Nghiên cứu công nghệ cắt xiên giếng dh 6p

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT

TRƯƠNG VĂN TỪ

NGHIÊN CỨU CÔNG NGHỆ CẮT XIÊN GIẾNG
DH - 6P/7P MỎ ĐẠI HÙNG

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

HÀ NỘI – 2012


BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT

TRƯƠNG VĂN TỪ

NGHIÊN CỨU CÔNG NGHỆ CẮT XIÊN GIẾNG
DH - 6P/7P MỎ ĐẠI HÙNG
Chuyên ngành: Kỹ thuật khoan, khai thác và cơng nghệ dầu khí
Mã số: 60.53.50

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC:
TS Phạm Quang Hiệu

HÀ NỘI – 2012

1

LỜI CAM ĐOAN
Tôi xin cam đoan: Bản luận văn Thạc sĩ kỹ thuật này là cơng trình
nghiên cứu thực sự của cá nhân, được thực hiện trên cơ sở nghiên cứu lý
thuyết, nghiên cứu tình hình thực tế và dưới sự hướng dẫn của GVC. TS
Phạm Quang Hiệu.
Các số liệu, mơ hình và các kết quả trong luận văn là trung thực, tên đề
tài và nội dung luân văn không trùng lặp với bất cứ luận văn nào trước đó.

Học viên

Trương Văn Từ


2

MỤC LỤC
LỜI CAM ĐOAN ......................................................................................... 1
MỤC LỤC ..................................................................................................... 2
DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ ......................................................... 4
DANH MỤC CÁC BẢNG ............................................................................ 4
MỞ ĐẦU ....................................................................................................... 8
CHƯƠNG 1: GIỚI THIỆU VỀ MỎ ĐẠI HÙNG ......................................... 11
1. 1. Giới thiệu sơ lược về mỏ Đại Hùng ...................................................... 12
1.1.1. Vị trí địa lí ................................................................................... 12
1.1.2. Đặc điểm địa chất và thành phần thạch học.................................. 13
1.1.3. Trầm tích ..................................................................................... 14
1.1.4. Các tầng chứa và đối tượng khai thác.......................................... 15

1.2.Tính chất vỉa chứa và lưu thể khối D – mỏ Đại Hùng ............................. 17
CHƯƠNG 2: TỔNG QUAN VỀ GIẾNG ĐA THÂN,.................................. 20
CÁC PHƯƠNG PHÁP THI CÔNG CẮT XIÊN .......................................... 20
2.1. Tổng quan về giếng đa thân ................................................................... 20
2.1.1. Giới thiệu chung .......................................................................... 20
2.1.2. Các dạng hình học của giếng đa thân ứng dụng vào vỉa ............... 24
2.2. Các phương pháp thi công cắt xiên ........................................................ 28
2.2.1. Sử dụng chng có vịi phun thủy lực .......................................... 28
2.2.2. Động cơ trục vít ........................................................................... 30
2.2.3. Máng xiên .................................................................................... 31
2.2.3. Khoan bằng RSS (Rotary Steerable System) ................................ 37
CHƯƠNG 3: CÔNG NGHỆ KHOAN - HOÀN THIỆN GIẾNG ĐA THÂN40
3.1. Lịch sử phát triển ................................................................................... 40
3.2. Phân loại và phạm vi áp dụng ................................................................ 41
3.3. Ưu nhược điểm của công nghệ khoan - hoàn thiện giếng đa thân .......... 46


3

3.3.1.Ưu điểm ........................................................................................ 46
3.3.2. Nhược điểm ................................................................................ 47
CHƯƠNG 4: NGHIÊN CỨU CÔNG NGHỆ CẮT XIÊN GIẾNG DH – 6P/7P
MỎ ĐẠI HÙNG........................................................................................... 48
4.1. Đặt vấn đề ............................................................................................. 48
4.2. Công nghệ cắt xiên giếng DH – 6P/7P mỏ Đại Hùng ............................ 51
4.2.1. Mặt cắt địa chất thân giếng DH – 6P/7P....................................... 51
4.2.2. Sơ đồ cấu trúc và frofile giếng DH – 6P/7P ................................. 53
4.2.3. Công nghệ cắt xiên giếng đa thân DH – 6P/7P ............................. 59
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ ...................................................................... 86
TÀI LIỆU THAM KHẢO ............................................................................ 88

