Tạp chí của tập đoàn dầu khí quốc gia Việt Nam - Petrovietnam - Số 8 - 2011 pdf

Tập thể cán bộ lãnh đạo, công nhân viên người Nga và người Việt trong Liên doanh Rusvietpetro với sự ủng hộ của Zarubezhneft và Petrovietnam đã đoàn kết nhất trí cao, hoàn thành khối lượ

SỐ 8 - 2011 T¹p chÝ cña tËp ®oµn dÇu khÝ quèc gia viÖt nam - petrovietnam

ISSN-0866-854X

Môi trường trầm tích và sự thay đổi độ rỗng

của các thể cát chứa dầu khí, hệ tầng Trà Cú, tập F tuổi Eocen - Oligocen, bồn trũng Cửu Long

Môi trường trầm tích và sự thay đổi độ rỗng

của các thể cát chứa dầu khí, hệ tầng Trà Cú, tập F tuổi Eocen - Oligocen, bồn trũng Cửu Long

Môi trường trầm tích và sự thay đổi độ rỗng

của các thể cát chứa dầu khí, hệ tầng Trà Cú, tập F tuổi Eocen - Oligocen, bồn trũng Cửu Long

Sáng ngày 17/8/2011, đồng chí Ngô Văn Dụ - Ủy

viên Bộ Chính trị, Bí thư Trung ương Đảng, Chủ

nhiệm Ủy ban Kiểm tra Trung ương cùng đoàn công tác

đã đến thăm và làm việc với Tập đoàn Dầu khí Việt Nam

Cùng tham dự buổi làm việc có đồng chí Trương Quang

Nghĩa - Ủy viên BCH Trung ương Đảng, Bí thư Đảng ủy

Khối Doanh nghiệp Trung ương

Báo cáo với đồng chí Ngô Văn Dụ và đoàn công tác,

Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam TSKH Phùng

Đình Thực cho biết: Thực hiện Kết luận của Bộ Chính trị

về chiến lược phát triển Ngành Dầu khí Việt Nam đến

năm 2015 và định hướng đến năm 2025, Kết luận của

Bộ Chính trị về thí điểm mô hình Tập đoàn kinh tế, Tập

đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam đã tập trung tối đa mọi

nguồn lực để đẩy mạnh sản xuất kinh doanh, nâng cao

năng lực cạnh tranh Tập đoàn đã chuyển đổi thành công

từ mô hình Tổng công ty sang hoạt động theo mô hình

Tập đoàn kinh tế, cơ bản hình thành được Ngành công

nghiệp Dầu khí Việt Nam hoàn chỉnh từ khâu tìm kiếm

thăm dò, khai thác - khí - điện - chế biến và dịch vụ dầu

khí Tập đoàn đã đưa 5 nhóm sản phẩm mới vào phục

vụ nền kinh tế quốc dân: sản phẩm điện, sản phẩm xăng

dầu, sản phẩm CNG, sản phẩm năng lượng sạch và sản

phẩm nhiên liệu sinh học

Tập đoàn đã thực hiện tốt vai trò là một trong những đầu tàu kinh

tế của đất nước, là công cụ điều tiết kinh tế vĩ mô của Nhà nước, là lực lượng nòng cốt để kinh tế Nhà nước thực hiện vai trò chủ đạo trong nền kinh tế Đặc biệt, trong 6 tháng đầu năm 2011, Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam đạt doanh thu 340 nghìn tỷ đồng, nộp ngân sách Nhà nước đạt 75 nghìn tỷ đồng Tập đoàn đã đẩy mạnh hoạt động và tập trung đầu tư vào các lĩnh vực kinh doanh cốt lõi đó là: tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí (ở trong và ngoài nước), lọc hóa dầu, công nghiệp khí, công nghiệp điện, dịch vụ kỹ thuật dầu khí, tích cực tham gia bảo vệ bảo vệ chủ quyền Quốc gia trên biển, đóng góp lớn trong công tác an sinh xã hội Trong công tác Đảng, Đảng ủy Tập đoàn triển khai tập trung lãnh đạo, chỉ đạo quyết liệt thực hiện các nghị quyết, chỉ thị, kết luận của Bộ Chính trị, Chính phủ, Đảng ủy Khối Doanh nghiệp Trung ương; tích cực chương trình hành động thực hiện thắng lợi Nghị quyết Đại hội XI của Đảng, nâng cao năng lực, sức chiến đấu của các cấp

ủy đảng; đẩy mạnh việc học tập tư tưởng và làm theo tấm gương đạo đức Hồ Chí Minh trong toàn Tập đoàn

Phát biểu tại buổi làm việc, đồng chí Ngô Văn Dụ bày

tỏ sự vui mừng trước những kết quả đã đạt được của Tập đoàn trong suốt quá trình xây dựng và trưởng thành, đóng góp tích cực vào sự phát triển của đất nước qua các giai đoạn Đồng chí Ngô Văn Dụ mong cán bộ, công chức, viên chức và người lao động Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam tiếp tục có nhiều đóng góp to lớn hơn nữa vào công cuộc xây dựng và bảo vệ đất nước

Cùng ngày, đồng chí Ngô Văn Dụ - Ủy viên Bộ Chính trị,

Bí thư Trung ương Đảng, Chủ nhiệm Ủy ban Kiểm tra Trung ương đã tham dự Hội nghị sơ kết 3 năm thực hiện Nghị quyết Trung ương 5, khóa X về “tăng cường công tác kiểm tra giám sát của Đảng” do Đảng ủy Khối Doanh nghiệp Trung ương tổ chức tại Trụ sở Tập đoàn Dầu khí Việt Nam

Ngành Dầu khí Việt Nam đóng góp tích cực

vào sự phát triển của đất nước

Ngọc Linh

Lãnh đạo Tập đoàn Dầu khí Việt Nam trao tặng mô hình giàn khoan cho đồng chí Ngô Văn

Dụ - Ủy viên Bộ Chính trị, Bí thư TW Đảng, Chủ nhiệm Ủy ban Kiểm tra Trung ương Ảnh: Việt Hà

từ mỏ Visovoi - Liên bang Nga

Đón dòng dầu công nghiệp đầu tiên

Ngày 29/7/2011, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và

Công ty CP mở OAO “Zarubezneft” tổ chức Lễ

đón nhận dòng dầu đầu tiên của mỏ Visovoi (mỏ thứ 2)

thuộc dự án thăm dò khai thác dầu khí 04 lô tại Khu tự

trị Nhenhetxky - Liên bang Nga và gắn biển công trình

chào mừng Kỷ niệm 50 năm Ngày Truyền thống Ngành

Dầu khí Việt Nam (27/11/1961 - 27/11/2011) Đây là sự

kiện đặc biệt quan trọng, đánh dấu thành tựu to lớn của

của Petrovietnam trong công tác đẩy mạnh đầu tư ra nước

ngoài ở lĩnh vực tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí, góp phần đảm bảo an ninh năng lượng cho đất nước

Công ty Liên doanh Rusvietpetro được thành lập năm

2008 để triển khai thực hiện dự án phát triển và khai thác dầu khí tại 4 lô với diện tích 807km2 ở vùng cực Bắc Khu

tự trị Nhenhetxky - Liên bang Nga Đây là liên doanh thứ hai của Petrovietnam và Zarubezhneft sau Liên doanh Vietsovpetro và là liên doanh đầu tiên của Petrovietnam

Sau gần 10 tháng triển khai công tác xây dựng mỏ, ngày 29/7/2011, mỏ Visovoi - mỏ thứ 2 của dự án thăm dò khai thác dầu khí tại Khu tự trị Nhenhetxky - Liên bang Nga được đưa vào khai thác, nâng tổng sản lượng khai thác dầu của

dự án lên hơn 6.000 tấn/ngày (tương đương 44.000 thùng/ngày).

Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và Tổng giám đốc Zarubezhneft bấm nút khởi động dòng dầu công nghiệp đầu tiên

từ mỏ Visovoi Ảnh: PVN

ở Liên bang Nga Điều kiện triển khai dự án hết sức khó

khăn, phức tạp do địa hình khu vực Nhenhetxky chủ yếu

là đầm lầy, nhiệt độ phần lớn thời gian trong năm rất thấp,

thường xuyên dưới -45°C Tuy nhiên, chỉ sau gần 2 năm

kể từ ngày ký hợp đồng và 1 năm triển khai quyết liệt

trên thực địa với tiến độ khẩn trương nhất, dự án đã cho

dòng dầu công nghiệp đầu tiên từ mỏ Bắc - Khosedai vào

ngày 30/9/2010 Và sau gần 10 tháng triển khai công tác

xây dựng mỏ, ngày 29/7/2011, mỏ Visovoi - mỏ thứ 2 của

dự án được đưa vào khai thác, nâng tổng sản lượng khai

thác dầu của dự án lên hơn 6.000 tấn/ngày (tương đương

44.000 thùng/ngày)

Liên doanh Rusvietpetro đã khắc phục khó khăn về

điều kiện thời tiết giá lạnh khắc nghiệt của miền cực Bắc

nước Nga, những đòi hỏi về kỹ thuật, công nghệ mới, cũng

như sức ép về thời gian để sớm đưa mỏ vào khai thác thương

mại, tận dụng được ưu đãi về miễn thuế khai thác khoáng

sản, nâng cao hiệu quả kinh tế cho dự án Tập thể cán bộ

lãnh đạo, công nhân viên người Nga và người Việt trong

Liên doanh Rusvietpetro với sự ủng hộ của Zarubezhneft

và Petrovietnam đã đoàn kết nhất trí cao, hoàn thành khối lượng công việc khổng

lồ, xây dựng hàng loạt các công trình quan trọng như: xây lắp trên 100km đường ống từ mỏ đến điểm giao nhận Musyurshor; trạm thu gom và xử lý dầu với công suất 2,5 triệu tấn/năm và bồn chứa 20.000m3; điểm giao nhận dầu với công suất 2,5 triệu tấn/năm và bồn chứa 10.000m3; đảm bảo 160 chỗ

ở cho cán bộ công nhân viên làm việc tại mỏ… Tính đến ngày 1/7/2011, Rusvietpetro

đã khoan 127.700m, gồm 112.300m khoan khai thác

và 15.400m khoan thăm

dò Bên cạnh đó, tại Khu tự trị Nhenhetxky, Liên doanh Rusvietpetro đã có nhiều đóng góp cho sự phát triển

xã hội và giáo dục, tài trợ xây dựng trường học, nhà trẻ và những công trình an sinh xã hội khác

Với việc đưa mỏ Visovoi - mỏ thứ 2 của dự án vào khai thác, dự kiến trong năm 2011, Rusvietpetro đạt sản lượng khai thác 1,51 triệu tấn dầu, tương đương 11 triệu thùng dầu (bằng 10% sản lượng khai thác dầu thô của Việt Nam năm 2011) với trị giá khoảng 1,1 tỷ USD Kế hoạch sản lượng năm 2012 đạt 2,08 triệu tấn, tương đương 15 triệu thùng (bằng 14% sản lượng khai thác dầu thô dự kiến tại Việt Nam trong năm 2012) Với giá dầu thô trên thị trường thế giới đang ở mức cao như hiện nay, việc sớm đưa mỏ Visovoi vào khai thác sẽ đem lại doanh thu và lợi nhuận cao cho cả hai phía tham gia dự án

TSKH Phùng Đình Thực - Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam cho biết: Theo kế hoạch, Liên doanh Ruvietpetro sẽ đưa mỏ thứ 3 vào khai thác trong năm

2012 và đưa mỏ thứ 4 vào khai thác trong năm 2013 Khi đưa 4 mỏ vào khai thác, sản lượng sẽ đạt khoảng 4,7 triệu tấn dầu/năm Đây là sản lượng tương đối tốt, góp phần đảm bảo an ninh năng lượng cho đất nước. PVJ

Việt Hà

Công trình xây dựng và đưa mỏ Visovoi vào khai thác được Tập đoàn gắn biển công trình chào mừng

Kỷ niệm 50 năm Ngày Truyền thống Ngành Dầu khí Việt Nam Ảnh: PVN

Ông Nikolay.G.Brunhich - Tổng giám đốc Zarubezhneft: “Chúng tôi đánh giá rất cao lao động

và quản lý của đội ngũ CBCNV Petrovietnam Đồng thời sự hợp tác của các bạn cũng có tính hiệu

quả rất cao Mạnh dạn hợp tác khai thác nguồn lợi khoáng sản ở nước ngoài là một hướng đi rất

chuẩn xác trong bối cảnh hiện nay Vì nó không làm mất đi tài nguyên của các bạn mà ngược lại nó

mang lại nguồn thu lớn, hơn nữa lại bằng ngoại tệ”.

