Bài viết Nguyên nhân nhiễm bẩn vùng cận đáy giếng và giải pháp xử lý cho các giếng khai thác tại bể Cửu Long và bể Nam Côn Sơn, thềm lục địa Việt Nam đánh giá chi tiết các quy trình công nghệ xử lý trong giếng và vùng cận đáy giếng đã áp dụng tại mỏ, các hệ hóa phẩm đã sử dụng để tìm ra nguyên nhân thành công, thất bại và các tồn tại trong quá trình xử lý. Từ đó, rút ra bài học kinh nghiệm cho công tác quản lý và đề xuất quy trình xử lý tối ưu cho khai thác mỏ.
THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ TẠP CHÍ DẦU KHÍ Số - 2022, trang - 14 ISSN 2615-9902 NGUYÊN NHÂN NHIỄM BẨN VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG VÀ GIẢI PHÁP XỬ LÝ CHO CÁC GIẾNG KHAI THÁC TẠI BỂ CỬU LONG VÀ BỂ NAM CÔN SƠN, THỀM LỤC ĐỊA VIỆT NAM Hoàng Long, Nguyễn Minh Quý, Phan Vũ Anh, Lê Thị Thu Hường, Lê Thế Hùng, Hoàng Linh, Bùi Việt Dũng, Nguyễn Văn Đơ Viện Dầu khí Việt Nam Email: longh@vpi.pvn.vn https://doi.org/10.47800/PVJ.2022.07-01 Tóm tắt Tình trạng nhiễm bẩn vùng cận đáy giếng, thiết bị lòng giếng giếng khai thác dung dịch khoan gây trình khoan mở vỉa tầng sản phẩm; trình khai thác xuất hiện tượng cát xâm nhập, độ ngập nước tăng cao, lắng đọng paraffin, asphaltene, lắng đọng cặn sa lắng vô cơ; thay đổi lớn đột ngột thông số động học áp suất nhiệt độ vùng cận đáy giếng làm thay đổi tính chất lý hóa, phá vỡ trạng thái cân pha lưu thể, trình tạo nhũ tương, thay đổi tính dính ướt mối quan hệ dịng chảy Nghiên cứu đánh giá trạng hoạt động giếng khai thác để xác định nguyên nhân gây tình trạng nhiễm bẩn vùng cận đáy giếng giếng bể Cửu Long Trên sở xác định chế nhiễm bẩn q trình hình thành muối vơ với phần nhỏ kết dính cặn hữu q trình dịch chuyển khống vật sét, hạt mịn gây bít nhét, cản trở dòng chảy chất lưu khai thác mỏ, nhóm tác giả đề xuất giải pháp tối ưu xử lý vùng cận đáy giếng cho giếng khai thác dầu bể Cửu Long bể Nam Côn Sơn Các giải pháp xử lý acid tối ưu cho vùng cận đáy giếng góp phần giảm thiểu rủi ro, nâng cao hiệu khai thác phục vụ công tác quản lý, điều hành mỏ Từ khóa: Sa lắng muối, nhiễm bẩn vùng cận đáy giếng, xử lý vùng cận đáy giếng, xử lý acid, bể Cửu Long, bể Nam Côn Sơn Giới thiệu Một số mỏ dầu khí lớn bể Cửu Long bể Nam Côn Sơn giai đoạn cuối đời mỏ với đặc trưng như: tính chất vỉa chứa trung bình, tính bất đồng cao, khai thác điều kiện nhiệt độ cao áp suất cao, dầu vỉa chứa nhiều paraffin, nước vỉa có thành phần khống hóa cao với ion gây sa lắng vô (calcium, bicarbonate, carbonate) lớn nên hệ số thu hồi dầu mỏ, giếng không đạt kỳ vọng Kết đánh giá dự báo khai thác đến năm 2035 cho thấy sản lượng suy giảm nhanh khoảng triệu tấn/năm [1] Vì vậy, ngồi việc triển khai nghiên cứu áp dụng giải pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu, cần tiến hành đánh giá lựa chọn ứng dụng giải pháp công nghệ kỹ thuật tối ưu để gia tăng sản lượng giếng khai thác phương pháp Ngày nhận bài: 23/6/2022 Ngày phản biện đánh giá sửa chữa: 23/6 - 26/7/2022 Ngày báo duyệt đăng: 26/7/2022 DẦU KHÍ - SỐ 7/2022 xử lý vùng cận đáy giếng, xử lý lắng đọng muối giếng thiết bị lòng giếng Việc áp dụng phương pháp xử lý cặn sa lắng lòng giếng, thiết bị lòng giếng vùng cận đáy giếng khai thác acid mỏ dầu khí Việt Nam cho thấy hiệu tích cực, đóng góp quan trọng vào sản lượng gia tăng giếng, mỏ 25 năm qua [2, 3] Mục tiêu nghiên cứu tổng hợp, phân tích đánh giá chế nhiễm bẩn giếng, vùng cận đáy giếng giếng khai thác, mỏ dầu Đánh giá kết áp dụng phương pháp xử lý lòng giếng, vùng cận đáy giếng giếng khai thác số mỏ thuộc bể Cửu Long bể Nam Côn Sơn để lựa chọn giải pháp xử lý tối ưu dựa học kinh nghiệm Nghiên cứu tiến hành đánh giá mỏ Bạch Hổ, Rồng, Thỏ Trắng, Sư Tử Đen, Sư Tử Nâu, Cá Ngừ Vàng, Hải Sư Đen, Hải Sư Trắng, Đại Hùng… từ tính chất địa chất, thành phần thạch học, thành phần chất lưu vỉa, biến đổi thông số thủy động lực học vùng cận đáy giếng, sản lượng khai PETROVIETNAM thác, cấu trúc giếng, đến lịch sử sửa chữa giếng để tìm chế nhiễm bẩn giếng Nghiên cứu tiến hành đánh giá chi tiết quy trình cơng nghệ xử lý giếng vùng cận đáy giếng áp dụng mỏ, hệ hóa phẩm sử dụng để tìm ngun nhân thành công, thất bại tồn trình xử lý Từ đó, rút học kinh nghiệm cho công tác quản lý đề xuất quy trình xử lý tối ưu cho khai thác mỏ Đánh giá chế nhiễm bẩn vùng cận đáy giếng Trong q trình khoan, hồn thiện giếng, khai thác dầu, sửa chữa xử lý giếng gây tượng nhiễm bẩn lòng