Khảo sát các phương pháp bơm ép khí và nước để gia tăng hệ số thu hồi dầu áp dụng cho mỏ gấu trắng bể nam côn sơn

ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP. HCM
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

VÕ THỊ XUÂN MAI

KHẢO SÁT CÁC PHƯƠNG PHÁP BƠM ÉP KHÍ VÀ NƯỚC
ĐỂ GIA TĂNG HỆ SỐ THU HỒI DẦU
ÁP DỤNG CHO MỎ GẤU TRẮNG – BỂ NAM CÔN SƠN

Chuyên ngành: Địa chất Dầu khí Ứng dụng
Mã số: 60 53 52

LUẬN VĂN THẠC SĨ

TP. HỒ CHÍ MINH, tháng 07 năm 2013


CƠNG TRÌNH ĐƯỢC HỒN THÀNH TẠI
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA –ĐHQG –HCM

Cán bộ hướng dẫn khoa học 1: TS. Dương Danh Lam ..............................

Cán bộ hướng dẫn khoa học 2: TS. Mai Cao Lân ......................................

Cán bộ chấm nhận xét 1: TS. Phạm Quang Ngọc ......................................

Cán bộ chấm nhận xét 2: TS. Nguyễn Chu Chuyên...................................

Luận văn thạc sĩ ñược bảo vệ tại Trường Đại học Bách Khoa, ĐHQG Tp. HCM
ngày 18 tháng 07 năm 2013
Thành phần Hội ñồng ñánh giá luận văn thạc sĩ gồm:

1. TSKH. Trần Lê Đông
2. TS. Trần Văn Xuân
3. TS. Phạm Quang Ngọc
4. TS. Nguyễn Chu Chuyên
5. TS. Mai Cao Lân

Xác nhận của Chủ tịch Hội ñồng ñánh giá LV và Trưởng Khoa quản lý chuyên
ngành sau khi luận văn đã được sửa chữa (nếu có).

CHỦ TỊCH HỘI ĐỒNG

TSKH. Trần Lê Đông

TRƯỞNG KHOA KT DC-DK

PGS.TS. Nguyễn Việt Kỳ


ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP.HCM
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ
Họ tên học viên: Võ Thị Xuân Mai

MSHV: 09360601

Ngày, tháng, năm sinh: 09/09/1985

Nơi sinh: Long An

Chuyên ngành: Địa chất Dầu khí Ứng Dụng

Mã số : 60 53 52

I.

TÊN ĐỀ TÀI: Khảo sát các phương pháp bơm ép khí và nước để gia tăng hệ số thu
hồi dầu, áp dụng cho mỏ Gấu Trắng bể Nam Cơn Sơn

II.

NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG:
1. Phân tích tình hình khai thác mỏ Gấu Trắng;
2. Khảo sát ảnh hưởng và áp dụng các phương pháp bơm ép nước, bơm ép khí khơng
hồ tan, bơm ép khí-nước ln phiên đến hiệu quả khai thác bằng mơ hình mơ
phỏng;
3. Đề xuất phương án bơm ép khí/nước phù hợp cho mỏ Gấu Trắng.

III. NGÀY GIAO NHIỆM VỤ : 06/02/2012 (theo QĐ số 410/QĐ-ĐHBK-ĐTSĐH ký
ngày 23/2/2012)
IV. NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ: 30/062012 (theo QĐ số 410/QĐ-ĐHBKĐTSĐH ký ngày 23/2/2012)
V.

CÁN BỘ HƯỚNG DẪN : TS. Dương Danh Lam, TS. Mai Cao Lân

Tp. HCM, ngày . . . . tháng .. . . năm 2013

CHỦ NHIỆM BỘ MÔN ĐÀO TẠO
(Họ tên và chữ ký)

CÁN BỘ HƯỚNG DẪN
(Họ tên và chữ ký)

TS. Dương Danh Lam

TS. Mai Cao Lân

TS. Trần Văn Xuân

TRƯỞNG KHOA KỸ THUẬT ĐỊA CHẤT VÀ DẦU KHÍ
(Họ tên và chữ ký)

PGS.TS. Nguyễn Việt Kỳ


LỜI CẢM ƠN
Trong quá trình học tập và thực hiện Luận văn Cao học này, tác giả ñã nhận
ñược sự hướng dẫn và giúp đỡ rất tận tình của tất cả các thầy cô Khoa Kỹ thuật
Địa chất và Dầu khí thuộc trường Đại học Bách khoa Thành phố Hồ Chí Minh
và các anh chị đồng nghiệp tại Tổng Cơng ty Thăm dị Khai thác Dầu khí.
Nhân đây tác giả xin bày tỏ lịng biết ơn chân thành đến Bộ mơn Địa chất Dầu
khí và Khoan – Khai thác, Khoa Kỹ thuật Địa chất và Dầu khí, trường Đại học
Bách khoa Thành phố Hồ Chí Minh, đặc biệt là các thầy TS. Dương Danh
Lam, TS. Mai Cao Lân và các thầy cơ trong khoa đã tận tình truyển đạt kiến
thức, kinh nghiệm quý báu, ñộng viên và tạo ñiều kiện tốt nhất cho tác giả
trong quá trình học tập và thực hiện Luận văn Cao học vừa qua.
Tác giả xin chân thành cảm ơn lãnh ñạo và các anh chị đồng nghiệp Ban Cơng

nghệ Mỏ, Tổng Cơng ty Thăm dị Khai thác Dầu khí đã tạo điều kiện thuận lợi
và giúp ñỡ tác giả trong thời gian học tâp và thực hiện Luận văn.
Tác giả cũng xin chân thành cảm ơn gia đình đã ln ủng hộ để tác giả hoàn
thành tốt Luận văn.
Do thời gian thực hiện Luân văn có hạn và tài liệu nghiên cứu hạn chế, nên
chắc chắn cịn nhiều thiếu sót, tác rất mong được sự đóng góp ý kiến của q
thầy cơ và các anh chị đồng nghiệp để Luận văn có thể được hồn thiện hơn.
Trân trọng cảm ơn,

