nghiên cứu, lựa chọn giải pháp mở vỉa và hoàn thiện giếng trong tầng mioxen hạ, mỏ sư tử đen

MỤC LỤC
MỤC LỤC 1
MỤC LỤC 1 3
MỤC LỤC 1 1 3
ĐH MỎ ĐỊA CHẤT HÀ NỘI

GIẢI THÍCH CÁC THUẬT NGỮ VIẾT TẮT
DIF Drill-in Fluids – dung dịch mở vỉa sản phẩm
DDK Dung dịch khoan
FLT Flow Loop Test – thí nghiệm xử lý axít phục hồi độ thấm
UCS Unconfined Compressive Strength – độ bền nén biểu kiến
NTU Nephelometic Turbidity Unit – chỉ số độ đục
CN Công nghệ
ĐH MỎ ĐỊA CHẤT HÀ NỘI

DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU, HÌNH VẼ
Bảng 1.2 − Thông số độ thấm và độ rỗng tầng Miocene hạ mỏ Sư Tử Đen Error:
Reference source not found
Bảng 4.1 − Thành phần của hoá chất xử lý mùn khoan MudSOLV Error: Reference
source not found
MỤC LỤC 1
MỤC LỤC 1 1
MỤC LỤC 1 3 1
MỤC LỤC 1 1 3 1
ĐH MỎ ĐỊA CHẤT HÀ NỘI
1

MỞ ĐẦU
1. Tính cấp thiết của đề tài
Công tác khoan và khai thác các giếng trong tầng cát kết Miocene thuộc bồn

trũng Cửu Long đã được tiến hành từ nhiều năm nay với kết quả không như mong
muốn. Các công ty dầu khí đã áp dụng nhiều giải pháp kỹ thuật trong thiết kế cũng
như thi công nhằm tăng sản lượng khai thác. Tuy nhiên, thực tế tại nhiều giếng khi
thi công khoan cho biểu hiện dầu khí khá tốt, nhưng khi thử vỉa lại không cho dòng
dầu như thiết kế. Một trong những nguyên nhân chính dẫn đến thực tế này là do
việc áp dụng công nghệ khoan mở vỉa chưa phù hợp làm cho tầng chứa bị nhiễm
bẩn, hạn chế sự lưu thông của dòng sản phẩm vào giếng. Với mọi nỗ lực thi công
khoan và hoàn thiện các giếng Miocene hạ thành công, ngồi việc áp dụng những
tiến bộ khoa học kỹ thuật khác, việc nghiên cứu lựa chọn hệ dung dịch khoan mở
vỉa sản phẩm phù hợp nhất với đặc tính thấm chứa riêng biệt là rất quan trọng,
mang tính chất quyết định đến sản lượng của mỏ. Luận điểm này đã được minh
chứng thực tế ở nhiều giếng khoan thuộc vùng nghiên cứu. Với những lý do trên,
việc phát triển đề tài: “Nghiên cứu, lựa chọn giải pháp mở vỉa và hoàn thiện
giếng trong tầng Mioxen hạ, mỏ Sư Tử Đen” là rất cấp thiết.
2. Mục đích và nhiệm vụ nghiên cứu
Hiện nay, các công nghệ khoan và hoàn thiện giếng tiên tiến đã và đang được
áp dụng rộng rãi. Ở bồn trũng Cửu Long nói chung và mỏ Sư Tử Đen nói riêng,
những nghiên cứu đánh giá đã khẳng định những giếng khoan ngang khai thác trong
tầng Miocene hạ phải được thiết kế sử dụng công nghệ hoàn thiện ống lọc cát là hợp
lý hơn cả. Khả năng khai thác của các giếng này phụ thuộc vào nhiều yếu tố; tuy
nhiên, yếu tố quyết định chính là việc thiết kế được hệ dung dịch khoan mở vỉa sản
phẩm phù hợp, vừa hạn chế đến mức thấp nhất nhiễm bẩn thành hệ, vừa cho phép
gọi dòng dễ dàng để đưa ra lưu lượng khai thác lớn nhất.
ĐH MỎ ĐỊA CHẤT HÀ NỘI
2

Trên cơ sở nghiên cứu lý thuyết, thực nghiệm và tham khảo các tài liệu, tác giả
sẽ đề xuất phương pháp nghiên cứu hoàn thiện thành công các giếng khoan khai
thác tầng Miocene hạ sử dụng ống lọc cát cho mỏ Sư Tử Đen.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu

Với phạm vi là những giếng khoan khai thác trong tầng Miocene hạ sử dụng
ống lọc cát nhằm tăng khả năng khai thác, hạn chế nguy cơ khai thác sản phẩm lẫn
cát ở mỏ Sư Tử Đen, đối tượng nghiên cứu của đề tài là:
• Các hệ dung dịch khoan mở vỉa sản phẩm thường được sử dụng để tìm ra hệ
dung dịch khoan phù hợp cho công nghệ hoàn thiện ống lọc cát
• Các loại vật liệu gia cố CaCO3 có sẵn trên thị trường trong và ngồi nước để
tìm ra loại có kích cỡ hạt phù hợp nhất với đặc tính thấm chứa của vỉa chứa
Miocene hạ mỏ Sư Tử Đen
4. Nội dung nghiên cứu
Luận văn sẽ tập trung nghiên cứu các nội dung sau:
• Nghiên cứu lý thuyết nhiễm bẩn thành hệ
• Tổng quan về công nghệ khoan mở vỉa sản phẩm và thực trạng khoan mở vỉa
sản phẩm tầng Miocene hạ Bồn trũng Cửu Long
• Nghiên cứu đặc tính thấm chứa của tầng sản phẩm để tìm ra bán kính trung
bình của kênh dẫn và tính tốn kích cỡ cần thiết của vật liệu gia cố CaCO
3

