Xử lý axit vùng cận đáy giếng tại tầng móng mỏ bạch hổ

Lasd
Luận văn tốt nghiệp
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA TP. HỒ CHÍ MINH
KHOA KỸ THUẬT ĐỊA CHẤT VÀ DẦU KHÍ
BỘ MÔN KHOAN VÀ KHAI THÁC DẦU KHÍ
__________________________________________
LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP
ĐỀ TÀI
XỬ LÝ AXIT VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG
TẠI TẦNG MÓNG MỎ BẠCH HỔ
GVHD: TS. ĐỖ QUANG KHÁNH
SVTH: HOÀNG THÁI SƠN
MSSV: 31002751
Tp.Hồ Chí Minh, tháng 12 năm 2014
1
Lasd
Luận văn tốt nghiệp
ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP. HỒ CHÍ MINH CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA Độc lập – Tự do – Hạnh phúc
Số: …… /ĐHBK-ĐT
NHIỆM VỤ LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP
KHOA : KỸ THUẬT ĐỊA CHẤT & DẦU KHÍ
BỘ MÔN : KHOAN VÀ KHAI THÁC DẦU KHÍ
HỌ VÀ TÊN : HOÀNG THÁI SƠN MSSV: 31002751
NGÀNH : KHOAN VÀ KHAI THÁC DẦU KHÍ LỚP : DC10KK
1. Đề tài luận văn:
“XỬ LÝ AXIT VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG TẠI TẦNG MÓNG MỎ
BẠCH HỔ”
2. Nhiệm vụ của luận văn tốt nghiệp:

3. Ngày giao nhiệm vụ luận văn:
4. Ngày hoàn thành luận văn:
5. Họ tên người hướng dẫn: TS. Đỗ Quang Khánh
Nội dung và yêu cầu LVTN đã thông qua Bộ môn Khoan – Khai Thác Dầu Khí thuộc
Khoa Kỹ Thuật Địa Chất & Dầu Khí.
Ngày…… tháng ……. năm 2014
CHỦ NHIỆM BỘ MÔN CÁN BỘ HƯỚNG DẪN
(Ký và ghi rõ họ tên) (Ký và ghi rõ họ tên)
PHẦN DÀNH CHO KHOA, BỘ MÔN
Người duyệt (chấm sơ bộ):
Đơn vị:
Ngày bảo vệ:
Điểm tổng kết:
Nơi lưu trữ luận văn:
2
Lasd
Luận văn tốt nghiệp
MỤC LỤC
3
Lasd
Luận văn tốt nghiệp
DANH SÁCH BẢNG BIỂU
4
Lasd
Luận văn tốt nghiệp
DANH SÁCH HÌNH ẢNH

5
Lasd

Luận văn tốt nghiệp
LỜI CẢM ƠN
Bốn năm rưỡi học tại ngôi trường Đại học Bách Khoa Thành phố Hồ Chí Minh
đã cung cấp nhiều kiến thức và kinh nghiệm quý báu để tôi có một nền tảng vững chắc
khi bước tiếp trên con đường trong tương lai. Để đặt tới bước chân ngày hôm nay, tôi xin
gửi lời cảm ơn chân thành đến những người thân, thầy cô, anh chị và bạn bè đã giúp đỡ
tôi trong khoảng thời gian vừa qua.
Con cảm ơn cha mẹ, những người đã có công sinh thành, dưỡng dục, tần tảo nuôi
con khôn lớn. Cảm ơn cha mẹ đã cho con niềm tin những lúc con khó khăn, vấp ngã.
Xin được bày tỏ lòng biết ơn đến tập thể thầy cô giáo trường Đại học Bách Khoa
Thành phố Hồ Chí Minh đặc biệt là tập thể thầy cô giáo Khoa Kỹ thuật Địa chất và Dầu
khí, thầy cô Bộ môn Kỹ thuật Khoan và Khai Thác Dầu Khí, những người đã trực tiếp dìu
dắt tôi thực hiện ước mơ của mình.
Em xin gửi lời cảm ơn chân thành đến người chú, người anh Phạm Văn Quang,
đã giúp đỡ em trong suốt thời gian thực tập để thực hiện luận văn.
Em xin trân trọng cảm ơn thầy Đỗ Quang Khánh, người đã quan tâm giúp đỡ,
cung cấp cho em nhiều kiến thức bổ ích, nhiều tài liệu, kinh nghiệm quý báu và hướng
dẫn em thực hiện luận văn này.
Em xin chân thành cảm ơn các anh chị cựu sinh viên đã giúp đỡ, cung cấp cho em
nhiều tài liệu và kinh nghiệm quan trọng trong quá trình làm luận văn.
Cuối cùng, tôi xin chân thành cảm ơn các bạn khóa 2010 đặc biệt là các thành
viên lớp DC10KK đã nhiệt tình giúp đỡ tôi trong suốt thời gian qua.
Tp. Hồ Chí Minh, ngày 23 tháng 12 năm 2014
Sinh viên: Hoàng Thái Sơn
6
SVTH: Hoàng Thái Sơn
Lasd
Luận văn tốt nghiệp
MỞ ĐẦU
1. Tính cấp thiết của đề tài

Trong những năm gần đây, ngành công nghiệp Dầu khí đóng vai trò là ngành mũi
nhọn của nền kinh tế thế giới và là động lực phát triển mạnh mẽ đối với nền kinh tế của
các nước đang phát triển và chậm phát triển, trong đó có nước ta.
Ngành Dầu khí của nước ta còn rất non trẻ, tuy mới bước vào chặng đường đầu
tiên nhưng hiệu quả phát triển đã rất rõ ràng và đầy hứa hẹn. Đây là mối quan tâm và hy
vọng của đất nước vì ngành Dầu khí phát triển sẽ là động lực thúc đẩy các ngành kinh tế
khác.
Xí nghiệp Liên Doanh Dầu Khí VietsovPetro đã và đang đẩy nhanh quá trình khai
thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ, đóng góp lớn cho sự phát triển kinh tế của nước ta. Trong
quá trình khoan, khai thác dầu khí, bơm ép nước…, độ thấm tự nhiên của đá chứa vùng
cận đáy giếng bị giảm bởi nhiều nguyên nhân khác nhau làm giảm hiệu quả khai thác. Vì
vậy, việc xử lý vùng cận đáy giếng là một vấn đề cực kỳ quan trọng trong suốt vòng đời
của giếng. Trong đó, phương pháp “xử lý axit vùng cận đáy giếng” là một trong những
phương pháp được áp dụng rộng rãi bởi tính khả thi cũng như chi phí cũng khá rẻ so với
các phương pháp khác.
Xuất phát từ ý tưởng đó, em quyết định thực hiện đề tài : “Xử lý axit vùng cận
đáy giếng tại tầng móng mỏ Bạch Hổ”.
2. Mục tiêu của luận văn
Lựa chọn và thiết kế phương pháp xử lý axit cho giếng X tại tầng móng mỏ Bạch
Hổ dựa trên đặc điểm địa chất cụ thể, đồng thời đánh giá hiệu quả của phương pháp xử lý
axit.
3. Nhiệm vụ của luận văn
- Nêu được khái quát đặc điểm địa chất, thành hệ của khu vực mỏ Bạch Hổ.
- Tổng quan về phương pháp xử lý axit.
7
SVTH: Hoàng Thái Sơn
Lasd
Luận văn tốt nghiệp
- Cơ sở lựa chọn phương pháp xử lý axit cho tầng móng mỏ Bạch Hổ.
- Thiết kế, tính toán xử lý axit cho một giếng X tại tầng móng mỏ Bạch Hổ, đồng