Võ Thị Xuân Mai


Tóm tắt luận văn Thạc sĩ
Trong cơng nghiệp khai thác dầu khí, q trình thu hồi dầu thường trải qua các
giai ñoạn khai thác sơ cấp, thứ cấp và tam cấp, với mục đích cuối cùng là thu hồi được
lượng dầu/khí nhiều nhất trong một khoảng thời gian nhất định. Đối với từng đối tượng
khai thác cụ thể, sẽ có những phương pháp khai thác phù hợp để có hiệu quả thu hồi
dầu tốt nhất có thể.
Nội dung luận văn sẽ ñi sâu nghiên cứu các phương pháp bơm ép nước, khí
hydrocacbon khơng hồ trộn vào dầu vỉa (về sau gọi tắt là khí hoặc khí bơm ép),
khí/nước luân phiên ñể gia tăng thu hồi dầu so với phương pháp khai thác bằng năng
lượng tự nhiên. Đây là các phương pháp ñược áp dụng trong giai ñoạn khai thác sơ cấp.
Phương pháp nghiên cứu là lựa chọn, phân tích và ñánh giá ảnh hưởng của các
thông số khai thác trên mơ hình mơ phỏng trong các trường hợp bơm ép khí/nước, với
mục đích là lựa chọn phương án có sản lượng thu hồi dầu hiệu quả cao.
Trên cơ sở lý thuyết ñã ñược nghiên cứu, ñịnh hướng những cấu tạo/vỉa với những
đặc tính nào có thể áp dụng được các phương pháp bơm ép khí/nước. Với một đối
tượng nghiên cứu phù hợp với những phương pháp ñược ñề ra, tiến hành liệt kê, phân
loại các thông số khai thác ảnh hưởng đến sản lượng thu hồi, áp dụng vào mơ hình mơ
phỏng. Từ kết quả của mơ hình mơ phỏng, có thể định lượng cụ thể hiệu quả thu hồi

dầu.
Áp dụng cụ thể cho tầng Miocene dưới, mỏ Gấu Trắng, bồn trũng Nam Cơn Sơn.
Kết quả đánh giá cho thấy khi áp dụng các phương pháp bơm ép khí/nước vào vỉa, thì
sản lượng dầu thu hồi cao hơn so với khai thác bằng năng lượng tự nhiên. Phân tích và
đánh giá ñộng thái khai thác và tổng sản lượng thu hồi, cho thấy phương pháp bơm ép
khí-nước luân phiên khi áp dụng cho tầng Miocene dưới mỏ Gấu Trắng cho hiệu quả
tốt, trong ñiều kiện chỉ sử dụng/chuyển ñổi (từ khai thác sang bơm ép) những giếng
khai thác hiện có, sản lượng thu hồi tăng 1,24 triệu thùng, hệ số thu hồi tăng 4%.


LỜI CAM ĐOAN
Tơi xin cam đoan đây là cơng trình nghiên cứu của riêng tôi. Các số liệu, kết quả nêu
trong luận án là trung thực và chưa từng ñược ai cơng bố trong bất kỳ một cơng trình nào
khác.

Tác giả luận văn

Võ Thị Xuân Mai


MỤC LỤC
MỞ ĐẦU ........................................................................................................................... 1
Chương 1: Khái quát ñịa chất bồn trũng Nam Cơn Sơn - đặc điểm địa chất và mơ
hình mỏ Gấu Trắng
1.1. Địa chất khu vực bồn trũng Nam Cơn Sơn ............................................................... 7
1.1.1. Vị trí địa lý – ñặc ñiểm tự nhiên ....................................................................... 7
1.1.2. Đặc ñiểm cấu trúc – kiến tạo ............................................................................ 8
1.1.3. Đặc ñiểm hệ thống dầu khí ............................................................................... 14
1.2. Tổng quan đặc điểm địa chất mỏ Gấu Trắng ............................................................ 16
1.2.1.

1.2.2.
1.2.3.
1.2.4.

Vị trí địa lý ........................................................................................................ 16
Địa tầng và trầm tích ......................................................................................... 17
Đặc điểm kiến tạo ............................................................................................ 22
Hệ thống dầu khí ............................................................................................... 23

Chương 2: Lý thuyết bơm ép nước và khí
2.1. Phương pháp bơm ép nước ....................................................................................... 29
2.1.1. Kỹ thuật bơm ép nước....................................................................................... 29
2.1.2. Các yếu tố ảnh hưởng ñến hiệu quả bơm ép nước ............................................ 34
2.2. Phương pháp bơm ép khí khơng hịa tan trong thu hồi dầu ...................................... 36
2.2.1. Dịng chảy riêng của khí ................................................................................... 36
2.2.2. Kỹ thuật bơm ép khí khơng hồ trộn ................................................................ 39
2.2.3. Các yếu tố ảnh hưởng ñến hiệu quả bơm ép khí ............................................... 40
2.3. Phương pháp bơm ép khí-nước luân phiên (WAG) .................................................. 43
2.3.1.
2.3.2.
2.3.3.
2.3.4.
2.3.5.

