ung dung cong nghe nano trong khai thac tang miocen mo bach ho 2018 ,danh gia kha nang ung dung cong nghe nano trong khai thac tang mioxen mo bach ho

1
MỤC LỤC

MỤC LỤC..................................................................................................................... 1
DANH MỤC HÌNH VẼ.................................................................................................2
DANH MỤC BẢNG BIỂU...........................................................................................4
MỞ ĐẦU....................................................................................................................... 5
CHƯƠNG I : CÔNG NGHỆ NANO TRONG KHAI THÁC DẦU..............................7
1.1 Giới thiệu chung về công nghệ nano...................................................................7
1.2 Các ứng dụng công nghệ nano trong khai thác dầu.............................................8
1.2.1 Thay đổi khả năng dính ướt của đất đá vỉa.......................................................8
1.2.2 Giảm sức căng bề mặt giữa các pha..................................................................9
1.2.3 Cải thiện tốc độ dòng chảy từ các giếng khai thác..........................................12
CHƯƠNG 2: ĐẶC ĐIỂM VÀ HIỆN TRẠNG KHAI THÁC TẦNG MIOXEN MỎ
BẠCH HỔ................................................................................................................... 15
2.1 Tính chất đá chứa và chất lưu tầng Miocen hạ mỏ Bạch Hổ..............................15
2.1.1 Đặc tính đá chứa tầng Miocen hạ mỏ Bạch Hổ...............................................15
2.1.2 Tính chất lưu thể tầng Miocen hạ mỏ Bạch Hổ..............................................24
2.2 Hiện trạng khai thác...........................................................................................26
2.2.1 Miocen hạ - Vòm Bắc.....................................................................................27
2.2.2 Miocen hạ - Vòm Trung Tâm.........................................................................32
2.2.3 Miocen hạ - Vòm Nam...................................................................................36
CHƯƠNG 3: NGHIÊN CỨU, ĐÁNH GIÁ ỨNG DỤNG CÔNG NGHỆ NANO
TRONG KHAI THÁC DẦU TẦNG MIOXEN MỎ BẠCH HỔ.................................39
3.1 Các kết quả thí nghiệm với mô hình vỉa tầng mioxen mỏ Bạch Hổ...................39
3.1.1 Thí nghiệm về khả năng đẩy rửa dầu thô mỏ Bạch Hổ với phức nano silica và
hợp chất bề mặt[7]...................................................................................................39
3.1.2 Thí nghiệm trên mô hình vỉa tầng mioxen mỏ Bạch Hổ với khả năng cải thiện hệ
số thu hồi của tổ hợp nanosilica - HCBM................................................................48
3.2 KẾT LUẬN VÀ ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP:.........................................................52
3.2.1 Kết luận..........................................................................................................52

3.2.2 Đề xuất giải pháp............................................................................................52
TÀI LIỆU THAM KHẢO...........................................................................................53


2

DANH MỤC HÌNH VẼ
Hình a: Sản lượng khai thác dầu khí qua các năm ở Việt Nam....................................5
Hình 1.1: Tính dính ướt bề mặt rắn của pha dầu và pha nước....................................10
Hình 1.2: Phân bố dòng lỏng theo khả năng dính ướt...............................................11
Hình 1.3: Cơ chết làm giảm sức căng bề mặt của dầu bởi hạt nano..........................12
Hình 1.4. Phương pháp gia nhiệt................................................................................13
Hình 2.1: Các mối quan hệ vật lý thạch học của đá chứa Miocen hạ, vòm Bắc mỏ Bạch
Hổ..................................................................................................................................23
Hình 2.2: Các mối quan hệ vật lý thạch học của đá chứa Miocen hạ, vòm Trung tâm
mỏ Bạch Hổ...................................................................................................................24
Hình 2.3: Biểu đồ sản lượng khai thác của Miocen hạ..................................................27
Hình 2.4: Các chỉ số công nghệ khai thác cơ bản của Miocen hạ vòm Bắc..................28
Hình 2.5: Động thái áp suất vỉa của các giếng khai thác Miocen hạ vòm Bắc...........29
Hình 2.6: Trạng thái giếng bơm ép tại thời điểm 1/1/2017..........................................30
Hình 2.7: Độ bão hòa dầu tại thời điểm hiện tại (1/1/2017)........................................31
Hình 2.8: Các chỉ số công nghệ khai thác cơ bản của Miocen hạ vòm Trung Tâm.....33
Hình 2.9: Động thái áp suất vỉa của các giếng khai thác Miocen hạ vòm Trung Tâm....34
Hình 2.10: Độ bão hòa dầu hiện tại đối tượng Miocen hạ vòm Trung tâm.................35
Hình 2.11: Các chỉ số công nghệ khai thác cơ bản của Miocen hạ vòm Nam.............37
Hình 3.1: Mẫu nanosilica: (a) dung dịch keo nanosilica, (b) hạt nanosilic...................40
Hình 3.2: Khả năng phân tán của hạt nanosilica trong hệ chất hoạt động bề mặt sau 14
ngày ............................................................................................................................41
Hình 3.3: Khả năng phân tán dung dịch keo nanosilica trong hệ chất hoạt động bề mặt
sau 28 ngày....................................................................................................................43

Hình 3.4: Sự biến thiên sức căng bề mặt của hệ nanosilica, hệ chất hoạt động bề mặt
và hệ nanosilica trong hệ chất hoạt động bề mặt.........................................................45
Hình 3.5: Khảo sát khả năng tự đẩy dầu của nước biển..............................................46
Hình 3.6: Khảo sát khả năng tự đẩy dầu của dung dịch chất hoạt động bề mặt theo thời
gian...............................................................................................................................47


3
Hình 3.7: Khảo sát khả năng tự đẩy dầu của hệ hoá phẩm phối trộn theo thời gian.....47
Hình 3.8: Sơ đồ thiết bị thực hiện thí nghiệm...............................................................48
Hình 3.9: Động thái đẩy dầu trước khi bơm hóa phẩm................................................51
Hình 3.10: Động thái đẩy dầu sau khi bơm hóa phẩm..................................................51


4

DANH MỤC BẢNG BIỂU
Bảng 2.1: Đặc trưng các thân dầu trong Miocen hạ......................................................17
Bảng 2.2: Kết quả phân tích hàm lượng các khoáng vật sét trong đá cát kết - bột kết
tầng Miocen hạ ở giếng khoan BH-1203.......................................................................20
Bảng 2.3: Hàm lượng sét trong đá từ kết quả minh giải ĐVLGK tầng Miocen hạ.....20
Bảng 2.4: Hàm lượng khoáng vật sét trong các vỉa sản phẩm tầng Miocen hạ vòm Bắc
mỏ Bạch Hổ...................................................................................................................21
Bảng 2.5: Hàm lượng khoáng vật sét trong các vỉa sản phẩm tầng Miocen hạ vòm
Trung tâm mỏ Bạch Hổ.................................................................................................22
Bảng 2.6: Hàm lượng khoáng vật sét trong các vỉa sản phẩm tầng Miocen hạ vòm Nam
mỏ Bạch Hổ...................................................................................................................22
Bảng 2.7: Tính chất vật lý của đá chứa Miocen hạ.......................................................23
Bảng 2.8: Giá trị trung bình các thông số chính của dầu vỉa Miocen hạ....................24
Bảng 2.9: Thông số nước vỉa Miocen hạ mỏ Bạch Hổ trong điều kiện vỉa..................25