thời đánh giá hiệu quả kinh tế sau khi xử lý.
4. Phương pháp thực hiện
- Thu thập, xử lý tài liệu.
- Áp dụng số liệu cụ thể để thiết kế, tính toán.
- Lập bảng tính excel để trình bày kết quả và đánh giá hiệu quả kinh tế.
5. Tình hình nghiên cứu
- K.A. Covel (The Pure Oil Co.) (1934). Acid Treatment of Michigan Oil Wells.
Drilling and Production Practice , 1 January, New York : tiến hành nghiên cứu xử
lý axit (chủ yếu là HCl) cho các giếng khai thác dầu ở Michigan – đa phần là thành
hệ đá vôi (limestone), từ đó phân tích hàm lượng, thành phần axit thích hợp nhất
đối với thành phần của thành hệ.
- Steven L. Bryant, David C. Buller (1990). Formation Damage From Acid
Treatments. Society of Petroleum Engineers, pages 455-460 : nghiên cứu chỉ ra tác
hại của axit HCl đối với thành hệ có chứa Nhôm silicat (Aluminosilicates) vì HCl
phản ứng mạnh với Nhôm silicat tạo thành các hạt Silica ngậm nước, gây tắc nghẽn
và làm giảm độ thấm thành hệ.
- P.J. Closmann (1994). Optimizing an Acid Treatment. Journal of Canadian
Petroleum Technology : đưa ra phương pháp tối ưu hóa xử lý axit trong thành hệ,
bằng cách phân tích mối liên hệ giữa độ thấm xung quanh giếng, bán kính bắn mở
vỉa và lưu lượng axit bơm ép.
- Đào Hoàng Việt (1997). Xử lý axit. Luận văn tốt nghiệp Đại học Bách Khoa Thành
phố Hồ Chí Minh: Trình bày quá trình nhiễm bẩn vùng cận đáy giếng, khái quát các
phương pháp tác động lên vùng cận đáy giếng, đánh giá hiệu quả của phương pháp
xử lý axit.
8
SVTH: Hoàng Thái Sơn
Lasd
Luận văn tốt nghiệp
- D. Zhu (The University of Texas at Austin), A.D. Hill (The University of Texas at
Austin), M.D. Looney (Texaco, Inc.) (1999). Evaluation of Acid Treatments in

Horizontal Wells. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 3-6 October,
Houston, Texas : đánh giá hiệu quả của phương pháp xử lý axit đối với giếng
ngang, thông qua tính toán hệ số Skin, từ đó tiến hành phân tích, đánh giá hiệu quả
của phương pháp và có thể sử dụng kết quả để tối ưu hóa các phương pháp xử lý
tiếp theo.
- Phạm Công Định (2008). Xử lý axit vùng cận đáy giếng mỏ Bạch Hổ. Luận văn tốt
nghiệp Đại học Bách Khoa Thành phố Hồ Chí Minh : Nêu tổng quan đặc điểm địa
chất vùng mỏ Bạch Hổ, phân tích và lựa chọn, thiết kế quy trình xử lý axit cho
giếng dầu khí trong tầng Mioxen-Oligoxen.
- Đỗ Thành Trung, Hoàng Linh Lan, Nguyễn Văn Ngọ, Phan Văn Minh, (2012).
Nghiên cứu ứng dụng hệ hóa phẩm mới trên cơ sở HEDP và NH
4
HF
2
thay thế hệ
hóa phẩm truyền thống trên cơ sở HCl/HF trong xử lý axit vùng cận đáy giếng. Tạp
chí Dầu khí số 9/2012: Nghiên cứu cho thấy xử lý axit vùng cận đáy giếng vỉa cát
kết bằng kiểu hệ axit truyền thống trên cơ sở HCl/HF thường gặp nhiều khó khăn,
hai khó khăn chính cần quan tâm liên quan đến nhiệt độ cao và kết tủa thứ cấp. Do
đó, hệ hóa phẩm mới đã được nghiên cứu nhằm khắc phục những khó khăn này.
Nguyễn Văn Ngọ, Phan Văn Minh, Đỗ Thành Trung, Lê Văn Công (2013). Nghiên cứu chế tạo
hệ vi nhũ tương áp dụng trong xử lý vùng cận đáy giếng vỉa cát kết. Tạp chí Dầu khí số 12/2013:
Trong nghiên cứu này, nhóm tác giả đã thiết lập được hệ vi nhũ tương trên cơ sở chất hoạt động
bề mặt anionic, dầu, nước, dung môi đồng hòa tan; đồng thời nghiên cứu, đánh giá một số tính
chất của hệ vi nhũ tương nhằm ứng dụng trong xử lý vùng cận đáy giếng, tăng cường thu hồi dầu.
9
SVTH: Hoàng Thái Sơn
Luận văn tốt nghiệp Chương 1 Tổng quan về mỏ Bạch Hổ
CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ MỎ BẠCH HỔ

