Nâng cao hiệu quả khai thác dầu khí tầng Oligoxen hạ mỏ Bạch Hổ, bằng tăng cường xử lý nhũ tương axít vùng cận đáy giếng khai thác

Trong những năm gần đây, ngành dầu khí đóng một vai trò là ngành mũi nhọn của nền kinh tế thế giới và là động lực phát triển mạnh mẽ, đối với nền kinh tế quốc dân, của các nước đang phát triển và các nước chậm phát triển trong đó có nước ta. Ở Việt nam ta, ngành dầu khí còn rất non trẻ, tuy mới bước vào chặng đường đầu tiên nhưng hiệu quả của nó đã rõ ràng và đầy hứa hẹn. Dầu khí nước ta đóng góp rất lớn vào nền kinh tế quốc dân, nó đã đóng góp nhiều ngoại tệ nhất cho đất nước. Đây là mối quan tâm và hy vọng của đất nước vì ngành dầu khí phát triển thì kéo theo nhiều ngành phát triển theo. Đó là một lĩnh vực hấp dẫn nhất của nhiều công ty nước ngoài đang và sẽ tìm kiếm cơ hội đầu tư vào Việt nam. Trong quá trình khoan và khai thác dầu khí, bơm ép nước duy trì cho áp suất vỉa, do độ thẩm tự nhiên của đá chứa vùng cận đáy giếng bị giảm do nhiều nguyên nhân khác nhau làm tắc các lỗ hổng. Với mục đích gia tăng dòng thấm của dầu từ vỉa vào giếng và tăng độ tiếp nhận của giếng bơm ép là nhiệm vụ sống còn của các công ty dầu khí. Do vậy việc xử lý vùng cận đáy giếng là một vấn đề cực kỳ quan trọng của quá trình khai thác dầu khí từ vỉa vào giếng. Trong đó việc phân tích lựa chọn các phương pháp tác động lên vùng cận đáy giếng đòi hỏi phải có thời gian và các thiết bị hiện đại để thông tin chính xác về địa chất vùng mỏ, các tính chất của tầng chứa vỉa sản phẩm đặc tính hoá lý của các chất điều kiện khai thác cho từng tầng sản phẩm để đề ra phạm vi sử dụng của từng phương pháp tác động lên vùng cận đáy giếng cho từng đối tượng cụ thể và hợp lý nhất. Bằng vốn kiến thức tiếp thu được của các thầy, các cô và các bạn ở Trường Đại học Mỏ Địa chất, cũng như trong thời gian thực tập sản xuất và thực tập tốt nghiệp tại Liên doanh dầu khí Vietsovpetro, tôi đã mạnh dạn nhận đề tài: “Nâng cao hiệu quả khai thác dầu khí tầng Oligoxen hạ mỏ Bạch Hổ, bằng tăng cường xử lý nhũ tương axít vùng cận đáy giếng khai thác”.

LỜI NÓI ĐẦU

*

* *

Trong những năm gần đây, ngành dầu khí đóng một vai trò làngành mũi nhọn của nền kinh tế thế giới và là động lực phát triểnmạnh mẽ, đối với nền kinh tế quốc dân, của các nước đang phát triển

và các nước chậm phát triển trong đó có nước ta

Ở Việt nam ta, ngành dầu khí còn rất non trẻ, tuy mới bướcvào chặng đường đầu tiên nhưng hiệu quả của nó đã rõ ràng vàđầy hứa hẹn Dầu khí nước ta đóng góp rất lớn vào nền kinh tếquốc dân, nó đã đóng góp nhiều ngoại tệ nhất cho đất nước Đây

là mối quan tâm và hy vọng của đất nước vì ngành dầu khí pháttriển thì kéo theo nhiều ngành phát triển theo Đó là một lĩnh vựchấp dẫn nhất của nhiều công ty nước ngoài đang và sẽ tìm kiếm

cơ hội đầu tư vào Việt nam

Trong quá trình khoan và khai thác dầu khí, bơm ép nước duytrì cho áp suất vỉa, do độ thẩm tự nhiên của đá chứa vùng cận đáygiếng bị giảm do nhiều nguyên nhân khác nhau làm tắc các lỗ hổng.Với mục đích gia tăng dòng thấm của dầu từ vỉa vào giếng và tăng

độ tiếp nhận của giếng bơm ép là nhiệm vụ sống còn của các công tydầu khí Do vậy việc xử lý vùng cận đáy giếng là một vấn đề cực kỳquan trọng của quá trình khai thác dầu khí từ vỉa vào giếng

Trong đó việc phân tích lựa chọn các phương pháp tác độnglên vùng cận đáy giếng đòi hỏi phải có thời gian và các thiết bị hiệnđại để thông tin chính xác về địa chất vùng mỏ, các tính chất củatầng chứa vỉa sản phẩm đặc tính hoá lý của các chất điều kiện khaithác cho từng tầng sản phẩm để đề ra phạm vi sử dụng của từngphương pháp tác động lên vùng cận đáy giếng cho từng đối tượng cụthể và hợp lý nhất

Bằng vốn kiến thức tiếp thu được của các thầy, các cô và cácbạn ở Trường Đại học Mỏ Địa chất, cũng như trong thời gian thựctập sản xuất và thực tập tốt nghiệp tại Liên doanh dầu khíVietsovpetro, tôi đã mạnh dạn nhận đề tài:

“Nâng cao hiệu quả khai thác dầu khí tầng Oligoxen hạ mỏBạch Hổ, bằng tăng cường xử lý nhũ tương axít vùng cận đáy giếngkhai thác”

Được sự hướng dẫn tận tình của PGS-PTS Hoàng Dung hiện

đang công tác tại Trường Đại học Mỏ địa chất và các thầy, cô giáotrong trường cùng bạn bè đồng nghiệp góp ý kiến, giúp đỡ tôi hoànthành bản đồ án này đúng thời hạn

Vì bước đầu làm quen với một lĩnh vực tương đối mới mẻ

và khó khăn, chắc rằng còn những khiếm khuyết nhất định, do vậytôi rất mong được sự góp ý của các Thầy, Cô giáo và các bạn bèđồng nghiệp

Tôi xin chân thành cảm ơn !

Hà nội, ngày 04 tháng 02 năm 1998

CHƯƠNG I ĐẶC ĐIỂM CHUNG TẠI VÙNG MỎ BẠCH HỔ

I ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ NHÂN VĂN.

1 Vị trí địa lý.

Mỏ dầu Bạch hổ Là một mỏ dầu khí lớn nằm trong thềm lụcđịa phía Nam nước ta Mỏ nằm ở lô số 9 trên biển Đông Mỏ Bạch

Hổ cách đất liền ở điểm gần nhất là 100 km và cách thành phố Vũngtàu là 180 km về hướng Đông Nam Chiều sâu của mực nước biểnkhoảng trên dưới 5000m

đó vận tốc của gió đạt tới 20-40m/s có lúc tới 60m/s Trong các cơnbão biển mạnh chiều cao của sóng có thể đạt tới 10m

Mùa khô vào từ tháng 11 đến tháng 04 sang năm Vào mùa nàychủ yếu là gió mùa Đông Bắc với sức gió cấp 5 cấp 6 Vào tháng 12

có gió cấp 7 - cấp 8 khi đó sóng biển lên cao tới 8m Nhiệt độ mùanày trung bình từ 22 - 27oC Lượng mưa mùa này rất nhỏ trung bìnhkhông quá 1mm/tháng Độ ẩm không khí tương đối thấp chỉ đạt 65 -68% vì chịu sự ảnh hưởng của biển

Mùa chuyển tiếp vào tháng 4-5 Mùa này gió bắt đầu chuyểnhướng gió Đông Nam Độ ẩm không khí của mùa này tăng đáng kể,

nó đạt tới 85%

3 Giao thông.

Vũng Tàu là nơi có cơ sở hạ tầng tương đối tốt so với cácThành phố khác Ở đây có đường quốc lộ 51 nối liền Vũng Tàu vớiThành phố Biên Hoà, và Sài Gòn Cảng biển Vùng Tàu đủ sức chocác tàu của liên doanh dầu khí và các nước bạn đến chuyên chở hànghoá Đường thuỷ được nối liền với cảng Sài Gòn Sân bay Vũng Tàucủa công ty dịch vụ bay Miền Nam có thể tiếp nhận được các loạimáy bay AN24, AN28 và các loại máy bay trực thăng luôn sẵn sàngphục vụ đáp ứng cho việc vận chuyển cán bộ công nhân viên và cácthiết bị phục vụ cho liên doanh dầu khí

4 Đặc điểm kinh tế, xã hội và nhân văn.

Đây là nơi đặt trụ sở chính của xí nghiệp liên doanh dầu khíVietsovpetro Đồng thời đây cũng là một trung tâm du lịch lớn của cảnước Đó là một nguồn thu đáng kể của ngân sách ở đây Thành phốVũng Tàu có 5 vạn dân thì chưa đến một vạn dân là bản xứ chủ yếusống bằng nghề đánh cá và các nghề phụ khác Còn lại là dân di cư

từ Bắc vào Do vậy mà ở đây có lực lượng lao động trẻ tương đối cao

có trình độ học vấn đáp ứng đủ cho quá trình xây dựng và phát triểnngành dầu khí

II CẤU TẠO ĐỊA CHẤT VÙNG MỎ BẠCH HỖ.

Theo trình tự nghiên cứu bắt đầu từ các phương pháp đo địavật lý, chủ yếu là đo địa chấn Các phương pháp đo địa vật lý tronggiếng khoan, sau đó đến các phương pháp phân tích các mẫu đất đáthu được, người ta xác định được khá rõ ràng các thành hệ của mỏBạch Hổ Đó là các trần tích thuộc các hệ đệ tứ Neogen và Paleogenphủ trên móng kết tinh Jura-Kretta

1 Trầm tích hệ Neogen và Đệ tứ.

a Trầm tích Plioxen -Pleitoxen (Điệp Biển Đông)

- Điệp này được thành tạo chủ yếu bởi cát và cát dăm, độ ximăng yếu, thành phần chính là thạch anh, Glaukonite và các tàn tíchthực tập Từ 20-25% mặt cắt là những vỉa kẹp Montmoriolonite, đôikhi có những vỉa sét mỏng Đất đá này được thành tạo trong điềukiện biển nông, độ muốn trung bình và chịu ảnh hưởng của các dòngchảy, ở tầng này chủ yếu là các đá mácma axít bề dày của điệp nàydao động từ 612-654 (m)

- Dưới điệp biển Đông là các trầm tích của hệ thống Mioxenthuộc hệ Neogen

b Trầm tích Mioxen.

