Đồ án tốt nghiệp gaslift

Thiết kế khai thác dầu bằng phương pháp gaslift

LỜI NÓI ĐẦU
Dầu khí là ngành công nghiệp còn rất non trẻ nhưng là ngành kinh tế
mũi nhọn và có nhiều tiềm năng, triển vọng trong tương lai. Sau hơn 25 năm
phần đấu xây dựng và trưởng thành, ngành dầu khí đã đạt được nhiều thành
tựu rất to lớn, đóng góp nhiều cho sự nghiệp công nghiệp hóa, hiện đại hóa
đất nước. Cho đến nay Việt Nam đã khai thác được hơn 150 triệu tấn dầu thô
và trên 9 tỷ m3 khí đồng hành.
Công tác khoan và khai thác các giếng dầu là một công việc hết sức
khó khăn, phức tạp và là công việc sống còn của ngành công nghiệp dầu khí.
Hiện nay các nhà khoa học trên thế giới luôn không ngừng nghiên cứu nhằm
tìm ra các phương pháp khai thác mới đạt hiệu quả cao. Mục tiêu quan trọng
nhất của người kỹ sư dầu khí là biết áp dụng các kỹ thuật và công nghệ mới
để khai thác ngày càng hiệu quả nguồn tài nguyên thiên nhiên vô giá này.
Qua các kết quả thực tế khai thác tại mỏ Bạch Hổ người ta thấy rằng
việc sử dụng khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift mang lại hiệu quả cao
hơn các phương pháp khai thác khác. Chính vì vậy mà XNLD Vietsovpetro
đã và đang tiến hành lắp đặt trên các giàn khai thác hệ thống khai thác cơ
học bằng phương pháp ép khí cho các giếng ở giai đoạn cuối tự phun và
ngừng phun.
Được sự đồng ý của Bộ môn Khoan - Khai thác – Khoa dầu khí, tôi đã
tiến hành thực hiện Đồ án tốt nghiệp với đề tài: “Thiết kế khai thác dầu bằng
phương pháp gaslift liên tục cho giếng N0110_MSP_7_BH”. Nội dung chính
là nêu lên tầm quan trọng của phương pháp khai thác Gaslift, các bước tính
toán thiết kế khai thác Gaslift, các thiết bị dùng trong khai thác Gaslift,…

Đồ án tốt nghiệp

1

Nghiêm Xuân Việt


Thiết kế khai thác dầu bằng phương pháp gaslift
Với kiến thức đã học kết hợp với thực tế, cùng với sự nỗ lực của bản
thân, sự cộng tác của bạn bè đồng nghiệp và đặc biệt là sự giúp đỡ tận tình
của thầy giáo Vũ Đình Hiền cùng các thầy cô trong bộ môn Khoan - Khai
thác, đồ án của tôi đã được hoàn thành đúng với thời gian quy định của nhà
trường. Mặc dù đã rất cố gắng, nỗ lực, song bản đồ án chắc chắn không
tránh khỏi những sai sót, vậy tác giả rất mong nhận được sự đóng góp ý
kiến, phê bình của các thầy cô giáo và các bạn đồng nghiệp để bản đồ án
được hoàn thiện hơn.
Tác giả xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc tới thầy giáo Vũ Đình Hiền
-người trực tiếp hướng dẫn tác giả trong suốt quá trình thực hiện đồ án, các
thầy cô giáo trong bộ môn và các bạn đồng nghiệp đã giúp đỡ tác giả hoàn
thành bản đồ án này.
Hà Nội, ngày 1 tháng 6 năm 2009.
Sinh viên
Nghiêm Xuân Việt

Đồ án tốt nghiệp

2

Nghiêm Xuân Việt


Thiết kế khai thác dầu bằng phương pháp gaslift

CHƯƠNG I: TỔNG QUAN VỀ ĐỊA CHẤT VÀ QUÁ TRÌNH KHAI

THÁC DẦU Ở MỎ BẠCH HỔ.
1.1. Đặc điểm địa lý tự nhiên và kinh tế - nhân văn của vùng mỏ.
1.1.1. Địa lý tự nhiên.
a. Vị trí địa lý:
Mỏ Bạch Hổ nằm ở lô số 9 của thềm lục địa Đông Nam Việt Nam
thuộc bồn trũng Cửu Long, diện tích khoảng 10000km2, cách bờ biển Vũng
Tàu khoảng 120km. Ở phía Tây Nam của mỏ Bạch Hổ khoảng 35km là mỏ
Rồng, và xa hơn nữa là mỏ Đại Hùng. Toàn bộ cơ sở dịch vụ trên bờ nằm
trong phạm vi thành hó Vũng Tàu, bao gồm: Viện nghiên cứu dầu khí, Xí
nghiệp khoan và sửa giếng, Xí nghiệp khai thác, Xí nghiệp vận tải, Xí
nghiệp dịch vụ kỹ thuật…
b. Đặc điểm khí hậu:
Vùng mỏ chịu ảnh hưởng của khí hậu cận nhiệt đới gió mùa, nằm
trong khu vực của khối không khí có chế độ tuần hoàn ổn định, có 2 mùa là
mùa mưa và mùa khô. Vào mùa khô, từ tháng 11 đến tháng 3 có gió mùa
Đông Bắc với sức gió mạnh nhất vào tháng 12 và tháng 1. Gió mùa Đông
Bắc quyết định hướng của sóng biển, sóng cao tới 8m. Nhiệt độ không khí
ban ngày khoảng 24 -270C, ban đêm và sáng là 22 – 240C. Lượng mưa mùa
này rất ít, chỉ 0,7mm vào tháng 2 – tháng khô nhất. Độ ẩm tương đối của
không khí thấp là 65% trong thời gian chuyển mùa. Gió Tây Nam thổi từ
xích đạo làm tăng độ ẩm không khí nhưng mưa vẫn ít và không đều. Vào
mùa mưa, từ tháng 6 đến tháng 9 có gió mùa Tây Nam, nhiệt độ không khí
tương đối cao, trung bình từ 28 – 30 0C. Chênh lệch nhiệt độ giữa ban ngày
và ban đêm không đáng kể, mưa trở nên thường xuyên và to hơn. Gió có
kèm theo giông tố với vân tốc 25m/s. Độ ẩm không khí trung bình khoảng
85 – 89%. Vào tháng 10, gió Tây Nam yếu dần và được thay thế bằng gió
Đông Bắc. Nhiệt độ không khí hạ thấp xuống còn 24 – 30 0C, và cuối tháng
hầu như hết mưa. Vùng mỏ còn chịu ảnh hưởng của bão, bão thường xảy ra
vào các tháng 7, 8, 9, 10. Các dòng chảy tuân theo chế độ gió mùa và thủy
triều. Nhiệt độ nước ở cùng thềm lục địa thay đổi trong năm từ 24,9 –

29,60C. Độ mặn nước biển trung bình là 34 – 35g/l.
c. Đặc điểm tự nhiên:
Thềm lục địa Việt Nam đặc trưng bởi độ dốc lớn, chiều rộng hẹp.
Đới nâng Côn Sơn với chiều dày hơn 100km, ngoài đới nâng này ra ở đây
còn phát hiện một số đảo nhỏ.

