Nâng cao hiệu quả khai thác dầu khí tầng oligoxen hạ mỏ bạch hổ, bằng tăng cường xử lý nhũ tương axít vùng cận đáy giếng khai thác

đồ án tốt nghiệp

trường đại học mỏ địa chất - hà nội

lời nói đầu
*
*
*
Trong những năm gần đây, ngành dầu khí đóng một 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 quốc dân, của các nước đang phát triển
và các nước chậm phát triển trong đó có nước ta.
ở Việt nam ta, ngành dầu khí còn rất non trẻ, tuy mới bước
vào chặng đường đầu tiên nhưng hiệu quả của nó đã rõ ràng và
đầy hứa hẹn. Dầu khí nước ta đóng góp rất lớn vào nền kinh tế
quốc dân, nó đã đóng góp nhiều ngoại tệ nhất cho đất nước. Đây
là mối quan tâm và hy vọng của đất nước vì ngành dầu khí phát
triển thì kéo theo nhiều ngành phát triển theo. Đó là một lĩnh vực
hấp dẫn nhất của nhiều công ty nước ngoài đang và sẽ tìm kiếm cơ
hội đầu tư vào Việt nam.
Trong quá trình khoan và khai thác dầu khí, bơm ép nước duy
trì cho áp suất vỉa, do độ thẩm tự nhiên của đá chứa vùng cận đáy
giếng bị giảm do nhiều nguyên nhân khác nhau làm tắc các lỗ hổng.
Với mục đích gia tăng dòng thấm của dầu từ vỉa vào giếng và tăng độ
tiếp nhận của giếng bơm ép là nhiệm vụ sống còn của các công ty
dầu khí. Do vậy việc xử lý vùng cận đáy giếng là một vấn đề cực kỳ
quan trọng của quá trình khai thác dầu khí từ vỉa vào giếng.
Trong đó việc phân tích lựa chọn các phương pháp tác động lên
vùng cận đáy giếng đòi hỏi phải có thời gian và các thiết bị hiện đại
để thông tin chính xác về địa chất vùng mỏ, các tính chất của tầng
chứa vỉa sản phẩm đặc tính hoá lý của các chất điều kiện khai thác

cho từng tầng sản phẩm để đề ra phạm vi sử dụng của từng phương
pháp tác động lên vùng cận đáy giếng cho từng đối tượng cụ thể và
hợp lý nhất.
Bằng vốn kiến thức tiếp thu được của các thầy, các cô và các
bạn ở Trường Đại học Mỏ Địa chất, cũng như trong thời gian thực tập
sản xuất và thực tập tốt nghiệp tại Liên doanh dầu khí Vietsovpetro,
tôi đã mạnh dạn nhận đề tài:
Nâng cao hiệu quả khai thác dầu khí tầng Oligoxen hạ mỏ
Bạch Hổ, bằng tăng cường xử lý nhũ tương axít vùng cận đáy giếng
khai thác.

Nguyễn lương bằng
Lớp : CN k & KTDK - K38

1


đồ án tốt nghiệp

trường đại học mỏ địa chất - hà nội

Được sự hướng dẫn tận tình của PGS-PTS. Hoàng Dung hiện
đang công tác tại Trường Đại học Mỏ địa chất và các thầy, cô giáo
trong trường cùng bạn bè đồng nghiệp góp ý kiến, giúp đỡ tôi hoàn
thành bản đồ án này đúng thời hạn.
Vì bước đầu làm quen với một lĩnh vực tương đối mới mẻ và
khó khăn, chắc rằng còn những khiếm khuyết nhất định, do vậy
tôi rất mong được sự góp ý của các Thầy, Cô giáo và các bạn bè
đồng nghiệp...
Tôi xin chân thành cảm ơn !

Hà nội, ngày 04 tháng 02 năm 1998

Nguyễn lương bằng
Lớp : CN k & KTDK - K38

2


đồ án tốt nghiệp

trường đại học mỏ địa chất - hà nội

Chương I
Đặc điểm chung tại vùng mỏ Bạch Hổ
I. đặc điểm địa lý nhân văn.

1. Vị trí địa lý.
Mỏ dầu Bạch hổ Là một mỏ dầu khí lớn nằm trong thềm lục địa
phía Nam nước ta. Mỏ nằm ở lô số 9 trên biển Đông. Mỏ Bạch Hổ
cách đất liền ở điểm gần nhất là 100 km và cách thành phố Vũng tàu
là 180 km về hướng Đông Nam. Chiều sâu của mực nước biển
khoảng trên dưới 5000m.
2. Đặc điểm khí hậu.
Khí hậu của mỏ Bạch Hổ mang tính chất nhiệt đới gió mùa và
chịu ảnh hưởng của biển, được chia ra hai mùa rõ rệt đó là mùa mưa
và mùa khô.
Mùa mưa kéo dài từ tháng1 6 đến tháng 10. Giai đoạn này có
gió mùa đông Nam hoạt động mạnh, trời nóng, nhiệt độ trung bình từ
260C-320C. Lượng mưa mùa này đạt 260mm/tháng đến
270mm/tháng. Độ ẩm không khí trung bình từ 87-89%. Đây cũng là

thời kỳ hoạt động của bão biển, các cơn bão có từ 7-10 cơn/năm, khi
đó vận tốc của gió đạt tới 20-40m/s có lúc tới 60m/s. Trong các cơn
bão biển mạnh chiều cao của sóng có thể đạt tới 10m.
Mùa khô vào từ tháng 11 đến tháng 04 sang năm. Vào mùa này
chủ yếu là gió mùa Đông Bắc với sức gió cấp 5 cấp 6. Vào tháng 12
có gió cấp 7 - cấp 8 khi đó sóng biển lên cao tới 8m. Nhiệt độ mùa
này trung bình từ 22 - 27oC. Lượng mưa mùa này rất nhỏ trung bình
không quá 1mm/tháng. Độ ẩm không khí tương đối thấp chỉ đạt 65 68% vì chịu sự ảnh hưởng của biển.
Mùa chuyển tiếp vào tháng 4-5. Mùa này gió bắt đầu chuyển
hướng gió Đông Nam. Độ ẩm không khí của mùa này tăng đáng kể,
nó đạt tới 85%.
3. Giao thông.
Vũng Tàu là nơi có cơ sở hạ tầng tương đối tốt so với các
Thành phố khác. ở đây có đường quốc lộ 51 nối liền Vũng Tàu với
Thành phố Biên Hoà, và Sài Gòn Cảng biển Vùng Tàu đủ sức cho các
tàu của liên doanh dầu khí và các nước bạn đến chuyên chở hàng hoá
Đường thuỷ được nối liền với cảng Sài Gòn. Sân bay Vũng Tàu của
Nguyễn lương bằng
Lớp : CN k & KTDK - K38

3


đồ án tốt nghiệp

trường đại học mỏ địa chất - hà nội

công ty dịch vụ bay Miền Nam có thể tiếp nhận được các loại máy
bay AN24, AN28 và các loại máy bay trực thăng luôn sẵn sàng phục
vụ đáp ứng cho việc vận chuyển cán bộ công nhân viên và các thiết bị

phục vụ cho liên doanh dầu khí...
4. Đặc điểm kinh tế, xã hội và nhân văn.
Đây là nơi đặt trụ sở chính của xí nghiệp liên doanh dầu khí
Vietsovpetro. Đồng thời đây cũng là một trung tâm du lịch lớn của cả
nước. Đó là một nguồn thu đáng kể của ngân sách ở đây. Thành phố
Vũng Tàu có 5 vạn dân thì chưa đến một vạn dân là bản xứ chủ yếu
sống bằng nghề đánh cá và các nghề phụ khác. Còn lại là dân di cư từ
Bắc vào. Do vậy mà ở đây có lực lượng lao động trẻ tương đối cao có
trình độ học vấn đáp ứng đủ cho quá trình xây dựng và phát triển
ngành dầu khí.
II. Cấu tạo địa chất vùng mỏ bạch hỗ.

