Quy trình xử lý vùn cận đáy giếng cho giếng №803 MCII8 tầng Móng Bạch Hổ bằng nhũ tương dầu –axit

MỤC LỤC

1

1


DANH MỤC BẢNG BIỂU

2


MỤC BẢNG
HÌNH 1 : Sơ đồ cấu trúc giếng ............................................................................40
HÌNH 2 : Sơ đồ thiết bị công nghệ dùng để xử lý vùng cận đáy
giếng…………………………………………………………………….………50
HÌNH 3 : Sơ đồ biểu diễn bản chất công nghệ xử lý vùng cận đáy giếng bằng
dung dịch nhũ tương axit ………………………………………………………53.

3


LỜI NÓI ĐẦU
Với tốc độ phát triển về mọi mặt , kinh tế , đời sống xã hội cũng như
khoa học kỹ thuật như hiện nay thì năng lượng là một trong những nhu cầu quan
trọng và đáng quan tâm của mọi quốc gia trên toàn thế giới nói chung và của Việt
Nam nói riêng. Người ta đã tìm kiếm, nghiên cứu và khai thác sử dụng một số
loại năng lượng mới như : năng lượng hạt nhân, năng lượng mặt trời… nhưng
những nguồn năng lượng này vẫn chưa thể thay thế vị trí quan trọng của nguồn
năng lượng dầu khí. Trong khi nhu cầu năng lượng ngày càng tang, ngược lại trữ
lượng dầu khí của các mỏ khai thác ngày càng giảm và công việc tìm kiếm các

mỏ mới gặp nhiều khó khan, thậm chí còn không mang lại kết quả. Phải làm thế
nào để vẫn duy trì được nguồn năng lượng cung cấp trong khi chờ những mỏ dầu
khí mới cũng như các nguồn năng lượng mới được tìm ra, đây là một bài toán
khó và nan giải. Tuy nhiên để khắc phục phần nào về vấn đề này thì người ta đã
nghiên cứu ra một số phương pháp nhằ nâng cao hiệu quả sản lượng cũng như
khả năng thu hồi dầu khí của các giếng bằng hình thức xử lý vùng cận đáy giếng
như :
Phương pháp cơ học
Phương pháp hóa học
Phương pháp tác dụng nhiệt
Ngoài ra người ta còn kết hợp những phương pháp trên nhằm nâng cao hiệu
quả xử lý. Một trong những phương pháp phổ biến và hiệu quả nhất là phuong
pháp xử lý giếng bằng axit (thuộc phương pháp hóa học ). Được sự cho phép của
bộ môn và khoa cung sự đồng ý của giảng viên : ThS. Doãn Thị Trâm, em đã
nhận được đề tài tốt nghiệp “ Quy trình xử lý vùn cận đáy giếng cho giếng
№803 MCII-8 tầng Móng Bạch Hổ bằng nhũ tương dầu –axit”. Với sự nhiệt
tình giúp đỡ của các anh các chú trong xí nghiệp khoan khai thác dầu khí VSP ,
đã giúp em thu thập được một số số liệu. Dưới sự hướng dẫn và dạy bảo tận tình
của ThS. Doãn Thị Trâm, cùng sự nỗ lực của bản thân đến nay đồ án của em đã
hoàn thành.
4


Mặc dù đồ án của em đã hoàn thành nhưng không tránh khỏi những thiếu sót
mong được sự góp ý của các thầy cô trong bộ môn cũng như trong khoa dầu khí
để đồ án của em được hoàn thiện hơn.
Em xin chân thành cảm ơn các thầy cô trong bộ môn đặc biệt là T hS. Doãn
Thị Trâm đã hướng dẫn tận tình và tạo điều kiện cho em hoàn thành tốt đồ án của
mình.
Hà Nội, ngày 6 tháng 6 năm 2017

Sinh viên thực hiện
Trần Quốc Trọng

5


CHƯƠNG I
KHÁI QUÁT ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ TỰ NHIÊN VÀ TÌNH HÌNH KHAI
THÁC DẦU KHÍ VÙNG MỎ BẠCH HỔ
1.1, ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ, TỰ NHIÊN
1.1.1, Vị trí địa lý của mỏ Bạch Hổ
Mỏ Bạch Hổ , là tên mỏ dầu lớn nhất , là nguồn cung cấp dầu khí chủ yếu
cho Việt Nam hiện nay. Mỏ nằm tại lô 09, thuộc bồn trũng Cửu Long của thềm
lục địa Việt Nam ở biển Đông và cách đất liền 120km . Đơn vị khai thác mỏ lày
là Xí nghiệp liên doanh Việt – Xô thuộc tập đoàn đầu khí Việt Nam , mỏ Bạch
Hổ cách cảng Vietsovpetro ( VSP ) 130km.Cảng dầu khí nằm tại thành phố Vũng
Tàu , nơi đặt trụ sở chính của XNLD VSP. Như vậy , từ bờ ra các giàn khoan để
làm việc phải đi bằng máy bay lên thẳng hoặc tàu biển.
1.1.2, Đặc điểm địa lý tự nhiên
Mỏ Bạch Hổ nằm ngoài biển có độ sâu tại mỏ là 50m , thuận lợi cho việc sử
dụng các giàn khoan tự nâng.
-Dòng chảy : dưới tác dụng của gió mùa ở vùng biển Đông tạo nên dòng
đối lưu. Ngoài ra do chênh lệch khối lượng riêng của nước biển , chế độ gió địa
phương , thủy triều , địa hình đáy biển , cấu tạo đường bờ.... tạo ra các dòng chảy
khác nhau là thủy triều và trôi dạt. Tốc độ cực đại của dòng là 0,3 -0,77 m/s.
Thời gian chảy của dòng triều khoảng 12h mỗi lần trên xuống. Dòng trôi dạt
hình thành do sự kết hợp giữa dòng tuần hoàn khu vực và dòng do gió mặt tạo ra.
-Sóng : chế độ sóng của khu vực này mang tính chất sóng gió mùa, có thể
chia thành sóng gió mùa hè , sóng gió mùa đông. Sóng gió mùa hè có thể kéo dài
từ tháng 5 – tháng 10 với hướng sóng chủ yếu là Tây Bắc - Đông Nam. Sóng

thấp , tương đối ổn định , chiều cao trung bình từ 0,6 – 2 m. Sóng gió mùa mùa
Đông có ưu thế hướng gió Đông Bắc –TâyNam, sóng có chiều cao trung bình
2,3-3m, cực đại có thể cao tới 6m.
1.1.3, Đặc điểm khí hậu
Toàn bộ khí hậu vùng mỏ là khí hậu nhiệt đới gió mùa. Ở đây có 2 mùa
chính là mùa khô và mùa mưa. Mùa mưa kéo dài từ tháng 5 đến tháng 11 trong
năm . Thời gian này có có gió mùa tây nam , nhiệt độ không khí khoảng 25-32 ,
6


