loại các phương pháp IOR/EOR 29

12 2.5 Sơ đồ phương pháp bơm ép CO2 31

13 2.6 Sơ đồ phương pháp bơm ép Polymer 35

14 2.7 Sơ đồ phương pháp bơm ép hơi nước theo chu kỳ 38

15 2.8 Sơ đồ phương pháp bơm ép hơi nước 39

16 2.9 Sơ đồ phương pháp đốt tại chỗ 40

CHƯƠNG 3

17 3.1 Vị trí các giếng khoan khai thác mỏ Saphia 47

18 3.2 Biểu đồ khai thác hiện tại của mỏ Saphia 48

19 3.3 Tình trạng khai thác hiện tại của giếng S-1P 49

20 3.4 Tình trạng khai thác hiện tại của giếng S-2P 50

21 3.5 Tình trạng khai thác hiện tại của giếng S-3P 51

22 3.6 Tình trạng khai thác hiện tại của giếng S-4P 52

23 3.7 Mô hình thông số sau khi loại bớt số ô lưới 55

24 3.8

Mô hình mô phỏng khai thác, cấu trúc vỉa khu vực mainpool

56

25 3.9 Trữ lượng dầu thu hồi của toàn mỏ Saphia 58

26 3.10a Kết quả tái lập lịch sử khai thác GK Saphia-1P 59

27 3.10b Kết quả tái lập lịch sử khai thác GK Saphia-2P 59

28 3.10c Kết quả tái lập lịch sử khai thác GK Saphia-3P 60

29 3.10d Kết quả tái lập lịch sử khai thác GK Saphia-4P 60

30 3.11 Kết quả dự báo của toàn mỏ Saphia đến đầu năm 2026 61

31 3.12a

Dự báo sản lượng các phương án áp suất miệng giếng tối thiểu

63

32 3.12b Dự báo sản lượng các trường hợp lưu lượng gaslift 63

33 3.13 Bản đồ tiềm năng vị trí 4 giếng khoan bơm ép 64

34 3.14 Dự báo sản lượng các phương án bơm ép nước 64

CHƯƠNG 4

38 4.4 Điều kiện lựa chọn theo tỷ trọng dầu 74

39 4.5 Điều kiện lựa chọn theo độ nhớt dầu 75

40 4.6 Điều kiện lựa chọn theo độ thấm 76

41 4.7 Điều kiện lựa chọn theo độ sâu 76

DANH MỤC BIỂU BẢNG

CHƯƠNG 1

1 1.1 Trữ lượng hydrocarbon tại chỗ ban đầu của mỏ Saphia 15

2 1.2 Trữ lượng dầu tại chỗ ban đầu và thu hồi của mỏ Saphia 15

CHƯƠNG 2

3 2.1 Một vài giá trị ER của các phương pháp IOR/EOR điển hình 27

4 2.2 Phân loại dầu theo tỷ trọng (cp) 37

5 2.3 Tổng kết mục đích chính của các nhóm phương pháp tam cấp 43

CHƯƠNG 3

6 3.1 Thông số thể tích vỉa chứa 45

7 3.2 Bảng thông số ĐVLGK sử dụng tính trữ lượng 46

8 3.3 Bảng tổng hợp kết quả tính toán trữ lượng mỏ Saphia 46

9 3.4 Các thông số khai thác hiện tại của mỏ Saphia (01/07/2015) 48

10 3.5 Tóm tắt trữ lượng dầu tích lũy đã khai thác của các giếng ở mỏ

Saphia

53

11 3.6 Thông số của mô hình địa chất sau khi loại bớt ô lưới 54

12 3.7 Tài liệu áp suất giếng khoan 56

13 3.8 Trữ lượng dầu thu hồi các giếng khoan 57

14 3.9 Các thông số khai thác hiện tại của giếng và mỏ 61

15 3.10 Trữ lượng thu hồi các phương án 65

CHƯƠNG 4

16 4.1 Các thuộc tính của nước thành hệ 67

17 4.2 Phân loại đá chứa 68

18 4.3 Tài liệu áp suất các giếng khoan 69

19 4.4 Tóm tắt các đặc tính vỉa của đối tượng Miocen 70

20 4.5 Các thông số lựa chọn phương pháp IOR/EOR 72

21 4.6 Kết quả lựa chọn phương pháp IOR/EOR thủ công 79

LỜI MỞ ĐẦU

Công nghệ khai thác dầu khí trên thế giới trong những năm gần đây đã có những tiến bộ vượt bậc, đáng chú ý nhất là các công nghệ ứng dụng trong việc nâng cao hệ số thu hồi (IOR/EOR) khi mà lượng dầu khí khai thác từ các phương pháp truyền thống bấy lâu nay mang lại sản lượng chưa được như mong muốn, chưa xứng đáng với tiềm năng trữ lượng mỏ, có thể nóiđây là một sự khai thác chưa hiệu quả Công nghệ ứng dụng các phương pháp IOR/EOR đã phát triển từ vài thập kỷ qua trên khắp thế giới và đã đạt được nhiều thành tựu lớn, cho thấy khả năng thu hồi dầu đáng kể và tiềm năng của công nghệ này

Nâng cao hệ số thu hồi, đầu tiên là để thỏa mãn các nhu cầu về năng lượng đang ngày càng gia tăng trong những năm gần đây, trong khi khả năng tìm kiếm các

mỏ dầu khí ngày càng khó Các mỏ dầu lộ thiên đang dần hết, bắt buộc con người phải tìm kiếm những mỏ mới trong những điều kiện địa chất phức tạp và khắc nghiệt hơn, hoặc tìm ra một loại năng lượng tương đương để thay thế Thứ hai là lợi ích kinh tế cũng sẽ tăng theo Chính vì vậy công nghệ IOR/EOR ra đời đánh dấu một bước tiến mới, đóng vai trò chính trong việc giải quyết vấn đề trên

