Nghiên cứu sử dụng gel và các chất hoạt động bề mặt để nâng cao hệ số thu hồi dầu mỏ

BỘ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ
Viện Khoa học Vật liệu Ứng dụng
Số 1 Mạc Đĩnh Chi, Quận 1, TP. Hồ Chí Minh

Báo cáo tổng kết khoa học và kỹ thuật của đề tài:


NGHIÊN CỨU SỬ DỤNG GEL VÀ CÁC CHẤT HOẠT ĐỘNG
BỀ MẶT ĐỂ NÂNG CAO HỆ SỐ THU HỒI DẦU MỎ

Hợp đồng nghiên cứu khoa học và công nghệ
Số
07/2006/HĐ-ĐTCT-KC.02/06-10

PGS.TS. Nguyễn Phương Tùng & các cộng sự

7473
10/8/2009



TP.HCM, 12-2008
BKHCN
VKHVLƯD
BKHCN
VKHVLƯD
BKHCN
VKHVLƯD


BỘ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ
Viện Khoa học Vật liệu Ứng dụng
Số 1 Mạc Đĩnh Chi, Quận 1, TP. Hồ Chí Minh

Báo cáo tổng kết khoa học và kỹ thuật của đề tài:


NGHIÊN CỨU SỬ DỤNG GEL VÀ CÁC CHẤT HOẠT ĐỘNG
BỀ MẶT ĐỂ NÂNG CAO HỆ SỐ THU HỒI DẦU MỎ

PGS.TS. Nguyễn Phương Tùng

TP.HCM, 12-2008


Hợp đồng nghiên cứu khoa học và công nghệ
Số
07/2006/HĐ-ĐTCT-KC.02/06-10


DANH SÁCH NHỮNG NGƯỜI THỰC HIỆN

TT Họ và tên
Học hàm,
học vị
Cơ quan công tác

Đóng góp trong
đề tài
1 Nguyễn Phương Tùng PGS.TS Viện KHVLƯD
2 Lê Kim Hùng ThS Viện KHVLƯD
3 Văn Thanh Khuê CN Viện KHVLƯD
4 Phạm Duy Khanh CN Viện KHVLƯD
5 Lê Thị Như ý ThS.NCS Viện KHVLƯD
6 Nguyễn Bảo Lâm CN Viện KHVLƯD
7 Nguyễn Hoàng Duy ThS.NCS Viện KHVLƯD
8 Nguyễn Thanh Luân CN Viện KHVLƯD
9 Lê Thiên Nhã CN Viện KHVLƯD
10 Vũ Tam Huề TS
TT Hoá phẩm Dầu
khí và Polyme



MỤC LỤC

DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT
DANH MỤC CÁC BẢNG
DANH MỤC HÌNH VẼ VÀ ĐỒ THỊ
MỞ ĐẦU 1

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN 3
1.1. Giới thiệu về mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng 3
1.1.1. Đặc điểm vùng mỏ Bạch Hổ 3
1.1.1.1. Tính bất đồng nhất và đặc trưng đẩy dầu trong đá granit nứt nẻ 5
1.1.1.2. Bơm ép nước và tình trạng ngập nước các giếng khai thác tầng móng
mỏ Bạch Hổ 6


1.1.1.3. Một số nghiên cứu nâng cao HSTHD trên đối tượng mỏ Bạch Hổ 7
1.1.2. Một số đặc điểm về địa chất và thực tế khai thác dầu của khu vực Đông nam
Rồng 8

1.2. Nguyên nhân ngập nước các giếng khai thác và biện pháp ngăn cách nước
bằng gel polyme 15

1.2.1. Phân loại nước trong giếng 16
1.2.2. Nguyên nhân hình thành nước “xấu” và giải pháp xử lý: 17
1.2.3. Kiểm soát mức độ phù hợp của vỉa nhằm tăng cường thu hồi dầu: 22
1.2.4. Một số tác nhân cải thiện mặt cắt và kiểm soát nước và cơ chế hoạt động 24
1.2.4.1. Các muối vô cơ 24
1.2.4.2. Gel polyme 25
1.2.4.3. Các chất dạng hạt 25
1.2.4.4. Bọt 25
1.2.4.5. Nhựa 26
1.2.4.6. Các loại khác 26
1.2.5. Ứng dụng gel polyme để xử lý vấn đề ngập nước 26
1.2.5.1. Hệ gel chịu nhiệt độ cao 27
1.2.5.2. Hệ gel polyme trên cơ sở hệ co-, ter- polyme chứa nhóm acrylamit và
sulfonic với hệ tạo nối hữu cơ 28



1.2.5.3. Hệ gel nano clay polyacrylamit 29
1.2.5.4. Những đặc trưng chính của hệ gel polyme 29
1.2.5.5. Khả năng ứng dụng hệ gel polyme 30
1.2.6. Vấn đề gặp phải khi bơm ép hệ gel polyme vào vùng không gian rỗng 31
1.2.7. Thiết kế quá trình xử lý gel polyme 31

1.2.8. Một số kết quả thử nghiệm bít nước bằng gel gần đây tại mỏ Bạch Hổ 32
1.3. Nâng cao hệ số thu hồi dầu bằng phương pháp bơm ép dung dịch chất HĐBM
vào vỉa 32

1.3.1. Các chất HĐBM sử dụng trong nâng cao HSTHD 33
1.3.2. Một số phương pháp bơm ép chất HĐBM nhằm tăng cường thu hồi dầu
trên thế giới 35

1.3.2.1. Các phương pháp bơm ép chất HĐBM tiên tiến 36
1.3.2.2. Một số hợp chất HTBM thường được sử dụng trong nâng cao HSTHD
40

1.3.3. Các cơ chế gia tăng HSTHD khi bơm ép chất HĐBM vào vỉa 47
1.3.3.1. Gia tăng số mao dẫn Nc để đẩy dầu dư 48
1.3.3.2. Cải thiện tính dính ướt đối với nước của đá 50
1.3.3.3. Sự tự ngấm mao dẫn của dung dịch chất HĐBM trong đá chứa nứt nẻ51
CHƯƠNG 2: THỰC NGHIỆM 53
2.1. Mục tiêu đề tài 53
2.2. Hóa chất 53
2.2.1. Các loại polyme gel 53
2.2.2. Các chất HĐBM 53
2.2.2.1. Lọai anion 53
2.2.2.2. Loại nonion 54
2.2.3. Phụ gia 54
2.3. Nước biển 54
2.3.1. Nước biển mỏ Bạch Hổ 54
2.3.2. Nước biển mỏ Đông Nam Rồng 54
2.4. Dầu thô 55
2.4.1. Dầu thô móng Bạch Hổ 55

2.4.2. Dầu thô Đông Nam Rồng 55
2.5. Thiết bị, dụng cụ thí nghiệm 56
2.5.1. Các thiết bị thử nghiệm độ bền gel, thời gian tạo gel và xác ứng suất trượt
56

2.5.2. Thiết bị thử nghiệm gel trong điều kiện vỉa 57
2.5.3. Thiết bị đo SCBM liên diện Spinning Drop Interfacial Tesionmeter, Model
500, Temco.Inc (Mỹ) 57

