Lập phương án xử lý vùng cận đáy giếng bằng nhũ tương dầu – axit cho giếng No_ 457 – BK4 mỏ Bạch Hổ

LỜI NÓI ĐẦU
Dầu khí là một nghành công nghiệp lớn trên thế giới. Nghành công
nghiệp dầu khí nước ta tuy thời gian phát triển chưa dài song đã đạt được
những thành tựu đáng kể, đóng vai trò quan trọng trong việc phát triển nền
kinh tế quốc dân và được xác định là mũi nhọn đưa đất nước tiến lên trên con
đường công nghiệp hóa, hiện đại hóa. Đây là mối quan tâm và hy vọng của
đất nước vì nghành dầu khí phát triển thì kéo theo nhiều nghành khác phát
triển theo. Đó là một lĩnh vực hấp dẫn nhất của nhiều công ty nước ngoài
đang và sẽ tìm kiếm cơ hội đầu tư vào Việt Nam.
Trong quá trình khai thác dầu khí, theo thời gian các thong số liên quan
đến điều kiện vỉa thay đổi, chẳng hạn như áp suất vỉa, hệ số sản phẩm giảm so
với giá trị ban đầu, độ ngậm nước của sản phẩm tăng… Làm cho việc khai
thác tự phun giảm hiệu quả hoặc không thể thưc hiện được. Trên thực tế có rất
nhiều giải pháp kỹ thật và công nghệ nhằm giải quyết vấn đề trên để kéo dài
thời gian khai thác tự phun như bơm ép nước duy trì áp suất vỉa, xử lý vùng
cận đáy giếng, cách ly vỉa, tầng bị ngậm nước… Tuy nhiên nó cũng không thể
kéo dài thời gian khai thác tự phun được mãi mãi. Do đó việc nghiên cứu đưa
ra các biện pháp tăng cương hệ thống thu hồi dầu là việc làm cấp thiết nhằm
duy trì và gia tăng sản lượng khai thác. Hiện nay trên thế giới cũng như Việt
Nam phương pháp xử lý vùng cận đáy giếng bằng nhũ tương dầu axit là
phương pháp tăng cường hệ số thu hồi dầu khí của mỏ được áp dụng phổ biến
do có nhiều ưu điểm.
Với các kiến thức đã học kết hợp với thực tế cùng với sự cộng tác giúp
đỡ của bạn bè và đặc biệt là sự chỉ bảo tận tình của thầy PGS.TS. Lê Xuân
Lân, các thầy cô trong bộ môn Khoan – Khai Thác, chuyên viên khai thác
Phạm Văn Quang ở Xí Nghiệp Tăng Sản Lượng- XNLD Vietsovpetro, em đã
tiến hành tìm hiểu, nghiên cứu phương pháp xử lý vùng cận đáy giếng bằng
phương pháp nhũ tương dầu- axit và thực hiện đồ án tốt nghiệp theo đề tài:
“ Lập phương án xử lý vùng cận đáy giếng bằng nhũ tương dầu –
axit cho giếng No_ 457 – BK4 mỏ Bạch Hổ ”.

1


Mặc dù bản thân đã có rất nhiều cố gắng song không thể tránh khỏi
nhũng sai sót kính mong sự đóng góp ý kiến, bổ sung của các thầy cô giáo để
đồ án của em được hoàn thiện hơn.
Em xin chân thành bày tỏ sự biết ơn sâu sắc tới thầy giáo PGS.TS.Lê
Xuân Lân, cùng các thầy cô giáo trong bộ môn Khoan- Khai thác, chuyên
viên khai thác chú Phạm Văn Quang và các cán bộ Xí Nghiệp Tăng Sản
Lượng – XNLD Vietsovpetro đã chỉ bảo, giúp đỡ và tạo điều kiện tốt nhất để
em hoàn thiện bản đồ án này.
Em xin chân thành cảm ơn !
Hà Nội, tháng 06 năm 2017
Sinh viên thực hiện

Vũ Duy Tuấn

2


CHƯƠNG I
KHÁI QUÁT VÙNG MỎ BẠCH HỔ
1.1.Đặc điểm vị trí địa lý và địa tầng.
1.1.1. Vị trí địa lý.
Mỏ dầu Bạch hổ Là một mỏ dầu khí lớn nằm trong thềm lục địa phía
Nam nước ta. Mỏ nằm ở lô số 9 trên biển Đông, có tọa độ trong khoảng 9-10 0
vĩ độ Bắc và 107-108 0 kinh độ Đông .Mỏ Bạch Hổ cách đất liền ở điểm gần
nhất là 100 km và cách thành phố Vũng tàu là 180 km về hướng Đông Nam.

Hình 1.1:Vị tri địa lý của mỏ Bạch Hổ.

1.1.2. Đặc điểm địa tầng.
Theo trình tự nghiên cứu bắt đầu từ các phương pháp đo địa vật lý, chủ
yếu là đo địa chấn. Các phương pháp đo địa vật lý trong giếng khoan, sau đó
đến các phương pháp phân tích các mẫu đất đá thu được, người ta xác định
được khá rõ ràng các thành hệ của mỏ Bạch Hổ.
Mỏ Bạch Hổ là một mỏ dầu khí lớn, loại đá vỉa có cấu trúc địa chất
3


phức tạp và dầu khí phân bố ở nhiều loại đá chứa khác nhau trong trầm tích
Mioxen hạ, trầm tích Oligoxen và đá móng nứt nẻ.
Trầm tích mỏ Bạch Hổ là đá lục nguyên, chứa 13 tầng sản phẩm cho
dòng đầu công nghiệp, phần phía dưới trong đá nứt nẻ của móng phát hiện
thân dầu dạng khối cho sản lượng cao. Địa tầng trầm tích cấu tạo mỏ Bạch Hổ
có tuổi từ Oligoxen đến đệ tứ nằm bất chỉnh trên móng không đồng nhất.
Thành tạo móng trước Đệ Tam có tuổi trước Kainoizoi. Nằm phủ trên móng
kết tinh (Creta muộn) là trầm tích Đệ Tam, Đệ Tứ gồm đất cát bở rời, sét cát
luôn phiên nhau và độ dày khoảng 600m. Nguồn cung cấp vật liệu chủ yếu
cho trầm tích bồn trũng từ đới nâng Côn Sơn ở phía Đông.
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 bốn phức hệ chứa dầu được
phân cách nhau 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 đá móng nứt nẻ.