Bồn trũng Cửu Long là bồn trầm tích có tiềm năng chứa dầu khí lớn nhất trên thềm lục địa Việt Nam.Vì vậy việc áp dụng các phương pháp thu hồi tăng cường IOR/EOR vào bể Cửu Long nhằm gia tăng trữ lượng dầu khí là một điều cần thiết Được sự đồng ý và chấp thuận của thầy cô trong bộ môn KT Địa Chất - Dầu

Khí em đã thực hiện khóa luận tốt nghiệp với đề tài: “ĐÁNH GIÁ HIỆN TRẠNG

KHAI THÁC VÀ ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP TỐI ƢU KHAI THÁC CHO ĐỐI TƢỢNG MIOCENE Ở MỎ SAPHIA, BỂ CỬU LONG”.

Đề tài này nhằm đưa ra một cách tổng quát về cách thức lựa chọn phương pháp khai thác và các phương pháp IOR/EOR tối ưu nhất đối với điều kiện mỏ thông qua việc phân tích các phương pháp IOR/EOR đang phổ biến hiện nay

Trong quá trình thực hiện luận văn, em đã tìm kiếm các tài liệu từ internet, tài liệu nội bộ do các anh chị trong Công ty PVEP và GVHD cung cấp, sau đó em đã

biên dịch lại, chắt lọc từ nhiều nguồn với nhiều tác giả khác nhau, do đó chắc hẳn còn nhiều thiếu sót, hạn chế, kể cả tính chính xác của tài liệu Do đó rất mong nhận được sự đóng góp ý kiến của các Thầy cô để em có thể có hoàn thành một cách tốt

nhất

Em xin chân thành cảm ơn.!

Sinh viên NGÔ TIẾN VƯƠNG

Lớp KT Địa Chất – Dầu Khí K2011

CHƯƠNG 1 ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT ĐỊA LÝ MỎ SAPHIA Ở BỂ CỬU LONG

1.1 Đặc điểm vị trí địa lý và lịch sử tìm kiếm, thăm dò

1.1.1 Vị trí địa lý

Mỏ Saphia nằm ở hướng Đông Bắc lô A, cách cảng Vũng Tàu 164 km về hướng Đông, nằm trong vùng biển Việt Nam Mỏ Saphia là một phần của bồn trũng Mekong, nằm cách Vũng Tàu khoảng 160 km về hướng Đông, thuộc vùng biển Việt Nam Bồn trũng Mekong hay còn được biết là bồn trũng Cửu Long là một dạng bồn rift kéo tách Đệ Tam sớm (pull-apart) nằm ở ngoài khơi bờ biển Việt Nam Nó kéo dài khoảng 340 km từ tam giác châu Mekong đến Đông Bắc và chiều rộng thay đổi

từ khoảng 80 km hướng Tây Nam đến 40 km ở hướng Đông Bắc

Hình 1.1: Vị trí địa lý Lô A&B trên bình đồ bồn trũng Cửu Long

1.1.2 Lịch sử tìm kiếm, thăm dò và hiện trạng khai thác mỏ

1.1.2.1 Lịch sử tìm kiếm, thăm dò

Hợp đồng phân chia khai thác (PSC – Production Sharing Contract) cho lô A

& B được ký vào ngày 9 tháng 9 năm 1991 và sẽ hết hạn vào ngày 9 tháng 9 năm

2016 Hai lô ngoài khơi nằm bên cạnh nhau và có tổng diện tích là 13.101 km2

, lô A chiếm 70% (9.171 km2) và lô B chiếm 30% (3.930 km2) tổng diện tích Cuối giai đoạn thăm dò vào ngày 8 tháng 9 năm 1997, PCVL đã giữ hợp đồng phát triển khu vực, được gọi là khu vực phát triển hợp nhất lô A & B bao gồm 1 khu vực tập hợp của 1.184 km2 và được đề xuất bởi PETROVIETNAM vào ngày 27 tháng 11 năm

1997 Khu vực này bao gồm khu vực phát triển mỏ Ruby (bao gồm các phát hiện Ruby, Emerald và Pearl) và các phát hiện nhỏ bao quanh bên cạnh khác như Diamond và Saphia

Hình 1.2: Vị trí địa lý mỏ Saphia trên bình đồ Lô A&B

Giếng Saphia-1X được khoan vào năm 1995 để thăm dò tiềm năng Hydrocarbon của các tầng chứa Miocen, Oligocen và tiềm năng đá móng granit trước Đệ tam Nóc của tầng đá móng được xuyên ở độ sâu 3.077 mss bắt gặp dấu

hiệu nhỏ ở độ sâu 3.472 mss Vì các nứt nẻ quan trọng trong đá móng, một thử nghiệm khai thác được thực hiện trong vùng lỗ khoan hở, giữa chân ống chống 95/8” đến toàn bộ độ sâu Thử nghiệm đã không cho kết quả trong việc gọi dòng tự nhiên, thậm chí sau khi xử lý axit và kích thích bằng phương pháp bơm khí nitrơ Giếng đã xuyên qua 237 m móng bị phong hóa và 158 m đá móng nguyên thủy nhưng đã được xác minh là không có chứa hydrocarbon trong khu vực này

