THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT LIÊN TỤC CHO GIẾNG 1009MSP10Ở MỎ BẠCH HỔ

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT

NGUYỄN NGỌC TÂN
LỚP: KHOAN – KHAI THÁC K57VT

ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP
ĐỀ TÀI:
THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT
LIÊN TỤC CHO GIẾNG 1009-MSP10 Ở MỎ BẠCH HÔ

HÀ NỘI, 5-2017
BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO


TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT

NGUYỄN NGỌC TÂN
LỚP: KHOAN- KHAI THÁC K57VT

ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP
ĐỀ TÀI:
THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT
LIÊN TỤC CHO GIẾNG 1009-MSP10 Ở MỎ BẠCH HÔ

GIÁO VIÊN HƯỚNG DẪN

GIÁO VIÊN CHẤM

Th.S-TRẦN HỮU KIÊN

GVC. TS NGUYỄN THẾ VINH

HÀ NỘI , 5-2017


MỤC LỤC


DANH SÁCH HÌNH CÁC HÌNH VẼ
St
t

Số hình vẽ

Tên hình vẽ

Trang

1

Hình 2.1

Đường cong áp suất xung quanh giếng

17

2

Hình 2.2

Các dạng không hoàn thiện thủy động lực của giếng

18

3

Hình 2.3

Đồ thị xác định C1

20

4

Hình 2.4

Đồ thị xác định C2

21

5

Hình 4.1

Nguyên lý hoạt động của phương pháp khai thác
Gaslift

42

6

Hình 4.2

Sơ đồ cấu trúc hệ thống khai thác bằng Gaslift

45

7

Hình 4.3

Sơ đồ cấu trúc vành xuyến một cột ống

47

8

Hình 4.4

Đồ thị xác định Pde theo L và Rtu

50

9

Hình 4.5

Sơ đồ nguyên tắc tính toán chiều sâu đặt van

52

10

Hình 4.6

Sơ đồ biến thiên áp suất theo thời gian khi khởi động

54

11

Hình 4.7

Sơ đồ phương pháp hóa khí vào chất lỏng

56

12

Hình 5.1

Đồ thị camco cho giếng thiết kế

69

13

Hình 5.2

Đồ thị xác định đường áp suất lỏng khí trong ống nâng

70

14

Hình 5.3

Đồ thì xác định vị trí đặt van

71

15

Hinh 5.4

Đồ thị xác định hệ số khí nén

72

16

Hình 6.1

Sơ đồ nguyên lý quá trình khai thác dầu bằng
gaslift

77

17

Hình 6.2

Sơ đồ cây thông kiểu chạc 3

80

18

Hình 6.3

Sơ đồ cây thông kiểu chạc 4

81

19

Hình 6.4

Sơ đồ thiết bị miệng giếng

82

20

Hình 6.5

Sơ đồ cấu trúc thiết bị lòng giếng

87

21

Hình 6.6

Sơ đồ van cắt

89

22

Hình 6.7

Sơ đồ paker loại một

90

23

Hình 6.8

Sơ đồ thiết bị bù trừ nhiệt

91

24

Hình 6.9

Sơ đồ van tuần hoàn

93

25

Hình 6.10

Sơ đồ nguyên lý cấu tạo của van gaslift

97

26

Hình 6.11

Sơ đồ nguyên lý quá trình đóng mở van gaslift kiểu

99


buồng khí bằng áp suất khí nén
27

Hình 6.12

Sơ đồ nguyên lý cấu tạo của trạm nạp khí thử van
gaslift

100

BẢNG QUY ĐÔI ĐƠN VỊ TÍNH TOÁN
1 Acres.ft

= 7758

bbl

1 Acres.ft

= 0,4047

Ha

1 kg

= 2,20462 lbs

1 Acres.ft

= 43560

ft2

1 kg/m3

= 0,0624

lbs/ft3

1 at

= 1,00323

KG/cm2

1 kg/cm3

= 14,223

lbs/in3

= 14,696

psi

= 5,614

ft3

= 0,15898

m3

1m

= 3,2808

ft

= 42

gals

= 39,37

in

= 14,503

psi

1 bbl

1 bar

0

1mm

= 0,03937 in

F − 32
1,8

1 0C

=

1 cm

= 0,032808 ft

1 ft2

= 0,0929

m2

= 0,3937

in

1 in2

= 6,4516

cm2

1 cm3

= 0,06102

in3

= 645,16

mm2

1 ft3

= 0,02832

m3

1 ft3/min

= 0,028317 m3/min

1 in3

= 16,387

cm3

1 m3

= 6,289

bbl

= 35,3146

ft3

= 264,172

gals

1 m3/h

= 4,4028

gals/min

1 0F

= 1,8.0C + 32

1 ft

= 30,48

cm

1 gals

= 0,02381

bbl

1 m2
1 mm2

= 10,7639 ft2
= 0,00155 in2

1N

=1

kg.m/s2

=1

J/m

1 Pa.s

=1
=1

N.s/m2
kg/m.s

= 0,003785 m3
= 231

in3

1 N.m

=1

kg.m2/s2

= 8,337

lbs

1 at

= 10-5

pa


DANH SÁCH CÁC BẢNG BIỂU
Stt

Số hiệu bảng

1

Bảng 1.1

2

Bảng 1.2

3

Bảng 1.3

4

Bảng 1.4

5

Bảng 2.1

6

Bảng 5.1

7

Bảng 5.2

8

Bảng 5.3

9

Bảng 5.4

10

Bảng 5.5

11

Bảng 6.1

12

Bảng 6.2

13

Bảng 6.3


LỜI MỞ ĐẦU
Trong chiến lược phát triển nền kinh tế của đất nước ta, ngành công nghiệp dầu
khí đóng vai trò rất quan trọng. Nhiệm vụ của chúng ta không những đẩy nhanh
việc tăng tốc độ khoan và đưa vào khai thác các mỏ dầu mới mà còn tìm cách nâng