Đồ án tốt nghiệp

3

Nghiêm Xuân Việt


Thiết kế khai thác dầu bằng phương pháp gaslift
Địa hình đáy biển rất phức tạp. Ở khu vực bể Cửu Long, vùng cửa
sông giáp biển, địa hình đáy bồn trũng đa dạng, bao gồm các rãnh sóng
ngầm, bãi cát ngầm. Phần trung tâm bể, độ sâu đáy biển từ 40 – 60m, ở đây
có đảo san hô ngầm chiều dày 13km, rộng 8km, nhô cao cách đáy biển 25m,
phân lớp tập trung ở Đông Nam cấu tạo Bạch Hổ và Rồng. Theo kết quả
khảo sát nhiều năm thì độ động đất không vượt quá 6 độ rite. Hình dạng
trầm tích hiện tại của mỏ được hình thành chủ yếu do tác động của dòng
thủy triều lên xuống và của các dòng sông đặc biệt là sông Cửu Long.
1.1.2. Đặc điểm kinh tế - nhân văn.
a. Đặc điểm kinh tế:
Toàn bộ cơ sở sản xuất của Xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro nằm trê
vùng cảng biển Vũng Tàu và ở ngoài mỏ Bạch Hổ. Các xí nghiệp của liên
doanh đều đặt tại thành phố Vũng Tàu. Thành phố Vũng Tàu được nối liền
với Thành phố Hồ Chí Minh bởi Quốc lộ 51 dài 125km và đường thủy dài
80km nối Cảng Vũng Tàu với Cảng Sài Gòn. Cảng Vũng Tàu có vị trí quan
trọng trong các tuyến đường biển và có khả năng cho ra vào các tàu có tải

trọng lớn. Sân bay Vũng Tàu có thể tiếp nhận được nhiều loại máy bay như
AN-2, AN-20 và các loại máy bay MI-8. Tóm lại, mạng lưới giao thông của
thành phố Vũng Tàu khá tốt, là điều kiện rất thuận lợi cho việc phát triển
ngành công nghiệp dầu khí.
b. Đặc điểm nhân văn:
Vũng Tàu là thành phố có tiềm năng lớn về du lịch với nhiều thắng
cảnh đẹp. Đây là một thành phổ trẻ đang được nhà nước quan tâm xây dựng
và phát triển. Nguồn lao động đang tìm đến thành phố ngày một đông, trong
đó có số lượng đáng kể là lao động trí thức và lao động đến từ nước ngoài.
Hiện tại dân số của toàn tỉnh là hơn 1triệu người, trong đó 1/3 là dân sống ở
ngoài các đảo, ¼ là dân sống ở vùng đồi núi, còn lại là dân sống ở thành phố
với chủ yếu là dân miền Bắc. Họ có tinh thần lao động cần cù sang tạo, đó là
nguồn lao động dồi dào phục vụ cho ngành công nghiệp dầu khí ngày càng
phát triển, xứng đáng là ngành công nghiệp mũi nhọn của nước ta.
1.2. Đặc điểm cấu trúc địa chất mỏ Bạch Hổ.
1.2.1. Lịch sử phát triển địa chất mỏ Bạch Hổ.
Bồn trũng Cửu Long nói chung và mỏ Bạch Hổ nói riêng từ khi bắt
đầu được thành tạo cho đến nay đã trải qua các thời kỳ địa chất khác nhau,
các giai đoạn kiến tạo khu vực, các hoạt động nâng, hạ, tích tụ, bào mòn…
đã tạo ra hình thái bồn ngày nay. Trong quá trình phát triển, bồn trũng đã trải
qua các giai đoạn: Mezozoi muộn – Kainozoi sớm, Oligoxen sớm, Oligoxen
muộn, Mioxen và Plioxen - Đệ Tứ.
a. Các giai đoạn phát triển:
Giai đoạn Mezozoi muộn – Kainozoi sớm:
Đồ án tốt nghiệp

4

Nghiêm Xuân Việt

Thiết kế khai thác dầu bằng phương pháp gaslift
Giai đoạn này xảy ra các hoạt động tạo núi, các hoạt động núi lửa
macma mạnh. Các thành tạo trước Kainozoi bị đập vỡ và phân cách thành
từng khối. Với kích thước và độ sâu không đồng nhất tạo thành các địa hào,
địa lũy. Các địa lũy và khối nâng bị bào mòn, phong hóa và các vật liệu được
đem đi lấp đầy các vùng trũng lân cận trước Kainozoi. Cấu tạo của mỏ Bạch
Hổ trong thời gian này là một bộ phận của địa lũy trung tâm của bồn trũng
Cửu Long, bị khống chế bởi các đứt gãy sâu ở hai bên sườn Đông và Tây.
Giai đoạn Oligoxen sớm:
Giai đoạn này gắn liền với các quá trình hình thành các địa hào ban
đầu của bể trầm tích Kainozoi dọc theo các đứt gãy. Trầm tích Điệp Trà Cú
có tướng lục địa, lấp đầy các địa hào với bề dày trầm tích khá lớn. Điều đó
chứng tỏ quá trình tách dãn gây sụt lún mạnh. Biên độ sụt lún và gradient
thay đổi theo chiều dày ở phía Đông lớn hơn phía Tây của mỏ Bạch Hổ.
Phần nhô cao của Vùng trung tâm không có mặt trầm tích Oligoxen sớm.
Giai đoạn Oligoxen muộn:
Các hoạt động địa chất của giai đoạn này mang tính kế thừa giai đoạn
trước. Các trầm tích của Điệp Trà Tân mịn, hàm lượng hợp chất hữu cơ cao
được lắng đọng trong môi trường đầm hồ, sông, châu thổ và lấp đầy phẩn
trên của các địa hào. Hoạt động kiến tạo ở phía Tây mạnh hơn phía Đông và
mang tính chất nén ép, hệ thống đứt gãy phía Tây có hướng cắm chủ yếu về
phía sụt lún của móng. Đây chính là con đường dẫn hydrocacbon vào bẫy,
đồng thời cũng là tầng chắn.
Giai đoạn Mioxen:
Đây là giai đoạn sụt lún mang tính chất khu vực của toàn bộ bồn trầm
tích nói chung và của mỏ Bạch Hổ nói riêng. Tiếp theo sau thời kỳ tách giãn
Oligoxen, hoạt động đứt gãy giảm dần. Biển tiến theo hướng Đông Bắc –
Tây Nam, các trầm tích hạt mịn được thành tạo với điển hình là tập sét
Rotalia - tầng chắn của toàn mỏ. Hiện tượng tái hoạt động trong suốt quá

trình oằn võng ở thời kỳ Mioxen của đứt gãy là nguyên nhân cơ bản thúc
đẩy quá trình di chuyển hydrocacbon vào bẫy.
Giai đoạn Plioxen - Đệ Tứ:
Do ảnh hưởng của quá trình lún chìm, biển tiến của toàn bộ khu vực
làm cho cấu tạo mỏ Bạch Hổ trong giai đoạn này có tính ổn định. Các thành
tạo trầm tích có chiều dày lớn gần như nằm ngang trên các thành tạo cổ.
b. Địa tầng tổng hợp của mỏ Bạch Hổ:
Mỏ Bạch Hổ nằm trong bể Cửu Long nên có phân vị địa tầng như địa
tầng của bể Cửu Long. Dựa trên các đặc điểm thạch học, cổ sinh, tài liệu
karota các giếng khoan, phân tích mẫu lõi, tài liệu địa chấn,… các nhà địa
chất của XNLD Vietsovpetro đã lập được cột địa tầng tổng hợp của mỏ Bạch
Hổ. Phần lớn các giếng khoan đã khoan tới đá móng kết tinh trước Kainozoi
Đồ án tốt nghiệp