4

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ
Hình 1.1: Sơ đồ vị trí mỏ Đại Hùng.............................................................. 12
Hình 1.2: Cột địa tầng tổng hợp mỏ Đại Hùng. ............................................ 13
Hình 1.3: Sơ đồ cấu trúc mặt móng mỏ Đại Hùng. ....................................... 18
Hình 1.4: Mơ hình vỉa – block D, mỏ Đại Hùng. .......................................... 19
Hình 2.1: Mơ hình giếng khoan đa thân........................................................ 20
Hình 2.2: Các dạng profile giếng đa thân. .................................................... 21
Hình 2.3: Ứng dụng của giếng đa thân trong những vỉa dầu nặng. ............... 25
Hình 2.4: Ứng dụng của giếng đa thân trong những ..................................... 26
thành hệ nứt nẻ tự nhiên hoặc có độ thấm kém. ............................................ 26
Hình 2.5: Ứng dụng của giếng đa thân trong những ..................................... 27
thành hệ phân lớp hoặc những vỉa phân tầng. ............................................... 27
Hình 2.6: Ứng dụng của giếng đa thân trong những ..................................... 28
vỉa dầu bị cô lập, chia thành những ngăn riêng biệt. ..................................... 28
Hình 2.7: Khoan cắt xiên với chng có vịi phun thủy lực. ......................... 30
Hình 2.8 :Động cơ và một đoạn phần cơng tác của động cơ khoan trục vít. .. 30
Hình 2.9: Cấu tạo của máng xiên lấy lên được loại hở.................................. 32
Hình 2.10: Máng xiên dùng cho giếng khoan đã chống ống. ........................ 33
Hình 2.11: Khoan cắt xiên qua ống chống dùng máng xiên. ......................... 34
Hình 2.12: Khoan cắt xiên sử dụng máng xiên có thiết bị neo. ..................... 35
Hình 2.13: Thiết bị neo của máng xiên. ........................................................ 36
Hình 2.14: Máng xiên với packer. ................................................................ 37
Hình 2.15: Hệ thống “Push the bit”. ............................................................. 39
Hình 2.16: Hệ thống “Point the bit”.............................................................. 39
Hình 3.1 : Giếng khoan và hoàn thiện đa thân đầu tiên trên thế giới tại
Russian năm 1953. ....................................................................................... 40

Hình 3.2: Các cấp hoàn thiện của giếng đa thân. .......................................... 41


5

Hình 3.3: Giếng hồn thiện cấp độ 1. ........................................................... 42
Hình 3.4: Giếng hồn thiện cấp độ 2. ........................................................... 42
Hình 3.5: Giếng hồn thiện cấp độ 3. ........................................................... 43
Hình 3.6: Giếng hồn thiện cấp độ 4. ........................................................... 44
Hình 3.7: Giếng hồn thiện cấp độ 5. ........................................................... 45
Hình 3.8: Giếng hồn thiện cấp độ 6. ........................................................... 45
Hình 4.1: Mơ hình hồn thiện nhánh chính (main bore). .............................. 49
Hình 4.2: Mơ hình hồn thiện nhánh phụ (lateral bore). ............................... 50
Hình 4.3: Đồ thị nhiệt độ tĩnh giếng DH - 6P/7P. ......................................... 52
Hình 4.4: Mặt cắt địa chất giếng DH - 6P/7P................................................ 53
Hình 4.5: Cấu trúc giếng DH - 6P/7P. .......................................................... 55
Hình 4.6: Hình chiếu bằng thân giếng chính 6P........................................... 56
Hình 4.7: Hình chiếu đứng thân giếng chính 6P. ......................................... 57
Hình 4.8: Hình chiếu bằng thân giếng phụ 7P. ............................................. 58
Hình 4.9: Hình chiếu đứng thân giếng phụ 7P. ............................................. 59
Hình 4.10: Nguyên tắc lệch hướng của choòng khoan trong hệ thống RSS của
Baker Hughes. .............................................................................................. 63
Hình 4.11: Sơ đồ hệ thống RSS (ATK –E) của Baker Hughes...................... 64
Hình 4.12: Cần nặng khơng nhiễm từ chứa thiết bị đo trong khi khoan. ....... 65
Hình 4.13 Giàn khoan tự nâng và bán chìm. ................................................. 72
Hình 4.14: Khoan và hồn thiện nhánh chính. .............................................. 77
Hình 4.15: Thả hệ thống thiết bị lịng giếng nhánh chính và đặt đĩa ngăn ..... 78
cách tạm thời. ............................................................................................... 78
Hình 4.16: Thả cụm thiết bị Retrievable Whipstock và khoan phá tạo cửa sổ
cho nhánh phụ. ............................................................................................. 79

Hình 4.17: Tiến hành khoan (8 ½”) tới chiều sâu thiết kế. ............................ 80
Hình 4.18: Thu hồi cụm thiết bị Whipstock .................................................. 81


6

Hình 4.19: Chống ống 7” cùng với hệ thống đầu treo (Hook Hanger) và trám
xi măng toàn bộ nhánh phụ........................................................................... 82
Hình 4.20: Lắp phễu cơ lập và đục lỗ tại 3 vỉa khai thác nhánh phụ. ............ 83
Hình 4.21: Thả thiết bị lịng giếng nhánh phụ, thu hồi phễu cơ lập. .............. 84
Hình 4.22: Tiến hành thả cụm thiết bị khai thác đôi (Dual Control Module) 85
xuống giếng.................................................................................................. 85


