PHƯƠNG PHÁP TĂNG CƯỜNG THU HỒI DẦU EOR

NGHIÊN CỨU KHOA HỌC

GVHD: PGS.TS Trần Văn Xuân

LỜI CẢM ƠN
Trong quá trình thực hiện đề tài nghiên cứu khoa học này, chúng em xin chân
thành cảm ơn thầy PGS.TS Trần Văn Xuân đã hướng dẫn tận tình để chúng em
hoàn thành tốt đề tài.
Bằng sự chăm chỉ của bản thân và sự tận tình giúp đỡ của thầy hướng dẫn,
cuối cùng đề tài nghiên cứu khoa học của chúng em đã được hoàn thành.
Mặc dù có nhiều cố gắng nhưng do thời gian ngắn, kiến thức chuyên môn còn
hạn hẹp nên đề tài nghiên cứu khoa học này vẫn còn nhiều thiếu sót. Kính mong
thầy cô xem và đóng góp ý kiến để đề tài của chúng em được hoàn thiện hơn.
Chúng em xin chân thành cảm ơn.
TP. Hồ Chí Minh, 11/2016

1


NGHIÊN CỨU KHOA HỌC

GVHD: PGS.TS Trần Văn Xuân

MỤC LỤC

DANH MỤC HÌNH ẢNH VÀ BẢNG BIỂU
Hình i: Sản lượng dầu khai thác tăng thêm do áp dụng EOR của Mỹ………….7
Hình ii: Sản lượng dầu tăng lên năm 2012 do áp dụng phương pháp nhiệt…….7
Hình iii: Sơ đồ về cơ chế thu hồi dầu qua các giai đoạn khai thác mỏ dầu khí..15

2

NGHIÊN CỨU KHOA HỌC

GVHD: PGS.TS Trần Văn Xuân

PHẦN A: ĐỀ CƯƠNG
1/ Tổng quan về tình hình nghiên cứu thu hồi dầu tăng cường EOR và tính cấp
thiết của đề tài
1.1/ Tình hình nghiên cứu thu hồi dầu tăng cường EOR
J

Việc áp dụng EOR sẽ làm gia tăng tổng sản lượng dầu khai thác được từ một
vỉa, góp phần tăng doanh thu và lợi nhuận cho nhà thầu dầu khí và nước chủ

J

nhà.
Mỹ là nước có sản lượng dầu khai thác tăng thêm nhờ các phương pháp EOR
đứng đầu trên thế giới. Trong giai đoạn 1986 - 2012, Mỹ đã khai thác được
khoảng 62,68 tỷ thùng dầu, trong đó sản lượng dầu khai thác được từ việc áp
dụng các biện pháp EOR chiếm gần 6% tổng sản lượng đã khai thác (3,51 tỷ
thùng dầu). Các dự án EOR ở Mỹ sử dụng nhiệt, hóa chất, khí (CO 2,
hydrocarbon, nitơ, khí thải…) và vi khuẩn để nâng cao hệ số thu hồi dầu.
Trong đó, Mỹ chủ yếu sử dụng nhiệt và khí để gia tăng sản lượng khai thác,

J

đặc biệt là phương pháp bơm ép hơi nước và bơm ép CO2.
Canada đứng thứ 2 sau Mỹ về sản lượng dầu khai thác tăng thêm nhờ việc áp

dụng các phương pháp EOR. Theo khảo sát của Oil & Gas Journal công bố
năm 2012, Canada có 40 dự án EOR (70% dự án áp dụng phương pháp bơm
ép khí và 25% dự án áp dụng phương pháp nhiệt). Trong số 28 dự án bơm ép
khí, có 71,43% dự án áp dụng phương pháp bơm ép khí hydrocarbon trộn lẫn,
các dự án CO2 - EOR chỉ chiếm 21,43%.

3


NGHIÊN CỨU KHOA HỌC

GVHD: PGS.TS Trần Văn Xuân

Hình i: Sản lượng dầu khai thác tăng thêm do áp dụng EOR của Mỹ

Hình ii: Sản lượng dầu tăng lên năm 2012 do áp dụng phương pháp nhiệt
J

Indonesia có một dự án EOR song sản lượng dầu khai thác tăng thêm từ dự án
EOR này rất cao. Mỏ Duri do PT Caltex điều hành áp dụng phương pháp nhiệt

J

với sản lượng dầu khai thác tăng thêm năm 2012 là 190.000 thùng dầu/ngày.
Venezuela có khoảng 48 dự án EOR, trong đó chủ yếu áp dụng phương pháp
nhiệt để nâng cao thu hồi dầu. Sản lượng khai thác tăng thêm từ việc áp dụng
phương pháp nhiệt ở Venezuela là 209.483 thùng dầu/ngày.
4

NGHIÊN CỨU KHOA HỌC

GVHD: PGS.TS Trần Văn Xuân

1.2/ Một số nghiên cứu tiêu biểu liên quan đến hướng nghiên cứu EOR trên
thế giới và Việt Nam
J

Trên thế giới
• A.Gene Collins (1997), Enhanced - Oil - Recovery Injection Waters,
International Oilfield and Geothermal Chemistry Symposium, 27 - 29 June,
•

San Diego, California.
R.Reksidler (Petrobras), R.A.M.Vieira (Petrobras), A.E.Orlando (Petrobras),
B. R. S. Costa (Petrobras), L. S. Pereira (Petrobras). Topic is Offshore
Chemical Enhanced Oil Recovery, Brasil, 27 - 29 October, Rio de Janeiro,

•

Brazil, Publication Date 2015.
M.R. Ghadimi (Natl. Iranian Oil Co), M. Ardjmand (Islamic Azad) Topic is
Simulation of Microbial Enhanced Oil Recovery, International Oil Conference
and Exhibition in Mexico, 31 August - 2 September, Cancun, Mexico.