1.1. Khái quát đặc điểm địa lý vùng mỏ Bạch Hổ [3]
Mỏ dầu Bạch Hổ nằm ở lô 09 trên Biển Đông, trong giải nâng trung tâm thuộc
bồn trũng Cửu Long, cách bờ 100 km, cách cảng Vũng Tàu 130 km, nơi đặt trụ sở của Xí
nghiệp Liên doanh dầu khí Vietsovpetro. Chiều sâu nước biển ở khu mỏ khoảng 50m. Mỏ
gần Bạch Hổ nhất là mỏ Rồng, nằm cách 35 km về hướng Tây Nam. Thành phố Vũng
Tàu được nối với thành phố Hồ Chí Minh- một trung tâm công nghiệp hành chính lớn,
bằng đường ô tô trải nhựa dài 125 km, cũng như đường thủy dài 80 km. Sân bay Vũng
Tàu có thể tiếp nhận những máy bay AN-24, AN-26, trực thăng loại MI8 đáp ứng đầy đủ
cho việc vận chuyển công nhân cũng như các thiết bị phục vụ cho liên doanh dầu khí.
Hình 1.1 Vị trí địa lý mỏ Bạch Hổ trong bồn trũng Cửu Long
10
SVTH: Hoàng Thái Sơn
Luận văn tốt nghiệp Chương 1 Tổng quan về mỏ Bạch Hổ
Đặc điểm khí hậu của mỏ Bạch Hổ là khí hậu nhiệt đới, gió mùa với mùa hè mưa,
mùa đông khô. Trong mùa khô từ tháng 11 đến tháng 3 có gió mùa Đông Bắc với sức gió
mạnh nhất vào tháng 12 và tháng 01.
Gió mùa Đông quyết định hướng của sóng biển (Tây - Bắc, Bắc - Tây Bắc). Sóng
cao tới 8m, nhiệt độ không khí ban ngày 24 - 27
o
C, đêm và sáng 22 - 24
o
C. Mưa rất ít ở
thời kỳ gió mùa đông bắc (0,7 mm vào tháng 2 - tháng khô nhất). Độ ẩm tương đối của
không khí thấp là 65% trong thời gian chuyển mùa (tháng 4 - 5) có sự di chuyển của khối
không khí lạnh từ phía Bắc xuống phía Nam. Dần dần hướng gió chủ yếu là hướng Tây -
Nam thổi từ vùng xích đạo. Gió Tây Nam làm tăng độ ẩm khí, tuy nhiên mưa vẫn ít và
không đều. Nhiệt độ từ 25 - 30
o
C. Vào mùa hè (từ tháng 6 - 9), gió mùa Tây Nam, nhiệt
độ không khí và nước tương đối cao, trung bình từ 28 - 30

o
C. Chênh lệch nhiệt độ giữa
ngày và đêm không đáng kể, mưa trở nên thường xuyên và to hơn, kéo dài vài giờ. Có
kèm theo giông tố vận tốc 25 m/s, kéo dài từ 10 - 30 phút, độ ẩm không khí vào thời kỳ
này là 85 - 89%. Vào tháng 10 trong thời kỳ chuyển mùa lần thứ hai, gió Tây Nam yếu
dần thay bằng gió Đông Bắc. Nhiệt độ không khí hạ thấp 24 - 30
o
C, vào cuối tháng hầu
như hết mưa. Các dòng chảy tuân theo gió mùa và thủy triều. Nhiệt độ nước ở vùng thềm
lục địa thay đổi trong năm từ 24,9 - 29,6
o
C. Độ mặn nước biển từ 33 - 35 g/l. Trong thời
kỳ gió mùa Đông Bắc, biển thường có bão và gió xoáy. Bão thường tập trung từ tháng 6 -
10 (70%), hàng năm có khoảng 10 cơn bão, vận tốc gió (lúc bão) là 20 m/s, có lúc tới 60
m/s. Trong các cơn bão mạnh chiều cao của sóng có thể đạt tới 10m. Do đó vào mùa đông
số lượng ngày thuận lợi để tiến hành công tác trên biển tương đối ít. Vào gió mùa Tây
Nam và hai thời kỳ chuyển mùa điều kiện công tác cho công tác biển lại thuận lợi, còn
vào thời gian mưa thường có sét, giông, gió xoáy ảnh hưởng không tốt tới tiến trình công
việc.
11
SVTH: Hoàng Thái Sơn
Luận văn tốt nghiệp Chương 1 Tổng quan về mỏ Bạch Hổ
1.2. Đặc điểm địa chất và đối tượng khai thác vùng mỏ Bạch Hổ [3,4]
1.2.1. Đặc điểm địa tầng
Hình 1.2 Cột địa tầng mỏ Bạch Hổ

Mỏ Bạch Hổ là mỏ dầu ở biển, loại đa vỉa, các lớp trầm tích là đá lục nguyên
chứa 13 tầng sản phẩm cho dòng dầu công nghiệp, phần phía dưới trong đá nứt nẻ của
móng phát hiện thân dầu dạng khối cho sản lượng cao, chứa phần lớn sản lượng của mỏ.
12

SVTH: Hoàng Thái Sơn
Luận văn tốt nghiệp Chương 1 Tổng quan về mỏ Bạch Hổ
Mặt cắt của mỏ Bạch Hổ được đặc trưng bởi các thành tạo trầm tích đệ tam và đệ
tứ nằm trên móng kết tinh (có tuổi Creta muộn). Dựa vào cấu trúc, địa chất, các dạng thân
dầu, tính chất dầu và các đặc trưng nhiệt độ, áp suất vỉa trên mỏ đã chia ra làm 4 phức hệ
chứa dầu được phân cách bởi các tập sét chắn khu vực dày.
Trong trầm tích chứa ba phức hệ đá chứa dầu và phức hệ thứ tư nằm trong tầng
móng.
1.2.1.1 Trầm tích
- Hệ thống Mioxen phụ thuộc hệ Neogen
Mặt cắt trầm tích Mioxen tạm chia ra làm 3 phụ thống: trên, giữa và dưới.
• Điệp Đồng Nai (trầm tích Mioxen trên): gồm những tập cát kết bở xốp
chuyển dần sang sét và cát kết ở phần dưới của mặt cắt, chiều dày của
chúng khoảng 600 - 650m. Hệ số vỡ vỉa 0.015 Mpa/m.
• Điệp Côn Sơn (trầm tích Mioxen giữa): được đặc trưng bởi các lớp cát kết
hạt thô màu xám sang, xen lẫn sét màu nâu đỏ và xám nhạt. Trong sét có
các lớp than nằm bất chỉnh hợp và Macma, bề dày khoảng 740 - 973m, hệ
số vỡ vỉa 0.015 Mpa/m.
• Điệp Bạch Hổ (trầm tích Mioxen dưới): có 2 vỉa dầu. Điệp này có bề dày
khoảng 600 - 700m, ở phần trên của mặt cắt có chiều dày 60 - 150m gọi là
tập sét Rotalia có chứa các thân sét xen với màng sét mỏng. Những tập sét
này có cấu tạo rỗng và chứa dầu. Tại phần giữa của mặt cắt có chiều dày
khoảng 180 - 470m gồm các lớp sét màu đỏ nâu, xám đen xen với lớp sét
màu xanh và các lớp cát kết mỏng. Phần dưới của mặt cắt có chiều dày 180-
280m gồm sét kết, cát kết và bột kết xen kẽ nhau, trong đó các lớp cát kết có
chứa dầu, càng xuống dưới lớp cát càng dày, ở phần này của mặt cắt có tầng
sản phẩm 23, 24. Hệ số vỡ vỉa khoảng 0.018 Mpa/m.
- Trầm tích Oligoxen
13
SVTH: Hoàng Thái Sơn

