Nghiên cứu ứng dụng giải pháp thu hồi dầu tam cấp bằng bơm ép co2 cho tầng móng nứt nẻ mỏ sư tử đen

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT
Nguyễn Hải An
NGHIÊN CỨU ỨNG DỤNG GIẢI PHÁP
THU HỒI DẦU TAM CẤP BẰNG BƠM ÉP CO
2
CHO TẦNG MÓNG NỨT NẺ MỎ SƯ TỬ ĐEN
Chuyên ngành: Kỹ thuật khai thác dầu khí
Mã số: 62.53.50.05
TÓM TẮT LUẬN ÁN TIẾN SĨ KỸ THUẬT
Hà Nội - 2012
Công trình được hoàn thành tại: Bộ môn Khoan-Khai thác, Khoa
Dầu khí, Trường Đại học Mỏ-Địa chất Hà Nội
Người hướng dẫn khoa học: 1. PGS.TS. Lê Xuân Lân
2. TS. Nguyễn Hữu Trung
Phản biện 1: ………………………………………………
…………………………………………………………….
Phản biện 2 ………………………………………………
…………………………………………………………
Phản biện 3: ………………………………………………
……………………………………………………………
Luận án sẽ được bảo vệ trước Hội đồng chấm luận án cấp Trường
họp tại Trường đại học Mỏ - Địa chất vào hồi … giờ … ngày …
tháng… năm…
Có thể tìm hiểu luận án tại thư viện: Thư viện Quốc Gia Hà Nội
hoặc Thư viện Trường đại học Mỏ - Địa chất
1
Tính cấp thiết của đề tài
Theo kế hoạch đã được phê duyệt, đối tượng móng granit nứt nẻ
mỏ Sư Tử Đen đang trong giai đoạn khai thác thứ cấp và suy thoái sản
lượng với hệ số thu hồi dầu hiện tại chỉ đạt khoảng 16,3%. Lượng dầu

còn có thể khai thác chỉ còn 5,0% lượng dầu tại chỗ ban đầu với thời
gian khai thác trên 10 năm. Trong khi đó, đối tượng móng granit nứt
nẻ hang hốc bể Cửu Long nói chung và của mỏ Sư Tử Đen nói riêng,
đang là đối tượng chính trong khai thác dầu của Việt nam với đặc tính
thấm chứa rất phức tạp, mức độ bất đồng nhất cao và chưa dự báo
được dòng chảy chất lưu trong từng điều kiện khai thác.
Trên cơ sở các kết quả đánh giá khả năng áp dụng, khai thác dầu
tam cấp bằng bơm ép CO
2
trộn lẫn với dầu trong điều kiện vỉa là
phương pháp có tiềm năng đối với đối tượng móng granit nứt nẻ mỏ
Sư Tử Đen. Bơm ép CO
2
với cơ chế trộn lẫn, theo hướng từ trên
xuống, có khả năng vượt qua được những thách thức của thân dầu
dạng khối của đối tượng móng có nhiệt độ cao (trên 120
o
C); mức độ
bất đồng nhất cao về độ thấm. Ngoài ra phương pháp bơm ép CO
2
có
thể giải quyết đồng thời trong nâng cao hệ số thu hồi dầu và tàng trữ
CO
2
trong lòng đất nhằm bảo vệ môi trường.
Mục đích nghiên cứu của luận án
Nghiên cứu ứng dụng giải pháp khai thác tam cấp bằng bơm ép
CO
2
theo cơ chế trộn lẫn cho đối tượng móng nứt nẻ mỏ Sư Tử Đen.

Nhiệm vụ của luận án
Để đạt được mục đích đề ra, luận án cần giải quyết các nhiệm vụ:
- Làm sáng tỏ mô hình dòng chảy của hệ thống chất lưu (dầu, khí
và nước) trong quá trình khai thác vỉa. Trên cơ sở đó đưa ra sơ đồ
thiết kế khai thác tam cấp cho đối tượng móng nứt nẻ mỏ Sư Tử
Đen cũng như các mỏ khác trong bể Cửu Long.
2
- Khảo sát và hoàn thiện cơ chế trộn lẫn CO
2
với dầu thô trong
điều kiện thân dầu móng Sư Tử Đen.
- Hoàn thiện mô hình đẩy dầu trên mẫu lõi granit nứt nẻ, đánh giá
hiệu quả quét dầu và đẩy dầu trộn lẫn CO
2
.
- Sơ bộ đánh giá hiệu quả (mang ý nghĩa định tính) khi ứng dụng
bơm ép CO
2
trộn lẫn trong khai thác tam cấp trên cơ sở mô hình
mô phỏng khai thác cho thân dầu móng nứt nẻ mỏ Sư Tử Đen.
Tổng quan các công trình đã nghiên cứu
Áp dụng CO
2
trộn lẫn cho vỉa chứa dầu nứt nẻ được áp dụng thực
tế lần đầu tiên năm 1972 tại mỏ Sacroc (Hoa kỳ). Phương pháp bơm
ép CO
2
đã được đầu tư nghiên cứu phát triển và trở thành một trong
những phương pháp khai thác tam cấp được sử dụng nhiều nhất hiện
nay cho các mỏ ở nhiều nơi trên thế giới do có khả năng ứng dụng với

hầu hết các loại dầu. Tuy vậy, hiện chưa có văn liệu nào viết về bơm
ép CO
2
cho đối tượng móng granit nứt nẻ như tại mỏ Sư Tử Đen.
Hiện tại, thân dầu trong đá móng mỏ Sư Tử Đen đang ở cuối giai
đoạn khai thác thứ cấp có áp dụng bơm ép nước duy trì áp suất vỉa,
nhưng hệ số thu hồi dầu không cao và bơm ép nước được đánh giá là
không hiệu quả. Các công trình nghiên cứu mới chỉ dừng ở tối ưu chế
độ khai thác nhằm duy trì sản lượng, chưa có các nghiên cứu chuyên
sâu về khai thác tam cấp cho móng nứt nẻ mỏ Sư Tử Đen.
Các phương pháp nghiên cứu
- Phương pháp thư mục: tổng hợp cơ sở lý thuyết và công nghệ của
phương pháp khai thác tam cấp bằng bơm ép CO
2
theo cơ chế
trộn lẫn. Phân tích đánh giá đặc tính thấm chứa của vỉa dầu trong
móng granit nứt nẻ mỏ Sư Tử Đen.
- Phương pháp thí nghiệm: xây dựng mô hình thí nghiệm đẩy dầu
bằng CO
2
trên mẫu tổ hợp granit nứt nẻ.
3
- Phương pháp mô phỏng số: xây dựng mô hình mô phỏng khai
thác bằng phần mềm chuyên dụng và đánh giá hiệu quả (định
tính) cho NCSHTHD.
Điểm mới và ý nghĩa khoa học của luận án
- Là công trình nghiên cứu ứng dụng cho đánh giá khai thác tam
cấp đối tượng móng granit nứt nẻ từ đánh giá sơ bộ, khảo sát
trong phòng thí nghiệm, cho tới mô phỏng khai thác.
- Nghiên cứu đầy đủ cơ chế trộn lẫn CO