•

Publication Date 2006.
F.D. Martin (New Mexico Petroleum Recovery Research Center). Topic is
Enhanced Oil Recovery for Independent Producers, SPE/DOE Enhanced Oil

•

Recovery Symposium, 22 - 24 April, Tulsa, Oklahoma. Publication Date 1992.
Norollah Kasiri (Iran U of Science & Technology), Abolghasem Bashiri (Iran
U of Science & Technology). Topic is Gas-Assisted Gravity Drainage
(GAGD) Process For Improved Oil Recovery, nternational Petroleum

•

Technology Conference, 7 - 9 December, Doha, Qatar. Publication Date 2009.
J.A.Boon (Oil Sands Research Department Alberta Research Council). Topic
is Chemistry In Enhanced Oil Recovery - An Overview, Journal of Canadian

•

Petroleum Technology. Publication Date January 1989.
Kawahara. Y, Nguyen Hai An, (2009), “Comprehensive CO2 EOR study –
Study on Applicability of CO2 EOR to block 15-2, Offshore Vietnam, Rang
Dong Field – part I Laboratory Study”, Petrovietnam Journal, Vol 6, pp 44 -

J

51.
Trong nước
5


NGHIÊN CỨU KHOA HỌC
•

GVHD: PGS.TS Trần Văn Xuân

Đặng Ngọc Quý, Nghiên cứu ảnh hưởng của các yếu tố địa chất và giải pháp
nâng cao hệ số thu hồi đối với thân dầu trong đá mòng nứt nẻ mỏ Sư Tử Đen
và Sư Tử Vàng, Bộ môn Khoan - Khai thác, Khoa Dầu khí, Trường Đại học

•

Mỏ - Địa chất Hà Nội 2014.
Pham Duc Thang and Pham Huy Giao (2005), A study on Polymer injection
as a possible EOR method for the fractured basement of the White Tiger field,
southern offshore of Vietnam, Proceedings of the International Workshop
Hanoi Geoengineering 2005, Vietnam National University Publishing House,

•

Hanoi, Vietnam, pp. 340 - 350.
Phạm Đức Thắng, Nguyễn Hữu Trung (2008), Các giải pháp khai thác tận thu
đối tượng cát kết Mioxen hạ, Oligoxen mỏ Bạch Hổ, Tuyển tập báo cáo Hội
nghị Khoa học - Công nghệ, Viện Dầu Khí Việt Nam 30 năm Phát triển và Hội

•

nhập, Nhà xuất bản khoa học và kỹ thuật, Hà Nội, tr. 634 - 642.
Nguyễn Hải An, Nghiên cứu ứng dụng giải pháp thu hồi dầu tam cấp bằng
bơm ép CO2 cho tầng móng nứt nẻ mỏ Sư Tử Đen, Bộ môn Khoan - Khai

•

thác, Khoa Dầu khí, Trường Đại học Mỏ - Địa chất Hà Nội 2012.
Nguyễn Hữu Trung, Nguyễn Hải An và nnk (2010), “ Bơm ép CO 2 gia tăng
thu hồi dầu khí cho bể Cửu Long”, Tuyển tập báo cáo hội nghị khoa học và

•

công nghệ quốc tế, Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam.
Phạm Đức Thắng, Nguyễn Văn Minh, Trần Đình Kiên, Cao Ngọc Lâm,
Nguyễn Thế Vinh, Nguyễn Mạnh Hùng, Hoàng Linh Lan (2013), Nghiên cứu
giải pháp gia tăng thu hồi dầu bằng bơm ép khí nước luân phiên (WAG) cho
Mioxen hạ, Bạch Hổ, Tạp chí khoa học Đại học Mỏ-Địa Chất, Hà Nội, số 42,

•

tháng 4/2013, tr 14 - 21
Le Xuan Lan, Nguyen Hai An (2007), “Enhance oil recovery by cacbone
dioxide flooding”. Proceeding of the International symposium Hanoi
Geoengineering.

6


NGHIÊN CỨU KHOA HỌC
•

GVHD: PGS.TS Trần Văn Xuân

Nguyễn Hải An, Lê Xuân Lân (2010), Mô phỏng khai thác dầu bằng phương
pháp bơm ép CO2 trộn lẫn, áp dụng cho khối SD - D đối tượng móng nứt nẻ

•

mỏ Sư Tử Đen, Đề tài NCKH cấp trường.
Đặng Ngọc Quý, Hoàng Văn Quý, Thân dầu trong đá móng trước Đệ Tam mỏ
Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng và các yếu tố địa chất ảnh hưởng tới khả năng thu hồi

•

dầu, tạp chí dầu khí số 2 - 2014.
ThS. Trương Đức Trọng, TS. Hoàng Thịnh Nhân, Giải pháp công nghệ nâng
cao thu hồi dầu các mỏ ngoài khơi, tạp chí dầu khí số 3 - 2013, Đại học Dầu

•

khí Việt Nam.
ThS. Đặng Ngọc Quý, PGS.TS. Hoàng Văn Quý, Một số giải pháp nâng cao
hệ số thu hồi dầu cho thân dầu trong đá móng trước đệ tam mỏ Sư Tử Đen, Sư
Tử Vàng, tạp chí dầu khí số 2 - 2014, Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu
khí.