cao hệ số thu hồi. Đối với các giếng khai thác khi năng lượng vỉa giảm dần đến lúc
không còn khả năng tự phun hay hoạt động tự phun theo chu kỳ với lưu lượng nhỏ,
để phục hồi và gia tăng sản lượng, nâng cao hệ số thu hồi dầu một trong các phương
pháp có hiệu quả nhất là đưa ngay các giếng sang khai thác cơ học. Thực nghiệm
cho thấy rằng, trong các phương pháp khai thác cơ học việc dùng máy bơm thủy lực
ngầm hay máy bơm ly tâm điện chìm đạt hiệu quả kinh tế không cao khi khai thác ở
mỏ Bạch Hổ và có nhiều hạn chế nhất là các giếng có chiều sâu lớn và hàm lượng
khí lớn. Để giải quyết vấn đề trên một trong các phương pháp khai thác cơ học hiện
nay đang được dùng ở Xí nghiệp liên doanh dầu khí Vietsovpetro (XNLD) là khai
thác bằng phương pháp gaslift.
Với sự cố gắng của bản thân trong thời gian tìm hiểu thực tế, cùng với sự hướng
dẫn nhiệt tình trực tiếp của thầy TRẦN HỮU KIÊN, cùng với toàn thể các thầy cô
giáo trong bộ môn Khoan – Khai thác Trường ĐH Mỏ - Địa chất, các cô chú trong
XNLD Vietsovpetro đã giúp đỡ em hoàn thành nghiên cứu đề tài
“Thiết kế khai thác dầu bằng gaslift”
Tuy nhiên, do thời gian thực tế có hạn cộng với trình độ hiểu biết còn hạn chế
nên đồ án này không tránh khỏi những thiếu sót. Kính mong được sự góp ý phê
bình của thầy cô và các bạn đồng nghiệp để bản đồ án này được hoàn thiện hơn.
Qua đây em xin chân thành cảm ơn thầy Trần Hữu Kiên cùng toàn thể các thầy
cô trong bộ môn Khoan – Khai thác Trường ĐH Mỏ - Địa chất đã giúp đỡ em hoàn
thành đồ án này.
Em xin chân thành cám ơn !

Hà Nội, tháng 05 năm 2017
Sinh viên:

Nguyễn Ngọc Tân

8


CHƯƠNG 1:TÔNG QUAN VỀ ĐỊA CHẤT VÀ QUÁ TRÌNH KHAI THÁC
DẦU Ở MỎ BẠCH HÔ
1.1. VỊ TRÍ ĐỊA LÝ – ĐẶC ĐIỂM TỰ NHIÊN MỎ BẠCH HÔ
1.1.1. Vị trí địa lý mỏ Bạch Hổ
Bồn trũng Cửu Long nằm phía Đông Bắc thềm lục địa Việt Nam với tọa độ địa lý
90 ÷ 110 vĩ độ Bắc, 1060 ÷ 1090 kinh độ Đông, kéo dài dọc bờ biển Phan Thiết đến
cửa sông Hậu. Bồn trũng Cửu Long có diện tích 25.000 km 2, phía Đông Nam được
ngăn cách với trũng Nam Côn Sơn bởi đới Nam Côn Sơn, phía Tây Nam được ngăn
cách với bồn trũng vịnh Thái Lan bởi khối nâng Korat, phía Tây Bắc nằm trên gần
rìa của khối địa Kontum.
Mỏ Bạch Hổ thuộc lô 09 nằm trong bồn trũng Cửu Long, cách bờ biển khoảng
100 km và cảng Vũng Tàu 120 km về hướng Nam – Đông Nam nơi có căn cứ điều
hành sản xuất xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro (SNLD VSP).
1.1.2. Đặc điểm tự nhiên
Thềm lục địa Nam Việt Nam kéo dài từ Phan Thiết đến Hà Tiên, bao gồm một
phần của Biển Đông và một phần của vịnh Thái Lan. Ở phần Đông Bắc thềm lục
địa có độ dốc lớn, chiều rộng hẹp. Đặc biệt có khối nâng Côn Sơn với chiều dài hơn
100 km, ngoài ra ở đây còn phát triển một số đảo nhỏ.
Thềm lục địa Nam Việt Nam được thành tạo chủ yếu do trầm tích biển và những
nhánh sông. Đổ ra thềm lục địa này có nhiều con sông mà lớn nhất là sông Cửu
Long. Hàng năm sông Cửu Long đổ ra biển hàng trăm triệu tấn phù sa.
Bờ biển kéo dài theo hướng Đông Bắc – Tây Nam, địa hình đấy biển phức tạp. Ở

khu vục bể Cửu Long, vùng cửa sông địa hình đáy bồn trũng rất đa dạng bao gồm
sông ngầm, bãi cát ngầm. Khu vực mỏ Bạch Hổ có chiều sâu nước biển khoảng 50
m, ở đây còn có các đảo san hô ngầm ở phía Đông Nam của mỏ. Mức độ chấn động
khu vực mỏ, khu cực mỏ va khu đất liền lân cận không quá 6 độ ricter (theo kết quả
quan sát nhiều năm của trạm khí tượng).
Về dòng chảy: do tác động của gió mùa tạo lên các dòng chảy đối lưu ở vùng
biển Đông. Ngoài ra, do sự tác động khác nhau về khối lượng nước, chế độ gió,
thủy triều, địa hình đáy biển và cấu tạo đường bờ biển tạo ra các dòng chảy khác
nhau là dòng thủy triều và dòng trôi dạt. Tốc độ cực đại của dòng chảy trong khu
vực khoảng 0,3 ÷ 0,7 m/s. Biển có chế độ bán nhật chiều. Dòng trôi dạt hình thành