Cơ chế đầu tư thăm dò khai thác dầu khí

ra nước ngoài

Từ ngày 18 - 19/7/2011, tại Tp Hạ Long,

Tiểu ban Thăm dò - Khai thác Dầu khí đã

tiến hành kỳ họp đầu tiên nhằm tập trung

thảo luận về chương trình hoạt động của

Tiểu ban trong nhiệm kỳ 2011 - 2013; tổng

kết và đánh giá công tác tìm kiếm thăm dò

và khai thác dầu khí giai đoạn 2000 - 2010;

các tiêu chí và cơ chế đầu tư thăm dò khai

thác dầu khí ra nước ngoài

Trong nhiệm kỳ này, Tiểu ban Thăm dò -

Khai thác sẽ ưu tiên giải quyết trước các vấn

đề nghiên cứu mang tính cấp thiết nhằm

phục vụ kịp thời cho hoạt động thăm dò khai thác dầu

khí của Tập đoàn ở trong và ngoài nước Tại các kỳ họp,

Tiểu ban sẽ dành thời gian để đánh giá lại hoạt động thăm

dò khai thác của Tập đoàn, rút ra bài học kinh nghiệm để

điều chỉnh công tác nghiên cứu khoa học cho phù hợp

Gắn kết giữa công tác nghiên cứu khoa học với thực tiễn

hoạt động sản xuất kinh doanh của Tập đoàn, đồng thời

tập trung vào các vấn đề chính: tận thăm dò ở các mỏ và

các khu vực đã, đang khai thác; nghiên cứu phát triển các

mỏ nhỏ, mỏ cận biên, gia tăng thu hồi dầu; các giải pháp

triển khai tìm kiếm thăm dò vùng nước sâu xa bờ và các

bể trầm tích trước Kainozoi Bên cạnh đó, Tiểu ban sẽ rà

soát, đánh giá lại hiện trạng nhân lực của lĩnh vực thăm

dò khai thác dầu khí để có kiến nghị về bồi dưỡng đào

tạo nhân lực của lĩnh vực này nhằm đáp ứng nhu cầu phát triển của Tập đoàn

Tại kỳ họp lần này, Tiểu ban Thăm dò - Khai thác Dầu khí đã nhất trí với chương trình hành động của Vietsovpetro trong việc gia tăng trữ lượng và cố gắng duy trì sản lượng khai thác, đi đầu trong công tác đánh giá các mỏ nhỏ, mỏ cận biên Trên cơ sở kinh nghiệm của mình, Tiểu ban đề nghị Vietsovpetro và PVEP trình bày bài học kinh nghiệm rút ra từ việc khai thác dầu trong móng hiện nay tại kỳ họp tới của Tiểu ban Tiểu ban cũng

đề xuất PVEP rà soát các khu vực chưa ký hợp đồng tại bể Cửu Long, để kiến nghị Tập đoàn và Bộ Công Thương ký hợp đồng sớm; đề xuất phương án chia sẻ rủi ro với các

lô mới có trữ lượng nhỏ và phân tán; rà soát tăng cường

Hội đồng KHCN Tập đoàn Dầu khí Việt Nam:

Tiếp tục nâng cao hiệu quả công tác tư vấn, phản biện

Vừa qua, 5 tiểu ban thuộc Hội đồng Khoa học Công nghệ (KHCN) Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (Tiểu ban Thăm

dò - Khai thác Dầu khí, Tiểu ban Hóa - Chế biến Dầu khí, Tiểu ban Kinh tế - Quản lý Dầu khí, Tiểu ban An toàn - Sức khỏe - Môi trường Dầu khí, Tiểu ban Công nghệ - Công trình Dầu khí) đã tiến hành kỳ họp đầu tiên thông qua chương trình hoạt động trong nhiệm kỳ 2011 - 2013, đồng thời thảo luận, triển khai các vấn đề nghiên cứu khoa học trọng tâm Điều này thể hiện sự khẩn trương, quyết liệt của Hội đồng KHCN Tập đoàn trong nhiệm kỳ mới nhằm nâng cao hiệu quả công tác tư vấn, phản biện đối với các hoạt động của Ngành Dầu khí Việt Nam

Tiểu ban Thăm dò - Khai thác Dầu khí đã tiến hành kỳ họp đầu tiên thảo luận về chương trình hoạt động của Tiểu ban trong nhiệm kỳ 2011 - 2013 Ảnh: PVN

khảo sát địa chấn 3D, tích cực đẩy

nhanh công tác khoan tìm kiếm

thăm dò Các đơn vị nghiên cứu

cần chủ động tích cực triển khai

thực hiện các vấn đề mà Tiểu ban

đề xuất, gắn hoạt động nghiên cứu

với sản xuất

Chế biến sâu khí và phát triển

nguồn nhân lực khâu chế biến khí

Đó là chủ đề của Kỳ họp lần

thứ I Tiểu ban Hóa - Chế biến Dầu

khí nhiệm kỳ 2011 - 2013 diễn ra từ

ngày 22 - 23/7/2011, tại tỉnh Phú

Yên Các tham luận tại Kỳ họp lần

này tập trung vào các nội dung:

“Quy hoạch tổng thể phát triển ngành công nghiệp khí

Việt Nam giai đoạn đến năm 2015, định hướng đến năm

2025”; “Phát triển nguồn khí thông qua khai thác các

mỏ nhỏ, cận biên và các mỏ khí có hàm lượng CO2 cao”;

“Ứng dụng khí thiên nhiên”; “Tiềm năng thị trường các

sản phẩm hóa dầu từ khí ở Việt Nam”… Bên cạnh đó, đại

diện các đơn vị PVFCCo, CPMB, BSR, VPI cũng đưa ra các

kinh nghiệm: “Lựa chọn, vận hành công nghệ và thiết bị,

sử dụng hiệu quả các sản phẩm phụ dưới dạng khí (thu

hồi CO2, sản xuất H2O2) của PVFCCo: kinh nghiệm, thách

thức và giải pháp”; “Lựa chọn công nghệ và thiết bị chế

biến sâu khí cho Nhà máy Đạm Cà Mau”; “Lựa chọn, vận

hành công nghệ và thiết bị tách propylen và tổng hợp PP

của BSR”; “Xử lý khí có hàm lượng tác nhân ăn mòn (H2S,

CO2, H2O, Hg ) cao phục vụ khai thác, chế biến sâu khí”

Đặc biệt, TS Nguyễn Hữu Lương, Phó Giám đốc Trung

tâm Nghiên cứu và Phát triển Chế biến Dầu khí - Viện

Dầu khí Việt Nam đưa ra báo cáo “Dự thảo chương trình

nghiên cứu khoa học chế biến sâu khí thiên nhiên và sử

dụng hiệu quả khí thiên nhiên giàu CO2 tại Việt Nam giai

đoạn 2011 - 2015”

Tại kỳ họp lần này, Tiểu ban đã nhất trí kiến nghị Tập

đoàn định hướng đến năm 2020 sử dụng khoảng 20%

tổng sản lượng khí thiên nhiên khai thác hàng năm cho

chế biến sâu; định hướng sản phẩm chế biến sâu khí và

chương trình nghiên cứu khoa học chế biến sâu khí dài

hạn, đồng thời nhất trí thông qua phương hướng, kế

hoạch hoạt động của Tiểu ban Hóa - Chế biến Dầu khí

nhiệm kỳ 2011 - 2013 Ngày 22/7/2011, lãnh đạo Tập

đoàn Dầu khí Việt Nam và các thành viên Tiểu ban Hóa -

Chế biến Dầu khí đã có buổi làm việc với Sở Kế hoạch Đầu

tư, Ban quản lý các Khu công nghiệp tỉnh Phú Yên về tình hình triển khai các dự án lọc hóa dầu trên địa bàn tỉnh và tham quan các địa điểm tiềm năng xây dựng các công trình lọc hóa dầu ở Phú Yên như Khu công nghiệp Hòa Tâm và vịnh Vũng Rô

Mở rộng đầu tư trong lĩnh vực tìm kiếm thăm dò dầu khí

Dưới sự chủ trì của Phó Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam TS Nguyễn Tiến Dũng, Tiểu ban Kinh

tế - Quản lý Dầu khí đã tiến hành phiên họp đầu tiên vào ngày 2/6/2011 tại Tp Thanh Hóa Trong nhiệm kỳ 2011 -

2013, Tiểu ban sẽ tư vấn cho Tập đoàn các giải pháp để

mở rộng đầu tư trong lĩnh vực tìm kiếm thăm dò dầu khí trong và ngoài nước; phân tích các yếu tố/nguy cơ không thực hiện được các mục tiêu chiến lược của tất cả các lĩnh vực kinh doanh của Tập đoàn và đề xuất các giải pháp; vấn đề thương mại và thị trường các sản phẩm nhiên liệu sinh học, đạm và các sản phẩm hóa dầu khác; phát triển nguồn nhân lực trong lĩnh vực kinh tế, tài chính, thương mại và bảo hiểm Trong kỳ họp này, Tiểu ban Kinh

tế - Quản lý Dầu khí đã đánh giá cao công tác dự báo thị trường các sản phẩm dầu khí của Trung tâm Nghiên cứu Kinh tế và Quản lý Dầu khí (EMC) thuộc Viện Dầu khí Việt Nam Đồng thời, Tiểu ban cũng đã định hướng các nội dung thảo luận của kỳ họp tới xoay quanh vấn đề thị trường và vấn đề chiến lược: giải pháp để thực hiện mục tiêu chiến lược về sản lượng khai thác dầu khí, sản lượng điện, sản lượng khí; giải pháp đảm bảo/cân đối nguồn vốn đầu tư cho Tập đoàn

Tại kỳ họp đầu tiên (ngày 1/7/2011 tại Tp Quảng Ninh), Tiểu ban An toàn - Sức khỏe - Môi trường Dầu khí

TS Nguyễn Văn Minh - Chủ tịch Hội đồng KHCN Tập đoàn phát biểu tại phiên họp đầu tiên của Tiểu ban hóa - Chế biến Dầu khí về chủ đề: Chế biến sâu khí và phát triển nguồn nhân lực khâu chế biến khí Ảnh: Minh Thuận

đã xác định chương trình hoạt động trọng tâm (nghiên

cứu khoa học, kỹ thuật công nghệ, công tác quản lý, trao

đổi kinh nghiệm) trong cả nhiệm kỳ 2011 - 2013 Theo

kế hoạch, Tiểu ban giới thiệu công nghệ về an toàn sức

khỏe môi trường: công nghệ an toàn trong các lĩnh vực

hoạt động sản xuất kinh doanh, công nghệ sản xuất sạch,

công nghệ xử lý chất thải, công nghệ mới sử dụng hiệu

quả, tiết kiệm năng lượng nhiên liệu; giới thiệu các sáng

kiến, sáng chế của các đơn vị thành viên Petrovietnam

mang lại hiệu quả, an toàn và bảo vệ môi trường Tiểu

ban An toàn - Sức khỏe - Môi trường Dầu khí cũng cập

nhật các vấn đề pháp lý về an toàn sức khỏe môi trường,

mô hình quản lý an toàn tại một số đơn vị điển hình trong

Tập đoàn; bài học từ các tai nạn sự cố tại các đơn vị thành

viên; Triển khai ứng dụng và cập nhật, trao đổi thông tin

trên hệ thống database an toàn sức khỏe môi trường, các

vấn đề vướng mắc trong quá trình triển khai hệ thống

quản lý an toàn sức khỏe môi trường Trong kỳ họp tới,

Tiểu ban sẽ tập trung vào các nội dung theo yêu cầu đặt

hàng của Hội đồng KHCN: ảnh hưởng của biến đổi khí

hậu đến công trình của Petrovietnam; an ninh an toàn

cho các công trình dầu khí; an toàn vệ sinh thực phẩm; đề

xuất đề tài nghiên cứu khoa học năm 2012…

Gần đây nhất, Tiểu ban Công nghệ - Công trình Dầu khí họp ngày 7 - 8/8/2011 tại Tp Đà Lạt đã tập trung thảo luận các nội dung: biện pháp hạ thủy giàn khoan

tự nâng 90m nước lần đầu tiên tại Việt Nam; vận hành và bảo dưỡng (O & M) các nhà máy của Petrovietnam - đề cương nghiên cứu; hệ thống mạng thông tin liên lạc và truyền số liệu trên các công trình biển của Vietsovpetro;

xu hướng phát triển lĩnh vực điện của Petrovietnam Theo phương hướng hoạt động nhiệm kỳ 2011 - 2013, Tiểu ban Công nghệ - Công trình Dầu khí sẽ tổ chức nghiên cứu hoặc đặt hàng nghiên cứu, tổ chức xem xét

và đề xuất các vấn đề khoa học công nghệ công trình trên cơ sở đặt hàng của thường trực Hội đồng KHCN, Tập đoàn và các đơn vị trong Ngành Bên cạnh đó, Tiểu ban sẽ chủ động tổ chức nghiên cứu, đề xuất đặt hàng nghiên cứu các vấn đề về công nghệ công trình dầu khí nhằm nâng cao hiệu quả sản xuất kinh doanh của Tập đoàn và các đơn vị thành viên; nghiên cứu, tổng hợp, phổ biến, trao đổi các kết quả nghiên cứu hoạt động điển hình trong lĩnh vực khoa học công nghệ, công trình dầu khí của các đơn vị trong Ngành, trong nước và trên thế giới… PVJ