Theo trình tự nghiên cứu bắt đầu từ các phương pháp đo địa vật
lý, chủ yếu là đo địa chấn. Các phương pháp đo địa vật lý trong
giếng khoan, sau đó đến các phương pháp phân tích các mẫu đất đá
thu được, người ta xác định được khá rõ ràng các thành hệ của mỏ
Bạch Hổ. Đó là các trần tích thuộc các hệ đệ tứ Neogen và Paleogen
phủ trên móng kết tinh Jura-Kretta.
1. Trầm tích hệ Neogen và Đệ tứ.
a. Trầm tích Plioxen -Pleitoxen (Điệp Biển Đông)
- Điệp này được thành tạo chủ yếu bởi cát và cát dăm, độ xi
măng yếu, thành phần chính là thạch anh, Glaukonite và các tàn tích
thực tập. Từ 20-25% mặt cắt là những vỉa kẹp Montmoriolonite, đôi
khi có những vỉa sét mỏng. Đất đá này được thành tạo trong điều kiện
biển nông, độ muốn trung bình và chịu ảnh hưởng của các dòng chảy,
ở tầng này chủ yếu là các đá mácma axít bề dày của điệp này dao
động từ 612-654 (m).
- Dưới điệp biển Đông là các trầm tích của hệ thống Mioxen
thuộc hệ Neogen.
b. Trầm tích Mioxen.

* Thống này được chia ra ở phụ thống:
- Phụ thống Mioxen trên (Điệp Đồng Nai).

Nguyễn lương bằng
Lớp : CN k & KTDK - K38

4


đồ án tốt nghiệp

trường đại học mỏ địa chất - hà nội

Đất đá của điệp này chủ yếu là cát dăm và cát với độ thẩm
thấu rất cao. Thành phần thạch anh ở điệp này chiếm từ 20-90%,
còn lại là Fenspar và các thành phần khác như đá mácma, phiến
cát, vỏ sò...
Bột kết ở đây hầu như không có nhưng thỉnh thoảng có những
vỉa sét và sét kết dày đến 20m và những vỉa cuội mỏng. Chiều dày
điệp này tăng dần từ giữa 538(m) ra 2 cánh 619(m).
- Phụ thống Mioxen (Điệp Côn Sơn).
Phần lớn đất đá của điệp này được tạo bởi cát, cát dăm và bột.
Phần còn lại là các vỉa sét, sét vôi mỏng và đá vôi. Đấy là những đất
đá lục nguyên dạng khối, bở rời màu xám vàng và màu xám xanh,
kích thước của hạt từ 0,1 - 10mm thành phần chính là thạch anh
chiếm hơn 80%. Fenspat và đá phun trào loang lổ, bở rời, mềm dẻo,
thành phần chính là Montmoriolonite. Đất đá này thành tạo trong
điều kiện biển nông, độ muối của điệp này trung bình
, chịu tác động của các dòng, nơi lắng đọng khá gần nguồn vật liệu.
Bề dày của điệp này từ 810-950m.

- Phụ thống Mioxen dưới (Điệp Bạch Hỗ)
Đất là của điệp này nằm bất chỉnh hợp góc, thành tạo Oligoxen
trên. Phần này gồm chủ yếu là những tập sét dày và những vỉa cát,
bột mỏng nằm xen kẽ nhau sét thường là mềm và phân lớp. Thành
phần của sét gồm Kaolinite, Montmoriolonite, thuỷ Mica và các
khoáng vật các bonnat tầng này có những mảnh vụn là các khoáng
vật như: Thạch Anh Fenspat với khối lượng tương đương nhau. Ngoài
ra còn có các loại khác Granet, phiến cát...Điệp này chứa các tầng
dầu công nghiệp 22, 23 24, 25.... Chiều dày của điệp này tăng dần từ
vòm 660(m) đến cánh 1270(m).
2. Trầm tích hệ Paleogen - kỷ Kainôrôi.
a. Thống Oligoxen (Điệp Trà Tân).
Các đá trầm tích này bao trùm toàn bộ diện tích của mỏ.
Phần trên là tập sét dày tới 266(m) phần dưới là cát kết, bột kết,
sét kết nằm xen kẽ nhau. Điệp này có chứa năm tầng dầu công
nghiệp 1;2;3;4;5.
Sự phân chia có thể thực hiện sâu hơn tại hàng loạt các giếng.
ở có đây sự thay đổi hướng của đá, trong thời kỳ hình thành trầm
tích này có thể, có hoạt động của núi lửa, ở phần trung tâm và cuối
Nguyễn lương bằng
Lớp : CN k & KTDK - K38

5


đồ án tốt nghiệp

trường đại học mỏ địa chất - hà nội

phía Bắc của mỏ hiện tại, do có gặp các đá phun trào trong 1 số giếng

khoan. Ngoài ra còn gặp các trầm tích sét kết bị ép nén, khi vỡ có
mặt trượt khoáng vật chính là Kaolinite chiếm 56% thuỷ Mica chiếm
12%, các thành phần khác:Clorit, Xiderite và Montmoriolonite chiếm
32%. Cát và bột kết có dạng khối rắn chắc. Chiều dày của thống từ
176, - 1034m, giảm dần ở phần vòm và đột ngột tăng mạnh ở phần
sườn.
b. Thống Oligonxen (Điệp Trà Cú)
Thành tạo này có tại vòm Bắc và rìa Nam của Mỏ. Gồm chủ
yếu là sét kết chiếm từ 60-70% mặt cắt thành phần của thống này
gồm thuỷ Mica, caolinit... phần còn lại của mặt cắt là cát kết, bột kết,
nằm xen kẽ có sét, thành phần chính là arkor, xi măng kaolinite, thuỷ
Mica, hoặc sét vôi... Đá được thành tạo trong điều kiện biển nông ven
bờ hoặc sông hồ. Thành phần vụn gồm thạch anh, Fenspat, Granite,
đá phun trào và đá biến chất. ở đây gặp 5 tầng dầu công nghiệp,
6.7.8.9.10.
c. Các tập đá cơ sở (vỏ Phong hoá).
Đây là nền cơ sở cho các tập đá Oligoxen trên, phát triển trên
mặt móng. Nó được thành tạo trong điều kiện lục địa bởi sự phá huỷ
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 Oligoxen dưới và các tập cơ sở thay đổi
từ 0 á 412(m) và 0á174(m).
3. Đá móng kế tinh trước Kainôrôi.
Đây là các thành tạo Granite nhưng không đồng nhất mà có sự
khác nhau về thành phần thạch hoá, hoá học về tuổi. Có thể giả thiết
rằng có hai thời kỳ thành tạo đá Granite: vòm Bắc và kỷ Jura, vòm
Nam và vòm trung tâm vào kỷ Kretta. Diện tích của thể Batholit
Granite này có thể tới hàng nghìn m2 và bề dày không quá 3km. Đá
móng mỏ Bạch Hổ chịu tác động mạnh của quá trình phong hoá thuỷ

nhiệt và các hoạt động làm kiến tạo nứt nẻ, tạo hang hốc và sinh ra
các khoáng vật thứ sinh khác như Kataclazite, Milonite. Các mẫu đá
chứa dầu thu được có độ nứt nẻ trung bình là 2,2%m, chiều dài khe
Nguyễn lương bằng
Lớp : CN k & KTDK - K38

6


đồ án tốt nghiệp

trường đại học mỏ địa chất - hà nội

nứt từ 0,5 -1mm, rộng từ 0,1-0,5mm độ lỗ hổng từ 1/5(0,44%) đến1/7
(0,31%) độ nứt nẻ. Đá móng bắt đầu có từ độ sâu 3888m đến 4400m.
Đây là một bẫy chứa dầu dạng khối điển hình và có triển vọng cao.
III. Đối tượng khai thác chính của vùng mỏ.