9


do sự kết hợp giữa dòng tuần hoàn khu vực và dòng gió bề mặt tạo ra. Tốc độ đạt
khoảng 0,77 ÷ 1,5 m/s.
Về sóng biển, chia làm hai chế độ:
Chế độ gió mùa đông, kéo dài từ tháng 11 đến tháng 4 năm sau, hướng gió chủ
yếu là Đông Bắc – Tây Nam với chiều cao từ 2 ÷ 4 m và cực đại lên đến 6 m.
Chế độ sóng gió mùa, kéo dài từ tháng 1 đến tháng 10 và hướng gió chủ yếu là
Đông Bắc và Tây Nam. Sóng thấp và tương đối ổn định, chiều cao khoảng 0,5 ÷ 2
m và cực đại tới 5 m.
Khí hậu của khu vực đặc trưng cho vùng khí hậu cận xích đạo là nhiệt đới gió
mùa và chia làm hai mùa rõ rệt: mùa khô (mùa đông) kéo dài từ tháng 1 đến tháng 4
năm sau, có nhiệt độ trung bình từ khoảng 24 ÷ 300C, chủ yếu là gió mùa Đông Bắc.
Mùa mưa (mùa hè) kéo dài từ tháng 5 đến tháng 10, có gió mùa Tây Nam, hay có
mưa to, ngắn. Đây là vùng khí hậu nóng nực, nhiều ánh sáng mặt trời. Độ ẩm trung
bình của vùng khoảng 60%, lượng mưa phân bố không đều, riêng lượng mưa về
mùa mưa chiếm khoảng 85-90% lượng mưa cả năm, trung bình khoảng 2700mm/
năm.

Vùng này có hai chế độ gió mùa: chế độ gió mùa đông thổi từ tháng 11 đến cuối
tháng 5 năm sau với hướng gió Đông Bắc hoặc Đông- Đông Bắc. Đây là thời kỳ
biển động nhất trong năm gây nguy hiểm cho các hoạt động trên biển. Chế độ gió
mùa hè có gió Tây Nam từ tháng 6 đến tháng 9, đây là thời kỳ thuận lợi cho hoạt
động trên biển. Còn vào những giai đoạn chuyển tiếp (tháng 4 ÷ 5 và tháng 11) gió
đổi hướng.
1.2. TÍNH CHẤT VẬT LÝ CỦA VỈA SẢN PHẨM VÀ CỦA CHẤT LƯU
TRONG VỈA
1.2.1. Khái quát địa chất khu vực
Thềm lục địa Việt Nam chạy dọc theo phía Đông và Nam bán đảo Đông Dương,
có diện tích 300.000 km2. Đây là một phần của thềm lục điạ sunda, là một trong các
thềm lục địa lớn nhất thế giới của phần cấu trúc Đông Nam Á. Trũng Cửu Long
nằm trên thềm lục địa Đông Nam Việt Nam và là vũng khai thác dầu chính của Việt
Nam. Bồn trũng có kích thước khoảng 300x100 km và có diện tích khoảng 25.000
km2. Phía Tây Bắc giáp đơn nghiêng Trà Tân, phía Đông Nam là khối nâng Côn
Sơn. Phạm vi bồn trũng chia ra làm ba đơn vị kiến tạo chính. Mỏ Bạch Hổ nằm ở lô
09 của bồn trũng Cửu Long

10


1.2.2. Tính chất vật lý của vỉa sản phẩm
1.2.2.1. Đặc trưng về chiều dày.
Việc phân chia chiều dày hiệu dụng trong đá móng rất khó khăn do sự có mặt của
vi nứt nẻ có thể tích rất nhỏ nhưng lại cho phép dầu chảy qua với giá trị gần đúng
đầu tiên, giá trị tới hạn của độ rỗng được lấy bằng 0,6 %.
Tầng 23 Mioxen phát triển trên toàn bộ diện tích mỏ, chỉ ở khu vực giếng khoan
44, 41, 35 và 403 trên vùng trung tâm phát hiện ra dải cát kết bị sét hóa. Tại vòm
Bắc thấy đá không chứa, chỉ ghi nhận thấy ở giếng khoan GK – 91. Trên vòm Bắc
chiều dày tầng 23 thay đổi từ 11,6 ÷ 57,6m, trung bình là 13,6 m, chiều dày hiệu

dụng chứa dầu là 11,3 m; đá chứa của tầng bị phân ra từ 2 đến 5 vỉa bởi các lớp sét
kết mỏng, hệ số phân lớp trung bình là 3,6 với hệ số biến đổi là 0,28, hệ số cát
(phần chứa trong chiều dày chung của tầng) là 0,45 với hệ số biến đổi 0,3. Trên vòm
Trung Tâm tầng 23 có chiều dày là 40,8 m (6,4 ÷ 58,8 m) với hệ số biến đổi là 0,41,
chiều dày hiệu ứng chứa dầu khoảng 8,4m, hệ số phân lớp là 0,5 còn hệ số cát là 0,34
với hệ số biến đổi 0,58.
Trầm tích sản phẩm Oligoxen Dưới nói chung chỉ phát triển ở vòm Bắc, bị vát nhọn ở
cánh Tây của vòm và ở trên vòm Trung Tâm. Tại đó, đá chứa tốt nhất trên vòm Bắc, chiều
dày chung thay đổi từ 35 ÷ 268,2m, trung bình là 149m, với hệ số biến đổi là 0,41 chiều
dày hiệu dụng (ứng với chiều dày chứa dầu của vỉa chưa xác định được ranh giới dầu –
nước) thay đổi từ 0m (ở ranh giới vát nhọn) đến 146,4m. Chiều dày hiệu dụng trung bình
trong số +7,5m, với hệ số giếng khoan riêng biệt xác định được 18 ÷ 20 vỉa vát. Hệ số cát
trung bình là 0,39 với hệ số biến đổi tương đương nhỏ 0,29. Hệ số biến đổi của chiều dày
chứa dầu là 0,71. Liên kết tỷ mỉ lát cắt giếng khoan gặp nhiều khó khăn. Các đứt gãy làm
tăng mức độ không liên tục của vỉa.
Chiều dày đá móng được tính ở độ sâu tuyệt đối 4046m (chiều sâu này ứng với giếng
khoan GK – 4221 cho dòng dầu không lẫn nước). Tại vòm Bắc, chiều dày chung của
móng thay đổi từ 0 ÷ 375 m, trung bình là 322 m, với hệ số biến đổi là 0,40. Trên vòm
Trung Tâm chiều dày chung của đá móng nằm trong khoảng từ 0 ÷ 987 m, trung bình là
690 m với hệ số biến đổi là 0,30. Chiều dày hiệu dụng của đá móng nứt nẻ theo tài liệu địa
vật lý giếng khoan là 9,4 ÷ 91,3 % (ở vòm Bắc) và 41,8 ÷ 89,2 % (ở vòm Trung Tâm)
chiều dày của đá móng do các giếng khoan mở ra.
1.2.2.2. Đặc trưng về độ chứa dầu.
Trữ lượng dầu cơ bản tập trung ở tầng 23 thuộc Mioxen dưới, tầng VI đến tầng X
thuộc Oligoxen dưới và đá móng.

