Luận án Tiến sĩ Kỹ thuật: Nghiên cứu các giải pháp hợp lý để tận thu dầu trong cát kết Mioxen hạ, mỏ Bạch Hổ

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT

PHẠM ĐỨC THẮNG NGHIÊN CỨU CÁC GIẢI PHÁP HỢP LÝ ĐỂ TẬN THU DẦU TRONG CÁT KẾT MIOXEN HẠ, MỎ BẠCH HỔ LUẬN ÁN TIẾN SĨ KỸ THUẬT

Hà Nội - 2014

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT

PHẠM ĐỨC THẮNG NGHIÊN CỨU CÁC GIẢI PHÁP HỢP LÝ ĐỂ TẬN THU DẦU TRONG CÁT KẾT MIOXEN HẠ, MỎ BẠCH HỔ

Ngành: Kỹ thuật dầu khí Mã số : 62520604

LUẬN ÁN TIẾN SĨ KỸ THUẬT

NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC: 1. PGS.TS. CAO NGỌC LÂM 2. TS. NGUYỄN VĂN MINH

Hà Nội - 2014

i

LỜI CAM ĐOAN

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 ai công bố trong một công

trình nào khác.

Hà Nội, ngày tháng năm 2014

Tác giả

Phạm Đức Thắng

ii

MỤC LỤC

Trang

Trang phụ bìa

Lời cam đoan i

Mục lục ii

Danh mục các ký hiệu, các chữ viết tắt v

Danh mục các bảng biểu vii

Danh mục các hình vẽ ix

MỞ ĐẦU 1

Chương 1- TỔNG QUAN GI T NG T U I ẦU 8

P ƯƠNG P ÁP BƠM ÉP K Í NƯỚC LUÂN P IÊN

ác giai đoạn khai thác dầu 8

iai đoạn khai thác c p 9

iai đoạn khai thác thứ c p 9

iai đoạn khai thác tam c p -Tăng cường thu h i dầu 9

1.2. hư ng pháp pháp b m p kh nư c luân phi n 10

p u t trộn l n tối thiểu MM 10

1.2.2. Các c chế trộn l n giữa kh v dầu 12

1.2.2.1. chế trộn l n h n hợp tiếp x c một lần 12

1.2.2.2. chế trộn l n h n hợp tiếp x c nhi u lần 14

1.2.3. C chế đ y dầu bằng nư c v kh (mô hình c u tr c v a) 18

1.2.4 T ố linh động 20

ác hiện tượng xả ra khi áp dụng phư ng pháp b m p 22

1.2.5.1. iện tượng phân tỏa dạng ng n (Viscous fingering) 22

1.2.5.2. iện tượng phân đ i t tr ng ravit gr gation 23

ác ếu tố ảnh hư ng t i hiệu uả b m p 24

1.2.6.1. nh hư ng của tốc độ b m p 24

1.2.6.2. nh hư ng của độ l n n t b m p 25

1.2.6.3 nh hư ng của t ố t lệ giữa nư c v kh 27

1.2.6.4 nh hư ng của độ d nh ư t l n hiệu uả thu h i dầu 28

nh hư ng của c u tạo v a l n hiệu uả thu h i dầu 30

1.3. ác dự án b m p kh nư c luân phiên trên thế gi i 34

iii

1.3.1. Mỏ Magnu v i dự án b m p 34

1.3.2. Mỏ Ula v i dự án b m p 36

Dự án b m p thử nghiệm kh h drocarbon tại mỏ ạng Đông, 37

Việt Nam

1.4. ác dự án đ áp dụng b m p kh tr n thế gi i 38

Chương 2- T ỰC TRẠNG K I T ÁC LỰ C ỌN BƠM ÉP 40

K Í NƯỚC LUÂN P IÊN CHO TẦNG C Ứ CÁT KẾT

MIOXEN Ạ, MỎ BẠC Ổ

40 Khái uát chung v mỏ Bạch ổ

41 2.2. Đ c trưng đ a ch t của tầng chứa cát kết Mioxen hạ

43 2.3. Trữ lượng dầu kh tại ch v trữ lượng thu h i

2.4 Thực trạng khai thác tầng chứa cát kết Miox n hạ, mỏ Bạch ổ 44

ác phư ng pháp tăng cường thu h i dầu phổ biến Việt Nam 46

49 2.6. iện trạng nghi n cứu, triển khai các phư ng pháp khai thác tam c p

cho tầng chứa cát kết Mioxen hạ, mỏ Bạch ổ

7 Nghi n cứu lựa ch n phư ng pháp tăng cường thu h i dầu cho tầng 51

chứa cát kết Miox n hạ, mỏ Bạch ổ

2.8. Ti m năng gia tăng thu h i dầu tại tầng Miox n hạ, mỏ Bạch ổ 53

2.9. Tình hình khai thác, trữ lượng v ti m năng thu gom kh 54

Chương 3- NG IÊN CỨU BẰNG T Í NG IỆM ĐÁN GIÁ 58

IỆU QUẢ BƠM ÉP KHÍ NƯỚC LUÂN P IÊN C O TẦNG CÁT

KẾT MIOXEN Ạ, MỎ BẠC Ổ

58 3 hu n b th nghiệm

58 3 M u l i

60 3 M u lưu thể v a

63 3 Th nghiệm tìm áp u t trộn l n tối thiểu

63 3 Mô tả thiết b th nghiệm

65 3 Qu trình th nghiệm

66 3 Kết uả th nghiệm

68 3 4 Đánh giá kết uả th nghiệm

Th nghiệm hạ áp u t trộn l n tối thiểu bằng t lệ pha trộn kh hợp lý 70

74 3.4. Th nghiệm b m p tr n m u l i

iv

75 3.4 Mô tả thiết b th nghiệm

76 3.4 Qu trình th nghiệm

78 3.4 Kết uả th nghiệm

81 3.4 4 Đánh giá kết uả th nghiệm

3.5 iệu uả của b m p cho tầng chứa cát kết Miox n hạ, mỏ 83

Bạch ổ

3.6 Ngu n kh v khả năng áp dụng cho tầng chứa cát kết Miox n hạ, mỏ 85

Bạch ổ

89 3.7 ác ti u ch để áp dụng b m p th nh công

Chương 4- MÔ HÌNH THÂN DẦU MÔ P ỎNG K I T ÁC 91

BƠM ÉP K Í NƯỚC LUÂN P IÊN CHO TẦNG C Ứ CÁT KẾT

MIOXEN Ạ, MỎ BẠC Ổ

91 4 Mô hình đ a ch t - thu động của tầng chứa cát kết Mioxen hạ

92 4 Biện luận các đi u kiện của mô hình thủ động

93 4 hục h i l ch ử khai thác

100 4 4 Lựa ch n đối tượng v các phư ng án b m p AG

4.5. Kết quả mô phỏng, dự báo khai thác 104

KẾT LUẬN KIẾN NG Ị 108

N MỤC CÔNG TRÌN CỦ TÁC GIẢ

T I LIỆU T M K ẢO

P Ụ LỤC

v

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU VÀ CHỮ VIẾT TẮT

- Hệ số thể tích của dầu Bo

- Hiệu su t quét ngang, không thứ nguyên

- Hiệu su t u t đứng, không thứ nguyên

- Hiệu su t đ y, không thứ nguyên

- T số khí dầu EA Ev ED GOR

- Độ th m khí, mD

- Độ th m ngang, mD

- Độ th m dầu, mD Kg Kh Ko

- Độ th m tư ng đối của khí, p.đ.v Krg

- Độ th m tư ng đối của dầu, p.đ.v Kro

- Độ th m tư ng đối của nư c, p.đ.v

- Độ th m thẳng đứng, mD

- Độ th m nư c, mD Krw Kv Kw

- Độ linh động M

- Áp su t, bar, atm P

- Áp su t mao d n, bar, atm Pc

- Bán kính kênh r ng, μm R

- Độ bão hoà khí, % ho c p.đ.v Sg

- Độ bão hoà khí tàn dư, % ho c p.đ.v Sgr

- Độ bão hoà dầu, % ho c p.đ.v So

- Độ bão hoà dầu tàn dư, % ho c p.đ.v Sor

- Độ bão hoà nư c, % ho c p.đ.v Sw

Swr Tv a V

v vinj Vp

- Độ bão hoà nư c dư, % ho c p.đ.v (không thứ nguyên) - Nhiệt độ v a, oC, oF- Độ Fahr nh it oF = 1,8oC + 32) - Thể tích, cm3 - Vận tốc dòng th m, cm/s, cc/giờ, ft/ng - Thể tích b m ép, cm3 - Thể tích l r ng, cm3 - Độ nén, bar-1, atm-1 - Góc dính ư t, độ θ

- Độ nh t, cP μ

vi

- Mật độ, g/cm3 - Sức căng b m t, dyn/cm ho c mN/m σ

- Độ r ng, % ho c p.đ.v

- Độ linh động của khí

- Độ linh động của dầu

- Độ linh động của nư c

Ф g o w

Atm

Bar

- Đ n v đo áp u t atm = 4,6959 psi) - Đ n v đo áp u t bar = 4,5038 psi) - Khai thác dầu tăng cường (Enhanced Oil Recovery) EOR

- chế trộn l n lần (First Contact Miscibility) FCM

- Bộ - Đ n v đo chi u d i ft = 0,3048 m) ft

- Khí Hydrocarbon (Hydrocarbon Gas) HCG

- Thể tích chứa dầu v a của đá drocarbon or Volum HCPV

- Hệ ố thu h i dầu HSTHD

-Thể tích chứa dầu v a ban đầu (Initial Hydrocarbon Pore Volume) IHCPV

- ia tăng thu h i dầu (Improved Oil Recovery) IOR

- Kh ga hoá lỏng Li uid trol um a LPG

- chế trộn l n nhi u lần (Multiple Contact Miscibility) MCM

MMP - p u t trộn l n tối thiểu (Minimum Misible Pressure)

- Viện nghi n cứu khoa h c v thiết kế dầu kh biển

- Đ n v đo t tr ng th o ti u chu n Viện Dầu Kh Mỹ

- Trữ lượng dầu tại ch ban đầu (Original Oil In Place) NIPI oAPI OOIP

- Phần đ n v p.đ.v

- Thể t ch l r ng v a PV

- Tổng ông t Thăm dò v Khai thác Dầu kh PVEP

- Tập đo n Dầu kh Việt Nam PVN

- Các tính ch t dầu v a PVT

- Tầng đ a ch n phản xạ SH

- Viện Dầu kh Việt Nam VPI

VSP - Liên doanh dầu kh Việt- Nga

WAG - B m p kh nư c luân phi n (Water Alternate Gas)

vii

N MỤC BẢNG BIỂU

Trang

Bảng 2.1 T nh ch t v a v ch t lưu 42

Bảng 2 Phân bố trữ lượng tại ch của tầng Mioxen hạ, mỏ Bạch 43

Hổ

Bảng 3 Tình trạng khai thác của Miox n hạ đến ng -12-2012 46

Bảng 4 T nh ch t ch t lưu v đá chứa của một ố v a dầu tại Việt 48

Nam

Bảng 5 T nh ch t v a v đi u kiện để áp dụng b m p kh cho 51

tầng chứa cát kết Miox n hạ, mỏ Bạch ổ th o thống k

của Talb r

Bảng 6 Trữ lượng kh tại ch tại th m lục đ a Đông Nam Việt 55

Nam Tổng hợp các báo cáo đ được VN ph du ệt

Bảng 3.1 Báo cáo đo m u l i tr n má M 59

Bảng 3.2a h t lưu bình đo 60

Bảng 3.2b Kh bình đo 60

Bảng 3.3 Th nh phần kh bình đo v th nh phần dầu v a 62

Bảng 3.4 ác thông ố vật lý dầu tái tạo 62

Bảng 3.5 Kết uả th nghiệm v i c p áp u t b m p 67

Bảng 3.6 Th nh phần kh th p áp v kh ga h a lỏng tại mỏ Bạch 70

ổ

Bảng 3.7 Kết uả th nghiệm v i 7 c p áp u t b m p 71

Bảng 3.8 ố liệu kết uả th nghiệm b m p trư c b m p 78

nư c

Bảng 3.9 ố liệu kết uả th nghiệm b m p au b m p 80

nư c

Bảng 3.10 Kết uả gia tăng thu h i dầu bằng b m p 81

Bảng 3.11 T nh toán lượng kh dùng cho b m p cho tầng 85

chứa cát kết Miox n hạ, mỏ Bạch ổ

Bảng 4.1 Các t nh ch t dầu của tầng chứa cát kết Miox n hạ 92

Bảng 4.2 Kết uả khai thác thực tế v t nh toán vòm Trung tâm v 93

Nam

viii

Bảng 4.3 Kết uả khai thác thực tế v t nh toán của vòm Bắc 94

Bảng 4.4 Th nh phần kh v dầu v a 100

Bảng 4.5 Kết quả chạy dự báo khai thác 104

ix

N MỤC CÁC ÌN Ẽ Đ T Ị

Trang 8 8 10 11 12 13 15 17 19 Hình 1.1 Tổng uan v thu h i dầu ua các giai đoạn khai thác Hình 1.2 iệu uả thu h i dầu ua các giai đoạn khai thác Hình 1.3 ác biện pháp c bản gia tăng thu h i dầu Hình 1.4 Mối uan hệ giữa hiệu u t thu h i dầu v áp u t b m p Hình 1.5 ác c chế trộn l n giữa kh v dầu Hình 1.6 chế trộn l n tiếp x c một lần v pha lo ng của n t L Hình 1.7 chế trộn l n nhi u lần dạng ngưng tụ Hình 1.8 chế dạng trộn l n ba h i đạt được trong b m ép Hình 1.9 ình minh hoạ c chế đ dầu nư c kh luân phi n tr n mô

hình k nh r ng đôi

Hình 1.10 iện tượng phân tỏa dạng ng n v i các t ố linh động khác nhau tr n mô hình điểm ab rmann,

23 24 Hình 1.11 iện tượng phân tỏa dạng ng n trong b m p Hình 1.12 iện tượng phân đ i t tr ng trong b m p opkin

và nnk, 1986)

Hình 1.13 nh hư ng của tốc độ b m p l n hiệu uả thu h i dầu tr n 25

mô hình d nh ư t nư c điểm Black ll v nnk,

Hình 1.14 nh hư ng của tổng n t kh l n hiệu uả thu h i dầu tr n mô 26

hình d nh ư t nư c điểm ndr ,

Hình 1.15 nh hư ng t ố l n hiệu ủa thu h i dầu tr n mô 28

hình điểm d nh ư t nư c ndr ,

Hình 1.16 Kết uả thu h i dầu tr n các mô hình c t nh ch t d nh ư t 29

khác nhau ohrabi, v nnk,

29 30 31 Hình 1.17 Dầu dư tr n đá d nh ư t nư c Hình 1.18 Dầu dư tr n đá d nh ư t dầu Hình 1.19 nh hư ng của t ố Kv/Kh l n hiệu u t thu h i dầu tr n mô

hình v a đ ng nh t arn r, 77

32 Hình 1.20 nh hư ng của t ố Kv/Kh l n hiệu ủa thu h i dầu tr n các

mô hình b t đ ng nh t nrich,

Hình 1.21 nh hư ng của phân l p l n hiệu ủa thu h i dầu ton , 33

1982)

x

Hình 1.22 nh hư ng của tập t l n hiệu uả thu h i dầu ton , 33

1982)

35 36 37 37 38 40 41 Hình 1.23 Đường ống d n kh của mỏ Magnu Hình 1.24 Kết uả b m p cho mỏ Magnu Hình 1.25 V tr mỏ Ula Biển Bắc Hình 1.26 Kết uả b m p cho mỏ Ula Hình 1.27 Dự báo b m p tại mỏ ạng Đông, Việt Nam Hình 2.1 V tr mỏ Bạch ổ tr n th m lục đ a Việt Nam Hình 2.2

hân bố trữ lượng dầu tại ch các mỏ dầu ch nh đang khai thác tại Việt Nam ,

42 44 Hình 2.3 ột đ a tầng tổng hợp tầng ản ph m mỏ Bạch ổ Hình 2.4

hân bổ trữ lượng tại ch v thu h i tầng chứa cát kết Miox n hạ

Hình 2.5 Động thái khai thác tại tầng chứa cát kết Miox n hạ, mỏ 45

Bạch ổ đ phân bố các giếng khoan tầng chứa cát kết Miox n hạ

hân bố trữ lượng kh tại th m lục đ a ph a nam Việt Nam

Hình 2.6 Hình 2.7a Lựa ch n phư ng pháp th o t tr ng dầu v a Hình 2.7b Lựa ch n phư ng pháp th o độ nh t dầu v a Hình 2.7c Lựa ch n phư ng pháp th o độ th m Hình 2.7d Lựa ch n phư ng pháp th o độ âu v a Hình 2.8 Dự kiến tổng ản lượng kh th p áp tại mỏ Bạch ổ Hình 2.9 Hình 2.10 Tình hình phân bố ử dụng kh tại Việt Nam Hình 3.1 hu n b m u l i Hình 3.2 Biểu đ ắc ký kh m u kh bình đo Hình 3.3 Biểu đ ắc ký kh m u kh tách từ dầu bình đo Hình 3.4 Biểu đ ắc ký th nh phần dầu bình đo Hình 3.5a đ c u tạo thiết b đo áp u t trộn l n tối thiểu Hình 3.5b Thiết b đo áp u t trộn l n tối thiểu Hình 3.6 Kết uả đo hiệu uả b m p kh v i các áp u t b m p khác 45 47 47 47 47 54 56 56 58 61 61 62 63 64 67

nhau

Hình 3.7 Mối uan hệ giữa hệ ố thu h i dầu v áp u t b m p ình 3.8 p u t trộn l n tối thiểu MM khi ử dụng kh đ ng h nh 68 72

trộn v i 4 % kh th p áp

xi

Hình 3.9 p u t trộn l n tối thiểu MM khi ử dụng kh đ ng h nh 72

l m gi u bằng các t lệ % L khác nhau

Hình 3.10 Quan hệ giữa áp u t trộn l n tối thiểu v t lệ pha trộn L 72

v i kh đ ng h nh

Hình 3.11a đ thiết b th nghiệm b m p Hình 3.11b Thiết b th nghiệm b m p Hình 3.12 Mối uan hệ giữa hệ ố thu h i dầu v tổng thể t ch b m p 75 76 79

trong b m p trư c b m p nư c

Hình 3.13 Mối uan hệ giữa hệ ố thu h i dầu v tổng thể t ch b m p 81

trong b m p au b m p nư c

Hình 3.14 Tổng hợp uá trình b m p ua các giai đoạn khai 82

thác

Hình 3.15 iệu uả gia tăng thu h i dầu bằng cho tầng cát kết 84

Miox n hạ, mỏ Bạch ổ dựa v o kết uả th nghiệm

Hình 3.16 Dự báo tình hình khai thác kh các mỏ dầu tại b n trũng ửu 86

Long

Hình 3.17 đ t m tắt thu gom kh tại mỏ Bạch ổ Hình 4.1 Đường cong th m pha dầu nư c tầng chứa cát kết Mioxen hạ Hình 4.2 hân bố độ b o hòa dầu vòm Bắc, tầng cát kết Mioxen hạ Hình 4.3 Lưu lượng dầu khai thác vòm Bắc, tầng cát kết Miox n hạ Hình 4.4 hục h i l ch ử khai thác vòm Bắc Hình 4.5 Kết uả phục h i l ch ử giếng Hình 4.6 Kết uả phục h i l ch ử giếng 7 Hình 4.7 Kết uả phục h i l ch ử giếng 7 Hình 4.8 Kết uả phục h i l ch ử giếng Hình 4.9 87 92 94 95 95 95 96 96 96 97

hân bố độ b o hòa dầu vòm Trung tâm v Nam, tầng Miox n hạ

Hình 4.10 Lưu lượng dầu khai thác vòm Trung tâm v Nam, tầng 97

Miox n hạ

Hình 4.11 hục h i l ch ử khai thác vòm Trung tâm và Nam Hình 4.12 Kết uả phục h i l ch ử áp u t đá giếng 4 Hình 4.13 Kết uả phục h i l ch ử độ ngập nư c giếng 4 Hình 4.14 Kết uả phục h i l ch ử áp u t đá giếng 4 Hình 4.15 Kết uả phục h i l ch ử độ ngập nư c giếng 4 97 98 98 98 99

xii

Hình 4.16 Kết uả phục h i l ch ử áp u t đá giếng Hình 4.17 Kết uả phục h i l ch ử độ ngập nư c giếng Hình 4.18 Kết uả phục h i l ch ử tầng cát kết Miox n vòm Bắc au 99 99 101

khi đ chu ển ang mô hình th nh phần

Hình 4.19 Kết uả phục h i l ch ử áp u t đá giếng Hình 4.20 Kết uả phục h i l ch ử áp u t đá giếng 17 Hình 4.21 Mô hình b m p kh các giếng 919, 202, 74, 130 Hình 4.22 Mô hình b m p kh các giếng 919, 202 Hình 4.23 Mô hình b m p kh giếng 130 Hình 4.24 Mô hình b m p kh giếng 74 Hình 4.25 Dự báo ản lượng khai thác các phư ng án đến năm Hình 4.26 Dự báo độ ngập nư c của các phư ng án b m p 101 101 102 103 103 104 105 106

1

MỞ ĐẦU

1. Tính cấp thiết của đề tài

mỏ ồ ă ượ chiế ược q trọ v

h m h th thiế i v i mọi q c i c i t c c ư c c c hi

h t tri ượ h i th c v i mỏ v q t m h i

v i mọi h c hi trư c hi c ư i t m r ồ ă ượ th thế

h h v m i thế i i h hư m h m ế h t tri i h

tế t c Hi ượ mỏ m i ược h t hi m t i m

tr hi ượ mỏ c i t c i tă Đ ch h ý m

c c h h học ã ư vi c hiê cứ v c h ỹ th ật hi i hằm i

tă h th hồi ê h vậ v i tă th hồi (Enhanced

Oil Recovery-EOR) c ược hi ư c hi c t h i th c mỏ

c i t quan tâm.

h ế ượ c c EOR trê thế i i m t tă ê ăm

1997, theo th ê c r v th t ượ h i th c h ăm ằ

c c hư h EOR v h t ượ trê thế i i. Riêng t i

ỹ [79, 80] m t ư c tiê tiế i v h c hi h th tr ăm

t ượ h i th c ược ằ c c hư h EOR chiếm h

t ượ h i th c h ăm ( h th ).

Ở Vi t m hi (2013) có 18 mỏ cụm mỏ ã ược ư v h i th c

ồm: B ch H Rồ m Rồ -Đồi ồi R Đ Phư Đ Hồ

ọc P r z ư ử Đ ư ử V ừ V Đ i H cụm mỏ

PM3- AA & 46 i ư c v Đ c L -L Đỏ Rồ Đ i-Rồ Đ i

… r hữ ăm q vi c h i th c ằ hư h thứ c t i c c

mỏ ã tr v c ượ h i th c c Vi t m c i t tr i i

- 5 hiê tr 5 ăm q ã c hi mỏ m i ược ư v

h i th c hư ượ h i th c vẫ tiế tục i m th i m c c c

mỏ m c ượ cò i tr mỏ hi h i th c thứ c r t

2

Đ h i tă ượ h i th c ồ th i c h th hồi

c c c mỏ ã q i i h th vi c ụ c c i h h i th c

t m c c ý hĩ ết ức q trọ h h v vậ ê c h vi c hiê cứ các

i i h hợ ý hằm t i ư h i th c thứ c th vi c hiê cứ hằm tă

cư th hồi ằ m é h ư c hiê t i t chứ c t ết Mioxen

h , mỏ B ch H r t c thiết v h hợ v i chư tr h hiê cứ tri h i

c c i i h t h c ậ h Vi t m tr ĩ h v c h i th c

hằm c h th hồi tr i i từ ế

T g chứ c t ết Mioxen h có c trúc khá phức t và là m t trong nhữ

thân d khai thác chính c mỏ B ch H . Tuy nhiên, kết qu khai thác t chứ

c t ết Mioxen h mỏ B ch H cho th vỉ ang trong giai o khai thác cu i

cùng, t vỉ v ượ h i th c h ăm i m h h ậ

ư c c tă c . H s thu hồi d cu i cùng th “ ồ thiết kế công

ngh khai thác và xây d mỏ B ch H ” ăm 2008 cho toàn thân d là 31%,

tư ng ư ng 6,144 tri t . Lượ d dư d kiế còn l i kho 28,35 tri t .

Như vậ , lượ d còn l i trong vỉ là r t l và do c ph i tri khai ngay

vi c nghiên cứ , áp dụ các phư ng pháp t i ưu hoá khai thác tậ thu nguồ tài

nguyên này. Trư c nhữ òi hỏi trê hằm m ế h ch ượ ch mỏ

B ch H tr hữ ăm t i, vi c nghiên cứ sinh chọ tài: “Nghiên cứu các

giải pháp hợp lý để tận thu dầu trong cát kết Mioxen hạ, mỏ Bạch Hổ” là r t

c thiết v ứ ê c c th c tiễ h i th c h Vi t m.

2. Mục đích và nhiệm vụ của luận án

Mục ch c luậ án là “Nghiên cứu các giải pháp hợp lý để tận thu dầu

trong cát kết Mioxen hạ, mỏ Bạch Hổ”. Trong ph m vi luậ án này, t c i tậ

tr hiê cứ c c hư h tă cư th hồi h iế ược

ụ trê thế i i v t i Vi t m; h i th c tr h i th c i i vỉ c

t chứ i x h v h ă ụ hư h tă cư th hồi h

hợ ch t chứ chọ r hư h t m c hợ ý h t.

3

Q gi i pháp tam c b m ép khí nư c luân phiên (WAG) ược l

chọ i sâu vào nghiên cứ từ c ý th ết phân tích mẫ lõi trong phòng thí

nghi m ế mô phỏ m é WAG cho t chứ cát kết Mioxen h m t cách cụ

th nh t v hi q c chế d , c chế quét d , nhữ yế t chính h

hư ế hi su t quét d khi áp dụ b m ép WAG. D vào th c tr công

ngh khai thác và i tượ nghiên cứ h giá s b v kh năng áp dụ i i

h m é WAG cho i tượ Mioxen h , mỏ B ch H và ưa ra gi i pháp kh

thi nh t m c tiế t i ụ r rãi ch t mỏ.

Đ t ược mục ch nêu trên, các nhi m vụ c gi i quyết là:

- T q v i tă th hồi v hư h m é h ư c luân phiên.

- h c tr ng khai thác và l a chọ m é h ư c luân phiên cho t chứa cát

ết i x h mỏ B ch H .