giếng, thành hệ vùng cận đáy giếng mức độ khác dẫn đến giảm sản lượng hiệu khai thác giếng [4] Để lựa chọn giải pháp xử lý tối ưu, cần tiến hành nghiên cứu, phân tích xác chế nhiễm bẩn giếng vỉa Tại mỏ dầu khí Việt Nam có nhiều giếng khai thác hoàn thiện đối tượng: Miocene, Oligocene móng Trong đó, số giếng khai thác tầng móng chiếm tỷ lệ cao Chỉ tính riêng tầng móng mỏ Bạch Hổ có 250 lượt xử lý vùng cận đáy giếng thực dung dịch acid muối, acid sét, tổng hợp acid muối acid sét, nhũ tương dầu - acid, nhũ tương khí dầu acid, bọt acid Tại mỏ Đại Hùng (bể Nam Côn Sơn), giải pháp xử lý acid vùng cận đáy giếng tập trung cho đối tượng trầm tích cịn đối tượng carbonate tiềm ẩn nhiều rủi ro nên chưa tiến hành xử lý Phạm vi đối tượng nghiên cứu chủ yếu tập trung làm rõ chế nhiễm bẩn cho đối tượng móng, Miocene, Oligocene giếng khai thác mỏ dầu thuộc bể Cửu Long bể Nam Côn Sơn Thực tế mỏ dầu khí Việt Nam cho thấy có nhiều nguyên nhân dẫn đến tình trạng sa lắng giếng nhiễm bẩn vùng cận đáy giếng sa lắng trình khoan, khai thác, thay đổi thủy động lực học chất lưu vỉa/trong giếng, tính chất thành hệ Có thể liệt kê số nguyên nhân gây nhiễm bẩn sau: - Do muối vơ từ q trình tương tác khơng tương thích nguồn nước, q trình thay đổi thủy động lực học vùng cận đáy giếng, khoáng vật vô từ đá vỉa - Do cát bở rời từ thành hệ yếu, dịch chuyển tích tụ hạt sét mịn, hạt rắn khoáng vật đá trình khai thác - Do trình hình thành nhũ tương, trương nở sét nguồn nước xâm nhập, thay đổi tính chất dính ướt đá vỉa, thay đổi dòng chảy giếng vùng cận đáy giếng [5] - Do hóa chất xử lý giếng, dung dịch khoan, trình sửa giếng bắn mìn khoan mở vỉa gây trương nở sét, tạo kết tủa thứ cấp, xâm nhập vào kênh dẫn vỉa, bít nhét vùng cận đáy giếng lắng đọng cặn thiết bị lòng giếng - Do lắng đọng, tích tụ hợp chất hữu paraffin, asphaltene, nhựa… trình khai thác - Do q trình khai thác làm thay đổi tính chất địa học đất đá, thay đổi hệ số nén đá vỉa Nghiên cứu thu thập, tổng hợp đánh giá trạng mỏ từ đặc điểm địa chất, thành phần thạch học, Bảng Tài liệu thống kê chế nhiễm bẩn mỏ bể Cửu Long bể Nam Côn Sơn TT 10 11 12 13 14 Mỏ Bạch Hổ Rồng Thỏ Trắng Nam Rồng - Đồi Mồi Gấu Trắng Cá Tầm Đại Hùng Ruby Pearl Diamond Sư Tử Đen Sư Tử Vàng - Sư Tử Nâu Nam Cá Ngừ Vàng Hải Sư Đen - Hải Sư Trắng Số lần xử lý giếng xử lý acid 978 112 243 16 10 3 Cơ chế nhiễm bẩn, sa lắng Nhiễm bẩn vỉa muối vô cơ, sét, khoáng vật đá, nhũ tương Nhiễm bẩn vỉa muối vơ cơ, sét, khống vật đá, nhũ tương Sa lắng muối vơ lịng giếng q trình khơng tương thích Nhiễm bẩn vỉa muối vơ cơ, sét, khống vật đá, nhũ tương Nhiễm bẩn vỉa muối vơ cơ, sét, khống vật đá, nhũ tương Nhiễm bẩn vỉa yếu tố thành hệ yếu, bở rời Nhiễm bẩn vỉa sét, khống vật đá, nhũ tương, muối vơ Nhiễm bẩn q trình sa lắng muối vơ cặn bẩn trình khai thác Nhiễm bẩn q trình sa lắng muối vơ cặn bẩn trình khai thác Nhiễm bẩn trình sa lắng muối vô cặn bẩn trình khai thác Quá trình tự sa lắng muối vơ q trình khai thác Q trình tự sa lắng muối vô trình khai thác Q trình tương tác khơng tương thích nguồn nước Nhiễm bẩn trình sa lắng muối vơ cơ, sét khống vật, thay đổi dịng chảy DẦU KHÍ - SỐ 7/2022 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Nguyên nhân nhiễm bẩn mỏ dầu Nguyễn nhân nhiễm bẩn mỏ Việt Nam Nhiễm bẩn muối vô 0,50 Nhiễm bẩn trình khai thác làm thay đổi địa học đất đá vỉa 0,40 0,30 0,20 0,10 Nhiễm bẩn trình dịch chuyển hạt mịn, khoáng vật 0,00 Nhiễm bẩn yếu tố từ dung dịch khoan, xử lý giếng, trương nở sét nguồn nước Nhiễm bẩn hợp chất hữu (paraffin, asphaltene, resin ) Nhiễm bẩn q trình hình thành nhũ tương, thay đổi dịng chảy Hình Nguyên nhân nhiễm bẩn mỏ Việt Nam giới thành phần chất lưu vỉa, tính chất đá vỉa, thơng số cơng nghệ mỏ, cơng nghệ khai thác 820 báo cáo xử lý giếng, vùng cận đáy giếng mỏ (Bảng 1) Dựa kết nghiên cứu phân tích thành phần mẫu cặn sa lắng lấy từ giếng khai thác, nhiễm bẩn giếng chia thành loại chính: nhiễm bẩn vơ nhiễm bẩn hữu [6] Nhiễm bẩn vô muối vơ lắng đọng hình thành từ cation, anion sa lắng có nước vỉa, nước khai thác, nước bơm ép phản ứng không tương thích lẫn để tạo thành kết tủa, trình tương tác đất đá thành hệ với nguồn nước vỉa/trong giếng làm tăng nồng độ ion gây sa lắng điều kiện khai thác nhiệt độ cao trình giảm áp đột ngột dẫn đến tạo kết tủa sa lắng muối carbonate, sulfate Lắng đọng vô chủ yếu cặn muối sulfate carbonate như: CaCO3, CaSO4, BaSO4, SrSO4 