Tầng khai thác chủ yếu là Miocen MI-09/10, có 2 thử nghiệm khai thác (production test) được thực hiện ở MI-09/10 Thử nghiệm khai thác (DST#2) ở MI-09/10 xác nhận dòng dầu và khí với tốc độ trung bình thu hồi dầu từ 200 đến 518 bopd và tốc độ thu hồi khí 638-814 mmscf/d với GOR 25 Mscf/stb DST#1 trong đá móng không mang lại bất kỳ kết quả nào

Saphia North-1X được khoan vào năm 2001 để thử nghiệm tiềm năng hydrocarbon ở điểm cao nhất phía Bắc của mỏ Saphia Thử nghiệm khai thác trong MI-09/10/20 cho dòng tối đa 2.316 bopd và 0,933 mmscf/d Những dấu hiệu bắt gặp trong các lớp cát Oligocen nhưng được giải thích là dầu sót dựa vào phân tích mẫu MDT Tổng cộng 452 m đá móng granit đã được xuyên qua, chạm nóc móng ở 2.579 mss Không có dấu hiệu hydrocarbon hoặc mất dung dịch khoan được tìm thấy và kết quả, đá móng không có hydrocarbon

Dựa vào kết quả khả quan của Saphia-1X và Saphia 1X Saphia 2X được khoan vào tháng 1 năm 2004 để thẩm lượng tiềm năng hydrocarbon ở phần phía Đông Nam của mỏ với mục tiêu chủ yếu là để thẩm lượng các lớp cát Miocen, trong khi mục tiêu thứ yếu là triển vọng Oligocen và đá móng granit trước

North-Đệ tam Tổng cộng 36,9 m và 6,4 m tương ứng chiều dày thực cát chứa dầu được bắt gặp ở các tầng chứa Oligocen và Miocen Không có dấu hiệu hydrocarbon và mất dung dịch khoan trong khi khoan vào móng Hai thử vỉa DST được tiến hành trong lớp cát Oligocen DST#1 cho dòng 290 bopd (39.2 oAPI) và DST#2 chỉ cho dòng 20 bopd sau khi kích thích cơ học bằng khí nitrơ

Sau khi Saphia North-2X thành công, một giếng thứ 4, Saphia North-3X được khoan vào ngày 13 tháng 9 năm 2005 để thẩm lượng điểm cao nhất phía Bắc của

cấu trúc Saphia, cũng được xem như là tầng chứa chính Saphia North-3X được khai thác với 11,7 m chiều dày thực cát chứa dầu ở MI-09/10 và 2,7 m chiều dày thực cát chứa dầu ở OL-10 Phát hiện thêm dầu ở MI-07 (2,1 m chiều dày cát chứa HC) và MI-08 (1.1m chiều dày thực cát chứa khí) Không có hydrocarbon trong móng DST#1 tại MI-09 đã xác minh 2.469 bopd và 0,93 mmscf/d

Saphia North-3XS1 được khoan vào ngày 24 tháng 10 năm 2005 để xác định ranh giới dầu nước ở sườn cấu trúc Saphia trong khi việc thẩm lượng tầng chứa mở rộng MI-07/08 và MI-09 Giếng đã xác minh 2,4 m cát chứa dầu hoặc khí có thể ở MI-07; 2,2 m bề dày thực cát chứa khí và 1,9 m bề dày cát chứa dầu ở MI-08; 10 m

bề dày thực cát chứa dầu ở MI-09 Tuy nhiên, không có ranh giới dầu nước được tìm thấy từ kết quả giếng khoan Bởi vì giếng khoan xấp xỉ khoảng 3 km hướng Bắc

- Đông Bắc từ Saphia North-3X, không có DST được thực hiện và các tầng chứa được giả sử rằng là liên tục với các thuộc tính tầng chứa tương tự Tổng độ sâu giếng khoan đạt được 1.924 mMDDF vào ngày 28 tháng 10 năm 2005

mỏ Saphia lên thành 9 giếng

Kết quả thăm dò:

Các kết quả tìm kiếm thăm dò chỉ ra rằng trữ lượng dầu tại chỗ ban đầu (STOIIP) từ các tầng chứa Miocen chiếm hơn 82% tổng trữ lượng hydrocarbon tại chỗ ban đầu trong khi trữ lượng có thể thu hồi được ước tính (EUR) là 88% tổng trữ lượng có thể thu hồi

Dựa vào thông tin sẵn có hiện tại ở mỏ Saphia, tổng trữ lượng dầu tại chỗ ban đầu loại P50 đối với mỏ Saphia được ước tính là 38,75 triệu thùng cho trường hợp

đã được xác minh (proved), trường hợp (1P); 65,47 triệu thùng trữ lượng đã được xác minh + có thể (probable), trường hợp (2P) và 85,13 triệu thùng trữ lượng đã được xác minh + có thể + ước tính (possible), trường hợp (3P) Tổng trữ lượng dầu tại chỗ ban đầu từ các tầng chứa Miocen đối với trường hợp (2P) được ước tính là 53,58 triệu thùng trong khi trữ lượng dầu tại chỗ ban đầu của Oligocen được ước tính là 11,89 triệu thùng

1.2 Đặc điểm địa chất và trữ lƣợng dầu khí tại chỗ

1.2.1 Đặc điểm địa chất

a Kiến tạo

Về kiến tạo, sự phát triển của bồn trũng Cửu Long cũng như nhiều bồn kéo tách tuổi Đệ tam ở phía Đông Nam và phía Đông châu Á được bắt đầu trong suốt giai đoạn Đệ tam sớm do kết quả của sự dịch chuyển và va chạm của nhiều mảng kiến tạo đặc biệt sự va chạm giữa mảng Ấn Độ và Châu Á Sự dịch chuyển tương đối của những mảng kiến tạo này đã tạo ra sự dịch chuyển khác dọc theo những đới yếu hoặc có nhiều đứt gãy tồn tại trước đó Trong trường hợp bồn trũng Cửu Long dịch chuyển dọc theo những đới yếu là Mae Ping-Tonle Sap và những đứt gãy Red River đã dẫn đến sự tạo thành bồn rift được gọi là bồn Mekong