* Thống này được chia ra ở phụ thống:

- Phụ thống Mioxen trên (Điệp Đồng Nai).

Đất đá của điệp này chủ yếu là cát dăm và cát với độ thẩmthấu rất cao Thành phần thạch anh ở điệp này chiếm từ 20-90%,còn lại là Fenspar và các thành phần khác như đá mácma, phiếncát, vỏ sò

Bột kết ở đây hầu như không có nhưng thỉnh thoảng có nhữngvỉa sét và sét kết dày đến 20m và những vỉa cuội mỏng Chiều dàyđiệp này tăng dần từ giữa 538(m) ra 2 cánh 619(m)

- Phụ thống Mioxen (Điệp Côn Sơn).

Phần lớn đất đá của điệp này được tạo bởi cát, cát dăm và bột.Phần còn lại là các vỉa sét, sét vôi mỏng và đá vôi Đấy là những đất

đá lục nguyên dạng khối, bở rời màu xám vàng và màu xám xanh,kích thước của hạt từ 0,1 - 10mm thành phần chính là thạch anhchiếm hơn 80% Fenspat và đá phun trào loang lổ, bở rời, mềm dẻo,thành phần chính là Montmoriolonite Đất đá này thành tạo trongđiều kiện biển nông, độ muối của điệp này trung bình

, chịu tác động của các dòng, nơi lắng đọng khá gần nguồn vật liệu.

Bề dày của điệp này từ 810-950m

- Phụ thống Mioxen dưới (Điệp Bạch Hỗ)

Đất là của điệp này nằm bất chỉnh hợp góc, thành tạo Oligoxentrên Phần này gồm chủ yếu là những tập sét dày và những vỉa cát,bột mỏng nằm xen kẽ nhau sét thường là mềm và phân lớp Thànhphần của sét gồm Kaolinite, Montmoriolonite, thuỷ Mica và cáckhoáng vật các bonnat tầng này có những mảnh vụn là các khoángvật như: Thạch Anh Fenspat với khối lượng tương đương nhau.Ngoài ra còn có các loại khác Granet, phiến cát Điệp này chứa cáctầng dầu công nghiệp 22, 23 24, 25 Chiều dày của điệp này tăngdần từ vòm 660(m) đến cánh 1270(m)

2 Trầm tích hệ Paleogen - kỷ Kainôrôi.

a Thống Oligoxen (Điệp Trà Tân).

Các đá trầm tích này bao trùm toàn bộ diện tích của mỏ.Phần trên là tập sét dày tới 266(m) phần dưới là cát kết, bột kết,sét kết nằm xen kẽ nhau Điệp này có chứa năm tầng dầu côngnghiệp 1;2;3;4;5

Sự phân chia có thể thực hiện sâu hơn tại hàng loạt các giếng

Ở có đây sự thay đổi hướng của đá, trong thời kỳ hình thành trầmtích này có thể, có hoạt động của núi lửa, ở phần trung tâm và cuốiphía Bắc của mỏ hiện tại, do có gặp các đá phun trào trong 1 sốgiếng khoan Ngoài ra còn gặp các trầm tích sét kết bị ép nén, khi vỡ

có mặt trượt khoáng vật chính là Kaolinite chiếm 56% thuỷ Micachiếm 12%, các thành phần khác:Clorit, Xiderite và Montmoriolonitechiếm 32% Cát và bột kết có dạng khối rắn chắc Chiều dày củathống từ 176, - 1034m, giảm dần ở phần vòm và đột ngột tăng mạnh

ở phần sườn

b Thống Oligonxen (Điệp Trà Cú)

Thành tạo này có tại vòm Bắc và rìa Nam của Mỏ Gồm chủyếu là sét kết chiếm từ 60-70% mặt cắt thành phần của thống nàygồm thuỷ Mica, caolinit phần còn lại của mặt cắt là cát kết, bột kết,nằm xen kẽ có sét, thành phần chính là arkor, xi măng kaolinite, thuỷMica, hoặc sét vôi Đá được thành tạo trong điều kiện biển nôngven bờ hoặc sông hồ Thành phần vụn gồm thạch anh, Fenspat,Granite, đá phun trào và đá biến chất Ở đây gặp 5 tầng dầu côngnghiệp, 6.7.8.9.10

c Các tập đá cơ sở (vỏ Phong hoá).

Đây là nền cơ sở cho các tập đá Oligoxen trên, phát triển trênmặt móng Nó được thành tạo trong điều kiện lục địa bởi sự phá huỷ

cơ học của địa hình Đá này nằm trực tiếp trên móng do sự tái trầmtích của mảnh vụn của đá móng có kích thước khác nhau

Thành phần gồm: Cuội, cát kết, hạt thô đôi khi gặp đá phun

trào Chiều dày của điệp Oligoxen dưới và các tập cơ sở thay đổi

từ 0  412(m) và 0174(m)

3 Đá móng kế tinh trước Kainôrôi.

Đây là các thành tạo Granite nhưng không đồng nhất mà có sựkhác nhau về thành phần thạch hoá, hoá học về tuổi Có thể giả thiếtrằng có hai thời kỳ thành tạo đá Granite: vòm Bắc và kỷ Jura, vòmNam và vòm trung tâm vào kỷ Kretta Diện tích của thể BatholitGranite này có thể tới hàng nghìn m2 và bề dày không quá 3km Đámóng mỏ Bạch Hổ chịu tác động mạnh của quá trình phong hoá thuỷnhiệt và các hoạt động làm kiến tạo nứt nẻ, tạo hang hốc và sinh racác khoáng vật thứ sinh khác như Kataclazite, Milonite Các mẫu đáchứa dầu thu được có độ nứt nẻ trung bình là 2,2%m, chiều dài khe

nứt từ 0,5 -1mm, rộng từ 0,1-0,5mm độ lỗ hổng từ 1/5(0,44%) đến1/7(0,31%) độ nứt nẻ Đá móng bắt đầu có từ độ sâu 3888m đến 4400m.Đây là một bẫy chứa dầu dạng khối điển hình và có triển vọng cao.

III ĐỐI TƯỢNG KHAI THÁC CHÍNH CỦA VÙNG MỎ.

1 Ý nghĩa và cơ sở của việc phân chia đối tượng khai thác.

Phân chia đối tượng khai thác là một phần của việc thiết kế tối

ưu khai thác mỏ dầu Mục tiêu thu hồi từ vỉa nhiều nhất và tối ưunhất Việc phân chia các đối tượng khai thác cho phép thẩm địnhchính xác tính chất của các đối tượng khai thác và sự thay đổi tínhchất vật lý, hoá học cũng như thuỷ động lực học từ đó đề ra được cácđối sách đúng đắn cho từng đối tượng Về mặt đầu tư lâu dài cũngphải dựa vào việc phân chia này Các đối tượng có triển vọng caohơn sẽ đảm bảo hơn trong việc thu lại lợi nhuận từ các khoản đầu tư.Việc phân chia các đối tượng khai thác phải thực hiện đồng bộ trên

cơ sở nghiên cứu các đặc thù địa chất của mỏ, các tính toán thuỷđộng lực học và luận chứng kinh tế Các tài liệu thu thập được ở cácnguồn đều được dùng vào trong công tác nghiên cứu

2 Các đối tượng khai thác.

Từ những đặc điểm của vùng mỏ, các đối tượng khái thác đượcchia ra như sau:

- Đối tượng I : Tầng 23, 24 thuộc điệp Bạch Hổ Mioxen dưới.

Các tầng này phân bố trên toàn diện tích của vùng mỏ Gồm thân dầu

cả ở vòm Bắc cũng như vòm trung của kiến tạo Các thân dầu dạngvỉa vòm có ranh giới tiếp xúc dầu nước và đới chứa nước ngoài biên

bề dày trung bình chứa dầu là 160m, tầng 23 là tầng chính, tầng 24 làtầng phụ

- Đối tượng II : Gồm các tầng cát kết điệp trà tân thuộc

Oligoxen trên Đặc điểm cơ bản của đá chứa trong đối tượngnày là không tồn tại đều trên khắp mỏ, thường xảy ra sự biếntướng mạnh của đá chứa Chiều dày của tầng chứa dầu trungbình là 700(m)

- Đối tượng III : Gồm tất cả các tầng sản phẩm của

Oligoxen dưới chiều dày trung bình của tầng chứa dầu là 1047mranh giới tiếp xúc dầu nước chưa được xác định Ranh giới dướicác tầng chứa dầu chưa được phát hiện

- Đối tượng IV :Thân dầu thuộc dạng khối của đá móng

bao gồm granit và granodoirit Đá chứa thuộc dạng hang hốcnứt nẻ, thân dầu được phân bố rộng khắp mỏ theo phương ákinh tuyến, với kích thước khoảng 5 x 15km Đất đá chứa dầubao gồm các thành tạo Granitoit với nhiều pha khác nhau Thândầu có chiều cao tối đa 1600 Chiều dày của tầng chứa dầukhoảng 970m, độ bão hoà của dầu của dầu 0,85, độ rỗng 1 3% Áp suất vỉa ban đầu đạt 41,7Mpa, đây là thân dầu không cótính dị thường áp suất

1 Chiều dày.

Khi phân chia chiều dày chứa dầu (nằm trong chiều dày hiệudụng) người ta sử dụng giá trị hiệu dụng của dầu là 40% Việc phânchia chiều dày hiệu dụng trong đá móng rất khó khăn, do sự có mặtcủa vi khe nứt có thể tích rất nhỏ nhưng lại cho phép dầu chảy qua.Với giá trị gần đúng đầu tiên giá trị tới hạn của độ rỗng được lấybằng 0,6