- Nghiên cứu ằ thí nghi m v h i hi u qu b m ép khí nư c luân phiên cho

t ng chứ cát kết Mioxen h , mỏ B ch H

- Mô hình thân d v m hỏ h i th c m é WAG cho t chứ cát kết

i x h mỏ B ch H

3. Phương pháp nghiên cứu

Đ gi i quyết các nhi m vụ trên, công tác nghiên cứ ược tiế hành theo

các hư và phư ng pháp sau:

- Phương pháp thư mục: t hợ và phân tích các tài li ị ch t, ị vật lý,

khoan khai thác xây d t quan c s lý thuyết và các phư ng pháp khai

thác hi t i cho i tượ nghiên cứ . Phân tích tình tr khai thác sử dụ các

công cụ phân tích th kê toán học xử lý và phân tích các kết qu phân tích thí

nghi m, trên c s so sánh và luậ gi i tìm ra các c i m, quy luật và m i

quan h tư ng quan xu t gi i pháp h i th c hợ ý. T quan nghiên cứ và

ứ dụ phư ng pháp tam c b m ép khí nư c luân phiên cho t Mioxen h ,

mỏ B ch H .

- Phương pháp thí nghiệm: xây d mô hình thí nghi m d bằ phư ng

pháp tam c b m ép khí nư c luân phiên trên t hợ mẫ lõi c t Mioxen h ,

4

mỏ B ch H x c ị h c c chỉ c h v h giá hi qu thu hồi d c

phư ng pháp b m ép này.

- Phương pháp mô phỏng số: Thừ kế, xem xét mô hình ị ch t và mô hình th

l c thân d c i tượ cát kết Mioxen h , mỏ B ch H . Nghiên cứ , t

hợ tài li u, phân tích thêm các tính ch t c bi t c mẫ lõi, PVT phục vụ cho mô

hình th l c. Xây d mô hình, mô phỏ khai thác bằng ph m m chuyên

dụ E LIP E c t h umberger, tái l lịch sử và d báo khai thác, s b

h giá hi qu khai thác cho các gi i pháp m é WAG tăng cư thu hồi d

cho i tượ Mioxen h , mỏ B ch H .

4. Các luận điểm bảo vệ

Trên c s các kết qu nghiên cứ , tác gi b v các kết qu và luậ i m

khoa học sau:

- Áp su t tr n lẫ t i thi (MMP) c d vỉ v i khí ồ hành c t c t ết

Mioxen h , mỏ B ch H là 350 bar. MMP t ược ú ằ t vỉ hi

t i 55 r hi tr ẫ 4 h th ( h t ch ậc 2 t i mỏ) v i 6 h ồ

hành. Còn khi khí ồ h h ược m i ằ LPG v i c c tỷ h tr h c

h ượt : 5 v 4 m thì MMP c th i m x tư ứ

315 bar, 291 bar, 238 bar, 185 bar và 140 bar.

- B m é WAG trư c m é ư c c th th hồi h 70,5- ượ

tr mẫ tr hi m é ư c chỉ t hi q th hồi h 55 5-60,5%.

B m é WAG t i th i i m m é ư c tậ th thêm ược từ 5 -17,8%.

Kết q ch m hỏ ch th c c hư m é WAG trên mô hình

i x Bắc có h th hồi tă thêm từ 2-10% v ậ ư c i m từ -

45 v i hư h m é ư c

5. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của luận án

5.1. Ý nghĩa khoa học

- Là công trình nghiên cứ ứ dụ tư ng i hoàn chỉ h cho m t án xu t

các gi i pháp khai thác hợ ý hằm tậ thu cho t chứ cát kết Mioxen h , mỏ

5

B ch H từ nghiên cứ ý th ết ế th c hi m trong phòng thí nghi m t i mô

phỏ khai thác.

- Luận á ư r hư h i tă th hồi d u t i ư a trê c c i u ki n

khai thác th c tế v i u ki n vỉa c a mỏ. Kết qu nghiên cứu c a luận án s góp

ph n làm sáng tỏ v h hú thêm c c hư h c h s thu hồi d u

nói chung và t i t ng chứa cát kết Mioxen h , mỏ B ch H nói riêng.

5.2. Ý nghĩa thực tiễn

- Kết qu nghiên cứ c luậ án r t c thiết v ứ ược ê c th c tiễ

h i th c h hi là nâng cao h s thu hồi d nhằm tậ thu t Mioxen

h mỏ B ch H cũng như các mỏ d khác t i Vi t Nam trong giai o suy gi m

s lượ .

- Phư h m é h ư c hiê ã ược ụ r t h iế trê thế

i i hư Vi t m hi vẫ tr i i hiê cứ ứ ụ vậ ết

q hiê cứ thử hi m h thi h thúc m h vi c tư hiê

cứ h ữ c c c c t h v m ti ch vi c tri h i ụ

v th c tế q m

6. Điểm mới của luận án

- L ậ ã t m ược t tr ẫ t i thi iữ h ồ h h v vỉ t

chứ c t ết i x h mỏ B ch H v i i h h t tr t i thi ằ c ch

m i h ồ h h v i h th ẵ c t i mỏ m t h h thi hi

ụ ết q v th c tế

- L ậ ã h i ược hi u qu c hư h m é h ư c luân phiên

trên mô hình vật lý vỉa và mô phỏng khai thác cho t ng cát kết Mioxen h mỏ B ch

H .

7. Cơ sở dữ liệu

L ậ ã ược xây d trên c s các tài li , báo cáo nghiên cứ , t

kết v ị ch t, ị vật lý, thiết kế khai thác cho t chứ cát kết Mioxen h nói

riêng và mỏ B ch H nói chung; Các tài li báo cáo, nghiên cứ , phân tích thí

nghi m v mẫ lõi, ch t lưu ược l từ các giế khoan t Mioxen h , mỏ B ch

6

H c các tác gi ; Các báo cáo t kết ho t thăm dò khai thác d khí

th m lục ị Vi t Nam c Tậ oàn D khí Vi t Nam; Các bài báo và các công

trình nghiên cứ khoa học c các tác gi trong và ngoài nư c ăng trên các t chí

chuyên ngành. Ngoài ra, nghiên cứ sinh ã có i ki tr c tiế cùng các ồ

nghi tham gia th c hi nhi tài khoa học, trong có 2 tài mà nghiên cứ

sinh v i vai trò th c hi là ch biên và tác gi liên quan tr c tiế t i luậ án là

tài: “ hiên cứ kh năng ứ dụ b m ép khí-nư c luân phiên i v i các mỏ

d Vi t m” Vi d khí Vi t Nam, 2005 và tài: “ hiê cứ x t i i

h h i th c tậ th i tượ c t ết i x h O i x mỏ B ch H ” Vi

d khí Vi t Nam, 2008. Các kết qu Báo cáo khoa học c các tài trên ã ược

Tâp oàn D khí Vi t Nam phê duy t và h giá v i kết qu cao. Ngoài ra, các

kết qu này cũ ã ược trình bày và công b trong các t chí chuyên ngành, các

tuy tậ báo cáo khoa học c Ngành D khí và các h i th v nâng cao thu hồi

d .

Trong th i gian th c hi luậ án, tác gi cũ có i ki tham gia tr c

tiế vào công tác Nâng cao h s thu hồi d cho các mỏ d khí Vi t Nam, c bi t

là hai H i nghị v Nâng cao thu hồi d năm 2010 và 2012 do Tậ oàn D khí

Vi t Nam t chức thành cô Hi t c i tham gia tr c tiế vào công

tác qu lý các d án phát tri n và khai thác các mỏ d khí c Tậ oàn D khí

Vi t Nam. Nh , tác gi ã có i ki học hỏi kinh nghi m từ các chuyên gia

trong và ngoài nư c nhằm có ược các hư nghiên cứ và các gi i pháp công

ngh hợ lý tậ thu d trong t c t ết Mioxen h , mỏ B ch H .

8. Khối lượng và cấu trúc của luận án

L ậ gồm ph m , 4 chư ng n i dung nghiên cứ và ph kết luậ ,

kiế nghị, danh mục các công trình công b c tác gi và danh mục tài li tham

kh hụ ục. Toàn b n i dung c ậ ược trình bày trong 109 trang, trong

có 23 bi b , 85 ồ thị, hình v và 91 tài li tham kh .

7

9. Lời cảm ơn

Quá trình nghiên cứ và hoàn thành luậ án ã ược th c hi dư i s

hư dẫ khoa học r t tậ tình c Ti ban hư dẫ , tác gi xin bày tỏ s biết

n sâu sắc ế PGS. TS. Cao Ngọc Lâm và TS. Nguyễ Văn Minh.

Đ hoàn thành t t luậ án này, tác gi chân thành c m n s giúp ỡ tậ tình

c Ban lãnh , các th cô giáo c Khoa D khí, Trư Đ i học Mỏ ị ch t,

Ban lãnh và các ồng nghi Vi D khí Vi t Nam (VPI), Liên doanh Vi t-

Nga (Vietsovpetro), T Công ty Thăm dò và Khai thác D khí (PVEP), Ban

lãnh và các ồ nghi thu c Tậ oàn D khí Vi t nam (PVN) ã khích l

và t i ki thuậ lợi v th i gian và phư ng ti trong quá trình nghiên cứ

c t c i .

Đ c bi t, tác gi xin bày tỏ l i c m n chân thành ế các ồ nghi trong

phòng thí nghi m C lý t , Khoan khai thác và Công ngh mỏ c Vi d khí

Vi t Nam (VPI), phòng thí nghi m Mô hình hoá thuỷ học vỉ , vật lý vỉ c

Vi nghiên cứ khoa học và thiết kế d khí bi (NIPI) i v i các ý kiế , góp ý

r t b ích và giúp ỡ tậ tình trong vi c thu thậ tài li , l mẫ và tiế hành m t

kh i lượ r t l công tác nghiên cứ thí nghi m phức t trong nhữ năm

qua nhằm hoàn thi luậ án này. Nhân dị này, tác gi xin bày tỏ lòng biết n sâu

sắc i v i t t c s hỗ trợ và giúp ỡ vô cùng quý báu .

i c t c i xi tỏ ò iết ắc ế hữ ư i th tr

i h ã h ch t c i t t c viê h h ch t c v vật

ch t ẫ ti h th giúp t c i h th h t t ậ

8

Chương 1

TỔNG QUAN G A T NG T U U NG B M É

K Í N ỚC LUÂN ÊN

1 C khai thác dầu

Tổ q ề

ồ q ượ ả H 1 1 q ả ồ

ừ khai thác ắ Hình 1.2. [60]

Hình 1.1. Tổ qu về thu hồ dầu qu kh thác

Hình 1.2. ệu quả thu hồ dầu qu kh th

9

1.1.1. G kh th ơ

ổ ổ ả ừ ề

ượ ồ

ượ ả q

ư ư ả ư

ừ ừ ả ề

ư ượ ả ư ả

q q ả

ả

ư ượ

1.1.2. G kh th th

P ư ợ q é ư

trì á ượ

ư ồ ượ ồ ư

ồ ả ượ

é ư é ư

é và d

T ư ư

ề ư é

ượ ả ư ượ

ư é

ồ ư ư ồ

é ư ả ả ượ à áp

ư f này

1.1.3. G kh th t -Tă ườ thu hồ dầu

ư ồ ư ổ ượ

ề ợ q ồ ư ư

10

é ư ư

ả ề ả

ả ả ư q é ả ượ

ư ả q ả ồ ượ

Duøng polymer

T ư

B é ư B é ư

T ư q é

G ả

B é

Bôm eùp CO2

Sử ư ả

B é hydrocarbon, N2 …

T ư

Giả ề ư

D ề

T ổ ư

D ề

trên Hình 1.3.

h 3. C ệ h ơ ả tă thu hồ dầu

H ồ ượ = A * EV * ED (1.1)

T EA: Hi u su t quét ngang (Area Sweep Efficiency)

EV: Hi u su q é ng (Vertical Sweep Efficiency) ED: Hi u su y (Displacement Efficiency)

1.2. Phươ h h ơ é khí ướ luâ h ê (WAG)

1.2 u t t l t th u MM

é ả q

ả ề é

ư q ồ và é

ượ ồ é H 1.4

11

T é ượ ồ é

ượ ồ

h 1.4. M qu hệ ữ h ệu u t thu hồ dầu và u t ơ é

T ư ả q trình khai

T ượ é ư ư

ư ượ

ư M n B Hổ

ả 80 trung bình ả 55 bar

ả 150

é ồ

é ợ ổ é ư

ợ é hydrocarbon (HC). ử HC

khí N2 ư ượ ợ

cao. D ả

ề ư H ượ

12

ợ

ề ả é .

1.2.2. Các cơ h t l ữ khí v dầu

ượ là

ề H 1.5 T

ề ượ là ư

C C Ế T ỘN LẪN ( MISCIBILITY MECHANISM)

ỖN Ợ T Ế XÚC N U L N MULTIPLE CONTACT MISCIBILITY (MCM)

Ợ Ợ T Ế XÚC MỘT L N FIRST CONTACT MISIBILITY (FCM)

T ỘN LẪN NG NG TỤ CONDENSING DRIVE

T ỘN LẪN BAY VAPORING DRIVE

h 1.5. Các cơ h t l ữ khí v dầu

1.2.2.1. Cơ h t l h h t t lầ

ượ é ề

ượ (FCM)

ư ả é propane, buthane hay k

ề ử ư PG

T PG ồ ả

ư H 1.6 ả

ề ừ 100% 2-C6 A ề

ề T A

ả ả

PG ư ư

13

h 1.6. Cơ h t l t t lầ v h l t L G

T ượ é

é ả ư ồ -thành ph P-

ả ợ ả

propane buthane

ợ ổ

ư ư ợ

ừ

ồ m é ư

ả

ề ư q é

é ượ ề ượ m é

ả ư

Ngoài ra, t ượ ề àm

ượng khí methane ả ư ượ ắ asphantene. T

é ượ a ắ ả

propane trong khí

ắ a H ượ

ắ ng a ả ả ư ả

é ả ề .

14

T é PG ả

é ượ PG ượ

ổ ắ ề

ả q é ư ượ

é ượ T é PG ổ

ư PG

ả ư q

ả ổ

1.2.2.2. Cơ h t l h h t h ều lầ

T ượ é

ổ ượ

é q ề ề

é q ề Dư ề

ợ ề ổ ề ư

ả

ề M M

D M ượ ư

T l vớ ơ h ư t t ơ é

é A B H 1.7

T ư

ợ M M q ả

ừ é ả

é ư B S B é ư q

q P ắ ả ồ ả

ả ợ H D B

G ả ử M1 q ả

15

B ư q M1

1 G1 T ổ B G1

é 1 G1 G1 1

ợ M2 T

G2 2 q ả ừ M2 ư 2

ư 1 é B

ổ ư ư

ư T é

T ề ượ ừ H

h 1.7 Cơ h t l h ều lầ d ư t

C ch tr n l n y t sinh i ch i s ngưng trong b m ép. Quá

nh này thư ả ra khí b m ép ượ làm giàu khí HC có thành

như LPG. T ề

q é ả

é ề ổ ừ q 1,

L2, L3 P ư é

ả ư

ề ừ G1 P ư

ư q

16

é ề

ượ G1 1 ư

S ư 1

ư ư

ư ợ B T ư ợ

ượ ư é

ư ợ é ề ừ A B

H ề ư q é ượ

ồ MMP

ượ B

ả ư ư ả ồ H

ề é ượ

M é ượ PG ượ

q é H ượ ả

ượ

T l vớ d ơ h hơ t ơ é

M ượ

H ừ é

P ư ượ é

ượ ả

2 ượ ư

2 ả H ượ

ử ừ 2 6 ừ ả

H 1.8 ượ q

é T A

ượ H

ư é ư q G ả

17

ư é ư

M1. ư q M1 1 G1 ư

B é G1

G1 ợ

S ợ M2

ư G2 2 é G2 ợ

- q ượ T

ư ư ượ

ề ả q

ề ượ ừ

h 1.8 Cơ h d t l hơ t ư t ơ é

Khi nh ph n d u a n m trên ho c ng ư ng liên k t t i n, tr n l n

th t ược b ng s bay h i trong b m ép v i thiên nhiên nh ph n

a n m bên i ư ng liên k t t i n. N u nh ph n d u n m bên i

ư ng liên k t t i n, m u s xu t hi n nh ph n bay h i trên

ư ng liên k t cân b ng th qua nh ph n d u. n u i m nh ph n d u

a B trong H nh 1.8 ang kh y, q nh b m ép m u nh ph n

bay h i G2 nhưng không th m u thêm qua nh ph n G2, b t s ti p

18

c thêm n a o a d u a b i G2 cho k t q ả h n hợp trên ư ng

liên k t cân b ng i qua G2. ư

ư 2 ư

H 1.8 ả ư ượ ả

ả

ư ượ

ượ M ề ừ

q ả

1.2.3. Cơ ch y dầu ằ nước v khí (mô h nh c u t c v a)

Ph n l n c d u Vi t Nam ược khai c từ c t ng ch a Mioxen,

Oligoxen t ng m ng granite n t i v i t ng ch a t k t Mioxen nh

ch t y b y d u thư ng ược nghiên c u trên mô nh kênh r ng i (Double

model nh hi u q ả thu hồi d u trên c t ng ch a c n ải c ch

y ng như c ch b y d u m ra ải p thu hồi ch hợp. nh v y, c

ch y d u trong b m ép nư luân phiên (WAG) trên mô nh kênh r ng i

ược nh y như sau:

More Slobod ưa ra mô nh c u c kênh r ng i o n m 1956

nh m mô ả c c ch y di n ra trong tr m ch. Mô nh y ả nh mô

ng ng ảy Poiseuille ảy ra m i kênh r ng a mô nh. S hi n di n a

c ư ng bao không ảnh hư ng n ng ảy. Mô nh y ược xây d ng trên

ả nh chiều i a mô nh i h n r t nhiều so v i ư ng nh a kênh r ng

l n nh t ng ảy trong kênh r ng r t . Mô hình này mô ng i q

nh ảy a ch t lưu trong a dư i s ảnh hư ng a mao là so

. Pha nh ư t pha không nh ư t trong mô nh ược sử ng v i

ng nh t. N u c pha i c m t phân ch không chuy n ng c n ải

m t p su t cao h n lên pha không nh ư t m t ti n ch chuy n (m t phân

19

ch pha). p su t mao d n ược c nh b ng s chênh l ch p su t nh

gi a pha nh ư t pha không nh ư t (Công 1.2):

(1.2)

σ S ề Pc

θ G P1 ư

P2 ư ư

T ượ

ư 1, R2 1>R2 ư ư

Quá ả ư

a

b

c

d

f

e

h 1.9 h h h ơ h dầu ướ khí luâ h ê

t ê h h kê h

ư ượ ư ư

ư H 1.9

1.9 ề q é ư ư

ư ư

ra ư é ả

20

q é q ả H

1.9 ề ư q é ư

q ả ư ề ư

ượ ư

é q é ư

ư H 1.9 1.9 ề

ư H ượ

é é ư ư

q é ư

é ư q é ả

ư ề q ả é ư

h é AG q ả

V é q ợ

ề 0

T ư ư

é AG q

q ả é AG

ng cao.

1.2.4 T l h

ư ư M ượ

1 ư ư

q ả ượ

1 q ư

(1.3)

21

M T é ư

ư 

: ư D. Kw, Kg, Ko

ư P. μw, μg, μo

Habermann (1960) [54] ả ư

ượ ư

ả q ả q ả

ề

5 5-

(Hình 1.10).

h 1.10. ệ tư hâ t d vớ t l h kh h u

t ê h h

H ả 0,15

T q é ả 5%

22

1 q é ả 80% T

ả 1,5 ượ

q é ả 0%

q ả q é ư

ả ư ượ q ả q é

ượ

ề ư

é ư luân phiên. Stalkup (1983) [76] ư c 1.3

é ư ư

T ư ợ ư ư ượ é ồ

ư ư ư ượ é T ư

ợ ượ

q ả .

1.2.5. C h ệ tư ả kh d hươ h ơ é WAG

T é AG q ả ồ T

ả H q ả ồ

é là ượ

ượ

1.2.5.1. ệ tư hâ t d (Viscous fingering)

H ượ ượ

ư ư

q é H ượ q ả q é

ư é H q ả q é

ư q é ượ D q é é q ả ồ é

T é WAG ả ả ư ượ

ồ ượ

é H ượ ả é ư ả

T B và nnk (1960) [39]

ư AG ả é

23

Bả ượ ả ả

ư ư

ắ é ượ ả

ư ượ q q é é AG ư

ả ả ượ

q ả ồ

H 1.11 ượ é AG H

ả ượ ả é AG

H ượ ả H ượ

ượ q 1 8 A 1 85

[36,.55].

h 1.11. ệ tư hâ t d t ơ é WAG

1.2.5.2. ệ tư hâ ớ t t G v t t

H ượ ượ ư ừ

q é ề

ư ượ

ả q ả q é (Hình 1.12).

é ư ư ồ ả

24

ư ư ồ ư ề

ả ượ ư q é

ư q é B và nnk, 1960; Stone, 1982; Hopkin và

nnk 1 8 H 1.12 ượ é

ư luân phiên.

D

ư

h 1.12. ệ tư hâ ớ t t ng trong ơ é WAG

(Hopkin và nnk, 1986)

1.2.6 C u t ả h hư tớ h ệu quả ơ é WAG

1.2.6.1. h hư t ơ é

ư é ồ ượ

ề S và nnk, 1992; Tchelepi, 1994) [78] T

ề ả ư P

q ả ề é q ả ồ

Tuy nhiên, Blackwell (1960) [39] ồ é ư

ồ Từ ả q ượ ừ ,

B 1 0 ượ

ề ư

ổ T ư é ề

ượ q q é H ượ ả

q ư é ư

ư ả q ả q é

é ư ư q

q é q ả (Hình 1.13).

T ư

25

ổ ề ượ ư ư

ư ượ

D ả ư ổ T

ượ é

ừ é ừ

h 1.13. h hư t ơ é lê h ệu quả thu hồ dầu t ê

h h dí h ướt ướ (Blackwell và nnk, 1960)

1.2.6.2. h hư lớ t ơ é

é ượ é

é T ư ượ

P H P Tổ ượ é ượ

ổ é

é q é AG

q é AG é ề

ượ ượ

q ượ ư ề

ư ượ q

q ả ồ

ả 5% P ư ượ ề

26

ư ả ề

ề ư y (Hopkin và nnk, 1986; Jackson, 1984;

Warner, 1977) [55, 86]. Riêng Stone (1983) [77] ề ử

5% P é ư ư

ề ả ồ é ư é ư

ồ

Andrew (1985) [36] ả ư ổ

é ượ ồ T ượ

sa é ư 5 q ả

é ư ư

ề ề q ả q é é

q ả ượ H 1.14 ổ é

0% H P ồ ượ % P

é 0% P ư ồ ượ

% P ề é ư ổ é

5 ư ư ả ư ượ ồ

h 1.14. h hư tổ t khí lê h ệu quả thu hồ dầu

t ê h h dí h ướt ướ A d

H 1.1 ư q ả ả ư ổ ượ é

27

q ả ồ A 1 85 ổ ượ

é ả ư ư AG

ả ư q ồ

ư ề ư

ượ q ả q ồ é ượ

ồ q ả q é ổ 1 P ồ

ượ 1 % P ượ ổ 0, P ồ

ượ % P H 1 1 A 1 85

ợ AG D

q ả ổ 0% P q ả ồ ả

ề

ả ư q ả ồ

T ề ề ề

P q ả ượ

ả 5% P T ổ

ả 0% P ư ượ é AG

1.2.6.3 h hư t WAG t lệ ữ ướ v khí

T AG ượ ư

T ư ư % ư

T AG ư

ư 1

T AG ợ q ả ồ ượ ư

ừ

ư ề é AG

q é ả

WAG ư ư

é ề ư

q ư ồ é (Claude and Dyes, 1958) [44].

A 1 85 ả ư AG

28

q ả ồ ượ ả

é AG é ư AG ư

é ư ượ ượ

q é

ề S ượ ư ượ

ư ư

q é q ả ượ é AG

ư é ư ượ H 1.15 ả

ư ư q ồ

h h hư t WAG lê h ệu quả thu hồ dầu t ê

h h dí h ướt ướ A d

ề

ề AG ượ T

ượ ả ả T

ề ư WAG là 1 1 ư ư ợ

ả ư

1.2.6.4. h hư dí h ướt lê h ệu quả thu hồ dầu

29

T q ả ư

S ồ ư H -

001 5 H 1.16) q ả é WAG é

ư T ư ư

ư ư ư ợ q ả é ư

q ả é ư ư

h 1.1 K t quả thu hồ dầu t ê h h tí h h t

dí h ướt kh h u h v k 1)

ư ư é ư

H ượ

ả ư ư ư ư ề

ư S sánh

ề H 1.17).

h 1.17. ầu dư t ê dí h ướt ướ

30

é ư ổ

ư ề ư

ượ

ư ư

ề

q ả é ư T é ư

ổ é ổ

ừ é é ượ M ượ ư

ượ ả ư

T ư q ư

ượ ư ư

ượ ư

ề ổ é H 1.18).

h 1.18. ầu dư t ê dí h ướt dầu

T q é ư ư

ư ư ề ả ề

T ề ề T

ư ượ ả ả ợ ư

1.2.6.5. h hư u t v lê h ệu quả thu hồ dầu

Theo ề ư

q q q ắ ư

ồ ư ồ ề ề

31

ư ả ư ả ư

v/Kh ả ư q ả ồ

a. h hư Kv/Kh lê h ệu q thu hồ dầu

T q ả ư

ượ ả T

ư Kv/Kh ư ượ ả ư

này (Warner, 197 G 1 8 1 1 [86].

T 1 v/Kh q é

ồ H 1.19 T

v/Kh 0 1 q ồ 5% P

v/Kh 0 001 ượ ồ ượ 1 % P

h 1.19 h hư t Kv/Kh lê h ệu u t thu hồ dầu

t ê h h v ồ h t W

Th G 1 8 é AG

ồ ồ ồ M

ồ ượ

H 1.20 é AG q ả ồ

ồ q é

q ả ồ

ả ư q ả ồ

é ả ả ư

32

q q ả ư

ép khí é AG

h 1.20 h hư t Kv/Kh lê h ệu quả thu hồ dầu

t ê h h t ồ h t G h

b. h hư hâ lớ lê h ệu quả thu hồ dầu

ượ ề S 1 8 S 1

(1993) [43,77,78]. ồ

p, é é

T ề é ư

ả

T S 1 8 ả

ư ợ ả ư ề

ượ ồ é AG

q é ư q ả ồ é q ả

q ả ồ ư ợ q é ượ ề

q ượ H 1.21.