11


- Tầng 23 bao gồm cát và bột kết phát triển hầu như trên toàn bộ diện tích mở. Ở

một vài khu vực, đá chứa bị sét hóa đáng kể, mất tính dị dưỡng. Các thân dầu dạng
vỉa, vòm ranh giới dầu – nước, nhưng vai trò quan trọng trong việc phân bố độ chứa
dầu là đứt gãy kiến tạo và màng chắn thạch học. Đã phát hiện thấy 6 thân dầu riêng
biệt, trong đó 3 ở vòm Bắc, 2 ở vòm trung tâm và 1 ở vòm Nam ( bảng 1.1).
Bảng 1.1. Đặc trưng các thân dầu trong đá trầm tích
Độ sâu
Thân
dầu

Điệp phụ

Bạch
Mioxe
n dưới

thước

dầu
nước

(km)

(m)

1B

-2913

7x12

134

2B

-3816

1,1x0,4

37

3B

-2835

3,6x1,4

66

Trung
Tâm

1TT

-2879

4,6x1,0

173

2TT

-2829

8,2x2,0

93

Nam

1N

-3348

4,9x22,7

69

điệp

Hổ
23

Bắc

Bắc

ranh
giới

đới

Độ

Độ bão
hòa
dầu
rỗng
(%)
(%)
57

20

57

20

57

29

57

19

57

19

57

34,4

16

66

21,4

14

65

2,5x9,0

13,8

16

51

Tốt

3,0x9,0

27,2

14

19

Xấu

2,0x7,0

18,3

12

67

1,5x9,0

8,4

16

55

Tốt

4,5x9,0

Xấu

2,5x8,0

vòm Nam
Bắc

dày
hiệu
dụng
(m)

20

Phía Đông vòm
Trung Tâm +

Oligox
en
dưới

Chiều
Chiều
dày

Vòm

Thân
dầu,

Kích

Phía Đông vòm
Trung Tâm +
vòm Nam

1074

11,3
8,4

Móng chứa thân dầu lớn nhất và thân dầu cho sản lượng lớn nhất của mỏ. Đá
móng granit và granitoit. Tính dị dưỡng của chúng được tạo bởi những quá trình địa
chất như phong hóa, khử kiềm những khoáng vật không bền bằng các dung dịch
thủy nhiệt, nứt nẻ kiến tạo, đứt gãy chuyển dịch cùng với việc tạo thành các đới
Mionit (đới phá huỷ kiến tạo) hạ theo các mặt trượt, nứt và co lại trong quá trình
đông đặc hỗn hợp Macma. Kết quả thành tạo đá chứa dạng hang hốc, còn kênh dẫn
chủ yếu là cá khe nứt. Cần chú ý rằng rất nhiều đá móng không tạo thành màng
chắn, ngược lại chúng làm tăng khả năng thủy dẫn của đá. Đặc trưng chứa tốt đảm

12


bảo cho sản lượng cao, phát triển ở phạm vi vòm Trung Tâm và dọc theo sườn tây
của vòm Bắc. Ngược lại, vòm Bắc có tính dị hướng kém khả năng cho sản phẩm
thấp ở các giếng khoan. Ngoài ra, trong phạm vi vòm Bắc ở phần trên đá móng phát
hiện thấy đới đá rắn chắc, đới “tôi cứng” của móng, đới này hầu như không chứa
dầu và không tham gia vào thể tích hiệu dụng của thân dầu.
Thân dầu dạng khối, tất cả đá dị dưỡng từ mặt móng đến ranh giới của thân dầu
đều bão hòa dầu, chưa phát hiện được chiều sâu ranh giới dưới của thân dầu dù
chiều cao thân dầu đã được chứng minh tới 1000 m. Bản chất của ranh giới cũng
chưa được xác định rõ ràng, liệu có tương ứng ranh giới dầu – nước thực tế hay
không? Hay do đá chứa chuyển thành đá không chứa? Dầu trong móng lún chìm ở
vòm Nam chưa được phát hiện.
Ranh giới thân dầu (ranh giới cấp 2 – C 2) chạy qua độ sâu tuyệt đối – 4121 m
(giếng 12), với giả thiết về thân dầu đồng nhất của Oligoxen dưới và móng. Đối với
những thân dầu này sự thống nhất còn thấy tính lý hóa của dầu và áp suất vỉa. Móng

đã cho dòng dầu không lẫn nước tới độ sâu – 4046 m.
Bảng 1.2. Đặc trưng của dầu trong đá móng
Độ sâu
Vò
m

Cấp
trữ
lượng

ranh
giới
(m)

Bắc
Trun
g Tâm

C1
C2
C1
C2

4121

Kích
thướ
c

Chi

Chiều
ều
dày trung
dày bình

(km)

(m)

(m)

19 x
4,5

720

46,5

970

742

4121

Độ
rỗng
(%)
2,1
1,0

3,1
1,4

Độ
bão hòa
dầu
(%)
85

85

1.2.2.3. Tính dị dưỡng.
Các tầng sản phẩm mỏ Bạch Hổ được đánh giá theo nghiên cứu mẫu lõi trong
phòng thí nghiệm, theo kết quả Krota 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. Xử
lý số liệu của nghiên cứu cùng với việc sử dụng các giá trị chiều dày hiệu dụng
trong khoảng bộ lọc (khoảng bắn mở vỉa) của giếng khoan.