Hạn chế của phương pháp bơm ép khí và cách khắc phục ............................... 43
Cơ chế đẩy dầu nước và khí .............................................................................. 44
Tỷ số linh động ................................................................................................. 46
Các vấn ñề gặp phải khi áp dụng phương pháp ................................................ 48
Các yếu tố ảnh hưởng tới hiệu quả bơm ép WAG ............................................ 50

Chương 3: Phương pháp khảo sát hiệu quả bơm ép khí và nước cho mỏ dầu
3.1. Lựa chọn phương pháp gia tăng hệ số thu hồi dầu .................................................. 56
3.2. Tối ưu lưu lượng dầu khai thác ................................................................................. 57
3.2.1. Xác định các thơng số ảnh hưởng ..................................................................... 57


3.2.2. Trình tự khảo sát các thơng số để tối ưu sản lượng khai thác .......................... 58
3.3. Tối ưu khai thác khi có bơm ép nước........................................................................ 58
3.3.1. Xác định các thơng số ảnh hưởng ..................................................................... 58
3.3.2. Trình tự khảo sát các thơng số để tối ưu sản lượng khai thác .......................... 59
3.4. Tối ưu khai thác khi có bơm ép khí khơng hịa trộn ................................................. 59
3.4.1. Xác định các thơng số ảnh hưởng ..................................................................... 59
3.4.2. Trình tự khảo sát các thơng số để tối ưu sản lượng khai thác .......................... 60
3.5. Tối ưu bơm ép khí-nước luân phiên ........................................................................ 60
3.5.1. Xác định các thơng số ảnh hưởng ..................................................................... 60
3.5.2. Trình tự khảo sát các thơng số để tối ưu sản lượng khai thác .......................... 61
Chương 4: Áp dụng bơm ép khí-nước cho mỏ Gấu Trắng
4.1.

Giới thiệu mơ hình mỏ Gấu Trắng ......................................................................... 62

4.1.1.
4.1.2.
4.1.3.
4.1.4.
4.1.5.
4.1.6.
4.1.7.

Tổng quan ......................................................................................................... 62

Mơ hình mơ phỏng ............................................................................................ 63
Hệ thống ơ mạng ............................................................................................... 63
Tính chất chất lưu ............................................................................................. 64
Tính chất đặc biệt của đất đá ............................................................................ 68
Điều kiện cân bằng ban ñầu và trữ lượng ......................................................... 70
Đánh giá mơ hình .............................................................................................. 72

4.2. Phân tích hiện trạng khai thác ................................................................................... 73
4.2.1. Hiện trạng khai thác giếng GT-1P .................................................................... 74
4.2.2. Hiện trạng khai thác giếng GT-2P .................................................................... 75
4.3. Lặp lại lịch sử khai thác ............................................................................................ 77
4.3.1. Khảo sát các yếu tố ảnh hưởng khi lặp lại lịch sử khai thác ............................. 77
4.3.2. Kết quả lặp lại lịch sử ....................................................................................... 77
4.4. Áp dụng các phương pháp gia tăng hệ số thu hồi dầu cho mỏ Gấu Trắng ............... 81
4.4.1. Lựa chọn phương pháp gia tăng hệ số thu hồi dầu ........................................... 81
4.4.2. Tối ưu khai thác với năng lượng tự nhiên......................................................... 83
4.4.3. Tối ưu khai thác trường hợp bơm ép nước ....................................................... 86
4.4.4. Tối ưu khai thác trường hợp bơm ép khí .......................................................... 93
4.4.5. Tối ưu khai thác trường hợp bơm ép khí-nước luân phiên ............................... 98
Kết luận – Kiến nghị ..................................................................................................... 101
Tài liệu tham khảo ........................................................................................................ 103


1
_____________________________________________________________________
MỞ ĐẦU
Trong cơng nghệ khai thác dầu khí, tổng sản lượng dầu khai thác được của mỏ
có ý nghĩa quyết ñịnh trong việc xác ñịnh tính kinh tế của dự án. Do giá trị trữ lượng
tại chỗ ban ñầu của 1 mỏ dầu/khí là một giá trị tĩnh, do đó ñể tăng sản lượng khai thác,
ñồng nghĩa với việc tăng hệ số trữ lượng thu hồi/trữ lượng tại chỗ (gọi tắt là hệ số thu

hồi).
Ngày nay, có rất nhiều phương pháp ñược áp dụng ñể gia tăng hệ số thu hồi của
mỏ dầu/khí như: tối ưu vị trí giếng; điều chỉnh chế độ khai thác hợp lý; bơm ép khí
nâng (gaslift); bơm ép khí, nước, hố chất, nhiệt...vào vỉa, ...
1. Ý nghĩa và tính cấp thiết của đề tài
Mỏ Gấu Trắng là mỏ một mỏ thuộc cụm mỏ Gấu, cả cụm ñã ñược ñưa vào khai
thác hơn 10 năm, hệ số thu hồi ñến thời ñiểm hiện tại tương ñối thấp (chỉ khoảng
10%), áp suất vỉa ñã giảm dưới áp suất bão hồ, lưu lượng khí khai thác cao, lưu lượng
dầu thấp. Vì vậy, để tiếp tục khai thác có hiệu quả kinh tế của cả cụm mỏ, việc nghiên
cứu các phương pháp ñể gia tăng hệ số thu hồi dầu là một yêu cầu ñược ñặt ra hết sức
cấp thiết.
Với tình hình thực tế mỏ Gấu Trắng và các mỏ lân cận (cùng giàn khai thác
Gấu) có lưu lượng khí đồng hành khai thác khá cao. Hiện khí đồng hành khai thác
ñang phải ñốt với lượng khá lớn; nước khai thác cũng cần phải xử lý, gây tốn kém và
tác động khơng tốt đến mơi trường. Do đó nghiên cứu này tập trung vào các phương
pháp bơm ép khí, bơm ép nước, bơm ép khí-nước luân phiên vào vỉa ñể tận dụng sản
phẩm khai thác. Đó là nguyên nhân mà đề tài: “Khảo sát các phương pháp bơm ép
khí và nước ñể gia tăng hệ số thu hồi dầu, áp dụng cho mỏ Gấu Trắng, bể Nam
Cơn Sơn” được chọn ñể nghiên cứu.


2
_____________________________________________________________________
2. Mục tiêu nghiên cứu
-

Khảo sát phương pháp bơm ép nước, bơm ép khí và bơm ép khí-nước luân
phiên cho mỏ Gấu Trắng.

-

Đánh giá tác ñộng và lựa chọn các phương pháp bơm ép nước, bơm ép khí và
bơm ép khí-nước luân phiên lên việc gia tăng sản lượng thu hồi dầu của mỏ
Gấu Trắng bằng mơ hình mơ phỏng.