số loại muối silicate muối từ sắt [6] Cặn sa lắng thứ cấp hình thành trình dung dịch khoan chứa hàm lượng CaCl2 lớn, xử lý nứt vỉa thủy lực, xử lý loại bỏ lắng đọng muối, trình dập giếng… Ngồi ra, cặn sa lắng vùng cận đáy giếng lịng giếng có thành phần từ cát, bột kết khoáng vật sét xâm nhập qua thành hệ, gây bít nhét kênh dẫn sa lắng vùng cận đáy giếng, giếng hệ thống khai thác [4] Cấu trúc cặn sa lắng hỗn hợp hữu vơ dạng xếp lớp loại nhiễm bẩn vô hữu cơ, dạng kết hợp tự Trong đó, nhiễm bẩn hữu đóng vai trị chất keo tụ, kết dính để tạo mạng lưới với cặn sa lắng vô Việc kết hợp loại nhiễm bẩn đồng thời dạng sa lắng vơ DẦU KHÍ - SỐ 7/2022 hữu gây khó khăn cản trở hiệu việc xử lý giếng, xử lý vùng cận đáy giếng Đây ngun nhân làm cho cơng tác xử lý giếng hệ acid vô khơng thành cơng Vì vậy, để tối ưu cơng nghệ xử lý lòng giếng vùng cận đáy giếng cần xác định nguồn gốc, chế gây nhiễm bẩn lắng đọng, thành phần tác nhân gây nhiễm bẩn để lựa chọn hóa phẩm hay quy trình xử lý phù hợp Từ tài liệu mỏ thu thập được, nhóm tác giả phân loại chế nhiễm bẩn cho mỏ, sau tỷ trọng số lượng giếng bị nhiễm bẩn để xây dựng trọng số cho nguyên nhân nhiễm bẩn mỏ Việt Nam (Hình 1) Nguyên nhân nhiễm bẩn mỏ bể Cửu Long bể Nam Côn Sơn chủ yếu muối vô cơ, hạt sét mịn khống vật đá dịch chuyển gây bít nhét cổ lỗ rỗng, lỗ rỗng vùng cận đáy giếng tích tụ, sa lắng thiết bị lịng giếng Theo đánh giá chi tiết, mỏ Đại Hùng đại diện cho chế nhiễm bẩn vùng cận đáy giếng lịng giếng dịch chuyển tích tụ hạt sét mịn, hạt rắn khoáng vật đá trình khai thác Mỏ Thỏ Trắng đại diện cho chế bị nhiễm bẩn trình khơng tương thích nguồn nước Mỏ Cá Ngừ Vàng đại diện cho chế nhiễm bẩn trình bơm ép nước trộn lẫn khơng tương thích với nước vỉa có hàm lượng ion gây sa lắng Ca2+ cao trình tự sa lắng thay đổi thủy động lực học vùng cận đáy giếng, đáy giếng đến miệng giếng khai thác 2.1 Nguyên nhân gây nhiễm bẩn vùng cận đáy giếng dịch chuyển tích tụ hạt sét mịn, hạt rắn khoáng vật đá trình khai thác mỏ Đại Hùng Lưu lượng dầu khai thác giếng DH-4X giai đoạn từ tháng - 12/2011 giảm từ 900 - 1.000 thùng/ngày xuống 720 - 750 thùng/ngày [2] Kết phân tích thành phần dầu vỉa với hàm lượng paraffin từ 15 - 18%, asphaltene từ 0,5 - 0,9%, nhựa từ 4,5 - 5% (Hình 2) chứng minh khả gây sa lắng, nhiễm bẩn điều kiện nhiệt độ vỉa (khoảng 120oC) thấp, gây sa lắng nhiệt độ PETROVIETNAM Hàm lượng paraffin 20 4X, TDS = 27,244 mg/L Na+ + K+ HCO3- + CO3- 15 Đại Hùng 10 Ca2+ SO42- 100 Cl- + F- Mg2+ 10 mEq/L 81 810 Asphaltene Hàm lượng nhựa Hình Thành phần chất lưu vỉa mỏ Đại Hùng Lịch sử khai thác giếng DH-4X 100 90 Skin=1 1.000 80 70 800 60 600 50 Skin=4 40 400 Độ ngập nước Lưu lượng dầu khai thác (thùng/ngày), áp suất miệng giếng (psi) 1.200 30 20 200 10 6/6/2011 14/9/2011 23/12/2011 Lưu lượng dầu khai thác 1/4/2012 10/7/2012 Áp suất miệng giếng 18/10/2012 Độ ngập nước 26/1/2013 Hình Phân tích khai thác đánh giá hệ số nhiễm bẩn skin giếng DH-4X 60oC vị trí ống khai thác gần miệng giếng miệng giếng Kết phân tích cho thấy có dấu hiệu paraffin miệng giếng Thành phần nước vỉa hàm lượng thấp ion gây sa lắng (Ca2+, Mg2+, SO42-, HCO3+ CO32-) nên nguy gây sa lắng muối vơ q trình thay đổi thủy động lực học cận đáy giếng đáy giếng không cao (Hình 2) Nhiễm bẩn vùng cận đáy giếng xác định qua phân tích hệ số nhiễm bẩn (hệ số skin), hệ số skin tăng từ lên với lưu lượng khai thác thời gian khai thác từ tháng - 12/2011 (Hình 3) Kết phân tích mẫu cặn sa lắng thu từ trình khai thác cho thấy cặn chủ yếu thạch anh (hàm lượng > 90%), kaolinite, pyrite khoáng vật analcime (Hình 4) Vì vậy, chế nhiễm bẩn giếng chủ yếu hạt mịn theo dòng chất lưu từ vỉa dịch chuyển vùng cận đáy giếng, ngày tích tụ làm giảm độ thấm vùng cận đáy giếng, dẫn tới giảm lưu lượng giếng Bên cạnh đó, giếng DH-4X khai thác với hàm lượng nước cao 27 - 30% nên hình thành hệ nhũ tương nước - dầu dẫn đến tượng cản trở dòng dầu chảy vào giếng vùng cận đáy giếng 2.2 Nhiễm bẩn muối vơ từ q trình tương tác khơng tương thích nước bơm ép nước vỉa, trình thay đổi thủy động lực học vùng cận đáy giếng mỏ Cá Ngừ Vàng Trong giai đoạn khai thác từ 2013 - 2015, giếng CNV1P CNV-3P ngập nước nhanh ảnh hưởng DẦU KHÍ - SỐ 7/2022 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Hình Kết phân tích thành phần mẫu cặn sa lắng Thành phần nước khai thác Đánh giá hệ số khai thác PI độ ngập nước Hình Thành