ghiên cứu ứng dụng công nghệ bơm ép luân phiên nước khí hydrocacbon nhằm nâng cao hệ số thu dầu tại tầng miocene bể cửu long

➢ Nghiên cứu và đánh giá hiệu quả nâng cao hệ số thu hồi dầu của phương pháp bơm ép luân phiên nước-khí trên mô hình của mỏ thực tế với các phương pháp khác.. ➢ Xây dựng c

TRỊNH VIỆT THẮNG

NGHIÊN CỨU ỨNG DỤNG CÔNG NGHỆ

BƠM ÉP LUÂN PHIÊN NƯỚC - KHÍ

HYDROCACBON NHẰM NÂNG CAO HỆ SỐ

THU HỒI DẦU TẠI TẦNG MIOCEN, BỂ

CỬU LONG

LUẬN ÁN TIẾN SĨ KỸ THUẬT

HÀ NỘI - 2019

TRỊNH VIỆT THẮNG

NGHIÊN CỨU ỨNG DỤNG CÔNG NGHỆ

BƠM ÉP LUÂN PHIÊN NƯỚC - KHÍ

HYDROCACBON NHẰM NÂNG CAO HỆ SỐ

THU HỒI DẦU TẠI TẦNG MIOCEN, BỂ

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi Các số liệu, kết quả nêu trong Luận án là trung thực và chưa từng được công bố trong bất cứ công trình nào khác

Tác giả luận án

Trịnh Việt Thắng

MỤC LỤC

Lời cam đoan

1.2.4 Cơ chế đẩy dầu vĩ mô

1.2.5 Hiệu suất đẩy vi mô và hiệu suất đẩy vĩ mô

19

22 1.3 Các dự án nâng cao hệ số thu hồi dầu trên thế giới và khu vực 23 1.4 Đánh giá và lựa chọn phương pháp bơm ép luân phiên nước khí 27 1.5 Cơ sở lý thuyết của bơm ép khí cho các mỏ dầu khí 28 1.5.1 Điều kiện cho trộn lẫn/gần trộn lẫn/không trộn lẫn 30

CHƯƠNG 2: NGHIÊN CỨU LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP NÂNG

CAO HỆ SỐ THU HỒI DẦU PHÙ HỢP CHO ĐỐI TƯỢNG MIOXEN SỬ TỬ ĐEN

51

2.2 Địa chất mỏ Sư Tử Đen Tây Nam và tầng chứa Mioxen 51

2.3 Tính chất đá vỉa và hệ chất lưu vỉa 55 2.3.1 Tính chất đá chứa tầng Mioxen hạ 55 2.3.2 Tính chất hệ chất lưu vỉa của đối tượng Mioxen hạ 59 2.4 Trữ lượng dầu khí tại chỗ và trữ lượng dầu khí thu hồi 61 2.5 Hiện trạng khai thác của mỏ Sử Tử Đen 64 2.6 Các phương pháp gia tăng hệ số thu hồi dầu đã áp dụng 68 2.7 Tiềm năng thu hồi dầu tại tầng Mioxen mỏ Sư Tử Đen 69 2.8 Đánh giá và lựa chọn phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu phù

hợp cho Mioxen Sử Tử Đen

70

2.8.1 Đánh giá thông số mỏ Sử Tử Đen và biện luận lựa chọn phương

pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu

70

2.8.2 Sử dụng tiêu chí đánh giá và phần mềm chuyên ngành để lựa chọn

phương pháp nâng cao thu hồi dầu phù hợp cho Mioxen Sư Tử Đen

2.9 Kết luận

72

75

CHƯƠNG 3: XÂY DỰNG PHƯƠNG PHÁP LỰA CHỌN VÀ MÔ

HÌNH DỰ BÁO MMP CHO QUÁ TRÌNH BƠM ÉP KHÍ NƯỚC LUÂN PHIÊN VÀO TẦNG MIOXEN, MỎ

SƯ TỬ ĐEN

76

3.1 Phân tích và đánh giá các kết quả thực nghiệm đo MMP cho dầu khí

vỉa Mioxen Sử Tử Đen

76

3.1.3 Hạn chế của thực nghiệm khi áp dụng điểm MMP cho toàn đối

tượng Mioxen Sư Tử Đen

79

3.2 Mô hình chất lưu PVT và mô hình mô phỏng dự báo MMP 81 3.2.1 Mô hình chất lưu PVT cho giếng SD-2X 81 3.2.2 Sử dụng phương trình trạng thái và hành trạng pha để tính toán

MMP cho các nguồn khí

84

3.2.3 Xây dựng mô hình mô phỏng lại quá trình thực nghiệm Slimtube

cho Mioxen Sư Tử Đen

CHƯƠNG 4: ÁP DỤNG PHƯƠNG PHÁP BƠM ÉP KHÍ NƯỚC

LUẬN PHIÊN CHO TẦNG MIOXEN, MỎ SƯ TỬ ĐEN TRÊN MÔ HÌNH MÔ PHỎNG

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, ĐƠN VỊ VÀ CÁC TỪ VIẾT TẮT

NCS : Nghiên cứu sinh

NKLP : Bơm ép nước-khí luân phiên (Water Alternate Gas - WAG) EOR : Gia tăng thu hồi dầu (Enhaced Oil Recovery - EOR)

TR : Phương pháp thu hồi tam cấp (Tertiary Recovering –TR) TTBĐ : Thể tích ban đầu

THD : Thu hồi dầu

Miocen : Tầng chứa Miocen (hoặc Mioxen)

APIo : Đơn vị đo tỷ trọng theo tiêu chuẩn Viện Dầu Khí Mỹ

HC : Khí hydrocarbon (khí đồng hành, khí gas tự nhiên)

cP : Đơn vị đo độ nhớt

ft : Bộ - Đơn vị đo chiều dài (1ft=0.3048 m)

oF : Đơn vị đo nhiệt độ (oF = oC*9/5 +32)

PV : Toàn bộ thể tích chứa của đá (Pore Volume)

HCPV : Toàn bộ thể tích chứa dầu của đá (Hydrocarbon Pore Volume) HTBM : Hoạt tính bề mặt

HĐBM : Chất hoạt động bề mặt

OOIP : Thể tích dầu ban đầu (Original Oil in Place)

BTU : Đơn vị đo nhiệt lượng cháy của khí hydrocarbon

MCF : 1000 bộ khối (đơn vị đo thể tích khí)

MMP : Áp suất trộn lẫn tối thiểu (Minimum Miscibility Pressure) LPG : Khí gas hoá lỏng (Liquid Petroleum Gas)

MCM : Cơ chế trộn lẫn nhiều lần (Multiple Contact Miscibility) FCM : Cơ chế trộn lẫn 1 lần (First Contact Miscibility)

Bar : Đơn vị đo áp suất (1 bar = 14,5038 psi)

Atm : Đơn vị đo áp suất (1 atm = 14,6959 psi)

DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU

Bảng 1.1: Bảng tổng hợp các phương pháp EOR đã thực hiện trên thế giới 24

Bảng 2.1: Kết quả phân tích mẫu lõi giếng SD-2X và SD-3X 56

Bảng 2.2: Đặc tính dầu tại điều kiện vỉa 60

Bảng 2.3: Tính chất nước vỉa tầng Mioxen hạ 61

Bảng 2.4: Trữ lượng dầu tại chỗ đối của tượng Mioxen Hạ 63

Bảng 2.5: Trữ lượng khí đồng hành và tại chỗ của đối tượng Mioxen Hạ 63

Bảng 2.6: Trữ lượng dầu tại chỗ bằng phần mềm Petrel 64

Bảng 2.7: Hệ số thu hồi dầu của đối tượng Mioxen hạ 64

Bảng 2.8: Trạng thái khai thác các giếng 67

Bảng 2.9: Khả năng thu hồi dầu của đối tượng Mioxen Hạ 69

Bảng 2.10: Tính chất vỉa và điều kiện để áp dụng bơm ép khí tại mỏ Sư Tử Đen 73

Bảng 3.1: Thành phần của khí bơm ép cho thực nghiệm xác định MMP 76

Bảng 3.2: Kết quả đo MMP theo các áp suất đẩy khí và phần trăm thu hồi dầu 78

Bảng 3.3: So sánh MMP thực nghiệm với phương pháp tính toán và dự báo 93

Bảng 4.1 : Thông số áp suất, nhiệt độ vỉa của tầng Mioxen hạ 100

Bảng 4.2: Các tính chất chất lưu, đá chứa của tầng cát kết Mioxen 102

Bảng 4.3 Các hiệu chỉnh thông số giếng và khu vực 103

Bảng 4.4: Các phương án bơm ép khí và đánh giá độ nhạy 115

Bảng 4.5: Kết quả mô phỏng các phương án bơm ép nâng cao thu hồi dầu 127

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, BẢN ĐỒ VÀ ĐỒ THỊ

Hình 1.1: Tổng quan thu hồi dầu qua các giai đoạn khai thác 10

Hình 1.2 : Công thức tính các mối tương quan của các lực trong EOR 11

Hình 1.3 : Tỷ lệ linh động các pha và hệ số quét 12

Hình 1.4 : Cấu trúc lỗ rỗng 13

Hình 1.5 : Hiện tượng phân tỏa dạng ngón trên mô hình 5 điểm 15

Hình 1.6 : Hệ số bao quét thể tích theo chiều thẳng đứng và theo diện 23

Hình1.7 : Tiềm năng và xu hướng EOR tại mỏ dầu khí ngoài biển 26

Hình 1.8 : Cơ chế trộn lẫn giữa khí và dầu 32

Hình 1.9 : Sơ đồ mô tả các đới tiếp xúc giữa khí và dầu vỉa 33

Hình 1.10: Giản đồ cơ chế quá trình bay hơi khí 34

Hình 1.11: Cơ chế trộn lẫn ngưng tụ 35

Hình 1.12: Giản đồ pha của quá trình không trộn lẫn 36

Hình 1.13 Tổng hợp quá trình trộn lẫn và không trộn lẫn 37

Hình 1.14: VGD MMP so với độ sâu của khí bơm ép C1N2 39

Hình 1.15: MMP theo độ sâu của khí tách từ bình tách (SepGas) được tính toán bằng trình giả lập PVT dựa trên nền tảng EOS 40

Hình 1.16: Đường cong thấm pha của hệ chất lưu 41

Hình 1.17: Hiệu suất thu hồi dầu cho mô hình 1D với áp suất đẩy cao hơn điểm MMP; mô hình có số ô lưới N = 1000, ∆x = 0,61 m 42