4


Hình 1.2: Cột địa chất tổng hợp mỏ Bạch Hổ.
1.1.2.1. Trầm tích.
Từ trên xuống dưới, phức hệ đá chứa dầu đầu tiên bao gồm tầng 23 và

24 thuộc điệp Bạch Hổ, phụ thống Mioxen hạ. Trầm tích phức hệ này phân bố
5


trên khắp diện tích khu mỏ và trên các vùng lân cận ngoài phạm vi mỏ nó
được phủ đều, chúng được liên kết một cách chắc chắn trong các lát cắt của
tất cả các giếng khoan. Các thân dầu của vòm này thuộc dạng vòm vỉa, tầng
này nằm dưới tầng kia, bị chia cắt bởi các đứt gãy phá hủy có ranh giới dầu
nước và có đới chứa nước bao quanh phía ngoài. Áp suất vỉa tương ứng với
áp suất thủy tĩnh. Thành phần dầu của tầng này khác với thành phần dầu của
tầng dưới, khả năng chứa dầu phân bố cả ở vòm trung tâm và vòm bắc của
mỏ.
Phức hệ chứa dầu thứ hai gồm các tầng sản phẩm Ia, II, III, IV, V thuộc
điệp trà tân, phụ thống Oligoxen thượng. Trầm tích của các tầng này được
phân biệt bởi sự thay đổi mạnh tướng đá. Đá chứa phát triển chủ yếu ở rìa
phía Bắc và cánh phía đông của vòm Bắc. Đặc trưng của phức hệ này là áp
suất vỉa cao dị thường là 1,6 at/100m. Phức hệ chứa dầu thứ ba gồm các tầng
sản phẩm VI, VII, VIII, XI, X thuộc điệp trà cú, phụ thống Oligoxen hạ. Các
tầng sản phẩm này là cát kết phát triển trên toàn bộ diện tích của vòm Bắc tạo
thành thân dầu thống nhất dạng vòm vỉa khối. Các phân lớp sét giữa các tầng
có chiều dày nhỏ lẫn cát, có khả năng bị nứt nẻ và không thể làm màn chắn
tin cậy được.
Phân lớp sét giũa tầng IX và tầng X la ổn định nhất. Áp suất vỉa khác
đôi chút so với áp suất vỉa thủy tĩnh. Hệ số dị thường không vượt quá 1,2
at/100m. Tính chất dầu của các tầng giống nhau. Ranh giới tiếp xúc dầu nước
chưa được phát hiện.
1.1.2.2. Đá móng.
Phức hệ chứa dầu thứ tư là đá nứt nẻ trong móng bao gồm granit và
grandiorit. Khả năng di dưỡng của đá được hình thành do có độ nứt nẻ và
hang hốc thông nhau bằng các khe nứt và sự giãn tách. Thân dầu trong phức

hệ này có dạng khối.
Qua các công trình nghiên cứu cho thấy rằng các đá chứa trong khoảng
địa tầng từ phần trên của phụ thống Oligoxen hạ (tầng sản phẩm VI) đến mặt
móng chứa một loại dầu có cùng nguồn gốc và có thể tạo thành một thân dầu
thống nhất dạng vỉa khối. Mức độ lưu thông về thủy lực của từng vùng, từng
6


đới và khoảng cách đá chứa sản phẩm của thân dầu này như sau:
- Theo mặt đứt gãy kiến tạo đối với đá móng, các mặt đứt gãy không là
màn chắn mà ngược lại chung làm tăng độ hang hốc của đá granit.
- Theo mạng lưới các khe nứt kiến tạo trong các đá đặc sít.
- Theo các cửa sổ trầm tích là vùng không có sét làm vách ngăn cách
giữa các vỉa đá chứa.
Khả năng chứa dầu của đá móng là do hang hốc nứt nẻ. Đại đa số mẫu
lõi chỉ đại diện cho phần rắn chắc của khung đá, và thường chỉ cho những giá
trị độ rỗng trong khoảng một vài phần trăm. Tuy nhiên địa vật lý giếng khoan
nghiên cứu những khoảng lớn hơn rất nhiều trong đó có các đới hang hốc và
nứt nẻ không được nghiên cứu bằng mẫu lõi. theo tài liệu đã xác định được
những khoảng với độ rỗng rất cao tới 15,8% ; còn độ rỗng trung bình cho
chiều dàu hiệu dụng là 4.3%. Khi tính trữ lượng, độ rỗng được biện luận cho
chiều dày chung của móng với những giá trị sau: vòm Bắc 2,5-15% và vòm
trung tâm 2,4-3,8%.
1.2. Phân khu mỏ và đối tượng sản phẩm.
1.2.1. Phân khu mỏ.
1.2.1.1 Vòm trung tâm.
Ở các giếng khoan 102, 104, 106, 108, 109, 110, 113, 116 ranh giới tiếp
xúc dầu và nước chưa được xác định. Phần trên của thân dầu của giếng 113
(độ sâu từ 3440 đến 3452 m) bão hòa dầu, phần dưới độ sâu từ 3462 đến 3482
m bão hòa nước vỉa, bão hòa dầu ở độ sâu khoảng 2871 đến 2875 m với kích

thước của vòm là 8,25km * 0,2km * 13m.
1.2.1.2. Vòm bắc.
* Thân dầu thứ nhất: Nằm ở phía tây trục cấu tạo, mặt tiếp xúc giữa
dầu và nước ở mốc có độ sâu tuyệt đối là 2913m (thân dầu này nằm ở vùng
bên trái đứt gãy với các giếng khoan 403, 603).
* Thân dầu thứ hai: Phát hiện ở các giếng khoan 305, 307... Độ sâu tiếp
xúc giữa dàu và nước là 2816m nằm ở phía tây vòm bắc với kích thước
7