33

h 1.21 h hư hâ lớ lê h ệu

quả thu hồ dầu t

S 1 8 ư é AG q ồ

é S v=0.25 md, Kh=18

q ả ồ é H 1.22 ư ợ é

ề q é q

ồ

nh 1.22. nh hư ng a t p ét lên hiệu quả

thu hồi dầu (Stone, 1982)

Tính là quan ả hư q thu ồ

trong b m ép WAG, ả hư phân trí các c

khác nhau ả hư rõ ràng lên q ả thu ồ .

34

1.3. C c d n bơm ép khí nướ luân phiên trên th giới

é ượ ề

ề ư é ư

hydrocarbon (HC) M M U ượ ề BP Bắ hai

é khí ư WAG) H

[57, 89]. T ư é AG

HC ượ é ử

ượ q ả ư ả q [7, 62]. ả

các ề

ề ả ư é WAG M B

Hổ D ượ ả h ư

ư M , Ula ư é

WAG H M B Hổ.

1.3.1. M M u vớ d ơ é WAG

M M U S 11 1 A 11 A Bắ

U S M ượ 1 U

Tổ ề ả 100 ượ ả

1500 ượ ượ ồ ồ 0AP 459

bar 050 Pb = 179 bar G = 5 f M ồ

é 0 1

é ư ượ .

D 1 8 é ư

ượ ề G ượ 1

1 8 T 1 8 ắ é ư ả

ượ 150 ổ 10 Từ

1 ả ượ ả ượ ư 00 ượ

ư ả 0% ượ ả 50 Tổ ả

ượ 10 00 50

35

Cơ h d ệ h v ơ é WAG

T ư ư ồ é

é é é ử é

ượ xem xét ư é ư B é AG

D ư

é ượ ả 0- 0

. Tuy nhiên, M

é khí.

N 1 8 ư é khí

S ồ ượ

c é (Hình 1.23).

Hình 1.23. Đườ d khí M u

Th t ị lắ ặt h v h d ơ é

ư ư 00 0 ả

ừ S M é q S T T

ừ S q S T

M é M B ư

nén khí cao áp (RB-28- ượ MA TU B ắ

é ư 5 0 110-1 0

36

80 - 00 ư ượ 5 0-8 0 D 000

00 . Tổ ắ ả 500 USD

K t quả t kh ơ é WAG

M Magnus áp d é AG 00 i áp su t

tr n l n (MMP) là 345 bar g n v i áp su t v a. ượng d u thu hồi thêm r t có ý

m chí khi áp su t v a xu ư MMP ượng d u v n thu hồi ược

b i s ư và giả nh t c a d 010 ượng d u khai thác thêm

ược nh é AG 11 5 t i 40% sả ượng thu hồi

c a toàn m (Hình 1.24).

Hình 1.24. K t quả ơ é WAG h M u

1.3.2. M Ula vớ d ơ é WAG

G ư M é U ề

ợ ề ư M U

Bắ ắ ừ 1 8 é ư ừ

1 88 H 1 25 M U ượ ề BP

é AG ồ ừ 8-10% P é ư

ư 5-50% P 1

MMP 5- ề ợ é AG

ồ é AG ổ ừ T B

01 ư ả ả

é AG

37

Hình 1.25. ị t í Ul B Bắ

M U é AG 1 1 8 é

WAG là 1:1. 010 ượng d ược nh é AG

23 tri u thùng (chi m khoả % P 0-70% sả ượng thu hồi

c a toàn m (Hình 1.26).

Hình 1.26. K t quả ơ é WAG h Ula

1.3 3 ơ é thử h ệ khí h d t Đ ệt N

M R ắ u khai thác từ tháng 8/1998 t ượng chính là

t tuổi Miox ng n t n T 010 m

ược khoảng 82 tri u thùng d u và 80 tri u b kh i khí từ t ng ch a Mioxen h v i

h s thu hồi d u cu i cùng là 26,7%. Sả ượng khai thác trung bình hi n nay t i

ượng này khoảng 16.000 thùng d u/ngày và 15 tri u b kh ng p

38

ư c trung bình khoảng 55% [7]. B é ư ược ti n hành từ 00

n nay m n suy giảm sả ượng. P ư é ư

duy trì áp su t v a hi n nay không còn hi u quả ng ư

nhanh.

T q ả ư é AG

ồ ượ ả 10 011

– 0 0 ư ư ổ ồ ả 5% (Hình 1.27). P ư

é AG ượ MMP ồ

ả 1 q ả ượ , n

ư ử é AG ng khí HC cho Mioxen

. T ử ượ ừ 011 01

N1. K q ả ư ổ ư

gi q ắ q q ả ồ é

ư ư ư ượ , t ư - ổ ả

, - ổ ượ

q ả ư é ử . D

ồ ượ P90-P50-P10 ư trình này là

0,49-0,58-0,89 ừ 1 01 0 0 0 8 -1,02-

1,23 ừ 1 01 0 5

Hình 1.27. ơ é WAG t Đ , ệt N

39

1.4. C d d ơ é khí t ê th ớ

B é ư é H q ả

ồ é T ừ ề é

ượ ư Bả 1 P 1

é Bả P 1

é ượ

é ổ ả ư Bả 3, 4

P 1 é

Tóm , phư ng pháp ư ồ b m ép ư

phiên các c chính như sau:

1. T ng duy trì và ồ áp . C khí

làm ả làm t ng hay

làm t ng thu ồ .

2. T ng h quét ả linh khí ả tượ

phân ngón và phân do làm t ng q ả quét hay

làm t ng thu ồ .

3. ư é AG

ư ổ ư ư

ư ồ C q é y d ư kênh r ng nh và

l u quả thu hồi d m tích so v i ch é

ư c ho c khí.

P ư é ư luân phiên ượ

thành công ề ư

. D

án có ượ ả h ư

ư ư ư M U ư é

WAG H

M B Hổ.

40

Chương 2

THỰC TRẠNG KHAI THÁC VÀ LỰA CHỌN KHÍ NƯỚC LUÂN

PHIÊN CHO TẦNG CHỨA CÁT KẾT IOXEN HẠ, Ỏ ẠCH HỔ

2.1. Khái quát chung về mỏ ạch Hổ

Bạch Hổ là mỏ dầu lớn nhất nằm trên thềm lục địa Việt Nam, thuộc lô 09-1

bồn trũng bể Cửu Long, cách Vũng Tàu khoảng 120 km về phía Đông Nam. Diện tích bề mặt của mỏ khoảng 120-130 km2 với chiều sâu mực nước biển là 50 m.

Liên doanh Việt-Nga (Vietsovpetro) trực tiếp quản lý và điều hành các hoạt

động thăm dò khai thác tại mỏ Bạch Hổ. Mỏ Bạch Hổ bắt đầu khai thác từ tháng 6

năm 1986 từ các tầng sản phẩm Mioxen, Oligoxen và móng granite. Trữ lượng dầu

khí tại chỗ ban đầu của mỏ Bạch Hổ là khoảng 611 triệu tấn [29], chiếm khoảng

45,6% trữ lượng dầu tất cả các mỏ của Việt Nam.

Vị trí mỏ nghiên cứu

Hình 2.1. Vị trí mỏ ạch Hổ trên thềm lục địa Việt Nam

Theo báo cáo của Vietsovpetro, lượng dầu thu hồi t i đa trên tầng móng ch

vào khoảng 40, %, Oligoxen vào khoảng 28,6% và Mioxen vào khoảng 28,2%

[25]. Như v , sau quá tr nh khai thác bằng năng lượng tự nhiên và b m p nước

lượng dầu còn lại rất lớn. Do đó, bên cạnh khai thác những mỏ dầu mới việc t n thu

41

dầu tại mỏ Bạch Hổ đang su kiệt là rất cần thiết.

Hình 2.2. h n tr lư ng u tại ch các mỏ u chính đang hai thác

tại Việt Nam [28, 29]

2.2. Đ c trưng địa ch t c a t ng chứa cát ết Mioxen hạ

Tầng chứa cát kết Mioxen hạ thuộc điệp Bạch Hổ và phát triển hầu như trên

toàn diện tích của mỏ với chiều sâu thế nằm từ 2 59 - 2998 m dưới mực nước biển.

Các tầng sản phẩm của phức hệ tính từ trên xu ng dưới là các tầng 2 , 24, 25, 26,

2 với mức độ sản phẩm cao của ch ng được quan sát thấ vòm Bắc, vòm Trung

tâm và khu phía Nam. Các tầng sản phẩm nà được giới hạn trên và dưới b i các

tầng phản xạ địa chấn lần lượt là H-5 và H-7. Hiện tại ch có tầng 2 là đ i tượng

đang được khai thác. Cột địa tầng tổng hợp của phần lát cắt chứa sản phẩm của mỏ

Bạch Hổ được mô tả trên H nh 2.2.

liệu áp suất v a ban đầu của Mioxen hạ vòm Trung tâm đo các giếng

1, 22, 2 , , 42 và 45 có giá trị trung b nh là 288 bar khi chu ển đổi về độ sâu

tu ệt đ i-2810 m (ranh giới qu ước của biên dưới b o hòa dầu). p suất v a ban

đầu của thân dầu Mioxen hạ vòm Bắc đo tại các giếng riêng r ( 9, 98, 1 0, 1 6,

202) được chấp nh n là 29 bar. chu ển đổi về độ sâu tu ệt đ i - 29 1m (ranh giới

qu ước b o hòa dầu). [29]

Độ rỗng của tầng sản phẩm tha đổi từ 1,9-33,5%, trung b nh là 1 , %. Theo

các kết quả phân tích m u l i trong phòng thí nghiệm và các nghiên cứu thủ động

lực cho thấ hàm thực nghiệm và quan hệ giữa độ rỗng với độ thấm trong hai

42

trư ng hợp là đồng dạng. Độ thấm của tầng sản phẩm tha đổi từ 0,5 mD - 1650

mD, trung b nh là 2 9 mD.

Hình 2.3. Cột địa t ng tổng h p t ng sản phẩm mỏ ạch Hổ

Đá chứa trầm tích tầng Mioxen hạ, mỏ Bạch Hổ là v a cát kết mỏng có các

đặc điểm chung của dạng đá chứa cát-s t với độ rỗng giữa hạt. Ba thành phần c

bản của dạng đá chứa nà bao gồm phần khung đá, xi măng gắn kết và chất lưu.

Tính chất v a và chất lưu của tầng Mioxen hạ được mô tả trong Bảng 2.1.

ảng 2.1. Tính ch t vỉa và ch t lưu

T ng chứa

Mioxen Oligoxen Móng

Độ s u (m) <3000 3800-4400 3050-4850

Độ th m (mD) <800 <500 0 - 10000

Độ r ng % 6-28 3-22 4.6-9.5

ề à vỉa m 20 30-68 >1000

T ng chứa

oAPI

Mioxen

To vỉa oC 90 - 120

Pvỉa Bar 241

32 μ cp <2

Bo Bbl/stb 1.322 -

Tính ch t đá chứa Cát kết Cát kết Granite nứt nẻ GOR Scf/Stb 460 -

43

Oligoxen

120 - 140

248 39 -41

651 464 -823

Móng

135 - 158

348

39 1.399 1.204 - 1.807 1.788

713-870

<1 - 3.5 <1

2.3. Tr lư ng u hí tại ch và tr lư ng thu hồi

Tầng chứa cát kết Mioxen hạ mỏ Bạch Hổ bao gồm 5 tầng sản phẩm 2 , 24,

25, 26 và 27 và được phân định thành các thân dầu riêng biệt. Theo Báo cáo trữ

lượng đ được phê duyệt cho thiết kế công nghệ khai thác và xây dựng mỏ Bạch Hổ

ngày 01/07/2011, tổng trữ lượng địa chất ban đầu của tầng Mioxen hạ, mỏ Bạch Hổ

là 41093 ngàn tấn [30] (Bảng 2.2).

Bảng 2.2. Phân b tr lư ng tại ch c a t ng Mioxen hạ, mỏ Bạch Hổ

Mioxen hạ

Các chỉ s Vòm Bắc

Vòm Trung tâm 15196 Khu vực Nam 10083 Đông bắc 79 15735 Toàn bộ 41093

5661 4027 1180 10868 0

3941,4 1752,0 140,3 5834 0

81,4 0,250 51,2 0,115 32,8 0,014 70,6 0,142 0 0

1719,6 2275,0 1039,7 5034,3 0 Trữ lượng địa chất ban đầu, ng.tấn Trữ lượng thu hồi, ng.tấn Sản lượng dầu cộng dồn, ng.tấn Độ ng p nước, % Hệ s thu hồi dầu hiện tại (H THD), ph.đ.v Dầu thu hồi còn lại, ng.tấn

Theo tính toán thu hồi dầu cho tầng chứa cát kết Mioxen hạ mỏ Bạch Hổ tại

th i điểm 31/12/2012, dầu khai thác cộng dồn là 6,36 triệu tấn, lượng dầu thu hồi

thêm dự kiến là 6,37 triệu tấn với hệ s thu hồi dầu cu i cùng là 31%. Lượng dầu

dư còn lại sau khai thác thứ cấp b m p nước là 28,35 triệu tấn, chiếm 69% trữ

lượng dầu tại chỗ ban đầu (OIIP) và đâ là tiềm năng rất lớn cho khai thác tam cấp.

44

Hình 2.4. h n ổ tr lư ng tại ch và thu hồi t ng chứa cát ết ioxen hạ

2.4. Thực trạng hai thác t ng chứa cát ết ioxen hạ, mỏ ạch Hổ

Cho đến na , t nh trạng ng p nước đ xả ra hầu hết đ i tượng cát kết

Mioxen hạ, mỏ Bạch Hổ [18, 19]. Tầng Mioxen hạ đang được khai thác giai đoạn

cu i của đ i mỏ. Các giếng khai thác đều ng p nước nhiều mức độ khác nhau.

Việc chu ển đ i tượng khai thác các giếng từ tầng móng và tầng Oligoxen lên tầng

Mioxen hạ và đưa khu vực phía Nam vào khai thác đ làm giảm độ ng p nước từ

% (năm 2010) xu ng còn 5 ,8% (năm 2012). p suất v a tha đổi từ 10-360

bar, còn lại tại vòm Trung tâm là 1 0-210 bar và vòm Bắc là 80-320 bar. Như v ,

năng lượng v a và lưu lượng giếng khai thác có xu hướng giảm mạnh. Ngu ên nhân

chính là do độ ng p nước tăng cao, đặc biệt là vòm Bắc hiện đ có độ ng p nước lên

đến 82,8%. Nhiều giếng ngừng hoạt động do bị ng p nước hoàn toàn, thiết bị lòng

giếng hỏng hoặc ngừng hoạt động gaslift do tỷ lệ ng p nước cao. Vấn đề cát chả

xả ra với hầu hết các đ i tượng khai thác cát kết b r i Mioxen hạ làm hạn chế

khả năng khai thác giếng. Hình 2.5 thể hiện động thái khai thác tại tầng Mioxen hạ

mỏ Bạch Hổ.

Tính đến ngà 1.12.2012, tầng Mioxen hạ tổng cộng đ thu hồi được

6363,8 ngàn tấn dầu, sản lượng nước khai thác cộng dồn là 1 ngàn tấn, kh i lượng nước b m p cộng dồn là 10442 ngàn m3, hệ s thu hồi dầu là 0,15 và thân

dầu đang trong giai đoạn su giảm sản lượng. Thân dầu được khai thác bằng b m

p nước có tác động của nước r a với mức độ khác nhau tại các vùng khác nhau.

45

đồ phân b các giếng khoan tầng Mioxen hạ được tr nh bà trong H nh 2.6.

Hình 2.5. Động thái hai thác tại t ng chứa cát ết ioxen hạ, mỏ ạch Hổ

H nh 2.6. ơ đồ ph n các giếng hoan t ng chứa cát ết ioxen hạ

Với sự có mặt của nước r a hầu hết các khu vực của đ i tượng tu nhiên

mức độ ảnh hư ng không lớn và không đồng đều, cùng với sự liên thông thuỷ lực

46

k m và kh i lượng nước b m p vào v a cũng không đồng đều cho nên hệ s thu

hồi dầu các vòm chênh lệch nhau khá lớn (Bảng 2.3) [32].

ảng 2.3. T nh trạng hai thác c a ioxen hạ đến ngà 31-12-2012

Các ch s

Hệ s bù khai thác cộng dồn, % ản lượng dầu khai thác cộng dồn, ng.t. ản lượng nước khai thác cộng dồn, ng.t. h i lượng nước b m p cộng dồn, ng.m3. Hệ s thu hồi dầu, p. đ. v. Đ i tượng

1962 979 2957 76,5 0,12

4030 6150 7485 58,8 0,25

371,8 188 - - 0,04

6363,8 7317 10442 63,51 0,15 Mioxen hạ vòm Trung tâm Mioxen hạ vòm Bắc Khu phía Nam Toàn bộ Mioxen hạ

Như v , có thể thấ rằng tầng chứa Mioxen hạ đang ngà một cạn kiệt. T c

độ ng p nước tăng nhanh, đặc biệt là vòm Bắc trên 82,8%. Tu lượng nước b m p

đ giảm trong th i gian gần đâ nhưng độ ng p nước v n tăng. Điều nà chứng tỏ

b m p nước hiện tại không còn mang lại hiệu quả như giai đoạn đầu khai thác. Đến

hết năm 2012, sau h n 26 năm khai thác, hệ s thu hồi dầu ch đạt khoảng 15% tổng

trữ lượng thu hồi của thân dầu và theo dự kiến đến hết năm 2020, mặc dù đưa một

s giếng mới vào khai thác nhưng hệ s thu hồi cũng ch đạt 28,2%. Do v , chọn

lựa một phư ng án t n thu dầu cho tầng chứa Mioxen là cần thiết nhằm giảm thiểu

t i đa lượng dầu dư dưới v a.

2.5. Các phương pháp tăng cường thu hồi d u phổ biến ở Việt Nam

Theo nghiên cứu của Viện Dầu khí Việt Nam [27], trữ lượng thu hồi gia tăng

từ các mỏ hiện có tại bể Cửu Long bằng biện pháp khai thác tam cấp là 200-250

triệu thùng dầu. Như v y có thể thấy tiềm năng gia tăng trữ lượng tại các mỏ là rất

lớn, việc nâng cao hệ s thu hồi tại các các mỏ đang su giảm s làm tăng đáng kể

sản lượng khai thác. Việc đánh giá nhanh khả năng áp dụng các phư ng pháp khai

thác tam cấp tại Việt Nam có thể sử dụng báo cáo của Talber (198 ) [81] theo đặc

trưng của mỏ (Hình 2.7):

47

Hình 2.7a. Lựa chọn phương pháp EOR theo tỷ trọng u vỉa

Hình 2.7 . Lựa chọn phương pháp EOR theo độ nhớt u vỉa

Hình 2.7c. Lựa chọn phương pháp EOR theo độ th m

Hình 2.7 . Lựa chọn phương pháp EOR theo độ s u vỉa

48

Tất cả các phư ng pháp tăng cư ng thu hồi dầu theo báo cáo của Talber

(198 ) đều dựa trên nguyên tắc chung là làm tăng hiệu suất quét hoặc hiệu suất đẩy

hoặc cả hai. Các phư ng pháp nà đều nhằm làm tha đổi tính chất lý hóa c bản

của các chất lưu trong v a như: sức căng bề mặt, độ nhớt, tính dính ướt, tỷ s linh

động…Việc áp dụng phư ng pháp gia tăng thu hồi phụ thuộc rất nhiều vào điều

kiện cụ thể của từng mỏ. Để lựa chọn phư ng pháp gia tăng thu hồi dầu thích hợp

cần phải dựa vào các tính chất dầu, điều kiện v a và giá thành thu hồi dầu, đặc biệt

là hiệu quả kinh tế kỹ thu t để lựa chọn phư ng pháp thích hợp.

Tính chất chất lưu và đá chứa của một s v a dầu đang khai thác tại Việt

Nam được th ng kê trong Bảng 2.4. [29].

ảng 2.4. Tính ch t ch t lưu và đá chứa c a một s vỉa u tại Việt Nam

Tỉ trọng Mỏ T ng chứa Độ sâu (m) Độ th m (mD) Độ nhớt (cP)

o (

API)

Mioxen

32 39-41 < 2 < 1-3,5 < 800 < 500 Tính ch t đá chứa Cát kết Cát kết Oligoxen Bạch Hổ

0-10000 39 < 1 Móng

15 - 500 30-37 < 1-4,7 Granite nứt nẻ Cát kết Mioxen

Rồng Oligoxen

1-10 < 1000 20-24 35 Móng

Mioxen

< 3000 3800- 4400 3050- 4850 1850- 2270 2269- 3765 2154 3750 > 10 < 1000 37,9 39 0,755 0,281 Rạng Đông Móng

Mioxen Oligoxen Hồng Ngọc 1771 3070 > 3100 100-500 34,1-34,5 36,8-37,9 38 < 20 <100 0,79 0,597 0,22 Móng

1735 0,61-9,24 Cát kết 0,84-1,96 Granite nứt nẻ Cát kết Granite nứt nẻ Cát kết Cát kết Granite nứt nẻ Cát kết 1,15 34,7 Mioxen

ư Tử Đen 3800 2000- 6000 1-1000 35.1 1,38 Móng

20-260 40 0,368 Granite nứt nẻ Cát kết Mioxen 2400- 2800 Đại Hùng

49

Với các s liệu như trên, có thể thấy các mỏ tại Việt Nam phù hợp để áp

dụng các phư ng pháp b m p khí, b m p CO , b m p pol mer và các chất hoạt

động bề mặt…Tu nhiên, việc áp dụng phư ng pháp gia tăng thu hồi phụ thuộc rất

lớn vào điều kiện cụ thể của từng mỏ.

Đ i với việc áp dụng phư ng pháp b m p hóa chất s bị hạn chế về độ

thấm, phư ng pháp nà ch áp dụng cho các v a có độ thấm lớn h n 10 mD (Hình

2.7c). Các tầng chứa cát kết Mioxen và Oligoxen có thể áp dụng được tu nhiên đ i

với tầng móng th độ thấm thấp của các vi nứt nẻ trong đá móng s cản tr nhiều

đến hiệu quả áp dụng của phư ng pháp. Bên cạnh đó, do nhiệt độ v a của các mỏ

0 C) nên hiệu quả của phư ng pháp b m p hoá chất bị

dầu Việt Nam cao (từ 80-150

hạn chế.

Đ i với việc áp dụng các phư ng pháp đ t v a ha b m p tác nhân mang

nhiệt (b m p h i nước và nước nóng) cũng không có hiệu quả đ i với những v a có

nhiệt độ v a cao, độ nhớt của dầu và độ thấm của v a dầu thấp. Việc áp dụng b m p

nhiệt ch cho hiệu quả cao đ i với những v a dầu có độ nhớt lớn (dầu nặng có tỷ

o khoảng 30- 45

trọng nhỏ h n 2 API). Tuy nhiên các v a dầu tại Việt Nam chủ yếu có tỷ trọng vào

API và có độ nhớt ch vào khoảng 0,2- 9 cP. Ch có duy nhất dầu tại

mỏ Rồng (tầng Oligoxen) là tư ng đ i nặng (từ 20- 24 API) và phù hợp đ i với

phư ng pháp b m p nhiệt.

Trong các phư ng pháp nêu trên, phư ng pháp b m p khí được đánh giá là

phù hợp nhất cho các mỏ dầu Việt Nam. Phư ng pháp nà không bị ảnh hư ng

b i điều kiện nhiệt độ, độ thấm, tỷ trọng và độ nhớt của dầu. Tỷ trọng dầu của các

o API và độ nhớt dao động trong khoảng

mỏ chủ ếu nằm trong khoảng từ 0 đến 45

từ 0,2 - 9 cP đều nằm trong miền áp dụng thích hợp của phư ng pháp.

2.6. Hiện trạng nghiên cứu, triển hai các phương pháp hai thác tam c p cho

t ng chứa cát ết Mioxen hạ, mỏ ạch Hổ

Đâ là đ i tượng đ được đầu tư nghiên cứu và triển khai thử nghiệm trên

mỏ sớm nhất với kh i lượng công việc nhiều nhất. [13, 17]

50

Năm 1998, Vietsovpetro và Viện Công nghệ Vi sinh đ ký hợp đồng kinh tế

tiến hành thử nghiệm trên mỏ (cụm giếng 22, 24, 8, 21, trong đó giếng 22 là giếng

b m p). Giếng 22 đã được b m dung dịch vi sinh trong đó có các chế phẩm khi

b m vào v a s tạo môi trư ng thu n lợi để các quần thể vi sinh có mặt đó (các

chủng có ích) phát triển mạnh m , dưới tác động của các chủng vi sinh nà s làm

tha đổi các tính chất của dầu v a: tăng hàm lượng khí, giảm t trọng, giảm độ nhớt,

kết quả làm tăng hệ s đẩ dầu. M u được lấ và phân tích các thông s dầu khai

thác các giếng quan sát xác nh n đ có hiệu quả r rệt. Lưu lượng các giếng khai

thác đ thấ có sự gia tăng. Tu nhiên sự gia tăng lưu lượng nà càng về sau càng

không thể hiện rõ ràng. Khi hợp đồng kết th c các công việc theo d i không được

tiếp tục. V v , việc thử nghiệm đ không đi đến một kết lu n cụ thể về hiệu quả

của công nghệ cũng như không có qu ết định nào được đưa ra để tiếp tục nghiên cứu. Có một vài ý kiến cho rằng, trong môi trư ng nhiệt độ cao (h n 100oC), các

chủng vi sinh ch phát triển và tồn tại trong một th i gian ngắn. D u sao, đâ cũng

ch là ý kiến phỏng đoán mà không có s liệu cụ thể.

Năm 1998-2001, Công t Cổ phần dung dich khoan và hóa phẩm dầu khí

(DMC) trong khuôn khổ thực hiện đề tài cấp ngành đ nghiên cứu t m kiếm các

công nghệ gia tăng thu hồi dầu bằng phức hợp vi sinh hóa lý. Tác nhân chủ ếu

đâ là các chất hoạt động bề mặt có ion và không ion, cùng các men vi sinh được chế tạo đảm bảo ổn định nhiệt độ cao (>100oC). Công nghệ nà đ được thực hiện

trên mô hình v t lý (thí nghiệm trên m u l i cát kết của tầng sản phẩm 23 Mioxen

hạ, mỏ Bạch Hổ. Kết quả các thí nghiệm cho thấ hệ s đẩ dầu tăng lên khoảng 15

- 17%.