1.3/ Tính cấp thiết của đề tài
J

Các phương pháp EOR được các nước như: Canada, USA, Venezuela,... áp dụng
rộng rãi từ những năm 60, 70 và đầu những năm 80 của thế kỷ XX do trữ lượng
dầu năng lớn và giá dầu tăng cao, cần nâng cao sản lượng và hiệu quả khai thác
mỏ. Việc áp dụng EOR sẽ làm gia tăng tổng sản lượng dầu khai thác được từ một

J

vỉa, góp phần tăng doanh thu và lợi nhuận cho nhà thầu dầu khí và nước chủ nhà.
Việt Nam đã bắt đầu nghiên cứu, triển khai thử nghiệm EOR trong hơn một thập
kỷ qua. Tuy nhiên các dự án EOR ở Việt Nam còn khá khiêm tốn. Hai công ty có
thể ứng dụng EOR vào thưc tế hiện nay là: Lam Sơn Joint Operating Company
và Japan Vietnam Petroleum Corporation. Trên thực tế mới có đối tượng
Miocene mỏ Rạng Đông vừa kết thúc triển khai ứng dụng phương pháp bơm ép
hydrocarbon thử nghiệm và đã có kế hoạch triển khai bơm ép hydrocarbon trên
toàn mỏ từ giữa tháng 9/2014 với lượng dầu khai thác tăng thêm dự kiến khoảng
10 triệu thùng dầu. Tại mỏ Bạch Hổ, thử nghiệm bơm ép chất hoạt động bề mặt
7


NGHIÊN CỨU KHOA HỌC

GVHD: PGS.TS Trần Văn Xuân

vi sinh hóa lý được thực hiện khá thành công ở một số khu vực thuộc đối tượng
Miocene và bắt đầu mở rộng thử nghiệm ở đối tượng Oligocene, dự kiến cho
phép thu hồi thêm một lượng dầu đáng kể. Đáng lưu ý, phương pháp bơm ép hòa
tan CO2 đã được thử nghiệm tại đối tượng Miocene mỏ Rạng Đông và cho kết
quả khả quan về mặt kỹ thuật. Phương pháp này sẽ mang lại lợi ích lớn khi được
áp dụng kết hợp với nhiều mỏ/đối tượng khác nhằm giảm chi phí. Ước tính nếu
áp dụng thành công phương pháp này tại các mỏ thuộc bể Cửu Long sẽ thu hồi
thêm gần 200 triệu thùng dầu. Điều này cho thấy tiềm năng lớn của việc áp dụng
EOR ở Việt Nam, không chỉ ở bể Cửu Long mà còn tại các bể khác, nơi có các
J

mỏ dầu đang được khai thác.
Đã có nhiều giếng khoan thăm dò và thẩm lượng, nhiều giếng đã khai thác vào
khối móng nứt nẻ mỏ X12. Tài liệu và các công trình nghiên cứu về địa chất, địa

chấn, địa vật lý giếng khoan, sơ đồ công nghệ, tài liệu khai thác, mô hình địa
chất và mô hình mô phỏng … trong khu vực nghiên cứu khá phong phú. Tính
chất vỉa và động thái khai thác của các khu vực có biểu hiện khác nhau, hệ số thu
hồi dầu phụ thuộc nhiều vào bản chất địa chất của vỉa sản phẩm. Tuy nhiên cho
đến hiện nay chưa có công trình nghiên cứu quy mô và tổng hợp nhằm xác định
các yếu tố địa chất của đá móng nứt nẻ mỏ X12 có ảnh hưởng đến khả năng thu
hồi dầu. Nhà điều hành đã áp dụng nhiều giải pháp nhằm gia tăng hệ số thu hồi,
kết quả cho thấy có những giải pháp cho kết quả khả quan, nhưng có giải pháp

J

chưa cho kết quả như mong đợi.
Cho đến nay, dầu được khai thác ở mỏ X12 chủ yếu từ móng nứt nẻ trước
Kainozoi bằng các giếng khai thác với chiều dài và góc nghiêng lớn, nhưng động
thái khai thác và trữ lượng thu hồi của các giếng rất khác nhau. Đặc biệt tỷ số khí
dầu hay độ ngập nước của giếng khai thác tăng rất mạnh trong thời gian ngắn
làm cho lưu lượng khai thác giảm nhanh và đáng kể, dẫn đến sản lượng khai thác
thực tế thấp hơn nhiều so với dự báo trong sơ đồ công nghệ. Các nguyên nhân
8


NGHIÊN CỨU KHOA HỌC

GVHD: PGS.TS Trần Văn Xuân

là: (i) ảnh hưởng của việc khai thác với lưu lượng cao, (ii) mạng lưới giếng khai
thác và bơm ép, (iii) lưu lượng bơm ép chưa hợp lý, (iv) đặc điểm các yếu tố địa
chất của mỏ đã ảnh hưởng tới hệ số thu hồi dầu. Ba lý do đầu là chủ quan, riêng
lý do cuối cùng cần phải được nghiên cứu một cách kỹ lưỡng nhằm đưa ra các
giải pháp khai thác hợp lý và hiệu quả. Vì vậy, việc nghiên cứu xác định những

yếu tố địa chất ảnh hưởng tới hệ số thu hồi dầu, đồng thời nghiên cứu đề xuất các
giải pháp nâng cao hệ số thu hồi đối với thân dầu trong đá móng nứt nẻ mỏ X12
J

là nhiệm vụ cần thiết và rất cấp thiết.
Tóm lại mặc dù công nghệ EOR đã được nhiều nhà nghiên cứu quan tâm, đầu tư
và đã đạt được một số kết quả khả quan nhưng với đặc thù đã nêu nhóm các sinh
viên chuyên ngành ĐCDK đã tiến hành nghiên cứu chuyên đề: “Các phương
pháp thu hồi dầu tăng cường EOR để nâng cao hệ số thu hồi dầu cho thân dầu
trong đá móng trước Đệ Tam mỏ X12 bằng quá trình phân dị trọng lực với trợ
giúp bởi bơm ép khí GAGD (Gas-Assisted Gravity Drainage)”. Đây là một công
trình nghiên cứu thực tiễn, có tính cấp thiết cao, sẽ đóng góp nhất định trong sản

