BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO

TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ ĐỊA CHẤT TRỊNH VIỆT THẮNG NGHIÊN CỨU ỨNG DỤNG CÔNG NGHỆ BƠM ÉP LUÂN PHIÊN NƯỚC - KHÍ HYDROCACBON NHẰM NÂNG CAO HỆ SỐ

THU HỒI DẦU TẠI TẦNG MIOCEN, BỂ

CỬU LONG LUẬN ÁN TIẾN SĨ KỸ THUẬT

HÀ NỘI - 2019

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO

TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ ĐỊA CHẤT

TRỊNH VIỆT THẮNG NGHIÊN CỨU ỨNG DỤNG CÔNG NGHỆ BƠM ÉP LUÂN PHIÊN NƯỚC - KHÍ HYDROCACBON NHẰM NÂNG CAO HỆ SỐ

THU HỒI DẦU TẠI TẦNG MIOCEN, BỂ

CỬU LONG

Ngành: Kỹ thuật Dầu khí Mã số: 9520604

LUẬN ÁN TIẾN SĨ KỸ THUẬT

NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC:

1. PGS.TS Cao Ngọc Lâm 2. TSKH Phùng Đình Thực

HÀ NỘI - 2019

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 công bố trong bất cứ công

trình nào khác.

Tác giả luận án

Trịnh Việt Thắng

(i)

MỤC LỤC

Trang phụ bìa Trang

Lời cam đoan

Mục lục i

Danh mục các ký hiệu, các đơn vị và các từ viết tắt iv

Danh mục các bảng biểu Danh mục các hình vẽ, bản đồ và đồ thị v vi

MỞ ĐẦU CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN 1 9

9 1.1. Khái quát về nâng cao hệ số thu hồi dầu

11 1.2. Cơ sở lý thuyết và cơ chế nâng cao hệ số thu hồi dầu

12 1.2.1. Cấu trúc lỗ rỗng

13 1.2.2. Dòng chảy trong lỗ rỗng

15 1.2.3. Cơ chế đẩy dầu vi mô

1.2.4. Cơ chế đẩy dầu vĩ mô 1.2.5. Hiệu suất đẩy vi mô và hiệu suất đẩy vĩ mô 19 22

23 1.3. Các dự án nâng cao hệ số thu hồi dầu trên thế giới và khu vực

27 1.4. Đánh giá và lựa chọn phương pháp bơm ép luân phiên nước khí

28 1.5. Cơ sở lý thuyết của bơm ép khí cho các mỏ dầu khí

30 1.5.1. Điều kiện cho trộn lẫn/gần trộn lẫn/không trộn lẫn

31 1.5.2. Cơ chế trộn lẫn

37 1.5.3. Các phương pháp và hạn chế của việc xác định áp suất trộn lẫn tối thiểu

1.5.4. Các yếu tố ảnh hưởng và thuật toán sử dụng cho mô hình mô phỏng 38 cơ chế bơm ép khí

49 1.6. Kết luận

51

CHƯƠNG 2: NGHIÊN CỨU LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP NÂNG CAO HỆ SỐ THU HỒI DẦU PHÙ HỢP CHO ĐỐI TƯỢNG MIOXEN SỬ TỬ ĐEN

2.1. Giới thiệu về mỏ Sư Tử Đen 51

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

(ii)

2.3. Tính chất đá vỉa và hệ chất lưu vỉa 55

2.3.1. Tính chất đá chứa tầng Mioxen hạ 55

2.3.2. Tính chất hệ chất lưu vỉa của đối tượng Mioxen hạ 59

2.4. Trữ lượng dầu khí tại chỗ và trữ lượng dầu khí thu hồi 61

2.5. Hiện trạng khai thác của mỏ Sử Tử Đen 64

2.6. Các phương pháp gia tăng hệ số thu hồi dầu đã áp dụng 68

2.7. Tiềm năng thu hồi dầu tại tầng Mioxen mỏ Sư Tử Đen 69

2.8. Đánh giá và lựa chọn phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu phù 70 hợp cho Mioxen Sử Tử Đen

2.8.1. Đánh giá thông số mỏ Sử Tử Đen và biện luận lựa chọn phương 70 pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu

2.8.2. Sử dụng tiêu chí đánh giá và phần mềm chuyên ngành để lựa chọn phương pháp nâng cao thu hồi dầu phù hợp cho Mioxen Sư Tử Đen

2.9. Kết luận 72 75

76

CHƯƠNG 3: XÂY DỰNG PHƯƠNG PHÁP LỰA CHỌN VÀ MÔ HÌNH DỰ BÁO MMP CHO QUÁ TRÌNH BƠM ÉP KHÍ NƯỚC LUÂN PHIÊN VÀO TẦNG MIOXEN, MỎ SƯ TỬ ĐEN

3.1. Phân tích và đánh giá các kết quả thực nghiệm đo MMP cho dầu khí 76 vỉa Mioxen Sử Tử Đen

3.1.1. Thành phần khí bơm ép 76

3.1.2. Thiết bị Slimtube thực nghiệm 77

3.1.3. Hạn chế của thực nghiệm khi áp dụng điểm MMP cho toàn đối 79 tượng Mioxen Sư Tử Đen

3.2. Mô hình chất lưu PVT và mô hình mô phỏng dự báo MMP 81

3.2.1. Mô hình chất lưu PVT cho giếng SD-2X 81

3.2.2. Sử dụng phương trình trạng thái và hành trạng pha để tính toán 84 MMP cho các nguồn khí

3.2.3. Xây dựng mô hình mô phỏng lại quá trình thực nghiệm Slimtube 91 cho Mioxen Sư Tử Đen

3.3. So sánh MMP từ các phương pháp nghiên cứu 95

3.4. Lựa chọn nguồn khí và giải pháp bơm ép khí nước luân phiên cho 96 tầng Mioxen, mỏ Sư Tử Đen

3.5 Kết luận 97

(iii)

99

CHƯƠNG 4: ÁP DỤNG PHƯƠNG PHÁP BƠM ÉP KHÍ NƯỚC LUẬN PHIÊN CHO TẦNG MIOXEN, MỎ SƯ TỬ ĐEN TRÊN MÔ HÌNH MÔ PHỎNG

4.1. Cập nhật mô hình mô phỏng và khớp lịch sử khai thác 99

4.1.1. Hiện trạng mô hình 99

4.1.2. Điều kiện ban đầu 99

4.1.3. Tính chất chất lưu và đá chứa 100

4.1.4. Phục hồi số liệu lịch sử khai thác mỏ 103

4.2. Chuyển từ mô hình black oil sang mô hình thành phần 108

4.2.1. Xây dựng mô hình PVT hệ chất lưu vỉa đại diện cho tầng Mioxen, 110 mỏ Sư Tử Đen

4.2.2. Lựa chọn mô hình thành phần 6 cấu tử để chạy dự báo đánh giá 110

4.2.3. Tái lập lịch sử khai thác với mô hình thành phần của tầng Mioxen 112 mỏ Sư Tử Đen

4.3. Các phương án bơm ép khí nước luân phiên và đánh giá độ nhạy 113

4.3.1. Đánh giá hiệu quả của 03 phương án bơm ép nước, bơm ép khí và 117 bơm ép khí nước luận phiên

4.3.2. Đánh giá và lựa chọn lưu lượng bơm ép khí nước luân phiên tối ưu 119

4.3.3. Đánh giá hiệu quả bơm ép khí nước luân phiên theo thời gian bơm 123 ép

4.3.4. Đánh giá phương pháp bơm ép khí với các cơ chế trộn lẫn, gần trộn 124 lẫn, không trộn lẫn

4.3.5. So sánh hiệu quả các phương án bơm ép khí nước luân phiên với

các nguồn khí bơm ép

4.3.6. Kết quả mô phỏng các phương án 126 127

4.4. Kết luận 128

KẾT LUẬN DANH MỤC CÁC CÔNG TRÌNH CỦA TÁC GIẢ 131 x

TÀI LIỆU THAM KHẢO xi

(iv)

DANH MỤC

CÁC KÝ HIỆU, ĐƠN VỊ VÀ CÁC TỪ VIẾT TẮT

: Nghiên cứu sinh NCS

: Bơm ép nước-khí luân phiên (Water Alternate Gas - WAG) NKLP

: Gia tăng thu hồi dầu (Enhaced Oil Recovery - EOR) EOR

: Phương pháp thu hồi tam cấp (Tertiary Recovering –TR) TR

: Thể tích ban đầu TTBĐ

: Thu hồi dầu THD

Miocen : Tầng chứa Miocen (hoặc Mioxen)

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

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

: Đơn vị đo độ nhớt cP

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

oF

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

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

: Toàn bộ thể tích chứa dầu của đá (Hydrocarbon Pore Volume) HCPV

: Hoạt tính bề mặt HTBM

: Chất hoạt động bề mặt HĐBM

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

: Đơn vị đo nhiệt lượng cháy của khí hydrocarbon BTU

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

: Áp suất trộn lẫn tối thiểu (Minimum Miscibility Pressure) MMP

: Khí gas hoá lỏng (Liquid Petroleum Gas) LPG

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

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

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

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

(v)

DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU

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

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

Bảng 2.2: Đặc tính dầu tại điều kiện vỉa ................................................................ 60

Bảng 2.3: Tính chất nước vỉa tầng Mioxen hạ ....................................................... 61

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

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

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

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

Bảng 2.8: Trạng thái khai thác các giếng ............................................................. ..67

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(vi)

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, BẢN ĐỒ VÀ ĐỒ THỊ

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

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

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

Hình 1.4 : Cấu trúc lỗ rỗng ....................................................................................... 13

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

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

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

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

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

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

Hình 1.11: Cơ chế trộn lẫn ngưng tụ ......................................................................... 35

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

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

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

Hình 1.15: MMP theo độ sâu của khí tách từ bình tách (SepGas) được tính toán

bằng trình giả lập PVT dựa trên nền tảng EOS ........................................................... 40

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

Hình 1.17: Hiệu suất thu hồi dầu cho mô hình 1D với áp suất đẩy cao hơn điểm

MMP; mô hình có số ô lưới N = 1000, ∆x = 0,61 m. ................................................. 42

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

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

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

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

(vii)

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

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

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

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

Hình 2.2: Cột địa tầng mỏ Sư Tử Đen ..................................................................... 53

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

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

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

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

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

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

Hình 2.9: Áp suất mao dẫn đối tượng Mioxen ........................................................ 59

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

Hình 2.11: Hệ số thể tích thành hệ Bo ....................................................................... 60

Hình 2.12: Tỷ số khi hòa tan ..................................................................................... 60

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

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

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

Hình 2.16: Động thái áp suất đáy giếng .................................................................... 66

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

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

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

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

Hình 2.22: Kết quả lựa chọn phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu từ phần mềm

chuyên ngành cho Mioxen Sư Tử Đen ....................................................................... 74

(viii)

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

chuyên ngành cho Mioxen Sử Tử Đen ....................................................................... 75

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

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

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

Hình 3.4: Khớp tỷ trọng của dầu ............................................................................. 82

Hình 3.5: Khớp độ nhớt của dầu.............................................................................. 82

Hình 3.6: Khớp độ nhớt của khí .............................................................................. 83

Hình 3.7: Khớp tỷ số khí- dầu ................................................................................. 83

Hình 3.8: Khớp hệ số thể tích của dầu .................................................................... 83

Hình 3.9: Khớp hệ số thể tích của khí ..................................................................... 84

Hình 3.10: Giản đồ 3 cấu tử ...................................................................................... 85

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

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

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

Hình 3.14: Trạng thái lưu thể đẩy và lưu thể vỉa không tạo thành một pha và không

thể xảy ra quá trình đẩy trộn lẫn hoàn toàn. ................................................................ 87

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

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

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

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

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

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

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

Hình 3.22: Sản lượng thu hồi từ mô hình slimtube để xác định MMP với khí bơm ép

là khí khô (khí thương phẩm) ...................................................................................... 92

(ix)

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

là khí ở bình tách cấp 2 ............................................................................................... 93

Hình 3.24: Sản lượng thu hồi từ mô hình slimtube để xác định MMP với khí bơm ép

là khí trước khi vào bình tách cấp 1 (hay khí được làm giàu bởi NLG và LPG) ....... 93

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

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

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

Hình 4.1: Hiện trạng mô hình ................................................................................. 96

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

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

Hình 4.4: Vị trí vùng ngập nước ............................................................................ 104

Hình 4.5: Phân bố độ bão hòa dầu ......................................................................... 105

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Hình 4.17: So sánh kết quả tái lập lịch sử độ ngập nước giữa mô hình thành phần 11

cấu tử và mô hình thành phần 6 cấu tử (Độ ngập nước và sản lượng dầu) ............... 111

Hình 4.18: So sánh kết quả tái lập lịch sử độ ngập nước giữa mô hình thành phần 11

(x)

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

Hình 4.19: So sánh kết quả tái lập lịch sử độ ngập nước giữa mô hình thành phần 11

cấu tử và mô hình thành phần 6 cấu tử với giếng SD-20P (độ ngập nước) .............. 112

Hình 4.20: So sánh kết quả tái lập lịch sử sản lượng dầu khai thác giữa mô hình

black oil và mô hình thành phần ............................................................................... 113

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

mô hình thành phần ................................................................................................... 113

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

Tử Đen....................................................................................................................... 114

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

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

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

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

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

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

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

khai thác...... .............................................................................................................. 122

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

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

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

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

Hình 4.34: Lượng C7+ còn lại trong vỉa ................................................................. 129

1

MỞ ĐẦU

1. Tính cấp thiết của luận án

Dầu khí là nguồn tài nguyên vô cùng quý giá, không thể tái tạo và không thể

thiếu đối với mọi quốc gia, sản lượng khai thác và giá dầu mỏ luôn là vấn đề quan

tâm hàng đầu đối với mọi ngành công nghiệp, đặc biệt ở các nước có nền công nghiệp

phát triển. Chính vì lẽ đó mà giá dầu thế giới luôn ảnh hưởng mạnh mẽ đến sự phát

triển kinh tế toàn cầu, cũng là một trong những nguyên nhân chính của các mâu thuẫn,

tranh dành phân chia dầu khí và chiến tranh. Cho đến nay, số lượng các mỏ dầu khí

mới, đặc biệt là các mỏ có trữ lượng lớn được phát hiện ngày một giảm dần, trong

khi đó số lượng mỏ dầu khai thác sang giai đoạn cạn kiệt ngày càng gia tăng. Do đó,

vấn đề nâng cao hệ số thu hồi dầu (Enhanced Oil Recovery - EOR) ngày càng được

nhiều nước, nhiều công ty đa quốc gia tập trung nghiên cứu và ứng dụng. Thậm chí,

hệ số thu hồi dầu khí là một trong những điều kiện quan trọng và điều khoản bắt buộc

của các hợp đồng dầu khí tại một số nước trên thế giới.

Việt Nam là quốc gia có sản lượng khai thác dầu không lớn, chủ yếu được

khai thác từ các mỏ thuộc bể Cửu Long. Đối tượng khai thác dầu chính là thân dầu

móng Granite nứt nẻ và tầng Mioxen, chiếm 90% sản lượng dầu khai thác hàng năm.

Trong thập niên qua, toàn thềm lục địa Việt Nam đã có thêm 25 phát hiện dầu khí,

nhưng chủ yếu là các cấu tạo nhỏ, điều kiện kinh tế cận biên (trung bình mỗi phát

hiện khoảng 35 triệu thùng dầu). Để phát triển khai thác được các mỏ nhỏ cần phải

có công nghệ kỹ thuật tối ưu, đi kèm các điều kiện khuyến khích đầu tư, làm giảm

giá thành sản xuất dầu khí để tăng lợi nhuận khi khai thác.

Sau khi đã trải qua các thời kỳ tự phun và duy trì áp suất bằng bơm ép nước

hay các giải pháp khai thác thứ cấp hệ số thu hồi dầu trung bình hiện nay của các mỏ

trong khoảng 20 - 32% dầu tại chỗ. Hơn hai phần ba (2/3) lượng dầu đã phát hiện

vẫn chưa thể khai thác. Như vậy, lượng dầu chưa được khai thác chiếm tới 70% và

là tiềm năng cho các giải pháp kỹ thuật nhằm tận thu hồi lượng dầu còn lại này. Việc

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

2

các vỉa chứa chính là nhiệm vụ chính, cấp thiết trong những năm tới khi mà nguồn

năng lượng tự nhiên ngày một hạn chế.

Việc áp dụng phương pháp bơm ép nước thứ cấp sẽ không còn mang lại hiệu

quả khi mỏ khai thác ở giai đoạn cuối, các giếng khai thác đã và đang bị ngập nước,

vùng khai thác dịch chuyển dần lên nóc vỉa. Điều đó chứng tỏ rằng, sản lượng dầu

khí có thể thu hồi tại các mỏ thuộc bể Cửu Long trước đây là những mỏ khai thác

chủ lực nay đang giảm nhanh chóng, việc áp dụng các biện pháp gia tăng thu hồi dầu

đang là một vấn đề cấp thiết được nêu ra. Lựa chọn chính xác phương pháp gia tăng

thu hồi dầu cho các mỏ dầu khí là rất mới và đầy thách thức. Việc gia tăng 1-2% hệ

số thu hồi dầu với các mỏ có trữ lượng lớn sẽ tương tự như phát hiện ra một mỏ nhỏ,

đặc biệt là sản lượng khai thác của đối tượng của Mioxen đang giảm dần nên cần

nghiên cứu áp dụng phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu cho tầng Mioxen. Chính

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

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

tính cấp thiết, cần được quan tâm và ưu tiên nghiên cứu. Trong số các phương pháp

gia tăng hệ số thu hồi dầu đã được nghiên cứu đến thời điểm hiện tại ở Việt Nam,

bơm ép khí chỉ mới áp dụng thử nghiệm ở một mỏ duy nhất tại đối tượng trầm tích

bể Cửu Long. Với lý do như vậy, việc đẩy nhanh công tác nghiên cứu kỹ các điều

kiện của tầng Mioxen, bể Cửu Long nhằm tìm ra giải pháp gia tăng thu hồi dầu hiệu

quả và áp dụng thực tế là mục tiêu nghiên cứu của đề tài.

2. Mục tiêu của luận án

Để có thể áp dụng thành công phương pháp bơm ép luân phiên nước-khí nhằm

nâng cao hệ số thu hồi dầu cho đối tượng trầm tích lục nguyên bể Cửu Long, nghiên

cứu sinh (NCS) tập trung nghiên cứu:

➢ Từ các kết quả nghiên cứu về cơ chế bơm ép hệ chất lưu nâng cao thu hồi dầu

và các dự án đã áp dụng trên thế giới, xem xét khả năng áp dụng giải pháp kỹ thuật

phù hợp với tính chất địa chất, tính chất đá chứa, tính chất lưu thể và điều kiện khai

thác của các mỏ dầu khí ở Việt Nam, đặc biệt là đối tượng trầm tích lục nguyên.

3

➢ Nghiên cứu các phương pháp xác định áp suất trộn lẫn tối thiểu và làm rõ cơ

chế trộn lẫn, gần trộn lẫn và không trộn lẫn cho đối tượng trầm tích ở Việt Nam.

➢ Nghiên cứu các yếu tố, thông số của vỉa chứa ảnh hưởng đến khả năng áp

dụng phương pháp bơm ép luân phiên nước-khí để nâng cao hệ số thu hồi dầu.

➢ Nghiên cứu và đánh giá hiệu quả nâng cao hệ số thu hồi dầu của phương pháp

bơm ép luân phiên nước-khí trên mô hình của mỏ thực tế với các phương pháp khác.

3. Nội dung và nhiệm vụ nghiên cứu của luận án

Để có thể nghiên cứu đánh giá cơ chế và hiệu quả của quá trình bơm ép luân

phiên nước khí cho đối tượng trầm tích bể Cửu Long phải tiến hành nghiên cứu một

cách chi tiết và khắc phục các điểm còn thiếu của các nghiên cứu trước đây trên thế

giới và Việt Nam. Nghiên cứu phải đánh giá về cơ chế trộn lẫn/gần trộn lẫn/không

trộn lẫn, xác định điểm áp suất trộn lẫn tối thiểu bằng mô phỏng trên kết quả thực

nghiệm đo trong phòng thí nghiệm. Đánh giá toàn bộ các yếu tố ảnh hưởng của cấu

trúc địa chất, độ sâu vỉa, áp suất - nhiệt độ vỉa, tính chất chất lưu vỉa, tính chất khí

bơm ép, cơ chế dòng chảy thực tế trong vỉa, tối ưu quy trình bơm ép và thành phần

khí bơm ép v.v. lên hiệu quả bơm ép khí nâng cao thu hồi dầu. Mô hình mô phỏng

cho toàn bộ mỏ cũng được xây dựng để có thể đánh giá được hiệu quả của quá trình

tối ưu bơm ép khí, bơm ép nước và tối ưu khai thác. Sản lượng dầu dự báo gia tăng

khi áp dụng phương pháp bơm ép nâng cao thu hồi dầu tối ưu cho toàn mỏ được tính

toán kinh tế và đánh giá tính khả thi của phương pháp. Dựa vào các nhận định trên,

nội dung nghiên cứu của luận án bao gồm:

➢ Nghiên cứu, lựa chọn phương pháp bơm ép nâng cao hệ số thu hồi dầu phù

hợp cho đối tượng trầm tích Mioxen, bể Cửu Long.

➢ Nghiên cứu, xây dựng tiêu chí mô phỏng bằng phần mềm để dự báo chính xác

điểm áp suất trộn lẫn tối thiểu (MMP) cho quá trình bơm ép khí từ kết quả thực

nghiệm trong phòng thí nghiệm. So sánh độ chính xác của các phương pháp để xác

định MMP: thực nghiệm trong phòng thí nghiệm; mô phỏng bằng phần mềm PVT;

mô hình mô phỏng thủy động lực học “slimtube”.

4

➢ Nghiên cứu đánh giá và lựa chọn thành phần khí tối ưu bơm ép với điều kiện

thực tế mỏ tại Việt Nam.

➢ Nghiên cứu và xây dựng mô hình thành phần cho toàn mỏ và đánh giá cơ chế

trộn lẫn/gần trộn lần/không trộn lẫn tại mỏ thực tế với các yếu tố ảnh hưởng như tính

bất đồng nhất trong vỉa, bão hòa dầu/khí/nước trong vỉa, thay đổi áp suất - nhiệt độ

vỉa trong quá trình khai thác, thay đổi thành phần hệ chất lưu trong quá trình khai

thác và bơm ép để nâng cao hệ số thu hồi dầu.

➢ Xây dựng các phương án bơm ép để nâng cao hệ số thu hồi dầu và tối ưu khai

thác để đánh giá hiệu quả kinh tế - kỹ thuật của phương pháp bơm ép nước-khí so

với các phương pháp bơm ép thông thường đang áp dụng.

➢ Đánh giá và chứng minh phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu bằng bơm

ép luân phiên nước - khí dưới trộn lẫn (gần trộn lẫn) phù hợp với cấu trúc vỉa chứa,

tính chất lưu thể vỉa và tính chất đá vỉa của tầng Mioxen, mỏ Sư Tử Đen trên mô

hình mô phỏng. Gia tăng thu hồi dầu cao nhất, đảm bảo cả về yếu tố kinh tế và kỹ

thuật.

4. Cơ sở tài liệu và phương pháp nghiên cứu

Cơ sở tài liệu

Tài liệu phục vụ nghiên cứu chủ yếu là các báo cáo kết quả ứng dụng giải

pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu bằng bơm ép nước khí CO2, N2 và Hydrocarbon

luân phiên đã được triển khai ở nhiều khu vực mỏ, nhiều nước khác nhau. NCS đã

tổng hợp các tài liệu cơ sở lý thuyết về nâng cao hệ số thu hồi dầu và các bài báo, kết

quả thực nghiệm được thực hiện trong phòng thí nghiệm và ứng dụng mô phỏng cho

mỏ dầu khí thực tế. Ngoài ra, còn có các tài liệu như : báo cáo nghiên cứu, tổng kết

về địa chất, địa vật lý, trữ lượng, thiết kế, công nghệ mỏ và khai thác cho tầng chứa

cát kết Mioxen nói riêng và mỏ Sư Tử Đen nói chung; các tài liệu báo cáo, nghiên

cứu, phân tích thí nghiệm về mẫu lõi, hệ chất lưu được lấy từ các giếng khoan tầng

Mioxen mỏ Sư Tử Đen và các báo cáo tổng kết hoạt động thăm dò, khai thác dầu khí

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

5

Phương pháp nghiên cứu

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

cứu sau:

➢ Phương pháp thư mục: tổng hợp, xử lý và thống kê tài liệu của các dự án, sản

xuất để đánh giá các khó khăn và phức tạp ảnh hưởng trực tiếp đến quá trình khai

thác, các phương pháp xử lý đối với giếng khai thác và so sánh cụ thể.

➢ Phương pháp nghiên cứu lý thuyết: Nghiên cứu các phương pháp đã thực hiện

trên thế giới, đánh giá khả năng áp dụng vào mỏ Sư Tử Đen. Tập trung giải quyết

bài toán cơ chế trộn lẫn/gần trộn lần/không trộn lẫn và phân toả của các nút nước-

khí, sự thay đổi áp suất và thay đổi tỷ lệ bơm ép nước-khí đến cơ chế trộn lẫn, thay

thế trong tầng cát kết Mioxen.

➢ Phương pháp nghiên cứu thí nghiệm: Sử dụng kết quả thí nghiệm xác định áp

suất trộn lẫn tối thiểu (MMP) trên thiết bị “slimtube” trên mẫu dầu và khí của tầng

Mioxen, bể Cửu Long.

➢ Phương pháp mô phỏng: mô phỏng số liệu trên phần mềm máy tính để tìm ra

quy luật thay đổi, so sánh với các thí nghiệm trên mẫu lõi để xác định MMP. Mô

phỏng thủy động lực học cho toàn bộ đối tượng nghiên cứu với các phương án bơm

ép khí, các phương án bơm ép luân phiên nước khí để tối ưu giải pháp nâng cao thu

hồi dầu cho tầng Mioxen, bể Cửu Long.

5. Đối tượng và phạm vi của luận án

Để nghiên cứu và có thể áp dụng giải pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu bằng

phương pháp bơm ép luân phiên nước - khí, cần sự quan tâm và đầu tư thích đáng,

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

thử nghiệm và triển khai mạnh mẽ nếu kết quả nghiên cứu thành công. Với lý do như

vậy, việc nghiên cứu các điều kiện cụ thể của tầng Mioxen, bể Cửu Long với đối

tượng và phạm vi áp dụng như sau:

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

6

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

Đen.

➢ Phạm vi: tầng Mioxen, mỏ Sư Tử Đen, Hợp đồng Dầu khí Lô 15-1, bể Cửu

Long thuộc thềm lục địa Việt Nam, do công ty Điều hành chung Cửu Long điều hành.

6. Tính mới và những đóng góp của luận án

Ý nghĩa khoa học của luận án

Đề tài nghiên cứu cơ chế và giải pháp bơm ép luân phiên nước-khí sử dụng

khí Hydrocarbon nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu là lĩnh vực nghiên cứu mới tại

Việt Nam. Bằng nghiên cứu này, NCS giải quyết được bài toán về cơ chế dòng chảy

với các đối tượng khai thác có tính chất vỉa chứa bất đồng nhất, cơ chế tác động khí

nước đối với dầu, cơ chế thay thế của nước và trộn lẫn của khí khi bơm ép xuống vỉa

chứa dầu khí, cơ chế đẩy và quét vi mô hoặc vĩ mô của giải pháp bơm ép nước-khí

luân phiên. Đánh giá được hiệu quả nâng cao hệ số thu hồi dầu của giải pháp bơm

ép luân phiên nước - khí trên một đối tượng cụ thể. Đồng thời, đề xuất các giải pháp

công nghệ áp dụng trong điều kiện các mỏ dầu thực tế tại Việt Nam.

Những luận điểm bảo vệ mới:

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

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

mỏ Sư Tử Đen.

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

dầu bằng bơm ép luân phiên nước-khí Hydrocarbon là phù hợp nhất với điều

kiện thực tế của mỏ Sư Tử Đen.

Ý nghĩa thực tiễn của luận án

Kết quả nghiên cứu của Luận án là cơ sở để lựa chọn phương pháp bơm ép

luân phiên nước - khí để nâng cao hệ số thu hồi dầu cho tầng Mioxen hạ, bể Cửu

Long và cơ sở khoa học để triển khai áp dụng bơm ép thử nghiệm cho khu vực Tây

Nam của Mioxen mỏ Sư Tử Đen.

7

7. Kết quả nghiên cứu

Nghiên cứu xuất phát từ yêu cầu của thực tế khai thác dầu khí của Việt Nam,

kết quả nghiên cứu sẽ góp phần nâng cao hiệu quả thu hồi dầu của các mỏ dầu khí,

đặc biệt là đối với tầng chứa Mioxen. Kết quả nghiên cứu chỉ ra những luận điểm

khoa học tin cậy làm cơ sở cho việc lựa chọn giải pháp tối ưu để nâng cao hệ số thu

hồi dầu.

➢ Xác định được phương pháp tối ưu và dự báo chính xác áp suất trộn lẫn tối

thiểu và làm rõ được cơ chế trộn lẫn, gần trộn lẫn và không trộn lẫn cho đối tượng

trầm tích ở Việt Nam.

➢ Đánh giá được ảnh hưởng của các thông số của vỉa chứa từ cấu trúc vỉa, địa

chất, công nghệ mỏ đến công nghệ khai thác và khả năng áp dụng thành công của

phương pháp bơm ép luân phiên nước - khí cho đối tượng trầm tích.

➢ Đánh giá được hiệu quả nâng cao hệ số thu hồi dầu của phương pháp bơm ép

luân phiên nước - khí trên mô hình của mỏ thực tế với các phương pháp khác.

➢ Kết quả nghiên cứu được trình bày và công bố tại Hội thảo quốc tế “Khoa học

trái đất và tài nguyên bền vững”.

8. Khối lượng và cấu trúc của luận án

Luận án gồm phần mở đầu, 4 chương nội dung nghiên cứu và phần kết luận,

kiến nghị, danh mục các công trình của tác giả và tài liệu tham khảo, phụ lục. Toàn

bộ nội dung chính của luận án được trình bày trong 133 trang, trong đó có 19 bảng

biểu, 108 hình vẽ, bản đồ, đồ thị và 112 tài liệu tham khảo.

9. Lời cảm ơn

Quá trình nghiên cứu và hoàn thành luận án đã được thực hiện dưới sự hướng

dẫn khoa học rất tận tình của Tiểu ban hướng dẫn, NCS xin bày tỏ sự biết ơn sâu sắc

và cảm ơn chân thành nhất đến PGS. TS. Cao Ngọc Lâm và TSKH. Phùng Đình

Thực.

8

Để hoàn thành tốt luận án này, NCS chân thành cảm ơn sự giúp đỡ tận tình

của Ban Giám hiệu, các thầy cô giáo của Khoa Dầu khí, Khoa Sau đại học, Trường

Đại học Mỏ Địa chất: PGS.TS. Triệu Hùng Trường; PGS.TS Trần Đình Kiên;

PGS.TS Lê Hải An; PGS. TS Lương Quang Khang; PGS. TS. Lê Xuân Lân; PGS.

TS. Nguyễn Thế Vinh; PGS. TS. Lê Quang Duyến; PGS. TS. Hoàng Dung; Ths.

Nguyễn Văn Nam; Ths. Vũ Thiết Thạch; TS. Phạm Đức Thiên; TS. Hoàng Anh

Dũng... Ban Lãnh đạo và các đồng nghiệp thuộc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN):

TS. Phan Ngọc Trung; TS. Nguyễn Quốc Thập; Ths. Nguyễn Ngọc Hoàn; TS. Phan

Tiến Viễn; Ths. Phạm Gia Minh; Ths. Đinh Mạnh Quân, Ths. Phạm Thị Thu Huyền....

Tổng Công ty Thăm dò và Khai thác Dầu khí (PVEP): TS. Trần Hồng Nam, Ths.

Bùi Thiều Sơn, Ths. Trương Tuấn Anh, Ths. Nguyễn Mạnh Tuấn, TS. Nguyễn Hải

An... Viện Dầu khí Việt Nam (VPI): Ths. Hoàng Long; Ths. Lê Thế Hùng; Ths. Đinh

Đức Huy; Ths. Trần Xuân Quý; Ths. Nguyễn Minh Quý; TS. Nguyễn Anh Đức và

Công ty Điều hành chung Cửu Long: KS. Nguyễn Văn Quế; TS. Hoàng Ngọc Đông;

Ths. Trần Hà Minh... Viện nghiên cứu thiết kế (NIPI), Xí nghiệp liên doanh

Vietsovpetro (VSP): TS. Tống Cảnh Sơn; Ths. Nguyễn Lâm Anh; TS. Trần Lê

Phương... Hội Dầu khí Việt Nam: TS. Nguyễn Văn Minh, TS. Nguyễn Xuân Hòa;

Đại học Tulsa: TS. Đỗ Thành Sỹ v.v. và nhiều đồng nghiệp khác mà NCS không thể

liệt kê đầy đủ đã khích lệ và tạo điều kiện thuận lợi về thời gian và phương tiện trong

quá trình nghiên cứu của NCS. Nhân dịp này, NCS xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc

đối với tất cả sự hỗ trợ và giúp đỡ vô cùng quý báu đó.

Cuối cùng, NCS xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc đến những người thân trong

gia đình đã dành cho NCS tất cả sự động viên, ủng hộ, khích lệ to lớn cả về vật chất

lẫn tinh thần giúp NCS hoàn thành tốt bản luận án này.

9

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN

Khái quát về nâng cao hệ số thu hồi dầu

Trước đây nâng cao hệ số thu hồi dầu (EOR) được định nghĩa chung là lượng

dầu thu hồi gia tăng so với quá trình khai thác thông thường chỉ sử dụng năng lượng

vỉa tự nhiên của của mỏ dầu khí. Với định nghĩa rất rộng này, EOR bao gồm rất nhiều

các giải pháp khác nhau như bơm ép nước, bơm ép kiềm, bơm ép hợp chất

hydrocarbon, bơm ép khí CO2, bơm ép hỗn hợp mixen (micellar)-polyme và các

phương pháp nhiệt khác. Trong đó điển hình là việc áp dụng rộng rãi giải pháp bơm

ép nước để gia tăng sản lượng [27]. Hiện nay các đánh giá EOR được xem xét trên

nhiều khía cạnh: nguyên lý gia tăng thu hồi, tính kinh tế và giai đoạn áp dụng trong

đời mỏ thì giải pháp bơm ép nước và bơm ép khí để duy trì năng lượng vỉa đã được

tách ra khỏi định nghĩa về các giải pháp nâng cao thu hồi dầu. Quá trình bơm ép

nước, bơm ép khí nhằm mục đích duy trì năng lượng vỉa được định nghĩa là quá trình

thu hồi thứ cấp. Phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu là giải pháp tam cấp (cuối

cùng) và đóng vai trò quan trọng để gia tăng lợi nhuận tối đa cho khai thác mỏ dầu

khí. Nâng cao hệ số thu hồi dầu được chia thành các loại: Giải pháp hoá học, giải

pháp khí, giải pháp nhiệt và giải pháp khác (vi sinh, acoustic, điện từ) [49,32,69].

Trong đó các áp dụng trên thế giới tập trung chủ yếu trong 3 giải pháp hóa, khí và

nhiệt (Hình 1.1).

➢ Giai đoạn thu hồi sơ cấp: là giai đoạn đầu tiên của đời mỏ dầu khí với việc sử

dụng năng lượng tự nhiên của vỉa chứa để dịch chuyển dầu khí từ vỉa vào giếng và

nâng chất lưu khai thác lên bề mặt. Ngoài ra, còn có sự hỗ trợ năng lượng từ cơ chế

giãn nở của các thành phần nhẹ hoặc có sử dụng thiết bị bơm điện ngầm, gaslift trong

các giếng khai thác. Khi năng lượng tự nhiên dần bị suy kiệt hoặc không đủ cung cấp

với sản lượng khai thác ngày càng tăng theo kế hoạch phát triển mỏ và kịch bản khai

thác thì giai đoạn khai thác thứ cấp sẽ được áp dụng [5,7].