Bảng 2.10: Các chỉ số cơ bản trữ lượng dầu thu hồi của Miocen hạ............................26
Bảng 2.11: Các chỉ số công nghệ khai thác cơ bản của Miocen hạ vòm Bắc............28
Bảng 2.12: So sánh độ bão hòa dầu hiện tại và độ bão hòa dầu dư...........................31
Bảng 2.13: Các chỉ số công nghệ khai thác cơ bản của Miocen hạ vòm Trung
Tâm................................................................................................................................32
Bảng 2.14: Các chỉ số công nghệ khai thác cơ bản của Miocen hạ vòm Nam..........36
Bảng 3.1: Khả năng phân tán của hạt nanosilica trong dung dịch chất hoạt động bề
mặt...................................................................................................................................41
Bảng 3.2: Khả năng phân tán của dung dịch keo nanosilica trong hệ chất hoạt động bề
mặt.......................................................................................................................................42
Bảng 3.3: Ảnh hưởng của độ nhớt dung dịch chất hoạt động bề mặt tới khả năng phân
tán của dung dịch keo nanosilica..................................................................................44
Bảng 3.4: Khả năng giảm giá trị sức căng bề mặt của nanosilica trong hệ chất hoạt
động bề mặt...................................................................................................................45
Bảng 3.5: Góc dính ướt của hệ hóa phẩm phối trộn, nước biển và dung dịch
nanosilica....................................................................................................................46
Bảng 3.6: Các thông số của mẫu và các yếu tố thể tích,lưu lượng.............................49


5
MỞ ĐẦU
Việt Nam bắt đầu khai thác dầu thô từ năm 1986 ( mỏ Bạch Hổ ở thềm lục địa
phía Nam). Tính đến thời điểm 31/12/2016 toàn ngành Dầu khí đã khai thác được
370,33 triệu tấn dầu/condensat. Sản lượng khai thác dầu/condensat đạt mức đỉnh với
sản lượng trên 20 triệu tấn/ năm vào năm 2004 sau đó bắt đầu suy giảm.
Chiếm 60% sản lượng khai thác dầu khí của toàn Tập đoàn dầu khí quốc gia
Việt Nam (PVN) từ trước tới nay, mỏ Bạch Hổ - mỏ dầu khí lớn nhất cả nước đang
trong tình trạng suy kiệt và có thể chỉ còn khai thác được trong 4 - 5 năm tới đây.

Hình a : Sản lượng khai thác dầu khí qua các năm ở Việt Nam

Dự tính sản lượng đang còn tiếp tục giảm rất nhanh và đến 2025 chỉ còn 3-5
triệu tấn/năm. Việc sản lượng khai thác của ngành Dầu khí nói chung và mỏ Bạch Hổ
nói riêng đang suy giảm và mỏ đang đi vào giai đoạn tận thu với tình trạng ngập nước
nhiều, yêu cầu quan trọng là đẩy sản lượng khai thác tăng lên trong những năm tới. Có
3 xu hướng đầu tư vào dầu khí đó là:
 Tìm kiếm các mỏ mới.
 Dùng kĩ thuật hiện đại để khai thác dầu từ các mỏ phi truyền thống (dầu
nặn, dầu và khí trong đá chặt sít, cát, hắc ín...)
 Tăng thu hồi các mỏ đã và đang khai thác.
Vấn đề trong việc tìm kiếm mỏ mới và khai thác dầu từ các mỏ phi truyền
thống là rất khó khăn và đòi hỏi các công nghệ hiện đại tốn kém. Điều kiện phù hợp
nhất với tình hình ngành Dầu khí Việt Nam bây giờ là xu hướng thứ 3- Tăng cường thu
hồi dầu từ mỏ đang khai thác bằng việc nghiên cứu ứng dụng các giải pháp mới trong
khai thác thu hồi. Bởi sản lượng dầu còn nằm lại trong mỏ còn rất lớn (có thể lên đến


6
70%) nên việc đẩy mạnh ứng dụng công nghệ để tăng cường thu hồi là điều rất cần
thiết và triển vọng. Trong đó ứng dụng công nghệ nano trong khai thác dầu là mổ trong
những giải pháp hiệu quả.
Đề tài “ Nghiên cứu công nghệ nano trong khai thác dầu tầng Mioxen mỏ Bạch
Hổ’’ phù hợp với yêu cầu thực tế lúc này.
Đối tượng và phạm vi nghiên cứu:
 Đối tượng nghiên cứu: Tầng Mioxen mỏ Bạch Hổ.
 Phạm vi nghiên cứu: Tầng Mioxen mỏ Bạch Hổ.
Mục tiêu đề tài: Đánh giá khả năng ứng dụng công nghệ nano trong khai thác
dầu tầng Mioxen mỏ Bạch Hổ, từ đó làm tăng hệ số thu hồi cho mỏ.