Hình 1.18: Hiện tượng phân tỏa dạng ngón trong bơm ép nước khí luân phiên 43

Hình 1.19: Hiện tượng phân đới tỷ trọng trong bơm ép nước khí luân phiên 43

Hình 1.20: Ảnh hưởng của tốc độ bơm ép lên hiệu quả thu hồi dầu 44

Hình 1.21: Ảnh hưởng của bơm ép NKLP lên hiệu qủa thu hồi dầu 46

Hình 1.22: Dầu dư trong đất đá dính ướt nước 47

Hình 1.23: Ảnh hưởng của tỷ số Kv/Kh đến hiệu qủa thu hồi dầu 48

Hình 1.24: Ảnh hưởng của phân lớp lên hiệu qủa thu hồi dầu 49

Hình 2.1: Bản đồ cấu trúc B10 Mioxen, mỏ Sư Tử Đen 51

Hình 2.2: Cột địa tầng mỏ Sư Tử Đen 53

Hình 2.3: Sơ đồ cấu trúc nóc tầng sản phẩm B9 54

Hình 2.4: Sơ đồ cấu trúc nóc tầng sản phẩm B15 55

Hình 2.5: Vị trí các điểm lấy mẫu lõi phục vụ phân tích đặc biệt 57

Hình 2.6: Đường cong thầm pha dầu nước từ giếng SD-2X và SD-3X 58

Hình 2.7: Đường cong thấm pha dầu nước đối tượng Mioxen hạ B10 58

Hình 2.8: Quan hệ rỗng thấm của đối tượng Mioxen 58

Hình 2.9: Áp suất mao dẫn đối tượng Mioxen 59

Hình 2.10: Quan hệ rỗng thấm của đá chứa đối tượng Mioxen hạ 59

Hình 2.11: Hệ số thể tích thành hệ Bo 60

Hình 2.12: Tỷ số khi hòa tan 60

Hình 2.13: Sơ đồ cấu trúc nóc tầng sản phẩm B10 - Khu vực SD-1X và SD-3X 62

Hình 2.14: Sơ đồ cấu trúc nóc tầng sản phẩm B10 - Khu vực SD-4X 63

Hình 2.15: Vị trí các giếng trong đối tượng Mioxen Hạ 65

Hình 2.16: Động thái áp suất đáy giếng 66

Hình 2.17: Ảnh hưởng của các giếng bơm ép tới từng khu vực 66

Hình 2.18: Trạng thái khai thác giếng SD-NE-6P 67

Hình 2.19: Trạng thái khai thác giếng SD-15P 68

Hình 2.20: Trạng thái bơm ép đối tượng Mioxen hạ Sư Tử Đen Tây Nam 69

Hình 2.22: Kết quả lựa chọn phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu từ phần mềm chuyên ngành cho Mioxen Sư Tử Đen 74

Hình 2.23: Các tiêu chí để lựa chọn phương pháp nâng cao thu hồi dầu từ phần mềm

chuyên ngành cho Mioxen Sử Tử Đen 75

Hình 3.1: Kết quả đo MMP với các cấp áp suất đẩy khí 78

Hình 3.2: Kết quả đo và tính toán điểm MMP cho mỏ Sư Tử Đen 78

Hình 3.3: Thành phần hydrocarbon vỉa của Mioxen Sư Tử Đen 81

Hình 3.4: Khớp tỷ trọng của dầu 82

Hình 3.5: Khớp độ nhớt của dầu 82

Hình 3.6: Khớp độ nhớt của khí 83

Hình 3.7: Khớp tỷ số khí- dầu 83

Hình 3.8: Khớp hệ số thể tích của dầu 83

Hình 3.9: Khớp hệ số thể tích của khí 84

Hình 3.10: Giản đồ 3 cấu tử 85

Hình 3.11: Ảnh hưởng của áp suất trong sơ đồ 3 cấu tử (P1> P2> P3) 86

Hình 3.12: Đẩy hòa trộn nhờ bơm khí khô ở áp suất cao (trộn lẫn bay hơi) 86

Hình 3.13: Đẩy dầu ở chế độ hòa trộn bằng khí giàu (trộn lẫn ngưng tụ) 87

Hình 3.14: Trạng thái lưu thể đẩy và lưu thể vỉa không tạo thành một pha và không thể xảy ra quá trình đẩy trộn lẫn hoàn toàn 87

Hình 3.15: Đẩy hòa trộn với sự tiếp xúc một lần giữa khí được bơm ép và dầu 87

Hình 3.16: Giản đồ 3 pha của dầu vỉa Mioxen Sư Tử Đen 88

Hình 3.17: So sánh giản đồ pha của 02 mô hình 11 thành phần và 6 thành phần 89

Hình 3.18: Thành phần khí khô sử dụng bơm ép 89

Hình 3.19: Thành phần khí bình tách cấp 2 sử dụng bơm ép 90

Hình 3.20: Thành phần khí bình tách cấp 1 sử dụng bơm ép 90

Hình 3.21: Thành phần khí trước khi vào bình tách cấp 1 sử dụng bơm ép 91

Hình 3.22: Sản lượng thu hồi từ mô hình slimtube để xác định MMP với khí bơm ép là khí khô (khí thương phẩm) 92

Hình 3.23: Sản lượng thu hồi từ mô hình slimtube để xác định MMP với khí bơm ép

là khí ở bình tách cấp 2 93

Hình 3.24: Sản lượng thu hồi từ mô hình slimtube để xác định MMP với khí bơm ép là khí trước khi vào bình tách cấp 1 (hay khí được làm giàu bởi NLG và LPG) 93

Hình 3.25: Dầu bão hòa của quá trình đẩy trộn lẫn 94

Hình 3.26: Dầu tàn dư của quá trình đẩy gần trộn lẫn 94

Hình 3.27: Sản lượng thu hồi từ mô hình slimtube với quá trình không trộn lẫn 95

Hình 4.1: Hiện trạng mô hình 96

Hình 4.2: Đường cong thấm pha dầu nước tầng chứa cát kết Mioxen 101

Hình 4.3: Đường cong thấm pha dầu nước được sử dụng trong mô hình 101

Hình 4.4: Vị trí vùng ngập nước 104

Hình 4.5: Phân bố độ bão hòa dầu 105

Hình 4.6: Lưu lượng dầu, khí khai thác và độ ngập nước toàn mỏ 105

Hình 4.7: Kết quả phục hồi lịch sử giếng NE-6P 105

Hình 4.8: Kết quả phục hồi lịch sử giếng SD-08PST 106

Hình 4.9: Kết quả phục hồi lịch sử giếng SD-10P 106

Hình 4.10: Kết quả phục hồi lịch sử giếng SD-11P 106

Hình 4.11: Kết quả phục hồi lịch sử giếng SD-14P 107

Hình 4.12: Kết quả phục hồi lịch sử giếng SD-15P 107

Hình 4.13: Kết quả phục hồi lịch sử giếng SD-1PS 107

Hình 4.14: Kết quả phục hồi lịch sử giếng SD-23P 108

Hình 4.15: Kết quả phục hồi lịch sử giếng SD-26P 108

Hình 4.16: Thành phần của 11 cấu tử và thành phần của 6 cấu tử 111

Hình 4.17: So sánh kết quả tái lập lịch sử độ ngập nước giữa mô hình thành phần 11 cấu tử và mô hình thành phần 6 cấu tử (Độ ngập nước và sản lượng dầu) 111 Hình 4.18: So sánh kết quả tái lập lịch sử độ ngập nước giữa mô hình thành phần 11

cấu tử và mô hình thành phần 6 cấu tử với giếng SD-10P (sản lượng dầu) 111

Hình 4.19: So sánh kết quả tái lập lịch sử độ ngập nước giữa mô hình thành phần 11 cấu tử và mô hình thành phần 6 cấu tử với giếng SD-20P (độ ngập nước) 112

Hình 4.20: So sánh kết quả tái lập lịch sử sản lượng dầu khai thác giữa mô hình black oil và mô hình thành phần 113

Hình 4.21: So sánh kết quả tái lập lịch sử độ ngập nước giữa mô hình black oil và mô hình thành phần 113

Hình 4.22: Bão hòa dầu hiện tại và vị trí các giếng bơm ép-khai thác của Mioxen Sư Tử Đen 114

Hình 4.23: Sản lượng dầu thu hồi toàn mỏ của PACS, TH1, TH2 118

Hình 4.24: Độ ngập nước toàn mỏ của PACS, TH1, TH2 118

Hình 4.25: Sản lượng khai thác gia tăng của giếng 10P với PACS, TH2 119

Hình 4.26: Lưu lượng và tổng sản lượng dầu thu hồi của TH3a, TH3b, TH3c 120

Hình 4.27: Lưu lượng và tổng sản lượng khí thu hồi của TH3a, TH3b, TH3c 120

Hình 4.28 : Các trường hợp tỷ lệ nút nước khí bơm ép luân phiên 122

Hình 4.29: Ảnh hưởng của các nút nước khí đến sản lượng gia tăng tại các giếng khai thác 122

Hình 4.30 : Lưu lượng và tổng sản lượng dầu thu hồi của TH4a, TH4b 123

Hình 4.31: Lưu lượng và tổng sản lượng dầu thu hồi của TH5a, TH5b, TH5c 125

Hình 4.32: Lưu lượng và tổng sản lượng khí thu hồi của TH5a, TH5b, TH5c 125

Hình 4.33: Lưu lượng và tổng sản lượng khí thu hồi toàn mỏ của TH6a, TH6b 127

Hình 4.34: Lượng C7+ còn lại trong vỉa 129

MỞ ĐẦU

1 Tính cấp thiết của luận án

Dầu khí là nguồn tài nguyên vô cùng quý giá, không thể tái tạo và không thể thiếu đối với mọi quốc gia, sản lượng khai thác và giá dầu mỏ luôn là vấn đề quan tâm hàng đầu đối với mọi ngành công nghiệp, đặc biệt ở các nước có nền công nghiệp phát triển Chính vì lẽ đó mà giá dầu thế giới luôn ảnh hưởng mạnh mẽ đến sự phát triển kinh tế toàn cầu, cũng là một trong những nguyên nhân chính của các mâu thuẫn, tranh dành phân chia dầu khí và chiến tranh Cho đến nay, số lượng các mỏ dầu khí mới, đặc biệt là các mỏ có trữ lượng lớn được phát hiện ngày một giảm dần, trong khi đó số lượng mỏ dầu khai thác sang giai đoạn cạn kiệt ngày càng gia tăng Do đó, vấn đề nâng cao hệ số thu hồi dầu (Enhanced Oil Recovery - EOR) ngày càng được nhiều nước, nhiều công ty đa quốc gia tập trung nghiên cứu và ứng dụng Thậm chí, hệ số thu hồi dầu khí là một trong những điều kiện quan trọng và điều khoản bắt buộc của các hợp đồng dầu khí tại một số nước trên thế giới