10

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

➢ Giai đoạn thứ cấp: là giai đoạn mà thông thường áp dụng bằng quá trình khai

thác kết hợp với bơm ép nước hoặc bơm ép khí với mục đích duy trì năng lượng vỉa

[37]. Sau một thời gian bơm ép, nước sẽ xâm nhập và chiếm tỷ phần chủ yếu trong

các giếng khai thác gây cản trở dòng dầu từ vỉa chứa vào giếng khai thác. Một số mỏ

dầu khí không được tối ưu cho bơm ép thường có hiện tượng ngập nước sớm hoặc

hiện tượng lưỡi nước trong vỉa do dòng nước bơm ép dịch chuyển nhanh dẫn đến

dòng dầu không đến được giếng khai thác. Trong giai đoạn thu hồi dầu thứ cấp, bơm

ép nước không có khả năng đẩy toàn bộ dầu ra khỏi đá chứa, do lực mao dẫn làm

một phần dầu bị giữ lại. Mức độ dầu bị giữ lại ít nhất trong đá chứa có tính dính ướt

nước. Độ bão hòa dầu dư (Sor) tới hạn phụ thuộc vào tính chất giữa pha đẩy-chất lưu

tại chỗ và đặc trưng đá chứa, được hiểu là giới hạn cuối cùng của thu hồi dầu thứ cấp

[19, 21]. Độ bão hòa này phụ thuộc vào tính chất cấu trúc đá chứa, phân bố lỗ rỗng,

tính chất lưu thể vỉa liên quan trực tiếp đến cơ chế vi mô của bẫy chứa, do vậy sẽ

quyết định khả năng thu hồi dầu của quá trình bơm ép nước [22]. Do đó, kể cả những

vỉa chứa có độ rỗng, độ thấm tốt, tính đồng nhất cao được phản ánh qua độ quét

tương đối tốt thì độ bão hoà dầu dư (Sor) vẫn còn khoảng từ 15 - 40% trên tổng lượng

11

dầu trong đá chứa. Giảm độ bão hoà dầu dư và gia tăng hệ số quét của chất lưu bơm

ép là mục tiêu quan trọng đối với thu hồi dầu tam cấp [32].

➢ Giai đoạn tam cấp chính là giai đoạn nâng cao hệ số thu hồi dầu với các giải

pháp chính là giải pháp hoá, giải pháp khí và giải pháp nhiệt. Các phương pháp nâng

cao hệ số thu hồi dầu đều tuân theo nguyên lý cơ bản là nhằm gia tăng hệ số đẩy và

hệ số quét của tác nhân bơm ép, nguyên lý xây dựng trên tương quan của độ nhớt hệ

chất lưu vỉa - chất lưu bơm ép, trọng trường và áp suất mao dẫn [49].

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

Các phương pháp nâng cao hệ số thu hồi đều tuân theo nguyên lý cơ bản là

gia tăng hệ số đẩy và hệ số quét của tác nhân bơm ép [50], nguyên lý xây dựng trên

tương quan của độ nhớt hệ chất lưu vỉa - chất lưu bơm ép, trọng trường và áp suất

mao dẫn thể hiện qua các công thức cơ bản sau:

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

Tăng hệ số đẩy dầu giúp khai thác thêm một phần dầu bị giữ trong các bẫy

mao dẫn hoặc dầu dư còn lại trên bề mặt đá chứa ưa dầu. Hiệu quả đẩy dầu phụ thuộc

lực nhớt, lực mao dẫn và lực trọng trường (hình 1.2).

Tăng hệ số quét của chất lưu bơm ép giúp gia tăng khai thác dầu tại các vùng

ít/không chịu ảnh hưởng của quá trình bơm ép nước thông thường (hình 1.3).

12

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

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

lỗ rỗng và đẩy dầu tại các vùng mà nước bơm ép chưa bao quát được bằng các hệ

chất lưu đẩy hoặc bằng cách thay đổi tính chất của dầu tại chỗ. Cơ chế của các

phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu được định nghĩa bằng 02 quá trình cơ chế

đẩy dầu vi mô và cơ chế đẩy dầu vĩ mô. Cơ chế đẩy dầu vi mô và vĩ mô đều chịu ảnh

hưởng của cấu trúc lỗ rỗng của đá, tính chất lưu thể vỉa, tính chất lưu thể bơm đẩy

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

1.2.1. Cấu trúc lỗ rỗng

Mọi cơ giải pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu đều liên quan đến cấu trúc lỗ

rỗng của vỉa chứa. Hệ số đẩy và hệ số quét của tác nhân bơm ép/chất lưu bơm ép

nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu đều phụ thuộc vào áp suất mao dẫn và độ linh động

của chất lưu, các yếu tố này đều chịu ảnh hưởng và chi phối của cấu trúc lỗ rỗng.

Cấu trúc lỗ rỗng gồm đường kính của các lỗ rỗng, hình thái của lỗ rỗng, cổ lỗ rỗng

và phân bố các lỗ rỗng trong cấu trúc [20]. Chi tiết cấu trúc lỗ rỗng có thể được kiểm

tra thông qua kính hiển vi điện tử (Wardlaw, 1976 [95]; Gardner, 1980 [54]). Trong

những năm gần đây, ưu điểm quan trọng của mô hình môi trường rỗng sử dụng ứng

dụng học thuyết thẩm thấu (Levine et al., 1977; Larson et al., 1981) Các nghiên cứu

trên thế giới về gia tăng thu hồi dầu đã được tiến hành nhiều với mẫu lõi đá cát kết

của mỏ Berea bởi vì nó sẵn có [20]. Quy trình thử nghiệm thiết kế trên các vỉa cụ thể,

tuy nhiên các thử nghiệm với mẫu lõi chỉ tiến hành trong khu vực thử nghiệm [90].

13

Đá

Đá

Đá

Lỗ rỗng

Lỗ rỗng

Đá

Đá

Đá

Cổ lỗ rỗng

Hình 1.4: Cấu trúc lỗ rỗng

1.2.2. Dòng chảy trong lỗ rỗng

Định luật Darcy

Dòng chất lưu trong môi trường rỗng của đất đá được nhà khoa học Darcy mô

tả qua phương trình (1.1), đây là định luật cơ bản thể hiện khả năng dịch chuyển của

chất lưu trong môi trường rỗng. Nó thể hiện mối quan hệ giữa chênh áp của một chất

lưu không chịu nén chảy qua lỗ hổng có chiều dài là L và cắt qua tiết diện A. Tốc độ

của dòng chảy phụ thuộc vào độ nhớt của chất lưu, tiết diện, chiều dài và chênh áp

giữa hai đầu của môi trường rỗng [93]. Định luật Darcy được thể hiện như sau:

𝐾 = (1.1) µ𝑞𝐿 𝐴𝑃

Trong đó : K - Độ thấm, Darcy

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

L - Chiều dài mẫu, cm

A - Tiết diện mẫu, cm2

µ - Độ nhớt của chất lưu, cp

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

14

Dòng chảy đa pha trong môi trường rỗng

Định luật Darcy áp dụng cho chế độ dòng chảy một pha, tuy nhiên trong thực

tế, vỉa chứa dầu khí tồn tại nhiều hơn một loại chất lưu đồng thời (dầu, khí, nước)

chảy tới giếng khai thác [104]. Chế độ của dòng chảy chất lưu trong môi trường đất

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

ổn định thì mọi vị trí trong dòng chảy đều có tính chất như nhau, tuy nhiên đối với

chế độ chảy không ổn định thì ngược lại. Nhiều yếu tố ảnh hưởng đến dòng chảy đa

pha như độ bão hoà chất lưu, tính dính ướt, lực mao dẫn, sức căng bề mặt và độ thấm

pha tương đối.

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

Độ linh động là tỷ số giữa độ thấm và độ nhớt của chất lưu k/µ. Khi dòng chảy

chất lưu có hai pha như khí/dầu; dầu/nước; khí/nước đặc trưng chảy của chất lưu đa

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

Khi một chất lưu bị một chất lưu khác đẩy tỷ số độ linh động được quy ước là tỷ suất

linh động của chất lưu đẩy trên chất lưu bị đẩy [48]. Nếu tỷ số này lớn hơn 1, có

nghĩa là sự đẩy này diễn ra không như ý muốn, thường là kết quả của hiện tượng

phân toả dạng ngón hay có thể bị đánh thủng. Đối với những tỷ số độ linh động nhỏ

hơn hoặc bằng 1 thì quá trình đẩy sẽ diễn ra như piston đẩy. Ảnh hưởng của tỷ số độ

linh động lên hiện tượng phân tỏa dạng ngón bằng cách đưa ra hàng loạt các dạng

phân tỏa dạng ngón xảy ra với các giá trị tỷ số linh động khác nhau (Hình 1.5).

Theo Stalkup (1983) công thức để tính toán tỷ số linh động cho bơm ép nước

khí luân phiên khi có sự hiện diện của nước trong dầu vỉa (công thức 1.2).

(1.2)

Trong đó:

M : Tỷ số linh động trong bơm ép nước khí luân phiên.

15

λchat-day : Độ linh động của nước và khí.

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

: độ thấm pha hiệu dụng của nước, khí và dầu (mD). Kw, Kg, Ko

: Độ nhớt của nước, khí, dầu (cP). µw, µg, µo

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

1.2.3. Cơ chế đẩy dầu vi mô

Quá trình đẩy dầu từ vỉa chứa vào giếng đòi hỏi dòng dầu và chất lưu bơm

đẩy đều đi qua lỗ rỗng của đá chứa. Sự thay đổi khác nhau về kích thước, hình dạng

và mức độ liên kết giữa các lỗ rỗng sẽ dẫn đến sự thay đổi liên tục của vận tốc dòng

chất lưu khi đi qua không gian rỗng. Không thể xác định chính xác vận tốc do sự vận

động rất phức tạp của quá trình này [25]. Một trong các nguyên tắc để nâng cao hệ

số thu hồi dầu là vận tốc dòng chảy chậm. Khi hệ số Reynold thấp hoặc cơ chế dòng

chảy chậm, năng lượng dòng bị giảm bởi lực nhớt và sự thay đổi của vận tốc dòng

do cấu trúc lỗ rỗng làm giảm vận tốc của dòng.

Cơ chế đẩy vi mô phụ thuộc vào rất nhiều yếu tố từ cơ chế trộn lẫn/không trộn

lẫn, vị trí tiếp xúc giữa chất lưu đẩy và chất lưu vỉa [49]. Cơ chế đẩy vi mô còn phụ

thuộc vào cấu trúc của lỗ rỗng, bẫy dầu trong cấu trúc rỗng, dầu tàn dư còn lại sau

khi bơm đẩy nước, tính chất dính ướt của đá vỉa, góc tiếp xúc giữa chất lưu đẩy -

chất lưu vỉa hoặc nước - dầu. Để có thể hiểu rõ được từng cơ chế thì cần hiểu rõ được

16

các yếu tố ảnh hưởng đến cơ chế đẩy vi mô.

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

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

độ dày của chúng chính là đường kính phân tử. Bề mặt xung quanh giữa các dòng

chất lưu đóng vai trò quan trọng trong di chuyển vi mô của dòng lỏng và quá trình

đẩy trong môi trường rỗng, cũng như sẽ ảnh hưởng trực tiếp đến vùng tiếp xúc phía

trước [22]. Ở mức độ vi mô, sự tồn tại và hình dạng của chúng được xác định bởi

ảnh hưởng của cả dạng lỗ rỗng và đặc tính dính ướt của các dòng lỏng với bề mặt

của không gian rỗng. Vận tốc dòng chảy, áp suất tăng lên trong vùng phân cách pha

giữa hai chất lỏng và được xác định là vùng tiếp xúc phía trước (frontal region) trong

môi trường rỗng.

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

đá chứa luôn lớn khi bơm ép nước gia tăng thu hồi. Để có thể tối ưu bơm ép chất lưu

nâng cao hệ số thu hồi dầu thì cần xem xét đồng thời hai cơ chế là đẩy không trộn

lẫn dẫn đến dầu tàn dư bị bẫy khi các giọt đẩy bị tách biệt và thứ hai là tăng hiệu quả

đẩy trộn lẫn khi giảm các bẫy dầu trong đá chứa.

1.2.3.2 . Quá trình đẩy trộn lẫn

Cơ chế liên quan đến quá trình đẩy hai chất lỏng trộn lẫn là không có sự phân

biệt rõ ràng giữa các lớp chất lỏng để ngăn cản sự di chuyển của các phân tử. Ngoài

ra sự khác biệt giữa “trộn lẫn” và “hỗn hợp” cần phải làm rõ vì sẽ ảnh hưởng rất lớn

đến quá trình đẩy vi mô, ảnh hưởng đến dòng chảy trong lỗ rỗng. “Trộn lẫn” là hệ

chất lưu đẩy và lưu thể vỉa là một thể thống nhất, chỉ có thể tồn tại trong một pha duy

nhất là pha khí hoặc dạng pha lỏng, dòng chảy của “trộn lẫn” qua lỗ rỗng là dòng

chảy đơn. “Hỗn hợp” là chất lưu đẩy và chất lưu vỉa tổn tại song hành cùng dạng pha

khí hoặc pha lỏng và dòng chảy của “hỗn hợp” là dòng chảy của nhiều chất với các

phân tử và vận tốc khá nhau, dòng chảy có thể là dòng chảy rối hoặc dòng chảy phức

hợp. Trộn lẫn hoàn toàn và trộn lẫn hỗn hợp được phân biệt do sự khác nhau về tính

chất lưu đẩy và tính chất lưu vỉa, có thể do tỷ trọng, tính chất lý - hóa, độ nhớt, thành

17

phần các cấu tử v.v. Công thức để mô tả quá trình dịch chuyển liên tục, hỗn loạn

trong một khoảng không chung dựa vào khối lượng riêng của từng phân tử tuân theo

phương trình mũ để mô phỏng đường cong theo thời gian (Crank,1956) [27]

Th = x2/SD (1.3)

Trong đó: x: là độ dài không gian, cm;

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

D: là sự khuếch tán phân tử, cm2/s.

Đối với các loại dòng lỏng trộn lẫn có thể trở thành trộn lẫn hỗn hợp trong

thời gian ngắn nhất, chúng cần được tiếp xúc gần với nhau hơn. Tuy nhiên, kết quả

cho thấy sự ảnh hưởng của sự khác nhau giữa tốc độ chảy qua lỗ rỗng được hoàn

toàn xóa bỏ khi mở rộng ‘vùng trộn lẫn’ giữa hai dòng lỏng. Lý do cho hiện tượng

này là sự khuếch tán phân tử rất hiệu quả trong việc đồng nhất các chất trong từng lỗ

rỗng trong một khoảng thời gian của dòng lỏng chảy qua toàn bộ cấu trúc lỗ rỗng.

Một ảnh hưởng tương tự về sự khuếch tân phân tử trong việc ngăn cản sự trộn lẫn

hai dòng lỏng trộn lẫn trong thời gian chảy qua lỗ nhỏ được miêu tả bởi Taylor (1953).

Thí nghiệm đẩy hoà trộn lý tưởng đã được thực hiện để đánh giá sự phát triển

của khu vực trộn lẫn. Một mẫu đá lớn đồng nhất đã được sử dụng và dòng lỏng để

thay thế và dòng lỏng bị thay thế được chọn với khả năng hòa lẫn với nhau và có

năng lượng chảy giống hệt nhau [22]. Sự thay đổi của Δx (cm) được đo khi tỷ lệ là

10% và 90%, tỷ lệ có được là (Aronofsky và Heller, 1957) [22].

(1.4)

Δx 90,10 = 3.62√𝔇𝑡

Trong đó: t là thời gian trôi qua theo giây khi Δx = 0 (nó còn có thể được thể

hiện dưới dạng quãng đường chia cho tốc độ chảy) và 𝔇 là hệ số khuếch tán theo

cm2/s (giống với giá trị của khuếch tán phân tử). Hệ số khuếch tán này là hàm của tỷ

lệ bay hơi và khuếch tán, theo chỉ số vi mô của số Peclet, Pe

(1.5)

Pe = λv/D

18

Trong đó: D là sự khuếch tán phân tử (hay tỷ lệ khuếch tán là cm2/s), λ là

khoảng cách vi mô (cm) và v là tốc độ dòng chảy dòng lỏng (cm/s). Theo Heller

(1963)[49], tỷ lệ giữa 𝔇 và D có thể viết theo dạng công thức dưới đây

(1.6)

𝔇/D = 1/F∅ + a1Pe + a2Pe2

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

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

gì đến tính chất đá.

Từ các công thức và biện luận ở trên có thể nhận định hiệu quả của quá trình

đẩy vi mô sẽ chịu ảnh hưởng rất lớn từ quá trình trộn lẫn hoàn toàn hay trộn lẫn hỗn

hợp. Vận tốc dòng chảy sẽ là yếu tố quyết định lên áp suất mao dẫn và lực đẩy dầu

cũng như hệ số bao quét của hệ lưu đẩy trên phạm vi lỗ rỗng và toàn bộ cấu trúc lỗ

rỗng của đá vỉa.

1.2.3.3 . Ảnh hưởng của bẫy dầu

Về lý thuyết, ciệc làm giảm tỷ lệ dầu dư có thể đạt khi bơm ép nước ban đầu

với chỉ số mao dẫn lớn [19]. Nói chung, bão hoà dầu dư thấp đạt được ở một chỉ số

mao dẫn khi dầu thu được liên tục (Stegemeier,1977; Chatzis và Morrow,1981) [53].

Việc này có thể liên quan đến sự khác biệt trong cách vận hành về thu hồi dầu thông

qua dòng chảy liên tục và không liên tục. Để dịch chuyển giọt dầu cần có sự khác

biệt đủ lớn giữa lực dẫn lưu và hấp thụ, việc ngăn chặn bẫy các giọt dầu có thể yêu

cầu việc hấp thụ phải xảy ra ở phần cuối đuôi giọt dầu trước khi giọt dầu bị cắt khỏi

thành phần chính dính trên bề mặt lỗ rỗng hoặc các bẫy của lỗ rỗng hoặc trong toàn

bộ cấu trúc không gian hạt [53]. Sự đo đạc về khối lượng của các hình cầu giọt dầu

cho thấy chỉ số mao dẫn để di chuyển phải lớn hơn gấp 20 lần lực cản trở nó bởi các

bẫy dầu (Morrow và Chatzis,1982) [53]. Tuy nhiên, đối với môi trường chặt sít, sự

phân tách ít hơn nhiều, lên tới 50% hoặc lớn hơn trong việc giảm dầu dư, có được từ

hai điều kiện đầu tiên (dầu dư và dầu chảy liên tục) ở cạnh bên nhau.

19

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

Khả năng dính ướt là yếu tố chính trong việc phân chia các pha (rắn, lỏng,

khí) và có thể tạo ra những thay đổi lớn trong cơ chế đẩy đầu đã được nghiên cứu

trong một hệ thống có một khả năng dính ướt hoàn toàn (Raza et al.,1968) [53]. Đo

góc liên kết giữa dầu thô và nước biển tại một số bề mặt lựa chọn cho thấy tình trạng

liên kết từ dính ướt nước đến dính ướt dầu, tương tự như được phát hiện tại các giếng

dầu (Treiber et al.,1972) [53]. Mặc dù góc dính ướt thường được nhận định chung là

công cụ để đo độ dính ướt nhưng ứng dụng của nó tại các giếng dầu thường hạn chế

là do việc đo đạc không diễn ra ngay tại bề mặt của đá tại giếng dầu. Sự khác biệt

giữa các thành phần khoáng chất trong đá cũng dẫn tới khả năng dính ướt khác nhau

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

[21].

Các nghiên cứu trên thế giới đã chứng minh môi trường dính ướt tốt nhất để

làm giảm sự bẫy nước/bẫy dầu thì áp suất mao dẫn hấp thụ phải tiến tới không. Tuy

nhiên, khi áp suất mao dẫn hấp thụ chuyển dấu, hệ thống sẽ thay đổi thành bán kết

dính và sự hấp thụ của hai chất lỏng sẽ không xảy ra tự nhiên nữa [25]. Sự thay đổi

dấu gắn liền với sự thay đổi đột ngột trong quá trình làm đầy lỗ rỗng với những lỗ to

được làm đầy trước những lỗ nhỏ. Việc đo góc dính ướt tại chất lỏng micellar đã

được báo cáo bởi Reed và Healy (1979) [53]. Môi trường dính ướt để thu hồi dầu tốt

nhất không nhất thiết là môi trường dính ướt tốt nhất nếu tất cả các yếu tố khác là

bằng nhau (Reed và Healy,1979) [53]. Do sự khác nhau quá lớn giữa các phương

pháp đẩy được tạo ra bởi hiệu quả dính ướt, để có thể tối ưu và gia tăng hiệu quả cho

quá trình đẩy vi mô thì các nghiên cứu khoa học về mức độ dính ướt cần được thực

hiện trước để rút ra được một giải pháp tốt về sự quan trọng của khả năng dính ướt

ở các phương pháp thu hồi dầu khác nhau. Với các mỏ dầu thì chất lưu đẩy nâng cao

hệ số thu hồi dầu sẽ là tốt nhất khi có thể chuyển dịch từ dính ướt dầu sang dính ướt

nước mạnh.

20

1.2.4. Cơ chế đẩy dầu vĩ mô

Mục tiêu chính của việc mô tả tác động vĩ mô của thu hồi dầu là dùng tính

toán để dự đoán các bước trong quá trình bơm ép với các đặc điểm có thể tính toán

hoặc ước lượng được. Hơn nữa, nó cũng có thể tính toán cụ thể mà không dựa vào

các đặc tính, ảnh hưởng cụ thể trong các trường hợp vi mô như cấu trúc của lỗ rỗng,

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

đá có chứa rất nhiều lỗ rỗng, hay có thể hiểu là trên toàn bộ cấu trúc của tất cả các

đối tượng sẽ áp dụng để nâng cao hệ số thu hồi dầu. Những tính chất đá vỉa này gồm:

độ rỗng, độ thấm, độ thấm tương đối, độ ướt dính, bão hòa dầu dư, bão hòa nước ban

đầu và tỷ lệ ngập nước trong đá, hoặc những thông số biến thiên như vận tốc dòng

chảy và nồng độ của chất lưu vỉa, nồng độ chất bơm đẩy theo không gian và thời

gian. Theo cách tiếp cận vi mô, những yếu tố trên được liên quan với nhau bởi một

công thức toán học. Công thức Darcy và biểu thức cân bằng trọng lượng và tỷ lệ

dòng chảy đã được sử dụng khá thành công để thể hiện các vấn đề vi mô, mà không

nhắc đến những thay đổi vĩ mô đằng sau nó. Về địa chất, tính bất đồng nhất về phân

bố độ rỗng trong toàn bộ không gian vỉa chứa, tính chất liên thông giữa các vỉa cát

sẽ tác động rất lớn đến độ thấm cũng như dòng chảy trong vỉa, tác động rất lớn đến

khả năng quét của của hệ chất lưu đẩy để nâng cao thu hồi dầu. Cấu trúc của vỉa chứa

sẽ dẫn đến sự khác biệt lớn về khối lượng, vận tốc và hướng của dòng chảy trong vỉa

giữa vỉa này với các vỉa cát khác. Tất cả các vấn đề về địa hình, cấu trúc sẽ ảnh hưởng

đến sự thay đổi vận tốc dòng được miêu tả kỹ tại các tài liệu và những ảnh hưởng

của nó trong quá trình áp dụng nâng cao thu hồi dầu (Muskat, 1949; Collins, 1976)

[37]. Hai vấn đề chính dẫn đến sự liên quan này là độ nhớt và trọng lượng riêng. Tốc

độ không ổn định ở vùng tiếp giáp dẫn đến hình thành và phát triển của “lưỡi nước”

hay những rãnh dọc theo các pha đẩy di chuyển nhanh hơn so với dòng lỏng chảy

ngang qua các không gian giữa chúng. Giải thích trên sử dụng các dòng lỏng trộn

lẫn, do không có dầu dư, tình huống này có thể được miêu tả số học theo phương

trình vi phân (Perrine, 1961; Heller,1966).

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

21

đổi. Việc quan trọng nhất là phải đánh giá độ thấm tương đối và độ linh động. Độ

linh động được định nghĩa là tỷ lệ giữa độ thấm tương đối trên độ nhớt. Tổng độ linh

động của pha chảy chỉ là tỷ lệ của tổng số tốc độ Darcy trên sự chênh áp suất. Do đó,

cho λa:

(1.7)

λa = kea/µa

(𝑄𝑎+𝑄𝑏)/𝐴

và cho tổng độ linh động, λtot

(1.8)

λtot = λa + λb =

𝛥𝑃/𝐿

cho hệ chảy của diện tích mặt cắt ngang A và chiều dài L, trong đó cả dầu và

nước đều linh động

𝜆𝑑𝑖𝑠𝑝𝑙𝑎𝑐𝑖𝑛𝑔

𝐾𝑟𝑤

µ𝑜

Tỷ lệ linh động hiệu quả, M, cho bơm ép nước bằng:

(1.9)

M =

=

𝜆𝑑𝑖𝑠𝑝𝑙𝑎𝑐𝑒𝑑

𝐾𝑟𝑜

x µ𝑤

Vùng tiếp xúc phía trước của dòng chảy ngang không ổn định và sẽ bị phá vỡ

thành dòng chảy nhỏ nếu M>1. Sự phát triển của khu vực lưỡi nước tăng số mũ theo

thời gian (Chuoke et al.,1959) và phụ thuộc vào M và các yếu tố khác. Sau một thời

gian đầu giao thoa, tốc độ dòng chảy của dòng lỏng bơm ép (dòng thay thế –

displacing) trong dòng chảy con sẽ vượt quá tốc độ của dòng lỏng thu hồi (displaced)

giữa chúng khi bằng tỷ lệ linh động hiệu quả M. Chiều dài của dòng lưỡi nước sẽ

tăng tỷ lệ thuận với lượng nước bơm vào.

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

để dự đoán về khả năng và tỷ lệ linh động giữa chất lưu đẩy và chất lưu vỉa để đánh

giá hiệu quả nâng cao thu hồi dầu. Cùng đó, nó còn được sử dụng để dự đoán những

lợi ích của EOR khi sử dụng phương pháp kiểm soát độ linh động. Giống như các

phương pháp được sử dụng để kiểm soát độ linh động, việc này cần nghiên cứu kỹ

hơn.

22

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

Phương pháp thu hồi dầu (EOR) bao gồm rất nhiều hiện tượng và vấn đề sẽ

được thảo luận ở chương này. Các hiện tượng này chủ yếu dựa vào dòng chảy chậm

qua vật trung gian có lỗ rỗng và gần với vật rắn hoặc vật lỏng gần đấy, quyết định

tốc độ của dòng chảy. Do tất cả các vỉa dầu đều chứa nước và dầu, nghiên cứu về

việc chảy hai pha đã là thành phần chính của chương này. Hai dòng lỏng này và các

tác động lẫn nhau của nó với đá ảnh hưởng lớn đến lượng dòng lỏng tồn dư còn lại

cũng như sự thay đổi thành phần trong quá trình thu hồi dầu. Các cách thu hồi dầu

khác nhau theo cấp vi mô bao gồm chất không trộn lẫn, bán trộn lẫn và trộn lẫn. Đối

với chất đầu tiên, lực mao dẫn nhỏ có ảnh hưởng lớn nhất trong các bề mặt lỏng-lỏng

và chịu trách nhiệm chính về các pha vi mô và vĩ mô trong dòng chảy và thu hồi.

Cách khác, không có loại lực này trong dòng lỏng trộn lẫn. Đối với chất này, trung

chuyển khối lượng các chất khác nhau bởi đối lưu hoặc khuếch tán là quan trọng nhât

trong việc thu hồi, nhưng cũng đóng thành phần không nhỏ vào hai trường hợp khác

bên trên.

Bên cạnh đó, cần thảo luận về sự thay đổi vĩ mô trong tốc độ dòng chảy. Sự

khác biệt này có thể do những khác biệt về cấu trúc địa hình và ảnh hưởng về kích

thước, và sự phát triển của các dòng chảy không bền vững do độ nhớt và sự khác biệt

về trọng lượng riêng giữa dòng lỏng bơm vào và dòng lỏng thu được. Theo cách nhìn

để thiết kế hệ thống EOR, nhận biết các ảnh hưởng vĩ mô và làm giảm sự bất ổn ở

các vùng tiếp xúc trong quá trình thu hồi sẽ tăng hiệu quả.

Như đã biện luận ở trên, hiệu suất đẩy vi mô và hiệu suất đẩy vĩ mô được sử

dụng để đánh giá khả năng thành công của quá trình bơm ép. Phần dầu được lấy ra

từ các lỗ rỗng do bơm ép được gọi là hiệu suất đẩy dầu vi mô (Ed). Ngược lại, hiệu

suất đẩy vĩ mô hay hiệu quả bao quét theo thể tích là thể tích của phần chất lưu bị

đẩy ra khỏi đá chứa được tiếp xúc với chất lưu bơm ép. Hệ số bao quét theo thể tích

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

quét theo phương thẳng đứng, EI.

23

(1.10)

Soi – Sor Ed = Soi

EA = Ev x EI

Hệ số bao quét theo diện EA là tỷ số giữa diện tích tiếp xúc với với tác nhân

đẩy quét trên diện tích toàn phần của vỉa chứa. Hệ số bao quét theo phương thẳng

đứng là tỷ phần thiết diện thẳng đứng của vỉa chứa được tiếp xúc với tác nhân đẩy

quét trên thiết diện toàn phần của vỉa chứa. Hình 1.6 trình bày sơ đồ minh họa giá trị

EA và EI cho trường hợp đẩy quét lý tưởng kiểu piston cho một vỉa chứa gồm 4 tập

vỉa không đồng nhất. Phương trình 1.10 có một số hạn chế khi cả hai hệ số bao quét

theo diện và phương thẳng đứng chỉ phản ánh tỷ số theo diện tích nên tích của chúng

chưa phản ánh đúng hiệu quả bao quét theo thể tích.

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

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

Dựa trên kết quả đánh giá hơn 1.000 dự án EOR (Bảng 1.1) đã áp dụng trên

thế giới được phân loại theo các thông số vỉa, điều kiện khai thác (trong đất liền,

ngoài biển) và hiệu quả áp dụng của giải pháp, các nhà nghiên cứu đã chỉ ra xu hướng

áp dụng EOR cho các đối tượng. Giải pháp nhiệt và hóa học được áp dụng chủ yếu

cho đối tượng trầm tích và các mỏ dầu khí khai thác có vị trí trên đất liền. Giải pháp

khí và bơm ép nước thứ cấp chiếm ưu thế với đối tượng carbonate, turbidite và các

mỏ dầu khí khai thác ngoài biển. Bơm ép hóa phẩm có hạn chế là rất khó để áp dụng

tại các mỏ có độ sâu lớn (nhiệt độ cao, áp suất cao) hoặc khai thác ngoài biển do chế

24

tạo các hóa phẩm chịu được nhiệt độ trên 800C và chịu được độ khoáng hóa cao của

nước biển và nước vỉa là rất khó hoặc nguồn cung với khối lượng lớn. Các dự án

EOR trên thế giới tập trung chủ yếu ở các mỏ dầu khí của nước Mỹ và Canada, ngoài

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

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

Đá vỉa Phương pháp thu hồi Cát kết Carbonate Khác

Bơm ép hơi nước 513 7 12

Giải pháp nhiệt Bơm ép không khí 27 10 1

Nước nóng 17 - -

117 92 10 CO2

Giải pháp khí Hydrocarbon 45 47 25

19 14 2 N2

Alkaline 22 - -

Polyme 267 64 9 Giải pháp hóa Micellar Polyme 38 6 -

S, AP, AS & ASP 27 - -

- Giải pháp nhiệt: bao gồm bơm ép nước nóng nhằm kích thích vỉa hoặc áp

dụng giải pháp “huff and puff”, bơm ép SAGD, đốt nóng vỉa chứa, thậm chí một số

giải pháp không có hiệu quả kinh tế cao như đốt nóng bằng phương pháp điện từ

hoặc vi sóng để nâng cao thu hồi dầu . Giải pháp nhiệt chủ yếu được áp dụng cho các

mỏ dầu nặng, có API < 20 và mỏ dầu khí có vị trí trên đất liền hoặc có thể áp dụng

hiệu quả cho các mỏ bitumen hoặc dầu nặng trên thế giới. Trong đó kích thích vỉa

tuần hoàn bằng dòng nước nóng (CSS-Cyclic Steam Stimulation), bơm ép nước nóng

và hơi nước nóng/khí bơm ép áp suất cao (SAGD - Stream Assisted Gravity

Drainage) là những phương pháp áp dụng nhiều nhất cho các mỏ dầu nặng, bitumen

và các vỉa cát kết [37] .

- Giải pháp hóa: bao gồm bơm ép polyme, gel, chất hoạt động bề mặt (HĐBM),

các loại kiềm hữu cơ, kiềm vô cơ, dung môi hóa học, phức hợp vi sinh hóa lý, phân

25

tử hóa học dạng nano hoặc tổ hợp các chất hóa học [78]. Các công trình nghiên cứu

và áp dụng giải pháp đến nay trong công nghệ khai thác dầu khí trên thế giới đang

có xu hướng sử dụng tích hợp nhiều tác nhân hóa học trong một giải pháp, các nghiên

cứu gần đây đã chứng minh sự kết hợp giữa tác nhân Nano và chất HĐBM sẽ đem

lại hiệu quả cao cho tổ hợp EOR [20]. Việc nghiên cứu, lựa chọn giải pháp, chế tạo

và phát triển ứng dụng nâng cao hệ số thu hồi dầu đã là một phần trong kế hoạch

phát triển ban đầu với bất kỳ một mỏ dầu khí nào [102,104]. Bơm ép hóa phẩm có

hạn chế là rất khó để áp dụng tại các mỏ có độ sâu lớn (nhiệt độ cao, áp suất cao do

công nghệ để chế tạo các hóa phẩm chịu được nhiệt độ trên 800C và chịu được độ

khoáng hóa cao của nước biển và nước vỉa là rất phức tạp và đắt tiền. Ngoài ra với

mỏ dầu khí ngoài biển thì việc cung cấp nguồn hóa phẩm hàng ngày để phục vụ bơm

ép cũng là rất khó khả thi.

- Giải pháp khí: gồm bơm ép trộn lẫn và hòa tan, bơm ép gần trộn lẫn, bơm ép

không trộn lẫn của các nguồn khí. Các tác nhân bơm ép khí bao gồm khí hydrocarbon

(đã được làm giàu hoặc làm sạch, hoặc khí đồng hành), CO2 và N2. Giải pháp bơm

ép tác nhân khí được sử dụng nhiều trong các mỏ dầu nhẹ và cho đối tượng trầm tích

có áp suất vỉa đủ lớn cho quá trình bơm ép trộn lẫn. Bơm ép N2 được đề xuất áp dụng

để tăng thu hồi dầu dưới điều kiện trộn lẫn, cả không trộn lẫn [98] và áp dụng cho

trầm tích lục nguyên nhưng theo ghi nhận các nghiên cứu gần đây thì không thấy sự

gia tăng các dự án thử nghiệm giải pháp này có thể một phần do hạn chế của nguồn

cung N2 cũng như khả năng trộn lẫn và gia tăng thu hồi của N2 không cao so với giải

pháp bơm ép khí CO2 hoặc khí hydrocarbon. Giải pháp bơm ép khí CO2 hoặc

hydrocarbon được áp dụng chủ yếu cho đối tượng trầm tích lục nguyên, đặc biệt áp

dụng nhiều với các mỏ trong đất liền do gắn với trang thiết bị bơm ép và yếu tố kinh

tế của dự án bơm ép khí. Trong giải pháp này thì phương pháp bơm ép luân phiên

nước - khí (WAG-Water Alternating Gas) được áp dụng nhiều nhất và cũng đem lại

hiệu quả nâng cao hệ số thu hồi dầu cao nhất, đặc biệt áp dụng nhiều tại Canada, Mỹ,

Venezuela, Trung Đông. Hầu hết các giải pháp bơm ép trộn lẫn hay không trộn lẫn

của khí Hydrocarbon áp dụng tại Mỹ đều là ở các mỏ dầu ở vùng Alaska [85].

