Nâng cao hệ số thu hồi dầu khí bằng giải pháp bơm ép nước khí luân phiên tầng mioxen thềm lục địa việt nam

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

TRỊNH VIỆT THẮNG

NGHIÊN CỨU NÂNG CAO HỆ SỐ THU HỒI
DẦU BẰNG GIẢI PHÁP BƠM ÉP NƯỚC KHÍ
LUÂN PHIÊN TẦNG MIOXEN TẠI THỀM
LỤC ĐỊA VIỆT NAM
Mã số: 06.53.50

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

HÀ NỘI, 8 - 2010


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

TRỊNH VIỆT THẮNG

NGHIÊN CỨU NÂNG CAO HỆ SỐ THU HỒI
DẦU KHÍ BẰNG GIẢI PHÁP BƠM ÉP NƯỚC
KHÍ LUÂN PHIÊN TẦNG MIOXEN THỀM
LỤC ĐỊA VIỆT NAM
LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Chuyên ngành: Kỹ thuật Khoan, Khai thác và Công nghệ Dầu khí
Mã số: 06.53.50

HƯỚNG DẪN KHOA HỌC

PGS.TS. Lê Xuân Lân - ĐH Mỏ Địa chất
TSKH. Phùng Đình Thực - Petrovietnam

HÀ NỘI, 8 - 2010


LỜI CAM ĐOAN

Tơi xin cam đoan đây là cơng trình nghiên cứu của tôi, chưa được ai công bố.
Tôi xin chịu trách nhiệm với kết quả và số liệu của cơng trình nghiên cứu này.

Tác giả

Trịnh Việt Thắng


(i)

MỤC LỤC

Trang phụ bìa

Trang

Lời cam đoan
Mục lục

i

Danh sách các ký hiệu, các đơn vị và các từ viết tắt

iv

Danh sách bảng biểu, hình vẽ và bản đồ

v

MỞ ĐẦU

1

1. Mục đích nghiên cứu

2

2. Ý nghĩa khoa học và thực tế

3

3. Mục đích và nghiệm vụ nghiên cứu

4

4. Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

4

5. Luận điểm khoa học của luận văn

5

6. Quá trình thực hiện và lời cảm ơn

6

CHƯƠNG 1. CÁC PHƯƠNG PHÁP GIA TĂNG THU HỒI DẦU VÀ
NGHIÊN CỨU ÁP DỤNG TẠI VIỆT NAM

7

1.1 Các giai đoạn thu hồi dầu

8

1.1.1 Giai đoạn khai thác sơ cấp

8

1.1.2 Giai đoạn khai thác thứ cấp

9

1.1.3 Giai đoạn khai thác tam cấp (EOR-Gia tăng thu hồi dầu)

9

1.2 Các phương pháp gia tăng thu hồi dầu phổ biến

10

1.2.1 Các phương pháp bơm ép khí

10

1.2.2 Phương pháp bơm ép chất hoạt động bề mặt và Polimer

16

1.2.3 Các phương pháp đốt vỉa và bơm ép tác nhân mang nhiệt

19

1.3 Nghiên cứu lựa chọn phương pháp gia tăng thu hồi dầu đối với trầm tích
lục nguyên tại các mỏ dầu khí, thềm lục địa Việt Nam

21

1.3.1 Đánh giá chung

21

1.3.2 Nghiên cứu lựa chọn phương pháp gia tăng thu hồi dầu áp dụng đối với
các mỏ dầu tại Việt Nam

26

CHƯƠNG 2. CƠ SỞ LÝ THUYẾT CỦA PHƯƠNG PHÁP BƠM ÉP
NƯỚC KHÍ LUÂN PHIÊN

29

2.1 Cơ sở lý thuyết

29


(ii)

2.1.1 Áp suất trộn lẫn tối thiểu (MMP)

29

2.1.2 Cơ chế trộn lẫn giữa khí và dầu

30

2.1.3 Cơ chế đẩy dầu nước và khí theo mơ hình cấu trúc vỉa

37

2.2 Tỷ số độ linh động

43

2.3 Hiện tượng phân tỏa dạng ngón và phân đới tỷ trọng

45

2.3.1 Hiện tượng phân tỏa dạng ngón

45

2.3.2 Hiện tượng phân đới tỷ trọng

45

2.4 Các yếu tố ảnh hưởng tới hiệu quả bơm ép nước khí luân phiên

46

2.4.1 Ảnh hưởng của tốc độ bơm ép

46

2.4.2 Ảnh hưởng của độ lớn nút bơm ép

47

2.4.3 Ảnh hưởng bởi tỷ lệ giữa nước và khí bơm ép

48

2.4.4 Ảnh hưởng của độ dính ướt lên hiệu quả thu hồi dầu

49

2.5 Ảnh hưởng của cấu tạo vỉa lên hiệu qủa thu hồi dầu

49

2.5.1 Ảnh hưởng của thấm đứng (Kv/Kh ) lên hiệu qủa thu hồi dầu

50

2.5.2 Ảnh hưởng của phân lớp lên hiệu qủa thu hồi dầu

51

CHƯƠNG 3. TIỀM NĂNG GIA TĂNG THU HỒI DẦU VÀ KHẢ NĂNG
ÁP DỤNG BƠM ÉP NƯỚC KHÍ LUÂN PHIÊN TẠI VIỆT NAM

53

3.1 Sơ lược tiềm năng dầu khí tại Việt Nam

53

3.1.1 Tiềm năng dầu khí và khả năng gia tăng thu hồi dầu

53

3.1.2 Trữ lượng, tình hình khai thác và tiềm năng thu gom khí

56

3.2 Đặc tính các mỏ dầu chính đang khai thác ở Việt Nam và phương pháp gia
tăng thu hồi dầu thích hợp

58

3.3 Tình hình khai thác và cơng nghệ khai thác

60

3.3.1 Tình hình khai thác dầu tại mỏ Bạch Hổ

60

3.3.2 Thực trạng bơm ép nước tại tầng Miocene dưới mỏ Bạch Hổ và tính cấp
thiết khi áp dụng các phương pháp gia tăng thu hồi khác

62

3.4 Giới thiệu một số dự án bơm ép khí và nước khí luân phiên trên thế giới

70

CHƯƠNG 4. ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ BƠM ÉP NƯỚC KHÍ LN
PHIÊN TRONG PHỊNG THÍ NGHIỆM

75

4.1 Chuẩn bị thí nghiệm

75

4.1.1 Mẫu lõi

75

4.1.2 Mẫu lưu thể vỉa

77

4.2 Thí nghiệm tìm áp suất trộn lẫn tối thiểu

80


(iii)

