PHƯƠNG PHÁP TĂNG CƯỜNG THU HỒI DẦU EOR

Tổng quan về tình hình nghiên cứu thu hồi dầu tăng cường EOR và tính cấp thiết của đề tài1.1 Tình hình nghiên cứu thu hồi dầu tăng cường EORJViệc áp dụng EOR sẽ làm gia tăng tổng sản lượng dầu khai thác được từ một vỉa, góp phần tăng doanh thu và lợi nhuận cho nhà thầu dầu khí và nước chủ nhà.JMỹ là nước có sản lượng dầu khai thác tăng thêm nhờ các phương pháp EOR đứng đầu trên thế giới. Trong giai đoạn 1986 2012, Mỹ đã khai thác được khoảng 62,68 tỷ thùng dầu, trong đó sản lượng dầu khai thác được từ việc áp dụng các biện pháp EOR chiếm gần 6% tổng sản lượng đã khai thác (3,51 tỷ thùng dầu). Các dự án EOR ở Mỹ sử dụng nhiệt, hóa chất, khí (CO2, hydrocarbon, nitơ, khí thải…) và vi khuẩn để nâng cao hệ số thu hồi dầu. Trong đó, Mỹ chủ yếu sử dụng nhiệt và khí để gia tăng sản lượng khai thác, đặc biệt là phương pháp bơm ép hơi nước và bơm ép CO2.JCanada đứng thứ 2 sau Mỹ về sản lượng dầu khai thác tăng thêm nhờ việc áp dụng các phương pháp EOR. Theo khảo sát của Oil Gas Journal công bố năm 2012, Canada có 40 dự án EOR (70% dự án áp dụng phương pháp bơm ép khí và 25% dự án áp dụng phương pháp nhiệt). Trong số 28 dự án bơm ép khí, có 71,43% dự án áp dụng phương pháp bơm ép khí hydrocarbon trộn lẫn, các dự án CO2 EOR chỉ chiếm 21,43%. Hình i: Sản lượng dầu khai thác tăng thêm do áp dụng EOR của Mỹ Hình ii: Sản lượng dầu tăng lên năm 2012 do áp dụng phương pháp nhiệtJIndonesia có một dự án EOR song sản lượng dầu khai thác tăng thêm từ dự án EOR này rất cao. Mỏ Duri do PT Caltex điều hành áp dụng phương pháp nhiệt với sản lượng dầu khai thác tăng thêm năm 2012 là 190.000 thùng dầungày.JVenezuela có khoảng 48 dự án EOR, trong đó chủ yếu áp dụng phương pháp nhiệt để nâng cao thu hồi dầu. Sản lượng khai thác tăng thêm từ việc áp dụng phương pháp nhiệt ở Venezuela là 209.483 thùng dầungày.

LỜI CẢM ƠN

Trong quá trình thực hiện đề tài nghiên cứu khoa học này, chúng em xin chânthành cảm ơn thầy PGS.TS Trần Văn Xuân đã hướng dẫn tận tình để chúng emhoàn thành tốt đề tài

Bằng sự chăm chỉ của bản thân và sự tận tình giúp đỡ của thầy hướng dẫn,cuối cùng đề tài nghiên cứu khoa học của chúng em đã được hoàn thành

Mặc dù có nhiều cố gắng nhưng do thời gian ngắn, kiến thức chuyên môn cònhạn hẹp nên đề tài nghiên cứu khoa học này vẫn còn nhiều thiếu sót Kính mongthầy cô xem và đóng góp ý kiến để đề tài của chúng em được hoàn thiện hơn

Chúng em xin chân thành cảm ơn

TP Hồ Chí Minh, 11/2016

MỤC LỤC

DANH MỤC HÌNH ẢNH VÀ BẢNG BIỂU

Hình i: Sản lượng dầu khai thác tăng thêm do áp dụng EOR của Mỹ………….7Hình ii: Sản lượng dầu tăng lên năm 2012 do áp dụng phương pháp nhiệt…….7Hình iii: Sơ đồ về cơ chế thu hồi dầu qua các giai đoạn khai thác mỏ dầu khí 15

PHẦN A: ĐỀ CƯƠNG

1/ Tổng quan về tình hình nghiên cứu thu hồi dầu tăng cường EOR và tính cấp thiết của đề tài

1.1/ Tình hình nghiên cứu thu hồi dầu tăng cường EOR

J Việc áp dụng EOR sẽ làm gia tăng tổng sản lượng dầu khai thác được từ mộtvỉa, góp phần tăng doanh thu và lợi nhuận cho nhà thầu dầu khí và nước chủnhà

J Mỹ là nước có sản lượng dầu khai thác tăng thêm nhờ các phương pháp EORđứng đầu trên thế giới Trong giai đoạn 1986 - 2012, Mỹ đã khai thác đượckhoảng 62,68 tỷ thùng dầu, trong đó sản lượng dầu khai thác được từ việc ápdụng các biện pháp EOR chiếm gần 6% tổng sản lượng đã khai thác (3,51 tỷthùng dầu) Các dự án EOR ở Mỹ sử dụng nhiệt, hóa chất, khí (CO2,hydrocarbon, nitơ, khí thải…) và vi khuẩn để nâng cao hệ số thu hồi dầu.Trong đó, Mỹ chủ yếu sử dụng nhiệt và khí để gia tăng sản lượng khai thác,đặc biệt là phương pháp bơm ép hơi nước và bơm ép CO2