Về cấu trúc, bồn rift Mekong là một đới sụt lún kéo dài, được hình thành bên trong 1 chuỗi những đặc điểm cấu trúc địa lũy, địa hào và bán địa hào xen kẽ nhau sắp xếp dọc theo phương của bồn Một vài mỏ dầu được phát hiện ở bồn trũng Mekong là Rồng, Bạch Hổ, Rạng Đông, Sư Tử Đen, Ruby, Pearl và Saphia là nếp lồi trên những đặc điểm địa lũy của bồn trũng Sau sự hình thành của đới sụt lún này với một vài đặc điểm địa lũy, địa hào và bán địa hào, Oligocen sớm đến Miocen sớm có tuổi trong thời kỳ đồng tạo rift (syn-rift), nguồn trầm tích chủ yếu là đầm hồ

Bề dày của mặt cắt trầm tích này biến đổi từ trên 8 km ở trung tâm bồn trầm tích đến ít hơn 1km tại rìa bồn

Hình 1.3: Cơ chế hình thành bồn trũng Mekong và Nam Côn Sơn

Hình 1.4: Các yếu tố kiến tạo của bồn trũng Mekong và Lô A&B

b Cấu tạo địa tầng

Sự sắp xếp địa tầng mỏ Saphia được dựa trên sự sắp xếp chung của bồn trũng Cửu Long Với sự hỗ trợ của tài liệu địa chấn và sự phân tích tập địa tầng

Hình 1.5: Biểu đồ thời địa tầng của các mỏ, Lô A&B

Sự mô tả ngắn gọn về thạch học của mỏ Saphia được cho bên dưới:

Tầng chứa Móng nứt nẻ (tuổi trước Đệ tam)

Tầng chứa Móng nứt nẻ trước Đệ tam là tuổi trước Đệ tam, nó được khoan bởi các giếng Saphia-1X, Saphia North-1X, Saphia North-2X và Saphia North-3X Những nghiên cứu cho thấy đá móng có tuổi trước Đệ tam và những vết lộ đá trên đất liền (onshore) của phần phía Nam Việt Nam thì có tuổi và thành phần giống một tầng chứa đang tồn tại trong bồn trũng Cửu Long Nếu đây là một trường hợp sau khi đá móng được bắt gặp thì ở mỏ Saphia có thể là tuổi Creta đến Jura của thành hệ Đèo Cả và Cà Ná

Nói chung, đá móng thuộc granit có thể được chia nhỏ ra thành những vùng bị

phong hóa và không bị phong hóa với bề dày bị phong hóa biến đổi từ vài mét đến hàng trăm mét Ở vị trí mỏ Saphia, các giếng xuyên qua vùng đá móng thuộc đá móng granit bị phong hóa và granit tươi thì không có biểu hiện dầu Thử nghiệm

khai thác Saphia-1X không cho kết quả dầu lên bề mặt

Thành phần khoáng vật của đá rơi vào sự phân loại của các đá thuộc granit của Streckeisen (1976) và được đặt tên như là granit dựa trên sự hiện diện của thành phần Quartz, K – feldspar và Plagioclase Đá có độ chọn lọc tốt (<1,0 mm), kiến trúc bán tự hình Khoáng vật chủ yếu là Plagioclase, K – feldspar và Quartz với lượng nhỏ illite/sericite, Zeolite, Chloride và Calcite Plagioclase khoảng 32 – 37% thành phần đá, K – feldspar 20 – 34%, Quartz 24 – 38%

Thành hệ Trà Tân

Thàng hệ Trà Tân được giới hạn phần trên bởi bất chỉnh hợp Oligocen muộn (LOU) và đáy bởi phần trên của đá móng thuộc granit và có thể được chia nhỏ thành phần dưới, giữa và trên

Phần dưới thành hệ Trà Tân tương đương vơi tập E trong địa chấn địa tầng bồn Cửu Long Tập này được giới hạn bất chỉnh hợp bên trong Oligocen sớm (IEOU) và đá móng granit trước Đệ tam Nhìn chung, phần dưới thành hệ Trà Tân được tạo thành bởi lớp cát xen sét, được giải thích là tích đọng trong môi trường sông đến môi trường đầm hồ

Phần giữa Trà Tân được giới hạn bởi bất chỉnh hợp bên trong Oligocen sớm (ILOU) ở phần nóc và đáy là bất chỉnh hợp bên trong Oligocen muộn (IEOU) Về mặt địa chấn địa tầng bồn Cửu Long nó được gọi là tập D Phần giữa thành hệ Trà Tân là mặt cắt thiên về sét và đá sét với lớp cát và cát bột kết xen kẽ không đều Nó được giải thích là tích đọng trong môi trường bờ đầm hồ với NTG ít hơn 50% Phần trên Trà Tân được giới hạn tại nóc là bởi bất chỉnh hợp Oligocen muộn (LOU) và đáy là bất chỉnh hợp bên trong Oligocen muộn Trong địa chấn địa tầng Cửu Long, đơn vị tương ứng với tập C Không giống như phần nằm dưới phần giữa Trà Tân, đơn vị này thiên về nhiều cát Đơn vị này được tạo thành bởi tầng cát dày với lớp đá sét và sét xen kẽ nhau và được giải thích là tích đọng trong môi trường bồi tích đồng bằng (phù sa) với NTG thông thường hơn 50%