Việt Nam là quốc gia có sản lượng khai thác dầu không lớn, chủ yếu được khai thác từ các mỏ thuộc bể Cửu Long Đối tượng khai thác dầu chính là thân dầu móng Granite nứt nẻ và tầng Mioxen, chiếm 90% sản lượng dầu khai thác hàng năm Trong thập niên qua, toàn thềm lục địa Việt Nam đã có thêm 25 phát hiện dầu khí, nhưng chủ yếu là các cấu tạo nhỏ, điều kiện kinh tế cận biên (trung bình mỗi phát hiện khoảng 35 triệu thùng dầu) Để phát triển khai thác được các mỏ nhỏ cần phải có công nghệ kỹ thuật tối ưu, đi kèm các điều kiện khuyến khích đầu tư, làm giảm giá thành sản xuất dầu khí để tăng lợi nhuận khi khai thác

Sau khi đã trải qua các thời kỳ tự phun và duy trì áp suất bằng bơm ép nước hay các giải pháp khai thác thứ cấp hệ số thu hồi dầu trung bình hiện nay của các mỏ trong khoảng 20 - 32% dầu tại chỗ Hơn hai phần ba (2/3) lượng dầu đã phát hiện vẫn chưa thể khai thác Như vậy, lượng dầu chưa được khai thác chiếm tới 70% và là tiềm năng cho các giải pháp kỹ thuật nhằm tận thu hồi lượng dầu còn lại này Việc

áp dụng các biện pháp gia tăng thu hồi dầu (EOR) nhằm tận thu lượng dầu còn lại tại

các vỉa chứa chính là nhiệm vụ chính, cấp thiết trong những năm tới khi mà nguồn năng lượng tự nhiên ngày một hạn chế

Việc áp dụng phương pháp bơm ép nước thứ cấp sẽ không còn mang lại hiệu quả khi mỏ khai thác ở giai đoạn cuối, các giếng khai thác đã và đang bị ngập nước, vùng khai thác dịch chuyển dần lên nóc vỉa Điều đó chứng tỏ rằng, sản lượng dầu khí có thể thu hồi tại các mỏ thuộc bể Cửu Long trước đây là những mỏ khai thác chủ lực nay đang giảm nhanh chóng, việc áp dụng các biện pháp gia tăng thu hồi dầu đang là một vấn đề cấp thiết được nêu ra.Lựa chọn chính xác phương pháp gia tăng thu hồi dầu cho các mỏ dầu khí là rất mới và đầy thách thức Việc gia tăng 1-2% hệ số thu hồi dầu với các mỏ có trữ lượng lớn sẽ tương tự như phát hiện ra một mỏ nhỏ, đặc biệt là sản lượng khai thác của đối tượng của Mioxen đang giảm dần nên cần nghiên cứu áp dụng phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu cho tầng Mioxen Chính

vì vậy, đề tài “Nghiên cứu ứng dụng công nghệ bơm ép luân phiên nước - khí

Hydrocarbon nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu tại tầng Mioxen, Bể Cửu Long” mang

tính cấp thiết, cần được quan tâm và ưu tiên nghiên cứu Trong số các phương pháp gia tăng hệ số thu hồi dầu đã được nghiên cứu đến thời điểm hiện tại ở Việt Nam, bơm ép khí chỉ mới áp dụng thử nghiệm ở một mỏ duy nhất tại đối tượng trầm tích

bể Cửu Long Với lý do như vậy, việc đẩy nhanh công tác nghiên cứu kỹ các điều kiện của tầng Mioxen, bể Cửu Long nhằm tìm ra giải pháp gia tăng thu hồi dầu hiệu quả và áp dụng thực tế là mục tiêu nghiên cứu của đề tài

2 Mục tiêu của luận án

Để có thể áp dụng thành công phương pháp bơm ép luân phiên nước-khí nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu cho đối tượng trầm tích lục nguyên bể Cửu Long, nghiên cứu sinh (NCS) tập trung nghiên cứu:

➢ Từ các kết quả nghiên cứu về cơ chế bơm ép hệ chất lưu nâng cao thu hồi dầu và các dự án đã áp dụng trên thế giới, xem xét khả năng áp dụng giải pháp kỹ thuật phù hợp với tính chất địa chất, tính chất đá chứa, tính chất lưu thể và điều kiện khai thác của các mỏ dầu khí ở Việt Nam, đặc biệt là đối tượng trầm tích lục nguyên

➢ Nghiên cứu các phương pháp xác định áp suất trộn lẫn tối thiểu và làm rõ cơ chế trộn lẫn, gần trộn lẫn và không trộn lẫn cho đối tượng trầm tích ở Việt Nam

➢ Nghiên cứu các yếu tố, thông số của vỉa chứa ảnh hưởng đến khả năng áp dụng phương pháp bơm ép luân phiên nước-khí để nâng cao hệ số thu hồi dầu

➢ Nghiên cứu và đánh giá hiệu quả nâng cao hệ số thu hồi dầu của phương pháp bơm ép luân phiên nước-khí trên mô hình của mỏ thực tế với các phương pháp khác

3 Nội dung và nhiệm vụ nghiên cứu của luận án

Để có thể nghiên cứu đánh giá cơ chế và hiệu quả của quá trình bơm ép luân phiên nước khí cho đối tượng trầm tích bể Cửu Long phải tiến hành nghiên cứu một cách chi tiết và khắc phục các điểm còn thiếu của các nghiên cứu trước đây trên thế giới và Việt Nam Nghiên cứu phải đánh giá về cơ chế trộn lẫn/gần trộn lẫn/không trộn lẫn, xác định điểm áp suất trộn lẫn tối thiểu bằng mô phỏng trên kết quả thực nghiệm đo trong phòng thí nghiệm Đánh giá toàn bộ các yếu tố ảnh hưởng của cấu trúc địa chất, độ sâu vỉa, áp suất - nhiệt độ vỉa, tính chất chất lưu vỉa, tính chất khí bơm ép, cơ chế dòng chảy thực tế trong vỉa, tối ưu quy trình bơm ép và thành phần khí bơm ép v.v lên hiệu quả bơm ép khí nâng cao thu hồi dầu Mô hình mô phỏng cho toàn bộ mỏ cũng được xây dựng để có thể đánh giá được hiệu quả của quá trình tối ưu bơm ép khí, bơm ép nước và tối ưu khai thác Sản lượng dầu dự báo gia tăng khi áp dụng phương pháp bơm ép nâng cao thu hồi dầu tối ưu cho toàn mỏ được tính toán kinh tế và đánh giá tính khả thi của phương pháp Dựa vào các nhận định trên, nội dung nghiên cứu của luận án bao gồm:

➢ Nghiên cứu, lựa chọn phương pháp bơm ép nâng cao hệ số thu hồi dầu phù hợp cho đối tượng trầm tích Mioxen, bể Cửu Long

➢ Nghiên cứu, xây dựng tiêu chí mô phỏng bằng phần mềm để dự báo chính xác điểm áp suất trộn lẫn tối thiểu (MMP) cho quá trình bơm ép khí từ kết quả thực nghiệm trong phòng thí nghiệm So sánh độ chính xác của các phương pháp để xác định MMP: thực nghiệm trong phòng thí nghiệm; mô phỏng bằng phần mềm PVT;

mô hình mô phỏng thủy động lực học “slimtube”

➢ Nghiên cứu đánh giá và lựa chọn thành phần khí tối ưu bơm ép với điều kiện thực tế mỏ tại Việt Nam

➢ Nghiên cứu và xây dựng mô hình thành phần cho toàn mỏ và đánh giá cơ chế trộn lẫn/gần trộn lần/không trộn lẫn tại mỏ thực tế với các yếu tố ảnh hưởng như tính bất đồng nhất trong vỉa, bão hòa dầu/khí/nước trong vỉa, thay đổi áp suất - nhiệt độ vỉa trong quá trình khai thác, thay đổi thành phần hệ chất lưu trong quá trình khai thác và bơm ép để nâng cao hệ số thu hồi dầu

➢ Xây dựng các phương án bơm ép để nâng cao hệ số thu hồi dầu và tối ưu khai thác để đánh giá hiệu quả kinh tế - kỹ thuật của phương pháp bơm ép nước-khí so với các phương pháp bơm ép thông thường đang áp dụng

➢ Đánh giá và chứng minh phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu bằng bơm ép luân phiên nước - khí dưới trộn lẫn (gần trộn lẫn) phù hợp với cấu trúc vỉa chứa, tính chất lưu thể vỉa và tính chất đá vỉa của tầng Mioxen, mỏ Sư Tử Đen trên mô hình mô phỏng Gia tăng thu hồi dầu cao nhất, đảm bảo cả về yếu tố kinh tế và kỹ thuật

4 Cơ sở tài liệu và phương pháp nghiên cứu

Cơ sở tài liệu

Tài liệu phục vụ nghiên cứu chủ yếu là các báo cáo kết quả ứng dụng giải pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu bằng bơm ép nước khí CO2, N2 và Hydrocarbon luân phiên đã được triển khai ở nhiều khu vực mỏ, nhiều nước khác nhau NCS đã tổng hợp các tài liệu cơ sở lý thuyết về nâng cao hệ số thu hồi dầu và các bài báo, kết quả thực nghiệm được thực hiện trong phòng thí nghiệm và ứng dụng mô phỏng cho mỏ dầu khí thực tế Ngoài ra, còn có các tài liệu như : báo cáo nghiên cứu, tổng kết về địa chất, địa vật lý, trữ lượng, thiết kế, công nghệ mỏ và khai thác cho tầng chứa cát kết Mioxen nói riêng và mỏ Sư Tử Đen nói chung; các tài liệu báo cáo, nghiên cứu, phân tích thí nghiệm về mẫu lõi, hệ chất lưu được lấy từ các giếng khoan tầng Mioxen mỏ Sư Tử Đen và các báo cáo tổng kết hoạt động thăm dò, khai thác dầu khí

ở thềm lục địa Việt Nam của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam

Phương pháp nghiên cứu

Để thực hiện các nội dung nêu trên, NCS đã sử dụng các phương pháp nghiên cứu sau:

➢ Phương pháp thư mục: tổng hợp, xử lý và thống kê tài liệu của các dự án, sản xuất để đánh giá các khó khăn và phức tạp ảnh hưởng trực tiếp đến quá trình khai thác, các phương pháp xử lý đối với giếng khai thác và so sánh cụ thể