Tầng Mioxen dưới phát triển trên toàn diện tích mỏ chỉ ởkhu vực giếng khoan 44, 41, 35; và 403 trên vòm trung phát hiệndải cát kết bị sét hoá Tại vòm Bắc đá không chứa chỉ được ghinhận ở giếng 91

Trên vòm Bắc chiều dày tầng 23 thay đổi từ 11,6 -57,6(m)trung bình là 30,4m với hệ số biến đổi 0,33m Chiều dày hiệu dụngtrung bình của đá chứa là 13,6m, thay đổi từ 0 - 28,6m Khi đó chiềudày hiệu dụng chứa dầu từ 0- 22,4m trung bình là 11,3m với hệ sốbiến đổi là 0,03 Đá chứa của tầng bị phân chia từ 2  5 vỉa, bởi lớpsét mỏng, hệ số phân lớp trung bình 3,6 với hệ số biến đổi 0,28 Hệ

số cát (phần chứa trong chiều dày chung của tầng) là 0,45 với hệ sốbiến đổi là 0,34 Trên vòm trung tâm tầng 23 có chiều dày 40,8m.Với hệ số biến đổi 0,26, chiều dày hiệu dụng trung bình là 14m (0 26,2m) với hệ số biến đổi là 0,26m Còn chiều dày hiệu dụng trungbình chứa dầu chỉ có 8,4m hay nhỏ hơn ở vòm Bắc 25,6% So với

hệ số cát chỉ 0,34 với hệ số biến đổi 0,58 Phần trầm tích sản phẩmOligoxen dưới nói chung chỉ phát triển trên phạm vi vòm Bắc, bị vátmỏng ở cách tay của vòm và trên vòm trung tâm Tại đới đá chứa tốttrên vòm Bắc, chiều dài chung thay đổi 0,41 Chiều dày hiệu dụng(ứng với chiều dày chứa dầu vì chưa xác định được ranh giới giữadầu và nước, thay đổi từ 0  146,6 (m) Chiều dày hiện dụng trungbình trong số là 7,5m với hệ số biến đổi là 0,71 Mức phân lớp trungbình của tầng rất cao 10,8 hơn nữa một vài giếng khoan riêng biệtxác định được từ 18  20 vỉa cát, hệ số cát trung bình 0,39 với hệ sốbiến đổi tương đối nhỏ là 0,29 Hệ số biến đổi của chiều dày chứadầu là 0,71 Liên kết tỷ mỉ lát cắt các giếng khoan gặp khó khăn, cácđứt gãy làm tăng mức độ không liên tục của vỉa Tầng 23 của vòmBắc phát triển trên toàn diện tích, ít bị phân thành các vỉa mỏng ( hệ

số phân lớp trung bình là 3,6) chiều dày hiệu dụng của nó bằng nữachiều dày chung (hệ số cát là 0,45), với hệ số biến đổi là 0,31.Những đặc trưng như vậy tạo ra được khả năng đạt được đến hệ sốbao trùm cao bằng bơm nước trong quá trình khai thác khối mácma,hang hốc nứt nẻ và rắn chắc của móng chứa thân dầu dạng khối.Phần chiều dày hiệu dụng của đá hang hốc nứt nẻ theo tài liệu địa vật

lý giếng khoan là 9,4  91,3% (vòm Bắc), 41,8  89,2% (vòm Trungtâm) và chiều dày chung của móng do các giếng khoan mở ra Tuynhiên rất có thể là đá rắn chắc mà không phân chia có thể có vi khenứt và tham ra trong quá trình thấm Vì vậy mà các thông số thấmchứa trong khi tính toán trữ lượng và khả năng khai thác của giếngkhoan được xác định bằng cách tính trung bình cho toàn bộ chiều dàychung

Chiều dày chung của đá móng được tính từ mặt móng tới độsâu là 4060m nằm trong khoảng 0  978m trung bình là 960m với hệ

số biến đổi là 0,3 Cần lưu ý rằng thân dầu còn phát triển sâu hơn độsâu 4060m và giá trị độ sâu xác định không đặc trưng cho toàn bộthân dầu mà chỉ cho phần đã thăm dò với trữ lượng cấp C1 và 20%trữ lượng cấp C2

2 Độ chứa dầu.

Trữ lượng dầu cơ bản tập trung trong tầng 23 thuộc Mioxendưới, tầng IV - X thuộc Oligoxen dưới và trong đá móng Độ chứadầu tầng còn lại tầng (22 và 24) Mioxen dưới, tầng I - V (Oligoxentrên được xác định được bằng các giếng khoan riêng biệt việc khaithác hết trữ lượng tầng 22 và 24 có thể thực hiện với tầng 23, tầng I -

V Oligoxen trên dưới và tầng móng Tầng 23 gồm có cát và bột kết,phát triển hầu như toàn bộ diện tích Ở một vài khu vực đá chứa bịsét hoá đáng kể, mất tích di dưỡng Các thân dầu dạng vỉa, vòm ranhgiới dầu nước, nhưng vai trò việc phân bố độ chứa dầu là đứt gẫykiến tạo và màn chắn thạch học là rất quan trọng Vừa qua ta đã xácđịnh đuợc tất cả 6 thân dầu riêng biệt Trong đó 3 ở vòm Bắc, 2 ởvòm trung tâm và còn lại là ở vòm Nam

Năm tầng sản phẩm của dầu được phân ra trong trầm tíchOligoxen dưới, chúng chứa cùng một thân đầu dạng khối, vỉa Đáchứa chỉ có ở phạm vi vòm Bắc, cũng như sườn đông của vòm trungtâm cũng như cánh tay của vòm Bắc đã phát hiện ra đới cát kết cótính di dưỡng kém Những giếng ở đới này cho thấy rõ những dấuhiệu có dầu Tuy nhiên cũng không thu được những dòng dầu côngnghiệp, sau khi đã thực hiện những biện pháp để kết thúc giếngkhoan và gọi dòng Vậy là ở đây cần áp dụng phương pháp mở vỉabằng thuỷ lực, xử lý cận đáy giếng bằng các chất hoà tan, để ngănchặn việc dung dịch xâm nhập vào vỉa trong lúc mở vỉa

Khi tính trữ lượng, trầm tích Oligoxen dưới được phân tíchthành hai đối tượng chính Trà Cú trên (tầng VI, VII, VIII), và Trà

Cú dưới (IX - X) sự phân chia này về cơ bản là ước lệ vì vách sétngăn giữa tầng (VIII - IV) không phải trên toàn diện tích của đá didưỡng và thân dầu trong các tầng Oligoxen dưới không có tính thốngnhất về địa chất, chưa phát hiện được ranh giới dầu và nước Nhưng

ở độ sâu tuyệt đối 4348m theo số liệu địa vật lý giếng khoan, chiềusâu lớn nhất nhận được dòng dầu lưu lượng cao là 4121 (giếng khoan12) mà theo vạch ranh giới trữ lượng cấp 1

Móng chứa thân dầu lớn và là thân dầu cho sản lượng cao nhấtcủa mỏ Đá móng là đá granet và granodiorit Tính di dưỡng củachúng được tạo những quá trình địa chất như phong hoá khử kiềm.Những khoáng vật không bền các dung dịch thuỷ nhiệt, nứt nẻ kiếntạo, đứt gãy, chuyển dịch cùng với việc tạo thành các đới milonit(đới phá huỷ kiến tạo), dọc theo các mặt trượt, nứt và co lại của đákhi đông đặc mácma Kết quả tạo thành đá chứa dạng hang hốc, nứt

nẻ mà thể tích chứa chủ yếu là hang hốc, còn các kênh dẫn chủ yếu

là khe nứt Cần lưu ý rằng rất nhiều đứt gãy trong đá móng không tạothành màn chắc mà chúng lại làm tăng khả năng thuỷ dẫn của đá.Đặc trưng chứa tốt của đá, đảm bảo cho lưu lượng cao phát triển trêntoàn vòm trung tâm, dọc theo sườn tây vòm Bắc Nhưng vòm Bắc thìlại đặc trưng bằng tính di dưỡng kém và tương ứng là do độ sảnphẩm thấp của giếng khoan Trong phạm vi vòm Bắc ở phần trên của

đá móng có phát hiện đá rắn chắc Thân dầu thuộc dạng khối, tất cả

đá di dưỡng từ mặt móng cho tới ranh giới dưới của thân dầu bão hoàdầu chưa phát hiện được chiều sâu ranh giới dưới của thân dầu, mặc

dù chiều sâu của thân dầu lên đến 1000m, bản chất của ranh giớicũng chưa rõ là với ranh giới dầu - nước hay không, hay là do đáchứa dầu chuyển thành đá không chứa Thân dầu với viền dầu liêntục bao trùm vòm trung tâm cũng như vòm Bắc Dầu trong móng lúnchìm của vòm Nam chưa được phát hiện Ranh giới của thân dầu(cấp2), chạy qua độ sâu 4121m của giếng khoan 12 Điều này gắnliền với giả thuyết thân dầu thống nhất của Oligoxen dưới, và điềunày gắn liền với giả thiết về thân dầu thống nhất của Oligoxen dưới

và tầng móng là không có vách ngăn Đối với những thân dầu này sựthống nhất còn thấy ở tính chất lý hoá của dầu và áp suất vỉa Tầngmóng đã cho dòng dầu không lẫn nước Cấu trúc thân dầu của cáctầng có thể thống nhất một cách trực quan trên các bản đồ cấu tạonóc và các mặt cắt địa chất

3 Tính di dưỡng.

Theo kết quả nghiên cứu mẫu lõi trong phòng thí nghiệm, theokết quả đo địa vật lý giếng khoan và nghiên cứu thuỷ động lực Đãcho ta kết quả về độ rỗng, độ thấm, độ bão hoà nước và việc đánh giá

về giá trị chiều dày làm việc ứng với chiều dày hiệu dụng trongkhoảng bộ lọc của các giếng khoan