2
với dầu mỏ Sư Tử Đen,
xây dựng đặc trưng biến đối pha của dầu khi bơm ép CO
2
.
- Đề xuất các cơ chế khai thác dầu trong móng granit trên cơ sở
nghiên cứu đặc tính dòng chảy của chất lưu trong điều kiện vỉa.
- Đề xuất mô hình mô phỏng hợp lý cho khai thác dầu trong đá
móng granit nứt nẻ: Kết hợp mô hình đá chứa “hai độ rỗng” và
mô hình mô phỏng thành phần dầu cho bơm ép khí trộn lẫn.
- Thiết kế sơ đồ bơm ép CO
2
từ trên xuống, tạo đới dầu ổn định
phục vụ cho khai thác tam cấp đạt hiệu quả, đồng thời chôn vùi,
tàng trữ CO
2
bảo vệ môi trường.
Các luận điểm bảo vệ của luận án
Luận điểm 1: Đá chứa granit nứt nẻ mỏ Sư Tử Đen thuộc hệ
thống hai độ rỗng với khả năng dẫn trong nứt nẻ và khả năng chứa
trong vi nứt (Không có độ thấm trong đới vi nứt - hai độ rỗng không
hoàn toàn). Cơ chế khai thác dầu trong đá móng granit nứt nẻ bao
gồm: (i) giãn nở tự nhiên của dầu, khí và đá chứa; (ii) nước đẩy dầu
trong hệ thống nứt nẻ; và (iii) lực mao dẫn trong hệ thống vi nứt.
Luận điểm 2: Tại điều kiện trộn lẫn (từ 272 bar tại 127
o
C), CO
2
có khả năng kích thích dầu từ đới vi nứt nẻ dịch chuyển tới hệ thống
nứt nẻ lớn do tác động của hiện tượng trương nở của dầu.

Luận điểm 3: Mô hình bơm ép CO
2
cho khai thác tam cấp đối
4
tượng móng granit nứt nẻ mỏ Sư Tử Đen cần được thiết kế từ trên
xuống nhằm tạo ra đới dầu ổn định cho các giai đoạn khai thác, hạn
chế mức độ bất đồng nhất cao về độ thấm. Đồng thời việc bơm ép
ngoài mục đích cải thiện hệ số thu hồi dầu còn được kết hợp với chôn
vùi, tàng trữ CO
2
bảo vệ môi trường.
Tài liệu cơ sở của luận án
Luận án đã được xây dựng trên cơ sở các tài liệu, các văn liệu
nghiên cứu thiết kế và quản lý khai thác đối tượng móng granit nứt nẻ
mỏ Sư Tử Đen của các tác giả. Các phân tích thí nghiệm cho mẫu lõi
và chất lưu, các đề tài nghiên cứu khoa học về tối ưu khai thác tầng đá
chứa móng nứt nẻ mỏ Sư Tử Đen nói riêng và của cả bể Cửu Long nói
chung do nghiên cứu sinh thực hiện và tham gia cùng với nhóm làm
việc. Ngoài ra, các kết quả cũng đã được trình bày trong các tạp chí,
các tuyển tập báo cáo khoa học của Ngành Dầu khí và các hội thảo
Quốc tế về đá chứa móng granit nứt nẻ.
Trong thời gian thực hiện luận án, tác giả đã được cử tham gia
dự án nghiên cứu chung với công ty nước ngoài về đánh giá khả năng
áp dụng bơm ép CO
2
cho đối tượng cát kết Mioxen hạ mỏ Rạng Đông.
Tác giả đã có điều kiện học hỏi và tích lũy kinh nghiệm từ các chuyên
gia trong và ngoài nước nhằm có được những hướng nghiên cứu ứng
dụng hợp lý cho khai thác dầu từ đối tượng móng granit nứt nẻ mỏ Sư
Tử Đen.

Khối lượng và cấu trúc của bản luận án
Luận án gồm phần mở đầu, 5 chương nội dung nghiên cứu và phần
kết luận, kiến nghị. Ngoài ra, luận án còn có danh mục các công trình
công bố của tác giả và danh mục tài liệu tham khảo. Toàn bộ nội dung
được trình bày trong 120 trang, trong đó có 13 biểu bảng và 87 đồ thị,
hình vẽ.
5
Chương 1
TỔNG QUAN KỸ THUẬT NÂNG CAO HỆ SỐ THU HỒI DẦU
1.1. Tổng quan về nâng cao hệ số thu hồi dầu
Nâng cao hệ số thu hồi dầu khí (NCHSTHD - 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 hydrocacbon từ vỉa.
Với đá móng nứt nẻ, lượng dầu bị bẫy lại sau bơm ép nước còn lớn
và là tiềm năng đáng kể, tuy nhiên đây cũng là thử thách đối với bất
kỳ một phương pháp NCHSTHD có khả năng xâm nhập vào vùng vi
nứt và đẩy dầu ra vùng nứt nẻ lớn trước khi chảy vào khu vực ảnh
hưởng của giếng khai thác.
1.2. Phân loại các biện pháp NCHSTHD
Trong lĩnh vực NCHSTHD, công nghệ và kỹ thuật được nghiên
cứu áp dụng nhằm đạt HSTH dầu cao theo công thức:
HSTHD =
oi
oroi
av
S
SS
EE

 )(

(1.1)
Để thực hiện, các phương pháp thực hiện với nhiệm vụ:
a) Tăng hiệu quả quét theo diện (Ea) và theo chiều sâu (Ev) của
chất lưu bơm ép đối với lượng dầu còn nằm lại trong vỉa chứa.
b) Tăng hiệu suất đẩy dầu, làm giảm hoặc khử lực mao dẫn (giảm
dầu tàn dư Sor).
c) Kết hợp tăng hiệu suất quét và đẩy dầu.
Nếu xét theo quy trình thực hiện và tác nhân bơm ép, một cách quy
ước, tất cả các biện pháp NCHSTHD có thể được chia thành 3 nhóm
chủ yếu: Nhóm phương pháp nhiệt, nhóm phương pháp hóa học và
nhóm phương pháp khí trộn lẫn (dung môi). Nhóm phương pháp nhiệt
được sử dụng rộng rãi trong khai thác dầu nặng trong khi hai nhóm
6
phương pháp hóa và khí trộn lẫn được áp dụng chủ yếu trong nâng
cao thu hồi các loại dầu nhẹ hơn.
Các phương pháp NCHSTHD đòi hỏi một khoản chi phí đầu tư ban
đầu rất lớn, đồng thời phải kiểm soát chặt chẽ quá trình áp dụng.
Trong khi đó, lượng dầu khai thác tăng thêm lại không lớn và thường
kéo dài. Ở Việt Nam, với khả năng tiếp cận và áp dụng công nghệ mới
trên thế giới đã mở ra những tiềm năng, thách thức cho các lĩnh vực
khai thác và NCHSTHD, đặc biệt là ứng dụng phương pháp bơm ép
CO
2
cho đối tượng móng granit nứt nẻ bể Cửu Long.
1.2.1. Nhóm các phương pháp nhiệt
1.2.1.1. Phương pháp bơm ép hơi nước
Nhiệt năng có tác dụng làm giảm độ nhớt và dẫn tới làm tăng độ
linh động của dầu vỉa. Mô hình cơ bản được áp dụng: bơm ép hơi
nước liên tục nhằm đẩy dầu tới giếng khai thác.
1.2.1.2. Phương pháp bơm ép hơi nước theo chu kỳ