Năm 2006, trong khuôn khổ hợp đồng kinh tế giữa Vietsovpetro và DMC đ

tiến hành b m thử nghiệm 6 tấn dung dịch phức hợp vi sinh hóa lý vào giếng b m

ép 74 và liên tục theo d i các thông s làm việc của 2 giếng khai thác xung quanh

(giếng 11 b và giếng 05). Lưu lượng của hai giếng nà đều cho kết quả độ su

giảm lưu lượng đ ch m lại, hàm lượng nước trong sản phẩm ổn định và b m p

nước giếng 4 cũng được cải thiện. Hiệu quả gia tăng thu hồi (so với dự báo nếu

51

không b m p phức hợp vi sinh hóa lý) v n còn tiếp tục sau 1 tháng. ự gia tăng

sản lượng của 2 giếng nà trong giai đoạn thử nghiệm là 1496 tấn dầu. ự gia tăng

sản lượng này không lớn có thể được lý giải b i n t phức hợp vi sinh hóa lý ch

qu t qua các vùng đ từng bị nước biển qu t qua một th i gian dài trước đó.

Năm 2005, trong khuôn khổ thực hiện đề tài nghiên cứu khoa học cấp ngành

“Nghiên cứu khả năng ứng dụng b m p nước - khí luân phiên đ i với các mỏ dầu

Việt Nam”[13], Viện Dầu khí Việt Nam đ tiến hành nghiên cứu b m p WAG trên

mô h nh v t lý. ết quả thí nghiệm ch ra rằng, sau khi b m p được khoảng 0,8 thể

tích dầu ban đầu thấ lượng dầu thu hồi gia tăng đột biến và khi b m p được 1,2

thể tích dầu ban đầu th không thu hồi thêm được nữa. Tổng hợp toàn bộ quá tr nh

trên mô h nh v t lý nà cho ph p đánh giá sự gia tăng thu hồi dầu đạt 1 ,8%. Xem

x t khả năng cung cấp khí (khí đồng hành), sự hiện hữu của hệ th ng thu gom v n

chu ển khí vào b đi ngang qua vùng mỏ Bạch Hổ, trên mỏ có các giàn má n n

khí công suất lớn, áp suất v a tầng Mioxen đâ đ được giữ mức khá cao và khi

b m p khí bổ sung có thể đạt đến áp suất trộn l n t i thiểu, các tác giả đ đề nghị

được xem x t triển khai thử nghiệm trên mỏ một vùng đang khai thác, cũng như

đề xuất tiếp tục nghiên cứu khả năng b m p WAG cho cả đ i tượng Oligoxen.

Năm 2005-2006, Viện Hạt Nhân Đà lạt đ có nghiên cứu ứng dụng sản phẩm

pol mer chiếu xạ (để gia tăng độ bền nhiệt). Pol mer chiếu xạ được bổ sung vào

dung dịch b m p. ết quả thí nghiệm trên m u l i tầng Mioxen hạ cho thấ có sự

gia tăng hệ s đẩ dầu từ 10-17%.

2.7. Nghiên cứu lựa chọn phương pháp tăng cường thu hồi d u cho t ng chứa

cát kết Mioxen hạ, mỏ Bạch Hổ

Theo th ng kê của Talber [81] như đ nói trên, căn cứ vào điều kiện v a và

thực trạng khai thác tại tầng chứa cát kết Mioxen hạ, mỏ Bạch Hổ thấy rằng phư ng

pháp b m p khí là phù hợp nhất và có thể áp dụng phư ng pháp tăng cư ng thu

hồi dầu bằng b m p một trong ba loại khí hydrocarbon, CO (Bảng 2.5). và N 2 2

ảng 2.5. Tính ch t vỉa và điều iện để áp ụng ơm ép hí cho t ng chứa cát

ết ioxen hạ, mỏ ạch Hổ theo th ng ê c a Tal er

52

STT Tính ch t vỉa

1 Mioxen hạ, mỏ Bạch Hổ 32 Điều kiện áp dụng > 31 API)

0 Tỷ trọng dầu ( 2 Áp suất v a (bar) 3 Nhiệt độ v a ( 4 Độ sâu (m) 5 Độ nhớt (cP) 6 Độ bão hòa dầu (%) 7 Độ thấm (mD)

> 138 100 > 71 > 32 C)

2700-2900 1-1,7 > 30 > 10 > 650 > 0,1 > 25 > 5

Tuy nhiên, mỗi loại khí đều có những ưu điểm và nhược điểm nhất định, tuỳ

thuộc vào điều kiện kỹ thu t và hiệu quả kinh tế. Đ i với việc b m p khí

hydrocarbon (bao gồm khí đồng hành, khí gas tự nhiên, khí gas hóa lỏng - LPG)

cho thấy có nhiều ưu điểm h n so với b m p khí CO và khí N . Nguồn khí đồng

hành được khai thác sẵn có tại mỏ, trong trư ng hợp bị hạn chế về nguồn khí cung

cấp có thể thu gom từ các mỏ lân c n. Khi áp dụng b m p khí h drocarbon, lượng

khí này s được thu gom để dùng cho b m ép nhằm gia tăng thu hồi dầu. Trong

trư ng hợp bị hạn chế về nguồn khí cung cấp cho b m p, đư ng ng d n khí sẵn

có từ các mỏ khí tại vùng trũng Nam Côn n về ngang qua khu vực vùng trũng

Cửu Long s là nguồn cung cấp khí lý tư ng cho b m p. Một ưu điểm nổi b t

trong b m p khí h drocarbon là không phải tách bỏ khí b m p ha chi phí thêm

về gia c ch ng ăn mòn trong thành ng như trong b m p khí CO vì khí CO có

khả năng hoà tan trong nước tạo thành axít. Tại nhiệt độ cao, CO hoặc axit của nó

có thể ăn mòn thành ng làm giảm tuổi thọ của cột ng khai thác, các thiết bị bề

mặt, hệ th ng thu gom và tách khí. Đ i với khí N khi b m p th áp suất trộn l n t i 2

thiểu khá cao (414 đến 690 bar) lớn h n so với b m p khí h drocarbon (20 đến

448 bar) và CO (10 đến 248 bar) nên thư ng thích hợp b m p đ i với các v a sâu

và đòi hỏi áp suất b m p lớn. [7]

Nếu sử dụng khí N hay CO thì phải thu gom và v n chuyển từ các khu công

nghiệp trên đất liền hay khu vực mỏ PM3-CAA, th m chí là từ khu vực miền Trung,

53

miền Bắc nên s không có hiệu quả kinh tế do chi phí đầu tư xâ dựng đư ng ng

thu gom và lắp đặt thiết bị rất cao. Do đó, phư ng pháp b m p khí nước luân phiên

được lựa chọn là phù hợp nhất để nghiên cứu và áp dụng cho tầng cát kết Mioxen

hạ, mỏ Bạch Hổ. Như phân tích Chư ng 1, phư ng pháp nà không ch tiết kiệm

được lượng khí b m p, tăng hiệu quả thu hồi dầu mà còn t n thu được nguồn cung

khí cho b m p ngay tại mỏ.

2.8. Tiềm năng gia tăng thu hồi u tại t ng ioxen hạ, mỏ ạch Hổ

Dựa vào t nh h nh khai thác tại tầng chứa Mioxen hạ, mỏ Bạch Hổ hiện na

cho thấ để tăng cư ng thu hồi dầu chủ ếu dựa vào giải pháp b m p nước để du

tr áp suất v a còn các phư ng pháp khác chủ ếu là phư ng pháp c học nhằm t i

ưu chế độ khai thác. Các phư ng pháp nà cho hiệu quả không cao.

Trong giai đoạn đầu khai thác, việc b m p nước nhằm mục đích du tr áp

suất v a, tạo chênh áp cần thiết để duy trì chế độ tự phun một s giếng khai thác

đ mang lại một s kết quả khả quan (làm tăng hệ s thu hồi thêm khoảng

10%/năm). Cho đến th i điểm này, v a đang giai đoạn suy giảm mạnh về áp suất

và sản lượng khai thác. T s khí dầu và độ ng p nước ngà càng gia tăng. Việc

b m p nước d n đến một thực tế là độ ng p nước của các giếng khai thác tăng

nhanh, nếu tiếp tục b m p nước với lưu lượng như hiện nay thì trong th i gian tới

s có hàng loạt giếng khai thác bị loại bỏ do độ ng p nước quá cao (đặc biệt là khu

vực phía Bắc) d n đến phải điều ch nh giảm sản lượng b m p nước, th m chí là

tạm dừng b m p nước tại một s khu vực do đó s làm giảm hệ s thu hồi dầu. Vì

v y, có thể khẳng định rằng công tác b m p nước tại tầng chứa Mioxen hạ trong

th i gian tới s có hiệu quả thấp.

Tính đến hết năm 2012, tổng sản lượng khai thác cộng dồn từ tầng Mioxen

hạ khoảng 6,36 triệu tấn dầu (tư ng đư ng 15% trữ lượng thu hồi), lượng dầu thu

hồi thêm dự kiến là 6,37 triệu tấn (16%), và lượng dầu dư còn lại sau khai thác thứ

cấp là 28,35 triệu tấn (tư ng đư ng 69% trữ lượng dầu tại chỗ ban đầu). Do đó, việc

áp dụng các phư ng pháp khai thác tam cấp nhằm tăng cư ng thu hồi dầu là rất cần

thiết.

54

Như đ phân tích trên, phư ng pháp tăng cư ng thu hồi dầu bằng b m p

khí nước luân phiên (WAG) là phù hợp với điều kiện v a và thực trạng khai thác của

tầng Mioxen hạ, mỏ Bạch Hổ. Theo đánh giá ban đầu, hiệu quả của phư ng pháp

nà có thể làm tăng thêm thu hồi dầu tại đ i tượng nà khoảng 10 triệu tấn trong

giai đoạn 2011-2020, tư ng đư ng với tổng thu hồi đạt khoảng 5%. Đâ là con s

có ý nghĩa rất lớn cả về mặt kinh tế và kỹ thu t trong điều kiện mỏ đang giai đoạn

su giảm sản lượng mạnh, chuẩn bị kết th c khai thác.

Trong phạm vi nghiên cứu của lu n án, việc áp dụng phư ng pháp b m p

khí nước luân phiên là hợp lý nhất v biện pháp tam cấp nà không ch làm tăng hệ

s thu hồi dầu (tăng hiệu suất qu t, đẩ dầu dư) mà còn t n dụng được lượng khí thấp áp (khí tách b c 2 sau bình tách 100m3) hiện đang phải đ t bỏ một phần tại mỏ

Bạch Hổ. ản lượng khí thấp áp trong các năm tiếp theo được tr nh bà tại Hình 2.8 (trong năm 2013 là trên 20 ngàn m3/ng.đêm). Việc t n thu lượng khí nà nhằm vào

hai mục đích là t n thu lượng khí phải đ t bỏ và làm giàu cho khí b m p.

Hình 2.8. Dự iến tổng sản lư ng hí th p áp tại mỏ ạch Hổ [13]

2.9. T nh h nh hai thác, tr lư ng và tiềm năng thu gom hí

Phần lớn các mỏ khí được phát hiện trên thềm lục địa Việt Nam lại chủ ếu

nằm trên bồn trũng Nam Côn n. Một lượng khí không nhỏ đang được khai thác

tại bể Cửu Long chủ ếu là khí đồng hành. Trữ lượng tại chỗ lượng khí khai thác tại

các mỏ tr nh bà Bảng 2.6. Mỏ khí condesate Tiền Hải, Thái B nh là mỏ khí đầu

55

tiên Việt Nam đang khai thác trong giai đoạn cu i. Trữ lượng khí tại đâ không

lớn lắm nên trong th ng kê, trữ lượng nà s không được đề c p tới. Trong s các

mỏ khí th trữ lượng khí tại cụm mỏ im Long - c uỷ lô 52/9 & lô B/48/95 là

lớn nhất, kế đến là mỏ Lan Tâ -Lan Đỏ tiếp theo là mỏ Hải Thạch-Mộc Tinh và mỏ

ồng Đôi- ồng Đôi Tâ . Đ i với các mỏ dầu th lượng khí đồng hành cũng có trữ

lượng khá lớn. Mỏ Bạch Hổ có lượng khí đồng hành lớn, ch k m trữ lượng khí trên

mỏ khí lớn nhất là mỏ im Long- c uỷ và mỏ PM -CAA. Bên cạnh mỏ Bạch

Hổ, mỏ Hồng Ngọc cũng có một trữ lượng khí đồng hành và khí tự nhiên khá lớn.

Trong tổng s trữ lượng khí khoảng 18,8 ngàn tỷ bộ kh i (H nh 2.9) th lượng khí

tại các mỏ đang thu gom đưa vào b là mỏ Lan Tâ -Lan Đỏ, ạng Đông, Bạch Hổ.

ảng .6. Tr lư ng hí tại ch tại thềm lục địa Đông Nam Việt Nam

( )

Tên ỏ Tr lư ng tại ch , Tr lư ng, Ghi ch

Tỷ ộ h i, c %

im Long- c uỷ 3900 20,7 Mỏ khí

hí đồng hành

PM3-CA 3617 19,2 mỏ khí

Bạch Hổ 3248 17,2 hí đồng hành

Lan Tâ – Lan Đỏ 2770 14,7 Mỏ khí

Hải Thạch 1618 8,6 Mỏ khí

ồng Đôi- ồng Đôi Mỏ khí

Tây 1201 6,4

ạng Đông 793 4,2 hí đồng hành

Đại Hùng 512 2,7 hí đồng hành

Hồng Ngọc 481 2,6 hí đồng hành

ư Tử Đen 371 2,0 hí đồng hành

ồng 329 1,7 hí đồng hành

* rữ l ại ỗ q i i í e i rị ơ ơ ấ rữ l 2 .

56

H nh .9. h n tr lư ng hí tại thềm lục địa phía nam Việt Nam

Tu nhiên, hiện tại còn một s lượng lớn khí đồng hành tại các mỏ dầu đang

đ t bỏ hàng ngà (mỏ ồng, Đại Hùng, Hồng Ngọc, ư Tử Đen) (Hình 2.10). Nếu

khí đồng hành tại các mỏ dầu không có kế hoạch thu gom sớm s rất l ng phí. Thêm

vào đó việc đ t bỏ còn làm ảnh hư ng xấu đến môi trư ng. Bên cạnh đó, nga cả

lượng khí thấp áp đang đ t bỏ tại mỏ dầu đang có đư ng ng thu gom khí rất cần

được thu gom. Tại mỏ Bạch Hổ, n i đang đưa khí vào b , sản lượng khí thấp áp hàng ngà phải đ t bỏ lên tới 22.000 m3 khí/ngà vào năm 2013.

Hình 2.10. T nh h nh ph n sử ụng hí tại Việt Nam

Nh n chung, t nh h nh khai thác khí tại thềm lục địa phía Nam Việt Nam rất

sôi động. Do nhu cầu tiêu thụ khí ngà một cao chính v v việc phát triển hệ

th ng đư ng ng thu gom khí từ các mỏ vào b là cần thiết nhằm đáp ứng nhu cầu

tiêu thụ của thị trư ng. Tu nhiên, do t nh h nh khai thác dầu đ đến l c cần phải áp

dụng các biện pháp gia tăng thu hồi dầu. hi phư ng pháp b m p khí được lựa

57

chọn, lượng khí cần thiết dùng cho b m p rất lớn. Lượng khí sử dụng cho b m p

nà s không hoàn toàn mất đi mà lượng khí nà s thu hồi phần lớn vào giai đoạn

cu i của b m p. Để vừa đảm bảo nhu cầu cung cấp khí cho thị trư ng tiêu thụ và

lượng khí sử dụng cho nhu cầu b m p là một vấn đề nan giải. Tu việc xâ dựng

các đư ng ng d n khí từ các mỏ nhỏ thu gom vào b có thể không mang lại hiệu

quả kinh tế do lượng khí nà không lớn, nhưng việc xâ dựng các đư ng ng khí

liên thông giữa các mỏ vừa đảm bảo việc thu gom khí, t n dụng được lượng khí đ t

bỏ hàng ngà , vừa có thể làm nhiệm vụ cung cấp khí cho các mỏ khi có nhu cầu sử

dụng khí cho b m p. Chính việc thu gom nà có thể mang lại hiệu quả kinh tế l n

bảo vệ môi trư ng. Việc sử dụng nguồn khí nà cần phải được nghiên cứu cụ thể

h n và sâu h n về cả khía cạnh kỹ thu t và khía cạnh kinh tế.

Tóm lại, dựa trên c s phân tích thực trạng khai thác hiện na , các đặc trưng

của mỏ và tính chất dầu v a, phư ng pháp tăng cư ng thu hồi dầu bằng b m p khí

nước luân phiên (Water Alternating Gas-WAG) được lựa chọn là phư ng pháp hợp

lý nhất để t n thu dầu cho tầng cát kết Mioxen hạ mỏ Bạch Hổ. Phư ng pháp nà

nhằm giảm giá thành b m p, đặc biệt là sử dụng khí h drocarbon có tính đến

phư ng án làm giàu khí bằng khí thấp áp sẵn có tại mỏ, LPG hoặc condensate áp

dụng cho đ i tượng cát kết Mioxen hạ, mỏ Bạch Hổ. Trong các chư ng tiếp theo,

tác giả s t p trung đi sâu nghiên cứu, phân tích giải pháp b m p khí nước luân

phiên cho tầng chứa cát kết Mioxen hạ, mỏ Bạch Hổ từ đánh giá hiệu quả b m p

WAG trên mô hình v t lý v a trong phòng thí nghiệm đến đánh giá hiệu quả b m p

WAG trên mô h nh mô phỏng trước khi đề xuất áp dụng giải pháp nà vào thực tế

nhằm t n thu dầu cho đ i tượng cát kết Mioxen hạ, mỏ Bạch Hổ.

58

Chương 3

NGHIÊN CỨU BẰNG THÍ NGHIỆM VÀ ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ BƠM ÉP

KHÍ NƯỚC LUÂN PHIÊN CHO TẦNG CHỨA CÁT KẾT MIOXEN HẠ,

MỎ BẠCH HỔ

3 Ch n h ngh

Mục đích của các thí nghiệm nhằm đánh giá hiệu quả thu hồi dầu trên mẫu

lõi. Khí được sử dụng để thực hiện thí nghiệm là khí đồng hành của mỏ Bạch Hổ;

khí đồng hành được làm giàu bằng cách pha trộn với khí thấp áp và khí đồng hành

được làm giàu bằng khí hóa lỏng (LPG) với các tỷ lệ khác nhau. Để có được kết quả

đánh giá đúng mức hiệu quả thu hồi dầu cần phải có những thí nghiệm mô phỏng lại

toàn bộ quá trình đẩy dầu trên mẫu lõi tại điều kiện vỉa đang nghiên cứu. Kết quả

đánh giá thành công trên thí nghiệm s là một bước tiến quan tr ng trước khi áp

dụng trên mỏ. ính chính ác của các thí nghiệm phụ thuộc h àn t àn và việc

chuẩn b mẫu. iệc chuẩn b t t t ng công đ ạn thí nghiệm mới đảm bả được chất

lượng nghiên cứu. v y các bước chuẩn b thí nghiệm được tiến hành như sau

3.1.1. M

au khi lựa ch n đ i tượng nghiên cứu là tầng chứa cát kết Mioxen hạ, mỏ

Bạch Hổ các mẫu lõi được lấy và lựa ch n ch ph hợp với đ nh hướng ban đầu.

ác mẫu lõi sau khi kh an c t đầu mẫu ch th t ph ng sa ch khi gh p nhiều mẫu

với nhau tạ thành một mẫu hợp phần hình trụ dài (Hình 3.1). Mẫu hợp phần

(c mp sit c r ) này s là mẫu đại diện ch vỉa đ nh áp dụng b m p.

Hình 3 Ch n

59

ác mẫu sau khi kh an c t được chiết rửa bằng toluene trên thiết b s hl

ch đến khi trên dung môi không đổi màu thì d ng lại. au đó mẫu này được đưa

và chiết rửa bằng dung môi m than l. uá trình chiết rửa này nhằm h à tan các

mu i c n sót lại tr ng mẫu lõi. hỉ đến khi thử nước dung môi bằng mu i it rat

bạc mà không có kết tủa thì quá trình chiết rửa mới d ng lại.

ác mẫu lõi sau khi chiết rửa ng được ch và tủ sấy và sấy tại nhiệt độ (700C) tr ng th i gian t i thiểu là gi . Mẫu sau khi đ sấy khô được ếp và

d sicat r giữ ch mẫu không b ẩm và để nguội. Độ thấm và r ng của mẫu lõi này

được đ trên thiết b M của Mỹ tại Ph ng thí nghiệm lý đất đá của iện

ầu khí iệt am. àn bộ kết quả đ được trình bày Bảng 3.1.

B ng 3.1. B n CM

STT Thề h ỗ

ỗng, 12,718 12,573 13,218 10,569 14,717 15,572 10,628 14,797 18,978 9,364 9,579 9,571 13,054 11,189 11,396 13,160 7,725 13,020 10,267 12,134 Độ ỗng ,% 22,4 21,9 23,0 25,0 29,1 26,2 20,9 24,7 30,5 22,5 23,1 22,1 24,3 24,5 27,0 28,8 19,3 28,7 24,4 23,5 Độ hấ kh Ka,md 15,6 37,7 36,1 545 632 404 24,2 17,8 741 37,2 148 152 249 93,3 390 645 42,6 726 101 97,6 Độ hấ ỏng Kl,md 13,2 33,9 32,3 544 621 398 21,5 14,9 726 32,5 142 146 242 87,4 382 627 39,0 714 94,3 90,9 Tỷ ọng GD,g/cc 2,63 2,62 2,62 2,62 2,64 2,63 2,63 2,64 2,63 2,63 2,68 2,67 2,65 2,66 2,66 2,66 2,68 2,66 2,65 2,65 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Trong toàn bộ mẫu này một s mẫu được lựa ch n ch các thí nghiệm một

s mẫu c n lại s được làm mẫu dự ph ng. ính chất c bản của mẫu hợp phần

d ng tr ng thí nghiệm như sau

60

: 206 md Độ thấm trung bình Kl

Độ r ng trung bình : 29,1 %

B h à nước ban đầu : 26,8 %

3.1.2. M ư h

Mẫu dầu và khí được lấy tại giếng kh an giàn M P-9 của tầng chứa cát

kết Mioxen hạ. àn bộ bình khí lít và bình dầu cc được lấy liên tục khi

áp suất bình đ ổn đ nh. Điều kiện tại th i điểm lấy mẫu như sau

Pbình đ

= 12 bar. = 50oC. Tbình đ

nước

GOR = 21,4 %. = 75,5 m3 tấn.

ại ph ng thí nghiệm của iện ầu Khí iệt am t àn bộ s bình dầu và

khí được kiểm tra chất lượng trước khi đưa và ph n tích. Kết quả kiểm tra chất

lượng như sau (Bảng 3.2a, 3.2b):

B ng 3 Chấ ư nh

Điều kiện ph ng thí nghiệm Ký hiệu chai mẫu

01 02 03 Điều kiện bình tách hiệt độ Áp suất (oC) (Bar) 50 12 50 12 50 12 Áp suất (Bar) 11,8 11,8 11,6 hiệt độ (oC) 50 50 50 hất lỏng thu hồi 0 0 0

B ng 3 Kh nh

Điều kiện ph ng thí nghiệm Ký hiệu chai mẫu

A – 4580 A – 13621 A – 13631 A – 13634 A –05650 A – 06101 Điều kiện bình tách Nhiệt độ Áp suất (oC) (Bar) 50 12 50 12 50 12 50 12 50 12 50 12 Áp suất (Bar) 12,25 12,25 12,40 12,40 12,25 12,25 hiệt độ (oC) 50 50 50 50 50 50 hất lỏng thu hồi 0 0 0 0 0 0

61

àn bộ s mẫu dầu và khí được kiểm tra chất lượng. ếu mẫu lấy không đạt

yêu cầu s b l ại bỏ. Mẫu dầu và mẫu khí đạt yêu cầu được đ thành phần trên máy

đ s c ký khí. Kết quả đ thành phần dầu và khí bình đ được trình bày trên Hình

3.2, 3.3 và 3.4.

ựa và thành phần dầu khí đ được tỷ suất khí dầu tại bình đ tỷ suất khí

dầu của dầu bình đ tại ph ng thí nghiệm tỷ tr ng dầu tỷ tr ng khí và một s thông

s khác được d ng và tr ng các tính t án để tái tạ dầu vỉa. ới hệ s pha trộn

giữa dầu và khí bình tách tính được dầu vỉa được tái tạ v t lý dựa và những điều

kiện lấy mẫu. àn bộ thành phần khí bình đ và thành phần dầu tái tạ được trình

bày Bảng 3. . Mẫu dầu sau khi tái tạ được đ các thông s v t lý tại điều kiện

vỉa. àn bộ kết quả đ các thông s này trình bày Bảng 3.4.

H nh 3.2. B k kh kh nh

H nh 3.3. B k kh kh h nh

62

H nh 3.4. B k h nh h n nh

B ng 3.3. Th nh h n kh nh h nh h n

Kh nh (% mol) 0,040 0,360 71,667 13,267 9,902 1,107 2,284 0,427 0,438 0,269 0,239 (% mol) 0,021 0,166 34,552 7,995 8,500 1,361 3,603 1,085 1,502 2,566 38,649 Th nh h n CO2 N2 C1 C2 C3 I-C4 N-C4 I-C5 N-C5 C6 C7+

B ng 3.4. C h ng

Th ng

G 150 bar 1050C 0,01 1,32 0,7671 0,87 79 (m3/m3) 2,9 mPa.s 1,45 mPa.s 2 mPa.s Áp suất b t Pb t hiệt độ vỉa vỉa Hệ s thể tích khí Bg @150bar Hệ s thể tích dầu Bo @150bar ỷ tr ng dầu @350bar ỷ tr ng dầu @0bar ỷ suất khí dầu G Độ nhớt dầu vỉa @0bar Độ nhớt dầu vỉa @150bar Độ nhớt dầu vỉa @350bar

63

3 Th ngh ấ ộn n h

hí nghiệm tìm áp suất trộn lẫn t i thiểu MMP (Minimum Misibility

Pressure) là thí nghiệm đ c biệt quan tr ng ch các thí nghiệm b m p khí và tính

t án khả n ng áp dụng b m p khí. hí nghiệm này thực hiện nhằm tìm ra một áp

suất trộn lẫn thấp nhất nhưng mang lại hiệu suất thu hồi dầu ca . hí nghiệm được

tiến hành trên thiết b Misibility paratus của hãng Vince Technology (Pháp) được

l p đ t tại iện ầu Khí iệt am và n m .