5

Nghiêm Xuân Việt


Thiết kế khai thác dầu bằng phương pháp gaslift
với mặt cắt địa chất đầy đủ từ móng đến Oligoxen, Mioxen và trên cùng là
Plioxen - Đệ Tứ. (Hinhvẽ cot dia tang)
1.2.2. Đặc điểm kiến tạo mỏ Bạch Hổ.
Mỏ Bạch Hổ là một nếp uốn gồm 3 vòm nhỏ, kéo dài theo phương
kinh tuyến bị phức tạp bởi hệ thống đứt gãy, biên độ và độ kéo dài giảm dần
về phía trên theo mặt cắt. Cấu trúc tương phản nhất được thể hiện trên mặt
tầng móng bằng các trầm tích Oligoxen dưới. Đặc tính địa lũy thấy rất rõ ở
phía dưới của mặt cắt. Nếp lồi có cấu trúc bất đối xứng nhất là phần vòm.
Góc dốc của vỉa tăng theo độ sâu từ 80 đến 28˚ ở cánh Tây, từ 60 đến 210˚ ở
cánh Đông. Trục nếp uốn ở phần kề vòm thấp dần về phía Bắc với góc dốc

2100 (đo ở giếng 604) và tăng lên đến 40 - 9˚, mức nghiêng của đá là 70 400m/km. Trục uốn phía Nam thụt xuống thoải hơn ( <60 ) với mức nghiêng
của đá từ 500 đến 200m/km.
Hướng phá hủy kiến tạo chủ yếu theo hai hướng á kinh tuyến và
đường chéo. Đứt gãy á kinh tuyến I, II có dạng hình phức tạp và kéo dài
trong phạm vi vòm trung tâm. Độ nghiêng của bề mặt đứt gãy không phản
ảnh rõ trong các tài liệu do địa chấn nên tạm lấy bằng 600.
- Đứt gãy số I chạy dọc theo hướng á kinh tuyến ở cánh Tây của lớp
uốn theo móng và tầng địa chấn CG2 lên vòm Bắc thì chạy sang hướng
Đông Bắc, độ dịch chuyển ngang ở phía Nam khoảng 500km, vòm trung
tâm khoảng 400m, vòm Bắc khoảng 200m. Độ nghiêng xoay của mặt trượt
khoảng 600, trong phạm vi vòm Bắc nó kéo theo hai đứt gãy thuận gần như
song song là Ia và Ib với biên độ từ 100 đến 200m.
- Đứt gãy số II chạy theo sườn Đông vòm trung tâm ở rìa Bắc quay theo
hướng Đông Bắc độ dịch chuyển ngang tới 900m. Sự dịch chuyển ngang bề
mặt đứt gãy cũng được xác định bằng các đứt gãy cắt III, V, VI,VIII. Hiện
tượng lượn sóng giữ vai trò quan trọng trong việc hình thành cấu trúc mỏ
hiện nay.
Đồ án tốt nghiệp

6

Nghiêm Xuân Việt


Thiết kế khai thác dầu bằng phương pháp gaslift
Đây là hai đứt gãy thuận tạo thành cấu trúc địa hào đặc trưng của mỏ.
Ngoài hai đứt gãy trên có rất nhiều đứt gãy phát triển trong phạm vi
của từng vòm với độ dịch chuyển ngang từ vài chục đến 200m, dài từ 1 đến
2km theo hướng chéo. Sự lượn sóng của nếp uốn và các đứt gãy đã phá hủy
khối nâng thành hàng loạt cấu trúc kiến tạo.

- Vòm Trung Tâm: là phần cao nhất của kiến tạo đó là những địa lũy của
phần móng. Trên cớ sở hiện nay nó được nâng cao hơn so với vòm Bắc và
vòm Nam của móng tương ứng là 250m và 950m. Phía Bắc ngăn cách bằng
đứt gãy thuận IV, có kinh tuyến và hướng đổ bề mặt nghiêng về phía Tây
Bắc. Phía Nam được giới hạn bằng đứt gãy số IV có phương vĩ tuyến với
hướng đổ bề mặt về phía Nam. Các đứt gãy phá hủy chéo II, VI, VII, loại trừ
đứt gãy V vắng mặt ở vòm Trung Tâm làm cho cánh Đông của vòm bị phá
hủy thành một khối dạng bậc thang lún ở phía Nam, biên độ phá huỷ tăng
dần về phía Đông và đạt tới 900km. Phần vòm bị phá hủy yếu của khối bị
chia cắt bời hàng loạt đứt gãy a, b, c, d, e có biên độ nhỏ từ 0 đến 200m kéo
dài trong khoảng ngắn từ 1,5 đến 2km.
- Vòm Bắc: là phần phức tạp nhất của khối nâng. Đứt gãy thuận số I và
các nhánh của nó chia vòm thành hai khối có cấu trúc riêng biệt. Ở phía Tây
nếp uốn dạng lưỡi trai tiếp nối với phần lún chìm của cấu tạo. Cánh Đông và
vòm Bắc của nếp uốn bị chia cắt thành nhiều khối bởi một loạt các đứt gãy
thuận V, VI có phương chéo đổ về phía Đông Nam tạo thành dạng địa hào,
dạng bậc thang, trong đó khối phía Nam lún thấp hơn khối phía Bắc kế cận.
Theo mặt móng, bẫy cấu tạo vòm Bắc được khép kín bằng đường thẳng sâu
4300m, lát cắt Oligoxen – Đệ Tứ của phần này có cấu tạo đặc trưng với đầy
đủ các thành phần.
- Vòm Nam: đây là phần lún chìm sâu nhất của cấu tạo. Phía Bắc được
giới hạn bởi đứt gãy thuận á vĩ tuyến số IV, các phía khác được giới hạn bởi
Đồ án tốt nghiệp

7

Nghiêm Xuân Việt


Thiết kế khai thác dầu bằng phương pháp gaslift

đường đồng mức 4300 mét theo mặt móng. Phần nghiêng xoay của cấu tạo
bị phân chia ra nhiều khối riêng biệt. Tại đây phát hiện được một vòm nâng,
đỉnh vòm nâng thấp hơn vòm trung tâm 950m.
Như vậy, hệ thống phá hủy kiến tạo mỏ Bạch Hổ thể hiện khá rõ trên
mặt móng và Oligoxem dưới. Số lượng đứt gãy, biên độ và mức độ liên tục
của chúng giảm dần từ dưới lên và hầu như mất đi ở Oligoxen thượng.
1.3.

Tính chất vật lý của vỉa sản phẩm và của chất lưu trong vỉa.