13


Cát kết chứa sản phẩm ở tầng 23 vòm Bắc có độ rỗng nằm trong khoảng 14 ÷
28 % theo số liệu Krota. Giá trị trung bình để tính trữ lượng bằng 20 % rất phù hợp
với kết quả phân tích mẫu lõi cũng như số liệu địa vật lý giếng khoan. Độ bão hòa
dầu trong đá chứa 57% được kết luận theo kết quả Krota. Độ rỗng và độ bão hòa
dầu tầng 23 vòm Trung Tâm thực tế có giá trị trùng với vòm Bắc (độ rỗng 19% và
độ bão hòa dầu 57%).
So với trầm tích Mioxen, trầm tích chứa sản phẩm Oligoxen dưới đặc trưng bằng
độ rỗng thấp hơn đáng kể (trung bình 12% theo mẫu lõi và 15% theo địa vật lý
giếng khoan) nhưng độ bão hòa dầu cao hơn trung bình khoảng 68%.

Đa số mẫu lõi chỉ đại diện cho phần rắn chắc khung đá, 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 các đới hang hốc và nứt nẻ không được nghiên
cứu bằng mẫu lõi. Theo tài liệu địa vật lý giếng khoan đã xác định được những
khoảng độ rỗng rất cao tới 8,5% , còn độ rỗng trung bình có chiều dày hiệu dụng
khoảng 4,3%. Khi tính trữ lượng, độ rỗng được biện luận cho chiều dày chung của
đá móng với giá trị sau: vòm Bắc 2,5 ÷ 11,5%, vòm Trung Tâm 2,4 ÷ 3,8%, đá
móng (được đánh giá bằng phương pháp gián tiếp) vào khoảng 85%.
1.2.2.4. Tính không đồng nhất:
Mỏ Bạch Hổ là mỏ có dạng đa vỉa, đặc trưng bằng mức độ khác nhau về tính
không đồng nhất của các đối tượng khai thác.
Các thân dầu Mioxen dưới:
Đồng chất hơn cả là tầng 23 của vòm bắc, tính không đồng nhất của các Mioxen
cao nhất trong số các vỉa của mỏ.
Tầng Mioxen được phân làm nhiều lớp mỏng, hệ số phân lớp trung bình ở vòm
Bắc là 3,6, ở vòm Trung tâm là 5,5, tương ứng với hệ số cát của vòm là 0,45 cho
vòm Bắc và 0,34 cho vòm Trung tâm.
Tài liệu nghiên cứu địa vật lý giếng khoan và tài liệu phân tích mẫu lõi trong
phòng thí nghiệm lấy được ở tầng 3 tầng Mioxen dưới cho thấy lát cắt các tập
không đồng nhất.
Các thân dầu Oligoxen Hạ:
Theo tài liệu địa vật lý và tài liệu mẫu lõi trong giếng khoan thuộc tầng 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 các đặc

14


tính không đồng nhất của các đối tượng khai thác cho thấy rằng trong các đối tượng
đá có chứa độ rỗng như Oligoxen Hạ thường không đồng nhất. Hệ số phân lớp và

hệ số cát của tầng Oligoxen Hạ lần lượt là 10,8 và 0,39.
Nói chung khi đánh giá mức độ không đồng nhất của các tầng sản phẩm có thể
nói rằng trầm tích sản phẩm Oligoxen là kém đồng nhất hơn cả. Mức độ phân lớp
lớn nhất tới 20 vỉa. Hệ số phân lớp trung bình là 19,8%.
1.2.3. Tính chất của chất lưu trong điều kiện vỉa.
1.2.3.1. Các tính chất của dầu trong điều kiện vỉa. (Bảng 1.3)
Dầu ở tất cả các vỉa trong mỏ Bạch Hổ đều chưa bão hòa, hệ số ép (tỷ
số giữa áp suất vỉa và áp suất bão hòa) là:
* 1,43 cho Mioxen hạ dưới vòm Bắc.
* 1,9 cho Mioxen dưới vòm Trung Tâm.
* 3,54 cho Oligoxen thượng.
* 1,94 cho Oligoxen hạ.
* 1,76 cho đá móng.
Theo các giá trị thông số cơ bản, các loại dầu mỏ Bạch Hổ có thể chia
thành 3 nhóm. Theo chiều từ nhóm I đến nhóm III các thông số gia tăng:
* Tỷ suất khí dầu – dầu GOR.
* Hệ số thể tích B.
* Áp suất bão hòa Ps.
* Tỷ trọng dầu γd.
* Độ nhớt của dầu μd.
Trong nhóm I sự khác biệt giữa dầu Mioxen dưới vòm Trung Tâm
Oligoxen trên được nhận biết bởi thành phần khí hòa tan. Khi tách dầu từ Mioxen
Trên và hàm lượng nước dị thường (4,28 14,81 mol) còn khí tách dầu từ Mioxen
Dưới vòm Trung tâm chứa trong thành phần propan, butan, pentan và lớn hơn.
Trong nhóm III dầu Oligoxen so với đá móng có độ khí thấp hơn, có giá trị hệ số
thể tích thấp hơn, tỷ trọng thì lớn hơn, độ nhớt lớn hơn.
Theo các giá trị áp suất bão hòa và tỷ trọng khí hòa tan, dầu trong nhóm III tương
tự như dầu Oligoxen dưới. Trên cơ sở các mô hình thực nghiệm có thể khẳng định