3. Nội dung nghiên cứu
-

Phân tích tình hình khai thác mỏ Gấu Trắng.

-

Khảo sát ảnh hưởng và áp dụng các phương pháp bơm ép nước, bơm ép khí và
bơm ép khí-nước ln phiên đến hiệu quả khai thác qua mơ hình mô phỏng.

-

Đề xuất phương án bơm ép hợp lý cho mỏ Gấu Trắng.

4. Phương pháp nghiên cứu
Đề tài nghiên cứu chủ yếu áp dụng các phương pháp:
-

Thống kê và phân tích số liệu khai thác mỏ Gấu Trắng.

-

Phân tích ảnh hưởng quả các phương pháp bơm ép nước, bơm ép khí và bơm ép
khí-nước ln phiên đến hiệu quả khai thác.

-

Phân tích độ nhạy để lựa chọn giá trị cho mơ hình dự báo, lựa chọn phương án
khai thác tối ưu cho mỏ Gấu Trắng.

5. Tình hình nghiên cứu
1. Dandina Rao, 2001. Gas Injection EOR- A New Meaning in the New
Millennium, Journal of Canadian Petroleum Technology Volume 40, 01-02DAS.

Hiện nay, giá dầu thơ đang tăng cao và lượng khí thải CO2 cần giảm để bảo
vệ mơi trường, do đó phương pháp bơm ép khí CO2 để gia tăng hệ số thu


3
_____________________________________________________________________
hồi dầu đang được quan tâm. Mặc dù cơng nghệ bơm ép khí để gia tăng hệ
số thu hồi dầu ñ ñược biết ñến từ những năm 20, nhưng nó ñược dùng như
một phương pháp mới ñược áp dụng ở New Millennium.
Bài báo đưa ra các nghiên cứu về tính chất dầu, lực mao dẫn, hệ số dầu tàng
dư... từ đó áp dụng các trường hợp bơm ép khí hồ tan, hồ tan một phần
hoặc khơng hồ tan (miscible, near-miscible, immiscible) cộng với ñánh giá
tác ñộng của nước ñáy ñể lựa chọn chế độ bơm ép khí thích hợp.
Kết quả nghiên cứu cho thấy có thể tăng hệ số thu hồi gấp 76-93% lần tuỳ
thuộc vào tính chất dầu vỉa và năng lượng nước ñáy.

2. Ganesan Nadeson, Nor Aidil B Anua, 2004. Water-Alternating-Gas (WAG)
Pilot Implementation, A First EOR Development Project in Dulang Field,
Offshore Peninsular Malaysia, SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and
Exhibition, 88499-MS.
Một số mỏ ở Malaysia ñược nghiên cứu ñể gia tăng hệ số thu hồi dầu bằng

phương pháp bơm ép khí – nước luân phiên (WAG). Đây là phương pháp có
khả năng ứng dụng rất cao với tình hình thực tế của mỏ Dulang. Các nghiên
cứu trong phịng thí nghiệm cho thấy có thể tăng hệ số thu hồi thêm 5-7%
khi áp dụng WAG với khí bơm ép là CO2 không hồ tan vào dầu (IWAG).
Nghiên cứu phân tích tình hình khai thực thực tế mỏ Dulang, thiết bị khai
thác mỏ, khả năng chuyển ñổi giếng khai thác thành giếng bơm ép, khả năng
khoan giếng ñan dày, sau đó áp dụng các chế độ IWAG để tối ưu hệ số thu
hồi ñầu.
Kết quả nghiên cứu, với 06 giếng hiện có, chuyển 02 giếng thành giếng bơm
ép IWAG, khoan 01 giếng dan dày thì hệ số thu hồi dầu có khả năng tăng
thêm 7%.


4
_____________________________________________________________________
3. Tran Le Dong, Hoang Van Quy, Truong Cong Tai, 2005. The vuggy-fractured
basement reservoir of White Tiger and South-East Dragon oil field and apply
enhanced oil recovery by water injection, Petrovietnam Review Vol.3-2005,
2005
Một trong những đối tượng chứa dầu khí chủ yếu tại bồn trũng Cửu Long là
móng nứt nẻ. Đối tượng móng nứt nẻ cụ thể tại mỏ Bạch Hổ và Đơng Nam
Rồng được nghiên cứu về tính chất thạch học, đặc tính thấm chứa để áp
dụng khả năng gia tăng hệ số thu hồi dầu bằng phương pháp bơm ép nước.
Nghiên cứu đi sâu phân tích đặc tính vỉa, chủ yếu về ñộ thấm của chất lưu
trong microfracture và macrofracture, từ đó đánh giá hệ số thu hồi dầu.
Ứng dụng bơm ép nước vào móng nứt nẻ để tăng hệ số thu hồi dầu ñ ñược
Vietsovpetro áp dụng thực tế cho mỏ Bạch Hổ từ năm 1993 và mỏ Đông –
Nam Rồng từ năm 2000. Hiệu quả bơm ép nước được thấy rõ qua việc duy
trì tốt áp suất vỉa và giữ lưu lượng dầu ổn ñịnh và gia tăng hệ số thu hồi dầu
đáng kể. Ước tính với trường hợp bơm ép nước thì Bạch Hổ có hệ số thu hồi

27,7% (không bơm ép nước chỉ 13,8%).
4. W.R. Rossen, C.J. van Duijn, Q.P. Nguyen, C. Shen, A.K. Vikingstad, 2009.
Injection Strategies To Overcome Gravity Segregation in Simultaneous Gas and
Water Injection Into Homogeneous Reservoirs, SPE Journal Volume 15, 99794PA.

Nghiên cứu đặt ra mơ hình phân dị trọng lực trong hệ cân bằng khí – nước,
áp dụng vào vỉa đồng nhất ñể gia tăng hệ số thu hồi. Ba trường hợp ñược
ñưa ra: bơm ép khí-nước chỉ vào 1 khoảng vỉa, bơm ép vào tất cả các vỉa và
bơm ép nhiều vỉa riêng biệt.