Luận văn tốt nghiệp Chương 1 Tổng quan về mỏ Bạch Hổ
Dựa trên cơ sở thay đổi thành phần thạch học và hệ số dị thường, trầm tích
Oligoxen được chia làm 2 phần:
Oligoxen thượng: Phụ điệp Trà Tân
• Phụ điệp Trà Tân trên: với chiều dày khoảng 600 - 650m chủ yếu là cát kết, sét
màu xanh lá cây. Trong đó cát kết ở cấu tạo Trà Tân có biểu hiện dầu khí, hệ số
vỡ vỉa 0.0165 - 0.017 Mpa/m.
• Phụ điệp Trà Tân giữa: chủ yếu gồm cát kết màu đen xen kẽ lên các lớp cát
mỏng có kích thước độ hạt trung bình, màu tối rắn chắc. Cát kết có bão hòa
dầu, dị thường áp suất từ 1.65-1.7 Mpa/m.
Bề dày của điệp Trà Tân giảm ở vòm đới nâng Bạch Hổ và tăng đột ngột ở các
phần rìa đới nâng. Các tầng sản phẩm thuộc điệp này tính từ trên xuống là I
a
, I
b
, I
c
, II, III,
IV, V. Bề dày của điệp Trà Tân là 176 - 1304m.
Oligoxen hạ: Phụ điệp Trà Cú có bề dày từ 0 - 112m. Đặc trưng gồm sét kết màu
nâu xám xen kẽ các hạt trung bình, hạt thô và sạn sỏi. Dị thường áp suất là 0.2 Mpa/m, hệ
số vỡ vỉa là 0.016-0.018 Mpa/m. Các tầng chứa dầu công nghiệp trong tầng tính từ trên
xuống là VI, VII, VIII, IX, X, trữ lượng dầu chủ yếu nằm trong các tầng này.
1.2.1.2 Tầng móng
Đặc điểm thạch học:
• Các đá móng ở vùng mỏ Bạch Hổ thuộc nhóm đá Granitoid tuổi từ J
3
đến K
1
, các

đá thuộc nhóm trên bao gồm Granit, Biotit, Granit hai mica, Diorit có thạch anh,
Granofia, Plagiogranit. Ngoài ra còn gặp Basalt, Pocfiarit trên lớp phong hóa và
trong khe nứt của Granitoid phong hóa nứt nẻ.
• Hầu hết các đá bị nứt nẻ, cà nát phong hóa và sau đó trải qua quá trình biến đổi
hủy nhiệt với mức độ rất khác nhau về không gian và thời gian. Vòm trung tâm
Bạch Hổ chủ yếu gặp đá Granit được gọi tên dựa trên sự có mặt của khoáng vật
màu, theo kiến trúc và theo mức độ bị cà nát.
• Vòm Bắc mỏ Bạch Hổ cũng gặp đá Granit nhưng không phổ biến, chủ yếu là đá
giàu Fenspatkali và Plagioclaz ít thạch anh. Các khoáng vật phụ Xfen, Apatit,
14
SVTH: Hoàng Thái Sơn
Luận văn tốt nghiệp Chương 1 Tổng quan về mỏ Bạch Hổ
Zicon, Epidot… các khoáng vật thứ sinh Hydromyca, Caolimit, Clorit, Canxit,
Silic, đặc biệt là Zeolit có các hạt thạch anh lấp đầy khe nứt.
• Nhìn chung đá vòm Bắc bị nứt nẻ giống như Granit ở vòm Nam nhưng mức độ
phân hóa mạnh hơn. Các khoáng vật nhóm Fenspat bị phá hủy mạnh và tạo thành
các khoáng vật khác.
Cấu trúc không gian lỗ hổng, khe nứt:
• Đá móng ở mỏ Bạch Hổ bị nứt nẻ và biến đổi phong hóa ở mức độ khác nhau về
thời gian.
• Các lỗ rỗng sinh ra trong quá trình biến đổi, phong hóa, hòa tan các khoáng vật, sự
hòa tan xảy ra càng mạnh thì các khe nứt dài và rộng hơn. Do kết quả của quá trình
hoạt động kiến tạo làm cho đá bị nứt vỡ tạo ra các khe nứt trong chính khối đá
móng kết tinh rắn chắc. Sau đó các dung dịch thủy nhiệt đưa vào làm hòa tan các
khoáng vật ở thành khe nứt làm phức tạo thêm hình dạng và kích thước của chúng.
• Độ lỗ rỗng: phần lớn đá móng có độ lỗ rỗng không cao và không đồng đều, lớn
nhất là 10.1% (giếng khoan 810 – 2576m), thấp nhất là 0.55% (Bạch Hổ 6 –
3250m), độ lỗ rỗng trung bình của mỏ là 3.25%.
• Kích thước lỗ rỗng: đa số các lỗ rỗng có đường kính trung bình là 0.05-0.1mm, đôi
khi lớn hơn. Hệ số vỡ vỉa 0.012 - 0.014 Mpa/m.