7

CHƯƠNG I : CÔNG NGHỆ NANO TRONG KHAI THÁC DẦU
1.1 Giới thiệu chung về công nghệ nano.
Công nghệ và vật liệu nano được ứng dụng hiệu quả trong nhiều lĩnh vực, trong
đó có ngành công nghiệp dầu khí nhờ sự phát triển của các kỹ thuật monitoring sáng
tạo và phát triển bộ cảm biến (sensor) nano thông minh. Công nghệ nano có thể được
sử dụng để cải thiện quá trình khoan và khai thác dầu khí bằng cách cung cấp vật liệu
khoan nhẹ, chống mài mòn và bền cơ học hơn; phát triển các loại chất lỏng thông minh
mới để tăng hiệu suất thu hồi dầu (EOR) nhất là ở điều kiện nhiệt độ và áp suất cao;
phân tách các tạp chất kim loại trong dầu hay khí dễ dàng hơn.
Từ điển Nano do Viện Nghiên cứu Tiên tiến Collegium Basilea (Thụy Sĩ) định
nghĩa công nghệ nano là “sự sáng tạo, miêu tả đặc trưng, sản xuất và ứng dụng các vật
liệu, thiết bị và hệ thống bằng cách kiểm soát hình dạng và kích thước ở cấp độ nano” .
Tổ chức Tiêu chuẩn Quốc tế (ISO) làm rõ hơn khái niệm công nghệ nano, đó là:
 Am hiểu, kiểm soát các vấn đề và quá trình ở cấp độ nano.
 Sử dụng các tính chất của vật liệu kích thước nano hoàn toàn khác với
tính chất của vật liệu với kích thước lớn hơn, để tạo ra những vật liệu,
thiết bị và hệ thống được cải tiến sở hữu đặc tính mới.
Công nghệ nano nhìn chung liên quan đến bất cứ việc gì được thực hiện hoặc
được xây dựng trên quy mô kích thước từ 0,1 - 100nm. Việc có thể thao tác trên vật
chất ở quy mô kích thước nano không chỉ giúp tạo ra và thao tác trên những vật liệu
kích thước siêu nhỏ mà còn làm thay đổi bản chất chính vật liệu đó trên quy mô
nguyên tử và phân tử. Kích thước các hạt ở cấp độ nano làm tăng tỷ lệ diện tích bề mặt
trên một đơn vị thể tích vật liệu, do đó xuất hiện miền có hiệu ứng lượng tử chiếm ưu
thế, đồng thời làm tăng số lượng các nguyên tử hạt nano trên bề mặt. Nhờ đó, vật liệu
có thể được chế tạo cứng hơn, nhẹ hơn, bền hơn, hoạt hóa hơn, có độ dẫn điện và/hoặc
dẫn nhiệt cao hơn, thân thiện với môi trường hơn và có nhiều đặc tính mong đợi khác
như quang, điện và từ tính.
Chúng ta đang ở trong thời kỳ nghiên cứu cơ bản tạo ra các vật liệu có cấu trúc
và tính chất đặc biệt, như ống nano (nanotube) và sợi nano (nanowire). Lớp phủ nano
tiên tiến chống ăn mòn, chống mài mòn cho các bộ phận thiết bị khoan với mục đích

tăng độ cứng, thời gian làm việc, chi phí vận hành thấp hơn cho các bộ phận hoạt động


8
của thiết bị. Ngoài ra, lớp phủ nano còn được dùng để bảo vệ các thiết bị và giàn
khoan ngoài khơi để tránh rỉ sét và ăn mòn có khả năng gây ra các vấn đề về an toàn.
Lớp phủ nano bền, chi phí thấp và thân thiện với môi trường được sử dụng cho các
đường ống ngầm dưới biển để chống hàu, tránh hiện tượng ăn mòn do môi trường
nước biển. Mặt khác, công nghệ nano còn được dùng để cải thiện đặc tính các sản
phẩm ngành công nghiệp dầu khí như các hệ phân tán hạt nano trong dầu hay nước
làm tăng cường tính chất nhiệt (truyền nhiệt hoặc cách nhiệt tốt hơn, làm việc tốt hơn
ở điều kiện nhiệt độ/ áp suất cao) và đặc tính chống mài mòn tốt hơn, là giải pháp lý
tưởng cho các loại dầu bôi trơn và thành phần dung dịch khoan.
1.2 Các ứng dụng công nghệ nano trong khai thác dầu.
1.2.1 Thay đổi khả năng dính ướt của đất đá vỉa.
Một số nhà nghiên cứu đề nghị sử dụng một hạt nano để thay đổi tính ưa nước
của đất đá vỉa bao gồm các bước cung cấp chất lỏng chứa nước có hệ thống làm thay
đổi khả năng ướt; và chảy chất lỏng vào một bể chứa để làm cho vỉa chứa với hệ thống
phủ.
Theo Ju Binshan và cộng sự từ Đại học Dầu khí, Đông Trung Quốc mô tả một
phương pháp mô hình hóa độ ướt và sự thay đổi thấm nhờ hấp thụ polisilic cấu trúc
nanomet của môi trường xốp, kết hợp với nghiên cứu các thí nghiệm trong phòng thí
nghiệm và lĩnh vực. [1]
Polysilicon được phân thành ba loại:
 Polysilicon lipophobic và hydrophilic (LHP).
 Polysilicon trung hòa (NWP).
 Polysilicon hydrophobic và lipophilic (HLP).
Khi đá vỉa là đá ưa dầu có thể được biến đổi thành đá ưa nước khi hấp thụ LHP
làm cho độ thấm tương đối của pha dầu sẽ tăng lên và độ thấm tương đối của pha nước
sẽ giảm xuống.

Sự hấp phụ của NWP sẽ làm giảm sức căng bề mặt. Do đó, tính linh động của
pha dầu và hiệu suất dịch chuyển sẽ tăng lên trong vỉa chứa nước. Nên LHP và NWP
được sử dụng trong các mỏ dầu có thể tăng tỷ lệ khai thác dầu của giếng và cải thiện
khả năng thu hồi dầu.


9
Sự hấp phụ của HLP sẽ dẫn đến việc cải thiện lượng nước tương đối, có thể
tăng tỷ lệ bơm ép cho các giếng ép nước. Cần tăng cường ép nước cho các vỉa chứa có
độ thấm thấp.
Theo Lesin sự thay đổi khả năng ướt, ưa thích hydrofilization của đá hơn bằng
cách sử dụng dung dịch keo của các hạt sắt thực hiện các lĩnh vực nam châm được
hiển thị[2]. Cần lưu ý rằng hydrofilization dẫn đến sự phục hồi dầu. Mô hình tính chất
hóa lý bề mặt lỗ rỗng thay đổi bằng cách sử dụng các ống dẫn khí được hình thành trên
các hạt sắt từ keo trong dung dịch nước.
Douglas Espin đưa ra một phương pháp làm thay đổi khả năng ướt của môi
trường lỗ rỗng qua hệ thống nước dựa trên các hạt nano[3]. Hệ thống chất lỏng nano
được phát triển bao gồm sự kết hợp của các thành phần hữu cơ và vô cơ có kích thước
hạt nano. Theo đó:
 Các hạt nano hữu cơ: là các cấu trúc polime được hấp phụ trên bề mặt
khoáng vật dẫn đến sự hình thành một màng trên bề mặt khoáng vật để
làm thay đổi khả năng dính ướt như mong muốn mà không làm ảnh
hưởng đến tính thấm. Các cấu trúc hữu cơ ưu tiên bao gồm cấu trúc
polime ví dụ: Silan, alkoxysilan với chuỗi fluorin, alkycarbonyl bởi
những cấu trúc này dễ dàng được hấp thụ lên bề mặt khoáng vật.
 Các hạt nano vô vơ: giúp kiểm soát độ nhớt của chất lỏng như mong
muốn. Ví dụ các hạt nano vô cơ thích hợp như: Silicon, nhôm, titan,
zirconi...
Hạt nano để sử dụng trong các chất lỏng tốt nhất là có một kích thước trung
bình hạt từ khoảng 1 nm và 200 nm, trong đó kết hợp để cung cấp cho một hệ thống

linh hoạt có thể được điều chỉnh để có được những điều kiện ẩm mong muốn từ một
tình trạng dính ướt hiện có.
1.2.2 Giảm sức căng bề mặt giữa các pha.
Khả năng dính ướt là thước đo xem pha rắn có khuynh hướng giữ pha lỏng nào
hơn. Đây là thông số quan trọng trong khai thác dầu khí vì nó xác định đá dính ướt
nước hay dính ướt dầu trong môi trường rỗng. Việc thay đổi tính dính ướt của đá từ
dính ướt ưa dầu sang dính ướt ưa nước hay dính ướt trung gian có ảnh hưởng đáng kể
tới khả năng tăng cường thu hồi dầu.