7

DANH MỤC CÁC BẢNG
Bảng 2.1: Kích thước thiết bị neo dạng ống theo đường kính lỗ khoan......... 36
Bảng 4.1: Đặc tính kỹ thuật của hệ roto điều khiển kiểu mới PowerDrive V
.................................................................................................................... .61
Bảng 4.2: Thông số kỹ thuật (AutoTrak - E) của Baker Hughes ................... 65
Bảng 4.3: Thông số và thành phần bộ Milling BHA ..................................... 67
Bảng 4.4: Thông số và thành phần bộ 8 1/2’’ BHA No1 .............................. 68
Bảng 4.5: Thông số và thành phần bộ 8 1/2’’ BHA No2 .............................. 69
Bảng 4.6: Thông số và thành phần bộ 8 1/2’’ BHA No3 .............................. 70


8

MỞ ĐẦU

1. Tính cấp thiết của đề tài
Cơng nghệ khoan và hoàn thiện giếng đa thân (Multilateral well – ML)
đã và đang được áp dụng có hiệu quả trong hoạt động khoan khai thác dầu khí
trên thế giới, đặc biệt là tại Mỹ, Canada, Mexico và các nước khác ở châu Âu.
Đối với việc phát triển các mỏ nhỏ, bề dày tầng chứa mỏng cũng như các mỏ
đã suy giảm áp suất sau một thời gian khai thác thì việc ứng dụng cơng nghệ
khoan và hồn thiện giếng đa thân đã cho phép nâng cao hiệu quả khai thác,
giảm bớt số lượng thiết bị đầu giếng, đường ống và các thiết bị liên quan
khác.
Ở nước ta, công nghệ khoan và hoàn thiện giếng đa thân bắt đầu được
nghiên cứu từ những năm 2000, nhất là đối với các mỏ nhỏ và những mỏ đã
suy giảm về năng lượng vỉa. Để gia tăng trữ lượng, sản lượng khai thác việc
ứng dụng giếng đa thân là một trong những giải pháp triển vọng nhất.
Đối với mỏ đã suy giảm áp suất như mỏ Đại Hùng, chi phí đầu tư cho
khoan và khai thác từ 01 giếng khá cao (gần 35 triệu USD/giếng) thì việc
nghiên cứu ứng dụng cơng nghệ khoan và hồn thiện giếng đa thân là một
trong những lựa chọn tối ưu. Việc ứng dụng thành cơng cơng nghệ khoan và
hồn thiện giếng đa thân để phát triển khối Nam mỏ Đại Hùng sẽ giảm số
lượng giếng khoan, tiết kiệm cho dự án hàng chục triệu USD chi phí khoan và
hồn thiện giếng, vận hành khai thác cũng như dọn mỏ sau này.
2. Mục đích và nhiệm vụ nghiên cứu
2.1. Mục đích
Nghiên cứu tổng quan về cơng nghệ khoan các giếng đa thân trên thế
giới; nghiên cứu đặc điểm địa chất và khả năng ứng dụng công nghệ khoan
giếng đa thân tại mỏ Đại Hùng.


9

Nghiên cứu thiết kế công nghệ thi công khoan, công nghệ cắt xiên

giếng đa thân DH - 6P/7P, mỏ Đại Hùng.
2.2. Nhiệm vụ nghiên cứu
Hiện nay chi phí cho một giếng khoan tương đối cao, đặc biệt là ở vùng
nước sâu xa bờ như mỏ Đại Hùng, chi phí thuê giàn khoan tăng cao cũng như
sự khan hiếm giàn khoan bán chìm hoặc Jack-up khoan ở độ sâu nước biển
lớn hơn 450 ft vào thời điểm hiện này cùng với sự phức tạp và đầu tư lớn
trong thực hiện khoan và hồn thiện giếng ngầm. Việc thăm dị để tiến tới
phát triển khai thác các mỏ dầu ở độ sâu nước biển lớn hơn kéo theo sự gia
tăng áp dụng khoan - hoàn thiện khai thác bởi các giếng ngầm cũng như
những quy định chặt chẽ về môi trường ngày càng được quan tâm.
Vì vậy, việc nghiên cứu áp dụng công nghệ khoan giếng đa thân cho
mỏ Đại Hùng, ứng dụng cho giếng DH – 6P/7P để tiết kiệm thời gian, chi phí
đầu tư… mà vẫn đảm bảo được kỹ thuật, kinh tế và tiến độ ở điều kiện mỏ
tương đối phức tạp là một hướng đi mới nhiều thách thức nhưng cũng đầy
tiềm năng của luận văn.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
3.1. Đối tượng nghiên cứu
Giếng khai thác ngầm tại khối D, phía Bắc mỏ Đại Hùng.
3.2. Phạm vi nghiên cứu
Nghiên cứu tìm hiểu cơng nghệ khoan, công nghệ cắt xiên giếng đa
thân mỏ Đại Hùng. Áp dụng cho giếng DH – 6P/7P.
4. Nội dung và phương pháp nghiên cứu
4.1. Nội dung
Đề tài của luận văn nêu bật những vấn đề sau:
- Giới thiệu sơ lược về mỏ Đại Hùng: Tổng quan về cấu trúc và đặc điểm
địa chất, cấu tạo mỏ Đại Hùng;