1. ý nghĩa và cơ sở của việc phân chia đối tượng khai thác.
Phân chia đối tượng khai thác là một phần của việc thiết kế tối
ưu khai thác mỏ dầu. Mục tiêu thu hồi từ vỉa nhiều nhất và tối ưu
nhất. Việc phân chia các đối tượng khai thác cho phép thẩm định
chính xác tính chất của các đối tượng khai thác và sự thay đổi tính
chất vật lý, hoá học cũng như thuỷ động lực học từ đó đề ra được các
đối sách đúng đắn cho từng đối tượng. Về mặt đầu tư lâu dài cũng
phải dựa vào việc phân chia này. Các đối tượng có triển vọng cao hơn
sẽ đảm bảo hơn trong việc thu lại lợi nhuận từ các khoản đầu tư. Việc
phân chia các đối tượng khai thác phải thực hiện đồng bộ trên cơ sở
nghiên cứu các đặc thù địa chất của mỏ, các tính toán thuỷ động lực
học và luận chứng kinh tế. Các tài liệu thu thập được ở các nguồn đều

được dùng vào trong công tác nghiên cứu.
2. Các đối tượng khai thác.
Từ những đặc điểm của vùng mỏ, các đối tượng khái thác được
chia ra như sau:
- Đối tượng I : Tầng 23, 24 thuộc điệp Bạch Hổ Mioxen dưới.
Các tầng này phân bố trên toàn diện tích của vùng mỏ. Gồm thân dầu
cả ở vòm Bắc cũng như vòm trung của kiến 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, tầng 23 là tầng chính, tầng 24 là
tầng phụ.
- Đối tượng II : Gồm 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 khắp mỏ, thường xảy ra sự biến
tướng mạnh của đá chứa. Chiều dày của tầng chứa dầu trung
bình là 700(m).
- Đối tượng III : Gồm tất cả các tầng sản phẩm của
Oligoxen dưới chiều dày trung bình của tầng chứa dầu là 1047m
Nguyễn lương bằng
Lớp : CN k & KTDK - K38

7


đồ án tốt nghiệp

trường đại học mỏ địa chất - hà nội

ranh giới tiếp xúc dầu nước chưa được xác định. Ranh giới dưới
các tầng chứa dầu chưa được phát hiện.
- Đối tượng IV :Thân dầu thuộc dạng khối của đá móng

bao gồm granit và granodoirit. Đá chứa thuộc dạng hang hốc nứt
nẻ, thân dầu được phân bố rộng khắp mỏ theo phương á kinh
tuyến, với kích thước khoảng 5 x 15km. Đất đá chứa dầu bao
gồm các thành tạo Granitoit với nhiều pha khác nhau. Thân dầu
có chiều cao tối đa 1600. Chiều dày của tầng chứa dầu khoảng
970m, độ bão hoà của dầu của dầu 0,85, độ rỗng 1 á 3%. áp
suất vỉa ban đầu đạt 41,7Mpa, đây là thân dầu không có tính dị
thường áp suất.

Nguyễn lương bằng
Lớp : CN k & KTDK - K38

8


đồ án tốt nghiệp

trường đại học mỏ địa chất - hà nội

chương ii
các tính chất vật lý vỉa của vùng
mỏ bạch hổ.
i. Đặc trưng chiều dày, độ chứa dầu, tính di dưỡng của các
tầng chứa và tính không đồng nhất của chúng.

1. Chiều dày.
Khi phân chia chiều dày chứa dầu (nằm trong chiều dày hiệu
dụng) người ta sử dụng giá trị hiệu dụng của dầu là 40%. Việc phân
chia chiều dày hiệu dụng trong đá móng rất khó khăn, do sự có mặt
của vi khe nứt có thể tích rất nhỏ nhưng lại cho phép dầu chảy qua.

Với giá trị gần đúng đầu tiên giá trị tới hạn của độ rỗng được lấy
bằng 0,6.
Tầng Mioxen dưới phát triển trên toàn diện tích mỏ chỉ ở
khu vực giếng khoan 44, 41, 35; và 403 trên vòm trung phát hiện
dải cát kết bị sét hoá. Tại vòm Bắc đá không chứa chỉ được ghi
nhận ở giếng 91.
Trên vòm Bắc chiều dày tầng 23 thay đổi từ 11,6 -57,6(m)
trung bình là 30,4m với hệ số biến đổi 0,33m. Chiều dày hiệu dụng
trung bình của đá chứa là 13,6m, thay đổi từ 0 - 28,6m. Khi đó chiều
dày hiệu dụng chứa dầu từ 0- 22,4m trung bình là 11,3m với hệ số
biến đổi là 0,03. Đá chứa của tầng bị phân chia từ 2 á 5 vỉa, bởi lớp
sét mỏng, hệ số phân lớp trung bình 3,6 với hệ số biến đổi 0,28. Hệ
số cát (phần chứa trong chiều dày chung của tầng) là 0,45 với hệ số
biến đổi là 0,34. Trên vòm trung tâm tầng 23 có chiều dày 40,8m.
Với hệ số biến đổi 0,26, chiều dày hiệu dụng trung bình là 14m (0 á
26,2m) với hệ số biến đổi là 0,26m. Còn chiều dày hiệu dụng trung
bình chứa dầu chỉ có 8,4m hay nhỏ hơn ở vòm Bắc 25,6%. So với
vòm Bắc tầng 23 ở đây kém đồng nhất hơn, hệ số phân lớp là 5,5 còn
hệ số cát chỉ 0,34 với hệ số biến đổi 0,58. Phần trầm tích sản phẩm
Oligoxen dưới nói chung chỉ phát triển trên phạm vi vòm Bắc, bị vát
mỏng ở cách tay của vòm và trên vòm trung tâm. Tại đới đá chứa tốt
trên vòm Bắc, chiều dài chung thay đổi 0,41. Chiều dày hiệu dụng
(ứng với chiều dày chứa dầu vì chưa xác định được ranh giới giữa dầu
và nước, thay đổi từ 0 á 146,6 (m). Chiều dày hiện dụng trung bình
trong số là 7,5m với hệ số biến đổi là 0,71. Mức phân lớp trung bình
của tầng rất cao 10,8 hơn nữa một vài giếng khoan riêng biệt xác
Nguyễn lương bằng
Lớp : CN k & KTDK - K38

9

đồ án tốt nghiệp

trường đại học mỏ địa chất - hà nội

định được từ 18 á 20 vỉa cát, hệ số cát trung bình 0,39 với hệ số biến
đổi tương đối nhỏ là 0,29. Hệ số biến đổi của chiều dày chứa dầu là
0,71. Liên kết tỷ mỉ lát cắt các giếng khoan gặp khó khăn, các đứt
gãy làm tăng mức độ không liên tục của vỉa. Tầng 23 của vòm Bắc
phát triển trên toàn diện tích, ít bị phân thành các vỉa mỏng ( hệ số
phân lớp trung bình là 3,6) chiều dày hiệu dụng của nó bằng nữa
chiều dày chung (hệ số cát là 0,45), với hệ số biến đổi là 0,31. Những
đặc trưng như vậy tạo ra được khả năng đạt được đến hệ số bao trùm
cao bằng bơm nước trong quá trình khai thác khối mácma, hang hốc
nứt nẻ và rắn chắc của móng chứa thân dầu dạng khối. Phần chiều
dày hiệu dụng của đá hang hốc nứt nẻ theo tài liệu địa vật lý giếng
khoan là 9,4 á 91,3% (vòm Bắc), 41,8 á 89,2% (vòm Trung tâm) và
chiều dày chung của móng do các giếng khoan mở ra. Tuy nhiên rất
có thể là đá rắn chắc mà không phân chia có thể có vi khe nứt và
tham ra trong quá trình thấm. Vì vậy mà các thông số thấm chứa
trong khi tính toán trữ lượng và khả năng khai thác của giếng khoan
được xác định bằng cách tính trung bình cho toàn bộ chiều dày
chung.
Chiều dày chung của đá móng được tính từ mặt móng tới độ
sâu là 4060m nằm trong khoảng 0 á 978m trung bình là 960m với hệ
số biến đổi là 0,3. Cần lưu ý rằng thân dầu còn phát triển sâu hơn độ
sâu 4060m và giá trị độ sâu xác định không đặc trưng cho toàn bộ
thân dầu mà chỉ cho phần đã thăm dò với trữ lượng cấp C1 và 20%
trữ lượng cấp C2.