2.5.4. Bể điều nhiệt chương trình hóa nhiệt độ TC100 Brookfield (Mỹ) 58
2.5.5. Thiết bị đo góc tiếp xúc: Máy OCA 20 của Dataphysics, Đức 58
2.5.6. Các thiết bị khác 59
2.5.7. Thiết bị dùng trong bơm ép chất HĐBM trên mô hình vỉa 59
2.6. Phương pháp nghiên cứu 60
2.6.1. Các phương pháp tạo dung dịch gel và thử nghiệm gel 60
2.6.1.1. Phương pháp tổng hợp hệ polyme Acrylamide/2-acrylamido-2-
methylpropane sulfonic acid/N,N-dimethyl acrylamide/vinylsulfonat
sodium 60

2.6.1.1.1. Hoá chất và dụng cụ 60
2.6.1.1.2. Tổng hợp dung dịch tạo gel 61
2.6.1.2. Phương pháp tổng hợp hệ polyme clay/acrylamit 62
2.6.1.2.1. Hoá chất và dụng cụ 62
2.6.1.2.2. Tổng hợp dung dịch tạo gel clay/acrylamit 62
2.6.1.2.3. Tổng hợp dung dịch tạo gel clay/acrylamit/AMPS 63
2.6.1.2.4. Tổng hợp dung dịch tạo gel clay/acrylamit/VS 63
2.6.1.3. Phương pháp chuẩn bị dung dịch gel polyme thương mại 64
2.6.1.3.1. Hoá chất và dụng cụ 64
2.6.1.3.2. Chuẩn bị dung dịch gel 64

2.6.1.4. Phương pháp thử nghiệm độ bền gel và thời gian tạo gel 64
2.6.1.4.1. Dụng cụ 64
2.6.1.4.2. Hóa chất 64
2.6.1.4.3. Tiến trình thử nghiệm: 65
2.6.1.5. Phương pháp đo ứng suất trượt của gel trên mẫu lõi 66


2.6.1.5.1. Hóa chất và thiết bị 66
2.6.1.5.2. Tiến trình thử nghiệm 66
2.6.1.6. Yêu cầu kỹ thuật về vật liệu phân cách nước của XNLD Vietsovpetro68
2.6.1.7. Phương pháp tối ưu hoá quá trình gel hóa 68
2.6.1.8. Nghiên cứu thí nghiệm gel polyme theo các yêu cầu của gel ngăn cách
nước 68

2.6.1.9. Phương pháp nghiên cứu sự hình thành và độ bền gel bằng kính hiển vi
điện tử quét (SEM) 71

2.6.1.10. Xây dựng mô hình quá trình bơm hệ dung dịch gel vào giếng khai thác
ngập nước 71

2.6.2. Các phương pháp nghiên cứu hệ chất HĐBM 71
2.6.2.1. Phương pháp tổng hợp α–olephin sunfonic axit 71
2.6.2.2. Phương pháp tổng hợp Alkylbenzen sunphonic axit 71
2.6.2.3. Phương pháp tổng hợp Alkyltoluen sunphonic axit 72
2.6.2.4. Phương pháp tổng hợp Akylxylen sulfonic acid 72
2.6.2.5. Phương pháp tổng hợp Akylnapthalen sunphonic axit 72
2.6.2.6. Xác định SCBM liên diện hai pha dầu - nước 73
2.6.2.7. Xác định nồng độ Mixen tới hạn (CMC) của dung dịch chất HĐBM 74
2.6.2.8. Xác định khả năng tương hợp của hệ chất HĐBM với nước biển 74
2.6.2.9. Xác định độ bền nhiệt của hệ chất HĐBM sau 31 ngày ủ ở nhiệt độ vỉa

74

2.6.2.10. Tối ưu hóa thống kê xác định thành phần và nồng độ tối ưu của hệ chất
HĐBM để bơm ép TCTHD 74

2.6.2.11. Xác định tính dính ướt của bề mặt đá bằng cách đo góc tiếp xúc 75
2.6.2.12. Quy trình bơm ép chất HĐBM trên mô hình vỉa 76
2.6.2.12.1.Chuẩn bị các mô hình vỉa từ mẫu lõi đá móng ĐNR 76
2.6.2.12.2.Chuẩn bị các chất lưu làm việc 76
2.6.2.12.3.Xác định các điều kiện thí nghiệm 76
2.6.2.12.4.Xác định hệ số thu hồi dầu bởi bơm ép nước 76
2.6.2.12.5.Xác định hệ số thu hồi dầu bởi bơm ép chất HĐBM 76


2.6.2.12.6.Giảm áp, giảm nhiệt của hệ nghiên cứu, tháo mẫu và xác định độ
bão hoà dầu dư theo Dean-Stark 77

2.6.2.12.7.Tính toán, lập đồ thị liên quan và biện luận các kết quả thí nghiệm
thu nhận được 77

CHƯƠNG 3: KẾT QUẢ VÀ BIỆN LUẬN 78
3.1. Thiết kế các hệ gel bền nhiệt để ngăn cách nước tại giếng khai thác mỏ Bạch
Hổ 78

3.1.1. Sự tạo gel của polyacrylamit 78
3.1.1.1. Hợp chất tạo nối HMTA và HQ 78
3.1.1.2. Hệ chất tạo nối HMTA-PhAc 79
3.1.2. Nghiên cứu xác định thời gian tạo gel và độ bền gel của các hệ polyme 80
3.1.2.1. Các polyme thương mại 80
3.1.2.1.1. Tối ưu hóa để xác định thành phần hệ gel phù hợp 85

3.1.2.2. Áp dụng phương pháp thừa số bất định Lagrange tìm hệ gel tối ưu 87
3.1.2.3. Tổng hợp - Lựa chọn dung dịch tạo gel từ hệ quart-polyme 89
3.1.2.3.1. Tối ưu hóa quá trình gel hóa của hệ polyme C 92
3.1.2.3.2. Áp dụng phương pháp thừa số bất định Lagrange tìm hệ gel polyme
tối ưu 94

3.1.2.4. Khảo sát hệ gel polyme clay/acrylamit 97
3.1.2.4.1. Chuẩn bị dung dịch gel 97
3.1.2.4.2. Thời gian gel hóa và độ bền gel 98
3.1.2.5. Khảo sát hệ gel copolyme clay/acrylamit/AMPS 103
3.1.2.5.1. Nghiên cứu tổng hợp hệ copolyme clay/acrylamit/AMPS 103
3.1.2.5.2. Thời gian và độ bền gel của các hệ copolyme clay/acrylamit/AMPS
104

3.1.2.6. Khảo sát hệ gel copolyme clay/acrylamit/VS 107
3.1.2.6.1. Nghiên cứu tổng hợp hệ copolyme clay/acrylamit/VS 107
3.1.2.6.2. Thời gian và độ bền gel của các hệ copolyme clay/acrylamit/VS 107
3.1.3. Nghiên cứu xác định ứng suất trượt của gel 108
3.1.4. Thử nghiệm hệ gel trên mô hình vỉa tại Việt Xô Petro 110
3.1.5. Nghiên cứu trạng thái gel bằng kính hiển vi điện tử quét (SEM) 112