độ ẩm trung bình cỡ 88%. Lượng mưa lớn , chiếm 95-98% lượng mưa của cả
năm.
Mùa khô kéo dài từ tháng 11 đến tháng 4 năm sau . Thời gian này có gió
mùa đông bắc , nhiệt độ trung bình khoảng 24-30 , độ ẩm trung bình cỡ 65% ,
lượng mưa thấp , chiếm 1-3% lượng mưa của cả năm.
Thời tiết biển tương đối ôn hòa , thỉnh thoảng có bão xuất hiện từ tháng 6
đến tháng 12. Do có hiện tượng gió mùa nên trên biển có thể có sóng cao từ 67m. Khí hậu , thời tiết như vậy có ít ảnh hưởng tới thi công , chỉ khi có gió
chướng thì các công tác vận chuyển người , vật tư thực phẩm ra giàn có ít khó
khăn.
1.1.4, Đặc điểm kinh tế xã hội
Mỏ bạch Hổ thuộc tỉnh Bà rịa – Vũng tàu, thành phố Vũng Tàu cách
thành phố Hồ Chí Minh 125km theo đường bộ và 80km theo đường thủy. Ở đây
còn có sân bay Vũng Tàu với các tuyến bay đi thành phố Hồ Chí Minh ,
singapore .Đây là thành phố du lịch nổi tiếng .
Nguồn năng lượng phục vụ cho kinh tế dân sinh và cung cấp cho các công
trình công nghiệp lấy từ đường dây tải 35kv nối từ thành phố Hồ Chí Minh và
các trạm điện Bà Rịa , Phú Mỹ. Ngoài ra còn có các tổ hợp phát điện tự cấp của
VSP trên các giàn khoan và một số cơ sở trên bờ .
Về dân cư : Thành phố Vũng Tàu có hơn 5 vạn dân . Trong đó dân địa
phương có khoảng 1 vạn người , chủ yếu sống bằng nghề đánh cá và một số ghề

phụ khác, phần dân cư còn lại chủ yếu là dân bắc vào , đây là lượng nhâ lực hùng
hậu đáp ứng cho nhu cầu xây dựng mà phát triển ngành dầu khí .
1.2,TÌNH HÌNH KHAI THÁC CỦA MỎ BẠCH HỔ
Mỏ Bạch Hổ được đưa vào khai thác công nghiệp ở tần mioxen năm 1986 ,
tầng Oligoxen năm 1987 và đá móng năm 1989. Hiện nay , VSP đã có hơn 160
giếng trong đó có 116 giếng khai thác , hơn 20 giếng bơm ép , 7 giếng quan sát ,
4 giếng đã hủy . trong 116 giếng khai thác có 58 giếng khai thác tự phun , 6
giếng khai thác theo chu kỳ, 8 giếng ngừng phun và giếng khai thác bằng cơ học.
Tính từ lúc bắt dầu khai thác đến nay đẫ thu được trên 200 triệu tấn dầu,qua các
số liệu của VSP cho thấy lượng dầu khai thác từ tần móng chiếm đa số (85% sản
7


lượng) nhưng lại ép một lượng nước khá khiêm tốn. Điều này dẫn đến tầng
móng giảm áp suất đáng kể làm giảm khả năng khai thác dầu từ tần sản phẩm
này.
Tuy nhiên, theo thống kê, sau hơn 20 năm, sản lượng dầu thô Bạch Hổ đang
giảm mạnh. Năm 2009, sản lượng dầu thô khai thác được vào khoảng 5,4 triệu
tấn nhưng con số này chỉ là 3,81 triệu tấn vào năm 2012. Dự kiến, năm 2013 sẽ
khai thác khoảng 3,43 triệu tấn dầu thô.
Dưới đây là tình hình khai thác của các mỏ theo các đối tượng:
1.2.1,Tình hình khai thác vỉa 23 tần Mioxen hạ vòm Trung Tâm
Vỉa 23 tần Mioxen hạ vòm Trung tâm đưa vào khai thác thử từ tháng 6 năm
1986. Từ khi bắt đầu khai thác cho đến 1/1/1992 thu được 380,6 nghìn tấn dầu
và 21,7 nghìn tấn nước , trong đó hệ số bù đắp khai thác toàn bộ chiếm 43,8%.
Sự khác biệt lớn giữa áp suất vỉa ban đầu 280,7at và áp suất bão hòa 146at
đảm bảo dự trữ một lượng lớn nguồn năng lượng vỉa. Tuy nhiên khi khai thác
chất lưu nhanh nên năng lượng này không đủ để đảm bảo quá trình tự phun được
ổn định.
Các giếng khai thác vứi áp suất đáy bằng 173-179at lớn hơn áp suất bão hòa

thì chỉ số chung của khí là 120/tấn.
Hệ số thu hồi dầu hiện tại ở khu vực này là 20,6%. Đánh giá hệ số thu hồi
dầu cuối cùng trên vùng bày có thể sử dụng mối liên hệ giữa các đối tượng cho
các tỉ lệ giữa đọ nhớt của dầu và nước. Theo quan hệ ta áp dụng với tỷ số nhớt
6,2 thì độ ngậm nước là 20%.
Từ đó đến nay đã hơn 20 năm , phạm vi khai thác , lượng nước tăng lên , trữ
lượng dầu khí giảm làm giảm hệ số thu hồi dầu giảm.
1.2.2, Tình hình khai thác tầng Moioxen hạ vòm Bắc
Các vỉa được đưa vào khai thác từ tháng 11/1986. Hệ số khai thác cao hơn
so với vòm trung tâm , giá trị trung bình năm 1991 là 0,98. Khai thác đến
1/1/1992 được 674,7 nghìn tấn dầu , 191,6 nghìn tấn nước , 115,7 triệu khí. Đã
bơm vào 395,7 nghìn nước . hệ số khai thác đạt 30,8%.