➢ Phương pháp nghiên cứu lý thuyết: Nghiên cứu các phương pháp đã thực hiện trên thế giới, đánh giá khả năng áp dụng vào mỏ Sư Tử Đen Tập trung giải quyết bài toán cơ chế trộn lẫn/gần trộn lần/không trộn lẫn và phân toả của các nút nước-khí, sự thay đổi áp suất và thay đổi tỷ lệ bơm ép nước-khí đến cơ chế trộn lẫn, thay thế trong tầng cát kết Mioxen

➢ Phương pháp nghiên cứu thí nghiệm: Sử dụng kết quả thí nghiệm xác định áp suất trộn lẫn tối thiểu (MMP) trên thiết bị “slimtube” trên mẫu dầu và khí của tầng Mioxen, bể Cửu Long

➢ Phương pháp mô phỏng: mô phỏng số liệu trên phần mềm máy tính để tìm ra quy luật thay đổi, so sánh với các thí nghiệm trên mẫu lõi để xác định MMP Mô phỏng thủy động lực học cho toàn bộ đối tượng nghiên cứu với các phương án bơm ép khí, các phương án bơm ép luân phiên nước khí để tối ưu giải pháp nâng cao thu hồi dầu cho tầng Mioxen, bể Cửu Long

5 Đối tượng và phạm vi của luận án

Để nghiên cứu và có thể áp dụng giải pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu bằng phương pháp bơm ép luân phiên nước - khí, cần sự quan tâm và đầu tư thích đáng,

đặc biệt là cần khuyến khích các Nhà thầu dầu khí “tiên phong” trong việc áp dụng

thử nghiệm và triển khai mạnh mẽ nếu kết quả nghiên cứu thành công Với lý do như vậy, việc nghiên cứu các điều kiện cụ thể của tầng Mioxen, bể Cửu Long với đối tượng và phạm vi áp dụng như sau:

➢ Đối tượng nghiên cứu: Nghiên cứu ứng dụng công nghệ bơm ép luân phiên

nước khí Hydrocarbon nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu cho tầng Mioxen, mỏ Sư Tử Đen

➢ Phạm vi: tầng Mioxen, mỏ Sư Tử Đen, Hợp đồng Dầu khí Lô 15-1, bể Cửu Long thuộc thềm lục địa Việt Nam, do công ty Điều hành chung Cửu Long điều hành

6 Tính mới và những đóng góp của luận án

Ý nghĩa khoa học của luận án

Đề tài nghiên cứu cơ chế và giải pháp bơm ép luân phiên nước-khí sử dụng khí Hydrocarbon nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu là lĩnh vực nghiên cứu mới tại Việt Nam Bằng nghiên cứu này, NCS giải quyết được bài toán về cơ chế dòng chảy với các đối tượng khai thác có tính chất vỉa chứa bất đồng nhất, cơ chế tác động khí nước đối với dầu, cơ chế thay thế của nước và trộn lẫn của khí khi bơm ép xuống vỉa chứa dầu khí, cơ chế đẩy và quét vi mô hoặc vĩ mô của giải pháp bơm ép nước-khí luân phiên Đánh giá được hiệu quả nâng cao hệ số thu hồi dầu của giải pháp bơm ép luân phiên nước - khí trên một đối tượng cụ thể Đồng thời, đề xuất các giải pháp công nghệ áp dụng trong điều kiện các mỏ dầu thực tế tại Việt Nam

Những luận điểm bảo vệ mới:

(i) Bằng việc xây dựng mô hình mô phỏng xác định được điểm áp suất trộn lẫn

tối thiểu (MMP) cho quá trình bơm ép luân phiên nước khí tại tầng Mioxen, mỏ Sư Tử Đen

(ii) Trên cơ sở 9 tiêu chí đánh giá đã chứng minh giải pháp nâng cao hệ số thu hồi

dầu bằng bơm ép luân phiên nước-khí Hydrocarbon là phù hợp nhất với điều kiện thực tế của mỏ Sư Tử Đen

Ý nghĩa thực tiễn của luận án

Kết quả nghiên cứu của Luận án là cơ sở để lựa chọn phương pháp bơm ép luân phiên nước - khí để nâng cao hệ số thu hồi dầu cho tầng Mioxen hạ, bể Cửu Long và cơ sở khoa học để triển khai áp dụng bơm ép thử nghiệm cho khu vực Tây Nam của Mioxen mỏ Sư Tử Đen

7 Kết quả nghiên cứu

Nghiên cứu xuất phát từ yêu cầu của thực tế khai thác dầu khí của Việt Nam, kết quả nghiên cứu sẽ góp phần nâng cao hiệu quả thu hồi dầu của các mỏ dầu khí, đặc biệt là đối với tầng chứa Mioxen Kết quả nghiên cứu chỉ ra những luận điểm khoa học tin cậy làm cơ sở cho việc lựa chọn giải pháp tối ưu để nâng cao hệ số thu hồi dầu.

➢ Xác định được phương pháp tối ưu và dự báo chính xác áp suất trộn lẫn tối thiểu và làm rõ được cơ chế trộn lẫn, gần trộn lẫn và không trộn lẫn cho đối tượng trầm tích ở Việt Nam

➢ Đánh giá được ảnh hưởng của các thông số của vỉa chứa từ cấu trúc vỉa, địa chất, công nghệ mỏ đến công nghệ khai thác và khả năng áp dụng thành công của phương pháp bơm ép luân phiên nước - khí cho đối tượng trầm tích

➢ Đánh giá được hiệu quả nâng cao hệ số thu hồi dầu của phương pháp bơm ép luân phiên nước - khí trên mô hình của mỏ thực tế với các phương pháp khác

➢ Kết quả nghiên cứu được trình bày và công bố tại Hội thảo quốc tế “Khoa học trái đất và tài nguyên bền vững”

8 Khối lượng và cấu trúc của luận án

Luận án gồm phần mở đầu, 4 chương nội dung nghiên cứu và phần kết luận, kiến nghị, danh mục các công trình của tác giả và tài liệu tham khảo, phụ lục Toàn

bộ nội dung chính của luận án được trình bày trong 133 trang, trong đó có 19 bảng biểu, 108 hình vẽ, bản đồ, đồ thị và 112 tài liệu tham khảo

9 Lời cảm ơn

Quá trình nghiên cứu và hoàn thành luận án đã được thực hiện dưới sự hướng dẫn khoa học rất tận tình của Tiểu ban hướng dẫn, NCS xin bày tỏ sự biết ơn sâu sắc và cảm ơn chân thành nhất đến PGS TS Cao Ngọc Lâm và TSKH Phùng Đình Thực

Để hoàn thành tốt luận án này, NCS chân thành cảm ơn sự giúp đỡ tận tình của Ban Giám hiệu, các thầy cô giáo của Khoa Dầu khí, Khoa Sau đại học, Trường Đại học Mỏ Địa chất: PGS.TS Triệu Hùng Trường; PGS.TS Trần Đình Kiên; PGS.TS Lê Hải An; PGS TS Lương Quang Khang; PGS TS Lê Xuân Lân; PGS

TS Nguyễn Thế Vinh; PGS TS Lê Quang Duyến; PGS TS Hoàng Dung; Ths Nguyễn Văn Nam; Ths Vũ Thiết Thạch; TS Phạm Đức Thiên; TS Hoàng Anh Dũng Ban Lãnh đạo và các đồng nghiệp thuộc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN):

TS Phan Ngọc Trung; TS Nguyễn Quốc Thập; Ths Nguyễn Ngọc Hoàn; TS Phan Tiến Viễn; Ths Phạm Gia Minh; Ths Đinh Mạnh Quân, Ths Phạm Thị Thu Huyền Tổng Công ty Thăm dò và Khai thác Dầu khí (PVEP): TS Trần Hồng Nam, Ths Bùi Thiều Sơn, Ths Trương Tuấn Anh, Ths Nguyễn Mạnh Tuấn, TS Nguyễn Hải An Viện Dầu khí Việt Nam (VPI): Ths Hoàng Long; Ths Lê Thế Hùng; Ths Đinh Đức Huy; Ths Trần Xuân Quý; Ths Nguyễn Minh Quý; TS Nguyễn Anh Đức và Công ty Điều hành chung Cửu Long: KS Nguyễn Văn Quế; TS Hoàng Ngọc Đông; Ths Trần Hà Minh Viện nghiên cứu thiết kế (NIPI), Xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro (VSP): TS Tống Cảnh Sơn; Ths Nguyễn Lâm Anh; TS Trần Lê Phương Hội Dầu khí Việt Nam: TS Nguyễn Văn Minh, TS Nguyễn Xuân Hòa; Đại học Tulsa: TS Đỗ Thành Sỹ v.v và nhiều đồng nghiệp khác mà NCS không thể liệt kê đầy đủ đã khích lệ và tạo điều kiện thuận lợi về thời gian và phương tiện trong quá trình nghiên cứu của NCS Nhân dịp này, NCS xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc đối với tất cả sự hỗ trợ và giúp đỡ vô cùng quý báu đó

Cuối cùng, NCS xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc đến những người thân trong gia đình đã dành cho NCS tất cả sự động viên, ủng hộ, khích lệ to lớn cả về vật chất lẫn tinh thần giúp NCS hoàn thành tốt bản luận án này

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN Khái quát về nâng cao hệ số thu hồi dầu

Trước đây nâng cao hệ số thu hồi dầu (EOR) được định nghĩa chung là lượng dầu thu hồi gia tăng so với quá trình khai thác thông thường chỉ sử dụng năng lượng vỉa tự nhiên của của mỏ dầu khí Với định nghĩa rất rộng này, EOR bao gồm rất nhiều các giải pháp khác nhau như bơm ép nước, bơm ép kiềm, bơm ép hợp chất hydrocarbon, bơm ép khí CO2, bơm ép hỗn hợp mixen (micellar)-polyme và các phương pháp nhiệt khác Trong đó điển hình là việc áp dụng rộng rãi giải pháp bơm ép nước để gia tăng sản lượng [27] Hiện nay các đánh giá EOR được xem xét trên nhiều khía cạnh: nguyên lý gia tăng thu hồi, tính kinh tế và giai đoạn áp dụng trong đời mỏ thì giải pháp bơm ép nước và bơm ép khí để duy trì năng lượng vỉa đã được tách ra khỏi định nghĩa về các giải pháp nâng cao thu hồi dầu Quá trình bơm ép nước, bơm ép khí nhằm mục đích duy trì năng lượng vỉa được định nghĩa là quá trình thu hồi thứ cấp Phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu là giải pháp tam cấp (cuối cùng) và đóng vai trò quan trọng để gia tăng lợi nhuận tối đa cho khai thác mỏ dầu khí Nâng cao hệ số thu hồi dầu được chia thành các loại: Giải pháp hoá học, giải pháp khí, giải pháp nhiệt và giải pháp khác (vi sinh, acoustic, điện từ) [49,32,69] Trong đó các áp dụng trên thế giới tập trung chủ yếu trong 3 giải pháp hóa, khí và nhiệt (Hình 1.1)