Được thực hiện chỉ trong cùng một giếng khoan và bao gồm các
giai đoạn: bơm ép nhiệt vào giếng đang khai thác với thời gian 2 tới 6
tuần; đóng giếng và ngâm trong thời gian 3 tới 6 ngày; và sau đó đưa
giếng khai thác trở lại trong thời gian vài tháng với sản lượng cao hơn
nhiều so với bơm ép nước hoặc dãn áp tự nhiên.
1.2.1.3. Phương pháp đốt nhiệt tại chỗ
Quá trình đốt nhiệt tại chỗ là sự di chuyển chậm của đới đốt cháy
từ giếng bơm ép cho tới một hoặc nhiều giếng khai thác. Nhiệt độ cao
làm giảm độ nhớt, đồng thời làm tăng tính linh động của dầu; Hệ số
quét tăng lên đồng thời làm giảm độ bão hòa dầu; Hóa hơi hoặc tạo
khí các chất lưu trong vỉa;
7
1.2.2. Nhóm các phương pháp hóa học
Quá trình bơm vào vỉa chứa một hệ hóa học như polymer; hoạt tính
bề mặt, dung dịch kiềm , với mục tiêu gia tăng thu hồi dầu từ các
hiệu ứng: (i) làm giảm độ linh động của pha đẩy; hoặc (ii) làm giảm
sức căng bề mặt giữa 2 pha: dầu và nước.
1.2.2.1. Bơm ép polymer
Pha một lượng nhỏ polymer vào nước bơm ép nhằm làm tăng độ
nhớt của nước dẫn tới giảm độ linh động của pha đẩy dầu trong vỉa.
Khi tỷ số độ linh động giảm xuống sẽ làm tăng hiệu quả đẩy quét theo
cả diện và chiều thẳng đứng.
1.2.2.2. Bơm ép chất hoạt tính bề mặt
Các chất hoạt tính bề mặt là thành phần chủ yếu của dung dịch
bơm ép có khả năng giảm đáng kể sức căng bề mặt giữa 2 pha dầu và
nước (giá trị nhỏ hơn 10E
-3
dyn/cm).
Ngay phía sau của nút dung dịch HTBM, nút dung dịch đệm được
sử dụng để điều chỉnh hệ số độ linh động. Thể tích của nút dung dịch

đệm thường rất lớn, nên có thể sử dụng polymer với nồng độ giảm dần
theo thể tích cho đến lượng bơm ép cuối cùng là nước kỹ thuật.
1.2.3. Nhóm phương pháp khí trộn lẫn
Cơ chế thu hồi thêm dầu của bơm ép trộn lẫn bao gồm: hòa tan,
làm dầu bay hơi hoặc ngưng tụ… dẫn tới làm giảm độ nhớt dầu; làm
trương nở dầu; đặc biệt là khả năng chiết xuất các thành phần trung
bình và nặng ở trong dầu tàn dư.
1.2.3.1. Phương pháp bơm ép khí trộn lẫn
Quá trình bơm ép khí trộn lẫn với thể tích khí nhất định được bơm
vào vỉa và tạo ra đới trộn lẫn cũng như đới dầu được dồn về phía
giếng khai thác. Đới trộn lẫn tiếp tục phát triển và tạo thành đới dầu.
Khí tiếp tục được bơm vào và trộn lẫn dầu tàn dư, đồng thời dồn đẩy
8
làm cho đới dầu có thể tích tăng dần lên. Do tính liên tục của quá trình
trộn lẫn, dầu tàn dư có thể được khai thác với hiệu suất rất cao.
1.2.3.2. Tiêu chí đánh giá lựa chọn
Nhìn chung phương pháp bơm ép khí trộn lẫn rất thích hợp cho dầu
nhẹ có độ nhớt thấp (nhỏ hơn 3,0cP) và đã được áp dụng thực tế cho
rất nhiều loại vỉa chứa, từ phẳng và mỏng cho tới nghiêng và dầy.
1.3. Sơ bộ đánh giá và lựa chọn phương pháp NCHSTHD
Nhiệt độ trung bình tầng móng mỏ Sư Tử Đen vào khoảng 128
o
C.
Ngoài ra, do có độ dày vỉa chứa lớn, khoảng 1000m dẫn tới chênh
lệch về áp suất, nhiệt độ và bất đồng nhất về đặc tính thấm chứa cũng
rất cao. Dựa vào bảng chỉ dẫn áp dụng kỹ thuật cho thấy các phương
pháp bơm ép hóa chất có khả năng thành công rất thấp, chủ yếu là do
yếu tố nhiệt độ (thường phải thấp hơn 105
o
C). Kinh nghiệm thế giới

cho thấy phương pháp bơm ép khí là thích hợp để áp dụng nhất đối
với điều kiện vỉa chứa móng granit nứt nẻ mặc dù còn khó khăn và
hạn chế do chiều dày thân dầu lớn và bất đồng nhất về độ thấm.
Chương 2
KỸ THUẬT NÂNG CAO HỆ SỐ THU HỒI DẦU
THEO GIẢI PHÁP BƠM ÉP CO
2
2.1. Toàn cảnh các dự án ứng dụng bơm ép CO
2
trên thế giới và
Việt Nam nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu
Trong những năm 1950, ngành công nghiệp khai thác dầu khí bắt
đầu quan tâm nhiều hơn trong việc nghiên cứu bơm ép trộn lẫn.
Hiện có khoảng 78 dự án CO
2
đang hoạt động trên toàn thế giới, 68
dự án tại Mỹ, 2 tại Canada, 2 tại Thổ Nhĩ Kỳ, 5 tại Trinidad và 1 tại
Brazil. Cho đến nay đã có tổng cộng hơn 100 dự án nâng cao thu hồi
dầu bằng bơm ép CO
2
trộn lẫn.
9
2.1.1. Khu vực mỏ Sacroc bể Permian
Khu vực mỏ Sacroc trong bể Permian là khu vực đầu tiên áp dụng
bơm ép CO
2
trên thế giới (1972). Khu vực có diện tích 205 km
2
, nằm
ở phần phía đông của bể, và thuộc miền Tây Texas.