10

- Nghiên cứu tổng quan về công nghệ khoan giếng đa thân cũng như
thuận lợi và khó khăn khi áp dụng công nghệ này;
- Nghiên cứu thiết kế công nghệ cắt xiên giếng DH – 6P/7P. Đồng thời,
thiết kế công nghệ hoàn thiện giếng DH – 6P/7P của mỏ Đại Hùng;
- Kết luận và kiến nghị.
4.2. Phương pháp nghiên cứu
Phương pháp nghiên cứu của luận văn dựa trên những xem xét, tính
tốn về những thuận lợi khó khăn khi áp dụng công nghệ khoan giếng đa thân
cho phát triển mỏ Đại Hùng. Trên cơ sở đó sẽ đánh giá nghiên cứu theo chỉ
tiêu kinh tế, chỉ tiêu kỹ thuật, điều kiện thiết bị công nghệ sử dụng, phương
pháp và thời gian thực hiện…
Để đạt được mục đích và nội dung mà đề tài đặt ra, trong luận văn đã sử
dụng tổng hợp các phương pháp nghiên cứu:
- Phương pháp tổng hợp tài liệu: thu thập tài liệu từ nhiều nguồn khác
nhau, các bài báo, nghiên cứu… về công nghệ khoan và hoàn thiện giếng đa
thân;
- Phương pháp thống kê bằng bảng biểu;
- Phương pháp phân tích, tổng hợp: Tổng hợp số liệu, thơng tin và phân
tích, đánh giá và rút ra kết luận, kiến nghị.
5. Tài liệu cơ sở và ý nghĩa khoa học của luận văn
5.1. Tài liệu cơ sở
Đề tài này được viết dựa vào nguồn tài liệu của dự án phát triển mỏ Đại
Hùng, giai đoạn II và tài liệu của nhà thầu cung cấp dịch vụ, thiết bị khoan và
hoàn thiện giếng trong và ngoài nước (Schlumberger, Baker Huge,
Hallibuton, WeatherFord, Trans-ocean, PVD...) để tiếp cận và phát triển
hướng áp dụng cơng nghệ khoan và hồn thiện giếng đa thân cho mỏ Đại
Hùng, với mục đích tiết kiệm chi phí và thời gian cũng như tránh được rất


11

nhiều các hạng mục cải hoán trên mỏ. Tác giả cũng đã sử dụng tìm tịi, tham
khảo các bài báo, nghiên cứu trên Internet và các nguồn tài liệu của các nhà
thầu trên thế giới đã từng áp dụng công nghệ khoan và hoàn thiện giếng đa
thân.
5.2. Ý nghĩa khoa học của luận văn
Do thời gian nghiên cứu có hạn và tính rộng lớn của phạm vi cơng việc
cũng như kinh nghiệm và nguồn tài liệu rất hạn chế, nên trong luận văn này,
tác giả chỉ đưa ra nội dung chính như đã nêu trên để đề xuất một hướng đi
mới chưa từng được áp dụng ở Việt Nam mà khơng thể q đi sâu vào mảng
khía cạnh kỹ thuật cụ thể vì sẽ cịn rất nhiều vấn đề khi thực hiện. Đây là một
công nghệ mới ở Việt Nam nên luận văn được viết với tinh thần vừa học, vừa
tìm hiểu, bổ sung và khoan và hồn thiện cùng với q trình cơng tác. Ý nghĩa
khoa học và thực tế của luận văn là:
- Đề tài có ý nghĩa khoa học khi nghiên cứu đầy đủ về công nghệ
khoan và hồn thiện giếng đa thân;
- Đề tài có ý nghĩa thực tế khi nghiên cứu được ứng dụng cắt xiên cụ
thể đối với giếng DH – 6P/7P mỏ Đại Hùng.
6. Cấu trúc luận văn
Luận văn gồm phần mở đầu, 04 chương, phần kết luận và kiến nghị,
danh mục các bảng biểu, hình vẽ và tài liệu tham khảo. Tồn bộ nội dung của
luận văn được trình bày trong 88 trang trên giấy A4, phông chữ Times New
Roman, cỡ chữ 14, giãn dòng 1,5 dòng, lề trên 3,5cm, lề trái 3,5cm, lề dưới
3cm và lề phải 2cm theo quy định.