3 M h ế h ngh

đồ cấu tạ và thiết b đ áp suất trộn lẫn t i thiểu được mô tả trên Hình

3.5. hiết b này dựa trên c s d ng một cột cát nhồi dài t (slimtube). Slimtube

là ng th p không rỉ mềm có đư ng kính là inch chứa cát ttawa -200 mesh.

5

6

4

7

3

8

9

2

10

1

Chú thích: 1-B m Gils n P ; - Bình dung môi để chiết rửa ; -Bình khí

C1; 4- Bình dầu ; - ột cát nhồi tr ng ng limtub ; - ửa sổ ch u áp ca ; 7-

Bộ điều chỉnh đ i áp (Back pr ssur tranduc r); -B m tay tạ đ i áp P ; - Đồng

hồ đ lượng khí thu hồi, 10- n điện tử đ lượng dầu thu hồi.

H nh 3.5a. ơ ấ h ế ấ ộn n h

64

H nh 3.5b. Th ế ấ ộn n h

Ống slimtube (chú thích 5-Hình 3.5a) có chiều dài t nhằm giảm ảnh

hư ng của v ng trộn lẫn lên kết quả đ . Vùng trộn lẫn chính là ranh giới giữa v ng

không trộn lẫn tới v ng trộn lẫn tr ng b m p khí với c chế trộn lẫn nhiều lần

(trình bày trong phần 1.2.2.2). Bên cạnh đó kích cỡ của ng ảnh hư ng tới hiện

tượng ph n tỏa dạng ngón. Vì v y thiết b này thư ng làm bằng ng inch. Độ

r ng của ng cát nhồi này là tới tuy không ảnh hư ng tới kết quả đ nhưng

độ thấm của nó s ảnh hư ng rất nhiều đến kết quả đ d độ chênh áp giữa đầu ng

và cu i ng. ới ng slimtub như thiết kế và b m p khí t trên u ng s đảm bả

ch khí qu t h àn t àn dầu tr ng ng.

Đầu cu i của ng slimtub được n i với một cửa sổ ch u áp ca (chú thích 6-

Hình 3.5a) để có thể quan sát quá trình đẩy qu t dầu tr ng ng tại các cấp áp suất

khác nhau. r ng một s trư ng hợp b m p khí có thể quan sát được đới trộn lẫn

nh màu s c của dầu thay đổi. G n tiếp sau cửa sổ là bộ điều chỉnh áp suất đầu ra

(Back pressure tranducer-PVC300). Áp suất tại đ y chính là cấp áp suất cần đ ch

thí nghiệm chạy trên thiết b này.

Phần cu i c ng của thiết b này được thiết kế g n ngay sau bộ chỉnh áp suất

đầu ra. Đó là thiết b đ lượng khí và dầu đẩy ra t ng slimtub . Khí th át ra t dầu

và khí b m p được đ bằng thiết b đ thể tích khí (gas m t r- FQT400) (chú thích

9, 10 trên Hình 3.5a). Lượng dầu chết thu được đựng tr ng ng đ ng ( 2) có độ

65

chính ác đến , cc. r ng su t quá trình thí nghiệm c n điện tử s ghi lại lượng

dầu thu hồi tr ng ng đ ng. àn bộ hệ th ng được điều khiển bằng máy tính. ác

thông s về áp suất lưu lượng b m p nhiệt độ độ chênh áp lượng khí dầu thu

được tr ng quá trình b m p đều được tự động ghi lại trong máy tính th th i gian.

hư v y lượng dầu và khí đẩy ra tr ng thí nghiệm được kiểm s át ch t ch .

Một máy b m Gilson d ng không đổi (P1) với áp suất t i đa có thể đạt tới

bar được điều khiển tự động bằng máy tính. Lưu lượng d ng có thể đạt t i đa là

cc phút. B m này đư c thiết kế b m dung d ch dầu thủy lực ch u áp và ch u

nhiệt. ung d ch này được b m đẩy phía dưới pist n của các bình th p đựng dầu

(C2), khí (C1) và dung môi để rửa ( 3) (chú thích 2, 3, 4 trên Hình 3.5a).

3 Q nh h ngh

Mẫu dầu và khí được lấy tại giếng kh an giàn M P-9 của tầng chứa cát

kết Mi en hạ mỏ Bạch Hổ sau khi kiểm tra chất lượng thành phần và đưa và

ph n tích để đ các thông s v t lý tại điều kiện vỉa được sử dụng ch thí nghiệm

tìm áp suất trộn lẫn t i thiểu MMP.

Mẫu dầu và khí sau khi nạp đầy và bình chứa khí và bình chứa dầu

được l p đ t tr ng buồng đ t để gia nhiệt và đưa về điều kiện vỉa bằng cách n ng t

t áp suất đầu và b i b m Gils n P đẩy dầu lên đỉnh cột cát nhồi tr ng ng

slimtube và nâng áp suất đầu ra bằng b m tay tạ đ i áp P với điều kiện áp suất

đầu và luôn nhỏ h n áp suất đầu ra tr ng quá trình n ng áp. Bình chứa khí

được cô l p b i hệ th ng van đỉnh của bình chứa khí ( ) tr ng quá trình b m

đẩy dầu. ng m i cấp áp suất b m dầu là bar. uá trình n ng áp tiến hành đến

khi dầu được b m t đỉnh cột cát u ng dưới với áp suất 19 bar và áp suất đầu ra

được đ t 200 bar. ầu được b m p liên tục tr ng nhiều gi nhằm đảm bả cột

cát tr ng ng slimtub được b h a h àn t àn và không c n sót không khí tr ng

t àn bộ hệ th ng. uá trình thí nghiệm b m p khí để tìm áp suất trộn lẫn t i thiểu được tiến hành sau khi các thông s ổn đ nh tại điều kiện nhiệt độ vỉa là 105oC và

áp suất b h a dầu là bar.

66

m thí nghiệm được thực hiện lần lượt tại cấp áp suất b m p khác nhau

là: 200 bar, 280 bar, 310 bar, 360 bar và 380 bar. au khi áp suất b m đẩy dầu ổn

đ nh tại m i cấp áp suất bình dầu được cô l p b i hệ th ng van đỉnh của bình

dầu (NV204). Sử dụng b m Gils n P1 b m p khí đồng hành (khí hyd r carb n) t

bình khí lên đỉnh cột cát nhồi để đẩy dầu và tìm áp suất trộn lẫn t i thiểu nhưng

có hiệu suất thu hồi dầu cao nhất lần lượt tại m i cấp áp suất. Khí qu t dầu tr ng

ng slimtub qua cửa sổ quan sát (LG ) đến đầu ra của bộ điều chỉnh áp suất đầu

ra (Back pressure tranducer-PVC300). Khi áp suất b m p khí lớn h n áp suất đầu ra

của bộ điều chỉnh áp suất, lượng dầu và khí được thu hồi tại phần cu i của thiết b

bằng ng đ ng và đ b i c n điện tử và đồng hồ đ khí tại m i cấp áp suất của thí

nghiệm. Chúng ta có thể quan sát quá trình đẩy qu t dầu tr ng ng slimtube tại các

cấp áp suất khác nhau qua cửa sổ ch u áp ca (chú thích 6-Hình 3.5a). ại điểm áp

suất trộn lẫn t i thiểu khí s uyên thủng qua dầu và có thể quan sát được b i sự

thay đổi màu s c của dầu tại th i điểm này. au khi quá trình thí nghiệm kết thúc,

t àn bộ hệ th ng được làm sạch bằng bình dung môi C3.

3 Kế q h ngh

Kết quả đ tại ph ng thí nghiệm được trình bày lần lượt trên các Hình 3.6a,

3.6b, 3.6c, 3.6d, 3.6e.

H nh 3.6 (b) H nh 3.6 (a) H nh b)

67

H nh 3.6 (d) H nh 3.6 (c)

H nh 3.6 (e)

H nh 3.6. Kế q h q ơ kh ấ ơ kh nh

Kết quả đ tìm áp suất trộn lẫn t i thiểu với cấp áp suất b m p được trình

bày tr ng Bảng 3.5.

B ng 3 5 Kế q h ngh 5 ấ ấ ơ

Áp suất b m p (bar) 200 280 310 360 380

Hệ s thu hồi dầu ( ) 58,8 77,6 85,3 95,3 96,7

Kết quả thí nghiệm này được biểu diễn trên đồ th Hình 3.7.

68 MMP=350 bar

H nh .7. M q n h g ữ h h h ấ ơ

3 Đ nh g kế q h ngh

hìn tổng thể các kết quả đ được trên Hình 3.6 ch thấy rằng áp suất b m

p càng ca thì điểm v t khí ảy ra càng muộn và hiệu suất thu hồi dầu càng ca .

ại áp suất b m p là bar thì hệ s thu hồi dầu chỉ và kh ảng , tuy nhiên

với áp suất b m p đạt bar hệ s thu hồi dầu và kh ảng 95,3%. So sánh các

kết quả thu hồi dầu ,8%, 77,6 %, 85, tư ng ứng với các áp suất b m p là

bar bar bar; một điều rất dễ nh n biết là hiệu quả thu hồi dầu càng ca đ i

với áp suất b m p càng lớn. Đ i với áp suất b m p nằm tr ng kh ảng t đến

bar thì khi t ng thêm áp suất b m p lên bar lượng dầu thu hồi đạt được và

kh ảng . Khi s kết quả thu hồi dầu tại các cấp áp suất ca h n là và bar

thì lượng dầu thu hồi được là , và ,7 . Kết quả này ch thấy hiệu quả thu

hồi dầu chỉ và kh ảng , khi t ng thêm bar. õ ràng có sự khác biệt giữa hai

miền áp suất khả sát. h lý thuyết ác đ nh áp suất trộn lẫn t i thiểu tại mục

1.2. hai miền áp suất này là vùng không trộn lẫn với dầu và v ng trộn lẫn với dầu.

Kết quả thu hồi dầu tại các cấp áp suất khác nhau được trình bày trên Hình 3.7 cho

thấy điểm gia nhau giữa hai miền áp suất là bar. Hiệu quả thu hồi dầu t ng dần

khi áp suất b m p t ng dần đến bar. ại áp suất b m p bar hiệu quả thu

hồi dầu là ca nhất và áp suất b m p là t i thiểu. ới áp suất b m p này dầu đ

được thu hồi hầu hết và vì thế có t ng áp suất b m p ca h n nữa thì lượng dầu thu

hồi thêm không đáng kể. Áp suất này chính là áp suất trộn lẫn t i thiểu. Với áp suất

b m p ca h n áp suất này khí b m p s trộn lẫn h àn t àn với dầu. Điều này có

69

thể giải thích là tại các cấp áp suất thấp khí vẫn chưa trộn lẫn với dầu hiệu quả đẩy

dầu thay đổi chủ yếu là d sự thay đổi sức c ng bề m t giữa pha khí và pha dầu. ức

c ng bề m t chuyển dần t ca đến thấp và s bằng khi khí đạt điều kiện trộn lẫn

với dầu. Đ i với các áp suất b m p trên áp trộn lẫn t i thiểu hiệu quả thu hồi dầu

nhỏ h n lần s với sự thay đổi của áp suất b m p dưới áp suất trộn lẫn t i thiểu.

kết quả này ch thấy áp suất bar là áp suất trộn lẫn t i thiểu của b m p khí

đồng hành với chính dầu của vỉa này.

rên thực tế áp suất trộn lẫn t i thiểu có thể dự đ án bằng các phần mềm mô

phỏng MG ( mput r M d ling Gr up) và các công thức tính t án. uy nhiên

kết quả đ thực tế trên thiết b thí nghiệm không tr ng với áp suất dự đ án. hạy

chư ng trình MG áp suất trộn lẫn t i thiểu dự đ án kh ảng bar ca h n s

với thực tế thí nghiệm là bar được trình bày phụ lục 2. Kết quả tính t án th

bbas and Khalid ( ) dựa và thành phần dầu vỉa khí b m p tỷ tr ng dầu áp

suất vỉa nhiệt độ vỉa thì ch kết quả là bar vẫn ca h n kết quả thí nghiệm và

kh ảng bar. kết quả ch thấy rằng chư ng trình mô phỏng chỉ mang tính chất

dự đ án mà thôi.

Kết quả thí nghiệm ch thấy áp suất trộn lẫn t i thiểu này ca h n áp suất

nứt vỡ thủy lực vỉa của tầng chứa Mi xen (320 bar) kh ảng bar (tại độ s u của

vỉa là m). đó, để có thể áp dụng thành công b m p khí đ i với tầng chứa

Mioxen hạ mỏ Bạch Hổ cần phải giảm áp suất trộn lẫn t i thiểu để ph hợp với điều

kiện vỉa và b m p thực tế. h lý thuyết về áp suất trộn lẫn t i thiểu được trình

bày phần 1.2.2 ch thấy cần phải pha trộn làm giàu khí đồng hành với khí gas hóa

lỏng (LPG) h c khí H khác nhằm hạ hàm lượng methane (C1) u ng hay nói

cách khác là nhằm mục đích hạ áp suất trộn lẫn t i thiểu u ng để nhỏ h n áp suất

vỉa hiện tại và ph hợp với khả n ng thực tế.

ựa và thực tế khai thác tại mỏ Bạch Hổ ch thấy khí thấp áp tại khu vực mỏ đang b đ t bỏ hàng ngày rất l ng phí (khí tách b c 2 sau bình 100m3). ếu thu

g m khí này để làm giàu ch khí b m p có thể mang lại hiệu quả kinh tế ca . ới

thành phần khí thấp áp nêu ra trên Bảng 3.6, theo mô phỏng tỷ lệ khí thấp áp

70

với khí đồng hành (khí bình đ ) thì áp suất b m p đạt điều kiện trộn lẫn khí

này s đạt đúng bằng áp suất vỉa hiện tại và kh ảng 253 bar (Kết quả chạy mô

phỏng phụ lục 3). r ng trư ng hợp nếu được pha trộn bằng khí hóa lỏng (LPG)

thì lượng khí hóa lỏng pha trộn và để đạt điều kiện b m p chỉ và kh ảng 17% và

áp suất b m p đạt điều kiện trộn lẫn khí và kh ảng 251 bar (Kết quả chạy mô

phỏng phụ lục 4).

B ng 3.6 Th nh h n kh hấ kh g h ỏng ỏ B h H

Kh hấ (% mol) 0,083 0,284 38,684 20,403 18,997 4,961 7,846 2,465 2,805 2,196 1,276 Kh g h ỏng LPG (% mol) 0,000 0,000 0,000 0,038 43,45 23,656 31,323 1,274 0,260 0,000 0,000 Th nh h n CO2 N2 C1 C2 C3 I-C4 N-C4 I-C5 N-C5 C6 C7+

3.3. Thí ngh h ấ ộn n h ằng ỷ h ộn khí hợ

kết quả mô phỏng trên tác giả đ tiến hành thí nghiệm trong phòng thí

nghiệm để hạ áp suất trộn lẫn t i thiểu u ng. hí nghiệm này được thực hiện tư ng

tự như thí nghiệm tìm áp suất trộn lẫn t i thiểu trên với khí đồng hành. Thành

phần khí b m p được pha trộn 60% khí đồng hành với khí thấp áp và khí

đồng hành được làm giàu bằng LPG với các tỷ lệ pha trộn khác nhau lần lượt là 5,

10, 20, 30 và 40% mol. hí nghiệm được tiến hành lần lượt tại các cấp áp suất b m

ép khác nhau là: 200 bar, 220 bar, 241 bar, 280 bar, 310 bar, 360 bar và 380 bar.

Kết quả đ thí nghiệm hạ áp suất trộn lẫn t i thiểu giữa khí đồng hành

với khí thấp áp và khí đồng hành được làm giàu bằng LPG được trình bày

tr ng Bảng 3.7.

71

Kết quả thí nghiệm ch thấy khi trộn lẫn giữa khí đồng hành với

khí thấp áp thì áp suất trộn lẫn t i thiểu đ hạ u ng bar thấp h n bar s với

khi chưa pha trộn khí thấp áp ( bar) và thấp h n bar s với áp suất vỉa ban

đầu là bar. uy nhiên hiệu quả thu hồi dầu cũng giảm u ng đáng kể tại t ng

cấp áp suất b m p tư ng ứng s với trư ng hợp b m p khí đồng hành (hay khí

bình đ ). ại áp suất b m p là bar thì hệ s thu hồi dầu chỉ và kh ảng 5,8%

thấp h n s với trư ng hợp b m p khí đồng hành, còn với áp suất b m p là

38 bar lượng dầu thu hồi và kh ảng 84,0 thấp h n 2,7 s với trư ng hợp

b m p khí đồng hành.

B ng 3.7. Kế q h ngh 7 ấ ấ ơ

Á ấ (bar) H h h , % 5 % LPG 10% LPG 20% LPG 30% LPG

58,2 66,1 73,4 83,5 89,4 94,1 95,2 66,1 74,2 81,4 91,0 94,1 96,9 97,1 80,5 86,1 90,3 94,8 96,9 97,8 98,0 87,6 90,9 93,5 96,5 97,8 97,9 98,0 40% LPG 90,5 92,5 94,3 97,2 97,9 98,0 98,0 40% khí thấp áp 55,8 63,2 72,1 79,3 80,5 83,4 84,0 200 220 241 280 310 360 380

T kết quả tr ng Bảng 3.7 ta v được đồ th trên Hình 3.8, 3.9, 3. biểu diễn

m i quan hệ giữa hệ s thu hồi dầu và áp suất b m p với các tỷ lệ pha trộn khí

khác nhau.

Kết quả đ (Bảng 3.7) ch thấy rằng khí đồng hành khi được làm giàu bằng

LPG để b m p với các tỷ lệ pha trộn khác nhau lần lượt là và

m l đều ch hiệu quả thu hồi dầu t ng lên và đều ca h n s với trư ng hợp chỉ

b m p khí đồng hành và khí đồng hành trộn lẫn với khí thấp áp. ại điều kiện

áp suất vỉa là bar hiệu suất thu hồi dầu khi b m p khí đồng hành là 77

tr ng khi hiệu suất thu hồi dầu khi b m p khí đồng hành làm giàu bằng LPG t ng

t đến 7 . Điều này ch thấy có m i liên hệ giữa tỷ lệ trộn LPG với hệ

s thu hồi và m i liên hệ này ch ph p ác đ nh được tỷ lệ trộn LGP ( m l) cần

thiết để đạt được hệ s thu hồi m ng mu n tại điều kiện áp suất vỉa là 280 bar.

72 MMP=255 bar

H nh 3.8. Á ấ ộn n h (MMP) kh ử ụng kh ng h nh ộn

% kh hấ

H nh 3.9. Á ấ ộn n h (MMP) kh ử ụng kh ng h nh làm

g ằng ỷ % LPG khác nhau

H nh 3. Q n h g ữ ấ ộn n h ỷ h ộn LPG

kh ng h nh

73

Hình 3. thể hiện kết quả đ áp suất trộn lẫn t i thiểu (MMP) của khí đồng

hành (khí nghèo) là 350 bar. ếu khí nghè được làm giàu 5 LPG thì MMP giảm

u ng c n kh ảng 315 bar, 10% LPG thì MMP khoảng 291 bar, 20% LPG thì

MMP kh ảng 238 bar, 30% LPG thì MMP kh ảng bar và 40% LPG thì MMP

kh ảng 140 bar. Khí nghèo làm giàu với 17% LPG thì kết quả thực nghiệm cho

MMP là kh ảng bar kết quả này ca h n bar s với tính t án mô phỏng.

hư v y, hiệu suất qu t tr ng c chế khí trộn lẫn phụ thuộc rất lớn vào thành

phần của khí. Khi thành phần khí có kh i lượng m l trung bình như (LPG ho c

condesate) s làm t ng hiệu suất quét dầu của khí. Vì v y, việc làm giàu khí không

những làm giảm được áp suất trộn lẫn t i thiểu mà c n làm t ng được hệ s quét.

Hiệu quả thu hồi dầu tr ng trư ng hợp b m p khí hydr cacb n trộn lẫn với

khí thấp áp thấp h n s với hiệu quả b m p khí hydr cacb n là d áp suất trộn lẫn

t i thiểu của khí hydr cacb n trộn lẫn với khí thấp áp ( m l) đ giảm về áp suất

vỉa hiện tại ( bar) và tại áp suất này hiệu suất thu hồi dầu là nhiều nhất tuy nhiên

vẫn thấp h n hiệu suất thu hồi dầu tại áp suất trộn lẫn ( bar) khi b m p khí

hydr cacb n. r ng trư ng hợp b m p khí hydr cacb n làm giàu bằng khí hóa

lỏng LPG với các tỷ lệ pha trộn t ng dần t đến m l thì áp suất trộn lẫn t i

thiểu có thể giảm u ng t bar u ng bar. ới tỷ lệ pha trộn LPG t ng dần

hiệu suất thu hồi dầu có thể thu hồi được nhiều h n s với b m p khí hydr cacb n

d khí b m p có thể trộn lẫn ngay tại th i điểm tiếp úc đầu tiên với dầu vỉa và

hiệu suất cũng t ng dần th tỷ lệ pha trộn LPG.

The đ nh hướng ban đầu những nghiên cứu này chỉ mang tính khả sát s

bộ nên các thí nghiệm b m p khí nước lu n phiên dưới đ y s áp dụng áp suất trộn

lẫn t i thiểu đ được mà không pha trộn làm giàu khí làm giảm áp suất trộn lẫn t i

thiểu u ng về bằng áp suất vỉa hiện tại. ề kết quả thu được s không có sự khác

biệt nếu ta d ng khí đ được làm giàu bằng khí gas hóa lỏng và áp suất trộn lẫn t i

thiểu khác d khi b m p khí đều thỏa m n điều kiện trộn lẫn với dầu vỉa.

Đ i với các thí nghiệm b m p khí d ng trực tiếp dầu chết thì áp suất trộn

lẫn t i thiểu s ca h n d tỷ tr ng dầu n ng h n dầu vỉa. Điều này phải quan t m

74

đến để hiệu chỉnh lại áp suất trộn lẫn t i thiểu ch ph hợp với điều kiện thực tế trên

mỏ để tránh l ng phí và giảm giá thành b m p.

Để ph hợp với điều kiện thực tế phư ng pháp b m p W G cần đầu tư

thêm thiết b t ng áp ch hệ th ng máy n n khí ca áp hiện tại của mỏ Bạch Hổ t

130 bar lên 255 bar. ề m t kỹ thu t điều này là h àn t àn khả thi d hiện nay đ

có nhiều l ại máy n n khí ca áp được áp dụng ch b m p t ng cư ng thu hồi dầu

như giàn nén khí cao áp (RB-28-6) của hãng MAN TURBO với các thông s của

giàn n n như sau áp suất t i đa ( bar) áp suất đầu và ( - bar) áp suất đầu ra (380-400 bar) và lưu lượng b m ( -820 m3 gi ) đ áp dụng thành công

ch b m p W G tại mỏ Mugnus. Khí đồng hành s được sử dụng ch b m p

WAG được lấy t hệ th ng cung cấp gasli t sẵn có trên giàn b m p khí và nước

của mỏ Bạch Hổ. au khi khí đồng hành được n n t ng áp t bar lên bar

đúng bằng áp suất trộn lẫn t i thiểu khí b m p s được làm giàu bằng cách trộn

khí đồng hành với khí thấp áp b i đư ng ng dẫn khí ca áp và b m và

giếng b m p th chu kỳ tháng b m p khí lu n phiên với tháng b m p nước.

Tóm lại dựa và kết quả đ được tr ng thí nghiệm ch thấy rằng áp suất trộn

lẫn t i thiểu với tầng chứa cát kết Miox n mỏ Bạch Hổ khi b m p bằng khí đồng

hành s là bar. Áp suất trộn lẫn t i thiểu s đạt được dưới áp suất vỉa hiện tại là

bar khi trộn lẫn khí thấp áp với khí đồng hành. ếu khí đồng hành

được làm giàu bằng LPG với các tỷ lệ pha trộn khác nhau lần lượt là

và 40% mol thì MMP có thể giảm u ng tư ng ứng là 315 bar, 291 bar, 238 bar,

185 bar và 140 bar. ại áp suất b m p trộn lẫn lượng dầu thu hồi được ca nhất và

áp suất b m p là t i thiểu. Tuy chưa ph hợp với điều kiện áp dụng trên toàn mỏ

tr ng phạm vi lu n án áp suất này s được d ng để áp dụng ch những thí nghiệm

b m p khí nước lu n phiên trên mẫu hợp phần.

3.4. Th ngh ơ AG n

hí nghiệm b m p để đánh giá hiệu quả b m p WAG được thực hiện trên

thiết b đ thấm pha của hãng inc chn l gy đ được l p đ t tại iện ầu Khí

iệt am và n m . àn bộ hệ th ng được điều khiển bằng máy tính. ác

75

thông s về áp suất lưu lượng b m p nhiệt độ độ chênh áp lượng khí dầu và

nước thu được tr ng quá trình b m p đều được tự động ghi lại th th i gian.

3.4 M h ế h ngh

đồ cấu tạ thiết b thí nghiệm b m p nước khí lu n phiên được mô tả

trên Hình 3.11.

Để áp dụng thành công phư ng pháp b m p WAG này thiết b được cải

tiến thiết kế lại dựa trên nền của thiết b sẵn có. an chiều là van rất quan tr ng

tr ng thí nghiệm này vì nó s đảm bả việc chuyển t b m p khí sang b m p

nước và ngược lại một cách nhanh chóng. hệ th ng thiết b sẵn có tại iện ầu

Khí iệt Nam không c ng hệ một bộ l c thuỷ ng n được l p đ t nhằm l ại tr hàm

lượng thuỷ ng n tr ng lúc b m nạp mẫu dầu tránh ảnh hư ng đến máy móc và kết

quả đ .

Không gi ng như hệ th ng đ áp suất trộn lẫn t i thiểu thiết b này được

thiết kế d ng b m ca áp áp suất b m có thể đạt tới 7 bar. ới lưu lượng d ng

t vài cc gi ch đến vài nghìn cc gi . g ài ra, các bộ ph n khác khá gi ng s với

thiết b đ áp suất trộn lẫn t i thiểu như bộ điều khiển áp suất đầu ra bình chứa mẫu

dầu khí thiết b đ lượng dầu nước và khí thu được.