• Thí nghiệm minh chứng sự phân bố độ hạt vật liệu gia cố CaCO
3
phù hợp
nhất và thí nghiệm rửa trôi lớp vỏ bùn bằng axit
• Hoàn thiện đơn pha chế dung dịch mở vỉa sản phẩm cho tầng Miocene hạ mỏ
Sư Tử Đen
5. Phương pháp nghiên cứu
5.1 Nghiên cứu lý thuyết
• Nghiên cứu lý thuyết nhằm làm sáng tỏ các cơ chế nhiễm bẩn khi có sự tiếp
xúc của dung dịch khoan với các thành hệ đất đá trong tầng chứa dầu khí.
• Nghiên cứu đặc tính thấm chứa của tầng sản phẩm để tìm ra bán kính trung
bình của kênh dẫn
ĐH MỎ ĐỊA CHẤT HÀ NỘI

3

• Nghiên cứu tính tốn tìm ra loại và kích cỡ cần thiết của vật liệu gia cố cưỡng
bức khi mở vỉa sản phẩm
5.2 Nghiên cứu thực nghiệm
Trên cơ sở nghiên cứu lý thuyết về mở vỉa và hoàn thiện giếng có liên quan đến
đối tượng khai thác ở vùng nghiên cứu để tiến hành các thí nghiệm minh giải từ đó
phân tích lựa chọn đơn pha chế hệ dung dịch mở vỉa có kích cỡ và loại vật liệu gia cố
phù hợp nhất với đặc tính thấm chứa của tầng chứa Miocene hạ mỏ Sư Tử Đen.
6. Tài liệu cơ sở của luận văn
Luận văn được xây dựng trên cơ sở các tài liệu địa chất, tài liệu thi công khoan
cũng như những nghiên cứu lựa chọn và thực tế sử dụng dung dịch khoan mở vỉa
sản phẩm ở vùng nghiên cứu. Đề tài được triển khai trên cơ sở những kiến thức từ
hội thảo, các bài báo, tạp chí chuyên ngành khoan có liên quan đến mở vỉa sản
phẩm trong và ngồi nước.
Trong quá trình thực hiện Luận văn, tác giả còn tham khảo nhiều tài liệu về
dung dịch khoan của các công ty chuyên về dung dịch khoan trên thế giới như M-I
Drilling Fluids, Schlumberger, Halliburton/ Baroid Drilling Fluids / Baker Hughes
Inteq.
7. Luận điểm mới của luận văn
Đưa ra phương pháp nghiên cứu lựa chọn hệ dung dịch khoan với đơn pha chế
phù hợp để mở vỉa một tầng chứa với đặc tính thấm chứa riêng như Miocene hạ ở
mỏ Sư Tử Đen, đồng thời chứng tỏ tính hiệu quả của việc nghiên cứu này
8. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn
• Đã đưa ra được phương pháp nghiên cứu cần thiết để lựa chọn hệ dung dịch
khoan mở vỉa sản phẩm cho một khu vực tầng chứa Miocene hạ hoặc
Oligocene bất kỳ với đặc tính thấm chứa riêng.
• Đề xuất đơn pha chế dung dịch khoan mở vỉa sản phẩm phù hợp với tầng
chứa Miocene hạ khu vực mỏ Sư Tử Đen khi sử dụng ống lọc cát.
• Hoàn thiện thành công một giếng công nghiệp tầng Miocene hạ mỏ Sư Tử

Đen có sử dụng ống lọc cát.
ĐH MỎ ĐỊA CHẤT HÀ NỘI
4

9. Cấu trúc và khối lượng của Luận văn
Luận văn gồm phần mở đầu, 4 chương, phần kết luận và kiến nghị, phụ lục và
danh mục tài liệu tham khảo. Toàn bộ nội dung của Luận văn được trình bày dự
kiến khoảng 70-100 trang trên khổ giấy A4, phông chữ Times New Roman, cỡ 13,
khoảng cách 1.5 dòng như theo quy định.
Luận văn sẽ được hoàn thành tại Trường Đại học Mỏ Địa chất Hà Nội dưới sự
hướng dẫn khoa học của:
1. PSG. TS Cao Ngọc Lâm, nguyên Giảng viên khoa Khoan và Khai thác –
Dầu khí, Trường Đại học Mỏ Địa chất Hà Nội.
2. PSG. TS Hoàng Dung, nguyên Giảng viên khoa Khoan và Khai thác – Dầu
khí, Trường Đại học Mỏ Địa chất Hà Nội (Phản biện).
Trong quá trình làm luận văn, tác giả cũng nhận được sự giúp đỡ nhiệt tình của
tập thể các giảng viên, cán bộ của khoa Khoan và Khai thác – Dầu khí, Trường Đại
học Mỏ Địa chất Hà Nội cũng như các Công ty Cửu Long JOC, PV Drilling, và
Schlumberber.
ĐH MỎ ĐỊA CHẤT HÀ NỘI
5

CHƯƠNG I
TỔNG QUAN KHOAN MỞ VỈA TẦNG MIOCENE HẠ
BỂ CỬU LONG
ĐH MỎ ĐỊA CHẤT HÀ NỘI
6

1.1. Đặc điểm địa chất vùng nghiên cứu
Bồn trũng Cửu Long nằm ở thềm lục địa phía nam Việt Nam, được phân