J

xuất và nghiên cứu và góp phần đảm bảo sản lượng dầu khí trong những năm tới.
Để thực hiện đề tài nghiên cứu, học viên tập trung phân tích, đánh giá các công
trình nghiên cứu hiện có, nêu ra các vấn đề còn tồn tại trong công tác nghiên cứu
đặc điểm mỏ X12 nhằm định hướng cho các công việc sẽ giải quyết của đề tài:
lựa chọn các phương pháp hiện đại nghiên cứu thu hồi dầu tăng cường và xây
dựng mô hình thu hồi dầu tăng cường cho mỏ X12.

2/ Các giai đoạn khai thác mỏ dầu khí
J

Giai đoạn khai thác sơ cấp
• Trong giai đoạn sản xuất ban đầu, áp suất vỉa còn cao, dầu được khai thác nhờ
•

sự dịch chuyển trong vỉa chứa bởi năng lượng nội tại của vỉa.

Năng lượng tự nhiên của mỏ dầu chủ yếu là: năng lượng đàn hồi của chất lưu
và thành hệ đá chứa, năng lượng khí hòa tan, năng lượng mũ khí, năng lượng
của nguồn nước vỉa và năng lượng tiềm năng của lực mao dẫn và lực hấp dẫn.
9


NGHIÊN CỨU KHOA HỌC
•

GVHD: PGS.TS Trần Văn Xuân

Trong nhiều trường hợp để tăng cường nhịp độ khai thác của mỏ khi năng
lượng của vỉa yếu đi, người ta bổ sung năng lượng tại các giếng khai thác (sử
dụng gaslift, bơm ngầm, bơm piston…), cho phép khai thác sớm lượng dầu

J

trên bề mặt.
Giai đoạn khai thác thứ cấp
• Giai đoạn khai thác thứ cấp thường được bắt đầu khi áp suất vỉa chứa trong
•

giai đoạn khai thác sơ cấp giảm.
Nhằm duy trì, phục hồi hoặc tăng áp suất vỉa người ta sử dụng các phương
pháp bơm ép: bơm ép nước (nóng + lạnh), bơm ép khí (chế độ hoà tan –
không hoà tan), bơm ép kết hợp nước + khí. Ngoài ra còn có thể bơm ép các

J

chất lưu khác: CO2, N2, khí hydrocacbon, LPG (chế độ hoà tan).

Giai đoạn khai thác tam cấp (Giai đoạn thu hồi dầu tăng cường)
• Khi nguồn năng lượng từ bên ngoài tác động vào vỉa không thể dịch chuyển
dầu từ vỉa tới các giếng khai thác (do dầu dư bị kẹt lại trong vỉa dưới dạng dầu
bất động (immobile) thì cần phải tác động để tăng hiệu suất quét, hiệu suất đẩy
bằng cách thay đổi các đặc trưng cơ bản của chất lưu trong vỉa như: sức căng
•

bề mặt, độ nhớt, tính dính ướt, tỷ số linh động...
Các phương pháp tăng cường khai thác và nâng cao hệ số thu hồi dầu bao
gồm:
 Nhiệt: Bơm ép hơi nước, đốt vỉa, bơm ép nước nóng,…
 Bơm ép khí: CO2, khí tự nhiên, N2/khí thải.
 Hoá học: kiềm, polymers, chất hoạt động bề mặt.
 Các phương pháp khác: Vi khuẩn, sóng âm, điện từ,…

10


NGHIÊN CỨU KHOA HỌC

GVHD: PGS.TS Trần Văn Xuân
Năng lượng vỉa tự nhiên

Giai đoạn khai
thác sơ cấp

Tác động lên giếng (gaslift,
bơm ngầm, bơm piston…).

Bơm ép nước

Các giai đoạn
khai thác mỏ dầu
khí

Giai đoạn khai
thác thứ cấp

Bơm ép khí
Bơm ép các chất lưu khác:
CO2, N2, khí hydrocacbon,
LPG (chế độ hoà tan).

Nhiệt: Bơm ép hơi nước, đốt
vỉa, bơm ép nước nóng,…

Bơm ép khí: CO2, khí tự
nhiên, N2/ khí thải.
Giai đoạn khai
thác tam cấp

Hoá học: kiềm, polymers,
chất hoạt động bề mặt.

Các phương pháp khác: Vi
khuẩn, sóng âm, điện từ, …

Hình iii: Sơ đồ về cơ chế thu hồi dầu qua các giai đoạn khai thác mỏ dầu khí
11

NGHIÊN CỨU KHOA HỌC

GVHD: PGS.TS Trần Văn Xuân

3/ Mục tiêu và nhiệm vụ
J

Mục tiêu: Tác động làm tăng hiệu suất quét, hiệu suất đẩy vào lượng dầu dư bất
động bị mắc kẹt trong những tập đá chứa nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu (gia
tăng hiệu quả kinh tế cho dự án khai thác) của mỏ sau giai đoạn khai thác sơ cấp

J

và thứ cấp mà không thể thu hồi bằng các cơ chế khai thác thứ cấp thông thường.
Nhiệm vụ: Làm giảm lực giữ dầu ở trong lỗ rỗng của vỉa, làm giảm độ nhớt giữa
các pha chất lưu (chủ yếu giữa pha Dầu - Nước) hoặc giảm các đặc tính của vỉa
để tăng cương hiệu suất quét, hiệu suất đẩy bằng các phương pháp chủ yếu như
dùng nhiệt, khí, hóa học và phương pháp sử dụng vi khuẩn.