26

Hiện nay, các dự án áp dụng giải pháp khí cho các mỏ ngoài biển cũng tăng

nhanh cùng với sự phát triển của công nghệ khai thác dầu khí, đối với các giàn/mỏ

khai thác ngoài biển nguồn khí cung cấp cho bơm ép là hết sức quan trọng vì xa bờ.

Nhiều dự án bơm ép CO2 đã chứng minh tính hiệu quả của giải pháp tuy nhiên lại

không được áp dụng cho các mỏ ngoài biển nhiều bởi nguồn cung cấp khí CO2 không

khả thi do xa các nhà máy công nghiệp cũng như hệ thống đường ống vận chuyển

khí quá đắt đỏ. Nên với một số mỏ thì giải pháp bơm ép khí đồng hành hydrocarbon

và nước luân phiên là giải pháp khả thi, giải pháp bơm ép luân phiên nước-khí đòi

hỏi áp suất vỉa chứa phải đủ lớn trên giá trị áp suất trộn lẫn (MMP – Minimum

Miscibility Pressure) để có thể trộn lẫn với hệ chất lưu vỉa. Nếu chỉ gần đến điểm áp

suất trộn lẫn thì hiệu quả của giải pháp cũng giảm sút đáng kể khi áp dụng thực tế.

Các thống kê và nghiên cứu trên thế giới cho thấy rằng, với các mỏ dầu khí khai thác

ở ngoài biển thì các dự án EOR chủ yếu là bơm ép khí thay cho bơm ép nước thông

thường [104], điển hình là một số dự án EOR ở ngoài khơi Malaysia [27] (Hình 1.7).

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

Dựa trên thống kê các dự án nâng cao hệ số thu hồi dầu trên thế giới (Bảng

1.1) và các đánh giá ở trên cũng cho thấy hai phương pháp bơm ép khí và bơm ép

hóa phẩm là phù hợp với địa chất, tính chất đá chứa, tính chất lưu thể, điều kiện khai

thác của các mỏ dầu khí ở Việt Nam. Phương pháp nhiệt chủ yếu áp dụng cho dầu

nặng (API < 20) hoặc mỏ dầu khí có vị trí trên đất liền nên không phù hợp với dầu

27

vỉa và điều kiện khai thác ở Việt Nam.

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

Hiệu quả của các phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu như phương pháp

nhiệt, phương pháp hóa, phương pháp bơm ép khí đều phụ thuộc quá trình phân tích

từ kỹ thuật đến kinh tế của dự án. Các phân tích, đánh giá kỹ thuật - kinh tế sẽ chỉ ra

giải pháp phù hợp để áp dụng triển khai thực tế dự án nâng cao hệ số thu hồi cho các

mỏ dầu khí [66]. Ảnh hưởng của tính chất địa chất - địa vật lý, công nghệ mỏ của mỏ

dầu khí như độ sâu của đối tượng địa chất, cấu trúc vỉa chứa, mức độ đồng nhất và

các tính chất vật lý - thạch học của đá vỉa đối với việc lựa chọn và hiệu quả của các

phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu [34,67,108].

- Độ sâu của các vỉa chứa tại Việt Nam khá lớn nên nhiệt độ vỉa và áp suất vỉa

cao, việc áp dụng phương pháp hóa học sẽ bị hạn chế. Hóa phẩm bơm ép khó chịu

được nhiệt độ và áp suất cao hoặc có thể chịu được thì chi phí để chế tạo hóa phẩm

cũng rất lớn. Ngoài ra, điều kiện khai thác ở Việt Nam chủ yếu ngoài khơi sẽ gây

khó khăn và chi phí tăng cao khi áp dụng bơm ép hóa phẩm, công nghệ bơm ép áp

dụng ngoài biển cũng rất phức tạp.

- Mức độ đồng nhất/bất đồng nhất của vỉa chứa đặc biệt ảnh hưởng đến hai giải

pháp hóa và khí khi áp dụng bơm ép thực tế. Một số mỏ bơm ép tác nhân hóa và khí

cho thấy xẩy ra hiện tượng xuyên thủng/đánh thủng (by pass/breakthrough) của hệ

chất lưu bơm ép, cụ thể hệ chất lưu bơm chủ yếu tập trung đi vào các vùng hoặc đới

có độ thấm cao và sau đó đến giếng khai thác rất nhanh chóng. Hiện tượng này làm

giảm rất nhiều hiệu quả của phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu. Với các vỉa

dầu khí tại Việt Nam, mức độ bất đồng nhất trong vỉa rất cao nên giải pháp bơm ép

luân phiên nước khí với cơ chế trộn lẫn sẽ phù hợp.

- Tính chất vật lý - thạch học của đá vỉa cũng ảnh hưởng rất lớn đến việc lựa

chọn phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu phù hợp và hiệu quả cho mỏ dầu khí.

Một số nghiên cứu đã chứng minh với vỉa chứa có độ rỗng lớn, độ thấm lớn nếu sử

dụng giải pháp bơm ép tác nhân hóa sẽ cho hiệu quả tốt hơn so với các vỉa chứa có

28

độ rỗng, thấm nhỏ. Tuy nhiên, với tính chất thạch học chứa nhiều khoáng vật có tính

tương tác hóa học cao sẽ dẫn đến sự hấp thụ các chất polyme, chất HĐBM lên đá vỉa

làm giảm hiệu quả của giải pháp này, cũng như tăng chi phí hóa phẩm làm dự án

EOR không có tính khả thi về kinh tế.

Nghiên cứu các dự án nâng cao hệ số thu hồi dầu trên thế giới, đặc biệt là các

dự án bơm ép tác nhân hóa thì tính chất của chất lưu vỉa ảnh hưởng lớn nhất đến hiệu

quả của giải pháp. Với các vỉa dầu có độ nhớt cao, nước vỉa khoáng hóa thấp, độ bão

hòa dầu dư còn lớn thì giải pháp bơm ép Polyme sẽ được ưu tiên [77], những vỉa dầu

có tỷ trọng dầu nhẹ đến trung bình, thành phần dầu chứa nhiều axit hữu cơ thì ưu

tiên bơm ép Alkalin và chất HĐBM [78]. Tuy nhiên, phương pháp hóa học sẽ tiềm

ẩn nhiều rủi ro như tạo sa lắng vỉa, bít nhét vỉa hoặc bị tương tác phá hủy làm các

chất bơm ép mất tác dụng khi tương tác với chất lưu vỉa. Phương pháp bơm ép tác

nhân khí thì áp dụng hiệu quả nhất với dầu nhẹ và thành phần khí hydrocarbon bơm

ép có điểm MMP thấp thì khả trộn lẫn cao hơn. Theo các đánh giá và phân tích ở

trên thì phương pháp bơm ép khí là phù hợp nhất với các mỏ dầu khí tại Việt Nam.

Căn cứ trên phương pháp nâng cao thu hồi dầu đã được áp dụng trên thế giới

và các đánh giá ở trên có thể nhận thấy phương pháp bơm ép luân phiên nước-khí

cho các mỏ dầu khí tại Việt Nam có tính khả thi và phù hợp với tình hình thực tế các

mỏ, nhằm đem lại hiệu quả nâng cao hệ số thu hồi dầu cao nhất. Đặc biệt là áp dụng

phương pháp bơm ép khí trộn lẫn/không trộn lẫn cho hệ dầu khí chưa bão hòa.

Cơ sở lý thuyết của bơm ép khí cho các mỏ dầu khí

Một số vỉa chứa dầu trên thế giới và Việt Nam có sự thay đổi thành phần các

cấu tử hydrocarbon theo độ sâu và theo diện của mỏ. Phần % mol của các thành phần

nhẹ giảm theo độ sâu, trong khi phần mol của các thành phần nặng tăng dần theo độ

sâu. Các mỏ dầu khí đang khai thác ở trạng thái trên bão hòa hoặc dưới bão hòa, tùy

thuộc vào mối quan hệ giữa áp suất vỉa và áp suất bão hòa của hệ chất lưu vỉa. Đa số

các mỏ dầu khí đều tiến hành bơm ép nước để duy trì áp suất trên áp suất bão hòa để

gia tăng thu hồi dầu nên trong luận án này cũng tập trung nghiên cứu cho các mỏ

29

khai thác ở điều kiện trên bão hòa hoặc đã tiến hành bơm ép nước duy trì áp suất vỉa.

Bơm ép khí là sử dụng khí như một dung môi để bơm ép vào vỉa nhằm mục

đích trộn lẫn hoặc gần trộn lẫn với chất lưu vỉa. Nếu hai chất lưu đó trộn lẫn với nhau

theo bất cứ tỷ lệ nào thành một pha duy nhất được gọi là trộn lẫn hoàn toàn. Tại điểm

áp suất mà khí trộn lẫn với dầu ở bất cứ tỷ lệ nào được gọi là áp suất trộn lẫn tối thiểu

(MMP) [26]. Khả năng trộn lẫn và hiệu suất đẩy dầu ra khỏi kênh rỗng phụ thuộc

nhiều vào chính áp suất bơm ép và áp suất trộn lẫn tối thiểu. Tại điểm áp suất bơm

ép bằng với MMP thì áp suất bơm ép nhỏ nhất và hiệu suất thu hồi dầu cao nhất,

chính vì vậy điểm áp suất làm việc tại MMP là tối ưu [30]. Để đảm bảo được hiệu

quả và tối ưu hóa chương trình bơm ép thử nghiệm thì điều kiện tiên quyết là xác

định được MMP. Trường hợp khí được sử dụng là tác nhân bơm ép thì kết quả MMP

trong phòng thí nghiệm cần thiết.

Các dự án bơm ép khí trộn lẫn/gần trộn lẫn thông thường đòi hỏi phải đầu tư

thêm các thiết bị bơm ép nếu áp suất vỉa chứa dưới áp suất trộn lẫn/gần trộn lần.

Ngoài ra, khí bơm ép cũng cần phải được làm giàu để giảm áp suất trộn lẫn tối thiểu.

Do đó, để tối ưu hóa hiệu quả kinh tế của dự án, phương pháp bơm khí trộn lẫn/gần

trộn lẫn được so sánh với việc bơm khí không trộn lẫn (chi phí khí thấp). Các công

cụ mô phỏng được phát triển để giảm thiểu chi phí phân tích thực nghiệm và có thể

dự đoán được các quá trình trộn lẫn, sự thay đổi điểm MMP theo các thông số động

thực tế trong vỉa chứa. Từ các kết quả mô phỏng xác định chính xác MMP và hạn

chế tối đa rủi ro khi tiến hành bơm ép khí cũng như có thể đánh giá được hiệu quả

của phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu.

Mô phỏng vỉa chứa theo mô hình thành phần hydrocabon là công cụ chính

được sử dụng trong nghiên cứu này. Ngoài ra, mô hình giả lập PVT đã được sử dụng

để tính toán thành phần dầu và giá trị áp suất trộn lẫn tối thiểu (MMP) cho khí bơm

ép cụ thể.

Các mô hình số 1-D, 2-D và 3-D được xây dựng để mô phỏng điều kiện trộn

lẫn và cơ chế phát triển trộn lẫn. Phân tán số học liên quan đến các mô phỏng số học

30

đã được loại bỏ theo quy định thông thường [46], ngoại suy tuyến tính của hệ số thu

hồi ở tổng khối lượng bơm ép theo thể tích lỗ rỗng để ước tính thu hồi không trộn

lẫn. Số lượng ô lưới được sử dụng trong các mô phỏng này thường dao động từ 100

đến 5.000 ô. Bơm ép khí được thực hiện ở các áp suất khác nhau. Mục tiêu là xác

định hệ thống MMP để bơm ép khí đã làm giàu (ví dụ: khí phân tách), khi áp suất

vỉa chứa giảm cục bộ dưới áp suất bão hòa tối đa và một vùng hai pha đã hình thành

trong vỉa chứa [70]. Đối với bơm ép khí đã làm giàu, cơ chế trộn lẫn chiếm ưu thế là

tương tác nhiều lần giữa thành phần ngưng tụ/thành phần hơi. Để mô hình hóa đúng

cách cần một hệ thống ô lưới rất chi tiết.

Để xác định cơ chế trộn lẫn thì cần phải hiểu về các khái niệm cũng như các

điều kiện trộn lẫn và cơ chế trộn lẫn phổ biến nhất thường gặp trong các hoạt động

tại mỏ. Đánh giá ngắn gọn về việc xác định MMP sẽ được trình bày khi nghiên cứu

này được thực hiện cho một hệ thống dầu - khí như các mỏ ở Việt Nam, nghiên cứu

sinh nhận thấy cần phải trình bày các đặc điểm cho hệ thống dầu khí điển hình và

phù hợp với các mỏ dầu khí ở Việt Nam. Thành phần chất lưu biến đổi theo độ sâu

và điều kiện áp suất vỉa chứa cao hơn áp suất bão hòa. Các thay đổi về điểm MMP

với độ sâu là hệ quả của sự thay đổi thành phần chất lưu vỉa theo độ sâu và theo diện,

cũng như áp suất vỉa thay đổi. Đối với các loại khí bơm ép khác nhau, các thay đổi

của MMP ban đầu với các cơ chế độ sâu và khả năng trộn lẫn có thể khác nhau.

1.5.1. Điều kiện cho trộn lẫn/gần trộn lẫn/không trộn lẫn

Điều kiện cho quá trình trộn lẫn là tại đó hỗn hợp thu được của hai chất lưu

trộn với nhau ở bất kỳ tỷ lệ nào có thành phần đồng nhất và các tính chất kỹ thuật

giống nhau (ví dụ: tỷ trọng và độ nhớt). Quá trình thông thường được áp dụng cho

phương pháp bơm ép khí hydrocarbon xuống vỉa dầu - khí.

Điều kiện cho quá trình gần trộn lẫn là tại đó hỗn hợp thu được của hai chất

lưu có thể tiệm cần gần đến trộn lẫn hoàn toàn hoặc chỉ trộn lẫn với tỷ lệ nhất định,

có thể hiểu là trộn lẫn từng phần [28]. Các phần nặng trong hệ chất lưu bơm ép có

xu hướng trộn lẫn với dầu vỉa hơn các phần nhẹ, nên áp suất riêng phần trộn lẫn của

31

từng cấu tử sẽ quyết định quá trình gần trộn lẫn. Quá trình thông thường được áp

dụng cho phương pháp bơm ép khí hydrocarbon xuống vỉa dầu - khí nhưng khí bơm

ép là khí khô, khí có điểm trộn lẫn có hoặc khí bơm ép có điểm MMP cao hơn so với

áp suất vỉa của mỏ đang khai thác [29].

Điều kiện cho quá trình không trộn lẫn là tại đó hỗn hợp của hai chất lưu hoàn

toàn không trộn lẫn với nhau theo bất cứ tỷ lệ nào [57]. Quá trình thông thường được

áp dụng cho phương pháp bơm ép khí không trộn lẫn xuống vỉa dầu - khí như khí N2.

Một số thông số ảnh hưởng đến các điều kiện có thể trộn lẫn/gần trộn lẫn: bao gồm

các thành phần hóa học của dầu và khí bơm ép, nhiệt độ và áp suất của vỉa chứa, tính

bất đồng nhất làm ảnh hưởng đến điểm MMP trong vỉa do sự thay đổi về dòng chảy

[100]. Trong tính toán công nghệ mỏ, nhiệt độ vỉa chứa thường được giả định là

không đổi, nên trong luận án này các MMP được định nghĩa và xác định với các

thành phần của chất lưu vỉa và khí bơm ép tại nhiệt độ vỉa chứa không đổi.

Quá trình đạt được trộn lẫn ở các điều kiện tối thiểu có thể khác nhau, tùy

thuộc vào thành phần của chất lưu đẩy, chất lưu bị đẩy và nhiệt độ vỉa chứa. Một số

chất lưu có thể trộn lẫn khi tiếp xúc lần đầu; quá trình này được gọi là trộn lẫn tiếp

xúc đầu tiên. Một số chất lưu không thể trộn lẫn tại lần tiếp xúc đầu tiên, nhưng có

thể đạt được trộn lẫn thông qua tiếp xúc liên tục bằng cách trao đổi khối lượng giữa

các pha. Những chất lưu này là trộn lẫn đa tiếp xúc. Đối với các vỉa chứa hydrocarbon,

quá trình trộn lẫn đa tiếp xúc thường xảy ra trong cá mỏ hoạt động lâu năm.

Các cơ chế trộn lẫn đa tiếp xúc khác nhau đã được đề xuất và nghiên cứu trong

tài liệu dựa trên bản chất của thành phân hai chất lưu là áp lực và nhiệt độ: khí hóa

hơi (VGD), khí ngưng tụ (CGD) và ngưng tụ/hóa hơi (C/V) [66,103,107]. Nghiên

cứu sinh không nghiên cứu sâu về các cơ chế VGD và CGD vì các cơ chế này được

phổ biến rộng rãi trong nhiều tài liệu và cơ chế CGD thường hiếm khi xảy ra trong

các vỉa chứa thực tế.

1.5.2. Cơ chế trộn lẫn

Nếu như khí bơm ép trộn lẫn hoàn toàn với dầu vỉa ở tiếp xúc đầu tiên (first

32

contact) quá trình đẩy dầu sẽ có hiệu quả rất cao. Nếu khí chỉ hòa tan một phần trong

dầu thì thành phần tổng thể của vùng trộn lẫn nằm giữa dầu vỉa và dung môi khí sẽ

luôn thay đổi và có thể tạo ra trộn lẫn hoàn toàn sau nhiều lần tiếp xúc [110]. Dù trộn

lẫn hoàn toàn hay không, khí cũng sẽ đẩy dầu và nước linh động ra khỏi vỉa.

CƠ CHẾ TRỘN LẪN (Miscibility Mechanism)

TRỘN LẪN TIẾP XÚC MỘT LẦN

TRỘN LẪN TIẾP XÚC NHIỀU LẦN

First Contact Miscibility (FCM)

Multiple Contact Miscibility (MCM)

TRỘN LẪN BAY HƠI

TRỘN LẪN NGƯNG TỤ

Vaporing Drive

Condensing Drive

Hình 1.8: Cơ chế trộn lẫn giữa khí và dầu

Theo giản đồ ba thành phần, tại điều kiện nhiệt độ vỉa và áp suất nhất định sẽ

xuất hiện vùng hai pha lỏng khí giới hạn bằng đường bao (đường giới hạn pha). Ở

vùng tồn tại hai pha lỏng khí tồn tại các đường đặc trưng mà điểm cuối của chúng

cắt với đường bao biểu diễn thành phần của từng thành phần trong pha lỏng và khí.

Các đường đặc trưng bị rút ngắn dần khi tính chất hai pha lỏng khí ngày càng gần

nhau. Khi hai pha lỏng khí hoàn toàn đồng nhất và đường đặc trưng tiếp tuyến với

đường bao tại điểm kết này thì đó là điểm tới hạn của hỗn hợp. Đường đặc trưng tại

điểm tới hạn có ý nghĩa quan trọng trong quá trình trộn lẫn: nó chính là đường đặc

trưng khi thành phần hỗn hợp tiến tới giá trị thành phần tới hạn. Khi áp suất tăng

vùng hai pha bị co ngót lại tức là độ trộn lẫn hai pha tăng lên.

Khi bơm ép khí vào vỉa dầu quá trình trộn lẫn của khí và dầu vỉa diễn ra liên

tục từ giếng bơm ép tới giếng khai thác qua nhiều lần tiếp xúc khác nhau. Sau mỗi

lần tiếp xúc thành phần của hỗn hợp thay đổi, tùy theo thành phần khí và dầu vỉa,

cũng như điều kiện nhiệt độ, áp suất ta có quá trình trộn lẫn (Miscible) hay không

33

trộn lẫn (Immiscible) [34]. Quá trình trộn lẫn liên tục trong vỉa từ giếng bơm ép khí

đến giếng khai thác có thể chia thành nhiều ô lưới không liên tục (Hình 1.9). Theo

đó, khí tiếp xúc với dầu vỉa tại ô thứ nhất sẽ có thành phần mới và sẽ tiếp tục đi sâu

vào vỉa tiếp xúc lần 2 tại ô thứ 2 và các ô tiếp theo cho đến giếng khai thác. Như vậy

sẽ tạo nên các đới trộn lẫn di động ở phía trước, hướng chuyển dịch của khí. Mặt

khác dầu vỉa ở ô đầu tiên sau lần tiếp xúc với khí đầu tiên có thành phần mới lại tiếp

tục trộn lẫn với khí mới và tiếp tục như vậy tạo nên đới trộn lẫn ở phía sau hướng

chuyển dịch của khí. Tùy theo thành phần của dầu vỉa, khí bơm vào và điều kiện

nhiệt độ, áp suất vỉa ta có thể có sự trộn lẫn hoàn toàn một lần sau lần tiếp xúc đầu

tiên ở ô đầu hoặc sau nhiều lần tiếp xúc ở các ô phía trước, ô đầu tiên phía sau hoặc

không trộn lẫn.

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

Giải pháp khí ngưng tụ/hóa hơi sử dụng khí bơm ép đã làm giàu được nghiên

cứu và xác minh bằng các thí nghiệm, mô phỏng số của Zick [103]. Chuyển khối

lượng giữa các thành phần trung gian là quá trình chính của cơ chế. Sau đó, lý thuyết

phân tích cho cơ chế ngưng tụ/hóa hơi kết hợp được phát triển [108]. Có thể lập luận

rằng ngưng tụ/hóa hơi là cơ chế phổ biến nhất được phát triển trong các dự án bơm

khí vì khí đồng hành có chứa các thành phần trung gian nhẹ và nặng.

Một số cơ chế khí ngưng tụ/hóa hơi điển hình cho thấy các đặc điểm sau:

1. Sự phát triển của đặc trưng trộn lẫn trước bởi tỷ trọng pha hội tụ và các tính

chất của chất lưu. Sức căng bề mặt ở vùng phía trước là cực kỳ thấp và là dấu hiệu

cho việc đạt được trộn lẫn.

34

2. Hai khu vực của vùng trộn lẫn trước được xác định. Mặt trước của vùng trộn

lẫn trước bao gồm sự bay hơi mạnh của các thành phần nặng trong dầu. Mặt sau của

vùng trộn lẫn trước có thể bị chi phối mạnh bởi sự ngưng tụ các thành phần trung

gian của khí bơm ép.

3. Giá trị hệ số K (tỷ lệ thành phần của các cấu tử trong pha khí với thành phần

của cấu tử trong pha lỏng) có xu hướng hội tụ ở điểm gần trộn lẫn tại mặt trước và

tiếp theo là phân kỳ tại mặt sau.

Việc trộn lẫn và đẩy dầu hoặc khí ngưng tụ có thể phát triển thông qua cơ chế

ngưng tụ/hóa hơi ở áp suất thấp hơn nhiều so với áp suất bão hòa nếu khí bơm ép

giàu thành phần trung gian [107] hoặc CO2. Đối với các vỉa chứa dầu bão hòa hoặc

các vỉa chứa khí ngưng tụ đã cạn kiệt, nếu cơ chế C/V tồn tại và tạo ra oil bank tại

hoặc lớn hơn các điều kiện trộn lẫn C/V tối thiểu, độ bão hòa dầu phía sau mặt trước

này bằng không. Sự hình thành và phát triển của ngân hàng dầu mỏ đã được Hoier

và Whitson [71] thể hiện qua các mô phỏng số và được chứng minh bởi Orr [94] dựa

trên phương pháp đặc tính (MOC). Người ta cũng thấy rằng C/V MMP được quyết

định bởi thành phần của pha ngưng tụ [66] hoặc dầu chứa cho khí bơm ép.

Chi tiết các cơ chế của quá trình bay hơi và ngưng tụ được thể hiện ở các hình

1.10, 1.11 và 1.12.

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

Nếu như khí hoàn toàn là khí hydrocarbon nhẹ như trong trường hợp bơm ép

khí tự nhiên methane như trường hợp Hình 1.10. Quá trình trộn lẫn không diễn ra

35

ngay từ lần tiếp xúc đầu tiên do đường hòa tan của khí với dầu vỉa ở lần tiếp xúc đầu

tiên tại điểm M1 nằm trong vùng hai pha với thành phần pha khí tương ứng G1 và

lỏng L1 tương ứng với đường kết nối qua điểm M1. Khí G1 linh động hơn L1 lúc

này đã giàu hơn thành phần trung gian và di chuyển tới lần tiếp xúc thứ hai với dầu

vỉa tại M2 với thành phần khí và lỏng tương ứng G2 và L2. Quá trình tiếp xúc của

pha khí G2 tiếp tục diễn ra ở các lần tiếp xúc tiếp theo ở M3 và xa hơn nữa…cho đến

lần tiếp xúc cuối cùng đường hòa tan khí với dầu vỉa trở thành tiếp tuyến với đường

tới hạn không còn cắt vùng hai pha và quá trình trộn lẫn hoàn toàn diễn ra sau nhiều

lần tiếp xúc. Quá trình đẩy dầu sẽ đạt trộn lẫn hoàn toàn ngay từ tiếp xúc đầu tiên

nếu thành phần khí ngay từ đầu có thành phần trung gian tương ứng ít nhất ở điểm

G3. Do trong quá trình này các thành phần trung gian được bay hơi từ dầu vỉa vào

khí nên quá trình này được gọi là trộn lẫn bay hơi (vaporizing drive) [103]. Tại lần

tiếp xúc đầu tiên thành phần M1 cho thành phần pha khí ở G1 và pha lỏng ở L1 (Hình

1.11). Giống như trước khí G1 tiếp tục di chuyển cho lần tiếp xúc tiếp theo với dầu

vỉa còn lỏng L1 tiếp xúc với khí mới ở M2. Lỏng L2 lúc này đã giàu thành phần

trung gian hơn so với L1 lại tiếp xúc với khí cho các lần tiếp xúc sau cho đến khi

đường trộn lẫn pha lỏng khí chỉ còn tạo một pha trộn lẫn đồng nhất. Vùng trộn lẫn ở

đằng trước là quá trình chưa hòa tan của khí với dầu vỉa G1, G2… (cũng giống như

vùng trộn lẫn phía sau của lỏng với khí ở trường hợp cơ chế khí bay hơi ở trên). Quá

trình trộn lẫn lúc này được gọi là cơ chế trộn lẫn ngưng tụ (condensing gas drive).

Hình 1.11: Cơ chế trộn lẫn ngưng tụ

36

Hình 1.12 biểu diễn quá trình đẩy dầu không trộn lẫn. Trong trường hợp khi

thành phần khí và dầu vỉa nằm ở vùng đơn pha nhưng đều cùng ở một phía so với

đường kết nối tới hạn. Lần tiếp xúc đầu tiên M1 với khí G1 đi lên trước cho tiếp xúc

M2 và cứ thế. Tại các tiếp xúc phía trước khí được làm giàu với các thành phần trung

bình tại phía trước mỗi lần khí tiếp xúc với dầu vỉa giống như trường hợp cơ chế khí

bay hơi. Tuy nhiên quá trình này luôn nằm dưới đường giới hạn tại điểm liên kết,

không vượt qua được thành phần hai pha. Tại tiếp xúc phía sau lỏng L1 trộn lẫn với

khí tạo hỗn hợp M1 giống như trường hợp ngưng tụ. Quá trình khí đẩy hỗn hợp 2

pha diễn ra không trộn lẫn. Pha lỏng tiếp tục tiếp xúc với khí bơm vào và mất dần

các thành phần trung bình (L1, L2 và tiếp theo) cho đến khi gặp đường đặc trưng tới

hạn. Các thành phần trung bình được làm giàu trong pha khí ở vùng gần giếng khai

thác và trong pha lỏng tại vùng bơm ép [57]. Quá trình này luôn là quá trình không

trộn lẫn trong quá trình bơm ép khí.

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

Qua đó nếu đường trộn lẫn không cắt vùng hai pha (I2-J3) ta có trộn lẫn ở

ngay lần tiếp xúc đầu tiên. Nếu đường trộn lẫn hoàn toàn nằm ở một phía vùng hai

pha so với đường kết nối tới hạn (I1-J1) ta có quá trình không trộn lẫn. Nếu hai điểm

ban đầu khí và dầu vỉa nằm đối diện hai phía so với đường kết nối tới hạn thì ta có

quá trình trộn lẫn theo cơ chế khí bay hơi - vaporizing gas (I2-J1) hoặc khí ngưng tụ

- condensing gas (I1-J2). Hai quá trình cuối diễn ra sau nhiều lần tiếp xúc. Quá trình

37

đẩy dầu không trộn lẫn diễn ra khá giống với quá trình trộn lẫn bởi cơ chế khí bay

hơi tuy nhiên hiệu quả đẩy dầu (thu hồi dầu) thấp hơn nhiều [107]. Hiệu quả đẩy dầu

ở cơ chế khí bay hơi lại thấp hơn so với cơ chế trộn lẫn tiếp xúc một lần.

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

Dù hạn chế so với cơ chế trộn lẫn cơ chế đẩy dầu không trộn lẫn khi bơm khí

(CO2) vẫn có những ưu thế gia tăng thu hồi dầu nhất định so với bơm ép thông dụng

(nước) nhờ vào các yếu tố tích cực sau: áp suất bơm không cần cao và giá thành khí

(CO2) thấp. Cơ chế tăng thu hồi dầu lúc này nhờ vào các yếu tố: bay hơi và ngưng tụ

một phần khí; giảm độ nhớt dầu vỉa; tăng lượng khí hòa tan khi áp suất vỉa giảm;

giảm sức căng giữa pha. Hiệu quả các yếu tố này thể hiện qua: độ hòa tan của CO2

trong dầu theo áp suất; hệ số trương nở thể tích dầu khi CO2 hòa tan thêm vào trong

dầu; và giảm độ nhớt dầu vỉa khi có thêm CO2 hòa tan.

1.5.3. Các phương pháp và hạn chế của việc xác định áp suất trộn lẫn tối thiểu

Các phương pháp để xác định MMP trên thế giới được chia thành hai loại

chính: (1) xác định MMP bằng phương pháp thực nghiệm Slimtube trong phòng thí

nghiệm dựa trên hệ số thu hồi thông qua bơm ép; (2) xác định MMP bằng các phần

mềm mô phỏng tính toán. Ví dụ các nghiên cứu thí nghiệm Slimtube [19], thuật toán

tính toán đa ô ([20], 1922), thuật toán một ô tiến và lùi [58], mô phỏng số thành phần

kiểu Slimtube và phương pháp phân tích dựa trên phương pháp đặc tính [28,83]. Có

thể sử dụng thiết bị tăng điểm bọt làm phương pháp thay thế cho slimtube. Tuy nhiên,

38

các phương pháp này đều có nhược điểm nên một số nhà nghiên cứu [99,98] nghi

ngờ về khả năng xác định MMP của cơ chế ngưng tụ/hóa hơi.

Thí nghiệm Slimtube được coi là phương pháp xác MMP một cách chính xác

nếu được thiết kế, thực hiện và diễn giải đúng. Phương pháp này thường tốn kém và

mất thời gian. Thay vào đó, mô phỏng số loại 1D Slimtube có thể được sử dụng để

đánh giá MMP hoặc MME. Phương pháp này thường nhanh hơn nhưng đòi hỏi mô

hình phương trình trạng thái (EOS) được điều chỉnh đúng có khả năng mô hình hóa

hành vi của pha, chẳng hạn như kiểm tra độ trương nở, thí nghiệm tiếp xúc trước

hoặc tiếp xúc sau thí nghiệm MMP. Trong nghiên cứu này, các giá trị MMP được

tính toán bằng chương trình PVT hoặc mô phỏng số 1D bằng mô hình EOS được

điều chỉnh.

Một vấn đề hạn chế của mô phỏng số 1D để xác định MMP là sự trộn lẫn số

học, có thể ảnh hưởng mạnh đến sự khả năng trộn lẫn, thu hồi dầu và ước tính MMP.

Đối với các quá trình ngưng tụ khí nói riêng, một số lượng lớn các hệ thống lưới

thường được sử dụng để có thể ngoại suy cho kết quả không trộn lẫn [15]. Cơ chế

C/V có thể không chính xác nếu có quá ít ô lưới trong các mô phỏng và MMP có thể

bị sai số nhiều.

MMP không trộn lẫn là một tính chất nhiệt động của vỉa chứa dầu đối với khí

bơm ép cụ thể ở nhiệt độ vỉa chứa và không phụ thuộc vào các thông số như tính linh

động của chất lưu. Trong chương này, MMP đề cập đến là MMP không trộn lẫn. Khi

xét cả tính trộn lẫn, nghiên cứu sinh thấy rằng MMP cũng bị ảnh hưởng bởi độ bão

hòa dầu trước khi bơm khí. Mô phỏng, được thực hiện ở áp suất đẩy bằng MMP

không trộn lẫn, cho thấy rằng khi độ bão hòa dầu trước khi bơm khí quá thấp và được

trộn lẫn vật lý, cơ chế C/V có thể không bao giờ phát triển trong quá trình đẩy dầu.

1.5.4. Các yếu tố ảnh hưởng và thuật toán sử dụng cho mô hình mô phỏng cơ

chế bơm ép khí

1.5.4.1. Ảnh hưởng của độ sâu đến kết quả đo MMP

Sự thay đổi MMP theo độ sâu là do sự thay đổi thành phần. Sự thay đổi MMP

39

theo độ sâu có thể được tính bằng cách kết hợp các phép tính đẳng nhiệt tỷ trọng/cân

bằng hóa học (GCE) và thuật toán MMP (ví dụ: thuật toán đa dòng Zick [103]). Đối

với chất lưu ở độ sâu nhất định, theo các gradient thành phần (điều kiện đẳng nhiệt)

có thể tính toán được thành phần các cấu tử và áp suất bão hòa của chất lưu. Thuật

toán MMP sau đó sử dụng thành phần được tính toán và xác định MMP cho một

lượng khí bơm ép nhất định ở nhiệt độ vỉa chứa. Các tính toán này được lặp lại cho

một loạt các chất lưu ở các độ sâu khác nhau và khí bơm ép khác nhau, tạo ra một sơ

đồ tính MMP theo độ sâu.

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

Hình 1.15 cho thấy kết quả tính toán MMP đối với khí bơm ép khô C1N2. Đối

với khí bơm ép này, khả năng trộn lẫn được phát triển theo cơ chế truyền động khí

hóa hơi (VGD) tinh khiết ở mọi độ sâu [107]. Hình 1.15 cho thấy các giá trị MMP

được tính toán cho hệ thống chất lưu được sử dụng trong nghiên cứu này sử dụng khí

đồng hành. Một cơ chế ngưng tụ/bay hơi bắt đầu phát triển cho một vỉa chứa khí ở

độ sâu -3.810m. C/V MMP cho khí phân tách tăng dần theo độ sâu trong vùng dầu.

Nếu khí bơm ép được làm giàu thêm, cơ chế VGD có thể biến mất và chỉ có cơ chế

C/V cho tất cả các chất lưu. Đối với một hệ thống dầu-khí chưa bão hòa được dự

đoán với mô hình GCE đẳng nhiệt, người ta thấy rằng đây là đặc trưng cho sự thay

đổi MMP theo độ sâu [17].

40

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

1.5.4.2. Chất lưu vỉa và mô hình mô phỏng

MMP và độ linh động của chất lưu vỉa sau khi bơm ép khí trộn lẫn/gần trộn

lẫn vào vỉa đều phụ thuộc vào hệ chất lưu vỉa. Hệ hydrocarbon vỉa có thành phần nhẹ

lớn thì khả năng trộn lẫn với các khí bơm ép như khí khô sẽ lớn hơn [23]. Hoặc khi

bơm ép khí trộn lẫn có tỷ lệ hydrocarbon nặng cao thì điểm MMP trong vỉa sẽ thấp

hơn khi bơm ép khí trộn lẫn/gần trộn lẫn có tỷ lệ hydrocarbon nhẹ cao. Nên việc

chính xác thành phần và mô hình hóa chất lưu vỉa hết sức quan trọng trong việc xác

định điểm MMP và nghiên cứu hiệu quả của quá trình bơm ép khí vào vỉa.