chia làm nhiều Lô, chứa hầu hết những mỏ dầu khí lớn như mỏ Bạch Hổ, Rạng
Đông, Rồng, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Sư Tử Trắng, Cá Ngừ Vàng, Tê Giác Trắng,
…
Trong bể Cửu Long, Lô 15−1 chiếm diện tích khoảng 4,600 km
2
, nằm ở khu vực
phía Bắc, dọc theo bờ biển Bà Rịa – Vũng Tàu và Phan Thiết. Công tác thăm dò dầu khí
tại Lô 15−1 được tiến hành từ năm 1998 với giếng khoan đầu tiên vào Quý 3 năm 2000.
Từ đó tới nay nhiều mỏ dầu quan trọng như Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Sư Tử Trắng và
gần đây là Sư Tử Nâu đã được phát hiện.
Phần móng nứt nẻ được cấu tạo bởi các đá xâm nhập bao gồm granit,
granodiorit, tonalit, granosyenit, diorit và gabbrodiorit. Các loại đá phun trào cũng
có mặt trong thành phần của không chỉ đá móng mà cả trầm tích biến chất.
Từ nóc móng, cột địa tầng tổng hợp của bồn trũng Cửu Long bao gồm các
thành tạo đất đá được mô tả từ già đến trẻ như sau: Điệp Trà Cú, thường được gọi là
“Tập F và E”, có tuổi Eocene bao gồm các đá cát kết và cuội kết màu hồng xen lẫn
bột kết; Điệp Trà Tân, thường được gọi là “Tập D và C”, là các đá có tuổi
Oligocene, bao gồm các đá phiến màu đen và bột kết với một vài lớp cát kết. Đây là
tầng sinh rất tốt trong khu vực, đồng thời là tầng chắn trên móng kết tinh nứt nẻ;
Điệp Bạch Hổ (Miocene hạ) được gọi là “Tập BI”, là các đá có tuổi Miocene sớm, gồm
các phiến sét màu nâu, xám xanh xen lẫn các tập cát kết và bột kết. Các đá phiến sét này
là tầng chắn rất tốt mang tính khu vực. Các tập cát kết tuy có độ rỗng lớn nhưng không
phân bố liên tục nhưng sản lượng khai thác hàng năm từ các tập này là không nhỏ. Dựa
vào tài liệu thạch học, cổ sinh, địa vật lý, điệp Bạch Hổ được chia thành hai phụ điệp sau:
Phụ điệp Bạch Hổ dưới; bao gồm các lớp trầm tích cát kết xen lẫn sét kết và bột
kết. Càng lên phía trên, các hạt càng thô. Cát kết thạch anh màu xám trắng, cỡ hạt từ nhỏ
đến trung bình, được gắn kết chủ yếu bằng xi măng sét, kaolinit lẫn carbonat. Cát kết
thuộc tầng này có độ dày từ 10 − 16 m. Chúng phân bố chủ yếu từ phần trung tâm chạy
về phía Bắc của cấu trúc Sư Tử Đen, ở độ sâu khoảng 1760 đến 1800 m; Phụ điệp Bạch
ĐH MỎ ĐỊA CHẤT HÀ NỘI

7

Hổ trên; gồm các lớp sét dẻo, dính và rất dễ trương nở khi gặp nước, xen lẫn một vài các
tập cát kết mỏng và dấu vết than và glauconit. Đây là tầng chắn của tầng chứa Miocene
hạ bồn trũng Cửu Long.
Điệp Côn Sơn (Miocene giữa) được gọi là “Tập BII”; chủ yếu gồm các lớp
cát kết hạt thô xen kẹp boat kết có tuổi Miocene trung. Điệp Đồng Nai (Miocene
trên): các đất đá thuộc điệp Đồng Nai thường được gọi là “Tập BIII”, chủ yếu là các
tập cát có độ hạt trung bình, rất giàu glauconite, có tuổi Miocene muộn. Tương tự điệp
Côn Sơn, điệp Đồng Nai cũng không thấy các dấu hiệu dầu khí.
Điệp Biển Đông; bao gồm các trầm tích “Tập A” với thành phần chủ yếu là
cát hạt mịn rất giàu sinh vật biển và glaunonite màu vàng.

ĐH MỎ ĐỊA CHẤT HÀ NỘI
8

Hình 1.1 – Cột địa tầng tổng hợp bồn trũng Cửu Long
Mẫu Độ rỗng
(%)
Độ thấm
K (mD)
Bề dày
trung bình
(m)
Hệ số thể tích
thành hệ B
(bbl/ STB)
Độ nhớt
(cP)
A 26.1 1256

10 - 16 1.33 0.77
B 27.3 1490
C 30.1 3160
E 29.5 3054
F 31.0 3252
G 27.7 1700
H 29.6 1975
I 26.5 1357
J 28.3 1600
K 30.2 2576
L 28.0 1350
M 27.2 1670
Bảng 1.2 − Thông số độ thấm và độ rỗng tầng Miocene hạ mỏ Sư Tử Đen
Kết quả phân tích mẫu lõi của tầng Miocene hạ cho thấy độ rỗng và thấm
khá cao, là tầng chứa dầu khí tốt.
1.2. Thực trạng khoan mở vỉa sản phẩm tầng Miocene hạ bồn trũng Cửu
Long
1.2.1. Công nghệ khoan, hoàn thiện giếng khai thác ở vùng nghiên cứu
Trên thế giới, công nghệ khoan và hoàn thiện các giếng khai thác trong tầng
cát kết rất phong phú và đa dạng. Do tác hại mài mòn của hiện tượng sinh cát, ngày
nay, hầu hết những giếng khoan mới đều được áp dụng những tiến bộ khoa học kỹ
thuật hiện đại với nhiều công nghệ kiểm soát cát khác nhau. Căn cứ vào khả năng
kiểm soát cát, có thể phân chia công nghệ khoan và hoàn thiện giếng theo hai nhóm
chính:
Nhóm 1 − không kiểm soát cát, bao gồm: Khoan, chống ống, bơm trám xi
măng và bắn mở vỉa; Khoan, chống ống lửng đục lỗ sẵn.
ĐH MỎ ĐỊA CHẤT HÀ NỘI
9