Thành hệ Bạch Hổ hạ (tuổi Miocen sớm)

Phần dưới Bạch Hổ thể hiện thiên về cát với lớp cát dày xen kẽ lớp sét mỏngchỉ ra môi trường đầm bờ hồ với nhiều kênh phát triển tốt Khu vực vùng này tương đương với tập B1.1 trong địa chấn địa tầng Cửu Long Phần giữa Bạch Hổ nhìn chung tương đương với tập B1.2 trong địa chấn địa tầng Cửu Long Về thạch học, khu vực này có thể được chia ra thành đá vụn (clastic) ở phía trên và đá núi lửa phun trào ở phía dưới, một số chỗ có vụn núi lửa Những thân hoặc dòng đá bazan phun trào có liên quan đến hoạt động núi lửa này thì trải rộng hơn, sâu hơn nhưng các đá núi lửa xâm nhập được tập trung trong Oligocen Vùng đá vụn trong phần giữa (middle) thành hệ Bạch Hổ được chia ra thành vùng tách biệt bởi bề mặt biển tiến MI-60 Vùng dưới (lower) là nhiều cát trong khi vùng trên (upper) trên MI-60 thì được tạo thành từ các lớp cát sét xen kẽ nhau Phần giữa Bạch Hổ được giải

thích là do sự tích tụ từ môi trường đầm hồ đến môi trường sông – biển ven bờ

Thành hệ Bạch Hổ trên (Upper Bach Ho) (tuổi Miocen)

Về mặt địa chấn địa tầng Cửu Long, tập này tương ứng với phần trên của tập B1.2 Phần trên Bạch Hổ tuổi Miocen sớm thì có rất nhiều cát với các giếng khoan, cát xen kẽ sét mỏng Cát này được giải thích là do tích tụ trong môi trường đồng bằng ven biển vùng thấp

Thành hệ Tiền Giang, Vàm Cỏ và Côn Đảo (tuổi Miocen giữa – muộn)

Những thành hệ này có cát dày, lớp cát xen kẽ lớp sét mỏng và đá sét Nhìn chung, những lớp cát này được giải thích là do tích tụ trong môi trường từ đồng bằng ven biển đến sông-biển đến vùng biển gần bờ Sự tồn tại glauconit trong vùng này đã xác thực nguồn gốc từ biển của lớp cát này Trong những vùng nông thì không chứa hydrocarbon Những thành hệ này tương ứng với tập B2 trong địa chấn địa tầng Cửu Long

c Sự biểu hiện dầu và khí

Sự biểu hiện hydrocarbon chủ yếu trong mỏ Saphia là từ thành hệ giữa Bạch

Hổ Miocen sớm, có tất cả 5 giếng khoan đã xác minh có hydrocarbon chứa trong thành hệ này Một khoảng bề dày 10 -15 m chứa dầu được phát hiện trong các tầng chứa MI-09/10/20 và phân bố rộng khắp mỏ Saphia Tuy nhiên, sự phân bố không liên tục của lớp cát bên được quan sát từ dữ liệu log cho thấy sự tách biệt các tầng chứa khác Mặc dù vậy, khả năng xuất hiện hydrocarbon ở các tầng chứa Miocen hạ vẫn cao

Trong vùng Oligocen, HC chỉ phát hiện trong tập C và D ở Saphia North-2X điểm cao nhất trên cả sườn nâng và sụt phía Đông Bắc – Tây Nam hướng những đứt gãy xuyên qua bởi thân giếng khoan Thử nghiệm DST tiến hành trong Saphia-2X ở

2 khoảng được lựa chọn trong các tầng chứa OL-10 và OL-20.1/20.2, đã cho dòng dầu trung bình khoảng 200 bopd vì vậy tăng tiềm năng tầng chứa Tuy nhiên, sau khi thử nghiệm tiến hành thì cho kết quả dòng nước mặc dù khai thác bằng nitrơ Cần nguyên cứu thêm nữa để xác nhận năng suất của tầng chứa này trong tương lai Tương tự, ở Saphia North-3X tổng 3m chiều dày thực chứa dầu được phát hiện OL-10/20 là các tầng chứa HC chủ yếu trong vùng Oligocen Tuy nhiên, diện tích bẫy giam giữ HC thì tương đối nhỏ hơn các tầng chứa Miocen Trong tập E, chỉ tầng chứa OL-60 được xem như là HC chứa trong lớp cát Không có thử nghiệm nào được tiến hành để xác định năng suất của các tầng chứa này và vì vậy, rủi ro cho việc phát triển các tầng chứa Oligocen là vẫn cao

Không có HC trong đá móng từ tất cả các giếng khoan Độ mở nhỏ của các nứt nẻ được quan sát từ hình ảnh FMI cho thấy có bẫy HC bị kháng Các nứt nẻ cũng được lắp đầy các khoáng vật thứ sinh chẳng hạn như canxit, zeolite làm giảm tính hiệu quả của lổ rỗng hay đá lổ rỗng chứa HC Hiện tại, tiềm năng HC triển vọng trong đá móng được cho là thấp

Tóm tắt phạm vi chứa HC là như sau:

Tầng chứa Miocen MI-09/20

Hydrocarbon phát hiện trong các tầng chứa Miocen trong tất cả các giếng Saphia chủ yếu tập trung trong MI-09 và MI-20 với độ dày trung bình 9m (Net Oil Sand) mỗi tầng chứa Các giếng SN-3X/3XST1 gần đây đã phát hiện 3m bề dày cát chứa khí (Net Gas Sand) trong MI-07 và 3m Net Gas Sand, 6m Net Oil Sand trong MI-08 Sự tăng lên số phát hiện hydrocarbon chứa trong cát này đã cho thấy rằng sự phát triển lớp cát về hướng Đông Bắc của mỏ thì tốt hơn Tuy nhiên, sự biểu hiện

của hydrocarbon là chưa chắc chắn

Các lớp cát tầng chứa Miocen được cho là bị lắp đầy với dầu chưa bão hòa với không có mũ khí dựa vào kết quả thử nghiệm cát tập MI-09 ở Saphia-3X, cho sản lượng 2.316 bopd Tuy nhiên, thử nghiệm sản xuất ở Saphia-1X đã khai thác được một lượng dầu trung bình 350 bpd và 9,3 mmscf/d khí Phát hiện này là một dấu hiệu của mũ khí Ở SN-1X, tầng chứa dầu chủ yếu là MI-09.1 và MI-09.3 Không

có hydrocarbon được tìm thấy từ các tầng chứa Miocen còn lại mặc dù dấu hiệu dầu được tìm thấy từ mùn khoan

Hình 1.7: Mặt cắt cấu trúc/sự phân bố chất lưu tầng Miocen mỏ Saphia

Tầng chứa Oligocen 10/60

HC không được phát hiện ở Saphia-1X và Saphia North-1X mặc dù dấu hiệu dầu được biểu hiện Sự phát hiện HC trong tập Oligocen đã được tìm thấy ở giếng Saphia North-2X Tổng chiều dày thực 38m được phát hiện trong Oligocen OL-10 đến OL-60 từ mặt cắt khối nâng và sụt lún từ các giếng xuyên qua Những kết quả

đã chỉ ra rằng có thêm tiềm năng phía trên từ tầng chứa này Hai thử nghiệm DST được tiến hành trong các tầng chứa Oligocen ở khối phay đứt gãy Saphia North-2X

đã cho 200 bpd dầu Sau khi khai thác bằng nitrơ và bắn vỉa thì không cho dòng HC lên bề mặt, mà là nước Vì vậy, năng suất của Oligocen đòi hỏi nghiên cứu thêm nữa Tuy nhiên, diện tích độ khép kín đối với các tầng chứa Oligocen mở rộng chỉ trung bình 5 km2 ở SN-2X HC ở SN-3X chỉ có 3m chiều dày thực chứa dầu trong OL-10 Không có thử nghiệm được thực hiện ở SN-3X vì cột dầu mỏng và thể tích nhỏ Vì vậy phạm vi diện tích xuất hiện HC trong OL-10 là tương đối không chắc chắn và đòi hỏi nghiên cứu thêm

Sự phát triển tương lai của các tầng chứa Oligocen còn lại không chắc chắn vì nhiều đánh giá được yêu cầu trước khi lựa chọn phát triển Sự phát triển trong các tầng chứa Miocen là chắc chắn hơn Oligocen

1.2.2 Trữ lƣợng dầu khí tại chỗ ban đầu và còn lại của mỏ Saphia

Sự phân loại trữ lượng được xác định phù hợp với yêu cầu của sự phân loại tài nguyên dầu khí và các nguyên tắc quản lý

HIIP được phân ra thành:

1P = trữ lượng đã được xác minh (P1)

2P = trữ lượng đã được xác minh (P1) + trữ lượng có thể (P2)

3P = trữ lượng đã được xác minh (P1) + trữ lượng có thể (P2) + trữ lượng ước

Nguồn tài nguyên hydrocarbon tại chỗ ban đầu đã đã phát hiện (HIIP) và trữ lượng có thể thu hồi đối với các tầng chứa Miocen và Oligocen được báo cáo trong báo cáo đánh giá trữ lượng Tóm tắt tổng HIIP và trữ lượng đối với Miocen và Oligocen được thể hiện bên dưới:

Bảng 1.1 Trữ lượng hydrocarbon tại chỗ ban đầu của mỏ Saphia

Tầng

chứa

Trữ lƣợng dầu tại chỗ ban đầu

Trữ lƣợng khí hòa tan tại chỗ ban đầu

Trữ lƣợng khí tự do tại chỗ ban đầu

(Triệu thùng) (Tỉ bộ khối) (Tỉ bộ khối)

1P 2P 3P 1P 2P 3P 1P 2P 3P Miocen 37,44 53,58 62,98 20,25 27,18 32,24 4,35 2,14 1,44

Miocen 37,44 53,58 62,98 10,88 15,63 18,36

Oligocen 1,31 11,89 22,15 0,13 1,19 2,22

Tổng 38,75 65,47 85,13 11,01 16,82 20,58

CHƯƠNG 2

CƠ SỞ LÝ THUYẾT CÁC PHƯƠNG PHÁP THU HỒI DẦU

2.1 Lý thuyết chung các cơ chế thu hồi dầu

Cơ chế chung trong thu hồi dầu là sự di chuyển của Hydrocarbon tới giếng khai thác do sự chênh lệch về áp suất giữa vỉa chứa và giếng khai thác Sự thu hồi này được chia ra thành 3 giai đoạn chính, được cho trong hình dưới