Mô hình chất lưu của vỉa chứa được sử dụng trong nghiên cứu thông thường

là Perg Robinson và Soave-Redlich-Kwong (SRK) [97], mô hình độ nhớt sử dụng

Lohrenz-Bray-Clark (LBC) [97]. Số liệu PVT chủ yếu từ các thí nghiệm tiến hành

với các điều kiện P, V, T với dầu và khí vỉa, bao gồm độ nhớt, quá trình tách nhiều

giai đoạn tại các điều kiện tương đương bình tách của hệ thống khai thác thông

thường, các kết quả xác định MMP từ thực nghiệm. Mô hình EOS thành phần được

hình thành ít cấu từ hơn phụ thuộc vào khả năng xử lý của máy tính và chất lưu mỏ.

Thuật toán này sử dụng theo Hearn và Whitson đưa ra [34]. Kết quả của mô hình

EOS 9 thành phần đã mô tả đầy đủ về tất cả các dữ liệu PVT quan trọng, bao gồm

loại bão hòa và vi thể tích trong khu vực gần tới hạn.

41

1.5.4.3. Thành phần khí bơm ép

Thành phần các khí bơm ép khác nhau có thể dẫn đến các giá trị MMP cho

vỉa có giá trị áp suất khác nhau và các cơ chế có thể trộn lẫn/gần trộn lẫn cũng khác

nhau đối với hệ thống chất lưu vỉa.

1.5.4.4. Mô hình độ thấm tương đối

Hình 1.16 cho thấy một tập hợp các đường cong tính thấm tương đối bất biến

được sử dụng trong các mô phỏng. Ở điều kiện gần trộn lẫn, sức căng bề mặt khí-

dầu được dự kiến sẽ ở mức thấp trong khu vực hai pha [99]. Để đánh giá ảnh hưởng

của sức căng bề mặt đối với việc thu hồi dầu, hệ các đường cong thấm pha sẽ được

áp dụng. Các tính toán cho hệ các đường cong thấm pha sẽ thay đổi IFT giữa các pha

và độ nhớt của hệ chất lưu khi xẩy ra quá trình trộn lẫn. Các hệ chất lưu bơm ép có

thành phần khác nhau có thể dẫn đến MMP thực nghiệm/tính toán trên cùng một chất

lưu vỉa có các giá trị khác nhau và các cơ chế trộn lẫn khác nhau đối với mỏ dầu khí

[111].

Hình 1.16: Đường cong thấm pha của hệ chất lưu

1.5.4.5. Áp suất mô phỏng

Phần này áp dụng để mô phỏng 1-D cho mô hình slimtube và mô hình 3-D

cho mô hình thủy động lực học toàn mỏ. Để đảm bảo áp suất đạt các giá trị trộn

lẫn/gần trộn lẫn thì việc mô phỏng bơm ép khí phải đạt được trong các giá trị áp suất.

42

Xác định giá trị MMP cho các loại khí bơm ép khác nhau và ảnh hưởng của các yếu

tố đến khả năng thu hồi dầu được mô phỏng dưới điều kiện áp suất vỉa và các giá trị

áp suất toàn bộ hệ thống thiết bị, mô hình slimtube và mô hình toàn mỏ.

Điều kiện đảm bảo áp suất trên giá trị MMP là cách đánh giá quá trình bơm

ép khí có trộn lẫn/gần trộn lẫn hay không trộn lẫn cho các điều kiện áp suất của vỉa

chứa [45]. Khi trên hoặc bằng áp suất MMP thì điểm tiếp xúc đầu tiên của chất lưu

sẽ được bảo tồn và điều này sẽ dẫn đến hiệu quả thu hồi dầu trộn lẫn (gần 100%) cho

quá trình mô phỏng 1D để xác định điểm MMP.

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

1.5.4.6. Hiện tượng phân tỏa dạng ngón và phân đới tỷ trọng

Về lý thuyết phương pháp bơm ép nước khí luân phiên mang lại hiệu quả thu

hồi dầu cao hơn so với các phương pháp thông thường. Tuy nhiên, thực tế không

phải dự án nào cũng áp dụng thành công, hiệu quả thu hồi dầu giảm bởi hai nguyên

nhân chính: hiện tượng phân tỏa dạng ngón và hiện tượng phân đới tỷ trọng.

Hiện tượng phân tỏa dạng ngón được xác định là dạng mặt tiến và đẩy của

nước hoặc khí xâm nhập vào dầu vỉa dưới dạng phân tỏa hình dạng ngón tay trong

quá trình bơm ép [96]. Hiện tượng phân tỏa dạng ngón chính là hiệu quả quét ngang

của chất lưu đẩy. Hiệu quả quét được tính bằng phần trăm diện tích mà chất lưu đẩy

quét được. Do vậy, diện tích quét sẽ ảnh hưởng đến hiệu quả gia tăng thu hồi. Hiện

43

tượng phân tỏa dạng ngón xảy ra khá thường xuyên trong quá trình bơm ép nước khí

luân phiên (Hình 1.18). Hiện tượng phân tỏa dạng ngón giảm dần theo những nút khí

tiếp theo như thí nghiệm của Jackson (1984) và Andrew (1985).

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

Hiện tượng phân đới tỷ trọng là hiện tượng các chất lưu bị tách từng phần hay

toàn phần trong quá trình bơm ép do sự khác biệt về tỷ trọng giữa các chất. Khí sẽ

dịch chuyển lên nóc vỉa và nước sẽ đi xuống đáy của vỉa, hiện tượng này làm giảm

hiệu quả quét đứng của khí. Đối với bơm ép nước khí luân phiên hay nước khí đồng

thời thì dòng chảy của các chất lưu dưới vỉa bao gồm nước, khí và dầu. Chính sự

khác biệt về tỷ trọng mà xảy ra hiện tượng phân đới tỷ trọng. Khí sẽ có khuynh hướng

quét phía trên nóc vỉa và nước thì quét phía đáy vỉa. Hiện tượng phân đới tỷ trọng

trong bơm ép nước khí luân phiên được thể hiện như hình 1.19.

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

44

1.5.4.7. Yếu tố ảnh hưởng đến độ ổn định giữa các nút dung môi bơm ép

Độ ổn định giữa các nút bị ảnh hưởng bởi tốc độ bơm ép và khả năng đẩy của

dung môi bơm ép đối với dầu vỉa. Quá trình thay thế pha không ổn định sẽ dẫn đến

hiệu quả thu hồi dầu thấp hơn kỳ vọng [26]. Độ ổn định được nghiên cứu nhiều trên

các chương trình mô phỏng và hầu hết chỉ ra rằng tốc độ bơm ép càng cao thì hiệu

quả thu hồi dầu sẽ tăng cao tương ứng. Hiện tượng không ổn định này bắt nguồn từ

việc độ nhớt của khí bơm ép ở điều kiện vỉa thường nhỏ hơn rất nhiều so với pha

lỏng. Điều đó dẫn đến hiệu quả quét của nút khí kém và có xu hướng dịch chuyển

nhanh hơn nút lỏng. Như vậy, chế độ làm việc tối ưu là nút khí và nước sẽ dịch

chuyển cùng tốc độ hay dung môi dịch chuyển ở chế độ ổn định.

Trong thực tế, để xác định chính xác tốc độ dịch chuyển của từng pha trong

quá trình chảy là khó khăn do sự ảnh hưởng của tính chất đá chứa, độ linh động của

chất lưu và trọng trường của trái đất. Quá trình thay thế pha diễn ra liên tục, do đó

độ bão hòa của chất lưu trong môi trường rỗng sẽ thay đổi, yếu tố chính ảnh hưởng

đến độ thấm pha tương đối. Do vậy, để xác định tốc độ bơm ép tối ưu cần có chương

trình nghiên cứu trên thực nghiệm và mô phỏng cho đối tượng thử nghiệm.

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

45

1.5.4.8. Yếu tố ảnh hưởng đến sơ đồ hệ thống giếng thử nghiệm

Để đảm bảo kết quả thử nghiệm WAG thành công, lựa chọn khu vực và hệ

thống giếng thử nghiệm cần được xem xét kỹ lưỡng. Các giếng bơm ép được lựa

chọn dựa trên các tiêu chí như: độ sâu, cấu trúc vỉa chứa, tính chất vật lý thạch học

như độ rỗng, độ thấm của vỉa chứa [47]. Độ sâu lớn sẽ tăng chi phí đầu tư bơm ép

cũng như giá thành để nâng chất lưu lên mặt đất. Tính chất đồng nhất của vỉa chứa

đóng vai trò quan trọng vào hiệu quả bao quét. Mức độ giảm bao quét nước do bất

đồng nhất của vỉa chứa khiến dầu bị bỏ lại làm giảm hiệu quả tăng thu hồi dầu. Thông

thường, trên thế giới mạng lưới 5 điểm là khá điển hình và cho hệ số bao quét vỉa

chứa là lớn nhất. Tuy nhiên, cần lưu ý rằng các mỏ dầu ở Việt Nam đều ở ngoài biển

với không gian hạn chế và cấu trúc địa chất phức tạp. Do vậy, việc lựa chọn mạng

lưới giếng hợp lý sẽ giúp tăng hiệu quả thử nghiệm và tăng hiệu quả kinh tế của dự

án. Hầu hết các mỏ dầu khai thác ở Việt Nam có mạng lưới giếng là 5 điểm, với vị

trí giữa các giếng thường cách nhau từ 300 - 500 m. Đây cũng là những thuận lợi ban

đầu cho thử nghiệm WAG, đảm bảo hiệu quả bao quét về diện và gia tăng hệ số thu

hồi dầu.

1.5.4.9. Ảnh hưởng bởi thông số áp dụng bơm ép WAG

Độ lớn của nút bơm ép được xác định thể tích bơm ép cho mỗi nút bơm ép.

Thông thường thể tích mỗi nút được tính như là phần trăm thể tích lỗ rỗng vỉa (PV)

hay thể tích chứa dầu vỉa (HC-PV). Tổng lượng khí dùng cho bơm ép được tính bằng

tổng thể tích của các nút bơm ép.

Kích cỡ của một nút khí trong bơm ép khá quan trọng trong bơm ép nước khí

luân phiên. Nếu nút khí quá lớn thì việc bơm ép nước khí luân phiên như bơm ép khí

trộn lẫn dẫn tới hiện tượng phân tỏa dạng ngón và hiện tượng phân đới tỷ trọng [27].

Phần lớn các nghiên cứu và các kết quả áp dụng trên mỏ là các nút khí áp dụng vào

khoảng 5% đến 10% PV. Trong phạm vi nghiên cứu này, hệ số thu hồi dầu (THD)

sẽ trình bày dưới dạng tỷ số thể tích nước với 1 thể tích khí. Về mặt lý thuyết, nếu

bơm ép đúng tỷ lệ nước và khí sẽ tăng hiệu quả tối đa hiệu suất quét và đẩy của khí

46

[88]. Với tỷ lệ hợp lý, nước và khí tại mặt tiến đẩy dịch chuyển cùng tốc độ, đây

chính là tỷ số tối ưu.

Tuy nhiên, việc lựa chọn tỷ số nào để áp dụng cho một đối tượng nào đó cần

phải khảo sát dựa trên đặc tính thực của vỉa đó [109]. Trong khá nhiều nghiên cứu

trước đây, tỷ số luân phiên nước - khí là 1:1 thường áp dụng trong trường hợp không

đạt tỷ số tối ưu (Hình 1.21).

Hình 1.21: Ảnh hưởng của bơm ép NKLP đến hiệu qủa thu hồi dầu trên mô hình 5 điểm dính ướt nước

1.5.4.10. Ảnh hưởng của độ dính ướt lên hiệu quả thu hồi dầu

Tính dính ướt của đất đá giữ vai trò quan trọng ảnh hưởng đến tính chất dòng

chảy của đất đá [26]. Các kết quả nghiên cứu trước đã chỉ ra bơm ép KNLP cho hiệu

quả cao hơn đối với trường hợp dính ướt dầu, tiếp đến là hỗn hợp và dính ướt nước.

Đối với mô hình dính ướt nước sau khi bơm ép nước dầu chủ yếu bị bẫy tại các cổ

họng của kênh rỗng nhỏ và một phần các kênh rỗng lớn. Điều này có thể lý giải do

các kênh rỗng nhỏ có bán kính kênh rỗng nhỏ, nước bị giữ lại do tính ưa nước của

đất đá, do vậy dầu bị bẫy lại do kích thước lớn hơn cổ họng và sự đứng yên của nước

(Hình 1.22).

47

Hình 1.22: Dầu dư trong đất đá dính ướt nước

Việc áp dụng bơm ép nước khí luân phiên sẽ làm thay đổi sự phân bố của các

chất lưu trong lỗ rỗng đã tạo cho khí có những đường di chuyển mới trong lỗ rỗng

và tiếp cận được với dầu đang bị bẫy lại. Bởi vì khí cũng là pha không dính ướt nên

khí sẽ có khuynh hướng dịch chuyển vào những kênh rỗng lớn hơn và dịch chuyển

tại tâm của các kênh rỗng. Ngoài ra, do bơm ép nước khí luân phiên nên luôn có sự

thay đổi áp suất khi chuyển từ bơm ép khí sang bơm ép nước và ngược lại, một lượng

dầu dư không nhỏ trong lỗ rỗng cũng dịch chuyển được mà không cần phải tiếp xúc

với nước hay khí bơm ép.

1.5.4.11. Ảnh hưởng của tính chất đá chứa đến hiệu quả thu hồi dầu

Theo các nhà địa chất, phần lớn các vỉa dầu đều ngập trong nước trong quãng

thời gian dài thông qua quá trình lắng đọng trầm tích [31]. Chính vì vậy, vỉa dầu

thường không đồng nhất và có cấu tạo rất phức tạp, không đồng đều về độ thấm và

độ rỗng theo các hướng khác nhau. Có thể tạm tách làm 2 ảnh hưởng chính là ảnh

hưởng của tỷ số thấm đứng (Kv/Kh) và ảnh hưởng của phân lớp lên hiệu quả thu hồi

dầu.

1.5.4.12. Ảnh hưởng độ bất đồng nhất theo phương thẳng đứng

Thấm đứng là một thông số rất quan trọng ảnh hưởng trực tiếp đến hiện tượng

phân đới tỷ trọng bằng cách cản trở khí dịch chuyển lên nóc vỉa [95]. Thông thường

tỷ số Kv/Kh thường được áp dụng khi nghiên cứu ảnh hưởng của thông số này. Tỷ số

Kv/Kh càng thấp thì hiệu suất quét đứng càng cao dẫn đến hiệu suất thu hồi dầu càng

48

cao. Kết quả cho thấy bơm ép luân phiên nước khí trộn lẫn đạt hiệu qủa thu hồi dầu

cao đối với vỉa bất đồng nhất do hiệu suất quét đứng tốt hơn. Với các loại vỉa có độ

thấm đứng khác nhau cho kết qủa thu hồi dầu khác nhau (Hình 1.23).

Nói tóm lại, tỷ số thấm đứng có ảnh hưởng lớn lên hiệu quả thu hồi dầu do

làm giảm ảnh hưởng của hiện tượng phân đới trọng lực. Chính vì vậy tỷ số thấm

đứng rất quan trọng trong việc đánh giá chính xác hiệu qủa các phương pháp bơm ép

khí nói chung và bơm ép luân phiên nước khí nói riêng.

Hình 1.23: Ảnh hưởng của tỷ số Kv/Kh đến hiệu qủa thu hồi dầu trên các mô hình bất đồng nhất

1.5.4.13. Ảnh hưởng của phân lớp lên hiệu quả thu hồi dầu

Trong các vỉa dầu thường diễn ra sự phân lớp và cũng là một dạng của thấm

đứng. Các lớp bao gồm các tập cát kết có độ thấm cao, những tập cát có độ thấm

thấp, tập sét không có độ thấm và các tập sét không liên tục là các loại phân lớp chính.

Theo các nghiên cứu về bơm ép nước khí luân phiên trên các mô hình này cho thấy

với mỗi lớp phân bố khác nhau, tương tác giữa các dòng chảy trong vỉa sẽ khác nhau.

Trong trường hợp vỉa có 3 lớp có độ thấm khác nhau, các vỉa phân lớp có tập thấm

cao sẽ không có ảnh hưởng nhiều đến lượng dầu thu hồi khi áp dụng bơm ép luân

phiên nước khí. Khi hai tập trên cùng có độ thấm cao, lớp dưới cùng có độ thấm thấp

thì khí sẽ dịch chuyển phần lớn trên các tập thấm cao và hiện tượng bao quét dầu ở

49

tập dưới rất ít. Ngược lại, nếu tập thấm cao ở phía dưới thì phần lớn lượng khí sẽ

dịch chuyển ở tập này sau đó dịch chuyển lên đỉnh của tập này và tiếp tục xâm nhập

xuyên qua các tập có độ thấm thấp phía trên. Kết quả cho thấy hiệu quả thu hồi dầu

trong trường hợp này cao hơn do khí quét được nhiều diện tích hơn, kết quả nghiên

cứu được trình bày ở hình 1.24.

Tính chất vỉa là một yếu tố quan trọng ảnh hưởng tới hiệu quả thu hồi dầu

trong bơm ép nước-khí luân phiên, ảnh hưởng của phân bố vị trí của các vỉa thấm

rỗng có độ thấm rỗng khác nhau ảnh hưởng rõ ràng lên hiệu qủa thu hồi dầu. Do vậy,

khi nghiên cứu chi tiết để đánh giá hiệu qủa của việc áp dụng bơm ép khí lên mỏ, sự

phân bố này cần phải quan tâm đến.

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

Kết luận

Nhìn chung, phương án bơm ép luân phiên nước khí đã được áp dụng ở rất

nhiều nơi trên thế giới, với điều kiện địa chất và mô hình phát triển khai thác mỏ

tương tự như ở Việt Nam [2,8]. Dựa trên thống kê các dự án nâng cao hệ số thu hồi

dầu trên thế và các đánh giá yếu tố ảnh hưởng và cơ chế của các quá trình bơm ép

nâng cao thu hồi dầu ở trên cho thấy phương pháp bơm ép luân phiên nước - khí là

phù hợp với tính chất địa chất, tính chất đá chứa, tính chất lưu thể, điều kiện khai

thác ngoài biển của các mỏ dầu khí ở Việt Nam và có thể đem lại hiệu quả nâng cao

hệ số thu hồi dầu cao nhất. Để khắc phục các vấn đề còn thiếu hoặc chưa hoàn chỉnh

50

của các nghiên cứu trước đây trên thế giới và ở Việt Nam, NCS đưa ra mục tiêu

nghiên cứu:

➢ Nghiên cứu và lựa chọn phương pháp bơm ép nâng cao hệ số thu hồi dầu phù

hợp cho đối tượng trầm tích Mioxen, mỏ Sử Tử Đen, Bể Cửu Long.

➢ Nghiên cứu, xây dựng phương pháp luận và mô hình mô phỏng bằng phần

mềm để dự báo chính xác điểm áp suất trộn lẫn tối thiểu (MMP) cho quá trình bơm

ép khí từ kết quả thực nghiệm trong phòng thí nghiệm. So sánh độ chính xác của các

phương pháp để xác định MMP: tiến hành thực nghiệm trong phòng thí nghiệm; mô

phỏng bằng phần mềm PVT và mô hình mô phỏng thủy động lực học “slimtube”.

➢ Nghiên cứu đánh giá và lựa chọn thành phần khí tối ưu cho phương pháp bơm

ép nước-khí luân phiên với điều kiện thực tế mỏ.

➢ Nghiên cứu và xây dựng mô hình thành phần cho toàn mỏ và đánh giá cơ chế

trộn lẫn/gần trộn lần/không trộn lẫn tại mỏ thực tế với các yếu tố ảnh hưởng như tính

bất đồng nhất trong vỉa, bão hòa dầu/khí/nước trong vỉa, thay đổi áp suất-nhiệt độ

vỉa trong quá trình khai thác, thay đổi thành phần hệ chất lưu trong quá trình khai

thác và bơm ép để nâng cao hệ số thu hồi dầu.

➢ Xây dựng các phương án bơm ép để nâng cao hệ số thu hồi dầu và tối ưu khai

thác để đánh giá hiệu quả kinh tế-kỹ thuật của phương pháp bơm ép luân phiên nước-

khí so với các phương pháp bơm ép thông thường đang áp dụng.

➢ Đánh giá và chứng minh có thể áp dụng các phương pháp nâng cao hệ số thu

hồi dầu bằng bơm ép khí dưới trộn lẫn (gần trộn lẫn) và giải pháp bơm ép luân phiên

nước-khí rất phù hợp với cấu trúc vỉa chứa, tính chất lưu thể vỉa và tính chất đá vỉa

của tầng Mioxen, mỏ Sư Tử Đen trên mô hình mô phỏng thành phần.

➢ Chứng minh trên mô hình thành phần, giải pháp bơm ép luân phiên nước-khí

có thể gia tăng thu hồi dầu cao nhất và phù hợp nhất với đối tượng Mioxen hạ của

mỏ Sư Tử Đen cả yếu tố kinh tế và kỹ thuật.

51

CHƯƠNG 2: NGHIÊN CỨU LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP NÂNG CAO HỆ SỐ THU HỒI DẦU PHÙ HỢP CHO ĐỐI TƯỢNG MIOXEN, MỎ SỬ TỬ ĐEN

Giới thiệu về mỏ Sư Tử Đen

Lô 15-1 thuộc Bể Cửu Long, thềm lục địa Việt Nam có diện tích ban đầu

khoảng 4.634 km2, thuộc bồn trũng Cửu Long, cách thành phố Hồ Chí Minh khoảng

180 km về phía Đông Nam. Công ty Liên doanh Điều hành Cửu Long (CLJOC) được

thành lập vào ngày 26/10/1998 để điều hành các hoạt động dầu khí trong diện tích

Hợp đồng chia sản phẩm Dầu khí Lô 15-1.

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

Mỏ Sư Tử Đen nằm ở phía Đông Bắc của Lô 15-1 và là cấu trúc lớn nhất

trong diện tích Lô. Đây là một chuỗi móng cổ nhô cao dạng bậc thang hoặc có thể

coi như các “đồi chôn vùi”, thành tạo trong thời kỳ tách giãn của bồn trũng trước

Oligoxen sớm, với các khối khép kín trong trầm tích lục nguyên bao phủ Oligoxen

trên, Oligoxen dưới và Mioxen giữa, điều này đặc biệt thể hiện rõ ở cấu trúc Sư Tử

Đen.

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

Cấu trúc Sử Tử Đen cũng có hướng Đông Bắc - Tây Nam, tạo nên bởi các đứt

52

gãy thuận (trượt theo hướng đổ của đứt gãy). Hầu hết các đứt gãy đổ theo hướng từ

Đông sang Tây tạo ra các bán địa hào với sự phát triển của các nhịp địa tầng của tập

Oligoxen trên E, B và một phần của C, liên quan tới sự dịch chuyển của các khối đứt

gãy. Các dấu hiệu cho thấy hoạt động đứt gãy theo hướng Đông Tây vào thời kỳ sau

của một phần bể thứ cấp này không mạnh mẽ. Hầu hết các đứt gãy xác định cấu trúc

đều kết thúc trong thời kỳ Oligoxen sớm, trong khi cấu trúc Sử Tử Đen được hình

thành sớm hơn quá trình lắng đọng trầm tích tạo nên tập sét D tuổi Oligoxen. Tuy

nhiên, vẫn có các đứt gãy yếu hoạt động trong thời kỳ Mioxen muộn (Hình 2.1).

Đới nâng trong phần móng của cụm mỏ Sư Tử Đen có chiều cao lớn nhất

khoảng 1.500m, có điểm tràn của cấu tạo ở chiều sâu khoảng 4.000mTVDss trong

phạm vi 150 km2 diện tích hợp đồng và tổng thể tích khối nâng khoảng 82 triệu acre-

ft (331 ngàn km2). Thành phần thạch học chính của đá móng Sư Tử Đen là granit,

tiếp đến là Quartz Monzonite, Quartz Monzodiorite, Monzodiorite, Diorite và các

thể xâm nhập. Hiện nay, dầu tại khu vực Sư Tử Đen được khai thác từ tầng đá móng

nứt nẻ (như các mỏ lân cận như mỏ Bạch Hổ, Ruby và Rạng Đông). Các tầng chứa

trầm tích Mioxen hạ B10 và Oligoxen C30 bao trùm lên các đỉnh của cấu tạo Sư Tử

Đen. Các cấu tạo có dạng khép kín 3 chiều bị chặn bởi đứt gãy.

Tập sét Oligoxen D là đá nguồn chủ đạo cho toàn bể trầm tích và cụm các mỏ

Sư Tử. Oligoxen được xác định là giàu thành phần hữu cơ là tiềm năng xuất sắc cho

việc thành tạo của hydrocarbon. Khu vực bể chứa đá mẹ chính nằm ở trung tâm bể

trầm tích về phía Đông Nam cụm mỏ Sư Tử. Thời điểm thành tạo dầu vào khoảng

Mioxen giữa đến Mioxen muộn. Các cấu tạo móng Sư Tử Đen chủ yếu được hình

thành trước kỷ Oligoxen kịp thời để các hydrocarbon di cư và tích tụ. Các cấu tạo

lớp phủ Sư Tử Đen Oligoxen và Mioxen hạ được hình thành trong thời kỳ chín của

hydrocarbon. Tầng đá móng được bao bởi tập sét Oligoxen D dày, cả chiều đứng lẫn

phương ngang, với 340-600m sét nằm trực tiếp ngay trên mặt đá móng nút nẻ và

phong hóa. Lớp sét Rotalia của Mioxen hạ là lớp phủ xuất sắc cho các tầng cát mỏng

B9, B10 và cung cấp các lớp ngăn đứt gãy với bề dày khoảng 20m. Ở phần thấp hơn

của Mioxen Hạ và trong tầng Oligoxen, lớp bao bằng các tầng sét đan xen có khả

53

năng giữ kém hơn và vì vậy có nhiều rủi ro hơn về khả năng các tầng chứa này được

bao bọc tốt bằng các đứt gãy.

Trong mỏ Sư Tử Đen có 3 loại vỉa chứa chính bao gồm: đá móng nứt nẻ trước

kỷ Đệ Tam, vỉa trầm tích Mioxen hạ B10, B9, B15 và Oligoxen trên C30 (Hình 2.2).

Hình 2.2: Cột địa tầng mỏ Sư Tử Đen

54

Tầng cát kết B9 đối tượng Mioxen hạ bao gồm các tập cát mỏng, độ hạt từ

mịn tới trung bình, môi trường thành tạo là sự mở rộng các khe nứt đầm phá ven

sông. Tổng chiều dày của tập cát của tầng B9 là 0,2 - 0,3m (SD-1X, SD-2X), 1m

(SD-3X), 0,5 - 2m (SD-1P, 3P, 5P, 6PST, 8I), đến 8,6m trong SD-1X. Tỷ trọng trung

bình dầu 36o API thu được từ quá trình đo MDT của giếng SD-2X. Số liệu mẫu lõi

tập B9 tại giếng SD-2X, SD-3X cho thấy chất lượng vỉa chứa tốt với độ rỗng 16,6

tới 30,6%, độ thấm từ 3 tới 1.300mD (Hình 2.3).

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

Tầng cát kết B10 được phát hiện tại các giếng SD - 1X, SD - 2X, SD -3X, SD

- 4X, SD - 5X, SD - 6X, các giếng bơm ép và khai thác từ SD - 1P tới SD - 28P. Hiện

tại dầu đang được khai thác từ tập này tại các giếng SD - 10P, SD - 11P, SD - 14P,

SD - 15P, SD - 20P, SD - 23P, SD - 26P, SD - 27P và SD - 28P. Tầng bao gồm các

tập cát kết mỏng xếp chồng lên nhau, cát có màu xám nhạt đến xám oliu, màu nâu

nhạt đến màu nâu sẫm, dạng khối lớn, tương đối bở rời, độ hạt thay đổi từ mịn tới

thô trong phần trên của đối tượng, rất mịn tới mịn trong phần dưới. Chiều dày tầng

sản phẩm từ 10 - 16m, được xác định từ kết quả đo địa vật lý giếng khoan và kết quả

minh giải từ quá trình đo DST của các giếng SD - 1X, SD - 2X và SD - 3X. Giá trị

55

đỗ rỗng trung bình từ 25 - 29,6% và độ bão hòa nước trung bình 26 - 36,2%. Toàn

bộ tầng cát kết B10 tại giếng SD-1X và SD-3X được lấy mẫu và các chỉ số công nghệ

mỏ được đo từ tất cả các mẫu này. Kết quả phân tích mẫu chỉ ra tính chất vật lý rất

tốt với độ rỗng cao (27,6-28,1%), độ thấm (2,2-3,0 Darxy). Lưu lượng dòng dầu thu

được từ quá trình thử vỉa giếng SD-1X, SD-2X và SD-3X còn cho thấy độ thấm có

thể lên tới 7 Darcy. Tập B10 được đánh giá là có tiềm năng nhất trong đối tượng

Mioxen hạ, và các số liệu công nghệ mỏ được sử dụng để xây dựng mô hình thủy

động lực của đối tượng Mioxen hạ mỏ Sử Tử Đen Tây Nam.

Tầng B15 được phát hiện trong các giếng thăm dò và khai thác: G-1X, SD-

2X, SD-2X Pilot, SD-2X-ST, SD-1P, SD-6P-ST1, SD-7P, SD-9I, SD-18P, SD-21P

& SD-25P (Hình 2.4).

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

Tính chất đá vỉa và hệ chất lưu vỉa

2.3.1. Tính chất đá chứa tầng Mioxen hạ

Mẫu lõi đã được lấy cho phân tích phòng thí nghiệm từ các giếng SD-2X và

56

SD-3X. Các tính chất đá chứa được xác định ở các điều kiện nhiệt độ và áp suất

(Ambient với NOB=800 Psi, điều kiện Net Overburden Pressure = 3151 Psi). Tổng

số 33 mẫu lõi được phân tích và cho kết quả phân tích với độ rỗng từ 19-33% (trung

khoảng 30%), độ thấm rất cao thể hiện tính chất vỉa chứa rất tốt từ 400-7600 mD [3

HIIP 2011]. Kết quả phân tích được liệt kê trong bảng 2.1 sau:

Bảng 2.1: Kết quả phân tích mẫu lõi giếng SD-2X và SD-3X ([3] HIIP 2011)

Điều kiện Ambient (NOB=800psi)

Giếng Mẫu

Độ sâu (m)

Tỷ trọng hạt (G/cm3)

Độ rỗng (%)

Độ rỗng (%)

SD-2X

SD-3X

Điều kiện Net Overburden Pressure (NOB=3151psi) Độ thấm (mD) 1284 3952 2143 3336 2063 3308 4402 3734 3689 507 3148 390 20 1272 5597 4041 2236 850 2283 5076 7306 4076 3,4

26,2 31,7 29,3 30,1 27,3 31,1 31 30,1 30,6 28,3 30,2 27,4 18,7 30 31 29,7 28,7 27,1 28,7 29,3 28,9 27,6 18,8

Độ thấm (mD) 1367 4094 2224 3429 1979 3426 4533 3841 3805 531 3222 391 21 1320 5668 4146 2276 896 2359 5370 7675 4236 3,9

2,63 2,65 2,63 2,62 2,64 2,65 2,64 2,62 2,64 2,63 2,65 2,64 2,64 2,62 2,61 2,61 2,61 2,62 2,61 2,62 2,61 2,6 2,62

4H 7H 18H 21H 25H 27H 30H 32H 38H 41H 48H 55H 10H 12H 16H 30H 37H 40H 46H 50H 53H 56H 59H

1888,44 1889,47 1893,08 1894,08 1895,48 1896,19 1897,11 1897,56 1899,07 1899,78 1901,64 1903,64 1748,42 1749,3 1761,26 1765,76 1768,09 1769,1 1771,15 1772,26 1772,76 1773,48 1774,07

26,8 32,1 29,6 30,4 27,7 31,6 31,2 30,4 31 28,6 30,6 27,7 19 30,4 31,5 30,1 29 27,5 29,1 29,8 29,4 28 19,2

Phân tích thực nghiệm để xác định hệ số nén chung của tầng chứa được tiến

hành trên 23 mẫu lõi. Kết quả phân tích cho giá trị từ 4,5 tới 11,9xE-6 (psi-1) (với áp

57

suất hông từ 4.000 tới 5.000 psi NOB-Net Overburden Pressure trung bình khoảng

9,89 E-6 (psi-1).

Kết quả nghiên cứu trên mẫu lõi được đối chiếu với kết quả minh giải log,

một số mẫu lõi được lấy ở phần có chứa nhiều sét nên có độ rỗng và thấm rất thấp.

Độ sâu và vị trí lấy mẫu lõi của giếng SD-2X và SD-3X được thể hiện trong hình

2.5.

Hình 2.5: Vị trí các điểm lấy mẫu lõi phục vụ phân tích đặc biệt [3, FDP 2011]

Hệ đường cong thấm pha tương đối của nước-dầu, độ bão hòa nước ban đầu,

độ bão hòa dầu dư được thể hiện trong Hình 2.6 và 2.7 [3,FDP 2011].

Swi = 0,18 kro@Swi = 1,00

Sorw = 0,20 krw@Sorw = 0,24

Trong đó:

- Swi: bão hòa nước ban đầu - Sorw: bão hòa dầu dư - Kro@Swi: độ thấm tương đối của dầu ở điểm nước ban đầu - Krw@Sorw: đột hấm tương đối của nước ở điểm bão hòa dầu dư

58

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

Hình 2.7: Đường cong thấm pha dầu nước đối tượng Mioxen hạ B10 [3]

Quan hệ độ rỗng- độ thấm của tầng Mioxen được thể hiện trong Hình 2.8.

Hình 2.8: Quan hệ rỗng thấm của đối tượng Mioxen [3, FDP 2011]

59

Đường cong áp suất mao dẫn và điểm nước ban đầu thấp nhất đạt 17% đã

chứng minh tính chất vỉa rất tốt của đối tượng Mioxen hạ.

Hình 2.9: Áp suất mao dẫn đối tượng Mioxen [3, FDP 2011]

Hình 2.10: Quan hệ rỗng thấm của đá chứa đối tượng Mioxen hạ [3]

2.3.2. Tính chất hệ chất lưu vỉa của đối tượng Mioxen hạ

Quá trình thử vỉa DST tại 03 giếng SD-1X, SD-2X, SD-3X cho lưu lượng

dòng lớn nhất từ 4,662 đến 6,443 thùng dầu trên ngày. Các mẫu chất lưu (dầu-khí-

nước) được lấy tại các vị trí đáy giếng, miệng giếng và qua hệ thống tách sơ bộ lỏng-

khí đã được mang đi phân tích để xác định tính chất của hệ chất lưu vỉa, mẫu SD-

13PS được lấy sau này để so sánh. Tính chất của dầu vỉa tầng Mioxen được đưa ra

trong bảng 2.2 và hệ số thể tích, tỷ số khí hòa tan (Hình 2.11 và 2.12).

60

Bảng 2.2: Đặc tính dầu tại điều kiện vỉa [3, FDP 2017]

Tính chất SD-1X SD-2X SD-3X SD-13PST

Tỷ trọng API 34,7 35,5 35,4 35.9

Áp suất điểm bọt (psia) 1155 1275 1060 1079

GOR (scf/stb) 364 364 314 356

1,24 1,27 1,23 1,24

0,907 0,825 0,88 0,78 Hệ số thể tích dầu thành hệ Boi tại áp suất vỉa Pr = 2.500 psi Độ nhớt dầu tại điều kiện vỉa (cP)

Hình 2.11: Hệ số thể tích thành hệ Bo, [3, FDP 2017]

Hình 2.12: Tỷ số khí hòa tan, [3, FDP 2017]

61

Kết quả phân tích cho thấy sự khác nhau giữa tính chất lưu thể tại các khối

trong cùng một đối tượng. Các thông số từ giếng SD-2X và SD-3X lần lượt sử dụng

dữ liệu đầu vào cho mô hình thủy động lực tại 2 vùng Trung tâm và vùng Tây Nam.

Tính chất dầu-khí với API từ 34-37, áp suất điểm điểm bọt từ 1079-1275, tỷ

số khí dầu từ 314-364 cho thấy dầu- khí của tầng Mioxen thuộc dạng dầu khá nhẹ

và phù hợp với các phương pháp bơm ép nâng cao hệ số thu hồi như : N2, Flue Gas,

Khí hydrocacbon, Khí CO2-trộn lẫn. Các phương pháp như bơm ép khí không trộn

lẫn hoặc hóa phẩm (Alkaline/Surfactant Polymer/Polymer) đều có thể áp dụng tuy

nhiên tính ưu tiên thấp hơn do yếu tố nhiệt độ và áp suất của vỉa chứa [62,Tabek]..

Mẫu nước được lấy tại các giếng SD-2X và SD-3X, kết quả phân tích cho

thấy tỷ trọng cao hơn 1 g/cc và độ nhớt khá cao so với nước vỉa thông thường nên có

khả năng bị nhiễm bẩn bởi dung dịch khoan. Mẫu nước từ SD-13PST được lấy năm

2013 cho kết quả phân tích phù hợp nhưng có khả năng bị ảnh hưởng của quá trình

phối trộn với nước bơm ép.Các thông số nước vỉa của Mioxen hạ trong điều kiện vỉa

được tóm tắt trong bảng sau:

Bảng 2.3: Tính chất nước vỉa tầng Mioxen hạ, [3, FDP 2011)

Tính chất

Hàm lượng muối (mg) SD-2X 44.620 SD-3X 40.214 SD-13PST Không có

Hàm lượng Cloride (mg) 24.317 22.263 26.557

Độ nhớt tại 25 0C (Cst.) 3.3 3.84 0.98

Tỷ trọng tại 20 0C (g/cc) 1.029 1.028 1.029

Nồng độ pH 6.8 7.15 7.4

Trữ lượng dầu khí tại chỗ và trữ lượng dầu khí thu hồi

Dựa trên các thống số đánh giá từ ranh giới dầu-nước, mức độ sét hóa, thể

tích, nước bão hòa, hệ số thể tích thành hệ … trữ lượng dầu khí tại chỗ của các vỉa

chứa trầm tích của mô hình được tính toán bằng phương pháp thể tích sử dụng mô

phỏng Monte-Carlo [3,HIIP 2013].

Kết quả minh giải địa chất cho thấy tập B10 của tầng Mioxen có 02 đứt gẫy

62

chia thành 3 khối (khối chính ở khu vực giếng SD-1X, khối ở khu vực SD-3X/6X và

khối SD-4X/5X). Kết quả nghiên cứu cũng chỉ ra sự liên kết ở đây rất kèm, độ dầy

thân cát khoảng 10-16m . Khối đứt gãy G-1X không bao gồm trong tính toán trữ

lượng cho tập B10. Ranh giới dầu-nước được xác định ở -1729.5 mTVDss cho khối

SD-1X, -1735 mTVDss cho khối SD-3X và dự tính ở -1747.5 ở khối SD-4X.

Gradient của dầu theo kết quả giếng khoan cho thấy xu hướng tăng từ 0.33-0.34 psi/ft

và gradient của nước từ 0.44-0.47 psi/ft được sử dụng để xác định ranh giới dầu

nước.

Tập B10 của tầng Mioxen trong cấu trúc mỏ Sử Tử Đen có các thân cát rất

mỏng và bao gồm vùng bẫy nhỏ. Mắc dù tính chất vỉa rất tốt, cát xuất hiện liên tục

trong cả cấu trúc Sư Tử Đen nhưng sự thật các giếng đều nằm ở vùng trung tâm của

phần phía tây nam của mỏ. Điều này có nghĩa rằng các rủi ro vẫn tồn tại rất nhiều ở

vùng phía bắc. Các thông số tính toán được lựa trọng trên tất cả các số liệu có sẵn sẽ

làm giảm thiếu rui ro đến mức tối thiểu. Khoảng khai thác của B10 là từ 10-15m với

04 thân cát chính (A,C,E và G).

Hình 2.13: Sơ đồ cấu trúc nóc tầng sản phẩm B10 - Khu vực SD-1X và SD-3X [3, HIIP 2013]

63

Hình 2.14: Sơ đồ cấu trúc nóc tầng sản phẩm B10 – Khối SD-4X/5X

Trữ lượng khí tại chỗ trong vỉa được tính từ trữ lượng dầu tại chỗ ở bảng 2.4

và sử dụng tỷ số khí dầu với giá trị 364 scf/stb của kết quả phân tích PVT.

Bảng 2.4: Trữ lượng dầu tại chỗ đối tượng Mioxen Hạ [3]

Khu vực Cấp trữ lượng Trữ lượng dầu tại chỗ (triệu thùng) P50 P90 P10

3X-6X P1 29 33 37

P1 147 159,1 171,8 SD-1X P2 37,9 44,5 51,8

Tổng 2P 213,9 236,6 260,6

Bảng 2.5: Trữ lượng khí đồng hành và tại chỗ đối tượng Mioxen Hạ [3]

Khu vực Cấp trữ lượng

Khí đồng hành và tại chỗ (triệu thùng) P50 P10 P90

3X-6X P1 9,51 10,82 12,14

P1 64,97 70,32 75,94 SD-1X P2 16,75 19,67 22,9

Tổng SD-1X và SD-3X 2P 91,24 100,82 110,97

SD-4X P1 10,67 11,81 12,9

64

So sánh các phương pháp tính toán trữ lượng cho khối SD-1X và khối SD-3X

bằng mô hình địa chất 3D cũng cho kết quả tương tự được đưa ra trong bảng sau.

Bảng 2.6: Trữ lượng dầu tại chỗ bằng mô hình địa chất 3D

Khu vực SD-1X SD-3X/6X Cấp trữ lượng Xác minh + Có khả năng 2P Xác minh Dầu tại chỗ (tr.thùng) 206,53 29,65

Trữ lượng dầu khí thu hồi dược tính theo phương pháp truyền thống sau :

Trữ Lượng dầu Thu hồi = (Trữ lượng Dầu tại chỗ) x (Hệ số Thu hồi)

Trữ Lượng khí Đồng hành = (Trữ lượng Dầu Thu hồi) x (Tỷ số Khí/Dầu)

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

Dầu tại chỗ (triệu thùng) 236,6 Dầu thu hồi (triệu thùng) 91,8 Hệ số thu hồi tại chỗ (%) 39

Hiện trạng khai thác của mỏ Sử Tử Đen

Hiệu quả khai thác của tầng Mioxen vượt so với dự kiến do có nguồn năng

lượng hỗ trợ từ các đới ngập nước ở rìa của cấu tạo. Theo kết quả minh giải địa vật

lý thì khả năng cung cấp mạnh nhất theo hướng bắc – tây bắc. Kết quả hỗ trợ áp suất

vỉa từ nước nội tại ở rỉa làm giảm quá trình suy giảm áp suất và gia tăng thu hồi dầu

được thể hiện ở giai đoạn 2007-2011, hệ số khai thác của giếng rất cao (khoảng 20

bopd/psi), tuy nhiên mức độ ngập nước cũng tăng theo. Tầng Mioxen khai thác tại

03 khu vực chính: Vùng Đông Bắc, Vùng Trung tâm, Vùng phía Tây. Vùng Đông

Bắc có các giếng khai thác SD-28P (dừng khai thác tháng 5/2015 do độ ngập nước

95%, không có hiệu quả kinh tế), SD-6P và SD-13P được hỗ trợ duy trì áp suất vỉa

bằng giếng bơm ép Sd-27I với lưu lượng cao. Áp suất đáy giếng xác định tính liên

thông mạnh giữa vùng Trung tâm và phía Đông Bắc. Vùng Trung tâm (SD-11P,

12PST, 14P, 15P, 23P, 1PST) có áp suất thấp hơn so với phía tây (SD-10P, 20P, 26P)

và phía Đông Bắc (SD-27P, 28P, SDNE-6P) do khai thác có sản lượng lớn hơn. Tính

đến thời điểm 5/2015, Vùng Trung tâm đang khai thác tại các giếng: SD-11P, 12P,

65

14P, 15P, 23P, 1PST, 8PST. Vùng Đông Bắc đang khai thác tại giếng SD-6P với độ

ngập nước khoảng 65%. Vùng phía Tây có ba giếng khai thác chính là SD-26P, 10P,

20P với độ ngập nước đều trên 80%. Giếng khai thác mới nhất SD-8PST (đưa vào

khai thác 8/2011) và SDNE-6P (đưa vào khai thác tháng 4/2010) đều có độ ngập

nước nhanh và tăng cao, hiện tại đều trên 65%. Trong đó giếng SD-8PST đang khai

thác với áp suất đáy giếng dưới áp suất điểm bọt Pb (Pb=1275 psia). Các giếng SD-

15P/I, SD-26P/I và SD-1P/IST hiện vẫn được vận hành để khai thác dầu và chưa

chuyển sang bơm ép theo kế hoạch do lưu lượng dầu vẫn đạt hiệu quả kinh tế cao.

Hình 2.15: Vị trí các giếng trong đối tượng Mioxen

Các giếng bơm ép được đưa vào sớm từ năm 2011, giếng SD-17I được đưa

vào bơm ép vào 6/2011 với độ tiếp nhận rất tốt và đã chứng minh được khả năng duy

trì áp suất cho toàn mỏ bằng việc đo áp suất tại các giếng khai thác. Hai giếng bơm

ép, SD-16I ở Vùng phía Tây (Tây Nam) và giếng SD-13I ở Vùng phía Bắc, cũng

được đưa vào bơm ép lần lượt vào tháng 12/2011 và 2/2012. Giếng SD-16I cho thấy

có độ tiếp nhận nước bơm ép tốt và chu vi ảnh hưởng lớn đến các giếng SD-10P,

20P, 26P. Còn giếng SD-13I thì mức độ ảnh hưởng quá nhỏ và dừng bơm ép vào

cuối năm 2013.

Tính đến năm 2015, sản lượng khai thác từ B10 tầng Mioxen đạt gần 80 triệu

thùng dầu, với hệ số thu hồi hiện tại đạt 33,4% với lưu lượng dầu khai thác khoảng

gần 8000 thùng/ngày, độ ngập nước toàn mỏ gần 86%.

66

Hình 2.16: Động thái áp suất mỏ [3, HIIP 2015]

ĐÔNG BẮC

TÂY

TRUNG TÂM

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

67

Bảng 2.8: Trạng thái khai thác các giếng

Giếng Năm khai thác Sản lượng dầu cộng dồn (triệu thùng) Nước cộng dồn (triệu thùng) Độ ngập nước (%)

86,3 SD-11P 2004 7.29 10.69

SD-10P 2005 4.43 13.25 87

SD-14P 2005 13.48 9.37 91

SD-20P 2006 13.03 13.06 94

SD-15P 2006 4.67 13.42 85

SD-23P 2007 10.70 6.74 84

SD-26P 2007 3.68 11.97 95

SD-27P 2007 0.74 4.07 97

SD-28P 2007 7.69 4.78 98

SD-1PST 2008 4.02 11.36 97

SD-12P 2009 5.24 6.40 90

SD-8PST 2011 0.68 1.62 84

SD-6P 2011 5.26 7.00 77

SD-10PIST 2015 0.07 0.02 28

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

68

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

Các kết quả phân tích PVT, kết quả đo MDT từ giếng thẩm lượng SD-6X và

động thái khai thác toàn mỏ đã chỉ ra rằng cơ chế năng lượng của đối tượng Mioxen

hạ Sử Tử Đen Tây Nam là cơ chế khí hòa tan, cơ chế nước và cơ chế nén của đất đá.

Với tỷ số khí hòa tan thấp 356 scf/thùng và áp suất điểm bọt 1.275 psia, cơ chế khi

hòa tan là nguồn năng lượng tương đối nhỏ. Cơ chế nước tự nhiên là cơ chế năng

lượng chính của đối tượng. Quá trình bơm ép nước là phù hợp với quá trình hỗ trợ

áp suất duy trì năng lượng mỏ, tuy nhiên với độ ngập nước cao như hiện nay thì giải

pháp bơm ép khí luân phiên sẽ là lựa chọn hàng đầu để giảm độ ngập nước và duy

trì sản lượng khai thác từ cơ chế trộn lẫn/không trộn lẫn/gần trộn lẫn của khí bơm ép

với chất lưu vỉa.

Các phương pháp gia tăng hệ số thu hồi dầu đã áp dụng

Hiện tại, Cửu Long JOC đang tiến hành bơm ép nước cho đối tượng Mioxen

hạ, mỏ Sư Tử Đen Tây Nam. 3 giếng bơm ép SD-NE13I, SD-27I và SD-16IST lần

lượt được đưa vào trong các năm 2011 và 2012. Hiện tại giếng bơm ép SD-NE13I

đã đóng do không còn hiệu quả trong việc duy trì năng lượng vỉa.

Khai thác dầu sẽ tiếp tục suy giảm nhanh do giới hạn thu hồi của phương pháp

truyền thống bơm ép nước. Việc khoan thêm giếng mới hay khoan thêm thân trong

tình hình giá dầu thấp như hiện này không khả quan, cũng như hầu hết các giếng

đang ngập nước cao vì thế sẽ tồn tại rủi ro khi khoan giếng mới. Ngoài ra, quỹ giếng

khai thác đã hết do cấu hình giàn khai thác và số lượng giếng thiết kế theo Kế hoạch

Phát triển mỏ (FDP). Phương pháp bơm ép gaslift cũng không phù hợp với các giếng

69

có độ ngập nước cao. Khai thác bằng bơm điện chìm cần phải đánh giá kỹ giá trị thu

hồi và lợi ích kinh tế. Như vậy, vấn đề cấp bách ở đây là cần phải tìm phương pháp

gia tăng hệ số thu hồi dầu phù hợp trong tình hình hiệu quả các giếng bơm ép nước

giảm nhanh.

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

Tiềm năng thu hồi dầu tại tầng Mioxen mỏ Sư Tử Đen Tây Nam

Việc xây dựng mô hình địa chất và mô hình thủy động lực cho thấy khả năng

rõ ràng hơn về áp dụng các phương pháp gia tăng thu hồi dầu ở tầng Mioxen mỏ Sử

Tử Đen Tây Nam cũng như tính toán tiền năng thu hồi dầu từ tầng này. Theo báo cáo

phát triển mỏ, việc áp dụng các phương pháp EOR (IOR) có thể tăng hệ số thu hồi

từ 5-10%.

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

Quỹ giếng

Không áp dụng gia tăng thu hồi (triệu thùng) P50 P10 P90 Áp dụng biện pháp gia tăng thu hồi (triệu thùng) P50 P90 P10

9 3 3 213,9 236,6 260,6 213,9 236,6 260,6

87,5 90,4 94,5 88,5 91,8 96,9

40,9 38,2 36,3 41,4 38,8 37,2 Khai thác Bơm ép Khai thác/bơm ép OOIP (triệu thùng) Dầu thu hồi (triệu thùng) Hệ số thu hồi (%)

70

Đánh giá và lựa chọn phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu phù hợp

cho Mioxen Sử Tử Đen

Nâng cao hệ số thu hồi dầu khí (EOR) là quá trình thu hồi dầu khí bằng cách

bơm các tác nhân ngoại lai vào các vỉa sản phẩm với mục đích khai thác tối đa các

sản phẩm hydrocarbon từ vỉa. Quá trình EOR được đặc trưng bởi hiệu ứng đẩy quét,

tức là sự có mặt của pha đẩy được bơm vào vỉa và pha bị đẩy là dầu, khí. Định nghĩa

trên bao gồm tất cả các mô hình thu hồi dầu bằng các tác nhân đẩy khác nhau như:

lỏng, khí, bọt… không giới hạn ở bất cứ giai đoạn khai thác riêng biệt nào của đời

mỏ: sơ cấp, thứ cấp hay tam cấp. Dựa vào hiệu quả của phương pháp bơm ép nước-

khí luân phiên trên thế giới, tính chất hệ chất lưu và trữ lượng của mỏ, hệ thống khai

thác và đường ống dẫn khí cũng như chi phí đầu tư cho dự án đã khẳng định là bơm

ép luân phiên nước-khí hoàn toàn có thể áp dụng tại Việt Nam [63,64] và đặc biệt áp

dụng phù hợp cho tầng chứa Mioxen, thềm lục địa Việt Nam.

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

nâng cao hệ số thu hồi dầu

Theo Alvarado và Tabek [24, 61, 62] về các phương pháp lựa chọn phương

pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu phù hợp với đối tượng nghiên cứu và căn cứ đặc

trưng của vỉa chứa, hiệu quả khai thác, công nghệ khai thác tại Mioxen, mỏ Sử Tử

Đen cho thấy phương pháp bơm ép nâng cao hệ số thu hồi như : N2, Flue Gas, Khí

hydrocacbon, Khí CO2-trộn lẫn. Các phương pháp như bơm ép khí không trộn lẫn

hoặc hóa phẩm (Alkaline/Surfactant Polymer/Polymer) đều có thể áp dụng tuy nhiên

tính ưu tiên thấp hơn do yếu tố nhiệt độ (85-105 0C) và độ khoáng hóa cao. Để có

thể lựa chọn phương pháp phù hợp, các phân tích đánh giá chuyên sâu các yếu tố ảnh

hưởng từ địa chất đến công nghệ mỏ, khai thác đã được thực hiện.

➢ Tính chất thạch học, chiều dày thân cát

Tập B10 của tầng Mioxen có chiều dầy thân cát từ 10-16m với tính chất dạng

đụn cát, phân tách mỏng bởi quá trình trầm tích, có chứa sét ở giữa và được bao bọc.

Montmorilonit, kaolinit, Illit-smectite có chiếm hàm lượng trong sét khá cao nên sẽ

71

ảnh hưởng rất lớn đến quá trình hấp phụ của hóa phẩm lên bề mặt của các tinh thể

gây giảm hiệu quả và tăng giá thành của phương pháp bơm ép hóa phẩm.

➢ Cấu trúc, dạng bẫy và tính liên thông của vỉa chứa

Như đã trình bày trong phần trên, đặc trưng cấu trúc vỉa chứa của đối tượng

Mioxen hạ mỏ Sư Tử Đen chia theo 3 khối đứt gẫy lớn chia thành các khối khép kín

như Khối phía Đông Bắc, Khối Trung tâm và Khối phía Tây với các thân cát phân

tập. Cấu trúc khép kín là một thuận lợi cho giải pháp bơm ép khí vì mức độ ảnh

hưởng giếng bơm ép khí được giới hạn lại, thể tích của toàn bộ khu vực chịu ảnh

hưởng của bơm ép khí cũng giới hạn làm hiệu quả bơm ép khí tốt hơn, tối ưu được

thể tích bơm ép khí. Thể tích khí bơm ép sẽ theo định luật trọng lực đi lên trên đỉnh

của cấu tạo và được giữ tại đó không bị mất mát và sẽ phát huy cơ chế dãn nở của

mũ khí. Giếng bơm ép khí có thể thiết kế được cho cả 2 trường hợp là dưới ranh giới

dầu-nước và trên ranh giới khí-dầu.

Hệ thống đứt gãy cũng như tính bất đồng nhất trong vỉa chứa có thể gây ảnh

hưởng đến hệ số quét khi áp dụng các giải pháp bơm ép chất lưu trong các giai đoạn

thứ cấp và nâng cao hệ số thu hồi dầu, bao gồm cả phương pháp bơm ép nước,

phương pháp bơm ép hóa phẩm, phương pháp bơm ép khí. Tuy nhiên, mức độ ảnh

hưởng sẽ là thấp nhất khi áp dụng phương pháp bơm ép nước-khí luân phiên do mức

độ linh động của khí bơm ép cũng như dầu vỉa khi trộn lẫn với khí bơm ép.

➢ Tính chất rỗng - thấm của đá chứa

Đá chứa của đối tượng Mioxen, mỏ Sư Tử Đen có tính chất tương đối tốt, độ

rỗng trung bình 22-33%, độ thấm lớn (đạt đến hơn 7.000 mD) là yếu tố thuận lợi cho

việc áp dụng bơm ép nước-khí luân phiên. Với đá chứa có mức độ liên thông cao,

tính chất rỗng thấm tốt, ảnh hưởng của tỷ số linh động dầu-nước khi áp dụng bơm

ép càng lớn và kéo theo hiện tượng nước vượt dầu làm giảm hiệu quả quét thể tích

càng dễ xảy ra, đây là nhược điểm khi bơm ép nước. Áp dụng bơm ép khí nước luân

phiên sau quá trình bơm ép nước thứ cấp cho thấy khí sẽ dịch chuyển chủ yếu trên

kênh rỗng lớn và ít dịch chuyển trên kênh rỗng nhỏ vì pha khí lại là pha không dính

72

ướt đối với đất đá. Điều này chứng tỏ khí sẽ đẩy dầu dư trong kênh rỗng lớn hiệu quả

hơn so với nước. Như vậy, khi bơm ép khí nước luân phiên sau bơm ép nước thứ

cấp, khí sẽ có khuynh hướng tìm chỗ mà dầu không bị quét bởi nước.

➢ Tính chất hệ chất lưu vỉa và hiện trạng khai thác

Một trong những yếu tố mang tính quyết định đối với việc xem xét khả năng

bơm ép nâng cao hệ số thu hồi dầu là tính chất của hệ chất lưu vỉa. Tính chất hệ chất

lưu vỉa gồm tính chất của dầu, khí và nước tồn tại trong vỉa. Tính chất của dầu như

tỷ trọng, độ nhớt, điểm ngưng tụ, điểm bọt, thành phần các cấu từ nhẹ như N2, CO2,

C1, C2, C3 đến thành phần nặng như C4, C5, C6 và C7+, thành phần hydrocarbon thơm

của dầu vỉa sẽ ảnh hưởng đến việc lựa chọn phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu.

Tabek đã đưa ra với các loại dầu có tính chất API >23 và phần trăm tỷ lệ của các cấu

tử nhẹ cao (C1-C6) trong dầu thì việc bơm ép khí là rất thuận lợi [62]. Dầu của đối

tượng Mioxen Sử Tử Đen là dầu nhẹ, độ nhớt thấp nên có thể áp dụng được phương

pháp bơm ép khí do quá trình trộn lẫn/gần trộn lẫn sẽ xảy ra dễ dàng hơn. Tính chất

của nước vỉa, nước bơm ép có độ khoáng hóa cao của mỏ thì phương pháp hóa phẩm

sẽ bị hạn chế do các phản ứng hóa học sẽ xẩy ra khi bơm ép vào vỉa. So sánh lượng

dầu thu hồi và lượng dầu tại chỗ, đánh giá phân bố dầu bão hòa còn lại trong vỉa thì

việc áp dụng phương pháp nâng cao thu hồi dầu còn có thể nâng cao được thu hồi

thêm 2-5% so với bơm ép nước đang áp dụng.

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

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

Có 3 phương pháp lựa chọn nâng cao hệ số thu hồi dầu được áp dụng rộng rãi

trên thế giới. Phương pháp thông thường sử dụng bảng trung bình các thông số đại

diện cho vỉa chứa và so sánh các giới hạn với bảng thống kê của Tabek [61] để lựa

chọn. Phương pháp có độ chính xác tốt hơn là sử dụng phương pháp thông thường

kết hợp với phân tích chuyên sâu về các đặc tính của vỉa chứa như các yếu tố về cấu

trúc, bẫy địa chất, tính đồng nhất/bất đồng nhất, tính liên thông và các tính chất địa

chất khác (thạch học, phân bố rỗng thấm, chiều dầy vỉa chứa..) để lựa chọn phương

73

pháp nâng cao hệ số dầu để phù hợp nhất. Phương pháp thứ ba là phương pháp sử

dụng cơ sở dữ liệu các dự án nâng cao hệ số thu hồi dầu trên thế giới và các thuật

toán (AI, Fuzzy logic..) để lựa chọn. Trong giới hạn nghiên cứu của luận án, NCS sử

dụng phương pháp thứ hai là sự kết hợp giữa bảng thống kê của Tabek và các phân

tích chuyên sâu để lựa chọn phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu phù hợp nhất

cho đối tượng nghiên cứu Mioxen, mỏ Sử Tử Đen. Các tiêu chí đánh giá theo các bài

báo nghiên cứu trên thế giới [61,62,24] và Việt Nam [17], các phân tích được thực

hiện trong mục 2.8.1 ở trên để lựa chọn phương pháp được đưa ra trong bảng 2.10.

Theo Tabek thì tỷ trọng dầu (0API) để áp dụng giải pháp bơm ép khí không trộn lẫn

là phải lớn 15 0API, bơm ép trộn lẫn với khí CO2 là phải lớn hơn 22 0API, bơm ép

Hydroracbon là lớn hơn 23 0API nhưng nếu áp dụng cho N2 hoặc khí trộn lẫn thì là

lớn hơn 31 0API. Nên với tính chất mỏ như Sư Tử Đen thì tiêu chí tỷ trọng dầu sẽ

xem xét và đánh giá ở mức 31 0API. Nhiệt độ để áp dụng bơm ép khí thì Tabek cho

rằng ít ảnh hưởng và có thể xem xét ở nhiệt độ thấp. Độ bão hòa dầu cũng yêu cầu

dao động khoảng 20-40% tùy phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu áp dụng, với

bơm ép khí Hydrocarbon là 25%.

Bảng 2.10. Tính chất vỉa và điều kiện để áp dụng bơm ép khí cho tầng chứa cát kết Mioxen hạ, mỏ Sư Tử Đen Tây Nam

STT Tính chất vỉa Mioxen, STD

1 Tiêu chí để áp dụng bơm ép khí >31

Đánh giá Đạt Đạt 2 >1030 Tỷ trọng dầu (oAPI) Áp suất vỉa ban đầu (psia) Áp suất đáy (psia)

3 Nhiệt độ vỉa (C) 4 Độ sâu (m) 5 Độ nhớt (cP) 6 Độ bão hòa dầu (%) >32 >1154 <3 >25

Đạt Đạt Đạt Đạt Đạt 7 >5 Độ thấm cao (mD) Độ thấm tại giếng (mD)

8 Cấu trúc vỉa chứa

Đạt Đạt 9 Hệ thống khai thác 34,7-35,9 2488-2506 1350-1700 85 1706-1841 0,78-0,90 30 7000 620-3098 Khép kín Hệ thống tách và xử lý khí Khép kín Hệ thống tách và xử lý khí

Kết hợp các phân tích đánh giá đối tượng nghiên cứu Mioxen Sư Tử Đen và

74

bảng tiêu chí đánh giá do Tabek , NCS đã xây dựng lại tiêu chí để có thể áp dụng

phù hợp với mỏ Sư Tử Đen. Dựa trên tính chất của đá vỉa và hệ chất lưu vỉa của

Mioxen Sử Tử Đen, 9 tiêu chí đánh giá cho quá trình lựa chọn phương pháp nâng

cao hệ số thu hồi dầu phù hợp đã được xác định. Các tiêu chí đánh giá được sử dụng

trong phần mềm chuyên ngành để xếp hạng các trọng số của từng yếu tố ảnh hưởng

và các giải pháp để từ đó có thể xếp hạng các phương pháp. Kết quả lựa chọn từ phần

mềm được đưa ra trong hình 2.21 và bảng 2.10. Kết quả chỉ ra rằng giải pháp hóa

học và giải pháp bơm ép khí là phù hợp. Phương pháp bơm ép khí không trộn lẫn

tính khả thi khi áp dụng lên đến trên 83%, phương pháp hóa phẩm (Surfactant, ASP,

Micellar) lên đến gần 100%. Tuy nhiên, như đã biện luận trong các phần trên, giải

pháp hóa sẽ rất khó khăn khi triển khai do vỉa có nhiệt độ-áp suất vỉa cao và độ

khoáng hóa của nước vỉa/nước bơm ép cao nên giá thành để thực hiện áp dụng sẽ

cao và rủi ro hóa phẩm không chịu được nhiệt độ cao/độ khoáng hóa cao cũng rất

lớn. Hình 2.23 cũng chỉ rõ với nhiệt độ vỉa trên 200 0F (93 0C) thì phương pháp bơm

ép hóa phẩm sẽ rất rủi ro. Đối tượng Mioxen Sử Tử Đen có nhiệt độ vỉa trung bình

là 184 0F (84 0C) có những tập cát có nhiệt độ lên đến gần 200 0F do độ dày vỉa khá

lớn (gần 40m vỉa) nên rủi ro về phương pháp bơm ép hóa phẩm là khá cao. Ngoài ra,

mỏ Sư Tử Đen là mỏ ngoài khơi nên để vận chuyển hóa phẩm hàng ngày cung cấp

cho bơm ép là vấn đề rất khó. Đặc biệt, khi bơm ép polyme/HĐBM cần thời gian

bơm ép liên tục trong thời gian rất dài.

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

75

Hình 2.23: Các tiêu chí để lựa chọn phương pháp nâng cao thu hồi dầu từ phần mềm chuyên ngành cho Mioxen Sử Tử Đen

Kết luận

Luận án đã xây dựng được bảng 9 tiêu chí cho tầng Mioxen, Sử Tử Đen để

đánh giá và lựa chọn được phương pháp bơm ép luân phiên nước-khí để nâng cao

thu hồi dầu là phù hợp với Mioxen, Sư Tử Đen. Kết quả lựa chọn từ phần mềm

chuyên ngành cũng chứng minh tính khả thi của phương pháp bơm ép luân phiên

nước-khí hydrocarbon sẽ cho hiệu quả thu hồi dầu tốt nhất.

Từ kết quả nghiên cứu trên cho thấy giải pháp bơm ép nước khí hydrocarbon

luân phiên là phù hợp nhất với tầng Mioxen, mỏ Sử Tử Đen trong giai đoạn hiện nay.

Nguồn khí sẽ được sử dụng từ nguồn khí đồng hành của mỏ Sư Tử Đen hoặc khí

đồng hành của cụm mỏ Sư Tử. Một trong những thuận lợi cho việc bơm ép luân

phiên nước-khí là nguồn khí tự nhiên và đồng hành của mỏ Sư Tử Đen và Sư Tử

Trắng rất lớn. Hệ thống khai thác kết nối giữa các mỏ đều do một nhà thầu CLJOC

quản lý nên có thể điều phối nguồn khí để thực hiện dự án bơm ép luân phiên nước-

khícho đối tượng Mioxen, mỏ Sư Tử Đen.

76

CHƯƠNG 3: XÂY DỰNG PHƯƠNG PHÁP LỰA CHỌN VÀ MÔ HÌNH DỰ BÁO CHO QUÁ TRÌNH BƠM ÉP LUÂN PHIÊN NƯỚC KHÍ VÀO TẦNG MIOXEN, MỎ SƯ TỬ ĐEN

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

Mioxen Sử Tử Đen

3.1.1. Thành phần khí bơm ép

Khí để thực hiện bơm ép được lấy từ giếng SDSW-23P có thành phần

hydrocarbon như trong bảng 3.1.

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

77

3.1.2. Thiết bị Slimtube thực nghiệm

Độ dài cột cát sand-packed (m): 12,19

Đường kính trong (mm): 3,68

Vật liệu cát nhồi: Quartz

Độ rỗng của cột slimtube (%): 37,10

Tổng thể thích của lỗ rỗng (PV, cm3): 80,41

Độ thấm (mD): 6.000 mD

Thí nghiệm tìm áp suất trộn lẫn (MMP) là thí nghiệm cơ bản cho quá trình áp

dụng giải pháp bơm ép luân phiên nước-khí vào vỉa. MMP là điểm áp suất tối thiểu

để khí bơm ép có thể trộn lẫn với dầu vỉa. Cơ chế trộn lẫn hoàn toàn sẽ mang lại hiệu

suất thu hồi dầu cao nhất cho vỉa chứa. Thí nghiệm này được áp dụng trên thiết bị

Slimtube.

Trước khi bắt đầu cho thí nghiệm bơm ép khí hydrocarbon, cột slimtube được

làm sạch, sấy khô và xác định khối lượng.

Lượng mẫu dầu đáy giếng (bottomhole oil sample): 1PV được bơm vào cột

cát sand-packed với áp suất trên áp suất bão hòa của dầu và được giữ ở nhiệt độ vỉa

để ổn định. Áp suất bơm đẩy xác định cho thực nghiệm được duy trì trong 24 giờ.

Thí nghiệm được tiến hành tại các cấp áp suất đẩy khí khác nhau: 8.000 psia; 7.000

psia; 6.000 psia; 5.000 psia; 4.000 psia; 3.000 psia. Khí hydrocarbon được bơm ép

với tốc độ chậm vào slimtube với lưu lượng ban đầu 6 cm3/giờ trong 5 giờ, toàn bộ

hệ thống được giữ ở nhiệt độ vỉa. Tốc độ bơm ép sau đó được tăng lên 8 cm3/h và

duy trì đến hết quá trình thử nghiệm. Tổng thể tích bơm ép khí qua cột slimtube là

1,4 PV.

Các mẫu chất lưu thu được trong quá trình thực nghiệm được đưa về điều kiện

phòng, sau đó được tách riêng ra hai pha dầu và khí. Thể tích và tính chất của pha

khí và pha dầu tại đầu ra được xác định liên tục trong quá trình thực nghiệm. Cuối

của quá trình bơm đẩy, slimtube được đẩy hết chất lưu còn trong mẫu và xác định lại

khối lượng.

78

Kết quả đo MMP với các cấp áp suất đẩy được trình bày trong hình 3.1 và kết

quả tính toán điểm MMP được đưa ra trong bảng 3.2 và hình 3.2.

Hình 3.1: Kết quả đo MMP với các cấp áp suất đẩy khí Bảng 3.2: Kết quả đo MMP theo các cấp áp suất đẩy khí và phần trăm thu hồi dầu

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

79

Nhìn tổng thể các kết quả trên hình 3.1 cho thấy rằng, áp suất bơm ép càng

cao thì hiệu suất thu hồi dầu càng cao. Tại áp suất 3.000 psia thì thu hồi dầu khoảng

51%, còn tại áp suất tại 8.000 psia và 7.000 psia thì thu hồi dầu đạt gần 100%. Với

kết quả này thể hiện rất rõ là bơm ép trộn lẫn đạt hiệu quả thu hồi rất cao so với bơm

ép gần trộn lẫn và không trộn lẫn. Các áp suất bơm ép trên 5.000 psia thì thu hồi dầu

càng cao, nên để tính toán và chính xác điểm MMP cần phải thực hiện rất nhiều thực

nghiệm. Để tính toán điểm áp suất tối thiểu trộn lẫn có thể sử dụng phương pháp như

trong hình 3.2. Kết quả phân tích và đánh giá đã chỉ ra với áp suất trên 5.300 psia thì

quá trình bơm ép khí là quá trình trộn lẫn, dưới 5.300 psia thì là quá trình gần trộn

lẫn và không trộn lẫn.

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

Hệ thống thực nghiệm xác định MMP trong phòng thí nghiệm được xây dựng

trên điều kiện nhiệt độ và áp suất vỉa nhưng khi tiến hành thực nghiệm thì dòng chảy

trong slimtube thực nghiệm chỉ chịu ảnh hưởng của các thông số vỉa cố định trong

toàn bộ quá trình tiến hành thực nghiệm. Thiết bị này không thể mô phỏng được sự

thay đổi về quá trình trộn lẫn/gần trộn lẫn/không trộn lẫn theo diện và theo chiều dài

của slimtube. Đơn thuần là xác định MMP qua việc xác định hệ số thu hồi dầu từ

thực nghiệm và lượng dầu/khí nhận được của quá trình đã xảy ra hiện tượng trộn lẫn

và không trộn lẫn. Kết quả đưa ra điểm MMP là 5.300 psia cao hơn áp suất vỉa ban

đầu khoảng 2.500 psia nên việc bơm ép để duy trì và nâng áp suất vỉa của Mioxen

Sư Tử Đen lên trên điểm MMP để bơm ép trộn lẫn là điều không thể.