phần nước khai thác mức độ ảnh hưởng giếng bơm ép đến giếng CNV-1P thiết bị bề mặt Vì vậy, chế nhiễm bẩn giếng CNV-1P trình kết hợp loại sa lắng điển hình CaSO4 chiếm ưu vùng cận đáy giếng đáy giếng, CaCO3 chiếm ưu giếng thiết bị bề mặt (Hình 6) Trong năm 2015, thiết bị bề mặt phát cặn sa lắng với thành phần phân tích hỗn hợp CaCO3 (hàm lượng > 80%) CaSO4 (hàm lượng > 10%) 2.3 Nhiễm bẩn muối vơ từ q trình tương tác khơng tương thích nguồn nước vỉa giếng khai thác mỏ Thỏ Trắng Sa lắng muối bên choke Đường kính giảm sau sa lắng muối Hình Hiện tượng sa lắng muối choke giếng khai thác trình bơm ép nước từ giếng bơm ép CNV-6P/I [2] Thành phần ion nước khai thác giếng CNV-1P thay đổi theo xu hướng trộn lẫn với nước giếng bơm ép (Hình 5) Ngồi ra, giếng khai thác CNV-1P-ST1 CNV-3P bị giảm hệ số khai thác (PI) khoảng 50% giai đoạn Các nghiên cứu đánh giá phần mềm dự báo sa lắng muối nước vỉa chứa hàm lượng Ca2+ cao (do trình dung dịch khoan chứa CaCl2 trước đó) hịa trộn khơng tương thích với nước bơm ép xâm nhập vùng cận đáy giếng CNV-1P chứa hàm lượng anion SO42- cao tạo thành muối sa lắng CaSO4 vùng cận đáy giếng đáy giếng khai thác Do trình thay đổi thủy động lực học, pH giếng khai thác từ đáy giếng lên miệng giếng làm nước khai thác có chứa hàm lượng cation Ca2+ cao trở nên bão hòa với CaCO3 tạo sa lắng muối lịng giếng DẦU KHÍ - SỐ 7/2022 Kết phân tích thành phần nước khai thác, nước vỉa mỏ Thỏ Trắng cho thấy nước vỉa đối tượng Oligocene có chứa hàm lượng ion gây sa lắng cao, hàm lượng HCO3- CO32- lên đến 2.000 ppm (Hình 7) [2] Trong đó, thành phần nước vỉa đối tượng Miocene ghi nhận hàm lượng Ca2+ cao Phần mềm đánh giá sa lắng muối chứng minh với điều kiện khai thác nhiệt độ cao trình giảm áp mạnh vị trí vùng cận đáy giếng, đáy giếng thiết bị lòng giếng van gaslift có tham gia trình tách khí lượng lớn cặn sa lắng muối vơ CaCO3 hình thành Thực tế giếng mỏ Thỏ Trắng PETROVIETNAM Giếng 24P/ThTC-3 Na+ + K+ Miocene mỏ Thỏ Trắng HCO3- + CO3- Ca2+ 1.000 SO42Mg2+ 100 10 Cl- + F1 mEq/L 81 810 Oligocene mỏ Thỏ Trắng Na + K+ + HCO3- + CO3Ca2+ SO42Cl- + F- Mg2+ 1.000 100 10 mEq/L 81 810 Hình Thành phần nước vỉa cấu trúc giếng khai thác đồng thời Oligocene Miocene giếng mỏ Thỏ Trắng có tượng sa lắng muối đồng thời đáy giếng khoảng khai thác Oligocene Miocene Nhiễm bẩn lịng giếng ThT-24P q trình tương tác khơng tương thích nguồn nước Miocene Oligocene Quá trình tự sa lắng muối CaCO3 ion Ca2+ HCO3- suy giảm áp suất đột ngột vị trí giếng, đáy giếng vùng cận đáy giếng ghi nhận giếng ThT-6X, 20P, 5X Đánh giá nguyên nhân ảnh hưởng đến hiệu xử lý vùng cận đáy giếng đề xuất quy trình xử lý acid tối ưu 3.1 Các phương pháp xử lý giếng vùng cận đáy giếng - Một số nghiên cứu thử nghiệm giải pháp công nghệ xử lý vùng cận đáy giếng áp dụng mỏ dầu khí giới Việt Nam như: phương pháp học gọi dòng hiệu quả, đặt packer, đặt cầu “ball sealers”, tạo xung/sóng siêu âm, gia nhiệt lịng giếng, phương pháp kết hợp nứt vỉa thủy lực hạt chèn, phương pháp xử lý hóa học hệ acid vô cơ/hữu mang lại hiệu gia tăng sản lượng, phục hồi độ thấm dòng chảy cho giếng khai thác [7] Trong đó, phương pháp xử lý giếng tác động lên vùng cận đáy giếng hệ hóa phẩm (như xử lý acid, xử lý/ngăn ngừa lắng đọng paraffin/asphaltene, xử lý sa lắng muối) mang lại hiệu gia tăng sản lượng khai thác tốt khả thi kinh tế so với phương pháp lại Phương pháp xử lý acid phương pháp bơm hệ hóa phẩm với thành phần chủ yếu acid vào vỉa làm hịa tan khống vật, cặn sa lắng gây bít nhét để phục hồi, gia tăng độ thấm vùng cận đáy giếng Hệ acid thông thường hay sử dụng acid clohydric (HCl) để hịa tan cặn sa lắng, hạt rắn khống vật có gốc carbonate hệ acid kết hợp acid clohydric acid flohydric (HF/ HCl) để hòa tan khống vật đá, cặn sa lắng có gốc silicat sét, cát bở rời, feldspar Một số loại acid khác thử nghiệm acid hữu yếu dạng tác nhân chelate, acid ethylene diamine tetra acetic (EDTA), acid glutamic, acid iacetic… để hòa tan muối vơ sa lắng có gốc sulfate Hệ hóa phẩm để áp dụng xử lý acid nghiên cứu thử nghiệm với dung dịch kết hợp acid vô acid hữu để tạo hiệu cao Ngồi ra, hệ hóa phẩm xử lý giếng ln tích hợp nhiều hợp chất chất chống ăn mòn, phân tán, phụ gia để tăng hiệu hòa tan Đặc biệt, thử nghiệm áp dụng gần tiến hành kết hợp chất ức chế sa lắng dung dịch acid để tăng hiệu xử lý Phương pháp xử lý acid giếng, vùng cận đáy giếng mỏ thuộc bể