4/ Ý nghĩa khoa học và thực tiễn
J

Ý nghĩa khoa học: Là công trình nghiên cứu ứng dụng cho một đề án đề xuất
giải pháp khai thác hợp lý nhằm tận thu dầu tầng chứa, từ nghiên cứu lý thuyết
đến thực nghiệm trong phòng thí nghiệm cho tới mô phỏng khai thác. Đề tài đưa
ra phương pháp gia tăng thu hồi dầu tối ưu dựa trên các điều kiện khai thác thực
tế và điều kiện vỉa của mỏ. Kết quả nghiên cứu của luận án sẽ góp phần làm sáng

J

tỏ và phong phú thêm các phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu.
Ý nghĩa thực tiễn: Kết quả nghiên cứu của đề tài rất cấp thiết và đáp ứng được
yêu cầu thực tiễn khai thác dầu khí hiện nay là nâng cao hệ số thu hồi dầu nhằm
tận thu các mỏ dầu tại Việt Nam trong giai đoạn suy giảm sản lượng. Phương
pháp thu hồi tăng cường đã được áp dụng rất phổ biến trên thế giới, nhưng ở Việt
Nam hiện vẫn trong giai đoạn nghiên cứu ứng dụng. Do vậy, kết quả nghiên cứu
thử nghiệm khả thi sẽ góp phần thúc đẩy mạnh việc đầu tư nghiên cứu sâu hơn
nữa của các công ty dầu khí và làm tiền đề cho việc triển khai áp dụng vào thực
tế ở quy mô lớn.

5/ Cơ sở tài liệu
J

Đề tàiđược xây dựng trên cơ sở các tài liệu, báo cáo nghiên cứu, tổng kết về địa
chất, địa vật lý, thiết kế khai thác cho tầng chứa và một khối lượng lớn các tài
12


NGHIÊN CỨU KHOA HỌC

GVHD: PGS.TS Trần Văn Xuân

liệu báo cáo, nghiên cứu, phân tích thí nghiệm về mẫu lõi, chất lưu được lấy từ
J

các giếng khoan của các giếng khoan.
Các báo cáo tổng kết hoạt động thăm dò khai thác dầu khí ở thềm lục địa Việt
Nam của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam; các bài báo và các công trình nghiên cứu
khoa học của các tác giả trong và ngoài nước đăng trên các tạp chí chuyên
ngành.

6/ Cách tiếp cận
J

Tiếp cận từ cơ sở lý luận, tổng quan về hệ các phương pháp thu hồi dầu tăng

J

cường.
Tiếp cận từ thực tiễn, khảo sát, đánh giá thực trạng các mỏ dầu khí đã và đang
áp dụng các biện pháp thu hồi dầu tăng cường. Đảm bảo và nâng cao trữ lượng

J

khai thác trong tương lai, khi nguồn tài nguyên dầu khí ngày càng suy giảm.
Tiếp cận từ những định hướng, mục tiêu, chiến lược phát triển của ngành dầu khí
nói riêng và của đất nước nói chung.

7/ Phương pháp giải quyết
J

Phương pháp thư mục: tổng hợp và phân tích các tài liệu địa chất, địa vật lý,
khoan khai thác để xây dựng tổng quan nghiên cứu và ứng dụng phương pháp

J

khác.
Phương pháp thí nghiệm: xây dựng mô hình thí nghiệm trên tổ hợp mẫu lõi của
tầng chứa để xác định các chỉ số công nghệ và đánh giá hiệu quả thu hồi dầu của

J

phương pháp này.
Phương pháp mô phỏng số: xây dựng mô hình, mô phỏng khai thác bằng phần
mềm chuyên dụng, tái lặp lịch sử và dự báo khai thác, sơ bộ đánh giá hiệu quả
khai thác cho các giải pháp bơm ép tăng cường thu hồi dầu cho đối tượng.

8/ Kết quả dự kiến
Tăng sản lượng thu hồi dầu bằng cách thay đổi ranh giới dầu nước và giảm
hàm lượng nước sản phẩm (water cut).
13


NGHIÊN CỨU KHOA HỌC

GVHD: PGS.TS Trần Văn Xuân

9/ Cấu trúc của đề tài

J
J

Chương 1: Tổng quan về các giai đoạn khai thác và các phương pháp EOR.
J Chương 2: Đặc điểm cấu trúc cấu tạo X12.
Chương 3: Các yếu tố địa chất ảnh hưởng tới khả năng thu hồi dầu mỏ X12.
Chương 4: Ứng dụng phương pháp gagd cho thân dầu trong đá móng nứt nẻ mỏ

J

X12.

Kết luận và kiến nghị.

J

PHẦN B: NỘI DUNG ĐỀ TÀI NCKH
1/ TỔNG QUAN VỀ CÁC GIAI ĐOẠN KHAI THÁC VÀ CÁC PHƯƠNG
PHÁP EOR
1.1/ Giai đoạn khai thác sơ cấp
J

Trong giai đoạn sản xuất ban đầu, áp suất vỉa còn cao, dầu được khai thác nhờ sự
dịch chuyển trong vỉa chứa bởi năng lượng nội tại của vỉa. Năng lượng tự nhiên
của mỏ dầu chủ yếu là năng lượng đàn hồi của chất lưu và thành hệ đá chứa,
năng lượng khí hòa tan, năng lượng mũ khí, năng lượng của nguồn nước vỉa và
năng lượng tiềm năng của lực mao dẫn và lực hấp dẫn. Trong giai đoạn này đối
với các mỏ không có nguồn nước vỉa và mũ khí hỗ trợ đủ mạnh, sản lượng khai
thác giảm nhanh sau khi năng lượng vỉa yếu đi.