• Hình dạng và kích thước khe nứt: các khe nứt trong đá móng có thể quan sát trực
tiếp trên mẫu lõi, chúng thường có độ mở từ 1 - 2mm, cá biệt một vài nơi đến
10mm. Các khe nứt thường gặp ở dạng cong, không phân nhánh, phân nhánh
không liên tục hoặc phân nhánh phức tạp.
Đa phần các mẫu lõi được lấy lên từ các giếng ở vòm Bắc. Các khe nứt bị nhồi đầy
các khoáng vật thứ sinh như Zeolit, Canxit, thạch anh….Hiện tượng này làm suy giảm
đáng kể tính thấm chứa của đá. Chiều dày khe nứt dao động từ 0.5 - 6mm. Chiều dài
chiếm ưu thế khoảng 2 - 8mm. Chiều rộng 0.025 - 0.075mm, có nơi lên đến 0.1 và lớn
hơn.
15
SVTH: Hoàng Thái Sơn
Luận văn tốt nghiệp Chương 1 Tổng quan về mỏ Bạch Hổ
1.2.2 Các đối tượng khai thác của mỏ
Từ những đặc điểm đặc trưng của địa chất mỏ, các đối tượng khai thác được chia
như sau :
- Đối tượng 1 :
Tầng 23 và 24 thuộc điệp Bạch Hổ Mioxen dưới. Các tầng này phân bố trên toàn
diện tích mỏ. Gồm các thân dầu cả ở vòm Bắc cũng như vòm Trung tâm của cấu tạo. Các
thân dầu dạng vỉa, vòm có ranh giới tiếp xúc dầu nước và đới chứa nước ngoài biên. Bề
dày trung bình chứa dầu là 160m, độ rỗng 19 - 22%, độ thấm từ 30 - 80mD, độ bão hòa
dầu 57%. Gradient địa nhiệt ở vòm trung tâm cao 4
o
/100m, ở vòm Bắc thấp hơn
3.3
o
/100m. Tầng 23 là tầng chính, tầng 24 là tầng phụ.
- Đối tượng 2:
Đối tượng này bao gồm tất cả các tầng cát kết điệp Trà Tân thuộc Oligoxen trên.
Đặc điểm cơ bản của đá chứa trong đối tượng này là không tồn tại đều trên khắp mỏ,
thường xảy ra sự biến tướng mạnh của đá chứa. Chiều dày tầng chứa dầu trung bình

700m.
- Đối tượng 3:
Gồm tất cả các tầng sản phẩm của Oligoxen hạ phân bố chủ yếu ở Bắc và Đông
Bắc mỏ. Trầm tích chứa các sản phẩm là cát, bột kết thuộc tướng cửa sông, đầm hồ ven
biển. Chiều cao thân dầu hơn 1000m, độ rỗng thấp 12 - 14%, độ thấm nhỏ 20 - 30mD, độ
chứa cát thấp 0.3 - 0.4, chia thành nhiều lớp, độ bão hòa dầu 65%, chiều dày hiệu dụng
bão hòa dầu 40 - 50m, áp suất vỉa tương đương áp suất thủy tĩnh. Gradient địa nhiệt 3.4 -
3.5
o
/100m. Đặc tính Collector thay đổi lớn, vát nhọn về phía Tây, Tây Nam theo đới nâng
của móng, về phía Đông, Đông Bắc Collector kém dần và sét hóa, các đứt gãy kiến tạo
chia cắt thành các khối riêng biệt, tạo nên các thân dầu đóng kín riêng biệt và không có
nguồn nuôi.
16
SVTH: Hoàng Thái Sơn
Luận văn tốt nghiệp Chương 1 Tổng quan về mỏ Bạch Hổ
- Đối tượng 4 :
Thân dầu thuộc dạng khối của đá móng bao gồm Granit và Granodiorit. Đá chứa là
dạng hang hốc nứt nẻ. Thân dầu có chiều dài tối đa là 1600m, chiều dày hiệu dụng bão
hòa dầu là 300 - 400m, độ bão hòa dầu 85%, độ rỗng 1 - 3%, độ thấm trung bình 100 -
150mD. Gradient địa nhiệt 2.25 - 2.5
o
/100m. Thân dầu này không có dị thường áp suất.
1.3 Đặc điểm tầng chứa ở mỏ Bạch Hổ [3,4]
1.3.1 Tính chất cơ lý của đất đá
Đất đá ở vùng mỏ Bạch Hổ có tính chất cơ lý thay đổi theo chiều sâu phân bố.
- Tầng I (có độ sâu 0 - 520m): đất đá có tỷ trọng là 2.65 G/cm
3
, độ chứa sét 30%,
giới hạn bền 4 - 8 kG/cm

2
, độ cứng đất đá từ 5 - 7, còn ở sét 1 – 1.5, tầng này là đất đá
mềm và bở rời.
- Tầng II (520 - 1273m): đất đá có tỷ trọng là 2.03 G/cm
3
, độ rỗng xốp 30%, tầng
này đất đá mềm bở rời.
- Tầng III (1273 - 2627m): đất đá có độ cứng trung bình, tỷ trọng là 2.1G/cm
3
, độ
rỗng 24 - 28% độ thẩm thấu 150 - 180, độ chứa sét 50%, độ chứa cacbonat 1 - 20%, giới
hạn bền là 16 - 20 kG/cm
2
.
- Tầng IV (2627 - 2980m): đất đá mềm xen lẫn cát, độ cứng trung bình : tỷ trọng
trung bình đất đá 2.1 – 2.4 G/cm
3
, độ lỗ rỗng 12 - 24%, độ chứa sét 70%, giới hạn bền 15
– 20.5 kG/cm
2
.
1.3.2 Độ chứa dầu
Trữ lượng dầu cơ bản tập trung trong tầng 23 thuộc Mioxen hạ, tầng VI đến X
thuộc Oligoxen hạ và trong đá móng. Độ chứa dầu của các tầng còn lại được xác định
bằng các giếng khoan riêng biệt.
Tầng 23 bao gồm cát và bột kết phát triển hầu như toàn bộ diện tích ở một vài khu
vực đá chứa bị sét hóa đáng kể, mất tính di dưỡng. Các thân dầu dạng vỉa, vòm có ranh
giới dầu – nước nhưng vai trò quan trọng trong việc phân bố độ chứa dầu là đứt gãy kiến
17
SVTH: Hoàng Thái Sơn