Cửu Long bể Nam Côn Sơn chủ yếu sử dụng hỗn hợp dung dịch acid muối, hỗn hợp dung dịch acid sét, hệ nhũ tương dầu - acid sét, dung dịch bọt - acid sét nhằm hòa tan cặn vô cơ, hữu cơ, cặn bẩn từ sét, hạt rắn, sa lắng thứ cấp khác Các hệ hóa phẩm cho xử lý giếng vùng cận đáy giếng tồn vấn đề sau: có tính ăn mịn cao, hiệu xử lý khơng dài, hóa phẩm không thâm nhập sâu vào vỉa phản ứng nhanh trình bơm vào giếng khai thác… Đặc biệt, trước xử lý giếng vùng cận đáy giếng chưa tiến hành nghiên cứu đánh giá chi tiết chế nhiễm bẩn vỉa, không định hướng hệ hóa phẩm phù hợp nên sau xử lý sản lượng số giếng không gia tăng hiệu phương pháp không cao Công nghệ xử lý acid chia thành loại chính: rửa acid, xử lý acid vùng cận đáy giếng - Rửa acid: Bơm acid vào lòng giếng để loại bỏ cặn hòa tan bám thành giếng khoan lỗ bắn vỉa, lắng đọng carbonate, bùn sét tích tụ thiết bị lòng giếng, lòng giếng - Xử lý acid vùng cận đáy giếng: Bơm dung dịch chứa hệ acid vô cơ/ hữu vào hệ thống khe nứt, kênh dẫn vùng vỉa lân cận đáy giếng với áp suất bơm nhỏ áp suất phá vỡ vỉa để thông qua chế hịa tan, phục hồi DẦU KHÍ - SỐ 7/2022 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ 3.2 Hiệu xử lý giếng, vùng cận đáy giếng hệ acid mỏ thuộc bể Cửu Long bể Nam Côn Sơn Hiệu xử lý acid vùng cận đáy giếng phụ thuộc chủ yếu vào tính chất thành phần thạch học, tính chất thấm chứa, thành phần cặn sa lắng, thủy động lực học vùng cận đáy giếng mức độ ngập nước giếng Các yếu tố định lựa chọn hệ hóa phẩm cơng nghệ xử lý phù hợp Các hợp chất calcite, sulfate, dolomite, siderite, quartz, natri feldspar, kali feldspar, kaolinite, montmorillonite từ đá vỉa, cặn sa lắng vùng cận đáy giếng, lòng giếng cần tập trung nghiên cứu làm rõ để đưa cơng thức, thành phần hóa học phù hợp cho hệ hóa phẩm cơng đoạn bơm ép, xử lý cho giếng khai thác gặp cố Trong phạm vi nghiên cứu, yếu tố/tính chất địa chất, thạch học, công nghệ mỏ vùng cận đáy giếng/ khu vực xử lý tập trung làm rõ phân tích chi tiết để xác định trường hợp xử lý thành cơng thất bại điển yếu tố ảnh hưởng đến trình xử lý Cơng nghệ xử lý giếng xử lý acid áp dụng nhiều thành công mỏ Bạch Hổ [3], Rồng, Thỏ Trắng Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro” quản lý Riêng Vietsovpetro giai đoạn 10 DẦU KHÍ - SỐ 7/2022 400 350 Số lần xử lý (lần) làm tăng độ thấm vùng vỉa chứa [6] Với đá chứa carbonate, xử lý acid có tác dụng tạo mở rộng kênh dẫn tiến sâu vào bên vỉa sản phẩm Với đá chứa lục nguyên, xử lý acid giúp loại bỏ nhiễm bẩn, phục hồi độ thấm nguyên trạng vỉa chứa vùng cận đáy giếng; mở rộng hệ thống kênh dẫn, tăng độ thấm cho vùng vỉa Ngồi việc bơm hệ acid vơ cơ/hữu vào vỉa cịn kết hợp phương pháp với phương pháp nứt vỡ thủy lực, bơm ép bọt khí, nhũ tương dầu - acid, hệ chất hoạt động bề mặt, polymer, enzyme, hệ không acid để tăng hiệu phương pháp 300 Số lượng Hồn thành có hiệu Khơng có hiệu quả/Không đánh giá 250 200 150 100 50 Acid muối Acid sét Acid muối Nhũ tương Nhũ tương Bọt acid Polymer Phương acid pháp khác + acid sét dầu acid dầu acid muối sét Hình Các phương pháp xử lý acid mỏ Bạch Hổ khai thác từ 1988 - 2020 thử nghiệm áp dụng xử lý vùng cận đáy giếng phương pháp acid 823 lần Trong giai đoạn 2007 - 2012, nhà điều hành dầu khí Việt Nam tiến hành thử nghiệm xử lý acid vùng cận đáy giếng hệ dung dịch acid sét nhũ tương dầu - acid sét thu kết tốt với tỷ lệ thành công 70% Phương pháp rửa acid acid muối acid hữu chủ yếu tập trung cho mỏ Thỏ Trắng giai đoạn 2014 - 2020 đem lại hiệu tốt thời gian đầu bị nhiễm bẩn Nguyên nhân tần suất phải xử lý acid cao dẫn đến hư hỏng ống khai thác, thiết bị khai thác q trình nhiễm bẩn muối vơ tăng cường làm sản lượng bị suy giảm nhanh Mức độ thành công với giếng khai thác mỏ Thỏ Trắng khoảng 64% Trong giếng khai thác đơn tầng, cặn sa lắng chủ yếu tập trung khoảng mở vỉa Oligocene dưới, cịn với giếng khai thác đa tầng hai khoảng Miocene Oligocene có cặn sa lắng CaCO3 Phương pháp xử lý Việt Nam chủ yếu bơm ép vào giếng không thực “coil tubing” nên mức độ tiếp xúc hòa tan acid chưa lớn kỳ vọng [7] Kết đánh giá hiệu xử lý acid đối tượng khai thác mỏ chứng minh đối tượng móng mỏ có hiệu xử lý acid cao nhất, 75%, sau đối tượng Oligocene với 70% (Hình 10) Với trầm tích Miocene, kết xử lý cho thấy rủi ro cao tỷ lệ thành công khoảng 50% Bể Nam Côn Sơn, mỏ Đại Hùng áp dụng công nghệ xử lý vùng cận đáy giếng phương pháp bơm