25km*0.37km*37m.
1.2.1.3. Vòm Nam.
Vỉa dầu bão hòa ở hai khoảng độ sâu khác nhau từ 2927.6 – 2931.2m
và từ 2960- 2964m. Ranh giới tiếp xúc dầu nước chưa được xác định nên tạm
lấy đá móng ở độ sâu 2929m là ranh giới. Kích thước của nó khoảng
4.9km*2.75km*66m.
1.2.2. Các đối tượng sản phẩm.
Bảng 1-1: Phân chia đối tượng sản phẩm mỏ Bạch Hổ.
Các đối tượng chính của khai thác
Oligoxen
Oligoxen
Mioxen
Đá móng
Thượng
hạ

ST
T

Các chỉ số

1

Loại bể
chứa

Lỗ rỗng

Lỗ rỗng

Lỗ rỗng

Nứt gãy

Đối Tượng

23, 24, 25,26
và 27

I, II, III, IV,
V

VI,VII,VIII
, IX, X, XI

SB,TS.B,
S-Z.B,VB,
S-V.B, YB

2

3

4
5
6

Có độ hạt thay
Các
đổi nhỏ đến
Do sự biến
Do có sự
khoáng vật
trung bình, cát
đổi thứ
biến đổi thứ
kết tinh
Thành
kết, sét kết
sinh, cát kết sinh,cát kết bao gồm
phần thạch được xi măng
nằm xen kẽ nằm xen kẽ
granit,
học
hóa bởi sét và
với bột kết với bột kết thạch anh,
có kaolinite,
và sét kết
và sét kết
monzonit,

có ít vật liệu
diorit
cacbonate
Hàm lượng
cacbonat,
0,3 - 0,8
5-9
0,5 - 2
%
Hàm lượng
10 - 13
12 - 18
8 - 15
sét, %
Độ thấm
trung bình,
167
25
23,6
14,4
mD

7

Độ rỗng
trung bình,
%

19,5

15

14,7

2,51

8

Độ sâu của

<3000

<4200

<4200

>3000

8


9
10
11

12

13

14

giếng, m
Áp suất
vỉa, MPa
Nhiệt độ
vỉa, oC
Mật độ
dầu, g/cm3
Độ nhớt
của dầu
trong điều
kiện vỉa,
MPa.s
Thành
phần nước
vỉa
Độ khoáng
hóa của
nước vỉa,
g/l

15

Dung dịch
dập giếng

16

Các loại
dung dịch

khoan

25,2 ở độ sâu
2820
113 - 118 ở độ
sâu 2820

18,8 ở độ
sâu 3650
131 ở độ
sâu 3650

23,3 ở độ
sâu 3650
138 ở độ
sâu 3650

25 ở độ
sâu 3650
142 ở độ
sâu 3650

0,71 - 0,74

0.,746

0,655

0,654

1,074 - 1,69

2,125

0,452

0,453

Sodium,
bicarbonate
, calcium,
chloride,
nước biển

Nước biển

1,33 - 5,58

-

Sodium,
Sodium,
bicarbonate, bicarbonate
calcium,
, calcium,
chloride, nước
chloride,
biển
nước biển
3 - 17

3,68 - 5,45

Nước biển. Nước biển. Nước biển.
Nước biển.
CaCl2, dung CaCl2, dung
CaCl2,
CaCl2
dịch bọt
dịch bọt
dung dịch
axit
axit
bọt axit
Dung dịch
Bùn
Dung dịch Dung dịch
kị nước
lignosulfonate
kị nước
kị nước
(polimer
, ức chế với
(polimer
(polimer
bùn đất
ACC
bùn đất sét) bùn đất sét)
sét)

1.3. Gradien địa nhiệt và gradien áp suất của các vỉa sản phẩm mỏ
Bạch Hổ.
1.3.1. Gradient địa nhiệt (GDN) của đất đá phủ trên đá móng.
Móng được phủ bởi thành tạo trầm tích sét 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 sau khi ra khỏi đá móng sẽ bị ứ lại ở các lớp phủ phía trên.
Gradient địa nhiệt các lớp này lớn hơn móng. Các lớp phủ nằm ở độ sâu khác
9


nhau phía trên đá móng, vì vậy giá trị Gradient địa nhiệt của chúng cũng khác
nhau.
Những đo đạc nhiệt độ trong các giếng mở vào thân dầu tuổi Mioxen
hạ, Oligoxen dưới có quy luật như 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 đá móng trụt xuống thì có nhiệt độ thấp hơn. Nói cách khác, Gradient
địa nhiệt của các tầng chứa Mioxen và Oligoxen vòm Nam (nơi móng trồi lên
3050m) cao hơn ở vòm Bắc (nơi tụt xuống 3500m) . Càng xuống sâu thì sự
khác biệt nhiệt độ của đá móng và lớp phủ càng bé.
Ở vòm Nam, các lớp phủ nằm ở độ sâu từ 2800m xuống gặp móng ở
(3100m) Gradient địa nhiệt có giá trị trong khoảng 4 đến 5 oC. Các lớp phủ
gặp đá móng ở độ sâu hơn (3300m) thì từ 3,8 đến 4 oC. Tại vòm Bắc các lớp
nằm ở độ sâu 2800m xuống gặp đá móng ở 3500 đến 3700m Gradient địa
nhiệt thay đổi từ 3,5oC đến 5oC. Các lớp phủ gặp móng ở độ sâu hơn 4000m
thì từ 3 đến 4oC.
1.3.2. Gradien địa nhiệt của đá móng.
Đá móng là một khối thống nhất, cơ bản là đá granitoid có thể xem
gradien địa nhiệt có giá trị không đổi với toàn khối. Do ảnh hưởng của lớp
phủ Mioxen và Oligoxen, do vị trí của các vòm khác nhau cho nên nhiệt độ
các vùng ở trên mặt móng khác nhau. Nhưng khi đi sâu vào móng ở một độ

sâu nào đó (có thể chọn 4300m) đối với diện tích nghiên cứu, thì nhiệt độ ở
vòm Bắc và vòm Nam giống nhau. Giữa móng và lớp phủ Oligoxen có một
đới nhỏ chuyển tiếp. Độ dày của lớp chuyển tiếp này được xác định là 200m.
Kết quả nghiên cứu cho phép xác định được giá trị Gradient địa nhiệt của đá
móng là 2,5oC. Nhiệt độ ở độ sâu 4300m là 157,5oC.
1.3.3. Dị thường nhiệt độ.
Nhiệt độ tại các điểm ở nhiều giếng cao hơn nhiệt độ bình thường tính
theo Gradient địa nhiệt. Cũng chính tại điểm đó từ vài độ đến vài chục độ.
Đây là dị thường nhiệt độ đến vài chục độ. Đây là dị thường nhiệt độ do nhiều
nguyên nhân khác nhau gây nên khi giếng làm việc.
10