3.1.6. Xây dựng mô hình quá trình bơm hệ dung dịch gel vào giếng khai thác ngập
nước 114

3.2. Xây dựng các hệ chất HĐBM để bơm ép TCTHD tại mỏ Rồng và mỏ Bạch Hổ
115

3.2.1. Với mỏ Đông Nam Rồng 115
3.2.1.1. Xác định sức căng bề mặt giữa hai pha dầu - dung dịch chất HĐBM 115

3.2.1.2. Khả năng bền nhiệt và tương hợp của các chất HĐBM với nước biển
116

3.2.1.2.1. Các muối gốc alkyl thơm Sulfonic acid 116
3.2.1.2.2. Các muối gốc alkyl sunphat 117
3.2.1.2.3. Các chất HĐBM Nonion 118
3.2.1.2.4. Hỗn hợp các chất HĐBM 119
3.2.1.3. Khảo sát độ bền nhiệt của các dung dịch chất HĐBM 120
3.2.1.4. Khảo sát độ bền nhiệt của các dung dịch hỗn hợp chất HĐBM 121
3.2.1.4.1. Dung dịch chất HĐBM và chất trợ HĐBM 121
3.2.1.4.2. Dung dịch hỗn hợp hai chất HĐBM anion 123
3.2.1.4.3. Dung dịch hỗn hợp chất HĐBM nonion và chất HĐBM anion 124
3.2.1.5. Thực nghiệm tối ưu hóa phối trộn các chất HĐBM 126
3.2.1.5.1. Hệ thứ nhất (AS1, AS2, chất trợ HĐBM isopropanol):IAMS-M1 126
3.2.1.5.2. Hệ thứ hai (AS2; AS3; NS1): IAMS-M2 128
3.2.1.6. Xác định hệ chất HĐBM tối ưu cho nghiên cứu thí nghiệm đẩy dầu trên
mô hình vỉa 129

3.2.1.6.1. Thành phần 129
3.2.1.6.2. Các kết quả thí nghiệm 130
3.2.2. Với móng mỏ Bạch Hổ 147
3.2.2.1. Khảo sát trên sự phối trộn giữa hai chất HĐBM AS1 và AS3 148
3.2.2.2. Trung hòa và gia tăng chỉ số pH cho dung dịch các chất HĐBM gốc
Sulfonate 150

3.2.2.3. Thử nghiệm đẩy dầu bằng nước và nút dung dịch chất HĐBM trên mô
hình vỉa của móng mỏ Bạch Hổ 151

3.2.2.4. Tổng hợp một số chất HĐBM bền nhiệt tan trong dầu 157

3.2.2.5. Thử nghiệm hệ chất HĐBM tan trong dầu để tăng cường thu hồi dầu
đối với mỏ Bạch Hổ 159

3.2.2.5.1. Khảo sát tính tương hợp với nước biển của các chất HĐBM đơn
chất 159

3.2.2.5.2. Xác định sức căng bề mặt giữa hai pha dầu - dung dịch chất
HĐBM 160

3.2.2.5.3. Khảo sát khả năng tương hợp và bền nhiệt của hệ nhiều cấu tử
trong nước biển 161

3.2.2.5.4. Thực nghiệm tối ưu hóa phối trộn hệ chất HĐBM bền nhiệt 168
3.2.2.5.5. Xác định hệ chất HĐBM tối ưu cho nghiên cứu thí nghiệm đẩy dầu
trên mô hình vỉa 171

KẾT LUẬN 173
MỘT SỐ KIẾN NGHỊ 175
TÀI LIỆU THAM KHẢO 176
CÁC CÔNG TRÌNH CÔNG BỐ LIÊN QUAN ĐẾN ĐỀ TÀI 183



DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT
Viện KHVLƯD : Viện Khoa học Vật liệu Ứng dụng
VSP : Vietsovpetro
XNLD : Xí nghiệp Liên Doanh
Viện NCKH&TK : Viện Nghiên cứu Khoa học và Thiết kế
HSTHD : Hệ số thu hồi dầu

ĐNR : Đông nam Rồng
HTBM : Hoạt tính bề mặt
SCBM : Sức căng bề mặt
SCBMLD : Sức căng bề mặt liên diện
ASP : Alkaline – surfactant – polyme
HLB : Hệ số cân bằng nhóm ưa nước/nhóm ưa hữu cơ
CMC : Nồng độ Mixen tới hạ
n
EOR : Tăng cường thu hồi dầu
EDX : Kỹ thuật tia X phân tán năng lượng
SEM : Kính hiển vi điện tử quét



DANH MC CC BNG
Bng 1.1: c trng lý hoỏ ca nc bin bm ộp v nc va vựng m Bch H
Bng 1.2: Giỏ tr trung bỡnh v tớnh cht lý hoỏ ca du Bch H
Bng 1.3: Tớnh cht lý-húa c bn ca du va
Bng 1.4: Tớnh cht lý-húa c bn ca nc va
Bng 1.5: Tớnh cht lý-húa c bn ca nc bin
Bng 2.1: Thnh phn nc bin m Bch H

Bng 2.2: Thnh phn lý-hoỏ ca nc bin ụng Nam Rng
Bng 2.3: Cỏc c trng lý húa ca du thụ múng m Bch H
Bng 2.4: Cỏc c trng lý húa ca du múng ụng Nam Rng
Bng 2.5: bn gel theo chun ca Marathon
Bng 2.6: Yờu cu k thut v vt liu phõn cỏch nc ca Vietsopetro
Bng 3.1: Thnh phn cht to ni v nht ca dung dch polyme thng m
i
1,5%

Bng 3.2: S to gel ca polyacrylamit trong mụi trng nc bin, hp cht to
ni HMTA-HQ (0,6 % -0,6%), dung dch polyme 1,5%
Bng 3.3: S to ni ca polyacrylamit trong moõi trửụứng nửụực bieồn, h cht to
ni HMTA-HQ (0,9 % -0,9%), dung dch polyme 1,5%.
Bng 3.4: S to gel ca polyacrylamit trong mụi trng nc bin, h cht to ni
HMTA-PhAc (0,15% -0,35%), dung dch polyme 1,5%
Bng 3.5: S to gel ca polyacrylamit trong mụi trng nc bin, h cht to n
i
HMTA-PhAc (0,3 % -0,7%), dung dch polyme 1,5%

Bng 3.6: T l % khi lng AA/AMPS/N,N-DMA
Bng 3.7: Kt qu chy GPC ca h polyme C cú nht 1132cP
Bng 3.8: S liu ph IR ca h Polyme C
Bng 3.9: Giỏ tr X
1
, X
2
, X
3
v thi gian gel húa ng vi bn gel cc i
Bng 3.10: Giỏ tr Z1, Z2, Z3 ng vi bn gel cc i
Bng 3.11: Dung dch polyme clay 15/acrylamit cỏc nng clay khỏc nhau
Bng 3.12: Dung dch polyme clay 757/acrylamit cỏc nng clay khỏc nhau


Bảng 3.13: Hỗn hợp dung dịch polyme clay 757/acrylamit (3% clay 757), polyme
clay 15/acrylamit (0,6% clay 15) và HE300 (1,5%)
Bảng 3.14: Thời gian tạo gel và độ bền gel của các dung dịch polymer
clay15/acrylamit, nồng độ chất tạo nối HMTA-PhAc (0,15%-0,3%)
Bảng 3.15: Thời gian tạo gel và độ bền gel của các dung dịch polyme clay

