Nghiên cứu xử lý vùng cận đấy giếng tầng Oligoxen hạ mỏ Bạch Hổ bằng hệ dung dịch nhũ tương axit

MỤC LỤC LỜI NÓI ĐẦU 1 CHƯƠNG 1: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT VÀ TÌNH CHẤT CỦA CHẤT LƯU TRONG TẦNG OLIGOXEN HẠ MỎ BẠCH HỔ 2 1.1 Vị trí địa lý mỏ Bạch Hổ 2 1.2 Cấu tạo mỏ theo Oligoxen dưới 3 1.3 Đặc điểm tầng chứa 4 1.3.1 Chiều dầy của Oligoxen dưới 4 1.3.2 Đặc trưng các tầng sản phẩm Oligoxen dưới mỏ Bạch Hổ 5 1.3.2.1 Khu vực Bắc 7 1.3.2.2 Khu vực Nam 8 1.3.2.3 Khu vực Tây 8 1.3.3 Độ rỗng, Độ thấm tầng Olioxen dưới 8 1.3.3.1 Cát kết Oligoxen dưới 8 1.3.3.2 Đặc trưng đá chứa Oligoxen dưới 8 1.3.4 Tính không đồng nhất của tầng Oligoxen dưới 9 1.3.5 Thành phần thạch học tầng Oligoxen dưới 10 1.4 Tính chất của các chất lưu trong tầng chứa Oligoxen dưới 10 1.4.1 Tính chất của dầu vỉa của Oligoxen dưới 10 1.4.2 Đặc tính hóa lý của dầu tách, khí tách 11 1.4.2.1 Đặc tính hóa lý của dầu tách 11 1.4.2.2 Đặc trưng hóa lý của khí tách 13 1.4.3 Thành phần và tính chất của khí hòa tan trong dầu 14 1.4.4 Các tính chất của nước vỉa 14 1.4.5 Các đặc tính thủy động 14 1.4.6 Trạng thái khai thác trong tầng Oligoxen. 15 1.4.6.1 Trạng thái khai thác dầu Khối I 15 1.4.6.2 Trạng thái khai thác dầu Khối II 16 1.4.6.3 Trạng thái khai thác dầu Khối III 17 CHƯƠNG 2: CÁC PHƯƠNG PHÁP XỬ LÝ VÙNG CẬN ĐẤY GIẾNG 24 2.1 Các tác nhân ảnh hưởng làm giảm độ thấm vùng cận đấy giếng. 24 2.1.1 Ảnh hưởng do quá trình thi công khoan. 24 2.1.2 Ảnh hưởng của quá trình khảo sát, chống ống và trám xi măng. 25 2.1.3 Ảnh hưởng của quá trình khai thác. 25 2.1.4 Ảnh hưởng của quá trình sữa chửa giếng. 26 2.1.5 Ảnh hưởng của quá trình xử lý axit trước. 27 2.1.6 Ảnh hưởng của công nghệ mở vỉa. 27 2.1.7 Ảnh hưởng của chất lỏng dập giếng. 27 2.1.8 Ảnh hưởng của quá trình nứt vỉa thủy lực. 28 2.2 Đánh giá sự nhiễm bẩn thông qua ước lượng hệ số skin. 28 2.3 Các phương pháp xử lý vùng cận đấy giếng. 29 2.3.1 Nứt vỡ vỉa thủy lực. 29 2.3.1.1 Bản chất phương pháp nứt vỡ vỉa thủy lực 29 2.3.1.2 Đối tượng áp dụng phương pháp nứt vỡ vỉa thủy lực. 30 2.3.1.3 Ưu điểm và nhược điểm của phương pháp nứt vỡ vỉa thủy lực. 31 2.3.1.4 Các thông số ảnh hưởng đến quá trình nứt vỡ vỉa thủy lực. 32 2.3.1.5 Công nghệ nứt vỡ vỉa thủy lực. 32 2.3.2 Nứt vỉa tổng hợp nhờ đạn khí nổ cao áp PGD và chất lỏng hoạt tính. 34 2.3.2.1 Mục đích và bản chất của phương pháp. 34 2.3.2.2 Phạm vi sử dụng của phương pháp 34 2.3.2.3 Các thông số kỹ thuật của trái nổ khí cao áp PGD42T 34 2.3.2.4 Ưu điểm và nhược điểm của phương pháp 35 2.3.2.5 Tình hình áp dụng phương pháp xử lý bằng PGD tại mỏ Bạch Hổ. 35 2.3.3 Phương pháp tác động tổng hợp nhờ thiết bị có kích thước bé (MKAV) 37 2.3.3.1 Quy trình công nghệ 37 2.3.3.2 Ưu điểm và nhược điểm của phương pháp. 37 2.3.3.3 Hiệu quả tác động của phương pháp tại mỏ Bạch Hổ 38 2.3.4 Công nghệ phân nữa sét vùng cận đấy giếng. 38 2.3.4.1 Quy trình công nghệ 38 2.3.4.2 Hiệu quả tác động của công nghệ tại mỏ Bạch Hổ 38 2.3.5 Công nghệ xử lý vùng cận đấy giếng bằng axit 38 2.3.5.1 Bản chất của phương pháp 38 2.3.5.2 Phạm vi áp dụng của phương pháp 39 2.3.5.3 Các phương pháp xử lý axit. 39 CHƯƠNG 3: CƠ SỞ ĐỂ LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP XỬ LÝ TẦNG OLIGOXEN HẠ 46 3.1 Cơ sở sử dụng phương pháp nhũ axit cho tầng oligoxen hạ. 46 3.1.1 Điều kiện nhiệt độ 46 3.1.2 Điều kiện địa chất 46 3.2 Các hoá phẩm được sử dụng trong dung dịch xử lý và công dụng của chúng. 47 3.2.1 Các loại hóa phẩm và công dụng của chúng 47 3.2.2 Các yếu tố ảnh hưởng 48 3.2.3 Lựa chọn công nghệ xử lý 49 3.3 Những vấn đề cơ bản khi xử lý nhũ tương axit 54 3.3.1 Điều kiện áp dụng 54 3.3.2 Đối tượng axit 54 3.3.3 Những chất kết tủa trong vỉa. 54 3.3.4 Thành phần dung dịch 55 3.4 Các bước cơ bản khi tiến hành xử lý tầng Oligoxen bằng nhũ tương axit 56 3.4.1 Lập kế hoạch xử lý 56 3.4.2 Một số điều cần thực hiện khi tiến hành xử lý. 57 CHƯƠNG 4: CÁC BƯỚC CÔNG NGHỆ XỬ LÝ VÙNG CẬN ĐẤY GIẾNG BẰNG PHƯƠNG PHÁP NHŨ TƯƠNG DẦU AXIT CHO GIẾNG 67MSP4 58 4.1 Tình trạng giếng 67MSP4 trước khi xử lý. 60 4.2 Các tính toán và chuẩn bị 61 4.2.1 Thể tích cột ống. 61 4.2.2 Tính toán khối lượng hóa phẩm cần dùng pha chê hỗn hợp dung dịch 62 4.2.3 Tổn hao áp suất khi bơm ép 64 4.2.4 Các công việc cần chuẩn bị trước khi xử lý giếng 67 4.2.5 Nguyên lý hoạt động 68 4.3 Tiến hành xử lý giếng 67MSP4 bằng nhũ axit 68 4.4 Đánh giá hiệu quả kinh tế qua các giải pháp công nghệ xử lý giếng từ năm 1988 đến năm 2008 69 CHƯƠNG 5: AN TOÀN LAO ĐỘNG VÀ BẢO VỆ MÔI TRƯỜNG KHI XỬ LÝ AXIT 71 5.1 Yêu cầu chung 71 5.2 Yêu cầu an toàn khi pha chế dung dịch. 71 5.3 Yêu cầu an toàn khi thực hiện các bước công nghệ 72 5.4 Yêu cầu an toàn khi xử lý giếng bằng axit 72 5.5 Yêu cầu an toàn khi kết thúc công việc 73 5.6 Yêu cầu an toàn trong trường hợp gặp sự cố 73 KẾT LUẬN – KIẾN NGHỊ 74 TÀI LIỆU THAM KHẢO

MỤC LỤC

TÀI LIỆU THAM KHẢO

MỤC LỤC HÌNH ẢNH

MỤC LỤC BẢNG BIỂU

PHỤ LỤC Hệ Thống Đơn Vị Đo Lường.

1.Hệ quốc tế SI:

1m3/m3 = 5,62ft2/bbl1at = 14,7 psi = 1,033kG/cm2

1psi = 0,07031kG/cm2

1psig = 1,176psi

0API = – 131,5

0K = 273 + 0C = 460 + 0F =

1kG = 9,90665N1kG/m2 = 0,981barKPa = 1000Pa1P = 10-6 bar.s1Cp = 10-6 bar.s

LỜI NÓI ĐẦU

Khai thác dầu khí ở Việt Nam hiện nay là một trong những ngành công nghiệpmũi nhọn, giữ vai trò chủ đạo trong nền kinh tế quốc dân Tuy nhiên trong quá trìnhkhoan, hoàn thiện giếng, khai thác và sửa chữa giếng đều gây ra các hiện tượngnhiễm bẩn thành hệ ở mức độ khác nhau, làm giảm lưu lượng khai thác Do đó, cầnphải có các giải pháp công nghệ tối ưu tác động lên vùng cận đáy giếng để nâng cao

hệ số thu hồi dầu khí và kéo dài thời gian khai thác của mỏ

Trong những năm qua, XNLD Vietsovpetro đã tiến hành hàng loạt các phươngpháp tác động lên vùng cận đáy giếng ở mỏ Bạch Hổ đã mang lại hiệu quả kinh tếcao, trong đó phương pháp xử lý giếng bằng axit được sử dụng rộng rãi nhất Trongđiều kiện nhiệt độ vỉa cao trong các đối tượng Oligoxen mỏ Bạch Hổ, phương pháp

xử lý axít vùng cận đáy giếng gặp một số khó khăn nhất định Để nâng cao hiệu quảcông nghệ xử lý axit ngày càng được hoàn thiện hơn

Như vậy, xử lý vùng cận đáy giếng là một trong những bước quan trọng trongkhai thác dầu khí để nâng cao hệ số thu hồi dầu Do đó, em đã quyết định nhận đề

tài “Nghiên cứu xử lý vùng cận đấy giếng tầng Oligoxen hạ mỏ Bạch Hổ bằng hệ dung dịch nhũ tương axit”

Em xin chân thành cảm ơn thầy hướng dẫn GVC Lê Văn Thăng, các phòng,ban của xí nghiệp khai thác dầu khí Vietsovpetro, cùng toàn thể thầy cô bộ mônkhoan khai thác dầu khí đã giúp đỡ em hoàn thành đồ án tốt nghiệp

Vì thời gian và tài liệu tham khảo còn ít cùng với trình độ bản thân còn hạnhẹp nên chắc rằng đồ án không tránh khỏi thiếu sót trong lập luận Vì vậy em mongnhận được sự góp ý của các thầy và bạn đọc để đồ án được hoàn thiện hơn

Em xin chân thành cảm ơn!

Hà Nội, Tháng 6 năm 2017Sinh Viên

Lê Minh Quý

Khu vực mỏ

CHƯƠNG 1: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT VÀ TÌNH CHẤT CỦA CHẤT LƯU

TRONG TẦNG OLIGOXEN HẠ MỎ BẠCH HÔ 1.1 Vị trí địa lý mỏ Bạch Hổ

Mỏ Bạch Hổ nằm ở bồn trũng Cửu Long thuộc đới nâng Trung Tâm, nằm ở lô số

09 thuộc Biển Đông, diện tích khoảng chừng 10.000 km2, cách cảng dịch vụ dầu khícủa xí nghiệp liên doanh dầu khí Vietsovpetro khoảng 120 km Về phía tây nam của

mỏ Bạch Hổ khoảng 35 km là mỏ Rồng, xa hơn nữa là mỏ Đại Hùng Toàn bộ cơ sởdịch vụ trên bờ nằm trong phạm vi thành phố Vũng Tàu bao gồm XN khoan, XNkhai thác, XN dịch vụ địa vật lý, XN vận tải biển, Viện nghiên cứu khoa học vàthiết kế dầu khí biển…

Về mặt địa lý, mỏ Bạch Hổ (hình 1.1) nằm ở tọa độ địa lý:

Từ 9000’ đến 11000’ vĩ độ Bắc

Từ 106000’ đến 109000’ kinh độ Đông

Hình 1-1: Vị trí mỏ Bạch Hổ

1.2 Cấu tạo mỏ theo Oligoxen dưới

Cấu tạo mỏ theo Oligoxen dưới rất phức tạp, nằm trực tiếp trên đá móng và khôngxuất hiện ở những phần nhô cao của móng Cục bộ ở nơi mặt móng không bằngphẳng, bề dày phức hệ trầm tích thay đổi Phần lớn các đứt gãy trong móng đều xuấthiện tiếp trên các lát cắt Oligoxen dưới

Trên cơ sở đặc trưng cấu tạo của Oligoxen dưới đã chia ra thành ba khu vực: Bắc,Nam, Tây (hình 1.2)

Khu vực Bắc (khối I, II, III) giới hạn ở phía nam và phía tây là đường tiếp giáp địa

tầng với bề mặt móng, phía đông đứt gãy thuận F6 Bên trong khu vực có các đứtgãy thuận F4 và F5 và các phân nhánh nhỏ Các đứt gãy lớn đã chia cắt khu vực racác khối I, II, III Trong các khối quan sát thấy có các uốn nếp nhỏ Kích thước cáckhối 7÷10,0×1,5÷2,0 km và khu vực 6,0×10,0 km

Khu vực Tây (khối IV) giới hạn phía bắc và phía đông là đường tiếp giáp Oligoxen

dưới với bề mặt móng, các nơi tiếp giáp với bề mặt móng cấu tạo có dạng đơnnghiêng về phía tây và chuyển dần sang võng lõm Kích thước khu vực 2 ×4 km

Khu vực Nam (khối V) giới hạn phía bắc là đường tiếp giáp địa tầng với mặt móng,

phía tây và đông là đứt gãy phá hủy và đường đồng mức -4250m Trong khu vựcchia ra một số các đứt gãy thuận nghịch và các vòm nhỏ, cục bộ khác nhau về biênđộ Kích thước khu vực 4×8 km

1.3 Đặc điểm tầng chứa

1.3.1 Chiều dầy của Oligoxen dưới

Chiều dày tổng là chiều dày được tính từ nóc đến đáy của tầng sản phẩm TrongOligoxen dưới thì chiều dày thay đổi theo các khu vực khác nhau Khu vực Bắc cóchiều dày tương đối lớn, thay đổi từ 200m đến 500m ở cánh Tây, khoảng 700m ởcánh Đông, phần phía nam của khu vực Bắc, trầm tích có chiều dày vào khoảng

Hình 1-2: Sơ đồ cấu trúc Oligoxen dưới

Bảng 1-1: Chiều dày của các tầng sản phẩm Oligoxen dưới

Chiều dày Tham số Tầng sản phẩm

12,9

3 ÷34,5

27,8 8,0÷59,0

48,95 11,0÷72

34,6 5,0÷80,0

23,1 4,0÷45,0

-9,8 2,2÷34

-22,5 4,7÷45,6

39

40,6 3,3÷71,8

38,5

29,6 1,7÷69,5

17,2

12,6 1,9÷31,6

10,4 1,1÷36,4

7,2 2,1÷19,9

7,2 2,1÷19,9

13,95 3,3÷32,7

13,95 3,3÷32,7

20,60 2,2÷49,1

20,7 2,2÷49,1

14,90 1,2÷44,9

15,1 1,2÷44,9

5,4 1,5÷13,9

5,4 1,5÷13,9

Tại khu vực Nam, trầm tích có chiều dày tổng lớn nhất, ở đỉnh khu vực chiềudày trầm tích vào khoảng 300m, ở cánh phía tây chiều dày trầm tích vào khoảng600m, cánh phía đông khoảng 700m

Chiều dày hiệu dụng tầng chứa là chiều dày của tầng chứa có khả năngcho chất lưu dịch chuyển qua Chiều dày hiệu dụng tầng chứa được xác định bằngtổng chiều dày của các tập cát có độ rỗng hở lớn hơn 9,5% và độ thấm tuyệt đối lớnhơn 1,0mD đối với trầm tích Oligoxen dưới

Chiều dày hiệu dụng tầng chứa Oligoxen dưới mỏ Bạch Hổ chủ yếu tậptrung ở khu vực Bắc, không xuất hiện ở khối Trung Tâm, ở khối Bắc bề dày trungbình ở đỉnh là 60m, càng đi về phía Đông bề dày tầng chứa càng lớn, về phía Tâychiều dày tầng chứa bị vát nhọn

Trong trầm tích Oligoxen dưới chiều dày tổng và chiều dày hiệu dụng được thể hiện thông qua các tầng sản phẩm (bảng 1.1)

1.3.2 Đặc trưng các tầng sản phẩm Oligoxen dưới mỏ Bạch Hổ

Trữ lượng dầu công nghiệp cấp B+C1 và C2 của Oligoxen dưới vào khoảng

56190 ngàn tấn, trong đó trữ lượng cấp B+C1 chiếm 44505 ngàn tấn, C2 chiếm

11685 ngàn tấn

Trữ lượng chính của thân dầu chiếm khoảng 45811 ngàn tấn, trong đó trữlượng cấp B+C1 chiếm khoảng 41308 ngàn tấn, C2 chiếm khoảng 4503 ngàn tấntập trung chủ yếu ở phần phía Bắc của mỏ ở khối I, II, III (hình 1.3) được phân chiatheo các đứt gãy kiến tạo và liên thông thủy động lực học giữa các khối yếu.

Hình 1-3: Sơ đồ phân bố giếng khoan của khối Bắc- Oligoxen dưới

(Theo tài liệu của XNLD Vietsovpetro)

Xen kẽ cát kết, bột kết và sét , tướng biển nông, đầm lầy vũng vịnh.

Sét kết, bột kết và cát kết xen

kẽ Trầm tích thuộc tướng sông

hồ, đầm lầy, và biển nông, đôi khi lẫn đá phun trào

Hình 1-4: Cột địa tầng mỏ Bạch Hổ với các tầng sản phẩm

Hình 1-5: Mặt cắt địa chất - địa vật lý qua khối bắc, mỏ bạch hổ

1.3.2.1 Khu vực Bắc

• Tầng sản phẩm VI

Tầng sản phẩm VI bắt gặp ở 82 giếng khoan có chiều dày thay đổi từ 3m đến59,7m (bảng 1.1) và phát triển trên diện tích cục bộ Độ dày bão hòa dầu phát triểnmạnh nhất đến 36,4m được tìm thấy ở phần phía Bắc của khối I (hình 1.4, 1.5).Trữ lượng dầu của vùng này được đánh giá vào khoảng 3604 ngàn tấn, trong đótrữ lượng cấp B+C1 vào khoảng 2912 ngàn tấn, cấp C2 chiếm khoảng 115 ngàn tấn

- Tầng sản phẩm VII+VIII

Chiều dày của tầng sản phẩm ít thay đổi và phát triển theo diện rộng với tầngVII chiều dày tổng vào khoảng 3÷34,5m, tầng VIII thay đổi trong khoảng8,0÷59,0m (bảng 1.1) Chiều dày chứa dầu lớn nhất lên đến 35m, ở vùng tiếp giápphía tây với đứt gãy kiến tạo, những đứt gãy này chia ›han dầu thành những khốikhác nhau

Trữ lượng dầu vào khoảng 12796 ngàn tấn trong đó trữ lượng cấp B+C1 chiếm khoảng 12080 ngàn tấn, cấp C2 chiếm khoảng 716 ngàn tấn

- Tầng sản phẩm IX

Là ›han dầu lớn nhất về kích thước và trữ lượng, có chiều dày ít thay đổi vàokhoảng và phát triển trên diện rộng, một số vùng bị vát nhọn đá chứa thay đổi Tầngsản phẩm này bắt gặp ở 67 giếng khoan với chiều dày tổng vào khoảng 11÷72m,

Trữ lượng của tầng sản phẩm này vào khoảng 19251 ngàn tấn, trong đótrữ lượng cấp B+C1 chiếm khoảng 17631 ngàn tấn, trữ lượng C2 tập trung ở phíađông và đông nam của khối III.

- Tầng sản phẩm X+XI

Có chiều dày thay đổi và phát triển theo diện tích cục bộ, chiều dày tổng củatầng X từ 5m đến 80m, tầng XI từ 4m đến 45m (bảng 1.1) Độ dày bão hòa dầu pháttriển mạnh nhất ở vùng tiếp giáp từ phía tây và đứt gãy kiến tạo dọc, những đứt gãynày chia ›han dầu thành những khối khác nhau

Trữ lượng dầu vào khoảng 10700 ngàn tấn, trong đó trữ lượng cấp B+C1 chiếm khoảng 8685 ngàn tấn, cấp C2 chiếm khoảng 2015 ngàn tấn

1.3.2.2 Khu vực Nam

Các vỉa thuộc trầm tích Oligoxen dưới được thử trong các giếng khoan7,15,16,17 và các giếng khai thác sớm 1201, 1202 Bao gồm một số thân dầu dạngmàn chắn kiến tạo và thạch học có kích thước khoảng 1,2÷1,2×0,53÷1,0km, chiềucao khoảng 200÷350m Ranh giới dưới lấy theo đường khép kín -4050m

1.3.2.3 Khu vực Tây

Trong khu vực này phát hiện được một ›han dầu, ranh giới dầu nước được lấytheo đáy đá chứa bão hòa dầu trong giếng 11, ở độ sâu -4699m, kích thước ›handầu 4×0,9km, chiều cao 1100m

1.3.3 Độ rỗng, Độ thấm tầng Olioxen dưới

Trầm tích Oligoxen dưới bao gồm các tầng VI-XI, chúng tương đối đồng nhất về cấu trúc đá và thành phần khoáng vật Các đá chủ yếu là cát kết hạt vừa và thô hay acko (tầng X và XI), có độ sét thấp hoặc trung bình và tươngđối ổn định trong các tầng

1.3.3.1 Cát kết Oligoxen dưới

Đá cát kết Oligoxen dưới là acko (lithic arcose), đôi chỗ nằm xen với các tập

đá núi lửa dày, tương ứng với điệp Trà Cú

Cát kết Oligoxen dưới có màu xám, xám nâu với thành phần bao gồm thạch anh (40÷70%), fenpat (5÷25%), mảnh đá (3÷22%), độ lựa chọn kém với xi măng gắn kết là caolinit, clorit, cacbonat kiểu lấp đầy và tiếp xúc Độ thấm 0.1÷20mD, độ rỗng khoảng 12÷16%

1.3.3.2 Đặc trưng đá chứa Oligoxen dưới

Độ rỗng hiệu dụng thay đổi từ 13,5% đến 18,2% Theo đặc tính cấu trúc không gian rỗng, ở các tập đá chứa E1 thì độ rỗng nguyên sinh chiếm khoảng 50÷82%, độ rỗng rửa lũa chiếm từ 11,5% đến 39%, độ rỗng khe nứt chiếm khoảng 5÷24% tổng độ rỗng của đá Cát kết trong tập chứa Oligoxen dưới có sự xuất hiện

của độ rỗng thứ sinh, rửa lũa và khe nứt lại chứa ít ximăng cacbonat có vai trò quan trọng trong quá trình hình thành tích chất đá chứa đó là các nứt nẻ nguồn gốc biến chất sinh thành đá.

1.3.4 Tính không đồng nhất của tầng Oligoxen dưới

Nghiên cứu tính chất bất đồng nhất của Oligoxen dưới liên quan đến môitrường trầm tích là sự phân bố không đồng đều của các thân cát với sự thay đổi củađộ rỗng và độ thấm và sự tồn tại của các đứt gãy kiến tạo

Trầm tích Oligoxen dưới được hình thành trong môi trường lục địa và môitrường chuyển tiếp giữa lục địa và biển Bao gồm các tướng trầm tích điển hình nhưcuội, tảng phát triển với quy mô nhỏ ở chân của móng, cuội sạn và cát sạn aluvi,tướng cát, sạn cát, nó quạt cửa sông và cát lòng sông Lớp phủ trên cùng của trầmtích Oligoxen dưới là sét vũng vịnh chủ yếu là caolinit

Bảng 1-2: Các chỉ số về đặc trưng bất đồng nhất

Ngoài

ra, yếutố kiếntạocũnglàmtăngthêmtính bất đồng nhất như sự xuất hiện của các màn chắn kiến tạo bên cạnh các mànchắn thạch học đã có, ngăn cách giữa các phần khác nhau của thân cát hoặc tăngthêm số lượng các đứt gãy Bên cạnh đó là sự chênh lệch về chiều sâu thế nằm củacùng một đối tượng cũng làm ảnh hưởng xấu tới chất lượng collector của đá chứa.Tính bất đồng nhất của Oligoxen dưới còn liên quan đến sự khác biệt về tính chấtdầu giữa các vùng của đối tượng, làm giảm khả năng di chuyển của chất lưu trongvỉa Như vậy, dựa vào các đối tượng khai thác thì Oligoxen dưới có tính bất đồngnhất thấp (bảng 1.2)

1.3.5 Thành phần thạch học tầng Oligoxen dưới

Trầm tích Oligoxen dưới nằm bất chỉnh hợp trên đá móng trước Kainozoi Bềdày thay đổi vào khoảng 0÷750m Bề dày trầm tích bằng “không” như ở khối Trungtâm vì trong thời điểm này khối Trung Tâm nhô cao trên mực nước biển nên trầmtích hình thành xong thì bị bào mòn

Tầng sản

phẩm

Số giếngkhoan đưavào tính

Hệ số cát, phầnđv

Hệ số phân lớp, phần

giánđoạn

Giá trị trungbình Giá trị trung bìnhOligoxen dưới

Trầm tích Oligoxen dưới, điệp Trà Cú nằm giữa mặt phản xạ SH-11 và SH-B.Trầm tích chủ yếu là sét kết, bột kết và cát kết có chứa các vỉa than mỏng và sétvôi.Đôi khi gặp các đá núi lửa với thành phần chủ yếu là porfia diaba, tuf bazan vàgabro-diaba.Tuổi của điệp theo phức hệ bào tử phấn (Oculopollis, Magnastriatites)được xác định là Paleogen, Oligoxen sớm.

Theo tài liệu địa chấn, điệp được chia làm hai tập địa chấn E1, F1 nằm giữamặt phản xạ SH-11 và SH-12

Các tầng chứa dầu VI, VII+VIII, IX, X, XI, và phần vát nhọn của vỉa sản phẩm kề áp lên bề mặt móng (hình 1.4)

1.4 Tính chất của các chất lưu trong tầng chứa Oligoxen dưới

1.4.1 Tính chất của dầu vỉa của Oligoxen dưới

Các tính chất của dầu vỉa các thân dầu Oligoxen dưới phân bố ở ba khối I, III, III (bảng 1.3) Vì vậy, trong mô hình thủy động đã sử dụng 3 bảng PVT cho 3 khối tương ứng

Bảng 1-3: Các thông số dầu vỉa ở khối I, II, III

1.4.2 Đặc tính hóa lý của dầu tách, khí tách

1.4.2.1 Đặc tính hóa lý của dầu tách

Dầu mỏ Bạch Hổ đều thuộc loại dầu từ nhẹ đến nặng (mật độ dầu vào khoảng816÷899kg/m3), ít lưu huỳnh (lưu huỳnh chiếm khoảng 0,02÷0,04% khối lượng),hàm lượng parafin cao (20÷30% khối lượng) và hợp phần màu sáng khoảng48÷58% khối lượng Do hàm lượng parafin trong dầu cao nên nhiệt độ đông đặc củadầu cao vào khoảng 33÷36ºC (bảng1.4)

Độ nhớt của dầu trong điều kiện vỉa, cP 0,476 0,425 0,244Mật độ của dầu trong điều kiện vỉa,

Bảng 1-4: Các đặc trưng hóa lý của dầu tách mỏ Bạch Hổ

Khoảng giá trị

Giá trị trung bình

Khoảng giá trị

Giá trị trung bình

Khoảng giá trị

Giá trị trung bình Tỷ

hắc ín 1,07÷9,14 2,243 1,38÷9,47 2,675 1,36÷12,05 5,515 6,09÷18,14 11,442Parafi

n 18,10÷34,79 24,96 13,08÷22,48 22,24 17,53÷30,81 24,94 15÷23,79 18,73Nước Vết÷83,3 2,8 Vết÷71,2 4,6 Vết÷47 7,1 Vết÷80,5 12,9 Tạp

1.4.2.2 Đặc trưng hóa lý của khí tách

Bảng 1-5: Thành phần khí tách từ dầu, dầu tách khí và dầu vỉa mỏ Bạch Hổ

Tên thông số

Móng, khối Trung Tâm (GK403)Khi tách khí một lần

từ dầu vỉa (đktc)

Khi tách khínhiều lần từ Dầu vỉa

dầu vỉa(đktc)Khí

Khả năng sinh nhiệt từ 11244 đến 12667 Kcal/m3

Là loại khí béo (no), đôi khi quá no

Hàm lượng cacbon đi kèm (C5+) với khí nằm trong phạm vi 80g/m3 và khí cóthể xếp vào nhóm khí benzin (Bảng1.5)

1.4.3 Thành phần và tính chất của khí hòa tan trong dầu

Khí hòa tan trong dầu thuộc dạng béo và rất béo, trong thành phần của chúng

có chứa lượng lớn hơn là 22.7 39%mol Theo chiều Mioxen đến đá móng độ khíbéo giảm Đồng thời các giá trị trung bình của lớn hơn của các tầng Oligoxen trênvà dưới, Mioxen, vòm Bắc rất gần nhau (27,84 31,55%), còn ở Mioxen dưới vòmtrung tâm giá trị này tăng 39% khí thuộc loại không chứa lưu huỳnh( không cósunfua hydro) chứa hàm lượng cacbondioxit thấp (0,9 – 0,61%), vết heli, hàm lượngnitơ 1 2,86% với giá trị dị thường 9.58% ở Oligoxen trên

Sự giống nhau của các kết quả và thành phần khí tách ra từ quá trình tách tiêu chuẩnvà tách vi phân.( Giá trị trung bình trong khối theo cấp tách) khẳng định độ tin cậy của kết quả đạt được

1.4.4 Các tính chất của nước vỉa

Trầm tích Oligoxen trên đặc trưng bởi xen kẽ các lớp cát kết hạt thô và trungbình cùng các lớp sét kết Áp suất các tầng bão hòa nước thường lớn hơn áp suấtthủy tĩnh và thuộc loại áp lực yếu

Nước có độ khoáng hóa thấp vào khoảng từ 5g/l đến 10g/l, có thể lên đến12g/l và thuộc dạng NaHCO3 Môi trường (pH) vỉa thay đổi từ axit yếu đến kiềmyếu Trầm tích Oligoxen trên được thành tạo trong các môi trường biển ven bờ và álục địa, hiện nay đang trong điều kiện thủy địa chất khép kín, thuận lợi cho việc bảotồn dầu khí

Trầm tích Oligoxen dưới với các lớp cát kết xen kẽ từ hạt trung bình đến thôvà sét kết bị nén chặt nhưng dễ bở rời, màu sặc sỡ Lưu lượng nước vỉa không lớn,

từ một vài đến hàng chục m3/ngày Áp suất nước vỉa thay đổi tùy thuộc vào vị tríthử vỉa, bối cảnh địa chất và thường là cao hơn áp suất thủy tĩnh Nhiệt độ thay đổitrong khoảng từ 1320C đến 147,30C, thậm chí 1650C Nước vỉa Oligoxen dưới thuộcloại NaHCO3 Tổng khoáng hóa thấp từ 1,33g/l đến 5,58g/l Theo thành phần ion vàgiá trị hệ số nguồn gốc nước vỉa, có thể khẳng định trầm tích Oligoxen dưới đượcthành tạo trong các môi trường lục địa và nước ngầm bị biến chất mạnh

1.4.5 Các đặc tính thủy động

Kết quả nghiên cứu cho thấy bề mặt rỗng của tập hớp mẫu đá Oligoxen hoàntoàn vỉa nước( dính ướt đối với nước) hầu như tất cả dầu bị đẩy ra khỏi nước do sựngấm mao dẫn của nước Chỉ trong một vài mẫu đá là có hiện tượng dầu bị đẩythêm ra trong quá trình thủy động học

Độ rỗng của đá là một trong những nhân tố chính tạo ra năng lượng đàn hồicủa vỉa Độ nén(rỗng) của đá phụ thuộc vào áp suất thủy tĩnh hiệu dụng

Áp suất thủy tĩnh hiệu dụng của Oligoxen là 44Mpa

Hệ số nến đá Oligoxen biến đổi trong khoảng 0,58 1,9., với giá trị trung bìnhlà 1,2 Hệ số nén của đá dùng để tính các thông số thủy động học trong quá trìnhkhai thác vỉa dầu

Hệ số đẩy dầu đá Oligoxen biến thiên trong khoản 0,162 0,676, trung bình0,465

Vùng thấm pha đối với vỉa dầu Oligoxen ở trong độ khoảng bảo hòa nước27,8 75,7% vùng thấm pha đối với dầu sẽ có giá trị bằng không ở độ bảo hòa73,4%

1.4.6 Trạng thái khai thác trong tầng Oligoxen.

Các giếng khai thác được tiến hành khai thác thử trên các giàn khoan cố địnhđược bắt đầu từ năm 1986 Tính tới ngày 01/05/1988 mỏ Bạch Hổ đã khoan xong 9giếng khoan thăm dò, 28 giếng khai thác trong đó có 21 giếng cho dầu từ các trầm

tích Mioxen (tầng 23) và Oligoxen dưới (tầng IV-IX) có 3 giếng khoan đã chuyểnsang giếng bơm ép Như vậy, mỏ Bạch Hổ được tiến hành đưa vào khai thác vàotháng 06/1986, dầu được khai thác từ các thân dầu:

- Mioxen dưới bắt đầu khai thác vào 26/06/1986 (giếng khoan BH-1)

- Oligoxen trên bắt đầu khai thác vào 25/11/1987 (giếng khoan BH-700)

- Oligoxen dưới khai thác từ 13/05/1987 (giếng khoan BH-14)

- Móng khai thác từ 06/09/1988 (giếng khoan BH-1)

Trong phạm vi thân dầu Oligoxen dưới tồn tại nhiều hệ thống đứt gãy kiến tạochia thân dầu thành ba khối I, II, III (hình 1.3)

Ở Oligoxen dưới đã tiến hành khoan 58 giếng, 19 giếng được chuyển đến từcác tầng sản phẩm khác, 17 giếng được chuyển lên đối tượng phía trên Như vậy,tổng quỹ giếng có 52 giếng trong đó có 42 giếng khai thác, 12 giếng bơm ép, 5giếng bị hủy

Phần lớn các giếng khai thác hoạt động ở chế độ gaslift Lưu lượng trung bìnhcủa một giếng vào khoảng 37 tấn/ngàyđêm năm 2007, độ ngập nước trung bình là17%, độ tiếp nhận trung bình của một giếng bơm ép vào khoảng 270 m3/ngàyđêm

1.4.6.1 Trạng thái khai thác dầu Khối I

Khối I được đưa vào khai thác năm 1987, đã tiến hành khoan 16 giếng, có 8giếng được chuyển từ các tầng sản phẩm khác, 5 giếng được chuyển lên tầngkhác.Như vậy, khối I có 19 giếng thì có 15 giếng khai thác, 3 giếng bơm ép và 1giếng bị hủy Tính đến năm 2007, có tổng cộng 24 giếng khai thác và 5 giếng bơm

ép, đang hoạt động ở chế độ khai thác gaslift

Năm 1989 sản lượng khai thác dầu lớn nhất đạt 284,6 ngàn tấn, sau đó giảmxuống còn 104,4 ngàn tấn vào năm 1994, do áp suất vỉa bị suy giảm làm sản lượngdầu khai thác giảm

Năm 1990 tiến hành bơm ép nước để duy trì áp suất vỉa do độ tiếp nhận củagiếng bơm ép thấp, suy giảm nhanh nên không đủ bù vào lượng chất lưu khai thác

Hệ số bù cộng dồn của vỉa đạt 58,1%

Từ đó đến năm 2006, nhờ thực hiện nhiều giếng mới, sử dụng thành công cácphương pháp xử lý vùng cận đáy giếng như nứt vỉa thủy lực, axit và chuyển cácgiếng khai thác sang chế độ gaslift kết hợp với tăng cường bơm ép nước để duy trì

áp suất vỉa nên sản lượng khai thác hàng năm đạt 120÷140 ngàn tấn

Năm 2007, áp suất vỉa trung bình của khối vào khoảng 16÷17 MPa (ngoại trừ giếng

75 áp suất vỉa vào khoảng 26,5MPa, giếng 605 áp suất vỉa khoảng 10,2MPa), ápsuất vỉa ban đầu của khối I là 41,96 MPa, áp suất bão hòa dầu của khối I là20,76MPa Thân dầu hoạt động ở chế độ năng lượng khí hòa tan Ranh giới dầunước của khối và các tầng sản phẩm khác nhau (bảng 1.6)

Bảng 1-6: Vị trí ranh giới dầu nước ban đầu của các khối

1.4.6.2 Trạng thái khai thác dầu Khối II

Đây là khối có kích thước và trữ lượng lớn nhất, được đưa vào khai thác từtháng 4/1988 Trên khối II đã tiến hành khoan 32 giếng, 10 giếng khoan đượcchuyển từ các tầng sản phẩm khác lên, 7 giếng được chuyển lên đối tượng phía trên.Trong tổng quỹ giếng có 32 giếng trong đó có 23 giếng khai thác, 8 giếng bơm épvà 4 giếng bị hủy Như vậy, tính đến ngày 01/07/2007, khối II có tất cả 40 giếngkhai thác và 10 giếng bơm ép nước Các giếng khai thác dang làm việc ở chế độgaslift

Năm 1993 sản lượng dầu khai thác đạt 323,1 ngàn tấn nhưng sau đó sản lượngdầu giảm còn khoảng 274 ngàn tấn vào năm 1994 do áp suất vỉa suy giảm

Năm 1992 tiến hành bơm ép nước duy trì áp suất vỉa Hệ số bù khai thác cọngdồn chỉ đạt khoảng 67,3%

Từ năm 1988 đến năm 2004 sản lượng dầu khai thác tăng lên, đạt giá trị nhiềunhất vào khoảng 601,5 ngàn tấn vào năm 2004 do tiến hành đưa thêm giếng vào làmviệc, chuyển sang chế độ khai thác gaslift và áo dụng thành công các phương pháp

xử lý vùng cận đáy giếng Năm 2006 sản lượng dầu khai thác giảm xuống còn 411,1ngàn tấn

Đến năm 1995 nước bắt đầu xuất hiện trong tầng sản phẩm với độ ngập nướctrung bình thấp hơn 7,5% Độ ngập nước trong tầng sản phẩm tăng nhanh trong thờigian gần đây vào khoảng 16,8% đầu năm 2007

Tháng 05/2007 áp suất vỉa lớn nhất đo được tại các giếng 702, 703 vào khoảng24,7MPa, giá trị áp suất vỉa nhỏ nhất đo được tại các giếng 503, 510, 904, 1017,

1018 vào khoảng 13,4÷17,1MPa Trong khối II, áp suất vỉa giảm xuống thấp hơn ápsuất bão hòa, tầng sản phẩm của khối chứa nhiều khí nên trong khối xuất hiện chếđộ tách khí hòa tan

Áp suất vỉa ban đầu của khối là 41,47MPa ở chiều sâu -3650m, áp suất bão hòadầu của khối II vào khoảng 22,18MPa Vị trí ranh giới dầu nước ban đầu của khối

thay đổi theo các tầng sản phẩm (tầng VI+VIa ở độ sâu khoảng 3991m theo bảng1.6).

Lưu lượng trung bình của giếng vào khoảng 50 tấn/ngàyđêm, độ tiếp nhậntrung bình của giếng bơm ép là 287 m3/ngàyđêm Sản lượng dầu thu hồi (tính đến01/07/2007) vào khoảng 5733 ngàn tấn, thân dầu đang khai thác ở giai đoạn suygiảm (bảng 1.8)

1.4.6.3 Trạng thái khai thác dầu Khối III

Khối III được đưa vào khai thác năm 1993, đã tiến hành khoan 10 giếng, 1giếng được chuyển đến từ tầng sản phẩm khác, 5 giếng khoan được chuyển lên cáctầng sản phẩm phía trên Đến năm 2007 thì có 5 giếng trong đó có 4 giếng khai thácvà 1 giếng bơm ép, giếng khai thác làm việc ở chế độ gaslift

Ban đầu, các giếng khai thác với chế độ tự phun, lưu lượng dầu khai thác vàokhoảng 50÷345 tấn/ngàyđêm Nhưng lưu lượng khai thác của giếng suy giảm cùngvới sự gia tăng của tỷ số khí dầu do áp suất vỉa suy giảm Các phương pháp xử lývùng cận đáy giếng được sử dụng nhưng lưu lượng dầu tăng lên không đáng kể.Sản lượng dầu hàng năm khoảng 10÷43 ngàn tấn Tính đến ngày 01/07/2007sản lượng dầu cộng dồn vào khoảng 347 ngàn tấn (bảng 1.9)

Năm 1998 tiến hành bơm ép nước, sau 6 năm khai thác giếng 1003 có độ tiếpnhận khoảng 43 m3/ngàyđêm nhưng giếng này được chuyển lên Oligoxen trên Hệsố bù khai thác cộng dồn vào khoảng 35,5%

Trong khối III, áp suất vỉa giảm xuống thấp hơn áp suất bão hòa làm lan rộngchế độ khí hòa tan trong thân dầu Áp suất vỉa đo được ở giếng khoan 1106(được đovào 06/2006) đạt 14,6 MPa với lưu lượng vào khoảng 9 tấn/ngàyđêm Áp suất vỉaban đầu trong vùng giếng 1120 (đo vào 05/2007) là 32,7 MPa

Áp suất vỉa ban đầu của khối III vào khoảng 40,2MPa ở độ sâu vào khoảng 3650m Áp suất bão hòa dầu của khối vào khoảng 28,95MPa Vị trí ranh giới dầu nước ban đầu của khối phụ thuộc vào các tầng sản phẩm (tầng sản phẩm VII+VIII vào khoảng4288m theo bảng 1.6)

Bảng 1-7: Động thái các thông số khai thác cơ bản của khối I, Oligoxen dưới

Sản lượng cộngdồn

Lưu lượng Độ tiếp

nhậnnướcbơm,

m3/ngđ

Tỷ số

khídầu,

m3/tấn

Độ

ngậpnước,%

Khốilượngbơm épngàn.m3

Hệ số bù khaithác

Dầu,ngàntấn

Chấtlưu,ngàntấn

Dầu,ngàntấn

Chất lưu,ngàn tấn

Dầu,ngàntấn

Chất lưu,ngàn tấn

Hiệntại

TừđầuKhai

Bảng 1-8: Động thái các thông số khai thác cơ bản của khối II, Oligoxen dưới

nướcbơm,

m3/ngđ

Tỷ số

khídầu,

m3/tấ

n

Độ

ngậpnước ,%

Khốilượngbơm ép,ngàn.m3

Hệ số bù khaithác

Dầu,ngàntấn

Chấtlưu,ngàntấn

Dầu,ngàntấn

Chấtlưu,ngàntấn

Dầu,ngàntấn

Chấtlưu,ngàntấn

Hiệntại Từ đầuKhai

thác

Bơmép

Bảng 1-9: Động thái các thông số khai thác cơ bản của khối III, Oligoxen dưới

Năm

Quỹ giếnghoạt động đếncuối gđ tínhtoán

Sản lượnghàng năm Sản lượngcộng dồn Lưu lượng tiếpĐộ

nhậnnướcbơm,

m3/ngđ

Tỷ số

khídầu,

m3/tấ

n

Độ

ngậpnướ

c ,%

Khốilượngbơmépngàn

m3

Hệ số bù khaithác

Dầu,ngàntấn

Chấtlưu,ngàntấn

Dầu,ngàntấn

Chấtlưu,ngàntấn

Dầu,ngàntấn

Chấtlưu,ngàntấn

Hiệntại

TừđầuKhai

thác

Bơmép

CHƯƠNG 2: CÁC PHƯƠNG PHÁP XỬ LÝ VÙNG CẬN ĐẤY GIẾNG

2.1 Các tác nhân ảnh hưởng làm giảm độ thấm vùng cận đấy giếng.

Trong quá trình khoan, hoàn thiện, khai thác, và sửa chữa giếng, độ thấm tựnhiên của đá chứa dầu ở vùng cận đáy giếng bị giảm do các yếu tố sau:

- Qúa trình nhiễm bẩn bởi dung dịch sét khi khoan mở vỉa (do sự xâm nhập củacác hạt sét từ dung dịch khoan vào các kênh dẫn của vỉa)

- Do sự hình thành vỏ sét trên thành giếng tạo nên khối nước ngăn cách, sựtrương nở của các hạt sét, sự cản trở dòng dầu chảy từ vỉa vào giếng

- Do các tạp chất cơ học lắng đọng tích tụ từ nước rửa trong khi sửa chữa định

kì và sửa chữa lớn giếng, xâm nhập của nước vào vỉa, sự tạo thành trong không gianrỗng nhưng nhũ tương dầu nước, chất kết tủa …

- Do sự sa lắng muối vô cơ, lắng đọng parafin, hắc ín, asphalten trong vùng cậnđáy giếng làm giảm hệ số sản phẩm (độ tiếp nhận) của các giếng ngay sau khikhoan và sửa chữa lớn, cũng có thể trong quá trình khai thác

Khi giếng bị nhiễm bẩn thì kích thước các lỗ hổng kênh dẫn bị thu hẹp do đó tốc độdòng chảy trong vùng bị nhiễm bẩn giảm đi đáng kể Để nhận biết sự nhiễm bẩn, xử

lý vùng cận đáy giếng bằng các phương pháp thích hợp thì phải phân biệt các loại nhiễm bẩn chính có thể xảy ra trong các giếng khai thác dầu và các giếng bơm ép nước Hiệu quả xử lý phụ thuộc vào mức độ loại trừ nguồn nhiễm bẩn làm hạn chế sản lượng khai thác

2.1.1 Ảnh hưởng do quá trình thi công khoan.

Bản thân việc khoan các giếng cũng gây nên sự thay đổi đặc tính của vùng cậnđáy giếng Bởi vì trong quá trình khoan mùn khoan và dung dịch khoan, có thểthấm vào vùng cận đáy Khi thấm vào vỉa, dung dịch khoan sẽ phản ứng với nướcmuối của vỉa sinh ra các cặn (trầm tích) chứa muối không thể hòa tan được Mặtkhác, nó cũng có thể tạo thành nhũ tương ổn định, bít kín các lỗ hổng khe nứt làmgiảm hiệu quả thấm của đá chứa dầu

Sự trương nở của khoáng vật sét có mặt trong tầng sản phẩm khi tiếp xúc vớicác pha nước trong hệ dung dịch gốc nước, đặc biệt với những dung dịch có độkiềm cao làm bịt kín các lỗ hổng tầng chứa

Quá trình thấm của nước từ dung dịch khoan vào các lỗ hổng mao quản của vỉatạo hệ nhũ tương nước dầu bền vững Chính dạng nhũ này đã làm giảm tính linhđộng của chất lỏng trong các khoảng không lỗ hổng từ đó làm giảm khả năng khaithác và gây khó khăn trong quá trình xử lý giếng

Do sự lắng đọng của các muối không tan do sự tương tác của các ion có trongdung dịch khoan và trong thành hệ Mùn khoan có hàm lượng canxi cao sẽ tạo ra

kết tủa CaCO3, nếu nước thành hệ có thành phần ion CO

2-3 cao cũng làm giảm độthấm của vỉa

Sự xâm nhập của các pha rắn trong các hệ dung dịch có hàm lượng chất rắn caovào các lỗ hổng thành hệ, đặc biệt khi khoan qua vùng xảy ra mất dung dịch caolàm bít nhét các lỗ hổng và khe nứt của collector dẫn tới làm ảnh hưởng đến độthấm vùng cận đáy giếng

Do các loại vi khuẩn khác nhau trong dung dịch pha chế gây ra các phản ứngphân hủy làm giảm khả năng tác động của các chất polyme hay tạo ra các lớp màngchắn bít các lỗ hổng mao dẫn của tầng chứa

Mức độ nhiễm bẩn của tầng chứa ngày càng nghiêm trọng khi có sự chênh áp giữa cột dung dịch khoan và vỉa càng lớn và các sự cố xảy ra trong quá trình khoan như sập lở thành giếng khoan hoặc mất dung dịch

2.1.2 Ảnh hưởng của quá trình khảo sát, chống ống và trám xi măng.

Quá trình bơm trám xi măng là một trong những công đoạn hoàn thiện giếng dễgây ảnh hưởng đến độ thấm, độ tiếp nhận của vỉa và công tác xử lý giếng đưa vàokhai thác

Để đáp ứng những yêu cầu kỹ thuật về độ bền cứng và độ bám của xi măngtrám giữa khoảng không vành xuyến, trước khi trám xi măng cần tiến hành rửagiếng khoan và loại lớp vỏ sét bằng có vòng cạo Nếu thực hiện tốt công tác này thìđộ thấm của thành giếng sẽ là độ thấm thật của vỉa rất thuân lợi cho việc xử lý giếngsau này

Trong quá trình trám xi măng do hiệu ứng thấm, vữa xi măng sẽ xâm nhập vàovỉa hoặc sản phẩm sau phản ứng giữa chất phụ gia và dung dịch đệm cũng làm giảmđộ thấm thành hệ

Sau khi vữa xi măng bơm trám đông cứng, khu vực bị nhiễm bẩn do vữa ximăng có độ thấm bằng không Để khai thác được lưu lượng chất vỉa, ta phải bắn vỉa

để tạo các kênh dẫn liên thông giữa vỉa với đáy giếng Sau khi bắn vỉa qua lớp ximăng trám, lưu chất muốn vào giếng phải thắng được lực cản khi lưu thông qua cáckênh dẫn trong lớp xi măng Điều này làm tổn hao một phần áp lực vỉa và làm giảm

hệ số khai thác của giếng

2.1.3 Ảnh hưởng của quá trình khai thác.

Trong quá trình khai thác, tầng chứa sản phẩm có thể bị nhiễm bẩn do:

- Khi khai thác với tốc độ không ổn định và không liên tục

- Trong quá trình khai thác, những hạt mịn (sét cao lanh, mảnh vụn đất đá, cátmịn,…) dịch chuyển trong vỉa làm bít nhét các lỗ, kênh dẫn trong vùng cận đáygiếng

- Khi trong vỉa có sự thay đổi điều kiện nhiệt-động học (thay đổi nhiệt độ, ápsuất, thành phần pha, trật tự cấu trúc ) thì thường xảy ra sự lắng đọng parafin,asfalt, nhựa đường, muối làm giảm độ thấm vùng cận đáy giếng

- Sự nhiễm bẩn còn có thể tạo ra bởi sự di chuyển sản phẩm, sự hình thành gỉ vàsự rò rỉ từ ống chống trong quá trình khai thác hoặc phần lắng của dung dịch khoan

- Sự khống chế cát kém, thành hệ khai thác bị nhiễm bẩn (các khoảng bắn bị sập) dothành hệ là các tầng cát yếu hay bở rời có độ liên kết kém

2.1.4 Ảnh hưởng của quá trình sữa chửa giếng.

Trong quá trình sửa chữa giếng cũng gây ra các hiện tượng nhiễm bẩn thành hệ

do dung dịch sửa chữa giếng, vật liệu tạo cầu xi măng, vữa xi măng còn dư tronggiếng

Giếng bị nhiễm bẩn gây ra bởi các hoạt động sửa chữa giếng là do có các thànhphần vật rắn lơ lửng và polime có trong dung dịch sủa chữa giếng có thể lấp kín các

lỗ rỗng thành hệ, làm giảm độ thấm và khả năng khai thác của vỉa Bên cạnh đó,hiệu ứng pistong khi kéo thả bộ dụng cụ sửa chữa giếng, thiết bị đo trong lòng giếngcàng làm vấn đề trở lên nghiêm trọng hơn

Dung dịch sửa chữa giếng có thể xâm nhập vào giếng Bên cạnh đó do có hiệntượng thấm, sự trương nở và khuếch tán của sét, các khối nhũ và sự lắng tụ của cáccặn bẩn, giếng khoan không sạch Sự bơm các dung dịch lạnh thỉnh thoảng gây nênsự kết tủa parafin hay asphalten

Các thành phần vụn trong quá trình nứt vỉa cũng là nguyên nhân gây ra nhiễmbẩn tầng sản phẩm

Vữa xi măng còn dư trong giếng trong công việc sửa chữa giếng (hay trongcông đoạn bơm trám xi măng khi hoàn thiện giếng) có thể gây nhiễm bẩn ở cáckhoảng bắn vỉa Các hoạt động dây cáp làm bong các gỉ sắt hay parafin trong ốngkhai thác cũng như các mảnh vụn kim loại của ống và các vật liệu tạo cầu xi măng.Sự nhiễm bẩn càng nghiêm trọng nếu hoạt động sửa chữa giếng trong điều kiện ápsuất trên cân bằng và vỉa có độ thấm cao

Ngoài các nguyên nhân nhiễm bẩn do ảnh hưởng trong quá trình khoan, hoànthiện giếng và khai thác thì vùng cận đáy giếng ở mỏ Bạch Hổ còn bị nhiễm bẩnbởi các nguyên nhân sau:

- Do đứt cáp trong quá trình tiến hành đo thường xuyên các thông số làmviệc của giếng

- Các thiết bi bắn vỉa và dây điện sau khi xử lý giếng bằng chất nổ còn để lạitrong giếng

- Do các thiết bị đo sâu, thiết bị khoan, thiết bị khai thác rơi xuống giếng (các chi tiết thiết bị choòng khoan )

2.1.5 Ảnh hưởng của quá trình xử lý axit trước.

Sau khi giếng được xử lý, nếu độ thấm thấp hơn độ thấm ban đầu thì yếu tốgây ra hiện tượng này có thể là do sự tạo thành kết tủa thứ cấp trong hoặc sau quátrình xử lý giếng bằng hóa phẩm hay các cặn gỉ của sắt trong ống chống hay cácthiết bị lòng giếng vụn vật liệu trong lòng giếng bị ăn mòn thành hệ có nồng độkhoáng vật sắt cao như khoáng dolomit giàu sắt-ankeri(CaFeMg).(CO3)2, pyrit-(FeS2), siderit (Fe2CO3), sét cloritvà giàu hàm lượng sét cũng có thể gây nhiễm bẩnbằng hoạt động bơm ép axit Hợp chất sắt chứa trong lắng cặn hoặc sản phẩm ănmòn có trong cần khai thác, ống chống thường gồm: FeO, Fe2O3, Fe3O4, Fe(OH)3.Hợp chất sắt cũng có thể trong thành phần hóa phẩm pha chế dung dịch axit Cácdạng kết tủa thứ cấp thường xảy ra trong xử lý axit vỉa cát kết hydroxit sắt III, gelsilicat (Si(OH)4.nH2O), muối canxi (CaF2)và muối MgF2, và các muối ít tan của axitfloruasilisic (H2SiF6) và axit floruaaluminic của Na+, K+ và Ca2+ làm bít nhét khônggian rỗng

Ngoài ra, các yếu tố làm gia tăng mức độ nhiễm bẩn cũng còn do tính khôngtương tác giữa axit, chất phụ gia với các khoáng vật trong thành hệ hoặc việc sửdụng dung dịch không thích hợp như kết tủa canxiflorua dược tạo thành khi axit HFtương tác với các khoáng vật canxit và dolomit dặc biệt khi không đủ dung dịchđệm HCl được sử dụng để hòa tan hàm lượng của các khoáng vật canxit và dolomittrong thành hệ cát kết trước khi chúng tiếp xúc với axit HF

2.1.6 Ảnh hưởng của công nghệ mở vỉa.

Khi bắn mở vỉa ở điều kiện áp suất cột dung dịch khoan lớn hơn áp suất vỉa sẽlàm giảm độ thấm của vỉa bởi sự nén ép xung quanh lỗ bắn vỉa, làm bít nhét các lỗ rỗng bằng các hạt mịn của thành hệ, cũng như do lớp xi măng bị phá hủy, các mảnh vụn do bắn vỉa, lớp kim loại nóng chảy và các chất nhiễm bẩn khác trong dung dịch bắn mở vỉa làm giảm hệ số sản phẩm của vỉa

2.1.7 Ảnh hưởng của chất lỏng dập giếng.

Sau một thời gian khai thác thiết bị đầu giếng, lòng giếng đã bị sét rỉ dầu khí, bị

ăn mòn do hóa chất từ chất lưu (chủ yếu H2S) và xử lý skin, bị xói mòn ống khaithác (OKT), thiết bị đầu giếng và thiết bị lòng giếng do dòng chảy (phun) của sảnphẩm có các tạp chất cơ học Do đó, trước khi tiến hành sửa chữa đều cần phải dậpgiếng bằng chất lỏng có chất lượng phù hợp Chất lỏng dập giếng chủ yếu là nướcbiển được xử lý bằng chất hoạt tính bề mặt (sulfanol) và dung dịch sét, ở nhữnggiếng thuộc móng đã sử dụng chất đệm từ dung dịch sét có pha trộn thêm vỏ trấunhằm mục đích loại trừ sự mất chất lỏng Chất lỏng dập giếng có tỉ trọng lớn nên dẽ

dàng xâm nhập sâu vào vỉa hơn so với dung dịch khoan và dung dịch mở vỉa nên dễtạo muối kết tủa.

Khi tiến hành dập giếng bằng chất lỏng thì tương tác hóa lý với vỉa tương tựnhư ảnh hưởng của công nghệ mở vỉa làm thay đổ độ thấm pha của dầu

2.1.8 Ảnh hưởng của quá trình nứt vỉa thủy lực.

Quá trình nứt vỉa thủy lực gây ra nhiễm bẩn thành hệ do lưu chất nứt vỉa cóthể tạo kết tủa, chứa tạp chất nhiễm bẩn và do sự thấm của dung dịch để nứt vỉavào thành hệ, các thành phần hạt vụn sinh ra sẽ đi vào không gian rỗng và cáckhe nứt của thành hệ dưới tác dụng của áp suất lớn làm bít nhét giảm độ thấmcủa thành hệ

2.2 Đánh giá sự nhiễm bẩn thông qua ước lượng hệ số skin.

