Đặc điểm địa chất của thân dầu trong đá móng mỏ Sư Tử Đen - Sư Tử Vàng khá phức tạp, trong đó có nhiều yếu tố địa chất ảnh hưởng đến khả năng thu hồi dầu như: mức độ bất đồng nhất của mỏ gây ra sự phân chia nhiều khối có các chế độ thủy động lực tương đối riêng biệt, đặc trưng hệ thống đứt gãy và nứt nẻ thứ sinh, nước áp sườn từ các thành hệ Oligocene xâm lấn trong quá trình khai thác. Bài viết giới thiệu một số giải pháp nhằm hạn chế ảnh hưởng xấu và tăng cường ảnh hưởng tích cực của các yếu tố địa chất để nâng cao hệ số thu hồi dầu trong đá móng trước Đệ Tam mỏ Sư Tử Đen - Sư Tử Vàng như: tối ưu hệ thống giếng khai thác, tối ưu chế độ khai thác, hạn chế ảnh hưởng xấu của nước áp sườn và khoan đan dày ở các khối có chế độ thủy động lực riêng biệt.
Trang 11 Tố i ưu hệ thống giếng khai thác
Đây là giải pháp đặc biệt quan trọng giú p tố i ưu
chênh áp giữa khoảng khai thác và mặt nước dâng
nhằ m đảm bảo cho việc duy trì dịch chuyển ổn định mặt
ranh giới dầu nước, nghĩa là đảm bảo đạt khả năng đẩy
và quét dầu bởi nước tới đới khai thác cao nhất Do đặ c
trưng thấ m chứ a củ a tầ ng mó ng mỏ Sư Tử Đen - Sư Tử
Và ng đượ c khố ng chế bở i đặ c điể m đứ t gã y và khe nứ t,
nên hệ thống giế ng (khai thác và bơm ép) gồm mật độ,
vị trí và quỹ đạ o giếng, khoảng khai thác cũng như bơm
ép đượ c thiế t kế tố i ưu theo sự phân bố cá c đớ i đứ t gã y
trong mỏ như quỹ đạo của các giếng khai thác và bơm
ép có xu thế vuông góc với các hệ thống đứt gãy (chính)
hướng Tây Bắc - Đông Nam và Đông Bắc - Tây Nam
2 Tố i ưu chế độ khai thác
Trong quá trình khai thác với việc áp dụng bơm
ép nước hoặc với ảnh hưởng của nước áp đáy hoặc áp
sườn, dầu vỉa luôn chịu tác động của 2 trường ứng suất
chủ yếu, đó là trường ứng suất thủy động lực và trường
ứng suất trọng trường Hai trường ứng suất này sinh ra
gradient thủy động lực và gradient trọng trường tương
ứng
Gradient trọng trường được tính theo công thức [1]:
1 = w - o Trong đó:
o: Tỷ trọng của dầu vỉa;
w: Tỷ trọng của nước
Gradient thủy động lực được tính bằng công thức:
Trong đó:
ΔP và H: Chênh áp và độ cao giữa mặt thu hồi dầu và mặt dâng lên của nước;
K
o, K
w, o và w: Độ thấm pha và độ nhớt của dầu và nước tương ứng
Trường ứng suất thủy động lực là trường ứng suất sinh ra do xuất hiện chênh áp giữa vùng cận đáy giếng và vùng lân cận Chênh áp càng lớn khi nước bơm ép hoặc nước áp đáy hoặc áp sườn tác động vào thân dầu càng lớn Dưới tác động của trường ứng suất thủy động lực, dầu vỉa di chuyển từ các vùng xung quanh đến vùng khai thác hay còn gọi là vùng thu hồi dầu Tốc độ di chuyển dầu phụ thuộc vào nhiều yếu tố, trong đó gradient thủy động lực là yếu tố quan trọng hàng đầu Tuy nhiên điều kiện để nước có thể đẩy dầu tới đới khai thác với hệ số đẩy cao nhất khi gradient thủy động lực nhỏ hơn gradient trọng trường [1]:
2 < 1 Trong trường hợp gradient thủy động lực nhỏ hơn gradient trọng trường thì mặt ranh giới dầu nước dịch chuyển ổn định, hệ số đẩy dầu tới đới khai thác đạt giá trị cao nhất, ngượ c lại sẽ dẫn đến hình thành lưỡi nước Nhiệm vụ của việc tối ưu chế độ khai thác, nâng cao hiệu quả thu hồi dầu khí là đảm bảo sao cho gradient thủy động lực không được tăng cao và vượt
MỘT SỐ GIẢI PHÁP NÂNG CAO HỆ SỐ THU HỒI DẦ U CHO THÂN DẦU TRONG ĐÁ MÓNG TRƯỚC ĐỆ TAM MỎ SƯ TỬ ĐEN, SƯ TỬ VÀNG
ThS Đặng Ngọc Quý, PGS.TS Hoàng Văn Quý
Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí Email: quydn@pvep.com.vn
Tóm tắt
Đặc điểm địa chất của thân dầu trong đá móng mỏ Sư Tử Đen - Sư Tử Vàng khá phức tạp, trong đó có nhiều yếu tố địa chất ảnh hưởng đến khả năng thu hồi dầ u như: mức độ bất đồng nhất của mỏ gây ra sự phân chia nhiều khối có các chế độ thủy động lực tương đối riêng biệt, đặc trưng hệ thống đứt gãy và nứt nẻ thứ sinh, nước á p sườ n từ các thành hệ Oligocene xâm lấn trong quá trình khai thác [2, 4] Bài báo giới thiệu một số giải pháp nhằm hạn chế ảnh hưởng xấu
và tăng cường ảnh hưởng tích cực của các yếu tố địa chất để nâng cao hệ số thu hồi dầu trong đá móng trước Đệ Tam
mỏ Sư Tử Đen - Sư Tử Vàng như: tố i ưu hệ thống giế ng khai thá c, tố i ưu chế độ khai thác, hạn chế ảnh hưởng xấu của nước áp sườn và khoan đan dày ở các khối có chế độ thủy động lực riêng biệt.