5
_____________________________________________________________________
Nội dung nghiên cứu dựa trên mơ hình 2D, lưu lượng và chế độ khí – nước
bơm ép, khoảng cách bơm ép, áp suất bơm ép cho các trường hợp nêu trên
ñể gia tăng hệ số thu hồi.
Kết quả cho thấy, nếu lưu lượng bơm ép cố ñịnh, hiệu quả bơm ép chế độ
nước – khí ln phiên sẽ cao hơn khi bơm cùng lúc 2 pha; nếu áp suất bơm
ép cố định, nếu tăng lưu lượng bơm ép thì chất lưu gần khu vực có độ linh
động cao.
Như vậy, với một số nghiên cứu như ñã ñược khảo sát, hầu hết ñều ñi sâu
nghiên cứu một phương pháp gia tăng sản lượng thu hồi dầu ñể phục vụ cho từng ñối
tượng va ñiều kiện khai thác cụ thể. Luận văn cũng khảo sát ảnh hưởng của các
phương pháp bơm ép nước/khí như các nghiên cứu khác đã thực hiện, tuy nhiên có hệ
thống hố các phương pháp, áp dụng cho đối tượng cụ thể, phân tích và lựa chọn
phương án hợp lý nhất.
6. Các dữ liệu sử dụng trong luận văn
-

Mơ hình mơ phỏng vỉa (chạy trên Eclipse) trước khi lặp lại lịch sử khai thác.

-

Tài liệu khai thác: sự biến đổi về lưu lượng chất lưu, đặc tính dầu khí, nhiệt độ
và áp suất vỉa trong q trình khai thác.

-

Các bài báo SPE có liên quan đến các phương pháp gia tăng hệ số thu hồi dầu.

-

Các sách và tài liệu khác có liên quan đến nội dung nghiên cứu.

7. Cấu trúc luận văn
Luận văn bao gồm các chương chính sau:
Chương 1:
Giới thiệu tổng quát về cấu trúc ñịa chất, hệ thống dầu khí của khu vực bồn
trũng Nam Cơn Sơn và mỏ Gấu Trắng. Trình bày tổng quan về mơ hình mơ phỏng vỉa
Gấu Trắng đã được xây dựng và đánh giá độ tin cậy của mơ hình.


6
_____________________________________________________________________
Chương 2:
Trình bày cơ sở lý thuyết phương pháp bơm ép nước, bơm ép khí và bơm ép khí
– nước luân phiên ñể gia tăng hệ số thu hồi dầu.
Chương 3:
Xác định và liệt kê các thơng số ảnh hưởng ñến sản lượng thu hồi: chế ñộ bơm
ép (khí hoặc/và nước), lưu lượng khai thác, lưu lượng bơm ép, thời gian bơm ép, ...

Sau đó xác định các bước thực hiện lựa chọn chế ñộ khai thác và ñánh giá.
Chương 4:
Phân tích tình hình khai thác thực tế của mỏ Gấu Trắng từ khi bắt ñầu khai thác
ñến thời ñiểm nghiên cứu và tiến hành lặp lại lịch sử khai thác.
Lựa chọn các giá trị cụ thể các thông số ñã nêu ở chương 3 ñể làm số liệu ñầu
vào cho mơ hình mơ phỏng. Tiến hành các bước chạy mơ hình, phân tích và lựa chọn
kết quả tối ưu.


7
_____________________________________________________________________
Chương 1: KHÁI QUÁT ĐỊA CHẤT BỒN TRŨNG NAM CÔN SƠN – ĐẶC
ĐIỂM ĐỊA CHẤT VÀ MƠ HÌNH MỎ GẤU TRẮNG
1.1.

Địa chất khu vực bồn trũng Nam Côn Sơn

1.1.1. Vị trí địa lý – đặc điểm tự nhiên
Bể Nam Cơn Sơn có diện tích gần 100,000 km2, nằm trong khoảng giữa 6o00’
ñến 9o45’ vĩ ñộ Bắc, 106o00’ ñến 109o00’ kinh độ Đơng. Ranh giới phía Bắc của bể là
đới nâng Cơn Sơn, phía Tây và Nam là đới nâng Khorat - Natuna, cịn phía Đơng là bể
Tư Chính - Vũng Mây và phía Đơng Bắc là bể Phú Khánh.[4]

Hình 1.1. Sơ đồ vị trí bồn trũng Nam Cơn Sơn [4]


8
_____________________________________________________________________
Độ sâu nước biển trong phạm vi bể thay ñổi rất lớn, từ vài chục mét ở phía Tây
đến hơn 1000m ở phía Đơng. Trên địa hình đáy biển, các tích tụ hiện đại được thành

tạo chủ yếu do tác ñộng của dòng chảy thủy triều cũng như dòng ñối lưu, mà hướng và
tốc ñộ của chúng phụ thuộc vào 2 hệ gió mùa chính: hệ gió mùa Tây Nam từ cuối
tháng 5 đến cuối tháng 9 và hệ gió mùa Đơng Bắc từ đầu tháng 11 năm trước đến cuối
tháng 3 năm sau. Trầm tích đáy biển chủ yếu bùn và cát, ở nơi bờ cao và ñảo là ñá
cứng hoặc san hô.
Bể Nam Côn Sơn bị giới hạn về phía bắc bởi đới nâng Phan Rang, ngăn cách
với bể Phú Khánh ở phía tây bắc bởi đới nâng Cơn Sơn, ngăn cách với bể Cửu Long ở
phía tây và phía nam bởi đới nâng Khorat-Natuna. Ranh giới phía ñông, ñông nam của
bể ñược giới hạn bởi ñơn nghiêng Đà Lạt - Vũng Mây và bể Trường Sa, phía ñông
nam là bể Vũng Mây. Bể này nằm trên kiểu vỏ chuyển tiếp giữa các miền vỏ lục ñịa và
kiểu vỏ ñại dương
1.1.2. Đặc ñiểm cấu trúc – kiến tạo
1.1.2.1.