4.3 Thí nghiệm bơm ép nước khí luân phiên theo các giai đoạn

85

CHƯƠNG 5. TRIỂN VỌNG KINH TẾ KHẢ NĂNG ÁP DỤNG BƠM ÉP
NKLP TRÊN MIOCENE BẠCH HỔ VÀ CÁC MỎ DẦU TẠI VIỆT NAM

92

5.1 Triển vọng kinh tế, khả năng áp dụng bơm ép NKLP tại tầng chứa
Miocene, mỏ Bạch Hổ

92

5.1.1 Hiệu quả của bơm ép NKLP trên Miocene, mỏ Bạch Hổ

92

5.1.2 Nguồn cung cấp khí và khả năng áp dụng trên Miocene mỏ Bạch Hổ

93

5.2 Khả năng ứng dụng bơm ép khí nước luân phiên tại Việt Nam

95

5.2.1 Các tiêu chí áp dụng bơm ép NKLP bởi khí đồng hành trên mỏ

95

5.2.2 Tiềm năng gia tăng thu hồi dầu và khả năng áp dụng tại Việt Nam

95

KẾT KUẬN VÀ KIẾN NGHỊ

100

6.1 Kết luận

100

6.2 Kiến nghị

104

DANH MỤC CƠNG TRÌNH CỦA TÁC GIẢ
TÀI LIỆU THAM KHẢO

viii


(iv)

DANH SÁCH
CÁC KÝ HIỆU, ĐƠN VỊ VÀ CÁC TỪ VIẾT TẮT
NKLP

: Bơm ép nước khí luân phiên (Water Alternate Gas - WAG)

EOR

: Gia tăng thu hồi dầu (Enhaced Oil Recovery - EOR)

TR

: Phương pháp thu hồi tam cấp (Tertiary Recovering –TR)

TTBĐ

: Thể tích ban đầu

APIo

: Đơn vị đo tỷ trọng theo tiêu chuẩn Viện Dầu Khí Mỹ

HC

: Khí hydrocarbon (khí đồng hành, khí gas tự nhiên)

cP

: Đơn vị đo độ nhớt

ft

: bộ - Đơn vị đo chiều dài (1ft=0.3048 m)

o

: Đơn vị đo nhiệt độ ( oF = oC*9/5 +32)

PV

: Tồn bộ thể tích chứa của đá (Pore Volume)

HCPV

: Tồn bộ thể tích chứa dầu của đá (Hydrocarbon Pore Volume)

OOIP

: Thể tích dầu ban đầu (Original Oil in Place)

BTU

: Đơn vị đo nhiệt lượng cháy của khí hydrocarbon

MCF

: 1000 bộ khối (đơn vị đo thể tích khí)

MMP

: Áp suất trộn lẫn tối thiểu (Minimum Miscibility Pressure)

LPG

: Khí gas hố lỏng (Liquid Petroleum Gas)

MCM

: Cơn chế trộn lẫn nhiều lần, Multiple Contact Miscibility

FCM

: Cơ chế trộn lẫn 1 lần, First Contact Miscibility

Bar

: Đơn vị đo áp suất (1 bar = 14.5038 psi)

Atm

: Đơn vị đo áp suất (1 atm = 14.6959 psi)

F

(v)

DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU
Trang

Bảng 1.1: Chỉ dẫn kỹ thuật áp dụng bơm ép khí N2 và khí thải

11

Bảng 1.2: Chỉ dẫn kỹ thuật áp dụng bơm ép khí Hydrocarbon

13

Bảng 1.3: Chỉ dẫn kỹ thuật áp dụng bơm ép khí CO2

15

Bảng 1.4: Chỉ dẫn kỹ thuật áp dụng bơm ép chất hoạt động bề mặt và các chất
kiềm

16

Bảng 1.5: Chỉ dẫn kỹ thuật áp dụng bơm ép polymer

18

Bảng 1.6: Chỉ dẫn kỹ thuật áp dụng đốt nhiệt tại chỗ

20

Bảng 1.7: Chỉ dẫn kỹ thuật áp dụng bơm ép tác nhân mang nhiệt

21

Bảng 1.8: Đánh giá hiệu quả của các phương pháp bơm ép

22

Bảng 3.1: Tổng hợp trữ lượng tại chỗ (2P) các mỏ dầu chính đang khai thác
tại Việt Nam.

55

Bảng 3.2: Trữ lượng khí tại chỗ các mỏ dầu khí tại thềm lục địa Việt Nam

57

Bảng 3.3: Tính chất các tầng chứa tại các mỏ dầu chính tại thềm lục địa phía
nam Việt Nam

58

Bảng 3.4: Thơng số vật lý các mỏ dầu chính đang khai thác của Việt Nam

60

Bảng 3.5: Các dự án đẩy dầu bằng cơ chế trộn lẫn bay hơi

72

Bảng 3.6: Các dự án đẩy dầu bằng cơ chế trộn lẫn ngưng tụ

73

Bảng 3.7: Các dự án bơm ép theo cơ chế trộn lẫn tiếp xúc 1 lần

74

Bảng 3.8: Các dự án bơm ép theo cơ chế trộn lẫn tiếp xúc 1 lần trong giai
đoạn thu hồi tăng cường

75

Bảng 4.1: Báo cáo kết quả đo mẫu lõi trên máy CMS 300

77

Bảng 4.2a: Chất lưu bình đo

78

Bảng 4.2b: Khí bình đo

78

Bảng 4.3: Thành phần khí bình đo và thành phần dầu vỉa

79

Bảng 4.4: Các thông số vật lý dầu tái tạo

80

Bảng 4.5: Thành phần khí thấp áp và khí gas hóa lỏng tại mỏ Bạch Hổ

85

Bảng 4.6: Kết qủa gia tăng thu hồi dầu bằng bơm ép NKLP.

90

Bảng 5.1: Tính tốn lượng khí dùng cho bơm ép NKLP cho tầng chứa Miocene
Bạch Hổ

94


(vi)

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, BẢN ĐỒ VÀ ĐỒ THỊ
Trang

Hình 1.1: Tổng quan về thu hồi dầu qua các giai đoạn khai thác

8

Hình 1.2: Các biện pháp cơ bản gia tăng thu hồi dầu (EOR)

10

Hình 1.3a: Lựa chọn phương pháp EOR theo tỷ trọng dầu vỉa

24

Hình 1.3b: Lựa chọn phương pháp EOR theo độ nhớt dầu vỉa

25

Hình 1.3c: Lựa chọn phương pháp EOR bằng độ thấm

25

Hình 1.3d: Lựa chọn phương pháp EOR theo độ sâu vỉa

26

Hình 2.1: Quan hệ giữa hệ số thu hồi dầu và áp suất bơm ép

29

Hình 2.2: Cơ chế trộn lẫn giữa khí và dầu

30

Hình 2.3: Trộn lẫn tiếp xúc một lần và pha loãng của nút LPG

31

Hình 2.4: Cơ chế trộn lẫn nhiều lần với dạng ngưng tụ

34

Hình 2.5: Cơ chế bay hơi đạt được trong bơm ép

36

Hình 2.6: Hình minh hoạ cơ chế đẩy dầu nước khí ln phiên trên mơ hình
kênh dẫn đơi

38

Hình 2.7: Mơ hình hai độ rỗng mơ phỏng đá chứa nứt nẻ tự nhiên

40

Hình 2.8: Cấu tạo đá móng nứt nẻ mỏ Bạch Hổ

40

Hình 2.9: Hình minh hoạ quá trình đẩy dầu nước khí ln phiên trên mơ hình
cấu trúc 2 độ rỗng.