15

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.
Bảng 1.3. Các nhóm dầu của mỏ Bạch Hổ
Các thông số
Áp suất
bão hòa

Tỷ suất

(Mpa.s)

(m3/T)

13,4 ÷ 16

88 ÷ 108

1,26÷1,35

1,34 ÷ 1,7

0,733÷0,760

II

Mioxen
Dưới vòm
Bắc

18,4÷21,1

134÷147

1,39÷1,41

0,88÷1,16

0,696÷0,710

III

Oligoxen
Dưới và
móng

19,5÷24,7

160 ÷209

1,46÷1,59

0,38÷0,48

0,634÷0,668

Số
nhóm

I

Đối tượng
Mioxen
Dưới vòm
Trung
Tâm và
Oligoxen
Trên

khí dầu

Hệ số
thể tích

Độ nhớt
dầu vỉa
(MPa.s)

Tỷ trọng
dầu vỉa

Qua phân tích số liệu theo tách vi phân ta thấy được dầu được chia thành 2
nhóm:
+ Dầu đá móng và dầu Oligoxen Dưới;
+ Dầu Oligoxen Thượng và Mioxen.
Về thành phần cấu tử dầu vỉa, vì lý do hạn chế các số liệu về chưng cất chân
không nên sử dụng dầu tách có tỷ trọng 0.83 và phân tử lượng 251,15g/mol để tính
toán cho tầng đá móng và Mioxen Hạ, còn sử dụng dầu có trọng lượng riêng là 865
kg/m3 và phân tử lượng là 300 g/mol cho Oligoxen Trên và Mioxen Dưới. Sự cho

phép kể trên dựa trên cơ sở về sự giống nhau của các giá trị trọng lượng riêng dầu
tách khí của các nhóm và đáp ứng với các đặc tính trung bình.
1.2.3.2. Thành phần và tính chất của khí hòa tan trong dầu.

16


Bảng 1.4. Bảng thành phần và tính chất của khí hòa tan trong dầu
Độ sâu (m)

% CO2

Tỷ trọng

Yếu tố khí (m3/m3)

2885 – 2935

0,03 – 0,04

0,741

140

3165 – 3215

0,03 – 0,04

0,668

180

3405 – 3415

0,03 – 0,04

0,641

130

3455 – 3515

0,03 – 0,04

0,640

130

3535 – 3565

0,03 – 0,04

0,654

130

3565 – 3585

0,03 – 0,04

0,656

130

3525 – 3695

0,03 – 0,04

0,655

160

3695 – 3715

0,03 – 0,04

0,650

120

3755 – 3785

0,03 – 0,04

0,645

130

Khí hòa tan trong dầu thuộc loại khí béo và rất béo. Trong thành phần của chúng
lượng C2+ là 22,7 ÷ 39 %. Theo chiều từ Mioxen đến đá móng độ béo của khí giảm

dần, đồng thời các giá trị của C 2+ lớn hơn ở các tầng Oligoxen Trên, Dưới và
Mioxen vòm Bắc rất nhiều (gần 39 %). Khí thuộc loại không chứa Lưu huỳnh và
hàm lượng Cacbondioxit thấp (0,09 ÷ 0,61 %), hàm lượng khí Nitơ từ 1,0 ÷ 2,8 %
với các giá trị dị thường là 9,85 % ở Oligoxen Trên.
1.2.3.3. Đặc tính hóa lý của dầu tách khí.
Theo các số liệu về khoảng biến thiên và các giá trị trung bình của các thông số
dầu tách khí sau quá trình vi phân cho thân dầu thuộc loại đá nặng, nhiều parafin, ít
lưu huỳnh, ít nhựa cho đến nhiều nhựa, tỷ lệ thu hồi sản phẩm sáng màu thuộc loại
trung bình. Nhiệt độ đông đặc của các loại dầu 29 ÷ 34 0C.
1.2.3.4. Các tính chất của nước vỉa.
Trong các trầm tích của tầng Mioxen Dưới thường gặp 2 loại nước chính là: nước
Canxiclorua (CaCl2) và nước Natrihydrocarbonat (NaHCO3). Đặc điểm của loại
nước NaHCO3 là có độ khoáng hóa thấp (6,64 g/l) chỉ nhận biết trong vòm Bắc,
nước vòm Nam thuộc loại CaCl 2 có độ khoáng hóa cao hơn (16 g/l), đồng thời độ
khoáng hóa gia tăng theo hướng Tây Nam. Nước thuộc trầm tích Oligoxen Hạ được
lấy từ vỉa lăng kính nằm trên các tầng sản phẩm thuộc loại NaHCO 3 có độ khoáng
hóa thấp hơn (5,4 g/l).
Thành phần khí hòa tan trong nước khác với thành phần khí hòa tan ở trong dầu
ở chỗ có hàm lượng Metan (CH 4) cao hơn. Lượng cấu tử Carbon của khí hòa tan
trong nước là 1,54 ÷ 3,0% và lượng Nitơ là 1,29 ÷ 2,8%.