Các ñơn vị cấu trúc

Đới phân dị phía Tây (C): ñới nằm ở phía Tây của bể trên các lơ 27, 28, 29 và
nửa phần Tây của các lô 19, 20, 21, 22. Ranh giới phía Đơng của đới được lấy theo hệ
đứt gãy Sơng Đồng Nai. Đặc trưng cấu trúc của đới là sự sụt nghiêng khu vực về phía
Đơng theo kiểu xếp chồng do kết quả hoạt ñộng ñứt gãy - khối chủ yếu theo hướng
Bắc nam, tạo thành các trũng hẹp sâu ở cánh Tây của các ñứt gãy. Đới phân dị phía
Tây được chia nhỏ thành các phụ đới rìa Tây (C1) và phụ đới phân dị phía Tây (C2).
Đới phân dị chuyển tiếp (B): đới này có ranh giới phía Tây là đứt gãy sơng
Đồng Nai, phía Đơng và Đơng Bắc là hệ đứt gãy Hồng - Tây Mãng Cầu. Ranh giới
phía Bắc Tây Bắc được lấy theo đường đẳng sâu móng 1000m của đới nâng Cơn Sơn.
Ranh giới phía nam là khối móng nhơ cao với ñộ sâu từ 1000 ñến 1500m. Đới mang
cấu trúc chuyển tiếp từ đới phân dị phía Tây kéo sang phía Đơng và từ đới nâng Cơn


9

_____________________________________________________________________
Sơn kéo xuống phía Nam. Đới bị chia cắt bởi các hệ thống đứt gãy phương bắc-nam,
đơng bắc-tây nam và ñông-tây. Đới phân dị chuyển tiếp ñược chia thành 2 ñơn vị cấu
trúc bao gồm phụ ñới phân dị phía Bắc (B1) và phụ đới cận Natuna (B2).
Đới sụt phía Đơng (A): Gồm diện tích rộng lớn ở trung tâm và phần Đơng bể
Nam Cơn Sơn với đặc tính kiến tạo sụt lún, ñứt gãy hoạt ñộng nhiều pha chiếm ưu thế.
Đới sụt phía Đơng được phân chia nhỏ thành các ñơn vị cấu trúc sau: Phụ ñới trũng
Bắc (A1), phụ ñới nâng Mãng Cầu (A2), phụ ñới trũng Trung Tâm (A3), phụ ñới nâng
Dừa (A4) và phụ ñới trũng nam (A5). [4]


10
_____________________________________________________________________

Hình 1.2. Bản đồ các yếu tố cấu trúc bể Nam Côn Sơn [4]


11
_____________________________________________________________________
1.1.2.2.

Lịch sử kiến tạo

Bồn trũng Nam Côn Sơn là bồn trũng tách giãn, phát triển vào thời kỳ Đệ Tam
cùng với sự hình thành biển Đơng, bao gồm hai pha hoạt động tách giãn chính với cơ
chế căng giãn khác nhau: pha căng giãn thứ nhất có trục tách giãn theo phương Bắc –
Nam, là kết quả của sự hút chìm mảng biển Đơng cổ xuống dưới mảng Borneo; pha
căng giãn thứ hai thể hiện rõ hơn sự trượt bằng của mảng phương Đông Bắc – Tây
Nam của biển Đông xảy ra chủ yếu vào Miocene giữa. Sau Miocene giữa, sụt lún nhiệt
diễn ra ñến hiện nay.

Pha ñầu tiên của q trình tách giãn xảy ra từ Eoxen muộn đến Oligoxen sớm
và kết thúc vào Oligoxen muộn. Ở giai ñoạn đầu, trầm tích vụn thơ các tướng sơng
ngịi, đồng bằng châu thổ lấp ñầy các ñịa hào và bán ñịa hào được mở ra trong giai
đoạn này. Q trình tách giãn tiếp tục, bồn trũng lún chìm và được mở rộng dần về
phía Tây với các tướng trầm tích thay đổi từ tướng sơng ngịi, phần trên đồng bằng
châu thổ ở phía Tây đến phần dưới đồng bằng châu thổ ở phía Đơng của bồn trũng.
Vào thời kỳ cuối của pha tách giãn thứ nhất, khu vực mỏ Gấu Trắng thuộc phạm vi mở
rộng của bồn trũng về phía Tây.
Pha tách giãn thứ hai xảy ra từ Miocene sớm, mạnh mẽ trong Miocene giữa và
kết thúc cuối Miocene giữa. Pha tách giãn này tiếp tục hoạt ñộng tạo nên các trũng
Trung tâm khá sâu với cấu trúc vẫn theo hướng Đơng Bắc – Tây Nam, đồng thời tiếp
tục mở rộng bồn về phía Tây; cịn mơi trường trầm đọng thay ñổi từ môi trường cửa
sông cho ñến thềm trong. Kết thúc pha này là sự nâng lên và bóc mịn có tính khu vực.
Tiếp theo là sự lún chìm nhiệt xảy ra từ Miocene muộn đến Plioxen, tích tụ những lớp
sét biển sâu, dày, tạo nên tầng chắn khu vực khá tốt. Vào thời kỳ Plioxen - Pleistoxen
ñến hiện tại thềm lục địa Việt Nam được mở rộng về phía Tây, nối liền bồn trũng Cửu
Long và cả ñồng bằng sông Cửu Long. Mỏ Gấu Trắng chỉ chịu ảnh hưởng của pha
tách giãn muộn (pha tách giãn thứ hai) và q trình lún chìm nhiệt, đây là yếu tố vơ
cùng quan trọng trong việc hình thành bẫy và tích tụ dầu khí của mỏ. [6]


12
_____________________________________________________________________
1.1.2.3.