➢ Giai đoạn thu hồi sơ cấp: là giai đoạn đầu tiên của đời mỏ dầu khí với việc sử dụng năng lượng tự nhiên của vỉa chứa để dịch chuyển dầu khí từ vỉa vào giếng và nâng chất lưu khai thác lên bề mặt Ngoài ra, còn có sự hỗ trợ năng lượng từ cơ chế giãn nở của các thành phần nhẹ hoặc có sử dụng thiết bị bơm điện ngầm, gaslift trong các giếng khai thác Khi năng lượng tự nhiên dần bị suy kiệt hoặc không đủ cung cấp với sản lượng khai thác ngày càng tăng theo kế hoạch phát triển mỏ và kịch bản khai thác thì giai đoạn khai thác thứ cấp sẽ được áp dụng [5,7]

Hình 1.1: Tổng quan thu hồi dầu qua các giai đoạn khai thác

➢ Giai đoạn thứ cấp: là giai đoạn mà thông thường áp dụng bằng quá trình khai thác kết hợp với bơm ép nước hoặc bơm ép khí với mục đích duy trì năng lượng vỉa [37] Sau một thời gian bơm ép, nước sẽ xâm nhập và chiếm tỷ phần chủ yếu trong các giếng khai thác gây cản trở dòng dầu từ vỉa chứa vào giếng khai thác Một số mỏ dầu khí không được tối ưu cho bơm ép thường có hiện tượng ngập nước sớm hoặc hiện tượng lưỡi nước trong vỉa do dòng nước bơm ép dịch chuyển nhanh dẫn đến dòng dầu không đến được giếng khai thác Trong giai đoạn thu hồi dầu thứ cấp, bơm ép nước không có khả năng đẩy toàn bộ dầu ra khỏi đá chứa, do lực mao dẫn làm một phần dầu bị giữ lại Mức độ dầu bị giữ lại ít nhất trong đá chứa có tính dính ướt nước Độ bão hòa dầu dư (Sor) tới hạn phụ thuộc vào tính chất giữa pha đẩy-chất lưu tại chỗ và đặc trưng đá chứa, được hiểu là giới hạn cuối cùng của thu hồi dầu thứ cấp [19, 21] Độ bão hòa này phụ thuộc vào tính chất cấu trúc đá chứa, phân bố lỗ rỗng, tính chất lưu thể vỉa liên quan trực tiếp đến cơ chế vi mô của bẫy chứa, do vậy sẽ quyết định khả năng thu hồi dầu của quá trình bơm ép nước [22] Do đó, kể cả những vỉa chứa có độ rỗng, độ thấm tốt, tính đồng nhất cao được phản ánh qua độ quét tương đối tốt thì độ bão hoà dầu dư (Sor) vẫn còn khoảng từ 15 - 40% trên tổng lượng

dầu trong đá chứa Giảm độ bão hoà dầu dư và gia tăng hệ số quét của chất lưu bơm ép là mục tiêu quan trọng đối với thu hồi dầu tam cấp [32]

➢ Giai đoạn tam cấp chính là giai đoạn nâng cao hệ số thu hồi dầu với các giải pháp chính là giải pháp hoá, giải pháp khí và giải pháp nhiệt Các phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu đều tuân theo nguyên lý cơ bản là nhằm gia tăng hệ số đẩy và hệ số quét của tác nhân bơm ép, nguyên lý xây dựng trên tương quan của độ nhớt hệ chất lưu vỉa - chất lưu bơm ép, trọng trường và áp suất mao dẫn [49]

Cơ sở lý thuyết và cơ chế nâng cao hệ số thu hồi dầu

Các phương pháp nâng cao hệ số thu hồi đều tuân theo nguyên lý cơ bản là gia tăng hệ số đẩy và hệ số quét của tác nhân bơm ép [50], nguyên lý xây dựng trên tương quan của độ nhớt hệ chất lưu vỉa - chất lưu bơm ép, trọng trường và áp suất mao dẫn thể hiện qua các công thức cơ bản sau:

Hình 1.2: Công thức tính các mối tương quan của các lực trong EOR

Tăng hệ số đẩy dầu giúp khai thác thêm một phần dầu bị giữ trong các bẫy mao dẫn hoặc dầu dư còn lại trên bề mặt đá chứa ưa dầu Hiệu quả đẩy dầu phụ thuộc lực nhớt, lực mao dẫn và lực trọng trường (hình 1.2)

Tăng hệ số quét của chất lưu bơm ép giúp gia tăng khai thác dầu tại các vùng ít/không chịu ảnh hưởng của quá trình bơm ép nước thông thường (hình 1.3)

Hình 1.3: Tỷ lệ linh động các pha và hệ số quét

Cơ chế nâng cao hệ số thu hồi dầu được thể hiện qua quá trình đẩy dầu ra khỏi

lỗ rỗng và đẩy dầu tại các vùng mà nước bơm ép chưa bao quát được bằng các hệ chất lưu đẩy hoặc bằng cách thay đổi tính chất của dầu tại chỗ Cơ chế của các phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu được định nghĩa bằng 02 quá trình cơ chế đẩy dầu vi mô và cơ chế đẩy dầu vĩ mô Cơ chế đẩy dầu vi mô và vĩ mô đều chịu ảnh hưởng của cấu trúc lỗ rỗng của đá, tính chất lưu thể vỉa, tính chất lưu thể bơm đẩy

để nâng cao hệ số thu hồi dầu, cơ chế dòng chảy trong vỉa

1.2.1 Cấu trúc lỗ rỗng

Mọi cơ giải pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu đều liên quan đến cấu trúc lỗ rỗng của vỉa chứa Hệ số đẩy và hệ số quét của tác nhân bơm ép/chất lưu bơm ép nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu đều phụ thuộc vào áp suất mao dẫn và độ linh động của chất lưu, các yếu tố này đều chịu ảnh hưởng và chi phối của cấu trúc lỗ rỗng Cấu trúc lỗ rỗng gồm đường kính của các lỗ rỗng, hình thái của lỗ rỗng, cổ lỗ rỗng và phân bố các lỗ rỗng trong cấu trúc [20] Chi tiết cấu trúc lỗ rỗng có thể được kiểm tra thông qua kính hiển vi điện tử (Wardlaw, 1976 [95]; Gardner, 1980 [54]) Trong những năm gần đây, ưu điểm quan trọng của mô hình môi trường rỗng sử dụng ứng dụng học thuyết thẩm thấu (Levine et al., 1977; Larson et al., 1981) Các nghiên cứu trên thế giới về gia tăng thu hồi dầu đã được tiến hành nhiều với mẫu lõi đá cát kết của mỏ Berea bởi vì nó sẵn có [20] Quy trình thử nghiệm thiết kế trên các vỉa cụ thể, tuy nhiên các thử nghiệm với mẫu lõi chỉ tiến hành trong khu vực thử nghiệm [90]

Hình 1.4: Cấu trúc lỗ rỗng

1.2.2 Dòng chảy trong lỗ rỗng

Định luật Darcy

Dòng chất lưu trong môi trường rỗng của đất đá được nhà khoa học Darcy mô tả qua phương trình (1.1), đây là định luật cơ bản thể hiện khả năng dịch chuyển của chất lưu trong môi trường rỗng Nó thể hiện mối quan hệ giữa chênh áp của một chất lưu không chịu nén chảy qua lỗ hổng có chiều dài là L và cắt qua tiết diện A Tốc độ của dòng chảy phụ thuộc vào độ nhớt của chất lưu, tiết diện, chiều dài và chênh áp giữa hai đầu của môi trường rỗng [93] Định luật Darcy được thể hiện như sau:

𝐾 = µ𝑞𝐿

𝐴𝑃 (1.1) Trong đó : K - Độ thấm, Darcy

P - Độ chênh áp suất giữa đầu và cuối mẫu, atm

L - Chiều dài mẫu, cm

A - Tiết diện mẫu, cm2

µ - Độ nhớt của chất lưu, cp

q - Lưu lượng của chất lưu đi qua mẫu, cm3/sec

Dòng chảy đa pha trong môi trường rỗng

Định luật Darcy áp dụng cho chế độ dòng chảy một pha, tuy nhiên trong thực tế, vỉa chứa dầu khí tồn tại nhiều hơn một loại chất lưu đồng thời (dầu, khí, nước) chảy tới giếng khai thác [104] Chế độ của dòng chảy chất lưu trong môi trường đất

đá có thể chia thành hai trường hợp là ổn định và không ổn định Đối với chế độ chảy

ổn định thì mọi vị trí trong dòng chảy đều có tính chất như nhau, tuy nhiên đối với chế độ chảy không ổn định thì ngược lại Nhiều yếu tố ảnh hưởng đến dòng chảy đa pha như độ bão hoà chất lưu, tính dính ướt, lực mao dẫn, sức căng bề mặt và độ thấm pha tương đối

Độ linh động và tỷ số độ linh động của chất lưu

Độ linh động là tỷ số giữa độ thấm và độ nhớt của chất lưu k/µ Khi dòng chảy chất lưu có hai pha như khí/dầu; dầu/nước; khí/nước đặc trưng chảy của chất lưu đa

pha phụ thuộc vào tỷ suất giữa độ linh động M của mỗi chất lưu dầu, khí và nước

Khi một chất lưu bị một chất lưu khác đẩy tỷ số độ linh động được quy ước là tỷ suất linh động của chất lưu đẩy trên chất lưu bị đẩy [48] Nếu tỷ số này lớn hơn 1, có nghĩa là sự đẩy này diễn ra không như ý muốn, thường là kết quả của hiện tượng phân toả dạng ngón hay có thể bị đánh thủng Đối với những tỷ số độ linh động nhỏ hơn hoặc bằng 1 thì quá trình đẩy sẽ diễn ra như piston đẩy Ảnh hưởng của tỷ số độ linh động lên hiện tượng phân tỏa dạng ngón bằng cách đưa ra hàng loạt các dạng phân tỏa dạng ngón xảy ra với các giá trị tỷ số linh động khác nhau (Hình 1.5)

Theo Stalkup (1983) công thức để tính toán tỷ số linh động cho bơm ép nước khí luân phiên khi có sự hiện diện của nước trong dầu vỉa (công thức 1.2)