Từ khóa: Nước áp sườn, hệ thống giế ng khai thác, chế độ khai thác, hệ số thu hồi dầu, trường ứng suất thủy động lực và trường
ứng suất trọng trường, gradient thủy động lực, gradient trọng trường.
(1)
(2) σ2 = ∆PH (1- K o w )
K w o
μ μ
(3)
Trang 2quá gradient trọng trường Ngoài các thông số cố định
của dầu vỉa và nước, chênh áp P và độ cao H là yếu tố
ảnh hưởng trực tiếp tới gradient thủy động lực Chênh
áp P càng cao thì gradient thủy động lực càng cao và
chênh lệch độ cao giữa mặt thu hồi dầu và mặt dâng lên
của nước càng nhỏ thì gradient thủy động lực càng lớn
Vậy trong quá trình điều chỉnh chế độ khai thác nhiệm
vụ quan trọng là giảm tới mức nhỏ nhất có thể chênh áp
P và đẩy cao khoảng cách giữa mặt thu hồi dầu và mặt
dâng lên của nước
Khu vực Tây Nam của mỏ Sư Tử Đen có o ~ 1,0cP , các
khu vực khác của mỏ Sư Tử Đen o = 0,85, độ nhớt nước
bơm ép, nước vỉa áp sườn w ~ 0,35cP Độ thấm pha thay
đổi tùy thuộc vào đặc trưng thấm chứa và độ bão hòa
nước tại từng thời điểm của thân dầu Từ kết quả nghiên
cứu mỏ Bạch Hổ, độ thấ m pha được chia ra 2 trường hợp
[3]: (1) độ thấm của đá móng dao động từ 1 - 1.000mD và
(2) độ thấm của đá móng > 1.000mD Trong trường hợp
(1), nếu độ bão hòa nước Sw = 40% thì độ thấm pha củ a
dầu vào khoảng 0,33 - 0,35 và độ thấm pha củ a nước rất
nhỏ chỉ khoảng 0,03 Khi độ bão hòa nướ c tăng lên 55%,
độ thấm pha củ a dầu và củ a nước bằng nhau Khi độ bão
hòa nước đạt 60%, độ thấm pha củ a dầu giảm đi đáng kể,
chỉ còn khoảng 0,03 và độ thấm pha củ a nước lại tăng lên
0,09 (gấp 3 lần so với khi độ bão hòa nước 40%)
Nếu coi đá chứa trong móng của khu vực mỏ Sư
Tử Đen - Sư Tử Vàng có độ thấ m pha tương tự trường
hợp độ thấm trong khoảng từ 1 - 1.000mD, thì độ linh
động của dầu khi bị nước đẩy phụ thuộc vào độ bão
hòa nước:
- Sw = 40%, = 0,09
- Sw = 55%, = 1,07
- Sw = 60%, = 3,22
Thay đổi độ linh động của dầu khi bị nước đẩy vào
công thức (2) ta có:
Như vậy trong trường hợp:
- Sw = 40%, gradient thủy động lực
- Sw = 55%, gradient thủy động lực
- Sw = 60%, gradient thủy động lực
Từ kết quả tính toán gradient thủy động lực cho
thấy, trong trường hợp đới khai thác có độ bão hòa nước
≤ 40%, thậm chí đạt tới 45% thì gradient thủy động lực khu
vực Tây Nam mỏ Sư Tử Đen luôn có giá trị âm khi đó mặt ranh giới dầu nước dịch chuyển ổn định không hình thành các lưỡi nước (có nghĩa là khai thác trong điều kiện này luôn đạt được hệ số thu hồi dầu khí cao do khả năng đẩy dầu bởi nước vẫn đạt giá trị cao nhất) Tuy nhiên, nếu nhịp
độ khai thác cao sẽ dẫn đến nhiều khả năng lưỡi nước tiến thẳng vào giếng khai thác Trong trường hợp độ bão hòa nước đới khai thác cao hơn 45 - 50% thì gradient thủy động lực 2 luôn có giá trị dương Đối với mỏ Sư Tử Đen - Sư Tử Vàng, tỷ trọng dầu vỉa vào khoảng 0,84 - 0,85g/cm3 hay 35
- 36API, tỷ trọng của nước vỉa hay nước bơm ép tạm lấy là 1,04g/cm3 nên gradient trọng trường tính được là 1,80MPa/
km Như vậy, để mặt ranh giới dầu nước dịch chuyển ổn định cần điều chỉnh chế độ khai thác sao cho gradient thủy động lực phải đảm bảo ≤ 1,80MPa/km Đối với các khu vực khác độ nhớt của dầu khá cao (0,85cP), độ linh động của dầu khi bị nước đẩy khá thấp nên điều kiện đảm bảo để mặt ranh giới dầu nước dịch chuyển ổn định lại càng khắc nghiệt hơn Do nhu cầ u kế hoạ ch khai thá c cao nên việc đảm bảo gradient thủy động lực không vượt quá gradient trọng trường trong quá trình khai thác là một điều kiện khó
có thể thực hiện được Vì vậy nhà điều hành khai thác cần quan tâm nhằ m hà i hò a cả yêu cầu về đá p ứ ng kế hoạ ch khai thá c và nâng cao hệ số thu hồ i dầ u
3 Hạn chế ảnh hưởng của nước áp sườn
Kế t quả phân tí ch khai thá c cho thấy nước áp sườn từ các thành tạo Oligocene xâm nhập vào thân dầu trong đá móng trước Đệ Tam khi áp suất vỉa suy giảm sau một thời gian khai thác (Hì nh 1) có ả nh hưở ng đến khả năng thu hồi dầ u: Nước áp sườn giúp áp suất vỉa được duy trì khá
ổn định, song cũng có khả năng xâm nhập không đề u vào phần trên của thân dầu khiến quá trình đẩy dầu tới đới khai thác không xảy ra từ dưới lên, dẫ n đế n hiệ u quả đẩy dầu tới đới khai thác thấp (khoả ng 0,69 - 0,71), trong khi hướng đẩy dầu đạt hiệu quả cao nhất từ dướ i lên là 0,89
Vì vậy, để nâng cao hệ số thu hồi dầu khí thân dầu trong đá móng mỏ Sư Tử Đen - Sư Tử Vàng, những đới đứt gãy có độ ngập nước cao cần hạn chế hoặc ngừng khai thác, điều này có thể thực hiện bằng cách sử dụng công nghệ hoàn thiện giếng lựa chọn Trong trườ ng hợ p nước xâm nhập vào hoặc tiến sát đới khai thác của giếng, lưu lượng khai thá c cần được nghiên cứu điều chỉnh hợp lý, thậm chí dừng khai thác hoặ c khai thá c vớ i lưu lượ ng tố i thiểu Các giếng cách xa vùng nước xâm nhập có thể khai thá c tăng cườ ng