J Canada đứng thứ 2 sau Mỹ về sản lượng dầu khai thác tăng thêm nhờ việc ápdụng các phương pháp EOR Theo khảo sát của Oil & Gas Journal công bốnăm 2012, Canada có 40 dự án EOR (70% dự án áp dụng phương pháp bơm

ép khí và 25% dự án áp dụng phương pháp nhiệt) Trong số 28 dự án bơm épkhí, có 71,43% dự án áp dụng phương pháp bơm ép khí hydrocarbon trộn lẫn,các dự án CO2 - EOR chỉ chiếm 21,43%

Hình i: Sản lượng dầu khai thác tăng thêm do áp dụng EOR của Mỹ

Hình ii: Sản lượng dầu tăng lên năm 2012 do áp dụng phương pháp nhiệt

J Indonesia có một dự án EOR song sản lượng dầu khai thác tăng thêm từ dự ánEOR này rất cao Mỏ Duri do PT Caltex điều hành áp dụng phương pháp nhiệtvới sản lượng dầu khai thác tăng thêm năm 2012 là 190.000 thùng dầu/ngày

J Venezuela có khoảng 48 dự án EOR, trong đó chủ yếu áp dụng phương phápnhiệt để nâng cao thu hồi dầu Sản lượng khai thác tăng thêm từ việc áp dụngphương pháp nhiệt ở Venezuela là 209.483 thùng dầu/ngày

1.2/ Một số nghiên cứu tiêu biểu liên quan đến hướng nghiên cứu EOR trên thế giới và Việt Nam

J Trên thế giới

• A.Gene Collins (1997), Enhanced - Oil - Recovery Injection Waters,International Oilfield and Geothermal Chemistry Symposium, 27 - 29 June,San Diego, California

• R.Reksidler (Petrobras), R.A.M.Vieira (Petrobras), A.E.Orlando (Petrobras),

B R S Costa (Petrobras), L S Pereira (Petrobras) Topic is OffshoreChemical Enhanced Oil Recovery, Brasil, 27 - 29 October, Rio de Janeiro,Brazil, Publication Date 2015

• M.R Ghadimi (Natl Iranian Oil Co), M Ardjmand (Islamic Azad) Topic isSimulation of Microbial Enhanced Oil Recovery, International Oil Conferenceand Exhibition in Mexico, 31 August - 2 September, Cancun, Mexico.Publication Date 2006

• F.D Martin (New Mexico Petroleum Recovery Research Center) Topic isEnhanced Oil Recovery for Independent Producers, SPE/DOE Enhanced OilRecovery Symposium, 22 - 24 April, Tulsa, Oklahoma Publication Date 1992

• Norollah Kasiri (Iran U of Science & Technology), Abolghasem Bashiri (Iran

U of Science & Technology) Topic is Gas-Assisted Gravity Drainage(GAGD) Process For Improved Oil Recovery, nternational PetroleumTechnology Conference, 7 - 9 December, Doha, Qatar Publication Date 2009

• J.A.Boon (Oil Sands Research Department Alberta Research Council) Topic

is Chemistry In Enhanced Oil Recovery - An Overview, Journal of CanadianPetroleum Technology Publication Date January 1989

• Kawahara Y, Nguyen Hai An, (2009), “Comprehensive CO2 EOR study –Study on Applicability of CO2 EOR to block 15-2, Offshore Vietnam, RangDong Field – part I Laboratory Study”, Petrovietnam Journal, Vol 6, pp 44 -51

J Trong nước

• Đặng Ngọc Quý, Nghiên cứu ảnh hưởng của các yếu tố địa chất và giải phápnâng cao hệ số thu hồi đối với thân dầu trong đá mòng nứt nẻ mỏ Sư Tử Đen

và Sư Tử Vàng, Bộ môn Khoan - Khai thác, Khoa Dầu khí, Trường Đại học

Mỏ - Địa chất Hà Nội 2014

• Pham Duc Thang and Pham Huy Giao (2005), A study on Polymer injection

as a possible EOR method for the fractured basement of the White Tiger field,southern offshore of Vietnam, Proceedings of the International WorkshopHanoi Geoengineering 2005, Vietnam National University Publishing House,Hanoi, Vietnam, pp 340 - 350

• Phạm Đức Thắng, Nguyễn Hữu Trung (2008), Các giải pháp khai thác tận thuđối tượng cát kết Mioxen hạ, Oligoxen mỏ Bạch Hổ, Tuyển tập báo cáo Hộinghị Khoa học - Công nghệ, Viện Dầu Khí Việt Nam 30 năm Phát triển và Hộinhập, Nhà xuất bản khoa học và kỹ thuật, Hà Nội, tr 634 - 642

• Nguyễn Hải An, Nghiên cứu ứng dụng giải pháp thu hồi dầu tam cấp bằngbơm ép CO2 cho tầng móng nứt nẻ mỏ Sư Tử Đen, Bộ môn Khoan - Khaithác, Khoa Dầu khí, Trường Đại học Mỏ - Địa chất Hà Nội 2012

• Nguyễn Hữu Trung, Nguyễn Hải An và nnk (2010), “ Bơm ép CO2 gia tăngthu hồi dầu khí cho bể Cửu Long”, Tuyển tập báo cáo hội nghị khoa học vàcông nghệ quốc tế, Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam

• Phạm Đức Thắng, Nguyễn Văn Minh, Trần Đình Kiên, Cao Ngọc Lâm,Nguyễn Thế Vinh, Nguyễn Mạnh Hùng, Hoàng Linh Lan (2013), Nghiên cứugiải pháp gia tăng thu hồi dầu bằng bơm ép khí nước luân phiên (WAG) choMioxen hạ, Bạch Hổ, Tạp chí khoa học Đại học Mỏ-Địa Chất, Hà Nội, số 42,tháng 4/2013, tr 14 - 21

• Le Xuan Lan, Nguyen Hai An (2007), “Enhance oil recovery by cacbonedioxide flooding” Proceeding of the International symposium HanoiGeoengineering

• Nguyễn Hải An, Lê Xuân Lân (2010), Mô phỏng khai thác dầu bằng phươngpháp bơm ép CO2 trộn lẫn, áp dụng cho khối SD - D đối tượng móng nứt nẻ

mỏ Sư Tử Đen, Đề tài NCKH cấp trường

• Đặng Ngọc Quý, Hoàng Văn Quý, Thân dầu trong đá móng trước Đệ Tam mỏ

Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng và các yếu tố địa chất ảnh hưởng tới khả năng thu hồidầu, tạp chí dầu khí số 2 - 2014

• ThS Trương Đức Trọng, TS Hoàng Thịnh Nhân, Giải pháp công nghệ nângcao thu hồi dầu các mỏ ngoài khơi, tạp chí dầu khí số 3 - 2013, Đại học Dầukhí Việt Nam

• ThS Đặng Ngọc Quý, PGS.TS Hoàng Văn Quý, Một số giải pháp nâng cao

hệ số thu hồi dầu cho thân dầu trong đá móng trước đệ tam mỏ Sư Tử Đen, Sư

Tử Vàng, tạp chí dầu khí số 2 - 2014, Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầukhí

1.3/ Tính cấp thiết của đề tài

J Các phương pháp EOR được các nước như: Canada, USA, Venezuela, áp dụngrộng rãi từ những năm 60, 70 và đầu những năm 80 của thế kỷ XX do trữ lượngdầu năng lớn và giá dầu tăng cao, cần nâng cao sản lượng và hiệu quả khai thác

mỏ Việc áp dụng EOR sẽ làm gia tăng tổng sản lượng dầu khai thác được từ mộtvỉa, góp phần tăng doanh thu và lợi nhuận cho nhà thầu dầu khí và nước chủ nhà

J Việt Nam đã bắt đầu nghiên cứu, triển khai thử nghiệm EOR trong hơn một thập

kỷ qua Tuy nhiên các dự án EOR ở Việt Nam còn khá khiêm tốn Hai công ty cóthể ứng dụng EOR vào thưc tế hiện nay là: Lam Sơn Joint Operating Company

và Japan Vietnam Petroleum Corporation Trên thực tế mới có đối tượngMiocene mỏ Rạng Đông vừa kết thúc triển khai ứng dụng phương pháp bơm éphydrocarbon thử nghiệm và đã có kế hoạch triển khai bơm ép hydrocarbon trêntoàn mỏ từ giữa tháng 9/2014 với lượng dầu khai thác tăng thêm dự kiến khoảng

10 triệu thùng dầu Tại mỏ Bạch Hổ, thử nghiệm bơm ép chất hoạt động bề mặt

vi sinh hóa lý được thực hiện khá thành công ở một số khu vực thuộc đối tượngMiocene và bắt đầu mở rộng thử nghiệm ở đối tượng Oligocene, dự kiến chophép thu hồi thêm một lượng dầu đáng kể Đáng lưu ý, phương pháp bơm ép hòatan CO2 đã được thử nghiệm tại đối tượng Miocene mỏ Rạng Đông và cho kếtquả khả quan về mặt kỹ thuật Phương pháp này sẽ mang lại lợi ích lớn khi được

áp dụng kết hợp với nhiều mỏ/đối tượng khác nhằm giảm chi phí Ước tính nếu

áp dụng thành công phương pháp này tại các mỏ thuộc bể Cửu Long sẽ thu hồithêm gần 200 triệu thùng dầu Điều này cho thấy tiềm năng lớn của việc áp dụngEOR ở Việt Nam, không chỉ ở bể Cửu Long mà còn tại các bể khác, nơi có các

mỏ dầu đang được khai thác

J Đã có nhiều giếng khoan thăm dò và thẩm lượng, nhiều giếng đã khai thác vàokhối móng nứt nẻ mỏ X12 Tài liệu và các công trình nghiên cứu về địa chất, địachấn, địa vật lý giếng khoan, sơ đồ công nghệ, tài liệu khai thác, mô hình địachất và mô hình mô phỏng … trong khu vực nghiên cứu khá phong phú Tínhchất vỉa và động thái khai thác của các khu vực có biểu hiện khác nhau, hệ số thuhồi dầu phụ thuộc nhiều vào bản chất địa chất của vỉa sản phẩm Tuy nhiên chođến hiện nay chưa có công trình nghiên cứu quy mô và tổng hợp nhằm xác địnhcác yếu tố địa chất của đá móng nứt nẻ mỏ X12 có ảnh hưởng đến khả năng thuhồi dầu Nhà điều hành đã áp dụng nhiều giải pháp nhằm gia tăng hệ số thu hồi,kết quả cho thấy có những giải pháp cho kết quả khả quan, nhưng có giải phápchưa cho kết quả như mong đợi