Luận văn tốt nghiệp Chương 1 Tổng quan về mỏ Bạch Hổ
tạo và màng chắn thạch học. Đã phát hiện tất cả 6 thân dầu riêng biệt, trong đó 3 vòm
Bắc, 2 Trung tâm và 1 vòm Nam.
Khi tính trữ lượng, trầm tích Oligoxen hạ được phân tích thành hai đối tượng
chính: Trà Cú thượng (tầng VI, VII, VIII) và Trà Cú hạ (tầng IX, X). Sự phân chia này về
cơ bản là quy ước vì vách sét ngăn giữa tầng VIII và tầng IX không phải trên toàn bộ diện
tích của đá di dưỡng và thân dầu trong các tầng Oligoxen hạ không có tính thống nhất về
địa chất. Chưa phát hiện được ranh giới dầu – nước, nhưng ở độ sâu tuyệt đối 4348m theo
số liệu địa vật lý giếng khoan, chiều dày lớn nhất nhận được dòng dầu với lưu lượng cao
là 4121m (giếng 12).
Tầng móng chứa thân dầu lớn nhất và là thân dầu cho sản lượng cao nhất của mỏ.
Đá móng là đá Granit và Granodiorit. Tính di dưỡng của chúng được tạo thành từ những
quá trình địa chất như phong hóa khử kiềm những khoáng vật không bền trong các dung
dịch thủy nhiệt, nứt nẻ kiến tạo đứt gãy chuyển dịch cùng với việc tạo thành các đới
milonit (đới phá hủy kiến tạo), dọc theo các mặt trượt, nứt và co lại của đá khi đông đặc
magma…. Kết quả tạo thành đá chứa dạng hang hốc nứt nẻ và thể tích chứa chủ yếu là
hang hốc, còn kênh dẫn là các khe nứt. Đặc trưng chứa tốt của đá đảm bảo cho lưu lượng
cao phát triển trên toàn vòm Trung tâm dọc theo sườn Tây vòm Bắc. Nhưng vòm Bắc lại
đặc trưng cho tính di dưỡng kém và sản phẩm thấp. Ở phần trên của đá móng trong vòm
Bắc có phát hiện đá rắn chắc, đới này hầu như không chứa dầu và không tham gia vào
phần thể tích hiệu dụng của thân dầu. Dầu trong đá móng ở vòm Nam chưa phát hiện.
Tầng móng cho dòng dầu không lẫn nước tới độ sâu tuyệt đối 4046m.
1.3.3 Tính di dưỡng
Các tầng sản phẩm mỏ Bạch Hổ được đánh giá theo nghiên cứu mẫu lõi trong
phòng thí nghiệm, theo kết quả địa vật lý giếng khoan và nghiên cứu thủy động lực học.
Nghiên cứu mẫu lõi để xác định độ rỗng, độ bão hòa nước, độ thấm. Xử lý số liệu của
nghiên cứu thủy động lực học để xác định độ thấm được thực hiện cùng với việc sử dụng
những giá trị chiều dày hoạt động ứng với chiều dày hiệu dụng trong khoảng bắn vỉa của
các giếng khoan.
18

SVTH: Hoàng Thái Sơn
Luận văn tốt nghiệp Chương 1 Tổng quan về mỏ Bạch Hổ
Cát kết chứa sản phẩm tầng 23 vòm Bắc có độ rỗng 14 – 27% theo số liệu phòng
thí nghiệm và từ 15 – 28% theo số liệu địa vật lý giếng khoan. Giá trị trung bình để tính
trữ lượng là 20%. Độ bão hòa dầu trung bình của đá chứa là 57% được ngoại suy từ việc
tính toán dựa trên kết quả thí nghiệm và kết quả đo địa vật lý giếng khoan.
Độ rỗng và độ bão hòa dầu tầng 23 vòm Trung tâm lần lượt là 19% và 57%. So với
trầm tích Mioxen thì tầng sản phẩm Oligoxen hạ có độ rỗng thấp hơn: theo mẫu lõi thí
nghiệm là 12%, còn theo địa vật lý giếng khoan là 15%, nhưng độ bão hòa cao hơn là
68%.
Khả năng chứa của đá móng là do hang hốc nứt nẻ. Đại đa số mẫu lõi chỉ đại diện
cho phần khung đá rắn chắc, thường cho giá trị độ rỗng trong khoảng một vài phần trăm.
Địa vật lý giếng khoan nghiên cứu những khoảng lớn hơn rất nhiều, trong đó có các đới
hang hốc nứt nẻ không được nghiên cứu mẫu lõi phát hiện. Theo tài liệu đã xác định được
một số khoảng có độ rỗng rất cao đạt tới 18.5%, còn độ rỗng trung bình cho chiều dày
hiệu dụng là 4.3%. Khi tính trữ lượng, độ rỗng được biện luận cho chiều dày chung của
tầng móng với những giá trị sau: vòm Bắc 2.5 – 15%, vòm Trung tâm 2.4 – 3.8%.
1.3.4 Tính không đồng nhất
Mỏ Bạch Hổ là dạng mỏ đa vỉa, đặc trưng bởi mức độ khác nhau về tính không
đồng nhất của các đối tượng khác nhau.
- Mioxen hạ: có tính đồng nhất cao nhất trong số các vỉa của mỏ. Tầng 23 của vòm
Bắc có tính đồng nhất cao hơn cả. Tầng Mioxen được phân thành nhiều lớp mỏng,
hệ số phân lớp trung bình ở vòm Bắc là 3.6, ở vòm Trung tâm là 5.5. Tương ứng
các hệ số cát là 0.45 cho vòm Bắc và 0.34 cho vòm Trung tâm.
- Oligoxen hạ: Phân tích tài liệu địa vật lý giếng khoan và tài liệu mẫu lõi cho thấy
mặt cắt các tầng sản phẩm không đồng nhất được xen kẽ bởi các lớp cát kết, bột
kết chứa sản phẩm và sét mỏng không chứa sản phẩm. Oligoxen thuộc dạng không
đồng nhất hơn cả với hệ số phân lớp là 10.8, hệ số cát là 0.39.
19
SVTH: Hoàng Thái Sơn