hệ dung dịch acid sét kết hợp dầu diesel cho giếng khai thác Kết cho thấy giải pháp bơm nhũ tương dầu diesel - acid giúp xử lý nhiễm bẩn vùng cận đáy giếng đưa 6/8 giếng ngầm khai thác trở lại ổn định với lưu lượng gia tăng 12 - 40% Một số giếng khai thác bơm ép bể Cửu Long áp dụng phương pháp xử lý giếng xử lý cặn sa lắng lòng giếng, xử lý vùng cận đáy giếng hệ acid vô cơ/hữu hiệu chưa đạt kỳ vọng, có trường hợp làm ảnh hưởng đến thiết bị lòng giếng bị ăn mòn gây cố hoạt động trở lại Nghiên cứu PETROVIETNAM với giếng có độ thấm kênh nứt nẻ lớn (Hình 12) 140 120 Từ ngun nhân thành cơng không thành công xử lý acid vùng cận đáy giếng, nhóm tác giả có nhận định sau: Số lần xử lý (lần) 100 80 60 Đánh giá nguyên nhân nhiễm bẩn giếng vùng cận đáy giếng chưa xác do: 40 20 Miocene Số lượng Oligocene Hồn thành có hiệu Miocene Oligocene Khơng có hiệu quả/Khơng đánh giá Hình Đánh giá hiệu phương pháp xử lý acid mỏ Thỏ Trắng 600 Số lần xử lý (lần) 500 400 300 200 100 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Miocene Móng Oligocene Oligocene Nhiều vỉa sản phẩm Số lượng Hồn thành có hiệu Khơng có hiệu quả/Khơng đánh giá Tỷ lệ thành cơng Hình 10 Đánh giá hiệu phương pháp xử lý acid theo đối tượng khai thác mỏ bể Cửu Long tiến hành phân tích chi tiết yếu tố thạch học, thủy động lực học tính chất thấm chứa, dẫn động vùng cận đáy giếng để làm rõ nguyên nhân ảnh hưởng đến hiệu xử lý 3.3 Nguyên nhân ảnh hưởng đến hiệu xử lý acid vùng cận đáy giếng đề xuất quy trình xử lý tối ưu Kết đánh giá cho thấy số giếng xử lý acid vùng cận đáy giếng không thành công đối tượng khai thác Miocene có hàm lượng khống vật kaolinite sét cao nhiều so với giếng thành công Điều chứng minh khả hòa tan acid với khoáng vật kaolinite yếu so với loại khoáng vật khác sét [8] Kết từ giếng thành cơng đại diện cho đối tượng móng cho thấy yếu tố thủy động lực, tính chất thấm chứa vùng cận đáy giếng có tác động quan trọng đến hiệu xử lý hệ acid Áp suất đáy giếng, chênh áp áp suất đáy giếng áp suất vỉa giếng thành công khơng thành cơng móng kết phân tích tính tốn độ thấm giếng cho thấy xử lý acid vùng cận đáy giếng móng phù hợp + Đa số mỏ bể Cửu Long bể Nam Côn Sơn chưa tiến hành xác định chế nhiễm bẩn vỉa đánh phân tích khai thác (PI, skin), chế nhiễm bẩn vơ cơ/hữu cơ/nhũ tương + Chưa đánh giá trình xâm nhập nước bơm ép (hàm lượng anion sa lắng SO42- cao) nên việc xử lý acid muối acid sét không đạt hiệu Những trường hợp muối vô sulfate cần tiến hành xử lý kết hợp tối ưu với acid hữu chelate để hòa tan cặn + Chưa đánh giá thực chất giếng khai thác đồng thời nhiều tập vỉa, đặc biệt giếng chịu ảnh hưởng từ bơm ép nước số tập vỉa dẫn đến q trình khơng tương thích nước bơm ép nước vỉa lòng giếng làm cản trở q trình xử lý thiết bị lịng giếng, lịng giếng acid HCl/HF Hoặc ảnh hưởng trình xâm nhập nước vỉa nước bơm ép làm ranh giới dầu nước vùng cận đáy giếng nâng lên, tiệm cận với tầng khai thác giếng + Đánh giá thành phần thạch học, hàm lượng khống vật sét cho giếng cịn hạn chế nên lựa chọn hệ hóa phẩm xử lý chưa phù hợp Với giếng có vùng cận đáy giếng chứa hàm lượng kaolinite, hàm lượng sét tổng cao, tính chất thấm chứa khơng nên tiến hành xử lý acid - Lựa chọn giếng thực công nghệ xử lý acid chưa đạt hiệu cao do: + Thiết bị lịng giếng khơng kín áp suất vỉa thấp giếng tiềm DẦU KHÍ - SỐ 7/2022 11 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ 0% 50% 0,3 100% 0,3 2.855,0/2.863,0 2.963,3/2.855,3 BH 806 BH 817 BH 818 2.968,3/2.860,3 Kaolinite 2.968,5/2.860,5 Chlorite 2.970,9/2.862,9 Illite 2.971,5/2.863,5 Smectite 31,7 51,2 Mixed 2.906,0 Zeolite 3.065,3/2.906,3 8,1 2.850,0 8,1 3.164,5/2.850,5 Hình 11 Thành phần khống vật sét theo chiều sâu giếng không thành công + Nhiều giếng có ranh giới nước dầu gần giếng, số tập vỉa có tính chất thấm chứa tốt ngập nước lớn acid làm tăng độ dẫn thủy kênh dẫn nước khiến cho tổng khối lượng chất lưu tăng sản lượng dầu giảm - Hệ hóa phẩm xử lý chưa tối ưu Đa số mỏ Việt Nam xử lý với nồng độ khoảng - 15% HCl, - 3% HF, 5% CH3COOH Nồng độ acid xử lý cao - đến 15% HCl, 3% HF, 5% CH3COOH - phù hợp với vỉa chứa có độ thấm cao > 100 mD - Lượng acid bị tiêu hao nhanh chóng q trình bơm ép phản ứng hấp phụ lên đá vỉa dẫn đến dung dịch tiếp tục xâm nhập vào vỉa với nồng độ thấp chứa lượng đáng kể sản phẩm phản ứng dẫn đến giảm độ sâu tác động dung dịch acid vào vỉa, tạo kết tủa thứ cấp vùng cần xử lý - Cần tiến hành nghiên cứu áp dụng tối ưu nồng độ acid cho khoảng độ thấm, đặc biệt cần tính chất vỉa chứa, thành phần thạch học hàm lượng sét khác giếng khai thác Từ kết đánh giá quy trình xử lý acid 12 DẦU KHÍ - SỐ 7/2022 Độ thấm tính tốn (mD) + Các giếng có hệ số khai thác (PI) thấp, áp suất vỉa thấp dẫn đến khơng hiệu gọi dịng khó khăn Chênh lệch áp suất (atm) + Chưa đảm bảo chênh áp ngồi khơng vượt q áp suất làm việc cho phép “packer” thiết bị lòng giếng 180 160 140 120 100 80 60 40 20 -50 180 160 140 120 100 80 60 40 20 -50 Móng: Chênh lệch áp suất đáy giếng (DeltaP) Giếng khơng thành công Giếng thành công 50 100 150 200 250 300 350 400 Hiệu gia tăng sản lượng khai thác (tấn/ngày đêm) Móng: Độ thấm tính tốn giếng Giếng không thành công Giếng thành công 50 100 150 200 250 300 350 Hiệu gia tăng sản lượng khai thác (tấn/ngày đêm) 400 Hình 12 Phân tích tính chất thấm, chênh áp giếng thành công không thành công giếng thành công khơng thành cơng, đối tượng khai thác móng Oligocene nên xử lý hệ acid sét nhũ tương dầu/DO acid sét; đối tượng Miocene nên áp dụng xử lý hệ acid sét Quy trình xử lý acid tối ưu cho giếng khai thác dầu móng Oligocene thực theo bước chi tiết sau: PETROVIETNAM Bảng Quy trình xử lý acid vùng cận đáy giếng hệ acid tối ưu + HF: - 5%; + HCl: - 10%; - Lắp đặt, bơm thử độ kín đường ống, bơm, bồn hóa phẩm…kết nối từ tàu/thiết bị xử lý acid đến đầu giếng; - Dừng giếng, xác định thơng số giếng; + Chất ức chế ăn mịn: - 5%; - Tính tốn xây dựng chi tiết quy trình bơm ép acid tối ưu; + Chất hoạt động bề mặt: 0,5 - 1%; - Lắp đặt thiết bị “coil tubing”, áp dụng công nghệ này; + Acid phụ trợ: - 2%; - Bơm thể tích tối ưu DO/dầu/HC (hoặc NH4Cl/HCl/acid hữu cơ/các hóa chất/dung mơi/chelate) để hịa tan lắng đọng hữu cơ, vơ lòng giếng, thiết bị lòng giếng, đáy giếng, bề mặt thành hệ tạo điều kiện cho acid tiếp xúc sâu vào đá vỉa bước xử lý tiếp theo; - Bơm thể tích tối ưu hỗn hợp acid (acid sét/nhũ tương acid sét/acid hữu cơ/hỗn hợp bọt khí - acid/acid muối); - Đóng giếng, ngâm hệ acid khoảng thời gian tối ưu để phản ứng hịa tan Xác định thơng số giếng, kiểm tra parker; - Bơm thể tích tối ưu DO/dầu/HC đẩy dung dịch acid vào vùng cận đáy giếng; - Bơm nước bơm ép vào vỉa; - Bơm thể tích tối ưu dung dịch Na 2CO3 15% để trung hòa acid dư; - Tiến hành gọi dòng Bước 1: Nghiên cứu đánh giá lựa chọn giếng xử lý acid + Đánh giá tính chất lưu vỉa; + Đánh giá tính chất địa chất chung khu vực; + Đánh giá tính chất thạch học, thành phần sét vùng cận đáy giếng; + Đánh giá tính chất thấm chứa vùng cận đáy giếng khu vực; + Đánh giá khoảng mở vỉa tính chất dịng chảy; + Đánh giá mức độ xâm nhập đáy nước, nguồn nước theo tập vỉa khai thác; + Đánh giá chế sa lắng muối vùng cận đáy giếng, lòng giếng; + Đánh giá thiết bị lòng giếng, quỹ đạo giếng thiết bị hoàn thiện giếng; + Xác định áp suất lượng vùng cận đáy giếng; + Xác định khả thu hồi dầu giếng trước sau xử lý; + Xem xét khoảng mở vỉa khai thác tài liệu log để dự đoán khả xâm nhập dung dịch acid; + Đánh giá khả xâm nhập acid vào thành hệ Bước 2: Nghiên cứu lựa chọn hệ acid tối ưu với nồng độ phù hợp điều kiện vỉa chứa, thành phần thạch học chế nhiễm bẩn + CH3COOH: - 5%; + Các hóa chất phụ trợ khác; + Với trường hợp sử dụng hệ nhũ tương dầu - acid tỷ lệ bơm đẩy sau: Nhũ tương dầu/diesel/DO từ 30 - 40%; dung dịch acid từ 60 - 70% Bước 3: Tiến hành xử lý acid vùng cận đáy giếng hệ acid tối ưu quy trình Bảng Kết luận Nghiên cứu tiến hành đánh giá trạng khai thác, thông tin từ địa chất thạch học, tính chất chất lưu vỉa, công nghệ mỏ, công nghệ khai thác đến cấu trúc giếng giếng khai thác dầu, mỏ thuộc bể Cửu Long bể Nam Côn Sơn để xác định ngun nhân gây tình trạng nhiễm bẩn vùng cận đáy giếng Kết phân tích đánh giá chế nhiễm bẩn giếng khai thác Việt Nam muối vơ với phần nhỏ kết dính hữu cơ, hạt sét mịn khoáng vật đá dịch chuyển gây bít nhét cổ lỗ rỗng, lỗ rỗng vùng cận đáy giếng tích tụ, sa lắng thiết bị lòng giếng, thay đổi thủy động lực học dòng chảy nhũ tương vùng cận đáy giếng khai thác Quy trình xử lý cặn sa lắng giếng, xử lý acid vùng cận đáy giếng đánh giá để xây dựng mối quan hệ thơng số, đặc trưng điển hình áp dụng Từ đó, đề xuất quy trình tối ưu phương pháp xử lý acid vùng cận đáy giếng góp phần giảm thiểu rủi ro, nâng cao hiệu khai thác mỏ dầu khí phục vụ cơng tác quản lý, điều hành mỏ triển khai áp