8


Các giếng khai thác với áp suất đáy 139-213at . các giếng ngập nước có áp
suất nhỏ hơn áp suất bão hòa . hệ số thu hồi dầu hiện tại 5,6% và đã khai thác
19,4 dự trữ thu hồi ban đầu.
Cũng như vòm Trung Tâm , ở vomg Bắc sử dụng mối quan hệ ngập nước
và hệ số thu hồi dầu có thể đánh giá sản lượng thu hồi ở các vùng khai thác.
Theo sự phụ thuộc này với tỷ lệ độ nhớt là 3,5 hệ số thu hồi cuối cùng được tính
bằng 0,4. Sau hơn 25 năm trở lại đây do sự khai thác và do bơm ép hệ số thu hồi
dầu sản phẩm có thay dổi theo chiều giảm xuống.
1.2.3, Tình hình khai thác ở Oligoxen
Oligoxen được đưa vào khai thác tháng 5/1987 ,có 5 tần sản phâm từ (VI-X)
với tính chất thẩm thấu khác nhau. Từ khi bắt đầu khai thác đến tháng 1/1992
khai thác được 1493,2 nghìn tấn dầu , 0,5 nghìn tấn nước, 261 khí , chiếm 1,65%
trữ lượng quy đổi , 4,2% trữ lượng thu hồi B +C1+20% của vùng chủ yếu. Đã
bơm vào vỉa 335,6 nghìn nước , tương ứng hệ số bù tại vùng khai thác áp suất

giảm xuống còn 33 at. Tại các giếng khai thác có áp suất đáy nhỏ hơn áp suât
bão hòa (135-146at). Hệ số không khí không quá 250.
Hiện nay sau hơn 20 năm lưu lượng của giếng nhỏ hơn nhiều so với khi áp
suất vỉa chưa bị suy giảm. Mặt khác cũng cho thấy một số tầng chắn hiệu quả
nhưng giữa Mioxen và Oligoxen vẫn có sự liên thông thủy lực nhất định.
1.2.4, Tình hình khai thác tần Móng
Như đã biết tầng Móng là tầng mà chúng ta thu hồi được lượng lớn dầu và
khí . Người ta chia nó thành hai vòm kiến tạo:
1, Vòm Bắc
Đưa vào khai thác từ tháng 4/1989 các giếng mở vào Móng 63-223m. Khai
thác được từ vỉa 853,8 nghìn tấn dầu , 172 triệu khí tính đến năm 1992. Khai
thác được dầu không lẫn nước , lưu lượng trung bình là 223. Lưu lượng trung
bình của hệ số khí là 230.
Tính chất đá chứa bắt đầu từ các tầng Oligoxen thượng tầng (tầng VI) đến
Móng bão hòa dầu cùng nguồn gốc tạo thành và vỉa dầu có đặc điểm địa chất
thống nhất.
9


Về quan hệ thủy lực Móng vòm Bắc và các vỉa dầu Oligoxen hạ được biểu
hiện ở các chỉ số công nghệ sau đây :
- Trong các giếng thì đá chứa Oligoxen hạ nằm trực tiếp trên móng không
qua lớp rào chắn nào.
- Phễu á suất đo trong quá trình khai thác từ Oligoxen hạ , cũng như ở
Móng xấp xỉ bằng áp suất vỉa( đo được ở giếng dầu đầu tiên mở ở Móng ).
Vì vậy phần áp suất này không chỉ là áp suất ở Móng, mà còn là áp suất tại
Oligoxen.
- Theo các giếng Oligoxen hạ cũng như các giếng ở Móng đã xây dựng
được quan hệ áp suất vỉa với sản lượng cộng dồn , quy về độ sâu tuyệt đối
3650m. Mặc dù quá trình bơm ép chỉ thực hiện ở Oligoxen hạ nhưng lại

tác động lên cả tần Móng.
2, Vòm Trung Tâm
Được khai thác từ tháng 9/1988. Phần lớp các iếng khai thác có cấu trúc
thân trần , khoảng mử vỉa 41-425m với phin lọc tự nhiên.
Đặc trung của giếng khai thác là áp suát 94-120at và nhiệt đội cao trên 100.
Mặc dù lượng dầu khai thác rất lớn(658-1423 tấn/ngđ), áp suất vỉa ở độ sâu tuyệt
đối 3650m là 417at.
Trong suốt thời kỳ khai thác áp suất giảm từ giá trị ban đầu 417at xuống
373at. Hệ số thu hồi riêng trên một đơn vị hạ áp của vùng khai thác là 133,45
nghìn tấn/at. So sánh với áp suất hiện tại đo được ở các giếng khoan cùng thời
điểm, phân bố khắp nơi của cấu tạo và các chỗ mở vỉa phần trên, giữa và dưới
các khối, nhận thấy rằng vỉa có quan hệ thủy động học tốt theo diện tích cũng
như chiều sâu vỉa. Khai thác dầu không có nước.
Qua nghiên cứu tính chất vật lý vỉa và tình hình khai thác càng sáng tỏ thêm
sự tồn tại độ thám giữa tần Móng và Oligoxen có mối quan hệ thủy lực và thạch
học. Đây là cơ sở thực tế cho phép ta lựa chọn phương pháp và hóa chất phù hợ
để xử lý. Qua đây còn cho ta thấy tại tầng Móng còn có áp suất vỉa lớn (373417at) và nhiệt độ cao ( tại chiều sâu 4300m là 157,5). Đây là cơ sở để ta chọn
phương pháp xử lý axit tương thích.