11

4

5

7

9

10

6

8

12

13

H nh 3.11a. ơ h ế h ngh ơ WAG

76

Chú thích: 1-B m đẩy khí; - B m đẩy dầu nước; -Bộ l c thuỷ ng n;

4- Bình chứa khí; - Bình chứa dầu; - Bình chứa nước; 7- hiết b giữ mẫu r

holder; 8- ửa sổ ch u áp ca ; - Bộ điều chỉnh đ i áp (Back pr ssur tranduc r);

10- n điện tử đ lượng dầu thu hồi; 11-Đồng hồ đ lượng khí thu hồi; 12- B m

thuỷ lực tạ áp suất n n hông tr ng thiết b giữ mẫu; - B m tay tạ đ i áp.

H nh 3.11b. Th ế h ngh ơ WAG

3.4 Q nh h ngh

ác mẫu lõi sau khi sấy khô chiết rửa và đ ng các tính chất r ng thấm

của đá t àn bộ s mẫu này được b h à nước vỉa. mẫu này sau khi b h à

nước được l p lần lượt và r h ld r. àn bộ hệ th ng được đ t tr ng buồng đ t

để gia nhiệt và đưa về điều kiện vỉa bằng cách n ng t t áp suất n n hông và áp

suất đầu ra. ng m i cấp áp suất b m là bar. uá trình n ng áp tiến hành đến

khi nước được b m với áp suất bar t dưới lên và áp suất n n hông được đ t

380 bar. uá trình thí nghiệm b m p được tiến hành sau khi các thông s ổn đ nh tại điều kiện nhiệt độ vỉa là 105oC. ước được b m p liên tục tr ng nhiều gi

nhằm đảm bả mẫu được b h a h àn t àn và không c n sót không khí tr ng mẫu.

ầu được b m và ngay sau khi quá trình b m nước h àn thành khi áp suất

đầu và và đầu ra ổn đ nh. ầu được b m và đẩy nước ra t trên u ng nhằm mục

đích d ng dầu đẩy nước được hoàn toàn. ầu cũng được b m đẩy nước ch đến khi

áp suất đầu và và đầu ra không đổi. uy trình này áp dụng ch các thí nghiệm b m

p khí nước lu n phiên ch cả các thí nghiệm b m p W G trước b m p nước và

77

b m p W G sau b m p nước. Hệ s thu hồi dầu được đánh giá ch t ng phư ng

pháp.

hí nghiệm b m p khí nước lu n phiên trước b m p nước và sau b m p

nước đều áp dụng các thông s b m p khí nước lu n phiên như nhau. h yêu cầu

về kỹ thu t b m p W G để giảm sự ảnh hư ng của ph n d tr ng lực tr ng b m

p khí khí và nước s được b m th hướng t trên ca u ng thấp. C s lựa ch n

các thông s như kích cỡ nút khí; tỷ s W G; tổng lượng khí b m p; tổng s nút

khí; tổng s nút nước t c độ b m p ..dựa trên các kết quả thí nghiệm đ được

nghiên cứu và trình bày tr ng hư ng 1 tính chất r ng thấm của mẫu lõi và thực tế

b m p tại tầng cát kết Mi n hạ mỏ Bạch Hổ.

ác thông s áp dụng như sau

Kích cỡ một nút khí : 0, H P ( hể tích dầu ban dầu).

ỷ s W G ( thể tích khí b m thể tích nước).

ổng lượng khí b m p : 0,4 IHCPV.

ổng s nút khí : 8

ổng s nút nước : 8

c độ b m p

Góc nghiêng vỉa : 16, cc gi . : 450

au khi h àn thành b h à dầu ch mẫu hợp phần thí nghiệm b m p khí

nước luân phiên trước b m p nước được tiến hành. Đầu tiên khí được b m p t

trên đỉnh của mẫu hợp phần u ng. ứ sau kh ảng th i gian v a đủ b m p hết

H P thì van chiều được quay t v trí b m p khí sang b m p nước.

ư ng tự như v y với b m p nước sau khi b m p đủ H P với c ng th i

gian b m p khí van chiều lại được quay lại chuyển ngay về b m p khí. uá

trình này được l p đi l p lại ch đến hết lượng khí cần b m p ( ,4 IHCPV) thì tiếp

tục b m p nước ch đến khi t àn bộ thể tích b m p đạt , H P thì d ng lại.

àn bộ thể tích kh i lượng chất lưu thể tích khí được ghi nh n th th i gian.

ựa và tỷ tr ng dầu tỷ tr ng nước hệ s thể tích của dầu và tỷ s khí dầu để tính

t án lượng dầu khí và nước thu hồi được th th i gian.

78

3.4 Kế q h ngh

Kết quả thí nghiệm được trình bày tr ng Bảng 3.8. Kết quả ch thấy tr ng

kh ảng b m p và kh ảng ,8 H P m i khi b m p khí lượng dầu thu hồi

được thay đổi th t ng giai đ ạn b m p. Lượng dầu thu hồi khi b m p khí ít h n

lượng dầu thu hồi được khi b m p nước. Hiện tượng này ảy ra là d b m p hai

chất có độ n n rất khác biệt nhau khí có độ n n rất ca tr ng khi nước có độ n n

thấp h n. hêm và đó khí khi b m p thì h a tan ngay và dầu. v y lượng dầu

thu được khi b m p khí ít h n. Hiện tượng này cũng ảy ra tư ng tự với kết quả

nghiên cứu trước ( h rabi và nnk ) [75]. Nghiên cứu ch thấy lượng dầu thu

hồi được ng ài lượng dầu d khí và nước qu t đẩy dầu còn thêm một phần thu hồi

không phải là d khí đẩy mà là d chính c chế đẩy da động . chế này đ đề

c p phần 1.2.3.

B ng 3.8. S kế q h ngh ơ AG ư ơ nư

STT

Nư c thu h i, %

Th tích ơ ép, PV 0,000 0,025 0,050 0,075 0,100 0,125 0,150 0,175 0,200 0,225 0,250 0,275 0,300 0,325 0,350 0,375 0,400 0,425 0,450 0,475 0,500

D u thu h i, % 0,0 0,5 1,0 3,1 5,2 5,7 6,2 8,3 10,4 10,9 11,4 13,5 15,6 16,1 16,6 18,7 20,7 21,3 21,8 23,8 25,9

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

Khí thu h i, % 0,0 0,2 0,4 1,2 1,9 2,1 2,3 3,1 3,9 4,1 4,3 5,1 5,8 6,0 6,2 7,0 7,8 8,0 8,2 8,9 9,7

Nư c thu h i, % 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51

Th tích ơ ép, PV 0,750 0,775 0,800 0,825 0,850 0,875 0,900 0,925 0,950 0,975 1,000 1,025 1,050 1,075 1,100 1,125 1,150 1,175 1,200 1,225 1,250

D u thu h i, % 37,3 44,6 51,8 52,9 53,9 58,1 62,2 62,4 62,6 66,6 70,5 71,0 71,5 72,5 73,6 74,1 74,7 76,2 77,8 78,7 79,6

Khí thu h i, % 14,0 18,5 23,0 24,5 26,0 29,5 33,0 33,5 34,0 35,8 37,5 39,8 42,0 44,8 47,5 48,8 50,0 50,8 51,5 53,3 55,0

0,0 0,3 3,0 7,2 9,6 10,9 11,3 14,2 16,5 18,9 19,2 19,5 21,6 21,9 22,8 25,5 26,1 25,8 25,2 25,2 25,8

79 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61

26,4 27,0 29,0 31,1 31,6 32,1 34,2 36,3 36,8

9,9 10,1 10,9 11,7 11,9 12,0 12,8 13,6 13,8

0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

1,275 1,300 1,325 1,350 1,375 1,400 1,425 1,450 1,475 1,500

79,7 79,8 80,0 80,3 80,4 80,5 80,5 80,5 80,5 80,5

56,3 57,5 57,8 58,0 58,3 58,5 58,7 58,8 58,9 59,0

25,8 27,0 27,3 28,5 29,1 30,1 32,5 34,8 37,2 39,6

22 23 24 25 26 27 28 29 30

0,525 0,550 0,575 0,600 0,625 0,650 0,675 0,700 0,725

kết quả thu được tr ng Bảng 3. tác giả biểu diễn trên đồ th trên Hình

3.12

H nh 3.12. M q n h g ữ h h h ng h h ơ ng

ơ AG ư ơ nư

Kết quả tại Hình 3.12 ch thấy rằng sau khi b m p được kh ảng ,

H P lượng dầu thu hồi đột ngột t ng nhiều h n. Lượng dầu thu hồi c ng lúc với

lượng khí thu được t ng lên rất nhanh chứng tỏ điểm v t khí ảy ra. ại điểm này

khí b m p đ d ch chuyển vào tr ng đá và di chuyển tới đầu ra của mẫu hợp phần.

Khí đ đẩy được một lượng dầu lớn thì ngay sau đó điểm v t khí lại ảy ra. Hiện

tượng lượng dầu thu hồi thay đổi da động cũng ảy ra s ng biên độ thay đổi ảy

ra rất khác biệt. hìn và kết quả thu hồi dầu thu được ch thấy rằng kh ảng đến

nút khí ban đầu khi tới đầu kia của mẫu hợp phần qu t th rất nhiều dầu. ới

những nút khí tiếp th phía sau chỉ có một lượng nhỏ dầu thu hồi thêm. Kết quả

này cũng tr ng hợp với kết lu n tr ng nghiên cứu của h rabi và nnk [75].

80

ới thí nghiệm b m p WAG sau b m p nước về c bản cũng làm tư ng tự

như b m p WAG trước b m p nước. Điều khác c bản là trước khi b m p nước

khí lu n phiên thì b m p nước được tiến hành ch đến khi b m p nước đạt ,

H P . hí nghiệm được áp dụng tư ng tự như trên. àn bộ thể tích chất lưu thu

được khí và tr ng lượng của t àn bộ chất lưu thu được ghi lại th th i gian. Kết

quả thu được trình bày trên Bảng 3.9 và được biểu diễn trên Hình 3.13.

B ng 3.9. S kế q h ngh ơ AG sau ơ nư

STT

Khí thu h i, %

Nư c thu h i, %

STT Th tích ơ ép, PV 0,000 0,025 0,050 0,075 0,100 0,125 0,150 0,175 0,200 0,225 0,250 0,275 0,300 0,325 0,350 0,375 0,400 0,425 0,450 0,475 0,500 0,525 0,568 0,575 0,615 0,625 0,650 0,675 0,700 0,725

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

D u thu h i, % 0,0 0,0 0,3 0,7 1,3 1,3 2,0 2,0 2,6 2,6 2,6 3,3 3,9 3,9 3,9 4,6 5,2 5,2 5,2 5,9 6,0 6,5 6,5 9,6 10,6 12,0 13,4 13,6 14,3 14,3

Th tích ơ ép, PV 0,750 0,775 0,800 0,825 0,850 0,875 0,900 0,925 0,950 0,975 1,000 1,025 1,050 1,075 1,100 1,125 1,150 1,175 1,200 1,225 1,250 1,275 1,300 1,325 1,350 1,375 1,400 1,425 1,450 1,475 1,500

D u thu h i, % 14,3 14,6 14,8 14,8 14,8 15,1 15,3 15,3 15,3 15,6 15,9 15,9 15,9 16,1 16,4 16,4 16,4 16,9 16,9 16,9 17,2 17,2 17,2 17,2 17,2 17,2 17,2 17,2 17,2 17,2 17,2

31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61

Khí thu h i, % 21,0 22,6 23,5 24,1 24,7 25,1 25,8 26,3 27,0 27,3 27,6 28,3 28,5 28,8 28,9 29,2 29,2 29,4 29,4 29,4 29,4 29,4 29,4 29,4 29,4 29,4 29,4 29,4 29,4 29,4 29,4

50,1 49,7 49,7 51,2 51,3 53,0 54,2 55,4 57,5 57,9 58,5 60,0 62,1 64,3 66,5 69,0 71,5 73,3 75,8 78,3 79,4 80,3 81,5 82,8 84,4 86,1 89,0 91,4 93,1 96,4 97,6

0,0 0,0 0,1 0,2 0,5 0,5 0,7 0,7 1,0 1,0 1,0 1,2 1,4 1,4 1,4 1,7 1,9 1,9 1,9 2,2 2,2 2,4 3,5 6,7 8,8 11,2 13,3 16,1 18,4 19,5

0,0 2,5 4,7 6,9 8,7 11,2 13,1 15,6 17,4 19,9 22,4 24,3 26,1 28,6 31,1 33,0 34,8 37,3 39,8 41,7 44,0 46,0 46,4 46,4 47,1 47,5 47,6 48,0 48,4 48,8

81

H nh 3.13. M q n h g ữ h h h ng h h ơ ng

ơ AG ơ nư

Kết quả thu được ch thấy rằng hiện tượng thu hồi da động cũng ảy ra

tuy nhiên biên độ da động lại ảy ra nhỏ h n. ua quan sát quá trình chạy thí

nghiệm ch thấy th i điểm ảy ra v t nước tr ng b m p W G sau b m p nước s

với trước b m p nước là sớm h n. hứng tỏ hiệu suất qu t của khí sau b m p

nước k m h n d nước ba b c quanh dầu ng n không ch khí tiếp c n dầu. Một

hiện tượng tư ng tự cũng ảy ra tr ng quá trình chạy thí nghiệm này chính là hiệu

suất thu hồi dầu thực sự lại r i chủ yếu và h c nút khí đầu tiên.

3.4 Đ nh g kế q h ngh

Đánh giá về hiệu quả chung của việc b m p W G qua các th i kỳ khai thác

có thể tổng kết trên Bảng 3.10 và Hình 3.14. Kết quả thu được t các thí nghiệm

ch thấy rằng hiệu suất thu hồi dầu bằng phư ng pháp b m p W G trước b m p

nước có thể đạt tới 70,5-80, tr ng khi đó b m p nước chỉ đạt là 55,5-60, .

B m p W G tại th i điểm sau b m p nước có thể t n thu thêm được 15,9-17, .

Điều này chứng tỏ hiệu suất thu hồi dầu của phư ng pháp b m p W G rất ca .

B ng 3.10. Kế q g ng h h ằng ơ AG

Th ơ T ng h h ơ , PV Lượng h h , %

B m p W G trước b m p nước 1 - 1,5 70,5 - 80,2

B m p nước 1 - 1,5 55,5 - 60,5

82

B m p W G sau b m p nước 1 - 1,5 15,9 - 17,8

H nh 3.14. T ng hợ q nh ơ AG q g n kh h

Kết quả trên cũng ch thấy tổng lượng dầu thu hồi tính cả b m p nước và

b m p W G sau b m p nước là 7 , k m h n s với b m p W G trước b m

p nước là ,9%. đó b m p W G đạt hiệu quả ca h n khi áp dụng sớm h n.

Điều này đ được lý giải theo Chư ng 1 là d b m p W G làm giảm độ linh động

của khí dẫn đến giảm hiện tượng ph n tỏa dạng ngón giảm hiện tượng ph n đới tỷ

tr ng. B m p W G sớm s làm ch khí sớm trộn lẫn với dầu làm thay đổi bản

chất của dầu dầu tr nên linh động h n và dễ dàng chảy đến giếng khai thác làm

t ng hệ s qu t đẩy dầu dẫn đến làm t ng lượng dầu thu hồi và t n thu cả lượng dầu

tồn đ ng tr ng vỉa. uy nhiên đứng trên khía cạnh hiệu quả kinh tế việc áp dụng

sớm chưa h n s mang lại hiệu quả kinh tế t t h n vì b m p nước r h n rất nhiều

s với b m p W G. iệc ch n th i điểm nà áp dụng b m p là thích hợp cần

phải nghiên cứu trên cả khía cạnh kinh tế và kỹ thu t.

ói tóm lại b m p W G đạt hiệu quả thu hồi dầu ca . Kết quả nghiên cứu

trên mẫu lõi ch thấy có thể t n thu thêm được 15,9-17, sau khi b m p nước

cạn kiệt. Đánh giá khả n ng ba qu t đẩy dầu của phư ng pháp b m p W G là có

hiệu quả. Hiệu quả thu hồi dầu chủ yếu đạt được với h c nút khí đầu tiên.

hêm và đó m i lần b m p khí lưu lượng khai thác giảm khi b m p nước lưu

lượng khai thác t ng lên. Điều này ch thấy việc b m p nước khí lu n phiên luôn

tạ ra một quá trình đẩy dạng da động có chu kỳ. uá trình này có hiệu quả rất t t

83

đẩy dầu khi dầu b k t lại tr ng các bẫy cấu trúc dạng như mô tả tại phần 1.2.3. à

tr ng phần nghiên cứu của habi và nnk ( ) cũng đưa ra kết lu n b m p

W G đẩy dầu th dạng da động có chu kỳ có thể n ng ca được hệ s thu hồi

dầu bằng c chế này.

Để giảm t i đa giá thành b m p khí d tính chất là hiệu quả thu hồi dầu

phần lớn khai thác được sau đến nút khí đầu tiên nên thực tế khi áp dụng có thể

chỉ b m và t i đa , H P khí sau đó các nút khí tiếp th có thể b m p đuổi

bằng khí gas tự nhiên mà không cần làm giàu h c đuổi bằng khí nit . lượng khí

d ng ch b m p là khá lớn việc ác đ nh chính ác áp suất trộn lẫn t i thiểu là rất

quan tr ng. r ng một s tài liệu đ công b áp dụng b m p khí có thể áp dụng

ngay cả khi áp suất b m p gần bằng áp suất trộn lẫn (n ar miscibility) nhưng có

thể mang lại hiệu quả kinh tế ca h n khi đạt được điều kiện trộn lẫn.

óm lại b m p khí nước lu n phiên có tác dụng làm t ng n ng lượng vỉa

(áp suất vỉa) s làm t ng hiệu suất đẩy dầu t ng hệ s qu t của vỉa d làm thay đổi

tính chất của dầu làm dầu dễ dàng di chuyển đến giếng khai thác (giảm tỷ tr ng và

t ng độ linh động). Ðể giảm ảnh hư ng của hiện tượng ph n đới tỷ tr ng và t ng

cư ng hiệu suất qu t của khí khí và nước s lần lượt được b m p t trên u ng

đ i với vỉa d c. Đ i với các vỉa nằm ngang và dày t c độ b m p s làm giảm ảnh

hư ng đáng kể hiện tượng ph n đới tỷ tr ng d đó làm t ng hiệu quả thu hồi dầu.

v y b m p WAG là một phư ng pháp khai thác hợp lý nhất nhằm t n

thu lượng dầu tồn đ ng tr ng tầng chứa cát kết Mi n hạ, mỏ Bạch Hổ. Đ i với

thực trạng khai thác hiện nay của tầng cát kết Mi n hạ đ triển khai b m p nước

nhưng không c n hiệu quả thu hồi dầu thì việc b m p WAG sau b m p nước s

làm t ng hiệu quả thu hồi dầu thêm 15,9- 7 . Đ y cũng s là một c n s rất có ý

nghĩa về m t kinh tế và kỹ thu t góp phần đảm bả kế h ạch sản lượng của p

đ àn ầu khí iệt am tr ng những n m tới đ y.

3.5 H q ơ AG h ng hứ kế Mioxen h , ỏ B h H

Kết quả thí nghiệm áp dụng cho mẫu hợp phần trên đ y ch thấy một kết quả

khả quan áp dụng b m p W G ch tầng chứa cát kết Mioxen hạ, mỏ Bạch Hổ.

84

ới hiệu quả t n thu thêm 15,9-17, lượng dầu sau khi b m p nước cạn kiệt là

một c n s rất đáng quan t m. rên thực tế tình trạng khai thác dầu hiện nay tại iệt

am th n dầu móng có triển v ng thu được lượng dầu t i đa sau b m p nước chỉ

là 40, và các tầng chứa khác như Mioxen là 28,2 % và Oligoxen chỉ và kh ảng

28, ( rần Lê Đông và nnk [25]) như v y việc gia t ng đáng kể lượng dầu

thu hồi s làm giảm đáng kể lượng dầu dư dưới vỉa. kết quả nghiên cứu tr ng

ph ng thí nghiệm thì với trữ lượng tại ch của tầng cát kết Mioxen hạ vào khoảng triệu m3 ( triệu th ng) thì có thể t n thu được thêm triệu m3 dầu ( , triệu

th ng) nếu b m p W G được áp dụng (Hình 3.15). Hay nói cách khác với giá dầu

hiện nay và kh ảng 8 U th ng thì có thể t n thu thêm được ,96 tỷ U . Bên

cạnh đó những việc t n thu được lượng khí đ t bỏ d ng ch b m p và giảm thiểu

ảnh hư ng ấu đến môi trư ng là những giá tr kinh tế chưa được tính đến.

H nh .15 H q g ng h h ằng AG h ng kế Mioxen

h , ỏ B h H d kế q h ngh

Việc áp dụng thành công thí nghiệm và triển v ng kinh tế có thể mang lại

việc nghiên cứu tính khả thi b m p trên tầng chứa này bằng chư ng trình mô

phỏng nhằm đánh giá cụ thể hiệu quả kinh tế giải pháp và phư ng án cụ thể áp

dụng b m p W G trên mỏ là cần thiết. r ng trư ng hợp nghiên cứu trên chư ng

trình mô phỏng b m p W G mang lại hiệu quả kinh tế bước tiếp th của phát

triển dự án b m p W G là thử nghiệm trên mỏ với qui mô nhỏ (pil t t st). rải

85

qua tất cả các thử nghiệm trên áp dụng b m p W G ch t àn mỏ s được triển

khai khi các kết quả là khả quan và mang lại hiệu quả kinh tế. ác tiến trình thí

nghiệm trên nhằm đưa các phư ng pháp b m p gia t ng thu hồi dầu t lý thuyết,

thí nghiệm và đưa ra áp dụng thực tế trên mỏ. uá trình thử nghiệm s tiến hành

tr ng một qu ng th i gian rất dài d v y việc đ nh hướng cụ thể phư ng án gia t ng

thu hồi dầu s áp dụng tr ng tư ng lai cần sớm được triển khai.

3.6. Ng n kh kh n ng ụng h ng kế Mioxen h , ỏ B h H

Tuy nguồn khí đồng hành trên các mỏ dầu sẵn có nhưng d áp suất b m p

ca nên đ i hỏi một lượng khí khá lớn. hêm và đó để đạt được điều kiện trộn lẫn

với dầu và ph hợp với áp suất vỉa hiện tại khí đồng hành này cần phải được làm

giàu bằng khí thấp áp (đang đ t bỏ hàng ngày tại mỏ) h c c nd nsat tr ng hay

nguồn khí c nd nsat tại mỏ hay khí gas hóa lỏng. Để đánh giá đúng mức khả n ng

cung cấp khí b m p ch mỏ lượng khí cần thiết để b m p ch tầng chứa Mi en

và khả n ng cung cấp khí, t àn bộ tính t án này được trình bày trên Bảng 3.11.

B ng 3.11. Tính toán ượng kh ùng h ơ AG

h ng hứ kế Mioxen h , ỏ B h H

STT Thông sô tính toán ượng kh ng ấ

1 2

Kế q nh toán 22.000.000 9.000.000 1.100.000 1.200.000 480.000 274.000 6

6.500.000 7

Trữ lượng tại ch tầng chứa Mi en, m3 (PV) ổng lượng khí cần ch b m p tại điều kiện vỉa m3 (0,4 PV) Lượng khí s b m p hết chu kỳ cần ch n m (b m p khí + b m p nước) ( nút khí-0,05 PV), m3 Lượng khí bình tách cần b m tại điều kiện tiêu chuẩn m3/ngày Lượng khí thấp áp cần cung cấp tr ng ngày khi làm giàu ch khí đồng hành ( ) m3/ngày Lượng khí khai thác hiện tại của tầng Mioxen hạ, m3/ngày Lượng khí khai thác hiện tại của toàn mỏ Bạch Hổ, m3/ngày Theo báo cá của i ts vpetro (2012) ch thấy lượng khí khai thác cả n m trên tầng chứa cát kết Mioxen hạ, mỏ Bạch Hổ và kh ảng triệu m3 (274 ngàn m3/ ngày) như v y chỉ đáp ứng được kh ảng 1/4 nhu cầu. r ng khi đó lượng khí

86

thấp áp thu g m được trên t àn mỏ là 62 ngàn m3 ngày chỉ đáp ứng được 7 nhu

cầu thực tế. r ng tính t án trên, đ y là kết quả tạm tính ch quá trình b m p khí

tr ng nửa n m và nửa n m c n lại b m p nước thì vẫn khai thác bình thư ng.

v y để áp dụng b m p W G thành công ch tầng chứa cát kết Mioxen hạ, mỏ

Bạch Hổ cần bổ sung thêm lượng khí thu gom trên toàn mỏ (kh ảng 6, triệu m3 ngày) thì lượng khí cung cấp dư lần.

r ng trư ng hợp thiếu khí d ng ch b m p lượng khí này có thể bổ sung

thêm bằng nguồn khí khác t các mỏ l n c n. h i điểm các mỏ dầu tại iệt am

khai thác đều rất khác nhau. r ng s các mỏ dầu chính đang khai thác mỏ Bạch

Hổ có th i gian khai thác dài nhất ( 7 n m) tr ng khi đó mỏ ư ử Đ n đ khai

thác được 8 n m. hư v y khó có khả n ng là tất cả các mỏ c ng áp dụng đồng

th i b m p khí ch giai đ ạn t ng cư ng thu hồi dầu. hính vì v y tr ng trư ng

hợp thiếu nguồn khí cung cấp nguồn khí bổ sung thêm có thể là nguồn khí t các

mỏ l n c n. Hình 3.16 trình bày dự bá khả n ng cung cấp khí của các mỏ dầu

chính tr ng khu vực bồn trũng ửu L ng.

Hình 3.16. nh h nh kh h kh ỏ

n ũng Cử L ng

hư v y th dự bá về tình hình khai thác khí tại các mỏ dầu thuộc bồn trũng ửu L ng tổng lượng khí một ngày có thể thu g m lên tới 8 triệu m3 khí/ngày

tr ng n m nay ( 13). Lượng khí này có thể lớn h n nữa do vỉa khí tại cấu tạ ư

87

ử r ng đ đưa vào khai thác t với sản lượng h n triệu bộ kh i ngày (kh ảng triệu m3). ỉa khí này th ước tính về trữ lượng có thể t

đến 6 Tcf. Đ y là một tín hiệu đáng m ng khi lượng khí đồng hành cung cấp ch

b m p c n hạn h p.

n thu lượng khí đ t bỏ hàng ngày tại các mỏ là một phần quan tr ng tr ng

dự án b m p khí hydrocarbon. r ng các mỏ dầu đang khai thác hiện nay khí

đồng hành tại các mỏ Hồng g c mỏ ồng mỏ Đại H ng và mỏ ư ử Đ n chưa

được thu g m nên lượng khí đ t bỏ hàng ngày là rất lớn. h dự kiến lượng khí đ t bỏ tại ồng Hồng g c tr ng n m s là gần , triệu m3 ngày. iêng mỏ

ư ử Đ n lượng khí đồng hành đang được sử dụng h àn t àn ch gasli t. Mỏ Đại

H ng nằm riêng biệt tr ng khu vực bồn trũng am ôn n n i dồi dà nguồn khí

tự nhiên việc t n thu lượng khí đ t bỏ hàng ngày d ng ch b m p là cần thiết.

h dự bá tr ng bá cá phát triển mỏ n m tr ng n m m i ngày lượng khí đồng hành phải đ t bỏ lên tới 7 ngàn m3 ngày. ếu có kế h ạch t n

dụng khí d ng ch b m p bằng y dựng các hệ th ng đư ng ng thu g m khí liên

thông giữa các mỏ có thể giảm thiểu được chi phí đư ng ng riêng l và c n đáp

ứng nguồn cung cấp khí linh h at ch các mỏ tr ng các giai đ an khai thác khác

nhau. Hình 3.17 trình bày s đồ tóm t t thu g m khí tại mỏ Bạch Hổ.

Ph n 0.5 tr m3/ng

0.5 tr m3/ngđ

Kh g ếng ỏ B h H

Giàn nén MKS

8.5 tr m3/ngđ

T xử kh nh C

9.3 tr m3 ngđ @ 122 -124 atm

Giàn nén CKP

1.5 tr m3 ngđ

Kh g ếng ỏ R ng Đ ng, ư Tử Đen, T G T ng

Gaslift 0.7 tr m3/ng

H nh 3.17. ơ h g kh ỏ B h H

88

hêm và đó thành phần khí bình tách t các mỏ có hàm lượng m than rất

khác nhau. ác mỏ như ạng Đông Bạch Hổ và ồng có hàm lượng m than ca

một vài cá biệt lên tới trên . ới giá tr hàm lượng m than ca s không có lợi

ch việc áp dụng b m p khí vì áp suất trộn lẫn t i thiểu s rất ca . ác mỏ khác có

hàm lượng m than thấp h n như ư ử Đ n Hồng g c khi thu g m t àn bộ

lượng khí trên các mỏ này kết hợp lại làm hàm lượng m than giảm đáng kể và lúc

đó nhu cầu về lượng khí d ng làm giàu ch khí b m p s giảm đáng kể.

Một điểm đáng quan t m ch dự án b m p W G (khí H ) tại khu vực bồn

trũng ửu L ng là việc phát hiện ra các vỉa khí c nd nsate ngay tại các mỏ dầu

đang khai thác như tại cấu tạ ư ử r ng cấu tạ Kim ư ng hững phát hiện

này rất quan tr ng vì đ y s là nguồn cung cấp khí làm giàu ch dự án b m p khí

H ch các mỏ dầu trên khu vực bồn trũng ửu L ng. hư v y ng ài nguồn khí

thấp áp thu g m trên các mỏ dầu (khí tách b c ) và lượng c nd nsat tr ng thu

g m được t các giàn n n nguồn khí c nd nsat tự nhiên này s là nguồn cung cấp

khí làm giàu ch khí b m p. n riêng đ i với mỏ Đại H ng trên bồn trũng am

ôn n thì khu vực này rất gần các mỏ khí tự nhiên và các vỉa khí c nd nsat nên

g p nhiều thu n lợi. guồn cung cấp khí sẵn có tại các mỏ và nguồn khí làm giàu

có sẵn là một yếu t cực kỳ quan tr ng dẫn đến hiệu quả kinh tế của dự án.

g ài nguồn khí cung cấp ch b m p là khí đồng hành tại mỏ và các mỏ l n

c n khí t các mỏ khí là nguồn cung cấp rất lớn ch dự án b m p khí H . Một

thu n lợi ch b m p W G ch các mỏ dầu trên bồn trũng ửu L ng là hiện tại

đư ng ng dẫn khí t các mỏ khí t bồn trũng am ôn n đ l p đ t đi qua khu

vực mỏ ồng. hư v y tr ng trư ng hợp nguồn cung cấp khí b m p ch khu vực

các mỏ tại bồn trũng ửu L ng thiếu đư ng ng dẫn khí kết n i giữa hai khu vực

mỏ ngay tại khu vực mỏ ồng s là nguồn cung cấp khí khi cần thiết. h dự bá sản lượng khai thác khí tại bồn trũng này lên tới 7 tỷ m3 n m và những n m

và 7. hư v y nếu lượng khí khai thác có kế h ạch sử dụng cụ thể với

việc sử dụng khí ch b m p khí và qu ng th i gian tiêu thụ khí thấp điểm và áp

89

dụng b m p nước và qu ng th i gian tiêu thụ khí ca điểm có thể s đảm bả

nguồn khí cung cấp d ng ch b m p.

những suy lu n trên có thể ch thấy rằng việc thiết kế hệ th ng đư ng

ng dẫn khí liên thông giữa các mỏ và các khu vực mỏ s làm ch việc sử dụng khí

một cách linh h ạt và hiệu quả. Hệ th ng đư ng ng liên kết này chính là tiền đề

ch việc phát triển các dự án b m p khí ch các mỏ sau này. Hiệu quả kinh tế của

dự án c n tuỳ thuộc và nguồn khí cung cấp tình hình khai thác và sử dụng khí và

giá thành khai thác được th ng dầu. Khi các vấn đề liên quan được giải quyết

việc phát triển dự án b m p khí chỉ c n vấn đề th i gian áp dụng.

ói tóm lại để áp dụng thành công b m p WAG ch tầng chứa cát kết

Mioxen hạ mỏ Bạch Hổ cần bổ sung thêm nguồn khí t t àn mỏ d lượng khí đồng

hành thu được t chính tầng chứa cát kết Mioxen hạ là thiếu. hêm và đó nguồn

khí làm giàu ch khí b m p cũng cần được bổ sung. Để áp dụng thành công trên

mỏ hai nguồn khí này cần phải được đáp ứng t lượng khí thu gom trên toàn mỏ

Bạch Hổ và nguồn khí làm giàu ch khí b m p t các mỏ l n c n có nhiều

condensate như ư ử r ng ồng ồng Đôi- ồng Đôi y

3.7 C h ụng ơ AG thành công

kết quả thử nghiệm tại ph ng thí nghiệm, dựa và lý thuyết và các bá

cá t các mỏ đ áp dụng b m p W G tác giả đưa ra các tiêu chí để áp dụng

thành công b m p khí đồng hành trên mỏ như sau

 Làm giàu khí đồng hành d ng ch b m p bằng cách pha trộn thêm khí gas h á

lỏng LPG khí c nd nsat tr ng hay khí thấp áp có sẵn trên các mỏ nhằm hạ áp

suất trộn lẫn t i thiểu u ng bằng h c thấp h n áp suất vỉa hiện tại. ỷ lệ pha

trộn cần khả sát qua mô phỏng và chạy thí nghiệm nhằm ch n ra tỷ lệ thích

hợp.

 ua khả sát trên các thí nghiệm bằng các tỷ s W G và các kích cỡ nút khác

nhau (tỷ lệ thể tích giữa khí b m p và nước b m p) để ch n ra tỷ s W G và

kích cỡ nút t i ưu ch b m p W G để đạt chế độ t i ưu. Lượng khí và nước s

được b m lần lượt th chu kỳ và th kích cỡ nút đ lựa ch n.

90

 Để giảm ảnh hư ng của hiện tượng ph n đới tỷ tr ng và t ng cư ng hiệu suất

qu t của khí khí và nước s lần lượt được b m p t trên u ng đ i với vỉa d c.

Đ i với các vỉa nằm ngang và dày t c độ b m p lớn s làm giảm ảnh hư ng

đáng kể hiện tượng ph n đới tỷ tr ng d đó s làm t ng hiệu quả thu hồi dầu.

 ựa và kết quả thí nghiệm và những nghiên cứu trước việc áp dụng b m p t

đến nút khí đầu bằng khí được làm giàu sau đó là b m p bằng khí gas tự

nhiên h c khí đồng hành chưa được làm giàu s góp phần làm giảm giá thành

của dự án.

91

Chương 4

MÔ HÌNH THÂN DẦU VÀ MÔ PHỎNG KHAI THÁC BƠM ÉP KHÍ NƯỚC

LUÂN PHIÊN CHO TẦNG CHỨA CÁT KẾT MIOXEN HẠ, MỎ BẠCH HỔ

4.1. Mô hình địa chất - thuỷ động của tầng chứa cát kết Mioxen hạ

Tầng chứa Mioxen hạ là thân dầu dạng cát kết và được chia thành 2 khu vực

riêng biệt đó là khu phía Bắc có vòm Bắc và khu phía Nam gồm vòm Trung tâm và

vòm Nam. Giữa 2 khu vực này không có sự liên thông thuỷ lực, vì vậy đã xây dựng

hai mô hình số thuỷ động tương ứng cho mỗi vòm. Mô hình điạ chất của các thân

dầu Mioxen hạ được xây dựng trên bản đồ cấu tạo nóc và đáy của thân dầu, bản đồ

các thông số cơ bản địa chất–vật lý của mỗi tầng như: độ rỗng và độ bão hoà dầu

phù hợp với trữ lượng được cập nhật đến ngày 01.09.2012 [30]. Việc tính toán các

chỉ số công nghệ khai thác của đối tượng được thực hiện trên tổ hợp phần mềm

Eclipse của công ty Schlumberger. [71,72,73]

Vòm Trung tâm và vòm Nam: Mô hình thuỷ động của vòm Trung Tâm và

vòm Nam có số lượng các ô lưới là 99×282×52 ô lưới, kích thước trung bình ô lưới

theo chiều X, Y, Z tương ứng là 100×100×2m. Tổng số ô lưới của mô hình là

1.451.736 ô lưới, trong đó số ô lưới tham gia vào tính toán là 162.587 ô lưới.

Vòm Bắc: Mô hình số thuỷ động của vòm Bắc có số lượng các ô lưới là

99×282×52 ô lưới, kích thước trung bình ô lưới theo chiều X, Y, Z tương ứng là

100×100×2m. Tổng số ô lưới của mô hình là 1.451.736 ô lưới, trong đó số ô lưới

tham gia vào tính toán là 67.966 ô lưới.

Các thông số đầu vào trong mô hình:

Đường thấm pha tương đối: Các đường thấm pha tương đối của dầu-nước

và dầu-khí, sử dụng để tính toán các chỉ số trên mô hình thuỷ động được xác định

theo kết quả nghiên cứu mẫu lõi của tầng chứa cát kết Mioxen hạ. Trên mô hình

thuỷ động tác giả đã sử dụng 13 đường cong thấm pha để thực hiện các tính toán

cho các vùng (Một số đường thấm pha lặp lại nên trên Hình 4.1 chỉ còn 8 đường).

Sử dụng các giá trị áp suất mao dẫn từ các kết quả thí nghiệm của 13 vùng dao động

trong khoảng 0,5921 đến 6,322 bar.

92

Tính chất dầu vỉa và đá chứa: thể hiện trên Bảng 4.1

Bảng 4.1. Các tính chất dầu của tầng chứa cát kết Mioxen hạ

Thông số Vòm Bắc

Áp suất bão hoà dầu, bar Hàm lượng khí, m3/t Hệ số thể tích Độ nhớt dầu trong điều kiện vỉa, cP Tỉ khối dầu trong điều kiện vỉa, kg/m3 Tỉ khối dầu trong điều kiện chuẩn, kg/m3 Tỉ khối khí trong điều kiện vỉa, kg/m3 Tỉ khối nước trong điều kiện vỉa, kg/m3 Hệ số thể tích nước Vòm Trung tâm và vòm Nam 146 99,9 1,312 1,989 739,5 864,0 1,157 1023,7 1,0442 204 141,2 1,399 1,047 710,2 865,3 1,100 1005,3 1,0453

Hình 4.1. Đường cong thấm pha dầu nước tầng chứa cát kết Mioxen hạ 4.2. Biện luận các điều kiện của mô hình thủy động

Mô hình hoá các đối tượng khai thác được thực hiện với việc cho trước

những điều kiện ở giếng khoan và ở biên của các đối tượng. Các thông số của giếng

đưa vào mô hình bao gồm vị trí của giếng trong mỏ, khoảng bắn vỉa, ngày đưa

giếng vào hoạt động, lịch sử hoạt động của giếng, đặc trưng cho sản phẩm của

giếng, hệ số khai thác, nhiệm vụ thiết kế của giếng v.v. Toàn bộ lịch sử khai thác và

số liệu hoạt động của các giếng trong mô hình được cập nhật đến 01.09.2012.[30]

Vòm Trung tâm và vòm Nam

93

Trên mô hình thuỷ động áp suất vỉa ban đầu của vòm Trung tâm được lấy là

289,86 bar ở chiều sâu -2821 m. Ranh giới dầu nước của các vùng tính có chiều sâu

khác nhau được xác định theo báo cáo trữ lượng đã được phê duyệt. Áp suất bão

hoà như nhau cho tất cả các tầng và bằng 143,17 bar.

Vòm Bắc

Mô hình thuỷ động của vòm Bắc được chia ra 3 vùng, có áp suất vỉa ban đầu

khác nhau và bằng 280; 301,6 và 280 bar tương ứng với các chiều sâu -2852, -2971

và -2971m. Ranh giới dầu nước của các tầng có chiều sâu khác nhau và thay đổi

trong khoảng từ 3050m đến 3100m. Trên mô hình đã chia ra 13 vùng có các điều

kiện ban đầu khác nhau. Áp suất bão hoà của tất cả các tầng như nhau và bằng

204,2 bar. [4, 8, 9,10]

4.3. Phục hồi lịch sử khai thác

Để phục hồi trạng thái năng lượng toàn thân dầu trên mô hình, tác giả đã tiến

hành nghiên cứu chế độ hoạt động của các vùng riêng rẽ và toàn thân dầu. Hệ số

nén của đá ở thân dầu Mioxen hạ được xác định trong phòng thí nghiệm và dao động trong khoảng từ 19 đến 29.10-4bar-1. Trong quá trình phục hồi lịch sử khai thác giá trị hệ số nén của đá được lấy là 20.10-4bar-1 đối với vòm Trung tâm và Nam và 29.10-4bar-1 đối với vòm Bắc cho kết quả tính toán áp suất vỉa phù hợp với thực tế

hơn trong giai đoạn đầu khai thác các thân dầu.

Kết quả phục hồi lịch sử khai thác của đối tượng cát kết Mioxen hạ như sau:

Vòm Trung tâm và Nam:

So sánh kết quả hoạt động thực tế của vòm Trung tâm với tính toán phục hồi

lịch sử khai thác cho toàn bộ thân dầu trên mô hình thuỷ động được trình bày ở

Bảng 4.2.

Bảng 4.2. Kết quả khai thác thực tế và tính toán vòm Trung tâm và Nam

Qdầu, ng.t. Qchất lưu, ng.t

Chỉ số Thực tế Tính toán Sai lệch 1739 1739 0% 2578 2765 + 7,2% Qbơm, ng.t 2778 2778 0%

Kết quả tính toán theo các giếng ở vòm Trung Tâm và Nam:

94

Kết quả phục hồi lịch sử mô hình khai thác cho thấy rằng 85% các giếng đã

được phục hồi tốt, đáp ứng được các tiêu chí đề ra trong yêu cầu kỹ thuật đối với

việc xây dựng mô hình khai thác.

Vòm Bắc:

Đối với vòm Bắc, kết quả hoạt động thực tế so sánh với tính toán phục hồi

lịch sử khai thác cho toàn bộ thân dầu trên mô hình thuỷ động được trình bày trong

Bảng 4.3.

Qdầu, ng.t. Qchất lưu, ng.t

Bảng 4.3. Kết quả khai thác thực tế và tính toán của vòm Bắc Chỉ số Thực tế Tính toán Sai lệch Qbơm, ng.t 7040 7040 0% 9387 9273 + 1,2% 3872 3872 0%

Kết quả tính toán theo các giếng ở vòm Bắc:

Kết quả phục hồi lịch sử mô hình khai thác cho thấy 85% các giếng đã được

phục hồi tốt và đáp ứng được các tiêu chí đề ra trong yêu cầu kỹ thuật đối với việc

xây dựng mô hình khai thác.

Mặc dù trong mô hình còn có những giếng phục hồi lịch sử chưa được tốt

nhưng theo đánh giá mô hình được xây dựng có thể chấp nhận được để tính toán dự

báo khai thác cho giai đoạn sau. Kết quả phục hồi lịch sử khai thác đối tượng

Mioxen hạ, mỏ Bạch Hổ đã được thể hiện trên các hình từ Hình 4.2 đến Hình 4.19.

Hình 4.2. Phân bố độ bão hòa dầu vòm Bắc, tầng cát kết Mioxen hạ

95

Hình 4.3. Lưu lượng dầu khai thác vòm Bắc, tầng cát kết Mioxen hạ

Hình 4.4. Phục hồi lịch sử khai thác vòm Bắc

Hình 4.5. Kết quả phục hồi lịch sử giếng 806

96 Hình 4.6. Kết quả phục hồi lịch sử giếng 710 Hình 4.7. Kết quả phục hồi lịch sử giếng 917 Hình 4.8. Kết quả phục hồi lịch sử giếng 815

97

Hình 4.9. Phân bố độ bão hòa dầu vòm Trung tâm và Nam, tầng Mioxen hạ Hình 4.10. Lưu lượng dầu khai thác vòm Trung tâm và Nam, tầng Mioxen hạ

Hình 4.11. Phục hồi lịch sử khai thác vòm Trung tâm và Nam

98

Hình 4.12. Kết quả phục hồi lịch sử áp suất đáy giếng 42

Hình 4.13. Kết quả phục hồi lịch sử độ ngập nước giếng 42

Hình 4.14. Kết quả phục hồi lịch sử áp suất đáy giếng 46

99 Hình 4.15. Kết quả phục hồi lịch sử độ ngập nước giếng 46

Hình 4.16. Kết quả phục hồi lịch sử áp suất đáy giếng 920

Hình 4.17. Kết quả phục hồi lịch sử độ ngập nước giếng 920

100

4.4. Lựa chọn đối tượng và các phương án bơm ép WAG

Dựa vào tình trạng khai thác hiện tại đến hết năm 2012, ta thấy sự khác biệt

rõ rệt giữa khu vực vòm Bắc và khu vực vòm Trung tâm, vòm Nam. Khu vực vòm

Bắc đã khai thác được 4030 ngàn tấn dầu chiếm tới 63% lượng dầu khai thác của

toàn bộ tầng cát kết Mioxen hạ (6363 ngàn tấn), hệ số thu hồi dầu hiện tại là 25% và

độ ngập nước trên 82,8% [30]. Do đó, khu vực vòm Bắc cần tập trung ưu tiên các

giải pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu nhiều hơn so với vòm Trung tâm và Nam.

Trong phạm vi luận án này, vòm Bắc đã được lựa chọn làm khu vực nghiên cứu

bơm ép khí nước luân phiên (WAG) bằng mô hình thành phần Eclipse-300 của

Schlumberger nhằm tận thu tối đa lượng dầu dư còn lại dưới vỉa (69%).

Sau khi tiến hành phục hồi lịch sử khai thác cho đối tượng cát kết Mioxen hạ,

mỏ Bạch Hổ bằng mô hình Black Oil (Eclipse-100) như trên, các tính chất PVT của

dầu vỉa như thành phần dầu, khí vỉa, độ nhớt, hệ số thể tích, GOR,…(Bảng 5.4)

được đưa vào phần mềm mô hình thành phần PVTi để tạo ra tính chất PVT mới của

dầu vỉa trước khi đưa vào mô hình thành phần và chạy phục hồi lịch sử lại cho mô

hình thành phần Mioxen Bắc (Hình 4.18, 4.19, 4.20).

Bảng 4.4. Thành phần khí và dầu vỉa

ầu vỉa (% mol) 0,000 0,021 0,519 41,528 8,204 7,059 1,215 2,806 1,047 1,071 2,434 34,086 Thành phần H2S CO2 N2 C1 C2 C3 I-C4 N-C4 I-C5 N-C5 C6 C7+

Khí (% mol) 0,000 0,050 0,829 66,293 13,078 11,142 1,778 4,193 1,031 0,438 0,548 0,132

101

Hình 4.18. Kết quả phục hồi lịch sử tầng cát kết Mioxen vòm Bắc sau khi đã

chuyển sang mô hình thành phần

Hình 4.19. Kết quả phục hồi lịch sử áp suất đáy giếng 101

Hình 4.20. Kết quả phục hồi lịch sử áp suất đáy giếng 117

102

Kết quả phục hồi lịch sử mô hình thành phần cho tầng Mioxen Bắc cho thấy

mô hình đã đảm bảo đủ tin cậy để tiến hành nghiên cứu và đánh giá hiệu quả các

phương án bơm ép WAG trên mô hình. Trong quá trình bơm ép, khí bơm ép sẽ hòa

tan trong dầu và làm giảm độ nhớt, ứng suất căng bề mặt, độ bão hòa dầu dư và làm

tăng độ nở, làm cho mật độ dầu ở xung quanh giếng bơm ép thay đổi. Sự thay đổi

độ bão hòa dầu xung quanh giếng bơm ép được dự đoán, tính toán bằng mô hình đa

thành phần Eclipse-300 của Schlumberger.

Khi độ bão hòa dầu dư bị giảm, dầu sẽ dịch chuyển dần đến các giếng khai

thác xung quanh nhờ tăng được hệ số quét và dự kiến sẽ làm tăng sản lượng khai

thác của các giếng này. Sử dụng mô hình đa thành phần đánh giá ảnh hưởng của

bơm ép khí (khí nghèo và khí được làm giàu) luân phiên nước đến động thái khai

thác của các giếng xung quanh. Để đánh giá hiệu quả lượng dầu gia tăng và dự báo

khai thác các phương án bơm ép WAG cho tầng Mioxen Bắc, mỏ Bạch Hổ đến cuối

đời mỏ (2030), các phương án mô phỏng khai thác được tiến hành như sau:

- Phương án 1: chỉ bơm ép nước: giữ nguyên mô hình Black Oil và chạy dự báo

đến năm 2030 với 4 giếng bơm ép nước là 919, 202, 74, 130 và lưu lượng bơm

ép lần lượt là: 919IW: 112,103 m3/ngày, 202IW: 391,862 m3/ngày, 74IW:

359,552 m3/ngày, 30IW: 358,034 m3/ngày.

- Phương án 2: chạy mô hình thành phần (bơm ép khí với các lưu lượng khác

nhau): mô hình thành phần và chạy dự báo đến năm 2030 với 4 giếng bơm ép

khí là 919, 202, 74, 130 với các lưu lượng 5 triệu bộ khối/ngày, 10 triệu bộ

khối/ngày, 15 triệu bộ khối/ngày (Hình 4.21).

Hình 4.21. Mô hình bơm ép khí các giếng 919, 202, 74, 130

103

- Phương án 3: chạy mô hình theo các khu vực khác nhau (bơm ép khí): mô hình

Mioxen Bắc được chia ra thành 3 khu vực không có sự liên thông về mặt thủy

động lực vì chúng được ngăn cách bởi các đứt gãy như sau:

+ bơm ép khí cho 2 giếng 919 và 202 với lưu lượng 10 triệu bộ khối/ngày còn

hai giếng 130 và 74 được tiến hành bơm ép nước (Hình 4.22).

Hình 4.22. Mô hình bơm ép khí các giếng 919, 202

+ bơm ép khí với lưu lượng 10 triệu bộ khối/ngày cho giếng 130, còn 3 giếng là

919, 202 và 74 được bơm ép nước (Hình 4.23).

Hình 4.23. Mô hình bơm ép khí giếng 130

+ bơm ép khí với lưu lượng 10 triệu bộ khối/ngày cho giếng 74, 3 giếng còn lại

là 919, 202, 130 được bơm ép nước (Hình 4.24).

104

Hình 4.24. Mô hình bơm ép khí giếng 74

- Phương án 4: chạy bơm ép khí làm giàu: Khí được làm giàu từ 5-10%, sau đó

tiến hành bơm ép với lưu lượng 10 triệu bộ khối/ngày ở cả 4 giếng là 919, 212,

74, 130.

- Phương án 5: chạy bơm ép khí làm giàu luân phiên với nước trong thời gian

khác nhau:

+ 3 tháng bơm khí luân phiên 3 tháng bơm ép nước trong 4 năm từ 2014-2018.

+ 6 tháng bơm khí luân phiên 6 tháng bơm ép nước trong 4 năm từ 2014-2018.

+ 1 năm bơm khí luân phiên 1 năm bơm ép nước trong 4 năm từ 2014-2018.

4.5. Kết quả mô phỏng, dự báo khai thác

Kết quả dự báo các phương án chạy mô hình mô phỏng cho tầng cát kết

Mioxen Bắc, mỏ Bạch Hổ đến năm 2030 thể hiện trong Bảng 4.5 như sau:

Bảng 4.5. Kết quả chạy dự báo khai thác

STT Các phương án chạy mô hình đến Hệ số Sản Độ ngập

năm 2030 thu hồi lượng nước (%)

(%) dầu (tấn)

35 5.516.669 90 1 Bơm ép nước

39 6.196.191 57 Bơm ép khí nghèo với lưu lượng 5 triệu

bộ khối/ngày 2 Bơm ép khí nghèo với lưu lượng 10 42 6.680.118 52

triệu bộ khối/ngày

105

Bơm ép khí nghèo với lưu lượng 15 45 7.102.638 47

triệu bộ khối/ngày

Bơm ép khí nghèo với lưu lượng 10 39 6.169.299 83

triệu bộ khối/ngày ở 2 giếng 919 và 202

Bơm ép khí nghèo với lưu lượng 10 37 5.864.684 85 3 triệu bộ khối/ngày ở giếng 130

Bơm ép khí nghèo với lưu lượng 10 37 5.870.098 86

triệu bộ khối/ngày ở giếng 74

3 tháng bơm ép WAG luân phiên 38 5.987.728 90

4 6 tháng bơm ép WAG luân phiên 38 5.987.555 91

1 năm bơm ép WAG luân phiên 38 5.986.687 91

Bơm ép khí giàu với lưu lượng 10 triệu 45 7.100.580 45 5 bộ khối/ngày

Từ kết quả dự báo trong Bảng 4.5 cho thấy lượng dầu thu hồi của tất cả

phương án bơm ép khí đều cao hơn hẳn so với phương án bơm ép nước hiện tại dự

báo khai thác cho đến năm 2030 (Hình 4.25). Sản lượng thu được cao nhất là

7.102.638 tấn cho phương án bơm ép khí nghèo với lưu lượng 15 triệu bộ khối/ngày

và 7.100.580 tấn cho bơm ép khí giàu từ 5-10% với lưu lượng 10 triệu bộ

khối/ngày.