Đặc ñiểm các thành tạo ñịa chất

Thành tạo trước Kainozoi: Đây là tầng đá móng magma. Đá móng bể Nam
Cơn Sơn khơng đồng nhất, bao gồm: granit, granodiorit, diorit và ñá biến chất, tuổi có
thể là Jura muộn – Creta.

Các thành tạo Kainozoi:
Thống Oligocene, hệ tầng Cau: trầm tích bao gồm chủ yếu các lớp cát kết có
màu xám xen các lớp sét bột kết màu nâu. Các tập cát kết hệ tầng Cau có khả năng
chứa trung bình, tuy nhiên chất lượng ñá chứa biến ñổi mạnh theo chiều sâu và theo
khu vực tùy thuộc mơi trường trầm tích và mức độ biến đổi thứ sinh. Trầm tích được
lắng ñọng trong môi trường tam giác châu, vũng vịnh ñến biển ven bờ.
Thống Miocene dưới, hệ tầng Dừa: bao gồm chủ yếu các lớp cát kết, bột kết,
các lớp sét chứa vôi giàu vật chất hữu cơ hoặc các lớp than mỏng, đơi khi có những lớp
đá vơi mỏng. Trầm tích được thành tạo trong mơi trường từ tam giác châu đến biển
nơng và biển nơng ven bờ.
Thống Miocene giữa, hệ tầng Thông – Mãng Cầu: phần dưới chủ yếu là cát kết
thạch anh hạt mịn ñến trung, xi-măng carbonate, chứa glauconit, hóa thạch sinh vật
xen kẹp sét kết, sét vơi. Phần trên là các lớp đá vơi (đơi khi bị dolomite hóa) xen kẽ
sét, bột, cát kết hạt mịn, xi-măng carbonate. Trầm tích phía Tây thành tạo trong mơi
trường châu thổ đến rìa trước châu thổ, phía Đơng mơi trường thành tạo chủ yếu là
biển nơng trong thềm đến giữa thềm.
Thống Miocene trên, hệ tầng Nam Cơn Sơn: phía Bắc và Tây-Tây Nam trầm
tích chủ yếu là lục nguyên, bao gồm sét kết, sét vôi xen kẽ cát, bột kết; vùng Trung
Tâm gồm trầm tích lục nguyên và carbonate xen kẽ; phía Đơng, Đơng-Nam thì đá
carbonate chiếm ưu thế. Hệ tầng Nam Cơn Sơn được hình thành trong mơi trường biển
nông.


13
_____________________________________________________________________
Thống Pliocene – Đệ Tứ, hệ tầng Biển Đông: trầm tích gồm cát kết, bột kết xen
lẫn sét kết nhiều vơi chứa nhiều glauconit và rất nhiều hóa thạch trùng lỗ, gắn kết hoặc
bở rời. Hệ tầng được hình thành trong mơi trường biển nơng ven bờ, biển nơng đến
biển sâu.

Hình 1.3. Cột địa tầng tổng hợp bể Nam Cơn Sơn


14
_____________________________________________________________________
1.1.3. Đặc điểm hệ thống dầu khí
1.1.3.1.

Đá sinh

Trầm tích tuổi Miocene sớm và Oligocene có khả năng sinh dầu khí, thuộc loại
đá mẹ trung bình đến tốt. Đặc biệt thành tạo sét than tuổi Oligocene thuộc loại ñá mẹ
giàu vật chất hữu cơ. Với dạng kerogen loại III là chủ yếu, lại lắn đọng trong mơi
trường lục địa, đá mẹ ở bể trầm tích Nam Cơn Sơn có khả năng sinh khí – condensate
rất cao, mặc dù mơi trường phân hủy vật chất hữu cơ là thuận lợi: khử yếu và khử. [4]
1.1.3.2.

Đá chứa

Đá chứa dầu khí trong bể Nam Cơn Sơn bao gồm móng phong hóa nứt nẻ trước
Đệ Tam, cát kết Oligocene, Miocene, Pliocene dưới và ñá carbonate Miocene giữa –
Miocene trên.
a. Đá chứa móng nứt nẻ phong hóa trước Kainozoi
Theo các tài liệu hiện có, đá nứt nẻ phong hóa của móng trước Kainozoi mới
được phát hiện ở các giếng khoan ở mỏ Đại Hùng bao gồm granit, granodiorit, ryolit,
chúng ñặc trưng bở ñộ nứt nẻ thay ñổi khá lớn tuy còn thiếu số liệu ñể xác ñịnh. Đới
phong hóa nứt nẻ của móng phát triển dọc theo các đứt gãy có thể được dự đốn theo
tài liệu ñịa chấn 3D.
b. Đá chứa cát kết tuổi Oligocene
Đá chứa cát kết tuổi Oligocene ñã ñược phát hiện ở tại giếng khoan lô 12, lô 05

chứa sản phẩm dầu nhẹ, condensat và khí.
Các hạt vụn tiếp xúc với nhau chủ yếu theo kiểu tiếp xúc thứ sinh (>60%). Đá
rắn chắc, đặc xít, hệ số chặt xít cao, dao động từ 0,75÷0,85, độ rỗng phổ biến từ
12÷16%, độ thấm từ 0,1÷1,0mD (đới nâng lơ 12) và dự kiến có thế thấp hơn nhiều ở
phần trung tâm và Đông – Đông Bắc (lô 04 và 05). Tại các giếng khoan 12A-1X, Dừa