Cát kết chứa sản phẩm tầng 23 vòm Bắc có độ rỗng nằm trongkhoảng 14  24,7% Giá trị trung bình dùng để tính trữ lượng bằng20% rất phù hợp với phân tích mẫu lõi cũng như số liệu địa vật lýgiếng khoan Độ bão hoà dầu trung bình của đá chứa bằng 57% đượcbiện luận theo kế quả thí nghiệm và đo địa vật lý giếng khoan độrỗng và độ bão hoà dầu tầng 23 vòm trung tâm thực tế trùng vớinhững giá trị này của vòm Bắc (độ rỗng là 19%, độ bão hoà là 57%)

So với trầm tích Mioxen, trầm tích chứa sản phẩm Oligoxen dưới đặctrưng bằng độ rỗng thấp hơn đáng kể (trung bình là 12% theo mẫu lõi

và 15% theo địa vật lý giếng khoan) nhưng độ bão hoà dầu cao hơn68%

Khả năng chứa đá móng là do hang hốc nứt nẻ Đại đa số mẫulõi chỉ đại diện cho phần rắn chắc khung đá, thường cho những giátrị độ rỗng trong khoảng một vài phần trăm Địa vật lý giếng khoannghiên cứu những khoảng lớn hơn rất nhiều trong đó có các đớihang hốc và nứt nở Theo các tài liệu đã xác định được có rỗng rấtcao tới 18,5%; còn độ rỗng trung bình cho chiều dày hiệu dụng là4,3% Khi tính trữ lượng, lỗ rỗng được biện luận cho chiều dàychung của móng với những giá trị sau: Vòm Bắc 2,5  15%; vòmtrung tâm 2,4  3,8% không thể xác định trực tiếp độ bão hoà dầucủa đá móng nó được đánh giá bằng các phương pháp gián tiếp Theoquan hệ bề mặt riêng của chúng và được lấy vào khoảng 85%^ độthấm của đá chứa là đặc trưng quan trọng nhất để thiết kế khai thác

mỏ

Nhưng giá trị trung bình về độ thấm trình bày trong bảng 1 sau:

Bảng 1 CÁC THÔNG SỐ VẬT LÝ VỈA

Các thống số Đơn vị Mioxen dưới Oligoxen Móng

Nhiệt độ vỉa ban dầu

giá trị điểm đo

o C 114/2813 107/2913 138/3650 142/3656

Áp suất bảo hoà Mpa 14,6 20,37 20,4 23,19 Hàm lượng khí M 3 /t 97,4 138,4 167 193,7

Độ nhớt của dầu trong

điều kiện vỉa

Mpa.s 1,690 1,052 0,469 0,436

Tỷ trọng của dầu trong

điều kiện vỉa

kg/m 3 738,1 702,5 661,7 647,0

Hệ số thể tích của dầu phần đơn vị 1,3056 1,396 1,471 1,533

Hệ số nén của vỉa dầu 10 -4 Mfa 18,43 19,52 20,86 25,3

Hệ số hoà tan của khí

trong dầu

10m 3 / m 3 Mpa 0,5798 0,5886 0,6837 0,6967

Tỷ trọng của khí hoà tan theo K khi 0,9065 0,8447 0,8321 0,8217

Độ nhớt của dầu trong

điều kiện tiêu chuẩn

Mpa.s 10,35 10,14 4,01 4,161

Tỷ trọng của dầu trong kg/m 3 863,7 861,4 823,7 833

điều kiện tiêu chuẩn

Nhiệt độ của vỉa dầu

bão hoà Panafin

Nhiệt độ của dầu tách

khí bão hoà Parafin

Hàm lượng Parafin % 18,7 17,56 19,4 24,1 Hàm lượng asfan-smol

% trọng lượng

Hàm lượng lưu huỳnh % 0,107 0,102 0,041 0,04

Hệ số chuyển đổi của dầu phần đơn vị 1,5121 1,6206 1,7665 1,8403

Độ nhốt của nước trong

điều kiện vỉa

- Các thân Mioxen dưới : Đồng nhất hơn cả là tầng 23 của

vòm Bắc Tính đồng nhất của các thân Mioxen cao nhất trongcác vỉa của vùng mỏ Vỉa chính của Mioxen dưới là tầng 23 cótính đồng nhất cao hơn cả Tầng Mioxen được phân thành nhiềulớp mỏng, hệ số phân lớp trung bình ở vòm Bắc là 3,6, ở vòmtrung tâm là 5,5 Tương ứng hệ số cát của các vòm lá 0,45 chovòm Bắc và 0,34 cho vòm trung tâm Theo các tài liệu thì cácnhà địa chất cho rằng ở tầng Mioxen dưới cho thấy lát cắt cáctập là không đồng nhất

- Thân dầu của Oligoxen dưới : Mặt cắt các tầng sản phẩm rất

không đồng nhất được xen kẽ bởi các lớp cát kết bột kết chứa sảnphẩm và sét mỏng không chứa sản phẩm Ta thấy đặc tính khôngđồng nhất của các đối tượng khai thác lệ số phân lớp, hệ số cát, thấy

rằng trong các đối tượng có đá chứa rỗng, Oligoxen dưới thuộc đốitượng không đồng nhất hơn Hệ số phân lớp và hệ số cát của tầngOligoxen dưới lần lượt là 10,8 và 0,39.

Nói chung khi đánh giá mức độ không đồng nhất của các tầngsản phẩm có thể thấy rằng không đồng nhất hơn cả là trầm tích tầngsản phẩm Oligoxen dưới mức độ phân lớp của chúng là lớn nhất tới

20 vỉa với hệ số phân lớp trung bình là 10,8

II TÍNH CHẤT LƯU THỂ TRONG VỈA SẢN PHẨM.

1 Các tính chất của dầu trong điều kiện vỉa.

- Dầu của tất cả các vỉa ở mỏ Bạch Hổ chưa bão hoà khí, hệ số

ép (tỷ số giữa áp suất vỉa và áp suất bảo hoà ) là:

+ 1,43 cho Mioxen dưới cho vòm Bắc

+ 1,9 cho Mioxen dưới vòm trung tâm

+ 3,54 cho Oligoxen trên

+ 1,94 cho Oligoxen dưới

+ 1,67 cho đá móng

- Theo các giá trị của các thông số cơ bản, các loại dầu vỉa ở

mỏ Bạch Hổ có thể chia làm ba nhóm, theo chiều từ nhóm 1 tớinhóm 3, gia tăng các thông số tỷ suất khí - dầu (GOR) hệ số thể tích(B) áp suất bảo hoà (Ps)

Giảm các thông số : Tỷ trọng của dầu (dầu vỉa), độ nhớt của

dầu Nhóm 1, sự khác biệt giữa Mioxen dưới, vòm trung tâm và cácOligoxen trên chỉ được nhận biết bởi thành phần khí hoà tan Khítách từ dầu Oligoxen trên và hàm lượng nước dị thường (3,28 14,81%); còn khí tách từ Mioxen dưới, vòm trung tâm chứa trongthành phần nhiều Propan, butan, pentan và chuỗi cácbon lớn hơn.Trong nhóm 3 dầu Oligoxen dưới so với dầu đá móng có độ bão hoàkhí thấp hơn

(160  172 so với 187  209m3/t) có giá trị hệ số thể tích thấphơn (1,46  1,48 so với 1,51  1,59) tỷ trọng lớn hơn (658  688 sovới 634  653 kg/m3 và độ nhớt lớn hơn (0,46  0,48 so với 0,38 0,46m pa.s).

Theo các giá trị về áp suất bão hoà và tỷ trọng khí hoà tan (cậnđáy giếng) dầu trong nhóm hai tương tự như dầu Oligoxen dưới Trên

cơ sở các mô hình thực hiện có thể khẳng định được rằng : đối vớidầu đá móng sự thay đổi nhiệt độ ít gây ảnh hưởng đến áp suất bãohoà Giá trị áp dụng bão hoà được xác định chính bởi tỷ suất dầu khí.Biến thiên của các thông số dầu vỉa và khí tách trong quá trình tách

vi phân được biểu diễn bằng đồ thị Từ đó cho ta thấy sự biến thiêncủa từng thông số cho tất cả các vỉa được biểu thị và so sánh trêncùng một đồ thị Điều đó cho phép đánh giá sự biến thiên các chỉ tiêu

cơ bản của dầu trong quá trình giảm áp pha trộn các loại dầu từ một

số vỉa của mỏ

Dầu khí được chia thành hai nhóm: Dầu đá móng và Oligoxen

dưới, dầu Oligoxen trên và Mioxen thành phần cấu tử của vỉa dầu, vì

lý do hạn chế các số liệu và chưng cất chân không, nên sử dụng dầutách có tỷ trọng 833,6kg/m3 và phân tử lượng 251,159/mol choOligoxen dưới, tỷ trọng 865 kg/m3 và 300g/mol cho Oligoxen trên vàMioxen dưới Việc ước lượng này dựa trên cơ sở giống nhau của cácgiá trị tỷ trọng dầu tách khí của các nhóm và đáp ứng với các đặctính trung bình

2 Đặc tính hoá lý của dầu tách khí.

