ĐẠi học quốc gia thành phố HỒ chí minh trưỜng đẠi học bách khoa thành phố HỒ chí minh

Lời mở đầu

Địa chất của mỏ Đại Hùng được đặc trưng bởi tính phân khối với diện tích nhỏ, không liên thông với nhau nên tạo ra mức độ bất đồng nhất rất cao theo diện. Các giải pháp bơm ép nước và xử lý acid vùng cận đáy giếng đã được nghiên cứu áp dụng với kết quả tốt cho thấy tiềm năng áp dụng các giải pháp gia tăng hệ số thu hồi dầu.

Trong đó đề tài nghiên cứu “Đánh gía tiềm năng áp dụng giải pháp cải thiện hệ số thu hồi dầu cho mỏ Đại Hùng” của tác giả Nguyễn Hải An đăng trên Tạp chí dầu khí – Số 8/2018 đã phân tích và dựa trên mô hình để đưa ra giải pháp thu hồi phù hợp cho mỏ đại Hùng. Bài tiểu luận dưới đây chủ yếu sẽ dựa trên dữ liệu của đề tài để đánh giá hiệu quả kinh tế của các phương pháp.

1. 
   Giới thiệu
   

Kết quả tính trữ lượng, dầu và khí khai thác thuộc khu vực khai thác sớm của mỏ Đại Hùng của từng khối khác nhau cho thấy hệ số thu hồi đến thời điểm hiện tại thay đổi từ 6 - 21% tùy thuộc vào số lượng giếng khai thác và đặc tính chứa dầu của từng khối. Đối với khối L là khối mà vỉa chứa có đặc điểm chứa tốt và cũng đã đưa vào bơm ép nước để duy trì năng lượng vỉa, có mật độ giếng khai thác khoảng 1km2/giếng, nhưng khả năng tiếp tục gia tăng hệ số thu hồi rất hạn chế. Tầng chứa trong đá vôi còn tiềm ẩn rủi ro tính chất phân bố, một số vỉa có xuất hiện tầng nước đáy, lưu lượng khai thác sẽ giảm khi nước xuất hiện cũng như không có trợ giúp của bơm ép hay gaslift trong khi khai thác. Hệ số thu hồi tính đến thời điểm hiện tại từ 2% đến dưới 10% tùy thuộc vào số giếng và thời gian khai thác. Khu vực mỏ có nhiều tầng sản phẩm có tính chất chứa rất tốt, nhưng các giếng được khai thác ở chế độ tổng hợp các vỉa nên khó có thể đạt chế độ khai thác tối ưu do hiện tượng chảy giữa các tầng (cross flow) và khi bị ngập nước một vỉa dễ dẫn đến hiện tượng dừng khai thác do áp suất vỉa xuống thấp.

2. 
   Đặc trưng vỉa chứa
   

Mỏ nằm ở rìa Tây Nam của đới nâng Mãng Cầu, được hình thành do quá trình hoạt động của các hệ thống đứt gãy và nghịch đảo kiến tạo trong thời kỳ Miocene, vì vậy cấu trúc địa chất mỏ có dạng khối, vòm với nhiều đứt gãy. Hệ thống đứt gãy được hình thành sau trầm tích nên các vỉa chứa đều bị chia cắt thành nhiều khối nhỏ khác nhau và không liên thông thủy động lực học nên ảnh hưởng rất lớn đến hệ số thu hồi dầu. Các đứt gãy này có vai trò rất quan trọng trong công tác thiết kế lựa chọn vị trí giếng đan dày nhằm hoàn thiện mạng lưới giếng khai thác - bơm ép để phục vụ tốt cho sơ đồ triển khai các giải pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu.

Trầm tích ở giai đoạn này thuộc tướng biển gần bờ, mặc dù có trầm tích đá vôi nhưng trầm tích lục nguyên chiếm ưu thế. Thành phần chủ yếu là các lớp cát, bột, sét kết, đá vôi vụn và sét vôi thành tạo trong môi trường vũng vịnh đến biển nông ven bờ… phân bố rộng rãi ở phía Nam và mỏng dần về phía Bắc của mỏ.

Nhìn chung, các tập cát chứa trong trầm tích Miocene dưới (hệ tầng Dừa) được thành tạo trong môi trường đồng bằng bồi tích sông, đồng bằng thủy triều, xen kẽ vũng vịnh nước nông, ven biển. Hướng vận chuyển vật liệu trầm tích chủ yếu từ phía Bắc và phía Tây, liên quan tới đới nâng Côn Sơn. Đá vôi ám tiêu san hô trong trầm tích Miocene giữa (hệ tầng Thông - Mãng Cầu) thành tạo trên các khối nâng cao.