Quá trình truyền áp suất trong vỉa không diễn ra đồng nhất tại mọi điểm trongvỉa vì nó bị ảnh hưởng bởi sự bất đồng nhất của thành hệ xung quanh Phần lớn nókhông bị ảnh hưởng đến sự biến đổi áp suất trong thành giếng, ngoại trừ sự bấtđồng nhất đó xảy ra ngay ở vùng phụ cận giếng Tuy nhiên, thường thì vùngxung quanh giếng bị xâm nhập bởi dung dịch khoan và xi măng…trong suốt quátrình thi công khoan, hoàn thiện, xử lý vùng cận đáy giếng, khai thác và sửa chữagiếng Những công tác này sẽ làm đặc tính thấm chứa tự nhiên của đất đá vùngcận đáy giếng bị thay đổi, tạo ra một vùng xung quanh giếng làm tăng độ tổnthất áp suất dòng chảy từ vỉa vào giếng

Hiệu ứng skin có thể được đánh giá qua trị số giảm áp ∆PS hoặc qua trị sốkhông thứ nguyên S

Hệ số skin S là một đại lượng quan trọng trong việc lập kế khoạch mỏ.Thường S có giá trị từ -5 đến 20 Giá trị S càng lớn hơn 0 thì mức độ tổn hạithành hệ càng lớn và độ tổn thất áp suất sẽ càng cao, điều đó có nghĩa là chúng

ta cần phải có một vài phương pháp kích thích vỉa để cải thiện tình hình này Giátrị S < 0 khi thành hệ được kích thích, xử lý Thường người ta phân biệt ba trườnghợp sau:

- Khi S > 0: vùng cận đáy giếng bị nhiễm bẩn hoặc do mức độ mở vỉa, đặcđiểm mở vỉa hoặc do nhiễm bẩn vùng cận đáy (∆PS > 0)

- Khi S = 0: vùng cận đáy giếng được bảo toàn các điều kiện thấm tự nhiên (∆PS = 0)

- Khi S < 0: vùng cận đáy giếng đã được xử lý thành công, tính thấm đãđược cải thiện tốt hơn so với điều kiện tự nhiên (∆PS < 0)

2.3 Các phương pháp xử lý vùng cận đấy giếng.

Việc tăng sản lượng khai thác của các giếng khai thác nhằm góp phần nâng cao

'

dầu khí ở Việt Nam hiện nay là một ngành công nghiệp mũi nhọn mang lại hiệu quảkinh tế cao nhất Tuy nhiên, trong quá trình khoan, hoàn thiện giếng, khai thác vàsửa chữa đều gây ra hiện tượng nhiễm bẩn ở mức độ khác nhau làm suy giảm lưulượng của giếng Do đó, cần phải có giải pháp công nghệ tối ưu tác động lên vùngcận đáy giếng để tăng hệ số thu hồi dầu khí của mỏ.

Từ năm 1987 đến nay, XNLD Vietsovpetro đã và đang tiến hành hàng loạt cácphương pháp xử lý vùng cận đáy giếng đem lại hiệu quả kinh tế cao như phươngpháp cơ học(nứt vỉa thủy lực…), hóa học(xử lý bằng dung dịch axit nhũ axit, bọtaxit v.v), vật lý học…

Trong từng phương pháp lại có các phương pháp cụ thể khác nhau việc lựachọn phương pháp cụ thể nào đó tùy thuộc vào:

- Tình trạng thực tại về thành phần khoáng vật của đất đá, mức độ bềnvững của đất đá vỉa

- Chất lượng vành xuyến xi măng của ống chống khai

thác. Tính chất, mức độ nhiễm bẩn của vùng cận đáy

- Đặc điểm của vỉa sản phẩm (nhiệt độ vỉa, hàm lượng parafin trong sảnphẩm vỉa, độ nhớt của sản phẩm vỉa…)

- Tình trạng phương tiện kỹ thuật, vật chất hiện có của cơ sở sản xuất

Để đạt dược hiệu quả xử lý tốt nhất người ta có thể xử dụng phương pháp xử lýhỗn hợp, kế tiếp nhau của các phương pháp kể trên Nhưng các phương pháp tácđộng lên vùng cận đáy giếng phải đảm bảo:

- Thời gian xử lý ngắn, hiệu quả cao

- Tránh những hiệu ứng phụ (tạo các chất kết tủa sau phản ứng, làm tắcnghẽn hệ thống rãnh thông với đáy giếng) do phương pháp xử lý mang lại

- Bảo toàn cấu trúc giếng, tránh làm giảm tuổi thọ (ăn mòn quá mức và sụp lở) của giếng

2.3.1 Nứt vỡ vỉa thủy lực.

Nứt vỉa thủy lực là một phương pháp rất tốt để tăng lưu lượng các giếng khai thác dầu khí và độ tiếp nhận của các giếng bơm ép

2.3.1.1 Bản chất phương pháp nứt vỡ vỉa thủy lực

Bơm dung dịch nứt vỉa (gốc dầu, gốc nước, hoặc dung dịch axit) với áp suất đủlớn (thường lớn hơn áp suất thủy tĩnh từ 1,5÷2,5 lần) vào giếng nhằm tạo thêm khenứt ở vùng cận đáy và mở rộng các khe nứt có sẵn, tạo hệ thống kênh rãnh giúp chosự lưu thông của chất lưu từ vỉa vào giếng dễ dàng hơn

Tại mỏ Bạch Hổ, áp suất vỡ vỉa được ghi nhận trên bề mặt đối với từng giếngkhai thác có giá trị khác nhau và dao động trong khoảng 350÷500 atm Khối lượngchất lỏng dung cho một lần vỡ vỉa thủy lực từ 120m3 đến 150m3 Sau khi bơm chấtlỏng vỡ vỉa thì chất lỏng liên kết dạng gel trộn lẫn với cát nhân tạo (proppant) theo

tỉ lệ tăng dần (1-3-5-7-9ppa)(pound propant added = pound/gallon) được tiếp tụcbơm vào vỉa Tổng khối lượng proppant dung cho một lần vỡ vỉa với từng giếngkhai thác khác nhau thì có giá trị khác nhau và dao động trong khoảng 20 ÷ 50 tấn.Proppant đóng vai trò là chất chèn khe nứt trong vỉa vừa mới thành tạo để tạo vùng

có độ thẩm thấu tốt và giữ cho khe nứt không bị khép lại sau khi xả áp suất

Các khe nứt này có khuynh hướng khép lại sau khi áp suất trong giếng trở lạibình thường Để đảm bảo các khe nứt luôn ở trạng thái mở, không bị sập lở, người

ta trộn các hạt chèn (cát thạch anh, bauxit…) vào chất lỏng bơm ép Hỗn hợp chấtlỏng cát được bơm vào vỉa để chèn ép khe nứt tạo thành với mục đích đảm bảo khảnăng thấm tốt và duy trì độ thấm sau khi kết thúc quá trình nứt vỉa Chất lỏng nứtvỉa thủy lực sẽ được lấy lên khi khai thác

Khi việc xử lý được thực hiện tốt thì độ thấm của đất đá vỉa không những đượcphục hồi giống như trạng thái tự nhiên khi chưa bị nhiễm bẩn mà còn có thể đượcgia tăng đáng kể

Đối với giếng dự định tiến hành nứt vỉa thủy lực cần xác định, phân tích:

- Số liệu địa chất, kĩ thuật

- Xác định chiều sâu phân bố, chiều dày vỉa

- Khả năng tách đất đá từ vỉa vào giếng

- Mức độ ngập nước

- Nguồn gốc của nước chảy từ vỉa vào giếng

- Tỷ số khí - dầu và nguyên nhân làm tăng tỉ số khí - dầu

- Công nghệ và kết quả xử lý vùng cận đáy giếng trước đó

Thông thường, nứt vỉa thủy lực đạt kết quả tốt ở những giếng khai thác có áp suất vỉa cao, mức độ mất nước thấp, vỉa có độ chứa dầu lớn và giếng có hệ số sản phẩm thấp hơn hệ số sản phẩm của giếng lân cận Đặc biệt, ở những giếng được mở vỉa cóchứa nhiều tầng và có tổng chiều dày lớn hơn 50m thì nên tiến hành nứt vỉa nhiều lần

2.3.1.2 Đối tượng áp dụng phương pháp nứt vỡ vỉa thủy lực.

- Các tầng sản phẩm bị nhiễm bẩn nghiêm trọng mà đã từng được xử lú axittrước đó nhưng không cho kết quả cao Nứt vỉa thủy lực sẽ tạo ra những khe nứtxuyên qua vùng nhiễm bẩn quanh giếng, tạo được mối liên hệ thủy động lực giữavỉa và giếng giảm đi hay loại trừ hiệu ứng Skin

- Các vỉa có độ dính kết kém, cố độ thấm thấp hoặc có thành phần hạt mịn (sét,cát bở rời…) chảy vào giếng gây nhiễm bẩn, các khe nứt mới sẽ mở rộng vùng bánkính ảnh hưởng trong tầng sản phẩm, cung cấp một vùng thấm lớn làm thay đổidòng chảy của cát

- Thành hệ có tầng cát sét xen kẽ nhau, mối liên hệ thủy động lực giữa các thấukính cát với lỗ bắn vỉa bị hạn chế Nứt vỉa thủy lực tạo mối liên kết thủy động lực

- Vỉa có độ thấm thấp và cần có khe nứt có độ dẫn thủy thích hợp để nâng caosản lượng khai thác sau cùng.

- Vỉa liên kết yếu có thể bị sập lở do chênh áp trong suốt thời gian khai thác Khe nứt có độ dẫn thủy cao được tạo ra làm cho năng lượng cần thiết để cung cấp cho dòng chất lỏng chảy vào giếng nhỏ đi Độ chênh áp sẽ làm giảm đi nguy cơ phá vỡ mối liên kết của thành hệ

2.3.1.3 Ưu điểm và nhược điểm của phương pháp nứt vỡ vỉa thủy lực.