10


CHƯƠNG II
TỔNG QUAN VỀ ĐẶC ĐIỂM THẠCH HỌC VÀ CHẤT LƯU TRONG
VỈA SẢN PHẨM CỦA TẦNG MÓNG MỎ BẠCH HỔ
2.1, ĐẶC ĐIỂM THẠCH CỦA MỎ BẠCH HỔ
2.1.1, Đặc điểm thạch học và thành phần khoáng vật
Theo số liệu đến tháng 1/1998, móng của mỏ Bạch Hổ đã lấy mẫu lõi ở 54
giếng khoan. Các đá trong Móng rất không đồng nhất về thành phần thạch học.
Vòm Trung Tâm chủ yếu gồm granit ; vòm Bắc đặc trưng bởi thành phần thạch

hocjpha tạp của các đá : granodiorit, adamelit, menonit, thạch anh, diorit thạch
anh, diaorit chứa thạch anh; vòm Nam được đại diện với mẫu lõi ở 3 giếng
khoan: BH- 7 ( gặp bicomozodiorit thạch anh) và BH-8, BH-449 (gặp granit).
Các đá granit có màu xám , xám sáng, chủ yếu hạt trung bị nứt nẻ, tương
đối ít bị biến đổi và có thành phần như sau:
- Thạch anh (25-40%) , Plagioca (20-47%) , fenspat (20-50%) , bioti (10%),
đôi khi có ít muscovit( đến 3%) và amfibol( đến 2%) , ngoài ra còn có các
khoáng vật hiếm và nặng.
- Adamelit như là loại đá chuyển tiếp giữa grnit và granodiorit cũng như
giữa granit và monzonit thạch anh, theo quy luật chúng có mặt cùng ới các
đá đã dược đề cập đến và thực tế bề ngoài chúng không khác biệt với
nhau. Trong lát mỏng adamelit được xác định dựa theo hàm lượng thạch
anh (20-25%) thấp hơn ở granit và tỷ lệ plagiocla với fenspant kali gần
bằng nhau.
- Monzodiorit thạch anh, amfibol-biotit đặc trưng bởi các hàm lượng
khoáng vật mầu như biotit và amfibol cao hơn. Amfibol là khoáng vật
dạng hocblend và dạng kiềm của nó là gastingaxit.
- Dioritamfibol-biotit, màu xám có cấu tạo khối, hạt trung, thô và có độ
cứng chắc trung bình. Trong chúng có rất ít các khe nứt lơns và theo quy
luật chúng bị lấp đầy bằng zeolit.
- Diorit thạch anh bọc blend-biotit, đá bị nứt nẻ, các vi khe nứt được lấp đầy
bằng zeolit và canxit, có những chỗ epidot phát triển mạnh.
- Gradiorit trong Móng ít phổ biến hơn granitoid-adamelit, monzonit thạch
anh, monzodiorit thạch anh.
11


Các đá Móng chịu sự tác động của quá trình thứ sinh, mà cúng tạo ra độ
rỗng trong các đá và chuyển thành các đá chứa kiểu lỗ hổng “hang hốc-nứt nẻ”.
Chủ yếu trong các quá trình thứ sinh là hoạt động kiến tạo và của các dung dịch

thủy nhiệt. Hoath động kiến tạo biểu hiện ở sự hình thành các đới phá hủy do đứt
gãy và cùng với nó là độ nứt nẻ của các đá tăng lên.
Tổng thành phần khoáng vật ở đá Móng qua nghiên cứu được trình bày ở
bảng 2.1:

12


Bảng 2.1: Thành phần khoáng vật và sự phân bố của các loại đá Móng mở Bạch Hổ(%)
Đá khoáng Granit
vật

Adamelit

Leocomonzomit LeicogranThạch anh biotit Odiorit

Leicomonozo- Monzodiorit Diorit
Dior
thạch Thạch anh biotitanh biotit
biotit
Amfibol
amfibol

Leicodiorit
thạch anh
biotitamfibol

Plagiopla
Fenspat
kali

20-47
20-50

28-43
30-45

30-40
30-45

40-54
16-28

47-58
17-28

43-62
10-26

62-68
3-5

62-68
2-7

Thạch anh
Biotit
Muscovit
Amfibol
Loại

plagiopla

25-40
20-25
2-10
8-15
0-3
<1
0-2
0-2
Oligiocla đến Oligiocla
andezim
đến andezim

5-18
5-13

18-24
6-10

12-17
5-10

10-12
7-13

Đến 5
13-15

7-17

3-10

5-10
Andezim

3-10
andezim

BH-1014,
1106.

BH110,503,
436, 1007.

Số
hiệu BH-1,2,6,8,
giếng
67, 90, 145,
khoan
402, 404, 405,
413, 415, 419,
420, 421,424,
425,426,430,
431,442,446,
449,503,901,
903,907,1102.

13

BH66,73,88,

91,94,404,
405,415,425,
431,903.

0-3 Bảng
Oligiocla
andezim

0-3
đến Oligiocla
andezim

BH-66,73,88,
100,404,419,
431,802,804,
813,905.

0-2
2-18
đến Oligiocla đến Oligiocla
andezim
đến andezim

BH-65,80,88,
100,145,431,
804,810,901,
905,1007,1107.

BH-7,65,100,
423,431,802,

804,813,905,
907.

BH502,504,
1008,1106.


2.1.2, Thành phần hóa học
Để có cơ sở chọn hóa phẩm trong quá trình xử lý vùng cận đáy giếng ta cần
nghiên cứu các thành phần thạch học có trong đất đá. Trong mỗi khoáng vật tạo
đá tầng Móng có các thành phần hóa học riêng như sau:
1, Amfibol : có một số loại như sau
a, Các loại Amfibol nghiêng :
- Tremolit
- Actinolit
- Rebekit
- Alvetxonit Na
- Hoblen (Ca,Na)
b,Amfibol thoi :
Antophilit
2, Thạch anh :
Thành phần chủ yếu là Si, ngoài ra còn có một số tạp chất chiếm một phần
rất nhỏ.
3, Fenspat kali :
Công thức hóa học là KAl, thành phần hóa học trong 2 bảng sau:
Bảng 2.2 : thành phần hóa học của khoáng vật Fenspat
Si
Chất khác
65%
19%