Bơm ép không trộn lẫn CO
2
đã được tiến hành năm 1972, sau 24
năm thì chuyển sang giai đoạn khai thác tam cấp với việc bơm ép trộn
lẫn CO
2
, và vẫn được duy trì cho đến ngày nay.
Tổng lượng CO
2
bơm ép vào vỉa khoảng 30 tỷ m
3
và đã đóng góp
tới 11 triệu m
3
dầu thu hồi tăng cường.
2.1.2. Mỏ Weyburn-Canada
Chương trình bơm ép CO
2
tại Weyburn được áp dụng bơm ép theo
phương ngang lớn nhất thế giới, thực hiện trong đối tượng Carbonat
nứt nẻ có chiều dày 30m tại độ sâu 1400m. Đã có khoảng 1000 giếng,
trong đó là 137 giếng khoan ngang và 284 thân giếng đứng được sử
dụng để thu hồi 24% trữ lượng dầu tại chỗ ban đầu.
Công ty Pan Canadian đã công bố vào năm 1997 rằng họ sẽ phát
triển một dự án EOR để kéo dài thời gian khai thác của mỏ lên trên 25
năm. Dự án sẽ bao gồm đến việc bơm ép trộn lẫn CO
2
, qua đó dự kiến
sẽ thu hồi thêm 19,4 triệu m
3

dầu. Nguồn CO
2
cho dự án sẽ lấy từ nhà
máy Great Plains ở Beulah, Bắc Dakota. Dự án CO
2
được bắt đầu vào
tháng 9 năm 2000. Đến năm 2001 cho dòng dầu đầu tiên thu được từ
bơm ép CO
2
.
2.1.3. Dự án nghiên cứu chung bơm ép CO
2
trộn lẫn cho đối tượng
Mioxen hạ mỏ Rạng Đông
Kết quả nghiên cứu trong phòng thí nghiệm và mô phỏng bơm ép
CO
2
trên toàn bộ diện tích mỏ cho thấy phương pháp này rất có tiềm
năng khi bơm ép CO
2
và nước luân phiên với lượng dầu gia tăng tới
32 triệu thùng, tương ứng với hệ số thu hồi dầu tăng thêm 8% so với
10
lượng dầu tại chỗ. Nguồn CO
2
dự kiến thu hồi từ tổ hợp tách CO
2
khỏi
khí đồng hành cụm mỏ PM3-CAA.
Trong thời gian cuối tháng 5 tới đầu tháng 6 năm 2011, các bên

tham gia nghiên cứu đã tiến hành thử nghiệm quy mô nhỏ tại mỏ
nhằm kiểm chứng và đánh giá các kết quả của công tác nghiên cứu.
Theo đó, phương pháp bơm ép CO
2
tại giếng khai thác (bơm CO
2
trộn
lẫn - ngâm - khai thác dầu và CO
2
) đã được thực hiện.
2.2. Cơ sở lý thuyết của phương pháp
Phương pháp bơm ép khí trộn lẫn đã được chứng minh là hoàn
toàn phù hợp với tất cả các loại dầu mỏ: từ dầu nhẹ, condensat cho tới
dầu nặng. Việc kết hợp NCHSTHD và chôn vùi tàng trữ CO
2
vào đối
tượng móng granit nứt nẻ đã được đưa ra giới thiệu trong thời gian
gần đây, trong khi các mỏ khí tự nhiên của Việt nam dự định đưa vào
khai thác đều có hàm lượng CO
2
từ 20% tới trên 80%.
2.2.1. Đặc trưng hóa-lý của Dioxit cacbon (CO
2
)
Trong điều kiện nhiệt độ và áp suất thường, dioxit cacbon ở thể khí.
Trạng thái vật lý của dioxit cacbon biến đổi theo điều kiện nhiệt độ và
áp suất. Tại điều kiện nhiệt độ thấp, CO
2
ở thể rắn và có thể thăng hoa
trực tiếp sang thể hơi. CO

2
có thể chuyển từ trạng thái hơi sang trạng
thái lỏng khi bị nén tới áp suất hóa lỏng tương ứng với sự giảm nhiệt
độ trong khoảng tới hạn.
Tại khoảng nhiệt độ trên 31,1
o
C (nếu áp suất lớn hơn điểm tới hạn,
73,9 bar), CO
2
có đặc tính như của chất khí và được cho là ở trạng thái
siêu tới hạn. Điều kiện áp suất cao, tỷ trọng của CO
2
có thể thay đổi
trong khoảng rất rộng và có thể đạt tới xấp xỉ tỷ trọng của dầu. CO
2
được đặc biệt quan tâm trong nâng cao hệ số thu hồi dầu do có tính
chất lưu biến quan trọng và mức độ hòa tan của CO
2
vào nước .
11
2.2.2. Cơ chế trộn lẫn CO
2
vào dầu vỉa
Khi bơm ép CO
2
vào vỉa, hỗn hợp được tạo ra có thể là một pha
hydrocarbon duy nhất hoặc ở trạng thái hai pha dầu, khí riêng biệt.
Trong trường hợp áp suất đủ lớn, hỗn hợp CO
2
và dầu có trạng thái

một pha, quá trình bơm ép khí được gọi là bơm ép trộn lẫn.
Mối tương quan các trạng thái pha có thể được biểu diễn trên biểu
đồ tam giác đồng thời với thành phần của hỗn hợp. Trên cơ sở biểu đồ
tam giác đã xây dựng, nồng độ của 2 hợp phần dễ dàng được xác định
cho bất kỳ điểm nào.
Sự trộn lẫn có được là do chuyển giao khối lượng của các thành
phần trong hỗn hợp, sinh ra từ các điểm tiếp xúc giữa dầu và CO
2
bơm
ép vào vỉa. Cơ chế trộn lẫn giữa CO
2
và dầu vỉa mang đặc điểm chính
của cơ chế khí bay hơi. Bằng việc sử dụng CO
2
thì các phân tử có khối
lượng mol cao có thể được tách ra.
Cơ chế khí bay hơi là một trường hợp riêng của cơ chế trộn lẫn tiếp
xúc nhiều lần và dựa trên sự bay hơi của các thành phần trung bình
trong dầu vỉa. Khi vùng chuyển tiếp trộn lẫn được tạo ra, các thành
phần C
2
- C
6
được CO
2
tách ra do áp suất bơm ép cao (CO
2
có thể
chiết tách được đến thành phần C
30

) và pha khí lúc này trở nên giàu
thành phần trung bình hơn đồng thời tiếp tục di chuyển vào trong vỉa.
Quá trình trộn lẫn khí bay hơi có thể gần như thay thế toàn bộ dầu
trong vùng mà nó tiếp xúc. Tuy nhiên hệ số tiếp xúc có thể thấp do
tính bất đồng nhất của vỉa và các điều kiện chảy khác nhau.
2.3. Những vấn đề còn tồn tại trong bơm ép CO
2
Một trong những vấn đề chính trong khi áp dụng CO
2
chính là độ
linh động cao của nó. Đặc biệt đối với thân dầu trong móng với chiều
dày lớn và các đới nứt nẻ bất đồng nhất về độ thấm.
12
Ngoài ra vấn đề nguồn CO
2
cũng là một vấn đề rất đáng lưu ý, đi
kèm với nó là đầu tư hệ thống cơ sở hạ tầng rất lớn. Chính những điều
này đã làm tăng chi phí đầu tư của dự án, dẫn đến những giới hạn về
mặt kinh tế.
Chương 3
TÍNH CHẤT DI DƯỠNG CỦA ĐÁ CHỨA VÀ HÓA LÝ CHẤT
LƯU TRONG ĐỐI TƯỢNG MÓNG MỎ SƯ TỬ ĐEN
3.1. Tổng quan địa chất đối tượng móng nứt nẻ mỏ Sư Tử Đen
3.1.1. Kiến tạo
Mỏ dầu Sư Tử Đen nằm tại phần phía Đông Bắc của bể Cửu Long,
với các hoạt động kiến tạo xảy ra mạnh mẽ vào cuối Oligoxen muộn -
Mioxen sớm tạo nên những đới phá hủy kiến tạo có phương Tây Bắc -
Đông Nam và được xem là đối tượng thấm chứa chính trong đá chứa
móng granit nứt nẻ.
3.1.2. Thạch học

