Xử lý vùng cận đáy giếng cho giếng N0226 – BK4 tại mỏ Bạch Hổ bằng nhũ tương axit

MỤC LỤC

1

1


DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ TRONG ĐỒ ÁN
STT
2
1
6
2

SỐ HÌNH VẼ
3
Hình 1.1
7
Hình 1.2

10

3

11

Hình 2.1

14

4

15

Hình 2.2

18

5

19

Hình 2.3

22
26
30

6
7
8

23
27
31

Hình 3.1
Hình 3.2
Hình 5.1

34

9

35

Hình 5.2

38

10

39

Hình 5.3

1
TÊN HÌNH VẼ
4
Vị trí địa lý của Mỏ Bạch Hổ
8
Cột địa tầng mỏ Bạch Hổ
12
Các loại nhiễm bẩn trong quá
trình khoan
16
Dung dịch chèn đi vào trong vỉa
20
Nứt vỉa thủy lực không có hạt
chèn
24

Xử lý axit vùng cận đáy giếng
28
Vật liệu chèn
32
Cấu trúc giếng N0226 – BK4
36
Quy trình lựa chọn công nghệ xử
lý vùng cận đáy giếng
40
Sơ đồ thiết bị xử lý vùng cận đáy
giếng bằng nhũ tương axit

42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55
56
57
58
1

2

TRANG
5
3
9
5
13

24

17

27

21

27

25
29
33

33
43
60

37

63

41

75


59
DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU TRONG ĐỒ ÁN
STT

SỐ HIỆU BẢNG

1

Bảng 1.1

2

Bảng 1.2

3
4
5

Bảng 1.3
Bảng 1.4
Bảng 1.5

6

Bảng 1.6

7

Bảng 3.1

8

Bảng 4.1

9

Bảng 5.1

10

Bảng 5.2

11

Bảng 5.3

12

Bảng 5.4

13

Bảng 5.5

14

Bảng 5.6

15

Bảng 5.7

16

Bảng 5.8

17

Bảng 5.9

18

Bảng 6.1

1

TÊN BẢNG
Thành phần khoáng vật ở một số
giếng khoan
Các thông số cơ bản của dầu ở
mỏ Bạch Hổ
Đặc tính nước vỉa
Các thông số đặc trưng của vỉa

Biểu diễn áp suất ở các tầng
Gradien áp suất ở các tầng ở mỏ
Bạch Hổ
Thống kê hiệu quả xử lý giếng ở
mỏ Bạch Hổ từ năm 1986 - 2008
Nồng độ axit acetic theo nồng độ
sắt
Khoảng bắn mìn mở vỉa
Khối lượng riêng của dung dich
axit HCl với nồng độ khác nhau ở
200C
Khối lượng riêng của dung dich
axit HF với nồng độ khác nhau ở
200C
Khối lượng riêng của dung dich
axit CH3COOH với nồng độ khác
nhau ở 200C
Thành phần các dung dịch axit
cần dùng
Tổng hợp thể tích các hóa phẩm
cần thiết
Đơn giá các loại hóa phẩm cần sử
dụng
Tổng chi phí trong quá trình xử lý
bằng nhũ tương dầu – axit
Lợi nhuận thu được nhờ xử lí
bằng nhũ tương dầu - axit
Đặc tính kỹ thuật của máy bơm
TWS -250

3

TRANG
10
12
15
16
21
21
47
52
61
66
67
68
69
72
78
79
82
88


MỞ ĐẦU
Trong những năm gần đây, ngành công nghiệp Dầu khí đóng vai trò là ngành
mũi nhọn của nền kinh tế thế giới và là động lực phát triển mạnh mẽ đối với nền
kinh tế của các nước đang phát triển và chậm phát triển, trong đó có nước ta.
Ngành Dầu khí của nước ta còn rất non trẻ, tuy mới bước vào chặng đường
đầu tiên nhưng hiệu quả phát triển đã rất rõ ràng và đầy hứa hẹn. Đây là mối quan
tâm và hy vọng của đất nước vì ngành Dầu khí phát triển sẽ là động lực thúc đẩy các

ngành kinh tế khác.
Xí nghiệp Liên Doanh VietsovPetro đã và đang đẩy nhanh quá trình khai thác
dầu khí tại mỏ Bạch Hổ, đóng góp lớn cho sự phát triển kinh tế của nước ta. Trong
quá trình khoan, khai thác dầu khí, bơm ép nước…, độ thấm tự nhiên của đá chứa
vùng cận đáy giếng bị giảm bởi nhiều nguyên nhân khác nhau làm giảm hiệu quả
khai thác. Vì vậy, việc xử lý vùng cận đáy giếng là một vấn đề cực kỳ quan trọng
trong suốt vòng đời của giếng. Trong đó, phương pháp “xử lý axit vùng cận đáy
giếng” là một trong những phương pháp được áp dụng rộng rãi bởi tính khả thi cũng
như chi phí cũng khá rẻ so với các phương pháp khác.
Xuất phát từ ý tưởng đó, em quyết định thực hiện đề tài : “Xử lý vùng cận
đáy giếng cho giếng N0226 – BK4 tại mỏ Bạch Hổ bằng nhũ tương axit”.
Nội dung chính là : đánh giá, thiết kế quy trình xử lý và tiến hành xử lý vùng cận
đáy giếng bằng axit để nâng cao hệ số thu hồi dầu của giếng.
Với kiến thức đã học kết hợp với thực tế, quá trình thực tập cùng với sự nỗ lực
của bản thân, sự cộng tác của bạn bè đồng nghiệp, sự giúp đỡ của XNLD
Vietsovpetro và đặc biệt là sự hướng dẫn tận tình của giáo viên hướng dẫn PGS.TS.
Hoàng Dung cùng các thầy cô trong bộ môn Khoan - Khai thác, đồ án của em đã
được hoàn thành. Mặc dù đã rất cố gắng, nỗ lực, song bản đồ án không tránh khỏi
những sai sót, vậy em rất mong nhận được sự đóng góp ý kiến, phê bình của các
thầy cô giáo và các bạn đồng nghiệp để bản đồ án được hoàn thiện hơn.
Em xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc tới giáo viên hướng dẫn PGS.TS. Hoàng
Dung- người trực tiếp hướng dẫn em trong suốt quá trình thực hiện đồ án, các thầy
4


cô giáo trong bộ môn, XNLD Vietsovpetro và các bạn đồng nghiệp đã giúp đỡ em
hoàn thành bản đồ án này!
Một lần nữa em xin chân thành cảm ơn!