1.3.4. Nguyên nhân dị thường nhiệt độ.
Dòng chất lỏng chảy trong các đá chứa nứt nẻ có vận tốc lớn, nhiệt độ
ít thay đổi theo thời gian. Khi đó nhiệt độ đáy giếng cao hơn nhiệt độ bình
thường từ vài độ đến vài chục oC. Ta ghi nhận được cơ bản chỉ có thể do chất
lỏng từ dưới sâu đi lên hoặc do dòng chảy theo phương ngang hương tâm tới
giếng gây nên.
Xét dòng chảy theo phương ngang, hướng tâm. Khi giếng làm việc, số
liệu khảo sát ở nhiều giếng cho thấy, nếu lưu lượng biến đổi nhiều (3/5%) thì
nhiệt độ cũng biến đổi từ 1 đến 3oC. Vậy dòng chảy theo phương ngang
không gây nên dị thường về nhiệt độ . Các đứt gẫy của mỏ Bạch Hổ thường
có góc nghiêng 60 đến 80o. Quan sát trên mẫu lõi thu được từ đá móng, chúng
ta thấy phổ biến các góc nghiêng 60 - 75 o. Các nứt nẻ móng mỏ Bạch Hổ cơ
bản có hướng thẳng đứng chất lỏng từ dưới sâu đi lên theo các nứt nẻ là
nguyên nhân chính gây nên dị thường về nhiệt độ đáy giếng. Đó là hiện tượng
nhiệt độ tăng các ở đáy giếng ở phần đá móng của mỏ Bạch Hổ.
1.3.5. Gradien áp suất.
Ở mỏ bạch Hổ, áp suất của các tầng sản phẩm khác nhau thì khác nhau.

Điều đó thể hiện qua sự thay đổi gradient áp suất ở các vị trí khác nhau trong
bảng sau:
Bảng 1-2: Gradient áp suất của các tầng ở mỏ Bạch Hổ.
Vị trí
Mioxen hạ
Oligoxen thượng
Oligoxen hạ
Tầng móng

Gradient áp suất
1,027 at/ 100 m
1,637 - 1,727 at/ 100 m
1,137 at/ 100 m
1,151 at/ 100 m

Từ bản trên, ta thấy gradient áp suất ở tầng móng, tầng Oligoxent hạ và
tầng Mioxen hạ khá gần nhau. Tuy nhiên, có sự chênh lệch khá lớn ở tầng
Oligoxen thượng khoảng 0,5 at/100m.
1.4. Đặc điểm vỉa sản phẩm.
11


1.4.1. Đặc điểm cơ lý của đất đá tầng chứa.
Theo chiều tăng dần của độ sâu giếng thì tính chất của đất đá của tầng
chứa ở mỏ Bạch Hổ khác nhau. Những tính chất đó được trình bầy thể trong
bảng sau:
Bảng 1-3: Tính chất cơ lý của đất đá.
Đặc điểm
Chiều sâu, m
Mật độ , kg/m3

Độ chứa sét, %
Giới hạn bền,
kG
Độ rỗng, %
Độ cứng của
đất đá
Độ thẩm thấu,
mD
Liên kết

Tầng 1
0 - 250
2,56
30

Tầng 2
520 - 1273
2,03
-

Tầng 3
1273 - 2627
2,1
50

Tầng 4
2627 - 2980
2,1 - 2,4
70

4 -8

-

16 - 20

15 - 20,5

-

30

24 - 28

12 - 24

5-7

-

Trung bình

Trung bình

-

-

150 - 180

Đất đá mềm, Đất đá mềm,
bở rời
bở rời

-

-

1.4.2. Các tính chất của dầu trong điều kiện vỉa.
Dầu của tất cả các vỉa ở mỏ Bạch Hổ chưa bão hòa khí, hệ số áp (tỷ số
giũa áp suất vỉa và áp suất bão hòa) là:
- 1,43 cho Mioxen dưới vòm Bắc.
- 1,9 cho Mioxen dưới 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 ra làm ba nhóm. Theo chiều từ nhóm 1 tới nhóm 3 các thông số
gia tăng:
Bảng 1-4: Các thông số cơ bản của dầu thô mỏ Bạch Hổ.
12


Số
nhó
m
I
II
III

Đối tượng
Mioxen vòm
trung tâm và
Mioxen trên
Mioxen dưới
vòm Bắc
Oligoxen
dưới và
móng

Áp suất
bão hòa
(MPa)

GOR
(m3/T)

Hệ số thể
tích
B

Độ ngớt
vỉa
( Pa.s )

Mật độ
vỉa dầu
( kg/m3)

13,4-16

88-108

1,26-1,3

1,4-1,7

733-760

18,422,11

134-147

1,391,41

0,881,16

696-710

19,524,7

160-209

1,461,59

0,380,48

634-668

1.4.3. Các thông số vật lý của vỉa.

Bảng 1-5: Các thông số vật lý của vỉa.
Các thông
số

Đơn vị tính

Loại thân
dầu
Loại đá
chứa
Chiều dày
bão hòa
m
dầu
Độ rỗng
Độ thấm
mD
Bão hòa
dầu
Hệ số cát
Hệ số phân
lớp
Áp suất vỉa
ban dầu
MPa
(giá trị/
điểm đo)
Hệ số sản
T/ngđ.MPa
phẩm