15/acrylamit, nồng độ chất tạo nối HMTA-PhAc (0,2%-0,5%)
Bảng 3.16: Thời gian tạo gel và độ bền gel của các dung dịch polyme clay
757/acrylamit, nồng độ chất tạo nối HMTA-PhAc (0,15%-0,3%)
Bảng 3.17: Thời gian tạo gel và độ bền gel của các dung d
ịch polyme clay
757/acrylamit, nồng độ chất tạo nối HMTA-PhAc (0,2%-0,5%)
Bảng 3.18: Thời gian tạo gel và độ bền gel của các hỗn hợp dung dịch polyme, nồng
độ chất tạo nối HMTA-PhAc (0,1%-0,2%)
Bảng 3.19: Kết quả thực nghiệm phản ứng tổng hợp copolyme clay/acrylamit/AMPS
Bảng 3.20: Thời gian tạo gel và độ bền gel của các hệ copolyme clay 757/acrylamit/
AMPS, nồng độ chất tạo nối HMTA-PhAc (0,2%-0,5%), thời gian phản
ứng 10 phút
Bảng 3.21: Thời gian tạo gel và độ
bền gel của hệ copolyme clay 757/acrylamit/
AMPS, nồng độ chất tạo nối HMTA-PhAc (0,2%-0,5%), thời gian phản
ứng 20 phút
Bảng 3.22: Thời gian tạo gel và độ bền gel của hệ copolyme clay 757/acrylamit/
AMPS, nồng độ chất tạo nối HMTA-PhAc (0,2%-0,5%), thời gian phản
ứng 30 phút
Bảng 3.23: Kết quả thực nghiệm phản ứng tổng hợp copolyme clay/acrylamit/VS
Bảng 3.24: Thời gian tạo gel và độ bền gel của hệ copolyme clay 757/acrylamit/VS,
nồng độ chất tạo nối HMTA-PhAc (0,2%-0,5%)
Bảng 3.25: Thành phần các hệ gel thử ứng suất trượt
Bảng 3.26: Kết quả thử nghiệm gel
Bảng 3.27: Giá trị SCBM và CMC của các chất HĐBM
Bảng 3.28: Khả năng bền nhiệt và tương hợp của AS1 trong nước biển sau thời gian
ủ 31 ngày tại nhiệt độ 91
o
C

Bảng 3.29: Khả năng bền nhiệt và tương hợp của AS3 trong nước biển sau thời gian
ủ 31 ngày tại nhiệt độ 91
o
C
Bảng 3.30: Khả năng bền nhiệt và tương hợp của AS2 trong nước biển sau thời gian
ủ 31 ngày tại nhiệt độ 91
o
C
Bảng 3.31: Khả năng bền nhiệt và tương hợp của AS4 trong nước biển sau thời gian
ủ 31 ngày tại nhiệt độ 91
o
C
Bảng 3.32: Khả năng bền nhiệt và tương hợp của NS1 trong nước biển sau thời gian
ủ 31 ngày tại nhiệt độ 91
o
C
Bảng 3.33: Khả năng bền nhiệt và tương hợp của NS2 trong nước biển sau thời gian
ủ 31 ngày tại nhiệt độ 91
o
C
Bảng 3.34: Khả năng bền nhiệt và tương hợp của hỗn hợp hai chất HĐBM anion
trong nước biển sau thời gian ủ 31 ngày tại nhiệt độ 91
o
C
Bảng 3.35: Khả năng bền nhiệt và tương hợp của hỗn hợp hai chất HĐBM nonion và
anion trong nước biển sau thời gian ủ 31 ngày tại nhiệt độ 91
o
C
Bảng 3.36: Giá trị SCBM của dung dịch NS1 0,05% trong thời gian ủ nhiệt

Bảng 3.37: SCBM của các dung dịch hỗn hợp hai chất HĐBM anion với nhau
Bảng 3.38: SCBM của các dung dịch hỗn hợp chất HĐBM nonion và anion
Bảng 3.39: SCBM của các dung dịch hỗn hợp NS2 với AS1 ở các tỉ lệ nồng độ khác
nhau sau một tuần ủ nhiệt
Bảng 3.40: Thành phần hệ chất HĐBM dùng cho thí nghiệm đẩy dầu
Bảng 3.41: Trạ
ng thái hệ dung dịch chất HĐBM IAMS-M2 theo thời gian ủ
Bảng 3.42: Gía trị SCBM của hệ chất HĐBM IAMS-M2 với dầu hỏa theo nhiệtđộ đo
Bảng 3.43: Gía trị SCBM của hệ IAMS-M2 với dầu hỏa tại nhiệt độ ủ 91
0
C
Bảng 3.44: Đánh giá khả năng thủy phân, hấp phụ của hệ CHĐBM trên đá móng
Đông Nam Rồng
Bảng 3.45: Kết quả hấp phụ và thủy phân của hệ chất HĐBM IAMS-M2 ở 500ppm
Bảng 3.46: Kết quả hấp phụ và thủy phân của hệ chất HĐBM IAMS-M2 ở 1000ppm
Bảng 3.47: Giá trị góc tiếp xúc của giọt dầu trên bề mặt đá thông qua các giai đoạn
ủ.
Bảng 3.48: Sự thay đổi SCBM theo thời gian ủ nhiệt của dung dịch chất HĐBM
IAMS–M2 ở nồng độ 500 ppm


Bảng 3.49: Các thông số mô hình vỉa móng Đông Nam Rồng
Bảng 3.50: Kết quả xác định hệ số đẩy dầu của 3 mô hình vỉa
Bảng 3.51: Sự thay đổi của SCBM dầu vỉa-dung dịch HĐBM IAMS-M2 theo nồng độ
Bảng 3.52: SCBM của các dung dịch hỗn hợp hai chất HĐBM AS1 và AS3 trong
quá trình ủ ở nhiệt độ 150
o
C
Bảng 3.53: Sự thay đổi pH của các dung dịch hỗn hợp hai chất HĐBM AS1 và AS3
trong quá trình ủ ở nhiệt độ 150

o
C
Bảng 3.54: Sự thay đổi SCBM và pH của hệ IAMS – M4 (1000ppm) ủ ở 150
o
C
Bảng 3.55: Kết quả khảo sát tính tan trong nước biển của các chất HĐBM
Bảng 3.56: Kết quả sự trung hòa các chất HĐBM có gốc sulfonate
Bảng 3.57: Nồng độ KOH tối đa trong dung dịch chất HĐBM
Bảng 3.58: SCBM các dung dịch HĐBM tại các nồng độ khác nhau
Bảng 3.59: Kết quả CMC của các chất HĐBM
Bảng 3.60: Kết quả ủ của mẫu đối chứng AOS 1000 ppm
Bảng 3.61: Kết quả
đo pH và SCBM của hệ 2 chất HĐBM sau 31 ngày ủ nhiệt
Bảng 3.62: Kết quả đo pH và SCBM của hệ 2 chất HĐBM sau 31 ngày ủ nhiệt:
Bảng 3.63: Kết quả khảo sát tỉ lệ tương hợp của XSA-1416D, LAS, AOS và ALAX-
1416 trong nước biển
Bảng 3.64: Kết quả của hệ XSA-1416D : LAS : AOS : ALAX-1416 = 40 : 160 :
700 : 100 sau 31 ngày ủ ở nhiệt độ 140
o
C
Bảng 3.65: Kết quả khảo sát tỉ lệ tương hợp của XSA-1416D, LAS, AOS và BAS
trong nước biển
Bảng 3.66: Kết quả của hệ XSA-1416D : LAS : AOS : BAS = 40 : 160 : 700 : 100
sau 31 ngày ủ ở nhiệt độ 140
o
C
Bảng 3.67: Kết quả khảo sát tỉ lệ tương hợp của XSA-1416D, LAS, AOS, BAS và
ALAX-1416 trong nước biển
Bảng 3.68: Kết quả của hệ XSA-1416D : LAS : AOS : BAS : ALAX-1416 = 40 :
160 : 700 : 50 : 50 sau 31 ngày ủ ở nhiệt độ 140