17


1.2.3.5. Các đặc trưng vật lý thủy động học.
Các đặc trưng này bao gồm độ dính ướt, hệ số nén đặc trưng quá trình đẩy dầu
bằng tác nhân (nước). Đặc trưng quá trình đẩy dầu bao gồm: hệ số đẩy dầu, hàm
lượng nước dư, dầu dư, các giá trị của độ thấm pha tương đối của nước, dầu tương
ứng với các độ bão hòa trên và quan hệ của các hệ số trên với tính thấm của đá.
Để tính toán các thông số thủy động học trong quá trình khai thác vỉa dầu ta

sử dụng các hệ số nén của đất đá:
- Đối với đá móng: 10,8 x 10-4.Mpa-1;
- Đối với đá Oligoxen: 1,20 x 10-4.Mpa-1;
- Đối với đá Mioxen Dưới: 2,11 x 10-4.Mpa-1.
1.2.4. Nhiệt độ và gradient địa nhiệt.
1.2.4.1. Gradient địa nhiệt (GDN) các đá phủ trên móng.
Móng được phủ bởi các thành phần 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 này sau khi ra khỏi móng sẽ bị “ứ” ở các lớp phủ phía trên, GDN của
các lớp đá này lớn hơn đá ở móng.
Những đo đạc trong các giếng mở vào thân dầu tuổi Mioxen Hạ, Oligoxen có
quy luật như sau:
-

Cùng chiều sâu như nhau, giếng nào nằm ở vùng đá móng nâng cao thì nhiệt độ cao
hơn, ngược lại giếng nào nằm ở vùng đá móng hạ thấp thì có nhiệt độ thấp hơn ;

-

Tại vòm Nam các lớp phủ nằm ở độ sâu từ 2800 m xuống gặp đá móng ở độ sâu
3100 m, GDN có giá trị trong khoảng 4 ÷ 5 0C.Các lớp phủ này gặp đá móng ở sâu
hơn (3300 m) thì GDN từ 3,8 ÷ 4 0C. Tại vòm Bắc các lớp nằm ở độ sâu 2800 m trở
xuống gặp đá móng ở 3500 ÷ 3700 m, GDN thay đổi từ 3,5 ÷ 5 0C. Các lớp phủ gặp
móng sâu hơn (4000 m) thì GDN từ 3 ÷ 40C.
1.2.4.2. Gradient địa nhiệt đá móng.
Do ảnh hưởng của lớp phủ Mioxen và Oligoxen và do vị trí mỗi vòm khác nhau
cho nên nhiệt độ các vùng trên mặt đá móng khác nhau. Nhưng sau khi đi vào móng
ở độ sâu nào đó (có thể chon là 4300 m) thì nhiệt độ vòm nam và vòm bắc tương
đương nhau.
Kết quả nghiên cứu cho phép xác định được giá tri GDN của đá móng là 2,5 0C. Ở

độ sâu 4300 m có nhiệt độ là 157,50C.

18


CHƯƠNG 2: LÝ THUYẾT DÒNG CHẢY TRONG VỈA DẦU VÀTRONG
GIẾNG KHAI THÁC.

2.1. DÒNG CHẢY CỦA CHẤT LƯU TỪ VỈA VÀO GIẾNG.
2.1.1. Mục đích và cơ sở nghiên cứu.
2.1.1.1. Mục đích.
Để nghiên cứu dòng chảy của chất lỏng và khí từ vỉa vào giếng khoan, người ta
v=

Q
F

xác định mối phụ thuộc của vận tốc thấm
hoặc lưu lượng Q đối với các đặc
điểm cơ bản của giếng và của vỉa sản phẩm như:
+

Hệ số thấm k.

+

Bề dày của vỉa h.

+

Diện tích thấm F.

+

Độ chênh lệch áp suất ΔP = Pv – Pd

+

Độ nhớt của chất lỏng hoặc khí μ.
Người ta nhận thấy rằng:
Khi:
h = const
Q = const
Vỉa có cấu tạo đồng nhất.
Thì:
Vận tốc thấm tăng liên tục và đạt V max ở thành giếng. Vận tốc thấm tăng dẫn đến
sức cản thủy lực tăng. Do vậy để chuyển dịch cho một đơn vị thể tích chất lỏng từ
vỉa vào giếng cần phải tăng thêm năng lượng cho một đơn vị chiều dài chuyển dịch
nghĩa là phải tăng thêm ΔP.
2.1.1.2. Cơ sở nghiên cứu.
Theo định luật thấm tuyến tính Darxi, vận tốc thấm tỉ lệ với độ chênh lệch áp
suất và tỷ lệ nghịch với độ nhớt của chất lỏng thấm, theo công thức:

19


Q=

(2.1)

Trong đó:
Q: Lưu lượng chất lỏng (m3/s);
k: Độ thấm (D);
F: Diện tích xung quanh giếng (m2);
∆P: Độ chênh áp giữa áp suất vỉa và áp suất đáy (at);
μ: Độ nhớt động học của chất lỏng;
L: Đoạn đường chuyển động của chất lỏng từ vỉa vào giếng (m).
Gọi: ri là bán kính từ tâm giếng đến điểm bất kỳ ngoài vỉa, r g là bán kính giếng
và R là bán kính ảnh hưởng của dòng sản phẩm trong vỉa.
Giả sử chiều dày h của vỉa không đổi thì: F = 2.π.ri.h
Trên đoạn đường vô cùng nhỏ dri với độ chênh áp dP, khi đó công thức (2.1)
được viết lại như sau:
Q=

(2.2)

Từ (2.2) ta lấy tích phân từ áp suất đáy (P đ) đến áp suất vỉa (Pv) và từ bán kính
của giếng (rg) đến bán kính ảnh hưởng (R) ta có:
R

Pv

dri
r
rg i

∫

∫ dP

Pd

=.

Từ đây ta thu được:
Pv – Pd = .ln

(2.3)

Giả sử trong quá trình khai thác áp suất đáy giếng không đổi
Pv = = const
Thì: Pv = f ( ln )
Như vậy, đặc tính thay đổi áp suất ở mọi hướng bất kỳ xung quanh giếng, khi
dòng chảy ổn định sẽ có dạng đường cong logarit. Đường cong này cho biết rằng
trong quá trình khai thác thì xung quanh đáy giếng tạo nên phễu áp suất. Đường
cong này có dạng như hình 2.1.
Lưu lượng của giếng ở điều kiện chuẩn được tính theo công thức Điupi:

20


ln

ϕ=

Rah
rg

Qk
1 − ϕ Rah

=
⇒C =
ln
R
Qh ln ah + C
ϕ
rg
rg

Q=
Trong đó:

(2.4)
B0: là hệ số thể tích của dầu. Ở mỏ Bạch Hổ B0 = 1,3.