12

CHƯƠNG 1: GIỚI THIỆU VỀ MỎ ĐẠI HÙNG
1. 1. Giới thiệu sơ lược về mỏ Đại Hùng

1.1.1. Vị trí địa lí
Mỏ dầu khí Đại Hùng thuộc lơ 05-1A nằm ở phía Đơng Bắc bồn trũng
Nam Cơn Sơn, cách bờ biển Vũng Tàu khoảng 265 km, có diện tích khoảng
28 km2, độ sâu nước biển khoảng 110m. Vị trí địa lý nằm trong khoảng 80
28’ 42.63” vĩ Bắc và 1080 39’ 59.41’’ kinh Đông, là nơi đã phát hiện nhiều
mỏ dầu, khí và dầu khí hỗn hợp. Sơ đồ vị trí mỏ Đại Hùng được thể hiện
trong (hình 1.1).

Hình 1.1: Sơ đồ vị trí mỏ Đại Hùng.
Cấu tạo Đại Hùng lần đầu tiên được Công ty Mobil (Mỹ) phát hiện năm
1974. Năm 1993 Cơng ty Dầu khí Úc BHPP trúng thầu và trở thành nhà điều


13

hành khai thác mỏ. Năm 1996 BHPP đã rút khỏi đề án, quyền điều hành đề án
Đại Hùng thuộc về công ty PETRONAS CARIGALI VIETNAM (PC(V)) từ
tháng 7 năm 1997. Năm 1999, sau khi PC(V) rút khỏi đề án Đại Hùng, quyền
điều hành các hoạt động của mỏ Đại Hùng và tồn bộ lơ 05-1A được giao cho
Liên doanh Dầu khí Việt-Nga với thời hạn 04 năm. Tháng 6/2003, Tập đồn
Dầu khí Việt Nam đã ký Quyết định giao quyền điều hành đề án Đại Hùng
cho Tổng công ty Thăm dị và Khai thác Dầu khí (PVEP).
1.1.2. Đặc điểm địa chất và thành phần thạch học

Hình 1.2: Cột địa tầng tổng hợp mỏ Đại Hùng.
Mỏ Đại Hùng nằm trong bồn trũng Nam Cơn Sơn với diện tích mỏ
khoảng 28km2, địa tầng được chia làm 2 đối tượng chính là móng Magma


14

trước Đệ Tam và các phân vị địa tầng trầm tích có tuổi từ Đệ Tam đến Đệ Tứ.
Cột địa tầng tổng hợp mỏ Đại Hùng được thể hiện trên hình1. 2.
Trầm tích Đệ Tam được phân chia nhỏ hơn: Hệ Neogen – Thống
Miocene gồm các phân vị địa tầng: Miocene dưới, Miocene giữa, Miocene
trên và hệ Neogen – Đệ Tứ gồm các phân vị địa tầng: Pliocence, Đệ Tứ. Tổng
chiều dày của các tầng trầm tích Đệ Tam thay đổi trong khoảng từ 2.0002.500m.
Các tầng trầm tích Miocene dưới là trầm tích lục nguyên bao gồm các
tập cát sét xen kẽ và xen kẹp các lớp than, các tầng trầm tích được phân bố
rộng rãi trên tồn mỏ Đại Hùng. Tầng trầm tích Miocene dưới được phân chia
nhỏ hơn thành 3 tập có đặc điểm khác nhau: Tập trầm tích lục ngun lót đáy;
tập trầm tích lục ngun chứa than; tập trầm tích lục nguyên hạt mịn.
Tập trầm tích lục nguyên Miocene dưới bao gồm trầm tích xen kẽ giữa
các lớp cát kết, sét kết và các lớp than, hầu hết các tập cát chứa sản phẩm
khơng có sự lưu thông về thủy động lực theo phương thẳng đứng.
Tầng trầm tích Miocene giữa được phân bố rộng rãi trên toàn bộ mỏ
Đại Hùng và gặp ở hầu hết các giếng đã khoan. Thành phần trầm tích bao
gồm cát kết hạt trung phía dưới và các lớp đá vơi ám tiêu, đá vơi silic nằm
phía trên. Chiều dày của tầng này thay đổi rất phức tạp từ 150-1159m.
Tầng trầm tích Miocene trên được phân bố khá rộng rãi trên toàn bộ
mỏ, gồm các tập trầm tích lục nguyên cát kết, sét mỏng và một số tập đá vơi.
Nhìn chung tầng trầm tích này có bề dày nhỏ hơn 2 tầng Miocene dưới và
giữa, khơng chứa các vỉa dầu khí cơng nghiệp.
Tầng trầm tích Pliocence và Đệ Tứ gồm chủ yếu các lớp sét, bột bở rời,
với tổng chiều dày 700 – 1700m khơng có các vỉa chứa dầu khí.
1.1.3. Trầm tích