10
Mức độ dính ướt bề mặt đá chứa của pha lỏng phụ thuộc vào sức căng bề mặt
(σ) giữa pha lỏng và góc liên kết (θ) giữa hai bề mặt lỏng - lỏng (dầu - nước) trên pha
rắn.
 Nếu θ < 90o bề mặt rắn dính ướt với nước. (ưa nước)
 Nếu θ > 90o bề mặt rắn dính ướt với dầu . (ưa dầu)
 Góc dính ướt = 90o dính ướt trung gian.
 Góc dính ướt θ ~ 180o tức là bề mặt rắn hoàn toàn dính ướt dầu.
Phương trình Young tính toán góc dính ướt khi biết sức căng bề mặt σ ở trạng
thái cân bằng.
σwo x cosθ = σso - σsw
Trong đó:
σwo: Sức căng bề mặt nước dầu;
σso: Sức căng bề mặt dầu - bề mặt rắn;
σsw: Sức căng bề mặt nước - bề mặt rắn.
Nước
Dầu

Dầu

Dầu

Chất rắn
ө = 0o

ө=25

ө=100

ө=160

ө=60

ө=180

Hình 1.1: Tính dính ướt bề mặt rắn của pha dầu và pha nước
Khả năng dính ướt của vỉa sẽ xác định vị trí tương đối của một pha trong môi
trường rỗng và điều chỉnh dòng chảy của pha lỏng. Hình 1.1 thể hiện tính dính ướt của
đá lên độ bão hòa chất lưu. Trong trường hợp dính ướt với nước, pha nước sẽ bao
quanh các hạt dầu và đưa dầu vào giữa không gian rỗng. Đối với dính ướt với dầu,


11
hiện tượng sẽ xảy ra ngược lại, tức là pha dầu bám xung quanh nước. Ở trường hợp
dính ướt trung gian, tùy thuộc vào tính chất hóa lý của đá và tính chất của pha lỏng, bề
mặt rắn có thể bị dính ướt nước một phần còn phần kia dính ướt dầu. Ngoài đặc tính
vật lý của vỉa, áp suất mao dẫn, độ bão hòa dòng lỏng, đặc tính nước bơm ép ảnh
hưởng tới tính dính ướt, độ thấm tương đối và dòng chảy đa pha cũng ảnh hưởng tới
khả năng dính ướt.

Dầu

Nước

Đá chứa

Hình 1.2: Phân bố dòng lỏng theo khả năng dính ướt.
Các dạng hạt nanosilica khác nhau có khả năng thay đổi góc dính ướt khác nhau
phụ thuộc vào bề mặt của chúng. Hầu hết các hạt nanosilica đã được thực nghiệm hiện
nay là hạt nanosilica chức năng hóa.
Nhiều nghiên cứu chỉ ra rằng nồng độ và kích thước của hạt nanosilica trong
dung dịch có vai trò quan trọng trong sự thay đổi góc dính ướt. Khi tăng nồng độ, góc
liên kết tăng tuyến tính với thể tích giọt cho tới khi đạt giá trị cao nhất và sẽ giảm nếu
tiếp tục tăng nồng độ hạt nanosilica. Mặt khác, các hạt nanosilica có kích thước hạt
càng nhỏ thì càng có khả năng cải thiện tính dính ướt. Theo Sefiane và các cộng sự,
việc cải thiện góc liên kết với sự có mặt dung dịch hạt nanosilica theo hai cơ chế: áp
suất tách rời cấu trúc (structural disjoining pressure), hoặc sự hấp hạt nanosilica lên bề
mặt. Áp suất tách rời là áp suất tăng lên khi hai lớp xếp chồng lên nhau và tạo ra bởi
hiệu quả tổng hợp của các lực khác với tự nhiên. Lực tĩnh điện, lực tương tác giữa các
phân tử góp phần tạo nên áp suất tách rời[4].
Theo Wasan và các cộng sự, khi sức căng trên màng giọt dầu lớn hơn lực hướng
tới đỉnh của nêm (wedge) sẽ làm các hạt nanosilica trải ra và tiến tới đỉnh nêm. Điều
này sẽ cải thiện đặc tính động học của dung dịch chứa hạt nanosilica[5]. Hình 1.3 mô
tả cơ chế hạt nanosilica đi vào trong cấu trúc màng nêm (wedge film), được hình thành


12
giữa giọt dầu và bề mặt rắn. Kết quả là hạt nanosilica tạo ra áp suất lớn thông qua
màng nêm tác động tới pha lỏng. Áp suất tăng này cũng được gọi là áp suất tách rời,
qua đó sẽ tách pha dầu khỏi bề mặt rắn dễ dàng hơn.

Hình 1.3: Cơ chết làm giảm sức căng bề mặt của dầu bởi hạt nano
1.2.3 Cải thiện tốc độ dòng chảy từ các giếng khai thác.
Một nỗ lực trong ngành công nghiệp sản xuất dầu và khí đốt là cải thiện tốc độ
dòng chảy từ các giếng sản xuất hydrocarbon. Các phương pháp khác nhau như nứt vỉa
thủy lực và các loại tương tự đã được sử dụng cho mục đích đó.
Được biết, phương pháp hữu hiệu để tăng cường phục hồi dầu là tạo ra các lớp
nước nóng trong một khu vực khoan để giảm độ nhớt và cải thiện dòng chảy chất lỏng
cải thiện sản xuất hydrocarbon qua giếng.
Theo Ranson và cộng sự đề xuất một phương pháp để gia nhiệt vỉa bao gồm các
bước định vị giếng vào vỉa dưới lòng đất; xử lý một vật liệu biến đổi năng lượng trong
vỉa; và phơi bày vật liệu sang năng lượng từ đó vật liệu tạo ra nhiệt, từ đó ta có thể gia
nhiệt một thành tạo dưới lòng đất, và do đó, gia nhiệt chất lỏng, làm giảm độ nhớt của
chất lỏng và cải thiện lưu lượng thông qua các giếng khoan[6].
Hình 1.4. Phương pháp gia nhiệt.
10- giếng; 12- hydracarbon bearing formation, 14- lỗ khoan; 16 lỗ khoan; 20- đục lỗ;
22- phôi; 24- nguồn điện; 26- chuỗi công cụ truyền thống.