13%
3%
4, Plagiocla :
Có một số loại đồng hình , trong đó có hai loại đáng quan tâm gồm loại axit
có tên là Anbit (NaAl và loại bazo tên là Anoctit (Ca, có thành phần hóa học như
trong bảng 3 sau :
Bảng 2.3 : Thành phần hóa học của khoáng vật Plagiocla
Khoáng vật
Anbit
Anoctit

Si
68,81%
43,28%

19,4%
36,62%

10,79%
0%

CaO
0%
20,1%

5, Muscovit : công thức hóa học . Thành phần hóa học thể hiện trong bảng 4
sau :
14

Bảng 2.4 Thành phần hóa học của khoáng vật Muscovit
Si

32,83-44,9%
9,43-31,6%
0,13-20,65%
FeO
2,74-27,6%
Mg
0,28-28,34%
6,18-11,43%
F
0-4,23%
0,89-4,23%
Các thành phần khác như MnO, Phần còn lại tùy thuộc vào điều kiện
Cao, , ....
thành tạo.
2.1.3, Đặc điểm cấu trúc độ rỗng của đất đá tầng móng Bạch Hổ
Độ nứt nẻ tăng lên , đi kèm với các đới phá hủy do đứt gãy và gắn liền
với chúng là các đới đập vỡ , cả nát. Độ rỗng của khe nứt dao động từ 0,10,2mm đến 2-3cm. Theo quy luật trong khe nứt một phần hoặc hoàn toàn bị
lấp đầy bởi canxit và zeolit. Trong hàng loạt các trường hợp mẫu lõi là hiều
các mảnh vỡ sắc cạnh có kích thước 3-8cm. Độ dày của các đới này là 2-3m.
Các kích thước khe nứt chiếm đa số trong các lát mỏng dao động khoảng 0,12,55mm theo chiều dài và 0,01-0,1mm theo chiều rộng. Đôi khi kích thước
của chúng đạt tới 7-15mm theo chiều dài và 0,6 theo chiều rộng. Kích thước
chiếm đa số trong các lỗ hổng trong lát mỏng 0,01-0,07mm, của hang hốc là
0,5-1,5mm.
Trung bình giá trị điện tích các lỗ hổng ( bằng phần trăm diện tích của
các lát mỏng) trong các đá granitoid thuộc khối Bắc là : của khe nứt 1,17%,
của lỗ hổng 1,00%, của hang hốc 0,32%.
Riêng với các đá granit thuộc vòm Trung tâm tỷ lệ diện tích rỗng của nứt nẻ

0,89%, lõ hổng 0,56%, hang hốc 0,06% ( theo nghiên cứu các lát mỏng bơm
nhựa màu. Xem bảng 5).
Giá trị độ rỗng của các đá thuộc vòm Bắc cao hơn so với các đá của vòm
Trung tâm, được giải thích bằng tính kém bền vững của các đá granodiorit,
monzodiorit thạch anh, diorit thạch anh cà các đá khác thuộc vòm Bắc, đối
với hoạt động khử kiềm của các dòng thủy nhiệt. Bởi thế cho nên các đá
Móng thuộc vòm Bắc khác biệt với sự biến đổi nhiệt dịch mạnh. Trong khi đó
15


các đá granit bền vững hơn trước hoạt động khử kiềm nhiệt dịch. Đắc trưng
đá vòm Bắc bởi độ thấm cao, cũng như các khe nứt trong chúng thường mở
hoặc chỉ mới một phần bị lấp đầy bởi các khoáng vật thứ sinh.
Nghiên cứu sự thay đổi độ rỗng cho thấy chúng giảm đi khá rõ rệt theo
chiều sâu. Đặc biệt xu hướng này được quan sát rõ nét đối với các đá granit
thuộc vòm Trung tâm: tính từ nóc móng đến độ sâu 500m diện tích rỗng
chung của cá khe nứt , lỗ hổng, và hang hốc là 1-2,43%, dưới 500m độ rỗng
chung giảm xuống đột ngột đến giá trị 0,46-0,79%( theo kết quả nghiên cứu
các lát mỏng bơm nhựa màu) (bảng 6).

Bảng 2. 5: Không gian rỗng của các loại đá kết tinh trong móng của mỏ Bạch
Hổ
Số hiệu giếng Tên đá
khoan

16

Tổng diện Diện
Diện
Diện

tích
khe tích khe tích lỗ tích
nứt,
lỗ nứt(%) rỗng(%) hang


rổng
và
hang
hốc(%)
Vòm Bắc
BH-06,
BH- Grannit (đá
67,BH94,BHaxit)
903
BH-65,6,67, 73, Granodiorit,
80, 91, 145, 802, monozodionit
804, 813, 901, thạch
anh,
903, 905.
adamelit,
xienit, thạch
anh( đá axit
yếu)
BH-502,
504, Monzodiorit
1008
thạch
anh,
biotit amfibol

và
diorit
biotit
–
amfibol( đá
trung tính
Trung bình
toàn vòm bắc
Vòm Trung
Tâm
MSP1-1,2,402,
Granit
404,405,413,415
,
420,425,431,445
, 446
BH—7,145,431
Trung bình toàn
vòm Trung tâm

17

hốc(%)

2,37

1,16
0,1-7,3

0,84

0,1-2,1

0,37
0,9-2,8

2,46

1,07

1,04
0,2-5,45

0,35
0,3-4,3

2,04

1,25
0,79
0,5-4,05 0,3-1,75

0,4

2,49

1,17
1,00
0,1-4,05 0,1-5,45

0,32

0,3-4,3

1,57

0,89
0,1-7,6

0,1
0,1-1,9

1,32

0,86
0,1-3,2
0,89

0

1,51

0,56
0,1-3,78

0,06
0,011,9


Bảng 2. 6 : Không gian rỗng của đá grannit Móng Bạch Hổ theo khoảng cách
tính từ mặt móng.
Chiều sâu của mẫu Tổng diện tích Diện

tich Diện tích Diện tích
tính từ mặt Móng(m)
của khe nứt , hang khe nứt(%)
lỗ
hang hốc
hốc , rỗng (%)
hooxg(%) (%)
Vòm Bắc
0-100
BH-6
100-300
BH67,69
300-500
BH-94
500-700
BH-903
700-1000
>1000