Ngọc Linh

Giàn khoan Tam Đảo Ảnh : CTV

Khẳng định năng lực xây dựng công trình biển

Hai công trình RC-6 và RC-7 được thực hiện bởi những

giải pháp đột phá về đầu tư xây dựng công trình nên đã

lập được những kỷ lục mới về tiến độ thực hiện nhưng

vẫn đảm bảo đúng chất lượng, an toàn và hiệu quả đầu tư

Trước đây, các giàn tương tự là RC-4, RC-DM cần khoảng

15 tháng, sau đó các giàn BK-14, BK-15 cần khoảng 13

tháng để đưa vào vận hành Hiện nay, giàn RC-6 chỉ cần

11 tháng và RC-7 cần 12 tháng để đưa vào vận hành Nếu

tính từ khi được Hội đồng Vietsovpetro lần thứ 38 chính

thức giao nhiệm vụ triển khai xây dựng (ngày 10/12/2010)

thì giàn RC-6 chỉ cần chưa đến 9 tháng để xây dựng và đưa

vào vận hành Việc đưa hai giàn khai thác dầu khí RC-6 và

RC-7 vào hoạt động đúng tiến độ sẽ cho sản lượng khai

thác dầu từ hai giàn này đến cuối năm đạt khoảng 40.000

tấn, góp phần quan trọng trong việc hoàn thành kế hoạch

khai thác 6,31 triệu tấn dầu của Vietsovpetro năm 2011

Theo Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, từ đầu năm 2011 đến nay, cùng với việc luôn hoàn thành xuất sắc các chỉ tiêu nhiệm vụ về khai thác dầu khí, Vietsovpetro đã thực hiện một khối lượng rất lớn công tác xây dựng các công trình khai thác dầu khí cho cả nội bộ Vietsovpetro và các đơn vị thành viên của Tập đoàn, trong

đó có hai công trình RC-6 và RC-7 Đây là hai công trình tuy không lớn về quy mô so với nhiều công trình trọng điểm của Tập đoàn Dầu khí nhưng có ý nghĩa quan trọng

và liên quan mật thiết với nhiệm vụ khai thác dầu khí của Vietsovpetro và Tập đoàn Dầu khí Đây cũng là hai công trình được quyết định đầu tư và triển khai xây dựng bằng những giải pháp sáng tạo, đột phá, chủ động, quyết liệt và hết sức khẩn trương của Vietsovpetro

Từ nhiệm vụ chiến lược đã đề ra là phải tận thăm dò

và khai thác dầu khí của lô 09-1, trong quá trình nghiên cứu tài liệu địa chất, Vietsovpetro đã chủ động soạn thảo

Thi đua 50 ngày đêm hoàn thành và đưa vào sử dụng công trình RC-6 và RC-7:

Vietsovpetro khẳng định năng lực xây dựng công trình biển

Ngày 12/8/2011, Liên doanh

Việt - Nga “Vietsovpetro” chính

thức công bố đã hoàn thành

chế tạo trên bờ các giàn khai

thác dầu khí RC-6 và RC-7 Đây

là hai công trình trọng điểm của

Vietsovpetro trong năm 2011,

có ý nghĩa quan trọng đối với

việc ổn định sản lượng khai

thác dầu của Vietsovpetro trong

năm 2011 và các năm tiếp theo

Theo Tổng giám đốc Tập đoàn

Dầu khí Việt Nam TSKH Phùng

Đình Thực: “Đây là hai công

trình được quyết định đầu tư và

triển khai xây dựng bằng những

giải pháp sáng tạo, đột phá, chủ

động, quyết liệt và hết sức khẩn

trương của Vietsovpetro”.

Hai công trình trọng điểm của Vietsovpetro RC-6 và RC-7 chính thức hoàn thành chế tạo trên bờ Ảnh: CTV

phương án phát triển mỏ để khai thác các khu vực triển

vọng mới tại phía Tây và Đông Bắc mỏ Rồng Từ các luận

cứ khoa học do Vietsovpetro trình bày và kết quả giếng

khoan thăm dò R-28 tại khu vực phía Tây mỏ Rồng trước

đó, ngày 22/9/2010, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã đồng

ý cho phép Vietsovpetro triển khai sớm việc ký hợp

đồng thiết kế và cung cấp vật tư thiết bị khối thượng

tầng các công trình RC-6 và RC-7 Cũng ngay sau đó, từ

ngày 23/9/2010, Vietsovpetro đã bắt đầu triển khai thiết

kế phần chân đế và kết cấu thượng tầng, mua sắm vật

tư thiết bị cho hai công trình này Ngày 11/11/2010,

giếng thăm dò R-32 tại khu vực Đông Bắc mỏ Rồng đã

cho dòng dầu công nghiệp Đây là kết quả thực tiễn đầy

thuyết phục về quyết định cho phép Vietsovpetro triển

khai sớm công tác chuẩn bị đầu tư xây dựng các công

trình RC-6 và RC-7 trước đó Hội đồng Vietsovpetro tại

kỳ họp lần thứ 38, ngày 10/12/2010, đã chính thức giao

nhiệm vụ cho Vietsovpetro xây dựng và đưa vào sử dụng

các công trình RC-6 và RC-7 trong năm 2011 Tính tới

thời điểm đó, Vietsovpetro đã đi trước được một bước

về thiết kế và các hợp đồng mua sắm Đầu tháng 3/2011,

Vietsovpetro đã sớm nhận được những lô vật tư đầu tiên

để bắt đầu triển khai chế tạo kết cấu thép cho các giàn

RC-6 và RC-7 Bên cạnh đó, Ban lãnh đạo Vietsovpetro

đã kịp thời tháo gỡ khó khăn tìm được nguồn vật tư

thay thế trong quá trình triển khai xây dựng công trình

do một số lô vật tư nhập khẩu từ Nhật Bản bị về trễ bởi

ảnh hưởng của thảm họa động đất và sóng thần Đồng

thời, Vietsovpetro đã tận dụng một cách khoa học nguồn nhân lực, điều kiện bến bãi và trang thiết bị sẵn có để đảm bảo tiến độ thực hiện các công trình này trong điều kiện phải triển khai đồng loạt nhiều công trình trên bãi lắp ráp như: giàn Đại Hùng 1, giàn DK1/14

và DK1/15, giàn Hải Thạch, Mộc Tinh

TSKH Phùng Đình Thực khẳng định: “Chúng ta ghi nhận các kỷ lục mới của Vietsovpetro về triển khai đầu tư, thiết kế chế tạo và lắp đặt công trình dầu khí biển ở độ sâu 50m nước Nếu trong những ngày tới thời tiết thuận lợi thì tổng thời gian từ khi bắt đầu triển khai thiết

kế đến khi đưa công trình RC-6 vào vận hành chỉ hơn 11 tháng (từ ngày 23/9/2010 đến 2/9/2011) và công trình RC-7 cũng chỉ hơn 12 tháng Những công trình tương tự trước đây phải mất từ 13 đến 15 tháng để đưa vào vận hành Đây là minh chứng rõ ràng nhất để khẳng định trình

độ hàng đầu của Vietsovpetro trong lĩnh vực xây dựng công trình biển hiện nay”

Sớm đưa vào vận hành giàn RC-6 và RC-7

Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam tin tưởng:

“với quyết tâm cao của Vietsovpetro và các đơn vị tham gia xây dựng công trình và điều kiện cụ thể hiện nay, tôi tin tưởng rằng cả hai giàn RC-6 và RC-7 sẽ được hoàn thành đúng tiến độ đã cam kết Đó là ngày 2/9/2011 đưa vào vận hành giàn RC-6 và ngày 1/10/2011 đưa vào vận hành giàn RC-7 Hai công trình này được đưa vào sử dụng đúng tiến

độ sẽ góp phần đảm bảo hoàn thành sản lượng khai thác dầu năm 2011 của Vietsovpetro nói riêng và Tập đoàn Dầu khí Việt Nam nói chung” TSKH Phùng Đình Thực yêu cầu Ban lãnh đạo Vietsovpetro, các đơn vị thành viên và các nhà thầu khẩn trương rà soát lại tất cả các giải pháp kinh tế, kỹ thuật của hai công trình RC-6 và RC-7 trong giai đoạn tiếp theo để đảm bảo chất lượng cao nhất và tiến độ thực hiện công trình như đã cam kết, không để xảy ra các

sự cố mất kiểm soát làm ảnh hưởng tới chất lượng và tiến

độ thực hiện dự án Bộ phận vận hành các công trình phải chủ động tiếp cận các công trình để có chuẩn bị tốt nhất cho việc tiếp nhận, bàn giao và đưa ngay vào sử dụng khi

TSKH Phùng Đình Thực, Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam trao Bằng khen cho lãnh

đạo Vietsovpetro Ảnh: CTV

các công trình hoàn thành phần xây dựng, kết nối và chạy

thử Kiểm tra, tổng hợp các giải pháp kinh tế, thương mại

và kỹ thuật đã thực hiện trong dự án để đúc kết, rút ra

những bài học kinh nghiệm làm cơ sở cho việc đầu tư các

công trình tương tự của không chỉ Vietsovpetro mà còn

cho các đơn vị thành viên của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam

Cùng ngày, tại Cảng dầu khí Vietsovpetro đã diễn ra

Lễ gắn biển công trình chào mừng Kỷ niệm 50 năm Ngày

Truyền thống Ngành Dầu khí Việt Nam; phát động đợt cao

điểm thi đua 50 ngày đêm hoàn thành và đưa vào sử dụng

công trình RC-6, RC-7; lễ ký Hợp đồng chế tạo và hạ thủy

giàn Mộc Tinh 1 và chân đế Hải Thạch 1 - dự án Biển Đông

1 Theo Tổng giám đốc Vietsovpetro Nguyễn Hữu Tuyến, ý

thức được trách nhiệm rất nặng nề và cũng rất vinh dự của

đơn vị chủ lực của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam trong lĩnh

vực thăm dò và khai thác dầu khí, mỗi cán bộ công nhân

viên trong tập thể Vietsovpetro đã luôn nỗ lực phấn đấu,

hăng hái thi đua lao động và sáng tạo trên mọi vị trí và lĩnh

vực công tác Từ các phong trào thi đua sâu rộng đó đã

xuất hiện ngày càng nhiều gương người tốt, việc tốt, nhiều

tập thể, cá nhân điển hình tiên tiến đã được Nhà nước

ghi nhận và khen thưởng Cán bộ, đảng viên và người lao

động Vietsovpetro rất tự hào với những thành tích đã đạt

được nhưng không thỏa mãn với những gì đã đạt được mà

luôn cháy bỏng khát khao, tiếp tục vượt qua thử thách để

chinh phục những đỉnh cao mới Trong điều kiện nguồn tài

nguyên dầu khí trong lòng đại dương ngày càng khan hiếm, việc tìm ra và chắt chiu khai thác từng tấn dầu thô có

ý nghĩa thiết thực góp phần cùng Tập đoàn thực hiện thắng lợi Chương trình hành động thực hiện Nghị quyết Đại hội Đảng toàn quốc lần thứ XI và Nghị quyết đại hội Đảng các cấp

Đợt thi đua cao điểm 50 ngày đêm được Vietsovpetro phát động lần này nhằm hoàn thành và đưa vào sử dụng đúng tiến độ kế hoạch các công trình RC-6, RC-7 cùng các hạng mục đi kèm; tiếp tục đẩy mạnh phong trào thi đua trên tất cả các công trình sản xuất và dịch vụ của Vietsovpetro, phát huy sáng kiến, cải tiến kỹ thuật và giải pháp hợp lý hóa sản xuất Hưởng ứng tích cực phong trào thi đua yêu nước trong toàn Tập đoàn với “Tinh thần Dầu khí”:

“Quyết liệt - Chuyên nghiệp - Đúng tiến độ - Đúng chất lượng - An toàn - Hiệu quả”, phấn đấu vượt kế hoạch khai thác 6,31 triệu tấn dầu thô, góp phần cùng toàn ngành hoàn thành xuất sắc nhiệm vụ năm 2011 Đồng thời, bảo đảm an toàn tuyệt đối cho người và thiết bị trên các công trình sản xuất; mỗi CBCNV tuyệt đối chấp hành các quy chế, quy trình an toàn, kỷ luật lao động và phòng chống cháy nổ; phấn đấu 100% người lao động tham gia các dự

án không vi phạm kỷ luật an toàn lao động; tăng cường mối quan hệ hợp tác hiệu quả giữa các đơn vị trong Vietsovpetro và với nhà thầu

Hiện nay, giàn RC-6 đã lắp đặt xong ngoài biển, đang hoàn thiện việc đấu nối và chạy thử Giàn RC-7 đã lắp đặt xong chân đế và khối thượng tầng đã hạ thủy xuống sà lan để đưa ra lắp đặt ngoài biển ngày 13/8/2011 Vietsovpetro phấn đấu hoàn thành và đưa giàn RC-6 vào hoạt động ngày 2/9/2011, giàn RC-7 vào hoạt động ngày 1/10/2011 Sau khi đưa giàn RC-6 và RC-7 vào hoạt động, Vietsovpetro sẽ tiếp tục khoan thêm các giếng khai thác mới, tạo điều kiện để tăng sản lượng khai thác dầu cho Vietsovpetro từ các khu vực mới phát hiện này PVJ