42

Hình 2.10: Hiện tượng phân tỏa dạng ngón với các tỷ số linh động khác nhau
trên mơ hình 5 điểm

44

Hình 2.11: Hiện tượng phân tỏa dạng ngón trong bơm ép nước khí ln phiên

45

Hình 2.12: Hiện tượng phân đới tỷ trọng trong bơm ép nước khí ln phiên

46

Hình 2.13: Ảnh hưởng của tốc độ bơm ép lên hiệu qủa thu hồi dầu trên mơ
hình dính ướt nước 5 điểm

47

Hình 2.14: Ảnh hưởng bơm ép NKLP lên hiệu qủa thu hồi dầu trên mơ hình 5
điểm dính ướt nước

48

Hình 2.15: Dầu dư trên đá dính ướt nước

49

Hình 2.16: Ảnh hưởng của tỷ số Kv/Kh lên hiệu suất thu hồi dầu trên mơ hình
vỉa đồng nhất

51

Hình 2.17: Ảnh hưởng của phân lớp lên hiệu qủa thu hồi dầu

52

Hình 3.1: Sơ đồ phân bố các mỏ dầu và khí trên thềm lục địa Việt Nam

54

Hình 3.2: Tình trạng ngập nước tại các tầng khai thác mỏ Bạch Hổ

62


(vii)

Hình 3.3: Các chỉ số khai thác vịm Trung tâm, Mioxen dưới

63

Hình 3.4: Mối quan hệ giữa độ ngập nước và sản lượng nước bơm ép hàng
năm Vòm Trung tâm - Mioxen dưới

64

Hình 3.5: Các chỉ số khai thác vịm Bắc, Mioxen dưới

66

Hình 3.6: Mối quan hệ giữa độ ngập nước và sản lượng nước bơm ép hàng
năm Vòm Bắc - Mioxen dưới

66

Hình 3.7: Các chỉ số khai thác Mioxen dưới

68

Hình 3.8: Mối quan hệ giữa độ ngập nước và sản lượng nước bơm ép hàng
năm tầng Mioxen dưới

68

Hình 4.1: Biểu đồ sắc ký khí mẫu khí bình đo.

78

Hình 4.2: Biểu đồ sắc ký khí mẫu khí tách từ dầu bình đo

78

Hình 4.3: Biểu đồ sắc ký thành phần dầu bình đo

79

Hình 4.4: Sơ đồ cấu tạo thiết bị đo áp suất trộn lẫn tối thiểu.

82

Hình 4.5: Kết qủa đo áp suất trộn lẫn tối thiểu (MMP)

82

Hình 4.6: Sơ đồ thiết kế thí nghiệm bơm ép nước khí ln phiên

87

Hình 4.7: Kết qủa thu hồi trong bơm ép NKLP trước bơm ép nước trên mẫu

88

Hình 4.8: Kết qủa bơm ép NKLP sau bơm ép nước

90

Hình 4.9: Tổng hợp quá trình bơm ép NKLP qua các giai đoạn khai thác

90

Hình 5.1: Hiệu qủa gia tăng thu hồi dầu bằng NKLP trên Miocene Bạch Hổ
dựa vào kết qủa thí nghiệm
Hình 5.2: Dự báo tình hình khai thác khí tại bồn trũng Cửu Long

93
97


(viii)

TÀI LIỆU THAM KHẢO
1.

A. Daniel Yergin (2009), “Dầu mỏ, Tiền bạc và Quyền lực”, Công ty Alpha
Books phát hành;

2.

Báo cáo trữ lượng các mỏ dầu khí “mỏ Bạch Hổ, mỏ Đại Hùng, mỏ Sư Tử Đen,
Sư Tử Vàng, mỏ Lan Tây-Lan Đỏ, mỏ Hải Thạch-Mộc Tinh, mỏ Cá Ngừ Vàng,
mỏ Ruby, …” Tổng hợp của Ban TKTD, Petrovietnam.

3.

Hồ sơ đăng ký xét cơng nhận Giải thưởng Hồ Chí Minh cho cụm cơng trình
(2009) “Tìm kiếm, Phát hiện và Khai thác có hiệu quả các mỏ dầu trong đá
móng trước đệ tam trên thềm lục địa Việt Nam”. Tập đoàn DKVN.

4.

Nguyễn Mạnh Hùng và nhóm tác giả (2006), “Nghiên cứu khả năng áp dụng
bơm ép nước khí luân phiên đối với các mỏ dầu tại Việt Nam”, Viện Dầu khí
Việt Nam.

5.

Lê Xuân Lân (1997),“Lý thuyết tài nguyên lỏng và khí” (Chương trình Đào tạo
sau đại học), Trường Đại học Mỏ - Địa chất.

6.

PGS.TS. Lê Xuân Lân (2009),“Kỹ thuật mỏ dầu - khí” (Giáo trình Đại học),
Trường Đại học Mỏ - Địa chất.

7.

PGS.TS. Lê Xuân Lân, Nguyễn Hải An (2008) “Nghiên cứu mơ hình thủy - nhiệt
cho đối tượng móng nứt nẻ ở mỏ Bạch Hổ”, Tạp chí Mỏ - Địa chất.

8.

Tổng Cơng ty Dầu khí Việt Nam (2003), “Tuyển tập hội thảo khoa học nâng cao
hệ số thu hồi dầu mỏ Bạch Hổ” Ban thăm dò khai thác, XNLD ViesovPetro.

9.

TSKH. Phùng Đình Thực, Phan Trọng Toản (2009), “Từng bước nghiên cứu áp
dụng phương pháp mô phỏng số cho việc phát mỏ trong đá móng nứt nẻ hang
hốc là một trong những hướng quan trọng nghiên cứu khoa học nhằm nâng cao
hệ số thu hồi dầu đối với thân dầu trong đá móng, mỏ Bạch Hổ” Tuyển tập 20
năm thành tựu phát hiện và khai thác dầu trong đá móng.

10. Phùng Đình Thực, Nguyễn Như Ý, Lê Việt Hải (2001), “Phương pháp phân tích
gián tiếp đặc tính đẩy dầu bằng bơm ép trong vỉa dầu đá nứt nẻ” XNLD VSP.
11. Phùng Đình Thực, Nguyễn Thúc Kháng và nkk (2001), “Nghiên cứu ảnh hưởng
của bão hịa khí và độ ngập nước lên tính chất lưu biến của dầu thô mỏ Bạch
Hổ” HNKH -20 năm thành lập XNLD VSP .


(ix)

12. Phùng Đình Thực, Phan Trọng Toản (2005) “Ứng dụng phương pháp khuếch
tán bán kính trong mơ phỏng khai thác dầu khí và nâng cao hệ số thu hồi dầu”
HN KHCN 30 năm DKVN.
13. Tập đồn Dầu khí Việt Nam (2010), “Báo cáo tổng kết cơng tác Tìm kiếm Thăm
dị – Khai thác Dầu khí 2009”, Vũng Tàu 2/2010.