Áp suất bão
MPa
hòa

Mioxen dưới
Vòm
trung
Vòm Bắc
tâm
Vỉa
Vỉa vòm
vòm

Oligoxen
dưới

Móng

Vỉa vòm

Vỉa khối

Kết hạt

Kết hạt

Kết hạt

Nứt nẻ

8,4

11,3

57,5

393,5/271,2

0,19
0,051

0,2
0.,08

0,15
0,031

0,001/0,0038
0,135

0,57

0,57

0,68

0,85

0,34

0,45

0,39

1,0

5,5

3,6

10,8

-

28/281
3

28,9/2913

41,7/3650

14,2/3650

14

22

15

100

14,6

20,37

20,4

23,19

13


Hàm lượng
khí
Độ nhớt
của dầu
trong diều
kiện vỉa
Hệ số thể
tích
Hệ số nén
của vỉa
Hệ số hòa
tan của khí
trong dầu
Tỷ trọng
của khí hòa
tan
Độ nhớt
dầu tách

khí ở 50oC
Tỷ trọng
của dầu ở
điều kiện
tiêu chuẩn
Hàm lượng
parafin
Nhiệt độ
sôi
Nhiệt độ
của dầu vỉa
bão hòa
parafin
Hàm lượng
asfa_smol,
% trọng
lượng
Hàm lượng
lưu huỳnh
Độ nhớt
của nước
trong điều
kiện vỉa

M3/T

97,4

138,4

167,0

193,7

MPa.s

1,690

1,052

0,469

0,436

1,306

1,396

1,471

1,533

1,104/MPa

18,43

19,52

20,86

25,3

105m3/m3
MPa

0,5798

0,5886

0,6873

0,6967

G/cm3

0,9065

0,8447

0,8321

0,8271

MPa.s

10,35

10,14

4,01

4,0161

Kg/m3

863,7

861,4

832,7

833,0

%

18,7

17,56

19,4

24,1

o

C

29,5

32,3

31,15

33,0

o

C

52,3

49,3

51,0

51,6

%

11,7

11,81

4,68

3,30

%

0,017

0,102

0,041

0,04

MPa.s

0,3

0,3

-

-

14


Tỷ trọng
của nước
Kg/m3
1011,5
1006,4
trong điều
kiện vỉa
Hệ số
chuyển đổi
m3/MPa

1,5121
1,6206
1,7665
của dầu
Hệ số
chuyển đổi
m3/MPa
0,989
0,994
của nước
Nhiệt độ
của vỉa ban
114/281
o
C
107/2913 138/3650
đầu (giá trị/
3
điểm đo)
Tỷ trọng
của dầu
Kg/m3
738,1
702,5
661,7
trong điều
kiện vỉa
Nhiệt độ
của dầu
o

tách khí
C
55,0
55,5
57,5
bão hòa
parafin
1.5. Đặc điểm tầng chứa oligoxen có giếng N0 _457- BK4.

-

1,8403
-

142/3650

647,0

59,1

1.5.1. Chiều dày.
Đá chứa sản phẩm tầng Oligoxen chỉ phát triển trên phạm vi vòm bắc,
bị vát mỏng ở cánh Tây của vòm, trên vòm trung tâm. tại khu vòm Bắc, chiều
dày đá chứ thay đổi từ 35-282m, trung bình 149m với hệ số biến đổi 0,41.
Chiều dày hiệu dụng trung bình 7,5m với hệ số biến đổi 0,71.Mức phân lớp
trung bình của tầng rất cao 10,8 ; hơn nữa một vài giếng khoan riêng niệt xác
định được 18-20 vỉa cát, hệ số cát trung bình là 0,39 với hệ số biến đổi tương
đối nhỏ 0,29. Hệ số biến đổi chiều dày của tầng chứa dầu là 0,71. Liên kết tỉ
mỉ các lát cắt các giếng khoan gặp khó khăn, các đứt gãy làm tăng mức độ
không liên tục của vỉa.

1.5.2. Độ chứa dầu.

15


Có năm thân dầu được phân ra trong tầng Oligoxen hạ, thân dầu dạng
khối, vỉa. Đá chứa chỉ có vòm Bắc và sườn Đông của vòm Trung tâm và vòm
Nam. Riêng ở vòm Trung tâm cũng như cánh Tây của vòm Bắc đã phát hiện
ra các tập cát kết tinh di dưỡng kém. Những giếng khoan ở dưới này cho thấy
rõ những dấu hiệu có dầu, nhưng cho dòng dầu không lớn, không có dòng dầu
công nghiệp.
Trữ lượng trầm tích Oligoxen hạ được phân tích thành hai đối tượng
chính là: điệp Trà Cú trên (tầng VI, VII, VIII) và điệp Trà Cú dưới (tầng IX,
X). Sự phân chia này chỉ có tính ước lệ vì vách sét ngăn tầng VIII-IX không
phải trên toàn diện tích của đá di dưỡng và thân đầu trên các tầng Oligoxen
hạ. Đá tầng chứa Oligoxen hạ không có tính thống nhất về địa chất, chưa phát
hiện ranh giới dầu nước. Theo số liệu địa vật lý giếng khoan, tại độ sâu tuyệt
đối 4348m chiều dày lớn nhất nhận được dòng dầu lưu lượng cao là 4121m
(giếng khoan 12) theo vạch ranh giới trữ lượng cấp C1.
1.5.3. Tính di dưỡng.
Các tầng sản phẩm mỏ bạch hổ được đánh giá theo nghiên cứu mãu lõi
trong phòng thí nghiệm theo kết quả đo địa vật lý giếng khoan và nghiên cứu
thủy động lực. Nghiên cứu mẫu lõi trong phòng thí nghiệm để xác định độ
rỗng,độ thấm, độ bão hòa nước được tiến hành theo phương pháp chuẩn. Xử
lý số liệu nghiên cứ thủy động lực để xác định độ thấm được thực hiện cùng
với việc sử dụng những giá trị chiều dày hiệu dụng trong khoảng bắn vỉa của
các giếng khoan.
Cát kết chứa sản phẩm của tầng 23 vòm Bắc có độ rỗng nằm trong
khoảng 14-24,7% theo số liệu phòng thí nghiệm mẫu lõi cà khoảng 15- 28%
theo số liệu địa vật lý giếng khoan. Giá trị trung bình dùng dể tính trữ lượng

bằng 20% rất phù hợp với phân tích mẫu lõi cũng như số liệu địa vật lý giếng
khoan. Độ bão hòa dầu trung bình của đá chứa bằng 57% được biện luận theo
kết quả thí nghiệm và đo địa vật lý giếng khoan.
Sản phẩm tầng 23 vòm Trung Tâm thực tế có độ rỗng và độ bão hòa
dầu trùng với vòm Bắc ( độ rỗng 19% và độ bão hòa dầu 57% ).