Nhóm 2 − có kiểm soát cát, bao gồm: Khoan, chống ống, bơm trám xi măng,

bắn mở vỉa và chèn sỏi; Công nghệ sử dụng ống lọc cát (Stand-alone sandscreen);
Công nghệ sử dụng ống lọc cát và chèn sỏi (sandscreen and gravel pack); Công
nghệ sử dụng ống lọc cát giãn nở.
Trong vùng nghiên cứu, thực tế hầu hết các giếng khoan khai thác tầng
Miocene hạ trước đây được khoan và hoàn thiện theo kiểu nhóm 1 tức không kiểm
soát cát. Hai phương pháp thường được sử dụng là:
Khoan, chống ống, bơm trám xi măng và bắn mở vỉa
Tầng sản phẩm sau khi khoan qua, được chống ống suốt và bơm trám xi
măng. Sau khi xi măng cấu kết, người ta áp dụng phương pháp bắn đục lỗ bắn
xuyên qua ống chống, lớp xi măng cấu kết và đới nhiễm bẩn tạo ra các kênh dẫn
nhân tạo.
Ở giai đoạn đầu, giếng cho sản lượng khá. Tuy nhiên, do đất đá tầng
Miocene có độ cấu kết kém nên thường bị sập lở, mất đi trạng thái tự nhiên của vỉa
sản phẩm. Vì thế, trong quá trình khai thác, các hạt cát từ vỉa sẽ theo các kênh dẫn
di chuyển vào giếng làm suy giảm nhanh chóng lưu lượng khai thác và gây mài
mòn phá hủy các bộ phận trên đường dẫn chất lưu.
Khoan và chống ống lửng đục lỗ sẵn
Sau khi mở thân giếng qua tầng sản phẩm và tuần hoàn làm sạch giếng, ống
chống lửng đục lỗ sẵn được thả xuống để gia cố thành giếng khoan. Dầu và khí
được khai thác từ ngồi vỉa thông qua các lỗ đục sẵn này.
Do các ống chống lửng thường được đục lỗ sẵn mà không tính đến đặc tính
thấm chứa của vỉa, đồng thời được thả vào giếng không kèm theo các thiết bị ngăn
cách các tập sét trương nở nên ống đục lỗ hoặc không ngăn cản được các hạt cát,
hoặc bị bít nhét bởi sét, vì thế ảnh hưởng trầm trọng tới lưu lượng khai thác.
1.2.2. Các hệ dung dịch khoan mở vỉa truyền thống ở vùng nghiên cứu
Có rất nhiều loại dung dịch khác nhau có thể sử dụng để khoan qua tầng sản
phẩm cát kết. Việc lựa chọn hệ dung dịch khoan mở vỉa sản phẩm không chỉ phụ
ĐH MỎ ĐỊA CHẤT HÀ NỘI
10

thuộc vào cơ chế nhiễm bẩn mà còn phụ thuộc vào loại thành hệ và quan trọng hơn
tất cả là công nghệ khoan và hoàn thiện giếng trong tầng sản phẩm đó.
Bồn trũng Cửu Long có ba tầng sản phẩm chính; Miocene hạ, Oligocene và
tầng móng granite phong hóa nứt nẻ. Tầng Miocene hạ chủ yếu là cát, cát kết và các
tập sét xen kẹp. Các tập sét trong tầng Miocene hạ có tính chất trương nở, phân tán
hoặc vừa trương nở vừa phân tán.
Những hệ dung dịch thông thường có thể ảnh hưởng nghiêm trọng đến khả
năng khai thác của vỉa chứa. Sự ảnh hưởng này có thể hạn chế bằng cách giảm độ
thải nước, kiểm soát sự tăng độ bền gel cũng như chất lượng của lớp vỏ bùn trên
thành giếng khoan. Với công nghệ khoan, chống ống và bắn mở vỉa, đạn thường
bắn xuyên qua toàn bộ đới nhiễm bẩn, kể cả những đới nhiễm bẩn dày nhất. Chính
vì vậy, nhiễm bẩn không phải là mối quan tâm lớn khi sử dụng kiểu công nghệ
khoan và hoàn thiện giếng này.
Trong công nghệ khoan và hoàn thiện giếng không sử dụng vữa trám, dung
dịch và lớp vỏ bùn phải được thiết kế sao cho có thể thay thế và phá hủy dễ dàng
mà không cần các biện pháp làm sạch. Dung dịch khoan mở vỉa được chọn nhằm
hạn chế đến mức thấp nhất sự nhiễm bẩn.
Đối với loại giếng khoan khai thác trong tầng cát kết nói chung, các hệ dung
dịch khoan mở vỉa có thể chia làm hai nhóm chính: Nhóm dung dịch khoan mở vỉa
gốc dầu hoặc dầu tổng hợp; Nhóm dung dịch khoan gốc nước.
Ở bể Cửu Long, trong tầng Miocene hạ, các hệ dung dịch khoan mở vỉa được
dùng mới chỉ là các hệ dung dịch khoan gốc nước như: Hệ dung dịch khoan KCl/
Polymers; Hệ dung dịch khoan KCl/ Polymers/ Glycol; Hệ dung dịch khoan KCl/
Sildril; Hệ dung dịch khoan Flo−Pro.
Hầu như việc quyết định sử dụng hệ dung dịch khoan nào là đều dựa trên
kinh nghiệm và cảm tính. Thực tế chưa có một nghiên cứu cụ thể để đưa ra việc lựa
chọn hợp lý công nghệ khoan và hoàn thiện cũng như đơn pha chế dung dịch mở
vỉa phù hợp.
ĐH MỎ ĐỊA CHẤT HÀ NỘI
11

1.2.3. Đánh giá những hạn chế của công nghệ khoan và các hệ dung dịch sử
dụng
Như đã trình bày sơ bộ ở trên, công nghệ khoan và hoàn thiện giếng áp dụng
cho tầng Miocene hạ trong những năm đầu ở khu vực bể Cửu Long còn khá đơn
giản và chưa hiệu quả.
Phương pháp khoan, chống ống, bơm trám xi măng và bắn mở vỉa
Đặc điểm của phương pháp này là đơn giản, không chú ý nhiều đến khái
niệm nhiễm bẩn thành hệ. Do đây là phương pháp khai thác không kiểm soát cát
nên thực tế chỉ hiệu quả đối với những khu vực mà cát kết có độ cấu kết cao, khó
xảy ra hiện tượng sinh cát. Tuy nhiên vấn đề sinh cát hay không còn tùy thuộc vào
nhiều yếu tố và đòi hỏi phải được nghiên cứu kỹ lưỡng. Thực tế cho thấy, thường
thì giai đoạn đầu, giếng cho sản lượng khá. Tuy nhiên, sau một thời gian khai thác,
vỉa bị sập lở, không còn độ cấu kết tự nhiên. Vì thế, trong quá trình khai thác, các
hạt cát từ vỉa sẽ theo các kênh dẫn di chuyển vào giếng làm suy giảm nhanh chóng
lưu lượng khai thác và gây mài mòn phá hủy các bộ phận thiết bị khai thác trên
đường dẫn chất lưu.
Phương pháp khoan và chống ống lửng đục lỗ sẵn
Đây là phương pháp hoàn thiện giếng có thể nói là đơn giản nhất, tuy nhiên,
hiệu quả kinh tế lại là thấp nhất. Thường thì các lỗ đục sẵn có kích thước khá lớn
nên các hạt cát từ nội vỉa dễ dàng đi qua. Mặt khác, do ống đục lỗ được thả vào
trong giếng không kèm theo các thiết bị ngăn cách các tập sét xen kẹp dễ trương nở
nên các lỗ đục dễ dàng bị bít nhét bởi sét, vì thế làm lưu lượng khai thác của giếng
giảm mạnh. Ngoài ra, do dung dịch mở vỉa không được đầu tư nghiên cứu kỹ nên
tạo ra đới nhiễm bẩn khá dày trong những giếng khoan này.
Nhận xét các hệ dung dịch đã được sử dụng trong vùng nghiên cứu như sau:
Hệ dung dịch KCl/ Polymers: là hệ dung dịch khoan gốc nước có khả năng
ức chế sét với đơn pha chế có các thành phần chính như sau:
ĐH MỎ ĐỊA CHẤT HÀ NỘI
12