2,03
0,55-3,5
1,41
0,3-2,75
12,2

1,23
0-3,5
0,13
0-0,2
7,3

0,36
0,2-0,6
Không có mẫu lõi

0,06
0-0,1
Không
mẫu lõi
Không
mẫu lõi

Không có mẫu lõi

Vòm Trung Tâm
0-100
2,42
MSP1-1, BH-2 ,402, 0,11-7,6
405, 445
100-300
2,1
BH-425,BH-446
0,8-3,2
300-500
2,43
BH-402, 404, 425, 0,2-6,2
446
500-700
Không mẫu lõi
700-1000

0,47
BH-405,413,415, 445,
446
0,1-1,0
>1000
0,79
BH-404, 413, 425, 0-0,32
431, 445

18

0,8
0,1-0,35
0,98
0,1-1,85
2,1

0
0,3
0-0,9
2,8

0,3
0
0,1-0,6
có Không có Không có
mẫu lõi
mẫu lõi
có Không có Koong có
mẫu lõi

mẫu lõi

1,37
0-7,6

0,78
0-1,84

0,23
0,1-1,9

1,57
0,3-2,9
1,48
0-6,1

0,45
0,3-0,7
0,88
0-3,1

0,08
0-0,3
0,07
0-0,6

Không mẫu Không
lõi
mẫu lõi
0,09

0,34
0-0,4
0,1-0,8

Không
mẫu lõi
0,04
0-0,3

0,39
0-2,4

0,06
0-0,4

0,34
0-1,2


2.1.4, Tính thấm chứa của đá Móng
Tính thấm chứa của đá granit tốt nhất so với tất cả các loại đá khác ở tầng
Móng, vì vậy tính thấm chứa còn thể hiện khác nhau trong từng khu cực ở
toàn mỏ. Độ thấm khí cũng rất nhỏ , các giá trị nhỏ hơn 1mD chiếm trên 80%
tổng số mẫu phân tích, các giá trị có độ thấm hơn 10mD chỉ chiếm 1-2%.
Do đặc tính thấm của Móng đã nhỏ như vậy cộng với sự giảm độ thấm
do nhiều nguyên nhân trong quá trình khoan, hoàn thiện giếng khai thác ở
tầng Móng lại càng nhỏ hơn. Để khai thác được lưu lượng dầu khí lớn, triệt
để, và có hiệu quả cho giếng cũng như mỏ thì người ta phải nghiên cứu nhiều
phương pháp tác động ên vùng cận đáy giếng để tăng độ thấm pha của nó.
Khi biết được cấu trúc không gian lỗ rỗng và độ thấm của tầng Móng thì

chúng ta có thể thết kế quy trình cũng như tiến độ một cách hợp lý cho
phương pháp xử lý để quá trình xử lý đạt hiệu quả cao.
2.2, NHỮNG ĐẶC TRƯNG CƠ BẢN VỀ CHẤT LƯU TRONG VỈA SẢN
PHẨM
Lưu thế vỉa gồm dầu , khí và nước là những thành phần trong quá trình
khai thác chúng sẽ di chuyển từ vỉa vào giếng và được nâng lên bề mặt.
Chúng ta cần phải xem xét chúng để khi xử lý bằng axit có thể tránh được
những khó khăn có thể xẩy ra.
2.2.1,Các tính chất của dầu trong điều kiện vỉa
Dầu của tât cả các loại vỉa tại mỏ bạch Hổ chưa bão hòa khí, tỷ số ép( tỷ
số giữa áp suất vỉa và áp suất bão hòa ) là :
1,43 cho Mioxen dưới vòm Bắc
1,67 cho đá Móng
1,9 cho Mioxen dưới vòm Trung tâm
3,54 cho Oligoxen trên
1,94 cho Oligoxen dưới
Theo 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 gia tăng
và được biểu diễn ở bảng sau :

19


Bảng 2.7 Các thông số cơ bản các loại dầu mỏ ở mỏ Bạch Hổ

Số
nhó
m
I

II
III

Đối tượng

Các
thông
Áp suất
bão
hòa(Psi)
13,4-16

Số
Tỷ suất dầu Hệ số Độ nhớt Tỷ trọng
“GOR”(/ft)
thể
vỉa(Pa.s) dầu vỉa(K/)
tích(B)
88-108
1,261,34-1,7 733-760
1,35

Mioxen
dưới vòm
trung tâm
và
Oligoxen
trên
Mioxen
18,4134-147

dưới vòm 22,11
Bắc
Oligoxen 19,5-24,7 160-209
dưới
Móng

1,391,41

0,881,16

696-710

1,461,59

0,380,48

634-668

Trong nhóm I, sự khác biệt giữa dầu Mioxen hạ vòm Trung tâm và
Oligoxen trên được nhận biết bởi thành phần khí hòa tan. Khí tách dầu từ
Oligoxen trên và hàm lượng nước dị thường (4,28-14,81mol). Còn khí tách dầu
từ Mioxen dưới vòm Trung tân chứa trong thành phần của nó nhiều Propan,
butan, pentan, và lớn hơn.
Trong nhóm III, dầu Oligoxen hạ so với đá Móng có độ bão hòa khí thấp
hơn (160-172 so với 178-209/T); có giá trị hệ số thể tích thấp hơn (1,46-1,48 so
với 1,51-1,59B) trọng lượng riêng lớn hơn (658-668 so với 634-653KG/) và độ
nhớt lớn hơn(0,46-0,48 so với 0,38-0,46Mpa.s).
Theo các giá trị áp suất bão hòa và tỷ trọng khí hòa tan, dầu trong nhóm III
tương tự dầu Oligoxen dưới. Trên cơ sở các mô hình thực nghiệm có thể khẳng
định được rằng : đối với dầu đá Móng sự thay đổi nhiệt độ ít gây ảnh hưởng đến

áp suất bão hòa được xác định bằng tỷ suất khí- dầu.
Biến thiên của các thông số dầu vỉa và khí tách trong quá trình tách vi phân
cho phép đánh giá sự biến thiên các chỉ tiêu cơ bản của dầu trong quá trình giảm
20