J Cho đến nay, dầu được khai thác ở mỏ X12 chủ yếu từ móng nứt nẻ trướcKainozoi bằng các giếng khai thác với chiều dài và góc nghiêng lớn, nhưng độngthái khai thác và trữ lượng thu hồi của các giếng rất khác nhau Đặc biệt tỷ số khídầu hay độ ngập nước của giếng khai thác tăng rất mạnh trong thời gian ngắnlàm cho lưu lượng khai thác giảm nhanh và đáng kể, dẫn đến sản lượng khai thácthực tế thấp hơn nhiều so với dự báo trong sơ đồ công nghệ Các nguyên nhân

là: (i) ảnh hưởng của việc khai thác với lưu lượng cao, (ii) mạng lưới giếng khaithác và bơm ép, (iii) lưu lượng bơm ép chưa hợp lý, (iv) đặc điểm các yếu tố địachất của mỏ đã ảnh hưởng tới hệ số thu hồi dầu Ba lý do đầu là chủ quan, riêng

lý do cuối cùng cần phải được nghiên cứu một cách kỹ lưỡng nhằm đưa ra cácgiải pháp khai thác hợp lý và hiệu quả Vì vậy, việc nghiên cứu xác định nhữngyếu tố địa chất ảnh hưởng tới hệ số thu hồi dầu, đồng thời nghiên cứu đề xuất cácgiải pháp nâng cao hệ số thu hồi đối với thân dầu trong đá móng nứt nẻ mỏ X12

là nhiệm vụ cần thiết và rất cấp thiết

J Tóm lại mặc dù công nghệ EOR đã được nhiều nhà nghiên cứu quan tâm, đầu tư

và đã đạt được một số kết quả khả quan nhưng với đặc thù đã nêu nhóm các sinhviên chuyên ngành ĐCDK đã tiến hành nghiên cứu chuyên đề: “Các phươngpháp thu hồi dầu tăng cường EOR để nâng cao hệ số thu hồi dầu cho thân dầutrong đá móng trước Đệ Tam mỏ X12 bằng quá trình phân dị trọng lực với trợ

giúp bởi bơm ép khí GAGD (Gas-Assisted Gravity Drainage)” Đây là một công

trình nghiên cứu thực tiễn, có tính cấp thiết cao, sẽ đóng góp nhất định trong sảnxuất và nghiên cứu và góp phần đảm bảo sản lượng dầu khí trong những năm tới

J Để thực hiện đề tài nghiên cứu, học viên tập trung phân tích, đánh giá các côngtrình nghiên cứu hiện có, nêu ra các vấn đề còn tồn tại trong công tác nghiên cứuđặc điểm mỏ X12 nhằm định hướng cho các công việc sẽ giải quyết của đề tài:lựa chọn các phương pháp hiện đại nghiên cứu thu hồi dầu tăng cường và xâydựng mô hình thu hồi dầu tăng cường cho mỏ X12

2/ Các giai đoạn khai thác mỏ dầu khí

J Giai đoạn khai thác sơ cấp

• Trong giai đoạn sản xuất ban đầu, áp suất vỉa còn cao, dầu được khai thác nhờ

sự dịch chuyển trong vỉa chứa bởi năng lượng nội tại của vỉa

• Năng lượng tự nhiên của mỏ dầu chủ yếu là: năng lượng đàn hồi của chất lưu

và thành hệ đá chứa, năng lượng khí hòa tan, năng lượng mũ khí, năng lượngcủa nguồn nước vỉa và năng lượng tiềm năng của lực mao dẫn và lực hấp dẫn

• Trong nhiều trường hợp để tăng cường nhịp độ khai thác của mỏ khi nănglượng của vỉa yếu đi, người ta bổ sung năng lượng tại các giếng khai thác (sửdụng gaslift, bơm ngầm, bơm piston…), cho phép khai thác sớm lượng dầutrên bề mặt.

J Giai đoạn khai thác thứ cấp

• Giai đoạn khai thác thứ cấp thường được bắt đầu khi áp suất vỉa chứa tronggiai đoạn khai thác sơ cấp giảm

• Nhằm duy trì, phục hồi hoặc tăng áp suất vỉa người ta sử dụng các phươngpháp bơm ép: bơm ép nước (nóng + lạnh), bơm ép khí (chế độ hoà tan –không hoà tan), bơm ép kết hợp nước + khí Ngoài ra còn có thể bơm ép cácchất lưu khác: CO2, N2, khí hydrocacbon, LPG (chế độ hoà tan)

J Giai đoạn khai thác tam cấp (Giai đoạn thu hồi dầu tăng cường)

• Khi nguồn năng lượng từ bên ngoài tác động vào vỉa không thể dịch chuyểndầu từ vỉa tới các giếng khai thác (do dầu dư bị kẹt lại trong vỉa dưới dạng dầubất động (immobile) thì cần phải tác động để tăng hiệu suất quét, hiệu suất đẩybằng cách thay đổi các đặc trưng cơ bản của chất lưu trong vỉa như: sức căng

bề mặt, độ nhớt, tính dính ướt, tỷ số linh động

• Các phương pháp tăng cường khai thác và nâng cao hệ số thu hồi dầu baogồm:

 Nhiệt: Bơm ép hơi nước, đốt vỉa, bơm ép nước nóng,…

 Bơm ép khí: CO2, khí tự nhiên, N2/khí thải

 Hoá học: kiềm, polymers, chất hoạt động bề mặt

 Các phương pháp khác: Vi khuẩn, sóng âm, điện từ,…

Hình iii: Sơ đồ về cơ chế thu hồi dầu qua các giai đoạn khai thác mỏ dầu khí

Tác động lên giếng (gaslift,bơm ngầm, bơm piston…)