o
C
Bảng 3.69: Thành phần hệ chất HĐBM dùng cho thí nghiệm đẩy dầu
Bảng 3.70: Kết quả hấp phụ và thủy phân của hệ chất HĐBM IAMS-M2 ở 500ppm




DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ VÀ ĐỒ THỊ
Hình 1.1: Hang hốc nứt nẻ trong đá vỉa ở móng mỏ Bạch Hổ
Hình 1.2: Sơ đồ phân bố giếng khoan tại vùng ĐN mỏ Rồng
Hình 1.3: Dòng chảy của nước và dầu trong vỉa
Hình 1.4: (a) Sự rò rỉ hệ thống ống, vỏ bọc (ống chống) hoặc packe
(b) Dòng chảy đằng sau vỏ bọc (ống chống)
(c) Sự dịch chuyển nơi tiếp xúc dầu-nước
Hình 1.5: Lớp có độ th
ấm cao và không có dòng chảy chéo
Hình 1.6: Khe nứt hoặc sai khuyết giữa giếng bơm ép và giếng khai thác
Hình 1.7a: Khe nứt hoặc sai khuyết trong tầng chứa nước của giếng dọc
Hình 1.7b: Khe nứt hoặc sai khuyết trong tầng chứa nước của giếng ngang
Hình 1.8: Nón nước hay chóp nước
Hình 1.9: Vùng có hệ số quét thấp
Hình 1.10: Lớp đá phân chia lưu chất do trọng lực
Hình 1.11: Lớp có độ thấm cao và có dòng chảy chéo
Hình 1.12: Những nguyên nhân tạo thành nước sản phẩm trong quá trình bơ
m ép và
cách khắc phục
Hình 1.13: Sự tạo nối của gel polymer
Hình 1.14: Sơ đồ minh họa phân tử chất HTBM
Hình 1.15: Các mục tiêu nâng cao hệ số thu hồi dầu bằng phương pháp bơm ép hóa

chất tại một số nước
Hình 1.16: Các dự án đã được công bố về nâng cao hệ số thu hồi dầu bằng phương
pháp bơm ép hóa chất
Hình 1.17: Sản lượng dầu được thu hồi thêm bằng phương pháp bơm ép hóa chất
được công bố
Hình 1.18: Một số dự án nâng cao hệ số thu hồi dầu bằng phương pháp bơm ép chất
HĐBM của công ty Oil-Chem Tech. đã, đang và quyết định triển khai
Hình 1.19: Phức tạo giữa ankyl ethoxylat và cation Ba
2+

Hình 1.20: Sự hiện diện của lớp nước giữa đá và dầu trong hệ đá móng
Hình 1.21: Sự phụ thuộc giữa HSTHD và số mao dẫn


Hình 1.22: Ảnh hưởng của tính dính ướt lên độ bão hoà của các chất lưu
Hình 1.23: Sơ đồ đẩy dầu bằng nước trong đá nứt nẻ
Hình 2.1: Thiết bị thử nghiệm độ bền gel và thời gian tạo gel
Hình 2.2: Hệ thiết bị xác định ứng suất trượt của gel
Hình 2.3: Thiết bị thử nghiệm gel tại phòng Mô hình vỉa, Viện NIPI – Vietsopetro
Hình 2.4: Thiết bị đo SCBM liên diện Spinning Drop Interfacial Tesionmeter
Hình 2.5: Bể điều nhi
ệt chương trình hóa nhiệt độ TC100 Brookfield
Hình 2.6: Thiết bị đo góc tiếp xúc: Máy OCA 20 của Dataphysics
Hình 2.7: Bộ giữ mẫu lõi trong quá trình bơm ép hệ chất HĐBM
Hình 2.8: Thiết bị nghiên cứu đẩy dầu trên mô hình vỉa
Hình 2.9: Sơ đồ tổng hợp polyme gel (PG)
Hình 2.10: Mô hình thử nghiệm lõi
Hình 2.11: Hình ảnh giot dầu và sơ đồ xác định góc tiếp xúc của giọt dầu trên bề mặt
đá
Hình 2.12: Sơ đồ quá trình bơm ép chất HĐBM trên mô hình vỉa

Hình 3.1: Cơ
chế gel hoá polyacrylamide với hệ chất tạo nối ngang trên cơ
sở phản ứng giữa phenol và formaldehyde
Hình 3.2: Cơ chế gel hoá polyacrylamide với hệ chất tạo nối ngang trên cơ
sở phản ứng giữa HMTA và PhAc
Hình 3.3: Độ nhớt của dung dịch polymer ở các nồng độ khác nhau
Hình 3.4: Bề mặt đáp ứng của quá trình tạo gel theo thời gian tạo gel
Hình 3.5: Bề mặt đáp ứng của quá trình tạo gel theo độ bền gel
Hình 3.6: Đồ
thị độ bền gel và nhiệt độ theo thời gian của hệ gel HE:NF (2:1) tối
ưu
Hình 3.7: Đồ thị độ bền gel và nhiệt độ theo thời gian
Hình 3.8: Phổ IR của hệ polyme C
Hình 3.9 : Bề mặt đáp ứng của quá trình tạo gel theo độ bền gel
Hình 3.10: Thời gian tạo gel và độ bền nhiệt theo thời gian ủ của hệ gel GIMS 1
Hình 3.11: Thời gian tạo gel và độ bền nhiệt theo thời gian ủ của hệ gel GIMS 2
Hình 3.12: Thời gian t
ạo gel và độ bền nhiệt của hệ gelpolyme SEAL-5
Hình 3.13: Quá trình tạo gel của hệ dung dịch polyme NIMS2


Hình 3.14: Thời gian tạo gel và độ bền nhiệt theo thời gian của hệ gel VIMS1
Hình 3.15: A: Gel NIMS-2 sau 31 ngày ủ 150
o
C
B: Gel NIMS-5 sau 31 ngày ủ 150
o
C
C: Gel VIMS-1 sau 31 ngày ủ 150
o

C
Hình 3.16: Gel NIMS-2 sau 31 ngày ủ 150
o
C khi lấy ra khỏi ống nghiệm
Hình 3.17: Thời gian tạo gel và độ bền theo thời gian của hệ gel thử nghiệm tại NIPI
Hình 3.18: Dung dịch gel NIMS-2
Hình 3.19: Dung dịch gel VIMS-1
Hình 3.20: Gel GIMS-2 sau 31 ngày ủ ở 150
o
C
Hình 3.21: Gel NIMS-5 sau 31 ngày ủ ở 150
o
C
Hình 3.22: Gel VIMS-1 sau 31 ngày ủ ở 150
o
C
Hình 3.23: Gel NIMS-2 sau 31 ngày ủ ở 150
o
C
Hình 3.24: Ảnh SEM của HE300
Hình 3.25: Ảnh SEM của NF201
Hình 3.26: Đồ thị biểu diễn SCBM của các chất HĐBM nonion theo nồng độ
Hình 3.27: Đồ thị biểu diễn SCBM của các chất HĐBM anion theo nồng độ
Hình 3.28: SCBM dầu - dung dịch chất HĐBM theo thời gian ủ nhiệt
Hình 3.29: SCBM dầu-dung dịch chất AS2 và AS2+ isopropanol theo thời gian ủ
nhiệt
Hình 3.30: SCBM dầu-dung dịch AS3 và AS3 + isopropanol theo thời gian ủ nhiệt
Hình 3.31: Bề mặt đáp ứng cho sự thay
đổi SCBM sau 4 tuần ủ nhiệt theo nồng độ
AS1 và AS2

Hình 3.32: Bề mặt đáp ứng cho sự thay đổi SCBM theo nồng độ AS2 và NS1 tại
nồng độ AS3 bằng 150 ppm
Hình 3.33: Sự thay đổi SCBM của hệ IAMS-M2 với dầu hỏa theo nhiệt độ đo
Hình 3.34: Sơ đồ phương trình đường chuẩn của hệ chất HĐBM IAMS-M2
Hình 3.35: Hình ảnh của giọt dầu trên bề mặt đá sau khi đá được ủ cân bằ
ng trong
nước biển một ngày.
Hình 3.36: Hình ảnh của giọt dầu trên bề mặt đá sau khi đá thấm dầu được tiếp xúc
với nước biển.


Hình 3.37: Hình ảnh của giọt dầu trên bề mặt đá sau khi đá thấm dầu được tiếp xúc
với dung dịch hệ chất HĐBM IAMS-M2 0,05 %(trọng lượng).
Hình 3.38: Sự thay đổi góc tiếp xúc của giọt dầu trên bề mặt đá theo các giai đoạn ủ
Hình 3.39: Sự thay đổi của sức căng bề mặt giữa hai pha dầu hoả - chất HĐBM
IAMS–M2 ở nồng độ 500 ppm theo thời gian ủ nhi
ệt ở 91
o
C
Hình 3.40: Động thái đẩy dầu bởi bơm ép nước và bơm ép nút chất HĐBM IAMS-
M2 (500ppm) trên mô hình vỉa № XI, móng ĐNR
Hình 3.41: Động thái đẩy dầu bởi bơm ép nước và bơm ép nút chất HĐBM IAMS-
M2 1000ppm) trên mô hình vỉa № XII, móng ĐNR
Hình 3.42: Động thái đẩy dầu bởi bơm ép nước và bơm ép nút chất HĐBM IAMS-
M2 (1000ppm) trên mô hình vỉa № XIV, móng ĐNR
Hình 3.43: Đồ thị biểu diễn sự thay đổi SCBM của dung dịch phối trộn ch
ất HĐBM
AS1 và AS3 theo thời gian ủ ở nhiệt độ 150
o
C

Hình 3.44: Đồ thị biểu diễn sự thay đổi SCBM của dung dịch phối trộn chất HĐBM
AS1 và AS3 theo thời gian ủ ở nhiệt độ 150
o
C
Hình 3.45: Động thái đẩy dầu bởi bơm ép nước và bơm ép nút chất HĐBM IAMS-
M3 (1000ppm) trên mô hình vỉa móng mỏ Bạch Hổ
Hình 3.46: Động thái đẩy dầu bởi bơm ép nước và bơm ép nút chất HĐBM IAMS-
M4 (1000ppm) trên mô hình vỉa móng mỏ Bạch Hổ.
Hình 3.47: Đồ thị biểu diễn sự thay đổi SCBM theo nồng độ để xác định CMC
Hình. 3.48: Kết quả sử dụng phần mền Calc 3D Prof để vẽ mặt tối ưu.



1

MỞ ĐẦU
Mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng đều thuộc quyền quản lý và khai thác của XNLD
Vietsovpetro. Mỏ Bạch Hổ là mỏ dầu lớn nhất của nước ta với các tầng khai thác
chính là Miocen, Oligocen và tầng móng - nơi đã cung cấp hơn 60% lượng dầu khí
khai thác hàng năm. Tuy nhiên, sau hơn 20 năm khai thác (6/1986), sản lượng dầu
khai thác từ mỏ Bạch Hổ đã suy giảm đều, từ mức 11,5 triệu tấn năm 1999 (chiếm
hơ
n 70% tỷ trọng khai thác) đến mức chỉ còn khoảng 8,6 triệu tấn năm 2006 (chiếm
chưa đến 50% sản lượng khai thác). Bởi vậy, việc bảo đảm và gia tăng hệ số thu hồi
dầu tại mỏ Bạch Hổ luôn luôn là yêu cầu chiến lược và rất cấp thiết của XNLD
Vietsovpetro nói riêng và của ngành công nghiệp dầu khí Việt Nam nói chung. Sau
thời gian đầu khai thác ở chế độ tự nhiên, áp suất vỉa sụt gi
ảm nhanh chóng. Để duy
trì áp suất vỉa, đảm bảo sản lượng khai thác, phương pháp bơm ép nước đã được áp
dụng từ năm 1993. Tuy nhiên do cấu tạo địa chất phức tạp, đá móng nứt nẻ hang hốc,

đa độ rỗng, đa độ thấm nên hiện tượng ngập nước tại một số giếng khai thác đã sớm
xuất hiện (9/1996). Đến nay, số lượng giếng khai thác ở m
ỏ Bạch Hổ bị ngập nước
ngày càng tăng, mức độ ngập nước ngày càng trầm trọng. Nhiều giếng khai thác
trong cả 3 tầng Miocen, Oligocen và móng đều đã bị ngập nước, một số giếng đã
ngừng khai thác [1]. Tìm tòi và áp dụng các công nghệ cách ly được các khoảng ngập
nước trong giếng khai thác, giảm lượng nước đồng hành là một yêu cầu bức thiết
ngay từ khi chỉ có một vài giếng ở tầng móng m
ỏ Bạch Hổ bị ngập nước. Nhưng do
những điều kiện đặc thù của tầng móng mỏ Bạch Hổ như: nhiệt độ cao (140-
150
o
C),
đá chứa là đá granit nứt nẻ, hang hốc… nên cho đến nay, một số công nghệ, mặc dù
đã triển khai rất thành công ở những loại mô hình khác trên thế giới, nhưng lại chưa
thành công tại vùng móng mỏ Bạch Hổ [2].
Khu vực mỏ Rồng gồm một cụm nhiều mỏ trung bình và nhỏ như Đông nam
Rồng, Đông Rồng, Đông bắc Rồng và Trung Rồng và hai mỏ mới phát hiện là Nam
Rồng và
Đồi mồi. Mỏ Đông nam Rồng là một mỏ trung bình, có tổng trữ lượng dầu
tại chỗ hơn 32 triệu tấn, trong đó trữ lượng tại chỗ chiếm hơn 10,7 triệu tấn, lớn nhất
trong các mỏ đã được phát hiện và đang được khai thác tại khu vực mỏ Rồng. Đây là
thân dầu trong đá móng nứt nẻ có nước đáy-một trong những đặc điểm quan tr
ọng để
nâng cao hệ số thu hồi dầu. Cho đến thời điểm 1/9/2007 tổng sản lượng khai thác từ