15

Điểm khác biệt của mặt cắt mỏ Đại Hùng với các khu vực lân cận tại
bồn trũng Nam Côn Sơn là khơng có trầm tích Oligocene trong các mặt cắt
của tất cả các giếng đã khoan. Theo kết quả minh giải địa chấn thì trầm tích
Oligocene được dự báo là có trong các võng bao quanh cấu tạo Đại Hùng và
đã được xác định bằng khoan tại nhiều cấu tạo thuộc bồn trũng Nam Côn Sơn
(Thanh Long, Đại Bàng, v.v…) là nơi mặt móng nằm rất sâu so với ở mỏ Đại
Hùng. Chúng gồm các trầm tích sét kết, cát kết lục nguyên chứa các lớp than
mỏng với tổng bề dày lên tới trên 1000m.
Mặt cắt địa chất mỏ Đại Hùng mở ra cho thấy trầm tích chủ yếu là các
đá trầm tích lục nguyên: cát kết, bột kết, sét kết, và đá vôi xen kẹp các lớp
than mỏng. Tổng bề dày đá trầm tích khoảng 2609-3319m.
Đá chứa chủ yếu tại mỏ Đại Hùng là cát kết và đá vôi tuổi Miocene hạ
và Miocene trung, chúng phân bố rộng rãi ở phần phía Nam và trung tâm có
xu hướng mỏng dần và mất hẳn về phía Bắc, Đơng Bắc mỏ.
Tầng sét dày, ổn định theo diện, nguồn gốc biển tuổi Miocene thượngPliocene đóng vai trị tầng chắn khu vực.
Tầng chắn cục bộ của các vỉa là các tập sét không đồng nhất thuộc
Miocene hạ và Miocene trung được hình thành chủ yếu trong môi trường lục
địa. Đa số các nhà nghiên cứu đều cho rằng các tập trầm tích sét giàu vật chất
hữu cơ tuổi Miocene hạ và Oligocene ở lân cận là các đá sinh dầu khí tại mỏ
Đại Hùng.
1.1.4. Các tầng chứa và đối tượng khai thác
Tại mỏ Đại Hùng dầu, khí đã được phát hiện trong 3 loại đá chứa chính
là :
- Đá móng granit trước Kainozoi;
- Trầm tích lục ngun Miocene dưới;
- Đá vơi Miocene giữa.


16

1.1.4.1. Đá móng granit trước Kainozoi
Đây là tầng chứa đã được phát hiện tại một vài giếng khoan 4X, 8X, 9X
và 10X. Thành phần thạch học của đá móng mỏ Đại Hùng gồm 02 loại chính
là Granit và granodiorit.
Độ rỗng tổng của tầng chứa chỉ 1–2%, cá biệt có nơi 3–5% do hang hốc
và nứt nẻ mạnh. Bề dày hiệu dụng của tầng chứa đá móng ở các giếng khoan
là rất khác nhau và thay đổi tùy thuộc vào mức độ nứt nẻ của chúng. Tại
những nơi đá móng có hang hốc và nứt nẻ liên thơng với nhau, tính thấm của
tầng chứa rất cao (tới hàng trăm mD). Tuy nhiên, cho đến nay vẫn chưa gặp
tầng sản phẩm nào có giá trị cơng nghiệp trong tầng đá móng nứt nẻ ở mỏ Đại
Hùng.
1.1.4.2. Các tầng trầm tích lục nguyên Miocene dưới
Tầng trầm tích lục nguyên chứa dầu ở mỏ Đại Hùng là các tập cát kết
tuổi Miocene sớm nằm giữa tầng phản xạ địa chấn H76 và H200. Thành phần
thạch học của cát kết chủ yếu gồm: thạch anh từ 50-70%, fenpat từ 3,5-24%,
tỉ lệ mảnh đá thay đổi từ 11-47%. Nhìn chung, đá chứa có độ rỗng từ trung
bình đến tốt, độ thấm trung bình 50 mD. Theo phân loại của R.L. Folk (1974)
thì cát kết thuộc loại cát kết arkose, arkose mảnh đá, được thành tạo trong môi
trường biển nông, đồng bằng ven biển, đồng bằng tam giác châu. Dựa vào đặc
điểm trầm tích, sự phân bố mà tầng chứa này được chia làm 7 tập chứa chính
và đươc đánh số, gọi tên từ tập cát số 0 (H80 - H100) đến tập cát số 6 (H150 H200), theo thứ tự từ trên xuống:
- Tập cát số 0 (H80-H100);
- Tập cát số 1 (H100-H115);
- Tập cát số 2 (H115-H130);
- Tập cát số 3 (H130-H140);
- Tập cát số 4 (H140-H145);