Hà Nội, tháng 6 năm 2017

Sinh viên
Trịnh Quang Tuyên

5


1
ĐẶC ĐIỂM TỰ NHIÊN VÀ CẤU TRÚC CỦA MỎ BẠCH HỔ
1.1 Đặc điểm vị trí địa lý
CHƯƠNG 1: Mỏ Bạch Hổ nằm ở lô 09 thuộc bồn trũng Cửu Long, trong
vùng biển Đông trên thềm lục địa phía nam Việt Nam, có tọa độ khoảng 9 – 10 o vĩ
độ Bắc và 107 – 108o kinh Đông, nằm cách bờ khoảng 100km , cách cảng Vũng Tàu
130km, nơi đặt trụ sở của XNLD Vietsovpetro. Chiều sâu nước biển ở khu mỏ
khoảng 50m. Mỏ gần Bạch Hổ nhất là mỏ Rồng, nằm cách 35 km về hướng Tây

Hình 1.1: Vị trí địa lý của mỏ Bạch Hổ
Nam
Đặc điểm khí hậu của mỏ Bạch Hổ là khí hậu nhiệt đới, gió mùa với mùa hè
mưa, mùa đông khô. Trong mùa khô từ tháng 11 đến tháng 3 có gió mùa Đông Bắc
với sức gió mạnh nhất vào tháng 12 và tháng 01.
CHƯƠNG 2: Gió mùa Đông quyết định hướng của sóng biển (Tây - Bắc, Bắc
- Tây Bắc). Sóng cao tới 8m, nhiệt độ không khí ban ngày 24 - 27 oC, đêm và
sáng 22 - 24oC. Mưa rất ít ở thời kỳ gió mùa đông bắc (0,7 mm vào tháng 2 tháng khô nhất). Độ ẩm tương đối của không khí thấp là 65% trong thời gian
chuyển mùa (tháng 4 - 5) có sự di chuyển của khối không khí lạnh từ phía Bắc
6


xuống phía Nam. Dần dần hướng gió chủ yếu là hướng Tây - Nam thổi từ vùng
xích đạo. Gió Tây Nam làm tăng độ ẩm khí, tuy nhiên mưa vẫn ít và không đều.
Nhiệt độ từ 25 - 30oC. Vào mùa hè (từ tháng 6 - 9), gió mùa Tây Nam, nhiệt độ

không khí và nước tương đối cao, trung bình từ 28 - 30 oC. Chênh lệch nhiệt độ
giữa ngày và đêm không đáng kể, mưa trở nên thường xuyên và to hơn, kéo dài
vài giờ. Có kèm theo giông tố vận tốc 25 m/s, kéo dài từ 10 - 30 phút, độ ẩm
không khí vào thời kỳ này là 85 - 89%. Vào tháng 10 trong thời kỳ chuyển mùa
lần thứ hai, gió Tây Nam yếu dần thay bằng gió Đông Bắc. Nhiệt độ không khí
hạ thấp 24 - 30oC, vào cuối tháng hầu như hết mưa. Các dòng chảy tuân theo gió
mùa và thủy triều. Nhiệt độ nước ở vùng thềm lục địa thay đổi trong năm từ 24,9
- 29,6oC. Độ mặn nước biển từ 33 - 35 g/l. Trong thời kỳ gió mùa Đông Bắc,
biển thường có bão và gió xoáy. Bão thường tập trung từ tháng 6 - 10 (70%),
hàng năm có khoảng 10 cơn bão, vận tốc gió (lúc bão) là 20 m/s, có lúc tới 60
m/s. Trong các cơn bão mạnh chiều cao của sóng có thể đạt tới 10m. Do đó vào
mùa đông số lượng ngày thuận lợi để tiến hành công tác trên biển tương đối ít.
Vào gió mùa Tây Nam và hai thời kỳ chuyển mùa điều kiện công tác cho công
tác biển lại thuận lợi, còn vào thời gian mưa thường có sét, giông, gió xoáy ảnh
hưởng không tốt tới tiến trình công việc
1.2 Đặc điểm cấu tạo địa chất
Theo trình tự nghiên cứu bắt đầu từ các phương pháp đo địa vậy lý, chủ yếu là
địa chấn, các phép đo địa vật lý trong lỗ khoan, sau đó đến các phương pháp phân
tích lấy mẫu đất đá thu được, người ta xác định được khá rõ ràng các thành hệ của
mỏ Bạch Hổ. Đó là các thành hệ thuộc hệ Đệ tứ, Neogen và Paleogen phủ trên
móng kết tinh Jura – Kretta có tuổi thọ tuyệt đối từ 97 – 108,4 triệu năm. Từ trên
xuống, cột địa tầng tổng hợp của mỏ được xác định như sau:

1.2.1 Trầm tích Neogen và Đệ Tứ
 Trầm tích Plioxen – pleixtoxen ( điệp Biển Đông):
Điệp này được thành tạo chủ yếu từ cát và cát dăm, độ gắn kết kém, thành
phần chinh là thạch anh, Glaukonite và các tàn tích thực vật.Ttừ 20 -25% mặt cắt là
các vỉa kẹp Montmoriolonite, đôi khi gặp những vỉa sét vôi mỏng. Đất đá này thành
7

Hình 1.2: Cột địa tầng mỏ Bạch Hổ


tạ trong điều kiện biển nông, độ muối trung bình và chịu ảnh hưởng của các dòng
chảy, nguồn vật liệu chính là các đá Macma axit. Bề dày điệp này dao động từ 612 –
654m.
Dưới điệp Biển Đông là các trầm tích của thống Mioxen thuộc hệ Neogen.
 Trầm tích Mioxen:
CHƯƠNG 3: Thống này chia ra làm 3 phụ thuốc :
− Mioxen trên ( điệp Đồng Nai):
CHƯƠNG 4: Đất đá điệp này chủ yếu là cát dăm và cát với độ mài mòn trung
bình từ trung bình đến tốt. Thành phần Thạch anh chiếm từ 20 – 90% còn lại
Fenspat và các thành phần khác như đá Macma, phiến cát vỏ sò… Độ kết hầu như
không có nhưng cũng gặp những vỉa sét và két dày đến 20m và những vỉa cuội
mỏng. Chiều dày điệp này tang dần từ giữa (538 m) sang hai cánh (619 m).
− Mioxen giữa (điệp Côn Sơn):
CHƯƠNG 5: Phần lớn đất đá của điệp này được tạo từ cát, cát dăm và bột kết.
Phần còn lại là các vỉa sét, sét vôi mỏng và đá vôi. Đây là những đất đá lục nguyên
dạng bở rời màu xám vàng và xám xanh, kích thước hạt từ 0,1 – 10mm, thành phần
chính là Thạch anh (hơn 80%), Fenspat và các đá phun trào có màu loang lổ, bở rời,
mềm dẻo thành phần chính là Montmorilonite. Bề mặt của điệp từ 810 – 950m.
− Mioxen dưới ( điệp Bạch Hổ):
CHƯƠNG 6: Đất đá của điệp này nằm bất chỉnh hợp góc, thành tạo Oligoxen
trên. Gồm chủ yếu là những tập sét dày và những vỉa cát, bột mỏng nằm xen kẽ
nhau. Sét có màu tối nâu loang lổ xám, thường là mềm và phân lớp.
CHƯƠNG 7: Thành phần của sét gồm có Kaolimit, Montmorilonite, thủy
Mica và các khoáng vật Carbonate, hàm lượng xi măng từ 3 – 35%, cấu trúc xi
măng lấp đầy hoặc tiếp xúc. Mảnh vụn là các khoáng vật như Thạch anh, Fenspat
với khối lượng tương đương nhau. Ngoài ra còn có các loại khác, như Granite, Phiến
cát… Điệp này chứa các tầng dầu công nghiệp 22,23,24,25. Chiều dày tăng từ vòm