J

Tuy nhiên, trong nhiều trường hợp để tăng cường nhịp độ khai thác của mỏ khi
năng lượng của vỉa yếu đi, người ta bổ sung năng lượng tại các giếng khai thác
14


NGHIÊN CỨU KHOA HỌC

GVHD: PGS.TS Trần Văn Xuân

(sử dụng gaslift bơm ngầm, bơm piston…), cho phép khai thác sớm lượng dầu

trên bề mặt nhưng lượng dầu thu hồi thêm không nhiều.
1.2/ Giai đoạn khai thác thứ cấp
J

Giai đoạn khai thác thứ cấp thường được bắt đầu khi áp suất vỉa chứa trong giai

J

đoạn khai thác sơ cấp giảm.
Nhằm duy trì, phục hồi hoặc tăng áp suất vỉa người ta sử dụng các phương pháp
bơm ép: bơm ép nước (nóng + lạnh), bơm ép khí (chế độ hoà tan – không hoà
tan), bơm ép kết hợp nước + khí. Ngoài ra còn có thể bơm ép các chất lưu khác:
CO2, N2, khí hydrocacbon, LPG (chế độ hoà tan).

J

Trong giai đoạn thu hồi dầu sơ cấp và thu hồi dầu thứ cấp, dầu dịch chuyển trong
vỉa và đưa lên bề mặt chủ yếu dựa vào năng lượng nội vỉa hoặc/và bổ sung từ
bên ngoài vào bằng các kỹ thuật, công nghệ khai thác dầu không quá phức tạp
nên được gọi là thu hồi dầu thông thường (COR).

Hình 1.1: Sản lượng khai thác dầu
1.3/ Giai đoạn khai thác tam cấp (EOR)
J

Khi nguồn năng lượng từ bên ngoài tác động vào vỉa không thể dịch chuyển dầu
từ vỉa tới các giếng khai thác thì cần phải tác động để tăng hiệu suất quét, hiệu
suất đẩy bằng cách thay đổi các đặc trưng cơ bản của chất lưu trong vỉa như: sức
căng bề mặt, độ nhớt, tính dính ướt, tỷ số linh động... Các phương pháp nhiệt,
15

NGHIÊN CỨU KHOA HỌC

GVHD: PGS.TS Trần Văn Xuân

khí, hóa học và phương pháp sử dụng vi khuẩn thường được sử dụng để thu hồi
thêm dầu sau khi giai đoạn khai thác thứ cấp không hiệu quả. Các phương pháp
áp dụng trong giai đoạn này được gọi là nâng cao thu hồi dầu (EOR).
J

Trong giai đoạn khai thác tam cấp, các giải pháp IOR (tương tự giai đoạn khai
thác thứ cấp) cũng có thể được triển khai đồng thời nhằm gia tăng hiệu quả kinh
tế cho dự án. Lưu ý rằng khai thác tam cấp - EOR để khai thác thêm phần dầu dư
bất động trong vỉa, mà không thể thu hồi bằng các cơ chế khai thác thứ cấp thông
thường. Do vậy, hiệu quả áp dụng khai thác tam cấp được xác định bằng phần
dầu khai thác tăng thêm do giảm được giá trị dầu bất động Sor này.
J

Các phương pháp EOR chủ yếu được áp dụng cho giai đoạn thu hồi tam cấp,
mặc dù một số phương pháp EOR có thể được sử dụng sớm hơn trong các
giai đoạn khai thác dầu. EOR là việc sử dụng các công nghệ khai thác để
tăng lượng dầu có thể khai thác được từ một mỏ sau giai đoạn khai thác sơ
cấp và thứ cấp. Các công nghệ này là các phương pháp hoặc tổ hợp phương
pháp khí, nhiệt, hóa học hay vi khuẩn, để thu hồi dầu bị mắc kẹt trong những
tập đá chứa dầu bằng cách làm giảm các lực giữ dầu ở trong lỗ rỗng của vỉa
đá, làm giảm độ nhớt khác nhau giữa dầu và nước hoặc làm giảm các đặc
tính của vỉa để dầu có thể dễ dàng được khai thác hơn.

J

Với các biện pháp tác động từ bên ngoài vào vỉa dầu khí (bổ sung năng lượng,
tạo tương tác chất lưu/vỉa…) nhằm tăng thêm lượng dầu khai thác ngoài
lượng dầu khai thác nhờ năng lượng nội tại của vỉa được gọi chung là “cải
thiện thu hồi dầu” (IOR). Như vậy, IOR bao gồm các phương pháp EOR
cũng như việc tái phát triển mỏ, khoan thêm giếng mới và việc ứng dụng các
công nghệ giếng khoan, quản lý và kiểm soát vỉa một cách thông minh, các
kỹ thuật giám sát vận hành vỉa tiên tiến và các ứng dụng cải tiến khác đối với
quá trình khai thác dầu.
16


NGHIÊN CỨU KHOA HỌC

GVHD: PGS.TS Trần Văn Xuân

Hình 1.2: Cơ chế thu hồi dầu
2/ ĐẶC ĐIỂM CẤU TRÚC CẤU TẠO X12
2.1/ Các thành tạo địa chất
Cột địa tầng tổng hợp của cấu tạo X12 được mô tả ở hình 2.1

17


NGHIÊN CỨU KHOA HỌC

GVHD: PGS.TS Trần Văn Xuân

Hình 2.1: Cột địa tầng tổng hợp cấu tạo X12
18

NGHIÊN CỨU KHOA HỌC

GVHD: PGS.TS Trần Văn Xuân

2.1.1/ Móng trước Kainozoi (Hình 2.1)
J

Tầng móng của khu vực X12 chủ yếu gồm các lọai đá macma axit và một
ít các đai mạch mafic.