16


Trầm tích tầng chứa sản phẩm Oligoxen hạ có độ rỗng thấp, trung bình
12% theo mẫu lõi và 15% theo kết quả đo địa vật lý giếng khoan. Nhưng độ
bão hòa dầu cao hơn 68%.
Độ thấm tương đối nhỏ 20-30 mD và không đồng nhất trong từng một
đối tượng.
1.5.4. Tính không đồng nhất.
Mỏ dầu Bạch Hổ là mỏ đa dạng vỉa, đặc trưng về mức độ khác nhau về
tính không đồng nhất về các đối tượng khai thác.
Phân tích tài liệu địa vật lý và tài liệu mẫu lõi trong tầng chứa Oligoxen
hạ cho thấy mặt cắt các tầng sản phẩm rất không đồng nhất, được xen kẽ bởi
các lớp cát kết, bột kết chứa sản phẩm và sét mỏng không chứa sản phẩm.
So sánh đặc tính không đồng nhất (hệ số phân lớp, hệ số cát) của các
đối tượng khai thác, thấy rằng trầm tích tầng chứa Oligoxen hạ thuộc đối
tượng không đồng nhất hơn (có hệ số phân lớp là 10,8 và hệ số cát là 0,39).
1.5.5. Thành phần thạch học.
Đặc trưng Oligoxen hạ là cát kết hạt thô, sạn kết, sỏi kết độ chọn lọc rất
kém-kém, Còn Oligoxen thượng là các tập cát kết khá dày, xen kẽ bột kết , sét
kết có chứa vật chất hữu cơ, đá vôi móng và lớp đá macma. Tỷ lệ sét kết / cát
kết thay đổi trong khoảng 80%-90% bề dày tập.
Thành phần khoáng vật vụn chủ yếu là thạch anh (>50%), Feldspat
(11%) đặc biệt có hàm lượng đá granit lớn (>10%), đá macma (2-14%), ít đá

phiến silic và các mảnh đá biến chất. Các mảnh vụn nhìn chung có độ bào
trong rất góc cạnh - bán góc cạnh - bán tròn cạnh, bán cầu, thon dài, hạt tiếp
xúc điểm, đường thẳng là chủ yếu, ít khi thấy tiếp xúc đường cong, độ chọn
lọc kém - kém vừa.
Thạch anh trong suốt- mờ đục, màu xám nhạt- xám vừa, chủ yếu là
những hạt tinh thể đơn và các hạt đa tinh thể yếu, hiếm các hạt thạch anh có
chứa apatit, tuormalin, zircon. Feldspat chủ yếu là Feldspat giàu kali (chiếm
11-15%), Plagioclase (6-8%) (Plagioclase là một nhóm khoáng vật silicat rất
17


quan trọng trong họ fenspat, tù anbit đến anorthit với công thức NaAlSi 3O8
đến CaAl2Si2O8). Mica chủ yếu là biotit (K(Mg,Fe) 3AlSi3O10(Fe.OH)2) bị biến
đổi mạnh.
Tầng Oligoxen có thành phần chủ yếu là cát kết nên nó thường chứa
các khoáng vật thứ sinh là thạch anh chiếm từ 75-90%. Ngoài ra còn có các
khoáng vật khác như sắt, cacbonat tạo thành những lớp mỏng xen kẹp giữa
các lớp cát trong vỉa.
1.6. Trạng thái khai thác trong tầng Oligoxen.
Các tầng sản phẩm của Oligoxen được chia thành 2 đối tượng khai
thác: Oligoxen thượng và Oligoxen hạ.
 Đối tượng 1: Oligoxen thượng

Bao gồm các tầng sản phẩm I, II, III, IV, Oligoxen thượng có thành
phần là cát, bột kết. Chúng được phân bố cục bộ, các thân dầu dạng thấu kính,
có dị thường áp suất cao song dự trữ năng lượng vỉa không lớn.
 Đối tượng 2: Oligoxen hạ

Bao gồm các tầng sản phẩm VI, VII, VIII, IX, Oligoxen hạ phân bố chủ
yếu ở Bắc và Đông bắc mỏ. Trầm tích chứa các sản phẩm là cát, bột kết thuộc

tướng của sông, đầm hồ ven biển. Chiều cao thân dầu đến hơn 1000m. Độ
rỗng thấp 12 – 14%, độ thấm nhỏ 20 – 30mD, áp suất vỉa tương đương áp
suất thủy tĩnh. Gradient địa chất 3,4 – 3,5 o/100m, hệ số sản phẩm nhỏ 15 tấn/
ngđ.MPa. Đặc tính collector thay đổi lớn, vát nhọn về phía Tây, Tây Nam
theo đới nâng cao của móng, về phía Đông, Đông Bắc collector kém dần và
sét hóa, các đứt gẫy kiến tạo (biên độ thẳng đứng từ 200 – 300m) chia thành
các đối tượng riêng biệt, tạo lên các than dầu đóng kín riêng biệt và có nguồn
nuôi.
Tổng sản lượng khai thác đối tượng Oligoxen mỏ Bạch Hổ đến tháng
1/ 2009 là 9,7 triệu tấn với hệ số thu hồi dầu của đối tượng này là dưới 30%.
Bảng 1-6: Tình trạng thu hồi dầu tại tầng Oligoxen.