Phủ trực tiếp lên móng granite là các trầm tích lục nguyên hạt thô và hạt mịn xen kẽ sét, bột kết, độ hạt giảm dần về phía trên. Nóc của tập trầm tích này được đánh dấu bởi tập than (H150) nên ranh giới này còn được gọi là “coal marker”. Tập than này phân bố rộng ở khu vực Trung tâm và phía Nam của mỏ, mỏng dần về phía Tây Bắc và dễ dàng được nhận biết trên tài liệu địa vật lý giếng khoan. Trầm tích từ móng đến H150 gồm cát kết đa khoáng, sét, bột kết. Cát kết có độ hạt từ thô đến mịn, độ rỗng, độ thấm thấp do độ chọn lọc kém. Chiều dày trầm tích tập này mỏng dần ở các khối R, D, J và vắng mặt trên ở khối M, chiều dày lớn nhất là 220m tại khu vực khối A và L chứng tỏ địa hình móng cổ có xu hướng nghiêng dần về phía Đông Nam. Môi trường lắng đọng trầm tích của tập này từ môi trường lục địa ở phần dưới, chuyển dần lên phía trên là môi trường chuyển tiếp - ven biển, ảnh hưởng thủy triều.

Đặc điểm đáng chú ý của tập trầm tích gồm các tập cát chứa sản phẩm chính của mỏ. Thành phần các trầm tích lục nguyên bao gồm cát kết đa khoáng, bột kết, sét và than phân lớp nằm ngang, lượn sóng và xiên chéo. Cát kết hạt nhỏ đến trung, có thành phần chủ yếu là thạch anh, feldspar/và một phần nhỏ mảnh đá được gắn kết bởi xi măng carbonate và xi măng sét. Nhìn chung, hạt vụn có độ lựa chọn và mài tròn tốt, bán góc cạnh đến bán tròn cạnh. Sét bột kết có màu xám sẫm đến xám nhạt, phân lớp mỏng chứa khoáng vật glauconite, siderite và hóa thạch biển. Chiều dày trầm tích H150 - H100 thay đổi trong khoảng 250m đến hơn 500m, chiều dày trầm tích có xu hướng lớn dần về phía Tây, Tây Nam. Trầm tích tập này được thành tạo trong môi trường đồng bằng ngập lụt đến vũng vịnh ven biển. Dựa vào đặc tính chứa và sự phân bố, tập này được chia thành 5 tầng chứa chính từ tập cát số 1 (H100 - H115) đến tập cát số 5 (H145 - H150).

Bậc cấu trúc Miocene giữa tương ứng với thời kỳ nghịch đảo kiến tạo, bóc mòn và lún chìm nhiệt nên bản đồ cấu tạo vẽ cho đỉnh tầng đá vôi tuổi Miocene giữa tương ứng với mặt phản xạ địa chấn H30 có bình đồ cấu trúc khá bình ổn, hình thái dạng vòm đã biến mất, chỉ còn lại 2 đỉnh ở khối phía Bắc và Nam và đó cũng là nơi đủ điều kiện để các tập chứa đá vôi ám tiêu phát triển. Hình thái bề mặt tầng H30 là một đơn nghiêng, chìm dần về phía Đông với mũi nhô ở khu vực khối L. Sự nhảy bậc địa hình cũng được tạo ra do các đứt gãy F6 và F3 tiếp tục hoạt động. Hoạt động kiến tạo khá bình ổn, kết hợp với quá trình biển tiến dần từ phía Đông sang phía Tây, từ phía Nam lên phía Bắc đã tạo điều kiện hình thành các tập đá vôi thềm có diện tích và chiều dày đáng kể.

Trầm tích Miocene giữa của bậc cấu trúc này chủ yếu là trầm tích đá vôi dạng ám tiêu và đá vôi thềm xen kẽ các trầm tích lục nguyên mịn chứa vôi, còn Miocene trên được thành tạo chủ yếu bởi các trầm tích lục nguyên mịn và sét chứa vôi trong môi trường biển nông đến biển sâu.

3. 
   Đánh giá lựa chọn các giải pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu cho mỏ Đại Hùng
   

Trên cơ sở kinh nghiệm khai thác của các khối thuộc khu vực khai thác sớm của mỏ Đại Hùng và các mỏ đang khai thác dầu trong trầm tích lục nguyên tầng Miocene ở thềm lục địa Việt Nam như mỏ Ruby là 21%, mỏ Rạng Đông là 23% cho trữ lượng dầu cấp 2P, có thể dự kiến hệ số thu hồi dầu cuối cùng của mỏ Đại Hùng từ 10 - 22% tùy từng khối.

Ngay trong giai đoạn thăm dò, lưu chất đã được thu thập từ các hoạt động thử vỉa và khảo sát giếng. Các mẫu dầu khí được phân tích bởi nhiều phòng thí nghiệm cho thấy đặc tính dầu khác nhau giữa các vỉa trong cùng khối, thậm chí khác hẳn nhau đối với cùng vỉa ở các khối khác nhau (Bảng 1). Các vỉa khí condensate cũng đã được khẳng định bởi mẫu DST tại vỉa sand – 0 trong các giếng 5X và 10X với hệ số condensate – khí trong khoảng 42 – 55 thùng/triệu ft³. Độ thấm tương đối của các pha khí và nước đã được đo đạc trong phòng thí nghiệm ở điều kiện áp suất, nhiệt độ vỉa. Qua đó đã xác định được 5 đơn vị dòng chảy đại diện cho tương tác đá chứa - chất lưu với bão hòa nước ban đầu từ 16 - 38% và bão hòa dầu tàn dư trong khoảng 27 - 35%.