Sowavg w

w o

o

Swavg w

w g

g

w o

w g

d a y

b i Chat

d a y Chat

K K

K K

= +

λ chat-day : Độ linh động của nước và khí

λ chat-bi-day : Độ linh động của nước và dầu

K w , K g , K o : độ thấm pha hiệu dụng của nước, khí và dầu (mD)

µw , µ g , µ o : Độ nhớt của nước, khí, dầu (cP)

Hình 1.5: Hiện tượng phân tỏa dạng ngón trên mô hình 5 điểm

1.2.3 Cơ chế đẩy dầu vi mô

Quá trình đẩy dầu từ vỉa chứa vào giếng đòi hỏi dòng dầu và chất lưu bơm đẩy đều đi qua lỗ rỗng của đá chứa Sự thay đổi khác nhau về kích thước, hình dạng và mức độ liên kết giữa các lỗ rỗng sẽ dẫn đến sự thay đổi liên tục của vận tốc dòng chất lưu khi đi qua không gian rỗng Không thể xác định chính xác vận tốc do sự vận động rất phức tạp của quá trình này [25] Một trong các nguyên tắc để nâng cao hệ số thu hồi dầu là vận tốc dòng chảy chậm Khi hệ số Reynold thấp hoặc cơ chế dòng chảy chậm, năng lượng dòng bị giảm bởi lực nhớt và sự thay đổi của vận tốc dòng

do cấu trúc lỗ rỗng làm giảm vận tốc của dòng

Cơ chế đẩy vi mô phụ thuộc vào rất nhiều yếu tố từ cơ chế trộn lẫn/không trộn lẫn, vị trí tiếp xúc giữa chất lưu đẩy và chất lưu vỉa [49] Cơ chế đẩy vi mô còn phụ thuộc vào cấu trúc của lỗ rỗng, bẫy dầu trong cấu trúc rỗng, dầu tàn dư còn lại sau khi bơm đẩy nước, tính chất dính ướt của đá vỉa, góc tiếp xúc giữa chất lưu đẩy - chất lưu vỉa hoặc nước - dầu Để có thể hiểu rõ được từng cơ chế thì cần hiểu rõ được

các yếu tố ảnh hưởng đến cơ chế đẩy vi mô

1.2.3.1 Quá trình đẩy không trộn lẫn và khu vực tiếp xúc phía trước

Dòng chất lưu không trộn lẫn thực sự luôn tách biệt do bề mặt được xác định,

độ dày của chúng chính là đường kính phân tử Bề mặt xung quanh giữa các dòng chất lưu đóng vai trò quan trọng trong di chuyển vi mô của dòng lỏng và quá trình đẩy trong môi trường rỗng, cũng như sẽ ảnh hưởng trực tiếp đến vùng tiếp xúc phía trước [22] Ở mức độ vi mô, sự tồn tại và hình dạng của chúng được xác định bởi ảnh hưởng của cả dạng lỗ rỗng và đặc tính dính ướt của các dòng lỏng với bề mặt của không gian rỗng Vận tốc dòng chảy, áp suất tăng lên trong vùng phân cách pha giữa hai chất lỏng và được xác định là vùng tiếp xúc phía trước (frontal region) trong môi trường rỗng

Do sự không ổn định của áp suất mao dẫn hoặc do bẫy mà dầu tàn dư trong

đá chứa luôn lớn khi bơm ép nước gia tăng thu hồi Để có thể tối ưu bơm ép chất lưu nâng cao hệ số thu hồi dầu thì cần xem xét đồng thời hai cơ chế là đẩy không trộn lẫn dẫn đến dầu tàn dư bị bẫy khi các giọt đẩy bị tách biệt và thứ hai là tăng hiệu quả đẩy trộn lẫn khi giảm các bẫy dầu trong đá chứa

1.2.3.2 Quá trình đẩy trộn lẫn

Cơ chế liên quan đến quá trình đẩy hai chất lỏng trộn lẫn là không có sự phân biệt rõ ràng giữa các lớp chất lỏng để ngăn cản sự di chuyển của các phân tử Ngoài

ra sự khác biệt giữa “trộn lẫn” và “hỗn hợp” cần phải làm rõ vì sẽ ảnh hưởng rất lớn đến quá trình đẩy vi mô, ảnh hưởng đến dòng chảy trong lỗ rỗng “Trộn lẫn” là hệ chất lưu đẩy và lưu thể vỉa là một thể thống nhất, chỉ có thể tồn tại trong một pha duy nhất là pha khí hoặc dạng pha lỏng, dòng chảy của “trộn lẫn” qua lỗ rỗng là dòng chảy đơn “Hỗn hợp” là chất lưu đẩy và chất lưu vỉa tổn tại song hành cùng dạng pha khí hoặc pha lỏng và dòng chảy của “hỗn hợp” là dòng chảy của nhiều chất với các phân tử và vận tốc khá nhau, dòng chảy có thể là dòng chảy rối hoặc dòng chảy phức hợp Trộn lẫn hoàn toàn và trộn lẫn hỗn hợp được phân biệt do sự khác nhau về tính chất lưu đẩy và tính chất lưu vỉa, có thể do tỷ trọng, tính chất lý - hóa, độ nhớt, thành

phần các cấu tử v.v Công thức để mô tả quá trình dịch chuyển liên tục, hỗn loạn trong một khoảng không chung dựa vào khối lượng riêng của từng phân tử tuân theo phương trình mũ để mô phỏng đường cong theo thời gian (Crank,1956) [27]

Th = x2/SD (1.3) Trong đó: x: là độ dài không gian, cm;

S: là số tỷ lệ (có độ lớn là 10) tùy theo các hướng của không gian và hình dạng;

D: là sự khuếch tán phân tử, cm2/s

Đối với các loại dòng lỏng trộn lẫn có thể trở thành trộn lẫn hỗn hợp trong thời gian ngắn nhất, chúng cần được tiếp xúc gần với nhau hơn Tuy nhiên, kết quả cho thấy sự ảnh hưởng của sự khác nhau giữa tốc độ chảy qua lỗ rỗng được hoàn toàn xóa bỏ khi mở rộng ‘vùng trộn lẫn’ giữa hai dòng lỏng Lý do cho hiện tượng này là sự khuếch tán phân tử rất hiệu quả trong việc đồng nhất các chất trong từng lỗ rỗng trong một khoảng thời gian của dòng lỏng chảy qua toàn bộ cấu trúc lỗ rỗng Một ảnh hưởng tương tự về sự khuếch tân phân tử trong việc ngăn cản sự trộn lẫn hai dòng lỏng trộn lẫn trong thời gian chảy qua lỗ nhỏ được miêu tả bởi Taylor (1953)

Thí nghiệm đẩy hoà trộn lý tưởng đã được thực hiện để đánh giá sự phát triển của khu vực trộn lẫn Một mẫu đá lớn đồng nhất đã được sử dụng và dòng lỏng để thay thế và dòng lỏng bị thay thế được chọn với khả năng hòa lẫn với nhau và có năng lượng chảy giống hệt nhau [22] Sự thay đổi của Δx (cm) được đo khi tỷ lệ là 10% và 90%, tỷ lệ có được là (Aronofsky và Heller, 1957) [22]

Δx 90,10 = 3.62√𝔇𝑡 (1.4) Trong đó: t là thời gian trôi qua theo giây khi Δx = 0 (nó còn có thể được thể hiện dưới dạng quãng đường chia cho tốc độ chảy) và 𝔇 là hệ số khuếch tán theo

cm2/s (giống với giá trị của khuếch tán phân tử) Hệ số khuếch tán này là hàm của tỷ lệ bay hơi và khuếch tán, theo chỉ số vi mô của số Peclet, Pe

Trong đó: D là sự khuếch tán phân tử (hay tỷ lệ khuếch tán là cm2/s), λ là khoảng cách vi mô (cm) và v là tốc độ dòng chảy dòng lỏng (cm/s) Theo Heller (1963)[49], tỷ lệ giữa 𝔇 và D có thể viết theo dạng công thức dưới đây

(1.6) Trong đó:  là tỷ lệ rỗng trong đá và F là hệ số chống đối độc lập Hệ số a1 và

a2 phụ thuộc vào lỗ rỗng bên ngoài đá, với a2 rất nhỏ và gần như không ảnh hưởng gì đến tính chất đá

Từ các công thức và biện luận ở trên có thể nhận định hiệu quả của quá trình đẩy vi mô sẽ chịu ảnh hưởng rất lớn từ quá trình trộn lẫn hoàn toàn hay trộn lẫn hỗn hợp Vận tốc dòng chảy sẽ là yếu tố quyết định lên áp suất mao dẫn và lực đẩy dầu cũng như hệ số bao quét của hệ lưu đẩy trên phạm vi lỗ rỗng và toàn bộ cấu trúc lỗ rỗng của đá vỉa

1.2.3.3 Ảnh hưởng của bẫy dầu

Về lý thuyết, ciệc làm giảm tỷ lệ dầu dư có thể đạt khi bơm ép nước ban đầu với chỉ số mao dẫn lớn [19] Nói chung, bão hoà dầu dư thấp đạt được ở một chỉ số mao dẫn khi dầu thu được liên tục (Stegemeier,1977; Chatzis và Morrow,1981) [53] Việc này có thể liên quan đến sự khác biệt trong cách vận hành về thu hồi dầu thông qua dòng chảy liên tục và không liên tục Để dịch chuyển giọt dầu cần có sự khác biệt đủ lớn giữa lực dẫn lưu và hấp thụ, việc ngăn chặn bẫy các giọt dầu có thể yêu cầu việc hấp thụ phải xảy ra ở phần cuối đuôi giọt dầu trước khi giọt dầu bị cắt khỏi thành phần chính dính trên bề mặt lỗ rỗng hoặc các bẫy của lỗ rỗng hoặc trong toàn

bộ cấu trúc không gian hạt [53] Sự đo đạc về khối lượng của các hình cầu giọt dầu cho thấy chỉ số mao dẫn để di chuyển phải lớn hơn gấp 20 lần lực cản trở nó bởi các bẫy dầu (Morrow và Chatzis,1982) [53] Tuy nhiên, đối với môi trường chặt sít, sự phân tách ít hơn nhiều, lên tới 50% hoặc lớn hơn trong việc giảm dầu dư, có được từ hai điều kiện đầu tiên (dầu dư và dầu chảy liên tục) ở cạnh bên nhau