14. Phạm Anh Tuấn (2000) “Đặc điểm các tính chất vật lý di dưỡng và thuỷ động
học của đá chứa dầu có cấu trúc phức tạp trong điều kiện mơ hình hóa áp suất
và nhiệt độ vỉa” Trường ĐH Mỏ - Địa chất.
15. Viện Dầu khí Việt Nam (2009), “Tuyển tập Báo cáo hội nghị Khoa học Công
nghệ - 30 năm Phát triển và Hội nhập” Nhà xuất bản Khoa học và Kỹ thuật.
16. Viện Dầu khí (2003), Hội nghị Khoa học – Công nghệ, “25 năm xây dựng và
trưởng thành” NXB Khoa học Kỹ thuật.
17. XNLD VietsovPetro (2003 & 2008), “Sơ đồ công nghệ điều chỉnh mới khai thác
và xây dựng mỏ Bạch Hổ” Viện NC&TK NIPI.
18. Abdassah.D and Ershaghi (1986) “Triple porosity system for reprenting naturely
fractured reservoir” SPE Formation Evaluation, April, p. 113 – 127, Richardson,
Society of Petroleum Engineers.
19. A.R Wan, R.Teghland and J.K Leppe SPE, NTNU& Total E&P Norge “EOR
Survey in the North Sea”, SPE 99546.
20. Andrew, G. L. (1985), “Carbon Dioxide Miscible Flooding: A Laboratory Study
on The Effect of WAG, Wetting State, and Slug Size on Enhanced Oil Recovery”
University of Houston.
21. Attanucies và nnk (1997), “WAG process optimisation in Rangly CO2 miscible
flood” SPE 26622, 68th Technical conference.
22. Barrentblatt, G D, và nnk (1960), “The basic concepts in the Theory of
Hogeneous liquid in fissured Rock” Jounal of Applied Math.
23. Blackwell, R.J. et.al (1960), “Recovery of Oil by Displacements With WaterSolvent Mixtures” Petroleum Transactions AIME No 219, pp. 293-300.
24. Brashear J.P, Kuskraa V.A(1978) “The Potential and Economics of Enhanced
oil Recovery” Journal of Petroleum Technology, p 1231 – 1237, 9/1978.
25. Claudle, B.H., and Dyes, A. B.(1958) “Improving Miscible Displacement by
Gas-Water Injection” Petroleum Transactions AIME, No. 213, pp. 281-284.


(x)

26. Duncan, G và Bulkowski, Peter “Enhanced Recovery Engineering Including
well design, completion and production practices” SPE 99551.
27. E.J Manique, Northwest Questa Engineering; V.E. Muci, Florida Int. and U.
Gurfinkel, Texas Uni. At Austin “EOR Field Expericences in Carbonate
Reservoir in the United State”, SPE 100063-MS.
28. Harberman B (1960) “The efficency of miscible displacement as a function of
mobility ratio” Petroleum Transaction, AIME, No 219.
29. Iraj Ershaghi (1995) “Evaluation of Naturally Fracture Reservoir IHRDC video
library for Exploration and Production specialist” American Publish.
30. Iman Faraz, National Iranian Oil Co. and Mahmood Amani, Texas A&M U.
Quantar “Evaluating Reservoir Production Strategy in Miscible & Immiscible
Gas - Injection Project” SPE 108014 – MS.
31. Jackson, D.D.(1984) “A Physical Model of a Petroleum Reservoir for The Study
of The WAG Ratio In Carbon Dioxide Miscible Flooding” University of Houston.
32. Jenkins, M. K.(1984) “An analytical model for water/ gas miscible
displacements” Paper SPE 12632 presented at SPE/DOE Fourth Symposium on
Enhanced Oil Recovery. Tulsa. April 15-18. pp. 37- 48.
33. J.J. Tabek , F.D. Martin và R.S. Serigh (SPE) “EOR Screening Criteria
Revisited, Part 1: Introduction to Screening Criteria and Enhenced Recovery
Field Projects”, New Mexico Petroleum Recovery Research Centre.
34. J.J. Tabek , F.D. Martin và R.S. Serigh (SPE) “EOR Screening Criteria
Revisited, Part 2: Applications and Impact of Prices”, New Mexico Petroleum
Recovery Research Centre.
35. Jogmec, Nippon Oil Exploration, VPI and Petrovietnam, Oct. 2009“Technical
Workshop on CO2 and Hydrocarbon Gas EOR” .
36. JVPC Project Group, April, 2010“Block 15-2, Rang Dong Field – Excution Plan
of HCG-EOR Pilot Test”.
37. Klins, Mark A, (1984) “Carbon Dioxide Flooding- Basic Mechanism and
project design” United State of American: International Human Resources
Development Corporation.

38. Li Hujin & Other (2000) “Experimental Investigation of CO2 Granty Dranage in
a Fracture System” SPE 64510.


(xi)

39. Le Xuan Lan, Nguyen Hai An (2007) “Enhench Oil Recovery by Carbone –
Dioxide Flooding” Hanoi Engineering of International Symposium.
40. Nippon Oil Exploration ltd/ Jogmec Oct, 2007“Technical Workshop on CO2 –
EOR Study for Rang Dong Lower Miocene Reservoir”.
41. Nippon Oil Exploration , Nov, 2008 “CO2 EOR Workshop”.
42. Nippon Oil Exploration , May, 2009 “CO2 EOR Workshop”.
43. Redmard R Scott (2002) “Horizontal Miscible Water Alternating Gas
Development of the Alpine Field, Alaska” SPE 76819. Stalkup, Fred I. Jr.,
(1983) “Miscible displacement” New York: American Institute of Mining.
44. Sohrabi M, Tehrani, Danesh A and Henderson G.D(2001) “Visualisation of Oil
Recovery by WAG injection Using high pressure Micromodel – Oilwet & Mixwet
system” SPE 71494, presented at the 2001 SPE Annual Technical Conference
and Exhibition, New Orlearn Lousiana, 30/9 – 3/10/2001.
45. Stone, H. L.(1982) “Vertical Conformance In an Alternating Water-Miscible
Gas Flood” Paper SPE 11130 presented at the 57th Annual Fall Technical
Conference and Exhibition On the Society of Petroleum Engineers of AIME,
New Orlands, Sep.26-29.
46. Suguchev và nnk (1992) “Screening of WAG optimization strategies for
heterogeneous reservoir” SPE 25075, European Petroleum Conference.
47. Taller J and Martion R D (1983) “Technical screening Guides for enhanced
recovery oil” Paper, SPE 12069, presented at 58th, SPE Annual Technical
Conference and Exhibition San Fransico.
48. Uleberg, Knut (2002) “Miscible Gas Injection in Fracture Reservoir” SPE
75136.