Việt Hà

Lễ ký kết hợp đồng chế tạo hạ thủy giàn Mộc Tinh 1 và chân đế Hải Thạch 1 - dự án Biển Đông 1 giữa

Công ty Điều hành Dầu khí Biển Đông và Liên doanh Vietsovpetro Ảnh: CTV

Giới thiệu

Thành công mới trong

quá trình tìm kiếm dầu khí

trong các trầm tích lục nguyên

hệ tầng Trà Cú, tuổi Eocen -

Oliogocen, thuộc trình tự địa

chấn từ móng (Bsm)-SH-11

(VSP), trình tự với lưu lượng

dầu khí công nghiệp ở các khu

vực lô 15, 01-02 và 09-2 đã thực

sự trở thành mối quan tâm và

đối tượng nghiên cứu của các

nhà trầm tích, địa chất dầu và

các công ty thăm dò dầu khí ở

bồn trũng Cửu Long

Bề dày trầm tích, các tính

chất vật lý vỉa, diện phân

‱‱‱Môi‱ trường‱ trầm‱ tích‱ và‱ sự‱ thay‱ ₫ổi‱ ₫ộ‱ rỗng‱ của‱ các‱thể‱cát‱chứa‱dầu‱khí,‱hệ‱tầng‱Trà‱Cú,‱tập‱F‱tuổi‱ Eocen‱-‱Oligocen,‱bồn‱trũng‱Cửu‱Long

KS Trần Khắc Tân, TS Cù Minh Hoàng, ThS Nguyễn Anh Đức, ThS Hoàng Việt Bách

KS Phạ m Hải Đăng, ThS Đào Thanh Tùng, KS Trần Thọ, KS Nguyễn Thị Thu Diệp

Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí

Tóm tắt

Kết quả thử vỉa ở các giếng khoan thăm dò ở các lô 15-1, 15-2, 01-02, 09-2 đã cho dòng dầu hơn 1000 thùng/ngày trong các trầm tích cát kết, tập địa chấn F (F sequence), thuộc hệ tầng Trà Cú, tuổi Eocen - Oligocen là những minh chứng quan trọng về sự tồn tại dầu khí trong các thành tạo lục nguyên trên móng granit phong hóa ở bồn trũng Cửu Long

Để triển khai các bước thăm dò thẩm lượng tiếp theo, các công ty dầu khí đã tập trung nghiên cứu, khoan, lấy mẫu lõi, phân tích tính chất vỉa theo tài liệu địa vật lý giếng khoan, minh giải địa chấn 3D, vẽ các bản đồ tập trầm tích này Đặc biệt công tác nghiên cứu tướng - môi trường trầm tích, mô hình hóa các thân cát chứa dầu trong tập F đã được các nhà địa chất, địa vật lý Tổng công ty Thăm dò Khai thác (PVEP) hệ thống hóa, phân tích và chạy mô hình Bước đầu minh giải được:

+ Độ rỗng: 1 - 17%, độ dày cát kế t/độ dày hệ tầ ng: 10 - 30% và giảm theo chiều sâu.

+ Trầm tích trong các tập F được lắng đọng trong môi trường sông, có dòng chảy đan xen (braided river).

Hình 1 Bản đồ phân bố các hoạt động thăm dò và khai thác dầu khí bồn trũng Cửu Long

bố, điều kiện lắng đọng trầm tích và bẫy chứa, đã được

nhiều báo cáo chuyên đề của các nhà thầu JOC Cuu Long,

Petronas, Vietsovpetro, Phu Quy POC, Thang Long JOC,

Lam Son JOC, Hoang Vu JOC, Hong Long POC đề cập và

đánh giá

Với nội dung nghiên cứu chuyên đề khoa học, tập thể

tác giả muốn giới thiệu kết quả nghiên cứu các trầm tích

cát chứa dầu khí lắng đọng trong điều kiện sông, có các

dòng chảy đan xen dựa trên các tài liệu mẫu lõi ở một số

các giếng khoan (Hình 1), các mô hình trầm tích trên các

tài liệu địa chấn, địa vật lý giếng khoan, các phức hệ cổ

sinh với mục tiêu làm rõ điều kiện tướng đá - cổ địa lý hình

thành các trầm tích trong giai đoạn đầu hình thành bồn

Cửu Long

1 Vị trí địa tầng trầm tích tập F, trong khung địa tầng

bồn trũng Cửu Long

Địa tầng Kainozoi ở bồn trũng Cửu Long (Hình 2)

gồm các hệ tầng sau: Trà Cú (E31tc), Trà Tân (E32-3tt), Bạch

Hổ (N11bh), Côn Sơn (N12cs), Đồng Nai (N13đn) và Biển Đông (N2-Qbđ) Trầm tích thuộc hệ tầng Trà Cú tập F được

mô tả tại giếng khoan CL–1X huyện Trà Cú, tỉnh Trà Vinh.Tại đây, từ độ sâu 1082 - 1200m trầm tích đặc trưng bằng sự xen kẽ giữa cát, sỏi kết xen với các lớp bột sét chứa cuội, sạn sỏi Các cuội, sạn có thành phần thạch học khác nhau, chủ yếu là andezit và granit Các trầm tích của tập F tại các khu vực lô 15-1, 15-2, 09-2, 01-02 lắng đọng trực tiếp trên bề mặt bào mòn của các thành tạo tách giãn ban đầu của từng khu vực trong bồn trũng Ranh giới giữa các tập địa chấn F và E ở phía Nam bồn trũng khó phân định do sự bào mòn mạnh mẽ trầm tích có bề dày

và thành phần thạch học thay đổi khá lớn và đa dạng Các đặc trưng trầm tích, sự thay đổi thuộc tính địa chấn trong tập F được trình bày tuần tự ở các phần sau

2 Các đặc trưng địa chấn tập F, hệ tầng Trà Cú

Để nghiên cứu diện phân

bố tập địa chấn F, tập thể tác giả đã khảo sát và minh giải các mặt cắt địa chấn khu vực (Hình 3a)

Hệ tầng Trà Cú tương đương tập địa chấn F được phân định giữa các bất chỉnh hợp bề mặt móng granit nứt

nẻ, bào mòn và các thành tạo lục nguyên thô - mịn Hình 3b minh giải mặt cắt địa chấn phản xạ cắt ngang cấu tạo

Sư Tử và liên kết hai giếng khoan ST-300X và ST-200X với các đặc trưng biên độ từ trung bình đến mạnh, không liên tục, tần số thấp, không

có quy luật phân lớp Bề mặt bào mòn của tập địa chấn F

có thể quan sát ở khá nhiều cấu trúc trong bồn trũng Cửu Long (Hình 3c, 3d) So với các trình tự khác trong khu vực, tập F rấ t dễ nhậ n biế t và liên

kế t trong khu vự c

Hình 2 Địa tầng Kainozoi bồn trũng Cửu Long

Khu vực nghiên cứu

lô 15-1, khi khoan giế ng khoan ST-100 X năm 2003 với kết quả thử vỉa cho dòng dầu và khí tự nhiên.

Tập F cũng được phát hiện

ở các giếng khoan COD-1X ở khu vự c lô 09-2, giếng khoan Emerald-1X, lô 01-02

3 Môi trường trầm tích dựa trên các kết quả phân tích mẫu lõi giếng khoan

Với việc phát hiện các biểu hiện dầu khí trong hệ tầng Trà

Cú, tập F đã được các nhà thầu quan tâm và nghiên cứu cả về điề u kiệ n lắ ng đọ ng trầm tích

và diện phân bố của các thành tạo đá chứa

Kết quả phân tích các chỉ tiêu thạch học, cấu trúc trầm tích nguyên sinh, cổ sinh đã minh giải một phần môi trường

và tướng trầm tích các thể cát chứa sản phẩm trong các giếng khoan trên

Mẫu lõi ở độ sâu X902 - X912,3m (Hình 4a) giếng khoan ST-200X: bao gồm cát kết màu xám nhạt đến xám sáng, xám nâu sáng đến xám oliu và nâu vàng Kích thước hạt thay đổi

từ rất mịn đến thô Các thành tạo cát, vụn lục nguyên có xu hướng mịn dần lên trên hoặc không đổi kích thước, đôi nơi thô dần lên trên tạo thành các tập cát có trình tự mịn dần và thô dần lên trên

Cát kết hạt mịn có độ chọn lọc tốt hơn cát kết hạt thô Bề dày lớp khoảng 0,1 - 1,65m Hạt vụn có độ lựa chọn và mài tròn trung bình, kém, bán góc cạnh đến bán tròn cạnh, thành phần

Hình 3a Bản đồ các tuyến địa chấn khu vực nghiên cứu sự phát triển tập F, hệ tầng Trà Cú

bồn trũng Cửu Long

Đỉnh móng trước Đệ tam Đáy hệ tầng Trà Cú

Đỉnh móng trước Đệ tam Đáy hệ tầng Trà Cú

Đỉnh tập F, hệ tầng Trà Cú

Đỉnh tập F, hệ tầng Trà Cú

Hình 3b Tuyến địa chấn liên kết các giếng khoan STCL-100X-300X

Hình 3c Tuyến địa chấn ngang bồn trũng Cửu Long (Line 9)

4 1

4X (C, D)

Line 3: Ruby-4X, Emerald-2X (E), Jade-2XST, RD-3X

(E), COD-1X (E)

CD-1X & 4X CT-1X & 3X

HT-2X & 4X

HVT-1X

TT-1X

HD-1X & 2X

mảnh đá lục nguyên, biến

chất (Hình 4b) Cát kết, bột

kết thành phần đa khoáng

thuộc loại arkose hạt từ

nhỏ đến thô, đôi khi rất thô

hoặc cát chứa cuội và sạn

trong môi trường sông

có dòng chảy đan xen

Theo ông, dạng trầm tích

sông có dòng chảy đan

xen được thành tạo do các

Hình 3d Tuyến địa chấn dọc theo bồn trũng Cửu Long (Line 2)

Mẫu lõi giếng khoan ST-200X

Khoảng độ sâu: 3902 - 3912,3m Cát kết:

Cát kết màu xám nhạt đến xám sáng, xám nâu sáng đến xám oliu và nâu vàng sáng Kích thước hạt thay đổi từ rất mịn đến thô do chứa nhiều thành phần thô và mảnh vụn, chủ yếu trung bình mịn và có xu hướng mịn dần lên trên hoặc không đổi kích thước, đôi nơi thô dần lên trên tạo thành các tập cát có trình tự mịn dần và thô dần lên trên

Cát kết hạt mịn có độ chọn lọc tốt hơn cát kết hạt thô Bề dày lớp khoảng 0,1 - 1,65m.

Thành phần thạch học: chủ yếu các mảnh đá sét kết từ thô đến cuội phân bố ở phần đáy các lớp (3909,75m) Một trong

số đó có mảnh đá basalt.

Cấu trúc trầm tích nguyên sinh: phân lớp phẳng…

Hóa thạch: đôi chỗ chứa các hóa thạch rễ cây nhỏ.

Xi măng: xi măng thạch anh chiếm chủ yếu ngoài ra còn có

xi măng canxit ở độ sâu 3905,1m và xi măng pyrite ở độ sâu 3906,5m, 3908,4m.

Khe nứt: chủ yếu các khe nứt trám đầy sét, ngoài ra có các khe nứt trám đầy canxit ở độ sâu 3903,65m, 3905,4m và 3908,5m.

Tướng đá:

BR: trầm tích sông nhánh

Mẫu lát mỏng độ sâu X906,95m GK STT L-200X Tập F cát kết thạch anh lựa chọn kém, hạt có kích thước lớn xi măng sét, vụn lục nguyên kích thước lớn lấp đầy

lỗ hổng Độ rỗng của cát kết quan sát được từ nghèo đến trung bình.

Mẫu lát mỏng GK STL-300X Độ sâu 4383 tập F cát kết thạch anh hạt trung bình, lựa chọn tốt Xi măng thạch anh phát triển rộng rãi tinh thể lấp đầy khoảng không gian lỗ hổng Độ rỗng thứ sinh quan sát

từ tốt đến trung bình.