Ngoà i ra, do nướ c xâm nhậ p tớ i giế ng khai thá c, lượ ng nướ c khai thá c tăng lên, dẫ n đế n giả m chênh á p hoặ c có
(4) σ2 = ∆P
H(1- η )1
σ2 = ∆PH (1 - 10,60) σ2 = ∆PH (1 - 0,92) σ2 = ∆PH (1 - 0,31)
Trang 3thể là m cho giế ng ngừ ng khai thá c, vì vậ y cầ n phả i
á p dụ ng khí nâng (gaslift) để tăng chênh á p hoặ c duy trì khai thá c củ a giế ng
4 Tăng cường khai thác ở các khối có chế độ thủy động lực tương đố i riêng biệt
Khối đá móng mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng được phân chia thành nhiều khối, trong đó mỗi khối có đặc trưng thấm chứa khác nhau với mứ c độ lưu thông thủy động lực giữa các khối ké m Mỏ Sư Tử Đen được chia thành các khối A, B, C, D, E Mỏ Sư Tử Vàng được phân chia thành các khối A1, A2, B, C, D1, D2 Từ kết quả phân tích PVT của các mẫu dầu lấy được, có thể chia khu vực này thành các đơn
vị thủy động lực lớn hơn: Tây Nam mỏ Sư Tử Đen, Đông Bắc mỏ Sư Tử Đen, khu vực mỏ Sư Tử Vàng Hình 2 và 3 thể hiện đặ c trưng độ ng thá i khai thá c trong khối A và B khu vự c Tây Nam mỏ Sư Tử Đen Hình 2 và 3 cho thấy động thái khai thác khối
A và B rấ t khác nhau, đặc biệt về độ ngập nước và lưu lượng khai thác, chứng tỏ khối A và khối B có
sự khác biệt về chế độ thủy động lực Đây là 2 khối cùng phân bố ở khu vực Tây Nam mỏ Sư Tử Đen Động thái khai thác của khối B, khu vực Tây Nam và khối E, khu vực Đông Bắc cũng có khác biệt lớn Bức tranh này tương tự khối móng nâng mỏ Bạch Hổ,
là một đối tượng bị phân chia thành những khối
có mức độ lưu thông thủy động lực kém, trong đó khối I là khối chính chiếm khoảng 60% tổng trữ lượng toàn thân dầu Việc phân chia khối móng nứ t
nẻ trướ c Đệ Tam mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng thành các khối có chế độ thủy động lực khá c nhau có ảnh hưởng rất lớn đến hệ số thu hồi dầ u của toà n mỏ Với cùng một số lượng giếng khai thác, mỏ càng
bị chia cắt ra nhiều khối nhỏ có chế độ thủy động lực khá c nhau thì khả năng thu hồi cà ng thấ p Do
đó, các giải pháp cần thiết để nâng cao hệ số thu hồi trong trường hợp thân dầu bị phân chia thành các khối có chế độ thủy động lực riêng biệt, đặc biệt đối với các khối có đặc trưng thấm chứa thấp cần được thực hiện Hiện nay tại mỏ Sư Tử Đen, các giếng khai thác chủ yếu tập trung ở khối B, khu vực Tây Nam Các khối C, D, ngay cả khối E cần phải được xem xét bổ sung giếng khai thác
Trong phạm vi bài báo này, nhóm tác giả chỉ đề cập cơ sở khoa học nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu khí, bỏ qua các hạn chế về công nghệ và kinh
Hình 1 Nước áp sườn từ các thành tạo Oligocene xâm lấn vào thân dầu trong đá móng
mỏ Sư Tử Đen - Sư Tử Vàng sau một thời gian khai thác [2]
0 5000 10000 15000 20000 25000
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
1-Sep-02 14-Jan-04 28-May-05 10-Oct-06 22-Feb-08 6-Jul-09 18-Nov-10 1-Apr-12 14-Aug-13
Áp suất đáy giếng
Độ ngập nước Lưu lượng dầu
0 5000 10000 15000 20000 25000
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
1-Sep-02 1-Aug-04 2-Jul-06 1-Jun-08 2-May-10 1-Apr-12
Áp suất đáy giếng
Độ ngập nước Lưu lượng dầu
Hình 3 Đặ c trưng độ ng thá i khai thá c trong khối B khu vự c Tây Nam mỏ Sư Tử Đen ([2])
Hình 2 Đặ c trưng độ ng thá i khai thá c trong khối A khu vự c Tây Nam mỏ Sư Tử Đen [2]
Trang 4tế với hy vọng làm nền tảng khoa học cho các mỏ có đặ c
điể m đị a chấ t tương tự Đối với các mỏ hay khối với trữ
lượng dầu thu hồi dưới 10 triệu tấn, mạng lưới giếng khai
thác có thể phải đan dày tới 0,5 - 1,5km Trong điều kiện
ngoài biển, mức độ bất đồng nhất của đá chứa quá cao,
khó có thể đan dày mạng lưới giếng theo lý thuyết nên
cần phải nghiên cứu thật kỹ đặc điểm phân bố các đới nứt
nẻ bao gồm hướng đổ, mật độ để thiết kế giếng sao cho
có thể gặp các đới nứt nẻ cao nhất
5 Kết luận
Để nâng cao hệ số thu hồi dầu đối với thân dầu trong
đá móng trước Đệ Tam mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng có thể
áp dụng giải pháp hạn chế ảnh hưởng xấu và tăng cường
ảnh hưởng tích cực các yếu tố địa chất như: tố i ưu hệ
thống giế ng khai thá c và bơm é p, tối ưu chế độ khai thác,
hạn chế ảnh hưởng của nước áp sườn và khoan đan dày ở
các khối có chế độ thủy động lực riêng biệt Đây là vấn đề
được nhóm tác giả tổng hợp và đề xuất, cần tiếp tục được
nghiên cứu và khắc phục các hạn chế về công nghệ, góp phần nâng cao hệ số thu hồi dầu khí cho thân dầu trong móng mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng và các mỏ khác có đặ c điể m địa chất tương tự
Tài liệu tham khảo
1 Н.P Лeбeдинeц Изучение и разрaбoткa
нефтяных месторождений в трeщинных кoллeктoрaх
Изд Нaукa Москва 1997
2 Công ty Liên doanh Điều hành Cửu Long
Geological and reservoir simulation - Advance Halo Model -
Su Tu Vang 2013.