49. Virnovsky G A and Association (1994) “Stability of displacement front in WAG
operation” SPE 28622.
50. Warner. H.R (1977) “An evaluation of CO2 miscible flooding in waterflooding
sandstone reservoir” Journal of Petroleum Technology, 10/1977.
51. Waren, J. E, and Root, P.J, (1963) “The behavious of Naturally Fractured
Reservoir”SPE Journal, 7/1963


1

MỞ ĐẦU
Dầu mỏ là năng lượng quan trọng, không thể tái sinh. Từ khi được phát
hiện đến nay, dầu mỏ ln đóng vai trị hết sức quan trọng đối với nền kinh tế
quốc dân và là sản phẩm không thể thiếu đối với mọi quốc gia, đặc biệt là các
nước có nền cơng nghiệp phát triển. Sản lượng khai thác và giá dầu mỏ luôn là
vấn đề quan tâm hàng đầu đối với mọi ngành công nghiệp, trước khi con người
tìm ra nguồn năng lượng mới có thể thay thế. Giá trị của dầu mỏ ảnh hưởng trực
tiếp đến nền kinh tế tồn cầu và hầu như mọi ngành cơng nghiệp đều chịu tác
động rất lớn bởi những biến động của nguồn tài nguyên quý giá này. Có thể nói,
sự phát triển của thế giới hiện nay phụ thuộc phần lớn vào nguồn tài ngun dầu
mỏ. Chính vì lẽ đó, mà sự tăng giảm của giá dầu thế giới luôn ảnh hưởng mạnh
mẽ đến sự phát triển kinh tế toàn cầu. Kịch bản nào có thể xảy ra với bức tranh
dầu khí cũng như thế giới trong thời gian tới. Giải pháp nào sẽ được tiến hành để
đảm bảo năng lượng cho tương lai nếu dầu mỏ cạn kiệt. Tuy nhiên, các nhà khoa
học vẫn tỏ ra lạc quan bởi hiện tại đang có một số khả năng chứng tỏ nguồn tài
nguyên qúy giá này vẫn được đảm bảo trong khoảng thời gian dài nữa.
Thứ nhất, đó là việc tăng hệ số thu hồi dầu ở các mỏ đang và sẽ đưa vào
khai thác. Điều này đạt được nhờ các cơng ty khai thác dầu khí đưa vào sử dụng
những công nghệ và kỹ thuật hiện đại, tiết kiệm chi phí cho thăm dị khai thác,
làm giảm giá thành sản phẩm thu được.

Thứ hai, trữ lượng dầu công bố thấp hơn là trữ lượng thật hiện có.
Thứ ba, đầu tư tìm kiếm và thăm dị tại các khu vực nước sâu, vùng Bắc
Cực, Nam Cực, các vùng mở khác, đây chính là cơ hội lớn cho tồn bức tranh
dầu mỏ. Và nhiều khả năng khác nữa mà chúng ta đang và sẽ nghiên cứu để có
thể đảm bảo nguồn năng lượng cho toàn cầu.
Cho đến nay, số lượng các mỏ dầu mới được phát hiện ngày một giảm dần
trong khi đó số lượng các mỏ dầu đang dần cạn kiệt lại ngày càng nhiều hơn.
Đây chính là lý do mà các nhà khoa học đã đưa việc nghiên cứu và áp dụng công
nghệ kỹ thuật hiện đại nhằm gia tăng hệ số thu hồi dầu khí lên hàng đầu. Có thể


2

nói vấn đề gia tăng thu hồi dầu ngày càng được nhiều nước, nhiều công ty khai
thác dầu mỏ quan tâm đến.
Ở Việt Nam, hiện nay chúng ta đã xác minh được hơn 20 mỏ dầu khí có
khả năng thương mại, trong đó có 12 đã được đưa vào khai thác. Tuy nhiên, hiện
nay một số mỏ khai thác chính cũng đang trong giai đoạn suy giảm sản lượng rõ
rệt, hiện tượng ngập nước hoặc bị ảnh hưởng của cát, CO 2, H2S v.v nên việc đảm
bảo sản lượng dầu khí hàng năm là rất khó khăn. Đã đến lúc chúng ta cũng cần
có những đầu tư thích đáng vào gia tăng thu hồi dầu hay tận thu các mỏ dầu khí.
1.

Mục đích nghiên cứu
Sau khi đã trải qua hai thời kỳ tự phun và duy trì áp suất hay bơm ép

nước, hơn hai phần ba lượng dầu đã phát hiện vẫn chưa thể khai thác được. Trên
thế giới còn khoảng hơn 300.000 tỷ thùng dầu chưa được khai thác. Việc áp
dụng các biện pháp gia tăng thu hồi dầu nhằm tận thu lượng dầu vẫn cịn nằm
dưới vỉa chính là nhiệm vụ cần thiết cho những năm tới khi mà các nguồn năng

lượng tự nhiên ngày một cạn kiệt.
Ở thềm lục địa Việt Nam, chúng ta đã và đang sử dụng phương pháp khai
thác tự phun là chính bên cạnh việc áp dụng phương pháp khai thác Gaslift kết
hợp bơm ép nước với hóa chất truyền thống. Theo thống kê của Petrovietnam, hệ
số thu hồi dầu đạt từ 10% - 12% (mỏ Đại Hùng) đến khoảng 30% - 35% (các mỏ
Bạch Hổ, Rạng Đông, Sư Tử Đen…). Sau khi áp dụng một số giải pháp nhằm
duy trì sản lượng và áp suất các vỉa dầu như bơm ép nước thì theo dự đốn tổng
lượng dầu thu hồi đối với tầng đá móng nứt nẻ cũng đạt dưới 40,3 % (theo báo
cáo của XNLD Vietsovpetro). Việc áp dụng phương pháp bơm ép nước thơng
thường sẽ khơng cịn mang lại hiệu quả kinh tế khi mà các giếng khai thác đã và
đang bị ngập nước. Điều đó chứng tỏ rằng, trữ lượng dầu khí có thể thu hồi tại
các mỏ dầu khí của Việt Nam đang giảm nhanh chóng và việc áp dụng các biện
pháp gia tăng thu hồi dầu đang là một vấn đề cấp thiết và đáng được quan tâm,
đầu tư thích đáng. Việc lựa chọn chính xác phương pháp gia tăng thu hồi dầu
cho các mỏ dầu khí là thách thức và ưu tiên thực hiện hàng đầu.


3

Do vậy, trong phạm vi của luận văn, tác giả chỉ tập trung “Nghiên cứu
nâng cao hệ số thu hồi dầu bằng giải pháp bơm ép nước - khí luân phiên
(“NKLP”) cho tầng Mioxen (“Miocene”) tại thềm lục địa Việt Nam” nhằm
tăng hiệu quả của phương pháp bơm ép và nâng cao hệ số thu hồi dầu khí, đặc
biệt là đối với tầng Miocene tại thềm lục địa Việt Nam. Giải pháp này cần được
nghiên cứu một cách cụ thể nhất về cơ chế đẩy dầu, cơ chế quét dầu, những yếu
tố chính ảnh hưởng đến hiệu suất quét dầu khi áp dụng. Khảo sát tiềm năng gia
tăng thu hồi dầu, đánh giá thực trạng khai thác hiện tại nhằm chọn ra một đối
tượng nghiên cứu, đánh giá hiệu quả gia tăng thu hồi dầu. Dựa vào thực trạng
công nghệ khai thác và đối tượng nghiên cứu đã lựa chọn đánh giá sơ bộ về khả
năng áp dụng công nghệ khai thác này tại Việt Nam và đưa ra giải pháp có tính

khả thi nhất. Để giải quyết vấn đề trên, tác giả sẽ tập trung nghiên cứu đối với
tầng Miocene của một mỏ cụ thể, để có thể đánh giá, xem xét cụ thể hơn khi áp
dụng đối với tầng Miocen, thềm lục địa Việt Nam.
Trên cơ sở phân tích, đánh giá thực trạng tồn mỏ, nghiên cứu các phương
pháp đã áp dụng nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu, tác giả sẽ đưa ra những giải
pháp mới là bơm ép ln phiên khí-nước, so sánh với cơng nghệ đã và đang
được áp dụng rộng rãi trên thế giới, để có kết quả khả quan hơn và tính thực tiễn
cao khi áp dụng với các mỏ dầu khí tại thềm lục địa Việt Nam nhằm nâng cao hệ
số khai thác và an toàn của toàn mỏ.
2.