𝔇/D = 1/F∅ + a1Pe + a2Pe2

1.2.3.4 Ảnh hưởng của tính chất dính ướt đến khả năng thu hồi dầu

Khả năng dính ướt là yếu tố chính trong việc phân chia các pha (rắn, lỏng, khí) và có thể tạo ra những thay đổi lớn trong cơ chế đẩy đầu đã được nghiên cứu trong một hệ thống có một khả năng dính ướt hoàn toàn (Raza et al.,1968) [53] Đo góc liên kết giữa dầu thô và nước biển tại một số bề mặt lựa chọn cho thấy tình trạng liên kết từ dính ướt nước đến dính ướt dầu, tương tự như được phát hiện tại các giếng dầu (Treiber et al.,1972) [53] Mặc dù góc dính ướt thường được nhận định chung là công cụ để đo độ dính ướt nhưng ứng dụng của nó tại các giếng dầu thường hạn chế là do việc đo đạc không diễn ra ngay tại bề mặt của đá tại giếng dầu Sự khác biệt giữa các thành phần khoáng chất trong đá cũng dẫn tới khả năng dính ướt khác nhau

ở từng bề mặt của đá và cũng thay đổi từ bề mặt tiếp xúc nhỏ đến bề mặt tiếp xúc lớn [21]

Các nghiên cứu trên thế giới đã chứng minh môi trường dính ướt tốt nhất để làm giảm sự bẫy nước/bẫy dầu thì áp suất mao dẫn hấp thụ phải tiến tới không Tuy nhiên, khi áp suất mao dẫn hấp thụ chuyển dấu, hệ thống sẽ thay đổi thành bán kết dính và sự hấp thụ của hai chất lỏng sẽ không xảy ra tự nhiên nữa [25] Sự thay đổi dấu gắn liền với sự thay đổi đột ngột trong quá trình làm đầy lỗ rỗng với những lỗ to được làm đầy trước những lỗ nhỏ Việc đo góc dính ướt tại chất lỏng micellar đã được báo cáo bởi Reed và Healy (1979) [53] Môi trường dính ướt để thu hồi dầu tốt nhất không nhất thiết là môi trường dính ướt tốt nhất nếu tất cả các yếu tố khác là bằng nhau (Reed và Healy,1979) [53] Do sự khác nhau quá lớn giữa các phương pháp đẩy được tạo ra bởi hiệu quả dính ướt, để có thể tối ưu và gia tăng hiệu quả cho quá trình đẩy vi mô thì các nghiên cứu khoa học về mức độ dính ướt cần được thực hiện trước để rút ra được một giải pháp tốt về sự quan trọng của khả năng dính ướt

ở các phương pháp thu hồi dầu khác nhau Với các mỏ dầu thì chất lưu đẩy nâng cao hệ số thu hồi dầu sẽ là tốt nhất khi có thể chuyển dịch từ dính ướt dầu sang dính ướt nước mạnh

1.2.4 Cơ chế đẩy dầu vĩ mô

Mục tiêu chính của việc mô tả tác động vĩ mô của thu hồi dầu là dùng tính toán để dự đoán các bước trong quá trình bơm ép với các đặc điểm có thể tính toán hoặc ước lượng được Hơn nữa, nó cũng có thể tính toán cụ thể mà không dựa vào các đặc tính, ảnh hưởng cụ thể trong các trường hợp vi mô như cấu trúc của lỗ rỗng,

độ thấm, dính ướt của đá Ở góc độ vĩ mô là các tính toán khối lượng trung bình của

đá có chứa rất nhiều lỗ rỗng, hay có thể hiểu là trên toàn bộ cấu trúc của tất cả các đối tượng sẽ áp dụng để nâng cao hệ số thu hồi dầu Những tính chất đá vỉa này gồm:

độ rỗng, độ thấm, độ thấm tương đối, độ ướt dính, bão hòa dầu dư, bão hòa nước ban đầu và tỷ lệ ngập nước trong đá, hoặc những thông số biến thiên như vận tốc dòng chảy và nồng độ của chất lưu vỉa, nồng độ chất bơm đẩy theo không gian và thời gian Theo cách tiếp cận vi mô, những yếu tố trên được liên quan với nhau bởi một công thức toán học Công thức Darcy và biểu thức cân bằng trọng lượng và tỷ lệ dòng chảy đã được sử dụng khá thành công để thể hiện các vấn đề vi mô, mà không nhắc đến những thay đổi vĩ mô đằng sau nó Về địa chất, tính bất đồng nhất về phân bố độ rỗng trong toàn bộ không gian vỉa chứa, tính chất liên thông giữa các vỉa cát sẽ tác động rất lớn đến độ thấm cũng như dòng chảy trong vỉa, tác động rất lớn đến khả năng quét của của hệ chất lưu đẩy để nâng cao thu hồi dầu Cấu trúc của vỉa chứa sẽ dẫn đến sự khác biệt lớn về khối lượng, vận tốc và hướng của dòng chảy trong vỉa giữa vỉa này với các vỉa cát khác Tất cả các vấn đề về địa hình, cấu trúc sẽ ảnh hưởng đến sự thay đổi vận tốc dòng được miêu tả kỹ tại các tài liệu và những ảnh hưởng của nó trong quá trình áp dụng nâng cao thu hồi dầu (Muskat, 1949; Collins, 1976) [37] Hai vấn đề chính dẫn đến sự liên quan này là độ nhớt và trọng lượng riêng Tốc

độ không ổn định ở vùng tiếp giáp dẫn đến hình thành và phát triển của “lưỡi nước” hay những rãnh dọc theo các pha đẩy di chuyển nhanh hơn so với dòng lỏng chảy ngang qua các không gian giữa chúng Giải thích trên sử dụng các dòng lỏng trộn lẫn, do không có dầu dư, tình huống này có thể được miêu tả số học theo phương trình vi phân (Perrine, 1961; Heller,1966)

Tình huống tương tự xảy ra với quá trình đẩy không trộn lẫn, với một số thay

đổi Việc quan trọng nhất là phải đánh giá độ thấm tương đối và độ linh động Độ linh động được định nghĩa là tỷ lệ giữa độ thấm tương đối trên độ nhớt Tổng độ linh động của pha chảy chỉ là tỷ lệ của tổng số tốc độ Darcy trên sự chênh áp suất Do đó, cho λa:

Khái niệm này được áp dụng cho cả quá trình đẩy trộn lẫn và không trộn lẫn

để dự đoán về khả năng và tỷ lệ linh động giữa chất lưu đẩy và chất lưu vỉa để đánh giá hiệu quả nâng cao thu hồi dầu Cùng đó, nó còn được sử dụng để dự đoán những lợi ích của EOR khi sử dụng phương pháp kiểm soát độ linh động Giống như các phương pháp được sử dụng để kiểm soát độ linh động, việc này cần nghiên cứu kỹ hơn

1.2.5 Hiệu suất đẩy vi mô và hiệu suất đẩy vĩ mô

Phương pháp thu hồi dầu (EOR) bao gồm rất nhiều hiện tượng và vấn đề sẽ được thảo luận ở chương này Các hiện tượng này chủ yếu dựa vào dòng chảy chậm qua vật trung gian có lỗ rỗng và gần với vật rắn hoặc vật lỏng gần đấy, quyết định tốc độ của dòng chảy Do tất cả các vỉa dầu đều chứa nước và dầu, nghiên cứu về việc chảy hai pha đã là thành phần chính của chương này Hai dòng lỏng này và các tác động lẫn nhau của nó với đá ảnh hưởng lớn đến lượng dòng lỏng tồn dư còn lại cũng như sự thay đổi thành phần trong quá trình thu hồi dầu Các cách thu hồi dầu khác nhau theo cấp vi mô bao gồm chất không trộn lẫn, bán trộn lẫn và trộn lẫn Đối với chất đầu tiên, lực mao dẫn nhỏ có ảnh hưởng lớn nhất trong các bề mặt lỏng-lỏng và chịu trách nhiệm chính về các pha vi mô và vĩ mô trong dòng chảy và thu hồi Cách khác, không có loại lực này trong dòng lỏng trộn lẫn Đối với chất này, trung chuyển khối lượng các chất khác nhau bởi đối lưu hoặc khuếch tán là quan trọng nhât trong việc thu hồi, nhưng cũng đóng thành phần không nhỏ vào hai trường hợp khác bên trên

Bên cạnh đó, cần thảo luận về sự thay đổi vĩ mô trong tốc độ dòng chảy Sự khác biệt này có thể do những khác biệt về cấu trúc địa hình và ảnh hưởng về kích thước, và sự phát triển của các dòng chảy không bền vững do độ nhớt và sự khác biệt về trọng lượng riêng giữa dòng lỏng bơm vào và dòng lỏng thu được Theo cách nhìn

để thiết kế hệ thống EOR, nhận biết các ảnh hưởng vĩ mô và làm giảm sự bất ổn ở các vùng tiếp xúc trong quá trình thu hồi sẽ tăng hiệu quả

Như đã biện luận ở trên, hiệu suất đẩy vi mô và hiệu suất đẩy vĩ mô được sử dụng để đánh giá khả năng thành công của quá trình bơm ép Phần dầu được lấy ra

từ các lỗ rỗng do bơm ép được gọi là hiệu suất đẩy dầu vi mô (Ed) Ngược lại, hiệu suất đẩy vĩ mô hay hiệu quả bao quét theo thể tích là thể tích của phần chất lưu bị đẩy ra khỏi đá chứa được tiếp xúc với chất lưu bơm ép Hệ số bao quét theo thể tích

Ev được cấu thành bởi hai yếu tố: Hiệu quả bao quét theo diện, EA và hiệu quả bao quét theo phương thẳng đứng, EI

Hệ số bao quét theo diện EA là tỷ số giữa diện tích tiếp xúc với với tác nhân đẩy quét trên diện tích toàn phần của vỉa chứa Hệ số bao quét theo phương thẳng đứng là tỷ phần thiết diện thẳng đứng của vỉa chứa được tiếp xúc với tác nhân đẩy quét trên thiết diện toàn phần của vỉa chứa Hình 1.6 trình bày sơ đồ minh họa giá trị

EA và EI cho trường hợp đẩy quét lý tưởng kiểu piston cho một vỉa chứa gồm 4 tập vỉa không đồng nhất Phương trình 1.10 có một số hạn chế khi cả hai hệ số bao quét theo diện và phương thẳng đứng chỉ phản ánh tỷ số theo diện tích nên tích của chúng chưa phản ánh đúng hiệu quả bao quét theo thể tích

Hình 1.6: Hệ số bao quét thể tích theo chiều thẳng đứng và theo diện

Các dự án nâng cao hệ số thu hồi dầu trên thế giới và khu vực

Dựa trên kết quả đánh giá hơn 1.000 dự án EOR (Bảng 1.1) đã áp dụng trên thế giới được phân loại theo các thông số vỉa, điều kiện khai thác (trong đất liền, ngoài biển) và hiệu quả áp dụng của giải pháp, các nhà nghiên cứu đã chỉ ra xu hướng