13

Với phương pháp này thì người ta tiến hành tạo các khe nứt ở vỉa. Sau đó bơm
dung dịch chứa các hạt nano vào giếng lấp vào các khe nứt đã tạo. Rồi thả dụng cụ(24)
phát một trường điện hay từ trường cung cấp năng lượng cho hạt nano.
Các hạt nano lúc này sẽ hấp thụ năng lượng đóng vai trò như những hạt mang
nhiệt rồi toả nhiệt vào vùng kết cận đáy giếng làm cho nhiệt độ vùng cận đáy giếng gia
tăng dẫn đến tăng nhiệt độ chất lưu và làm giảm độ nhớt chất lưu ở vỉa góp phần tăng
tính linh động và dòng chảy từ vỉa vào giếng. ( hình 1.4)
Vật liệu phù hợp để sử dụng trong gia nhiệt sẽ được đề cập đến ở đây như là vật
liệu biến đổi năng lượng, và bao gồm các vật liệu nóng khi đặt trong từ trường, điện

và/ hoặc điện từ.
Đầu tiên, ta tạo ra các lỗ thủng hoặc đứt gãy 20, với các chất thúc đẩy 22 nằm
trong các vết nứt 20 để giữ các vết nứt đó mở ra và tăng tỷ lệ lưu lượng vào trong
giếng 10. Trong phương pháp này, vật liệu biến đổi năng lượng có thể bao gồm các hạt
nanô và chất tẩy có thể được lựa chọn từ một cụm các hạt nano, một chất chiết xuất
thông thường được phủ các hạt nano hoặc hạt nano nằm bên trong một chất kích thích.
Đặc biệt, các chất đẩy ở trên có thể được điều chế bằng cách ngâm chất đẩy vào
trong bồn có chứa các hạt nano mong muốn để hoàn toàn phủ các chất xúc tác, sau đó
các chất chống cháy có thể được làm khô và đặt trong các vết nứt 20 theo cách thông
thường và được biết đến.
Bằng cách cung cấp năng lượng cho các hạt nano trong các khe nứt 20 từ đó
vùng cận đáy giếng sẽ được làm nóng để giảm độ nhớt và cải thiện tỉ lệ lưu lượng sản
xuất.


14
CHƯƠNG 2: ĐẶC ĐIỂM VÀ HIỆN TRẠNG KHAI THÁC TẦNG MIOXEN
MỎ BẠCH HỔ
2.1 Tính chất đá chứa và chất lưu tầng Miocen hạ mỏ Bạch Hổ.
2.1.1 Đặc tính đá chứa tầng Miocen hạ mỏ Bạch Hổ.
Các tập sản phẩm chứa dầu trong tầng Mioxen hạ:
Theo đặc điểm kiến tạo, cấu trúc của phức hệ Miocen hạ được phân chia thành 3
vòm: Bắc, Trung Tâm, Nam.
Trên diện tích mỏ, trong phạm vi phức hệ Miocen hạ được chia ra làm 5 tầng sản
phẩm 23, 24, 25, 26 và 27. Tầng sản phẩm 23 được chia ra làm 4 tập vỉa là 23-1, 23-2,
23- 3 và 23- 4. Các thân dầu chủ yếu có dạng bẫy cấu trúc, chắn kiến tạo, đôi khi là
chắn thạch học.
 Tập vỉa 23- 1: Gặp ở 23 giếng khoan. Thử vỉa ở 16 giếng khoan, trong
đó có 11 giếng nhận được dầu, 2 giếng nhận được dầu lẫn nước, 1 giếng
nhận được nước và 2 giếng khô. Tập vỉa 23- 1 này có 4 thân dầu với ký

hiệu tương ứng từ 1 đến 4. Đặc trưng của các thân dầu được nêu trong
bảng 2.1.
 Tập vỉa 23- 2: phát triển rộng khắp trên diện tích mỏ. Tập vỉa gặp ở 151
giếng khoan. Thử vỉa ở 54 giếng khoan, trong đó có 32 giếng nhận được
dầu, 15 giếng nhận được dầu lẫn nước, 2 giếng nhận được nước và 5
giếng khô. Đặc trưng của các thân dầu được nêu trong bảng 2.1. Trong
diện tích mỏ, tập vỉa này có 10 thân dầu được đánh số thứ tự tương ứng
từ 1 đến 10.
 Tập vỉa 23- 3: Gặp ở 92 giếng khoan. Thử vỉa ở 35 giếng khoan, trong
đó có 22 giếng nhận được dầu, 9 giếng nhận được dầu lẫn nước, 1 giếng
cho nước, 3 giếng khô. Trong diện tích mỏ, tập vỉa có 10 thân dầu với ký
hiệu tương ứng từ: 1 đến 10. Kết quả minh giải lại tài liệu ĐVLGK và
liên kết mới đã xác định sự có mặt của đá chứa trong khu vực GK 50
(thân dầu 1); 69-2, 85, 91, 79 (thân dầu 3); 711, 104, 712B (thân dầu 4);
7011, 7010, 12001 (thân dầu 5); 407, 43 (thân dầu 6); 1110, 1117, 10007
(thân dầu 7); 2004 (thân dầu 8). Đặc trưng của các thân dầu được nêu
trong bảng 2.1.


15
 Tập vỉa 23- 4: Gặp ở 14 giếng khoan. Trong diện tích mỏ tập 23- 4 có 2
thân dầu. Theo kết quả liên kết giếng, 1 thân dầu mới ở vòm Trung Tâm
của mỏ (khu vực GK 1110, 1116, 404 ...) tách từ thân dầu 23-3. Một thân
dầu ở phía đông bắc vòm Bắc (khu vực GK 76).
 Tầng sản phẩm 24: Gặp ở 38 giếng khoan. Thử vỉa ở 6 giếng khoan,
trong đó có 2 giếng nhận được dầu, 1 giếng nhận được dầu lẫn nước, 2
giếng nhận được nước và 1 giếng khô. Trong tầng này có tổng cộng 8
thân dầu được đánh số thứ tự từ 1 đến 8. Đặc trưng của các thân dầu
được nêu trong bảng 2.1.
 Tầng sản phẩm 25: Gặp ở 24 giếng khoan. Thử vỉa ở 4 giếng khoan,

trong đó có 1 giếng nhận được dầu, 1 giếng nhận được dầu lẫn nước, 1
giếng nhận được nước và 1 giếng khô. Trong tầng này có 6 thân dầu với
ký hiệu tương ứng từ 1 đến 6. Đặc trưng của các thân dầu được nêu
trong bảng 2.1.
 Tầng 26: Gặp ở 23 giếng khoan. Thử vỉa ở 5 giếng khoan, trong đó có 3
giếng nhận được dầu, 1 giếng nhận được nước và 1 giếng khô. Trong
tầng này có 6 thân dầu với ký hiệu tương ứng từ 1 đến 6. Đặc trưng của
các thân dầu được nêu trong bảng 2.1.
 Tầng 27: Gặp ở 10 giếng khoan. Thử vỉa ở 4 giếng khoan, trong đó có 2
giếng nhận được dầu, 1 giếng nhận được dầu lẫn nước, 1 giếng nhận
được nước. Trong tầng này có 4 thân dầu với ký hiệu tương ứng từ 1 đến
4. Đặc trưng của các thân dầu được nêu trong bảng 2.1.