(600 m) đến 2 cánh (1270 m).
1.2.2 Trầm tích Paleogen
CHƯƠNG 8: Thành tạo của hệ thống Oligoxen thuộc hệ Paleogen được chia
làm hai phụ thống:
 Oligocxen trên (điệp Trà Tân):

8


Các đất đá trầm tích này bao trùm toàn bộ diện tích mỏ. Phần trên là các tập
sét màu đem rất dày ( tới 266mm). Phần dưới là cát kết. sét kết và bột kết nằm xen
kẽ. Điệp này chứa tầng dầu công nghiệp 1, 2, 3, 4, 5.
Sự phân chia có thể thực hiện sâu hơn tại hàng loạt các giếng khoan, trong đó
điệp Trà Tân được chia làm 3 phụ điệp: dưới giữa và trên. Ở đây có sự thay đổi
hướng đá mạnh, trong thời kỳ hình thành trầm tích này có thể có hoạt động của núi
lửa ở phần trung tâm và cuối phía bắc của vỉa hiện tại, do có sự gặp các đá phun trào
trong trong một số giếng khoan. Ngoài ra còn gặp các trầm tích than sét kết màu
đen, xám tối đến nâu bị ép nén khi vỡ có mặt trượt. Khoáng vật chính là Kaolinit
(56%), Thùy Mica (12%),các thành phần khác – Clorite, Xiderite, Montmorilonite
(32%). Cát và bột kết có màu sáng dạng khối rắn chắc, tới 80.9% là thành phần hạt
gồm: Thạch anh, Fenspat và các thành phần vụn của các loại đất đá khác như :
Kaolinit, Cacbonate, sét vôi. Chiều dày từ 176-1034m, giảm ở phần vòm và đột ngột
tăng mạnh ở phần sườn.
 Oligoxen dưới ( điệp Trà Cú):
CHƯƠNG 9: Thành tạo này có tại vòm Bắc và Nam của mỏ. Gồm chủ yếu là
sét kết (60 – 70% mặt cắt), có màu từ đen đến xám tối và nâu, bị ép mạnh, giòn,
mảnh vụn vỡ sắc cạnh có mặt trượt dạng khối hoặc phân lớp. Thành phần gồm:
Thủy Mica, Kaolinite,Clorite, Xiderite. Phần còn lại của mặt cắt là cát kết, bột kết,
nằm xen kẽ có sét màu sáng, thành phần chính là Arkor, xi măng Kaolinite, thủy
Mica và sét vôi. Đá được thành tạo trong điều kiện biển nông, ven bờ hoặc sông hồ.

Thành phần vụn gầm thạch anh, Fenspat, Granite, đá phun trào và đá biến chất. Ở
đây gặp 5 tầng dầu công nghiệp 6,7,8,9,10.
 Các đá cơ sở (vỏ phong hóa):
Đây là nền cơ sở cho các tập đá Oligoxen dưới phát triền trên mặt móng. Nó
được thành tạo trong điều kiện lục địa bởi sự phá hủy cơ học của địa hình. Đá này
nằm trực tiếp trên móng do sự tái trầm tích của mảnh vụn của đá móng có kích
thước khác nhau. Thành phần gồm: Cuội cát kết hạt thô, đôi khi gặp đá phun trào.
Chiều dày của điệp Trà Cú và các điệp cơ sở thay đổi từ 0 – 412m và từ 0 – 174m.
1.2.3 Đá móng kết tinh Kainozoi
Đây là các thành tạo Granite nhưng không đồng nhất mà có sự khác nhau về
thành phần thạch học, hóa học và về tuổi. Có thể giả thiết rằng có hai thời kỳ thành
tạo đá Granite. Vòm Bắc và kỉ Kretta, diện tích của bể Batholit Granite này có thể
9


tới hàng nghìn km2 và bề dày thường không quá 3km. Đá móng mỏ Bạch Hổ chịu
tác động mạnh của quá trình phong hóa thủy nhiệt và các hoạt động kiến tạo gây nứt
nẻ hang hốc và sinh ra các khoáng vật thứ sinh khác như Kataclazit, Miolonite. Sự
phong hóa kéo theo làm giàu sắt, Mangan, Canxi, Photpjo và làm mất đi các thành
phần Natri và Canxi động. Các mẫu đá chứa dầu thu được có độ nứt nẻ trung bình
2,2% chiều dài khe nứt từ 0,5 – 1mm, rộng từ 0,1 – 0,5mm, độ lỗ hổng bằng từ 1/5 –
1/7 độ nứt nẻ.
1.2.4 Đặc điểm thạch học khoáng vật
CHƯƠNG 10: Đá móng mỏ Bạch Hổ là đá magma toàn tinh với đai mạch
điabaz và porfia basan, andesit, được đặc trưng với mức độ không đồng nhất cao về
thạch học.
CHƯƠNG 11: Đá móng đa phần là các đá thuộc nhóm Granitoit. Các đá này bị các
hệ thống đứt gãy phá hủy kèm theo nứt nẻ và bị phong hóa ở các mức độ khác nhau,
đồng thời các hoạt động phun trào đưa lên thâm nhập vào một số đứt gãy nứt nẻ.
CHƯƠNG 12: Đá móng gồm có các loại:

 Granit : màu xám sáng, có cấu tạo khối, chủ yếu hạt trung, bị
nứt nẻ và ít bị biến đổi. Chúng là các loại đá sáng màu gồm
Granit 2 mica và Granit biotit. Hiện diện chủ yếu ở Vòm Trung
Tâm và vòm Nam, vòm Bắc cũng có nhưng không phổ biến.
CHƯƠNG 13: Thành phần :Thạch anh có hàm lượng thay đổi từ 25 – 40% ,
Plagiocla No 20 – 25 (đến anđezin) có hàm lượng từ 20 – 27%, Fenspat kali có hàm
lượng 20 – 50%, Biotit < 10% , Muscovit < 3%, Amphibon <2%.
CHƯƠNG 14: Qua sự phân tích Silicat cho thấy thành phần: SiO 2: 68 – 74%.
CaO: 0,48 – 2,83%, Na2O : 3,40 – 5,28%, K2O: 3,12 – 4,75%. Thuộc dãy thạch hóa
bình thường với lượng K nà Na gần bằng nhau, đặc trung bởi sự dư thừa nhôm ( hệ
số oxit nhôm Al = 2,69 – 6,80.
 Granođiorit : trong móng ít gặp hơn là Granit, phát triển và chiếm ưu
thế ở vòm Bắc mỏ Bạch Hổ, một số ít ở vòm Nam. Đá sáng màu thường
có kiến trúc hạt thô, nửa tự hình, có kiến trúc khảm. Đá bị nứt nẻ giống
Granit ở vòm Nam nhưng có mức độ phong hóa mạnh mẽ hơn và thành
tạo phong phú các khoáng vật mới. Thành phần : thạch anh có hàm
lượng trung bình từ 17 – 25%. Fenspat kali có hàm lượng từ 13 – 30%,
Plagiocla có hàm lượng từ 25 – 40%, Biotit có hàm lượng từ 6 – 10%.

10


Đá móng bắt đầu có từ độ sâu 3888m – 4400. Đây là một bẫy chứa dầu khí
điển hình và có triển vọng cao.
1.3 Đặc điểm tầng móng
 Ađamelit: là đá

chuyển tiếp giữa Granit và Granođiorit, cả Granit và

Monzonit thạch anh. Trong lát mỏng Ađamelit được xác định dựa theo: hàm

lượng Thạch anh thấp hơn ở Granit ( 20 – 25%). Tỷ lệ Plagiocla với Fenspat
kali gần bằng nhau: Plagiocla 28 – 43%, Fenspat kali 30 – 40%. Biotit 8 –
15%, Amphibon 0 – 2%.
 Monzođiorit thạch anh: sáng màu, thường có mặt cùng với Granođiorit và
Monzonit thạch anh và so với Granođiorit chúng bị kéo về phần trên của mặt
cắt, trong đó phát triển nhiều khe nứt và thường lấp đầy bởi canxit và Zeolit.
Kết quả phân tích silicat cho thấy đá này là loại đá có hàm lượng SiO 2 trung
binh (59 – 62%), giàu và giàu vừa kiềm.

11


2
Bảng 1.1: Thành phần khoáng vật của đá móng ở một số giếng khoan
CHƯƠNG
1 15:
SiO2
73,64
TiO2
0,19
Al2O3 13,52
Fe2O3 0,65
FeO
1,79
MnO
0,13
MgO
0,47
CaO
0,98

Na2O
3,64
K2O
3,33
P2O5
0,12
SO3
0,12
H2O
0,12
MKN
1,20
Tổng
99,50

2
71,98
0,17
14,12
0,82
2,07
0,07
0,37
1,24
3,71
3,81
0,06
0,06
0,06
1,07

99,50

3
67,80
0,48
15,51
1,74
1,53
0,005
1,06
3,02
4,75
2,93
0,15
0,05
0,05
0,90
99,84

4
65,16
0,42
15,89
1,83
1,81
0,06
1,10
3,87
4,15
1,85

0,12
0,12
0,12
3,24
99,50

5
66,08
0,43
15,61
1,66
1,28
0,06
1,08
2,95
4,75
3,13
0,08
0,18
0,03
2,90
100,0

6
63,71
0.61
17,30
0,76
3,13
0,20

1,51
3,06
4,25
3,28
0,16
0,16
0,17
1,41
99,98

12

7
60,28
0,67
17,40
2,31
3,11
0,07
2,06
4,30
3,58
2,38
0,21
0,21
0,23
2,91
99,57

8

59,22
0,61
16,63
2,44
2,26
0,07
2,12
4,52
4,25
2,63
0,16
0,11
0,07
5,04
99,93

9
62,00
0.69
15,96
2,88
1,79
0,06
1,00
2,95
6,35
2,45
0,16
0,10
0,10

2,94
99,91

10
58,60
0,70
17,32
6,07
1,09
0,03
1,84
4,15
3,78
2,28
0,22
0,03
0,48
3,51
99,96


4
CHƯƠNG 16:
1.3.1 Cấu trúc không gian lỗ hống, khe nứt
• Đá móng ở mỏ Bạch Hổ bị nứt nẻ và biến đổi phong hóa ở mức độ khác nhau
về thời gian.
• Các lỗ rỗng sinh ra trong quá trình biến đổi, phong hóa, hòa tan các khoáng
vật, sự hòa tan xảy ra càng mạnh thì các khe nứt dài và rộng hơn. Do kết quả
của quá trình hoạt động kiến tạo làm cho đá bị nứt vỡ tạo ra các khe nứt trong
chính khối đá móng kết tinh rắn chắc. Sau đó các dung dịch thủy nhiệt đưa

vào làm hòa tan các khoáng vật ở thành khe nứt làm phức tạo thêm hình dạng
và kích thước của chúng.
• Độ lỗ rỗng: phần lớn đá móng có độ lỗ rỗng không cao và không đồng đều,
lớn nhất là 10.1% (giếng khoan 810 – 2576m), thấp nhất là 0.55% (Bạch Hổ
6 – 3250m), độ lỗ rỗng trung bình của mỏ là 3.25%.
• Kích thước lỗ rỗng: đa số các lỗ rỗng có đường kính trung bình là 0.050.1mm, đôi khi lớn hơn. Hệ số vỡ vỉa 0.012 - 0.014 MPa/m.
• Hình dạng và kích thước khe nứt: các khe nứt trong đá móng có thể quan sát
trực tiếp trên mẫu lõi, chúng thường có độ mở từ 1 - 2mm, cá biệt một vài nơi
đến 10mm. Các khe nứt thường gặp ở dạng cong, không phân nhánh, phân
nhánh không liên tục hoặc phân nhánh phức tạp.
Đa phần các mẫu lõi được lấy lên từ các giếng ở vòm Bắc. Các khe nứt bị
nhồi đầy các khoáng vật thứ sinh như Zeolit, Canxit, thạch anh….Hiện tượng này
làm suy giảm đáng kể tính thấm chứa của đá. Chiều dày khe nứt dao động từ 0.5 6mm. Chiều dài chiếm ưu thế khoảng 2 - 8mm. Chiều rộng 0.025 - 0.075mm, có nơi
lên đến 0.1 và lớn hơn.
1.3.2 Độ chứa dầu
Dầu ở tầng móng được chứa trong các đứt gãy và hang hốc khi dầu từ tầng
Oligoxen và Mioxen di chuyển xuống.
13