áp dụng EOR cho các đối tượng Giải pháp nhiệt và hóa học được áp dụng chủ yếu cho đối tượng trầm tích và các mỏ dầu khí khai thác có vị trí trên đất liền Giải pháp khí và bơm ép nước thứ cấp chiếm ưu thế với đối tượng carbonate, turbidite và các mỏ dầu khí khai thác ngoài biển Bơm ép hóa phẩm có hạn chế là rất khó để áp dụng tại các mỏ có độ sâu lớn (nhiệt độ cao, áp suất cao) hoặc khai thác ngoài biển do chế

tạo các hóa phẩm chịu được nhiệt độ trên 800C và chịu được độ khoáng hóa cao của nước biển và nước vỉa là rất khó hoặc nguồn cung với khối lượng lớn Các dự án EOR trên thế giới tập trung chủ yếu ở các mỏ dầu khí của nước Mỹ và Canada, ngoài

ra còn có ở một số nước ở Châu Âu, Châu Á và Châu Mỹ

Bảng 1.1: Bảng tổng hợp cách phương pháp EOR đã thực hiện trên thế giới

S, AP, AS & ASP 27 - -

- Giải pháp nhiệt: bao gồm bơm ép nước nóng nhằm kích thích vỉa hoặc áp dụng giải pháp “huff and puff”, bơm ép SAGD, đốt nóng vỉa chứa, thậm chí một số giải pháp không có hiệu quả kinh tế cao như đốt nóng bằng phương pháp điện từ hoặc vi sóng để nâng cao thu hồi dầu Giải pháp nhiệt chủ yếu được áp dụng cho các mỏ dầu nặng, có API < 20 và mỏ dầu khí có vị trí trên đất liền hoặc có thể áp dụng hiệu quả cho các mỏ bitumen hoặc dầu nặng trên thế giới Trong đó kích thích vỉa tuần hoàn bằng dòng nước nóng (CSS-Cyclic Steam Stimulation), bơm ép nước nóng và hơi nước nóng/khí bơm ép áp suất cao (SAGD - Stream Assisted Gravity Drainage) là những phương pháp áp dụng nhiều nhất cho các mỏ dầu nặng, bitumen và các vỉa cát kết [37]

- Giải pháp hóa: bao gồm bơm ép polyme, gel, chất hoạt động bề mặt (HĐBM), các loại kiềm hữu cơ, kiềm vô cơ, dung môi hóa học, phức hợp vi sinh hóa lý, phân

tử hóa học dạng nano hoặc tổ hợp các chất hóa học [78] Các công trình nghiên cứu và áp dụng giải pháp đến nay trong công nghệ khai thác dầu khí trên thế giới đang có xu hướng sử dụng tích hợp nhiều tác nhân hóa học trong một giải pháp, các nghiên cứu gần đây đã chứng minh sự kết hợp giữa tác nhân Nano và chất HĐBM sẽ đem lại hiệu quả cao cho tổ hợp EOR [20] Việc nghiên cứu, lựa chọn giải pháp, chế tạo và phát triển ứng dụng nâng cao hệ số thu hồi dầu đã là một phần trong kế hoạch phát triển ban đầu với bất kỳ một mỏ dầu khí nào [102,104] Bơm ép hóa phẩm có hạn chế là rất khó để áp dụng tại các mỏ có độ sâu lớn (nhiệt độ cao, áp suất cao do công nghệ để chế tạo các hóa phẩm chịu được nhiệt độ trên 800C và chịu được độ khoáng hóa cao của nước biển và nước vỉa là rất phức tạp và đắt tiền Ngoài ra với mỏ dầu khí ngoài biển thì việc cung cấp nguồn hóa phẩm hàng ngày để phục vụ bơm ép cũng là rất khó khả thi

- Giải pháp khí: gồm bơm ép trộn lẫn và hòa tan, bơm ép gần trộn lẫn, bơm ép không trộn lẫn của các nguồn khí Các tác nhân bơm ép khí bao gồm khí hydrocarbon (đã được làm giàu hoặc làm sạch, hoặc khí đồng hành), CO2 và N2 Giải pháp bơm ép tác nhân khí được sử dụng nhiều trong các mỏ dầu nhẹ và cho đối tượng trầm tích có áp suất vỉa đủ lớn cho quá trình bơm ép trộn lẫn Bơm ép N2 được đề xuất áp dụng

để tăng thu hồi dầu dưới điều kiện trộn lẫn, cả không trộn lẫn [98] và áp dụng cho trầm tích lục nguyên nhưng theo ghi nhận các nghiên cứu gần đây thì không thấy sự gia tăng các dự án thử nghiệm giải pháp này có thể một phần do hạn chế của nguồn cung N2 cũng như khả năng trộn lẫn và gia tăng thu hồi của N2 không cao so với giải pháp bơm ép khí CO2 hoặc khí hydrocarbon Giải pháp bơm ép khí CO2 hoặc hydrocarbon được áp dụng chủ yếu cho đối tượng trầm tích lục nguyên, đặc biệt áp dụng nhiều với các mỏ trong đất liền do gắn với trang thiết bị bơm ép và yếu tố kinh tế của dự án bơm ép khí Trong giải pháp này thì phương pháp bơm ép luân phiên nước - khí (WAG-Water Alternating Gas) được áp dụng nhiều nhất và cũng đem lại hiệu quả nâng cao hệ số thu hồi dầu cao nhất, đặc biệt áp dụng nhiều tại Canada, Mỹ, Venezuela, Trung Đông Hầu hết các giải pháp bơm ép trộn lẫn hay không trộn lẫn của khí Hydrocarbon áp dụng tại Mỹ đều là ở các mỏ dầu ở vùng Alaska [85]

Hiện nay, các dự án áp dụng giải pháp khí cho các mỏ ngoài biển cũng tăng nhanh cùng với sự phát triển của công nghệ khai thác dầu khí, đối với các giàn/mỏ khai thác ngoài biển nguồn khí cung cấp cho bơm ép là hết sức quan trọng vì xa bờ Nhiều dự án bơm ép CO2 đã chứng minh tính hiệu quả của giải pháp tuy nhiên lại không được áp dụng cho các mỏ ngoài biển nhiều bởi nguồn cung cấp khí CO2 không khả thi do xa các nhà máy công nghiệp cũng như hệ thống đường ống vận chuyển khí quá đắt đỏ Nên với một số mỏ thì giải pháp bơm ép khí đồng hành hydrocarbon và nước luân phiên là giải pháp khả thi, giải pháp bơm ép luân phiên nước-khí đòi hỏi áp suất vỉa chứa phải đủ lớn trên giá trị áp suất trộn lẫn (MMP – Minimum Miscibility Pressure) để có thể trộn lẫn với hệ chất lưu vỉa Nếu chỉ gần đến điểm áp suất trộn lẫn thì hiệu quả của giải pháp cũng giảm sút đáng kể khi áp dụng thực tế Các thống kê và nghiên cứu trên thế giới cho thấy rằng, với các mỏ dầu khí khai thác

ở ngoài biển thì các dự án EOR chủ yếu là bơm ép khí thay cho bơm ép nước thông thường [104], điển hình là một số dự án EOR ở ngoài khơi Malaysia [27] (Hình 1.7)

Hình 1.7 Xu hướng EOR tại mỏ dầu khí ngoài biển của Malaysia

Dựa trên thống kê các dự án nâng cao hệ số thu hồi dầu trên thế giới (Bảng 1.1) và các đánh giá ở trên cũng cho thấy hai phương pháp bơm ép khí và bơm ép hóa phẩm là phù hợp với địa chất, tính chất đá chứa, tính chất lưu thể, điều kiện khai thác của các mỏ dầu khí ở Việt Nam Phương pháp nhiệt chủ yếu áp dụng cho dầu nặng (API < 20) hoặc mỏ dầu khí có vị trí trên đất liền nên không phù hợp với dầu

vỉa và điều kiện khai thác ở Việt Nam

Đánh giá và lựa chọn phương pháp bơm ép luân phiên nước - khí

Hiệu quả của các phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu như phương pháp nhiệt, phương pháp hóa, phương pháp bơm ép khí đều phụ thuộc quá trình phân tích

từ kỹ thuật đến kinh tế của dự án Các phân tích, đánh giá kỹ thuật - kinh tế sẽ chỉ ra giải pháp phù hợp để áp dụng triển khai thực tế dự án nâng cao hệ số thu hồi cho các mỏ dầu khí [66] Ảnh hưởng của tính chất địa chất - địa vật lý, công nghệ mỏ của mỏ dầu khí như độ sâu của đối tượng địa chất, cấu trúc vỉa chứa, mức độ đồng nhất và các tính chất vật lý - thạch học của đá vỉa đối với việc lựa chọn và hiệu quả của các phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu [34,67,108]

- Độ sâu của các vỉa chứa tại Việt Nam khá lớn nên nhiệt độ vỉa và áp suất vỉa cao, việc áp dụng phương pháp hóa học sẽ bị hạn chế Hóa phẩm bơm ép khó chịu được nhiệt độ và áp suất cao hoặc có thể chịu được thì chi phí để chế tạo hóa phẩm cũng rất lớn Ngoài ra, điều kiện khai thác ở Việt Nam chủ yếu ngoài khơi sẽ gây khó khăn và chi phí tăng cao khi áp dụng bơm ép hóa phẩm, công nghệ bơm ép áp dụng ngoài biển cũng rất phức tạp

- Mức độ đồng nhất/bất đồng nhất của vỉa chứa đặc biệt ảnh hưởng đến hai giải pháp hóa và khí khi áp dụng bơm ép thực tế Một số mỏ bơm ép tác nhân hóa và khí cho thấy xẩy ra hiện tượng xuyên thủng/đánh thủng (by pass/breakthrough) của hệ chất lưu bơm ép, cụ thể hệ chất lưu bơm chủ yếu tập trung đi vào các vùng hoặc đới có độ thấm cao và sau đó đến giếng khai thác rất nhanh chóng Hiện tượng này làm giảm rất nhiều hiệu quả của phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu Với các vỉa dầu khí tại Việt Nam, mức độ bất đồng nhất trong vỉa rất cao nên giải pháp bơm ép luân phiên nước khí với cơ chế trộn lẫn sẽ phù hợp

- Tính chất vật lý - thạch học của đá vỉa cũng ảnh hưởng rất lớn đến việc lựa chọn phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu phù hợp và hiệu quả cho mỏ dầu khí Một số nghiên cứu đã chứng minh với vỉa chứa có độ rỗng lớn, độ thấm lớn nếu sử dụng giải pháp bơm ép tác nhân hóa sẽ cho hiệu quả tốt hơn so với các vỉa chứa có