Các nứt nẻ cổ thường bị lấp đầy bởi khoáng vật thứ sinh, đặc biệt
là zeolit với hàm lượng cao và làm ảnh hưởng tới khả năng cho dòng
của các giếng khai thác do độ mở của nứt nẻ bị giảm đi đáng kể.
3.2. Tính chất di dưỡng
Kết quả nghiên cứu phòng thí nghiệm cho thấy cấu trúc lỗ rỗng của
mẫu lõi đá granit mỏ STĐ khá phức tạp với độ rỗng thứ sinh dao động
trong khoảng từ 0,35% - 1,5%, gồm 2 dạng: vi khe nứt (độ mở 0,05 –
0,2 mm) và nứt nẻ lớn (độ mở 0,25 – 1,5mm). Theo kết quả minh giải
địa vật lý giếng khoan, độ thấm của các đới nứt nẻ biến thiên trong
khoảng rộng (tới vài Darcy) và không có mối quan hệ rõ ràng với độ
rỗng. Tại các khoảng cho dòng, các nứt nẻ có độ mở trên 1mm và mật
độ tới 5 nứt nẻ/mét theo thân giếng khoan.
13
3.3. Đặc điểm thủy động và quá trình thu hồi dầu từ các nứt nẻ
3.3.1. Đường cong áp suất mao dẫn
Kết quả phân tích mẫu lõi cho thấy phần không gian rỗng của đới
nứt nẻ lớn chỉ chiếm tỷ phần trung bình là 23,1% so với độ rỗng tổng
cộng của mẫu. Đặc điểm cấu trúc không gian rỗng còn được đặc trưng
bởi tính dính ướt của dầu với khe nứt và các đới vi nứt nẻ.
3.3.2. Đẩy dầu trong mẫu lõi đá móng granit nứt nẻ
Động thái đường cong đẩy dầu bởi nước cho thấy đối với đá móng
nứt nẻ mỏ Sư Tử Đen có sự khác biệt lớn so với môi trường chỉ có nứt
nẻ lớn bởi tỷ phần đẩy dầu chiếm phần lớn từ nứt nẻ lớn và đóng góp
phần nhỏ cho thu hồi dầu từ các vi nứt do lực mao dẫn.
3.3.3. Phân tích động thái khai thác dầu và nước trong giếng
Các giếng khai thác từ móng Sư Tử Đen thường có sản lượng dầu
ban đầu rất cao nhiều giếng đã làm việc với lưu lượng 2.000 m
3
/ngày.
Kết quả khảo sát quá trình khoan và khai thác giếng cho thấy các

giếng có nhiều đới nứt nẻ sẽ có thời gian khai thác lẫn nước dài hơn so
với các giếng chỉ có 1 đến 2 đới nứt nẻ. Kể cả các giếng có nhiều đới
cho dòng, một khi các đới nứt nẻ chủ đạo bị ngập nước, gần như ngay
lập tức sản lượng dầu của giếng bị giảm và dừng khai thác.
3.3.4. Cơ chế khai thác dầu trong đối tượng móng nứt nẻ
Đặc trưng chính của đá móng là độ thấm của hệ thống nứt nẻ lớn
chiếm ưu thế hơn nhiều so với hệ thống vi nứt nẻ, nơi chứa dầu chủ
yếu trong đá móng. Ngoài ra, dầu còn được đẩy ra khỏi các đới vi nứt
nẻ do tác động của lực mao dẫn, giãn nở của dầu khí và độ nén của
cấu trúc không gian rỗng.
Trong trường hợp có nước bên ngoài hỗ trợ mạnh như móng mỏ
Sư Tử Đen, quá trình giãn áp tự nhiên và cơ chế đẩy dầu ra khỏi các
đới vi nứt nẻ phụ thuộc nhiều vào mạng lưới giếng và chế độ khai thác
14
dầu. Do có độ thấm rất lớn nhưng thể tích nhỏ, không gian rỗng của
hệ thống nứt nẻ lớn nhanh chóng được nước chiếm chỗ và đẩy dầu lên
phía trên tới giếng khai thác, đồng thời làm ngập các đới vi nứt nẻ
chứa dầu bị bẫy lại.
3.3.5. Đánh giá nhận xét
Thực tế khai thác cũng như thí nghiệm đều cho thấy bơm ép nước
vào phần đáy thân dầu hoặc thí nghiệm bơm đẩy dầu từ dưới lên trên
sẽ có thời gian khai thác không có nước lâu hơn, đồng thời lượng dầu
thu hồi cao hơn so với bơm ép theo phương ngang.
Quá trình đẩy dầu bởi nước còn chịu ảnh hưởng rất lớn của trọng
lực do phân dị tỷ trọng của chất lưu trong hệ thống thủy động học.
3.4. Đặc tính dầu vỉa móng Sư Tử Đen
3.4.1. Kết quả phân tích mẫu dầu
Các mẫu dầu móng Sư Tử Đen đều được tiến hành phân tích trong
phòng thí nghiệm của Viện Dầu khí Việt Nam trong điều kiện tương
tự nhau và đưa kết quả phân tích có chất lượng cao. Áp suất điểm bọt

được xác định trong khoảng 88bar tới 101bar, hoàn toàn phù hợp với
tỷ trọng của dầu với giá trị 35 tới 36
o
API.
Số liệu phân tích thành phần của dầu vỉa cho thấy thành phần nặng
mức C7+ chiếm trên một nửa, thành phần nhẹ chiếm chưa tới 50%,
trong đó mêtan chiếm từ 20% tới 25% mol. Tính chất thành phần nặng
tương đối đồng nhất, tuy nhiên mẫu SD-A3 có thành phần C7+ thấp
hơn cả, nhưng mức độ không nhiều.
3.4.2. Giản đồ pha đặc trưng của dầu móng
Biểu đồ hành trạng pha của các mẫu dầu được tạo ra nhằm đánh
giá mức độ thay đổi pha trong điều kiện vỉa và trong quá trình khai
thác dầu khi áp suất và nhiệt độ đều giảm. Các biểu đồ pha cho thấy
các mẫu dầu đều mang đặc trưng của dầu vỉa bão hòa khí.
15
Chương 4
NGHIÊN CỨU THÍ NGHIỆM BƠM ÉP CO
2
VÀO MÓNG NỨT NẺ MỎ SƯ TỬ ĐEN
4.1 Các điều kiện mô hình vật lý cho thí nghiệm
4.1.1. Khảo sát áp suất trộn lẫn nhỏ nhất (MMP)
Trên cơ sở kết quả đánh giá và mô hình hóa chất lưu bằng các phần
mềm máy tính, các công tác đo đạc và khảo sát giá trị áp suất trộn lẫn
của CO
2
vào dầu mỏ Sư Tử Đen đã được thực hiện trên máy thí
nghiệm MISCIBILITY - Pháp. Kết quả cho thấy giá trị áp suất trộn
lẫn được đánh giá khoảng 270bar, thấp hơn so với giá trị mô phỏng
bằng máy tính 272bar. Tại điều kiện trộn lẫn, dầu thu hồi đạt trên 90%,
độ nhớt 0,02cP, sức căng bề mặt đạt giá trị 0,01mN/m.