J

Trong số đá macma axit, granit biotit, granit biotit hocblend là chủ yếu;
riolit và diorit chiếm một phần thể tích nhỏ hơn. Đó là sản phẩm của các
hoạt động macma xảy ra ở cung núi lửa rìa lục địa tích cực trong suốt thời
kỳ Creta tương tự với đá của các phức hệ Đèo Cả và Định Quán trên đất
liền.

J Tuổi đồng vị Rb-Sr của các lọai đá này trong các giếng khoan là:
• Granit biotit 103 ± 1.5 tr. năm (SV - 4X: 3395 - 3400 mTVDSS)
•

Granit biotit hocblend 106 ± 3 tr. năm (SV - 2X: 3240 - 3245 mTVDSS)

•

Diorite 98 ± 3.2 tr. năm (SV - 1X: 3255 - 3260 mTVDSS)
J

Các lọai đá đai/mạch chủ yếu gồm bazan và diabaz tương tự với đá
của phức hệ Cù Mông tuổi Paleogen trên đất liền.

J

Đá móng bị biến đổi nhiệt dịch mạnh tạo thành các khóang vật thứ
sinh lấp đầy các vi khe nứt hoặc thay thế một phần các khoáng vật
nguyên sinh. Hoạt động biến đổi phổ biến nhất là xecrisit hóa, canxit
hóa plagiocla, kaolinit hóa fenpat kali, clorit hóa biotit và hocblend.
Những đai mạch thường bị zeolit hóa. Có nhiều mạch nhỏ zeolit cắt
qua những đai mạch này.

2.1.2/ Các trầm tích phủ Kainozoi
J

Paleogen, Oligocene trên, Hệ tầng Trà Tân (phần dưới)/Tập E (Hình 2.1, 2.3).
Độ dày của tập E thay đổi từ 0 - vài trăm m. Nằm ngay dưới lớp sét kết màu
nâu vàng giàu chất hữu cơ, tập E phủ trên tầng đá móng phong hóa. Bị bóc
mòn ở hầu hết phần đỉnh của cấu trúc, nhìn chung tập E chỉ phân bố ở phía
cánh và có chiều dày thay đổi từ 0 đến vài trăm m. Là các thành tạo trầm tích
19


NGHIÊN CỨU KHOA HỌC

GVHD: PGS.TS Trần Văn Xuân

sông, hồ, thành phần chính của tập là các lớp cát kết, cuột kết có xen kẽ một
ít đá vôi, sét kết và bột kết. Đá cát kết có màu xám đến nâu xám, gắn kết yếu

có độ hạt từ trung bình đến rất thô, độ mài tròn kém đôi khi có chứa cuội kết.
J

Paleogen, Oligocene trên, Hệ tầng Trà Tân (phần giữa)/Tập D (Hình 2.1, 2.2,
2.4). Độ dày của tập D thay đổi từ 300 - 450m. Các thành tạo trầm tích tập D
phân bố rộng rãi trong cấu tạo X12, chủ yếu là sét đầm hồ giàu vật chất hữu cơ
xen kẹp các thấu kính cát mỏng, đá vôi, bột kết và than lấp đầy các bán địa hào á
vĩ tuyến và phủ không chỉnh hợp lên các thành tạo móng granitoid trước
Kainozoi và các thành tạo trầm tích tập E. Trầm tích D là tầng chắn cho móng của

J

cấu tạo này.
Paleogen, Oligocene trên, Hệ tầng Trà Tân (phần trên)/Tập C (Hình 2.1, 2.2,
2.5). Độ dày của tập thay đổi từ 150 - 300m. Các thành tạo thuộc tập C phân bố
rộng rãi trong cấu tạo X12. Trầm tích của tập chủ yếu gồm sét kết, bột kết xen kẽ
với cát kết lắng đọng trong môi trường sông, hồ, đầm lầy và biển nông. Các đá
sét kết giàu chất hữu cơ, có màu nâu vàng cho đến xám, xám xanh. Các lớp cát
kết có màu thay đổi từ xám nhạt đến nâu vàng, có độ hạt từ mịn đến trung bình,
đôi khi thô, độ mài tròn kém.
J

Neogen, Miocene dưới, Hệ tầng Bạch Hổ/Tập BI (Hình 2.1, 2.2, 2.6). Độ dày
của tập thay đổi từ 300 - 700m. Tập BI bao gồm các lớp cát kết xen kẹp với bột
kết và sét kết. Tập BI được chia làm hai phần: Bạch Hổ trên kết thúc ở bất
chỉnh hợp Intra Lower Miocene và Bạch Hổ dưới kéo dài xuống nóc của tập
C.
•

Bạch Hổ trên: bao gồm lớp Rotalia (sét Bạch Hổ) nằm trên cùng của tập

với thành phần chủ yếu là sét kết và phần dưới là các lớp sét kết, cát kết
và bột kết nằm xen kẹp nhau. Ở cấu tạo X12 lớp sét Rotalia có chiều dày
thay đổi từ 30 đến 35m. Bên dưới lớp Rotalia có một số lớp cát kết có độ
rỗng, thấm và tính liên tục tốt, được đánh giá là đối tượng tìm kiếm thứ
20


NGHIÊN CỨU KHOA HỌC

GVHD: PGS.TS Trần Văn Xuân

hai (sau móng) có khả năng chứa (B8, B9, B10 và B15).
• Bạch Hổ dưới: với phần nóc là bất chỉnh hợp Intra Lower Miocene và phần

đáy là nóc tập C. Thành phần chủ yếu của phức hệ này bao gồm các lớp cát
kết, sét kết và bột kết nằm xen kẹp nhau.
J

Neogen, Miocene giữa, Hệ tầng Côn sơn/ Tập BII (Hình 2.1, 2.2). Chiều dày của
tập thay đổi từ 500 - 600m. Các đất đá thuộc Hệ tầng Côn Sơn chủ yếu là các lớp
cát kết có độ hạt từ mịn đến thô xen kẹp sét kết và dolomite, đôi khi là các lớp
than có tuổi Mioxen trung. Môi trường trầm tích của thành hệ này là đồng bằng
ven biển và biển nông. Tài liệu thu được từ các giếng khoan cho thấy Hệ tầng Côn
Sơn không có tiềm năng dầu khí.