Hình 4a Tập trầm tích F - Hệ tầng Trà Cú

Mảnh vụn sét trong trầm tích cát Theo tài liệu PVEP, 2006

Hình 4b

Hình 5 Ảnh mẫu lõi GK-200X

Đỉnh móng trước Đệ tam Đáy hệ tầng Trà Cú

vận chuyển dọc theo đáy lòng sông, theo kiểu lăng dọc

theo đáy (Hình 6), cát hạt nhỏ và vật liệu mịn khác vận

chuyển dạng lơ lửng và lắng đọng ở phần xa, phần cuối

của hệ thống dòng chảy Tài liệu cổ sinh rất nghèo nàn chỉ

phát hiện thấy ít bào tử phấn hoa trong các mẫu vụn và xếp

vào phức hệ Oculopollis/Magnastriatites howwardi Theo

VPI, 2006 (Hình 7) minh giải cát kết tập F trong GK SN-10X

được lắng đọng trong môi trường đồng bằng bồi tích

4 Môi trường trầm tích dựa trên các kết quả phân tích

các đường cong địa vật lý giế ng khoan

Bản chất và hình thái các trầm tích sông có phụ lưu

đan xen không được nghiên cứu và đề cập nhiều hơn

là các trầm tích lắng đọng trong môi trường dòng sông

uốn khúc Các dòng chảy đan xen thể hiện sự chảy ngoằn ngoèo quanh co ở phần cuối, có lưu lượng dòng chảy rất lớn ở những chỗ sườn dốc hơn dòng chảy uốn khúc

Hì nh 11, minh giải các thể cát được lắng đọng trong môi trường sông có dòng chảy đan xen Mô hình lắng đọng các trình tự trầm tích trong các thể cát do dòng sông đan xen tạo nên, được Cant (1982) và Collison (1996) nghiên cứu và minh họa khá chi tiết Trên Hình 8, Cant đã đưa ra sơ đồ khối mô hình lắng đọng các trầm tích của dòng sông đan nhau

Theo chiều ngang các thân cát lấp đầy dòng có chiều đẳng thước kéo dài từ 0,01 - 1km, mặt trên thân cát khá bằng phẳng, phần đáy uốn cong, lượn sóng Trên mặt cắt dọc thân cát, các trầm tích cát có cấu trúc phân lớp đặc trưng (Hình 8) dưới cùng là các trầm tích cát sạn phân lớp xiên, phần giữa là các trầm tích cát phân lớp song song.Các thân cát thuộc hệ thống sông có dòng chảy đan xen được nhận biết qua nhiều giếng khoan và trong các

hệ tầng khác nhau Hình 9 minh họa các thân cát có dòng chảy đan xen ở các giếng khoan tại cấu tạo Sư Tử Nâu,

Sư Tử Trắng, Rạng Đông, bồn trũng Cửu Long theo đường cong đo xạ GammaRay (GR)

Kích thước hạt vụn thay đổi khá đều đặn, đường cong

độ hạt của cát biến đổi có dạng chữ U nằm ngang, ranh giới trên và dưới phẳng

và thay đổi đột ngột (Hình 8b) Đường cong độ hạt và đường SP có dạng chữ U nằm ngang Ranh giới trên

và dưới phẳng, nằm ngang, đường cong có sự phân dị dạng răng cưa về phía trên.Các thể cát kế t trong các giế ng khoan (Hì nh 9): SN-20X, SN-10X, ST-100X, RD-3X, COD-1X khu vực nghiên cứu có bề dày thay đổi khá lớn

Hình 10 phát họa diện

phân bố các trầ m tí ch hệ

tầ ng Trà Cú tập địa chấ n F trong khu vực nghiên cứu

Hình 6 Sự di chuyển của vật liệu theo dòng chảy

Hình 7 Minh giải môi trường trầm tích các thể cát tập F, GK-STN-10X

chủ yế u từ các khối nhô móng trong thời kỳ ban đầ u hì nh thành

bồ n trũng dựa trên các tài liệu phân tích tổng hợp trên

5 Các tính chất vật lý của các thể cát chứa hệ tầng Trà Cú, tập F

Hình 11 minh họa các tham

số được nghiên cứu đánh giá qua

19 giếng khoan đã khoan qua hệ tầng Trà Cú, tập F Độ dày cát/độ dày tổng (NET/GROSS) thay đổi từ 0,22 - 33,35, đổi độ rỗng thay đổi

từ 0,10 - 14,5% Độ bão hòa (SW)

từ 0,017 - 0,1542% Hàm lượng sét (Vcl) thay đổi từ 0,14 - 16,17

Đặc biệt trong các giếng khoan khu vực Sư Tử các tham số vật lý vỉa cát chứa sản phẩm được nghiên cứu chi tiết ở Bảng 2

Biều đồ tương quan độ rỗng

và chiều sâu (Hình 12a) minh họa

độ rỗng tập F trong hệ tầng Trà

Cú giảm dần theo chiều sâu giếng khoan ở các lô khác nhau Độ rỗng chỉ còn các giá trị từ 5 - 7% ở chiều sâu từ 4000 - 4500m

Hình 12b minh họa các thể cát trong hệ tầng Trà Cú, tập F và các thuộc tính vật lý vỉa theo các tài liệu địa vật lý của giếng khoan ST-100X.Qua quá trình nghiên cứu và minh giải tổng hợp các tài liệu trên, các tác giả muốn nêu lên những nhận xét và bàn luận sau:

+ Các trầm tích lục nguyên lắng đọng trong giai đoạn đầu tiên hình thành bồn trũng Cửu Long được lắng đọng trong các điều kiện sông ngòi, dòng chảy có năng lượng lớn Trong khu vực nghiên cứu hình thái các dòng chảy này được nhiều nhà địa chất dầu xác nhận là sông có các dòng dạng đan xen

+ Các thân cát chứa sản phẩm được mô hình hóa để

dự tính trữ lượng và trong một số khu vực đã chạy các mô hình khai thác

+ Độ rỗng và độ thấm trong các thể cát còn nhiều bàn luận và nghiên cứu để giảm rủi ro lớn trong quá trình khoan

Hình 8 Minh họa các cá thể cát châu thổ có các dòng chảy đan xen (theo Cant, 1982) Châu

thổ có dòng chảy đan xen (Hình 8a) Cấu trúc trầm tích do dòng chảy đan xen tạo nên (Hình

8b) Dạng đường GR của các thể cát ở các vị trí khác nhau trong châu thổ có dòng chảy đan

xen (Hình 8c)

Hình 9 Minh họa các dạng thân cát sông có dòng chảy đan xen ở bồn trũng Cửu Long

Hình 10 Sơ đồ minh họa môi trường trầm tích hệ tầng Trà Cú,

tập F, khu vực nghiên cứu

Theo PVN 2009

Chú giải

Bồi tích, sông Ven rìa, vịnh

Vịnh Vùng bào mòn

và cung cấp vật liệu

Hình 8b

Hình 8c

và thực hiện các bước nghiên cứ u tiế p

Ed.2006 Principles of sequence

stratigraphy Department of Earth

and Admospheric Siences University

of Alberta

3 P.C.Hveeken, Ed.2007 Seismic

stratigraphy, basin analysic and

reservoir characterisation Handbook

of seismic exploration, Vol.37

Drwin Spearing, 1980 Sandstone

depositional environments AAPG,

Tusla, Oklahoma, USA

5 Phan Huy Quynh và nnk, 1995

Các phức hệ cổ sinh - Các dạng cổ sinh

đặc trưng của chúng tới môi trường

trầm tích ở các bồn trũng Đệ tam Việt

Nam Lưu trữ ở PVN, VPI Hà Nội.

6 Roger M.lmart, Ed.2006

Stratigraphic Reservoir Characterization

for petroleum Geologists, Geophysicists

and Engineers University of Oklahoma,

USA

7 Robert R.Berg, 1986 Reservoir

sandstones Texas AS&M University.

8 Tran Khac Tan, Cu Minh

Hoang, Ngo Ba Bat, Hoang Ngoc

Dang, 2003 Study of gross depositional

environment of the Northern Cuu Long

Basin and their Impact on hydrocarbon System PVEP, Lam

Son JOC

9 Trần Khắc Tân, Ban Tìm kiếm Thăm dò, PVEP,

2009-2010 Phân tích môi trường lắng đọng trầm tích lục nguyên,

các bồn trũng chứa dầu khí ở Việt Nam theo tài liệu đo địa

vật lý giếng khoan GR và SP log Đề tài dự thi Hội sáng tạo

Dầu khí lần thứ nhất, Hà Nội

10 Trần Khắc Tân, Cù Minh Hoàng, Nguyễn Anh Đức,

nnk, 2009 Kết quả nghiên cứu tướng - môi trường trầm tích

lụ c nguyên bồn trũng Cửu Long Báo cáo khoa học tham

dự Hội nghị Khoa học và Công nghệ, trường Đại học Bách khoa Tp Hồ Chí Minh

11 Trần Nghi, Phạm Huy Tiến, Phạm Năng Vũ, Phan

Trung Điền và nnk, 2000 Nghiên cứu tướng đá - cổ địa lý

và chuẩn hóa địa tầng trầm tích Kainozoi ở mỏ Bạch Hổ và Rồng Lưu trữ VSP - Vũng Tàu.

12 Trần Khắc Tân, Cù Minh Hoàng, Nguyễn Anh Đức,

và nnk, 2011 Kết quả nghiên cứu tướng - môi trường trầm

tích lục nguyên của bồn trũng Sông Hồng, phần ngoài khơi vịnh Việt Nam Tạp chí Dầu khí số 2

Hình 11 Biểu đồ mối tương quan các tham số vật lý của 19 giếng khoan trong tập F,

Mối tương quan giữa độ rỗng

và chiều sâu trên tích tập F

P Emer - 1X STTCL-300X Đường có giá trị nhỏ nhất Đường có giá trị trung bình Đường có giá trị lớn nhất

I CƠ SỞ KHOA HỌC CỦA CÔNG TÁC NGHIÊN CỨU

1 Đá dầu Việt Nam

1.1 Đá dầu Đồng Ho - Hoành Bồ, Quảng Ninh

Các kết quả thăm dò trên diện tích thung lũng Đồng

Ho 1,5km2 cho thấy: thân đá dầu ở mỏ Đồng Ho có chiều

dài 840m, dày từ 4,05m đến 22m, hàm lượng dầu ổn định,

Nghiên‱cứu‱biến‱tính‱hóa‱học‱₫á‱dầu‱Việt‱Nam‱làm‱ chất‱ổn‱₫ịnh‱và‱giảm‱₫ộ‱thải‱nước‱trong‱dung‱dịch‱ khoan‱dầu‱khí

ThS Tạ Quang Minh

Viện Dầu khí Việt Nam

ThS Nguyễn Ngọc Vinh, KS Nguyễn Thị Châm, KS Nguyễn Mạnh Hùng

Tổng công ty Dung dịch khoan và Hóa phẩm Dầu khí

GIỚI THIỆU

Gilsonite và các sản phẩm asphalt được nhiều nước trên thế giới sử dụng nhằm ổn định sự trương nở của sét và làm giảm đến mức tối thiểu sự xâm thực thành giếng khoan Các sản phẩm asphalt thường được sử dụng trong dung dịch khoan có tác dụng giữ cho thành giếng khoan ổn định, giảm thiểu sự sập lở do có sự xâm nhập của nước và trương nở của đá phiến sét Các sản phẩm này cũng có khả năng bôi trơn lỗ khoan và có tác dụng giảm độ thải nước của dung dịch khoan.

Trong các công trình dầu khí tại Việt Nam, các nhà thầu thường sử dụng Versatrol, Asphalsol, Soltex là phụ gia trong dung dịch khoan đi từ các sản phẩm nhựa đường asphalt làm chất giảm độ thải nước, giảm momen xoắn, khống chế sự trương nở của sét, ổn định giếng ở điều kiện nhiệt độ, áp suất cao.

Nguồn đá dầu Việt Nam với trữ lượng khoảng 4 triệu tấn với thành phần chính bitum là nguồn nguyên liệu để chúng tôi nghiên cứu biến tính thành các sản phẩm ổn định và giảm độ thải nước trong dung dịch khoan sử dụng trong công tác khoan thăm dò dầu khí là một vấn đề mới và có ý nghĩa thiết thực.