Năng lượng vỉa tự nhiên

Giai đoạn khai thác sơ cấp

Nhiệt: Bơm ép hơi nước, đốtvỉa, bơm ép nước nóng,…

Bơm ép khí: CO2, khí tựnhiên, N2/ khí thải

Giai đoạn khai thác tam cấp

Hoá học: kiềm, polymers,chất hoạt động bề mặt

Các phương pháp khác: Vikhuẩn, sóng âm, điện từ, …

3/ Mục tiêu và nhiệm vụ

J Mục tiêu: Tác động làm tăng hiệu suất quét, hiệu suất đẩy vào lượng dầu dư bất

động bị mắc kẹt trong những tập đá chứa nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu (giatăng hiệu quả kinh tế cho dự án khai thác) của mỏ sau giai đoạn khai thác sơ cấp

và thứ cấp mà không thể thu hồi bằng các cơ chế khai thác thứ cấp thông thường

J Nhiệm vụ: Làm giảm lực giữ dầu ở trong lỗ rỗng của vỉa, làm giảm độ nhớt giữa

các pha chất lưu (chủ yếu giữa pha Dầu - Nước) hoặc giảm các đặc tính của vỉa

để tăng cương hiệu suất quét, hiệu suất đẩy bằng các phương pháp chủ yếu nhưdùng nhiệt, khí, hóa học và phương pháp sử dụng vi khuẩn

4/ Ý nghĩa khoa học và thực tiễn

J Ý nghĩa khoa học: Là công trình nghiên cứu ứng dụng cho một đề án đề xuất

giải pháp khai thác hợp lý nhằm tận thu dầu tầng chứa, từ nghiên cứu lý thuyếtđến thực nghiệm trong phòng thí nghiệm cho tới mô phỏng khai thác Đề tài đưa

ra phương pháp gia tăng thu hồi dầu tối ưu dựa trên các điều kiện khai thác thực

tế và điều kiện vỉa của mỏ Kết quả nghiên cứu của luận án sẽ góp phần làm sáng

tỏ và phong phú thêm các phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu

J Ý nghĩa thực tiễn: Kết quả nghiên cứu của đề tài rất cấp thiết và đáp ứng được

yêu cầu thực tiễn khai thác dầu khí hiện nay là nâng cao hệ số thu hồi dầu nhằmtận thu các mỏ dầu tại Việt Nam trong giai đoạn suy giảm sản lượng Phươngpháp thu hồi tăng cường đã được áp dụng rất phổ biến trên thế giới, nhưng ở ViệtNam hiện vẫn trong giai đoạn nghiên cứu ứng dụng Do vậy, kết quả nghiên cứuthử nghiệm khả thi sẽ góp phần thúc đẩy mạnh việc đầu tư nghiên cứu sâu hơnnữa của các công ty dầu khí và làm tiền đề cho việc triển khai áp dụng vào thực

tế ở quy mô lớn

5/ Cơ sở tài liệu

J Đề tàiđược xây dựng trên cơ sở các tài liệu, báo cáo nghiên cứu, tổng kết về địa

liệu báo cáo, nghiên cứu, phân tích thí nghiệm về mẫu lõi, chất lưu được lấy từcác giếng khoan của các giếng khoan.

J Các báo cáo tổng kết hoạt động thăm dò khai thác dầu khí ở thềm lục địa ViệtNam của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam; các bài báo và các công trình nghiên cứukhoa học của các tác giả trong và ngoài nước đăng trên các tạp chí chuyênngành

6/ Cách tiếp cận

J Tiếp cận từ cơ sở lý luận, tổng quan về hệ các phương pháp thu hồi dầu tăngcường

J Tiếp cận từ thực tiễn, khảo sát, đánh giá thực trạng các mỏ dầu khí đã và đang

áp dụng các biện pháp thu hồi dầu tăng cường Đảm bảo và nâng cao trữ lượngkhai thác trong tương lai, khi nguồn tài nguyên dầu khí ngày càng suy giảm

J Tiếp cận từ những định hướng, mục tiêu, chiến lược phát triển của ngành dầu khínói riêng và của đất nước nói chung

7/ Phương pháp giải quyết

J Phương pháp thư mục: tổng hợp và phân tích các tài liệu địa chất, địa vật lý,

khoan khai thác để xây dựng tổng quan nghiên cứu và ứng dụng phương phápkhác

J Phương pháp thí nghiệm: xây dựng mô hình thí nghiệm trên tổ hợp mẫu lõi của

tầng chứa để xác định các chỉ số công nghệ và đánh giá hiệu quả thu hồi dầu củaphương pháp này

J Phương pháp mô phỏng số: xây dựng mô hình, mô phỏng khai thác bằng phần

mềm chuyên dụng, tái lặp lịch sử và dự báo khai thác, sơ bộ đánh giá hiệu quảkhai thác cho các giải pháp bơm ép tăng cường thu hồi dầu cho đối tượng

8/ Kết quả dự kiến

Tăng sản lượng thu hồi dầu bằng cách thay đổi ranh giới dầu nước và giảmhàm lượng nước sản phẩm (water cut)