Các giai đoạn này đôi khi được tiến hành theo trình tự sơ cấp → thứ cấp → tam cấp, nhưng cũng có thể được lược bỏ giai đoạn hoặc ngừng không đi tới giai đoạn cuối vì nhiều lý do khác nhau, nhưng chung quy lại có thể là do giá trị kinh tế lúc đó khi mà lợi nhuận mang lại không cho phép tiếp tục thực hiện thu hồi, hoặc điều kiện vỉa chứa bất lợi (các hiện tượng xảy ra trước hoặc trong quá trình khai thác) buộc phải ngừng hoạt động Việc phân chia các phương pháp thuộc các giai đoạn khai thác tùy thuộc vào thời điểm và tác giả nghiên cứu, nhưng nhìn chung là không có sự khác nhau nhiều Sơ đồ phân loại và tóm tắt đã được cho ở Hình 2.1

Hình 2.1: Sơ đồ các giai đoạn thu hồi dầu

Các cơ chế thu hồi có liên quan mật thiết với nhau, có thể dự đoán được sự thay đổi lưu lượng khai thác (tăng hoặc giảm) dựa vào phương pháp ngoại suy theo đường cong suy giảm được tóm tắt trong Hình 2.2

Hình 2.2: Ngoại suy suy giảm sản lượng giữa các cơ chế thu hồi

2.2 Giai đoạn thu hồi sơ cấp

2.2.1 Định nghĩa

Là giai đoạn sử dụng năng lượng của dòng chảy tự nhiên trong vỉa (khai thác

tự phun) hoặc các phương pháp nâng cơ học như là gas lift, truyền động bằng thủy lực hoặc bằng điện,…Cơ chế thu hồi dầu là do áp suất tự nhiên hiện có của các chất lưu được bẫy lại trong vỉa chứa

Các nguồn năng lượng tự nhiên trong khai thác sơ cấp:

 Thủy động lực

 Năng lượng khí hòa tan

 Năng lượng mũ khí

 Năng lượng từ vận động trọng lực (lực hấp dẫn)

 Năng lượng từ sự giãn nở của khí và đá

 Lực nổi của nước xâm nhập

 Năng lượng hỗn hợp của các nguồn năng lượng trên

2.2.2 Phương pháp thu hồi

Lực hấp dẫn hiệu quả hơn trong các vỉa chứa có độ dốc tăng dần, nơi nó thuận lợi trong việc dẫn dầu Riêng lực này có thể không hiệu quả khi dầu di chuyển với

số lượng lớn tới giếng khai thác Hơn nữa lực hiệu quả đối với sự đẩy dầu là sự xâm nhập của nước từ rìa hoặc đáy vỉa chứa Ở một vài mỏ, sự xâm nhập của nước rìa từ rìa có vẻ như là không thay đổi Khả năng nước rìa có thể xâm nhập phụ thuộc vào

sự phân phối áp suất trong vỉa và độ thấm Sự nén chặt của vỉa chứa như là các chất lưu được rút ra cũng là một cơ chế đối với sự di chuyển của dầu tới giếng khai thác Một phần dầu sẽ bị đẩy ra bởi vì sự suy giảm thể tích vỉa chứa

Khi áp suất vỉa suy giảm quá mức thì các phương pháp nâng cơ học sẽ được tiến hành nhằm tạo ra áp suất cao đẩy dầu lên bề mặt Các phương pháp này được liệt kê bên dưới:

Truyền động bằng thủy lực

Là phương pháp mà năng lượng bổ sung được truyền từ bề mặt xuống máy bơm ngầm nhờ dòng chất lỏng làm việc do có áp suất cao Năng lượng này giúp cho pittông của động cơ máy bơm chuyển động tịnh tiến, đẩy pittông của máy bơm thủy lực hay chuyển năng lượng này từ dạng áp suất sang vận tốc hay ngược lại đối với máy bơm phun tia

Phương pháp truyền động bằng điện

Là phương pháp mà năng lượng bổ sung bằng cách cung cấp năng lượng từ trên bề mặt xuống tổ hợp máy bơm điện ly tâm ngầm nhờ hệ thống điện ba pha chạy dọc theo thân cột OKT hay treo tự do

Phương pháp gas lift

Là phương pháp khai thác cơ học khi giếng dầu không thể tự phun theo lưu lượng yêu cầu, dựa trên nguyên tắc bơm nén khí cao áp vào vùng không gian vành xuyến (hay ngược lại) nhằm đưa khí cao áp đi vào trong ống khai thác qua van gas lift với mục đích làm giảm mật độ cột chất lỏng trên van (tăng yếu tố khí) làm giảm

áp suất đáy, tạo nên độ chênh áp đủ lớn đẩy dầu từ vỉa vào giếng và từ đáy lên mặt

2.3 Giai đoạn thu hồi thứ cấp

2.3.1 Định nghĩa

Sau một thời gian khai thác, năng lượng vỉa suy giảm dần, không còn đủ lớn

để đưa dòng sản phẩm vào giếng khai thác Các giếng khai thác trong giai đoạn sơ cấp cho lưu lượng thấp dần và đến một lúc nào đó áp suất vỉa không còn khả năng cung cấp cho giếng một lưu lượng khai thác hiệu quả Vì vậy, các biện pháp khai thác cơ học được thực hiện bằng cách bơm ép các chất lưu khác vào vỉa nhằm duy trì áp suất vỉa để gia tăng lượng dầu khai thác

Giai đoạn này có thể thu hồi thêm từ 15 – 60% trữ lượng dầu ban đầu

2.3.2 Phương pháp thu hồi

Trong thu hồi thứ cấp gồm 2 phương pháp: bơm ép khí và bơm ép nước

a Phương pháp bơm ép khí

Đây là phương pháp bơm ép chất lưu cổ nhất Phương pháp này sử dụng khí nhằm mục đích duy trì áp suất vỉa và phụ hồi chỉ số năng suất giếng đã được đề nghị vào khoảng năm 1864