Hình 4.25. ự báo sản lượng khai thác các phương án đến năm 2030

106

Độ ngập nước của các phương pháp bơm ép khí đều được cải thiện đáng kể

và giảm hơn so với phương pháp bơm ép nước thông thường từ 90% xuống đến

45%. Điều này cũng lý giải được hiệu quả quét và đẩy dầu của các phương án bơm

ép WAG tốt hơn hẳn so với bơm ép nước (Hình 4.26).

Dựa trên tính hiệu quả kinh tế, nguồn cung cấp khí hiện tại áp dụng đối với

tầng cát kết Mioxen hạ mỏ Bạch Hổ thì lưu lượng 10 triệu bộ khối/ngày được chọn

là lưu lượng tối ưu và hiệu quả nhất trong phương án 2.

Trong 3 trường hợp của phương án 3 thì trường hợp 1 khai thác là hiệu quả

nhất vì xung quanh giếng bơm ép 919 và 202 là khu vực mới và ít giếng khai thác

hơn so với hai trường hợp 2 và 3. Nếu đem so sánh với trường hợp bơm ép khí cho

cả 4 giếng với lưu lượng 10 triệu bộ khối/ngày thì sản lượng thu được ở trường hợp

1 của phương án 3 thấp hơn khoảng 500 ngàn tấn. Vậy hiệu quả nhất là áp dụng

bơm ép cho cả 4 giếng với lưu lượng 10 triệu bộ khối/ngày.

Hình 4.26. ự báo độ ngập nước của các phương án bơm ép

Qua các kết quả nghiên cứu dựa trên mô hình và dự báo khai thác đối tượng

Mioxen hạ mỏ Bạch Hổ trình bày ở trên có thể đưa ra những kết luận sau:

1. Tầng cát kết Mioxen hạ, mỏ Bạch Hổ đang được khai thác ở giai đoạn cuối suy

giảm sản lượng và có độ ngập nước cao (72%). Việc nghiên cứu và áp dụng biện

pháp tam cấp WAG nhằm khai thác tận thu lượng dầu dư dưới vỉa là rất cấp

bách.

107

2. Theo dự báo kết quả chạy mô phỏng từ nay đến cuối đời mỏ (2030), các phương

án bơm ép WAG cho mô hình tầng Mioxen Bắc đã chứng tỏ được hiệu quả thu

hồi dầu cao hơn hẳn so với bơm ép nước, hệ số thu hồi dầu tăng thêm từ 2-10%

và độ ngập nước giảm từ 90-45% so với phương pháp thứ cấp bơm ép nước.

3. Phương án bơm ép khí nghèo với lưu lượng 15 triệu bộ khối/ngày và phương án

bơm ép khí làm giàu từ 5-10% với lưu lượng 10 triệu bộ khối/ngày cho hiệu quả

thu hồi dầu cao nhất với sản lượng đạt tương ứng là 7.102.638 tấn và 7.100.580

tấn, hệ số thu hồi dầu là 45%.

4. Phương án bơm ép khí được làm giàu với lưu lượng 10 triệu bộ khối/ngày có

hiệu quả thu hồi dầu cao hơn 3% so với phương án bơm ép khí nghèo với cùng

lưu lượng 10 triệu bộ khối/ngày.

108

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ

1. KẾT LUẬN

Trên cơ sở nghiên cứu tổng quan về lý thuyết, các kết quả thí nghiệm, các

kết quả đánh giá dựa trên mô hình mô phỏng mỏ của luận án “Nghiên cứu các giải

pháp hợp lý để tận thu dầu trong cát kết Mioxen hạ, mỏ Bạch Hổ”, tác giả đã

rút ra một số kết luận quan trọng sau:

1. Áp suất trộn lẫn tối thiểu (MMP) của dầu vỉa với khí đồng hành của tầng cát

kết Mioxen hạ, mỏ Bạch Hổ là 350 bar. Để giảm áp suất trộn lẫn tối thiểu có

thể trộn lẫn khí đồng hành với LPG, khí thấp áp hay condensate. MMP sẽ đạt

được đúng bằng áp suất vỉa hiện tại là 255 bar khi trộn lẫn 40% khí thấp áp

(khí tách bậc 2 tại mỏ) với 60% khí đồng hành. Nếu khí đồng hành được làm

giàu bằng LPG với các tỷ lệ pha trộn lần lượt là: 5, 10, 20, 30 và 40% mol thì

MMP có thể giảm xuống tương ứng là 315 bar, 291 bar, 238 bar, 185 bar và

140 bar.

2. Kết quả thí nghiệm đã chỉ ra rằng bơm ép WAG trước bơm ép nước có thể

thu hồi khoảng 70,5-80,2% lượng dầu trong mẫu, trong khi đó bơm ép nước

chỉ đạt hiệu quả thu hồi khoảng 55,5-60,5%. Bơm ép WAG tại thời điểm sau

bơm ép nước sẽ tận thu thêm được từ 15,9-17,8%.

3. Hệ thống thiết bị và sơ đồ công nghệ khai thác hiện nay của mỏ Bạch Hổ phù

hợp với công nghệ bơm ép WAG. Việc đảm bảo nguồn khí và condensate

cho bơm ép là hoàn toàn khả thi vì khả năng tự cung cấp khí của toàn mỏ

Bạch Hổ và hệ thống tuyến ống khí sẵn có nối với các mỏ lân cận khác như

mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Trắng, Rồng, Rạng Đông, Cá Ngừ Vàng…

4. Theo dự báo kết quả chạy mô phỏng từ nay đến cuối đời mỏ (2030), các

phương án bơm ép WAG cho mô hình Mioxen Bắc đã chứng tỏ được hiệu

quả thu hồi dầu cao hơn hẳn so với bơm ép nước. Hệ số thu hồi dầu bằng

phương pháp bơm ép WAG tăng thêm từ 2-10% và độ ngập nước giảm từ

90-45% so với phương pháp bơm ép nước trong giai đoạn khái thác thứ cấp.

109

2. KIẾN NGHỊ

Với những kết quả nghiên cứu như đã trình bày ở trên, để áp dụng thành

công phương án bơm ép khí nước luân phiên tại tầng Mioxen hạ, mỏ Bạch Hổ tác

giả xin kiến nghị như sau:

1. Để có thể triển khai áp dụng phương pháp bơm ép WAG rộng rãi trên toàn

mỏ thì cần thiết phải tiến hành bơm ép thử nghiệm tại mỏ trên quy mô nhỏ

(pilot test) để đánh giá chính xác hiệu quả của giải pháp và tránh được các

rủi ro cả về mặt kinh tế và kỹ thuật.

2. Cần tiếp tục nghiên cứu, đánh giá, lưu lượng bơm ép, tỷ lệ pha trộn

condensate để làm giàu khí, cách thức kiểm soát và điều chỉnh chế độ bơm

ép nhằm tối ưu hóa chu kỳ bơm ép WAG.

3. Cần có cơ chế, chính sách khuyến khích các nhà thầu, các Công ty dầu khí

nước ngoài đang hoạt động tại Việt Nam đầu tư nghiên cứu và triển khai

bơm ép thử nghiệm hoặc có các quy định cụ thể đối với các Hợp đồng Dầu

khí để các nhà thầu, Công ty dầu khí có trách nhiệm nghiên cứu tăng cường

và tận thu nguồn tài nguyên quý giá này.

4. Nếu việc nghiên cứu bơm ép WAG thử nghiệm tại tầng chứa cát kết Mioxen

hạ, mỏ Bạch Hổ thành công, kết quả nghiên cứu có thể chia sẻ áp dụng cho

các đối tượng, mỏ có đặc điểm và điều kiện tương tự

Trên cơ sở thực trạng công nghệ thiết bị khai thác và tính chất vỉa, chất lưu

của tầng chứa cát kết Mioxen hạ, mỏ Bạch Hổ thì việc áp dụng phương pháp bơm

ép WAG nhằm nâng cao thu hồi dầu là giải pháp phù hợp và khả thi nhất trong giai

đoạn hiện nay.

DANH MỤC CÁC CÔNG TRÌNH NGHIÊN CỨU CỦA TÁC GIẢ

1. Nguyễn Hữu Trung, Phạm Đức Thắng, Hồ Anh Phong (2003), Bọc cách nhiệt

ống dẫn dầu dưới biển cho mỏ Bạch Hổ bằng Polyurethan, Tuyển tập báo

cáo Hội nghị Khoa hoc-Công nghệ, Viện Dầu khí 25 năm xây dựng và

trưởng thành, Nhà xuất bản khoa học và kỹ thuật, Hà Nội, tr. 671-676.

2. Phạm Đức Thắng and Pham Huy Giao (2005), A study on Polymer injection as a

possible EOR method for the fractured basement of the White Tiger field,

southern offshore of Vietnam, Proceedings of the International Workshop

Hanoi Geoengineering 2005, Vietnam National University Publishing House,

Hanoi, Vietnam, pp. 340-350.

3. Phạm Đức Thắng, Nguyễn Hữu Trung (2008), Các giải pháp khai thác tận thu

đối tượng cát kết Mioxen hạ, Oligoxen mỏ Bạch Hổ, Tuyển tập báo cáo Hội

nghị Khoa học-Công nghệ, Viện Dầu Khí Việt Nam 30 năm Phát triển và

Hội nhập, Nhà xuất bản khoa học và kỹ thuật, Hà Nội, tr. 634-642.

4. Phạm Đức Thắng, Nguyễn Văn Minh, Trần Đình Kiên (2010), Phân tích đặc

trưng khai thác tầng Mioxen hạ, mỏ Bạch Hổ, Tạp chí khoa học Đại học Mỏ-

Địa Chất, Hà Nội, số 31, 7/2010, tr. 12-22.

5. Phạm Đức Thắng, Nguyễn Văn Minh, Hoàng Linh Lan (2011), Đặc trưng năng

lượng vỉa và khai thác đối tượng Mioxen hạ, mỏ Bạch Hổ, Tạp chí Dầu khí,

Số 8-2011, tr. 35-44.

6. Phạm Đức Thắng, Nguyen Van Minh, Cao Ngoc Lam, Tran Dinh Kien (2012),

A study on model and production forecast for Miocene formation, Bach Ho

field, International Conference Petroleum Technology and Human Resources

- 2012, Hanoi University of Mining and Geology, Ha Noi, pp. 57-58.

7. Phạm Đức Thắng, Nguyễn Văn Minh, Trần Đình Kiên, Cao Ngọc Lâm, Nguyễn

Thế Vinh, Nguyễn Mạnh Hùng, Hoàng Linh Lan (2013), Nghiên cứu giải

pháp gia tăng thu hồi dầu bằng bơm ép khí nước luân phiên (WAG) cho

Mioxen hạ, Bạch Hổ, Tạp chí khoa học Đại học Mỏ- Địa Chất, Hà Nội, số 42,

tháng 4/2013, tr 14-21.

8. Phạm Đức Thắng, Nguyễn Văn Minh, Trần Đình Kiên, Cao Ngọc Lâm, Nguyễn

Thế Vinh, Hoàng Linh Lan (2013), Xây dựng mô hình mô phỏng cho đối

tượng Mioxen hạ, mỏ Bạch Hổ và các dự báo khai thác, Tạp chí khoa học

Đại học Mỏ- Địa Chất, Hà Nội, số 43, tr 14-21, 2013.

TÀI LIỆU THAM KHẢO

Tiếng Việt

1. (2001),

46-50-51, 9/2001.

2. (2002), trữ 8/2002.

3. (2003), ữ ch, 7/2003.

5/1999.

5/2000.

6. C Ng Lâm C ệ Trường Đại Mỏ - Đị

ất Hà Nội.

7. Đin Mạn Quân N ê ứ ệ é - ê ố

x , Luận văn t ạ sĩ ỹ t uật Trường Đại H

Mỏ Đị Chất, Hà Nội.

8. Lê P ướ Hả 8 C ệ Trường Đại

Tp. Hồ C í Min .

9. Lê Xuân Lân (1997), Lý ê Trường Đại

Mỏ - Đị ất Hà Nội.

10. Nguyễn Hải An (2012), N ê ứ ứ ụ ồ ấ

ằ é CO2 ó ứ ẻ , Luận án tiến sĩ kỹ

thuật khai thác dầu khí, Trường Đại H Mỏ Đị Chất, Hà Nội.

11. Nguyễn Hữu Trung (1997), N ê ứ ứ ụ ứ ệ

é ó ứ ẻ ở ề ụ ị ệ N

ằ ệ ố ồ ổ ề Viện Dầu K í

Hà Nội Việt N m 7.

12. Nguyễn Hữu Trung (2007), Gi ng khai thác và nâng cao

hệ số thu hồi d u ở thềm lụ ịa Việt Nam, Hội thảo triển khai kế hoạch khai

thác dầu í năm 7, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, Hà Nội.

13. Nguyễn Mạn Hùng P ạm Đứ T ắng và n óm t giả 2005), N ê ứ

ứ ụ é ê ố ệ

Nam, tổng ết đề tài Viện Dầu khí Việt Nam, Hà Nội.

14. Nguyễn Xuân Vinh (2000), N ữ ố ở ấ ấ ứ

ủ ụ ê x -O x C L Hội ng ị

ông ng ệ : Ngàn dầu í Việt N m trướ t ềm t ế ỷ Tập đoàn

Dầu khí Việt Nam, Hà Nội.

15. Phạm Anh Tuấn (2000), ặ ấ ậ ý ỡ ỷ ộ

ọ ủ ứ ó ấ ứ ú ề ệ

ấ ệ ộ ỉ , Luận án tiến sĩ đị chất, Trường Đại H Mỏ Đị

Chất, Hà Nội.

16. P ạm Đứ T ắng Nguyễn Hữu Trung 8 C ậ

ố x O x ổ Tuyển tập b Hội

ng ị K -Công ng ệ Viện Dầu K í Việt N m 3 năm P t triển và

Hội n ập N à xuất bản và ỹ t uật Hà Nội tr. 634-642.

17. Phạm Đứ T ắng Nguyễn Hữu Trung, Trần Văn Long (2007), N ê ứ ề

x ấ ậ ố x , O x

ổ tổng ết đề tài, Viện Dầu khí Việt Nam, Hà Nội.

18. P ạm Đứ T ắng Nguyễn Văn Min H àng Lin L n ặ

ỉ ố x ổ Tạp í Dầu í

Số 8-2011, tr. 35-44.

19. P ạm Đứ T ắng Nguyễn Văn Min Trần Đìn Kiên C Ng c Lâm (2010),

ặ x ổ Tạp í

Đại Mỏ- Đị C ất Hà Nội số 3 7/ tr. -22.

20. Tập đ àn Dầu í Việt N m (2004 và 2006),

21. Tập đ àn Dầu í Việt N m (2008), ụ

22. Tập đ àn Dầu í Việt N m (2010 và 2011), C ộ ị

- .

23. Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (2010), ộ ị ồ , Tuyển tập

báo cáo, Vũng Tàu.

24. Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (2011), ộ ị ồ , Tuyển tập

báo cáo, Vũng Tàu.

25. Tập đoàn Dầu k í Việt N m XNLD Viesovpetro, (2003), ậ ộ

ọ ệ ố ồ ổ, Vũng Tàu.

26. Hoàng Mạnh Tấn, Nguyễn Hữu Trung Vũ Min Tuấn (2003), Nâng cao hệ số

thu hồi d u bình tách m B ch Hổ d a trên nghiên cứu cân bằng pha, Viện

Dầu khí Việt Nam 2 năm xây d ng và trư ng t àn , Hội ng ị -

ông ng ệ NXB KHKT, Hà Nội.

27. P ạm Vũ C ương Nguyễn Quố Quân (2005), ặ ọ

ứ x C L , Tổng Công ty Dầu í Việt N m,

Tuyển tập ội ng ị K Công ng ệ - 3 năm Dầu í Việt

N m Cơ ội mới-T t ứ mới N à xuất bản K và Kỹ t uật.

28. Viện NIPI, Vietsovpetro (2003), ồ ệ ề ỉ

x ổ Vũng Tàu.

29. Viện NIPI Viets vpetr (2008), ồ ệ x

ổ, Vũng Tàu.

30. Viện NIPI Viets vpetr (2013), Báo cáo ồ ệ

x ổ, Vũng Tàu.

31. Vietsovpetro (2007), ổ ồ ờ

10.01.07 ằ 2007,

Hội t ả triển i ế ạ i t dầu í năm 7, Tập đoàn Dầu khí

Việt Nam, Hà Nội.

32. Vietsovpetro (2009), ộ ệ q ý ề

, Hội t ả ội ng ị ông ng ệ, Tập đoàn Dầu khí Việt

Nam, Hà Nội.

Tiếng Anh

33. Ahmed, T and McKinney, P. (2004), Advanced Reservoir Engineering, SPE

Textbooks Series.

34. Altunina, L. K., and Kuvshinov, V. A. (1995), Enhance Oil Recovery by

Surfactant Compositional Systems, Novosibirsk, NAUKA.

35. Ameida, et.al (1993), Reservoir Engineering Study of CO2 Enhanced Oil

Recovery for Nipa 100 Field, Venezuela, SPE 23678 presented at the 1993

SPE conference.

36. Andrew, G. L. (1985), Carbon Dioxide Miscible Flooding: A Laboratory Study

on The Effect of WAG, Wetting State, and Slug Size on Enhanced Oil

Recovery, University of Houston: Thesis Master.

37. Attanucies và nnk (1997), WAG Process Optimisation in Rangly CO2 Miscible

Flood, SPE 26622, 68th Technical Conference, 1997.

38. Barrentblatt, G D, và nnk (1960), The Basic Concepts in the Theory of

Hogeneous Liquid in Fissured Rock, Jounal of Applied Math, 1960.

39. Blackwell, R.J. et.al (1960), Recovery of Oil by Displacements With Water-

Solvent Mixtures, Petroleum Transactions AIME No 219, pp. 293-300

40. Bradley, H. B. (1987), Petroleum Engineering Handbook, Society of Petroleum

Engineers.

41. Brashear J.P, Kuuskraa V.A (1978), The Potential and Economics of Enhanced

oil Recovery, Journal of Petroleum Technology, p 1231 – 1237, 9/1978.

42. Carlson, M. (2003), Practical Reservoir Simulation, SPE Textbooks Series,

May.

43. Christine, E. E., and Michael, J. E. (2000), Oil Recovery Could Be Accelerated

Using  - Mod Production Strategy. World Oil November, pp. 53-56.

44. Claudle, B.H., and Dyes, A. B. (1958), Improving Miscible Displacement by

Gas-Water Injection, Petroleum Transactions AIME, No. 213, pp. 281-284.

45. Cosse, R. (1993), Oil and Gas Field Development Techniques-Basics of

Reservoir Engineering, Printed in France.

46. Dake, L. P. (1978), Fundamentals of Reservoir Engineering, Developments in

Petroleum Science 8, Elservier Scientific Publishing Company, Printed in

The Netherlands.

47. Delamaide. E., and Corlay. P. (1994), Polymer Flooding Increases Production

in Giant Oil Field, World Oil, December.

48. Doherty, H. L. (1993), The Reservoir Engineering Aspects of Waterflooding,

Society of Petroleum Engineering of AIME, New York.

49. Dun n và u s i Peter Enhanced Recovery Engineering

Including well design, completion, and production practices, World oil,

September, 1995.

50. Ertekin, T., Kassem, J. H., and King, G. R. 2001. Basic Applied Reservoir

Simulation Textbook, Vol.7, SPE Textbooks Series.

51. Fred, W. B. (1971), Textbook of Polymer Science, John Wiley& Sons, Inc,

Printed in Japan by Toppan Printing Companing, LTD.

52. Gray. F. (1995), Petroleum Production in Nontechnical Language, PennWell

Publishing Company, Tusa, Oklahoma 74101, Printed in the United State of

America, pp.211-221.

53. Green, D. W. and Willhite. G. P., (1998), Enhanced Oil Recovery Textbook,

Vol. 6, SPE Textbooks Series.

54. Harberman, B. (1960), The Efficency of Miscible Displacement as a Function of

Mobility Ratio, Petroleum Transaction, AIME, No 219.

55. Jackson, D.D. (1984), A Physical Model of a Petroleum Reservoir for The Study

of The WAG Ratio In Carbon Dioxide Miscible Flooding, University of

Houston: Master thesis.

56. Jahn, F., Cook, M. and Graham, M., (1998), Developments in Petroleum

Science-Hydrocarbon Exploration and Production, Volumes 46, Elsevier

Science B.V, pp.205-206.

57. James, B., Bharat, J., Tim, M., Sigrun, M. H., BP (2012), Review of Gas

Injection Projects in BP, SPE 154008, Eighteenth SPE Improved Oil

Recovery Symposium held in Tulsa, Oklahoma, USA, 14-18 April 2012.

58. Jenkins, M. K. (1984), An Analytical Model for Water/Gas Miscible

Displacements, Paper SPE 12632 presented at SPE/DOE Fourth Symposium

on Enhanced Oil Recovery. Tulsa. April 15-18. pp. 37-48.

59. Klins, Mark A, (1984), Carbon Dioxide Flooding-Basic Mechanism and Project

Design, United State of American: International Human Resources

Development Corporation.

60. Lake, L. W. (1989), Enhanced Oil Recovery, University of Texas, Austin, Texas,

USA, Published by Prentuce-Hall, Inc, A Division of Simon & Schuster,

Englewood Cliffs, New Jersey 07632.

61. Le Xuan Lan, Nguyen Hai An (2007), Enhanced Oil Recovery by CO Flooding, 2

Hanoi Engineering of International Symposium.

62. Nguyen Chu Chuyen, Fumitoshi Sato, Le Huy (2005), Improvement of Lower

Miocene Well Performance in the Second Stage of Rang Dong Field

Development, VPI Conference 2005.

63. Nguyen Chu Chuyen, Le Huy, Dinh Manh Quan (2011), A Sector

Compositional Model for Hydrocarbon Gas Injection Study, Petrovietnam

Journal, Vol 6.

64. Petromin (1996), Elements of Successful EOR Project, May/June 1996, pp. 78-

85.

65. Pham Duc Thang, Nguyen Van Minh, Cao Ngoc Lam, Tran Dinh Kien (2012),

A Study on Model and Production Forecast for Miocene Formation, Bach

Ho field, International Conference Petroleum Technology and Human

Resources - 2012, Hanoi University of Mining and Geology, Ha Noi.

66. Report (1995), Lan Tay/Lan Do Appraisal Evaluation Reserves Reports, 3/1995.

67. Report (1998), Gas In Place and Reserves Estimation Rong Doi & Rong Doi

Tay Gas Field, PSC Block 11-2, Nam Con Son Basin, Offshore Viet Nam,

3/1998.

68. Report (2002), Summary of HCIIP Report, Kim Long, Ac Quy, Ca Voi Trends,

11/2002.

69. Report (2004), Full Field Development Plant 2004, Rang Dong Field, Block 15-

2, Offshore Viet Nam, 7/2004.

70. Satter, A., and Thakur, G. (1994), Integrated Petroleum Reservoir Management-

A Team Approach, PennWell Publishing Company, Tusa, Oklahoma 74101,

Printed in the United State of America, pp.155-194.

71. Schlumberger (2010), ECLIPSE Office User Guide, Reservoir Simulation

Software, Licensed and Supported by GeoQuest.

72. Schlumberger (2010), ECLIPSE Reference Manual, Reservoir Simulation

Software, Licensed and Supported by GeoQuest.

73. Schlumberger (2010), ECLIPSE Technical Description, Reservoir Simulation

Software, Licensed and Supported by GeoQuest.

74. Schumacher, M. M. (1980), Enhanced Oil Recovery of Residual and Heavy Oils,

Printed in The United States, Published in The United States of America by

Noyeys Data Corporation, New Jersey 07656.

75. Sohrabi M, Tehrani, Danesh A and Henderson G.D (2001), Visualisation of Oil

Recovery by WAG Injection Using High Pressure Micromodel – Oilwet &

Mixwet system, SPE 71494, presented at the 2001 SPE Annual Technical

Conference and Exhibition, New Orlearn Lousiana, 30/9 – 3/10/2001.

76. Stalkup, Fred I. Jr., (1983), Miscible Displacement, New York: American

Institute of Mining.

77. Stone, H. L.(1983), Vertical Conformance In an Alternating Water-Miscible Gas Flood, Paper SPE 11130 presented at the 57th Annual Fall Technical

Conference and Exhibition On the Society of Petroleum Engineers of AIME,

New Orlands, Sep.26-29.

78. Suguchev và nnk (1992), Screening of WAG Optimization Strategies for

Heterogeneous Reservoir, SPE 25075, European Petroleum Conference,

1992.

79. Taber, J.J. et.al (1997), EOR Scrreening Criteria Revisited –Part 2: Applications

and Impact of Oil prices, SPE reservoir Engineering, August.

80. Taber, J.J. et.al (1997), EOR Scrreening Criteria Revisited –Part 1: Introduction

to Screening Criteria an Enhanced Recovery Field, Projects, SPE reservoir

Engineering, August.

81. Talber J and Martion R D (1983), Technical screening Guides for enhanced recovery oil, Paper, SPE 12069, presented at 58th, SPE Annual Technical

Conference and Exhibition San Fransico, 1983.

82. Towler, B. F. (2002), Fundamental Principles of Reservoir Engineering

Textbook, Vol. 8, SPE Textbooks Series.

83. Uleberg, Knut (2002), Miscible Gas Injection in Fracture Reservoir, SPE 75136,

2002.

84. Virnovsky G A và nnk (1994), Stability of Displacement Front in WAG

Operation, SPE 28622, 7/1994.

85. Waren, J. E, and Root, P.J, (1963), The Behavious of Naturally Fractured

Reservoir, SPE Journal, 7/1963.

86. Warner, H, R (1977), An Evaluation of CO2 Miscible Flooding in Waterflooding

Sandstone Reservoir, Journal of Petroleum Technology, 10/1977.

87. Yamoto và nnk (1997), An Analysis of CO2 WAG Coreflood by Use X-ray CT,

SPE 38068, Kualumpur Malaysia, 1997.

Tài liệu tham khảo Internet

88. http://ior.rml.co.uk, 16/1/2004, Magnus Miscible WAG EOR Project.

89. http://www.onepetro.org

90. http://www.pvn.vn

91. http://www.spe.org