2. Độ chứa dầu.
Trữ lượng dầu cơ bản tập trung trong tầng 23 thuộc Mioxen
dưới, tầng IV - X thuộc Oligoxen dưới và trong đá móng. Độ chứa
dầu tầng còn lại tầng (22 và 24) Mioxen dưới, tầng I - V (Oligoxen
trên được xác định được bằng các giếng khoan riêng biệt việc khai
thác hết trữ lượng tầng 22 và 24 có thể thực hiện với tầng 23, tầng I V Oligoxen trên dưới và tầng móng. Tầng 23 gồm có cát và bột kết,
phát triển hầu như toàn bộ diện tích. ở một vài khu vực đá chứa bị
sét hoá đáng kể, mất tích di dưỡng. Các thân dầu dạng vỉa, vòm ranh
giới dầu nước, nhưng vai trò việc phân bố độ chứa dầu là đứt gẫy
kiến tạo và màn chắn thạch học là rất quan trọng. Vừa qua ta đã xác
định đuợc tất cả 6 thân dầu riêng biệt. Trong đó 3 ở vòm Bắc, 2 ở
vòm trung tâm và còn lại là ở vòm Nam.

Nguyễn lương bằng
Lớp : CN k & KTDK - K38

10


đồ án tốt nghiệp

trường đại học mỏ địa chất - hà nội

Năm tầng sản phẩm của dầu được phân ra trong trầm tích
Oligoxen dưới, chúng chứa cùng một thân đầu dạng khối, vỉa. Đá
chứa chỉ có ở phạm vi vòm Bắc, cũng như sườn đông của vòm trung
tâm cũng như cánh tay của vòm Bắc đã phát hiện ra đới cát kết có
tính di dưỡng kém. Những giếng ở đới này cho thấy rõ những dấu
hiệu có dầu. Tuy nhiên cũng không thu được những dòng dầu công
nghiệp, sau khi đã thực hiện những biện pháp để kết thúc giếng

khoan và gọi dòng. Vậy là ở đây cần áp dụng phương pháp mở vỉa
bằng thuỷ lực, xử lý cận đáy giếng bằng các chất hoà tan, để ngăn
chặn việc dung dịch xâm nhập vào vỉa trong lúc mở vỉa.
Khi tính trữ lượng, trầm tích Oligoxen dưới được phân tích
thành hai đối tượng chính. Trà Cú trên (tầng VI, VII, VIII), và Trà Cú
dưới (IX - X) sự phân chia này về cơ bản là ước lệ vì vách sét ngăn
giữa tầng (VIII - IV) không phải trên toàn diện tích của đá di dưỡng
và thân dầu trong các tầng Oligoxen dưới không có tính thống nhất
về địa chất, chưa phát hiện được ranh giới dầu và nước. Nhưng ở độ
sâu tuyệt đối 4348m theo số liệu địa vật lý giếng khoan, chiều sâu
lớn nhất nhận được dòng dầu lưu lượng cao là 4121 (giếng khoan 12)
mà theo vạch ranh giới trữ lượng cấp 1.
Móng chứa thân dầu lớn và là thân dầu cho sản lượng cao nhất
của mỏ. Đá móng là đá granet và granodiorit. Tính di dưỡng của
chúng được tạo những quá trình địa chất như phong hoá khử kiềm.
Những khoáng vật không bền các dung dịch thuỷ nhiệt, nứt nẻ kiến
tạo, đứt gãy, chuyển dịch cùng với việc tạo thành các đới milonit (đới
phá huỷ kiến tạo), dọc theo các mặt trượt, nứt và co lại của đá khi
đông đặc mácma... Kết quả tạo thành đá chứa dạng hang hốc, nứt nẻ
mà thể tích chứa chủ yếu là hang hốc, còn các kênh dẫn chủ yếu là
khe nứt. Cần lưu ý rằng rất nhiều đứt gãy trong đá móng không tạo
thành màn chắc mà chúng lại làm tăng khả năng thuỷ dẫn của đá.
Đặc trưng chứa tốt của đá, đảm bảo cho lưu lượng cao phát triển trên
toàn vòm trung tâm, dọc theo sườn tây vòm Bắc. Nhưng vòm Bắc thì
lại đặc trưng bằng tính di dưỡng kém và tương ứng là do độ sản phẩm
thấp của giếng khoan. Trong phạm vi vòm Bắc ở phần trên của đá
móng có phát hiện đá rắn chắc. Thân dầu thuộc dạng khối, tất cả đá
di dưỡng từ mặt móng cho tới ranh giới dưới của thân dầu bão hoà
dầu chưa phát hiện được chiều sâu ranh giới dưới của thân dầu, mặc
dù chiều sâu của thân dầu lên đến 1000m, bản chất của ranh giới

cũng chưa rõ là với ranh giới dầu - nước hay không, hay là do đá
chứa dầu chuyển thành đá không chứa. Thân dầu với viền dầu liên tục
bao trùm vòm trung tâm cũng như vòm Bắc. Dầu trong móng lún
chìm của vòm Nam chưa được phát hiện. Ranh giới của thân dầu
Nguyễn lương bằng
Lớp : CN k & KTDK - K38

11


đồ án tốt nghiệp

trường đại học mỏ địa chất - hà nội

(cấp2), chạy qua độ sâu 4121m của giếng khoan 12. Điều này gắn
liền với giả thuyết thân dầu thống nhất của Oligoxen dưới, và điều
này gắn liền với giả thiết về thân dầu thống nhất của Oligoxen dưới
và tầng móng là không có vách ngăn. Đối với những thân dầu này sự
thống nhất còn thấy ở tính chất lý hoá của dầu và áp suất vỉa. Tầng
móng đã cho dòng dầu không lẫn nước. Cấu trúc thân dầu của các
tầng có thể thống nhất một cách trực quan trên các bản đồ cấu tạo
nóc và các mặt cắt địa chất.
3. Tính di dưỡng.
Theo kết quả nghiên cứu mẫu lõi trong phòng thí nghiệm, theo
kết quả đo địa vật lý giếng khoan và nghiên cứu thuỷ động lực... Đã
cho ta kết quả về độ rỗng, độ thấm, độ bão hoà nước và việc đánh giá
về giá trị chiều dày làm việc ứng với chiều dày hiệu dụng trong
khoảng bộ lọc của các giếng khoan.
Cát kết chứa sản phẩm tầng 23 vòm Bắc có độ rỗng nằm trong
khoảng 14 á 24,7%. Giá trị trung bình dùng để tính trữ lượng bằng