17

- Tập cát số 5 (H145-H150);
- Tập cát số 6 (H150-H200).
1.1.4.3. Tầng đá vôi Miocene giữa
Tầng đá vôi chứa dầu tuổi Miocene trung mỏ Đại Hùng nằm giữa mặt
phản xạ H76 và H30 ở độ sâu từ 1976mTVDss (DH-3P) – 2961mTVDss
(DH-12X), chiều dày của tập từ 37m (DH-3P) đến 40m (DH -10X) phân bố
làm 03 khu vực chính: khu vực 1 nằm ở cánh sụt phía Đơng; đây là khu vực
có diện tích phân bố lớn nhất 21km2 với chiều dày của tập đá vôi từ 12-21m.
Khu vực 2 nằm ở khu vực giữa hai đới yên ngựa và phụ đới phía Nam,
diện tích của khu vực này khoảng 8 km2, chiều dày từ 11-40m. Khu vực 3
nằm tại trung tâm mỏ (khu vực khối L), diện tích là 1,4 km2 chiều dày từ 1836m.
Độ rỗng tầng chứa đá vôi phụ thuộc nhiều vào nguồn gốc, môi trường
thành tạo cũng như q trình phong hóa và biến đổi của chúng. Chính vì thế,
giá trị độ rỗng thay đổi trong khoảng rất rộng, từ 11,9% đến 28,4%. Đá vôi
mỏ Đại Hùng có hai loại chính là ám tiêu san hơ và đá vôi dạng thềm.
Đá vôi chứa dầu tốt chủ yếu là dạng ám tiêu (độ rỗng có thể tới 28%)
cịn đá vôi dạng thềm khả năng chứa rất kém (độ rỗng < 10%).
1.2.Tính chất vỉa chứa và lưu thể khối D – mỏ Đại Hùng
Kết quả thăm dò địa chấn 3D cho thấy tầng phủ trầm tích tại cấu tạo
Đại Hùng có cấu trúc địa chất phức tạp, trong phạm vi chứa sản phẩm đã xác
định được 20 khối kiến tạo và được đánh số thứ tự từ A đến Z, trong đó 8
khối đã được thăm dị (hình 1.3).
Khối D có diện tích phân bố khoảng 5,67 km2, nằm ở phía Tây Bắc
vùng khai thác sớm mỏ Đại Hùng. Diện tích của khối D rộng hơn nhiều so
với các khối khác, nhưng do ở vị trí thấp hơn nhiều và các tầng sản phẩm
phần lớn mỏng, bị vát nhọn, có tính chất thấm kém hơn, nên trong q trình


18

khai thác áp suất vỉa sẽ bị suy giảm nhanh và khả năng phục hồi cũng bị hạn
chế, gây hạn chế khai thác mỏ. Hiện nay khối D mới được khai thác bằng
giếng khoan DH-4X và DH - 6P/7P, chưa có giếng bơm ép nước duy trì năng
lượng vỉa (hình 1.4).
Khối D nằm chủ yếu trong các tập sản phẩm trầm tích lục nguyên.
Theo kết quả phân tích RFT trong tập đá vôi và cát 0 không tồn tại các vỉa
chứa dầu hoặc khí, nước vỉa có gradient áp suất thay đổi khơng lớn trung bình
1,41psi/m.
Áp suất của các vỉa nước gần tương đương áp suất thủy tĩnh, có thể các
vỉa nước này có lưu thơng với nguồn cung cấp nước đáy. Dầu trong các tập
trầm tích lục ngun có gradient áp suất thay đổi từ 0,8 psi/m đến 1,01psi/m.
Các vỉa dầu phân bố rời rạc trong các tập cát cát 1, cát 2 và cát 3. Tại tập cát
2, ranh giới dầu- nước được xác định ở chiều sâu 2659m. Áp suất vỉa trung
bình của giếng tại chiều sâu 2680 m là 4122 psi, cao hơn áp suất thuỷ tĩnh
100-200psi.

Hình 1.3: Sơ đồ cấu trúc mặt móng mỏ Đại Hùng.


19

Hình 1.4: Mơ hình vỉa – block D, mỏ Đại Hùng.


20

CHƯƠNG 2: TỔNG QUAN VỀ GIẾNG ĐA THÂN,
CÁC PHƯƠNG PHÁP THI CÔNG CẮT XIÊN
2.1. Tổng quan về giếng đa thân
2.1.1. Giới thiệu chung

Trong những năm 1950, các kỹ sư người Nga đã thực hiện thành công
giếng khoan đa thân đầu tiên như là một tiến bộ lớn của ngành khoan dầu khí.
Kể từ đó cho đến nay, cơng nghệ khoan và hoàn thiện giếng đa thân
(Multilateral well-ML) đã phát triển nhanh chóng và lan rộng ra các vùng trên
tồn thế giới. Năm 1995, cơng ty dầu khí Phillips đã khoan thành công giếng
khoan 3 thân đầu tiên ở biển Bắc. Năm 1996, Norsk Hydro hồn thành thi
cơng giếng khoan đa thân cấp độ 5 đầu tiên tại mỏ Oseberg, Biển Bắc. Năm
1998, công ty Shell đã khoan thành công giếng khoan đa thân cấp độ 6 ở
California. Công nghệ khoan giếng đa thân liên tục được cải tiến và được dự
đoán sẽ đem lại những thay đổi rất lớn trong hoạt động khai thác dầu khí
trong 5 đến 10 năm tiếp theo.