J

Neogen, Miocene trên, Hệ tầng đồng Nai/ Tập BIII (Hình 2.1, 2.2).Chiều dày tập
thay đổi từ 500 - 750m. Thành phần của tập BIII bao gồm các lớp cát kết có xen
kẽ các lớp sét kết, dolomite và các lớp than mỏng. Cũng như phức hệ Côn Sơn,

phức hệ này có môi trường trầm tích ven biển và biển nông. Tập BIII không được
xem là đối tượng tìm kiếm dầu khí.

J

Neogen, Pliocene - đệ tứ, Hệ tầng Biển đông/Tập A (Hình 2.1, 2.2). Chiều dày tập
thay đổi từ 400 - 700m. Thành phần của tập bao gồm các tập cát kết có tính gắn
kết yếu, có màu xám nhạt đến xám xanh, độ hạt thay đổi từ mịn đến thô, độ mài
tròn và chọn lọc kém. Xen kẽ với đá cát kết là các tập sét kết, đá vôi và đôi khi có
các lớp than non mỏng ở phần đáy tập. Ở phức hệ này bắt gặp khá nhiều hóa
thạch là các lớp vỏ sò phát triển không đại trà trên khắp khu vực.

21


NGHIÊN CỨU KHOA HỌC

GVHD: PGS.TS Trần Văn Xuân

Hình 2.2: Mặt cắt địa chất dọc cấu tạo X12

Hình 2.3: Bản đồ bề bề dày tập E, cấu tạo X12
22


NGHIÊN CỨU KHOA HỌC

GVHD: PGS.TS Trần Văn Xuân

Hình 2.4: Bản đồ bề dày tập D, cấu tạo X12

Hình 2.5: Bản đồ bề dày tập C, cấu tạo X12
23


NGHIÊN CỨU KHOA HỌC

GVHD: PGS.TS Trần Văn Xuân

Hình 2.6: Bản đồ bề dày tập BI, cấu tạo X12

2.2/ Đặc điểm kiến trúc
2.2.1/ Hình thái các bề mặt
J

Theo bản đồ cấu tạo bề mặt móng (Hình 2.7) và bản đồ đứt gãy chính (Hình
2.12), cấu tạo X12 được bao quanh bởi các đứt gãy F1 ở phía Tây Bắc, F2 ở
phía Đông Nam. Phần cao nhất của bề mặt nóc móng nằm ở trung tâm của
cấu tạo với chiều cao thay đổi từ 2730 - 2750m. Ở độ sâu khép kín 3500m
(Hình 2.12), bề mặt móng có chiều dài khoảng 14.5km và chiều rộng 2.5km.
Bề mặt móng ở trung tâm cấu tạo X12 hầu như bị phủ trực tiếp hoặc kề áp
bởi tập D, trong lúc đó ở rìa cấu tạo trầm tích tập E và D gá vào nóc móng
qua các đứt gãy chính F1, F2, F3, F4 và F5 (Hình 2.12).

J

Nóc tập E chỉ tồn tạo ở rìa của cấu tạo X12. Phần trên đỉnh của cấu tạo, tập E
bị bóc mòn hoàn toàn (Hình 2.8). Bề mặt nóc tập E nằm áp vào tầng nóc
móng qua các đứt gãy F1, F2, F3, F4 và F5 (Hình 2.12). Ở sát rìa cấu tạo,
24

NGHIÊN CỨU KHOA HỌC

GVHD: PGS.TS Trần Văn Xuân

chiều dày của tập E chỉ vào khoảng 0 - 100m, càng ra xa chiều dày của nó
tăng lên đến hơn 500m (Hình 2.5). Theo bản đồ cấu tạo nóc tập E (Hình 2.8)
cấu tạo X12 có diện tích nhỏ và khép kín ở độ sâu 3100m.
J

Nóc tập D phủ trên toàn bộ cấu tạo X12 (Hình 2.9). Ở phần trung tâm cấu
tạo, nóc tập D phủ trực tiếp lên bề mặt móng (Hình 2.2). Theo bản đồ cấu tạo
nóc tập D (Hình 2.9) thì cấu tạo X12 khép kín ở độ sâu 2400m với một diện
tích nhỏ (chiều dài khoảng 3km, chiều rộng 1km) ở trung tâm cấu tạo. Chiều
dày của tập D thay đổi từ 150 - 200m ở trung tâm, càng ra xa chiều dày của
nó tăng lên đến 450m.

J

Nóc tập C và B1 phủ lên toàn bộ cấu tạo X12. Trên bản đồ cấu tạo của chúng
(Hình 2.10 và 2.11), cấu tạo X12 vẫn có dấu hiệu khép kín ở độ sâu 2100m
và 2000m song diện tích bị thu hẹp dần với chiều dài không quá 1km.
Hình 2.7: Bản đồ cấu tạo bề mặt tầng nóc móng, cấu tạo X12

Hình 2.8: Bản đồ cấu tạo bề mặt nóc tập E, cấu tạo X12
25