Luận văn tốt nghiệp Chương 1 Tổng quan về mỏ Bạch Hổ
1.4 Tính chất lưu thể và các đặc trưng thủy động lực học [4]
1.4.1 Tính chất lưu thể trong vỉa sản phẩm
1.4.1.1 Các tính chất của dầu trong điều kiện vỉa
Dầu của tất cả các vỉa tại mỏ Bạch Hổ chưa bão hòa khí, tỷ số giữa áp suất vỉa và
áp suất bão hòa là:
• 1.43 cho Mioxen dưới ở vòm Bắc.
• 1.9 cho Mioxen dưới ở vòm Trung tâm.
• 3.54 cho Oligoxen trên.
• 1.94 cho Oligoxen dưới.
• 1.67 cho đá móng.
Theo các giá trị của các thông số cơ bản, các loại dầu vỉa ở mỏ Bạch Hổ có thể
chia thành 3 nhóm: theo chiều từ nhóm I đến nhóm III:
- Các thông số tăng
• Áp suất bão hòa P
s
.
• Tỷ số khí dầu GOR.
• Hệ số thể tích B.
- Các thông số giảm:
• Độ nhớt của dầu.
• Tỷ trọng của dầu.
20
SVTH: Hoàng Thái Sơn
Luận văn tốt nghiệp Chương 1 Tổng quan về mỏ Bạch Hổ
Bảng 1.1 Các thông số cơ bản của dầu ở mỏ Bạch Hổ [3]
Số nhóm Đối tượng
Áp suất
bão hòa
(psi)

GOR
(m
3
/T)
Hệ số thể
tích B
Độ nhớt
vỉa (Pa.s)
Tỷ trọng
vỉa dầu
(kg/m
3
)
I
Mioxen
dưới vòm
Trung tâm
và
Oligoxen
trên
13.4–16 88-108 1.26-1.35 1.34-1.7 733-760
II
Mioxen
dưới vòm
Bắc
18.4-22.11 134-147 1.39-1.41 0.88-1.16 696-710
III
Oligoxen
dưới và
móng

19.5-24.7 160-209 1.46-1.59 0.38-0.48 634-668
Trong nhóm I, sự khác biệt giữa Mioxen dưới vòm Trung tâm và Oligoxen trên
được nhận biết bởi thành phần khí hòa tan. Khí tách dầu từ Mioxen dưới vòm Trung tâm
chứa nhiều Propan, Butan, Pentan và lớn hơn. Khí tách dầu từ Oligoxen trên chứa hàm
lượng nước dị thường (4.28 – 14.81% mol).
Trong nhóm III, dầu Oligoxen hạ so với đá móng có độ bão hòa khí thấp hơn (160
– 172 so với 178 – 209 m
3
/T), có giá trị hệ số thể tích thấp hơn (1.46 – 1.48 so với 1.51 –
1.59), tỷ trọng lớn hơn (658 – 668 so với 634 – 653 kg/m
3
) và độ nhớt lớn hơn (0.46 –
0.48 so với 0.38 – 046 Pa.s).
21
SVTH: Hoàng Thái Sơn
Luận văn tốt nghiệp Chương 1 Tổng quan về mỏ Bạch Hổ
Qua phân tích số liệu tách vi phân, có thể chia dầu thành 2 nhóm:
• Nhóm 1: Dầu Oligoxen trên và Mioxen dưới
• Nhóm 2: Dầu đá móng và Oligoxen dưới.
Về thành phần cấu tử dầu – khí, vì lý do hạn chế các số liệu về chưng cất chân
không, nên sử dụng dầu tách có tỷ trọng 865 kg/m
3
và phân tử lượng 300 g/mol cho nhóm
1, tỷ trọng 833.6 kg/m
3
và 251.15 g/mol cho nhóm 2. Việc ước lượng này dựa trên cơ sở
giống nhau của các giá trị tỷ trọng dầu tách khí của các nhóm và đáp ứng được các đặc
tính trung bình.
1.4.1.2 Đặc tính lý hóa của dầu tách khí
Các số liệu trong quá trình tách vi phân cho thấy dầu thuộc loại bán nặng, ít lưu

huỳnh, nhiều paraffin, tỷ lệ thu sản phẩm sáng màu thuộc loại trung bình. Nhiệt độ đông
đặc của các loại dầu khoảng 29 – 34
o
C. Dầu mỏ Bạch Hổ phân theo 2 nhóm trên chỉ có sự
khác nhau về tỷ trọng và độ nhớt, còn các thông số khác sự thay đổi không rõ nét.
Kết quả nghiên cứu các đặc tính của dầu lấy trong điều kiện bề mặt tại bình tách.
So sánh giá trị các thông số trung bình sau khi tách vi phân của dầu bề mặt với các điều
kiện tách khác nhau cho thấy: sự khác biệt các thông số của các loại dầu kể trên theo độ
nhớt là 0.3 – 34%, theo tỷ trọng khoảng 0.1 – 2%, theo hàm lượng paraffin khoảng 32 –
14% và hàm lượng nhựa Arphatit khoảng 7 – 92%.
1.4.1.3 Thành phần và tính chất của khí hòa tan trong dầu
Khí hòa tan trong dầu thuộc loại béo và rất béo, trong thành phần của chúng chứa
lượng C
2+
lớn hơn 22.7 – 39% mol. Theo chiều từ Mioxen đến đá móng, độ béo của khí
giảm.
Khí thuộc loại không chứa lưu huỳnh, chứa hàm lượng Dioxit thấp (0.09 – 0.61%)
và ít Heli, hàm lượng Nito từ 1 – 2.86% với giá trị dị thường 9.5% ở Oligoxen trên.
1.4.1.4 Các tính chất của nước vỉa
Trong các tầng của Mioxen dưới (tầng 23 và 24) thường gặp hai loại nước Canxi
Clorua và Natrihydro Cacbonat. Đặc điểm của nước loại Natrihydro Cacbonat là có độ
khoáng hóa thấp 6.64 g/l và chỉ được nhận biết trong khuôn khổ vòm Bắc. Nước ở vòm
22
SVTH: Hoàng Thái Sơn
Luận văn tốt nghiệp Chương 1 Tổng quan về mỏ Bạch Hổ
Nam thuộc loại Canxi Clorua có độ khoáng hóa cao 16 g/l. Đồng thời độ khoáng hóa gia
tăng theo hướng Tây Nam.
Nước thuộc trầm tích Oligoxen dưới được lấy từ vỉa lăng kính IV
a
nằm trên các

tầng sản phẩm chính thuộc loại Natrihydro Cacbonat có độ khoáng hóa thấp 5.4 g/l.
Thành phần khí hòa tan trong nước khác thành phần khí hòa tan trong dầu ở chỗ có hàm
lượng Metan cao hơn, lượng cấu tử Cacbon cao hơn trong khí hòa tan trong nước là 1.54
– 3% trong đó Nitơ chiếm 1.29 – 2.8%.
Bảng 1.2 Bảng đặc tính nước vỉa
Độ
sâu,
m
Tỷ
trọng,
g/cm
3
Cl
-
SO
4
2-
HCO
3
-
Mg
2+
Ca
2+
Giảm
áp suất
khi
mở
vỉa, at
Giảm