1.3.1. Tính chất vật lý của vỉa sản phẩm.
a.Đặc trưng về chiều dày.
Việc phân chia chiều dày hiệu dụng trong đá móng rất khó khăn do sự
có mặt của vi nứt nẻ có thể tích rất nhỏ nhưng lại cho phép dầu chảy qua với
giá trị gần đúng đầu tiên, giá trị tới hạn của độ rỗng được lấy bằng 0,6%.
Tầng 23 Mioxen phát triển trên toàn bộ diện tích mỏ chỉ ở khu vực
giếng khoan 44, 41, 35 và 403 trên vùng trung tâm phát hiện ra dải cát kết bị
sét hóa. Tại vòm Bắc thấy đá không chứa, chỉ ghi nhận thấy ở giếng khoan
GK-91. Trên vòm Bắc chiều dày tầng 23 thay đổi từ 11,6 ÷ 57,6m, trung
bình là 13,6m chiều dày hiệu dụng chứa dầu là 11,3m; đá chứa của tầng bị
phân ra từ 2 đến 5 vỉa bởi các lớp sét kết mỏng, hệ số phân lớp trung bình là
3,6 với hệ số biến đổi là 0,28, hệ số cát (phần chứa trong chiều dày chung
của tầng) là 0,45 với hệ số biến đổi 0,3. Trên vòm trung tâm tầng 23 có chiều
dày là 40,8m (6,4 ÷ 58,8m) với hệ số biến đổi là 0,41, chiều dày hiệu ứng chứa
dầu khoảng 8,4m, hệ số phân lớp là 0,5 còn hệ số cát là 0,34 với hệ số biến đổi
0,58.
Trầm tích sản phẩm Oligoxen dưới nói chung chỉ phát triển ở vòm
Bắc, bị vát nhọn ở cánh Tây của vòm và ở trên vòm Trung Tâm. Tại đó, đá
chứa tốt nhất trên vòm Bắc, chiều dày chung thay đổi từ 35 ÷ 268,2m, trung
bình là 149m, với hệ số biến đổi là 0,41 chiều dày hiệu dụng (ứng với chiều

Đồ án tốt nghiệp

8

Nghiêm Xuân Việt


Thiết kế khai thác dầu bằng phương pháp gaslift
dày chứa dầu của vì chưa xác định được ranh giới dầu – nước) thay đổi từ
0m (ở ranh giới vát nhọn) đến 146,4m. Chiều dày hiệu dụng trung bình trong
số +7,5m, với hệ số giếng khoan riêng biệt xác định được 18 ÷ 20 vỉa vát.
Hệ số cát trung bình là 0,39 với hệ số biến đổi tương đương nhỏ 0,29. Hệ số
biến đổi của chiều dày chứa dầu là 0,71. Liên kết tỷ mỉ lát cắt giếng khoan
gặp nhiều khó khăn. Các đứt gãy làm tăng mức độ không liên tục của vỉa.
Chiều dày đá móng được tính ở độ sâu tuyệt đối 4046m (chiều sâu này
ứng với giếng khoan GK – 4221 cho dòng dầu không lẫn nước). Tại vòm
Bắc chiều dày chung của móng thay đổi từ 0 ÷ 375m, trung bình là 522m,
với hệ số biến đổi là 0,40. Trên vòm Trung Tâm chiều dày chung của đá
móng nằm trong khoảng từ 0 ÷ 987m, trung bình là 690m với hệ số biến
đổi là 0,30. Chiều dày hiệu dụng của đá móng nứt nẻ theo tài liệu địa vật lý
giếng khoan là 9,4 ÷ 91,3% (ở vòm Bắc) và 41,8 ÷ 89,2% (ở vòm trung tâm)
chiều dày của đá móng do các giếng khoan mở ra.
b. Đặc trưng về độ chứa dầu.
Trữ lượng dầu cơ bản tập trung ở tầng 23 thuộc Mioxen dưới, tầng VI
đến tầng X thuộc Oligoxen dưới và đá móng.
- Tầng 23 bao gồm cát và bột kết phát triển hầu như trên toàn bộ diện
tích mở. Ở một vài khu vực, đá chứa bị sét hóa đáng kể, mất tính dị dưỡng.
Các thân dầu dạng vỉa, vòm ranh giới dầu – nước, nhưng vai trò quan trọng
trong việc phân bố độ chứa dầu là đứt gãy kiến tạo và màng chắn thạch học.
Đã phát hiện thấy 6 thân dầu riêng biệt, trong đó 3 ở vòm Bắc, 2 ở vòm

trung tâm và 1 ở vòm nam ( bảng 1).

Đồ án tốt nghiệp

9

Nghiêm Xuân Việt


Thiết kế khai thác dầu bằng phương pháp gaslift
Bảng 1: Đặc trưng các thân dầu trong đá trầm tích.
Thân

Điệp

dầu

Vòm

Thân

Độ sâu Kích

Chiều Chiều

Độ

Độ

- phụ

dầu,

ranh

thước

dày

dày hiệu rỗng bão

điệp

đới

giới

(km)

(m)

dụng(m) (%)

hòa

dầu

dầu

1B

nước
-2913

7x12

134

20

(%)
57

2B

-3816

1,1x0,4

37

11,3

20

57

66
173

8,4

20
29

57
57

19
19

57
57

34,4

16

66

Bạch

Bắc

Mioxen

Hổ

dưới

23

3B
Trung 1TT

-2835
-2879

3,6x1,4
4,6x1,0

Tâm
Nam

2TT
1N

-2829
-3348

8,2x2,0 93
4,9x22,7 69

Bắc

Tốt

4,5x9,0
2,5x8,0

21,4

14

65

Phía

Xấu
Đông

vòm

Trung

2,5x9,0

13,8

16

51

3,0x9,0

27,2

14

19

2,0x7,0

18,3

12

67

Phía

Xấu
Đông

vòm

Trung

1,5x9,0

8,4

16

55

Oligoxen

Tâm +

dưới

vòm Nam
Bắc
Tốt

1074

Tâm +
vòm Nam
- Móng chứa thân dầu lớn nhất và thân dầu cho sản lượng lớn nhất của
mỏ. Đá móng granit và granitoit. Tính dị dưỡng của chúng được tạo bởi
những quá trình địa chất như phong hóa, khử kiềm những khoáng vật không
bền bằng các dung dịch thủy nhiệt, nứt nẻ kiến tạo, đứt gãy chuyển dịch
cùng với việc tạo thành các đới Mionit (đới phá huỷ kiến tạo) hạ theo các

Đồ án tốt nghiệp

10

Nghiêm Xuân Việt


Thiết kế khai thác dầu bằng phương pháp gaslift
mặt trượt, nứt và co lại trong quá trình đông đặc hỗn hợp macma. Kết quả
thành tạo đá chứa dạng hanh hốc, còn kênh dẫn chủ yếu là cá khe nứt. Cần
chú ý rằng rất nhiều đá móng không tạo thành màng chắn ngược lại chúng
làm tăng khả năng thủy dẫn của đá. Đặc trưng chứa tốt đảm bảo cho sản
lượng cao, phát triển ở phạm vi vòm Trung Tâm và dọc theo sườn tây của
vòm Bắc. Ngược lại, vòm Bắc có tính dị hướng kém khả năng cho sản phẩm

thấp ở các giếng khoan. Ngoài ra, trong phạm vi vòm Bắc ở phần trên đá
móng phát hiện thấy đới đá rắn chắc, đới “tôi cứng” của móng, đới này hầu
như không chứa dầu và không tham gia vào thể tích hiệu dụng của thân dầu.
Thân dầu dạng khối, tất cả đá dị dưỡng từ mặt móng đến ranh giời của
thân dầu đều bão hòa dầu, chưa phát hiện được chiều sâu ranh giới dưới của
thân dầu dù chiều cao thân dầu đã được chứng minh tới 1000m. Bản chất
của ranh giới cũng chưa được xác định rõ ràng, liệu có tương ứng ranh giới
dầu – nước thực tế hay không? Hay do đá chứa chuyển thành đá không
chứa? Dầu trong móng lún chìm ở vòm Nam chưa được phát hiện.
Ranh giới thân dầu (ranh giới cấp 2 – C 2) chạy qua độ sâu tuyệt đối –
4121m (giếng 12), với giả thiết về thân dầu đồng nhất của Oligoxen dưới và
móng. Đối với những thân dầu này sự thống nhất còn thấy tính lý hóa của
dầu và áp suất vỉa. Móng đã cho dòng dầu không lẫn nước tới độ sâu –
4046m.
Bảng 2: Đặc trưng của dầu trong đá móng.
Vòm

Cấp trữ Độ sâu
lượng
ranh giới
(m)

Kích
thước
(km)

Bắc

C1
C2

C1

19
4,5

Trung

Đồ án tốt nghiệp

-4121

Chiều Chiều
dày
dày trung
(m)
bình
(m)
x 720
46,5

-4121

970
11

742

Độ
rỗng
(%)

Độ bão
hòa dầu
(%)

2,1
1,0
3,1

85
85

Nghiêm Xuân Việt


Thiết kế khai thác dầu bằng phương pháp gaslift
Tâm

C2

1,4

c. Tính dị dưỡng.
Các tầng sản phẩm mỏ Bạch Hổ được đánh giá theo nghiên cứu mẫu lõi
trong phòng thí nghiệm, theo kết quả Krota và nghiên cứu thủy động lực.
Nghiên cứu mẫu lõi trong phòng thí nghiệm để xác định độ rỗng, độ thấm,
độ bão hòa nước. Xử lý số liệu của nghiên cứu cùng với việc sử dụng các giá
trị chiều dày hiệu dụng trong khoảng bộ lọc (khoảng bắn mở vỉa) của giếng
khoan.
Cát kết chứa sản phẩm ở tầng 23 vòm Bắc có độ rỗng nằm trong

khoảng

14 ÷ 28% theo số liệu Karota. Giá trị trung bình để tính trữ lượng

bằng 20% rất phù hợp với kết quả phân tích mẫu lõi cũng như số liệu địa vật
lý giếng khoan. Độ bão hòa dầu trong đá chứa 57% được kết luận theo kết
quả Karota. Độ rỗng và độ bão hòa dầu tầng 23 vòm trung tâm thực tế có giá
trị trùng với vòm Bắc (độ rỗng 19% và độ bão hòa dầu 57%).
So với trầm tích Mioxen, trầm tích chứa sản phẩm Oligoxen dưới đặc
trưng bằng độ rỗng thấp hơn đáng kể (trung bình 12% theo mẫu lõi và 15%
theo địa vật lý giếng khoan) nhưng độ bão hòa dầu cao hơn trung bình
khoảng 68%.
Đa số mẫu lõi chỉ đại diện cho phần rắn chắc khung đá, thường cho giá
trị độ rỗng trong khoảng một vài %. Địa vật lý giếng khoan nghiên cứu
những khoảng lớn hơn rất nhiều trong đó các đới hang hốc và nứt nẻ không
được nghiên cứu bằng mẫu lõi. Theo tài liệu địa vật lý giếng khoan đã xác
định được những khoảng độ rỗng rất cao tới 8,5% , còn độ rỗng trung bình
có chiều dày hiệu dụng khoảng 4,3%. Khi tính trữ lượng, độ rỗng được biện
luận cho chiều dày chung của đá móng với giá trị sau: vòm Bắc 2,5 ÷ 11,5%,

Đồ án tốt nghiệp

12

Nghiêm Xuân Việt


Thiết kế khai thác dầu bằng phương pháp gaslift
vòm Trung Tâm 2,4 ÷ 3,8%, đá móng ( được đánh giá bằng phương pháp
gián tiếp) vào khoảng 85%.

d. Tính không đồng nhất:
Mỏ Bạch Hổ là mỏ có dạng đa vỉa, đặc trưng bằng mức độ khác nhau
về tính không đồng nhất của các đối tượng khai thác.
* Các thân dầu Mioxen dưới:
Đồng chất hơn cả là tầng 23 của vòm bắc, tính không đồng nhất của
các Mioxen cao nhất trong số các vỉa của mỏ.
Tầng Mioxen được phân làm nhiều lớp mỏng, hệ số phân lớp trung
bình ở vòm Bắc là 3,6, ở vòm Trung tâm là 5,5, tương ứng với hệ số cát của
vòm là 0,45 cho vòm Bắc và 0,34 cho vòm Trung tâm.
Tài liệu nghiên cứu địa vật lý giếng khoan và tài liệu phân tích mẫu
lõi trong phòng thí nghiệm lấy được ở tầng 3 tầng Mioxen dưới cho thấy lát
cắt các tập không đồng nhất.
* Các thân dầu Oligoxen hạ:
Theo tài liệu địa vật lý và tài liệu mẫu lõi trong giếng khoan thuộc
tầng Oligoxen hạ cho thấy mặt cắt các tầng sản phẩm rất không đồng nhất
được xen kẽ bởi các lớp cát kết, bột kết chứa sản phẩm và sét mỏng không
chứa sản phẩm. So sánh các đặc tính không đồng nhất của các đối tượng
khai thác cho thấy rằng trong các đối tượng đá có chứa độ rỗng như
Oligoxen hạ thường không đồng nhất. Hệ số phân lớp và hệ số cát của tầng
Oligoxen hạ lần lượt là 10,8 và 0,39.
Nói chung khi đánh giá mức độ không đồng nhất của các tầng sản
phẩm có thể nói rằng trầm tích sản phẩm Oligoxen là kém đồng nhất hơn cả.
Mức độ phân lớp lớn nhất tới 20 vỉa. Hệ số phân lớp trung bình là 19,8%.
1.3.2. Tính chất của chất lưu trong điều kiện vỉa.
a. Các tính chất của dầu trong điều kiện vỉa. (Bảng 3)
Đồ án tốt nghiệp

13

Nghiêm Xuân Việt

Thiết kế khai thác dầu bằng phương pháp gaslift
Dầu ở tất cả các vỉa trong mỏ Bạch Hổ đều chưa bão hòa, hệ số ép (tỷ
số giữa áp suất vỉa và áp suất bão hòa) là:
* 1,43 cho Mioxen hạ dưới vòm Bắc.
* 1,9 cho Mioxen dưới vòm Trung tâm.
* 3,54 cho Oligoxen thượng.
* 1,94 cho Oligoxen hạ.
* 1,76 cho đá móng.
Theo các giá trị thông số cơ bản, các loại dầu mỏ Bạch Hổ có thể chia
thành 3 nhóm. Theo chiều từ nhóm I đến nhóm III các thông số gia tăng:
* Tỷ suất khí dầu – dầu GOR.
* Hệ số thể tích B.
* Áp suất bão hòa Ps.
* Tỷ trọng dầu γd.
* Độ nhớt của dầu μd.
Trong nhóm I sự khác biệt giữa dầu Mioxen dưới vòm Trung tâm
Oligoxen trên được nhận biết bởi thành phần khí hòa tan. Khi tách dầu từ
Mioxen trên và hàm lượng nước dị thường (4,28 14,81 mol) còn khí tách
dầu từ Mioxen dưới vòm Trung tâm chứa trong thành phần propan, butan,
pentan và lớn hơn. Trong nhóm III dầu Oligoxen so với đá móng có độ khí
thấp hơn, có giá trị hệ số thể tích thấp hơn, tỷ trọng thì lớn hơn, độ nhớt lớn
hơn.
Theo các giá trị áp suất bão hòa và tỷ trọng khí hòa tan, dầu trong nhóm
III tương tự như dầu Oligoxen dưới. Trên cơ sở các mô hình thực nghiệm có
thể khẳng định rằng: đối với dầu đá móng, sự thay đổi nhiệt độ ít gây ảnh
hưởng đến áp suất bão hòa được xác định bằng tỷ suất khí dầu.
Bảng 3. Các nhóm dầu của mỏ Bạch Hổ.

Đồ án tốt nghiệp

14

Nghiêm Xuân Việt


Thiết kế khai thác dầu bằng phương pháp gaslift

Số
nhóm

I

II
III

Đối tượng

Mioxen dưới
vòm trung
tâm và
Oligoxen trên
Mioxen dưới
vòm Bắc
Oligoxen dưới
và móng

Áp suất
bão hòa

(Mpa.s)

Các thông số
Tỷ suất
Hệ số
Độ nhớt
khí dầu
thể tích
dầu vỉa
(m3/t)
(MPa.s)

Tỷ trọng
dầu vỉa

13,4 ÷ 16

88 ÷ 108

1,26÷
1,35

1,34 ÷ 1,7

0,733 ÷
0,760

18,4 ÷
21,1
19,5 ÷

24,7

134 ÷ 147

1,39 ÷
1,41
1,46 ÷
1,59

0,88 ÷
1,16
0,38 ÷
0,48

0,696 ÷
0,710
0,634 ÷
0,668

160 ÷ 209

Qua phân tích số liệu theo tách vi phân ta thấy được dầu được chia
thành 2 nhóm:
+ Dầu đá móng và dầu Oligoxen dưới.
+ Dầu Oligoxen thượng và Mioxen.
Về thành phần cấu tử dầu vỉa, vì lý do hạn chế các số liệu về chưng
cất chân không nên sử dụng dầu tách có tỷ trọng 833,6kg/m 3 và phân tử
lượng 251,15g/mol để tính toán cho tầng đá móng và Mioxen hạ, còn sử
dụng dầu có trọng lượng riêng là 865kg/m 3 và phân tử lượng là 300g/mol
cho Oligoxen trên và Mioxen dưới. Sự cho phép kể trên dựa trên cơ sở về sự

giống nhau của các giá trị trọng lượng riêng dầu tách khí của các nhóm và
đáp ứng với các đặc tính trung bình.
c. Thành phần và tính chất của khí hòa tan trong dầu.
Bảng 4. Thành phần và tính chất của khí hòa tan trong dầu.
Độ sâu (m)

Đồ án tốt nghiệp

% CO2

Tỷ trọng

15

Yếu tố khí (m3/m3)

Nghiêm Xuân Việt


Thiết kế khai thác dầu bằng phương pháp gaslift
2885 – 2935

0,03 – 0,04

0,741

140

3165 – 3215

0,03 – 0,04

0,668

180

3405 – 3415

0,03 – 0,04

0,641

130

3455 – 3515

0,03 – 0,04

0,640

130

3535 – 3565

0,03 – 0,04

0,654

130

3565 – 3585

0,03 – 0,04

0,656

130

3525 – 3695

0,03 – 0,04

0,655

160

3695 – 3715

0,03 – 0,04

0,650

120

3755 – 3785

0,03 – 0,04

0,645

130

Khí hòa tan trong dầu thuộc loại khí béo và rất béo. Trong thành phần
của chúng lượng C2+ là 22,7 ÷ 39%. Theo chiều từ Mioxen đến đá móng độ
béo của khí giảm dần, đồng thời các giá trị của C 2+ lớn hơn ở các tầng
Oligoxen trên, dưới và Mioxen vòm Bắc rất nhiều (gần 39%). Khí thuộc loại
không chứa Lưu huỳnh và hàm lượng Cacbondioxit thấp (0,09 ÷ 0,61%),
hàm lượng khí Nitơ từ 1,0 ÷ 2,8% với các giá trị dị thường là 9,85% ở
Oligoxen trên.

Đồ án tốt nghiệp

16

Nghiêm Xuân Việt


Thiết kế khai thác dầu bằng phương pháp gaslift
c. Đặc tính hóa lý của dầu tách khí.
Theo các số liệu về khoảng biến thiên và các giá trị trung bình của các
thông số dầu tách khí sau quá trình vi phân cho thân dầu thuộc loại đá nặng,
nhiều parafin, it lưu huỳnh, ít nhựa cho đến nhiều nhựa, tỷ lệ thu hồi sản
phẩm sáng màu thuộc loại trung bình. Nhiệt độ đông đặc của các loại dầu
29 ÷ 340C.
d. Các tính chất của nước vỉa.
Trong các trầm tích của tầng Mioxen dưới thường gặp 2 loại nước
chính là: nước Canxiclorua (CaCl2) và nước Natrihydrocarbonat (NaHCO3).
Đặc điểm của loại nước NaHCO3 là có độ khoáng hóa thấp (6,64g/l) chỉ
nhận biết trong vòm Bắc, nước vòm Nam thuộc loại CaCl 2 có độ khoáng hóa
cao hơn (16g/l), đồng thời độ khoáng hóa gia tăng theo hướng tây nam.

Nước thuộc trầm tích Oligoxen hạ được lấy từ vỉa lăng kính nằm trên các
tầng sản phẩm thuộc loại NaHCO3 có độ khoáng hóa thấp hơn (5,4g/l).
Thành phần khí hòa tan trong nước khác với thành phần khí hòa tan ở
trong dầu ở chỗ có hàm lượng Metan (CH4) cao hơn. Lượng cấu tử Carbon
của khí hòa tan trong nước là 1,54 ÷ 3,0% và lượng Nitơ là 1,29 ÷ 2,8%.
e. Các đặc trưng vật lý thủy động học.
Các đặc trưng này bao gồm độ dính ướt, hệ số nén đặc trưng quá trình
đẩy dầu bằng tác nhân (nước). Đặc trưng quá trình đẩy dầu bao gồm: hệ số
đẩy dầu, hàm lượng nước dư, dầu dư, các giá trị của độ thấm pha tương đối
của nước, dầu tương ứng với các độ bão hòa trên và quan hệ của các hệ số
trên với tính thấm của đá.
Để tính toán các thông số thủy động học trong quá trình khai thác vỉa
dầu ta sử dụng các hệ số nén của đất đá:
- Đối với đá móng: 10,8 x 10-4.Mpa-1
- Đối với đá Oligoxen: 1,20 x 10-4.Mpa-1
Đồ án tốt nghiệp

17

Nghiêm Xuân Việt


Thiết kế khai thác dầu bằng phương pháp gaslift
- Đối với đá Mioxen dưới: 2,11 x 10-4.Mpa-1
1.3.3. Nhiệt độ và gradient địa nhiệt.
a. Gradient địa nhiệt (GDN) các đá phủ trên móng.
Móng được phủ bởi các thành phần tạo trầm tích sét tuổi Mioxen và
Oligoxen, các lớp phủ này có hệ số dẫn nhiệt bé hơn so với hệ số dẫn nhiệt
của đá móng. Dòng nhiệt này sau khi ra khỏi móng sẽ bị ứ ở các lớp phủ
phía trên, GDN của các lớp đá này lớn hơn đá ở móng.

Nhứng đo đạc trong các giếng mở vào thân dầu tuổi Mioxen hạ,
Oligoxen có quy luật như sau:
Cùng chiều sâu như nhau, giếng nào nằm ở vùng đá móng nâng cao thì
nhiệt độ cao hơn, ngược lại giếng nào nằm ở vùng đá móng hạ thấp thì có
nhiệt độ thấp hơn.
Tại Vòm Nam các lớp phủ nằm ở độ sâu từ 2800m xuống gặp đá móng
ở độ sâu 3100m, GDN có giá trị trong khoảng 4 ÷ 5 0C.Các lớp phủ này gặp
đá móng ở sâu hơn (3300m) thì GDN từ 3,8 ÷ 40C. Tại Vòm Bắc các lớp
nằm ở độ sâu 2800m trở xuống gặp đá móng ở 3500 ÷ 3700m, GDN thay
đổi từ 3,5 ÷ 50C. Các lớp phủ gặp móng sâu hơn (4000m) thì GDN từ 3 ÷
40C.
b. Gradient địa nhiệt đá móng.
Do ảnh hưởng của lớp phủ Mioxen và Oligoxen và do vị trí mỗi vòm
khác nhau cho nên nhiệt độ các vùng trên mặt đá móng khác nhau. Nhưng
sau khi đi vào móng ở độ sâu nào đó (có thể chon là 4300m) thì nhiệt độ
vòm nam và vòm bắc tương đương nhau.
Kết quả nghiên cứu cho phép xác định được giá tri GDN của đá móng
là 2,50C. Ở độ sâu 4300m có nhiệt độ là 157,50C.
1.4.

Lịch sử thăm dò, khai thác và tiềm năng vùng mỏ Bạch Hổ.

Đồ án tốt nghiệp

18

Nghiêm Xuân Việt


Thiết kế khai thác dầu bằng phương pháp gaslift

Khu vực bồn trũng Cửu Long nói chung và khu vực mở Bạch Hổ nói
riêng đã được nghiên cứu khá sớm so với các bồn trũng khác trên lãnh thổ
Việt Nam. Sơ lược về lịch sử nghiên cứu địa chất – địa vật lý của vùng có
thể chia thành hai giai đoạn sau:
Giai đoạn trước năm 1975: Những năm trước giải phóng, chính
quyền Sài Gòn đã cho các công ty nước ngoài ký hợp đồng tìm kiếm và
thăm dò (địa chấn, trọng lực và từ) tại khu vực bồn trũng Cửu Long. Trong
đó có công ty Mobil đã tiến hanh khảo sát cổ hợp địa vật lý theo mạng lưới
tuyến 4x4km. Vào năm 1974 trên cơ sở tài liệu thăm dò, Mobil đã đặt giếng
khoan thăm dò tại hai cấu tạo Bạch Hổ và Rồng. Trong đó giếng khoan BH1 thử vỉa và cho dòng dầu công nghiệp. Còn giếng khoan trên cấu tạo Rồng
đã bị bỏ dở vì hợp đồng này bị hủy khi miền Nam được giải phóng. Cả hai
giếng này đều chưa khoan vào tầng móng của bồn trũng.
Giai đoạn sau năm 1975: Sau khi miền Nam hoàn toàn giải phóng,
công tác thăm dò và tìm kiếm trên thềm lục địa Việt Nam ngày càng được
phát triển. Cụ thể là:
+ Năm 1975 Mobil phát hiện dòng dầu công nghiệp ở trẩm tích
Mioxen dưới.
+ Năm 1978 công ty GECO tiếng hành nghiên cứu địa vật lý trong
phạm vi vùng có triển vọng với mạng lưới tuyến 2x2km.
+ Năm 1981 xí nghiệp liên doanh dầu khí Vietsopetro được thành lập
khu vực này trở thành khu vực nghiên cứu tìm kiếm thăm dò chính của các
xí nghiệp liên doanh với phạm vi gồm các lô 04, 05, 06, 09, 10, 16.
+ Năm 1984 giếng khoan thăm dò BH-5 được tại trung tâm của cấu
tạo Bạch Hổ khẳng định lại kết quả mà Mobil đã phát hiện ra năm 1975.
+ Năm 1985 giếng khoan BH-4 được thành lập ở vòm Bắc của cấu tạo
Bạch Hổ và kết quả thử vỉa đã cho dòng dầu công nghiệp.
Đồ án tốt nghiệp

19

Nghiêm Xuân Việt


Thiết kế khai thác dầu bằng phương pháp gaslift
+ Năm 1986 những tấn dầu đầu tiên đã được lấy lên từ thềm lục địa
của Việt Nam, mà cụ thể là mỏ Bạch Hổ. Sự kiện này mở ra những bước
ngoặt mới cho tương lai của ngành dầu khí Việt Nam.
+ Từ năm 1987 đến nay, cùng với công tác tổng hợp số liệu của sản
xuất, công tác thăm dò địa chấn cũng phát triển mạnh mẽ với việc đan dầy
mạng lưới địa chấn và tiến hành thăm dò địa chấn 3D đã và đang dần dần
hoành chỉnh mô hình địa chất vùng.
Kể từ khi được thành lập xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro đã tiến
hành một lượng lớn công tác tìm kiếm thăm dò ở phạm vi khu vực bồn trũng
Cửu Long đạt hiệu quả cao: 86% giếng khoan phát hiện dầu khí, trung bình
5,9 triệu tần dầu/giếng. Khu vực này cũng được đánh giá là khu vực có tỷ lệ
giếng khoan tìm thấy dầu vào loại cao nhất thế giới ( khoảng 28%) đóng góp
một phần không nhỏ cho sự phát triển kinh tế đất nước hiện nay.

Đồ án tốt nghiệp

20

Nghiêm Xuân Việt


Thiết kế khai thác dầu bằng phương pháp gaslift
CHƯƠNG II: LÝ THUYẾT DÒNG CHẢY TRONG VỈA DẦU VÀ
TRONG GIẾNG KHAI THÁC.
2.1. Dòng chảy của chất lưu từ vỉa vào giếng.
2.1.1. Mục đích và cơ sở nghiên cứu.

a. Mục đích.
Để nghiên cứu dòng chảy của chất lỏng và khí từ vỉa vào giếng khoan,
người ta xác định mối phụ thuộc của vận tốc thấm v 

Q
hoặc lưu lượng Q
F

đối với các đặc điểm cơ bản của giếng và của vỉa sản phẩm như:
Hệ số thấm k.

Bề dày của vỉa h.

Diện tích thấm F.

Độ chênh lệch áp suất ΔP = Pv – Pd

Độ nhớt của chất lỏng hoặc khí μ.

Người ta nhận thấy rằng:
Khi:
h = const

Q = const

Vỉa có cấu tạo đồng nhất.

Thì:
Vận tốc thấm tăng liên tục và đạt V max ở thành giếng. Vận tốc thấm
tăng dẫn đến sức cản thủy lực tăng. Do vậy để chuyển dịch cho một đơn vị

thể tích chất lỏng từ vỉa vào giếng cần phải tăng thêm năng lượng cho một
đơn vị chiều dài chuyển dịch nghĩa là phải tăng thêm ΔP.
b. Cơ sở nghiên cứu.
Theo định luật thấm tuyến tính Darxi, vận tốc thấm tỉ lệ với độ chênh
lệch áp suất và tỷ lệ nghịch với độ nhớt của chất lỏng thấm, theo công thức:
Q=

(2.1)

Trong đó:
Q: Lưu lượng chất lỏng (m3/s).
K: Độ thấm (D).
F: Diện tích xung quanh giếng (m2).
∆P: Độ chênh áp giữa áp suất vỉa và áp suất đáy (at).
μ: Độ nhớt động học của chất lỏng.
Đồ án tốt nghiệp

21

Nghiêm Xuân Việt


Thiết kế khai thác dầu bằng phương pháp gaslift
L: Đoạn đường chuyển động của chất lỏng từ vỉa vào giếng.
Gọi: ri là bán kính từ tâm giếng đến điểm bất kỳ ngoài vỉa, r g là bán
kính giếng và R là bán kính ảnh hưởng của dòng sản phẩm trong vỉa.
Giả sử chiều dày h của vỉa không đổi thì: F = 2.π.ri.h
Trên đoạn đường vô cùng nhỏ dri với độ chênh áp dP, khi đó công
thức (2.1) được viết lại như sau:
Q=

(2.2)

Từ (2.2) ta lấy tích phân từ áp suất đáy (P d) đến áp suất vỉa (Pv) và từ
bán kính của giếng (rg) đến bán kính ảnh hưởng (R) ta có:
R
dri
dP
� = . �r

Pv

Pd

rg

i

Từ đây ta thu được:

Pv – Pd = .ln

(2.3)

Giả sử trong quá trình khai thác áp suất đáy giếng không đổi:
Pd = = const,

→ Pv = f ( ln )

Như vậy, đặc tính thay đổi áp suất ở mọi hướng bất kỳ xung quanh

giếng, khi dòng chảy ổn định sẽ có dạng đường cong logarit. Đường cong
này cho biết rằng trong quá trình khai thác thì xung quanh đáy giếng tạo nên
phễu áp suất. Đường cong này có dạng như hình 2.1.
Lưu lượng của giếng ở điều kiện chuẩn được tính theo công thức
Điupi:
ln

Q=

Rah
rg

Qk
1   Rah

�C 
ln
Qh ln Rah  C

rg
rg

(2.4)

Trong đó:
B0: là hệ số thể tích của dầu. Ở mỏ Bạch Hổ B0 = 1,3.
Nếu dòng chảy là chất khí thì công thức có dạng:

Đồ án tốt nghiệp

22

Nghiêm Xuân Việt


Thiết kế khai thác dầu bằng phương pháp gaslift
2. .k .h.( Pv 2  Pd 2 )
 .k .h.( Pv 2  Pd 2 )
Q = 2.B .P . .ln R = B .P . .ln R
g 0
kh
g 0
kh
rg
rg

(2.5)

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

Hình 2.1- Phễu chênh áp xung quanh giếng.
Các loại dòng chảy trong vỉa:
Các loại dòng chảy trong vỉa được phân loại bời các tiêu chuẩn sau:
- Theo tính nén của các chất lưu: + Chất lưu nén được.
+ Chất lưu ít nén được.
+ Chấy lưu không nén được.
- Theo pha của chất lưu: Một pha, hai pha (dầu, khí), ba pha (dầu, khí,
nước).

- Theo dạng hình học của vỉa: dòng chảy tuyến tính và hướng tâm.
Đồ án tốt nghiệp

23

Nghiêm Xuân Việt


Thiết kế khai thác dầu bằng phương pháp gaslift
- Theo thời gian: dòng chảy ổn định, chuyển tiếp và giả ổn định.
2.1.2. Các yếu tố ảnh hưởng đến dòng chảy của chất lỏng và khí từ vỉa
vào đáy giếng.
a. Sự không hoàn thiện của giếng.
Các công thức (2.4), (2.5) chỉ đúng với các giếng đã hoàn thiện về mặt
thủy động lực nghĩa là giếng đã hoàn thành về đặc tính mở vỉa và mức độ
mở vỉa, giếng được mở trên toàn bộ chiều dày của vỉa sản phẩm và phẩn vỉa
sản phẩm không chống ống. Tuy nhiên, trên thực tế các giếng khai thác đếu
không hoàn thiện về mặt thủy động lực.

Hình 2.2- Các dạng không hoàn thiện của giếng.
Sự không hoàn thiện của giếng được chia làm 3 loại:
- Giếng không hoàn thiện về mức độ mở vỉa: là những giếng chỉ được
mở trên một phần của vỉa (hình 2.2c).
- Giếng không hoàn thiện về đặc tính mở vỉa: là những giếng được
khoan trên toàn bộ vỉa, chống ống và chất lỏng, khí sẽ chảy qua những lỗ
đục trên ống chống. (hình 2.2b).
- Giếng không hoàn thiện đặc tính mở vỉa và mức độ mở vỉa (hình
2.2a,d).

Đồ án tốt nghiệp

24

Nghiêm Xuân Việt


Thiết kế khai thác dầu bằng phương pháp gaslift
Sự không hoàn thiện giếng tạo nên sự cản trở bổ sung tại vùng cận
đáy giếng. Do vậy, lưu lượng chất lỏng thực tế chảy từ vỉa vào đáy của
những giếng này bao giờ cũng nhở hơn lưu lượng lý thuyết.
Do đó lưu lượng thực tế của chất lỏng chảy vào giếng không hoàn
thiện được xác định theo công thức sau:
2. .k .h.( Pv  Pd )
Qk = B ..(ln R  C )
0
rg

(2.6)

Trong đó:
C = C1 + C2 (Hệ số không hoàn thiện).
C1: Đại lượng đặc trưng cho sự không hoàn thiện về đặc tính mở vỉa.
C2: Đại lượng đặc trưng cho sự không hoàn thiện về mức độ mở vỉa.
Hệ số C phụ thuộc vào:
- Số lỗ bắn ở ống chống.
- Đường kính lỗ bắn.
- Đặc tính phân bố của các lỗ bắn trên bề mặt ống chống.
- Độ sâu của những khe rãnh do đạn (mìn) tạo nên trong đất đá và
độ sâu mở vỉa…
Phương pháp xác định C: Hệ số C được xác định theo nhiều phương

pháp khác nhau, có ba phương pháp chính sau:
 Phương pháp xác định C theo hệ số hoàn thiện φ:
Hệ số không hoàn thiện φ là tỷ số giữa lưu lượng của giếng không
hoàn thiện với lưu lượng của giếng hoàn thiện.
ln



Rah
rg

Qk
1   Rah

�C 
ln
Qh ln Rah  C

rg
rg

(2.7)

 Phương pháp xác định C bằng thực nghiệm của B.I.Surop:
Đồ án tốt nghiệp

25

Nghiêm Xuân Việt