Vấn đề chính đối với bơm ép khí vào vỉa chứa carbonate là độ linh động cao của chất lưu đẩy và độ thấm thay đổi trong khoảng lớn Nó yêu cầu một sự kiểm soát đáng kể Trong một vài trường hợp bơm ép khí có thể tăng hệ số thu hồi dầu như đối với vỉa chứa carbonate Lợi ích mang lại từ bơm ép khí phụ thuộc vào hiệu suất quét ngang và dọc của khí được bơm ép Hiệu suất quét phụ thuộc vào loại hệ thống độ rỗng hiện tại

Đối với các mỏ nhỏ, khí được bơm vào mũ khí Còn đối với các mỏ lớn, khí được bơm ép phải được cung cấp xuyên suốt trong vỉa chứa

Công nghệ duy trì áp suất vỉa bằng biện pháp bơm ép chất khí vào vỉa cho hiệu quả cao phải thỏa mãn các yếu tố sau:

Đối tượng áp dụng:

 Vỉa có mũ khí

 Đá tầng chứa có sét trương nở hay bị nứt nẻ mạnh

 Khí thiên nhiên (khí đồng hành hay khí mỏ) được bơm ép vào mũ khí

 Không khí sẽ được nén ép vào tầng chứa dầu từ phía bên dưới vỉa lên

 Đòi hỏi phải có trạm ép khí với công suất lớn

 Áp suất của máy ép khí lớn hơn áp suất vỉa từ 10 – 20%

Cách thức bơm ép:

Bơm ép từ bên trong (Internal Gas Injection)

 Dựa vào hình dạng, cấu trúc và tính chất vỉa mà ta thiết kế và bố trí các giếng bơm ép

 Phương pháp này sử dụng cho những giếng có độ nghiêng trung bình đến lớn,

độ thấm tốt, đất đá đồng nhất

 Bố trí nhiều giếng bơm ép và phải nén đủ lượng khí cần thiết để hạn chế sự sụt giảm áp suất vỉa

Hạn chế:

 Hiệu suất khai thác thấp, giá thành cao khi lắp đặt cho nhiều giếng

 Hiệu suất quét bề mặt thấp hơn đối với phương pháp này

Bơm ép phía ngoài (External Gas Injection)

 Phương pháp được sử dụng khi vỉa có vị trí và cấu trúc phức tạp, có mũ khí, có

độ nghiêng và độ thẩm thấu từ trung bình đến cao

 Số lượng giếng phụ thuộc vào tính chất của mỗi vỉa

 Phương pháp này được sử dụng nhiều hơn phương pháp bơm ép từ bên trong vì

dễ tháo nước do trọng lực

b Phương pháp bơm ép nước

Phương pháp bơm ép nước bao gồm bơm ép nước vào trong vỉa chứa Hầu như được sử dụng rộng rãi sau phương pháp thu hồi thứ cấp Nước được bơm ép vào thân dầu hoặc dọc theo biên ngoài của thân dầu theo mô hình hoặc theo phạm vi vỉa chứa

Đối với các mỏ nhỏ, nước được bơm ép vào trong tầng chứa nước Còn đối với các mỏ lớn, các chất lưu được bơm ép phải được cung cấp xuyên suốt trong vỉa chứa

Hình 2.3: Sơ đồ phương pháp bơm ép nước

Phương pháp này thông thường có thể mang lại lượng thu hồi dầu tối đa với lượng nước khai thác tối thiểu Vì số lượng giếng bơm ép nhỏ trong phạm vi bơm

ép, phản ứng thu hồi sẽ diễn ra sau một thời gian dài trì hoãn Điều này đặc biệt đúng nếu độ bão hòa khí tự do tồn tại và phải được loại bỏ trước khi hoạt động trong giếng khai thác diễn ra

Cơ chế cải thiện hiệu suất thu hồi

 Cải thiện hiệu suất quét diện tích

 Tăng hoặc duy trì áp suất vỉa nhằm tăng lưu lượng khai thác

Yếu tố ảnh hưởng tới hiệu suất quét

 Mô hình bơm ép được tạo thành bởi các giếng bơm ép và giếng khai thác là

yếu tố sơ cấp trong việc xác định sự phân phối áp suất bên trong vỉa chứa

 Đường dẫn mà nước bơm ép sẽ chuyển động theo khi vào trong vỉa từ giếng

bơm ép tới giếng khai thác

Khoảng cách giếng và tỷ lệ giếng bơm ép – giếng khai thác

 Mô hình được lựa chọn chịu ảnh hưởng một cách mạnh mẽ bởi khả năng

bơm ép và khai thác được yêu cầu

 Nếu khả năng bơm ép cao là cần thiết cho việc cân bằng áp suất, thì tỷ lệ

giếng bơm ép và giếng khai thác lớn là thuận lợi

 Nếu một vỉa chứa có khả năng bơm được tương xứng (độ thấm cao) thì mối quan hệ hiệu suất dòng (IPR) thấp được đề nghị vì số lượng giếng khai thác

được tăng lên ở sự phát triển các mỏ như vậy

 Khoảng cách giếng được định nghĩa như là diện tích mỗi giếng Các giếng có

thể là giếng bơm ép hoặc giếng khai thác

 Khoảng cách giếng có mối quan hệ gần với kích thước mô hình Hiệu suất

quét dầu của mô hình phụ thuộc vào khoảng cách giếng

 Khoảng cách giếng cho mỗi mỏ được tính toán bằng cách phân chia diện tích

của mỏ bởi số lượng giếng trong mỏ