20% rất phù hợp với phân tích mẫu lõi cũng như số liệu địa vật lý
giếng khoan. Độ bão hoà dầu trung bình của đá chứa bằng 57% được
biện luận theo kế quả thí nghiệm và đo địa vật lý giếng khoan. độ
rỗng và độ bão hoà dầu tầng 23 vòm trung tâm thực tế trùng với
những giá trị này của vòm Bắc (độ rỗng là 19%, độ bão hoà là 57%).
So với trầm tích Mioxen, trầm tích chứa sản phẩm Oligoxen dưới đặc
trưng bằng độ rỗng thấp hơn đáng kể (trung bình là 12% theo mẫu lõi
và 15% theo địa vật lý giếng khoan) nhưng độ bão hoà dầu cao hơn
68%.
Khả năng chứa đá móng là do hang hốc nứt nẻ. Đại đa số mẫu
lõi chỉ đại diện cho phần rắn chắc khung đá, thường cho những giá trị
độ rỗng trong khoảng một vài phần trăm. Địa vật lý giếng khoan
nghiên cứu những khoảng lớn hơn rất nhiều trong đó có các đới hang
hốc và nứt nở. Theo các tài liệu đã xác định được có rỗng rất cao tới
18,5%; còn độ rỗng trung bình cho chiều dày hiệu dụng là 4,3%. Khi
tính trữ lượng, lỗ rỗng được biện luận cho chiều dày chung của móng
với những giá trị sau: Vòm Bắc 2,5 á 15%; vòm trung tâm 2,4 á 3,8%
không thể xác định trực tiếp độ bão hoà dầu của đá móng nó được
đánh giá bằng các phương pháp gián tiếp. Theo quan hệ bề mặt riêng
của chúng và được lấy vào khoảng 85%^. độ thấm của đá chứa là đặc
trưng quan trọng nhất để thiết kế khai thác mỏ.
Nhưng giá trị trung bình về độ thấm trình bày trong bảng 1 sau:
Nguyễn lương bằng
Lớp : CN k & KTDK - K38

12


đồ án tốt nghiệp

trường đại học mỏ địa chất - hà nội

Bảng 1
các thông số vật lý vỉa.
Các thống số

Đơn vị

Mioxen dưới

Oligoxen

tính

Vòm trung Vòm Bắc
tâm

dưới

Móng

Loại thân dầu

Vỉa vòm

Vỉa vom

Vỉa vòm

Vỉa khối

Loại đá chứa

Kết hạt

Kết hạt

kết hạt

Nứt nẻ

m

8,4

11,3

57,5

393,5/271,2

Độ rỗng

Phần đơn vị

0,19

0,2

0,15

0, 01/0,038

Độ thấm

mkm

0,51

0,08

0,031

0,135

Độ bão hoà

Phần đơn vị

0,57

0,57

0,68

0,85

Hệ số cát

Phần đơn vị

0,34

0,45

0,39

1,0

Hệ số phân lớp

Phần đơn vị

5,5

3,6

108

----

áp suất vỉa ban đầu giá
trị điểm đo

Mpa

28/2813

28,9/2913 41,7/3650

41,7/3650

Nhiệt độ vỉa ban dầu
giá trị điểm đo

oC

114/2813

107/2913

138/3650

142/3656

Hệ số sản phẩm

T/ngd.Mpa

14

22

15

100

áp suất bảo hoà

Mpa

14,6

20,37

20,4

23,19

Hàm lượng khí

M 3 /t

97,4

138,4

167

193,7

Độ nhớt của dầu trong
điều kiện vỉa

Mpa.s

1,690

1,052

0,469

0,436

Tỷ trọng của dầu trong
điều kiện vỉa

kg/m 3

738,1

702,5

661,7

647,0

Hệ số thể tích của dầu

phần đơn vị

1,3056

1,396

1,471

1,533

Hệ số nén của vỉa dầu

10 -4 Mfa

18,43

19,52

20,86

25,3

Hệ số hoà tan của khí 10m 3 / m 3 Mpa
trong dầu

0,5798

0,5886

0,6837

0,6967

Tỷ trọng của khí hoà tan

theo K khi

0,9065

0,8447

0,8321

0,8217

Độ nhớt của dầu trong
điều kiện tiêu chuẩn

Mpa.s

10,35

10,14

4,01

4,161

Tỷ trọng của dầu trong
điều kiện tiêu chuẩn

kg/m 3

863,7

861,4

823,7

833

Nhiệt độ của vỉa dầu

oC

52,3

49,3

51

51,6

Chiều dày bảo hoà dầu
(B+C1)

Nguyễn lương bằng
Lớp : CN k & KTDK - K38

13


đồ án tốt nghiệp

trường đại học mỏ địa chất - hà nội

bão hoà Panafin
Nhiệt độ của dầu tách
khí bão hoà Parafin

oC

55

55,5

57,5

59,1

Nhiệt độ sôi

oC

29,5

32,3

31,5

33

Hàm lượng Parafin

%

18,7

17,56

19,4

24,1

Hàm lượng asfan-smol
% trọng lượng

%

11,7

11,81

4,68

3,3

Hàm lượng lưu huỳnh

%

0,107

0,102

0,041

0,04

Hệ số chuyển đổi của dầu

phần đơn vị

1,5121

1,6206

1,7665

1,8403

Độ nhốt của nước trong
điều kiện vỉa

Mfa.s

0,3

0,3

Tỷ trọng của nước
trong điều kiện vỉa

kg/m 3

1011,5

1006,4

Hệ số chuyển đổi của nước

Phần đơn vị

0,989

0,994

Mỏ dầu Bạch Hổ là mỏ dạng đa vỉa, đặc trưng bằng mức độ
không đồng nhất của các đối tượng khai thác.
- Các thân Mioxen dưới : Đồng nhất hơn cả là tầng 23 của
vòm Bắc. Tính đồng nhất của các thân Mioxen cao nhất trong các
vỉa của vùng mỏ. Vỉa chính của Mioxen dưới là tầng 23 có tính
đồng nhất cao hơn cả. Tầng Mioxen được phân thành nhiều lớp
mỏng, hệ số phân lớp trung bình ở vòm Bắc là 3,6, ở vòm trung
tâm là 5,5. Tương ứng hệ số cát của các vòm lá 0,45 cho vòm
Bắc và 0,34 cho vòm trung tâm. Theo các tài liệu thì các nhà địa
chất cho rằng ở tầng Mioxen dưới cho thấy lát cắt các tập là
không đồng nhất.
- Thân dầu của Oligoxen dưới : Mặt cắt các tầng sản phẩm rất
không đồng nhất được xen kẽ bởi các lớp cát kết bột kết chứa sản
phẩm và sét mỏng không chứa sản phẩm. Ta thấy đặc tính không
đồng nhất của các đối tượng khai thác lệ số phân lớp, hệ số cát, thấy
rằng trong các đối tượng có đá chứa rỗng, Oligoxen dưới thuộc đối
tượng không đồng nhất hơn. Hệ số phân lớp và hệ số cát của tầng
Oligoxen dưới lần lượt là 10,8 và 0,39.
Nói chung khi đánh giá mức độ không đồng nhất của các tầng
sản phẩm có thể thấy rằng không đồng nhất hơn cả là trầm tích tầng
sản phẩm Oligoxen dưới mức độ phân lớp của chúng là lớn nhất tới
20 vỉa với hệ số phân lớp trung bình là 10,8.

Nguyễn lương bằng

Lớp : CN k & KTDK - K38

14


đồ án tốt nghiệp

trường đại học mỏ địa chất - hà nội

ii. Tính chất lưu thể trong vỉa sản phẩm.