2

thân dầu này đã được hơn 5 triệu tấn, cao hơn nhiều so với dự tính do Vietsovpetro
áp dụng khá thành công chế độ điều chỉnh khai thác và đưa gaslift vào sử dụng. Như

vậy, tổng sản lượng khai thác của mỏ Đông nam Rồng có khả năng vượt hơn hẳn con
số dự tính (hơn 8 triệu tấn). Một trong những đặc điểm quan trọng của khu vực mỏ
Rồng là tr
ữ lượng không lớn, dầu nặng, độ nhớt cao và hàm lượng khí thấp. Mật độ
lớn, độ nhớt cao của dầu vỉa khu vực mỏ Rồng nói chung và Đông nam Rồng nói
riêng (0,769 g/cm
3
và 2 MPa.s) không thuận lợi cho khai thác và vận chuyển [3]. Do
đó, bên cạnh vấn đề đảm bảo áp lực vỉa bằng bơm ép nước hoặc bơm ép khí, cần phải
tìm kiếm các tác nhân có khả năng cải thiện hiệu quả đẩy dầu của nước và khí.
Với mong muốn góp phần nâng cao hiệu suất khai thác dầu, phục vụ công
nghiệp khai thác dầu khí của đất nước, đề tài “Nghiên cứu sử dụng gel và các chất
hoạt tính bề mặt nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu mỏ” mã số KC 02.07/06-10 thuộc
Chương trình KC.02/06-10 được tiến hành nhằm mục đích:
1. Nghiên cứu, thử nghiệm đưa ra hệ vật liệu gel bền trong điều kiện vỉa từ một số
polyme được tổng hợp với các gốc polyacrylamit, copolyacrylamit, phối trộn với hệ
chất tạo nối phù hợp; xây dựng quy trình dùng gel ngăn cách nước trong các gi
ếng
khai thác ngập nước, giảm lượng nước đồng hành, cải thiện hiệu quả khai thác dầu ở
vùng mỏ Bạch Hổ¸ đáp ứng được yêu cầu kỹ thuật của XNLD Vietsovpetro.
2. Nghiên cứu, thử nghiệm, đưa ra hệ chất hoạt động bề mặt (HĐBM) được phối trộn
từ một số sản phẩm đơn chất tổng hợp và thương mại, tan tố
t trong nước biển và bền
nhiệt, phù hợp với điều kiện vỉa của vùng mỏ Rồng và Bạch Hổ, có khả năng gia tăng
hiệu suất thu hồi dầu ≥5% với nồng độ sử dụng tối thiểu. Xây dựng quy trình bơm ép
hệ dung dịch chất HĐBM xuống vỉa khả thi, được đề xuất ứng dụng tại XNLD
Vietsovpetro.
Trong quá trình thực hiện đề
tài này, chúng tôi đã nhận được sự giúp đỡ hiệu
quả của Bộ Khoa học và Công nghệ, Văn phòng Các chương trình Khoa học và công

nghệ trọng điểm cấp Nhà Nước, Ban chủ nhiệm chương trình KC.02/06-10, cũng như
của Lãnh đạo Viện Khoa học Vật liệu Ứng dụng. Đặc biệt, chúng tôi đã nhận được sự
hỗ trợ rất quý báu của Lãnh đạo XNLD Vietsovpetro, Viện trưởng Viện Nghiên cứu
khoa học và thiết kế - XNLD Vietsovpetro và nhiều chuyên gia của XNLD
Vietsovpetro. Chúng tôi xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc vì những sự giúp đỡ đó.

3

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN
1.1. Giới thiệu về mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng
1.1.1. Đặc điểm vùng mỏ Bạch Hổ
Mỏ Bạch Hổ bao gồm nhiều đối tượng khai thác có cấu trúc địa chất, đặc điểm
thấm chứa và tính chất dầu vỉa biến đổi hết sức phức tạp. Sau đây là một số đối tượng
khai thác chính [3].
Đối tượng Mioxen D
ưới
Đối tượng này được bắt đầu khai thác từ tháng 6 năm 1986 với tổng sản lượng
cho tới thời điểm 01/06/2008 là trên 33 triệu thùng, độ ngập nước trung bình 81,30%
với 27 giếng đang khai thác, trong đó có 2 giếng tự phun, còn lại là gaslift. Trong 27
giếng chỉ có 5 giếng làm việc không có nước nhưng có lưu lượng rất thấp. Những
giếng còn lại đều có nước ngập với các mức độ khác nhau, từ vài % đến trên 90% và
đồng thời những giếng có lưu lượng lớn cũng có độ ngập nước lớn. Với điều kiện
tương đối thuận lợi: đá chứa dầu là đá cát kết, nhiệt độ vỉa khoảng 121
o
C.
Đối tượng Oligoxen Dưới:
Đây là đối tượng khai thác lớn thứ hai của mỏ Bạch Hổ với quỹ giếng khai
thác hiện tại là 43, trong đó có 5 giếng tự phun, 38 giếng gaslift, 37 giếng làm việc
lẫn nước. Hiện tại có 12 giếng bơm ép và sau nửa đầu năm 2008 lưu lượng các giếng
vẫn tiếp tục có xu hướng giảm, độ ngập nước tăng tuy cũng có một số giếng có l

ưu
lượng ổn định. Các thân dầu Oligoxen dưới phân bố chủ yếu ở khu vực vòm Bắc
trong phạm vi 3 khối chính I, II và II với hệ số thu hồi dầu cuối cùng rất khác nhau:
27, 47%, 37,46% và 8,89% tương ứng. Vì vậy XNLD Vietsovpetro cho rằng phải
nghiên cứu bổ sung quỹ giếng khai thác và bơm ép tại khối III, nâng cao lưu lượng
giếng bằng phương pháp nứt vỉa thuỷ lực.
Đối tượng Móng:
Thân dầu trong móng nứt nẻ – hang hố
c là đối tượng khai thác chủ yếu của mỏ
Bạch Hổ và cho đến thời điểm hiện nay, đây vẫn là thân dầu lớn nhất tại thềm lục địa
nước ta. Thân dầu có dạng khối với chiều dày hơn 1500 m, khép kín và không có
nước đáy nên việc bơm ép là vấn đề tất yếu nhằm duy trì áp suất vỉa. Bơm ép nước
vào móng đã bắt đầu từ năm 1993. Đá móng
đặc trưng bởi cấu trúc phức tạp và mức