Thành phần hệ dung dịch Chức năng Nồng độ
KCl − Potassium Chloride Ức chế sét 30−35 ppb
Xanthangum Biopolymer Tạo độ nhớt 1.0−6.0 ppb
PHPA − Polymer cao phân tử Ức chế sét 3.0−7.0 ppb
PAC−L Polyanionic Cellulose Giảm độ thải nước 4.0−9.0 ppb
PAC−R Polyanionic Cellulose Giảm độ thải nước 4.0−9.0 ppb
Glutaraldehyde Diệt khuẩn Theo yêu cầu
Soda Ash − Sodium carbonate pH/ giảm Canxi 0.5−2.0 ppb
Barite Điều chỉnh tỷ trọng Theo yêu cầu
Hệ dung dịch khoan này được các nhà thầu khoan sử dụng khoan qua các tầng sản
phẩm cát kết xen kẹp sét có hoạt tính trương nở và phân tán cao. Hệ dung dịch KCl/
Polymers tham gia ức chế sét theo cả hai cơ chế trương nở của sét là hydrate hố bề mặt và
trương nở thẩm thấu, trong đó Polymers làm ức chế quá trình hydrate hóa, còn ion K
+
giúp
ức chế trương nở thẩm thấu. Các Polymers cao phân tử tạo màng mỏng bao bọc bề mặt sét
ngăn cách chúng tiếp xúc với nước. Khi sét tiếp xúc với dung dịch chứa ion K
+
, do chênh
lệch về nồng độ điện tích, các ion K
+
từ dung dịch bị hấp phụ vào khe trống giữa các phiến
sét cơ sở. Do có bán kính nhỏ nên ion K
+
dễ bị hấp phụ và chui vào khe hở giữa các phiến
sét và giữ chặt các phiến sét này, đồng thời ngăn cản sự xâm nhập của các ion OH
-
có bán
kính lớn hơn. Thực tế cho thấy khi hàm lượng KCl đạt khoảng 30−35 ppb (pounds per

barrel), dung dịch sẽ có khả năng ức chế sét tốt. Nếu hàm lượng KCl quá thấp thì khả năng
ức chế trương nở thẩm thấu sẽ không đạt hiệu quả. Còn nếu hàm lượng KCl quá cao cũng
không làm tăng tính ức chế sét. Hệ dung dịch KCl/ Polymers thuộc loại ức chế không phân
tán, là hệ dung dịch phi sét nên ít gây nhiễm bẩn hơn so với các hệ dung dịch dùng sét làm
tác nhân tạo cấu trúc, tăng độ nhớt. Vì hai đặc điểm nêu trên, hệ KCl/ Polymers ít gây
nhiễm bẩn thành hệ hơn. Ngoài ra, hệ dung dịch này có giá thành tương đối thấp, ít ảnh
hưởng đến môi trường , dễ dàng pha chế và bảo quản. Tuy nhiên, hệ dung dịch này cũng
có một số nhược điểm. Do khả năng ức chế sét ở mức độ vừa phải nên trong quá trình
khoan, sét sẽ phân tán vào dung dịch làm thay đổi các tính chất lưu biến của dung dịch.
Thường các hợp chất polymer cao phân tử có độ bền nhiệt kém nên hệ dung dịch này
thường chỉ dùng cho những giếng khoan có độ sâu vừa phải. Với những giếng khoan có
ĐH MỎ ĐỊA CHẤT HÀ NỘI
13

nhiệt độ cao hơn, hệ dung dịch này phải cần thêm các hóa chất bền nhiệt, và như vậy lại
đẩy giá thành dung dịch lên cao.
Hệ dung dịch KCl/ Polymers/ Glycol: là hệ dung dịch được pha chế lấy dung
dịch KCl/ Polymers làm nền nhằm khắc phục nhược điểm của hệ dung dịch này.
Đơn pha chế của hệ có các thành phần chính như sau:
Thành phần hệ dung dịch Chức năng Nồng độ
KCl − Potassium Chloride Ức chế sét 30−35 ppb
Polyalkylene Glycol Ức chế sét 3−7% thể tích
Xanthangum Biopolymer Tạo độ nhớt 1.0−6.0 ppb
PHPA − Polymer cao phân tử Ức chế sét 3.0−7.0 ppb
PAC−L Polyanionic Cellulose Giảm độ thải nước 4.0−9.0 ppb
PAC−R Polyanionic Cellulose Giảm độ thải nước 4.0−9.0 ppb
Glutaraldehyde Diệt khuẩn Theo yêu cầu
Soda Ash − Sodium carbonate pH/ giảm Canxi 0.5−2.0 ppb
Barite Điều chỉnh tỷ trọng Theo yêu cầu
Với sự có mặt của glycol, hệ KCl/ Polymers/ Glycol có khả năng ức chế sét tốt