Các vỉa cát kết Miocene dưới mỏ Đại Hùng đã được nghiên cứu tổng hợp một cách hệ thống các đặc tính địa chất, địa vật lí từ giai đoạn thăm dò cho đến khai thác. Trên cơ sở tổng hợp số liệu phân tích

Hình 4 liệt kê đặc tính công nghệ của vỉa cát kết khối L để sử dụng cho các thông số đầu vào trong đánh giá chi tiết cho từng vỉa từ sand-0 đến sand-6. Hình 5 thể hiện kết quả cụ thể đánh giá mức độ tương thích khi áp dụng các giải pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu đối với vỉa sand-2 và 3 đại diện đặc tính thấm chứa và chất lưu cho cả khối. Kết quả đánh giá chung cho toàn khối K cũng như chi tiết cho từng tập vỉa đều cho thấy ngoài sử dụng khí nitrogen, các giải pháp bơm ép khí tương thích cao với vỉa chứa trầm tích lục nguyên ở các khối tại mỏ Đại Hùng. Việc áp dụng các giải pháp hóa học gặp nhiều khó khăn như: độ thấm nhỏ, nhiệt độ vỉa cao hoặc bão hòa dầu thấp. Tuy nhiên, ở ngưỡng 200oF tương đối sát với nhiệt độ vỉa nên cần có những đánh giá chi tiết hơn khi phối hợp các giải pháp hoặc tìm kiếm các phụ gia chịu nhiệt cho dung dịch bơm ép.

Đặc biệt, tính chất như tỷ trọng và độ nhớt của dầu mỏ Đại Hùng rất phù hợp với giải pháp bơm ép khí ở điều kiện không trộn lẫn, khác biệt hẳn so với đặc tính dầu ở bể Cửu Long. Lợi thế của giải pháp bơm ép khí còn rõ ràng hơn khi năng lượng của các vỉa đã giảm mạnh trong thời gian dài khai thác.

4. 
   Các yếu tố ảnh hưởng đến hệ số thu hồi dầu
   

1. 
   Hiệu suất đẩy dầu
   

Sức căng bề mặt giữa dầu và nước có thể được làm giảm bởi các chất hoạt tính bề mặt có trong nước bơm ép. Hoặc cũng có thể làm thay đổi tính dính ướt của đá bằng cách bơm các chất hóa học như sodium carbonate (Na2CO3). Sức căng bề mặt giữa dầu và nước có thể được khử gần như hoàn toàn bằng các biện pháp: bơm ép các chất hoạt tính bề mặt như LPG và các chất thuộc nhóm rượu mà có thể trộn lẫn vào dầu; bơm ép các dung dịch thể Micellar; bơm ép khí như khí tự nhiên, CO2, N2 trong điều kiện có thể trộn lẫn với dầu nhằm tạo trao đổi khối lượng giữa các pha dầu và khí trong vỉa chứa.

2. 
   Hệ số quét
   

Bao quét theo diện liên quan trực tiếp đến hình thái vỉa, sơ đồ giếng khoan và tỷ số độ linh động của chất lưu tham gia dòng chảy trong vỉa.

Tỷ số độ linh động M thể hiện mức độ lan tỏa đồng đều từ giếng bơm ép sang giếng khai thác của ranh giới tiếp xúc pha dầu và nước. Hiện tượng tạo hình răng lược dễ dàng hình thành khi giá trị M càng lớn. Do đó, tỷ số thường được kiểm soát bởi khả năng điều chỉnh hợp lý giá trị độ nhớt của các pha trong điều kiện vỉa để giá trị M xấp xỉ 1. Các vỉa cát kết mỏ Đại Hùng có tỷ số độ linh động M vào khoảng 2 - 5. Do mức độ chênh lệch độ linh động không lớn giữa dầu và nước bơm ép, hiện tượng răng lược có khả năng xảy ra nhưng mức độ nhỏ và gây ảnh hưởng đến hệ số thu hồi dầu. Để tăng sản lượng khai thác dầu, hệ số này cần được giảm bằng cách giảm độ linh động của dung dịch nước bơm ép hoặc tăng độ linh động của pha dầu. Hệ số quét thẳng đứng kiểm soát bởi yếu tố phân lớp, sự chênh lệch tính chất thấm chứa giữa các lớp theo mặt cắt địa chất.

3. 
   
   
   tải về 6.8 Mb.
   
   Chia sẻ với bạn bè của bạn: