Một số giải pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu cho thân dầu trong đá móng trước đệ tam mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng

THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ

MỘT SỐ GIẢI PHÁP NÂNG CAO HỆ SỐ THU HỒI DẦU CHO THÂN DẦU
TRONG ĐÁ MÓNG TRƯỚC ĐỆ TAM MỎ SƯ TỬ ĐEN, SƯ TỬ VÀNG
ThS. Đặng Ngọc Quý, PGS.TS. Hoàng Văn Quý
Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí
Email:

Tóm tắt
Đặc điểm địa chất của thân dầu trong đá móng mỏ Sư Tử Đen - Sư Tử Vàng khá phức tạp, trong đó có nhiều yếu tố
địa chất ảnh hưởng đến khả năng thu hồi dầu như: mức độ bất đồng nhất của mỏ gây ra sự phân chia nhiều khối có các
chế độ thủy động lực tương đối riêng biệt, đặc trưng hệ thống đứt gãy và nứt nẻ thứ sinh, nước áp sườn từ các thành hệ
Oligocene xâm lấn trong quá trình khai thác [2, 4]. Bài báo giới thiệu một số giải pháp nhằm hạn chế ảnh hưởng xấu
và tăng cường ảnh hưởng tích cực của các yếu tố địa chất để nâng cao hệ số thu hồi dầu trong đá móng trước Đệ Tam
mỏ Sư Tử Đen - Sư Tử Vàng như: tối ưu hệ thống giếng khai thác, tối ưu chế độ khai thác, hạn chế ảnh hưởng xấu của
nước áp sườn và khoan đan dày ở các khối có chế độ thủy động lực riêng biệt.
Từ khóa: Nước áp sườn, hệ thống giếng khai thác, chế độ khai thác, hệ số thu hồi dầu, trường ứng suất thủy động lực và trường
ứng suất trọng trường, gradient thủy động lực, gradient trọng trường.
Gradient thủy động lực được tính bằng công thức:

1. Tối ưu hệ thống giếng khai thác
Đây là giải pháp đặc biệt quan trọng giúp tối ưu
chênh áp giữa khoảng khai thác và mặt nước dâng
nhằm đảm bảo cho việc duy trì dịch chuyển ổn định mặt
ranh giới dầu nước, nghĩa là đảm bảo đạt khả năng đẩy
và quét dầu bởi nước tới đới khai thác cao nhất. Do đặc
trưng thấm chứa của tầng móng mỏ Sư Tử Đen - Sư Tử
Vàng được khống chế bởi đặc điểm đứt gãy và khe nứt,
nên hệ thống giếng (khai thác và bơm ép) gồm mật độ,
vị trí và quỹ đạo giếng, khoảng khai thác cũng như bơm
ép được thiết kế tối ưu theo sự phân bố các đới đứt gãy

trong mỏ như quỹ đạo của các giếng khai thác và bơm
ép có xu thế vuông góc với các hệ thống đứt gãy (chính)
hướng Tây Bắc - Đông Nam và Đông Bắc - Tây Nam.
2. Tối ưu chế độ khai thác
Trong quá trình khai thác với việc áp dụng bơm
ép nước hoặc với ảnh hưởng của nước áp đáy hoặc áp
sườn, dầu vỉa luôn chịu tác động của 2 trường ứng suất
chủ yếu, đó là trường ứng suất thủy động lực và trường
ứng suất trọng trường. Hai trường ứng suất này sinh ra
gradient thủy động lực và gradient trọng trường tương
ứng.
Gradient trọng trường được tính theo công thức [1]:
1 = w - o
Trong đó:
o: Tỷ trọng của dầu vỉa;
w: Tỷ trọng của nước.
20

DẦU KHÍ - SỐ 12/2014

(1)

σ2 =

∆P
Koμ w
(1 )
Kwμ o
H

(2)

Trong đó:
ΔP và H: Chênh áp và độ cao giữa mặt thu hồi dầu và
mặt dâng lên của nước;
Ko, Kw, o và w: Độ thấm pha và độ nhớt của dầu và
nước tương ứng.
Trường ứng suất thủy động lực là trường ứng suất
sinh ra do xuất hiện chênh áp giữa vùng cận đáy giếng và
vùng lân cận. Chênh áp càng lớn khi nước bơm ép hoặc
nước áp đáy hoặc áp sườn tác động vào thân dầu càng
lớn. Dưới tác động của trường ứng suất thủy động lực,
dầu vỉa di chuyển từ các vùng xung quanh đến vùng khai
thác hay còn gọi là vùng thu hồi dầu. Tốc độ di chuyển
dầu phụ thuộc vào nhiều yếu tố, trong đó gradient thủy
động lực là yếu tố quan trọng hàng đầu. Tuy nhiên điều
kiện để nước có thể đẩy dầu tới đới khai thác với hệ số
đẩy cao nhất khi gradient thủy động lực nhỏ hơn gradient
trọng trường [1]:
(3)
2 < 1
Trong trường hợp gradient thủy động lực nhỏ
hơn gradient trọng trường thì mặt ranh giới dầu nước
dịch chuyển ổn định, hệ số đẩy dầu tới đới khai thác
đạt giá trị cao nhất, ngược lại sẽ dẫn đến hình thành
lưỡi nước. Nhiệm vụ của việc tối ưu chế độ khai thác,
nâng cao hiệu quả thu hồi dầu khí là đảm bảo sao cho
gradient thủy động lực không được tăng cao và vượt

PETROVIETNAM

quá gradient trọng trường. Ngoài các thông số cố định
của dầu vỉa và nước, chênh áp P và độ cao H là yếu tố
ảnh hưởng trực tiếp tới gradient thủy động lực. Chênh
áp P càng cao thì gradient thủy động lực càng cao và
chênh lệch độ cao giữa mặt thu hồi dầu và mặt dâng lên
của nước càng nhỏ thì gradient thủy động lực càng lớn.
Vậy trong quá trình điều chỉnh chế độ khai thác nhiệm
vụ quan trọng là giảm tới mức nhỏ nhất có thể chênh áp
P và đẩy cao khoảng cách giữa mặt thu hồi dầu và mặt
dâng lên của nước.
Khu vực Tây Nam của mỏ Sư Tử Đen có o ~ 1,0cP , các
khu vực khác của mỏ Sư Tử Đen o = 0,85, độ nhớt nước
bơm ép, nước vỉa áp sườn w ~ 0,35cP. Độ thấm pha thay
đổi tùy thuộc vào đặc trưng thấm chứa và độ bão hòa
nước tại từng thời điểm của thân dầu. Từ kết quả nghiên
cứu mỏ Bạch Hổ, độ thấm pha được chia ra 2 trường hợp
[3]: (1) độ thấm của đá móng dao động từ 1 - 1.000mD và
(2) độ thấm của đá móng > 1.000mD. Trong trường hợp
(1), nếu độ bão hòa nước Sw = 40% thì độ thấm pha của
dầu vào khoảng 0,33 - 0,35 và độ thấm pha của nước rất
nhỏ chỉ khoảng 0,03. Khi độ bão hòa nước tăng lên 55%,
độ thấm pha của dầu và của nước bằng nhau. Khi độ bão
hòa nước đạt 60%, độ thấm pha của dầu giảm đi đáng kể,
chỉ còn khoảng 0,03 và độ thấm pha của nước lại tăng lên
0,09 (gấp 3 lần so với khi độ bão hòa nước 40%).
Nếu coi đá chứa trong móng của khu vực mỏ Sư
Tử Đen - Sư Tử Vàng có độ thấm pha tương tự trường
hợp độ thấm trong khoảng từ 1 - 1.000mD, thì độ linh

động  của dầu khi bị nước đẩy phụ thuộc vào độ bão
hòa nước:
- Sw = 40%,  = 0,09
- Sw = 55%,  = 1,07
- Sw = 60%,  = 3,22
Thay đổi độ linh động của dầu khi bị nước đẩy vào
công thức (2) ta có:
∆P
1
(1 - )
σ2 =
η
H

(4)

Như vậy trong trường hợp:

∆P
(1- 10,60)
H
∆P
(1- 0,92)
- Sw = 55%, gradient thủy động lực σ2 =
H
∆P
(1- 0,31)
- Sw = 60%, gradient thủy động lực σ2 =
H

- Sw = 40%, gradient thủy động lực σ2 =

Từ kết quả tính toán gradient thủy động lực cho
thấy, trong trường hợp đới khai thác có độ bão hòa nước
≤ 40%, thậm chí đạt tới 45% thì gradient thủy động lực khu

vực Tây Nam mỏ Sư Tử Đen luôn có giá trị âm khi đó mặt
ranh giới dầu nước dịch chuyển ổn định không hình thành
các lưỡi nước (có nghĩa là khai thác trong điều kiện này
luôn đạt được hệ số thu hồi dầu khí cao do khả năng đẩy
dầu bởi nước vẫn đạt giá trị cao nhất). Tuy nhiên, nếu nhịp
độ khai thác cao sẽ dẫn đến nhiều khả năng lưỡi nước tiến
thẳng vào giếng khai thác. Trong trường hợp độ bão hòa
nước đới khai thác cao hơn 45 - 50% thì gradient thủy động
lực 2 luôn có giá trị dương. Đối với mỏ Sư Tử Đen - Sư Tử
Vàng, tỷ trọng dầu vỉa vào khoảng 0,84 - 0,85g/cm3 hay 35
- 36API, tỷ trọng của nước vỉa hay nước bơm ép tạm lấy là
1,04g/cm3 nên gradient trọng trường tính được là 1,80MPa/
km. Như vậy, để mặt ranh giới dầu nước dịch chuyển ổn
định cần điều chỉnh chế độ khai thác sao cho gradient thủy
động lực phải đảm bảo ≤ 1,80MPa/km. Đối với các khu vực
khác độ nhớt của dầu khá cao (0,85cP), độ linh động của
dầu khi bị nước đẩy khá thấp nên điều kiện đảm bảo để
mặt ranh giới dầu nước dịch chuyển ổn định lại càng khắc
nghiệt hơn. Do nhu cầu kế hoạch khai thác cao nên việc
đảm bảo gradient thủy động lực không vượt quá gradient
trọng trường trong quá trình khai thác là một điều kiện khó
có thể thực hiện được. Vì vậy nhà điều hành khai thác cần
quan tâm nhằm hài hòa cả yêu cầu về đáp ứng kế hoạch
khai thác và nâng cao hệ số thu hồi dầu.

3. Hạn chế ảnh hưởng của nước áp sườn
Kết quả phân tích khai thác cho thấy nước áp sườn từ
các thành tạo Oligocene xâm nhập vào thân dầu trong đá
móng trước Đệ Tam khi áp suất vỉa suy giảm sau một thời
gian khai thác (Hình 1) có ảnh hưởng đến khả năng thu
hồi dầu: Nước áp sườn giúp áp suất vỉa được duy trì khá
ổn định, song cũng có khả năng xâm nhập không đều vào
phần trên của thân dầu khiến quá trình đẩy dầu tới đới
khai thác không xảy ra từ dưới lên, dẫn đến hiệu quả đẩy
dầu tới đới khai thác thấp (khoảng 0,69 - 0,71), trong khi
hướng đẩy dầu đạt hiệu quả cao nhất từ dưới lên là 0,89.
Vì vậy, để nâng cao hệ số thu hồi dầu khí thân dầu
trong đá móng mỏ Sư Tử Đen - Sư Tử Vàng, những đới đứt
gãy có độ ngập nước cao cần hạn chế hoặc ngừng khai
thác, điều này có thể thực hiện bằng cách sử dụng công
nghệ hoàn thiện giếng lựa chọn. Trong trường hợp nước
xâm nhập vào hoặc tiến sát đới khai thác của giếng, lưu
lượng khai thác cần được nghiên cứu điều chỉnh hợp lý,
thậm chí dừng khai thác hoặc khai thác với lưu lượng tối
thiểu. Các giếng cách xa vùng nước xâm nhập có thể khai
thác tăng cường.
Ngoài ra, do nước xâm nhập tới giếng khai thác, lượng
nước khai thác tăng lên, dẫn đến giảm chênh áp hoặc có
DẦU KHÍ - SỐ 12/2014

21


THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ

thể làm cho giếng ngừng khai thác, vì vậy cần phải
áp dụng khí nâng (gaslift) để tăng chênh áp hoặc
duy trì khai thác của giếng.
4. Tăng cường khai thác ở các khối có chế độ
thủy động lực tương đối riêng biệt
Khối đá móng mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng được
phân chia thành nhiều khối, trong đó mỗi khối có
đặc trưng thấm chứa khác nhau với mức độ lưu
thông thủy động lực giữa các khối kém. Mỏ Sư Tử
Đen được chia thành các khối A, B, C, D, E. Mỏ Sư Tử
Vàng được phân chia thành các khối A1, A2, B, C,
D1, D2. Từ kết quả phân tích PVT của các mẫu dầu
lấy được, có thể chia khu vực này thành các đơn
vị thủy động lực lớn hơn: Tây Nam mỏ Sư Tử Đen,
Đông Bắc mỏ Sư Tử Đen, khu vực mỏ Sư Tử Vàng.
Hình 2 và 3 thể hiện đặc trưng động thái khai thác
trong khối A và B khu vực Tây Nam mỏ Sư Tử Đen.

Hình 1. Nước áp sườn từ các thành tạo Oligocene xâm lấn vào thân dầu trong đá móng
mỏ Sư Tử Đen - Sư Tử Vàng sau một thời gian khai thác [2]

4500

Áp suất đáy giếng
Độ ngập nước
Lưu lượng dầu

20000

3500

3000
15000
2500

2000
10000
1500

1000

5000

Lưu lượng (thùng/ ngày)

Áp suất ( PSI), độ ngập nước (*10, %)

4000

25000

500

0
1-Sep-02 14-Jan-04 28-May-05 10-Oct-06 22-Feb-08

0
6-Jul-09 18-Nov-10 1-Apr-12 14-Aug-13

Hình 2. Đặc trưng động thái khai thác trong khối A khu vực Tây Nam mỏ Sư Tử Đen [2]

4500

Áp suất đáy giếng
Độ ngập nước
Lưu lượng dầu

20000

3500

3000
15000
2500

2000
10000
1500

1000

5000

500

0
1-Sep-02

0
1-Aug-04

2-Jul-06

1-Jun-08

2-May-10

1-Apr-12

Hình 3. Đặc trưng động thái khai thác trong khối B khu vực Tây Nam mỏ Sư Tử Đen ([2])

22

DẦU KHÍ - SỐ 12/2014

Lưu lượng (thùng/ ngày)

Áp suất ( PSI), độ ngập nước (*10, %)

4000

25000

Hình 2 và 3 cho thấy động thái khai thác khối
A và B rất khác nhau, đặc biệt về độ ngập nước và
lưu lượng khai thác, chứng tỏ khối A và khối B có
sự khác biệt về chế độ thủy động lực. Đây là 2 khối
cùng phân bố ở khu vực Tây Nam mỏ Sư Tử Đen.
Động thái khai thác của khối B, khu vực Tây Nam và
khối E, khu vực Đông Bắc cũng có khác biệt lớn. Bức

tranh này tương tự khối móng nâng mỏ Bạch Hổ,
là một đối tượng bị phân chia thành những khối
có mức độ lưu thông thủy động lực kém, trong đó
khối I là khối chính chiếm khoảng 60% tổng trữ
lượng toàn thân dầu. Việc phân chia khối móng nứt
nẻ trước Đệ Tam mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng thành
các khối có chế độ thủy động lực khác nhau có ảnh
hưởng rất lớn đến hệ số thu hồi dầu của toàn mỏ.
Với cùng một số lượng giếng khai thác, mỏ càng
bị chia cắt ra nhiều khối nhỏ có chế độ thủy động
lực khác nhau thì khả năng thu hồi càng thấp. Do
đó, các giải pháp cần thiết để nâng cao hệ số thu
hồi trong trường hợp thân dầu bị phân chia thành
các khối có chế độ thủy động lực riêng biệt, đặc
biệt đối với các khối có đặc trưng thấm chứa thấp
cần được thực hiện. Hiện nay tại mỏ Sư Tử Đen, các
giếng khai thác chủ yếu tập trung ở khối B, khu
vực Tây Nam. Các khối C, D, ngay cả khối E cần phải
được xem xét bổ sung giếng khai thác.
Trong phạm vi bài báo này, nhóm tác giả chỉ đề
cập cơ sở khoa học nhằm nâng cao hệ số thu hồi
dầu khí, bỏ qua các hạn chế về công nghệ và kinh


PETROVIETNAM

tế với hy vọng làm nền tảng khoa học cho các mỏ có đặc
điểm địa chất tương tự. Đối với các mỏ hay khối với trữ
lượng dầu thu hồi dưới 10 triệu tấn, mạng lưới giếng khai
thác có thể phải đan dày tới 0,5 - 1,5km. Trong điều kiện

ngoài biển, mức độ bất đồng nhất của đá chứa quá cao,
khó có thể đan dày mạng lưới giếng theo lý thuyết nên
cần phải nghiên cứu thật kỹ đặc điểm phân bố các đới nứt
nẻ bao gồm hướng đổ, mật độ... để thiết kế giếng sao cho
có thể gặp các đới nứt nẻ cao nhất.
5. Kết luận
Để nâng cao hệ số thu hồi dầu đối với thân dầu trong
đá móng trước Đệ Tam mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng có thể
áp dụng giải pháp hạn chế ảnh hưởng xấu và tăng cường
ảnh hưởng tích cực các yếu tố địa chất như: tối ưu hệ
thống giếng khai thác và bơm ép, tối ưu chế độ khai thác,
hạn chế ảnh hưởng của nước áp sườn và khoan đan dày ở
các khối có chế độ thủy động lực riêng biệt. Đây là vấn đề
được nhóm tác giả tổng hợp và đề xuất, cần tiếp tục được

nghiên cứu và khắc phục các hạn chế về công nghệ, góp
phần nâng cao hệ số thu hồi dầu khí cho thân dầu trong
móng mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng và các mỏ khác có đặc
điểm địa chất tương tự.
Tài liệu tham khảo
1. Н.P. Лeбeдинeц. Изучение и разрaбoткa
нефтяных месторождений в трeщинных кoллeктoрaх.
Изд. Нaукa. Москва. 1997.
2. Công ty Liên doanh Điều hành Cửu Long.
Geological and reservoir simulation - Advance Halo Model Su Tu Vang. 2013.
3. Hoàng Văn Quý và nnk. Sơ đồ công nghệ và xây
dựng hiệu chỉnh mỏ Bạch Hổ. Vietsovpetro. 2008.
4. Đặng Ngọc Quý, Hoàng Văn Quý. Thân dầu trong
đá móng trước Đệ Tam mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng và các yếu
tố địa chất ảnh hưởng tới khả năng thu hồi dầu. Tạp chí Dầu

khí. 2014; 2: trang 12 - 16.

Solutions for enhancing oil recovery factor for fractured
basement reservoirs of Su Tu Den and Su Tu Vang oil fields
Dang Ngoc Quy, Hoang Van Quy
Petrovietnam Exploration Production Corporation

Summary
The geological characteristics of fractured basement reservoirs of Su Tu Den and Su Tu Vang oil fields are very complicated. Many geological factors, such as the geological heterogeneity that causes separated hydrodynamic blocks,
the characteristics and densities of faults and fracture systems, and the presence of edge water drive (aquifer) from
Oligocene, may influence oil recovery. In order to increase and enhance oil recovery factor for Su Tu Den and Su Tu
Vang basement reservois, some solutions are proposed in this paper for limiting the negative impact and enhancing
the possitive impact of geological factors such as optimising production well system and production monitoring plan,
reducing the invasion of edge water, and intensifying oil recovery in separated hydrodynamic blocks.
Key words: Edge water, optimise production system, production monitoring plan, oil recovery factor, hydrodynamic force,
gravity, hydrodynamic gradient, gravity gradient.

DẦU KHÍ - SỐ 12/2014

23


THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ

CÁC TÍNH CHẤT CƠ HỌC CỦA ĐÁ XI MĂNG TRÁM GIẾNG KHOAN
TRONG ĐIỀU KIỆN ÁP SUẤT CAO, NHIỆT ĐỘ CAO BỂ NAM CÔN SƠN
ThS. Trương Hoài Nam
Tập đoàn Dầu khí Việt Nam
Email:

Tóm tắt
Bể trầm tích Nam Côn Sơn có điều kiện địa chất rất phức tạp, đặc biệt nhiệt độ cao đến 200oC và gradient áp suất
vỉa lên đến 2MPa/100m. Áp suất cao, nhiệt độ cao (HPHT) tiềm ẩn nhiều rủi ro và phức tạp trong quá trình khoan và
trám xi măng giếng khoan - một trong những công đoạn có tính chất quyết định đến chất lượng thi công và an toàn.
Kết quả nghiên cứu ảnh hưởng của HTHP đến các tính chất cơ học của đá xi măng là cơ sở quan trọng để thiết kế đơn
pha chế vữa xi măng trám các giếng khoan đạt hiệu quả cao và an toàn.
Từ khóa: Vữa xi măng trám, áp suất cao nhiệt độ cao, silica SSA-1.
1. Giới thiệu
Bể Nam Côn Sơn gồm các dạng đối tượng chứa dầu
và khí rất đa dạng trong móng nứt nẻ trước Đệ Tam, trong
cát kết Oligocene trên và Miocene dưới, trong cát kết và
đối tượng carbonate tuổi Miocene giữa. Ngoài ra, bể Nam
Côn Sơn còn gặp các hệ thống dầu và khí trong các dị
thường áp suất cao, nhiệt độ cao và nằm ở vùng nước
sâu [11]. Hiện tượng HPHT được phát hiện trong khu vực
trầm tích Cenozoic thay đổi từ Tây sang Đông có bề dày
5.000 - 14.000m.

giếng là 172oC và áp suất vỉa 74MPa; tại giếng 05-1c-DN2X-ST2, ở chiều sâu 4.245m gặp nhiệt độ 185oC, áp suất
vỉa 98,7MPa; tại giếng 04-2-HT-1X ở chiều sâu 4.548m
nhiệt độ trên đáy giếng là 210oC và áp suất vỉa 91MPa [8,
9]. Hình 1 thể hiện sự phân bố nhiệt độ các giếng khoan
mỏ Hải Thạch và áp suất đáy tại khu mỏ Mộc Tinh.
Trong điều kiện áp suất cao và nhiệt độ cao, việc
thi công giếng khoan tiềm ẩn nhiều rủi ro cho quá trình
khoan và trám xi măng giếng khoan. Trong giếng khoan
có áp suất và nhiệt độ biến đổi lớn sẽ làm tăng ứng suất
phá vỡ độ ổn định của vành đá xi măng, làm biến dạng
cột ống chống ảnh hưởng đến sự liên kết cột ống chống
với vành đá xi măng và khả năng cách ly của đá xi măng.

24

DẦU KHÍ - SỐ 12/2014

Chiều sâu (m TVDSS)

Tại bể Nam Côn Sơn, đã phát
hiện nhiệt độ cao tại 25 giếng, trong
đó tập trung trong địa tầng có tuổi
Miocene giữa và Miocene sớm. Tại các
giếng 04-2-SB-1X và 04-2-NB-1X, nhiệt
độ trên đáy giếng dao động từ 135 170oC ở chiều sâu từ 3.800 - 4.000m.
Hiện tượng áp suất cao, nhiệt độ cao
xuất hiện tại giếng khoan 05-2-HT-2X,
ở chiều sâu 3.740m nhiệt độ trên đáy

Chiều sâu (m TVDSS)

Đến nay, ở bể Nam Côn Sơn đã có gần 100 giếng
khoan thăm dò, thẩm lượng và phát triển khai thác. Tại
một số giếng khoan, gradient áp suất đạt 1,6MPa/100m
Kết quả khoan tại bể Nam Côn Sơn cho thấy việc
(04-3A-1X, 04-3-MC-2X…); thậm chí có giếng khoan
sử
dụng
các phụ gia vữa xi măng chưa phù hợp với môi
gradient áp suất đạt 1,9 - 2,04MPa/100m (04-1-ST-1X,
trường trong giếng, dẫn đến độ thấm của đá xi măng tăng
04-SDN-1X, 05-2-HT-1X…). Từ chiều sâu 2.500m trở xuống

xuất hiện khoảng áp suất tăng cao,
Áp suất (EMW - ppg)
Nhiệt độ (oC)
ngay bên dưới các đới đất đá tuổi
Pliocene. Khoảng chênh giữa áp suất
vỉa và áp suất nứt vỉa rất nhỏ (chỉ 1ppg)
trong tầng Miocene gây khó khăn cho
công tác khoan và hoàn thiện giếng.

(a)
Hình 1. Biểu đồ phân bố nhiệt độ (a) và áp suất (b) [8]

(b)


PETROVIETNAM

Bảng 1. Bảng phân cấp HPHT [7]
Phân cấp
HP/HT
Ex-HP/HT
Ultra HP/HT

Nhiệt độ trên đáy giếng
> 300oF (150oC) - 350oF (175oC )
> 350oF (175oC) - 400oF (200oC )
> 400oF (200oC )

Áp suất trên đáy giếng
> 10.000psi (69MPa) - 15.000psi (103MPa)

> 15.000psi (103MPa) - 20.000psi (138MPa)
> 20.000psi (138MPa)

nhanh theo thời gian, độ bền của đá giảm, sự liên kết giữa
đá và cột ống kém, gây ra áp suất trong cột ống; tại một số
giếng xuất hiện hiện tượng vành đá xi măng bị biến dạng,
co ngót, nứt vỡ.
Hiện nay trong ngành dầu khí chưa có loại xi măng
được tiêu chuẩn hóa để trám xi măng các giếng khoan
HTHP. Do đó, xi măng Portland G-API vẫn là loại xi măng
được sử dụng phổ biến để trám giếng khoan sâu. Vì vậy,
nhất thiết phải bổ sung phụ gia bền nhiệt, để duy trì và
nâng cao độ bền và giảm độ thấm của đá xi măng.
Các kết quả nghiên cứu và tổng hợp kinh nghiệm
về ảnh hưởng của HPHT đến các tính chất cơ học của
đá xi măng cho phép thiết kế hệ vữa xi măng phù hợp,
góp phần nâng cao chất lượng và hiệu quả thi công
các giếng khoan thăm dò, khai thác dầu khí tại bể Nam
Côn Sơn.
2. Ảnh hưởng của HPHT đến độ bền nén của hệ xi măng
trám giếng khoan
2.1. Phân cấp áp suất cao nhiệt độ cao bể Nam Côn Sơn
Các giếng HPHT được quy ước là các giếng có nhiệt
độ tĩnh trên đáy từ 150oC và áp suất vỉa từ 46MPa trở lên.
Halliburton phân chia HPHT thành 3 cấp (Bảng 1).
Các dấu hiệu HTHP tại bể Nam Côn Sơn phần lớn tập
trung trong địa tầng tuổi Miocene sớm và Miocene giữa,
có thể phân loại thành 2 cấp (Hình 2):
- Cấp HP/HT: nhiệt độ từ 150 - 175oC và áp suất từ
69 - 103MPa;

- Cấp ex-HP/HT: nhiệt độ từ 175 - 200oC và áp suất
trên 103 - 138MPa.
2.2. Ảnh hưởng của nhiệt độ cao đến đá xi măng
2.2.1. Xi măng trám giếng khoan dầu khí
Xi măng Portland mác G là loại xi măng được sử
dụng chủ yếu để trám các giếng khoan sâu có phối hợp
với các phụ gia khác. Thành phần của xi măng Portland
gồm: 3CaO•SiO2 (C3S) chiếm 50 - 70%; 2CaO•SiO2 (C2S)
chiếm 15 - 30%; 3CaO•Al2O3 (C3A) chiếm 5 - 10%;
4CaO•Al2O3•Fe2O3 (C4AF) chiếm 5 - 15%; CaSO42H2O
(CSH2) chiếm 4 - 6% [1, 4, 5].

Hình 2. Bảng phân cấp HPHT các mỏ bể Nam Côn Sơn [9]

C3S có vận tốc thủy hóa cao nhất, tạo ra độ bền và
tăng nhanh độ bền trong thời hạn đóng rắn sớm. Thành
phần C2S đóng rắn chậm hơn sẽ kéo dài đóng rắn của đá
xi măng. C3A quyết định sự ngưng kết ban đầu và tăng
nhanh độ bền trong thời hạn đóng rắn sớm do hoạt tính
thủy hóa cao hơn. Vai trò của C4AF trong quá trình ngưng
kết giống C3A, nhưng phụ thuộc nhiều vào nhiệt độ và
chất lượng phụ gia.
Ở nhiệt độ dưới 100oC sản phẩm thủy hóa của xi
măng Portland là gel calcium silicate hydrate (C-S-H (II)
hoặc C2SH2) và calcium hydroxide Ca(OH)2. Vữa xi măng
đạt độ bền trong thời gian tương đối lâu (từ vài ngày đến
vài năm) cho đến khi đạt được độ bền tới hạn.
Ở nhiệt độ trên 100 - 120oC, gel C-S-H biến đổi thành
dicalcium silicate hydrate (-C2S (C2SH(A) và xi măng đạt
đến độ bền cực đại trong vài tuần đầu tiên và sau đó độ

bền giảm dần. Đây là hiện tượng do biến đổi hình thái cấu
trúc tinh thể của xi măng và được gọi là sự suy giảm độ
bền (strength retrogression).
Khi nhiệt độ > 160oC, C-H-S chuyển thành -hydrate
C2SH (C2SH(C)) và khi nhiệt độ < 202oC, C-S-H tạo thành
C3S có công thức đầy đủ là Ca6(Si2O7)(OH)6, thay đổi các
tính chất lý - hóa và cơ học [3].
Nhiệt độ tăng khiến độ thải nước tăng, sức bền nén
của xi măng giảm và độ thấm tăng, ảnh hưởng đến chất
lượng trám giếng, giảm tuổi thọ, dễ gây ra phức tạp trong
quá trình khai thác.

DẦU KHÍ - SỐ 12/2014

25


THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ

2.2.2. Biện pháp chống suy thoái độ bền
Việc bổ sung silica vào xi măng cho phép tạo ra pha xi
măng giàu silica giống như tobermorite và xonolite, tăng
độ bền nhiệt, duy trì chất lượng của xi măng và ngăn chặn
suy giảm độ bền. Giải pháp này được áp dụng từ năm 1950
và đến nay đã trở thành tiêu chuẩn công nghiệp [3, 10].
Silica là phụ gia bền nhiệt được sử dụng trong hệ
vữa xi măng trám giếng khoan gồm: cát thạch anh, được
nghiền đạt cỡ hạt từ 175 - 200mm; bột silica (silica flour) có
cỡ hạt 200 - 300 mesh; silica siêu mịn (silica fume) - phụ gia
siêu phân tán từ pha khí khi nung hợp kim silica, có hàm

lượng cao các silica vô định hình; nanosilica có kích thước
nhỏ hơn các hạt xi măng trung bình 1.000 lần, thường sử
dụng cỡ hạt loại từ 5 - 50nm và loại từ 5 - 30nm [5].

của vành đá xi măng, đảm bảo khả năng gia cố và độ kín
khoảng không vành xuyến. Trong điều kiện bình thường,
xi măng có độ bền nén 3,5MPa có thể xem như thỏa mãn
cho công tác trám xi măng. Trong các giếng khoan HPHT,
các ứng suất luôn biến đổi do các tác động cơ học, do áp
suất và nhiệt độ thay đổi theo chế độ khai thác. Sự thay
đổi các điều kiện trong giếng khoan làm phát sinh các
ứng suất phá vỡ sự ổn định của vành đá xi măng ngoài cột
ống chống. Các ứng suất kiến tạo và sự biến đổi về áp suất
hoặc nhiệt độ trong giếng khoan có thể làm rạn nứt vành
đá và sụt lún. Đường kính cột ống chống bị biến dạng do
tác động của sự biến đổi nhiệt độ và áp suất có thể phá vỡ
sự dính kết của vành đá xi măng với cột ống chống hoặc
tầng chứa, tạo thành các khe hở vi mô [1, 2, 6].
2.3.2. Thiết kế hệ vữa xi măng trám giếng khoan

Để trám giếng khoan có nhiệt độ cao trên thềm lục
địa Việt Nam một số nhà thầu khoan như: Nowsco, Dowell/
Schlumberger, Demitsu/Schlumberger, BJ, Halliburton đã
sử dụng silica với hàm lượng 35% trong hỗn hợp trám
giếng. Theo nghiên cứu [4, 5], việc bổ sung 40% oxide silic
là chưa đủ để bảo đảm đạt độ bền của đá xi măng trong
các giếng khoan có nhiệt độ trên 500oF hoặc cao hơn.
Để xác định hàm lượng silica tối ưu đến các tính chất
cơ học của vành đá xi măng giếng khoan trong điều kiện áp
suất cao, nhiệt độ cao tại bể Nam Côn Sơn, tác giả đã tiến

hành nghiên cứu ảnh hưởng nhiệt độ các cấp khác nhau.
Kết quả cho thấy việc sử dụng silica nhãn hiệu SSA-1TM để bổ
sung cho hỗn hợp xi măng trám đem lại hiệu quả cao [8, 9].
SSA-1TM (silica flour) là loại oxide silic kết tinh, một
loại phụ gia bền nhiệt do Halliburton sản suất. SSA-1TM có
khối lượng riêng: 2,60 - 2,63g/cm3; cỡ hạt 200 - 300 mesh
(35%), 100 - 200 mesh (8%) và > 100 (0,2%), và chọn tỷ lệ
35% theo khối lượng của xi măng nền.
2.3. Ảnh hưởng của HPHT đến độ bền nén
2.3.1. Độ bền nén
Trong thi công trám xi măng giếng khoan dầu khí, giá
trị độ bền nén là chỉ tiêu duy nhất để đánh giá tính chất

Thành phần chủ yếu của hệ vữa xi măng cho giếng
khoan trong điều kiện HPHT bể Nam Côn Sơn gồm: xi
măng nền, chất tăng trọng, phụ gia bền nhiệt, nước trộn
và các phụ gia chậm đông kết, giảm độ thải nước, các
thông số lưu biến, chống thấm, phụ gia gia cường cơ tính
của đá xi măng. Trên cơ sở tổng kết hệ vữa xi măng sử
dụng cho các giếng đã khoan tại Lô 05-2 và 05-3 [8], tác
giả đề xuất công thức, thành phần, hàm lượng vật liệu,
phụ gia… cho hệ vữa xi măng trám giếng khoan HPHT bể
Nam Côn Sơn (Bảng 2).
2.3.3. Thiết bị đo độ bền đá xi măng bằng siêu âm (UCA)
Tác giả xác định độ bền của đá xi măng bằng thiết bị
siêu âm - UCA (Hình 3). Nguyên lý hoạt động của UCA dựa
trên sự liên kết giữa thời gian tín hiệu siêu âm xuyên qua
và độ bền nén của mẫu đá xi măng đo bằng sự phá hủy
dưới tác động của tải trọng cơ học (Hình 4). Trong đó, “độ
bền âm học” là mức độ phát triển độ bền của mẫu đá xi

măng và đo trực tiếp vận tốc âm xuyên qua mẫu. “Độ bền
nén” được đo trực tiếp và xác định bởi lực cần thiết để phá
hủy mẫu đá xi măng. Hai trị số được xác định trong cùng
điều kiện, nhưng với phương pháp khác nhau, trị số tuyệt
đối không nhất thiết giống nhau. Ưu điểm của UCA là có

Bảng 2. Đơn pha chế hệ xi măng giếng khoan HPHT bể Nam Côn Sơn
TT
1
2
3
4
5
6
7
8

26

Thương phẩm
Holcim Class G
Silica SSA-1, SSA-2
HiDENSE No4 (FeTiO2)
WellLife 987 (PB)
Microbond HT
SCR-25L
Halad-431L
Nước kỹ thuật
DẦU KHÍ - SỐ 12/2014

Đơn vị
% kL
% kL
% kL
% kL
% kL
gps
gps
gps

Hàm lượng
100
35
40
7
3
0,25
0,50
16

Công dụng
Xi măng nền
Phụ gia bền nhiệt
Phụ gia tăng trọng
Phụ gia tăng độ bền
Phụ gia giãn nở
Chậm ngưng kết
Phụ gia giảm độ thải nước
Nước trộn

PETROVIETNAM

thể quan sát sự phát triển độ bền theo thời gian, dự báo
thời gian chờ đóng rắn xi măng, xác định độ bền trong
điều kiện HPHT.
2.3.4. Kết quả thí nghiệm
Bảng 3 tổng hợp các kết quả thí nghiệm về ảnh
hưởng của HPHT đến độ quánh của vữa xi măng với hàm
lượng 35% silica SSA-1ATM [8].
- Bổ sung phụ gia HR-25L và CFR-3L là giải pháp chủ
yếu và hiệu quả để duy trì và cải thiện các tính chất công
nghệ của xi măng: tăng thời gian quánh của vữa xi măng
đạt trị số 100Bc (độ quánh Bearden) trong khoảng 6 - 8
giờ, đảm bảo an toàn trong thời gian bơm ép; làm chậm
thời gian ngưng kết của vữa xi măng; ngăn ngừa sự suy
thoái độ bền của xi măng và nâng cao các tính chất cơ
học của vành đá xi măng ở nhiệt độ trên đáy giếng khoan
(140 - 180oC).

Hình 3. Thiết bị xác định độ bền đá xi măng bằng siêu âm UCA

Áp suất

Nhiệt độ
Avtoclaz
Vữa xi măng

- Phụ gia tăng trọng Hi-Dense được sản xuất từ
nguyên liệu khoáng hematite, không nhiễm từ, không

chứa phóng xạ đáp ứng các yêu cầu chất làm nặng nhờ
độ phân tán cao, bảo đảm độ ổn định (không lắng đọng)
của vữa. Trong phụ gia chứa các oxide sắt có thể tạo ra các
hydration ferret và alumoferit độ bền cao, ổn định trong

Đo thời gian tín hiệu siêu ân xuyên qua

Nguồn phát
xung siêu âm

Bộ tách sóng
siêu âm

Hình 4. Sơ đồ nguyên lý làm việc của UCA

Bảng 3. Tổng hợp các kết quả thí nghiệm về sự ảnh hưởng của HPHT đến thời gian quánh của hệ vữa trám giếng khoan

Thời gian quánh của vữa

Thành phần vữa xi măng

Diễn giải

Mẫu vữa xi măng

Đơn vị

Xi măng Holcim G

% kL

A
B
C
D (6P) E(6P)
F
G
H
I
K
100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00

Chất ổn định độ bền - SSA-1
Chất tăng trọng - Hidense-4
Chất tăng trong MicroMax FF
Chất giãn nở Microbond HT
Chất tăng cơ tính - WellLife 897
SA-1015 (PB)
Tăng độ bền kéo FDP-C765
Chất chống tạo bọt - D-Air 4000L
Chất giảm độ thải nước Halad-413
Phụ gia chậm ngưng kết-HR-25L
Phụ gia chậm ngưng kết SCR-100

% kL
% kL
% kL
% kL
% kL
% kL

% kL
gps
gps
gps
gps

35,00
0,05
0,50
0,02

35,00
0,05
0,55
0,10

35,00
0,05
0,50
0,20

35,00
35,00
3,00
7,00
0,70
0,05
0,40
0,29
0,70

35,00
35,00
3,00
7,00
0,70
0,05
0,04
0,02

35,00
40,00
25,00
3,00
7,00
0,15
1,00
0,10
0,50
0,35

35,00
40,00
25,00
3,00
7,00
0,10
1,00
0,10
0,50

0,26

35,00
40,00
25,00
3,00
7,00
0,10
1,00
0,10
0,50
0,27
0,26

35,00
40,00
25,00
3,00
7,00
0,10
1,00
0,10
0,50
0,27
0,26

gps
gps
10,05
pgp

13,50
o
F
190
psi
5,382
Bc
8
giờ, phút 7h55’
giờ, phút 7h57’
giờ, phút 8h7’
giờ, phút 8h15’

0,25
5,19
15,80
190
5,482
34
6h56’
7h
7h7’

0,30
5,35
15,80
205
7,005
15
8h29’

8h43’
8h50’
8h54’

0,20
4,46
17,00
239
8,601
52
5h59’
8h00’

0,30
5,18
16,00
230
7,324
34
7h43’
8h05’
8h08’

7,97
17,00
237
9,674
27
8h48’
8h52’

8h53’
8h53’

0,90
0,90
0,90
7,97
4,81
4,81
17,00 18,50 18,50
257
302
356
9,624 12,900 12,900
27
37
55
8h48’ 7h37’
8h52’ 7h39’ 5h38’
8h53’ 7h46’ 5h42’

0,90
4,81
18,50
302
12,900
35
8h30’
8h35’

Phụ gia pha loãng - CFR-3L
Nước trộn
Mật độ vữa
Nhiệt độ thí nghiệm
Áp suất thí nghiệm
Độ quánh ban đầu
Độ quánh 30Bc
Độ quánh 50Bc
Độ quánh 70Bc
Độ quánh 100Bc

35,00
40,00
25,00
3,00
7,00
0,10
1,00
0,10
0,50
0,27
0,22

DẦU KHÍ - SỐ 12/2014

27


THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ

chất lưu vỉa, cho phép nâng cao độ bền nén của
đá xi măng, giảm hàm lượng thể tích, nhờ đó giảm
được trị số độ nhớt.
Độ bền nén của đá xi măng trong các điều kiện
áp suất và nhiệt độ khác nhau được thể hiện trong
Hình 5 - 9. Đường màu lam - thể hiện sự phát triển
độ bền nén; đường màu xanh - nhiệt độ và đường
màu đỏ - thời gian truyền sóng âm trên một đơn vị
khoảng cách. Trị số áp suất đặt trong UCA và không
thể hiện trên biểu đồ.
Trong Biểu đồ sự phát triển độ bền nén của đá
xi măng có mật độ vữa 15,80ppg (Hình 5), nhiệt độ
tăng từ 80 - 237oF (26,7 - 114oC) và áp suất 20,67MPa.
Độ bền tối thiểu của gel bằng 50psi (0,34MPa) trong
thời gian 6 giờ 49 phút; 100psi - 6 giờ 56 phút;
1.000psi - 8 giờ 12 phút; 916psi - 8 giờ và 1.698psi
- 12 giờ; độ bền nén cực đại bằng 1.780psi - 13 giờ,
sau đó giảm dần đạt 1.500psi trong khoảng 22 giờ.
Hình 6 thể hiện độ bền nén theo thời gian của
đá xi măng có mật độ vữa 15,8ppg, nhiệt độ từ 80
- 266oF (26,7 - 130oC) và áp suất 3.000psi. Quan sát
cho thấy độ bền nén tăng dần: 50psi trong 5 giờ 4
phút; 100psi - 5 giờ 10 phút; 500psi - 5 giờ 59 phút;
859psi - 12 giờ; 860psi - 24 giờ; 1.000psi - 29 giờ 35
phút; 2.681psi - 48 giờ.

Hình 5. Biểu đồ độ bền nén của đá xi măng dưới áp suất 3.000psi
và nhiệt độ 237oF (114oC)

Hình 6. Biểu đồ độ bền nén của đá xi măng dưới áp suất 3.000 psi

và nhiệt độ 266oF (130oC)

Biểu đồ độ bền nén của xi măng có mật độ vữa
17ppg, nhiệt độ từ 80 - 275oF và áp suất 3.000psi
(Hình 7) cho thấy độ bền gel đạt 50psi trong 9 giờ
9 phút; 100psi - 9 giờ 15 phút; độ bền nén tối thiểu
bằng theo tiêu chuẩn API 500psi trong 10 giờ 6
phút; 1.000psi - 11 giờ 30 phút; 1.104,04psi - 12
giờ. Độ bền nén cực đại 1.595psi đạt được trong
24 giờ.
Hình 8 thể hiện độ bền nén của xi măng có
mật độ vữa 17ppg, nhiệt độ từ 75 - 310oF và áp suất
3.000psi. Độ bền của gel đạt 50psi trong 6 giờ 42
phút; 100psi - 7 giờ 23 phút; 123psi - 8 giờ; 285psi 12 giờ; độ bền nén tối thiểu 500psi đạt được trong
12 giờ 54 phút; 1.000psi - 15 giờ; 1.941 - 24 giờ; độ
nén cực đại 2.101psi trong 48 giờ.
Trong Biểu đồ độ bền nén của xi măng có mật
độ vữa 18ppg, nhiệt độ từ 180 - 360oF và áp suất
3.000psi (Hình 9), độ bền gel 50psi trong 14 giờ 3
phút; 100psi - 14 giờ 16 phút; độ bền nén tối thiểu
theo API 500psi - 15 giờ 21 phút; 1.000psi - 16 giờ
4 phút; độ bền nén cực đại đạt 3.395psi - 24 giờ và
tiếp tục tăng.
28

DẦU KHÍ - SỐ 12/2014

Hình 7. Biểu đồ độ bền nén của đá xi măng dưới áp suất 3.000psi
và nhiệt độ 275oF

Hình 8. Biểu đồ độ bền nén của đá xi măng, dưới áp suất 3.000psi
và nhiệt độ 310oF


PETROVIETNAM

Kết quả Hình 5 - 9 cho thấy độ bền nén của đá
xi măng tăng dần và đạt các giá trị cực đại dưới tác
động của áp suất cao và gia tăng của nhiệt độ đối
với loại vữa có tỷ trọng khác nhau. Trong điều kiện
bình thường, xi măng có độ bền nén 3,5MPa đạt yêu
cầu cho công tác trám xi măng. Các mẫu đá xi măng
trong điều kiện nhiệt độ cao đạt trên 10MPa, đáp
ứng yêu cầu trám giếng khoan.

Hình 9. Biểu đồ độ bền nén của đá xi măng dưới áp suất 3.000psi
và nhiệt độ 3600F

- Sử dụng xi măng mác G làm xi măng nền, có
bổ sung 35% silica SSA-1 và một số chất phụ trợ khác,
độ bền nén của vành đá xi măng đáp ứng các yêu
cầu về chất lượng trám xi măng giếng khoan trong
điều kiện áp suất cao nhiệt độ cao của bể Nam Côn
Sơn, cấp HPHT và ex-HPHT.
- Khi sử dụng xi măng Portland để trám giếng
khoan trong điều kiện nhiệt độ > 100oC cần sử
dụng silica.
Thực tế cho thấy hơn 90% tổng độ bền nén của
xi măng trong giếng khoan thường phát triển trong
48 giờ sau thời gian khuấy trộn, nên có thể xác định

độ bền nén trong khoảng 48 giờ. Đây cũng là thời
gian tối thiểu trước khi đo địa vật lý giếng khoan.
3. Ảnh hưởng của HPHT đến tính chất đàn hồi của
đá xi măng
3.1. Tính chất biến dạng của đá xi măng

Đặc tính kỹ thuật:
Đo các thông số: Hệ số Poisson, module Young, module giãn nở thể tích,
độ bền nén.
Nhiệt độ tối đa: 204oC (400oF)
Áp suất tối đa: 52MPa (7.500psi). Phần mềm hiển thị đồ thị các thông số
thí nghiệm và các thông số tính chất cơ học trong chế độ thời gian thực.

Hình 10. Thiết bị MPRO - Model 6265 Chandler Engineering

Hình 11. Ảnh hưởng của nhiệt độ đến hệ số Poisson, module Young và độ bền nén

Đá xi măng bị biến dạng như vật thể đàn hồi
- giòn và bị phá hủy khi ứng suất đạt đến giới hạn
đàn hồi.
Để bảo đảm độ kín của khoảng không trong
vùng tiếp xúc “đá xi măng - cột ống chống” cần phải
tạo ra áp suất nhất định từ đá xi măng. Độ kín của
giếng khoan phụ thuộc nhiều vào sự thay đổi thể
tích đá xi măng khi đóng rắn. Để đạt được điều đó
cần sử dụng hỗn hợp trám, có thể nở trong quá trình
tạo cấu trúc. Vì vậy, trị số nở cần phải lớn hơn so với
sự giảm thể tích của hệ do hiện tượng co ngót, đồng
thời không được vượt quá lực tới hạn ép nén hoặc
phá vỡ sự ổn định của cột ống chống.

Trong điều kiện HPHT, vành đá xi măng bên
ngoài cột ống chống phải có độ mềm dẻo nhất
định nên cần sử dụng xi măng có trị số module
Young thấp [2]. Để đá xi măng tiếp xúc tốt với cột
ống chống và thành giếng xi măng giãn nở sau khi
đóng rắn, cần bổ sung phụ gia giãn nở WellLifeTM
trong đơn pha chế vữa.
DẦU KHÍ - SỐ 12/2014

29


THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ

Khi sử dụng một trong các phương pháp trên đây,
vành đá xi măng sẽ có tính đàn hồi tốt hơn bằng cách
giảm module Young và nâng cao hệ số Poisson. Trong
điều kiện tải trọng tĩnh và chu kỳ xi măng có module cao
và hệ số Poisson thấp làm việc tốt hơn. Vì vậy, ngoài việc
xác định độ bền cần phải nghiên cứu đặc điểm biến dạng
đàn hồi của xi măng trám dưới tác động của các tải trọng
cơ học.
3.2. Thiết bị xác định các tính chất đàn hồi trong điều
kiện HPHT

Portland G-API để trám các giếng khoan sâu. Tuy nhiên,
loại xi măng này chưa phù hợp với môi trường trong
giếng, dẫn đến độ thấm của đá xi măng tăng nhanh theo
thời gian, độ bền của đá giảm, sự liên kết giữa đá và cột
ống kém, gây ra áp suất trong cột ống; tại một số giếng

xuất hiện hiện tượng vành đá xi măng bị biến dạng, co
ngót, nứt vỡ. Do đó, cần phải bổ sung phụ gia bền nhiệt
SSA-1TM, phụ gia tăng trọng và các phụ gia khác để điều
chỉnh thông số của vữa.

Ưu điểm của thiết bị MPRO (Hình 10) là một phương
pháp thí nghiệm không phá hủy, cho phép quan sát quá
trình thay đổi các tính chất cơ học của xi măng trong chế
độ thời gian thực; sử dụng để dự báo thời gian đóng rắn
của xi măng.

Trên cơ sở tổng kết hệ vữa xi măng sử dụng cho các
giếng đã khoan tại Lô 05-2 và 05-3 [8], tác giả đề xuất công
thức, thành phần, hàm lượng vật liệu, phụ gia… cho hệ
vữa xi măng trám giếng khoan HPHT bể Nam Côn Sơn.
Trong đó, việc bổ sung 35% khối lượng phụ gia SSA-1TM
vào hỗn hợp xi măng là giá trị tối ưu. Phụ gia SSA-1TM là
loại oxide silica kết tinh, có khối lượng riêng 2,60 - 2,63g/
cm3, cỡ hạt 200 - 300 mesh (35%) trong điều kiện nhiệt độ
cao trên 100oC sẽ xảy ra phản ứng hóa học với xi măng,
giúp duy trì độ bền của đá xi măng, hạn chế độ thấm của
đá xi măng. Đồng thời, tác giả xác định ảnh hưởng HPHT
đến độ bền nén, hệ số Poisson và module đàn hồi trên
thiết bị UCA, thiết bị MPRO, cho phép mô phỏng theo các
điều kiện trong giếng khoan và thời gian thực.

3.3. Kết quả thí nghiệm

Tài liệu tham khảo

Thiết bị phân tích các tính chất cơ học Model 6265
(MPRO) liên tục cho phép đo các tính chất cơ học (hệ số
Poisson, module Young, module giãn nở thể tích) và độ
bền nén của xi măng trong quá trình đóng rắn trong các
điều kiện HTHP. Kết quả thí nghiệm đảm bảo tối ưu hóa
thành phần hóa học của xi măng, nâng cao độ bền của
xi măng.

Mẫu vữa xi măng được sử dụng trong (Bảng 2).
Điều kiện thí nghiệm: Nhiệt độ 311oF, áp suất 2.117Kps
Hình 11 là biểu đồ thể hiện các thông số đo: Đường
màu hồng - hệ số Poisson; đường màu xanh lá mạ module Young; đường màu xanh da trời - module thể tích;
đường màu đen - độ bền nén.
- Module Young đạt đến giá trị 2.117Kpsi trong 10
giờ đầu tiên và giảm dần đạt 1.500Kpsi sau 150 giờ thí
nghiệm;
- Hệ số Poisson dao động trong khoảng 0,30 - 0,25.
4. Kết luận
Trong điều kiện HPHT, các tính chất hóa - lý của xi
măng biến đổi, làm thay đổi hình thái cấu trúc tinh thể và
chuyển pha, làm giảm các tính chất công nghệ của vữa
và các tính chất cơ học của vành đá xi măng, ảnh hưởng
đến chất lượng trám xi măng giếng khoan. Hiện nay chưa
có xi măng theo được tiêu chuẩn hóa để trám các giếng
khoan HPHT.
Bể Nam Côn Sơn có điều kiện địa chất phức tạp (thuộc
nhóm HPHT và ex-HPHT), chủ yếu đang sử dụng xi măng
30

DẦU KHÍ - SỐ 12/2014

1. Erik B.Nelson. Well cementing. Schlumberger
Dowell. 1990.
2. Keelan Adamson, George Birch, Erth Gao, Steve
Hand, Colin Macdonald, David Mack, Anver Quadri.
High-pressure, high-temperature well construction. Oilfield
Review. 1998: p. 36 - 49.
3. Nediljka Gaurina-Medimurec, Davorin Matanovic,
Gracijan Krkalec. Cement slurries for geothermal wells
cementing. Rudarsko Geolosko Naftni Zbornik. 1994; 6:
p. 127 - 134.
4. Mojtaba Labibzadeh, Behzad Zahabizadeh, Amin
Khajehdezfuly. Early-age compressive strength assessment
of oil well class G cement due to borehole pressure and
temperature changes. Journal of American Science. 2010;
6(7): p. 38 - 47.
5. U.T.Bezerra, A.E.Martinelli, D.M.A.Melo, M.A.F.Melo,
V.G.Oliveira. The strength retrogression of special class
Portland oilwell cement. Cerâmica.  2011; 57(342): p. 150
- 154.
6. Robert Darbe, Chris Gordon, Rickey Morgan. Slurry
design considerations for mechanically enhanced cement


PETROVIETNAM

systems. American Association of Drilling Engineers. Paper
AADE-08-DF-HO-06. 2008.
7. Arash Shadravan, Mahmood Amani. HPHT 101What petroleum engineers and geoscientists should know
about high pressure high temperature wells environment.

Energy Science and Technology. 2012; 4(2): p. 36 - 60.
8. BP Vietnam Final Well Report (HT-1X; 2X; 3X). 2003.
9. Halliburton Vietnam. Cement Post Well Review
(MT-2X, MT-1P, MT 6P, MT 3P). 2012.

10. Schlumberger Vietnam Cementing End of
Well - 2013 (DN-1X, DN-2X).
11. Агзамов Ф.А., Каримов И.Н., Цыцымушкин
П.Ф... Проектирование и разработка термостойкого
тампонажного материала. Бурение и нефть - Декабрь
2011.
12. Nguyễn Giao, Nguyễn Trọng Tín. Bể trầm tích Nam
Côn Sơn và tài nguyên dầu khí. Địa chất và Tài nguyên Dầu
khí Việt Nam. Nhà xuất bản Khoa học và Kỹ thuật. 2008:
trang 319 - 359.

Mechanical properties of cement bond of wellbore in high
pressure high temperature conditions
of Nam Con Son basin
Truong Hoai Nam
Vietnam Oil and Gas Group

Summary
The Nam Con Son basin has a greatly complicated geology, particularly temperature as high as 200oC and the
reservoir pressure gradient up to 2MPa/100m. A high pressure high temperature (HPHT) environment contains many
potential risks and complexity for drilling and cementing job, which is critical to the well quality and safety.
The results of studying the effects of HPHT on the mechanical properties of the cement bond will be the important
basis to prepare cementing formula with high efficiency and safety for the high pressure high temperature wells in
the Nam Con Son basin..
Key words: Cementing slurry, high pressure high temperature, Silica SSA-1.

DẦU KHÍ - SỐ 12/2014

31