Nếu dòng chảy là chất khí thì công thức có dạng:
π .k .h.( Pv 2 − Pd 2 )
R
Bg .P0 .µkh .ln
rg

2.π .k .h.( Pv 2 − Pd 2 )
R
2.Bg .P0 .µ kh .ln
rg

Q=

=

(2.5)

Trong đó:
B0: là hệ số thể tích của khí.
P0: là áp suất trung bình P0 =

Hình 2.1: Đường cong áp suất xung quanh giếng
Các loại dòng chảy trong vỉa.
Các loại dòng chảy trong vỉa được phân loại bời các tiêu chuẩn sau:
Theo tính nén của các chất lưu:

+ Chất lưu chịu nén .
+ Chấy lưu không chịu nén .
+ Chất lưu ít nén.

Theo pha của chất lưu: Một pha, hai pha (dầu, khí), ba pha (dầu, khí, nước).

21


Theo dạng hình học của vỉa: dòng chảy tuyến tính và hướng tâm.
Theo thời gian: dòng chảy ổn định, chuyển tiếp và giả ổn định.
2.1.2. Các yếu tố ảnh hưởng đến dòng chảy của chất lỏng và khí từ vỉa vào đáy
giếng.
2.1.2.1. Sự không hoàn thiện của giếng.
Các công thức (2.4), (2.5) chỉ đúng với các giếng đã hoàn thiện về mặt thủy động
lực nghĩa là giếng đã hoàn thành về đặc tính mở vỉa và mức độ mở vỉa, giếng được
mở trên toàn bộ chiều dày của vỉa sản phẩm và phần vỉa sản phẩm không chống
ống. Tuy nhiên, trên thực tế các giếng khai thác đều không hoàn thiện về mặt thủy
động lực.

Hình 2.2: Các dạng không hoàn thiện thủy động lực của giếng
Giếng thân trần không chống ống đến đáy.
Giếng chống ống đến đáy nhưng không hoàn thiện đặc tính mở vỉa.
Giếng mở vỉa không hết tầng sản phẩm.
Giếng không chống ống đến đáy và không hoàn thiện dặc tính mở vỉa.
Sự không hoàn thiện của giếng được chia làm 3 loại:
Sự không hoàn thiện về mức độ mở vỉa (hình c).
Sự không hoàn thiện về đặc tính mở vỉa (hình b).
Sự không hoàn thiện về đặc tính mở vỉa và mức độ mở vỉa (hình a,d).
Sự không hoàn thiện giếng tạo nên sự cản trở bổ sung tại vùng cận đáy giếng. Do
vậy, lưu lượng chất lỏng thực tế chảy từ vỉa vào đáy của những giếng này bao giờ
cũng nhỏ hơn lưu lượng lý thuyết.

22


Do đó lưu lượng thực tế của chất lỏng chảy vào giếng không hoàn thiện được xác
định theo công thức sau:
2.π .k .h.( Pv − Pd )
R
B0 .µ .(ln + C )
rg

Qk =

(2.6)

Trong đó:
C = C1 + C2 (Hệ số không hoàn thiện)

C1: Đại lượng đặc trưng cho sự không hoàn thiện về đặc tính mở vỉa.
C2: Đại lượng đặc trung cho sự không hoàn thiện về mức độ mở vỉa.
Hệ số C phụ thuộc vào:
+ Số lỗ bắn ở ống chống.
+ Đường kính lỗ bắn.
+ Đặc tính phân bố của các lỗ bắn trên bề mặt ống chống.
+ Độ sâu của những khe rãnh do đạn (mìn) tạo nên trong đất đá và độ sâu
mở vỉa…
 Phương pháp xác định C:
Hệ số C được xác định theo nhiều phương pháp khác nhau, có ba phương pháp
chính sau:
Phương pháp xác định C theo hệ số hoàn thiện φ:
Hệ số không hoàn thiện φ là tỷ số giữa lưu lượng của giếng không hoàn thiện với
lưu lượng của giếng hoàn thiện.
ln

ϕ=

Rah
rg

Qk
1 − ϕ Rah
=
⇒C =
ln
Qh ln Rah + C
ϕ
rg
rg

(2.7)
Phương pháp xác định C bằng thực nghiệm của B.I.Surop:
Ta biết C = C1 + C2
B.I.Surop xác định C1 và C2 theo phương pháp sau:
Phương pháp xác định C1:

23


- Thực hiện trên giếng hoàn thiện về mức độ mở vỉa C2 = 0
- Giá trị C1 phụ thuộc vào các thông số sau:
+ n: số lỗ đục trên 1m ống chống
+ D: đường kính giếng khoan.

+a=

d
D

(d: đường kính lỗ đục)

+ l = (l’ là chiều sâu của đầu đạn cắm vào đất đá vỉa)
- Sự phụ thuộc này được biểu diễn qua đồ thị:
+ Giá trị C1 trên trục tung.
+ Giá trị nD trên trục hoành.
- Cứ mỗi giá trị l ta vẽ một đồ thị biểu diễn nhiều đường cong, mỗi đường cong
ứng với một giá trị a nhất định.

24

Hình 2.3 Đồ thị xác định C1
Phương pháp xác định C2:
- Thực hiện trên giếng hoàn thiện về đặc tính mở vỉa C1 = 0
- Giá trị C2 phụ thuộc vào các thông số sau:
+ δ = % (b – chiều dài mở vỉa, h – chiều dài vỉa).
+ α = (D – đường kính giếng khoan).
- Mối quan hệ C2 = f(δ,α) được biểu diễn trên đồ thị. Giá trị C 2 được xác định
trên đồ thị sau:

Hình 2.4 Đồ thị xác định C2

25