1. Các tính chất của dầu trong điều kiện vỉa.
- Dầu của tất cả các vỉa ở mỏ Bạch Hổ chưa bão hoà khí, hệ số
ép (tỷ số giữa áp suất vỉa và áp suất bảo hoà ) là:
+ 1,43 cho Mioxen dưới cho vòm Bắc.
+ 1,9 cho Mioxen dưới vòm trung tâm.
+ 3,54 cho Oligoxen trên
+ 1,94 cho Oligoxen dưới.
+ 1,67 cho đá móng.
- Theo các giá trị của các thông số cơ bản, các loại dầu vỉa ở
mỏ Bạch Hổ có thể chia làm ba nhóm, theo chiều từ nhóm 1 tới nhóm
3, gia tăng các thông số tỷ suất khí - dầu (GOR) hệ số thể tích (B) áp
suất bảo hoà (Ps).
Giảm các thông số : Tỷ trọng của dầu (dầu vỉa), độ nhớt của
dầu. Nhóm 1, sự khác biệt giữa Mioxen dưới, vòm trung tâm và các
Oligoxen trên chỉ được nhận biết bởi thành phần khí hoà tan. Khí
tách từ dầu Oligoxen trên và hàm lượng nước dị thường (3,28 á
14,81%); còn khí tách từ Mioxen dưới, vòm trung tâm chứa trong
thành phần nhiều Propan, butan, pentan và chuỗi cácbon lớn hơn.
Trong nhóm 3 dầu Oligoxen dưới so với dầu đá móng có độ bão hoà

khí thấp hơn.
(160 á 172 so với 187 á 209m3/t) có giá trị hệ số thể tích thấp
hơn (1,46 á 1,48 so với 1,51 á 1,59) tỷ trọng lớn hơn (658 á 688 so
với 634 á 653 kg/m3 và độ nhớt lớn hơn (0,46 á 0,48 so với 0,38 á
0,46m pa.s).
Theo các giá trị về áp suất bão hoà và tỷ trọng khí hoà tan (cận
đáy giếng) dầu trong nhóm hai tương tự như dầu Oligoxen dưới. Trên
cơ sở các mô hình thực hiện có thể khẳng định được rằng : đối với
dầu đá móng sự thay đổi nhiệt độ ít gây ảnh hưởng đến áp suất bão
hoà. Giá trị áp dụng bão hoà được xác định chính bởi tỷ suất dầu khí.
Biến thiên của các thông số dầu vỉa và khí tách trong quá trình tách
vi phân được biểu diễn bằng đồ thị. Từ đó cho ta thấy sự biến thiên
của từng thông số cho tất cả các vỉa được biểu thị và so sánh trên
cùng một đồ thị. Điều đó cho phép đánh giá sự biến thiên các chỉ tiêu
Nguyễn lương bằng
Lớp : CN k & KTDK - K38

15


đồ án tốt nghiệp

trường đại học mỏ địa chất - hà nội

cơ bản của dầu trong quá trình giảm áp pha trộn các loại dầu từ một
số vỉa của mỏ.
Dầu khí được chia thành hai nhóm: Dầu đá móng và Oligoxen
dưới, dầu Oligoxen trên và Mioxen thành phần cấu tử của vỉa dầu, vì
lý do hạn chế các số liệu và chưng cất chân không, nên sử dụng dầu
tách có tỷ trọng 833,6kg/m3 và phân tử lượng 251,159/mol cho

Oligoxen dưới, tỷ trọng 865 kg/m3 và 300g/mol cho Oligoxen trên và
Mioxen dưới. 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 với các đặc
tính trung bình.

Nguyễn lương bằng
Lớp : CN k & KTDK - K38

16


đồ án tốt nghiệp

trường đại học mỏ địa chất - hà nội

2. Đặc tính hoá lý của dầu tách khí.
Các số liệu về khoảng biến thiên và các giá trị trung bình của
các thông số dầu tách sau quá trình tách vi phân cho thấy dầu thuộc
loại bán nặng (trung bình) ít lưu huỳnh, nhiều parafin, từ ít nhựa
đến nhiều nhựa, tỷ lệ thu sản phẩm sáng màu thuộc loại trung bình.
Nhiệt độ đông đặc của các loại dầu nằm trong khoảng 29 á 34 o C,
phân nhóm theo công nghệ (GOST 912 - 66); dầu sơ bộ mã hiệu
IT1....P3.
Dầu mỏ Bạch Hổ được phân theo hai nhóm trên chỉ khác nhau
về tỷ trọng và độ nhớt còn các thông số khác có sự thay đổi không rõ
nét. So sánh giá trị các thông số trung bình sau khi 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 0,3 á 0,34%, theo tỷ
trọng 0,1 á 2,3%, theo hàm lượng parafin 2 á14,4% và hàm lượng
nhựa, asphaltel 6,8 - 91,5%.

3. Thành phần và tính chất của khí hoà tan trong dầu.
Khí hoà tan trong dầu thuộc béo và rất béo, trong thành phần
của chúng chứa lượng C2 lớn hơn là 22,7 á 39%mol. Theo chiều
Mioxen đến đá móng độ khí béo giảm. Đồng thời các giá trị trung
bình của C2 lớn hơn của các tầng Oligoxen trên và dưới, Mioxen,
vòm Bắc rất gần nhau (27,84 á 31,55%), còn ở Mioxen dưới vòm
trung tâm giá trị này tăng 39% khí thuộc loại không chứa lưu huỳnh
(không có sunfua hy đrô) chứa hàm lượng các bondioxit thấp (0,9 0,61%), vết hêli, hàm lượng nitơ 1 á 2,86% với giá trị dị thường
9,58% ở Oligoxen trên.
Sự giống nhau của các kết quả về thành phần khí tách từ quá
trình tách tiêu chuẩn và tách vi phân. (giá trị trung bình trong khối
theo cấp tách) khẳng định độ tin cậy của kết quả nhận được.
4. Các tính chất của nước vỉa.
Trong các trầm tích Mioxen dưới (tầng 23 và 24) thường
gặp hai loại nước canxiclorua và natrihyđrat cacbonnat. Đặc
điểm của nước loại natrihyđrat cacbonnat là có độ khoáng hoá
thấp hơn (6,6 4g/l) và chỉ được nhận biết trong khuôn khổ của
vòm Bắc nước vòm Nam thuộc loại Cloruacanxi có độ khoáng
hoá ra tăng theo hướng Tây Nam. Nước thuộc trầm tích Oligoxen
Nguyễn lương bằng
Lớp : CN k & KTDK - K38

17


đồ án tốt nghiệp

trường đại học mỏ địa chất - hà nội

dưới được lấy từ vỉa lăng kính IVa nằm trên các tầng sản phẩm chính

thuộc loại natrihyđrô cacbonnat, có độ khoáng hoá thấp là (5,4 g/l).
Thành phần khí hoà tan trong nước khác thành phần khí hoà tan
trong dầu ở chỗ có hàm lượng mê tan cao hơn. Lượng cấu tử các bon
trong khí hoà tan trong nước là 1,54 á 3% trong đó nitơ chiếm 1,29 á
2,8%.
5. Các đặc tính thuỷ động học.
Kết quả nghiên cứu cho thấy bề mặt rỗng của tập hợp mẫu đá
Oligoxen hoàn toàn vỉa nước (dính ướt đối với nước) hầu như tất cả
dầu bị đẩy ra khỏi nước do sự ngấm mao dẫn của nước. Chỉ trên một
vài mẫu là có lượng dầu nhỏ bị đẩy thêm ra trong quá trình thuỷ động
học. Kết quả thử nghiệm tự ngấm mao dẫn của đá móng cho thấy đá
móng cũng dính ướt với nước vì lượng dầu thu được sự ngấm mao
dẫn của nước chiếm trung bình 73% tổng lượng dầu thu được tính cả
lượng thu được do đẩy thuỷ động học.
Độ rỗng của đá là một trong những nhân tốt chính tạo ra năng
lượng đàn hồi của vỉa. Độ nén (rỗng) của đá phục thuộc vào áp suất
thuỷ tĩnh hiệu dụng Phd, vì vậy ta chỉ mô hình hoá lại các thông số
này. Chúng được tính theo công thức:
Phd = g (Pdi - )Pni) hi
Pdi, Pni là tỷ trọng của đá và chất lỏng của đá
hi : là chiều dày hiệu dụng của tầng i.
g : là gia tốc trọng trường.
Đối với các vỉa dầu Mioxen dưới, Oligoxen và móng áp suất
hiệu dụng tính theo công thức trên tương ứng bằng 40; 44 và 44Mpa.
áp suất mọi hướng lên mẫu tạo qua các cấp áp suất sau:
15; 20; 30; 40; 44; Mpa 30 phút. Hệ số nén của đá (bđ) và độ
rỗng (blr) được tính theo công thức sau:
1
DVm
bđ = - (-------) (--------------)