18


19

31,441

0,239

0,215

-

-

-

-

9,866

385

5550

41308

41308

-

4418

4513

5550

B+C1

-

385

0,027

0,299

0,2921

0,0384

6,285

-

15,233

-

152 21518

152 21518

B+C1

9,684

0,387

10071

10071

3966

4351

C2

C2

B+C1

II

III

-

-

0

C2

I

0,329

0,3287

6,524

Cấp trữ lượng

B+C1+C2

B+C1

Hệ số thu hồi
dầu hiện tại

Trữ lượng còn lại

01 /2009

Trữ lượng
dầu địa chất
Được huy động ban đầu, ngàn
tấn
Chưa được huy động

Tổng

3,194 Số lượng thu hồi triệu tấn

-

9718

9718

B+C1

Vòm Bắc

Phức hệ sản phẩm

Khối

-

C2

C2

Vòm
Tổng theo vòm Bắc
Nam

Oligoxen hạ
Phâ
n
vùn
g


20

-

2,308
-

0,0483

0,027

929

15,451

1379
-

3125

10320

-

929

0,684

11038

655

14163

10976

1379

C2

C1

C2

C1

Vòm Nam

Tổng Oligoxen
Thượng

-

-

0,209

-

209

-

209

C2

Cánh Tây

8732

655

9388

C2

0,030

0,0517

12,934

0,684

2196

11038

13234

C1

3509

243

3753

C2

0,053

0,100

3,885

0,431

133

4138

4316

C1

Tổng vòm Bắc và
Vòm Trung Tâm
vòm Trung Tâm

Oligoxen thượng

5223

412

5635

C2

C1

C2

0,017

0,0284

8,665

0,253

2062

-

- 1623

C1

-

-

-

-

-

3197

3197

Cánh Tây

8918 1623

Vòm Bắc


Oligoxen hạ bị phá hủy các phá hủy kiến tạo chia làm ba khối I,II,III,
giữa các khối hầu như không có quan hệ thủy lực. Các tầng sản phẩm từ VI –
XI được lien kết thành một đối tượng và cùng chung một hệ thống khai thác.
Các khối của Oligoxen hạ có các tầng sản phẩm phân ra khác nhau rõ rệt, đặc
trưng bởi các hủy kiến tạo từ phía Tây, có các đặc trưng thấm chứa tốt và hệ
số sản phẩm cao. Tầng sản phẩm trong đá cát kết có tính chất bất đồng nhất
cao, tồn tại một số vùng bị vát nhọn, vì vậy quan hệ thủy lực giữa các giếng
yếu. Đối tượng khai thác được duy trì áp suất vỉa bằng bơm ép nhưng hiệu
quả kém.
Khối I được đưa vào khai thác năm 1987. Trữ lượng dầu tại chỗ của
khối I là 9718 ngàn tấn. Đến 01/ 02/ 2009 tổng sản lượng dầu khí đã khai thác
được xấp xỉ 3,2 triệu tấn dầu với hệ số thu hồi dầu là 0,329. Sản lượng dầu
khai thác lớn nhất đạt 284,96 ngàn tấn vào năm 1989, sau đó giảm xuống còn
104,4 ngàn tấn vào năm 1994. Nguyên nhân dẫn đến sự sụt giảm sản lượng
dầu khai thác là do áp suất vỉa giảm. Từ năm 2006 đến nay, nhờ đưa thêm
nhiều giếng mới và áp dụng thành công các phương pháp xử lý vùng cận đáy
giếng, chuyển các giếng sang khai thác gaslift và tăng cường bơm ép duy trì
áp suất vỉa, nên giữ được mức khai thác hàng năm từ 120 – 140 ngàn tấn. Từ
năm thứ 2 sau khi đưa đối tượng vào khai thác đã tiến hành bơm ép nước duy

trì áp suất vỉa, do độ tiếp nhận của các giếng bơm ép thấp và suy giảm nhanh
nên không bù đủ lượng chất lưu khai thác, áp suất vỉa vẫn tiếp tục suy giảm.
Hệ số bù cộng dồn của vỉa đật 59%. Hiện tại áp suất vỉa của những vùng khai
thác ở chiều sâu tuyệt đối – 3650m giảm xuống đến 16 – 17 MPa và thân dầu
hoạt động ở chế độ tách khí rất rõ rệt. Độ ngập nước trong sản phẩm đến dầu
năm 2009 ở mức thấp 10%.
Khối II có kích thước và trữ lượng lớn nhất, được đưa vào khai thác
tháng 4/ 1988. Trữ lượng dầu tại chỗ là 21518 ngàn tấn, đến 01/02/ 2009 hiện
khai thác được xấp xỉ 6,3 triệu tấn với hệ số thu hồi dầu là 0,292. Sản phẩm
dầu đạt 323,1 ngàn tấn vào năm 1993, sau đó tuy có đưa giếng mới vào khai
thác nhưng sản lượng vẫn giảm còn 274 ngàn tấn vào năm 1994, nguyên nhân
là do áp suất vỉa giảm. Trong giai đoạn 1998 – 2004, sản lượng dầu khai thác
tăng nhiều nhất đạt 601,5 ngàn tấn vào năm 2004 nhờ đưa giếng mới vào khai
21


thác, , chuyển các giếng sang khai thác gaslift và và áp dụng thành công các
phương pháp xử lý vùng cận đáy giếng. Sau đó sản lượng tiếp tục giảm xuống
còn 411,1 ngàn tấn vào năm 2006. Từ năm 1992 đã tiến hành bơm ép nước
duy trì áp suất vỉa ở khối II. Đánh giá chung, trong suốt quá trình khai thác
khối lượng nước bơm ép không bù đủ lượng chất lưu thu hồi, mặc dù có đưa
thêm bơm ép mới vào làm việc. Hệ số bù khai thác cộng dồn chỉ đạt 67,3%.
Một số vùng của khối II hiện nay có áp suất giảm, ở chiều sâu tuyệt đối –
3650m chỉ còn 13 – 16 MPa và thân dầu khai thác ở chế độ tách khí rõ rệt. Từ
năm 1995 nước xuất hiện trong vỉa sản phẩm và độ ngập nước trung bình thấp
hơn 7,5%. Đến năm 2009 độ ngập nước trong sản phẩm là 22%.
Khối III được đưa vào khai thác từ năm 1993. Tổng trữ lượng dầu khí
tại chỗ là 10071 ngàn tấn, đến 01/ 02/ 2009 khai thác được 387 ngàn tấn với
hệ số thu hồi thấp là 0,038. Các giếng khai thác làm việc không có nước ở chế
độ tự phun với lưu lượng dầu từ 30 – 345 tấn/ ngđ. Tuy nhiên, lưu lượng của