3 Hoàng Văn Quý và nnk Sơ đồ công nghệ và xây
dựng hiệu chỉnh mỏ Bạch Hổ Vietsovpetro 2008.
4 Đặ ng Ngọ c Quý , Hoà ng Văn Quý Thân dầu trong
đá móng trước Đệ Tam mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng và các yếu
tố địa chất ảnh hưởng tới khả năng thu hồi dầ u Tạ p chí Dầ u
khí 2014; 2: trang 12 - 16
Summary
The geological characteristics of fractured basement reservoirs of Su Tu Den and Su Tu Vang oil fi elds are very com-plicated Many geological factors, such as the geological heterogeneity that causes separated hydrodynamic blocks, the characteristics and densities of faults and fracture systems, and the presence of edge water drive (aquifer) from Oligocene, may infl uence oil recovery In order to increase and enhance oil recovery factor for Su Tu Den and Su Tu Vang basement reservois, some solutions are proposed in this paper for limiting the negative impact and enhancing the possitive impact of geological factors such as optimising production well system and production monitoring plan, reducing the invasion of edge water, and intensifying oil recovery in separated hydrodynamic blocks.
Key words: Edge water, optimise production system, production monitoring plan, oil recovery factor, hydrodynamic force,
gravity, hydrodynamic gradient, gravity gradient.
Solutions for enhancing oil recovery factor for fractured basement reservoirs of Su Tu Den and Su Tu Vang oil fields
Dang Ngoc Quy, Hoang Van Quy
Petrovietnam Exploration Production Corporation
Trang 51 Giới thiệu
Bể Nam Côn Sơn gồm các dạng đối tượng chứa dầu
và khí rất đa dạng trong móng nứt nẻ trước Đệ Tam, trong
cát kết Oligocene trên và Miocene dưới, trong cát kết và
đối tượng carbonate tuổi Miocene giữa Ngoài ra, bể Nam
Côn Sơn còn gặp các hệ thống dầu và khí trong các dị
thường áp suất cao, nhiệt độ cao và nằm ở vùng nước
sâu [11] Hiện tượng HPHT được phát hiện trong khu vực
trầm tích Cenozoic thay đổi từ Tây sang Đông có bề dày
5.000 - 14.000m
Đến nay, ở bể Nam Côn Sơn đã có gần 100 giếng
khoan thăm dò, thẩm lượng và phát triển khai thác Tại
một số giếng khoan, gradient áp suất đạt 1,6MPa/100m
(04-3A-1X, 04-3-MC-2X…); thậm chí có giếng khoan
gradient áp suất đạt 1,9 - 2,04MPa/100m (04-1-ST-1X,
04-SDN-1X, 05-2-HT-1X…) Từ chiều sâu 2.500m trở xuống
xuất hiện khoảng áp suất tăng cao,
ngay bên dưới các đới đất đá tuổi
Pliocene Khoảng chênh giữa áp suất
vỉa và áp suất nứt vỉa rất nhỏ (chỉ 1ppg)
trong tầng Miocene gây khó khăn cho
công tác khoan và hoàn thiện giếng
Tại bể Nam Côn Sơn, đã phát
hiện nhiệt độ cao tại 25 giếng, trong
đó tập trung trong địa tầng có tuổi
Miocene giữa và Miocene sớm Tại các
giếng 04-2-SB-1X và 04-2-NB-1X, nhiệt
độ trên đáy giếng dao động từ 135 -
170oC ở chiều sâu từ 3.800 - 4.000m
Hiện tượng áp suất cao, nhiệt độ cao
xuất hiện tại giếng khoan 05-2-HT-2X,
ở chiều sâu 3.740m nhiệt độ trên đáy
giếng là 172oC và áp suất vỉa 74MPa; tại giếng 05-1c-DN-2X-ST2, ở chiều sâu 4.245m gặp nhiệt độ 185oC, áp suất vỉa 98,7MPa; tại giếng 04-2-HT-1X ở chiều sâu 4.548m nhiệt độ trên đáy giếng là 210oC và áp suất vỉa 91MPa [8, 9] Hình 1 thể hiện sự phân bố nhiệt độ các giếng khoan
mỏ Hải Thạch và áp suất đáy tại khu mỏ Mộc Tinh
Trong điều kiện áp suất cao và nhiệt độ cao, việc thi công giếng khoan tiềm ẩn nhiều rủi ro cho quá trình khoan và trám xi măng giếng khoan Trong giếng khoan
có áp suất và nhiệt độ biến đổi lớn sẽ làm tăng ứng suất phá vỡ độ ổn định của vành đá xi măng, làm biến dạng cột ống chống ảnh hưởng đến sự liên kết cột ống chống với vành đá xi măng và khả năng cách ly của đá xi măng Kết quả khoan tại bể Nam Côn Sơn cho thấy việc
sử dụng các phụ gia vữa xi măng chưa phù hợp với môi trường trong giếng, dẫn đến độ thấm của đá xi măng tăng
CÁC TÍNH CHẤT CƠ HỌC CỦA ĐÁ XI MĂNG TRÁM GIẾNG KHOAN TRONG ĐIỀU KIỆN ÁP SUẤT CAO, NHIỆT ĐỘ CAO BỂ NAM CÔN SƠN
ThS Trương Hoài Nam
Tập đoàn Dầu khí Việt Nam Email: namth@pvn.vn
Tóm tắt
Bể trầm tích Nam Côn Sơn có điều kiện địa chất rất phức tạp, đặc biệt nhiệt độ cao đến 200 o C và gradient áp suất vỉa lên đến 2MPa/100m Áp suất cao, nhiệt độ cao (HPHT) tiềm ẩn nhiều rủi ro và phức tạp trong quá trình khoan và trám xi măng giếng khoan - một trong những công đoạn có tính chất quyết định đến chất lượng thi công và an toàn Kết quả nghiên cứu ảnh hưởng của HTHP đến các tính chất cơ học của đá xi măng là cơ sở quan trọng để thiết kế đơn pha chế vữa xi măng trám các giếng khoan đạt hiệu quả cao và an toàn.