áp khi pha trộn các loại từ một số vỉa của mỏ. Qua phân tích số liệu tách vi phân
cho thấy dầu được chia thành 2 nhóm :
- Dầu đá Móng và Oligoxen dưới.
- Dầu Oligoxen trên và Mioxen 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 trọng lượng riêng 833,6KG/ và phân tử
lượng 251,15g/mol cho móng Oligoxen dưới, trọng lượng riêng 865KG/ và
300g/mol cho Oligoxen trên và Mioxen dưới. 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 các đặc
tính trung bình.
2.2.2, Đặc tính lý hóa của dầu tách khí
Đặc tính lý hóa của dầu tách khí biểu hiện ở các kết quả nghiên cứu sau:
- Các số liệu về khoảng biến thiên và các giá trị trung bình của các thông số
dầu tách khí sau quá trình tách vi phân cho thấy dầu thuộc loại bán nặng
(trung bình), ít lưu huỳnh, nhiều parafin, từ út nhựa đường đến nhiều nhựa
đường, tỷ lệ thu sản phẩm sáng màu thuộc loại trung bình. Nhiệt độ đông
đặc của các loại dầu khoảng 29-34. Dầu mỏ Bạch Hổ phân theo hai nhóm
như trên chỉ có sự khác nhau về trọng lượng riêng và độ nhớt, còn các
thông số khác sự thay đổi không rõ nét.
- Sau đây là kết quả nghiên cứu các đặc tính của dầu lấy từ 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 cơ bản của các laoij dầu kể trên theo độ nhớt là 0,3-34%, theo
trọng lượng riêng khoảng 0,1-2%, theo hàm lượng parafin khoảng 3,214% và theo hàm lượng nhựa Arphatit khoảng 7-92%.

2.2.3, Thành phần và tính chất của khí hòa tan trong dầu
Tính chất và thành phần khí của các mẫu sâu theo các tầng sản phẩm được
tách ra từ điều kiện vỉa cho đến điều kiện bể chứa(p=0,1Mpa, T=40) được phân
loại như sau :
- Ít Nito ( ngoại trừ trường hợp khí tách dầu Oligoxen trên, hàm lượng Nito
biến thiên từ 6,6-16,2%mol.
- Không có lưu huỳnh thành phần <0,01%mol.
21


Ít carbonic thành phần C
Ít Heli thành phần He<0,1%mol
Trong thành phần khí chứa từ 18-52% mol các đồng đẳng nặng của Metan )
với các khoảng biến thiên như sau :
- Mioxen dưới : 28,5-40,0%mol
- Oligoxen trên : 18-52%mol
- Oligoxen dưới : 25,7-33,3%mol
- Móng :
23,9-34,5%mol
Các loại khí hòa tan trong dầu có nhiệt lượng cháy cao từ 44800-70700KJ/s
với khoảng biến thiên theo tầng sản phẩm như sau :
- Mioxen dưới : 50800-62700 KJ/s
- Oligoxen trên :44800-70700 KJ/s
- Oligoxen dưới ; 50400-57600 KJ/s
- Móng
: 48900-59700 KJ/s
Dầu Mioxen dưới và Oligoxen trên chứa nhiều loại khí béo hơn cả. Xét
tương quan / khí tách dầu vỉa mỏ Bạch Hổ được xếp vào nhóm khí cho xăng ga
trung bình (50-200g/).
2.2.4, Các tính chất của nước vỉa

Trong các trần tích của tầng Mioxen dưới (tầng 23 và 24) thường gặp hai loại
nước Canxi clorua và natri hydrocacbonat. Đặc điểm nước laoij Natri
hydrocacbonat là có độ khoáng thấ hơn 6,64g/l và chỉ được nhận biết trong
khuôn khổ vòm Bắc. Nước ở vòm Nam thuộc loại Canxiclorua có độ khoáng cao
16g/l. Đồng thời có độ khoáng hóa gia tăng theo hướng Tây Nam. Nước thuộc
trần tích Oligoxen dưới được lấy từ vỉa lăng kính IV thuộc các tầng sản phẩm
chính lai nước loại natri hydrocacbonat. Khí hòa tan trong nước là,54-3% trong
đó Nito chiếm 1,29-2,8%. Vì Móng và Oligoxen có sự liên thông thủy lực nên
tính chất nước vỉa tầng Móng tương tự như nước vỉa tầng Oligoxen.
2.3, ĐẶC TRƯNG VỀ ÁP SUẤT VÀ NHIỆT ĐỘ CỦA VỈA SẢN PHẨM
Nhiệt độ và áp suất có ảnh hưởng lớn đến quá trình xử lý vùng cận đáy
giếng bằng axit. Do vậy cần nắm được đặc trưng áp suất và nhiệt độ vỉa để có
giải pháp tương thích.
-

22


2.3.1,Áp suất vỉa ban đầu
Các lần đo đạc áp suất vỉa tại các giếng vòm trung tâm và các vomg Bắc của
Móng đều chính xác, không quá sai số cho phép của dụng cụ đo sâu cho thấy áp
suất phân bố đều , gradien áp suất bằng 0,6431. Áp suất vỉa ban đầu ở các giếng
Oligoxen hạ ở độ sâu tuyệt đối 3650m là 41,7Mpa.
Giá trị áp suất ban đầu của Oligoxen hạ là 28,07Mpa ở độ sâu tuyệt đối
2824m. Áp suất ban đầu của vòm Bắc Mioxen hạ tính chuyển về độ sâu tuyệt đối
2913m và phân theo thời gian đó cũng rất phân tán (+0,8Mpa) vượt qua sai số
cho phép. Vì vậy áp suất vỉa ban đầu của vòm Bắc là 28,8Mpa có sai số cao.
2.3.2, Gradien địa nhiệt và Nhiệt độ ở đá Móng Bạch Hổ
1, Gradien địa nhiệt(GDN) các đá phủ trên Móng
Móng được phr bởi các thành tạo trầm tích tuổi Mioxen và Oligoxen. Các