các giếng suy giảm nhanh cùng với sự gia tăng của các chỉ số khí dầu do áp
suất vỉa giảm ở các vùng khai thác. Các phương pháp xử lý vùng cận đáy
giếng (nứt vỉa, xử lý axit) có làm tăng thêm lưu lượng các giếng nhưng không
đáng kể. Hiện nay các giếng đều hoạt động khai thác bằng phương pháp
gaslift, lưu lượng trung bình 18 tấn/ ngđ. Sản lượng dầu hang năm dao động
từ 10 -40 ngàn tấn. Tính từ đầu khai thác, sản lượng cộng dồn của khối III đạt
387 ngàn tấn. Năm 1998 bắt đầu tiến hành bơm ép ở khối III.
Về tổng thể theo các khối Oligoxen hạ, sản lượng daaug thu hồi lớn
nhất 733,3 ngàn tấn vào năm 2004, sau 18 năm bắt đầu khai thác. Giai đoạn
khai thác ổn định kéo dài 4 năm, sau đó sản lượng dầu giảm xuống còn 534,9
ngàn tấn vào năm 2006. Hiện tại Oligoxen hạ đang hoạt động ở khai thác suy
giảm. Độ ngập nước trung bình là 19,5%. Lưu lượng trung bình 34,0 m3/ngđ.
Oligoxen thượng: các thân dầu có dạng thấu kính, phân bố ở tầng trên
và được khai thác ở chế độ suy thoái năng lượng vỉa. Các giếng khai thác có
lưu lượng sụt giảm nhanh chóng vì áp suất vỉa giảm. Sản lượng dầu lớn nhất
đạt 128,5 ngàn tấn vào năm 2005. Tính đến 01/ 02/ 2009 đã khai thác được
685 ngàn tấn với hệ số dầu đạt 0,048, lớn hơn nhiều so với dự báo. Độ ngập
nước trung bình đạt 5% và lưu lượng trung bình là 7,1m3/ ngđ.
22


Về tổng thể thân dầu Oligoxen, tổng lượng dầu khai thác cộng dồn tính
đến 01/ 02/ 2009 đạt 10551 ngàn tấn.

CHƯƠNG 2
CÁC QUÁ TRÌNH CÔNG NGHỆ GÂY NHIỄM BẨN
VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG
Công thức tính lưu lượng của giếng hoàn thiện được viết dưới dạng:
(2.1)
Từ công thức (2.1) cho thấy lưu lượng dòng chảy từ vỉa vào giếng tỉ lệ

thuận với độ thấm k. Nhưng do vùng cận đáy giếng bị nhiễm bẩn làm cho độ
thấm k giảm dẫn đến lưu lượng khai thác Q giảm. Sự nhiễm bẩn vùng vận đáy
giếng do nhiều nguyên nhân gây nên. Để xử lý vùng cận đáy giếng đạt hiệu
quả cao thì việc hiểu rõ nguyên nhân gây ra nhiễm bẩn để có thể đưa ra
phương pháp xử lý tốt nhất. Thực tế cho thấy rằng các yếu tố nhiễm bẩn
thường xuất hiện trong quá trình khoan, các công việc hoàn thiện, sửa chữa
giếng, khai thác giếng...v.v.
Các loại nhiễm bẩn:
 Hoạt động xây dựng giếng:
23


Khoan
Bơm trám xi măng
Hoàn thiện giếng
Bắn mở vỉa
Dịch chuyển của các hạt sét mịn
Lắng đọng tổng hợp:
• Lắng đọng vô cơ
• Lắng đọng hữu cơ
Nhũ tương
Thay đổi tính thấm ướt
Water block
Vi khuẩn
Các hoạt động khai thác:
• Khai thác
• Bơm ép
• Xử lý vùng cận đáy giếng
•
•

•
•










2.1. Quá trình khoan.
Sự trương nở của các khoáng vật sét có mặt trong tầng sản phẩm khi
tiếp xúc với các pha nước trong các hệ dung dịch gốc nước, đặc biệt với
những dung dịch có độ kiềm cao làm bít kín các lỗ rỗng tầng chứa.
Trong quá trình phân ly, pha rắn có hàm lượng keo cao xâm nhập kể cả
các chất độn không hòa tan hoặc khó tan trong axit có trong dung dịch để
ngăn ngừa và chống mất nước vào các lỗ hổng và đặc biệt vào các khe nứt
thành hệ.
Do quá trình thấm lọc của nước từ dung dịch khoan vào các lỗ hổng
mao dẫn của vỉa, tọa thành nhũ tương nước dầu bền vững.Chính dạng nhũ
tương này đã làm giảm tính linh động của các chất lỏng trong các khoảng
không lỗ hổng, từ đó làm giảm khả năng khai thác và gây khó khăn trong quá
trình xử lý giếng.
Do sự lắng đọng của các muối không tan do sự tương tác của các ion
co trong dung dịch khoan và trong thành hệ. Mùn khoan có hàm lượng canxi
cao sẽ tạo ra kết tủa CaCO3, nếu nước thành hệ có thành phần ion bicacbonat
cao cũng làm giảm độ thấm của vỉa.
24

Sự xâm nhập của các pha rắn trong các hệ dung dịch có hàm lượng chất
rắn cao vào các lỗ rỗng thành hệ, đặc biệt khi khoan qua vùng xẩy ra mất
dung dịch cao hoặc khi khoan trong điều kiện áp suất cột dung dịch khoan lớn
hơn áp suất vỉa thì ảnh hưởng đến độ thấm càng nghiêm trọng.
Do các loại vi khuẩn khác nhau trong dung dịch pha chế gây ra phản
ứng phân hủy làm giảm khả năng tác động cảu chất polymer hay tạo ra lớp
màng chắn bít các lỗ hổng mao dẫn của tầng chứa.
Mức độ nhiễm bẩn của tầng chứa càng ngiêm trọng hơn nếu:
- Vỉa có độ thấm cao.
- Áp suất cột dung dịch khoan lớn hơn áp suất vỉa.
- Dung dịch khoan gốc nước hoặc có hàm lượng chất rắn cao.

Hình 2.1: Nhiễm bẩn trong quá trình khoan.
2.2. Quá trình chống ống và trám xi măng.
Công tác bơm trám xi măng là một trong những công đoạn hoàn thiện
giếng dễ gây ảnh hưởng đến độ thấm, độ tiếp nhận của vỉa và công tác xử lý
giêng đưa vào khai thác.

25