dụng DẦU KHÍ - SỐ 7/2022 13 THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Lời cảm ơn Nhóm tác giả trân trọng cảm ơn Tập đồn Dầu khí Việt Nam Viện Dầu khí Việt Nam hỗ trợ nguồn lực tài trợ kinh phí thực nghiên cứu theo Hợp đồng số 4441/HĐ-DKVN ngày 5/8/2021 v/v Nghiên cứu công tác xử lý acid lòng giếng vùng cận đáy giếng cho giếng khai thác dầu thuộc bể Cửu Long Nam Côn Sơn, thềm lục địa Việt Nam Tài liệu tham khảo [1] Hoàng Long, “Nghiên cứu lựa chọn giải pháp công nghệ thực nghiệm đánh giá tác nhân nâng cao hệ số thu hồi dầu cho đối tượng trầm tích lục nguyên mỏ dầu thuộc bể Cửu Long”, Viện Dầu khí Việt Nam, 2022 [2] Tập đồn Dầu khí Việt Nam, Báo cáo trữ lượng sản lượng khai thác dầu khí hàng năm mỏ dầu khí (Bạch Hổ, Rồng, Sư Tử Đen, Tê Giác Trắng, Rạng Đông…); Báo cáo phê duyệt trữ lượng dầu khí (RAR), HIIP; Báo cáo trữ lượng dầu khí cập nhật, Kế hoạch phát triển mỏ đại cương (ODP); Kế hoạch phát triển mỏ (FDP); Kế hoạch phát triển mỏ điều chỉnh mỏ thuộc bể trầm tích Cửu Long [3] Viện Nghiên cứu Khoa học Thiết kế Dầu khí biển, “Sơ đồ công nghệ điều chỉnh mới khai thác và xây dựng mỏ Bạch Hổ”, 2018 [4] D Brant Bennion, “An overview of formation damage mechanisms causing a reduction in the productivity and injectivity of oil and gas producing formations”, Journal of Canadian Petroleum Technology, Vol 41, No 11, 2002 DOI: 10.2118/02-11-DAS [5] Oscar Medina-Erazo, Juan Castaño-Correa, Cristina Caro-Vélez, Richard Zabala-Romero, BahamónPedrosa, Farid Cortés-Correa and Camilo Franco-Ariza, “Disaggregation and discretization methods for formation damage estimation in oil and gas fields: An overview”, Dyna (Medellin, Colombia), Vol 87, No 213, pp 105 - 115, 2019 DOI:10.15446/dyna.v87n213.84377 [6] Từ Thành Nghĩa, Nguyễn Thúc Kháng, Nguyễn Quốc Dũng, “Công nghệ xử lý vùng cận đáy giếng mỏ dầu khí thềm lục địa Việt Nam”, 2016 [7] Wayne P.Mitchell, Dario Stemberger, and A.N Martin “Is acid placement through coiled tubing better than bullheading”, SPE/ICoTA Coiled Tubing Conference and Exhibition, Houston, Texas, - April 2003 DOI: 10.2118/81731-MS [8] P.Komadel and J.Madejová, “Acid activation of clay minerals”, Development in Clay Science, Vol 5, pp 385 - 409, 2013 DOI: 10.1016/B978-0-08-098258-8.00013-4 DAMAGE MECHANISM AT NEAR-WELLBORE REGION AND TREATMENT SOLUTIONS FOR PRODUCTION WELLS IN CUU LONG AND NAM CON SON BASINS, CONTINENTAL SHELF OF VIETNAM Hoang Long, Nguyen Minh Quy, Phan Vu Anh, Le Thi Thu Huong, Le The Hung, Hoang Linh, Bui Viet Dung, Nguyen Van Do Vietnam Petroleum Institute Email: longh@vpi.pvn.vn Summary Near-wellbore damage or contamination can be caused by a combination of several mechanisms, including clay swelling, drilling mud loss or change in water saturation, wettability alteration, emulsion blockage, mutual precipitation of soluble salts in the wellbore-fluid filtrate and formation water due to significant and relatively abrupt changes of kinetic parameters like pressure and temperature, deposition of paraffin or asphaltenes, fine migration, etc In this paper, the main causes of near-wellbore contamination of several wells in the Cuu Long basin are presented Based on the analysis of the actual production status of contaminated wells, and the mechanisms of scale formation and fine migration, the most appropriate treatment methods are proposed for production stimulation of the oil wells in the Cuu Long and Nam Con Son basins Optimal acidising treatment for the near-wellbore region will contribute to minimising risks, improving production efficiency and facilitating field management and operation Key words: Scale deposition, near-wellbore damage, near-wellbore treatment, acidising treatment Cuu Long basin, Nam Con Son basin 14 DẦU KHÍ - SỐ 7/2022 ... tác xử lý acid lịng giếng vùng cận đáy giếng cho giếng khai thác dầu thuộc bể Cửu Long Nam Côn Sơn, thềm lục địa Việt Nam Tài liệu tham khảo [1] Hoàng Long, “Nghiên cứu lựa chọn giải pháp công... phân loại chế nhiễm bẩn cho mỏ, sau tỷ trọng số lượng giếng bị nhiễm bẩn để xây dựng trọng số cho nguyên nhân nhiễm bẩn mỏ Việt Nam (Hình 1) Nguyên nhân nhiễm bẩn mỏ bể Cửu Long bể Nam Côn Sơn chủ... nghệ khai thác đến cấu trúc giếng giếng khai thác dầu, mỏ thuộc bể Cửu Long bể Nam Côn Sơn để xác định ngun nhân gây tình trạng nhiễm bẩn vùng cận đáy giếng Kết phân tích đánh giá chế nhiễm bẩn giếng