9/ Cấu trúc của đề tài

J Chương 1: Tổng quan về các giai đoạn khai thác và các phương pháp EOR

J Chương 2: Đặc điểm cấu trúc cấu tạo X12

J Chương 3: Các yếu tố địa chất ảnh hưởng tới khả năng thu hồi dầu mỏ X12

J Chương 4: Ứng dụng phương pháp gagd cho thân dầu trong đá móng nứt nẻ mỏ X12

J Kết luận và kiến nghị

PHẦN B: NỘI DUNG ĐỀ TÀI NCKH

1/ TỔNG QUAN VỀ CÁC GIAI ĐOẠN KHAI THÁC VÀ CÁC PHƯƠNG PHÁP EOR

1.1/ Giai đoạn khai thác sơ cấp

J Trong giai đoạn sản xuất ban đầu, áp suất vỉa còn cao, dầu được khai thác nhờ sựdịch chuyển trong vỉa chứa bởi năng lượng nội tại của vỉa Năng lượng tự nhiêncủa mỏ dầu chủ yếu là năng lượng đàn hồi của chất lưu và thành hệ đá chứa,năng lượng khí hòa tan, năng lượng mũ khí, năng lượng của nguồn nước vỉa vànăng lượng tiềm năng của lực mao dẫn và lực hấp dẫn Trong giai đoạn này đốivới các mỏ không có nguồn nước vỉa và mũ khí hỗ trợ đủ mạnh, sản lượng khaithác giảm nhanh sau khi năng lượng vỉa yếu đi

J Tuy nhiên, trong nhiều trường hợp để tăng cường nhịp độ khai thác của mỏ khinăng lượng của vỉa yếu đi, người ta bổ sung năng lượng tại các giếng khai thác

(sử dụng gaslift bơm ngầm, bơm piston…), cho phép khai thác sớm lượng dầutrên bề mặt nhưng lượng dầu thu hồi thêm không nhiều.

1.2/ Giai đoạn khai thác thứ cấp

J Giai đoạn khai thác thứ cấp thường được bắt đầu khi áp suất vỉa chứa trong giaiđoạn khai thác sơ cấp giảm

J Nhằm duy trì, phục hồi hoặc tăng áp suất vỉa người ta sử dụng các phương phápbơm ép: bơm ép nước (nóng + lạnh), bơm ép khí (chế độ hoà tan – không hoàtan), bơm ép kết hợp nước + khí Ngoài ra còn có thể bơm ép các chất lưu khác:

CO2, N2, khí hydrocacbon, LPG (chế độ hoà tan)

J Trong giai đoạn thu hồi dầu sơ cấp và thu hồi dầu thứ cấp, dầu dịch chuyển trongvỉa và đưa lên bề mặt chủ yếu dựa vào năng lượng nội vỉa hoặc/và bổ sung từbên ngoài vào bằng các kỹ thuật, công nghệ khai thác dầu không quá phức tạpnên được gọi là thu hồi dầu thông thường (COR)

Hình 1.1: Sản lượng khai thác dầu

1.3/ Giai đoạn khai thác tam cấp (EOR)

J Khi nguồn năng lượng từ bên ngoài tác động vào vỉa không thể dịch chuyển dầu

từ vỉa tới các giếng khai thác thì cần phải tác động để tăng hiệu suất quét, hiệusuất đẩy bằng cách thay đổi các đặc trưng cơ bản của chất lưu trong vỉa như: sứccăng bề mặt, độ nhớt, tính dính ướt, tỷ số linh động Các phương pháp nhiệt,

khí, hóa học và phương pháp sử dụng vi khuẩn thường được sử dụng để thu hồithêm dầu sau khi giai đoạn khai thác thứ cấp không hiệu quả Các phương pháp

áp dụng trong giai đoạn này được gọi là nâng cao thu hồi dầu (EOR)

J Trong giai đoạn khai thác tam cấp, các giải pháp IOR (tương tự giai đoạn khaithác thứ cấp) cũng có thể được triển khai đồng thời nhằm gia tăng hiệu quả kinh

tế cho dự án Lưu ý rằng khai thác tam cấp - EOR để khai thác thêm phần dầu dưbất động trong vỉa, mà không thể thu hồi bằng các cơ chế khai thác thứ cấp thôngthường Do vậy, hiệu quả áp dụng khai thác tam cấp được xác định bằng phầndầu khai thác tăng thêm do giảm được giá trị dầu bất động Sor này

J Các phương pháp EOR chủ yếu được áp dụng cho giai đoạn thu hồi tam cấp,mặc dù một số phương pháp EOR có thể được sử dụng sớm hơn trong cácgiai đoạn khai thác dầu EOR là việc sử dụng các công nghệ khai thác đểtăng lượng dầu có thể khai thác được từ một mỏ sau giai đoạn khai thác sơcấp và thứ cấp Các công nghệ này là các phương pháp hoặc tổ hợp phươngpháp khí, nhiệt, hóa học hay vi khuẩn, để thu hồi dầu bị mắc kẹt trong nhữngtập đá chứa dầu bằng cách làm giảm các lực giữ dầu ở trong lỗ rỗng của vỉa

đá, làm giảm độ nhớt khác nhau giữa dầu và nước hoặc làm giảm các đặctính của vỉa để dầu có thể dễ dàng được khai thác hơn

J Với các biện pháp tác động từ bên ngoài vào vỉa dầu khí (bổ sung năng lượng,tạo tương tác chất lưu/vỉa…) nhằm tăng thêm lượng dầu khai thác ngoàilượng dầu khai thác nhờ năng lượng nội tại của vỉa được gọi chung là “cảithiện thu hồi dầu” (IOR) Như vậy, IOR bao gồm các phương pháp EORcũng như việc tái phát triển mỏ, khoan thêm giếng mới và việc ứng dụng cáccông nghệ giếng khoan, quản lý và kiểm soát vỉa một cách thông minh, các

kỹ thuật giám sát vận hành vỉa tiên tiến và các ứng dụng cải tiến khác đối vớiquá trình khai thác dầu

Hình 1.2: Cơ chế thu hồi dầu

2/ ĐẶC ĐIỂM CẤU TRÚC CẤU TẠO X12

2.1/ Các thành tạo địa chất

Cột địa tầng tổng hợp của cấu tạo X12 được mô tả ở hình 2.1

Hình 2.1: Cột địa tầng tổng hợp cấu tạo X12

kỳ Creta tương tự với đá của các phức hệ Đèo Cả và Định Quán trên đấtliền.