Các số liệu về khoảng biến thiên và các giá trị trung bình củacác thông số dầu tách sau quá trình tách vi phân cho thấy dầu thuộcloại bán nặng (trung bình) ít lưu huỳnh, nhiều parafin, từ ít nhựađến nhiều nhựa, tỷ lệ thu sản phẩm sáng màu thuộc loại trung bình.Nhiệt độ đông đặc của các loại dầu nằm trong khoảng 29  34oC,phân nhóm theo công nghệ (GOST 912 - 66); dầu sơ bộ mã hiệuIT1 P3

Dầu mỏ Bạch Hổ được phân theo hai nhóm trên chỉ khác nhau

về tỷ trọng và độ nhớt còn các thông số khác có sự thay đổi không

rõ nét So sánh giá trị các thông số trung bình sau khi vi phân củadầu bề mặt với các điều kiện tách khác nhau cho thấy sự khác biệtcác thông số của các loại dầu kể trên theo độ nhớt 0,3  0,34%, theo

tỷ trọng 0,1  2,3%, theo hàm lượng parafin 2 14,4% và hàmlượng nhựa, asphaltel 6,8 - 91,5%

3 Thành phần và tính chất của khí hoà tan trong dầu.

Khí hoà tan trong dầu thuộc béo và rất béo, trong thành phầncủa chúng chứa lượng C2 lớn hơn là 22,7  39%mol Theo chiềuMioxen đến đá móng độ khí béo giảm Đồng thời các giá trị trungbình của C2 lớn hơn của các tầng Oligoxen trên và 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 có sunfua hy đrô) chứa hàm lượng các bondioxit thấp (0,9 -0,61%), vết hêli, hàm lượng nitơ 1  2,86% với giá trị dị thường9,58% ở Oligoxen trên

Sự giống nhau của các kết quả về thành phần khí tách từ quátrình tách tiêu chuẩn và tách vi phân (giá trị trung bình trong khốitheo cấp tách) khẳng định độ tin cậy của kết quả nhận được

4 Các tính chất của nước vỉa.

Trong các trầm tích Mioxen dưới (tầng 23 và 24) thườnggặp hai loại nước canxiclorua và natrihyđrat cacbonnat Đặcđiểm của nước loại natrihyđrat cacbonnat là có độ khoáng hoáthấp hơn (6,6 4g/l) và chỉ được nhận biết trong khuôn khổ củavòm Bắc nước vòm Nam thuộc loại Cloruacanxi có độ khoánghoá ra tăng theo hướng Tây Nam Nước thuộc trầm tích Oligoxendưới được lấy từ vỉa lăng kính IVa nằm trên các tầng sản phẩm chínhthuộc loại natrihyđrô cacbonnat, có độ khoáng hoá thấp là (5,4 g/l).

Thành phần khí hoà tan trong nước khác thành phần khí hoàtan trong dầu ở chỗ có hàm lượng mê tan cao hơn Lượng cấu tử cácbon trong khí hoà tan trong nước là 1,54  3% trong đó nitơ chiếm1,29  2,8%

5 Các đặc tính thuỷ động học.

Kết quả nghiên cứu cho thấy bề mặt rỗng của tập hợp mẫu đáOligoxen hoàn toàn vỉa nước (dính ướt đối với nước) hầu như tất cảdầu bị đẩy ra khỏi nước do sự ngấm mao dẫn của nước Chỉ trên mộtvài mẫu là có lượng dầu nhỏ bị đẩy thêm ra trong quá trình thuỷ độnghọc Kết quả thử nghiệm tự ngấm mao dẫn của đá móng cho thấy đámóng cũng dính ướt với nước vì lượng dầu thu được sự ngấm maodẫn của nước chiếm trung bình 73% tổng lượng dầu thu được tính cảlượng thu được do đẩy thuỷ động học

Độ rỗng của đá là một trong những nhân tốt chính tạo ra nănglượng đàn hồi của vỉa Độ nén (rỗng) của đá phục thuộc vào áp suấtthuỷ tĩnh hiệu dụng Phd, vì vậy ta chỉ mô hình hoá lại các thông sốnày Chúng được tính theo công thức:

Phd = g (Pdi - )Pni) hi

Pdi, Pni là tỷ trọng của đá và chất lỏng của đá

hi : là chiều dày hiệu dụng của tầng i

g : là gia tốc trọng trường

Đối với các vỉa dầu Mioxen dưới, Oligoxen và móng áp suấthiệu dụng tính theo công thức trên tương ứng bằng 40; 44 và 44Mpa.

Áp suất mọi hướng lên mẫu tạo qua các cấp áp suất sau:

15; 20; 30; 40; 44; Mpa 30 phút Hệ số nén của đá (đ) và độrỗng (lr) được tính theo công thức sau:

4Mpa-1 độ nén của đá có xu hướng tăng lên cùng độ rỗng, Giá trịtrung bình là 1,08 10-4Mpa-1 Đối với đá Oligoxen hệ số nén biến đổitrong khoảng 0,58 10-4  1,9 10-4Mpa-1, với giá trị trung bình là12.10-4 Mpa-1

Đá Mioxen với độ rỗng lớn hơn có hệ số nén trung bình là2,11.10-4 Mpa-1, khoảng biến thiên 1,9.10-4  2,9.10-4Mpa-1

Để tính các thông số thuỷ động học trong quá trình khai thácvỉa dầu có thể sử dụng các hệ số độ nén của đá:

Đối với đá móng 1,08 10-4Mpa-1

Hệ số đẩy dầu trung bình là 0,589, biến thiên trong khoảng0,374  0,704 của đá Mioxen dưới.

Đối với Oligoxen hệ số đẩy dầu biến thiên trong khoảng 0,162

 0,676, trung bình 0,465 Đối với đá móng hệ số đẩy dầu biến thiêntrọng khoảng 0,463  0,734, trung bình là 0,626 Hệ số thu hồi dầutheo cơ chế mao dẫn là khá cao 0,057  0,784, trung bình 0,402

Vùng thấm hai pha đối với vỉa dầu Mioxen dưới vàOligoxen ởtrong độ khoảng bảo hoà nước 27,6  70% và 27,8 - 75,7% vùngthấm pha đối với dầu sẽ có giá trị bằng không ở độ bão hoà 79% và73,4% tương ứng cho Mioxen dưới và Oligoxen

Chiều cao (m)

Chiều dày trung bình (m)

Bảng 3

ĐẶC TRƯNG THÂN DẦU TRONG ĐÁ TRẦM TÍCH

Thân dầu Điệp phụ

điệp tầng

Vòm Thân

dầu đới

Độ sâu ranh giới dầu -nước

Kích thước (km)

Chiều cao (m)

Chiều dày hiệu dụng (m)

Mioxen BH

Bắc 1B

2B 3B

2913 2861 2835

712 1,1x0,4 3,61,4

134 37 66

2929 8,2x2 93

Nam 1N 4348 4,9x2,7 69 3,3 Tra cú

trên

Bắc Tốt 4,5 x 9 1074 34,4

Xấu 2,5 x8 21,4 Oligoxen

dưới

IVVIII Phía đông vòm

trung tâm và vòm Nam

2,5x9 13,8

Tra cú trên

Bắc Tốt 3x9 27,2

Phía đông vòm trung tâm và vòm Nam

1,5 x9 8,4

III KHOẢ SÁT NHIỆT ĐỘ VÀ GRADIEN ĐỊA NHIỆT ĐÁ MÓNG Ở MỎ BẠCH HỔ

1 Gradien địa nhiệt (GDN) các đá phủ trên móng.

Móng được phủ bởi thành tạo trầm tích sét tuổi Mioxen vàOligoxen Các lớp phủ này có hệ số dẫn nhiệt bé hơn so với hệ số dẫnnhiệt của đá móng Dòng nhiệt sau khi ra khỏi đá móng sẽ bị ứ lại ở

các lớp phủ phía trên GDN các lớp này lớn hơn móng Các lớp phủnằm ở độ sâu khác nhau phía trên đá móng, vì vậy giá trị GND củachúng cũng khác nhau

Những đo đạc nhiệt độ trong các giếng mở vào thân dầu tuổiMioxen hạ, Oligoxen dưới có quy luật như sau: cùng chiều sâu nhưnhau, giếng nào nằm ở vùng đá móng trồi lên thì nhiệt độ cao hơn,ngược lại giếng nào nằm ở vùng đá móng trụt xuống thì có nhiệt độthấp hơn Nói cách khác, GDN của các tầng chứa Mioxen vàOligoxen vòm Nam (nơi móng trồi lên 3050m) cao hơn ở vòm Bắc(nơi tụt xuống 3500m) Càng xuống sâu thì sự khác biệt nhiệt độ của

đá móng và lớp phủ càng bé

Ở vòm Nam, các lớp phủ nằm ở độ sâu từ 2800m xuống gặpmóng ở (3100m) GDN có giá trị trong khoảng 4  5 oC Các lớp phủgặp đá móng ở độ sâu hơn (3300m) thì từ 3,8  4 oC Tại vòm Bắccác lớp nằm ở độ sâu 2800m xuống gặp đá móng ở 3500  3700 mGDN thay đổi từ 3,5 oC  5 oC Các lớp phủ gặp móng ở độ sâu hơn4000m thì từ 3  4 oC

2 Gradien địa nhiệt đá móng.

Đá móng là một khối thống nhất, cơ bản là đá granitoid có thểxem gradien địa nhiệt có giá trị không đổi với toàn khối Do ảnhhưởng của lớp phủ Mioxen và Oligoxen, do vị trí của các vòm khácnhau cho nên nhiệt độ các vùng ở trên mặt móng khác nhau Nhưngkhi đi sâu vào móng ở một độ sâu nào đó (có thể chọn 4300m) đốivới diện tích nghiên cứu, thì nhiệt độ ở vòm Bắc và vòm Nam giốngnhau Giữa móng và lớp phủ Oligoxen có một đới nhỏ chuyển tiếp

Độ dày của lớp chuyển tiếp này được xác định là 200m Kết quảnghiên cứu cho phép xác định được giá trị GDN của đá móng là 2,5

oC Nhiệt độ ở độ sâu 4300m là 157, 5 oC

3 Dị thường nhiệt độ.

Nhiệt độ tại các điểm ở nhiều giếng cao hơn nhiệt độ bìnhthường tính theo GDN Cũng chính tại điểm đó từ vài độ đến vàichục độ Đây là dị thường nhiệt độ đến vài chục độ Đây là dị thườngnhiệt độ do nhiều nguyên nhân khác nhau gây nên khi giếng làmviệc

4 Nguyên nhân về dị thường độ.

Dòng chất lỏng chảy trong các đá chứa nứt nẻ có vận tốc lớn,nhiệt độ ít thay đổi theo thời gian Khi đó nhiệt độ đáy giếng cao hơnnhiệt độ bình thường từ vài độ đến vài chục độ C Ta ghi nhận được

cơ bản chỉ có thể do chất lỏng từ dưới sâu đi lên hoặc do dòng chảytheo phương ngang hương tâm tới giếng gây nên