Thành phần của hệ chất lưu vỉa và thành phần phần khí bơm ép là sử dụng

của giếng SDSW-23P cũng không phải là thành phần chất lưu đại diện hoàn toàn cho

Mioxen Sư Tử Đen. Theo các phân tích và đánh giá các mẫu dầu/khí lấy từ quá trình

thử vỉa và khai thác thì PVT và thành phần dầu của giếng SD-2X là mẫu đại điện.

Mô hình thủy động lực học cũng sử dụng thông số của giếng SD-2X để mô phỏng.

Ngoài ra thành phần của giếng SDSW-23P được cố định trong suốt quá trình tiến

hành thực nghiệm nên sự thay đổi thành phần chất lưu trong thiết bị slimtube cũng

80

không thể đại diện cho quá trình thay đổi chất lưu của vỉa chứa và dòng chảy chất

lưu trong slimtube cũng không thể đại diện cho dòng chảy trong vỉa.

Độ rỗng và độ thấm của thiết bị slimtube thực nghiệm là lý tưởng và được xây

dựng chủ yếu trên thành phần hạt cát Quazt không đại diện cho tính chất đá vỉa nên

điểm MMP từ thực nghiệm khi áp dụng vào mỏ thông thường không chính xác. Độ

rỗng vỉa trung bình khoảng 30% và độ thấm vỉa trung bình là 7000 mD.

Ngoài ra, các nguồn khí hydrocarbon có thể sử dụng trong quá trình khai thác

như khí đồng hành, khí khô, khí từ bình tách cấp 1, bình tách cấp 2, khí thương phẩm,

khí CO2, N2 cũng không được đánh giá và so sánh. Cơ chế trộn lẫn/gần trộn lần/không

trộn lần không được thể hiện trong kết quả thực nghiệm bằng phương pháp slimtube

đo MMP.

Để khắc phục các vấn đề này, NCS đã xây dựng một quy trình để mô phỏng

dự báo MMP trên phần mềm cho kết quả MMP chính xác và phù hợp với đối tượng

nghiên cứu trầm tích của Bể Cửu Long.

1. Xây dựng mô hình PVT cho hệ chất lưu vỉa và khí bơm ép của giếng SD-2X

(chất lưu đại diện cho Mioxen Sư Tử Đen)

2. Kết hợp các thuật toán của phương trình trạng thái (EOS) và hành trạng pha

của chất lưu vỉa và khí bơm ép trên thành phần phân tích của giếng SD-2X để

dự báo điểm MMP trên phần mềm chuyên ngành

3. Xây dựng mô hình mô phỏng lại quá trình thực nghiệm Slimtube cho Mioxen

Sư Tử Đen

4. Tái lập lại kết quả thực nghiệm xác định điểm MMP để hiệu chỉnh mô hình

chuẩn

5. Chạy mô hình slimtube để kiểm chứng kết quả của tính toán trên với các điểm

MMP trên mô hình slimtube.

6. Chạy mô hình slimtube và sử dụng mô hình mô phỏng hệ chất lưu PVT để

đánh giá các điểm MMP của các nguồn khí theo các cấp áp suất bơm đẩy khí.

81

7. Lựa chọn thành phần các nguồn khí và áp suất bơm đẩy để đánh giá hiệu quả

trên mô hình toàn đối tượng Mioxen Sử Tử Đen

Mô hình chất lưu PVT và mô hình mô phỏng dự báo MMP

Mô hình mô phỏng quá trình bơm ép khí trộn lẫn có thể thực hiện với các

dạng mô hình khác nhau từ đơn giản đến phức tạp. Toàn bộ mô hình mô phỏng được

sử dụng trên các phần mềm chuyên ngành đang thương mại hóa trên thị trường dựa

trên các công thức về phương trình trạng thái và hành trạng pha của chất lưu vỉa.

Mô hình mô phỏng slimtube có thể thực hiện trên 02 dạng mô hình theo mô

hình “black oil” với chất lưu tồn tại trong vỉa được định nghĩa gồm chất dầu-nước-

khí hoặc mô hình thành phầm với chất lưu tồn tại trong vỉa được định nghĩa gồm tất

cả các cấu tử hydrocarbon và nước vỉa. Với mô hình thành phần thì trạng thái dầu

hoặc khí được quy định bởi trạng thái pha của các cấu tử hydrocarbon trong vỉa.

Trong nghiên cứu này sử dụng mô hình thành phần để mô phỏng cho slimtube và mô

hình mỏ.

3.2.1. Mô hình chất lưu PVT cho giếng SD-2X

Thành phần của giếng SD-2X được đưa vào mô hình PVT gồm các cấu từ

hydrocarbon từ C1-C7+ và các khí N2, CO2 được đưa vào như trong Hình 3.3.

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

82

Mô hình PVT được tiến hành quá trình tái lập lại các kết quả thực nghiệm đo

với các điều kiện nhiệt độ, áp suất và thể tích. Quá trình này sử dụng phương trình

trạng thái để tính toán và hiệu chỉnh các tính chất lý hóa để khớp với kết quả thực

nghiệm đo đạc được. Mô hình được khớp với kết quả thực nghiệm nhằm chính xác

quá trình xác định điểm MMP và chuyển đổi mô hình mỏ từ mô hình mô phỏng black

oil sang mô hình mô phỏng thành phần, các kết quả khớp cho tỷ trọng của dầu, độ

nhớt của dầu, độ nhớt của khí, tỷ số khí dầu, hệ số thể tích của dầu, hệ số thể tích của

khí. Các kết quả khớp thực nghiệm của mô hình mô phỏng chất lưu PVT cho mỏ Sư

Tử Đen được thể hiện trong các hình từ 3.4 đến 3.9.

Hình 3.4: Khớp tỷ trọng của dầu

Hình 3.5: Khớp độ nhớt của dầu

83

Hình 3.6: Khớp độ nhớt của khí

Hình 3.7: Khớp tỷ số khí- dầu

Hình 3.8: Khớp hệ số thể tích của dầu

84

Hình 3.9: Khớp hệ số thể tích của khí

3.2.2. Sử dụng phương trình trạng thái và pha để tính toán MMP của các nguồn

khí

3.2.2.1 . Phương pháp

Cơ chế trộn lẫn hai lưu thể được chia thành nhiều giai đoạn đẩy dầu và trộn

lẫn. Chi phí đẩy hòa trộn được giảm bằng cách bơm khí giàu hoặc pha LPG với khí

tự nhiên. Cơ sở của phương pháp này là xác định được lượng hòa trộn tối đa trong

khi vẫn duy trì chế độ trộn lẫn. Để tìm hiểu các giai đoạn đẩy và trộn lẫn, dầu và khí

được xem như hỗn hợp gồm 3 cấu tử. Tuy nhiên, phương pháp này có độ chính xác

không cao [2]. Nguyên nhân là sự giả định dầu và khí có thể được coi là hỗn hợp của

các cấu tử ảo thông qua phương pháp thích hợp nhằm dự đoán tương đối chuẩn các

tính chất chung của chúng. Tuy nhiên hầu như không thể kết luận rằng các cấu tử ảo

của dầu có hàm lượng tương tự như của khí. Đáng chú ý, sự khác biệt giữa các tính

chất của ba cấu tử ảo của dầu và của khí càng lớn thì độ chính xác trong việc xác

định các điều kiện trộn lẫn hoàn toàn sẽ càng thấp. Ngoài ra, trong quá trình trộn,

tính chất của các cấu tử trong lưu thể đẩy và lưu thể bị đẩy thay đổi liên tục [2]. Như

vậy, điều kiện trộn lẫn hoàn toàn được xác định thông qua giản đồ 3 cấu tử với giả

định rằng các tính chất của 3 thành phần ảo của dầu khí hoàn toàn không thay đổi

trong quá trình trộn lẫn. Giả định trên là điểm yếu lớn nhất của các nghiên cứu tiến

hành dựa trên giản đồ 3 cấu tử.

85

Hình 3.10: Giản đồ 3 cấu tử

Tuy nhiên, cần phải thừa nhận rằng giản đồ 3 cấu tử rất hữu ích trong việc cho

cái nhìn tổng thể rõ ràng. Ví dụ sơ đồ tam giác trong hình 3.10.

Quá trình trộn lẫn có thể diễn ra theo ba cách:

1. Trộn lẫn trong lần tiếp xúc đầu tiên (first contacst) bằng cách bơm khí lỏng

như LNG.

2. Ngưng tụ hoặc trộn lẫn bằng cách bơm khí giàu.

3. Trộn lẫn bay hơi hoặc bơm khí khô ở áp suất cao

Mỗi điểm trong sơ đồ ba cấu tử thành phần cụ thể của cấu tử C1 (metan), C2 -

C6 (các hydrocarbon trung bình thường bao gồm ethane, propane, hexane ..) Và C7

+ (heptan và các hydrocarbon nặng hơn). Thông qua các thí nghiệm, đường cong của

ACB có thể được vẽ ở áp suất và nhiệt độ cụ thể (Xem hình 3.10), do đó hàm lượng

các cấu tử bị tách ra ở trạng thái hai pha hoặc ở một pha đồng nhất đều xác định được

[3 ]. Trên thực tế, đường cong ACB là ranh giới ngăn cách giữa trạng thái một pha

và hai pha. Đường cong BC biểu thị hàm lượng khí bão hòa và đường cong AC biểu

thị hàm lượng chất lỏng bão hòa. Nồng độ chất lỏng bão hòa được kết nối với nồng

độ khí bão hòa bằng Tie Line ở trạng thái cân bằng [3].

Thành phần chất lưu vỉa, thành phần lưu thể đẩy, nhiệt độ và áp suất xác định

các thông số trong quá trình bơm ép trộn lẫn. Nhiệt độ các vỉa dầu được coi là cố

86

định. Mối quan hệ giữa hàm lượng cấu tử và áp suất được thể hiện trong sơ đồ hình

tam giác (Hình. 3.11 - Whitson, 2001).

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

Đường tiếp tuyến tại điểm tới hạn được gọi là đường tới hạn. Khi biết hàm

lượng từng cấu tử giả định của lưu thể có thể dễ dàng xác định vị trí tương ứng trên

giản đồ ba cấu tử. Trong các hình tiếp theo điểm G thể hiện chất khí và F là chất

lỏng. Khi các điểm này ở hai đầu của đường tới hạn, đẩy trộn lẫn lưu thể vỉa nhờ

bơm ép khí vào vỉa sẽ diễn ra nhờ các lần tiếp xúc liên tục giữa hai lưu thể. Trộn lẫn

bay hơi thể hiện quá trình đẩy dầu với khí khô tại áp suất cao (Hình 3.12). Trộn lẫn

ngưng tụ thể hiện quá trình đẩy dầu với khí được làm giàu (Hình 3.13).

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

87

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

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

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

88

3.2.2.2 Kết quả áp dụng cho Mioxen Sư Tử Đen

Với kết quả khớp thực nghiệm tốt của mô hình mô phỏng chất lưu vỉa PVT

cho Mioxen, sử dụng phương trình trạng thái và pha của chất lưu vỉa và khí bơm ép

để tính toán và xác định điểm MMP (Minimum Miscible Pressure) hoặc điểm FCM

(First Contact Miscible) và MCM (Multiple Contact Miscible). Giản đồ 3 pha của

dầu vỉa Mioxen Sư Tử Đen được thể hiện trong hình 3.16, điểm chấm là điều kiện

áp suất và nhiệt độ của vỉa hiện tại.

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

Để tăng tốc độ xử lý khi chạy mô hình mô phỏng slimtube và mô hình mô

phỏng toàn mỏ cũng như để có thể dễ dàng so sánh kết quả nghiên cứu mô phỏng dự

báo MMP với các giản đồ lý thuyết, 11 cấu tử trong mô hình mô phỏng PVTcủa

Mioxen Sư Tử Đen được sử dụng thuật toán ghép nhóm tương đồng thành 6 cấu tử

(CO2; N2; C1; PC2: C2-C3, PC3: C4-C6; C7+). Quá trình ghép nhóm đảm bảo không

thay đổi tính chất của hệ chất lưu vỉa trong mô hình mô phỏng, kết quả được so sánh

trong hình 3.18 giản đồ pha của 2 mô hình 11 cấu tử và mô hình 6 cấu tử. N2, CO2,

C1 và C7+ không tiến hành ghép nhóm để giữ nguyên tính chất của cấu tử

hydrocarbon vỉa sẽ hỗ trợ trong các tính toán chính xác bơm ép khi hydrocarbon và

khí trơ N2, CO2 ở các phần sau của luận án.

89

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

➢ Trường hợp 1: Khí bơm ép là khí khô (khí thương phẩm) như trong hình 3.18.

Kết quả mô phỏng tính điểm FCM là 7.340 psia và MCM là 7.305 psia.

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

➢ Trường hợp 2: Khí bơm ép là khí bình tách cấp 2 như trong hình 3.20. Kết

quả mô phỏng tính điểm FCM là 5.838 psia và MCM là 5.542 psia.

90

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

➢ Trường hợp 3: Khí bơm ép là khí bình tách cấp 1 như trong hình 3.20. Kết

quả mô phỏng tính điểm FCM là 4.758 và MCM là 4.510 psia.

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

➢ Trường hợp 4: Khí bơm ép là khí trước khi vào bình tách cấp 1 như trong hình

3.21. Kết quả mô phỏng tính điểm FCM là 3.991 psia và MCM là 2.004 psia.

91

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

➢ Trường hợp 5: Khí bơm ép là khí trơ N2 và CO2. Kết quả mô phỏng cũng chỉ

ra không có quá trình trộn lẫn khí trơ N2 với dầu vỉa trong bất kỳ áp suất nào.

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

Mioxen Sư Tử Đen

3.2.3.1 Phương pháp

Mô hình “slimtube” được xây dựng các ô lưới để mô phỏng lại quá trình bơm

ép khí vào vỉa dầu. Mô hình được thiết kế với các thông số tương tự với thông số của

slimtube thực nghiệm. Điều kiện ban đầu của các ô lưới mô phỏng được đặt trong

điều kiện nhiệt độ vỉa và áp suất vỉa. Trong cùng bước chạy thời gian thì khí được

bơm ép vào mô hình thông qua giếng bơm ép giả định. Hỗn hợp dầu và khí trong ô

lưới đầu tiên sẽ di chuyển, thay đổi sang trạng thái và thành phần khác. Các tính toán

cân bằng vật chất và tới hạn dịch chuyển được sử dụng để mô phỏng cách thức dịch

chuyển của một pha sang ô lưới thứ 2 như thế nào. Quá trình được lặp lại với pha đã

dịch chuyển, pha đã dịch chuyển tiếp tục trộn lẫn với dầu tại ô lưới thứ hai để hình

thành hỗn hợp mới. Quá trình này lặp lại trên suốt quãng đường đi từ giếng bơm ép

đến giếng khai thác thông qua mô phỏng của các ô lưới. Điểm giếng bơm ép và giếng

92

khai thác chính là đầu vào và đầu ra của thiết bị slimtube với mô hình mô phỏng

slimtube. Với quá trình mô phỏng biến đổi liên tục theo suốt chiều dài của cột

slimtube và với các thông số vỉa được đưa vào thì sẽ khắc phục được các hạn chế của

thực nghiệm cũng như có thể dự báo được chính xác điểm MMP cho Mioxen Sử Tử

Đen với các nguồn khí bơm ép khác nhau và các cấp bơm đẩy khác nhau. Cũng có

thể làm rõ được cơ chế trộn lẫn, gần trộn lần, không trộn lẫn khi bơm ép các nguồn

khí vào trong chất lưu vỉa thực tế.

3.2.3.2 Kết quả mô hình mô phỏng Slimtube

Thành phần khí bơm ép được sử dụng từ các nguồn khí khô, khí tại bình tách

cấp 2, khí tại điểm trước khi vào bình tách cấp 1, khí CO2, N2. Các cấp áp suất bơm

ép được thực hiện mô phỏng từ 1.000 psia đến 7.000 psia tại nhiệt độ vỉa 184 0F. Kết

quả mô phỏng slimtube và dự báo điểm MMP được đưa trong các hình từ 3.22 đến

3.26.

➢ Trường hợp 1: Khí bơm ép là khí khô hay khí thương phẩm như trong hình

3.22. Kết quả mô phỏng cho sản lượng thu hồi và dự báo điểm tính điểm MMP

khoảng 6.000 psia.

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

➢ Trường hợp 2: Khí bơm ép là khí bơm ép là khí ở bình tách cấp 2 như trong

93

hình 3.23. Kết quả mô phỏng cho sản lượng thu hồi và dự báo điểm tính điểm MMP

khoảng 4.500 psia.

Hình 3.23 : Sản lượng thu hồi từ mô hình slimtube để xác định MMP với khí bơm ép là khí ở bình tách cấp 2

➢ Trường hợp 3: Khí bơm ép là khí trước khi vào bình tách cấp 1 như trong hình

3.24. Kết quả mô phỏng cho sản lượng thu hồi và dự báo điểm tính điểm MMP

khoảng 2.500 psia. Điểm MMP tiệm cận với điểm áp suất vỉa đang khai thác.

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

Quá trình mô phỏng slimtube đã chỉ rõ được cơ chế trộn lẫn và gần trộn lẫn,

từ đó có thể tính toán chính xác được điểm MMP khi có dòng chảy và biến đổi thành

94

phần theo chiều dài của slimtube. Quá trình đẩy trộn lẫn và gần trộn lẫn được thể

hiện trong hình 3.25 và 3.26. Tại giá trị cuối cùng của quá trình đẩy thì có thể nhận

thấy với quá trình đẩy trộn lần thì dầu tàn dư trong slimtube gần bằng 0, còn với quá

trình đẩy trộn lẫn thì lượng dầu tàn dư trong slimtube còn khoảng 20%. Các so sánh

này thực hiện trên cùng thành phần khí bơm ép nhưng với áp suất trên điểm trộn lẫn

MMP (quá trình trộn lẫn hoàn toàn) và với áp suất dưới điểm trộn lẫn MMP (quá

trình gần trộn lẫn).

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

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

➢ Trường hợp 4: Sử dụng khí bơm ép là khí trơ N2 và CO2. Kết quả mô phỏng

cũng chỉ ra không có quá trình trộn lẫn N2 với dầu vỉa trong bất kỳ áp suất nào, quá

trình bơm ép N2 vào vỉa sẽ là quá trình không trộn lẫn. Hiệu quả nâng cao hệ số thu

hồi dầu của quá trình bơm ép không trộn lẫn N2 với dầu vỉa Sư Tử Đen được chỉ rõ

trong hình 3.25, đạt hệ số thu hồi dầu khoảng 38% sau khi bơm ép được 0,4 thể tích

lỗ rỗng (PV) và không có khả năng thu hồi thêm đến hết quá trình bơm ép 1,4 PV do

đã thoát khí tại điểm bơm ép đến 0,4 PV. Với trường hợp khí CO2 đạt hệ số thu hồi

khoảng 65% sau khi bơm ép 0,8 PV và cũng đến điểm thoát khi nên không có khả

năng thu hồi thêm dầu mặc dù tiếp tục bơm ép khí CO2 đến 1,4 PV. Quá trình bơm

ép khí hydrocarbon đạt giá trị gần trộn lẫn cho thu hồi dầu khoảng 82 % sau khi bơm

95

ép 1,4 PV. Cả 3 mô hình slimtube trong hình 3.25 đều được thực hiện tại cấp áp suất

2.355 psia, áp suất trung bình của vỉa thực tế.

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

So sánh MMP từ các phương pháp nghiên cứu

Bảng 3.3 đã so sánh các giá trị của MMP từ 03 phương pháp : (1) Phương pháp

thực nghiệm phòng thí nghiệm với thiết bị slimtube chuẩn; (2) Phương pháp xác định

MMP bằng phương trình trạng thái và hành trạng pha bởi phần mềm PVT; (3) Phương

pháp mô hình mô phỏng thủy động lực học “slimtube” bởi phần mềm mô phỏng

chuyên ngành.

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

MMP thực nghiệm MMP từ mô hình PVT Mô hình 1-D slimtube

5.300 psia 7.350 psia 6.000 psia

Sai lệch 38,6 % 13,2 %

Tính toán dựa trên thiết bị thực nghiệm với độ rỗng 37,8% và thành phần dầu vỉa và khí bơm ép của giếng SDSW- 23P 1. Sai lệch do phương trình trạng thái tại điều kiện tiếp xúc tĩnh giữa bề mặt hai pha. 2. Sử dụng thành phần dầu-khí đại diện cho vỉa (SD-2X) 1. Sai lệch do đã hiệu chỉnh lại độ rỗng của mô hình slimtube về với điều kiện thực tế mỏ, trung bình 30% 2. Sử dụng thành phần dầu- khí đại diện cho vỉa (SD- 2X)

96

Các kết quả đánh giá sai số của các phương pháp xác định MMP đã chứng

minh việc sử dụng mô hình mô phỏng thủy động lực học slimtube có thể tính toán

và dự báo chính xác được điểm MMP với các điều kiện thực tế của mỏ. Kết quả cũng

chứng minh hiệu quả nâng cao hệ số thu hồi dầu của cơ chế bơm ép trộn lẫn với các

cơ chế bơm ép gần trộn lần và không trộn lẫn.

Kết quả cũng chỉ ra các hạn chế của việc tính toán MMP chỉ sử dụng mô hình

PVT. Quan trọng hơn, nghiên cứu đã xây dựng được quy trình mô phỏng và khẳng

định tính đúng đắn về phương pháp luận, các thuật toán tính toán mô phỏng mô hình

slimtube để dự báo điểm MMP cho các mỏ dầu khí với các nguồn khí bơm ép khác

nhau, đặc biệt có thể áp dụng được cho Mioxen Sư Tử Đen.

Lựa chọn nguồn khí và giải pháp bơm ép khí cho Mioxen Sư Tử Đen

Mô hình slimtube mô phỏng lại thực nghiệm đã được xây dựng và khớp với

kết quả đo MMP từ thực nghiệm và hệ chất lưu của giếng SDSW-23P. Do độ rỗng

của thực nghiệm slimtube là 37,8 %, độ thấm 6.000 mD không đúng với thực tế mỏ

và sử dụng hệ chất lưu SDSW-23P cũng không đại diện cho chất lưu vỉa. Nên để có

thể mô phỏng và dự báo chính xác điểm MMP với thực tế Mioxen Sử Tử Đen, mô

hình slimtube đã được hiệu chỉnh lại hệ chất lưu vỉa và độ rỗng-độ thấm theo thông

số trung bình của phân bố rỗng-thấm thực tế của vỉa. Mô hình slimtube này được sử

dụng để đánh giá và lựa chọn các nguồn khí có thể sử dụng cho quá trình bơm ép

luân phiên nước-khí toàn mỏ.

Từ các kết quả chạy mô phỏng slimtube để xác định điểm MMP và hiệu quả

bơm ép các nguồn khí trong các cơ chế trộn lẫn, gần trộn lẫn và không trộn lẫn có

thể chọn lựa được các phương án sử dụng nguồn khí cho bơm ép khí nước luận phiên,

như sử dụng khí khô để bơm ép vào vỉa với cơ chế gần trộn lẫn, hoặc nguồn khí đồng

hành đã được làm giàu bởi NGL/LPG (chủ yếu là thành phần C3-C5) để bơm ép vào

vỉa với chế trộn lẫn nếu như áp suất vỉa trung bình được duy trì khoảng 2.500-3.000

psia hoặc sử dụng bơm ép nước-khí luân phiên để duy trì áp suất đáy của giếng bơm

ép và khu vực vỉa chứa trong bán kính ảnh hưởng của giếng bơm ép có áp suất trên

97

điểm MMP.

Dựa trên gradient áp suất của Mioxen Sư Tử Đen hiện tại theo độ sâu thì áp

suất vỉa chứa nằm trong khoảng 2.000-2.500 psia và phân bố rỗng thấm thực tế mỏ

cũng như kết quả mô phỏng slimtube để dự báo MMP thì có thể kết luận: Trường

hợp bơm ép khí hydrocarbon-nước luân phiên (khí khô, khí làm giàu) không thể đạt

đến trạng thái trộn lẫn hoàn toàn mà chỉ đạt trạng thái gần trộn lẫn, thậm chí tiệm cận

với trạng thái không trộn lẫn do quá trình bơm ép khí không thể duy trì áp suất vỉa

tốt bằng bơm ép nước thông thường. Để tăng hiệu quả của quá trình bơm ép khí cho

Mioxen Sử Tử Đen, giải pháp bơm ép luân phiên nước-khí (WAG) cần được áp dụng.

Bơm ép luân phiên nước-khí sẽ nâng áp suất đáy giếng của giếng bơm ép lên cao

làm các nút khí bơm ép xuống vỉa tiệm cận hơn với quá trình gần trộn lẫn và gần trộn

lẫn từ đó có thể gia tăng được hiệu quả nâng cao hệ số thu hồi dầu của phương pháp.

Ngoài ra, bơm ép dạng nút nước và nút khí còn hạn chế được quá trình chảy quá

nhanh do tính linh động của dòng khí bơm ép vào vỉa, quá trình này sẽ gia tăng hệ

số quét cho các nút khí bơm ép.

Kết luận

Nghiên cứu đã chỉ ra sự khác nhau giữa kết quả MMP thực nghiệm với kết

quả tính toán dựa trên phương trình trạng thái và tình trạng pha bởi mô hình chất lưu

PVT và với kết quả MMP bởi phần mềm mô phỏng. Các ưu điểm và nhược điểm của

phương pháp xác định MMP bằng thực nghiệm được đánh giá chi tiết như thành

phần của hệ chất lưu vỉa và thành phần phần khí bơm ép cũng cố định trong suốt quá

trình tiến hành thực nghiệm nên sự thay đổi thành phần chất lưu trong thiết bị

slimtube cũng không thể đại diện cho quá trình thay đổi chất lưu của vỉa chứa. Đặc

biệt là độ rỗng, độ thấm của thiết bị slimtube thực nghiệm là điều kiện lý tưởng và

được xây dựng chủ yếu trên thành phần hạt cát Quazt không đại diện cho tính chất

đá vỉa, nên MMP được xác định từ thực nghiệm khi áp dụng vào mỏ thông thường

không chính xác và cũng không đại diện cho toàn mỏ. Các kết quả đã chứng minh

việc sử dụng mô hình mô phỏng thủy động lực học slimtube có thể tính toán và dự

báo chính xác được MMP với tính chất của vỉa chứa và điều kiện khai thác thực tế

98

của mỏ. Ngoài ra, NCS đã xây dựng được quy trình mô phỏng và khẳng định tính

đúng đắn về phương pháp luận, các thuật toán tính toán về dòng chảy trong mô phỏng

mô hình slimtube để dự báo điểm MMP cho các mỏ dầu khí với nguồn khí bơm ép

khác nhau, đặc biệt có thể áp dụng cho các đối tượng trầm tích của bể Cửu Long ở

Việt Nam.

99

CHƯƠNG 4: ÁP DỤNG PHƯƠNG PHÁP BƠM ÉP LUÂN PHIÊN NƯỚC KHÍ CHO MIOXEN MỎ SƯ TỬ ĐEN TRÊN MÔ HÌNH MÔ PHỎNG

Cập nhật mô hình mô phỏng và khớp lịch sử khai thác

4.1.1. Hiện trạng mô hình

Mô hình thuỷ động của tầng chứa cát kết Mioxen của mỏ Sư Tử Đen có số

lượng các ô lưới là 114x134x25 ô lưới, kích thước trung bình ô lưới theo chiều X, Y,

Z tương ứng là 100×100×0,5 m. Tổng số ô lưới của mô hình là 381.900 ô lưới. Mô

hình thủy động bao gồm ba vùng: Vùng Trung tâm (vùng G-1X), vùng 4X/5X và

vùng 3X/6X. Trong giai đoạn thăm dò, áp suất thu được từ quá trình đo MDT tại tập

cát kết B10 khu vực 4X&5X không cho thấy sự hiện diện của dầu (chỉ có pha khí),

giếng khoan mới nhất trong khu vực G-1X không bắt gặp các tập cát kết. Vì thế,

trong mô hình thủy động, các ô lưới trong hai khu vực trên không được đưa vào tính

toán. Tổng số ô lưới được đưa vào tính toán là 114.626 ô (Hình 4.1).

Hình 4.1. Hiện trạng mô hình

4.1.2. Điều kiện ban đầu

Để xác định trường nhiệt tự nhiên của mỏ sử dụng kết quả thu được từ máy

đo nhiệt độ có độ chính xác cao tại thân giếng khoan, tại điểm đo thấp hơn các khoảng

100

làm việc của giếng. Nhiệt độ này được tính toán tại độ sâu quy chuẩn 1.729,5 m

TVDss. Giá trị nhiệt độ vỉa tương đồng giữa các giếng. Nhiệt độ đo được tại tầng

Mioxen khoảng 185 – 1900F (85-90 0C), nhiệt độ này cũng là nhiệt độ được tiến hành

phân tích PVT mô phỏng theo điều kiện vỉa.

Số liệu áp suất vỉa ban đầu hiện nay có được từ kết quả DST giếng khoan SD-

1X, SD-2X và SD-3X, số liệu khác chỉ có kết quả khảo sát áp suất trong quá trình

khai thác. Động thái khai thác và khảo sát áp suất giếng cho thấy đối tượng Mioxen

hạ bao gồm nhiều vùng cân bằng với chế độ thủy động khác nhau. Trên cơ sở phân

tích số liệu hiện có, đề xuất sử dụng giá trị áp suất ban đầu giếng SD-2X cho khu

vực Trung tâm và SD-3X cho khu vực Đông Bắc (3X/6X).

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

Thông số SD-1X SD-2X SD-3X

Độ sâu đặt gauge (mTVDSS) 1664,1 1674,78 1686,7

Áp suất tại độ sâu đặt gauge (psia) 2421 2440 2436

Nhiệt độ tại độ sâu đặt gauge (oF) 185,1 183,9 183,2

Độ sâu quy chuẩn (mTVDSS) 1729,5 1729,5 1729,5

Áp suất tại độ sâu quy chuẩn (psia) 2500 2506 2488

Nhiệt độ tại độ sâu quy chuẩn (oF) 189,8 187,6 185,5

4.1.3. Tính chất chất lưu, đá chứa

Cập nhật đường thấm pha tương đối

Các đường thấm pha tương đối của dầu-nước sử dụng để tính toán các chỉ số

trên mô hình thuỷ động. Hệ đường cong thấm tương đối của các pha dầu và nước

được xây dựng dựa trên phân tích số liệu đo đạc mẫu lõi trong điều kiện vỉa chứa khi

bơm ép đồng thời dầu và nước vào mẫu được lấy từ giếng SD-2X, SD-3X và các mỏ

lân cận (Hình 4.2).

Với độ bão hòa dầu dư theo kết quả phân tích mẫu lõi giếng SD-2X và SD-

3X thay đổi trong khoảng 18% tới 22%, mô hình thủy động hiện tại không thể cho

kết quả khớp lịch sử tốt nhất do trữ lượng dầu tại chỗ cao hơn 40% so với mô hình

101

trước. Tuy nhiên thí nghiệm bơm ép nước trong nghiên cứu nâng cao hệ số thu hồi

dầu gần đây cho thấy độ bão hòa dầu dư của tập vỉa B10 thay đổi trong khoảng 30%-

45%. Nguyên nhân của sự khác nhau này là do thí nghiệm bơm ép được tiến hành

với dầu vỉa và mẫu lõi đã được phục hồi độ dính ướt, trong khi các phân tích mẫu lõi

đặc biệt trước đây được xây dựng bằng công nghệ thông thường tại điều kiện phòng,

sử dụng dầu thí nghiệm mà không phục hồi độ dính ướt mẫu. Kết quả nghiên cứu từ

thực nghiệm trong phòng thí nghiệm và mô phỏng chứng minh độ bão hòa dầu dư

40% cho kết quả khớp lịch sử tương đối tốt. Vì thế, giá trị Sor 40% được sử dụng

trong mô hình hiện tại.

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

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

102

Kết quả phân tích PVT từ giếng khoan SD-2X được sử dụng là thông số đầu

vào mô hình mô phỏng khu vực Trung tâm, kết quả phân tích PVT giếng khoan SD-

3X được sử dụng cho khu vực 3X/6X. Tính chất chất lưu, đá chứa thể hiện trên Bảng

4.2.

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

Giá trị Ghi chú Tính chất SD-2X SD-3X

Tỷ trọng (API) 35,4 35,5

Áp suất điểm bọt (psia) 1375 1060

428 314 Dầu

1,288 1,237 Kết quả phân tích PVT từ giếng SD-2X và SD-3X

0,777 0,755

1,01

1,057 GOR Flash (scf/stb) Hệ số thể tích dầu thành hệ ban đầu (rb/stb) Độ nhớt dầu vỉa ban đầu (Cp) Tỷ trọng bề mặt Hệ số thể tích nước thành hệ ban đầu (rb/stb) Nước Độ nén của nước (1/psi) 3,84E-06 Số liệu từ giếng khoan SD-11P

0,37 Độ nhớt nước vỉa ban đầu (Cp)

Quan hệ rỗng thấm

Đá chứa

kh/kv Channel: PermB10 = 4x108*PHIE9,596 Mouthbar: PermB10 = 4x1011*PHIE15,45 0,1 Số liệu từ giếng khoan SD-2X và SD-3X

Độ nén đất đá (1/psi) 1,06E-05

Swi Sorw 0,2 0,4 0.2 0

Kro max 0,6 1 Đá chứa -chất lưu Đường cong rỗng thấm (SD-2X)

Krw max 0,3 0.6 Sorg Sgc Krg max Krog max

2495 2490

Điều kiện ban đầu 1745 1735 Áp suất vỉa ban đầu tại 1729.5 mTVDss (Psi) Mặt phân cách dầu nước (mTVDss)

103

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 năm 2015.

Trên mô hình thuỷ động áp suất vỉa ban đầu được lấy là 2.495 psia đối với

khu vực trung tầm và 2.490 đối với khu vực 3X/6X tại mặt phân cách dầu nước tại

độ sâu 1.729,5m TVDSS. Ranh giới dầu nước có chiều sâu khác nhau được xác định

theo báo cáo trữ lượng phê duyệt và thay đổi từ 1.735m tới 1.745m TVDSS.

4.1.4. Phục hồi số liệu lịch sử khai thác mỏ

Để phục hồi trạng thái năng lượng toàn thân dầu trên mô hình, NCS đã tiến

hành nghiên cứu chế độ hoạt động của các vùng riêng rẽ và toàn thân dầu, sử dụng

động thái khai thác và dữ liệu áp suất của 13 giếng khai thác (SD-10P, 11P, 14P, 15P,

20P, 23P, 26P, 27P, 28P, 1PST, 12PST, SDNE-6P, 8PST). Kết quả cho thấy năng

lượng tập vỉa được hỗ trợ mạnh bởi tầng nước đáy và nước biên, mạnh nhất là khu

vực phía Bắc và Tây Bắc. Các tham số chính được hiệu chỉnh ở đây là sự phân bố

thấm và mức độ hỗ trợ của vùng nước (bảng 4.3).

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

Thông số chính Thay đổi

Độ thấm toàn mỏ x10 lần khu vực phía Bắc

Độ thấm khu vực Giảm thấm khu vực trung tâm để khớp áp suất đáy giếng và độ ngập nước

Vùng ngậm nước Đặt 1 vùng ngậm nước mạnh phía Bắc, 3 vùng ngậm nước yếu phía Tây

Thông số từ giếng x Pi giếng SD-1PST, SD-28P, SDNE-6P

104

Hình 4.4: Vị trí vùng ngập nước

Kết quả phục hồi lịch sử mô hình khai thác cho thấy rằng 85% các giếng đã

được khớp với thực tế, 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. 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. Giếng

khai thác phải được tái lập lịch sử như trong thực tế và giếng lựa chọn phải đạt các

tiêu chí về độ ngập nước chưa cao, sản lượng khai thác dầu có biểu hiện suy giảm,

chịu ảnh hưởng của hiện tượng chảy sườn của nước bơm ép, thời gian nước bơm ép

đến giếng phải được đánh giá và nghiên cứu để có thể thử nghiệm hệ luân phiên

nước-khí với nước là dung dịch polyme.