Bảng 1 Tỷ trọng trung bình của đá dầu khu Đồng Ho, Quảng Ninh

cao, nhưng vẫn dễ đốt, khi cháy có mùi khét nhựa đường

(mùi cao su cháy) và thành phần sapropel trong đá rất cao

Khi nung những đá này đến nhiệt độ thích hợp thì cũng

nhận được dầu lỏng, có lẽ từ thực tế này mà các nhà địa

chất đã gọi các “đá Đồng Ho, Hoành Bồ” khi nung cho dầu

là đá dầu

Năm 1959, Dương Thụy Phong và nnk, đã phân chia

đá dầu ở phụ trũng Đồng Ho thành 3 loại và có phân cấp:

+ Đá dầu có 3 cấp chất lượng và có trữ lượng lớn

lượng - cấp III với trữ lượng 111.392 tấn

1.2 Đá dầu Nậm Ún - Sài Lương, Sơn La

Tiềm năng đá dầu vùng Nậm Ún - Sài Lương, Sơn La

đã được các nhà địa chất thuộc Viện Dầu khí Việt Nam

khảo sát, lấy mẫu phân tích từ năm 1981 Với khối lượng

57m3 thu thập 17 mẫu phân tích hàm lượng, 3 mẫu nhiệt

lượng, 46 mẫu lát mỏng thạch học, khảo sát chi tiết đã đi

đến nhận định một cách chắc chắn về khả năng của tầng

đá phiến dầu vùng Nậm Ún - Sài Lương, Sơn La

+ Thể trọng trung bình của tập sản phẩm 2,4g/cm3

(kết quả của 8 mẫu phân tích)

+ Hàm lượng Bitum hòa tan trung bình của 18 mẫu

phân tích là 10 kg/tấn, trong đó mẫu cao nhất là 59 kg/tấn,

mẫu thấp nhất là 1 kg/tấn

+ Về tiềm năng của tầng sản phẩm Nếu tính góc dốc

trung bình của tầng sản phẩm là 450 và khai thác đến chiều

sâu 200m (tính theo độ cao tương đối), chiều rộng khai

thác là 280m Như vậy khối lượng tầng sản phẩm đạt tới:

16.000m x 280m x 120m x 2,4 = 1,3 tỷ tấn

Qua kết quả đó rõ ràng tầng đá phiến dầu Nậm Ún -

Sài Lương có tiềm năng lớn, được coi là tiềm năng dự báo,

cần tiến hành khảo sát khu vực và diện lộ kéo dài

2 Phương pháp nghiên cứu

2.1 Phương pháp xác định hàm lượng asphalten

Hàm lượng asphalten của sản phẩm dầu mỏ là

phần trăm theo khối lượng của các chất không tan

trong n - heptane trong điều kiện thí nghiệm, nhưng hòa tan trong toluen nóng

Nguyên tắc:

Mẫu được đun nóng hồi lưu bằng n - heptane, sau đó

để lắng, asphalten được lọc tách khỏi các hợp chất parafi n trên giấy lọc sau đó rửa sạch parafi n bằng cách chiết với

n - heptane nóng sau đó asphalten được hòa tan bằng toluen nóng, làm bay hơi dung môi và cân đến khối lượng

ổn định và tính % kl theo mẫu ban đầu

Dụng cụ:

Dụng cụ bao gồm: Sinh hàn và Cartut chiết, cốc cân bay hơi dung môi Thiết bị chưng cất, nhiệt kế, ống đong, các dụng cụ làm khô nếu có nước

Vật tư hóa phẩm:

- n - heptan tinh khiết phân tích

- Toluen tinh khiết phân tích

15 ± 30C Tốc độ chưng cất là 2,0 - 2,5ml/phút (xấp xỉ 1 giọt/s) và ngừng chưng cất khi nhiệt độ của dầu đạt tới

2600C và cho phép phần mẫu lỏng ở sinh hàn chảy hết xuống ống thu

Làm nguội cặn trong bình, sau đó cân khối lượng và phần cặn chứa trong bình, ghi lại và tính toán phần trăm khối lượng cặn/lượng mẫu đem chưng cất

Với bitum rắn, lượng mẫu được lấy sau khi cắt bỏ lớp trên bề mặt

Số lượng mẫu phù hợp được đưa ra trong Bảng 2

Phương pháp tiến hành:

- Làm sạch tất cả các cốc thủy tinh bằng cách

ngâm trong axit sulfuric đậm đặc hoặc trong hỗn hợp

sulfochromic, trong thời gian ít nhất là 12 giờ; rửa sạch

bằng nước cất sau đó bằng aceton; sấy cốc trong tủ sấy ở

100 - 1100C trong thời gian 30 phút, sau đó để nguội trong

bình chống ẩm 30 phút trước khi cân

- Cân một lượng mẫu (m2) theo bảng vào bình nón,

lượng cân sao cho hàm lượng asphalten không được vượt

quá 0,25g; rót n - heptan theo tỷ lệ mẫu cân được đưa ra

trong Bảng 1 (30ml cho 1g mẫu); đun sôi hồi lưu 1 giờ; tắt

bếp, để nguội, nhấc bình nón ra và đậy bằng nút kín, đặt

trong chỗ tối 2 giờ

- Chuyển toàn bộ asphalten trong bình nón lên giấy

lọc bằng cách rửa gạn nhiều lần bằng n - heptane nóng và

sử dụng đũa khuấy bằng thủy tinh

- Để riêng bình nón này để sử dụng cho hòa tan

asphalten

Sau khi lọc và rửa, đặt giấy lọc trong cartur chiết, sử

dụng bình nón có dung dịch lọc n - heptan ban đầu, đun

sôi và điều chỉnh hồi lưu từ 2 tới 4 giọt/giây trong thời gian

1 giờ hoặc tới lúc dung môi chảy qua giấy lọc không để lại

vết dầu parafi n khi làm bay hơi

- Thay bình nón đã sử dụng ban đầu có vết asphalten,

rót vào 30 tới 60ml toluen và chiết hòa tan asphalten

- Sau khi chiết làm bay hơi toluen và chuyển phần

cô đặc vào chén cân đã được rửa và có trọng lượng đã ổn

định (thực hiện trong tủ hốt hơi độc), sấy ở nhiệt độ 100 -

1100C trong thời gian 30 phút; để nguội chén cân trong

bình chống ẩm từ 30 phút tới 1 giờ và cân như đã cân cốc

không, tính lượng asphalten thu được

Tính toán:

- Hàm lượng asphalten của một mẫu A được biểu diễn bằng phần trăm khối lượng (%kl) theo công thức: Trong đó:

m1 là khối lượng asphalten thu được

m

2 là khối lượng mẫu đã lấy

Trong trường hợp với bitum, A- Đặc trưng hàm lượng asphalten của mẫu

Trong trường hợp với dầu thô, kết quả cuối cùng được tính toán bằng phần trăm khối lượng của sản phẩm chưng cất theo công thức sau (chính xác tới 0,01 % Wt): Trong đó:

A: Hàm lượng asphalten, % Wt

M: Khối lượng asphalten, g

G: Khối lượng cặn đem kết tủa để làm asphalten, g.R: Khối lượng cặn thu được từ chưng cất, g

D: Khối lượng mẫu đem chưng cất, g

2.2 Quy trình biến tính đá dầu trong phòng thí nghiệm

* Cho chất lỏng thông thường, trơ và có điểm sôi thấp vào cùng với vật liệu nhựa asphalt

- Trộn vật liệu và dung môi với tác nhân sunfonat lỏng dưới điều kiện sunfonat hóa

- Hạ kích cỡ hạt của các hạt nhựa asphalt đủ lớn để

có thể phân tán đồng đều trong dung môi

Bảng 2 Số lượng mẫu phù hợp

(1)

(2)

- Trung hòa axít sunfonic với tác nhân trung hòa cơ

bản dưới điều kiện trung hòa

- Tách dung môi từ sản phẩm nhựa sunfonat bằng

cách tạo ra màng di động nhựa sunfonat trên bề mặt

truyền nhiệt trong điều kiện mô phỏng sự bay hơi của

dung môi

- Nạp tác nhân lạnh vào máy nén và giãn nở trong

chu trình làm lạnh khép kín

- Thu hồi dung môi bay hơi; cho dung môi đã tách

trong thiết bị trao đổi nhiệt gián tiếp với tác nhân lạnh ở

nhiệt độ thích hợp để cô đặc, ngưng tụ và thu hồi về cơ

bản tất cả các dung môi nói trên để sử dụng lại

- Sấy sản phẩm nhựa sunfonat

- Lấy sản phẩm nhựa sunfonat đã tách ra, trong pha

hơi chứa một lượng đáng kể dung môi từ các quá trình

sunfo hóa và trung hòa Dung môi được thu hồi bởi một

trong ba phương pháp:

- Rửa ngược với tác nhân trung hòa

- Rửa ngược với axit sunfuric

- Cho pha hơi qua thiết bị lọc túi vải

- Tách các hạ t nhựa sunfonat, thu hồi sản phẩm từ

pha hơi chứa các hạt nhựa sunfonat

- Thải phần hơi ra ngoài không khí

* Một phần dung môi được tách ra từ sunfonat hóa

nhựa trong bước phân tách trong pha lỏng và phần còn

lại được tách trong pha hơi Phần lỏng của dung môi được

sử dụng lại cho quá trình và pha hơi của dung môi kết hợp

với dung môi tinh khiết được ngưng tụ trong quá trình

làm lạnh

* Pha hơi chứa một lượng đáng kể dung môi lấy ra

trong khi lưu trữ và gạn lọc, được làm tinh khiết hơn và

ngưng tụ trong quá trình làm lạnh sẽ được sử dụng làm

Hình 1 Sơ đồ thí nghiệm sulphonat hóa đá dầu trong phòng thí

lỏng; 4.Trung hòa; 5 Bình phản ứng; 6 Máy khuấy; 7 Máy thổi không khí, N 2 ; 8 Sensơ nhiệt; 9 Bộ điều chỉnh nhiệt độ;

10 Sinh hàn; 11 Bơm định lượng

Bảng 3 Thành phần thí nghiệm biến tính

Mô tả quy trình: Đá dầu và

cooplyme chuẩn bị trong bình

chứa 2 theo tỷ lệ nhất định sau

đó được trộn đều với dung môi

vào trong bình phản ứng 5 và

được máy khuấy 6 khuấy đều

Nhiệt độ được cấp cho phản

ứng từ máy gia nhiệt 9 Cho SO

3lỏng từ bình chứa 3 được bơm

định lượng đưa vào bình phản

ứng Quá trình phản ứng và

nhiệt độ cao sẽ làm một phần

dung môi bay hơi qua sinh hàn

6 Ở đây dung môi được làm

lạnh và ngưng tụ được đưa trở

lại thiết bị phản ứng Phần hơi

chưa ngưng tiếp tục bay hơi đi

ra ở phía trên

Sau khi kết thúc phản ứng

hỗn hợp phản ứng sẽ được

trung hòa với dung dịch kiềm

được bơm vào từ bình chứa 4

Sản phẩm và dung môi

phản ứng được phân tách bằng

phương pháp chiết Sau đó

sản phẩm sẽ được sấy khô và

Ninh và tiến hành phân tích các

chỉ tiêu của nguyên liệu

Bảng 4 Kết quả phân tích sắc ký Hình 2 Sơ đồ quá trình thiết bị chiết tách sản phẩm

Kết quả cho thấy đá dầu ở trũng Hoành Bồ là loại

“đá dầu thực thụ”, trong các mẫu chiết, tách dầu thì hàm

lượng dầu chỉ chiếm khoảng 20%, phần còn lại là madut

và dầu nặng…

Các kết quả phân tích thành phần nhiệt TG của 3 mẫu

đá dầu được thể hiện trên các hình sau:

Bảng 5 Kết quả đánh giá chất lượng của mẫu đá dầu

Bảng 6 Thành phần chiết mẫu đá dầu

Bảng 7 Kết quả đo tính chất lưu biến của sản phẩm

2 Kết quả đánh giá mẫu sản phẩm biến tính

Các sản phẩm được đánh giá phổ hồng ngoại IR tại

trường Đại học Bách khoa Hà Nội cho thấy xuất hiện

nhóm sunfonat hóa ở khoảng píc 1000 đến 1200 Mức độ

sulponat hóa tùy thuộc vào hàm lượng SO3 lỏng theo phổ

Đánh giá mẫu đá dầu biến tính RESINOL DMC® làm chất giảm thải nước chịu nhiệt trong dung dịch khoan gốc nước có

tỷ trọng 1,2g/cm3 cho kết quả ở Bảng 9

Bảng 9 Kết quả giảm thải nước của RESINOL DMC ® trong dung dịch khoan gốc nước

Nhận xét: Như vậy sản phẩm RESINOL DMC® cho độ

thải nước ở điều kiện nhiệt độ cao, áp suất cao HTHP FL có

giá trị = 0 sau khi nung Chúng tôi dùng mẫu đá dầu biến

tính RESINOL DMC® làm chất giảm thải nước chịu nhiệt

trong dung dịch khoan gốc dầu, hệ dung dịch nhũ tương nghịch gốc dầu với dầu nền là dầu EDC 95 - 11 có tỷ lệ dầu/nước là 70/30 cho kết quả ở Bảng 10

Bảng 10 Khảo sát ảnh hưởng của RESINOL DMC ® ở nhiệt độ thường và nhiệt độ 150 o C

Nhận xét: Ở nồng độ 4 ppg, DMC RESIN cho kết quả độ thải nước tốt trước và sau khi nung.

So sánh với mẫu VERSATROL (Mỹ) hiện đang được sử dụng tại các giếng khoan dầu khí

Dung dịch có tỷ lệ D/N = 80/20, tỷ trọng 1,44g/cm3(12ppg)

Bảng 11 Kết quả đánh giá khả năng làm giảm thải nước của VERSATROL

Bảng 12 Kết quả đánh giá khả năng làm giảm thải nước của DMC RESINOL

Như vậy RESINOL DMC® có chất lượng tương đương với VERSATROL của Mỹ

Bảng 13 Tính toán chi phí chế tạo cho 1000 kg sản phẩm

Như vậy tổng chi phí để sản xuất 1kg RESINOL DMC®là 30.202 đồng so với giá của Versatrol nhập về là 459,9USD/25kg (tương đương 386.000 đồng/1kg).

KẾT LUẬN

Qua nghiên cứu chúng tôi rút ra được kết luận sau:

- Đã nghiên cứu đánh giá thành phần đá dầu Đồng

Ho - Quảng Ninh cho nghiên cứu biến tính

- Nghiên cứu biến tính sulfonat hóa đá dầu Đồng Ho

bằng oleum SO 3 lỏng Qua đó xác định được thành phần

phản ứng biến tính như sau:

- Chất lượng RESINOL DMC® tương đương với chất lượng VERSATROL nhập từ Mỹ

- Giá thành 30.202 đồng/kg chỉ bằng 10% giá thành của sản phẩm tương đương nhập từ nước ngoài PVJ

TÀI LIỆU THAM KHẢO

1 Tạ Quang Minh, 2009 Nghiên cứu đánh giá khả

năng ứng dụng và quy trình công nghệ biến tính hóa học

đá dầu làm chất ổn định và giảm nước thải trong dung dịch khoan dầu khí Bộ Công Thương.