Ý nghĩa khoa học và thực tế
Ý nghĩa khoa học: Từ kết quả nghiên cứu của luận văn sẽ góp phần làm

phong phú thêm vào các phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu nói chung và
làm sáng tỏ hơn cho bức tranh bơm ép nước khí luân phiên cho tầng chứa
Miocene của mỏ Bạch Hổ.
Ý nghĩa thực tế: Luận văn được nghiên cứu xuất phát từ yêu cầu của thực
tế sản xuất dầu mỏ của Việt Nam. Kết quả nghiên cứu của luận văn sẽ góp phần
chia sẻ, giải quyết những khó khăn, phức tạp khi thực hiện vấn đề nâng cao hiệu
quả thu hồi dầu của các mỏ dầu khí tại Việt Nam, đặc biệt là đối với tầng chứa
Miocene. Phương pháp bơm ép khí - nước luân phiên hiện đã được áp dụng rất


4

thông dụng trên thế giới, nhưng ở Việt Nam hiện trong giai đoạn nghiên cứu ứng
dụng, do vậy việc xem xét để có thể áp dụng vào thực tế tại Việt Nam địi hỏi
phải có thời gian và nghiên cứu kỹ lưỡng, đánh giá và phân tích cụ thể, đặc biệt
là phải có sự “tiên phong” của các cơng ty dầu khí, sự “nghiên cứu và kiến nghị”

của các cơ sở nghiên cứu khoa học và sự “ủng hộ” của Petrovietnam, các cơ
quan quản lý nhà nước để có thể thử nghiệm thực tế và áp dụng rộng rãi.
3.

Mục đích và nhiệm vụ nghiên cứu
Mục đích: Sản lượng khai thác hàng năm của các mỏ dầu khí đang giảm

rõ rệt, trong khi nhu cầu dầu khí một tăng cao. Ở Việt Nam, trong những năm
qua nguồn thu từ dầu mỏ hàng năm ln đóng góp khoảng 30% tổng thu nhập
quốc dân (GDP). Để đảm bảo nền kinh tế quốc dân, an ninh năng lượng, việc
duy trì và gia tăng sản lượng dầu mỏ là hết sức cần thiết.
Nhiệm vụ: Là nghiên cứu thực trạng khai thác của các giếng khai thác dầu
khí từ tầng Miocene tại một số mỏ khai thác dầu, thềm lục địa Việt Nam, tập
trung phân tích so sánh các phương pháp tăng cường thu hồi dầu đối với tầng
chứa đang được áp dụng trên thế giới với các phương pháp hiện đang áp dụng tại
mỏ Bạch Hổ để có thể tối ưu hố hệ số thu hồi dầu. Lựa chọn và đề xuất giải
pháp công nghệ tối ưu nhất dựa trên điều kiện giếng khai thác thực tế của tầng
sản phẩm để có thể đưa vào áp dụng thử nghiệm.
Nội dung nghiên cứu: Trọng tâm của đề tài là đưa ra được giải pháp mới,
có khả năng áp dụng thực tiễn cao vào hệ thống khai thác của các mỏ dầu tại
thềm lục địa Việt Nam. Đề tài sẽ tập trung nghiên cứu các nội dung chính như
sau: (i) Nghiên cứu, phân tích đánh giá thực trạng và phương pháp khai thác dầu
khí đã và đang được áp dụng ở một số mỏ dầu tại Việt Nam; (ii) Nghiên cứu các
phương pháp tăng cường thu hồi dầu đã được áp dụng đối với tầng Miocene tại
thềm lục địa phía nam Việt Nam; (iii) Mơ phỏng phương pháp tăng cường hệ số
thu hồi dầu trong phịng thí nghiệm và mẫu lõi (lựa chọn cụ thể tại một mỏ dầu);
(iv) Đánh giá và tập trung nghiên cứu giải pháp bơm ép luân phiên khí-nước vào
tầng Miocene, thềm lục địa Việt Nam. Tính tốn và mơ phỏng bằng các phần

5

mềm máy tính (nếu cần thiết) để chỉ ra giải pháp tối ưu nhất cho bơm ép và có
thể áp dụng vào thực tế sản xuất.
4.

Cơ sở lý luận và phương pháp nghiên cứu
Để thực hiện các nội dung nghiên cứu nêu trên, tác giả đã sử dụng các

phương pháp nghiên cứu sau:
Tổng hợp, xử lý và thống kê tài liệu sản xuất để đánh giá các khó khăn và
phức tạp ảnh hưởng trực tiếp đến quá trình khai thác, các phương pháp xử
lý đối với giếng khai thác và so sánh cụ thể.
Nghiên cứu lý thuyết: Chủ yếu nghiên cứu các phương pháp đã thực hiện
trên trên thế giới, đánh giá khả năng áp dụng vào tầng Miocene mỏ Bạch
Hổ. Trọng tâm vào nghiên cứu và đánh giá phương pháp bơm ép khí nước luân phiên đối với tầng Miocene, mỏ Bạch Hổ.
Xử lý các tài liệu, số liệu trên phần mềm máy tính so sánh với các thí
nghiệm mơ phỏng trên mẫu lõi để tính tốn, đánh giá và đề xuất khả năng
áp dụng vào thực tế.
5.

Luận điểm khoa học của luận văn
Luận văn được xây dựng trên cơ sở các tài liệu địa chất, tài liệu thi cơng

khoan, tài liệu hồn thiện giếng và tài liệu khai thác, cơng nghệ mỏ dầu khí của
mỏ Bạch Hổ, các bài báo chuyên ngành về công nghệ khoan, khai thác và cơng
nghệ mỏ trong nước và trên thế giới.
Để có thể áp dụng phương pháp gia tăng hệ số thu hồi dầu bằng bơm ép
nước khí luân phiên vào thực tế của tầng Miocene, thềm lục địa Việt Nam cần
phải hội đủ các yếu tố kỹ thuật, công nghệ và kinh tế, thương mại. Do đó cần

phải hiểu rõ đối tượng để phân tích, nghiên cứu, đánh giá và tính tốn chính xác
các điều kiện như: (i) Tính chất lý hóa của dầu khí và mỏ dầu; (ii) Điều kiện địa
lý, vật lý và địa kỹ thuật của mỏ; (iii) Khả năng đáp ứng điều kiện công nghệ, kỹ
thuật; (iv) Đưa ra được kết quả thành công của phương pháp này tại các mỏ dầu
khí trên thế giới; (v) Đảm bảo giá trị kinh tế của dự án, giá thành của sản phẩm
thu được; (vi) đủ cơ sở để thuyết phục các cơng ty dầu khí, các nhà quản lý áp
dụng kết quả nghiên cứu.


6

6.