Kết quả phục hồi lịch sử khai thác đối tượng Mioxen, mỏ Sư Tử Đen Tây Nam

đã được thể hiện trên các hình từ hình 4.5 đến hình 4.11.

105

Hình 4.5. Phân bố độ bão hòa dầu

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

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

106

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

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

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

107

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

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

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

108

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

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

Kết quả phục hồi lịch sử mô hình thành phần cho thấy mô hình đã đảm bảo

đủ tin cậy để tiến hành nghiên cứu chuyển đổi sang mô hình thành phần để có thể

đánh giá hiệu quả các phương án bơm ép nước-khí luân phiên theo các phương án

khai thác.

Chuyển từ mô hình “black oil” sang mô hình thành phần

Mô hình hiện tại đã được khớp lịch sử với các động thái khai thác thực tế phần

mềm mô phỏng quá trình dạng black oil, nghĩa là chất lưu tồn tại trong vỉa dưới 3

dạng dầu-khí-nước. Mô hình black oil được sử dụng nhiều và cho kết quả dự báo

khai thác chính xác với các phương án gia tăng thu hồi như bơm ép nước để duy trình

109

áp suất vỉa, hay phương pháp nâng cao hệ số thu hồi bằng hóa phẩm như bơm ép

polyme, bơm ép hoạt chất bề mặt. Các phương pháp bơm ép hóa phẩm có tác dụng

làm thay đổi tính chất dính ướt của đá vỉa, thay đổi áp suất mao dẫn, độ nhớt của

nước bơm ép từ đó làm giảm lượng dầu tàn dư còn lại trong vỉa v.v. các thay đổi này

được thể hiện trên hệ đường cong thấm pha, hệ đường áp suất mao dẫn của pha lỏng

(dầu/nước) và pha khí (hydrocarbon). Mô hình black oil có thể dự báo chính xác

được quá trình thay đổi trên. Với quá trình bơm ép khí để nâng cao hệ số thu hồi thì

như đã trình bày trong các phần trước, mô hình black oil không thể mô tả sự thay đổi

thành phần các cấu từ trong quá trình dịch chuyển từ ô lưới này sang ô lưới khác

trong quãng đường từ giếng bơm ép đến giếng khai thác. Sự thay đổi thành phần

trong vỉa hệ chất lưu vỉa và khí bơm ép sẽ quyết định cơ chế trộn lẫn, gần trộn lẫn và

không trộn lẫn. Mô hình thành phần cũng mô phỏng được sự thay đổi trạng thái pha

của các cấu tử Hydrocarbon gồm dầu-khí vỉa và khí bơm ép, từ đó quyết định các

tính chất của hệ chất lưu hỗn hợp và cơ chế của dòng chảy. Chuyển đổi mô hình từ

dạng black oil sang mô hình thành phần được thực hiện theo quy trình sau:

➢ Xây dựng mô hình mô phỏng chất lưu vỉa theo các cấu tử hydrocarbon;

➢ Chuyển đổi thuật toán và xây dựng sự thay đổi thành phần các cấu tử theo

nhiệt độ-áp suất vỉa và theo độ sâu vỉa chứa;

➢ Đảm bảo trữ lượng dầu tại chỗ (OIIP) của mô hình black oil và mô hình thành

phần không quá sai khác để tránh ảnh hưởng đến trữ lượng dầu thu hồi;

➢ Tái lập lại lịch sử động thái khai thác để có thể tin cậy cho quá trình đánh giá

hiệu quả và dự báo khai thác khi bơm ép khí, bơm ép nước-khí luân phiên.

Mô hình mô phỏng chất lưu vỉa đã được xây dựng trong Chương 3 được sử

dụng làm đầu vào cho mô hình thành phần. Tiến hành xây dựng mô hình thành phần

theo các bước ở trên. Để đảm bảo yêu cầu chất lượng của mô hình cho dự báo, mô

hình thành phần xây dựng được tái lập lại lịch sử khai thác. Kết quả tái lập lịch sử

của mô hình được thể hiện trong hình 4.15 đến hình 4.18. Trữ lượng dầu tại chỗ của

mô hình black oil và mô hình thành phần sai khác dưới 3%.

110

4.2.1. Xây dựng mô hình PVT hệ chất lưu vỉa đại diện cho Mioxen Sư Tử Đen

Căn cứ trên thông số đầu vào của mô hình Black oil mà nhà thầu đang sử dụng

trên thành phần phân tích của giếng SD-2X đã xây dựng mô hình mô phỏng các tính

chất của lưu thể vỉa trên phần mềm PVT chuyên ngành. Thành phần hydrocarbon

của giếng SD-2X được đưa vào mô hình và tái lập lại với kết quả thực nghiệm. Thành

phần và kết quả tái lập đã trình bày trong Chương 3.

4.2.2. Lựa chọn mô hình thành phần 6 cấu tử để chạy dự báo đánh giá

Để tăng tốc độ xử lý khi chạy mô hình mô phỏng toàn mỏ 11 cấu tử trong mô

hình mô phỏng PVTcủa Mioxen Sư Tử Đen được sử dụng thuật toán ghép nhóm

tương đồng thành 6 cấu tử (CO2; N2; C1; PC2: ghép của C2-C3, PC3: ghép của C4-

C6; C7+). Quá trình ghép nhóm đảm bảo không thay đổi tính chất của hệ chất lưu vỉa

trong mô hình mô phỏng, kết quả được so sánh trong hình 3.18 giản đồ pha của 2 mô

hình 11 cấu tử và mô hình 6 cấu tử.

N2, CO2, C1 và C7+ không tiến hành ghép nhóm để giữ nguyên tính chất của

cấu tử hydrocarbon vỉa, quá trình này sẽ đảm bảo tính chính xác khi tiến hành đánh

giá bơm ép các nguồn khí vào trong vỉa.

Để chứng minh quá trình ghép nhóm từ 11 cấu tử xuống 6 cấu tử làm đầu vào

cho mô hình mô phỏng không ảnh hưởng đến kết quả nghiên cứu. Thành phần của

11 cấu tử và 6 cấu tử từ mô hình PVT được thể hiện trong hình 4.16. Hai mô hình

thành phần 11 cấu tử và 6 cấu tử được chạy lại lịch sử khai thác và so sánh. Kết quả

mô phỏng được đưa ra trong hình 4.16 đến hình 4.19 đã chứng minh sự sai lệch là

không lớn và có thể sử dụng mô hình thành phần 6 cấu tử để tái lập lịch sử khai thác

và chạy các trường hợp dự báo đánh giá bơm ép khí, bơm ép luân phiên nước-khí

hoặc tiếp tục chỉ bơm ép nước.

111

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

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

Hình 4.18: So sánh kết quả tái lập lịch sử độ ngập nước giữa mô hình thành phần 11 cấu tử và mô hình thành phần 6 cấu tử với giếng SD-10P (sản lượng dầu)

112

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

4.2.3. Tái lập lịch sử khai thác với mô hình thành phần của Mioxen Sư Tử Đen

Để có thể đánh giá được quá trình trộn lẫn, không trộn lẫn, gần trộn lẫn cũng

như đánh giá hiệu quả của các phương án bơm ép nước-khí luân phiên, bơm ép khí,

bơm ép nước thì mô hình thành phần phải được tái lập lại lịch sử để đảm bảo sự tin

cậy của mô hình. Mô hình thành phần được tái lập lịch sử trên phần mềm thương mại

được thiết kế và sử dụng các công thức tính toán chuyên biệt cho từng cấu tử tồn tại

trong vỉa.

Các thông số lịch sử khai thác được đưa vào mô hình thành phần giống như

mô hình black oil, các kết quả khớp lịch sử của mô hình thành phần được đưa ra

trong các hình 4.20 và hình 4.21. Kết quả khớp lịch sử so với mô hình black oil rất

tốt và độ tin cậy cao nên có thể sử dụng để chạy các phương án đánh giá nâng cao

thu hồi dầu.

113

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

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

Các phương án bơm ép khí và đánh giá độ nhạy

Sau khi xem xét và đánh giá hiện trạng giếng đang bơm ép và khai thác cũng

như độ bão hòa dầu hiện tại của đối tượng Mioxen, Sư Tử Đen nhận thấy để có thể

chuyển đổi trạng thái giếng và tiến hành bơm ép ngay trong giai đoạn sắp tới thì chỉ

có giếng SD-16I, SD-27I, còn giếng SD-5I hiện giờ đang dừng bơm ép nước do các

yếu tố kỹ thuật nên không có khả năng chuyển đổi sang bơm ép nước-khí luân phiên.

114

Tuy nhiên, khi tiến hành bơm ép khí thì theo lý thuyết hệ số bù năng lượng của khí

sẽ thấp hơn nước nên khi tiến hành đồng thời bơm ép khí cả hai giếng SD-16I và SD-

27I thì áp suất vỉa sẽ giảm nhanh làm giảm hiệu quả gần trộn lẫn của khí dẫn đến

phương pháp bơm ép khí cũng bị giảm hiệu quả. Giếng SD-27I có vị trí ở rìa của cấu

tạo và bán kính ảnh hưởng trực tiếp là các giếng SD-6P và SD-28P nên khi tiến hành

bơm ép khí sẽ không thật sự hiệu quả (Hình 4.22). Dựa trên thực trạng hiện nay,

giếng SD-16I có vị trí phù hợp nhất trong các giếng bơm ép để tiến hành thử nghiệm

bơm ép luân phiên nước-khí và dự báo sản lượng gia tăng của khu vực trung tâm của

đối tượng.

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

Để có thể đánh giá được cơ chế trộn lẫn, gần trộn lẫn, không trộn lẫn và hiệu

quả của phương pháp bơm ép khí cũng như chỉ ra được các ảnh hưởng của tính chất

địa chất, chất lưu vỉa, vị trí giếng bơm ép lên hiệu quả thu hồi dầu thì các phương án

bơm ép, tối ưu khai thác cần được đưa ra và chạy dự báo. Các phương án được xây

dựng và trình bày trong bảng 4.3.

115

Áp suất

Lưu lương bơm ép

Giếng bơm ép nước

Giếng bơm ép khí

Thời gian bơm ép

Bơm ép dưới OWC

Bơm ép nước

Bơm ép khí CO2

Bơm ép khí N2

Bơm ép khí khô

Bơm ép khí đã làm giàu

27I 16I

2023

Vỉa

14000 bbl/day

X

X

27I

16I

2023

Vỉa

5MMscf/day

X

X

X

27I

16I

2023

Vỉa

5MMscf/day

X

X

X

27I

16I

3 năm Vỉa

5MMscf/day

X

X

X

27I

16I

3 năm Vỉa

10MMscf/day

X

X

X

Phương án Cơ sở bơm ép nước : bơm ép nước tại hai giếng 27I và 16I Trường hợp 1 Phương án bơm ép khí : bơm ép nước tại giếng 27I; bơm ép khí tại giếng 16I Trường hợp 2 Phương án bơm ép luân phiên nước-khí(WAG): bơm ép nước tại giếng 27I và bơm ép luân phiên khí-nước tại giếng 16I Trường hợp 3 Phương án bơm ép WAG 5 triệu Mscf/day tại giếng 16I, giếng 27I bơm ép nước Phương án bơm ép WAG 10 triệu Mscf/day tại giếng 16I, giếng 27I bơm ép nước

27I

16I

3 năm Vỉa

15MMscf/day

X

X

X

Phương án bơm ép WAG 15 triệu Mscf/day tại giếng 16I, giếng 27I bơm ép nước

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

116

Trường hợp 4

27I

16I

2 năm Vỉa

5MMscf/day

X

X

X

Phương án bơm ép WAG trong 2 năm (5MMscf/day) tại giếng 16I, giếng 27I bơm ép nước

27I

16I

3 năm Vỉa

5MMscf/day

X

X

X

Phương án bơm ép WAG trong 3 năm (5MMscf/day) tại giếng 16I, giếng 27I bơm ép nước

Trường hợp 5

27I

16I

3 năm Vỉa

5MMscf/day

X

X

X

Phương án bơm ép WAG 5MMscf/day CO2 tại giếng 16I, giếng 27I bơm ép nước

27I

16I

3 năm Vỉa

5MMscf/day

X

X

X

Phương án bơm ép WAG 5MMscf/day khí N2 tại giếng 16I, giếng 27I bơm ép nước

Trường hợp 6

X

27I

16I

3 năm Vỉa

5MMscf/day

X

X

Phương án bơm ép WAG 5MMscf/day khí khô tại giếng 16I, giếng 27I bơm ép nước

27I

16I

3 năm Vỉa

5MMscf/day

X

X

X

Phương án bơm ép WAG 5MMscf/day khí đã được làm giàu tại giếng 16I, giếng 27I bơm ép nước

117

4.3.1. Đánh giá hiệu quả của 03 phương án bơm ép nước, bơm ép khí và bơm

ép nước-khí luân phiên

Kết quả chạy mô phỏng dự báo sản lượng khai thác cho các trường hợp:

- Phương án cơ sở bơm ép nước (PACS): bơm ép nước duy trì áp suất mỏ của

02 giếng SD-16I và SD-27I với lưu lượng bơm ép 14.000 bbl/ngày.

- Trường hợp 1 (TH1) bơm ép khí: bơm ép nước duy trì áp suất mỏ của giếng

SD-27I với lưu lượng bơm ép 10.000 bbl/ngày, bơm ép khí cả đời mỏ của giếng SD-

16I với lưu lượng bơm ép 5 MMscf/ngày (triệu bộ khối khí/ngày).

- Trường hợp 2 (TH2) bơm ép nước-khí luân phiên: bơm ép nước duy trì áp

suất mỏ của giếng SD-27I với lưu lượng bơm ép 10.000 bbl/ngày và tiến hành bơm

ép luân phiên nước-khí với giếng SD-16I với chu kỳ 3 tháng bơm khí (lưu lượng 5

MMscf/ngày) và 3 tháng bơm nước (4.000 bbl/ngày).

Các kết quả mô phỏng cho thấy hiệu quả nâng cao hệ số thu hồi dầu của

phương pháp bơm ép nước-khí luân phiên (TH2) là tốt nhất, sau đó là bơm ép khí và

cuối cùng là bơm ép nước. Kết quả chạy mô phỏng dự báo chi tiết được thể hiện

trong hình 4.22 đến hình 4.24. Nhà thầu nếu không áp dụng bơm ép khí mà tiếp tục

duy trì bơm ép nước thì ngoài việc không gia tăng được thu hồi dầu mà còn phải đối

mặt với các hiện tượng ngập nước cao tại các giếng khai thác. Mức độ ngập nước tại

các giếng khai thác khi bơm ép nước rất khó dự báo do mức độ chính xác của phân

bố rỗng, phân bố độ thấm cũng như các đứt gãy trong vỉa sẽ làm dòng nước chảy

theo các kênh dẫn đến thằng giếng khai thác, quá trình này mô hình mô phỏng không

dự báo chính xác được.

Bơm ép luân phiên nước-khí sẽ giải quyết được rất nhiều vấn đề còn tồn tại

trong mỏ. Mặc dù áp suất bơm ép là thấp hơn áp suất trộn lẫn rất nhiều nhưng kết

quả cho thấy khả năng thu hồi dầu của phương pháp rất tốt. Phương pháp bơm ép khí

ban đầu có khả năng thu hồi dầu tốt nhưng do bơm ép với lưu lượng 5MMscf/ngày

nên áp suất đáy giếng bơm ép và khu vực ảnh hưởng của giếng bơm ép SD-16I giảm

thấp dẫn đến giảm hiệu quả trộn lẫn, tiệm cận gần đến cơ chế không trộn lẫn nên sản

118

lượng thu hồi giảm. Quá trình bơm ép luân phiên nước-khí trong 3 tháng bơm khí và

tiếp đến 3 tháng bơm nước sẽ giúp vùng cận đáy giếng bơm ép và vùng ảnh hưởng

được duy trì áp suất tốt hơn nên hiệu quả gia tăng sản lượng của WAG cũng do một

phần ảnh hưởng của cơ chế gần trộn lẫn. Mặt khác, dòng khí với độ linh động rất cao

khi không có quá trình trộn lẫn (Mg/Mo lớn) sẽ gây nên hiện tượng chảy quá nhanh

và không có hiệu quả đẩy dầu khỏi lỗ rỗng, thậm chí sẽ xảy ra hiện tượng “vọt khí”

trong vỉa. Hiện tượng này thể hiện ở quá trình không trộn lẫn sẽ dẫn đến tỷ số khí-

dầu khai thác (GOR) tăng cao. Nút nước bơm ép phía trước và phía sau nút khí sẽ có

tác dụng kiểm soát tốc độ của dòng khí trong vỉa làm gia tăng lượng dầu thu hồi cho

phương pháp bơm ép nước-khí luân phiên.

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

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

119

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

4.3.2. Đánh giá và lựa chọn lưu lượng bơm ép luân phiên nước-khí tối ưu

Do áp suất vỉa hiện tại quá thấp so với áp suất trộn lẫn tối thiểu (MMP) của

tất cả các nguồn khí nên quá trình bơm ép nước-khí luân phiên cho Mioxen Sư Tử

Đen tuân theo cơ chế gần trộn lẫn. Trang thiết bị khai thác-bơm ép và vận chuyện

hiện có của nhà thầu có thể cung cấp bơm ép luân phiên nước-khí rất hạn chế, đặc

biệt là khi bơm ép khí với lưu lượng lớn, nên việc tối ưu lưu lượng bơm ép khí cũng

đóng một vai trò hết sức quan trọng. Để có thể tối ưu lưu lượng bơm ép khí cho giếng

SD-16I mà vẫn đạt kết quả thu hồi dầu tốt nhất, tính trên góc độ kinh tế và lượng khí

bơm ép thì các phương án chạy dự báo sau được thực hiện. Xây dựng phương án và

chạy mô phỏng dự báo sản lượng khai thác như sau:

Trường hợp 3 (TH3):

- TH3a (Phương án bơm ép WAG với lưu lượng 5 triệu Mscf/ngày): bơm ép

nước duy trì áp suất mỏ của giếng SD-27I với lưu lượng bơm ép 10.000 bbl/ngày và

tiến hành bơm ép luân phiên nước-khí với giếng SD-16I với chu kỳ 3 tháng bơm khí

(lưu lượng 5MMscf/ngày) và 3 tháng bơm nước (4.000 bbl/ngày). Thời gian bơm ép

WAG trong 3 năm.

- TH3b (Phương án bơm ép WAG với lưu lượng 10 triệu Mscf/ngày): bơm ép

nước duy trì áp suất mỏ của giếng SD-27I với lưu lượng bơm ép 10.000 bbl/ngày và

tiến hành bơm ép luân phiên nước-khí với giếng SD-16I với chu kỳ 3 tháng bơm khí

120

(lưu lượng 10 MMscf/ngày) và 3 tháng bơm nước (4.000 bbl/ngày). Thời gian bơm

ép WAG trong 3 năm.

- TH3c (Phương án bơm ép WAG với lưu lượng 15 triệu Mscf/ngày): bơm ép

bơm ép nước duy trì áp suất mỏ của giếng SD-27I với lưu lượng bơm ép 10000

bbl/ngày và tiến hành bơm ép luân phiên nước-khívới giếng SD-16I với chu kỳ 3

tháng bơm khí (lưu lượng 15 MMscf/ngày) và 3 tháng bơm nước (4.000 bbl/ngày).

Thời gian bơm ép WAG trong 3 năm.

Kết quả mô phỏng được thể hiện trong hình 4.26 và hình 4.27

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

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

121

Kết quả mô phỏng cho thấy phương án bơm ép luân phiên nước-khí với lưu

lượng bơm ép khí là 5 MMscf/day cho kết quả thu hồi dầu cao nhất mặc dù lưu lượng

bơm ép khí là thấp nhất. Điều này có thể giải thích do cơ chế bơm ép WAG hiện tại

đang là cơ chế bơm ép khí gần trộn lẫn nên khi tăng tốc độ bơm ép khí lên quá cao

10 MMscf/ngày và 15 MMscf/ngày thì dòng khí bơm ép với vận tốc rất lớn được đẩy

vào vỉa gần như không đủ thời gian để tiếp xúc với pha dầu. Đặc biệt, độ linh động

của pha khí kết hợp vận tốc bơm đẩy quá lớn thì dòng khí sẽ vượt qua các nút nước

phía trước và đến thẳng giếng khai thác. Hình 4.27 cho thấy quá trình đánh thủng

(breakthough) của dòng khí bơm đẩy rất rõ ràng, lưu lượng khí thu được tại giếng

khai thác tăng đột biết theo các chu kỳ bơm ép khí cũng như tác động lên vỉa rất

nhanh. Trong khi đó với lưu lương bơm ép 5 MMscf/ngày thì sau hơn 1 năm lượng

khí mới đến giếng khai thác và một phần đã trộn lẫn với dầu vỉa làm hiệu quả trộn

lẫn để gia tăng được sản lượng dầu cao hơn các trường hợp lưu lượng bơm ép lớn

hơn. Bơm ép với lưu lượng 10MMscf/ngày và 15 MMscf/ngày thì gần như trong thời

gian rất ngắn các giếng khai thác đã nhận được dòng khí. Đây chính là minh chứng

cho hiệu quả của quá trình gần trộn lẫn.

Lưu lượng bơm ép luân phiên nước khí có thể được hiểu là các nút nước và

khí luân phiên được bơm ép vào vỉa chứa với các tỷ lệ xác định. Đây là một yếu tố

hết sức quan trọng để xác định điều kiện tốt nhất để nâng cao thu hồi dầu. Các nghiên

cứu đã chỉ ra rằng với tỷ lệ nước khí thấp thì khí có thể tạo ra kênh dẫn và chảy thẳng

đến giếng sớm hơn dự kiến và với tỷ lệ nước khí cao sẽ là nguyên nhân tạo thành

thành các bẫy giữ dầu bởi các lưỡi nước. Do đó, lựa chọn một tỷ lệ tối ưu nước khí

là hết sức quan trọng. Việc xác định tối ưu tỷ lệ nước khí của nghiên cứu đã được kế

thừa từ các nghiên cứu trước đây của mỏ Rạng Đông [3] và một số nghiên cứu trên

thế giới. Với giếng bơm ép SD-16I thì khả năng tiếp nhận tối đa hiện tại là 4.000

bbl/ngày nên nút khí được giữ nguyên với khả năng bơm ép hiện tại. Ngoài ra, dựa

trên khoảng cách giữa giếng bơm ép và các giếng khai thác, các nút khí được lựa

chọn với các lưu lượng bơm ép 5 MMscf/ngày; 10 MMscf/ngày; 15 MMscf/ngày để

đánh giá các tỷ lệ tối ưu. Khi tính thể tích ở điều kiện vỉa thì lưu lượng bơm ép có tỷ

122

lệ tương đương 1:1; 1:2 và 1:3. Kết quả nghiên cứu các nút khí cho thấy thể tích các

nút khí lớn ( trường hợp) 10 MMscf/ngày; 15 MMscf/ngày thì chỉ tồn tại được 1-2

nút khí sau đó là có hiện tượng đánh thủng của nút khí dẫn đến khí đến sớm ở giếng

khai thác (hình 4.28). Với trường hợp 3 tháng một nút khí với lưu lượng

5MMscf/ngày thì lượng dầu thu hồi được đẩy đẩy đến giếng sau 18 tháng và 3-4 nút

nước khí được duy trì trong mỏ từ khoảng cách giếng SD-16I đến các giếng chịu ảnh

hưởng là SD-20P và SD-11P (Hình 4.29). Kết quả nghiên cứu và đánh giá trên mô

hình mô phỏng đã chỉ ra với nút nước khí với lưu lượng khí bơm ép là 5MMscf/ngày

là đảm bảo gia tăng thu hồi tốt nhất.

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

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

123

4.3.3. Đánh giá hiệu quả bơm ép luân phiên nước-khí theo thời gian bơm ép

Các phương án bơm ép nước-khí luân phiên liên tục trong thời gian 2 năm, 3

năm đã được thiết kế để đánh giá hiệu quả bơm ép WAG theo thời gian.

Trường hợp 4:

- TH4a (Phương án bơm ép WAG với lưu lượng 5 triệu Mscf/ngày): bơm ép

nước duy trì áp suất mỏ của giếng SD-27I với lưu lượng bơm ép 10.000 bbl/ngày và

tiến hành bơm ép luân phiên nước-khívới giếng SD-16I với chu kỳ 3 tháng bơm khí

(lưu lượng 5MMscf/ngày) và 3 tháng bơm nước (4.000 bbl/ngày). Thời gian bơm ép

WAG trong 2 năm.

- TH4b (Phương án bơm ép WAG với lưu lượng 5 triệu Mscf/ngày): bơm ép

nước duy trì áp suất mỏ của giếng SD-27I với lưu lượng bơm ép 10.000 bbl/ngày và

tiến hành bơm ép luân phiên nước-khí với giếng SD-16I với chu kỳ 3 tháng bơm khí

(lưu lượng 5MMscf/ngày) và 3 tháng bơm nước (4.000 bbl/ngày). Thời gian bơm ép

luân phiên nước-khí liên tục trong 3 năm, sau đó duy trì bơm ép nước thứ cấp.

Kết quả mô phỏng được thể hiện trong hình 4.30 cho thấy thời gian bơm ép

càng dài thì hiệu quả thu hồi càng cao và với tổng sản lượng thu hồi sau 3 năm bơm

ép WAG so với 2 năm bơm ép WAG thì phương án TH4b là có hiệu quả và nên được

áp dụng cho giếng SD-16I.

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

124

4.3.4. Đánh giá phương pháp bơm ép khí với các cơ chế trộn lẫn, gần trộn lẫn,

không trộn lẫn

Các trường hợp TH3a, TH3b, TH3c cũng đã chứng minh được hiệu quả của

cơ chế gần trộn lẫn và ít trộn lẫn với các lưu lượng bơm ép khí mà kết quả tỷ số khí

dầu (GOR) và lưu lượng khai thác khí tại mỏ đã thể hiện trong hình 4.30 ở trên. Tuy

nhiên, để làm rõ hiệu quả của các cơ chế trộn lẫn, gần trộn lẫn hoặc không trộn lẫn

thì phải tiến hành các đánh giá với phương án bơm ép khí là khí trơ N2 (cơ chế không

trộn lẫn), khí hydrocarbon khô (cơ chế gần gần trộn lẫn), khí CO2 (cơ chế ít trộn lẫn).

Trường hợp 5 (TH5):

- TH5a (Phương án bơm ép WAG với lưu lượng 5 MMscf/ngày với nguồn khí

là khí hydrocarbon khô): bơm ép nước duy trì áp suất mỏ của giếng SD-27I với lưu

lượng bơm ép 10.000 bbl/ngày và tiến hành bơm ép luân phiên nước-khí với giếng

SD-16I với chu kỳ 3 tháng bơm khí (lưu lượng 5MMscf/ngày) và 3 tháng bơm nước

(4.000 bbl/ngày). Thời gian bơm ép WAG trong 3 năm.

- TH5b (Phương án bơm ép WAG với lưu lượng 5 MMscf/ngày với nguồn khí

là khí CO2): bơm ép nước duy trì áp suất mỏ của giếng SD-27I với lưu lượng bơm

ép 10.000 bbl/ngày và tiến hành bơm ép luân phiên nước-khí với giếng SD-16I với

chu kỳ 3 tháng bơm khí (lưu lượng 5 MMscf/ngày) và 3 tháng bơm nước (4.000

bbl/ngày). Thời gian bơm ép WAG trong 3 năm.

- TH5c (Phương án bơm ép WAG với lưu lượng 5 triệu Mscf/ngày với nguồn

khí là khí trơ N2): bơm ép nước duy trì áp suất mỏ của giếng SD-27I với lưu lượng

bơm ép 10.000 bbl/ngày và tiến hành bơm ép luân phiên nước-khí với giếng SD-16I

với chu kỳ 3 tháng bơm khí (lưu lượng 5 MMscf/ngày) và 3 tháng bơm nước (4.000

bbl/ngày). Thời gian bơm ép WAG trong 3 năm.

Kết quả mô phỏng được thể hiện trong hình 4.31 cho thấy bơm ép khí khô

(Drygas) là hiệu quả nhất. Phương pháp bơm ép khí N2 và khí CO2 có hiệu quả gần

như nhau. Nhưng cơ chế không trộn lẫn của N2 thể hiện rất rõ trong hiệu quả nâng

cao hệ số thu hồi dầu khi bơm ép. Khi bắt đầu bơm ép thì khí N2 là khí trơ và không

125

trộn lẫn với dầu vỉa trong bất cứ áp suất nào, hiệu quả nâng cao hệ số thu hồi dầu ở

đây chỉ là cơ chế đẩy vi mô đơn thuần nên có hiệu quả ngay lập tức sau khi bơm ép.

Điều này cũng thể hiện ở hình 4.32 ở lưu lượng khí N2 thu hồi tại các giếng khai thác

tăng đột ngột ngay sau khi bơm ép. Hiệu quả bơm ép của N2 và CO2 với mô hình

toàn mỏ Mioxen Sư Tử Đen cho kết quả không phù hợp với kết quả từ mô hình

slimtube đưa ra. Kết quả này chính là bằng chứng để biện luận cho việc tương tác

hóa học giữa các cấu tử của hệ chất lưu vỉa cũng như ảnh hưởng của môi trường bất

đồng nhất đến hiệu quả thu hồi của các khí bơm ép như thế nào. Khí CO2 được giữ

lại vỉa khá lớn trong quá trình dịch chuyển thể hiện ở lượng dầu gia tăng chậm hơn

so với các nguồn khí khác và lượng khí thu hồi khai thác cũng thấp hơn so với các

trường hợp khác.

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

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

126

4.3.5. So sánh hiệu quả các phương án bơm ép khí với các nguồn khí bơm ép

Để nâng cao hệ số thu hồi cho phương pháp bơm ép luân phiên nước-khí bằng

nguồn khí khô (khí hydrocarbon khai thác), nguồn khí bơm ép có thể lựa chọn sử

dụng các nguồn khí có hàm lượng C2-C5 lớn hơn so với khí thương phẩm/khí khô.

Các nguồn khí đã được làm giàu này có thể được lấy từ các cấp bình tách, khí đồng

hành tại miệng giếng hoặc khí khô được phối trộn với NGL/LPG để làm giàu. Các

phương án đánh giá và chạy dự báo sản lượng cho các nguồn khí sử dụng trong quá

trình bơm ép luân phiên nước-khí như sau:

Trường hợp 6:

- TH6a (Phương án bơm ép WAG với lưu lượng 5 MMscf/ngày với nguồn khí

là khí hydrocarbon khô): bơm ép nước duy trì áp suất mỏ của giếng SD-27I với lưu

lượng bơm ép 10.000 bbl/ngày và tiến hành bơm ép luân phiên nước-khí với giếng

SD-16I với chu kỳ 3 tháng bơm khí (lưu lượng 5MMscf/ngày) và 3 tháng bơm nước

(4.000 bbl/ngày). Thời gian bơm ép WAG trong 3 năm.

- TH6b (Phương án bơm ép WAG với lưu lượng 5 MMscf/ngày với nguồn khí

là khí đã được làm giàu với NGL/LPG) bơm ép nước duy trì áp suất mỏ của giếng

SD-27I với lưu lượng bơm ép 10.000 bbl/ngày và tiến hành bơm ép luân phiên nước-

khí với giếng SD-16I với chu kỳ 3 tháng bơm khí (lưu lượng 5 MMscf/ngày) và 3

tháng bơm nước (4.000 bbl/ngày). Thời gian bơm ép WAG trong 3 năm.

Kết quả mô phỏng được thể hiện trong hình 4.33 cho thấy phương án bơm ép

luân phiên nước-khí với khí đã được làm giàu (TH6b-khí làm giàu) có hiệu quả thu

hồi dầu cao hơn so với phương án bơm ép khí khô (TH6a-khí khô) thông thường.

Kết quả lưu lượng thu hồi tại giếng bơm ép cũng cho thấy hiệu quả đẩy của nút khí

đã làm giàu tốt hơn so với nút khí khô với hệ chất lưu vỉa. Đây cũng là bằng chứng

chứng minh cho hiệu quả của quá trình gần trộn lẫn so với quá trình không trộn lẫn

hoặc ít trộn lẫn, mặc dù trong cả hai phương án đều bơm ép ở áp suất dưới áp suất

trộn lẫn tối thiểu rất nhiều.

127

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

4.3.6. Kết quả mô phỏng bơm ép nước-khí luân phiên

Kết quả dự báo các phương án chạy mô hình mô phỏng cho Mioxen Sư Tử Đen đến năm 2023 cho thấy lượng dầu thu hồi của tất cả phương án bơm ép luân phiên nước-khí đều cao hơn so với phương án bơm ép nước hiện tại. Sản lượng thu hồi cao nhất của các phương án bơm ép luân phiên nước-khí là 77 triệu thùng dầu, thu hồi hơn 2,5 triệu thùng dầu so với bơm ép nước thứ cấp thông thường.

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

Phương án Hệ số thu hồi (%) Sản lượng thu hồi (triệu thùng dầu)

PACS: Phương án Cơ sở bơm ép nước 73,5 34,4

TH1: Phương án bơm ép khí 75,2 35,2

TH2: Phương án bơm ép luân phiên nước-khí (WAG) 76,1 35,6

TH3a: Phương án bơm ép WAG với lưu lượng 5 triệu Mscf/day 76,1 35,6

TH3b: Phương án bơm ép WAG với lưu lượng 10 triệu Mscf/day 75,3 35,3

128

TH3c: Phương án bơm ép WAG với lưu lượng 15 triệu Mscf/day 75,0 35,1

TH4a: Phương án bơm ép WAG trong 2 năm (5MMscf/day) 75,2 35,2

TH4b: Phương án bơm ép WAG trong 3 năm (5MMscf/day) 76,1 35,6

TH5a: Phương án bơm ép WAG với khí CO2 74,0 34,7

TH5b: Phương án bơm ép WAG với khí N2 74,2 34,8

TH6a: Phương án bơm ép WAG với khí khô 76,1 35,6

TH6b: Phương án bơm ép WAG với khí đã được làm giàu 77,0 36,1

Kết luận

12 phương án bơm ép khí, bơm ép nước-khí luân phiên, bơm ép khí với các

lưu lượng bơm ép hoặc với các nguồn khí khác nhau đã được so sánh với phương

pháp bơm ép nước thông thường. Phương án bơm ép nước cũng cho kết quả thu hồi

dầu khá tốt với 34,4 % thu hồi dầu (tại thời điểm tháng 02/2014 thì bơm ép nước đã

thu hồi được 26,5%) và hệ số quét khá tốt như trong hình 4.34. Kết quả mô hình mô

phỏng toàn đối tượng khai thác Mioxen Sư Tử Đen đã chứng minh rằng có thể áp

dụng các phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu bằng bơm ép khí dưới trộn lẫn

(gần trộn lẫn) và giải pháp bơm ép luân phiên nước-khí rất phù hợp với cấu trúc vỉa

chứa, tính chất lưu thể vỉa và tính chất đá vỉa của Mioxen Sư Tử Đen. Giải pháp bơm

ép luân phiên nước-khí đem lại hiệu quả nâng cao thu hồi cao nhất hơn 36 % thu hồi

dầu, có thể gia tăng thu hồi lên 2-5% so với bơm ép nước, sản lượng gia tăng khoảng

hơn 2-5 triệu thùng (tùy thuộc vào trữ lượng ban đầu của mỏ). Ngoài ra, còn giảm

độ ngập nước của các giếng khai thác do quá trình bơm ép nước gián đoạn, giảm

thiểu được rủi ro chết giếng khai thác do độ ngập nước cao.