2 Mạnh Tử Cương, Dương Thụy Phong, 1959 Báo

cáo trữ lượng cuối cùng mỏ đá dầu Đồng Ho - Quảng Yên

Hà Nội

3 Dương Thụy Phong, 1960 Tìm kiếm chung, quanh

mỏ đá dầu Đồng Ho, huyện Hoành Bồ, tỉnh Quảng Yên.

4 TS Trương Vũ Trụ, Viện Dầu khí Việt Nam, 8/2002

Báo cáo tổng kết nhiệm vụ nghiên cứu khoa học cấp ngành

“Nghiên cứu, đánh giá tiềm năng đá dầu ở trũng Hoành Bồ - Quảng Ninh” Hà Nội.

5 Đỗ Văn Hãn, Viện Dầu khí Việt Nam 1981 Báo cáo

“Nghiên cứu đá phiến dầu vùng Nậm Ún, Sài Lương”

6 Drilling Fluids Engineering Manual Anchor Drilling Fluids

7 US patent 4385999

8 US patent Re 35163

9 US patent 4147638

10 TS Trần Đình Kiên, 2002 Trường Đại học Mỏ - Địa

chất Bài giảng Dung dịch khoan và vữa trám.

Sản phẩm RESINOL DMC ® , biến tính đá dầu của phòng Nghiên cứu ,

phát triển sản phẩm - Tổng công ty Dung dịch khoan và Hóa phẩm

Dầu khí ( DMC )

1 Mở đầu

Dung dịch khoan có vai trò rất quan trọng trong thi

công các giếng khoan dầu khí Tuy nhiên, trong quá trình

thi công khoan, thường gặp nhiều phức tạp sự cố liên

quan đến vướng, kẹt bộ khoan cụ trong giếng khoan

Để tăng độ bôi trơn cho dung dịch, các nhà thầu nước

ngoài tại Việt Nam thường sử dụng các loại phụ gia bôi

trơn như: Công ty liên doanh ADF-VN nhập PF LUBSOL;

MI - VN (Mỹ - Việt Nam) nhập EP LUB, LUB 167; FINA GREEN

EBL, RADIAGREEN EBL., Baroid nhập VIBRA LUBE, EP LUBE.,

Baker Hughes Inteq nhập MILLUB; LUBRI - SAL, LUBRI -

FILM

Từ năm 1991 trở lại đây, một số công ty trong nước

đã sản xuất được phụ gia bôi trơn có chất lượng phù hợp

với yêu cầu của người sử dụng, được các nhà thầu nước

ngoài mua Đặc biệt Xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro

hàng năm mua với số lượng lớn (từ 500 - 800 tấn/năm)

Tiêu chuẩn kỹ thuật không ngừng được nâng cao, để

ngày càng phù hợp hơn với thực tế thi công khoan, cụ

thể đối với XNLD Vietsovpetro, năm 1999 sử dụng theo

tiêu chẩn RDSP 61-99; năm 2002 sử dụng theo tiêu

chuẩn RDSP 61-02, năm 2006 sử dụng theo tiêu chuẩn

RDSP 61-06 và năm 2009 sử dụng theo tiêu chuẩn RDSP

61-09 Trước năm 2003 Công ty Dung dịch khoan và Hóa

phẩm dầu khí - DMC sản xuất phụ gia bôi trơn DMC -

LUB; Công ty TNHH Thuận Phong sản xuất phụ gia bôi

trơn PK - LUB; Công ty cổ phần Công nghiệp hóa chất -

CHEMICO sản xuất phụ gia bôi trơn VIETLUB Phụ gia bôi

trơn của các công ty đều sản xuất từ dầu biến tính của

vỏ hạt điều Trong quá trình sử dụng, loại phụ gia này có

một số nhược điểm như dính bết trên lưới sàng rung cao,

gây mất dung dịch do tràn qua lưới hệ thống sàng rung,

mức thay đổi trọng lượng và thể tích cao su tăng cao hơn

so với các phụ gia bôi trơn nhập khẩu, gây trương nở

cao su của động cơ đáy (Mud motor) và máy bơm YHB -

600 Do các nhược điểm trên, để thỏa mãn các thông số

kỹ thuật nên năm 2006 XNLD Vietsovpetro đã ban hành Tiêu chuẩn kỹ thuật RDSP 61-06 và đến năm 2009 có chỉnh sửa một số chỉ tiêu kỹ thuật của một vài hóa phẩm, trong đó có phụ gia bôi trơn và ban hành Tiêu chuẩn kỹ thuật RDSP 61-09 Sau khi XNLD Vietsovpetro ban hành Tiêu chuẩn RDSP 61-06, RDSP 61 - 09 [1], các công ty sản xuất phụ gia bôi trơn như: Công ty DMC (sản phẩm DMC SUPER LUB); Công ty TNHH Thuận Phong (sản phẩm LUB - LS); Công ty CHEMICO (sản phẩm VIETLUB 150M) Các phụ gia bôi trơn trên đều thỏa mãn các yêu cầu kỹ thuật kiểm tra ở Phòng thí nghiệm dung dịch khoan của Viện NIPI - VSP và thử nghiệm công nghiệp ở các mỏ của XNLD Vietsovpetro Tuy nhiên, so với yêu cầu trong thực

tế sản xuất, phụ gia bôi trơn cần phải hoàn thiện và nâng cao chất lượng hơn nữa

2 Nghiên cứu áp dụng phụ gia bôi trơn mới

Nhóm chuyên gia nghiên cứu của Công ty TNHH Công nghệ Khoan - Khai thác và Môi trường - DPEC (thuộc Hội Công nghệ Khoan - Khai thác Việt Nam) đã nghiên cứu và pha chế thành công phụ gia bôi trơn mang tên DPEC - LUB từ hỗn hợp dầu thực vật và chất tạo nhũ ở dạng lỏng (Liquid) Phụ gia bôi trơn DPEC - LUB làm giảm ma sát giữa bộ khoan cụ và ống chống, giữa cần khoan và thành giếng khoan, lực xoắn và lực kéo Đặc biệt giải quyết tốt về kẹt mút bộ dụng cụ khoan, có tác dụng tốt và ổn định thông số dung dịch ở nhiệt độ cao lên đến 150oC

2.1 Tính chất lý hóa của phụ gia bôi trơn DPEC - LUB

- Hình thái: Lỏng

- Màu sắc: Hổ phách

Phụ‱gia‱bôi‱trơn‱DPEC‱-‱LUB‱cho‱dung‱dịch‱

khoan‱dầu‱khí

TS Đặng Của, ThS Bùi Việt Đức

Công ty TNHH Công nghệ Khoan - Khai thác và Môi Trường (DPEC)

KS Vũ Văn Hưng

Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro”

2.2 Cách xác định các thông số kỹ thuật của phụ gia bôi

trơn DPEC - LUB [2]

- Hình thể: Xác định bằng mắt thường

- An toàn sinh thái: Báo cáo kết quả kiểm định độ độc

- Đo độ kiềm: Bằng giấy chuyên dụng hoặc máy đo

pH (pH metre)

- Mức thay đổi trọng lượng của mẫu cao su ngâm

trong dầu bôi trơn trong 24 giờ: cao su dây curoa của máy

bơm YHB - 600, D = 230mm, (14,5 x 10)mm, cân trước khi

ngâm ở nhiệt độ thường, sau 24 giờ lấy ra rửa sạch, lau

khô rồi cân lại (cân chính xác đến 0,01g)

- Mức thay đổi trọng lượng của mẫu cao su ngâm

trong DD cho 5% bôi trơn ở nhiệt độ 150oC - 3 giờ: Mẫu

cao su cân trước khi ngâm trong DD đặt trong lò nung

quay trong 24 giờ Sau 24 giờ lấy ra rửa sạch rồi cân lại (cân

chính xác đến 0,01g)

- Mức thay đổi thể tích của mẫu cao su ngâm trong

DD cho 5% bôi trơn ở nhiệt độ 150oC - 3 giờ: Xác định thể

tích ban đầu của mẫu cao su bằng cách cho một phần

nước vào ống đong, sau đó cho mẫu cao su vào ống đong

đã có nước, đọc thể tích nước dâng lên - V1(ml) Sau khi

nung lấy mẫu để nguội, lấy cao su rửa sạch, lau khô rồi

như đo thể tích ban đầu Đọc thể tích nước dâng lên -

V2(ml) Thể tích trương nở cao su: V2 - V1

- Mức giảm moment ma sát trong môi trường DD Số

1 cho 2% bôi trơn ở nhiệt độ thường và ở 150oC - 3 giờ: Đo

trên máy EP/Lubricity

- Mức giảm lực kẹt mút trong DD số 2 cho 2% bôi

trơn: Đo trên máy DIFFERENTIAL STICKING TESTER

- Mức thay đổi thông số DD số 1 cho 2% bôi trơn ở

nhiệt độ phòng: Độ nhớt biểu kiến đo trên phễu (Nga);

ứng lực trượt tĩnh (sau 10 phút, Gel/10); độ thải nước đo

trên máy FILTER PRESS

- Thể tích trong nước môi trường kỹ thuật cho 5% bôi trơn: Đo bằng ống đong thủy tinh

- Hàm lượng bọt trong môi trường nước kỹ thuật cho 5% bôi trơn: Đo bằng ống đong thủy tinh

- Hàm lượng chất không phân tán trên sàng 0,5 x 0,5mm và 0,16 x 0,16mm: DD lọc qua sàng, sấy khô rồi đem cân (cân chính xác đến 0,01g)

2.3 Đơn pha chế dung dịch nền

- Dung dịch nền số 1: Có các thông số kỹ thuật:

P = 1,10 ± 0,02g/cm3, T = 50 - 60 giây, PH = 9 ± 0,5 Thành phần: 400ml nước kỹ thuật + 150g bentonite API khuấy bằng máy khuấy tốc độ thấp (1000 - 3000 vòng/phút) 30 phút, để tĩnh 24 giờ + 600ml nước biển + 10g CMC-LV + 10g FCL + 7,5g KOH + 5g AKK (PH = 9) khuấy ở tốc độ thấp trong 2 giờ, để tĩnh 24 giờ Trước khi đo các thông số khuấy ở tốc độ chậm 30 phút

- Dung dịch nền số 2: Có các thông số kỹ thuật: P = 1,22g/cm3, T = 25 - 35s, PH = 9 Thành phần: 1l nước kỹ thuật + 80g bentonite API + 100g sét chưa hoạt hóa + 10g FCL + 1,5g KOH + 50g KCL khuấy ở tộc độ thấp trong 2 giờ,

để tĩnh 24 giờ ở nhiệt độ phòng (25oC), khuấy lại 15 phút ở tốc độ chậm rồi đo các thông số

3 Kết quả phân tích

3.1 Kết quả phân tích chất lượng của Phụ gia bôi trơn DPEC - LUB theo tiêu chuẩn RD SP 61 - 09 (theo Bảng 1) 3.2 Kết quả phân tích chất lượng phụ gia bôi trơn Viet-

4 Liều dùng

- DPEC LUB khi sử dụng có thể cho trực tiếp vào máng dung dịch, đổ qua phễu thùng khuấy hoặc máng hút

- Phụ thuộc vào chiều sâu, độ nghiêng và chiều dài của giếng, cho từ 1 - 3% theo khối lượng DPEC - LUB vào dung dịch sẽ làm giảm đáng kể sự ma sát Phụ gia bôi trơn DPEC - LUB dùng tới mức (bổ sung) + 1 kg/m3/ngày

- Hiệu quả sử dụng tốt nhất, độ PH ở vào khoảng 8,0 - 9,5

Bảng 1 Kết quả phân tích chất lượng của Phụ gia bôi trơn DPEC - LUB theo tiêu chuẩn RD SP 61 - 09

5 Kết luận

Theo các kết quả nghiên cứu thí nghiệm đánh giá khả

năng tác dụng của phụ gia bôi trơn DPEC - LUB (Bảng 1),

so sánh với các phụ gia bôi trơn do các công ty trong nước

sản xuất đang sử dụng ở XNLD Vietsovpetro, hàng nhập

khẩu FINA GREEN EBL./RADIGREEN EBL và tiêu chuẩn RD

SP 61-09 (Bảng 2) cho thấy DPEC - LUB có các tính năng

vượt trội hơn các chất bôi trơn khác đang sử dụng ở các

- Khả năng làm giảm lực kẹt mút vượt trội lớn

- Mức thay đổi các thông số dung dịch thấp

- Hàm lượng chất không phân tán trên sàng rất ít PVJ

Tài liệu tham khảo

1 Tài liệu hướng dẫn phân tích phụ gia bôi trơn theo

tiêu chuẩn RD SP 61-09 của XNLD Vietsovpetro.