Vm
DPhd
1
DVlr
blr = - -------- x ---------Nguyễn lương bằng
Lớp : CN k & KTDK - K38

18


đồ án tốt nghiệp

trường đại học mỏ địa chất - hà nội

DPhd

Vlr

Trong đó :
Vm, Vlr là thể tích mẫu và thể tích lỗ rỗng. Đá móng có độ rỗng
thay đổi trong khoảng khá rộng từ 0,29 á 15,21% đã xác định được
bằng hệ số độ nén của đá tự nhiên có giá trị trung bình là 1,54. 104 Mpa -1 . độ nén của đá có xu hướng tăng lên cùng độ rỗng,. Giá trị
trung bình là 1,08. 10-4Mpa-1. Đối với đá Oligoxen hệ số nén biến đổi
trong khoảng 0,58. 10-4 á 1,9. 10-4Mpa-1, với giá trị trung bình là
12.10-4 Mpa-1
Đá Mioxen với độ rỗng lớn hơn có hệ số nén trung bình là
2,11.10-4 Mpa-1, khoảng biến thiên 1,9.10-4 á 2,9.10-4Mpa-1
Để tính các thông số thuỷ động học trong quá trình khai thác
vỉa dầu có thể sử dụng các hệ số độ nén của đá:
Đối với đá móng 1,08 .10-4Mpa-1

Oligoxen 2,11. 10-4Mpa-1
Còn về nhiệt độ.
Đá móng 141,7 oC (3650m)
Oligoxen 139,2 oC (3650m)
Mioxen
111,7 oC (2821m)
Hệ số đẩy dầu trung bình là 0,589, biến thiên trong khoảng
0,374 á 0,704 của đá Mioxen dưới.
Đối với Oligoxen hệ số đẩy dầu biến thiên trong khoảng 0,162
á 0,676, trung bình 0,465. Đối với đá móng hệ số đẩy dầu biến thiên
trọng khoảng 0,463 á 0,734, trung bình là 0,626. Hệ số thu hồi dầu
theo cơ chế mao dẫn là khá cao 0,057 á 0,784, trung bình 0,402.
Vùng thấm hai pha đối với vỉa dầu Mioxen dưới vàOligoxen ở
trong độ khoảng bảo hoà nước 27,6 á 70% và 27,8 - 75,7% vùng
thấm pha đối với dầu sẽ có giá trị bằng không ở độ bão hoà 79% và
73,4% tương ứng cho Mioxen dưới và Oligoxen.

Bảng 2
đăng trưng thân dầu trong đá móng
Nguyễn lương bằng
Lớp : CN k & KTDK - K38

19


đồ án tốt nghiệp

Vòm

Cấp trữ

lượng

Bắc

C1

trường đại học mỏ địa chất - hà nội

Độ sâu ranh giới Kích thước Chiều cao
dầu nước (m)
(km)
(m)

Chiều dày
trung bình (m)

4121

19 x 4,5

720

742

4121

19 x 4,5

720

742

C2
Trung
tâm

C1
C2

Nguyễn lương bằng
Lớp : CN k & KTDK - K38

20


đồ án tốt nghiệp

trường đại học mỏ địa chất - hà nội

Bảng 3
đặc trưng thân dầu trong đá trầm tích

Thân dầu

Mioxen
dưới

Điệp phụ
điệp tầng

Thân
dầu đới

Bắc

1B
2B
3B

BH
23

Tra cú
trên
Oligoxen
dưới

Vòm

IVáVIII

1TT
Trung
tâm
Nam
Bắc

Bắc

2879

2929

1N
Tốt

Xấu
Phía đông vòm
trung tâm và
vòm Nam

Tra cú
trên

Độ sâu
Kích
Chiều
ranh giới thước cao (m)
dầu -nước (km)
2913
712
134
2861
1,1x0,4
37
2835
3,61,4
66

Tốt

Xấu
Phía đông vòm
trung tâm và
vòm Nam

4348

4,69xz
1
8,2x2

173

4,9x2,7
4,5 x 9

69
1074

Chiều dày
hiệu dụng
(m)
11,3

8,4

93
3,3
34,4

2,5 x8
2,5x9

21,4
13,8

3x9

27,2

2x7
1,5 x9

18,3
8,4

iii. khoả sát nhiệt độ và Gradien địa nhiệt đá móng ở mỏ bạch hổ

1. Gradien địa nhiệt (GDN) các đá phủ trên móng.
Móng được phủ bởi thành tạo trầm tích sét tuổi Mioxen và
Oligoxen Các lớp phủ này có hệ số dẫn nhiệt bé hơn so với hệ số dẫn
nhiệt của đá móng. Dòng nhiệt sau khi ra khỏi đá móng sẽ bị ứ lại ở
các lớp phủ phía trên. GDN các lớp này lớn hơn móng. Các lớp phủ
nằm ở độ sâu khác nhau phía trên đá móng, vì vậy giá trị GND của
chúng cũng khác nhau.
Những đo đạc nhiệt độ trong các giếng mở vào thân dầu tuổi
Mioxen hạ, Oligoxen dưới có quy luật như sau: cùng chiều sâu như
nhau, giếng nào nằm ở vùng đá móng trồi lên thì nhiệt độ cao hơn,
ngược lại giếng nào nằm ở vùng đá móng trụt xuống thì có nhiệt độ
Nguyễn lương bằng

Lớp : CN k & KTDK - K38

21


đồ án tốt nghiệp

trường đại học mỏ địa chất - hà nội

thấp hơn. Nói cách khác, GDN của các tầng chứa Mioxen và
Oligoxen vòm Nam (nơi móng trồi lên 3050m) cao hơn ở vòm Bắc
(nơi tụt xuống 3500m) . Càng xuống sâu thì sự khác biệt nhiệt độ của
đá móng và lớp phủ càng bé.
ở vòm Nam, các lớp phủ nằm ở độ sâu từ 2800m xuống gặp
móng ở (3100m) GDN có giá trị trong khoảng 4 á 5 oC. Các lớp phủ
gặp đá móng ở độ sâu hơn (3300m) thì từ 3,8 á 4 oC. Tại vòm Bắc
các lớp nằm ở độ sâu 2800m xuống gặp đá móng ở 3500 á 3700 m
GDN thay đổi từ 3,5 oC á 5 oC. Các lớp phủ gặp móng ở độ sâu hơn
4000m thì từ 3 á 4 oC.
2. Gradien địa nhiệt đá móng.
Đá móng là một khối thống nhất, cơ bản là đá granitoid có thể
xem gradien địa nhiệt có giá trị không đổi với toàn khối. Do ảnh
hưởng của lớp phủ Mioxen và Oligoxen, do vị trí của các vòm khác
nhau cho nên nhiệt độ các vùng ở trên mặt móng khác nhau. Nhưng
khi đi sâu vào móng ở một độ sâu nào đó (có thể chọn 4300m) đối
với diện tích nghiên cứu, thì nhiệt độ ở vòm Bắc và vòm Nam giống
nhau. Giữa móng và lớp phủ Oligoxen có một đới nhỏ chuyển tiếp.
Độ dày của lớp chuyển tiếp này được xác định là 200m. Kết quả
nghiên cứu cho phép xác định được giá trị GDN của đá móng là 2,5
o C. Nhiệt độ ở độ sâu 4300m là 157, 5 o C.