Quá trình thực hiện và lời cảm ơn
Luận văn được thực hiện dựa trên kiến thức và kinh nghiệm của tác giả

sau nhiều năm làm việc trong lĩnh vực dầu khí tại các cơng ty dịch vụ và các nhà
thầu dầu khí như MI SWACO, Tổng Cơng ty Dung dịch khoan và Hóa phẩm
Dầu khí - DMC, Tổng Cơng ty Thăm dị Khai thác Dầu khí - PVEP, PIDCAlgeria và hiện nay là Tập đồn Dầu khí Quốc gia Việt Nam.
Quá trình học tập và thực hiện luận văn tại Bộ mơn Khoan-Khai thác,
khoa Dầu khí, Trường Đại học Mỏ- Địa chất, đặc biệt là dưới sự hướng dẫn trực
tiếp của các thầy giáo Phó Giáo sư - Tiến sỹ Lê Xuân Lân (Trường Đại học
Mỏ - Địa chất) và Tiến sỹ Khoa học Phùng Đình Thực (Tổng giám đốc - Tập
đồn Dầu khí Quốc gia Việt Nam). Tác giả xin bày lòng biết ơn sâu sắc tới các
thầy giáo hướng dẫn vì sự chỉ bảo, hướng dẫn tận tình đầy nhiệt huyết và hiệu
quả đó.
Trong q trình thu thập tài liệu, cũng như làm luận văn, tác giả đã nhận
được sự giúp đỡ nhiệt tình của các chuyên gia, các nhà khoa học thuộc Tập đồn
Dầu khí Quốc gia Việt Nam, Viện Dầu Khí Việt Nam, XNLD Vietsov-petro,
Cơng ty Dầu khí Việt – Nhật (JVPC), Cơng ty PV Gas, Công ty điều hành Nam

Côn Sơn Pipeline Ltd và các Nhà thầu Dầu khí nước ngồi đang hoạt động tại
Việt Nam. Tác giả xin chân thành cảm ơn sự hỗ trợ và giúp đỡ hết sức qúy báu
đó.
Để tham gia đầy đủ khóa học, tác giả cũng xin chân thành cảm ơn sự giúp
đỡ và tạo điều kiện của Ban Giám hiệu, Khoa Đại học và Sau đại học, Khoa Dầu
khí trường Đại học Mỏ - Địa chất; Ban Lãnh đạo, Ban Quản lý Hợp đồng Dầu
khí, các Ban chuyên mơn của Tập đồn Dầu khí Việt Nam, các cán bộ hướng
dẫn khoa học và bạn bè đồng nghiệp.
Đặc biệt, để hoàn thành luận văn và hơn ba năm học tập tại trường, tác giả
cũng xin cảm ơn gia đình những người luôn bên cạnh và động viên để tác giả
hồn thành khóa học và luận văn này.
Xin chân thành cảm ơn!


7

CHƯƠNG 1
CÁC PHƯƠNG PHÁP GIA TĂNG THU HỒI DẦU VÀ
NGHIÊN CỨU LỰA CHỌN ÁP DỤNG TẠI VIỆT NAM
Việt Nam là một quốc gia có tiềm năng dầu khí trong khu vực Đơng Nam
Á. Dầu khí được phát hiện tại nhiều nơi như mỏ khí Condensate ở Tiền Hải,
Thái Bình, các mỏ dầu tại các bể Cửu Long, Nam Côn Sơn, Malay-Thổ Chu
(khu vực chồng lấn Việt Nam-Malaysia). Trong những năm gần đây, sau hàng
loạt các mỏ đã đưa vào khai thác như mỏ Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Đại Hùng
và Hồng Ngọc, Sư Tử Đen - Sư Tử Trắng, Cá Ngừ Vàng… và hàng loạt các cấu
tạo khác tại khu vực thềm lục địa Việt Nam cũng phát hiện ra dầu và chuẩn bị
đưa vào khai thác.
Trong số các mỏ chính đang khai thác thì trữ lượng tại chỗ của mỏ Bạch
Hổ được đánh giá là lớn nhất, chiếm tới 45,6% trong tổng số trữ lượng dầu tại
chỗ của Việt Nam là khoảng 8,9 tỷ thùng dầu (cấp trữ lượng 2P). Tiếp theo là

các mỏ Sư Tử Đen (18,5%), Rạng Đông (9,2%), PM3-CA (9,2%), mỏ Hồng
Ngọc (6,7%), mỏ Rồng (5,8%) và mỏ Đại Hùng (4,9%). Do đó, khi sản lượng
khai thác dầu tại mỏ Bạch Hổ suy giảm sẽ ảnh hưởng không nhỏ đến sản lượng
dầu khai thác chung hàng năm của Việt Nam.
Với tổng trữ lượng dầu tại chỗ của các mỏ dầu đang khai thác là khá lớn,
nhưng trên thực tế trữ lượng khai thác lại thấp hơn nhiều. Tỷ lệ thu hồi dầu tối
đa tại mỏ Bạch Hổ trên tầng Móng vào khoảng 40,3%, Oligocene vào khoảng
28,6% và Miocene vào khoảng 28,2% (đánh giá của XNLD VSP và Petrovietnam). Như vậy, sau quá trình khai thác bằng năng lượng tự nhiên của vỉa và
sau khi bơm ép nước duy trì năng của vỉa thì lượng dầu cịn lại rất lớn.
Bên cạnh những mỏ dầu mới được phát hiện, tận thu dầu tại những mỏ
dầu đang suy kiệt là rất cần thiết. Thông thường việc áp dụng các biện pháp gia
tăng thu hồi dầu thường khá đắt, do vậy việc áp dụng các biện pháp này còn bị
hạn chế ở rất nhiều nước trên thế giới. Tuy nhiên, với giá dầu ngày càng cao như


8

hiện nay việc nghiên cứu tận thu dầu khí ngày càng được đầu tư và quan tâm
đúng mức. Theo của các chun gia dầu khí thì việc áp dụng các giải pháp nhằm
nâng cao hệ số thu hồi dầu, tận thu khai thác các mỏ sẽ mang lại những thành
công như việc tìm ra các mỏ dầu khí mới. Như vậy cùng với giá dầu ngày một
tăng cao và khoa học kỹ thuật ngày một phát triển, việc áp dụng các biện pháp
gia tăng thu hồi dầu là có rất nhiều triển vọng, tỷ lệ thành công rất cao.

1. 1

Các giai đoạn khai thác dầu khí
Trong q trình khai thác dầu tại các mỏ, có thể chia thành các giai đoạn

khai thác sơ cấp, giai đoạn khai thác thứ cấp và giai đoạn khai thác tam cấp. Với

mỗi giai đoạn khai thác, công nghệ áp dụng trên mỏ sẽ khác nhau. Hiệu quả thu
hồi dầu trong từng giai đoạn có thể tóm tắt sơ bộ trên hình 1.1. Các phương pháp
bơm ép gia tăng thu hồi dầu chính trong giai đoạn khai thác tam cấp (EOR) sẽ
được đề cập đến trong luận văn này.