2 Phòng thí nghiệm của Công ty TNHH Công nghệ

Khoan - Khai thác và Môi trường - DPEC.

3 Kết quả phân tích phụ gia bôi trơn DMC-SUPER LUB của Công ty CP Dung dịch khoan và Hóa phẩm Dầu khí DMC; VIETLUB 150M của Công ty CP công nghiệp hóa chất CHEMICO; LUB-LS của Công ty TNHH Thuận Phong và RADIAGREEN EBL của OLEON-EU

Bảng 2 Kết quả phân tích chất lượng phụ gia bôi trơn Vietsovpetro đang sử dụng của các hãng

1 Tổng quan điều kiện địa chất và khai thác thân dầu

Miocen mỏ Bạch Hổ

1.1 Khái quát về đặc trưng địa chất - địa vật lý của tầng

Miocen hạ

Phức hệ Miocen hạ thuộc điệp Bạch Hổ và phát triển

hầu như trên toàn diện tích của mỏ với chiều sâu thế nằm

từ 2759 - 2998m dưới mục nước biển Các tầng sản phẩm

của phức hệ tính từ trên xuống dưới là các tầng 23, 24, 25,

26, 27 với mức độ sản phẩm cao của chúng được quan sát

thấy ở vòm Bắc và vòm Trung tâm Các tầng sản phẩm này

được giới hạn ở trên và dưới bởi các tầng phản xạ đại địa

chấn lần lượt là SH-5 và SH-7 Tầng phản xạ đầu tiên được

gắn với nóc vỉa của tầng sản phẩm 23, tầng phản xạ thứ

hai là mặt bất chỉnh hợp Miocen hạ - Oligocen trên Dầu

công nghiệp của phức hệ được chứng minh vào năm 1974

bằng kết quả thử GK.BH-1 ở vòm Trung tâm của cấu tạo

Hiện tại chỉ có tầng 23 là đối tượng đang được khai thác

Cột địa tầng tổng hợp của phần lát cắt chứa sản phẩm của

mỏ Bạch Hổ được mô tả trên Hình 1

Số liệu áp suất vỉa ban đầu của Miocen hạ ở vòm Trung tâm đo ở các giếng 1, 22, 27, 37, 42 và 45 có giá trị trung bình là 28,8MPa khi chuyển đổi về độ sâu tuyệt đối -2810m (ranh giới quy ước của biên dưới bão hòa dầu)

Áp suất vỉa ban đầu của thân dầu Miocen dưới ở vòm Bắc

đo tại các giếng riêng rẽ (79, 98, 130, 136, 202) được chấp nhận là 29,3MPa chuyển đổi về độ sâu tuyệt đối -2971m (ranh giới quy ước bão hòa dầu) [10]

Nhiệt tự nhiên của thân dầu Miocen hạ đo bằng nhiệt

kế đo sâu có độ chính xác cao tại các phần ngưng trệ của thân giếng nằm phía dưới khoảng làm việc trong các giếng khai thác và bơm ép sâu là 80 - 1100C

Gradient địa nhiệt trong khoảng từ 1800 - 3600m là 3,50C/100m

Độ rỗng: Độ rỗng của tầng sản phẩm thay đổi từ 1,9 - 33,5%, trung bình là 17,7%

Độ thấm: Các kết quả phân tích mẫu lõi trong phòng thí nghiệm và các nghiên cứu thủy động lực cho thấy

Đặc‱trưng‱năng‱lượng‱vỉa‱và‱khai‱thác‱₫ối‱ tượng‱Miocen‱hạ,‱mỏ‱Bạch‱Hổ

ThS Phạm Đức Thắng, TS Nguyễn Văn Minh

Tập đoàn Dầu khí Việt Nam

ThS Hoàng Linh Lan

Viện Dầu khí Việt Nam

Tóm tắt

Tầng Miocen hạ có cấu trúc khá phức tạp và là một trong những thân dầu khai thác chính của mỏ Bạch Hổ Tuy nhiên, kết quả khai thác tầng Miocen hạ mỏ Bạch Hổ cho thấy vỉa đang trong giai đoạn khai thác cuối cùng, số lượng giếng khai thác đã khoan xong hoàn toàn và độ ngập nước trung bình toàn đối tượng là 71% Hệ số thu hồi dầu cuối cùng theo “Sơ đồ thiết kế công nghệ khai thác và xây dựng mỏ Bạch Hổ” năm 2008 cho toàn thân dầu là 31%, tương đương 6,144 triệu tấn Lượng dầu dư dự kiến còn lại khoảng 13,675 triệu tấn Như vậy, lượng dầu còn lại trong vỉa là rất lớn và do đó cần phải triển khai ngay việc nghiên cứu, áp dụng các phương pháp tối ưu hoá khai thác để tận thu nguồn tài nguyên này [10]

Nội dung bài báo trình bày các kết quả nghiên cứu và phân tích những đặc trưng năng lượng vỉa cũng như lịch sử khai thác của thân dầu nêu trên Kết quả sẽ giúp chúng ta xác định các nguyên nhân làm suy giảm sản lượng, từ đó đưa ra các biện pháp nhằm điều chỉnh và tối ưu hoá quá trình thiết kế, khai thác có hiệu quả đối tượng cát kết Miocen

hạ mỏ Bạch Hổ

hàm thực nghiệm và quan hệ giữa độ rỗng với độ thấm trong hai trường hợp

là đồng dạng

Kết quả thống kê cho thấy, độ thấm của ô lưới thay đổi từ 0,5 - 1650mD, trung bình là 239mD

Độ bão hòa ban đầu: Độ bão hòa dầu ban đầu được tính toán thông qua đường cong thấm pha và đường cong

áp suất mao dẫn, phù hợp với giá trị bão hòa ban đầu trong tính toán trữ lượng theo từng tầng sản phẩm và theo từng khối Do trong các tầng sản phẩm không tồn tại mũ khí nên độ bão hoà nước được tính bằng 1- độ bão hòa dầu ban đầu Đặc trưng tính chất thấm chứa các tầng sản phẩm được trình bày trong Bảng 1 [10]

Các chỉ số đặc trưng về tính bất đồng nhất các tầng sản phẩm thuộc Miocen hạ được thể hiện trên Bảng 2

Đá chứa trầm tích mỏ Bạch Hổ có các đặc điểm chung của dạng đá chứa cát - sét với độ rỗng giữa hạt Ba thành phần cơ bản của dạng đá chứa này bao gồm phần khung đá, xi măng gắn kết và chất lưu

Hình 1 Cột địa tầng tổng hợp tầng sản phẩm mỏ Bạch Hổ

Bảng 1 Đặc trưng tính chất thấm chứa các tầng sản phẩm

Cát kết, bột kết, sét và sét kết xen kẽ

Tướng đá Tầng

Sét kết, bột kết và cát kết xen kẽ Trầm tích thuộc tướng sông, ngòi, hồ, đầm lầy và biển nông

Trầm tích thuộc tướng delta, sông, ngòi, hồ, đầm lầy và biển nông

Cát kết, sét kết và cát bột kết xen kẽ.

Trầm tích thuộc tướng sông, ngòi, hồ, đầm lầy

Móng granit

Đá kết tinh và nứt nẻ

Phân bố giá trị các tham số chứa (Ф, So) các tầng sản

phẩm Miocen hạ (theo địa vật lý giếng khoan) được trình

bày trong Hình 2 [8]

1.2 Đặc trưng năng lượng, áp suất vỉa trong vùng khai

thác và bơm ép

1.2.1 Vòm Trung tâm

Áp suất vỉa ban đầu của thân dầu ở vòm Trung tâm

được đo vào giai đoạn đầu khai thác thân dầu và chuyển

về vị trí ranh giới dầu nước (RGDN) qui ước ban đầu chiều

sâu tuyệt đối -2821m là 28,1 MPa Theo động thái biến đổi

áp suất vỉa trong quá trình khai thác, thân dầu được chia

ra làm hai vùng riêng biệt [8]

Vùng phía Tây của thân dầu được đặc trưng bởi sự liên thông kém với vùng rìa, với sự gia tăng thu hồi dầu, áp suất vỉa có xu hướng giảm cùng với quá trình khai thác cho đến khi bắt đầu bơm ép nước vào tháng 7/1987 Việc bơm

ép nước vào vỉa, mặc dù vẫn tiếp tục đưa thêm giếng khai thác vào hoạt động và đẩy mạnh thu hồi, nhưng áp suất vỉa đã tăng dần và được duy trì ở mức 25 - 30MPa Hệ số bù khai thác hiện thời và hệ số bù khai thác cộng dồn từ năm

1998 đã vượt quá 100%, dẫn đến áp suất vỉa ở một số khu vực riêng biệt của thân dầu cao hơn áp suất vỉa ban đầu Tuy nhiên ở khu vực phía Nam của thân dầu, áp suất vỉa

bị giảm đáng kể xuống tới 12MPa, điều này chứng tỏ mối liên thông thuỷ lực rất kém của khu vực này với vùng khai thác và bơm ép chính của thân dầu

Vùng phía Đông của thân dầu có sự hỗ trợ của áp lực nước rìa Tuy nhiên năng lượng của nước rìa là không

đủ lớn, vìa áp suất vỉa tại các giếng khoan giảm xuống còn 19,8 - 20,7MPa, tuy còn cao hơn áp suất bão hòa (14,6MPa), nhưng đã thấp hơn giá trị ban đầu (28,1MPa) Động thái của áp suất vỉa các giếng vòm Trung tâm được đưa ra trên Hình 3

Bảng 2 Các chỉ số đặc trưng về tính bất đồng nhất các tầng sản phẩm Miocen hạ

Bảng 3 Tính chất của chất lưu vỉa thân dầu Miocen hạ

Hình 2 Phân bố giá trị các tham số chứa (Ф, So) các tầng sản phẩm Miocen hạ (theo ĐVLGK)

Hình 3 Động thái áp suất vỉa các giếng khoan Miocen hạ vòm Trung tâm

1.2.2 Vòm Bắc

Áp suất vỉa ban đầu của thân dầu ở vòm Bắc, được đo

vào giai đoạn đầu của quá trình khai thác và chuyển về vị

trí RGDN quy ước ban đầu -2971m là 29,6MPa Thân dầu

được chia ra làm 3 vùng: 1, 2 và 3 dựa trên mức độ ảnh

hưởng khác nhau của áp lực bơm ép và áp lực nước rìa đối

với quá trình khai thác

Vùng thứ nhất có 12 giếng khoan bị tách biệt với vùng

nuôi ở rìa bởi các đứt gẫy kiến tạo và các đới không có vùng

chứa dầu cục bộ Trong giai đoạn khai thác ban đầu áp suất

vỉa giảm mạnh Việc bơm ép nước được bắt đầu từ tháng

4/1988 đã giúp áp suất vỉa hồi phục và ổn định ở mức 26

- 28MPa Vào cuối năm 1996, sau khi ngừng bơm ép, thân

dầu được tiếp tục khai thác ở chế độ suy thoái Áp suất

vỉa được đo đồng loạt tại các giếng vào tháng 4/1999 là

25 - 27MPa Áp suất vỉa đo được trong năm 2002 ở một số

giếng khoan riêng biệt đã giảm xuống còn 20,5 - 20,7MPa

(áp suất bão hòa là 20,4MPa) Tháng 10/2002, việc bơm ép

nước được khôi phục trở lại cho phép ổn định được phần

nào áp suất vỉa trong vùng khai thác

Vùng thứ hai có 4 giếng khoan diễn ra với sự tác động của áp lực của nước rìa Sản lượng khai thác tập trung ở các giếng nằm ở phần trung tâm của vùng này, nơi áp suất vỉa đến cuối giai đoạn khai thác đã giảm xuống chỉ còn 27MPa Cho đến hiện nay, hầu hết các giếng khai thác

đã bị bỏ do ngập nước cao Áp suất vỉa đến năm 1999 chỉ còn 24,7MPa

Vùng thứ ba có 10 giếng, từ năm 1987 - 1994 chỉ có 1 giếng được đưa vào khai thác Trong giai đoạn này áp suất vỉa giảm không đáng kể và còn là 25,7MPa vào cuối năm

1994 Sự gia tăng khai thác dầu sau đó đã làm cho áp suất vỉa giảm mạnh Áp suất vỉa đo vào tháng 5/1996 quy về

vị trí RGDN ban đầu (chiều sâu tuyệt đối -2971m) là 21,8 MPa Bơm ép nước vào thời kỳ này được bắt đầu từ tháng 5/1996 cho phép áp suất vỉa được nâng lên và ổn định ở các giai đoạn khai thác tiếp theo Áp suất vỉa đo vào tháng 8/2002, thay đổi trong khoảng 24,1 - 24,5MPa, giá trị này của áp suất vỉa cho phép duy trì lưu lượng cao trong các giếng khai thác và có 2 giếng đang được tiếp tục khai thác

ở chế độ tự phun Động thái áp suất vỉa của các giếng ở vòm Bắc được thể hiện trên Hình 4 [8]

Hình 4 Động thái áp suất vỉa các giếng khoan Miocen hạ vòm Bắc