15
_____________________________________________________________________
-1X và Dừa 2X phát hiện các vỉa chứa có bề dày biến đổi từ 2÷80m, thường gặp từ
15÷25m. Tỷ số cát trên tồn bộ lát cắt dao động từ 25÷35%.
c. Đá chứa Miocene và Miocene muộn – Pliocene
Trầm tích Miocene dưới của bể Nam Cơn Sơn được thành tạo chủ yếu trong
ñiều kiện delta và biển ven bờ (phần Tây, Tây Nam), biển nông, thềm nông (phần lô
12, 05, 04) và thềm sâu (outer-sublitoral) phần Trung tâm và Đông, Đơng Bắc.
Trầm tích Miocene giữa được thành tạo chủ yếu trong điều kiện thềm nơng,
riêng phía Tây, Tây Nam gặp trầm tích sườn delta. Nét nổi bật là trầm tích Miocene
giữa có bề dày từ 300÷500m phổ biến trong tồn vùng.
Trầm tích Miocene trên được thành tạo chủ yếu trong điều kiện biển nơng trong
– ngồi, trừ phần Tây, Tây Nam vẫn cịn tiếp tục phát triển trầm tích ven bờ, sườn
delta, bề dày dao ñộng từ vài chục mét ở khu vực giếng khoan 04A-1X ñến trên dưới
300m ở giếng khoan Dừa-1X và trên 500m ở phần Trung tâm bể. [4]
d. Đá chứa carbonate
Đá chứa carbonate ở bể Nam Cơn Sơn được phân bố chủ yếu ở phía đơng bể
trong các trầm tích Miocene giữa (hệ tầng Thơng – Mãng Cầu) và Miocene trên (hệ
tầng Nam Côn Sơn). Đá chứa carbonate Miocene giữa phát triển khá rộng rãi trong
phạm vi các lơ 04, 05, 06, … phía Đơng của bể. Tại các giếng khoan Dừa, Lan Tây,
Lan Đỏ, Đại Hùng, 04B-1X gặp đá vơi sinh vật đồng nhất, độ rỗng khoảng 20-30%.
Kiểu ñộ rỗng chủ yếu là ñộ rỗng giữa các hạt do q trình dolomit hóa và độ rỗng hang
hốc do hịa tan, rửa lũa các khống vật carbonate. [4]

1.1.3.3.

Đá chắn

Ở bể Nam Côn Sơn tồn tại các tầng đá chắn địa phương và tầng đá chắn có tính
khu vực.


16
_____________________________________________________________________
Đá chắn địa phương là các tập trầm tích hạt mịn bao gồm sét, bột, sét than và
sét vôi của trầm tích Oligocene và Miocene nằm xen kẽ với các tập hạt thơ. Chiều dày
của các tập đá chắn địa phương thay ñổi từ vài mét ñến vài chục mét, chủ yếu phân bố
trong các ñịa hào và bán ñịa hào, đặc biệt ở trũng phía Đơng của bể, chúng ñược thành
tạo trong môi trường ñầm lầy, vũng vịnh và biển nơng. Thành phần thạch học của sét
có hàm lượng kaolinit từ 60÷70% và illit từ 30 ÷ 40%, phản ánh chất lượng chắn từ
trung bình đến tốt.
Đá chắn có tính khu vực là trầm tích hạt mịn tuổi Pliocene sớm có bề dày từ vài
chục đến vài trăm mét, ñược thành tạo trong môi trường biển, phân bố rộng khắp trong
phạm vi của bể.
Ngồi các tầng đá chắn đã nêu ở trên, cịn có màn chắn kiến tạo. Vai trị của các
mặt trượt đứt gãy trong khả năng chắn cũng đã có một vị trí quan trọng đối với các mỏ
(Đại Hùng, Rồng Đôi - Rồng Đôi Tây). [4]

1.2.

Tổng quan đặc điểm địa chất mỏ Gấu Trắng

1.2.1. Vị trí ñịa lý

Mỏ Gấu Trắng nằm trong lô XXX ở thềm lục địa Nam Việt Nam, cách Vũng
tàu về phía Đơng Nam 262 km. Vùng mỏ có chiều sâu đáy biển thay đổi từ 110-120m.
Địa hình đáy biển ở phần lớn diện tích của mỏ tương đối bằng phẳng và khơng
có các vật chướng ngại, tạo ñiều kiện thuận tiện ñể xây dựng các cơng trình khai thác
dầu khí.


17
_____________________________________________________________________
106

108

110
10
0

Ho Chi Minh

01

60
m

20

20
0

50

0

15-1 Petronas
50
Carigali
Sư Tử Đen

Vung Tau
Cuulong JOC
15-2
09-2

10

Ruby Field

Sư Tử Vng
Sư Tử Trắng

Lam Sơn JOC

0

Phương

JVPC

10

Mỏ Rang Đông

16-1
Hoang Long JOC
Hoan Vu Joint
Mỏ Bach Hổ Operating Co.
16-2 CONOCO
09-3
09Vietsovpetro
Mỏ Rồng
2

BỂ CỬU LONG
1
1

20
00
m

0

VIETNAM

04-2

04-1

VRJ

Mỏ Gấu 1Trắng

2

04-3

Con Son
Đảo
CơnIsl.
Sơn

05-1A

1

11-1

Conoco

05-1B

13

1000

Lơ 05.1a

05-

05-3

2

Pedco

8

11-2

BP

2
Rong Doi
12 (W)
12 (E)

2

06-

88°
134-1

Conoco
06

BP

OPECO

Lan Ty

2

Vamex

07

Vamex

08

100 km

1

2

BỂ NAM CÔN SƠN
106

05-2
BP

108

110

Hình 1.4. Sơ đồ vị trí địa lý khu vực mỏ Gấu Trắng
1.2.2. Địa tầng và trầm tích
Mỏ Gấu Trắng là một cấu tạo nằm trong cụm mỏ Gấu, ở rìa Tây Bắc bồn trũng
Nam Cơn Sơn, thuộc rìa Tây Nam của ñới nâng Mãng Cầu.
Hiện tại mỏ Gấu Trắng ñã ñược khoan vào tầng trầm tích Miocene dưới với 2

giếng thăm dò thẩm lượng GT-1X (1988), GT-2X (1994) và 2 giếng khai thác GT-1P,
GT-2P (2009). Cột ñịa tầng tổng hợp mỏ Gấu Trắng được thể hiện như hình dưới.