4.1.2. Khảo sát cơ chế trộn lẫn CO
2
và dầu vỉa Sư Tử Đen
Tại nhiệt độ trung bình của móng Sư Tử Đen (128
o
C), đặc tính pha
của hỗn hợp sẽ thay đổi theo điều kiện áp suất và hàm lượng CO
2
bơm
thêm vào. Hai thành phần của hỗn hợp dầu-CO
2
cùng ở thể lỏng và có
những tác động với nhau ngay cả khi chưa đạt tới áp suất trộn lẫn nhỏ
nhất. Cơ chế làm bay hơi các thành phần nhẹ của dầu liên tục diễn ra
do tiếp xúc của CO
2
với dầu và tạo ra vùng hỗn hợp.
4.1.3. Mẫu lõi đá granit nứt nẻ mỏ Sư Tử Đen
Mẫu lõi sử dụng trong thí nghiệm bao gồm 4 mẫu đơn với chiều
dài tổng cộng 28,99cm. Các mẫu trụ đơn có độ rỗng từ 2,8% tới 7,2%,
mang tính đại diện cho các khoảng nứt nẻ khác nhau của đối tượng
móng. Giá trị độ thấm tuyệt đối 964mD được đo trực tiếp với 2 cấp
lưu lượng bơm: 6cm
3
/giờ và 3,5cm
3
/giờ.
4.1.4. Mẫu nước vỉa cho bơm ép
Nước vỉa được pha chế để có tính chất cơ bản: tổng hàm lượng
muối 23.000ppm; Trọng lượng riêng: 1,013 G/cm

3
; Độ nhớt 1,5cP.
16
4.1.5. Mẫu dầu cho bơm ép
Dầu móng mỏ STĐ được dùng để bơm ép có tỷ trọng 0,873 g/cm
3
tương đương với 35,5
o
API; và độ nhớt 1,05 cP đo trong điều kiện vỉa.
4.1.6. Chuẩn bị mẫu
Mẫu lõi được gia công và tạo bão hòa nước muối. Chất lưu (dầu và
nước) được lọc qua bộ lọc với các lỗ có đường kính 30 µm.
Tạo bão hòa dầu ban đầu: Dầu được bơm vào mẫu theo hướng từ
trên xuống với lưu lượng ban đầu 3,5cm
3
/giờ, xác định sơ bộ độ thấm.
Phục hồi tính dính ướt: ngâm mẫu 4 tuần trong dầu tại 128
o
C.
4.1.7. Lắp đặt mẫu
Toàn bộ tổ hợp 4 mẫu được lắp đặt trong ống cao su chịu nhiệt và
chịu áp suất trong buồng giữ mẫu theo phương thẳng đứng. Mẫu tổ
hợp được xây dựng với các nguyên tắc: (i) các mẫu có độ thấm và độ
rỗng tăng dần theo hướng từ dưới lên trên; (ii) các nứt nẻ có xu thế tạo
dòng chảy liên tục cho chất lưu theo chiều thẳng đứng.
4.1.8. Thiết bị thí nghiệm RELATIVE PERMEABILITY ( Cộng hòa
Pháp)
Thiết bị bao gồm buồng giữ mẫu cho phép bơm được từ 2 đầu khác
nhau của mẫu; Buồng giữ mẫu và các bình chứa chất lưu được đặt
trong lò ổn nhiệt bằng khí nóng. Ngoài ra, các cảm biến đo áp suất,

nhiệt độ, chênh áp được lắp đặt tại nhiều vị trí khác nhau để đo
lường và lưu trữ số liệu phục vụ cho tính toán và phân tích.
4.2. Thử nghiệm khả năng bơm ép CO
2
trên mẫu lõi
4.2.1. Mô hình thử nghiệm khả năng bơm ép CO
2
trên mẫu lõi
Thử nghiệm bơm ép CO
2
trên mẫu lõi đá móng granit nứt nẻ được
thực hiện với 2 lưu lượng bơm ép chất lưu: 3,5cm
3
/giờ và 6cm
3
/giờ.
Tổ hợp mẫu được thiết lập theo chiều thẳng đứng, nước đẩy dầu từ
17
phía dưới hướng lên trên và CO
2
được thiết kế bơm liên tục theo
hướng từ trên xuống .
Trong suốt quá trình khảo sát, buồng giữ mẫu được thiết lập điều
kiện đo đạc với áp suất đối áp 283bar, áp suất nén hông 410bar, nhiệt
độ cả hệ thống thiết lập ổn định tại 128
o
C. Thời gian nâng nhiệt và ổn
định phải dài ít nhất 6 tiếng.
4.2.2. Kết quả thí nghiệm và đánh giá
Với cấp lưu lượng bơm ép 6cc/giờ, nước bắt đầu xuất hiện khi mới

bơm ép được 10,6%PV, nhanh hơn so với 14,7% PV khi bơm nước
với lưu lượng 3,5cm
3
/giờ. Trong cả 2 lần thử, lượng nước ở đầu ra
tăng lên rất nhanh cùng với sự giảm mạnh lưu lượng dầu ngay sau khi
nước xuất hiện. Khác biệt rất lớn về độ thấm giữa các đới vi nứt và
nứt nẻ lớn đã gây ra hiện tượng quét kém hiệu quả của nước bơm ép
và chứng tỏ dầu còn được đẩy ra khỏi đới vi nứt bởi lực mao dẫn.
Trong quá trình bơm ép CO
2
, ban đầu chỉ có nước được khai thác
cho đến khi CO
2
xuất hiện ở đầu ra của mẫu, ngay sau đó dầu mới
chảy ra khỏi mẫu. Như vậy, nước đang ở trong hệ thống nứt nẻ đã
đóng vai trò hạn chế tính linh động của CO
2
và làm giảm thời gian di
chuyển của CO
2
trong mẫu. Đồng thời, để có thể tiếp xúc và trộn lẫn
với lượng dầu còn bị bẫy lại trong vi nứt, CO
2
đã hòa tan vào trong
nước (bơm ép) và đẩy lượng nước này ra khỏi mẫu. Lượng CO
2
ở phía
sau còn có tác dụng dồn dầu thành đới chuyển động dần xuống phía
dưới. Hệ số thu hồi dầu tăng thêm do bơm ép CO
2