Nguyễn lương bằng
Lớp : CN k & KTDK - K38

22


đồ án tốt nghiệp

trường đại học mỏ địa chất - hà nội

3. Dị thường nhiệt độ.
Nhiệt độ tại các điểm ở nhiều giếng cao hơn nhiệt độ bình
thường tính theo GDN. Cũng chính tại điểm đó từ vài độ đến vài chục
độ. Đây là dị thường nhiệt độ đến vài chục độ. Đây là dị thường nhiệt
độ do nhiều nguyên nhân khác nhau gây nên khi giếng làm việc.
4. Nguyên nhân về dị thường 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. Ta ghi nhận được
cơ bản chỉ có thể do chất lỏng từ dưới sâu đi lên hoặc do dòng chảy
theo phương ngang hương tâm tới giếng gây nên.
Xét dòng chảy theo phương ngang, hướng tâm. Khi giếng làm
việc, số liệu khảo sát ở nhiều giếng cho thấy, nếu lưu lượng biến đổi
nhiều (3/5%) thì nhiệt độ cũng biến đoioỉ từ 1 á 3 oC; Vậy dòng chảy
theo phương ngang không gây nên dị thường về nhiệt độ . Các đứt
gẫy của mỏ Bạch Hổ thường có góc nghiêng 60 á80o. Quan sát trên
mẫu lõi thu được từ đá móng, chúng ta thấy phổ biến các góc
nghiêng 60 - 75o. Các nứt nẻ móng mỏ Bạch Hổ cơ bản có hướng
thẳng đứng chất lỏng từ dưới sâu đi lên theo các nứt nẻ là nguyên

nhân chinhý gây nên dị thường về nhiệt độ đáy giếng. Đó là hiện
tượng nhiệt độ tăng các ở đáy giếng ở phần đá móng của mỏ Bạch Hổ.

Nguyễn lương bằng
Lớp : CN k & KTDK - K38

23


đồ án tốt nghiệp

trường đại học mỏ địa chất - hà nội

chương III
nghiên cứu lựa chọn các phương pháp
phục hồi và tăng độ thẩm thấu vùng cận
đáy giếng ở vùng mỏ bạch hổ.
I. Sự sụt giảm sản lượng do nhiễm bẩn vùng đáy và cận đáy giếng.
Trong suốt các quá trình khoan qua tầng sản phẩm hoàn thiện
giếng, sữa chữa giếng và cả quá trình khai thác, tình trạng vùng đáy
và cận đáy giếng luôn bị biến đổi. Quá trình mở vỉa khi khoan đóng
một vai trò quan trọng. Nó sẽ ảnh hưởng trực tiếp đến dòng dầu khí
thu nhận từ các vỉa sản phẩm đồng thời khả năng và mứoc độ khai
thác ban đầu hoàn toàn phụ thuộc vào công nghệ khoan, thành phần
và tính chất của dung dịch rửa, thời gian tiếp cận của dung dịch rửa
với vỉa phẩm. Ngoài ra nó còn phụ thuộc vào chất lượng thi công
nhằm ngăn cách các vỉa đất đá khác nhau với các tầng thẩm thấu của
thành hệ. Khi thi công các giếng khoan sâu đã áp dụng các công nghệ
đặc biệt để mở các vỉa sản phẩm nhằm bảo vệ khả năng thấm của đá
chứa dầu như sử dụng một số chất hoạt tính bề mặt. Dùng một số hệ

dung dịch khoan phân ly ức chế có độ thoát nước thấp với các ion ức
chế khác nhau như canxi, nhôm, kali, natri...
Quá trình hoàn thiện giếng và sửa chữa giếng có thể cần để
dung dịch nặng để cân bằng áp suất vỉa và cũng giống như dung dịch
khoan, nó có thể gây nhiễm bẩn có thể không xâm nhập từ ngoài
vào, mà do chính dòng dầu chảy từ vỉa vào giếng mang lại trong
quá trình khai thác. Các vật liệu cơ học làm bít các lỗ mao dẫn và
do đó làm giảm độ thẩm thấu làm giảm khả năng cho dầu của
giếng.
Việc đánh giá sự nhiễm bẩn vùng đáy và cận đáy giếng cho
phép dự đoán được lưu lượng dầu của giếng khi đưa giếng vào hoạt
động. Từ các thống kê về sự nhiễm bẩn do dung dịch mà đưa ra
phương án thi công giếng khoan hoàn thiện giếng, sửa chữa giếng và
sửa dụng hệ dung dịch ít gây ảnh hưởng xấu tới tầng chứa, quá trình
khai thác cần theo đúng chế độ, hạn chế các tá nhân gây hư hỏng
tầng sản phẩm.
Tuy vậy nhiễm bẩn tầng sản phẩm dù ít hay nhiều là không thể
tránh khỏi. Điều này có thể khắc phục được bằng cách xử lý giếng.

Nguyễn lương bằng
Lớp : CN k & KTDK - K38

24


đồ án tốt nghiệp

trường đại học mỏ địa chất - hà nội

Có thể liệt kê các yếu tố cơ bản ảnh hưởng đến quá trình phá

huỷ các vỉa sản phẩm sau:
- Sự trương nở các khoáng vật sét có mặt trong các tầng sản
phẩm khi tiếp xúc với pha nước trong các hệ dung dịch gốc nước, đặc
biệt khi tiếp xúc với các hệ dung dịch có độ kiềm cao đã làm bít các
lỗ rỗng của tầng chứa.
- Sự xâm nhập của pha rắn có hàm lượng keo cao vào các lỗ
hổng của vỉa trong qua trình phân ly và đặc biệt vào cá khe nứt của
vỉa sản phẩm kể cả các chất độn không tan hoặc khó tan trong axít
được pha vào dung dịch để ngăn ngừa và chống mất nước. Hiện tượng
gấm lọc khối dung dịch sét có hàm lượng pha rắn cao dưới tác động
sự chênh lệch quá lớn của áp suất thuỷ tĩnh cột dung dịch và áp suất
vỉa, đã làm lấp đầy các khe nứtm dần dần sau 1 khoảng thời gian nhất
định sẽ gây cản trở sự vận động của dầu từ vỉa vào giếng.
Quá trình thấm lọc của nước từ dung dịch khoan vào lỗ hổng
mao dẫn thuộc tầng chứa đã tạo ra thể nhũ nươcs- dầu bền vững.
Chính dạng nhũ này đã làm giảm tính năng động của chất lỏng
trong khoảng không lỗ rỗng từ đó giảm khả năng khai thác giếng khoan.
- Đồng thời xâm nhập của dung dịch rửa vào vỉa sản phẩm là
quá trình phá huỷ do các loại vi khuẩn có nguồn gốc khác nhau
trrong nước pha chế dung dịch. Bản thân các vi sinh vật có nguồn gốc
sắt và vi khuẩn khử sulfát không những chúng chỉ gây ra phân huỷ
làm giảm tính năng tác dụng của các hoá phẩm gốc polyme mà quá
trình phát sinh nhanh chóng của chúng còn góp phần tạo ra lớp màng
trắng bít các lỗ rỗng mao dẫn của tầng chứa. Một khi vùng đáy và
cận đáy bị nhiễm bẩn, cách duy nhất để khắc phục là xử lý vùng cận
đáy giếng, tức là phục hồi hoặc tăng độ thẩm thấu của vùng đáy và
cận đáy.
ii. Nghiên cứu lựa chọn phương pháp phục hồi và tăng độ thẩm thấu
vùng đáy và cận đáy giếng ở vùng mỏ Bạch Hổ.

- Hiệu quả của việc áp dụng các dụng thể như axít phụ thuộc
vào các đặc điểm địa chất của các tầng chứa sản phẩm dầu khí ở mỏ
Bạch Hổ và các yếu tốt phức tạp tương ứng trong quá trình xử lý bằng
axít ở các giếng với colector đất đá dạng (mioxen) và (Oligoxen) và
dạng đá móng nứt nẻ có hang hốc (tầng móng)
Trong các yếu tốt phức tạp trước tiên phải kể đến các yếu tố sau:
- Nhiệt độ của vỉa tương đối cao (trên 110 oC )

Nguyễn lương bằng
Lớp : CN k & KTDK - K38

25