- Ưu điểm

- Sau khi nứt vỉa thủy lực các khe nứt cũ được mở rộng song song với tạo khenứt mới tiến sâu vào trong vỉa nên độ thấm của đất đá vùng cận đáy giếng tăng lênrất lớn so với chưa xử lý nhờ những kênh dẫn có độ lưu dẫn cao, giảm hệ số Skin

- Hệ số sản phẩm tăng khoảng 4÷5 lần đồng thời các khe nứt được chèn ép cátnhân tạo có hiệu quả kéo dài từ 2 đến 3 năm, nên có khả năng cải thiện hệ số thu hồidầu và tăng nhanh tổng sản lượng dầu khai thác trong thời gian dài

- Giảm tổn hao áp suất nhằm tăng hiệu quả sử dụng nguồn năng lượng vỉa

- Điều chỉnh dòng và độ tiếp nhận theo chiều dày tầng sản phẩm, tạo điều kiệnthuận lợi cho dòng chảy của lưu chất

- Giếng dễ gọi dòng sau khi xử lý

- Tạo ra những màn chắn ngăn cách trong các giếng bơm ép nhằm hạn chế hiệntượng ngập nước trong các giếng khai thác

- Thu hồi vốn nhanh

- Nhược điểm

- Do trước khi tiến hành nứt vỉa thủy lực cần phải dập giếng, kéo thiết bị dònggiếng lên và đặt packe, chuẩn bị hệ thống ống dẫn thủy lực…nên tốn nhiều thờigian, công sức cho việc lắp đặt và chuẩn bị giếng

- Sau khi tiến hành nứt vỉa thủy lực không đưa packe lên được do cột ống chốngkhai thác bị bóp méo

- Khi nứt vỉa thủy lực hai hoặc ba vùng thì cần có sự thông vỉa giữa các vùng

xử lý (chất lỏng đi lên vùng trên hoặc đi xuống vùng dưới qua phía ngoài cột ốngchống khai thác do chất lượng trám xi măng không đảm bảo)

- Khi tiến hành nứt vỉa thủy lực có hạt chèn thường gây thất thoát lưu chất vào

các khe nứt tự nhiên khi ép vật liệu chèn vào khe nứt Sự phát triển các khe nứt gặpkhe nứt tự nhiên có thể bị rẽ nhánh hoặc đi chậm lại dọc theo bề mặt của khe nứt tựnhiên do sự giảm độ rộng của các khe nứt cục bộ và tạo thành nút các vật liệu chèn.Những sự cố do hạt chèn gây ra có thể rất nghiêm trọng khi giếng dược xử lí lạibằng axit vì axit làm rộng các khe nứt gần giếng và các hạt chèn sẽ di chuyển ngượclại vào bơm và các thiết bị tách lọc

- Dung dịch dập giếng có nguy cơ làm nhiễm bẩn vùng cận đáy giếng

- Chi phí ban đầu quá cao.

2.3.1.4 Các thông số ảnh hưởng đến quá trình nứt vỡ vỉa thủy lực.

Gradient nứt vỉa: là áp suất cần thiết để tạo các khe nứt trong đất đá ở vùng cận

đáy giếng Thông thường các khe nứt này vuông góc với phương có ứng suất chínhnhỏ nhất của vỉa và gradient nứt vỉa tỉ lệ với giá trị của ứng suất chính nhỏ nhất này

Áp suất phát triển khe nứt: là áp suất cần thiêt để mở rộng khe nứt nhờ dung

dịch nứt vỉa ban đầu

Độ đàn hồi của đá: là hệ số đặc trưng cho tính đàn hồi và độ cứng của đất đá khi

chịu tải

2.3.1.5 Công nghệ nứt vỡ vỉa thủy lực.

Công nghệ nứt vỉa thủy lực có chèn cát được tiến hành theo các bước sau:

- Công việc chuẩn bị giếng và lắp đặt thiết bị chuyên dụng trên giàn

Tiến hành sửa chữa giếng để kéo toàn bộ bộ cần ống ép hơi và thiết bị lònggiếng lên, bơm rửa giếng, tiến hành các công việc khảo sát - địa chất hay các côngtác khác để chuẩn bị giếng nếu cần thiết, thả bộ cần ống ép hơi mới với packechuyên dụng đến độ sâu thiết kế, mở packe, lắp đặt đường ống cao áp từ miệnggiếng đến đầu treo ống mềm cao áp, sau khi tàu vỡ vỉa chuyên dụng cập vào giàn,kéo ống mềm cao áp nên đầu treo của nó và kết nối với đường ống cao áp vừa mớilắp đặt trên giàn Toàn bộ hệ thống đường ống cao áp từ máy bơm trên tàu tới miệnggiếng được bơm ép thử áp suất tới 70MPa

- Quá trình nứt vỉa thủy lực

 Chính xác hóa các thông số địa chất-kỹ thuật của hệ giếng-vỉa

 Bơm ép vào vỉa chất lỏng tuyến tính với các chế độ bơm khác nhaunhằm xác định các thông số kĩ thuật-địa chất của hệ giếng - vỉa nhưmức độ tổn thất áp suất của hệ, áp suất vỡ vỉa, áp suất vỉa đóng lại, hệsố mất chất lỏng vỡ vỉa, sự hình thành khe nứt trong vỉa…

 Sau khi thực hiện các bước trên đây, phân tích số liệu sẽ được tiếnhành, các thông số kể trên được xác định và kế hoạch nứt vỉa thủy lựcban đầu được tính toán thiết kế lại và điều chỉnh cho phù hợp với thựctế

- Quy trình nứt vỉa thủy lực chính

 Bơm ép vào vỉa chất lỏng tuyến tính (linear fluid) vào vỉa nhằm tạonứt vỉa thủy với khối lượng khoảng 50÷60m3, lưu lượng 3,18m3/phút,

áp suất bơm trên bề mặt khoảng 40÷50MPa (hình 2.1- a)

 Bơm ép vào vỉa chất lỏng gel liên kết (Crosslinked gel) cùng với cátnhân tạo (proppant), khối lượng proppant cho vào theo tỉ lệ tăng dần1-3-5-7-9 PPA phụ thuộc vào các tính chất của vỉa (hình 2.1-b) Theodõi cẩn thận quá trình bơm vào vỉa và phải dừng đúng lúc nếu thấy cóhiện tượng áp suất tăng đột ngột gây ra tắc nghẽn proppant trong lònggiếng

 Bơm ép thay thế toàn bộ khối lượng gel với toàn bộ proppant tronglòng giếng vào vỉa (hình 2.1- c)

 Kết thúc công nghệ nứt vỉa thủy lực: Đóng giếng chừng khoảng12÷24 giờ để proppant trong vùng cận đáy giếng ổn định vị trí và liênkết gel bị phá hủy Kéo packe lên, bơm rửa làm sạch vùng đáy giếng.Thả bộ cần ống khai thác cùng với các thiết bị lòng giếng phù hợp, lắpđặt cây thông

 Tiến hành gọi dòng sản phẩm và đưa giếng vào khai thác

Hình 2-6: Sơ đồ quá trình chính nứt vỉa thủy lực: Sơ đồ quá trình chính nứt

vỉa thủy lực

Vùng xử lý Tầng chắn

Vỉa

PackeOKTOCKT

2.3.2 Nứt vỉa tổng hợp nhờ đạn khí nổ cao áp PGD và chất lỏng hoạt tính 2.3.2.1 Mục đích và bản chất của phương pháp.

Nứt vỉa tổng hợp nhờ đạn nổ tạo khí áp cao PGD và chất lỏng hoạt tính là mộttrong những công nghệ tác động nhiệt-khí-hóa lên vỉa nhằm mục đích tăng độ thấmvùng cận đáy giếng bằng cách tạo thêm, mở rộng những khe nứt mới trong đất đánhờ năng lượng của khí được tạo thành khi đốt cháy trái nổ và tác động thêm thủylực bằng cách bơm ép vào vùng cận đáy giếng các chất hoạt tính (dung dịch axit)

2.3.2.2 Phạm vi sử dụng của phương pháp

Phương pháp xử lý bằng trái nổ thường được sử dụng ở các loại giếng sau :

 Ở những vỉa đất đá cứng rắn và lưu lượng của giếng thu được thấp

 Ở những giếng chưa thu được dầu

 Ở những giếng mà lưu lượng giảm xuống do bị tắc nghẽn các khe nứt vìsự lắng đọng của xi măng, muối parafin và một số chất khác

 Phương pháp này có hiệu quả trong tầng Oligoxen

 Nhiều khi phương pháp dùng đạn nổ còn có mục đích là giải phóngnhững ống còn mắc kẹt trong giếng, phá hủy cột kim loại trên đáy giếng

2.3.2.3 Các thông số kỹ thuật của trái nổ khí cao áp PGD-42T

Hiện tại, XNLD Vietsovpetro sử dụng loại trái nổ PGD-42T Công nghệ xử lývùng cận đáy giếng nhờ trái nổ tạo khí cao áp có kích thước nhỏ PGD-42T (đườngkính ngoài là 42mm) được tiến hành bằng cách thả trái nổ trên cáp địa vật lý qua cộtOKT (ống khai thác)

Một số đặc tính kỹ thuật cơ bản của các trái nổ tạo khí cao áp PGD-42T nhưsau:

 Đường kính ngoài : 42mm

 Chiều dài của một trái nổ: 505mm

 Khối lượng của một trái nổ:1,0 kg

 Số lượng tố đa trái nổ cho một lần xử lý: 15

 Áp suất thủy tĩnh cho phép:

+ Cực đại : 100 MPa+ Cực tiểu : 10 MPa

 Nhiệt độ cho phép: 2000C

 Đường kính trong nhỏ nhất của ống chống khai thác:102 mm

Đặc biệt, công nghệ xử lý giếng bằng PGD-42T có thể kết hợp với công nghệ

xử lý axit (hoặc một số chất lỏng hoạt tính) Các khe nứt sau khi được tạo ra do trái

nổ, tiếp tục được xử lý bằng axit sẽ mở rộng và thông sâu vào vỉa làm tăng thêm độthấm vùng cận đáy giếng xử lý

2.3.2.4 Ưu điểm và nhược điểm của phương pháp

• Ưu điểm:

Mất ít thời gian và công sức, vừa tạo ra khe nứt mới vừa xử lý các chất cặn bẩn,các mảnh vụn và mở rộng các khe nứt cũ

• Nhược điểm:

Khe nứt dễ bị khép lại do không được chèn bởi vật liệu cát nhân tạo

Do áp suất nổ tạo khí làm ảnh hưởng đến trạng thái của ống khai thác như làmbiến dạng cột ống, làm sập lở thành giếng đối với giếng thân trần hoặc bị rối cápảnh hưởng đến chất lượng của giếng

2.3.2.5 Tình hình áp dụng phương pháp xử lý bằng PGD tại mỏ Bạch Hổ.

Từ năm 1992 đến năm 2002 đã thực hiện 31 lần xử lý bằng PGD, trong đó có

29 lần ở trong các giếng khai thác và 2 lần xử lý trong các giếng bơm ép Tính đếncuối năm 2002, hệ số thành công áp dụng PGD đạt được 42% (trong giếng khai thác41%, trong giếng bơm ép 50%)