Từ khóa: Vữa xi măng trám, áp suất cao nhiệt độ cao, silica SSA-1.
Hình 1 Biểu đồ phân bố nhiệt độ (a) và áp suất (b) [8]
Trang 6nhanh theo thời gian, độ bền của đá giảm, sự liên kết giữa
đá và cột ống kém, gây ra áp suất trong cột ống; tại một số
giếng xuất hiện hiện tượng vành đá xi măng bị biến dạng,
co ngót, nứt vỡ
Hiện nay trong ngành dầu khí chưa có loại xi măng
được tiêu chuẩn hóa để trám xi măng các giếng khoan
HTHP Do đó, xi măng Portland G-API vẫn là loại xi măng
được sử dụng phổ biến để trám giếng khoan sâu Vì vậy,
nhất thiết phải bổ sung phụ gia bền nhiệt, để duy trì và
nâng cao độ bền và giảm độ thấm của đá xi măng
Các kết quả nghiên cứu và tổng hợp kinh nghiệm
về ảnh hưởng của HPHT đến các tính chất cơ học của
đá xi măng cho phép thiết kế hệ vữa xi măng phù hợp,
góp phần nâng cao chất lượng và hiệu quả thi công
các giếng khoan thăm dò, khai thác dầu khí tại bể Nam
Côn Sơn
2 Ảnh hưởng của HPHT đến độ bền nén của hệ xi măng
trám giếng khoan
2.1 Phân cấp áp suất cao nhiệt độ cao bể Nam Côn Sơn
Các giếng HPHT được quy ước là các giếng có nhiệt
độ tĩnh trên đáy từ 150oC và áp suất vỉa từ 46MPa trở lên
Halliburton phân chia HPHT thành 3 cấp (Bảng 1)
Các dấu hiệu HTHP tại bể Nam Côn Sơn phần lớn tập
trung trong địa tầng tuổi Miocene sớm và Miocene giữa,
có thể phân loại thành 2 cấp (Hình 2):
- Cấp HP/HT: nhiệt độ từ 150 - 175oC và áp suất từ
69 - 103MPa;
- Cấp ex-HP/HT: nhiệt độ từ 175 - 200oC và áp suất
trên 103 - 138MPa
2.2 Ảnh hưởng của nhiệt độ cao đến đá xi măng
2.2.1 Xi măng trám giếng khoan dầu khí
Xi măng Portland mác G là loại xi măng được sử
dụng chủ yếu để trám các giếng khoan sâu có phối hợp
với các phụ gia khác Thành phần của xi măng Portland
gồm: 3CaO•SiO
2 (C
3S) chiếm 50 - 70%; 2CaO•SiO
2 (C
2S) chiếm 15 - 30%; 3CaO•Al
2O
3 (C
3A) chiếm 5 - 10%;
4CaO•Al
2O
3•Fe
2O
3 (C
4AF) chiếm 5 - 15%; CaSO
42H
2O (CSH
2) chiếm 4 - 6% [1, 4, 5]
C
3S có vận tốc thủy hóa cao nhất, tạo ra độ bền và tăng nhanh độ bền trong thời hạn đóng rắn sớm Thành phần C
2S đóng rắn chậm hơn sẽ kéo dài đóng rắn của đá
xi măng C
3A quyết định sự ngưng kết ban đầu và tăng nhanh độ bền trong thời hạn đóng rắn sớm do hoạt tính thủy hóa cao hơn Vai trò của C
4AF trong quá trình ngưng kết giống C
3A, nhưng phụ thuộc nhiều vào nhiệt độ và chất lượng phụ gia
Ở nhiệt độ dưới 100oC sản phẩm thủy hóa của xi măng Portland là gel calcium silicate hydrate (C-S-H (II) hoặc C2SH2) và calcium hydroxide Ca(OH)2 Vữa xi măng đạt độ bền trong thời gian tương đối lâu (từ vài ngày đến vài năm) cho đến khi đạt được độ bền tới hạn
Ở nhiệt độ trên 100 - 120oC, gel C-S-H biến đổi thành dicalcium silicate hydrate (-C2S (C
2SH(A) và xi măng đạt đến độ bền cực đại trong vài tuần đầu tiên và sau đó độ bền giảm dần Đây là hiện tượng do biến đổi hình thái cấu trúc tinh thể của xi măng và được gọi là sự suy giảm độ bền (strength retrogression)
Khi nhiệt độ > 160oC, C-H-S chuyển thành -hydrate
C2SH (C2SH(C)) và khi nhiệt độ < 202oC, C-S-H tạo thành
C3S có công thức đầy đủ là Ca6(Si2O7)(OH)6, thay đổi các tính chất lý - hóa và cơ học [3]
Nhiệt độ tăng khiến độ thải nước tăng, sức bền nén của xi măng giảm và độ thấm tăng, ảnh hưởng đến chất lượng trám giếng, giảm tuổi thọ, dễ gây ra phức tạp trong quá trình khai thác
HP/HT > 300 o F (150 o C) - 350 o F (175 o C ) > 10.000psi (69MPa) - 15.000psi (103MPa)
Ex-HP/HT > 350 o F (175 o C) - 400 o F (200 o C ) > 15.000psi (103MPa) - 20.000psi (138MPa)
Ultra HP/HT > 400 o
F (200 o
C ) > 20.000psi (138MPa)
Bảng 1 Bảng phân cấp HPHT [7]
Hình 2 Bảng phân cấp HPHT các mỏ bể Nam Côn Sơn [9]
Trang 72.2.2 Biện pháp chống suy thoái độ bền
Việc bổ sung silica vào xi măng cho phép tạo ra pha xi
măng giàu silica giống như tobermorite và xonolite, tăng
độ bền nhiệt, duy trì chất lượng của xi măng và ngăn chặn
suy giảm độ bền Giải pháp này được áp dụng từ năm 1950
và đến nay đã trở thành tiêu chuẩn công nghiệp [3, 10]
Silica là phụ gia bền nhiệt được sử dụng trong hệ