hơn. Cả ba tác nhân KCl, PHPA và Glycol được dùng nhằm ức chế các tập sét trương
nở.
PHPA là polynmer cao phân tử mang điện tích âm. Khi tiếp xúc với các hạt
sét, nó liên kết với các cạnh hạt sét mang điện tích dương tạo thành một lớp chắn
mang điện tích âm và vì thế các phần tử nước không thể xâm nhập vào hoặc tiếp
xúc trực tiếp với các hạt sét làm sét trương nở được.
Khi ở trong dung dịch, Glycol cũng là chất có nhóm chức mang điện tích âm. Gốc
hydrocacbon của Glycol có tính kỵ nước, khi tiếp xúc với bề mặt sét, chúng nhanh chóng
tương tác tạo ra mối liên kết bền vững với các cạnh mang điện tích dương, còn gốc
hydrocacbon hướng về phía pha lỏng. Sự hấp phụ nhanh chóng và dày đặc của Glycol tạo
màng kỵ nước trên bề mặt sét thành hệ, ngăn cản không cho nước thấm vào khe giữa các
lớp sét và vì thế mà ức chế được sự trương nở của sét. Thường hàm lượng của Glycol
dùng trong hệ dung dịch này ở khoảng 3 − 4 % theo thể tích. Ưu điểm của hệ dung dịch
khoan KCl/ Polymers/ Glycol là có tính ức chế tốt, thành giếng khoan có độ ổn định cao.
Đặc biệt, khi có Glycol, lớp vỏ bùn trên thành giếng khoan trở nên rất mỏng, dai và chặt
ĐH MỎ ĐỊA CHẤT HÀ NỘI
14

sít, do vậy có thể ổn định thành giếng và giảm hiện tượng kẹt mút do chênh áp. Hệ dung
dịch này còn có khả năng dung nạp mùn khoan, làm sạch đáy giếng và vận chuyển mùn
khoan khá tốt nhờ vào tính chảy lỗng của dung dịch. Ở vị trí mà dung dịch có vận tốc cao
như khi mới ra khỏi vòi phun thủy lực của choòng khoan, độ nhớt dung dịch giảm rất
mạnh, tạo điều kiện cho mùn khoan phân bố nhanh và đều vào trong dung dịch, và vì thế
mà đáy giếng nhanh chóng được làm sạch. Ngược lại, ở vị trí dung dịch chuyển động với
vận tốc trượt tương đối thấp như trong khoảng không vành xuyến, độ nhớt của dung dịch
tăng lên, làm tăng khả năng mang vác mùn khoan và khả năng treo lơ lửng mùn khoan khi
dừng bơm. Ngoài ra, hệ dung dịch KCl/ Polymers/ Glycol còn có khả năng bôi trơn cao,
giảm đáng kể mômmen xoắn của cột cần khoan.
Hệ dung dịch KCl/ Sildril: đây là hệ dung dịch có khả năng ức chế sét rất
cao, tương đương với hệ dung dịch khoan gốc dầu. Sildril tức dung dịch Silicat

Natri nồng độ 30% trọng lượng. Dưới đây là đơn pha chế tiêu biểu của hệ:
Thành phần hệ dung dịch Chức năng Nồng độ
KCl − Potassium Chloride Ức chế sét 30−35 ppb
Sildril Ức chế sét 8−9% thể tích
Xanthangum Biopolymer
(Flovis)
Tạo độ nhớt 1.0−3.0 ppb
Kla−Gard Chống bó choòng 3.0−7.0 ppb
PAC−L Polyanionic Cellulose Giảm độ thải nước 4.0−9.0 ppb
Flotrol − Starch Giảm độ thải nước 4.0−9.0 ppb
Soda Ash − Sodium carbonate pH/ giảm Canxi 0.5−2.0 ppb
EMI 544 Chất bôi trơn 1−4% thể tích
Barite Điều chỉnh tỷ trọng Theo yêu cầu
Sildril là tác nhân ức chế sét chính trong hệ dung dịch này. Khi tiếp xúc với
bề mặt sét, Silicat Natri thấm vào các khe hở giữa các lớp sét và tương tác tạo thành
các tinh thể alumosilicat can xi và magiê. Với tính dính kết cao, các alumosilicat
canxi và magiê liên kết tạo thành lớp chắn bền vững chống sự xâm nhập của nước.
Do có khả năng ức chế sét rất cao nên hình dạng và kích thước của mùn khoan được
bảo toàn rất tốt, do đó mùn khoan dễ tách trên bề mặt.
ĐH MỎ ĐỊA CHẤT HÀ NỘI
15

Nhược điểm lớn nhất của hệ dung dịch khoan KCl/ Sildril là tạo ra các tinh thể
alumosilicat can xi và magiê kết tủa có tính ma sát cao, làm mài mòn các thiết bị
khoan, đặc biệt dễ phá hỏng hệ thống xi lanh, pit tông của máy bơm dung dịch và các
phần gioong khác của thiết bị đo và động cơ đáy. Ngoài ra, do hệ dung dịch này có độ
pH rất cao nên không thể có chất bôi trơn nào phù hợp.
Hệ dung dịch Flo−Pro: là một trong các hệ dung dịch khoan gốc nước có giá
thành cao nhất trong số các hệ dung dịch khoan gốc nước hiện nay được dùng ở bồn
trũng Cửu Long. Đơn pha chế tiêu biểu của hệ Flo−pro như sau:

Thành phần hệ dung dịch Chức năng Nồng độ
KCl − Potassium Chloride Ức chế sét 25−30 ppb
Polyalkylene Glycol Ức chế sét 3−7% thể tích
Flotrol / Dualflo Giảm độ thải nước 3.0−5.0 ppb
Xanthangum Biopolymer (Flovis) Tạo độ nhớt 1.0−3.0 ppb
Kla−Gard Chống bó choòng 3.0−7.0 ppb
Soda Ash − Sodium carbonate pH/ giảm Canxi 0.5−2.0 ppb
Barite Điều chỉnh tỷ trọng Theo yêu cầu
Hệ dung dịch Flo−Pro có tính ức chế sét không kém hệ KCl/ Sildril, song ưu
điểm của nó là khắc phục được những nhược điểm của Silicat, không gây mài mòn
hỏng hóc các thiết bị khoan. Ngoài ra, một điểm mạnh khác của hệ dung dịch
Flo−Pro là do có tính ổn định cao, khó bị phá hủy vi sinh nên Flo−Pro có thể giữ
được để dùng cho nhiều giếng. Tuy nhiên, riêng trong khoan mở vỉa sản phẩm, do
yêu cầu giảm đến mức thấp nhất nhiễm bẩn thành hệ, luôn luôn phải dùng dung
dịch sạch nên Flo−Pro lại không có lợi về mặt giá thành.
ĐH MỎ ĐỊA CHẤT HÀ NỘI
16