Xét dòng chảy theo phương ngang, hướng tâm Khi giếng làmviệc, số liệu khảo sát ở nhiều giếng cho thấy, nếu lưu lượng biến đổinhiều (3/5%) thì nhiệt độ cũng biến đoioỉ từ 1  3 oC; Vậy dòngchảy theo phương ngang không gây nên dị thường về nhiệt độ Cácđứt gẫy của mỏ Bạch Hổ thường có góc nghiêng 60 80o Quan sáttrên mẫu lõi thu được từ đá móng, chúng ta thấy phổ biến các gócnghiêng 60 - 75o Các nứt nẻ móng mỏ Bạch Hổ cơ bản có hướngthẳng đứng chất lỏng từ dưới sâu đi lên theo các nứt nẻ là nguyênnhân chinhý gây nên dị thường về nhiệt độ đáy giếng Đó là hiệntượng nhiệt độ tăng các ở đáy giếng ở phần đá móng của mỏ Bạch Hổ

và tính chất của dung dịch rửa, thời gian tiếp cận của dung dịch rửavới vỉa phẩm Ngoài ra nó còn phụ thuộc vào chất lượng thi côngnhằm ngăn cách các vỉa đất đá khác nhau với các tầng thẩm thấu củathành hệ Khi thi công các giếng khoan sâu đã áp dụng các côngnghệ đặc biệt để mở các vỉa sản phẩm nhằm bảo vệ khả năng thấmcủa đá chứa dầu như sử dụng một số chất hoạt tính bề mặt Dùng một

số hệ dung dịch khoan phân ly ức chế có độ thoát nước thấp với cácion ức chế khác nhau như canxi, nhôm, kali, natri

Quá trình hoàn thiện giếng và sửa chữa giếng có thể cần đểdung dịch nặng để cân bằng áp suất vỉa và cũng giống như dungdịch khoan, nó có thể gây nhiễm bẩn có thể không xâm nhập từngoài vào, mà do chính dòng dầu chảy từ vỉa vào giếng mang lạitrong quá trình khai thác Các vật liệu cơ học làm bít các lỗ maodẫn và do đó làm giảm độ thẩm thấu làm giảm khả năng cho dầucủa giếng

Việc đánh giá sự nhiễm bẩn vùng đáy và cận đáy giếng chophép dự đoán được lưu lượng dầu của giếng khi đưa giếng vào hoạt

động Từ các thống kê về sự nhiễm bẩn do dung dịch mà đưa raphương án thi công giếng khoan hoàn thiện giếng, sửa chữa giếng vàsửa dụng hệ dung dịch ít gây ảnh hưởng xấu tới tầng chứa, quá trìnhkhai thác cần theo đúng chế độ, hạn chế các tá nhân gây hư hỏngtầng sản phẩm.

Tuy vậy nhiễm bẩn tầng sản phẩm dù ít hay nhiều là không thểtránh khỏi Điều này có thể khắc phục được bằng cách xử lý giếng

Có thể liệt kê các yếu tố cơ bản ảnh hưởng đến quá trình pháhuỷ các vỉa sản phẩm sau:

- Sự trương nở các khoáng vật sét có mặt trong các tầng sảnphẩm khi tiếp xúc với pha nước trong các hệ dung dịch gốc nước,đặc biệt khi tiếp xúc với các hệ dung dịch có độ kiềm cao đã làm bítcác lỗ rỗng của tầng chứa

- Sự xâm nhập của pha rắn có hàm lượng keo cao vào các lỗhổng của vỉa trong qua trình phân ly và đặc biệt vào cá khe nứt củavỉa sản phẩm kể cả các chất độn không tan hoặc khó tan trong axítđược pha vào dung dịch để ngăn ngừa và chống mất nước Hiệntượng gấm lọc khối dung dịch sét có hàm lượng pha rắn cao dưới tácđộng sự chênh lệch quá lớn của áp suất thuỷ tĩnh cột dung dịch và ápsuất vỉa, đã làm lấp đầy các khe nứtm dần dần sau 1 khoảng thời giannhất định sẽ gây cản trở sự vận động của dầu từ vỉa vào giếng

Quá trình thấm lọc của nước từ dung dịch khoan vào lỗ hổngmao dẫn thuộc tầng chứa đã tạo ra thể nhũ nươcs- dầu bền vững

Chính dạng nhũ này đã làm giảm tính năng động của chất lỏngtrong khoảng không lỗ rỗng từ đó giảm khả năng khai thác giếng khoan

- Đồng thời xâm nhập của dung dịch rửa vào vỉa sản phẩm làquá trình phá huỷ do các loại vi khuẩn có nguồn gốc khác nhautrrong nước pha chế dung dịch Bản thân các vi sinh vật có nguồngốc sắt và vi khuẩn khử sulfát không những chúng chỉ gây ra phânhuỷ làm giảm tính năng tác dụng của các hoá phẩm gốc polyme mà

quá trình phát sinh nhanh chóng của chúng còn góp phần tạo ra lớpmàng trắng bít các lỗ rỗng mao dẫn của tầng chứa Một khi vùng đáy

và cận đáy bị nhiễm bẩn, cách duy nhất để khắc phục là xử lý vùngcận đáy giếng, tức là phục hồi hoặc tăng độ thẩm thấu của vùng đáy

Trong các yếu tốt phức tạp trước tiên phải kể đến các yếu tố sau:

- Nhiệt độ của vỉa tương đối cao (trên 110 oC )

- Độ thẩm thấu của colector đất đá vỉa thấp (Oligoxen dưới) vàtương ứng đối với độ tiếp nhận của các giếng bơm ép rất thấp

- Tồn tại nhiều tập vỉa có độ phân cắt lớn (hệ số phân cắt củacolector đất đá Oligoxen dưới gần đạt đến 10) độ dày mở vỉa của mặtcắt chứa sản phẩm lớn (tầng móng)

- Tính chất không đồng nhất của colector đất đá vỉa cao

- Các điều kiện mở vỉa ban đầu khi khoan với dung dịch khoansét gốc nước

Ở đây chúng ta tiến hành xem xét ảnh hưởng của 1 số các yếutốt phức tạp kể trên nhằm định hướng cho việc lựa chọn và áp dụngnhững dạng khác nhau của tổ hợp các thành phần nhũ có chứa axíttrong việc xử lý cạn đáy giếng ở vùng mỏ Bạch Hổ

Từ các thành phần nhũ axít ta có thể chia ra làm 3 dạng:

- Nhũ axít thuận

- Nhũ axít nghịch

- Nhũ axít phân tán cực nhỏ

Đồng thời cái chung nhất đối với các tổ hợp các thành phần thểnhũ nếu trên đều được chứa trong dung môi hydro cacbon, axit vàcác chất hoạt tính bề mặt

Tổ hợp các thành phần thể nhũ axít gồm 3 cấu từ thành phần đãđược nghiên cứu và áp dụng để xử lý ở mỏ Bạch Hổ bao gồm:

- Dung dịch axít HCL (hoặc HCL + HF) với tỷ lệ 60  70%

- Dung môi hydrocacbon - dầu thô hoặc dầu diezen với tỷ lệ 40

 80%

- Các chấn hoạt tính bề mặt hoàn tan trong dầu tỷ lệ 0,5  1%

Tổ hợp các thành phần nhũ kể trên được xem như là thể nhũaxít thuận, mặc dầu đã đạt được kết quả khả quan Khi áp dụng nhũaxít thuận trong việc xử lý các giếng, tuy vậy vẫn còn tồn tại một sốcác nhược điểm

- Khó điều chỉnh và không ổn định trong các điều kiện vỉa vàmôi trường axít được đưa từ bên ngoài vào

- Ở điều kiện nhiệt độ vỉa cao của mỏ Bạch Hổ vượt quá điểmđục, chấn hoạt tích bề mặt bị giảm khả năng hoạt hoá thể nhũ lập tức

bị phá huỷ với việc giải phóng dung dịch axít hoạt tính Việc xâmnhập của dầu của trong thành phần nhũ axít thuận khi chuyển độngtheo các khe chứa dầu có thể làm cho độ nhớt của chúng tăng lên,chính điều này làm cản trở quá trình xâm nhập sâu vào vỉa Cuốicùng dẫn tơí việc tăng áp suất bơm ép Môi trường axit ngoại của cácthể nhũ thuận không đảm bảo ở mức độ cao cho việc đảm bảo thiết bịtránh khỏi hoạt tính ăn mòn, mặc dầu như kết quả đã nghiên cứuchỉ ra vận tốc ăn mòn thép CT3 trong thể nhũ axit thấp hơn 14  17lần so với dung dịch trong axit thông thường Một hướng nhằm hoànthiện phương pháp tác động lên vùng cận đáy giếng là việc tạo ra tổ

hợp các thành phần nhũ thể dạng phân tán cực bé trên cơ sở các chấthoạt tính hợp thành có tác dụng tổng hợp.

Việc nghiên cứu đã tìm ra hoạt tính Việt Nam II PAV và sảnxuất được tổ hợp thành phần nhũ, có chứa axit ở dạng phân tán cực

bé, chịu nhiệt độ cao, có khả năng đáp ứng tốt với các điều kiệnnhiệt độ, áp suất của mỏ Bạch Hổ Chúng có nhiều uư điểm caohơn so với tổ hợp các thành phần như thể axít đã được áp dụngtrước đâu như :

ra khỏi các thể nhũ phân tán cực bé khi có nhiệt độ đạt đến nhiệt

độ vỉa

Trong quá trình xử lý thuộc tính đó có thể được sử dụng khibơm ép từng phần các thành phần khip xử lý các colector đất đávỉa không đồng nhất và các giếng bị ngập nước Tính chất kể trêncủa hệ phân tán cực bé cho phép bảo đảm độ sâu thâm tỉnh so vớithành phần thông thường và thể nhũ phân tán cực bé được duy trìvới thời gian khá dài trong vỉa Điều kiện trên được chứng minhbởi các kết quả nghiên cứu tốc độ hoà tan cuả đất đá trong vỉa.Trong thành phần thể nhũ phân tán cực bé và trong dung dịch axitthông thường Trong thí nghiệm dùng đá cẩm thạch ở nhiệt độ nghiêncứu là 90oC Tốc độ hoàn tan trong tổ hợp các thành phần thể nhũphân tán cực bé với gốc 12% HCL khoảng 215 kg/m2giờ Hệ số giảmtốc độ hoàn tan trong thể nhũ phân tán cực bé đặt hơn 20 lần so với

dung dịch axit clohydric thông thường hoặc hơn 10 lần so với dungdịch axit bị ức chế bởi chất làm chậm phản ứng.

Nếu như ý rằng tốc độ phản ứng (tiêu hao) từ 12  15% axítclohydric đối với đá cẩm thạch trong thời gian dưới 10 phút ở nhiệt

độ lớn hơn 120oC thì số liệu thu được qua thí nghiệm chứng minh vềtính ưu việt không thể tranh cải được của việc tác dụng tổ hợp cácthành phần thể nhũ chứa axit ở dạng phân tán cực bé để xử lý vùngcận đáy các giếng có nhiệt độ cao Vì điều kiện nhiệt độ là một trongnhững yếu tố phức tạp nhất được xem xét từ phương diện điều chỉnhtác dụng tương hỗ của dung dịch axit với đất đá vỉa, việc lựa chọnhoá phẩm và công tác tiến hành quá trình xử lý

Một vấn đề quan trọng thứ hai cần thiết phải nghiên cứu giảiquyết khi tiến hành xử lý axit ở các giếng nhiệt độ cao đó là việcngăn ngừa các hiện tượng ăn mòn các thiết bị công nghệ và các ốngkhai thác ngăn ngừa sự xập nhập của các ion sắt vào vùng cận đáygiếng bởi vì khi gặp dung dịch axit chúng sẽ trung hoà và tạo thànhkeo hydroxit sắt lắng đọng Các chất lắng đọng đó có thể làm giảmđáng kể độ thấm của colector đất đá ở vùng cận đáy giếng đã được

xử lý làm giảm sản lượng của giếng

Các nghiên cứu thực nghiệm trên mẫu lõi chỉ ra rằng khe bơmnén 10% dung dịch axit HCL chứa 0,3% Fe+3 độ thấm của mẫu lõigiảm đi từ 2,8  6,5 lần, khối lượng chất lắng đọng hydroxit sắt ởtrong vỉa có thể đạt đến hàng chục hoặc hàng trăm kg Rõ ràng khốilượng đó là quá lớn so với thể tích của cá lỗ rỗng - đặc biệt đối vớicolector có độ thấm bé Việc lắng động hydroxit sắt xảy ra tuỳ thuộcvào độ tiêu hao (mức độ trung tính) của dung dịch axit Các ion sắt

ba được lắng dọng khi độ PH = 2, đặc biệt hiệu quả xấu đó xảy ra ởchu tuyến bơm ép dung dịch axit Do vậy tốc độ phản ứng của axitvới đất đá vỉa và quá trình tạo thành lắng đọng thứ cấp có quan hệtương hỗ Để làm giảm hoạt tính ăn mòn của dung dịch axit với cácthiết bị lòng giếng cần đưa vào trong dung dịch xử lý các chất ức chếchống ăn mòn Để năng ngừa sự lắng đọng của các hợp chất sắt

trong vỉa cần sử dụng các chất ổn định và cân bằng giữa cá pha trongdung dịch.

Tốc độ ăn mòn cho phép là vấn đề còn được bàn cãi, nhiều tácgiả cho rằng tuỳ thuộc vào điều kiện tiến hành xử lý, giá trị đó cầnphải nằm trong giới hạn 50  80g/m2giờ Các chất ức chế chống ănmòn được biết nhiều chất, ví dụ như B -2 “Acoramic” ACT - 130 ởcác nhiệt độ tương đương 100oC cho phép bảo đảm tốc độ ăn mònnằm trong giới hạn 18  40 g/m2giờ, tuy nhiên ở nhiệt độ 150oC đốivới các chất ức chế hiệu quả nhất thì tốc độ ăn mòn cũng đạt đến giátrị 90  100g/m2giờ Hệ dung dịch axit phân tán, trong trường hợp

đó các thành phần nhũ axit đã được phân tán thành các hạt cực bé đểđảm bảo hoạt tính ăn mòn cực bé ở điều kiện nhiệt độ cao

Phối hợp với các chất cân bằng và ổn định các sản phẩm ănmòn đã được áp dụng bên thực tế trong thành phần của dung dịchaxit, chẳng hạn các dụng dịch axit hữu cơ (dấm) thì các thành phầnnhư axit phân tán cực bé Thực tế loại trừ tối đa ảnh hưởng xấu củacácc sản phẩm sau, phản ứng thứ cấp đến độ thẩm thấu của vỉa đặcbiệt là liên kết sắt

Khi tiến hành phân tích những dạng khác nhau của xử lý axitkhông thể không nhấn mạnh đến một trong những vấn đề có tínhnguyên tắc của quá trình tác động axit đó là vấn đề khối lượng axitđược sử dụng trong suốt quá trình sử lý vùng cận đáy giếng Bởi vì

nó không những liên quan đến yếu tố kỹ thuật mà có liên quan đếncác yếu tố kinh tế nữa

Khi khảo sát cơ chế tác động của axit đến sự thay đổi thuộctính thấm của vùng cận đáy giếng ở các vỉa đối với đá colector của

mỏ Bạch Hổ Có thể nhận thấy rằng nhiệm vụ cơ bản của công tác xử

lý axít là phục hồi lại thuộc của đá colector, ở vùng cận đáy giếng,

do bị phá hoại hay nhiễm bẩn của các cấu tử bồi lắng phát sinh racho yếu tố tự nhiên hay do các yếu tố kỹ thuật và công nghệ trongquá trình khoan, khai thác, sửa chữa giếng Thực chất việc đóp là để

cải thiện đặc tính thấm của đá colector vùng cận đáy giếng bằng cáchkhỏi thông các lỗ rỗng và khe nứt có sẵn và phát triển khe nứt mới.

Do vậy khối lượng axit hoạt tính cần phải được lựa chọn xuất phát từbán kính phá hoại đặt tính thấm chứa của vùng cận đáy giếng Vớibán kính phá hoại (bán kính vùng nhiễm bẩn) là 1m độ rỗng của đácolector là 0-,15, thì lượng dung dịch axit cần thiết để xói rửa sạchcho 1m bề dày hiệu dụng, là 0,3  0,4 m3 Nói chung khả năng điềuchỉnh thuộc tính của hỗn hợp các thành phần thể phân tán cực bé phụthuộc vào cách thay đổi tỷ lệ giữa axit và hydrocacbon

1 Nghiên cứu, lựa chọn và thử nghiệm các phương pháp phục hồi

và tăng độ thẩm thấu vùng cận đáy các giếng khai thác và bơm

ép ở vùng mỏ Bạch Hổ.

Để gia tăng dòng thấm của dầu từ vỉa vào đáy giếng và tăng độtiếp nhận của giếng bơm ép, cần phải có các giải pháp công nghệ, kỹthuật tác động lên vùng đáy và cận đáy giếng

Với mục đích tăng hệ số thu hồi dầu và tuổi thọ của mỏ, ngoàinhững phương pháp duy trì áp suất vỉa, khai thác bằng phương phápthứo cấp, chuyển những giếng ngừng phun sang khai thác bằng cơhọc, thì phương pháp tác động lên vùng cận đáy giếng phải đượctiến hành ngay sau khi khoan và trong suất quá trình khai thác chúng.Việc phân tích, lựa chọn các phương pháp tác động lên vùng cận đáygiếng là một vấn đề vô cùng quan trọng, đòi hỏi phải có thời giannghiên cứu và thu nhập đẩy đủ các thông tin về đại chất vùng mỏ,cấu trúc của vỉa dầu, các tính chất collector của các tầng chứa sảnphẩm đặc tính hoá lý của chất lưu, điều kiện khai thác v.v kết hợpvới việc phân tích về khả năng công nghệ, kỹ thuật và phạm vi củatừng phương pháp mà đề ra từng phương pháp tác động lên vùng cậnđáy cho từng đối tượng khai thác cụ thể

Tại mỏ Bạch Hổ đã tiến hành khai thác ở 3 đối tượng Mioxen

hạ, Oligoxen hạ (collector lục nguyên) tầng móng dạng khối (đágranít nứt nẻ) Xét các đặc điểm của từng đối tượng khai thác có thể

nhận thấy rằng các đối tượng này có độ rỗng độ thẩm thấu thấp, ápsuất và nhiệt độ vỉa cao, hàm lượng sét và cát kết tương đối lớn (trừtầng móng) hàm lượng cacbonnat không đáng kể Đồng thời trên cơ

sở phân tích tất cả các giếng đang khai thác và bơm ép ở mỏ, cácyếu tố và nguyên nhân khác nhau dẫn đến độ thấm vùng cận đáygiếng giảm sau quá trình mở vỉa sản phẩm, quá trình khai thác và dậpgiếng để tiến hành sửa chữa do sử dụng dung dịch sét và nước biển.Việc phân tích, lựa chọn một cách có cơ sở khoa học, người ta đãđưa ra năm giải pháp và tổ hợp một số giải pháp đó để tác động lênvùng cặn đáy giếng Đây là những giải pháp cơ bản, và tiên tiến đã

và đang được ứng dụng trong điều kiện khai thác ở ngoài khởi, phùhợp với điều kiện khai thác ở mỏ Bạch Hổ Các giải pháp đó là :

- Bắn phá vỉa tạo mạng khe nứt bằng thuỷ lực kèm theo biệnpháp chèn ép, gia cố các khe nứt bằng cát nhân tạo

- Tẩy rửa sạch vùng cận đáy giếng và tạo rãnh thấm sâu nhờcác hoá phẩm và thiết bị máy nén

- Tác động xung dao thuỷ lực nhờ máy tác động xung thuỷđộng lực học

- Bắn phá vỉa tạo mạng khe nứt nhờ thiết bị kích nỗ tạo áp suất

có kích thước bé kết hợp với tác động thuỷ động lực

- Xử lý axit nhũ tương axit nhiều công đoạn kết hợp với xóirửa thuỷ lực vùng cận đáy giếng bằng dung dịch pha hoá chất bề mặt

mỏ Bạch Hổ mới đưa vào khai thác từ 1986, các giải đề xuất trênhiện đang ở giai đoạn thiết kế và thử nghiệm.Riêng tác động lênvủng cận đáy giếng bằng phương pháp xử lý axit và như axit theonhiều công đoạn kết hợp với RTV và phương pháp PGĐ trong nhữngnăm 92, 93, 94, 95, 96, đã mang lại kết quả đáng khích lkệ

Xử lý theo nhiều công đoạn kết hợp với RTV nhờ dung dịchPAVC, đã và đang tiến hành ở nhiều giếng trên mỏ Bạch Hổ

Kết quả xử lý một loạt các giếng 810, 145, 502, 905 cho thấybước đầu chúng ta đã thu được kết quả đáng khích lệ Lưu lượng một

số giếng khai thác sau xử lý tăng lên từ 2  10 lần, độ tiếp nhận củagiếng tăng lên rõ rệt, với áp suất bơm ép nhỏ hơn nhiều so với ápsuất bơm ép trước khi xử lý

Rửa xói thuỷ lực được coi như một công đoạn xử lý và đượctiến hành ngày sau xử lý axit bằng cách bơm ép khoảng 40  50m3

chất lỏng “nước biển hoặc dầu với PAV” vào vỉa với năng suất tối đacủa LLA - 400 trên các giàn hiện có trên các mỏ Bạch Hổ

Qua phân tích các kết quả xử lý axit vùng cận đáy ở một sốgiếng ở mỏ Bạch Hổ, đã chứng minh tác dụng của dung dịch axit vàovùng cận đáy giếng, không xuất hiện hiện tượng xấu sau quá trình xử

lý mà đã gia tăng lưu lượng khai thác

2 Thống kê một số giếng đã được xử lý bằng axit và như axit ở

mỏ Bạch Hổ

Các bảng thống kê sau giới thiệu một số kết quả đã xử lý giếngbằng axit và như axit tại vùng mỏ Bạch Hổ Xử lý bằng axit bìnhthường làm tăng sản lượng trung bình từ 2  5 lần “trừ một vàitrường hợp bị thất bại hoàn toàn” khi có sản lượng tăng một cáchđáng kể lên đến 35 lần Trong khi đó xử lý bằng nhũ tương axit làmtăng sản lượng 2  10 lần “ có trường hợp đưa giếng đã bị chết vàohoạt động với sản lượng là 180T/ngđ xử lý giếng bơm ép bằng axitbình thường làm tăng sản lượng 1,5  3 lần

Sản lượng sau xử lý T/ng đêm

Bảng 8

LƯỢNG DẦU KHAI THÁC THÊM ĐƯỢC NHỜ XỬ LÝ BẰNG

HOÁ CHẤT CHỦ YẾU BẰNG AXIT

Khối lượng nước ép thêm

vầo hàng năm tăng do xử

Trong qúa trình khoan và khai thác các giếng dầu khí, bơm

ép nước, độ thấm tự nhiên của đá chứa vùng cận đáy giếng khoan

bị giảm do nhiễm bẩn dung dịch sét Sự tiến sâu của nước vào bưêntrong vỉa, bột kín, tắc nghẽn và đồng thời lấp đầy các lỗ hổng bằngcác tạp chất pha trộn cơ học lẫn trong nước Với mục đích phục hồihay tăng độ chứa vùng cận đáy, người ta tiến hành xử lý vùng cậnđáy giếng, (gọi tắt là OPZ) Đó là các phương pháp :

Xử lý vùng cận đáy bằng phương pháp hoá học dựa trên cơ

sở các phản ứng hóa học xảy ra giữa các hoá phẩm được pha chế,bơm vào giếng “chủ yếu là axit” với đá chứa “chẳng hạn đá chứa

có hàm lượng cacbonat, đấ gắn kết bằng ximăng cacbonat”

Người ta thường nói “xử lý axit” chứ ít khi người ta nói “xử

lý hoá học”, vì trong xử lý hoá học, axit đóng một vai trò chủyếu Tuy vậy, nếu axit là tác nhân chính tham gia phản ứng thìcác chất phụ gia quyết định mức độ phản ứng và do đó quyết định

sự thành công hay thất bại trong quá trình xử lý Trước khi bàn vềvai trò axit và các chất phụ gia cũng như cơ chế tác dụng củachúng, chúng ta hãy tìm hiểu ý nghĩa cơ bản của việc xử lý axit

1 Ý nghĩa cơ bản của việc xử lý axit

a Xử lý đáy, vùng cận đáy của các giếng dầu khí

Những mỏ có chứa đá lục nguyên, cacbonat nhằm mục đíchtăng lưu lượng khai thác của chúng

b Xử lý đáy và vùng cận đáy cuẩ giếng bơm ép nhằam mụcđích tăng độ tiếp nhận khi ép nước vào vỉa

c Xử lý bề mặt thành giếng với mục đích tách lớp vỏ sét,lớp xi măng tồn đọng, những sản phẩm lắng đọng của sự ăn mòn

do chính thao tác xử lý hoặc những thao tác chuẩn bị của nhữngquá trình trước đó “thí dụ xử lý axit vùng cận đáy, nứt vỉa bằngthuỷ lực gây ra

d Xử lý ép hơi vào cần HKT ở đáy giếng (phần phin lọc),vùng cận đáy với mục đích hoà tan các chất lắng đọng, kết qủađược tách ra từ các vỉa nước muối, vì chúng gây cản trở sự lọccủa dầu khí đi từ vỉa vào giếng, chảy vào cần HKT và đi lên bềmặt.

đ Xử lý “nứt đáy” nhằm tạo thuận lợi cho công tác sửa chữa giếng

e Xử lý vùng đáy và cận đáy giếng bằng phương pháp nhiệtaxit với mục đích tách sự lắng đọng tạoh hợp chất parapin, nhựahắc ín gây cản trở dòng vào cuẩ các lưu thể trong vỉa, cũng nhưcản trở sự tác động cuả axit đó với ***chứa vỉa sản phẩm(phương pháp này được áp dụng ở những vùng có cấc mỏ đầunhiệt đọ thấp)

2 Cơ chế tác dụng chung của hoá phảam trong xử lý

Xử lý thành hệ bằng axit là một trong những phương pháp

xử lý vùng cận đáy được xử lý rộng rãi và hiệu quả nhất Khidùng axit, độ thấm của vùng cận đáy sẽ được cải thiện nhờ sự hoàtan đất đá, loại trừ các mối kết tủa, các vật liệu lắng đọng dodung dịch khoan thấm vầo vỉa gây lên Thành phần và nồng độcủa axit phụ thuộc vào thành phần và tính chất của vỉa Hỗn hợpngoài axit còn phải có thêm các chất phụ gia để khử nhũ tươngdầu nước như Naften, Natri, Creo20t, các chất chhống ăn mònnhư Fomalin, chất ổn định để chống lại sự hình thành cấc muốisắt

Trong các collector chứa nhiều cacbonat như: Caco3;CaMg(CO3) v v là chủ yếu nên sử dụng axit Hd Axit trước tiênlàm sạch vỏ sét và hoà tan các mối kết tủa Sau đó, khi đi vào vỉa

sẽ mở rộng các khe nứt cũ và hình thành cấc khe nứt mới do hoàtan ximăng cacbonat Riêng quá trình hoà tan sẽ tạo ra nước,dioxit cacbon và các muối hoà tan cụ thể là:

CaCO3 + 2HCl > CaCl + H2O + CO2 (1)CaMg(CO3 )2 + 4HCl > CaCl2 +MgCl2 + H2O + 2CO2 (2)

Các muối hoà tan CaCl2 và MgCl2 tân rất tốt trong nước,còn khí CO2 hoá tan được cả trong dầu và nước khi áp suất vỉacao và được mang lên trên bề mặt

Với các collector chứa nhiều silicat, ít caacbonat người tathường sử dụng hỗn hợp (8-12%) Hcl và (4-6%) HF Axit Hcl cótác dụng hoà tan ximang hoặc cấc lăáng đọng cacbonat, oxit sất,oxit nhôm Còn HF sẽ hoà tan silicat và trước hết là các silienhôm cụ thể là:

14HF + H4Al2Si2O9 > 2AlF3 + 2SiF4 + 9H2O (3)

NaSiO4 + 8 HF > SiF4 + 4NaF + 4H2O (4)Với các collector chứa nhiều sét (như tầng Mioxen) hoặccác tầng buộc phải dùng dung dịch sét có độ keo cao, dẫn đến sựnhiễm bẩn sét nhiều thì ta sử dụng hỗn hợp Hcl hoà tan và axitsulfuric có tác dụng với tính chất bề mặt của Bentonit Ion H+

phân ly từ axit sự thay thế ion thay đổi Na+ của sét Bentonit,biến sét Bentonit thường thành Bentonit axit hạn chế sự tươngtới 5 lần giải phóng nước tợ do và trung hoà một phần điệntích Vai trò phụ của axit sulfunic là trao đổi ion, phá huỷ cấutrúc của nhũ tương dầu nước Với các collector là trầm tích lụcnguyên tác dụng của không tạo thành các mạch riêng đi sâuvầo vỉa ở những độ sâu khác nhau như trong đá chứa dầu cóthành phần cacbonat vàg trong đá nứt nẻ Trong trường hợpnày dung dịch axit xâm nhập vào vỉa ở mức độ đều hơn vàvùng ranh giới xâm nhập gần giống như một vòng tròn có tâm

là tâm của vùng đáy giếng

Tuy nhiên bán kính xâm nhập theo chiều dày của vỉa có thểkhác nhau, phụ thuộc vào độ thấm, độ rỗng của các lớp đá chứa.Nếu biết độ thấm, độ rỗng chiều dày, hàm lượng câcbonat của các