4
Phức hệ móng kết tinh là Granitoid bị phong hóa và nứt nẻ mạnh, độ hang hốc
lớn, gặp trong rất nhiều giếng khoan ở vòm Bắc và vòm Trung Tâm. Lưu lượng lớn
nhất ở phần đỉnh của vòm Trung Tâm có thể đạt tới 700m 3/ngđ, còn phần sụt lún của
móng lưu lượng thấp, chỉ đạt 4m3/ngđ.
1
Tính chất chất lưu và các đặc trưng thủy động lực học
1.4.1 Tính chất chất lưu trong vỉa sản phẩm
1.4.1.1 Các tính chất của dầu trong điều kiện vỉa
Dầu của tất cả các vỉa tại mỏ Bạch Hổ chưa bão hòa khí, tỷ số giữa áp suất vỉa và áp

suất bão hòa là:
• 1.43 cho Mioxen dưới ở vòm Bắc.
• 1.9 cho Mioxen dưới ở vòm Trung tâm.
• 3.54 cho Oligoxen trên.
• 1.94 cho Oligoxen dưới.
• 1.67 cho đá móng.
Theo các giá trị của các thông số cơ bản, các loại dầu vỉa ở mỏ Bạch Hổ có thể chia
thành 3 nhóm: theo chiều từ nhóm I đến nhóm III:
• Các thông số tăng
• Áp suất bão hòa Ps.
• Tỷ số khí dầu GOR.
• Hệ số thể tích B.
• Các thông số giảm:
• Độ nhớt của dầu.
• Tỷ trọng của dầu.
Số nhóm

I

II
III

Đối tượng
Mioxen dưới
vòm Trung
tâm và
Oligoxen trên
Mioxen dưới
vòm Bắc
Oligoxen

dưới và móng

Áp suất bão
hòa (psi)

GOR
(m3/T)

Hệ số thể
tích B

Độ nhớt vỉa
(Pa.s)

Tỷ trọng vỉa
dầu (kg/m3)

13.4–16

88-108

1.26-1.35

1.34-1.7

733-760

18.4-22.11

134-147

1.39-1.41

0.88-1.16

696-710

19.5-24.7

160-209

1.46-1.59

0.38-0.48

634-668

Bảng 1.2: Các thông số cơ bản của dầu ở mỏ Bạch Hổ

14


4
Trong nhóm I, sự khác biệt giữa Mioxen dưới vòm Trung tâm và Oligoxen trên được
nhận biết bởi thành phần khí hòa tan. Khí tách dầu từ Mioxen dưới vòm Trung tâm
chứa nhiều Propan, Butan, Pentan và lớn hơn. Khí tách dầu từ Oligoxen trên chứa
hàm lượng nước dị thường (4.28 – 14.81% mol).
Trong nhóm III, dầu Oligoxen hạ so với đá móng có độ bão hòa khí thấp hơn
(160 – 172 so với 178 – 209 m3/T), có giá trị hệ số thể tích thấp hơn (1.46 – 1.48 so
với 1.51 – 1.59), tỷ trọng lớn hơn (658 – 668 so với 634 – 653 kG/m 3) và độ nhớt

lớn hơn (0.46 – 0.48 so với 0.38 – 046 Pa.s).
Qua phân tích số liệu tách vi phân, có thể chia dầu thành 2 nhóm:
• Nhóm 1: Dầu Oligoxen trên và Mioxen dưới
• Nhóm 2: Dầu đá móng và Oligoxen dưới.
Về thành phần cấu tử dầu – khí, vì lý do hạn chế các số liệu về chưng cất
chân không, nên sử dụng dầu tách có tỷ trọng 865 kG/m 3 và phân tử lượng 300
g/mol cho nhóm 1, tỷ trọng 833.6 kG/m 3 và 251.15 g/mol cho nhóm 2. Việc ước
lượng này dựa trên cơ sở giống nhau của các giá trị tỷ trọng dầu tách khí của các
nhóm và đáp ứng được các đặc tính trung bình.
1.4.1.2 Đặc tính lý hóa của dầu tách khí
Các số liệu trong quá trình tách vi phân cho thấy dầu thuộc loại bán nặng, ít lưu
huỳnh, nhiều paraffin, tỷ lệ thu sản phẩm sáng màu thuộc loại trung bình. Nhiệt độ
đông đặc của các loại dầu khoảng 29 – 34 oC. Dầu mỏ Bạch Hổ phân theo 2 nhóm
trên chỉ có sự khác nhau về tỷ trọng và độ nhớt, còn các thông số khác sự thay đổi
không rõ nét.
Kết quả nghiên cứu các đặc tính của dầu lấy trong điều kiện bề mặt tại bình
tách. So sánh giá trị các thông số trung bình sau khi tách vi phân của dầu bề mặt với
các điều kiện tách khác nhau cho thấy: sự khác biệt các thông số của các loại dầu kể
trên theo độ nhớt là 0.3 – 34%, theo tỷ trọng khoảng 0.1 – 2%, theo hàm lượng
paraffin khoảng 32 – 14% và hàm lượng nhựa Arphatit khoảng 7 – 92%.

15


4
1.4.1.3 Thành phần và tính chất của khí hòa tan trong dầu
Khí hòa tan trong dầu thuộc loại béo và rất béo, trong thành phần của chúng chứa
lượng C2+ lớn hơn 22.7 – 39% mol. Theo chiều từ Mioxen đến đá móng, độ béo của
khí giảm.
Khí thuộc loại không chứa lưu huỳnh, chứa hàm lượng Dioxit thấp (0.09 –

0.61%) và ít Heli, hàm lượng Nito từ 1 – 2.86% với giá trị dị thường 9.5% ở
Oligoxen trên.
1.4.1.4 Các tính chất của nước vỉa
Trong các tầng của Mioxen dưới (tầng 23 và 24) thường gặp hai loại nước Canxi
Clorua và Natrihydro Cacbonat. Đặc điểm của nước loại Natrihydro Cacbonat là có
độ khoáng hóa thấp 6.64 g/l và chỉ được nhận biết trong khuôn khổ vòm Bắc. Nước
ở vòm Nam thuộc loại Canxi Clorua có độ khoáng hóa cao 16 g/l. Đồng thời độ
khoáng hóa gia tăng theo hướng Tây Nam.
Nước thuộc trầm tích Oligoxen dưới được lấy từ vỉa lăng kính IVa nằm trên
các tầng sản phẩm chính thuộc loại Natrihydro Cacbonat có độ khoáng hóa thấp 5.4
g/l. Thành phần khí hòa tan trong nước khác thành phần khí hòa tan trong dầu ở chỗ
có hàm lượng Metan cao hơn, lượng cấu tử Cacbon cao hơn trong khí hòa tan trong
nước là 1.54 – 3% trong đó Nitơ chiếm 1.29 – 2.8%.

16


4
Bảng 1.3: Đặc tính nước vỉa
Độ sâu,
m

Tỷ trọng,
g/cm3

Cl

2788-2826
2877-2891
3190-3201

3243-3272

1,014
1,0144
1,0237
1,0231

923,3
10308,4
18974,7
19843

-

2-

-

SO4

HCO3

351,8
318,1
205,87
142,9

823,5
823,5
164,7

0

Mg

2+

80,2
21,9
1261,6
1261,6

2+

Ca

1833,7
2176,2
452,8
451,2

Giảm Giảm áp
áp suất khi thử
khi mở
vỉa, at
vỉa, at
37
100-150
29
100-150
28

100-150
28
100-140

1.4.2 Các đặc trưng thủy động lực học
1.4.2.1 Áp suất vỉa ban đầu
Các lần đo đạc áp suất vỉa tại các giếng vòm Trung tâm và vòm Bắc của móng đều
chính xác, không quá sai số cho phép của dụng cụ đo và phân bố đều trên các đường
Gradient bằng 0.6431. Áp suất giếng ban đầu ở các giếng Oligoxen hạ ở độ sâu
tuyệt đối 3650m là 41.7 MPa.
Tại vòm Trung tâm và vòm Bắc Mioxen hạ, áp suất vỉa ban đầu được quy
chuyển về độ sâu tuyệt đối 2824m và theo thời gian với sai số cực đại không vượt
quá sai số của dụng cụ đo sâu, đều phân bố trên đường thẳng. Giá trị áp suất ban đầu
của vòm Trung tâm Oligoxen hạ là 28.07 MPa ở độ sâu tuyệt đối 2824m.
1.4.2.1 Nhiệt độ vỉa ban đầu
Giá trị vỉa ban đầu trên đồ thị vỉa F (H đo) quan hệ của giếng Oligoxen và Mioxen
thỏa mãn phương trình:

Ở đây thang nhiệt độ 30.14 m/oC, gradient địa nhiệt là 3.317 oC/100m.
Đá móng thỏa mãn phương trình:
Thang nhiệt độ là 96.51 m/oC, gradient địa nhiệt là 4.036 oC/100m.
Tính ra nhiệt độ ban đầu của các đối tượng khai thác:
• Mioxen hạ ở độ sâu tuyệt đối 2824m là 111.7 oC.
• Oligoxen hạ ở độ sâu tuyệt đối 3650m là 139.2 oC.
17


4
• Móng ở độ sâu tuyệt đối 3650m là 141.7 oC.
1.4.2.3 Các thông số vật lý của vỉa

Trong nghiên cứu các chế độ chênh áp dao động trong khoảng:
• Mioxen vòm Bắc: 50.7 – 105.9 at.
• Mioxen vòm Trung tâm: 14.8 – 89.6 at.
• Mioxen hạ: 7.23 – 20.16 at.
• Móng vòm Bắc: 5.89 – 271.6 at.
• Móng vòm Trung tâm: 5.19 – 143.6 at.
Bảng 1.4: Các thông số vật lý của vỉa
Các thông số
Loại thân dầu
Loại đá chứa
Chiều dày bão hòa dầu
Độ rỗng
Độ thấm
Bão hòa dầu
Hệ số cát
Hệ số phân lớp
Áp suất vỉa ban đầu (giá
trị/ điểm đo)
Hệ số sản phẩm
Áp suất bão hòa
Hàm lượng khí
Độ nhớt của dầu trong
điều 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
50 oC

Đơn vị tính

m
mD

Mioxen dưới
Vòm
Vòm Bắc
Trung tâm
Vỉa vòm
Vỉa vòm
Kết hạt
Kết hạt
8.4
11.3
0.19
0.2
0.051
0.08
0.57
0.57
0.34
0.45
5.5
3.6

Olioxen
dưới

Móng

Vỉa vòm
Kết hạt
57.5
0.15
0.031
0.68
0.39
10.8

Vỉa khối
Nứt nẻ
393.5/271.2
0.001/0.0038
0.135
0.85
1.0
-

MPa

28/2813

28.9/2913

41.7/3650

14.2/3650

T/ngđ.MPa
MPa
M3/T

14
14.6
97.4

22
20.37
138.4

15
20.4
167.0

100
23.19
193.7

MPa.s

1.690

1.052

0.469

0.436

1.104/MPa

1.306
18.43

1.396
19.52

1.471
20.86

1.533
25.3

105m3/m3MPa

0.5798

0.5886

0.6837

0.6967

0.9065

0.8447

0.8321

0.8217

10.35

10.14

4.01

40161

MPa.s

18


4
Tỷ trọng của dầu ở
ĐKTC
Nhiệt độ của dầu vỉa
bão hòa parafin
Nhiệt độ sôi
Hàm lượng parafin
Hàm lượng asfan_smol.
% trọng lượng
Hàm lượng lưu huỳnh
Hệ số chuyển đổi của
dầu
Độ nhớt của nước trong
điều kiện vỉa
Tỷ trọng của nước trong

điều kiện vỉa
Hệ số chuyển đổi của
nước
Nhiệt độ vỉa ban đầu
(giá trị/điểm đo)
Tỷ trọng của dầu trong
điều kiện vỉa
Nhiệt đô của dầu tách
khí bão hòa parafin

kG/m3

863.7

861.4

832.7

833.0

o

52.3

49.3

51.0

51.6

o

C
%

29.5
18.7

32.3
17.56

31.5
19.4

33.0
24.1

%

11.7

11.81

4.68

3.30

%

0.107

0.102

0.041

0.04

1.5121

1.6206

1.7665

1.8403

MPa.s

0.3

0.3

-

-

kG/m3

1011.5

1006.4

-

-

0.989

0.994

-

-

114/2813

107/2913

138/3650

142/3650

C

o

C

kG/m3
o

C

738.1

702.5

661.7

647.0

55.0

55.5

57.5

59.1

1.5 Phân khu mỏ Bạch Hổ và các đối tượng sản phẩm
1.5.1 Phân khu mỏ Bạch Hổ
 Vòm trung tâm
Ở các giếng khoan 102, 104, 106, 108, 109, 110, 113, 116 ranh giới tiếp xúc giữa
dầu và nước chưa được xác định. Phần trên của thân dầu của giếng 113 ( độ sâu từ
3440 – 3452m) bão hòa dầu, phần dưới có độ sâu từ 3462 – 3482m bão hòa nước
vỉa, bão hòa dầu pử khoảng độ sâu 2871 – 2875m với kích thước của nó là 8,25km x
0,2km x 13m.
 Vòm Bắc
− Thân dầu thứ nhất

19

4
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 khu vực 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 dầu và nước là
2816m nằm ở phía Tây vòm Bắc với kích thước 25km x 0,37km x 37m.
− Thân dầu thứ ba
Nằm ở phía Đông – Nam vòm Bắc. Ranh giới tiếp xúc giữa dầu và nước được
xác định ở độ sâu 2885m. Thân dầu được giới hạn ở phía Đông là ranh giới tiếp xúc
giữa dầu và nước, phía Tây bởi đứt gãy kiến tạo số 1. Kích thước của nó khoảng
3,6km x 1,7km x 66m.
 Vòm Nam
Vỉa dầu bão hòa ở 2 khoảng độ sâu khác nhau từ 29927,6 – 2931,2m và từ
2960 – 2964m. Ranh giới giữa dầu và nước vỉa chưa được xác định nên tạm lấy đá
móng ở độ sâu 2929m làm ranh giới. Kích thước của nó khoảng 4,9km x 2,75km x
69m.
1.5.2 Các đối tượng sản phẩm
Từ những đặc điểm đặc trưng của địa chất mỏ, các đối tượng khai thác được
chia như sau :
− Đối tượng 1 :
Tầng 23 và 24 thuộc điệp Bạch Hổ Mioxen dưới. Các tầng này phân bố trên
toàn diện tích mỏ. Gồm các thân dầu cả ở vòm Bắc cũng như vòm Trung tâm của
cấu tạo. Các thân dầu dạng vỉa, vòm có ranh giới tiếp xúc dầu nước và đới chứa
nước ngoài biên. Bề dày trung bình chứa dầu là 160m, độ rỗng 19 - 22%, độ thấm từ
30 - 80mD, độ bão hòa dầu 57%. Gradient địa nhiệt ở vòm trung tâm cao 4 o/100m, ở
vòm Bắc thấp hơn 3.3o/100m. Tầng 23 là tầng chính, tầng 24 là tầng phụ.
− Đối tượng 2:

Đối tượng này bao gồm tất cả các tầng cát kết điệp Trà Tân thuộc Oligoxen
trên. Đặc điểm cơ bản của đá chứa trong đối tượng này là không tồn tại đều trên
20


4
khắp mỏ, thường xảy ra sự biến tướng mạnh của đá chứa. Chiều dày tầng chứa dầu
trung bình 700m.
− Đối tượng 3:
Gồm tất cả các tầng sản phẩm của Oligoxen hạ phân bố chủ yếu ở Bắc và
Đông Bắc mỏ. Trầm tích chứa các sản phẩm là cát, bột kết thuộc tướng cửa sông,
đầm hồ ven biển. Chiều cao thân dầu hơn 1000m, độ rỗng thấp 12 - 14%, độ thấm
nhỏ 20 - 30mD, độ chứa cát thấp 0.3 - 0.4, chia thành nhiều lớp, độ bão hòa dầu
65%, chiều dày hiệu dụng bão hòa dầu 40 - 50m, áp suất vỉa tương đương áp suất
thủy tĩnh. Gradient địa nhiệt 3.4 - 3.5 o/100m. Đặc tính Collector thay đổi lớn, vát
nhọn về phía Tây, Tây Nam theo đới nâng của móng, về phía Đông, Đông Bắc
Collector kém dần và sét hóa, các đứt gãy kiến tạo chia cắt thành các khối riêng biệt,
tạo nên các thân dầu đóng kín riêng biệt và không có nguồn nuôi.
− Đối tượng 4 :
Thân dầu thuộc dạng khối của đá móng bao gồm Granit và Granodiorit. Đá
chứa là dạng hang hốc nứt nẻ. Thân dầu có chiều dài tối đa là 1600m, chiều dày hiệu
dụng bão hòa dầu là 300 - 400m, độ bão hòa dầu 85%, độ rỗng 1 - 3%, độ thấm
trung bình 100 - 150mD. Gradient địa nhiệt 2.25 - 2.5 o/100m. Thân dầu này không
có dị thường áp suất.
1.6 Gradien địa nhiệt và gradien áp suất của các vỉa sản phẩm mỏ Bạch Hổ
1.6.1 Gradien địa nhiệt của các đá phủ trên móng
Tầng móng được phù bởi các thành tạo trầm tích sét tuổi Mioxen và Oligoxen.
Các lớp phủ này có hệ số dẫn nhiệt nhỏ hơn so với hệ số dẫn nhiệt của đá móng.
Dòng nhiệt sau khi ra khỏi 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 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 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 tụt
xuống thì có nhiệt độ thấp hơn. Nói cách khác, gradient của các tầng chứa Mioxen
21


4
và tầng chứa Oligoxen vòm Nam ( nơi móng trồi lên – 3050m) cao hơn ở vòm Bắc
(nơi móng tụt xuống – 3500m).Càng xuống sâu thì sự khác biệt của lớp phủ và đá
móng càng bé.
Ở vòm Nam, các lớp phủ nằm ở độ sâu từ 2800m xuống gặp đá móng ở 3100m
, gradient địa nhiệt có giá trị khoảng 5- 4 oC/100m. Các lớp phủ gặp đá móng ở sâu
hơn (3500m) tì từ 4- 3,8oC/ 100m. Tại vòm Bắc, các lớp phủ nằm ở độ sâu 2800m
xuống gặp đá móng ở độ sâu từ 3500 - 3700m, gradient địa nhiệt thay đổi từ 5 –
3,5oC/100m. Còn các lớp phủ gặp đá móng ở sâu hơn (4000m) thì từ 4 – 3oC/100m.
1.6.2 Gradien địa nhiệt củ đá móng
Đá móng là một khối thống nhất, có thể xem rằng gradient địa nhiệt có giá trị
không đổi với toàn khối. Do ảnh hưởng của lớp phủ Mioxen và Oligoxen, và do vị
trí của mỗi vòm khác nhau cho nên nhiệt độ các vùng ở trên mặt móng khác nhau.
Nhưng sau khi đi vào đá móng ở độ sâu nào đó ( có thể chọn 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 của lớp chuyển tiếp này được xác
định là khoảng 200m.
Kết quả nghiên cứu cho phép xác định được giá trị gradient địa nhiệt của đá
móng là khoảng 2,5oC/100m. Nhiệt độ ở độ sâu 4300m là khoảng 157,5oC.
1.6.3 Gradien áp suất ở mỏ Bạch Hổ
Gradient áp suất là đạo hàm của áp suất theo chiều sâu. Do đó Gradient áp suất
không thay đổi khi áp suất tăng theo hàm bậc nhất và thay đổi khi áp suất không