rất hiệu quả với các
con số 9,5% tới 14,7% đối với đá móng granit nứt nẻ.
4.3. Cơ chế bơm ép CO
2
trong đối tượng móng nứt nẻ mỏ STĐ
Do đặc thù của thân dầu trong móng granit nứt nẻ có nhiệt độ cao,
chiều dày lớn và môi trường 2 độ rỗng không hoàn toàn, nên phương
18
pháp bơm ép CO
2
trộn lẫn có ưu thế hơn cả. Trên quan điểm đẩy dầu,
CO
2
là chất lưu lý tưởng với các cơ chế sau:
- Dễ dàng áp dụng sơ đồ bơm ép từ nóc thân dầu với cơ chế vận
động của lực trọng trường. CO
2
ở thể lỏng nhưng nhẹ hơn dầu nên sẽ
chiếm chỗ và đẩy dầu, nước trong các đới nứt nẻ.
- Hòa trộn từng phần (trộn lẫn với cơ chế tiếp xúc nhiều lần) tạo
thành một pha với dầu trong vỉa (cả phần vi nứt và nứt nẻ lớn). Làm
thay đổi tính chất vật lý của dầu như: giảm sức căng bề mặt, giảm độ
nhớt, làm trương nở dầu; hoặc thay đổi tương tác dầu với đá chứa như:
thay đổi tính dính ướt, tăng bão hòa dầu trong thể tích rỗng, tăng độ
thấm tương đối của pha dầu.
Chương 5
THIẾT LẬP MÔ HÌNH VỈA VÀ KHAI THÁC MÓNG MỎ SƯ
TỬ ĐEN
Phần mềm Eclipse-E300 được sử dụng với công cụ mô phỏng
thành phần dầu vỉa tương tác với CO

2
và mô phỏng đặc tính hai độ
rỗng không hoàn toàn, áp dụng cho đá chứa granit nứt nẻ Sư Tử Đen.
5.1. Các tham số đặc tính mỏ
5.1.1. Mô hình đá chứa
Mô hình phân bố độ rỗng của cả đối tượng móng Sư Tử Đen được
xây dựng trên cơ sở mức độ phá hủy đá xung quanh các đứt gãy nhận
biết được bằng các tín hiệu sóng địa chấn (còn gọi là phương pháp
Halo) có kết hợp với tính chất cơ lý, thạch học của đá granit.
5.1.2. Tương tác đá chứa-chất lưu
Từ số liệu phân tích áp suất mao dẫn và đẩy dầu đo đạc khi bơm ép
đồng thời dầu và nước vào mẫu lõi được lấy từ thân dầu móng Sư Tử
Đen và các mỏ lân cận, giá trị bão hòa nước ban đầu Swi = 15% và
bão hòa dầu tàn dư Sor = 35-40% được sử dụng trong mô hình.
19
5.1.3. Tính chất lưu thể
Phương trình trạng thái PengRobinson với tham số hiệu chỉnh nhiệt
độ được sử dụng cho mô hình hóa các tính chất lưu biến của dầu với
các nhóm cấu tử.
)()()( CbVbCbVV
a
CbV
RT
P





(5.1)

5.1.4. Điều kiện ban đầu cho mô hình
Mô hình mô phỏng khai thác được xây dựng với kích thước ô lưới
100mX100mX50m và chia thành 2 phần độc lập thủy lực với lượng
dầu tại chỗ 448 và 152 triệu thùng tương ứng cho vùng Tây Nam và
vùng Đông Bắc. Tuy vậy, áp suất vỉa của cả 2 khối đều được thiết lập
305bar tại chiều sâu tham chiếu 2800mTVD và ranh giới dầu-nước tại
chiều sâu 4000mTVD.
5.2. Phục hồi số liệu lịch sử khai thác mỏ
Mô hình mô phỏng khai thác móng Sư Tử Đen đã được cập nhật số
liệu tới tháng 3 năm 2011, kết quả cho thấy số liệu áp suất đáy giếng
đã được mô phỏng rất tốt, kể cả những giếng mới khoan ở giai đoạn
sau khi dừng bơm ép nước.
Kết quả phân tích số liệu và xây dựng mô hình nứt nẻ đối tượng
móng Sư Tử Đen cho thấy sự tồn tại những vùng hỗ trợ năng lượng từ
bên ngoài thân dầu. Để khớp diễn biến áp suất và lượng nước khai
thác, tổng lượng nước từ vùng nước đáy cần thiết áp dụng cho mô
hình được đánh giá khoảng 3,5 tỷ thùng, trong đó 2,4 tỷ thùng nước
cho vùng Tây Nam và 1,1 tỷ thùng cho vùng Đông Bắc. Mô hình “hai
độ rỗng không hoàn toàn” được sử dụng đã chứng tỏ khả năng phản
ánh chính xác động thái ngập nước tốt hơn so với các mô hình sử
dụng trước đó.
20
5.3. Mô phỏng và đánh giá bơm ép trộn lẫn CO
2
5.3.1. Kế hoạch phát triển đối tượng móng mỏ Sư Tử Đen
Số giếng làm việc hiện tại bao gồm 11 giếng khai thác và 1 giếng
bơm ép ở khu vực Tây Nam, 8 giếng khai thác ở khu vực Đông Bắc.
Các kết quả phân tích đánh giá phần dự báo (bảng 5.5) cho thấy việc
bơm ép nước không được đưa vào kế hoạch cho thời gian sắp tới do
độ ngập nước trong các giếng khai thác chịu ảnh hưởng rất lớn từ

những vùng nước hỗ trợ năng lượng từ bên ngoài thân dầu.
Bảng 5.5. Hệ số thu hồi dầu của đối tượng móng Sư Tử Đen
Số giếng / Phương án
Giếng hiện tại
Giếng thêm
Vùng
ĐB
TN
ĐB
TN
ĐB
TN
Khai thác
8
11
-
-
1
-
Thu hồi cuối cùng (triệu thùng)
22,68
103,10
24,37
103,1
Hệ số thu hồi (%)
15
23
16
23
5.3.2. Khai thác tam cấp bằng Bơm ép CO