Các vỉa nông,
suy kiệt hoặc
vỉa dầu nặng

Các thân nhánh nằm
trong mặt phẳng ngang

Thân chính
Các thân nhánh
xếp chồng

Các vỉa
phân lớp

Các vị trí xẻ nhánh
Hai thân nhánh ngang,
ngược hướng nhau

Các vỉa có độ thấm thấp
hoặc nứt nẻ tự nhiên

Hình 2.1: Mơ hình giếng khoan đa thân.
Trong nỗ lực tìm kiếm phương pháp để tối ưu hóa q trình khai thác,
giảm chi phí sản xuất và tăng hệ số thu hồi dầu lên mức cao nhất, các công ty


21

hoạt động trong ngành cơng nghiệp dầu khí đã và đang tập trung vào nghiên
cứu thi cơng khoan, hồn thiện các giếng đa thân. Khoảng hơn 10% trong số
74.000 các giếng mới được khoan hàng năm là giếng đa thân. Cơng nghệ
khoan giếng đa thân có thể áp dụng để thi công một thân giếng mới từ thân
giếng cũ, tái sản xuất các giếng cũ đã qua sử dụng hoặc tăng khả năng khai
thác của những giếng có hiệu quả kém.
Bản chất của công nghệ khoan giếng đa thân là từ thân giếng chính tiến
hành triển khai một số các thân giếng phụ (nhánh), thay thế cho các giếng có
thể khoan cho cùng mục đích trực tiếp từ trên mặt đất. Trong trường hợp này,
thân giếng chính được sử dụng nhiều lần, do đó khối lượng khoan tầng bên
trên khơng chứa sản phẩm giảm đi rất nhiều. Các thân giếng nhánh có thể
thẳng đứng hoặc theo hướng xiên hoặc ngang, với số nhánh hướng về hai
phía, ba phía, bốn phía, …(hình 2.2).

Ba thân ngang trong
một mặt phẳng

Ba thân ngang xếp chồng
trong mặt phẳng đứng

Hai thân ngang
hướng về 2 phía

Hình 2.2: Các dạng profile giếng đa thân.
Ngay từ những năm 1950, nhiều dạng hình học của giếng đa thân đã
được đề xuất, tuy nhiên, những phương pháp khoan và thiết bị khai thác thời
kỳ đó chỉ thích hợp cho một số dạng nhất định. Sự phát triển trong kỹ thuật
xây dựng cấu trúc giếng đa thân trong suốt những năm 1990 đã cho phép
khoan và hoàn thiện giếng đa thân với số lượng thân nhánh nhiều hơn. Ngày


22

nay, nhiều thân giếng chính và nhánh chính có thể khoan thẳng đứng, góc
nghiêng lớn hoặc nằm ngang để nhắm tới những mục tiêu khác nhau dưới
lòng đất.
Những thân nhánh của giếng đa thân được hoàn thiện theo các kiểu:
thân trần hoặc sử dụng đoạn ống ngầm (ống lửng). Ống ngầm này khơng liên
kết cứng với thân giếng chính và có thể được trám xi măng hoặc khơng trám
trong trường hợp thân giếng là đoạn giảm góc nghiêng.
Cũng như quá trình hồn thiện những giếng đơn thân, ống chống lửng
của giếng đa thân có thể được trang bị paker để đảm bảo cách ly các tầng sản
phẩm hoặc phin lọc để kiểm soát cát. Sản phẩm khai thác từ những thân
nhánh riêng lẻ có thể được đưa lên bề mặt thông qua một cột ống nâng hoặc
nhiều nhiều cột ống nâng riêng biệt. Ngày nay, các giếng đa thân có thể được
trang bị những thiết bị hoàn thiện giếng tiên tiến để kiểm sốt và điều khiển
độc lập dịng chảy từ mỗi thân nhánh. Do đó, mức độ rủi ro trong q trình
khoan và hồn thiện giếng thay đổi theo hình dạng giếng, sự phức tạp của mối
liên kết giữa các thân nhánh với thân chính, u cầu hồn thiện giếng và trang
thiết bị lòng giếng.

Giếng đa thân cho phép tăng khả năng khai thác bởi chúng có thể liên
kết với nhiều vỉa hơn so với một giếng đơn. Giếng đa thân có thể được sử
dụng để tiếp cận một vài thành hệ hoặc nhiều hơn một vỉa với một thân giếng
chính. Cơng nghệ khoan giếng đa thân là một giải pháp tiết kiệm để khai thác
những tầng sản phẩm biệt lập và những vỉa mỏng có thể tích hạn chế.
Giếng đa thân thích hợp cho những vỉa có cấu trúc thẳng và nằm ngang,
như những vỉa có các khe nứt tự nhiên, những thành hệ bị chia cắt thành
những lát mỏng và những thành hệ bị phân tầng. Những giếng đa thân có góc
nghiêng lớn hoặc nằm ngang sẽ cắt qua nhiều khe nứt tự nhiên hơn và thường
tăng khả năng khai thác tốt hơn một giếng ngang đơn thân hoặc nứt vỉa thủy