lớp phủ này có hệ số dẫn nhiệt bé hơn so với hệ số dẫn nhiệt của đá Móng. Dòng
nhiệt dịch sau khi ra khỏi Móng mới phân bố lại ở các lớp phủ phía trên đá
Móng, vì vậy giá trị GDN của các tầng khác cũng khác nhau.
Những đo đạc ở trong các giếng mở vào thân dầu tuổi Mioxen hạ, Oligoxen
có quy luật sau : cùng chiều sâu như nhau, giếng nào nằm ở vùng đá Móng trồi
lên thì nhiệt độ cao hơn. Ngược lại giếng nào nằm ở vùng Móng tụt xuống thì có
nhiệt độ thấp hơn. Cụ thể là GDN của các tầng chứa Mioxen và Oligoxen vòm
Nam ( nơi Móng trồi lên 3050m) cao hơn vòm Bắc ( nưi Mongs tụt xuống ở độ
sâu 3500m). Càng xuống sâu thì sự khác biệt nhiệt độ giữa đá Móng và lớp phủ
ngày càng bé, như ở vòm Nam các lớp phủ nằm ở độ sâu 2800m xyoongs gặp đá
móng ( hơn 3500m), GDN từ 4-5/100m. Các lớp phủ này gặp móng sâu hơn
4000m. GDN từ 3-4...
2,Gradien nhiệt đá móng
Đá móng là một khối thống nhất, cơ bản là đá granit, có thể xem rằng GDN
có giá trị không đổi với toàn khối. Do ảnh hưởng của lớp phủ Mioxen, Oligoxen
và do vị trí mỗi vòm khác nhau cho nên nhiệt độ các vũng trên mặt Móng khác
nhau. Nhưng sau khi đi vào Móng ở một độ sâu nào đó ( chẳng han ở độ sâu
4300m đối với diện tích nghiên cứu) thì nhiệt độ ở vòm Bắc và Nam giống nhau.
Giữa Móng và lớp phủ Oligoxen có một đới nhỏ chuyển tiếp, độ dày lớp chuyển
23


tiếp này là 200m. Kết quả nghiên cứu xác định được GDN của đá Móng là 2,5.
Nhiệt độ ở độ sâu 4300m là 157,5.
3, Dị thường nhiệt độ
Theo số liệu đo đạc ở một số giếng, nhiệt độ tại các điểm đo ở nhiều giếng
cao hơn nhiệt độ bình thường tính theoGDN từ vài độ dến vài chục độ. Đây là dị
thường nhiệt độ do nhiều nhuyên nhân gây nên trong quá trình giếng làm việc.
Chẳng han dòng chất lỏng chảy trong các đá chứa nứt nẻ có vận tốc lớn nhưng
nhiệt độ ít thay đổi theo tời gian nên nhiệt độ các đáy giếng cao hơn nhiệt độ

bnhf thường từ vài độ đén vài chục độ mà ta ta ghi nhận được. Cơ bản chỉ có thể
do chất lỏng từ dưới sâu đi lên hoặc dòng chay theo phương ngang khi giếng làm
việc, thì số liệu khảo sát dưới đây cho thấy : Nếu lưu lượng của giếng biến đổi
nhiều )31,5%) thì nhiệt ddoooj cũng chỉ thay đổi từ 1-3 nên dòng chảy theo
phương nằm ngang không gây dị thường nhiệt độ. Các đứt gãy của mỏ thường
có góc nghiêng 60-80. Quan sát các mẫu lõi thu được từ đá Móng ta thấy phổ
biến từ 60-75. Vậy các nứt nẻ đá Móng mỏ Bạch Hổ cơ bản theo hướng thẳng
đứng, chất lỏng từ dưới sâu đi lên theo các nứt nẻ này là nguyên nhân gây dị
thường nhiệt độ ở đáy giếng.
2.3.3, Các thông số công nghệ mỏ
Để xứ lý giếng thì vấn đề cực kỳ quan trọng là phải biết các thông số công
nghệ mỏ. Khi biết được các thông số công nghệ mỏ chúng ta có thể biết được
những mặt han chế cũng như thuận lợi đối với các công tác xử lý để có thể đưa
ra được những phương án phù hợp cho các công tác đó, do đó không những ta có
thể tránh những sự cố không mong muốn mà còn nâng cao hiệu quả xử lý.
Các thông số công nghệ mỏ được trình bày ở bảng 2.8 sau :

24


Bảng 2.8 Các thông số cơ bản các loại dầu mỏ ở mỏ Bạch Hổ
Các thông số

Loại thân dầu
Loại đá chứa
Chiều dầy bão
hòa dầu B+C
Độ rỗng
Độ thấm
Độ bão hòa dầu

Hệ số cát
Hệ số phân lớp
Áp suất vỉa ban
đầu(gtri /điểm đo)
Nhiệt độ vỉa ban
đầu ( gtri/ điểm
đo)
Hệ số sản phẩm
Áp suất bão hòa
Hàm lượng khí
Độ nhớt của dầu
trong đk vỉa
Trọng lượng riêng
của dầu trong đk
vỉa
Hệ số thể tích của
dầu
Hệ số nén của dầu
vỉa
Hệ số hòa tan khí
trong dầu
Trọng lượng riêng
của khí hòa tan
Độ nhớt của dầu
tách khí ở 50

25

Đơn
tính

Oligoxen
hạ

Móng

Vỉa vòm
Hạt kết
11,3

Vỉa vòm
Hạt kết
57,5

Vỉa vòm
Nứt nẻ
293,5/271,2

0,2
0,08
0,57
0,45
3,6
28,9/2913

0,15
0,031
0,68
0,49
10,8

41,7/3650

0,1/0,038
0,135
0,85
1

114/2813 127/2913

138/3650

142/3650

Ma.s

14
14,6
97,4
1,690

22
20,37
138,4
1,052

15
20,40
167
0,49

100
23,19
193,7
0,436

kG/

738,1

702,5

661,7

647,0

1,306

1,396

1,471

1,533

18,43

19,52

20,86

25,30

0,5798

0,5886

0,658

0,965

kG/

0,9065

0,8562

0,8325

0,8251

Mpa.s

10,30

10,15

4,05

4,15

m

Ph,đ,v
Ph,đ,v
Ph,đ,v
Ph,đ,v
MPa

t/ngđ
MPa

vị Mioxen
hạ
Vòm
trung tâm
Vỉa vòm
Hạt kết
8,4
0,19
0,051
0,57
0,34
5,5
28/2813

Vòm bắc

41,7/3650