vữa xi măng trám giếng khoan gồm: cát thạch anh, được
nghiền đạt cỡ hạt từ 175 - 200mm; bột silica (silica fl our) có
cỡ hạt 200 - 300 mesh; silica siêu mịn (silica fume) - phụ gia
siêu phân tán từ pha khí khi nung hợp kim silica, có hàm
lượng cao các silica vô định hình; nanosilica có kích thước
nhỏ hơn các hạt xi măng trung bình 1.000 lần, thường sử
dụng cỡ hạt loại từ 5 - 50nm và loại từ 5 - 30nm [5]
Để trám giếng khoan có nhiệt độ cao trên thềm lục
địa Việt Nam một số nhà thầu khoan như: Nowsco, Dowell/
Schlumberger, Demitsu/Schlumberger, BJ, Halliburton đã
sử dụng silica với hàm lượng 35% trong hỗn hợp trám
giếng Theo nghiên cứu [4, 5], việc bổ sung 40% oxide silic
là chưa đủ để bảo đảm đạt độ bền của đá xi măng trong
các giếng khoan có nhiệt độ trên 500oF hoặc cao hơn
Để xác định hàm lượng silica tối ưu đến các tính chất
cơ học của vành đá xi măng giếng khoan trong điều kiện áp
suất cao, nhiệt độ cao tại bể Nam Côn Sơn, tác giả đã tiến
hành nghiên cứu ảnh hưởng nhiệt độ các cấp khác nhau
Kết quả cho thấy việc sử dụng silica nhãn hiệu SSA-1TM để bổ
sung cho hỗn hợp xi măng trám đem lại hiệu quả cao [8, 9]
SSA-1TM (silica fl our) là loại oxide silic kết tinh, một
loại phụ gia bền nhiệt do Halliburton sản suất SSA-1TM có
khối lượng riêng: 2,60 - 2,63g/cm3; cỡ hạt 200 - 300 mesh
(35%), 100 - 200 mesh (8%) và > 100 (0,2%), và chọn tỷ lệ
35% theo khối lượng của xi măng nền
2.3 Ảnh hưởng của HPHT đến độ bền nén
2.3.1 Độ bền nén
Trong thi công trám xi măng giếng khoan dầu khí, giá
trị độ bền nén là chỉ tiêu duy nhất để đánh giá tính chất
của vành đá xi măng, đảm bảo khả năng gia cố và độ kín khoảng không vành xuyến Trong điều kiện bình thường,
xi măng có độ bền nén 3,5MPa có thể xem như thỏa mãn cho công tác trám xi măng Trong các giếng khoan HPHT, các ứng suất luôn biến đổi do các tác động cơ học, do áp suất và nhiệt độ thay đổi theo chế độ khai thác Sự thay đổi các điều kiện trong giếng khoan làm phát sinh các ứng suất phá vỡ sự ổn định của vành đá xi măng ngoài cột ống chống Các ứng suất kiến tạo và sự biến đổi về áp suất hoặc nhiệt độ trong giếng khoan có thể làm rạn nứt vành
đá và sụt lún Đường kính cột ống chống bị biến dạng do tác động của sự biến đổi nhiệt độ và áp suất có thể phá vỡ
sự dính kết của vành đá xi măng với cột ống chống hoặc tầng chứa, tạo thành các khe hở vi mô [1, 2, 6]
2.3.2 Thiết kế hệ vữa xi măng trám giếng khoan
Thành phần chủ yếu của hệ vữa xi măng cho giếng khoan trong điều kiện HPHT bể Nam Côn Sơn gồm: xi măng nền, chất tăng trọng, phụ gia bền nhiệt, nước trộn
và các phụ gia chậm đông kết, giảm độ thải nước, các thông số lưu biến, chống thấm, phụ gia gia cường cơ tính của đá xi măng Trên cơ sở tổ ng kế t hệ vữ a xi măng sử
dụ ng cho cá c giế ng đã khoan tạ i Lô 05-2 và 05-3 [8], tác giả đề xuấ t công thức, thành phần, hàm lượng vật liệu, phụ gia… cho hệ vữ a xi măng trám giế ng khoan HPHT bể Nam Côn Sơn (Bảng 2)
2.3.3 Thiết bị đo độ bền đá xi măng bằng siêu âm (UCA)
Tác giả xác định độ bền của đá xi măng bằng thiết bị siêu âm - UCA (Hình 3) Nguyên lý hoạt động của UCA dựa trên sự liên kết giữa thời gian tín hiệu siêu âm xuyên qua
và độ bền nén của mẫu đá xi măng đo bằng sự phá hủy dưới tác động của tải trọng cơ học (Hình 4) Trong đó, “độ bền âm học” là mức độ phát triển độ bền của mẫu đá xi măng và đo trực tiếp vận tốc âm xuyên qua mẫu “Độ bền nén” được đo trực tiếp và xác định bởi lực cần thiết để phá hủy mẫu đá xi măng Hai trị số được xác định trong cùng điều kiện, nhưng với phương pháp khác nhau, trị số tuyệt đối không nhất thiết giống nhau Ưu điểm của UCA là có
2 Silica SSA-1, SSA-2 % kL 35 Phụ gia bền nhiệt
3 HiDENSE N o 4 (FeTiO2) % kL 40 Phụ gia tăng trọng
Bảng 2 Đơn pha chế hệ xi măng giếng khoan HPHT bể Nam Côn Sơn
Trang 8thể quan sát sự phát triển độ bền theo thời gian, dự báo
thời gian chờ đóng rắn xi măng, xác định độ bền trong
điều kiện HPHT
2.3.4 Kết quả thí nghiệm
Bảng 3 tổng hợp các kết quả thí nghiệm về ảnh
hưởng của HPHT đến độ quánh của vữa xi măng với hàm
lượng 35% silica SSA-1ATM [8]
- Bổ sung phụ gia HR-25L và CFR-3L là giải pháp chủ
yếu và hiệu quả để duy trì và cải thiện các tính chất công
nghệ của xi măng: tăng thời gian quánh của vữa xi măng
đạt trị số 100Bc (độ quánh Bearden) trong khoảng 6 - 8
giờ, đảm bảo an toàn trong thời gian bơm ép; làm chậm
thời gian ngưng kết của vữa xi măng; ngăn ngừa sự suy
thoái độ bền của xi măng và nâng cao các tính chất cơ
học của vành đá xi măng ở nhiệt độ trên đáy giếng khoan
(140 - 180oC)
- Phụ gia tăng trọng Hi-Dense được sản xuất từ
nguyên liệu khoáng hematite, không nhiễm từ, không
chứa phóng xạ đáp ứng các yêu cầu chất làm nặng nhờ
độ phân tán cao, bảo đảm độ ổn định (không lắng đọng)
của vữa Trong phụ gia chứa các oxide sắt có thể tạo ra các
hydration ferret và alumoferit độ bền cao, ổn định trong
vữ
Xi măng Holcim G % kL 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 Chất ổn định độ bền - SSA-1 % kL 35,00 35,00 35,00 35,00 35,00 35,00 35,00 35,00 35,00 35,00 Chất tăng trọng - Hidense-4 % kL - - - 35,00 35,00 40,00 40,00 40,00 40,00 40,00 Chất tăng trong MicroMax FF % kL - - - 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 Chất giãn nở Microbond HT % kL - - - 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 Chất tăng cơ tính - WellLife 897 % kL - - - 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00 7,00
Tăng độ bền kéo FDP-C765 % kL - - - 0,70 0,70 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 Chất chống tạo bọt - D-Air 4000L gps 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 Chất giảm độ thải nước Halad-413 gps 0,50 0,55 0,50 0,40 0,04 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 Phụ gia chậm ngưng kết-HR-25L gps - - - 0,29 - - - 0,27 0,27 0,27 Phụ gia chậm ngưng kết SCR-100 gps 0,02 0,10 0,20 0,70 0,02 0,35 0,26 0,22 0,26 0,26 Phụ gia pha loãng - CFR-3L gps - 0,25 0,30 0,20 0,30 - 0,90 0,90 0,90 0,90 Nước trộn gps 10,05 5,19 5,35 4,46 5,18 7,97 7,97 4,81 4,81 4,81 Mật độ vữa pgp 13,50 15,80 15,80 17,00 16,00 17,00 17,00 18,50 18,50 18,50
Nhiệt độ thí nghiệm o
F 190 190 205 239 230 237 257 302 356 302
Áp suất thí nghiệm psi 5,382 5,482 7,005 8,601 7,324 9,674 9,624 12,900 12,900 12,900
Độ quánh 30Bc giờ, phút 7h55’ - 8h29’ - - 8h48’ - - - -
Độ quánh 50Bc giờ, phút 7h57’ 6h56’ 8h43’ - 7h43’ 8h52’ 8h48’ 7h37’ - -
Độ quánh 70Bc giờ, phút 8h7’ 7h 8h50’ 5h59’ 8h05’ 8h53’ 8h52’ 7h39’ 5h38’ 8h30’
Độ quánh 100Bc giờ, phút 8h15’ 7h7’ 8h54’ 8h00’ 8h08’ 8h53’ 8h53’ 7h46’ 5h42’ 8h35’
Bảng 3 Tổng hợp các kết quả thí nghiệm về sự ảnh hưởng của HPHT đến thời gian quánh của hệ vữa trám giếng khoan
Hình 3 Thiết bị xác định độ bền đá xi măng bằng siêu âm UCA
Hình 4 Sơ đồ nguyên lý làm việc của UCA
Nhiệt độ
Vữa xi măng
Áp suất
Avtoclaz
Nguồn phát xung siêu âm
Bộ tách sóng siêu âm
Đo thời gian tín hiệu siêu ân xuyên qua
Trang 9chất lưu vỉa, cho phép nâng cao độ bền nén của
đá xi măng, giảm hàm lượng thể tích, nhờ đó giảm
được trị số độ nhớt
Độ bền nén của đá xi măng trong các điều kiện
áp suất và nhiệt độ khác nhau được thể hiện trong
Hình 5 - 9 Đường màu lam - thể hiện sự phát triển
độ bền nén; đường màu xanh - nhiệt độ và đường
màu đỏ - thời gian truyền sóng âm trên một đơn vị
khoảng cách Trị số áp suất đặt trong UCA và không
thể hiện trên biểu đồ
Trong Biểu đồ sự phát triển độ bền nén của đá
xi măng có mật độ vữa 15,80ppg (Hình 5), nhiệt độ
tăng từ 80 - 237oF (26,7 - 114oC) và áp suất 20,67MPa
Độ bền tối thiểu của gel bằng 50psi (0,34MPa) trong
thời gian 6 giờ 49 phút; 100psi - 6 giờ 56 phút;
1.000psi - 8 giờ 12 phút; 916psi - 8 giờ và 1.698psi
- 12 giờ; độ bền nén cực đại bằng 1.780psi - 13 giờ,
sau đó giảm dần đạt 1.500psi trong khoảng 22 giờ
Hình 6 thể hiện độ bền nén theo thời gian của
đá xi măng có mật độ vữa 15,8ppg, nhiệt độ từ 80
- 266oF (26,7 - 130oC) và áp suất 3.000psi Quan sát
cho thấy độ bền nén tăng dần: 50psi trong 5 giờ 4
phút; 100psi - 5 giờ 10 phút; 500psi - 5 giờ 59 phút;
859psi - 12 giờ; 860psi - 24 giờ; 1.000psi - 29 giờ 35
phút; 2.681psi - 48 giờ
Biểu đồ độ bền nén của xi măng có mật độ vữa
17ppg, nhiệt độ từ 80 - 275oF và áp suất 3.000psi
(Hình 7) cho thấy độ bền gel đạt 50psi trong 9 giờ
9 phút; 100psi - 9 giờ 15 phút; độ bền nén tối thiểu
bằng theo tiêu chuẩn API 500psi trong 10 giờ 6
phút; 1.000psi - 11 giờ 30 phút; 1.104,04psi - 12
giờ Độ bền nén cực đại 1.595psi đạt được trong
24 giờ
Hình 8 thể hiện độ bền nén của xi măng có
mật độ vữa 17ppg, nhiệt độ từ 75 - 310oF và áp suất
3.000psi Độ bền của gel đạt 50psi trong 6 giờ 42
phút; 100psi - 7 giờ 23 phút; 123psi - 8 giờ; 285psi -
12 giờ; độ bền nén tối thiểu 500psi đạt được trong
12 giờ 54 phút; 1.000psi - 15 giờ; 1.941 - 24 giờ; độ
nén cực đại 2.101psi trong 48 giờ
Trong Biểu đồ độ bền nén của xi măng có mật
độ vữa 18ppg, nhiệt độ từ 180 - 360oF và áp suất
3.000psi (Hình 9), độ bền gel 50psi trong 14 giờ 3
phút; 100psi - 14 giờ 16 phút; độ bền nén tối thiểu
theo API 500psi - 15 giờ 21 phút; 1.000psi - 16 giờ
4 phút; độ bền nén cực đại đạt 3.395psi - 24 giờ và
tiếp tục tăng
Hình 5 Biểu đồ độ bền nén của đá xi măng dưới áp suất 3.000psi
và nhiệt độ 237 o F (114 o C)
Hình 6 Biểu đồ độ bền nén của đá xi măng dưới áp suất 3.000 psi
và nhiệt độ 266 o F (130 o C)
Hình 7 Biểu đồ độ bền nén của đá xi măng dưới áp suất 3.000psi
và nhiệt độ 275 o F
Hình 8 Biểu đồ độ bền nén của đá xi măng, dưới áp suất 3.000psi
và nhiệt độ 310 o F
Trang 10Hình 9 Biểu đồ độ bền nén của đá xi măng dưới áp suất 3.000psi
và nhiệt độ 360 0 F
Hình 10 Thiết bị MPRO - Model 6265 Chandler Engineering
Kết quả Hình 5 - 9 cho thấy độ bền nén của đá
xi măng tăng dần và đạt các giá trị cực đại dưới tác động của áp suất cao và gia tăng của nhiệt độ đối với loại vữa có tỷ trọng khác nhau Trong điều kiện bình thường, xi măng có độ bền nén 3,5MPa đạt yêu cầu cho công tác trám xi măng Các mẫu đá xi măng trong điều kiện nhiệt độ cao đạt trên 10MPa, đáp ứng yêu cầu trám giếng khoan
- Sử dụng xi măng mác G làm xi măng nền, có
bổ sung 35% silica SSA-1 và một số chất phụ trợ khác,
độ bền nén của vành đá xi măng đáp ứng các yêu cầu về chất lượng trám xi măng giếng khoan trong điều kiện áp suất cao nhiệt độ cao của bể Nam Côn Sơn, cấp HPHT và ex-HPHT
- Khi sử dụng xi măng Portland để trám giếng khoan trong điều kiện nhiệt độ > 100oC cần sử
dụ ng silica
Thực tế cho thấy hơn 90% tổng độ bền nén của
xi măng trong giếng khoan thường phát triển trong
48 giờ sau thời gian khuấy trộn, nên có thể xác định
độ bền nén trong khoảng 48 giờ Đây cũng là thời gian tối thiểu trước khi đo địa vật lý giếng khoan
3 Ảnh hưởng của HPHT đến tính chất đàn hồi của
đá xi măng
3.1 Tính chất biến dạng của đá xi măng
Đá xi măng bị biến dạng như vật thể đàn hồi
- giòn và bị phá hủy khi ứng suất đạt đến giới hạn đàn hồi
Để bảo đảm độ kín của khoảng không trong vùng tiếp xúc “đá xi măng - cột ống chống” cần phải tạo ra áp suất nhất định từ đá xi măng Độ kín của giếng khoan phụ thuộc nhiều vào sự thay đổi thể tích đá xi măng khi đóng rắn Để đạt được điều đó cần sử dụng hỗn hợp trám, có thể nở trong quá trình tạo cấu trúc Vì vậy, trị số nở cần phải lớn hơn so với
sự giảm thể tích của hệ do hiện tượng co ngót, đồng thời không được vượt quá lực tới hạn ép nén hoặc phá vỡ sự ổn định của cột ống chống
Trong điều kiện HPHT, vành đá xi măng bên ngoài cột ống chống phải có độ mềm dẻo nhất định nên cần sử dụng xi măng có trị số module Young thấp [2] Để đá xi măng tiếp xúc tốt với cột ống chống và thành giếng xi măng giãn nở sau khi đóng rắn, cần bổ sung phụ gia giãn nở WellLifeTM
trong đơn pha chế vữa
Hình 11 Ảnh hưởng của nhiệt độ đến hệ số Poisson, module Young và độ bền nén
Đặc tính kỹ thuật:
Đo các thông số: Hệ số Poisson, module Young, module giãn nở thể tích,
độ bền nén.
Nhiệt độ tối đa: 204 o C (400 o F)
Áp suất tối đa: 52MPa (7.500psi) Phần mềm hiển thị đồ thị các thông số
thí nghiệm và các thông số tính chất cơ học trong chế độ thời gian thực.