J Tuổi đồng vị Rb-Sr của các lọai đá này trong các giếng khoan là:

• Granit biotit 103 ± 1.5 tr năm (SV - 4X: 3395 - 3400 mTVDSS)

• Granit biotit hocblend 106 ± 3 tr năm (SV - 2X: 3240 - 3245 mTVDSS)

2.1.2/ Các trầm tích phủ Kainozoi

J Paleogen, Oligocene trên, Hệ tầng Trà Tân (phần dưới)/Tập E (Hình 2.1, 2.3)

Độ dày của tập E thay đổi từ 0 - vài trăm m Nằm ngay dưới lớp sét kết màunâu vàng giàu chất hữu cơ, tập E phủ trên tầng đá móng phong hóa Bị bócmòn ở hầu hết phần đỉnh của cấu trúc, nhìn chung tập E chỉ phân bố ở phíacánh và có chiều dày thay đổi từ 0 đến vài trăm m Là các thành tạo trầm tích

sông, hồ, thành phần chính của tập là các lớp cát kết, cuột kết có xen kẽ một

ít đá vôi, sét kết và bột kết Đá cát kết có màu xám đến nâu xám, gắn kết yếu

có độ hạt từ trung bình đến rất thô, độ mài tròn kém đôi khi có chứa cuội kết

J Paleogen, Oligocene trên, Hệ tầng Trà Tân (phần giữa)/Tập D (Hình 2.1, 2.2,2.4) Độ dày của tập D thay đổi từ 300 - 450m Các thành tạo trầm tích tập Dphân bố rộng rãi trong cấu tạo X12, chủ yếu là sét đầm hồ giàu vật chất hữu cơxen kẹp các thấu kính cát mỏng, đá vôi, bột kết và than lấp đầy các bán địa hào á

vĩ tuyến và phủ không chỉnh hợp lên các thành tạo móng granitoid trướcKainozoi và các thành tạo trầm tích tập E Trầm tích D là tầng chắn cho móng củacấu tạo này

J Paleogen, Oligocene trên, Hệ tầng Trà Tân (phần trên)/Tập C (Hình 2.1, 2.2,2.5) Độ dày của tập thay đổi từ 150 - 300m Các thành tạo thuộc tập C phân bốrộng rãi trong cấu tạo X12 Trầm tích của tập chủ yếu gồm sét kết, bột kết xen kẽvới cát kết lắng đọng trong môi trường sông, hồ, đầm lầy và biển nông Các đásét kết giàu chất hữu cơ, có màu nâu vàng cho đến xám, xám xanh Các lớp cátkết có màu thay đổi từ xám nhạt đến nâu vàng, có độ hạt từ mịn đến trung bình,đôi khi thô, độ mài tròn kém

J Neogen, Miocene dưới, Hệ tầng Bạch Hổ/Tập BI (Hình 2.1, 2.2, 2.6) Độ dàycủa tập thay đổi từ 300 - 700m Tập BI bao gồm các lớp cát kết xen kẹp với bộtkết và sét kết Tập BI được chia làm hai phần: Bạch Hổ trên kết thúc ở bấtchỉnh hợp Intra Lower Miocene và Bạch Hổ dưới kéo dài xuống nóc của tậpC

• Bạch Hổ trên : bao gồm lớp Rotalia (sét Bạch Hổ) nằm trên cùng của tập

với thành phần chủ yếu là sét kết và phần dưới là các lớp sét kết, cát kết

và bột kết nằm xen kẹp nhau Ở cấu tạo X12 lớp sét Rotalia có chiều dàythay đổi từ 30 đến 35m Bên dưới lớp Rotalia có một số lớp cát kết có độ

hai (sau móng) có khả năng chứa (B8, B9, B10 và B15)

• Bạch Hổ dưới : với phần nóc là bất chỉnh hợp Intra Lower Miocene và phần

đáy là nóc tập C Thành phần chủ yếu của phức hệ này bao gồm các lớp cátkết, sét kết và bột kết nằm xen kẹp nhau

J Neogen, Miocene giữa, Hệ tầng Côn sơn/ Tập BII (Hình 2.1, 2.2) Chiều dày củatập thay đổi từ 500 - 600m Các đất đá thuộc Hệ tầng Côn Sơn chủ yếu là các lớpcát kết có độ hạt từ mịn đến thô xen kẹp sét kết và dolomite, đôi khi là các lớpthan có tuổi Mioxen trung Môi trường trầm tích của thành hệ này là đồng bằngven biển và biển nông Tài liệu thu được từ các giếng khoan cho thấy Hệ tầng CônSơn không có tiềm năng dầu khí