2
trộn lẫn
Từ kết quả nghiên cứu bơm ép đẩy dầu qua mẫu lõi, kết hợp với
phân tích, đánh giá các cơ chế khai thác dầu trong thân dầu móng
granit nứt nẻ, sơ đồ thiết kế bơm ép CO
2
liên tục từ nóc vỉa và khai
thác lựa chọn các vùng dầu theo chiều sâu (hình 5.13) đã được lựa
chọn sử dụng cho mô hình mô phỏng.
Hình 5. 13. Thiết kế bơm ép CO
2
từ nóc móng
21
Trên cơ sở mô hình dự báo khai thác tam cấp, lượng CO
2
bơm liên
tục vào móng đạt 120 triệu m
3
(theo điều kiện vỉa và chưa tính lượng
CO
2
khai thác lên cùng với dầu). Lượng dầu thu được từ quá trình
bơm CO
2
cho toàn thân dầu móng STĐ đạt 202,5 triệu thùng, tương
đương hệ số thu hồi 33,34% .
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
Kết luận
1. Việc áp dụng biện pháp NCHSTHD cho đối tượng móng nứt nẻ
mỏ Sư Tử Đen được đặt ra hết sức cấp bách khi sản lượng khai thác

dầu đã giảm tới ngưỡng khai thác có hiệu quả kinh tế.
2. Đối tượng chứa dầu trong đá móng granit nứt nẻ có không gian
rỗng rất phức tạp, bao gồm hai phần chính: các đới vi nứt nẻ chứa dầu
và các đới nứt nẻ lớn cho phép dòng chảy của chất lưu đi từ vỉa vào
trong giếng khai thác. Hệ thống “Hai độ rỗng-một độ thấm”.
3. Giải pháp bơm ép CO
2
trộn lẫn được đánh giá là hoàn toàn phù
hợp với những đặc tính tự nhiên của đối tượng móng nứt nẻ mỏ Sư Tử
Đen. CO
2
đi vào thân dầu móng mỏ Sư Tử Đen trong điều kiện trộn
lẫn sẽ tạo ra các cơ chế đẩy dầu: làm trương nở dầu dẫn tới làm thay
đổi giá trị bão hòa dầu trong hệ thống kênh rỗng, tăng độ thấm hiệu
dụng; làm giảm độ nhớt và làm giảm tỷ trọng của dầu vỉa.
4. Kết quả thí nghiệm đẩy dầu trong đá móng nứt nẻ cho thấy bơm
ép nước có hệ số đẩy dầu không cao và phụ thuộc vào tốc độ đẩy dầu
bởi nước. Việc áp dụng bơm ép CO
2
trộn lẫn theo chiều từ trên xuống
dưới sẽ có hiệu quả đẩy dầu rất tốt. Động thái đẩy dầu ra khỏi mẫu
chứng tỏ dầu được đẩy khỏi hệ thống vi nứt do trương nở và giảm sức
căng bề mặt; dầu được dồn thành đới, di chuyển dần xuống phía dưới
với ảnh hưởng của hiệu ứng phân ly trọng lực của hệ thống chất lưu
trong thân dầu.
22
5. Các kết quả thử nghiệm mô phỏng và đánh giá sơ bộ khả năng
khai thác dầu tam cấp bằng bơm ép CO
2
cho cả đối tượng móng nứt

nẻ Sư Tử Đen khi áp dụng sơ đồ bơm ép liên tục với mô hình từ nóc
móng xuống đáy vỉa và chỉ sử dụng số giếng hiện có cho thấy hệ số
thu hồi dầu gia tăng được 12,5%.
Kiến nghị
- Tiếp tục nghiên cứu đánh giá khả năng áp dụng của phương pháp
bơm ép CO
2
có tính đến hiệu quả kinh tế và đầu tư. Đánh giá
chính xác hiện trạng khai thác của đối tượng móng nứt nẻ mỏ Sư
Tử Đen.
- Nghiên cứu và đề xuất giải pháp xác định lượng dầu còn bẫy lại
sau giai đoạn khai thác sơ cấp và thứ cấp đối với móng granit nứt
nẻ mỏ Sư Tử Đen. Hệ số thu hồi dầu của móng mỏ Sư Tử Đen
thấp nên yêu cầu tìm mọi biện pháp gia tăng hệ số thu hồi.
- Thiết kế chi tiết cho giai đoạn thử nghiệm công nghiệp quy mô
nhỏ trên mỏ với diện tích của khối SD-D trong móng nứt nẻ mỏ
Sư Tử Đen. Trên cơ sở kết quả thử nghiệm trên diện tích mỏ, tiếp
tục hoàn thiện sơ đồ bơm ép CO
2
trộn lẫn cho khai thác tam cấp
đối tượng móng nứt nẻ mỏ và của cả bể Cửu Long.
- Khảo sát nguồn CO
2
phù hợp, tập trung vào: (i) khí thải nhà máy
(khói) công nghiệp như nhà máy điện chạy khí, than; nhà máy xi
măng; nhà máy luyện kim…; và (ii) các mỏ dầu khí có hàm
lượng CO
2
cao ở các vùng mỏ lân cận. Tiến tới xây dựng mô hình
đánh giá hiệu quả kinh tế cho từng kịch bản phát triển dự án cụ

thể bao gồm các đối tượng trong một mỏ hoặc kết hợp các cụm
mỏ với các yêu cầu xây dựng cơ sở hạ tầng cho vận chuyển CO
2
;
những thay đổi, hiệu chỉnh hệ thống khai thác - thu gom - vận
chuyển dầu khi có CO
2
trong dòng sản phẩm.v.v
23
DANH MỤC CÔNG TRÌNH CỦA TÁC GIẢ
1. Le Xuan Lan, Nguyen Hai An (2007), “Enhance oil recovery by
cacbone dioxide flooding”. Proceeding of the International
symposium Hanoi Geoengineering.
2. Nguyễn Hải An và nnk (2008), “Nghiên cứu ứng dụng mô hình
thủy nhiệt động lực cho đối tượng móng nứt nẻ mỏ Bạch Hổ”,
Tạp chí Dầu khí, Số 4, Trang 33-36.
3. Nguyễn Hải An và nnk (2008), Nghiên cứu đánh giá và đề xuất
công nghệ khai thác dầu trong đá móng mỏ Sư Tử Đen, Đề tài
NCKH cấp ngành.
4. Kawahara. Y, Nguyen Hai An, et. al (2009), “Comprehensive
CO
2
EOR study – Study on Applicability of CO
2
EOR to block
15-2, Offshore Vietnam, Rang Dong Field – part I Laboratory
Study”, Petrovietnam Journal, Vol 6, pp 44-51.
5. Nguyễn Hải An, Lê Xuân Lân (2009), Khảo sát cơ chế trộn lẫn
CO
2

với dầu thô tầng móng nứt nẻ mỏ Sư Tử Đen trong điều kiện
vỉa, Đề tài NCKH cấp trường.
6. Nguyễn Hải An, Lê Xuân Lân (2010), “Ứng dụng phương trình
trạng thái (EOS) trong mô hình hóa đặc tính dầu vỉa móng Sư Tử
Đen và dự báo áp suất trộn lẫn nhỏ nhất khi bơm ép CO
2
”, Tuyển
tập báo cáo hội nghị khoa học và công nghệ quốc tế, Tập đoàn
Dầu khí Quốc gia Việt Nam.
7. Nguyễn Hữu Trung, Nguyễn Hải An và nnk (2010), “ Bơm ép
CO
2
gia tăng thu hồi dầu khí cho bể Cửu Long”, Tuyển tập báo
cáo hội nghị khoa học và công nghệ quốc tế, Tập đoàn Dầu khí
Quốc gia Việt Nam.