Hình 1.1 Tổng quan về thu hồi dầu qua các giai đoạn khai thác

1.1.1 Giai đoạn khai thác sơ cấp
Phương pháp khai thác tự phun (sơ cấp) khi áp suất vỉa ban đầu lớn hơn
áp suất thủy tĩnh hay khi áp suất vỉa ban đầu lớn hơn tổng tổn thất áp suất của
dòng chảy từ đáy giếng lên bề mặt, thì dầu sẽ tự phun bằng chính năng lượng tự


9

nhiên của vỉa. Độ chênh áp tạo bởi nguồn năng lượng tự nhiên này sẽ giảm dần
qua quá trình khai thác. Khi áp suất vỉa giảm nhiều so với áp suất vỉa ban đầu,
lưu lượng khai thác sẽ giảm đáng kể, tỷ lệ nước và khí trong sản phẩm khai thác
sẽ tăng dần, q trình khai thác tự phun khơng còn kinh tế nữa cho nên giai đoạn
khai thác tự phun sẽ chấm dứt. Khi ấy chúng ta cần thiết phải áp dụng các biện
pháp khai thác nhân tạo để có thể tăng sản lượng khai thác.
1.1.2 Giai đoạn khai thác thứ cấp
Q trình bơm ép nước hay khí nhằm duy trì áp suất vỉa sau giai đoạn
khai thác sơ cấp được gọi là khai thác thứ cấp. Các phương pháp thu hồi dầu này
còn được gọi là gia tăng thu hồi dầu thông thường (Conventional EOR). Để nâng
cao hệ số thu hồi dầu, thì áp suất vỉa phải được duy trì bằng cách bơm ép các
chất lưu thơng dụng khác (bơm ép nước hay khí) vào vỉa nhằm thay đổi tính chất
vật lý chất lưu. Việc bơm ép này nhằm mục đích:
- Đẩy dầu đến giếng khai thác,
- Duy trì áp suất vỉa sản phẩm

Ngồi biện pháp bơm ép nước, giải pháp nhằm tăng sản lượng dầu mà áp
dụng các cơng nghệ lịng giếng như gaslift và đặt bơm ngầm. Để nâng cao hệ số
thu hồi dầu, người ta tiếp tục áp dụng phương pháp gia tăng thu hồi dầu khác.
1.1.3 Giai đoạn khai thác tam cấp (TR) và thu hồi tăng cường (EOR)
Các phương pháp thu hồi tăng cường ngồi mục đích bổ sung năng lượng
vỉa cịn tạo điều kiện thuận lợi cho quá trình thu hồi dầu nhờ sự tương tác các
chất lưu được bơm ép (thường khơng có trong vỉa) với dầu và đá tầng chứa. Các
tương tác này nhằm làm giảm sức căng bề mặt giữa các pha, làm giãn nở dầu,
giảm độ nhớt của dầu, giảm khả năng dính ướt của dầu, tăng hiệu suất quét,
giảm hiện tượng phân tỏa bằng cách duy trì độ linh động và phân dị trọng lực
giữa các chất lưu tương tác. Các biện pháp cơ bản nhằm gia tăng hiệu quả thu
hồi dầu được trình bày trên hình 1.2.


10

Dùng Polimer
Tăng cường độ nhớt của
nước

Bơm ép hơi nóng
Bơm ép nước nóng

Tăng cường hiệu suất quét
Đốt tại chỗ
Giảm độ nhớt của dầu
Bơm ép vi sinh

Sử dụng chất lưu có khả
năng trộn lẫn

Tăng cường hiệu suất đẩy

Giảm sức căng bề mặt
giữa các chất lưu

Bơm ép CO2

Bơm ép khí
Hydrocacborn, N2 , …
Sử dụng các chất hoạt tính
bề mặt

Thay đổi tính dính ướt
của đá chứa

Sử dụng chất kiềm

Hình 1.2 Các biện pháp cơ bản gia tăng thu hồi dầu (EOR)

1.2 Các phương pháp gia tăng hệ số thu hồi dầu phổ biến
1.2.1 Các phương pháp bơm ép khí
1.2.1.1 Phương pháp bơm ép khí Nitơ và khí thải
Bơm ép khí Nitơ và khí thải (Nitơ chiếm 80%) là một trong những
phương pháp bơm ép khí nhằm gia tăng thu hồi dầu thơng dụng, được sử dụng
rộng rãi trên thế giới. Khí Nitơ và khí thải khi bơm ép xuống vỉa trộn lẫn với dầu
theo cơ chế bay hơi. Dưới áp suất bơm ép đủ lớn, những thành phần nhẹ trong
dầu bay hơi vào khí bơm ép tạo thành hỗn hợp mới tại bề mặt tiếp xúc tạo thành
lớp đệm đẩy dầu. Sau đó những thành phần Hydrocarbon nặng hơn tiếp tục tách
ra từ dầu trộn lẫn với hỗn hợp này. Quá trình này diễn biến liên tục cho đến khi

dầu hoàn toàn trộn lẫn với khí bơm ép. Tùy thuộc vào áp suất bơm ép, khả năng
tiếp nhận của vỉa và thành phần dầu, khí bơm ép này sẽ trộn lẫn hoặc khơng trộn
lẫn với dầu.
Việc dùng khí Nitơ cho bơm ép với áp suất cao sẽ bổ sung được những
năng lượng đã mất và tạo một năng lượng lớn cho vỉa. Thêm vào đó, lượng khí


11

này chiếm chỗ các lỗ rỗng tạo các nút khí để đẩy dầu dư, thay đổi tính chất của
dầu vỉa như tăng thể tích và giảm độ nhớt của dầu. Để giảm ảnh hưởng của hiện
tượng phân đới tỷ trọng, khí thường được bơm từ vị trí cao xuống. Chính vì vậy,
bơm ép khí đạt hiệu qủa cao khi áp dụng tại những vỉa nghiêng.
Đối với việc áp dụng các phương pháp gia tăng thu hồi dầu cần thiết phải
quan tâm đến phạm vi áp dụng của từng phương pháp nhằm tăng hiệu quả thành
cơng (Bảng 1.1).
Tính chất vật lý của

Phạm vi áp dụng

Phạm vi đang áp

vỉa và dầu vỉa

lý thuyết

dụng thực tế

Dầu vỉa
Tỷ trọng, oAPI

> 35

38 đến 54

Độ nhớt, cp

< 0,4

0,07 đến 0,3

Thành phần

% thành phần nhẹ cao

Tính chất vỉa
Bão hồ dầu, % PV

> 40

Loại vỉa

Cát kết, carbonate ít nứt nẻ,

59 đến 80

vỉa thấm cao không liên tục
Chiều dày vỉa, m

Mỏng, trừ khi vỉa nghiêng

Độ thấm trung bình,

Khơng có giới hạn

Độ sâu, m

> 1800
o

Nhiệt độ vỉa, C

3000 đến 5500

Không có tới hạn

Bảng 1.1 Chỉ dẫn kỹ thuật áp dụng bơm ép khí N2 và khí thải

Tuy nhiên, bơm ép khí Nitơ và khí thải chỉ trộn lẫn hồn tồn với dầu khi
dầu là dầu nhẹ và áp suất bơm ép rất cao nên phương pháp này thường chỉ áp
dụng với những vỉa sâu hoặc vỉa có áp suất vỉa cao. Những dự án bơm ép này
thành công nhất đối với những vỉa nghiêng để làm cân bằng về tỷ trọng tại mặt
bơm ép. Đối với những dự án bơm ép trộn lẫn hay khơng trộn lẫn thì độ dốc của
vỉa quyết định đến thành công của dự án. Do độ nhớt, tỷ trọng của khí và dầu