J Neogen, Miocene trên, Hệ tầng đồng Nai/ Tập BIII (Hình 2.1, 2.2).Chiều dày tậpthay đổi từ 500 - 750m Thành phần của tập BIII bao gồm các lớp cát kết có xen

kẽ các lớp sét kết, dolomite và các lớp than mỏng Cũng như phức hệ Côn Sơn,phức hệ này có môi trường trầm tích ven biển và biển nông Tập BIII không đượcxem là đối tượng tìm kiếm dầu khí

J Neogen, Pliocene - đệ tứ, Hệ tầng Biển đông/Tập A (Hình 2.1, 2.2) Chiều dày tậpthay đổi từ 400 - 700m Thành phần của tập bao gồm các tập cát kết có tính gắnkết yếu, có màu xám nhạt đến xám xanh, độ hạt thay đổi từ mịn đến thô, độ màitròn và chọn lọc kém Xen kẽ với đá cát kết là các tập sét kết, đá vôi và đôi khi cócác lớp than non mỏng ở phần đáy tập Ở phức hệ này bắt gặp khá nhiều hóathạch là các lớp vỏ sò phát triển không đại trà trên khắp khu vực

Hình 2.2: Mặt cắt địa chất dọc cấu tạo X12

Hình 2.3: Bản đồ bề bề dày tập E, cấu tạo X12

Hình 2.4: Bản đồ bề dày tập D, cấu tạo X12

Hình 2.5: Bản đồ bề dày tập C, cấu tạo X12

Hình 2.6: Bản đồ bề dày tập BI, cấu tạo X12

2.2/ Đặc điểm kiến trúc

2.2.1/ Hình thái các bề mặt

J Theo bản đồ cấu tạo bề mặt móng (Hình 2.7) và bản đồ đứt gãy chính (Hình2.12), cấu tạo X12 được bao quanh bởi các đứt gãy F1 ở phía Tây Bắc, F2 ởphía Đông Nam Phần cao nhất của bề mặt nóc móng nằm ở trung tâm củacấu tạo với chiều cao thay đổi từ 2730 - 2750m Ở độ sâu khép kín 3500m(Hình 2.12), bề mặt móng có chiều dài khoảng 14.5km và chiều rộng 2.5km

Bề mặt móng ở trung tâm cấu tạo X12 hầu như bị phủ trực tiếp hoặc kề ápbởi tập D, trong lúc đó ở rìa cấu tạo trầm tích tập E và D gá vào nóc móngqua các đứt gãy chính F1, F2, F3, F4 và F5 (Hình 2.12)

J Nóc tập E chỉ tồn tạo ở rìa của cấu tạo X12 Phần trên đỉnh của cấu tạo, tập E

bị bóc mòn hoàn toàn (Hình 2.8) Bề mặt nóc tập E nằm áp vào tầng nócmóng qua các đứt gãy F1, F2, F3, F4 và F5 (Hình 2.12) Ở sát rìa cấu tạo,

chiều dày của tập E chỉ vào khoảng 0 - 100m, càng ra xa chiều dày của nótăng lên đến hơn 500m (Hình 2.5) Theo bản đồ cấu tạo nóc tập E (Hình 2.8)cấu tạo X12 có diện tích nhỏ và khép kín ở độ sâu 3100m.

J Nóc tập D phủ trên toàn bộ cấu tạo X12 (Hình 2.9) Ở phần trung tâm cấutạo, nóc tập D phủ trực tiếp lên bề mặt móng (Hình 2.2) Theo bản đồ cấu tạonóc tập D (Hình 2.9) thì cấu tạo X12 khép kín ở độ sâu 2400m với một diệntích nhỏ (chiều dài khoảng 3km, chiều rộng 1km) ở trung tâm cấu tạo Chiềudày của tập D thay đổi từ 150 - 200m ở trung tâm, càng ra xa chiều dày của

nó tăng lên đến 450m

J Nóc tập C và B1 phủ lên toàn bộ cấu tạo X12 Trên bản đồ cấu tạo của chúng(Hình 2.10 và 2.11), cấu tạo X12 vẫn có dấu hiệu khép kín ở độ sâu 2100m

và 2000m song diện tích bị thu hẹp dần với chiều dài không quá 1km

Hình 2.7: Bản đồ cấu tạo bề mặt tầng nóc móng, cấu tạo X12

Hình 2.8: Bản đồ cấu tạo bề mặt nóc tập E, cấu tạo X12

Hình 2.9: Bản đồ cấu tạo nóc tập D, cấu tạo X12Hình 2.10: Bản đồ cấu tạo nóc tập C, cấu tạo X12

Hình 2.11: Bản đồ cấu tạo nóc tập BI, cấu tạo X12

2.2.2/ Đặc điểm các đứt gãy chính cấu tạo X12

J Trong phần này, chúng tôi chỉ nêu lên tính chất của các đứt gãy chínhtrong cấu tạo X12 Chi tiết tính chất các đứt gãy nội cấu tạo X12 sẽ được

đề cập trong chương 3 Trong quá trình đo đạc tính chất đứt gãy, một loạtcác tuyến địa chấn Random line có phương vuông góc với các đứt gãychính được tạo ra và đánh số từ 1 đến 6 (Hình 2.14 - 2.19)

J Theo phương kéo dài của các đứt gãy chính (Hình 2.13), tồn tại 2 nhómđứt gãy chính trong cấu tạo X12:

• Nhóm đứt gãy phương Đông Bắc - Tây Nam: đứt gãy F1, F2

• Nhóm đứt gãy vĩ tuyến và á vĩ tuyến: đứt gãy F3, F4 và F5

Hình 2.12: Bản đồ đứt gãy chính trên bề mặt nóc móng cấu tạo X12