16

Thân dầu

Bảng 2.1: Đặc trưng các thân dầu trong Miocen hạ

23-1
1
2
3
4
23-2

Vòm

Trung tâm

Trung tâm
Trung tâm
Nam

1

Bắc

2

Bắc

3

Bắc

4

Trung tâm

5

Trung tâm

6
7
8
9
10
23_3

Trung tâm
Trung tâm
Trung tâm
Nam
Nam

Khu vực

Kích thước

giếng khoan

(km)

7010, 7011
24, 28, 37, 36…
42, 3, 45…
1203B, 1204
23, 50, 80, 90,
100…
76, 145, 504,
700…
193, 803, 813,
822
7010, 7011
413, 407,
7008...
905, 920, 901…
3, 1110, 1113…

1, 5, 422…
1203B, 1204
1203
76, 145, 504,

0,95 x 4,5
1,2 x 3,0
1,0 x 1,75
1,6 x 3,75

Chiều

Ranh giới

Thời gian

cao

dưới

đưa vào khai

(m)

(m)

thác

65
160

46
70

2880
2835
2788
2698

1986
1988
-

2,62 x 6,25 160

2943

1986

1,37 x 3,12 90

2919

1999

0,83 x 1,27 70

2.832

-

1,3 x 5,12

90

2.940

-

1,0 x 3,5

180

2.849

1986

1,95 x 2,05
1,2 x 3,5
3,25 x 5,25
1,62 x 3,37
0,32 x 1,10

80
80
70
60
20

2.822
2.841

2.809
2.730
2.716

2003
1988
1986
-

1,15 x 3,0

70

2.911

1999

1

Bắc

2

Bắc

63, 64, 70…

1,12 x 2,31 80

2.900

1987

3

Bắc

818, 819,…

1,17 x 2,75 100

2.940

1994

4

Bắc

60, 202, 816…

0,55 x 1,9

50

-

1987

5

Trung tâm

1,3 x 5,12

100

2.960

-

0,87 x 3,5
1,02 x 1,87
1,32 x 2,37
1,5 x 2,5
1,45 x 2,87

180
45
30
85
50

2.841
2.806
2.777
2.785
2.751

1986

1988
1986
2011
-

1,2 x 3,0

70

2.929

1999

6
7
8
9
10
23-4
1

700..

7010, 7011,

Trung tâm
Trung tâm
Trung tâm
Nam
Nam

11…
413, 22, 46…
42, 45, 1110…
421, 1, 21…
441, 8, 15…
1203B

Bắc

711, 706…


Thân dầu

17

Vòm

Khu vực

Kích thước

giếng khoan

(km)

Chiều

Ranh giới

Thời gian

cao

dưới

đưa vào khai

2

Trung tâm

42, 404…

1,1 x 1,92

(m)
40

(m)
2.821

thác
1988

1
2
3
4

Bắc
Bắc
Bắc
Bắc

0,9 x 2,63
0,63 X 1,21
1,24 x 1,81
0,72 x 1,04

70
80
90
20

2.920
2.938

1994
1996
-

5

Trung tâm

809, 819, 818…
802, 817...
712B, 703...

19
7010, 7011,

1,12 x 5,37 100

3.000

-

6

Trung tâm

0,9 x 4,12

120

2.948

1986

7
8

Nam
Nam

1,75 x 2
2,0 x 3,7

60
80

2.796
2.800

2011
-

1

Trung tâm

1,37 x 3,1

80

3.040

-

2

Trung tâm

0,75 x 3,12 140

2.987

-

3

Trung tâm

7006...
442

0,55 x 1,30 80

3.020

-

4

Nam

441, 8, 15…

1,25 x 2,62 40

2.904

2011

5

Nam

460, 8003

2 x 2,75

98

2.998

-

6

Nam

1203B, 1204

1,15 x 2,10 16

2.847

-

1

Bắc

23, 90, 100…

2,37 x 2,62 170

3.152

-

2

Trung tâm

445, 446

0,65 x 1

100

-

2005

3

Trung tâm

442

0,90 x 1

60

3.100

-

4

Trung tâm

9007, 18

0,60 x 1,50 20

3.104

-

5

Nam

441, 8, 15…

0,87 x 4,20 80

2.982

2011

6

Nam

460, 8003

2,30 x 3,12 80

3.040

-

1

Bắc

23, 90, 100…

1,30 x 2,87 110

3.170

-

2

Trung tâm

9007, 18

0,57 x 1,87 10

3.150

-

3

Nam

449

0,85 x 2,37 70

2.990

-

4

Nam

460, 8003

2,40 x 3,75 70

3.050

-

24

11…
413,

407,

7008...
441, 15
1203B

25
7010,

7011,

11…
413,

407,

26

27

Đặc điểm thạch học - trầm tích của đá chứa Miocen hạ:


18
Tính đến đầu năm 2012, trong tầng Miocen hạ mỏ Bạch Hổ đã lấy được 601,9
m mẫu lõi; thu hồi 498,65 m (92,4 %) tại 23 giếng khoan. Các đặc điểm về thạch học
trầm tính của tầng Miocen hạ được xác định từ mẫu lõi lấy từ 23 giếng này. Đá chứa là
cát kết, bột kết và xen kẹp cát kết, bột kết với cát - sỏi kết.
Cát kết màu xám, xám - xanh, nâu, chứa dầu, cấu trúc khối, không phân lớp, độ

hạt khác nhau có lẫn sỏi. Cát bột kết, ackoz, độ lựa chọn từ trung bình đến kém với xi
măng sét và xi măng sét - cacbonat, độ gắn kết trung bình - yếu. Bột kết xám, xám
sáng, hạt mịn - nhỏ, lẫn sét, chứa mica, xốp, phân lớp song song rời rạc và liên tục
ngoài ra có phân lớp lượn sóng ngang hoặc dạng thấu kính, đôi khi lẫn các mảnh hóa
thạch.
Sáu mẫu trầm tích Miocen hạ giếng BH - 1203 (vòm Nam) được phân tích
Rơnghen để xác định năm thành phần khoáng vật (Bảng 2.2). Hàm lượng kaolinit
trong khoáng vật sét của trầm tích Miocen hạ dao động từ 3,8 % đến 31,8 %, trung
bình 17,33 %; hàm lượng chlorit từ 3,8 % - 12,4 %, trung bình 7,53 %. Hàm lượng illit
từ 4,1% -16,4 %, trung bình 10,58 %; hàm lượng momtmorilonit 41 % - 84,1 %, trung
bình 60,93 %; hàm lượng các khoáng vật khác 0,5 % - 8%, trung bình 3,82 %. Từ kết
quả phân tích mẫu lõi giếng 1203 có thể thấy thành phần chủ yếu của sét là sét
momtmorilonit (chiếm ~ 61 %), tiếp theo đó là sét kaolinit (chiếm ~17,1 %), các
khoáng vật còn lại chiếm 21,9 %.
Bảng 2.2: Kết quả phân tích hàm lượng các khoáng vật sét trong đá cát kết - bột
kết tầng Miocen hạ ở giếng khoan BH-1203.
Ký hiệu

Chiều

mẫu

sâu (m)

Loại đá

Thành phần khoáng vật sét (%)
Kaolinit Chlorit Ilit

Montmorilonit Khác

1203-1

2.819,1

Cát kết-bột kết

3,8

3,8

7,3

84,1

1,0

1203-3

2.819,6

Sét kết

31,8

9,1

11,6

41,5

6,0

1203-7

2.820,6

Cát kết-bột kết

19,9

7,8

12,0

57,1

3,2

1203-8

2.820,85 Cát kết-bột kết

11,2

6,0

16,4

62,1

4,2

1203-12 2.821,85 Cát kết-bột kết

9,5

6,1

4,1

79,8

0,5

1203-14 2.822,35 Sét kết

26,6

12,4

12,1

41,0

8,0

Kết quả minh giải tài liệu ĐVLGK các tầng sản phẩm Miocen hạ ở 55 giếng

19
cho thấy hàm lượng sét ( Vsét) trung bình trong các tầng sản phẩm vòm Bắc dao động
trong khoảng 4,95 % - 12,9 %; vòm Trung tâm 3,52 % - 14,6 %; và vòm Nam 4,9 % 13,9 % (Bảng 2.3).
Bảng 2.3. Hàm lượng sét trong đá từ kết quả minh giải ĐVLGK tầng Miocen hạ
Hàm lượng sét trong đá (%)
Tầng

Vòm Bắc

Vòm Trung tâm

Vòm Nam

23-1

12,90

7,17

13,90

23-2

6,21

5,72

12,40

23-3

5,60

8,04

12,80

23-4

5,82

8,10

12,80

24

9,70

2,96

8,73

25

5,10

3,52

8,65

26

5,60

14,60

4,90

27

4,95

14,60

7,70

Từ kết quả phân tích hàm lượng các khoáng vật sét trong đá cát kết - bột kết
tầng Miocen hạ ở giếng khoan BH - 1203, thành phần các khoáng vật sét trung bình
được tính cho các khoáng vật kaolinit, chlorit, ilit, montmorilonit, và các khoáng vật
khác lần lượt là 17,3 %, 7,53 %, 10,58 %, 60,93 %, và 3,82 %. Theo kết quả tính Vsét
từ kết quả minh giải địa vật lý giếng khoan tầng Miocen hạ tại 55 giếng khoan, hàm
lượng sét trung bình của các vỉa 23-1, 23-2, 23-3, 23-4, 24, 25, 26, và 27 được nêu
trong bảng 2.3. Do trong tầng Miocen hạ chỉ có giếng 1203 có phân tích hàm lượng
khoáng vật sét, giá trị hàm lượng khoáng vật sét này sẽ được dùng tương tự cho các
vỉa trong Miocen hạ. Kết quả hàm lượng khoáng vật sét trong các vỉa sản phẩm
Miocen hạ được trình bày trong bảng 2.4, 2.5 và 2.6.
Bảng 2.4. Hàm lượng khoáng vật sét trong các vỉa sản phẩm tầng Miocen hạ
vòm Bắc mỏ Bạch Hổ.
Vòm Bắc, Miocen hạ

Hàm lượng khoáng vật sét trong đá (%)
Vỉa
Kaolinit
Chlorit

Illit

Montmorilonit

Các loại khác

23-1

2,210

0,972

1,365

7,860

0,492

23-2

1,062

0,467

0,656

3,778

0,237


20
23-3

0,959

0,422

0,593

3,412

0,214

23-4

0,994

0,437

0,614

3,534

0,221

24

1,662

0,731

1,027

5,911

0,370

25

0,874

0,384

0,540

3,108

0,195

26

0,959

0,422

0,593

3,412

0,214

27

0,857

0,377

0,529

3,047

0,191

TB

1,197

0,526

0,739

4,258

0,267

Bảng 2.5. Hàm lượng khoáng vật sét trong các vỉa sản phẩm tầng Miocen hạ
vòm Trung tâm mỏ Bạch Hổ.
Vòm Trung Tâm, Miocen hạ
Hàm lượng khoáng vật sét trong đá (%)
Vỉa
Kaolinit
Chlorit

Illit

Montmorilonit

Các loại khác

23-1

1,228

0,540

0,759

4,368

0,274

23-2

0,980

0,431

0,606

3,487

0,218

23-3

1,377

0,605

0,850

4,896

0,307

23-4

1,388

0,610

0,857

4,936

0,309

24

0,514

0,226

0,317

1,828

0,115

25

0,600

0,264

0,370

2,133

0,134

26

2,501

1,100

1,545

8,896

0,557

27

2,501

1,100

1,545

8,896

0,557

TB

1,386

0,610

0,856

4,930

0,309

Bảng 2.6. Hàm lượng khoáng vật sét trong các vỉa sản phẩm tầng Miocen hạ
vòm Nam mỏ Bạch Hổ.
Vòm Nam, Miocen hạ
Hàm lượng khoáng vật sét trong đá (%)
Vỉa

Kaolinit

Chlorit

Illit

Montmorilonit

Các loại khác

23-1

2,381

1,047

1,471

8,470

0,531

23-2

2,124

0,934

1,312

7,556

0,473

23-3

2,193

0,964

1,355

7,799

0,489

23-4

2,193

0,964

1,355

7,799

0,489


21
24

1,491

0,655

0,921

5,301

0,332

25

1,491

0,655

0,921

5,301

0,332

26

0,840

0,369

0,519

2,986

0,187

27

1,319

0,580

0,815

4,692

0,294

TB

1,754

0,771

1,083

6,238

0,391

 Đặc trưng vật lý của đá chứa tầng Miocen hạ
Đặc trưng vật lý của đá chứa được xác định trên toàn bộ số liệu phân tích mẫu
lõi của tầng Miocen hạ. Giá trị trung bình của các tham số vật lý đá chứa tầng Miocen
hạ được trình bày trong bảng 2.7. Các mối quan hệ vật lý thạch học của đá Miocen hạ
mỏ Bạch Hổ được thể hiện trong hình 2.1 và 2.2.
Bảng 2.7. Tính chất vật lý của đá chứa Miocen hạ.
Tham số

Đơn vị

Giá trị

Độ rỗng hở

%

16,92

Mật độ khung đá

g/cm3

2,66

Độ thấm khí

mD

162

Độ bão hòa nước dư

%

50,7

Hệ số nén

10-4 MPa

2,11


22

Hình 2.1 Các mối quan hệ vật lý thạch học của đá chứa Miocen hạ,
vòm Bắc mỏ Bạch Hổ.

Hình 2.2 Các mối quan hệ vật lý thạch học của đá chứa Miocen hạ,
vòm Trung tâm mỏ Bạch Hổ.

23
2.1.2 Tính chất lưu thể tầng Miocen hạ mỏ Bạch Hổ.
 Tính chất dầu trong điều kiện vỉa:
Tính chất dầu vỉa Miocen hạ được xác định từ 12 mẫu dầu sâu. Theo như kết
quả phân tích mẫu, vòm Bắc có áp suất bão hòa cao nhât ( 20,42 MPa) và độ nhớt thấp
nhất (1,074 cP) trong khi vòm Nam có áp suất bão hòa thấp nhất ( 8,94 MPa) và độ
nhớt cao nhất ( 4,879 cP). Các thông số chính của dầu vỉa Miocen hạ cho các vòm
được trình bày trong bảng 2.8.
Bảng 2.8 Giá trị trung bình các thông số chính của dầu vỉa Miocen hạ.
Khu vực (vòm)
Áp suất vỉa ban đầu, at
Áp suất bão hòa, at
Nhiệt độ vỉa, oC
Hàm lượng khí, m3/t
Hệ số thể tích của dầu
Tỷ trọng dầu trong đk vỉa, kg/m3
Độ nhớt dầu mpa.s

Bắc
280
208
98
141,4
1,399
710,2
1,047

Trung Tâm
289,86

143,37
110
95,14
1,300
741,9
1,760

Nam
277
91,2
95
42,7
1,149
814,8
4,879

 Đặc trưng các vỉa nước trong tầng Miocen hạ:
Nước vỉa Miocen hạ đặc trưng bởi môi trường axít yếu và kiềm yếu; độ khoáng
hóa trung bình và thấp, thay đổi từ 3,245-10,911 g/l ở vòm Bắc đến 13,002-17,721 g/l
ở vòm Trung Tâm và đạt tới 27,524-30,408 g/l ở vòm Nam. Theo hướng từ Bắc tới
Nam của mỏ Bạch Hổ độ khoáng hóa nước vỉa tăng dần và loại nước thay đổi từ
bicarbonat–natri sang clorua canxi (hình 2.3 và 2.4).
Theo các tài liệu nghiên cứu, nước vỉa Miocen dưới сó đặc trưng là hàm lượng
sunphat và magiê thấp, tương ứng thay đổi trong khoảng 25 - 413 mg/l và 1-8mg/l.
Theo hướng từ bắc tới nam hàm lượng bicarbonat giảm dần. Cũng theo hướng đó hàm
lượng canxi tăng dần từ vài chục mg/l lên tới hàng nghìn mg/l và đạt tới 2.515 mg/l ở
cánh phía nam (BH-7). Hàm lượng brôm và iốt tương đối cao, còn hàm lượng
ammonia, phenol và axít naphthenic có giá trị thấp.
Trong quá trình khai thác mỏ đã tiến hành nhiều biện pháp khác nhau như: bơm
ép nước biển để duy trì áp suất vỉa, xử lý vùng cận đáy giếng nên tính chất hóa lý,

thành phần ion nước đồng hành bị biến đổi. Trong quá trình di chuyển đến giếng khai
thác, nước bơm ép đã tương tác với đất đá, với nước vỉa và xảy ra quá trình trao đổi


24
ion. Kết quả của quá trình đó là hàm lượng canxi trong nước tăng lên, hàm lượng
magiê, sulphat, bicarbonate và natri giảm. Điều đó chỉ ra rằng, sau khi nước bơm ép
xuất hiện ở các giếng khai thác thì nước đồng hành Miocen hạ thay đổi tính chất và
chuyển sang nước clorua canxi (XK).
Các thông số nước vỉa Miocen hạ trong điều kiện vỉa được trình bày trong bảng
2.9.
Bảng 2.9 Thông số nước vỉa Miocen hạ mỏ Bạch Hổ trong điều kiện vỉa
Khu vực (vòm)
Độ khoáng hóa, mg/l
Magie + Canxi, mg/l

Bắc

Trung Tâm

Nam

3.245 – 10.911

13.002 – 17.721

27.524 – 30.408

1.000 – 5.000

2.2 Hiện trạng khai thác.
Đối tượng Miocen hạ theo đặc trưng cấu trúc địa chất được chia thành ba khu
vực: vòm Bắc, vòm Trung Tâm và khu vực phía Nam. Phức hệ Miocen hạ gồm 5 tầng
sản phẩm: 23, 24, 25, 26, và 27, liên kết thành một đối tượng khai thác. Tầng 23 có
diện tích lớn nhất, được chia thành 4 vỉa (23-1, 23-2, 23-3, 23-4).
Thân dầu Miocen bắt đầu khai thác năm 1986. Sản lượng khai thác cao nhất
năm 2015, đạt 1,4 triệu tấn dầu. Sản lượng dầu cộng dồn tính đến ngày 01.01.2017 là
11 triệu tấn dầu; độ ngập nước 57 %, hệ sô thu hồi hiệu tại đạt 26 %. Quỹ giếng đang
khai thác là 95 giếng, 17 giếng bơm ép và 52 giếng đang ngừng hoạt động.
Trữ lượng dầu tại chỗ mức 2P Miocen hạ đã được phê duyệt là 43.144 ng.tấn
(cấp P1+P2), hệ số thu hồi theo thiết kế 39 %.
Tại bảng 2.10 trình bày các chỉ số thu hồi trữ lượng dầu theo từng khối của
Miocen hạ.
Bảng 2.10 Các chỉ số cơ bản trữ lượng dầu thu hồi của Miocen hạ
Chỉ số kỹ thuật
Trữ lượng tại chỗ 2P, ngàn tấn

Vòm

Vòm trung

Vòm

Đông

Toàn

bắc

tâm

nam

bắc

bộ

15.814

15.196

11.819

315

43.144


25
Trữ lượng còn lại, ngàn tấn

11.541

11.871

9.527

301

33.240

Trữ lượng thu hồi, ngàn tấn

6.018

5.922

4.974

113

17.027

20

42

32

1

95

4

7

6

0

17

27

24

1

0

52

4.459

3.746

2.973

17

11.195

Độ ngập nước (%)

86

39

53

83

57

Hệ số thu hồi dầu hiện tại (%)

28

25

25

5

26

Hệ số thu hồi theo thiết kế (%)

38

39

42

36

39

74

63

60

15

66

11

25

57

11

33

Quỹ giếng hiện tại đang khai
thác
Quỹ giếng hiện tại đang bơm
ép
Quỹ giếng ngừng hoạt động
Sản lượng dầu cộng dồn, ngàn
tấn

Hệ số thu hồi theo TLTHBĐ
(%)
Sản lượng trung bình mỗi

giếng