129

Hình 4.34: Lượng C7+ còn lại trong vỉa

Một trong các nguyên nhân làm giảm khả năng nâng cao hệ số thu hồi dầu

của phương pháp bơm ép khí và bơm ép luân phiên nước-khí khi áp dụng cho đối

tượng Mioxen, mỏ Sư Tử Đen là do quỹ giếng bơm ép hiện tại. Quỹ giếng bơm ép

hiện tại chỉ còn 3 giếng, trong đo giếng SD-5I đã dừng bơm ép do kỹ thuật, chỉ còn

lại 2 giếng bơm ép nước có thể chuyển đổi sang bơm ép khí. Giếng SD-27I được

thiết kế nằm ở rìa và cách khá xa với các giếng ở trung tâm mà sản lượng khai thác

tập trung chính ở trung tâm, giếng SD-27I bơm ép nước cũng không cung cấp đủ

năng lượng cho các giếng trung tâm. Giếng SD-16I đã được sử dụng bơm ép nước

từ nhiều năm nay, tổng thể tích bơm ép nước xuống vỉa cũng đã rất lớn nên gần như

dầu tại khu vực này đã bị quét hết đến giếng khai thác trong các giai đoạn bơm ép

trước đây nên khi tiến hành bơm ép luân phiên nước-khí bị ảnh hưởng rất nhiều đến

hệ số thu hồi dầu. Để có thể gia tăng tối đa lượng dầu thu hồi cho đối tượng Mioxen

Sư Tử Đen thì nên chuyển đổi một giếng khai thác sang bơm ép luân phiên nước-khí

hoặc khoan thêm giếng bơm ép thông mình vào khu vực này thì hệ số thu hồi gia

tăng có thể tăng từ 3-7% so với bơm ép nước thông thường sử dụng giếng SD-16I.

Kết quả mô hình mô phỏng trên toàn bộ đối tượng Mioxen Sư Tử Đen cũng

130

đã chứng minh hiệu quả trộn lẫn một phần của quá trình bơm ép khí vào trong vỉa

chứa có áp suất dưới áp suất trộn lẫn tối thiểu. Kết quả tối ưu lưu lượng bơm ép

luân phiên nước-khí cũng chứng minh với lưu lượng bơm ép khí khô là 5

MMScf/ngày có thể gia tăng thu hồi dầu tốt nhất. Bơm ép các nguồn khí từ khí khô,

khí trơ N2, khí CO2, khí được làm giàu đều cho kết quả gia tăng hiệu quả thu hồi

dầu tốt hơn so với bơm ép nước thông thường, điều này khẳng định phương pháp

bơm ép luân phiên nước-khí là phương pháp nâng cao thu hồi dầu tốt nhất cho đối

tượng Mioxen, mỏ Sư Tử Đen. Kết quả nghiên cứu và đánh giá trên mô hình đã

chứng minh phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu bằng giải pháp bơm ép luân

phiên nước-khí là phù hợp nhất với đối tượng Mioxen, mỏ Sư Tử Đen về cả kinh

tế và kỹ thuật.

131

KẾT LUẬN

Luận án đã làm rõ và sáng tỏ cũng như đánh giá được khả năng áp dụng bơm

ép luân phiên nước-khí vào trong vỉa chứa thực tế mỏ Sư Tử Đen theo cơ chế gần

trộn lẫn. Làm rõ các cơ chế nâng cao hệ số thu hồi và chứng minh được phương pháp

bơm ép luân phiên nước-khí là phù hợp nhất với trầm tích mỏ Sư Tử Đen và có thể

gia tăng thu hồi từ 2-5% thu hồi dầu so với các phương pháp thông thường khác như

bơm ép nước. Từ các kết quả nghiên cứu trong Luận án, NCS đưa ra những kết luận

sau:

1. Các kết quả nghiên cứu thực nghiệm và hệ thống thiết bị xác định áp suất trộn

lẫn tối thiểu MMP trong phòng thí nghiệm với điều kiện nhiệt độ và áp suất vỉa cũng

đã được xem xét và đánh giá. Khắc phục các nhược điểm của phương pháp xác định

áp suất trộn lẫn tối thiểu bằng thực nghiệm và tính toán trên giản đồ pha cấu tử của

chất lưu vỉa, NCS xây dựng một Quy trình để mô phỏng tính toán và dự báo áp suất

trộn lẫn tối thiểu trên phần mềm chuyên ngành phù hợp với đối tượng nghiên cứu

trầm tích của Bể Cửu Long. đặc biệt có thể áp dụng được cho Mioxen Sư Tử Đen.

Nghiên cứu đã chỉ ra sự sai khác giữa kết quả MMP thực nghiệm phòng thí

nghiệm với kết quả tính toán dựa trên phương trình trạng thái và hành trạng pha bởi

mô hình chất lưu PVT và với kết quả MMP nhận được từ mô hình mô phỏng slimtube

bởi phần mềm mô phỏng chuyên ngành. Các kết quả đã đã khẳng định tính đúng đắn

về phương pháp luận, các thuật toán tính toán để dự báo chính xác điểm MMP cho

các mỏ dầu khí với các nguồn khí bơm ép khác nhau, tính chất của vỉa chứa và điều

kiện khai thác thực tế của mỏ. Phương pháp này cũng hạn chế được sai số của kết

quả tính toán MMP bằng sử dụng phương trình trạng thái và hành trạng pha thông

qua mô hình PVT.

2. Nghiên cứu đã đánh giá toàn bộ những ảnh hưởng từ cấu trúc địa chất, độ sâu

vỉa, áp suất, nhiệt độ vỉa, tính chất chất lưu vỉa, tính chất khí bơm ép, cơ chế dòng

chảy thực tế trong vỉa, tối ưu quy trình bơm ép và thành phần khí bơm ép v.v. lên

132

hiệu quả bơm ép khí nâng cao thu hồi dầu. Kết hợp đánh giá chi tiết điều kiện vỉa và

thực trạng khai thác của đối tượng Mioxen, mỏ Sử Tử Đen Tây Nam. Kết quả nghiên

cứu cho thấy rằng phương pháp bơm ép khí, đặc biệt là bơm ép luân phiên nước-khí

là phù hợp nhất và có thể áp dụng để nâng cao hệ số thu hồi dầu cho đối tượng

Mioxen, mỏ Sư Tử Đen.

Dựa trên các kết quả phân tích, đánh giá các dự án trên thế giới và đặc thù của

đối tượng nghiên cứu, NCS đã xây dựng được bảng gồm 9 tiêu chí cho tầng Mioxen

Sử Tử Đen để đánh giá và lựa chọn phương pháp bơm ép luân phiên nước-khí nhằm

nâng cao thu hồi dầu. Tính chất vỉa chứa và hiện trạng khai thác của Mioxen Sư Tử

Đen đều phù hợp với các tiêu chí và phương pháp bơm ép luân phiên nước-khí và có

thể áp dụng thành công giải pháp cho mỏ. Nghiên cứu cũng sử dụng phần mềm

chuyên ngành để lựa chọn phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu cho Mioxen Sư

Tử Đen, kết quả lựa chọn cũng chứng minh phương pháp bơm ép luân phiên khí

hydrocarbon - nước là giải pháp phù hợp nhất và hiệu quả nâng cao hệ số thu hồi dầu

tốt nhất.

3. Nghiên cứu đã thực hiện xây dựng mô hình thành phần để làm rõ cơ chế bơm

ép trộn lẫn, không trộn lẫn và gần trộn lẫn của quá trình bơm ép khí hydrocarbon

khô, khí hydrocarbon đã được làm giàu, khí CO2, khí trơ N2. Kết quả từ mô hình mô

phỏng toàn mỏ Mioxen Sư Tử Đen đã chứng minh giải pháp bơm ép luân phiên

nước-khí là giải pháp tối ưu và gia tăng hệ số thu hồi dầu cao nhất.

12 phương án bơm ép khí, bơm ép nước-khí luân phiên, bơm ép khí với các

lưu lượng bơm ép hoặc với các nguồn khí khác nhau đã được so sánh với phương

pháp bơm ép nước thông thường. Kết quả mô hình mô phỏng toàn đối tượng khai

thác Mioxen, mỏ Sư Tử Đen đã chứng minh:

➢ Việc áp dụng phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu bằng bơm ép luân phiên

nước-khí với cơ chế gần trộn lẫn hoặc ít trộn lẫn và phù hợp nhất với cấu trúc vỉa

chứa, tính chất hệ chất lưu và đá vỉa của Mioxen, mỏ Sư Tử Đen trong giai đoạn hiện

nay. Phương pháp bơm ép luân phiên nước-khí có hiệu quả nâng cao hệ số thu hồi

133

cao nhất với hơn 36%, cao hơn 2% so với bơm ép nước với sản lượng gia tăng khoảng

3 triệu thùng dầu (đối với Mioxen, mỏ Sư Tử Đen) và làm giảm độ ngập nước tại các

giếng khai thác trong giai đoạn khai thác cuối đời mỏ.

➢ Nâng cao hệ số thu hồi dầu tối đa cho đối tượng Mioxen Sư Tử Đen bằng

phương pháp bơm ép luân phiên nước-khí cần tiến hành chuyển đổi một giếng khai

thác sang giếng bơm ép hoặc tiến hành khoan thêm giếng bơm ép thông minh vào

khu vực trung tâm của mỏ. Với phương án này thì hệ số thu hồi có thể gia tăng từ 3-

7% so với bơm ép nước thứ cấp thông thường hoặc chỉ bơm ép luân phiên nước-khí

tại giếng SD-16I.

➢ Đã chứng minh được hiệu quả trộn lẫn một phần của quá trình bơm ép khí

vào trong vỉa chứa có áp suất dưới áp suất trộn lẫn tối thiểu. Kết quả tối ưu lưu lượng

bơm ép luân phiên nước-khí từ mô hình mô phỏng cũng đã chứng minh với lưu lượng

bơm ép khí khoảng 5 MMScf/ngày là tối ưu nhất, phù hợp với mức độ tiếp nhận của

vỉa.

➢ Đã chứng minh bơm ép các nguồn khí từ khí khô, khí trơ N2, khí CO2, khí

được làm giàu đều cho kết quả gia tăng hiệu quả thu hồi dầu tốt hơn so với bơm ép

nước, điều này khẳng định phương pháp bơm ép luân phiên nước-khí là phương pháp

nâng cao thu hồi dầu tốt nhất cho đối tượng Mioxen, Sư Tử Đen.

➢ Kết quả nghiên cứu và đánh giá trên mô hình mô phỏng toàn mỏ đã chứng

minh phương pháp bơm ép luân phiên nước-khí để nâng cao hệ số thu hồi dầu cho

tầng Mioxen, mỏ Sư Tử Đen có hiệu quả cả về kinh tế và kỹ thuật. Có thể sử dụng

phương pháp bơm ép luân phiên nước-khí cho các đối tượng trầm tích khác của bể

Cửu Long.

(xi)

DANH MỤC CÔNG TRÌNH ĐÃ CÔNG BỐ CỦA TÁC GIẢ

1. Trịnh Việt Thắng (1999) “Nghiên cứu áp dụng hệ dung dịch khoan gốc dầu

cho mở vỉa sản phẩm mỏ Bạch Hổ”. Giải khuyến khích – Vifotec, Tuyển tập

Báo cáo - Quỹ tài năng trẻ.

2. Nguyễn Mạnh Tuấn, Trịnh Việt Thắng (2008), “Ultradril - Hệ dung dịch

khoan ức chế sét hiệu quả cao, nâng cao tốc độ khoan đạt hiệu quả kinh tế và

môi trường”, Tuyển tập báo cáo hội nghị KHCN Viện Dầu Khí Việt Nam: 30

năm Phát triển và Hội nhập, tr. 663-668.

3. Trịnh Việt Thắng, Lê Xuân Lân (2011), “Đánh giá sơ bộ khả năng áp dụng

bơm ép khí nhằm gia tăng hệ số thu hồi dầu tại thềm lục địa Việt Nam”, Tạp

chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ Địa chất, Số 34/4/2011, tr. 28-33.

4. Trịnh Việt Thắng, Đoàn Văn Thuần và nnk (2015), "Xây dựng cơ sở dữ liệu

và phần mềm quản lý hợp đồng dầu khí trong nước", Tạp chí dầu khí, số

5/2015, tr. 66-72.

5. Công trình đề nghị Giải thưởng khoa học công nghệ Dầu khí 2015:“Ứng dụng

các giải pháp khoa học công nghệ tiên tiến để nâng cao hiệu quả phát triển

khai thác kết hợp với thăm dò mở rộng dự án Đại Hùng, Lô 05-1a, bể Nam

Côn Sơn, thềm lục địa Việt Nam”. Nhóm tác giả (63 tác giả).

6. Triệu Hùng Trường, Trịnh Việt Thắng và các tác giả, “Nghiên cứu hoàn thiện

công nghệ khoan thân nhánh giếng khai thác đường kính nhỏ tại bể Cửu Long

nhằm tăng cường thu hồi dầu”. Đề tài cấp Nhà nước mã số 14/HĐ-

T.14.13/ĐMCNKK, Bộ Công Thương năm 2016.

7. Trịnh Việt Thắng, Đỗ Thành Sỹ và các tác giả “Water-flooding

Optimmization Using the Augmented Largrangian Method with Stocchastic

Gardients”. International Conference on Earth Sciences and Sustainable Geo-

resources Development, ESASGD 2016.

(xii)

8. Đoàn Văn Thuần, Trịnh Việt Thắng và nnk (2017), "Hệ thống tiêu chí đánh

giá hoạt động nhà thầu/người điều hành của Petronas và một số khuyến nghị

trong quản lý hoạt động thăm dò khai thác dầu khí tại Việt Nam”, Tạp chí dầu

khí, số 07/2018, tr. 50-58.

9. Trịnh Việt Thắng, Lê Thế Hùng, Đinh Đức Huy "Nghiên cứu ứng dụng công

nghệ bơm ép luân phiên nước-khí nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu cho tầng

chứa cát kết Mioxen hạ mỏ Sư Tử Đen Tây Nam, bể Cửu Long, thềm lục địa

Việt Nam”. Hội nghị toàn quốc Khoa học trái đất và tài nguyên bền vững

2018.

(xiii)

TÀI LIỆU THAM KHẢO

Tiếng Việt

1. A. Daniel Yergin (2009), “Dầu mỏ, Tiền bạc và Quyền lực”, Công ty Alpha

Books phát hành;

2. Nguyễn Hải An (2012) “Nghiên cứu ứng dụng giải pháp thu hồi dầu tam

cấp bằng bơm ép CO2 cho tầng móng nứt nẻ mỏ Sử Tử Đen ”, Luận án Tiến

sỹ Kỹ thuật.

3. Báo cáo trữ lượng và sản lượng khai thác dầu khí hàng năm của các mỏ dầu

khí “mỏ Bạch Hổ, mỏ Đại Hùng, mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, mỏ Lan Tây-

Lan Đỏ, mỏ Hải Thạch-Mộc Tinh, mỏ Cá Ngừ Vàng, mỏ Ruby, …” và “Báo

cáo và phê duyệt Trữ lượng dầu khí (RAR), RAR update, Kế hoạch Phát

triển mỏ Đại cương (ODP), Kế hoạch Phát triển mỏ (FDP), Revised FDP

của mỏ Sử Tử Đen và cụm mỏ Sư Tử”. Tập đoàn DKVN.

4. Hồ sơ đăng ký xét công nhận Giải thưởng Hồ Chí Minh cho cụm công trình

(2009) “Tìm kiếm, Phát hiện và Khai thác có hiệu quả các mỏ dầu trong đá

móng trước đệ tam trên thềm lục địa Việt Nam”. Tập đoàn DKVN.

5. Nguyễn Mạnh Hùng và nhóm tác giả (2006), “Nghiên cứu khả năng áp

dụng bơm ép nước khí luân phiên đối với các mỏ dầu tại Việt Nam”, Viện

Dầu khí Việt Nam.

6. Lê Xuân Lân (1997)“Lý thuyết tài nguyên lỏng và khí” (Chương trình Đào

tạo sau đại học), Trường Đại học Mỏ - Địa chất.

7. Lê Xuân Lân (2009),“Kỹ thuật mỏ dầu - khí” (Giáo trình Đại học), Trường

Đại học Mỏ - Địa chất.

8. Tổng Công ty Dầu khí Việt Nam (2003), “Tuyển tập hội thảo khoa học nâng

cao hệ số thu hồi dầu mỏ Bạch Hổ” Ban thăm dò khai thác, XNLD

(xiiii)

Viesovpetro.

9. Phùng Đình Thực, Phan Trọng Toản (2009), “Từng bước nghiên cứu áp

dụng phương pháp mô phỏng số cho việc phát mỏ trong đá móng nứt nẻ

hang hốc là một trong những hướng quan trọng nghiên cứu khoa học nhằm

nâng cao hệ số thu hồi dầu đối với thân dầu trong đá móng, mỏ Bạch Hổ”.

Tuyển tập 20 năm thành tựu phát hiện và khai thác dầu trong đá móng.

10. Phùng Đình Thực, Nguyễn Như Ý, Lê Việt Hải (2001), “Phương pháp phân

tích gián tiếp đặc tính đẩy dầu bằng bơm ép trong vỉa dầu đá nứt nẻ”

XNLD VSP.

11. Phùng Đình Thực, Nguyễn Thúc Kháng và nkk (2001), “Nghiên cứu ảnh

hưởng của bão hòa khí và độ ngập nước lên tính chất lưu biến của dầu thô

mỏ Bạch Hổ”. HNKH -20 năm thành lập XNLD VSP .

12. Phùng Đình Thực, Phan Trọng Toản (2005) “Ứng dụng phương pháp

khuếch tán bán kính trong mô phỏng khai thác dầu khí và nâng cao hệ số

thu hồi dầu”. HN KHCN 30 năm DKVN.

13. Phan Ngọc Trung và nnk “Nghiên cứu và đề xuất cơ chế ưu đãi khuyến

khích các nhà thầu dầu khí áp dụng biện pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu

(EOR)”. Đề tài nghiên cứu khoa học, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, 2016.

14. Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, “Báo cáo tổng kết công tác Tìm kiếm Thăm dò

– Khai thác Dầu khí giai đoạn các năm 2008 đến 2018”, Vũng Tàu 3/2018.

15. Phạm Anh Tuấn (2000) “Đặc điểm các tính chất vật lý di dưỡng và thuỷ

động học của đá chứa dầu có cấu trúc phức tạp trong điều kiện mô hình hóa

áp suất và nhiệt độ vỉa” Trường ĐH Mỏ - Địa chất.

16. Viện Dầu khí Việt Nam (2009), “Tuyển tập Báo cáo hội nghị Khoa học

Công nghệ - 30 năm Phát triển và Hội nhập” Nhà xuất bản Khoa học và Kỹ

thuật.

17. Phạm Đức Thắng (2015) “Nghiên cứu các giải pháp hợp lý để tận thu dầu

(xivi)

trong cát kết Mioxen hạ, mỏ Bạch Hổ”. Luận án Tiến sỹ Kỹ thuật.

18. XNLD VietsovPetro (2003 & 2008), “Sơ đồ công nghệ điều chỉnh mới khai

thác và xây dựng mỏ Bạch Hổ” Viện NC&TK NIPI.

Tiếng Anh

19. Abdassah.D and Ershaghi (1986) “Triple porosity system for reprenting

naturely fractured reservoir” SPE Formation Evaluation, April, p. 113 –

127, Richardson, Society of Petroleum Engineers.

20. Akpevwe Kelvin, Idogun, Iyagba, Elijah Tamuno, Ukwotije-Ikwut, Rowland

Peter, Aseminaso, Abiye A Review Study of Oil Displacement Mechanisms

and Challenges of Nanoparticle Enhanced Oil Recovery 184352-MS SPE

Conference Paper - 2016

21. Allen.T, 1968, “Determination of pore size distribution”

22. Amott, 1959, “Observation relating to the wettability of porous rock”

23. Aronofsky.J.S, “A diffusion model to explain mixing of flowing miscible

fluids in porous media”

24. Alvarado Vladimir. “Enhanced oil recovery:Field planning and

development Strategies”. 2010.

25. A.R Wan, R.Teghland and J.K Leppe SPE, NTNU& Total E&P Norge

“EOR Survey in the North Sea”, SPE 99546.

26. 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.

27. Attanucies và nnk (1997), “WAG process optimisation in Rangly CO2

miscible flood” SPE 26622, 68th Technical conference.

28. Arne, S.; Elisabeth, I. D., (2007) “Progress in immiscible WAG modelling.

SPE/EAGE Reservoir Characterization and Simulation Conference”. Abu

(xvi)

Dhabi, UAE: Society of Petroleum Engineers.

29. A. Skauge, SPE, and E.I. Dale, (2007) “Progress in immiscible WAG

Modelling”. SPE, CIPR, UiB, Bergen, Norway.

30. Al-Shuraiqi, Muggeridge, Grattoni, “Laboratory Investigations of First

Contact Miscible WAG Displacement: The Effects of WAG Ratio And Flow

Rate”, SPE paper 84894 presented at SPE International Improved Oil

Recovery Conference in Asia Pasific, 20 – 21 October 2003.

31. Barrentblatt, G D, và nnk (1960), “The basic concepts in the Theory of

Hogeneous liquid in fissured Rock” Jounal of Applied Math.

32. Blackwell, R.J. et.al (1960), “Recovery of Oil by Displacements With Water-

Solvent Mixtures” Petroleum Transactions AIME No 219, pp. 293-300.

33. Brashear J.P, Kuskraa V.A(1978) “The Potential and Economics of

Enhanced oil Recovery” Journal of Petroleum Technology, p 1231 – 1237,

9/1978.

34. Bybee K. “Successful Miscible-Gas Injection in Rhourde El Krouf Field”,

Algeria. J Pet Technol. 2006;(January):45–7.

35. Belhaj H, Aljarwan A, Haroun M, Ghedan S. “Increasing Oil Recovery with

CO2 Miscible Injection: Thani Reservoir, Abu-Dhabi Giant Off-Shore Oil

Field Case Study”. Proc 2012 SPE Kuwait Int Pet Conf Exhib . 2012;

36. Brooks R.H. and Corey A.T.: “Properties of Porous Media Affecting

FluidFlow,”Journal of Irrigation and Drainage Division, 6, 1966.

37. Butler R.M and Mokrys, I.J 1997 Process and apparatus for the recovery of

hydrocarbons from a hydrocarbon deposit. United states

38. Claudle, B.H., and Dyes, A. B.(1958) “Improving Miscible Displacement by

Gas-Water Injection” Petroleum Transactions AIME, No. 213, pp. 281-284.

39. Collins, 1976. “Flow of fluids thorough porous meterials”, Petroleum

(xvii)

Publishing Company, Tulsa, Okla

40. Craig, F. 1971 “Reservoir Engineering Aspects Of Waterflooding”

41. Christensen, J. R.; Stenby, E. H., Skauge, (1998). A. “Review of WAG field

experience”. In International Petroleum Conference and Exhibition of

Mexico. Villahermosa, Mexico, Society of Petroleum Engineers.

42. Christensen, J. R.; Stenby, E. H., Skauge, (2001) A. “Review of WAG field

experience”. SPE Reservoir Evaluation & Engineering. 74

43. Christie, Blunt, “Tenth SPE Comparative Solution Project: A Comparison

of Upscaling Techniques”, August 2001

44. Clonts, Mazighi, Touami, “Reservoir Simulation of the Planned Miscible

Gas Injection Project at Rhourde El Baguel, Algeria”, SPE 36935 paper

presented at the 1996 SPE European petroleum Conference, Milan, 22-24

October 1996.

45. Christiansen, R. L., & Haines, H. K. (1987, November 1). “Rapid

Measurement of Minimum Miscibility Pressure with the Rising-Bubble

Apparatus”. Society of Petroleum Engineers. Doi: 10.2118/13114

46. Coats, K. H., Thomas, L. K., and Pierson, R. G.: “Compositional and Black-

oil Reservoir Simulation,” paper SPE 29111 presented at the 13th SPE

Symposium on Reservoir Simulation held in San Antonio, TXD, USA, 12-

15 February 1995.

47. Duncan, G và Bulkowski, Peter “Enhanced Recovery Engineering Including

well design, completion and production practices” SPE 99551.

48. Dipietro P, Kuuskraa V, Malone T. “Taking CO2 Enhanced Oil Recovery to

the Offshore Gulf of Mexico”. Spe. 2014;

49. E.J Manique, Northwest Questa Engineering; V.E. Muci, Florida Int. and U.

Gurfinkel, Texas Uni. At Austin “EOR Field Expericences in Carbonate

(xviii)

Reservoir in the United State”, SPE 100063-MS.

50. El-Banbi, A.H., Forrest, J.K., Fan, L., and McCain, Jr., W.D.: “Producing

Rich-Gas-Condensate Reservoirs, Case History and Comparison Between

Compositional and Modified Black-Oil Approaches,” paper SPE 58955

presented at the 2000 SPE International Petroleum Conference and

Exhibition, Feb. 1-3.

51. Harberman B (1960) “The efficency of miscible displacement as a function

of mobility ratio” Petroleum Transaction, AIME, No 219.

52. Heller, J.P , 1966, “Onset of instability patterns between miscible fluids in

porous media”, AlChE J.9

53. Green D, Willhite P. “Enhanced Oil Recovery”. 1998. 545 pp.

54. Gardner, 1980, “Sedimentology and Geochemistry of Surface Sediments,

Outer Continetal Shelf Southern Bering Sea”.

55. Gao P, Towler BF, Pan G. “Strategies for Evaluation of the CO2 Miscible

Flooding Process”. Abu Dhabi Int Pet Exhib Conf [Internet].

2010;(November):1–4. doi/10.2118/138786-MS

56. Iraj Ershaghi (1995) “Evaluation of Naturally Fracture Reservoir IHRDC

video library for Exploration and Production specialist” American Publish.

57. Iman Faraz, National Iranian Oil Co. and Mahmood Amani, Texas A&M U.

Quantar “Evaluating Reservoir Production Strategy in Miscible &

Immiscible Gas - Injection Project” SPE 108014 – MS.

58. Islam, Gianetto, “Mathematical modeling and scaling up of microbial

enhanced oil recovery”, JCPT93-04-01

59. 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.

(xviiii)

60. 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.

61. J.J. Tabek, F.D. Martin và R.S. Serigh (SPE) “EOR Screening Criteria

Revisited, Part 1: Introduction to Screening Criteria and Enhenced

Recovery Field Projects”, New Mexico Petroleum Recovery Research

Centre.

62. J.J. Tabek, F.D. Martin và R.S. Serigh (SPE) “EOR Screening Criteria

Revisited, Part 2: Applications and Impact of Prices”, New Mexico

Petroleum Recovery Research Centre.

63. Jogmec, Nippon Oil Exploration, VPI and Petrovietnam, Oct.

2009“Technical Workshop on CO2 and Hydrocarbon Gas EOR” .

64. JVPC Project Group, April, 2010“Block 15-2, Rang Dong Field – Excution

Plan of HCG-EOR Pilot Test”.

65. Jakupsstovu, Zhou, Kamath, Durlofsky, Stenby “Upscaling of Miscible

Displacement Processes”, paper presented at 6thNordic Symposium on

Petrophysics, Trondheim, 15 – 16 May 2001.

66. Johns, R.T., Fayers, F.J., and Orr, F.M. Jr.: “Effect of Gas Enrichment and

Dispersion on NearlyMiscible Displacements in Condensing/Vaporizing

Drives,” SPE ATS (1993) 2, No. 2,26-34.

67. Jethwa DJ, Rothkopf BW, Paulson CI, Company MO. “Successful Miscible

Gas Injection in a Mature U.K. North Sea Field”. Soc Pet Eng. 2000;

68. Jiang H, Nuryaningsih L, Adidharma, H. (2010, January). “The effect of

salinity of injection brine on water alternating gas performance in tertiary

miscible carbon dioxide flooding: experimental study”. In SPE Western

Regional Meeting. Society of Petroleum Engineers.

69. Klins, Mark A, (1984) “Carbon Dioxide Flooding- Basic Mechanism and

(xixi)

project design” United State of American: International Human Resources

Development Corporation.

70. Haajzadeh, Narayanan, Waldren, “Modeling Miscible WAG injection EOR

in the Magnus Field”, SPE paper 66378 presented at the SPE Reservoir

Simulation Symposium, Houston, 11 – 14 February 2001.

71. Hoier, L. and Whitson, C.H.: “Miscibility Variation in Compositionally

Grading Reservoirs,” SPEREE, Feb. 2001, 36-41.

72. Hustad, Klov, Lerdahl, Berge, Stensen, Oren, “Gas Segregetion During

WAG Injection and the Importance of Parameter Scaling in Three-Phase

Models”, SPE paper 75138 presented at the SPE/DOE Improved Oil

Recovery Symposium, Tulsa, 13-17 April 2002

73. Hustad O. S. Trygve K., Lerdahl T. R., Berge L. I. and Stensen J. K., (2002).

“Gas Segregation during WAG Injection and the Importance of Parameter

Scaling in Three-phase Models”, Paper SPE 75138. Oklahoma U. S.A.

74. Lake LW. “Enhanced Oil Recover. 1996”.

75. Li Hujin & Other (2000) “Experimental Investigation of CO2 Granty

Dranage in a Fracture System” SPE 64510.

76. Le Xuan Lan, Nguyen Hai An (2007) “Enhench Oil Recovery by Carbone –

Dioxide Flooding” Hanoi Engineering of International Symposium.

77. Lindeloff, Mogensen, van Lingen, Do, Frank, Noman, “Fluid-Phase

Behaviour for a Miscible-Gas-Injection EOR project in a Giant Offshore Oil

Field With Large Compositional Variations”, SPE paper 115970 presented

at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Denver, 21 – 24

September 2008.

78. Liu, Z., Zang, X., Guan, W., Li, X., Meng, J., Jiang, D., 2009. “Novel

Injecting Concentration”. Design Method For Polyme Flooding in

Heterogeneous Reservoirs (SPE-123404).In: SPE Asia Pacific Oil and Gas

(xxi)

Conference & Exhibition, Jakarta, August 4–6

79. Nippon Oil Exploration ltd/ Jogmec Oct, 2007“Technical Workshop on CO2

– EOR Study for Rang Dong Lower Miocene Reservoir”.

80. Nippon Oil Exploration , Nov, 2008 “CO2 EOR Workshop”.

81. Nippon Oil Exploration , May, 2009 “CO2 EOR Workshop”.

82. Namani, Kleppe, “Investigation Of The Effect Of Some Parameters In

Miscible WAG ProcessUsing Black-Oil And Compositional Simulators”,

SPE paper 143297 presented at the SPE Enhanced Oil Recovery Conference,

Kuala Lumpur, 19 – 21 July 2011. 38

83. Mamari (2007), “Numerical Simulation and Experimental Studies of Oil

recovery via First-contact Miscible Water Alternating Gas Injection Within

Shaley Porous Media”, Sultan Qaboos University, SPE, Schlumberger Data

& Consulting Services.

84. Moreno J, Gurpinar O, Liu Y, Al-kinani A, Cakir N. “EOR Advisor System :

A Comprehensive Approach to EOR Selection”. 2014;1–15.

85. Redmard R Scott (2002) “Horizontal Miscible Water Alternating Gas

Development of the Alpine Field, Alaska” SPE 76819. Stalkup, Fred I. Jr.,

(1983) “Miscible displacement” New York: American Institute of Mining.

86. 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.

87. Stone, H. L.(1982) “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.

(xxii)

88. Suguchev và nnk (1992) “Screening of WAG optimization strategies for

heterogeneous reservoir” SPE 25075, European Petroleum Conference.

89. Taller 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.

90. Uleberg, Knut (2002) “Miscible Gas Injection in Fracture Reservoir” SPE

75136.

91. Virnovsky G A and Association (1994) “Stability of displacement front in

WAG operation” SPE 28622.

92. Warner. H.R (1977) “An evaluation of CO2 miscible flooding in

waterflooding sandstone reservoir” Journal of Petroleum Technology,

10/1977.

93. Waren, J. E, and Root, P.J, (1963) “The behavious of Naturally Fractured

Reservoir”SPE Journal, 7/1963

94. Wang, Y.; Orr, F. M. “Analytical Calculation of Minimum Miscibility

Pressure. Fluid Phase Equilibrium”. 1997, 139, 101-12

95. Wardlaw, 1976, “Pore Geometry of Carbonate Rocks as Revealed by Pore

Casts and Capillary Pressure”

96. Wilson, J.F. “Miscible Displacement-Flow Behavior and Phase

Relationships for a Partially Depleted Reservoir” Trans., AIME (1960) 219:

223-28.

97. Whitson C.H : “PVTx : An Equation-of-State Based Program for Simulating

& Matching PVT Experiments with Multiparameter Nonlinear Regression,”

Version 98.

98. Satter A, Iqbal GM, Buchwalter JL. Practical enhanced reservoir

engineering: assisted with simulation software. PennWell Corporation,

(xxiii)

Tulsa, 2008.

99. Spiteri, Juanes, “Impact of Relative Permeability Hysteresis on the

Numerical Simulation of WAG injection”, SPE paper 89921 presented at the

SPE Annual Technical Conference, Houston, 26 – 29 September 2004.

100. Skauge, Dale, “Progress in Immiscible WAG Modelling”, SPE paper

111435 presented at SPE/EAGE Reservoir Characterization and Simulation

Conference, Abu Dhabi. 26 – 31 October 2007.

101. Rhodes, Odusote, Hanschitz, Aigbe, “Modeling Miscible Gas Injection in

the Agbami Field”, SPE paper 163009 presented at the Nigeria Annual

International Conference and Exhibition, Abuja, 6 – 8 August 2010

102. Recovery P, Recovery O, Flow N, Lift A, Recovery S, Maintenance P, et al.

Danny - EOR Potential in the Middle East - Current and Future Trends -

SPE-0112-0070-JPT. 2012;(January):23–6.

103. Stalkup, “Displacement Behavior of the Condensing/Vaporizing Gas Drive

Process”, SPE paper 16715 presented at the 62ndAnnual Technical

Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers, Dallas, 27

September 1987.

104. Suicmez, Piri, Blunt “Pore-scale Simulation of Water Alternate Gas

Injection”, Transport in Porous Media (2007) 66:259 – 286.

105. Selamat, Samsuddin, Halim,“Evaluation and Optimization of Enhanced Oil

Recovery by WAG Injection at Tapis and Guntong Fields, Malaysia”, SPE

paper 145123 presented at SPE Enhanced Oil Recovery Conference, Kuala

Lumpur, 19 – 21 July 2011.

106. Stalkup, “Miscible Displacement”, Momograph Series, SPE, 1983.

107. Stone, “Estimation of Three-Phase Relative Permeability” Journal of

Canadian Petroleum.

(xxiiii)

108. Shelton, J.L. and Yarborough. L. “Multiple Phase Behavior in Porous

Media During CO, or Rich Gas Flooding,” J. Per. Tech. (Sept. 1977) 1171-

78.

109. Zahoor, M. K. 1; Derahman, M. N.; Yunan, M. H., (2011) “ WAG Process

Design”. Brazilian Journal of Petroleum and Gas. Fanchi, 2004.

110. Zhang, H.L., Zhang, Z.Q., Wang, Q.M., Xu, Z.S., Guo, Z.D., Sun, H.Q.,

Cao, X.L., Qiao, Q.,2006. Advances in Polyme Flooding and Alkaline/Chất

HĐBM/Polyme Processes as Developed and Applied in the People’s

Republic of China (SPE-89175). Journal of Petroleum Technology 58 (2),

84–89.

111. Zick, A.A.: “A Combined Condensing/Vaporizing Mechanism in the

Displacement of Oil by Enriched Gases,” paper SPE 15493 presented at the

1986 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Oct.

5-8.

112. Zhang, Hao, et al. "An improved Co2-Crude oil minimum miscibility

pressure correlation." Journal of Chemistry, vol. 2015, 2015. Academic

OneFile, Accessed Mar. 2018.