CHƯƠNG II
LÝ THUYẾT NHIỄM BẨN KHI KHOAN MỞ VỈA
SẢN PHẨM
ĐH MỎ ĐỊA CHẤT HÀ NỘI
17

2.1 Lý thuyết nhiễm bẩn thành hệ và hệ số Skin
2.1.1. Cơ sở lý thuyết về nhiễm bẩn thành hệ
Nhiễm bẩn là quá trình làm suy giảm độ thấm tự nhiên của khu vực xung
quanh vùng cận thành giếng như mô phỏng trong hình dưới đây:
Hình 2.1 − Mô phỏng đới nhiễm bẩn
Ở trạnh thái tự nhiên, khi chưa chịu sự tác động của quá trình mở vỉa, đất đá và

các chất lưu vỉa đều nằm ở trạng thái cân bằng, tức các thông số vỉa có giá trị ổn định.
Khi khoan mở vỉa, choòng khoan tiếp xúc với đất đá và làm vỡ thế cân bằng vỉa ban
đầu và có xu hướng tạo thế cân bằng mới. Trong suốt quá trình mở vỉa, dung dịch
khoan và pha rắn trong dung dịch có điều kiện tương tác qua lại với đất đá và chất lưu
vỉa thuộc vùng cận thành và đáy giếng khoan. Do quá trình tương tác này, khu vực
xung quanh thành giếng diễn ra một quá trình làm thay đổi trạng thái cơ lý hóa thành
hệ, và vì thế làm giảm tính thấm lọc khu vực lân cận thành giếng khoan ảnh hưởng đến
khả năng khai thác của giếng.
Vỉa sản phẩm khác nhau về đặc tính thấm chứa nên mức độ nhiễm bẩn và cơ chế
ảnh hưởng của nhiễm bẩn cũng hoàn toàn khác nhau. Tuy nhiên, đối với một loại vỉa
chứa nhất định thì sự xâm nhập của dung dịch khoan vào vỉa sản phẩm thường tuân theo
hai giai đoạn:
Giai đoạn đầu, ngay sau khi choòng khoan cắt đất đá và dung dịch khoan tiếp
xúc với trực tiếp với thành hệ, một lượng dung dịch bao gồm cả pha lỏng và rắn sẽ
ĐH MỎ ĐỊA CHẤT HÀ NỘI
Giế
ng
kh
oa
n
E
L
L
B
O
R
E
Giế
ng
kh

oa
n
L
B
O
R
E
Đới
nhiễm
bẩn
E
Giếng không nhiễm bẩn
Giếng bị nhiễm bẩn
18

thấm ngay vào khe nứt, lỗ hổng của đất đá mà không vấp phải sự ngăn cản của bất
kỳ lớp ngăn cách nào. Mức độ xâm nhập của dung dịch khoan ở giai đoạn này phụ
thuộc hoàn toàn vào độ thấm tự nhiên của thành hệ.
Giai đoạn tiếp theo, do lớp vỏ bùn đã được hình thành trên bề mặt thành giếng
khoan, chỉ phần nước thấm và có thể một phần nhỏ các hạt mịn di chuyển vào vỉa
sau khi thấm qua lớp vỏ bùn này. Mức độ nhiễm bẩn giai đoạn hai phụ thuộc vào
tính chất của lớp vỏ bùn, tùy theo mức độ chặt sít hay rỗng xốp.
Quá trình xâm nhập của dung dịch khoan khi khoan mở vỉa được mô phỏng
qua hình vẽ dưới đây:

Hình 2.2 − Quá trình xâm nhập của dung dịch khoan khi mở vỉa
Nhìn chung, quá trình nhiễm bẩn xảy ra liên tục từ lúc bắt đầu khoan mở vỉa cho
đến khi gọi dòng. Nhưng cấp độ của sự nhiễm bẩn xảy ra mạnh mẽ nhất là trong khi
khoan và khoan doa thân giếng trước khi bước vào giai đoạn hoàn thiện giếng khoan.
Dung dịch và pha rắn gây ra nhiễm bẩn thành hệ ở giai đoạn đầu là đáng kể nhất. Tuy

nhiên, phần nước thấm lọc cũng gây tác hại không nhỏ vì phần nước lọc này khi tiếp xúc
với sét sẽ làm cho sét trương nở tùy theo cấp độ. Nếu dung dịch không có tính ức chế
mạnh và cơ chế tạo lớp vỏ bùn tốt nhất, sét thành hệ sẽ trương nở, và mức độ nhiễm bẩn
càng trầm trọng thêm.
ĐH MỎ ĐỊA CHẤT HÀ NỘI
19

Việc đánh giá nhiễm bẩn thành hệ là rất quan trọng, giúp ta hiểu được cơ
chế và cấp độ nhiễm bẩn, từ đó có thể đưa ra dự đốn chính xác được khả năng
khai thác của giếng khoan. Từ việc nghiên cứu cơ chế nhiễm bẩn và hiểu được
nó, ta có thể thiết kế được đơn pha chế dung dịch và loại vật liệu gia cố với kích
cỡ phù hợp để có thể hạn chế đến mức thấp nhất nhiễm bẩn thành hệ, tăng khả
năng khai thác của giếng.
2.1.2. Hệ số nhiễm bẩn Skin
Khái niệm “hệ số nhiễm bẩn Skin” được dùng để đánh giá mức độ nhiễm bẩn
của giếng khoan dầu khí. Đối với một giếng khoan, khi dung dịch khoan, mùn
khoan, nước thấm, lớp vỏ bùn tiếp xúc với đất đá của thành hệ, cộng thêm với
những tác động cơ học như sự quay, dạo của cần khoan, quá trình kéo thả ống
chống, … sẽ làm cho độ rỗng, độ thấm của khu vực cận thành giếng khoan bị thay
đổi, hay ta nói giếng khoan bị nhiễm bẩn. Khi đó, chất lưu trong vỉa chảy muốn qua
được đới nhiễm bẩn để vào lòng giếng thì sẽ phải tiêu tốn một lượng áp suất ΔP
nhất định. Và khi đó ta cũng nói, giếng khoan bị nhiễm bẩn với cấp độ tương ứng
với một hệ số Skin nào đó. Về mặt lý thuyết, hệ số Skin bao gồm các thành phần
sau:
S = S
c
+ S
p
+ S
pSkin