áp khi
thử
vỉa, at
2788-
2826
1,014 923,3 351,8 823,5 80,2 1833,7 37 100-
150
2877-
2891
1,0144 10308,4 318,1 823,5 21,9 2176,2 29 100-
150
3190-
3201
1,0237 18974,7 205,87 164,7 1261,6 452,8 28 100-
150
3243-
3272
1,0231 19843 142,9 0 1261,6 451,2 28 100-
140
1.4.2 Các đặc trưng thủy động lực học
1.4.2.1 Áp suất vỉa ban đầu
Các lần đo đạc áp suất vỉa tại các giếng vòm Trung tâm và vòm Bắc của móng đều
chính xác, không quá sai số cho phép của dụng cụ đo và phân bố đều trên các đường
Gradient bằng 0.6431. Áp suất giếng ban đầu ở các giếng Oligoxen hạ ở độ sâu tuyệt đối
3650m là 41.7 Mpa.
Tại vòm Trung tâm và vòm Bắc Mioxen hạ, áp suất vỉa ban đầu được quy chuyển
về độ sâu tuyệt đối 2824m và theo thời gian với sai số cực đại không vượt quá sai số của
23
SVTH: Hoàng Thái Sơn
Luận văn tốt nghiệp Chương 1 Tổng quan về mỏ Bạch Hổ

dụng cụ đo sâu, đều phân bố trên đường thẳng. Giá trị áp suất ban đầu của vòm Trung tâm
Oligoxen hạ là 28.07 Mpa ở độ sâu tuyệt đối 2824m.
1.4.2.2 Nhiệt độ vỉa ban đầu
Giá trị vỉa ban đầu trên đồ thị vỉa F (H
đo
) quan hệ của giếng Oligoxen và Mioxen
thỏa mãn phương trình:
Ở đây thang nhiệt độ 30.14 m/
o
C, gradient địa nhiệt là 3.317
o
C/100m.
Đá móng thỏa mãn phương trình:
Thang nhiệt độ là 96.51 m/
o
C, gradient địa nhiệt là 4.036
o
C/100m.
Tính ra nhiệt độ ban đầu của các đối tượng khai thác:
• Mioxen hạ ở độ sâu tuyệt đối 2824m là 111.7
o
C.
• Oligoxen hạ ở độ sâu tuyệt đối 3650m là 139.2
o
C.
• Móng ở độ sâu tuyệt đối 3650m là 141.7
o
C.
1.4.2.3 Các thông số vật lý của vỉa
Trong nghiên cứu các chế độ chênh áp dao động trong khoảng:

• Mioxen vòm Bắc: 50.7 – 105.9 at.
• Mioxen vòm Trung tâm: 14.8 – 89.6 at.
• Mioxen hạ: 7.23 – 20.16 at.
• Móng vòm Bắc: 5.89 – 271.6 at.
• Móng vòm Trung tâm: 5.19 – 143.6 at.
24
SVTH: Hoàng Thái Sơn
Luận văn tốt nghiệp Chương 1 Tổng quan về mỏ Bạch Hổ
Bảng 1.3 Các thông số vật lý của vỉa [3]
Các thông số Đơn vị tính
Mioxen dưới
Olioxen
dưới
Móng
Vòm Trung
tâm
Vòm Bắc
Loại thân dầu Vỉa vòm Vỉa vòm Vỉa vòm Vỉa khối
Loại đá chứa Kết hạt Kết hạt Kết hạt Nứt nẻ
Chiều dày bão hòa dầu m 8.4 11.3 57.5 393.5/271.2
Độ rỗng 0.19 0.2 0.15 0.001/0.0038
Độ thấm mD 0.051 0.08 0.031 0.135
Bão hòa dầu 0.57 0.57 0.68 0.85
Hệ số cát 0.34 0.45 0.39 1.0
Hệ số phân lớp 5.5 3.6 10.8
Áp suất vỉa ban đầu (giá trị/
điểm đo)
Mpa 28/2813 28.9/2913 41.7/3650 14.2/3650
Hệ số sản phẩm T/ngđ.Mpa 14 22 15 100
Áp suất bão hòa Mpa 14.6 20.37 20.4 23.19

Hàm lượng khí M
3
/T 97.4 138.4 167.0 193.7
Độ nhớt của dầu trong điều
kiện vỉa
Mpa.s 1.690 1.052 0.469 0.436
Hệ số thể tích 1.306 1.396 1.471 1.533
Hệ số nén của vỉa 1.10
4
/Mpa 18.43 19.52 20.86 25.3
Hệ số hòa tan của khí trong
dầu
10
5
m
3
/m
3
Mpa 0.5798 0.5886 0.6837 0.6967
Tỷ trọng của khí hòa tan 0.9065 0.8447 0.8321 0.8217
Độ nhớt dầu tách khí ở 50
o
C Mpa.s 10.35 10.14 4.01 40161
Tỷ trọng của dầu ở ĐKTC Kg/m
3
863.7 861.4 832.7 833.0
Nhiệt độ của dầu vỉa bão hòa
parafin
o
C 52.3 49.3 51.0 51.6

Nhiệt độ sôi
o
C 29.5 32.3 31.5 33.0
Hàm lượng parafin % 18.7 17.56 19.4 24.1
Hàm lượng asfan_smol.%
trọng lượng
% 11.7 11.81 4.68 3.30
Hàm lượng lưu huỳnh % 0.107 0.102 0.041 0.04
Hệ số chuyển đổi của dầu 1.5121 1.6206 1.7665 1.8403
Độ nhớt của nước trong điều
kiện vỉa
Mpa.s 0.3 0.3
Tỷ trọng của nước trong điều
kiện vỉa
Kg/m
3
1011.5 1006.4
Hệ số chuyển đổi của nước 0.989 0.994
Nhiệt độ vỉa ban đầu (giá
trị/điểm đo)
o
C 114/2813 107/2913 138/3650 142/3650
Tỷ trọng của dầu trong điều
kiện vỉa
Kg/m
3
738.1 702.5 661.7 647.0
Nhiệt đô của dầu tách khí
bão hòa parafin
o

C 55.0 55.5 57.5 59.1
25
SVTH: Hoàng Thái Sơn