4

độ bất đồng nhất cao, ảnh hưởng đến hiệu quả bơm ép nước và tiềm năng thu hồi dầu
[4].
Bảng 1.1 Đặc trưng lý hoá của nước biển bơm ép và nước vỉa vùng mỏ Bạch Hổ [5]
Nước vỉa
No Các đặc trưng Nước bơm ép
Bắc Miocene
thượng
Bắc Miocene
hạ
1
2
3
4

5
6
7
8
9
10
11
12
pH
Nđộ muối tổng, g/l
Cl
-
, mg/l
SO
4
2-
, mg/l
HCO
3
2-
, mg/l
Ca
2+
, mg/l
Mg
2+
, mg/l
Na
+
+ K

+
, mg/l
Fe
2+
, mg/l
Ba
2+
, mg/l
Sr
2+
, mg/l
Oxy hòa tan, mg/l
8,2 – 8,6
33,9 – 35
18450 – 18900
2400 – 2590
100 – 260
350 – 500
1200 – 1360
10500 – 11300
10
< 0,1
< 0,1
4,8 – 6,8
6,8
4,56
1630,00
151,64
927,20
98,20

36,04
1418,85
-
-
-
-
8,0
4,45
1830
79,29
963,80
57,31
2,14
1518
-
-
-
-

Bảng 1.2. Giá trị trung bình về tính chất lý hoá của dầu Bạch Hổ [6]
Chỉ tiêu
Đơn
vị
Mioxen
dưới
Oligoxen
trên
Oligoxen
dưới
Móng

Tỷ trọng, d
20
4

0,8687 0,8341 0,8383 0,8527
HL nước

Hàm lượng: -muối
- tạp chất
ppm 4,48 34,78

5

Độ nhớt: 50
oC


70
oC

cSt
cSt
19,47
6,51
4,23
7,89
3,76
3,92
2,55
Hàm lượng: - tro

- lưu huỳnh
- paraphin
- Nhựa
- Atphanten
%kl
%kl
%kl
%kl
%kl
0,08
0,14
21,3
14,0
2,70
0,04
0,04
32,5
1,44
0,17
0,01
0,03
25,6
6,50
0,64
0,01
0,08
16,0
2,02
0,15
Nhiệt độ: - đông đặc

- chuyển pha
oC
oC
34 34 34 33,5

1.1.1.1. Tính bất đồng nhất và đặc trưng đẩy dầu trong đá granit nứt nẻ
Là kết quả tác động của một loạt quá trình khác nhau như co nén nhiệt của khối
macma, chuyển động kiến tạo, hoạt động của nhiệt dịch và phong hoá nên cấu trúc
không gian rỗng của đá móng granit nứt nẻ mỏ Bạch Hổ đặc trưng bởi mức độ bất
đồng nhất cao và phức tạ
p hơn nhiều so với các loại đá chứa dầu khí truyền thống.
Tổng hợp kết quả nghiên cứu cấu trúc trên mẫu lõi hiện có, cho thấy đá móng thuộc
dạng nứt nẻ hang hốc với các thành phần chính trong không gian rỗng sau (Hình 1.1)





− Nứt nẻ hang hốc lớn (có độ mở từ 80 – 100 micromet trở lên) chiếm tỉ phần
đến 0,28 trong tổng số độ rỗng của đá ở
đới nứt nẻ.
− Khối matrix vi nứt nẻ nằm kế cận với các nứt nẻ lớn có độ rỗng khá lớn so với
độ rỗng của nứt nẻ – hang hốc lớn, trung bình là 3 – 4 %, đôi khi đạt đến 10-
12% và có độ thấm nhỏ, thông thường không quá 1-5 mD.
− Khối đá nguyên sinh rắn chắc hầu như không bị biến đổi thứ sinh có độ rỗng
không đáng kể (< 0,5 %) và không thấm.

Hình 1.1: Hang hốc nứt nẻ trong đá vỉa ở móng mỏ Bạch Hổ

6

Như vậy, đá chứa trong móng granit kết tinh mỏ Bạch Hổ có thể được xếp vào loại
đá có hai độ rỗng đặc trưng bởi sự khác biệt rõ rệt về độ thấm cũng như độ rỗng giữa nứt
nẻ và khối vi nứt nẻ. Các nứt nẻ lớn là yếu tố chính tạo thành tính thấm cao của đá trong
khi đó các khối matrix vi nứt nẻ tuy có độ thấm không
đáng kể nhưng lại chiếm phần chủ
yếu trong khả năng chứa của đá. ở phạm vi thân dầu. Theo số liệu thử vỉa và địa vật lý
giếng khoan, tính không đồng nhất thể hiện qua sự phân bố xen kẽ các đới nứt nẻ phát
triển mạnh giữa các đới vi nứt nẻ và các đới đặc xít hầu như không thấm có độ rỗng không
quá 1%. [7]
1.1.1.2. Bơm ép n
ước và tình trạng ngập nước các giếng khai thác tầng móng
mỏ Bạch Hổ
Bơm ép nước biển vào vùng cận đáy để duy trì áp suất vỉa của tầng móng mỏ Bạch
Hổ là một quyết định công nghệ mang ý nghĩa khoa học, thực tiễn lớn. Với phương pháp
khai thác tầng móng có duy trì áp suất vỉa, hệ số thu hồi dầu cao hơn so với phương pháp
khai thác theo chế độ tự nhiên từ 1,5 đến h
ơn 2 lần [8]. Tuy nhiên do cấu tạo của đá móng
nứt nẻ, nước bơm ép dễ dẫn đến hiện tượng ngập nước giếng khai thác.
Việc bơm nước vào tầng móng được bắt đầu từ tháng 6 năm 1993. Giếng khai
thác đầu tiên có nước bơm ép xuất hiện trong sản phẩm là giếng 094 (tháng 7 năm
1995) và sau đó có thêm một số giếng khai thác nữa bị ngập nước. Đến cuối năm
1999
đã ghi nhận hơn 20 giếng có nước trong sản phẩm (chiếm gần 30% tổng quỹ
giếng khai thác). Tỷ lệ nước trung bình năm 1999 trong sản phẩm tầng móng ở mức
3,7%, có tới 6 giếng khai thác với lưu lượng ban đầu khá lớn từ 600 đến 800 thùng
dầu/ngày đêm, giếng đã ngừng tự phun do độ ngập nước cao.
Một loạt giếng khai thác bị ngập nước ở các khoảng nằm ở
phần trên của thân dầu,
thậm chí ở ngay vùng cận nóc móng các đới bơm ép nước khoảng 500-600m. Như vậy,

có thể giả thuyết rằng nước bơm ép ở đới sâu đã dịch chuyển lên phía trên theo các đới có
độ thấm tốt. Nhịp độ ngập nước các giếng khai thác rất nhanh, sau 6 tháng đến 1- 2 năm đã
đạt 60 – 70 % nước trong sản phẩm, giếng sẽ ngừng phun. Sản lượng thu hồi dầu trong
giai đoạ
n khai thác có nước thường nhỏ hơn 20 % tổng sản lượng dầu của giếng đó.
Đặc tính ngập nước các thân dầu móng hang hốc nứt nẻ xảy ra theo cơ chế đẩy
pít tông, nghĩa là chất lưu vận động chủ yếu theo các nứt nẻ. Như vậy, trong điều kiện