+ S
d
(2.1)
Trong đó:
S
c
− hệ số Skin ảnh hưởng bởi chiều dài khoảng mở vỉa h
p
so với chiều dày
của vỉa sản phẩm h (h
p
/ h);
S
p
− hệ số Skin ảnh hưởng bởi đặc tính mở vỉa (số lỗ bắn, mật độ, chiều sâu lỗ
bắn);
S
pSkin
− hệ số Skin ảnh hưởng do thay đổi đặc tính thấm ở vùng cận đáy giếng
do quá trình khoan mở vỉa, quá trình khai thác hay sửa chữa giếng;
S
d
− hệ số Skin ảnh hưởng bởi sự thay đổi qui luật thấm tuyến tính Darcy
(dòng chảy phi Darcy) do tính không ổn định của động thái áp suất vỉa.
Có nhiều cách để khảo sát sự nhiễm bẩn. Một trong cách đó là phương pháp
phân tích áp, tức theo dõi giếng khai thác ở một chế độ lưu lượng không đổi trong
ĐH MỎ ĐỊA CHẤT HÀ NỘI
20

một thời gian, sau đó đóng giếng và quan sát sự phục hồi của áp suất. Tuy nhiên,

bất lợi của phương pháp này là do giếng đóng nên ảnh hưởng lớn đến sản lượng
khai thác.
Đối với dầu và chất lỏng không nén, khi thấm theo sơ đồ hướng tâm phẳng từ
biên có bán kính r
e
tới thành giếng khoan có bán kính r
w
, trong điều kiện giếng hoàn
thiện không nhiễm bẩn, đường cong sẽ tuân theo qui luật:
Pr ln
2
e
w
r
q
kh r
µ
π
∆ =
(2.2)
Trong đó: q − lưu lượng của chất lưu, bbl/d;
k − độ thấm của đất đá, mD;
μ − độ nhớt động học của chất lưu, cP;
h − chiều dày của vỉa, ft;
r
e
− bán kính ảnh hưởng của giếng, ft;
r
w
− bán kính giếng khoan, ft;

Khi giếng bị nhiễm bẩn với bán kính đới nhiễm bẩn vùng cận đáy giếng r
s
, hệ
số thấm của đới ảnh hưởng là k
s
sẽ nhỏ hơn k. Đồng thời, sẽ xuất hiện một giảm áp
phụ ∆P
s
khi chất lưu vỉa chảy qua đới nhiễm bẩn có giá trị bằng:
2
q
Ps S
kh
µ
π
∆ =
Vì vậy, tổng tổn hao áp suất sẽ là:
(ln )
2
e
r s
w
r
q
P P P S
kh r
µ
π
∆ = ∆ + ∆ = +
(2.3)

Sau khi biến đổi toán học, hệ số Skin được tính toán như sau:
ln
s s
s w
k k r
S
k r
−
=
(2.4)
Trong đó: S − hệ số nhiễm bẩn Skin;
k − độ thấm tự nhiên của đất đá, mD;
ĐH MỎ ĐỊA CHẤT HÀ NỘI
21

k
s
− độ thấm của đới nhiễm bẩn, mD;
r
s
− bán kính của đới nhiễm bẩn, ft;
r
w
− bán kính giếng khoan, ft;
Tùy theo từng giếng, ta sẽ dễ dàng tính toán được giá trị của hệ số nhiễm bẩn
Skin và rút ra nhận xét về mức độ nhiễm bẩn.
Khi k = k
s
, ta có S = 0, giếng không bị nhiễm bẩn, hay vỉa chứa vẫn giữ
nguyên được hệ số thấm ban đầu của nó.

Khi k > k
s
, ta có S > 0, giếng bị nhiễm bẩn, hệ số thấm ban đầu của vỉa bị
giảm.
Khi k < k
s
, ta có S < 0, tức độ thấm của vùng cận đáy giếng tốt hơn giá trị ban
đầu của vỉa. Trường hợp này thường xảy ra đối với các giếng sau khi được xử lý
vùng cận đáy giếng.

Hình 2.3 − Sự suy giảm áp suất do ảnh hưởng của hệ số Skin [2]
ĐH MỎ ĐỊA CHẤT HÀ NỘI
22

Quá trình khoan mở vỉa và hoàn thiện giếng được cho là thành công nếu đặc
tính thấm chứa của vỉa được bảo toàn ở mức độ tốt nhất (S<3). Thông thường,
những giếng khoan bị nhiễm bẩn ít hay không nhiễm bẩn cho lưu lượng khai thác
lớn hơn nhiều so với những giếng khoan bị nhiễm bẩn nặng. Trong tính toán hiệu
quả khai thác giếng khoan, thông qua việc đánh giá chỉ số khai thác (PI) của một giếng,
có thể so sánh lưu lượng của một giếng khoan nhiễm bẩn (S>0) với giếng khoan không
nhiễm bẩn (S=0) hoặc giếng khoan đã được xử lý vùng cận đáy giếng (S<0).
Theo Van Everdingen, chỉ số khai thác giếng có thể tính bằng công thức sau:
Đối với giếng thẳng đứng:
0
0.00708*
*(ln 1/ 2 )
e
w
hk
PI

r
B S
r
µ
=
− +
(2.5)
Đối với giếng khoan ngang:

2
0
0.00708*
1 1 ( )
2
* ln( ) ln( )
2
2
e
w
e
hL
PI
L
r
L h
B S
L
h r
r
µ

π
=
 
+ −
 
 
+ +
 
 
 
(2.6)
Trong đó:
PI − chỉ số khai thác;
Bo − hệ số thể tích thành hệ dầu;
k − hệ số thấm của vỉa, mD;
S − hệ số nhiễm bẩn Skin;
μ − độ nhớt của dầu, cP;
h − chiều dày của vỉa, ft;
L − chiều dài của phần vỉa ngang, ft;
r
e
− bán kính ảnh hưởng của giếng, ft;
r
w
− bán kính giếng khoan, ft;
ĐH MỎ ĐỊA CHẤT HÀ NỘI