tăng theo quy luật tuyến tính.
Dị thường áp suất là hiện tượng khi Gradient áp suất thay đổi đột ngột.
Gradient áp suất có giá trị trung bình khoảng 0.1 at/m. Từ đó ta có thể phân loại như
sau:
• Gradient áp suất lớn hơn 0.1 at/m là dị thường áp suất dương.
• Gradient áp suất nhỏ hơn 0.1 at/m là dị thường áp suất âm.
Ở mỏ Bạch Hổ chỉ có dị thường áp suất ở tầng Oligoxen thượng với Gradient
áp suất 1.6 – 1.7.
Bảng 1.5: Biểu diễn áp suất ở các tầng
Tầng
Mioxen
Thượng
Oligoxen
Hạ

Áp suất
Áp suất ban đầu tương đương với áp suất thủy tĩnh
Có dị thường áp suất cao từ 1.6 – 1.7
Áp suất ban đầu tương đương với áp suất thủy tĩnh
22


4
Móng

Áp suất ban đầu tương đương với áp suất thủy tĩnh
Bảng 1.6: Gradien 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/100m
1,637 – 1,727 at/100m
1.137 at/100m
1,151 at/100m

1.7 Dị thường nhiệt độ và nguyên nhân gây ra dị thường nhiệt độ
Theo kết quả số liệu đo đạc ở một số giếng, nhiệt độ tại các giếng đo ở nhiều
giếng cao hơn nhiệt độ bình thường tính theo gradient địa nhiệt cũng chính tại cùng
độ sâu của các điểm đó từ vài độ đến vài chục độ. Đây chính là hiện tượng dị thường
nhiệt độ do nhiều nguyên nhân khác nhau gây nên khi giếng làm việc.
CHƯƠNG 17: 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 độ C mà ta ghi nhận được cơ bản chỉ có thể do chất lỏng từ dưới sâu
đi lên hoặc do dòng chảy theo phương ngang, hướng tâm đến giếng gây nên.
Xét dòng chảy theo phương ngang, hướng tâm đến đáy giếng. Khi giếng làm
việc, số liệu khảo sát ở nhiều giếng cho thấy, nếu lưu lượng biến đổi nhiều thì nhiệt
độ cũng thay đổi từ 1 – 3 oC. Như vật, dòng chảy theo phương ngang không gây nên
dị thường lớn về nhiệt độ.
Các dứt gãy của mỏ Bạch Hổ thường có góc nghiêng từ 60 – 80 o. Quan sát trên
mẫu lõi thu được từ đá móng, chúng ta cũng thấy phổ biến các góc nghiêng 60 o –
75o.
Vậy, các nứt nẻ đá móng mỏ Bạch Hổ cơ bản có hướng thẳng đứng, chất lỏng
từ dưới sâu đi lên theo các nứt nẻ này là nguyên nhân chính gây nên dị thường về
nhiệt độ ở đáy giếng. Đó là lời giải thích hiện tượng nhiệt độ tăng cao ở đáy nhiều

giếng khai thác dầu của đá móng mỏ Bạch Hổ.

23


4

CHƯƠNG 2 CÁC YẾU TỐ ẢNH HƯỞNG TỚI VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG
2.1 Các yếu tố ảnh hương tới vùng cận đáy giếng
Nguồn gốc của nhiễm bẩn thành hệ
Tất cả các hoạt động của giếng, từ quá trình khoan cho đến quá trình trám xi
măng, hoàn thiện giếng, chèn sỏi, khai thác, xử lý kích thích, bơm ép để tăng thu hồi
dầu…đều là nguồn gốc gây ra sự nhiễm bẩn thành hệ, làm giảm sản lượng khai thác
của giếng
2.1.1 Trong 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 các dung dịch có độ
kiềm cao làm bít kín các lỗ rỗng tầng chưa.
Trong quá trình phân ly, pha rắn có hàm lượng keo cao xâm nhập kể cả các
chất độn không hòa tan hoặc khó hòa 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.
Qúa trình thấm lọc của nước từ dung dịch khoan vào lỗ rỗng mao dẫn của vỉa,
tạo hệ nhũ tương nước dầu bền vững. Chính dạng nhũ này đã làm giảm tính linh
động của chất lỏng tring các khoảng không lỗ rỗng, từ đó làm giảm khả năng khai
thác và gây khó khăn trong quá trình xủ lý giếng.
Do sự lắng đọng của các muối không tan do sự tương tác của các ion có 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.
Sự xâm nhập của các pha rắn trong hệ dung dịch có hàm lượng chất rắn cao

vào các lỗ rỗng thành hệ, đặc biệt khi khoan qua vùng xảy 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 các phản ứng
phân hủy làm giảm khả năng tác động của các chất polymer hay tạo ra lớp màng
chắn bít các lỗ rỗng mao dẫn của tầng chứa.

24


4

Hình 2.3 Các loại nhiễm bẩn trong quá trình khoan
Các ảnh hưởng trên sẽ càng nghiêm trọng khi sự chênh áp giữa cột dung dịch
và vỉa càng lớn, và các sự cố xảy ra trong quá trình khoan như sập lở thành giếng
khoan, mất dung dịch…
2.1.2 Trong 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 xủ lý giếng đưa vào
khai thác.
Để đáp ứng yêu cầu kỹ thuật về độ bền cứng và độ bám của xi măng trám giữa
khoảng không vành xuyến, trước khi trám xi măng cần tiến hành rửa giếng khoan và
loại lớp vỏ sét bằng các vòng cạo. Nếu thực hiện tốt các công tác này thì độ thấm
của thành giếng sẽ là độ thấm thật của vỉa rất thuận lợi cho việc xử lý giếng sau này.

25