Luận án nghiên cứu ứng dụng công nghệ bơm ép luân phiên nước khí hydrocacbon nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu tại tầng miocen, bể cửu long

1 MỞ ĐẦU Tính cấp thiết luận án Dầu khí là nguồn tài nguyên vô quý giá, tái tạo và thiếu đối với mọi quốc gia, sản lượng khai thác và giá dầu mỏ là vấn đề quan tâm hàng đầu đối với mọi ngành công nghiệp, đặc biệt nước có nền công nghiệp phát triển Chính vì lẽ đó mà giá dầu thế giới ảnh hưởng mạnh mẽ đến sự phát triển kinh tế toàn cầu, là nguyên nhân chính mâu thuẫn, tranh dành phân chia dầu khí và chiến tranh Cho đến nay, số lượng mỏ dầu khí mới, đặc biệt là mỏ có trữ lượng lớn được phát hiện ngày giảm dần, đó số lượng mỏ dầu khai thác sang giai đoạn cạn kiệt ngày càng gia tăng Do đó, vấn đề nâng cao hệ số thu hồi dầu (Enhanced Oil Recovery - EOR) ngày càng được nhiều nước, nhiều công ty đa quốc gia tập trung nghiên cứu và ứng dụng Thậm chí, hệ số thu hồi dầu khí là điều kiện quan trọng và điều khoản bắt buộc hợp đồng dầu khí số nước thế giới Việt Nam là quốc gia có sản lượng khai thác dầu không lớn, chủ yếu được khai thác từ mỏ thuộc bể Cửu Long Đối tượng khai thác dầu chính là thân dầu móng Granite nứt nẻ và tầng Mioxen, chiếm 90% sản lượng dầu khai thác hàng năm Trong thập niên qua, toàn thềm lục địa Việt Nam có thêm 25 phát hiện dầu khí, chủ yếu là cấu tạo nhỏ, điều kiện kinh tế cận biên (trung bình phát hiện khoảng 35 triệu thùng dầu) Để phát triển khai thác được mỏ nhỏ cần phải có công nghệ kỹ thuật tối ưu, kèm điều kiện khuyến khích đầu tư, làm giảm giá thành sản xuất dầu khí để tăng lợi nhuận khai thác Sau trải qua thời kỳ tự phun và trì áp suất bơm ép nước hay giải pháp khai thác thứ cấp hệ số thu hồi dầu trung bình hiện mỏ khoảng 20 - 32% dầu chỗ Hơn hai phần ba (2/3) lượng dầu phát hiện chưa thể khai thác Như vậy, lượng dầu chưa được khai thác chiếm tới 70% và là tiềm cho giải pháp kỹ thuật nhằm tận thu hồi lượng dầu lại này Việc áp dụng biện pháp gia tăng thu hồi dầu (EOR) nhằm tận thu lượng dầu lại vỉa chứa chính là nhiệm vụ chính, cấp thiết năm tới mà nguồn lượng tự nhiên ngày hạn chế Việc áp dụng phương pháp bơm ép nước thứ cấp sẽ khơng cịn mang lại hiệu quả mỏ khai thác giai đoạn cuối, giếng khai thác và bị ngập nước, vùng khai thác dịch chuyển dần lên nóc vỉa Điều đó chứng tỏ rằng, sản lượng dầu khí có thể thu hồi mỏ thuộc bể Cửu Long trước là mỏ khai thác chủ lực giảm nhanh chóng, việc áp dụng biện pháp gia tăng thu hồi dầu là vấn đề cấp thiết được nêu Lựa chọn chính xác phương pháp gia tăng thu hồi dầu cho mỏ dầu khí là rất mới và đầy thách thức Việc gia tăng 1-2% hệ số thu hồi dầu với mỏ có trữ lượng lớn sẽ tương tự phát hiện mỏ nhỏ, đặc biệt là sản lượng khai thác đối tượng Mioxen giảm dần nên cần nghiên cứu áp dụng phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu cho tầng Mioxen Chính vì vậy, đề tài “Nghiên cứu ứng dụng công nghệ bơm ép luân phiên nước - khí Hydrocarbon nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu tầng Mioxen, Bể Cửu Long” mang tính cấp thiết, cần được quan tâm và ưu tiên nghiên cứu Trong số phương pháp gia tăng hệ số thu hồi dầu được nghiên cứu đến thời điểm hiện Việt Nam, bơm ép khí chỉ mới áp dụng thử nghiệm mỏ nhất đối tượng trầm tích bể Cửu Long Với lý vậy, việc đẩy nhanh công tác nghiên cứu kỹ điều kiện tầng Mioxen, bể Cửu Long nhằm tìm giải pháp gia tăng thu hồi dầu hiệu quả và áp dụng thực tế là mục tiêu nghiên cứu đề tài Mục tiêu luận án Để có thể áp dụng thành công phương pháp bơm ép luân phiên nước-khí nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu cho đối tượng trầm tích lục nguyên bể Cửu Long, nghiên cứu sinh (NCS) tập trung nghiên cứu: ➢ Từ kết quả nghiên cứu về chế bơm ép hệ chất lưu nâng cao thu hồi dầu và dự án áp dụng thế giới, xem xét khả áp dụng giải pháp kỹ thuật phù hợp với tính chất địa chất, tính chất đá chứa, tính chất lưu thể và điều kiện khai thác mỏ dầu khí Việt Nam, đặc biệt là đối tượng trầm tích lục nguyên ➢ Nghiên cứu phương pháp xác định áp suất trộn lẫn tối thiểu và làm rõ chế trộn lẫn, gần trộn lẫn và không trộn lẫn cho đối tượng trầm tích Việt Nam ➢ Nghiên cứu yếu tố, thông số vỉa chứa ảnh hưởng đến khả áp dụng phương pháp bơm ép luân phiên nước-khí để nâng cao hệ số thu hồi dầu ➢ Nghiên cứu và đánh giá hiệu quả nâng cao hệ số thu hồi dầu phương pháp bơm ép luân phiên nước-khí mô hình mỏ thực tế với phương pháp khác Nội dung nhiệm vụ nghiên cứu luận án Để có thể nghiên cứu đánh giá chế và hiệu quả trình bơm ép luân phiên nước khí cho đối tượng trầm tích bể Cửu Long phải tiến hành nghiên cứu cách chi tiết và khắc phục điểm thiếu nghiên cứu trước thế giới và Việt Nam Nghiên cứu phải đánh giá về chế trộn lẫn/gần trộn lẫn/không trộn lẫn, xác định điểm áp suất trộn lẫn tối thiểu mô phỏng kết quả thực nghiệm đo phòng thí nghiệm Đánh giá toàn yếu tố ảnh hưởng cấu trúc địa chất, độ sâu vỉa, áp suất - nhiệt độ vỉa, tính chất chất lưu vỉa, tính chất khí bơm ép, chế dịng chảy thực tế vỉa, tới ưu quy trình bơm ép và thành phần khí bơm ép v.v lên hiệu quả bơm ép khí nâng cao thu hồi dầu Mô hình mô phỏng cho toàn mỏ được xây dựng để có thể đánh giá được hiệu quả trình tối ưu bơm ép khí, bơm ép nước và tối ưu khai thác Sản lượng dầu dự báo gia tăng áp dụng phương pháp bơm ép nâng cao thu hồi dầu tối ưu cho toàn mỏ được tính toán kinh tế và đánh giá tính khả thi phương pháp Dựa vào nhận định trên, nội dung nghiên cứu luận án bao gồm: ➢ Nghiên cứu, lựa chọn phương pháp bơm ép nâng cao hệ số thu hồi dầu phù hợp cho đối tượng trầm tích Mioxen, bể Cửu Long ➢ Nghiên cứu, xây dựng tiêu chí mô phỏng phần mềm để dự báo chính xác điểm áp suất trộn lẫn tối thiểu (MMP) cho trình bơm ép khí từ kết quả thực nghiệm phòng thí nghiệm So sánh độ chính xác phương pháp để xác định MMP: thực nghiệm phịng thí nghiệm; mơ phỏng phần mềm PVT; mô hình mô phỏng thủy động lực học “slimtube” ➢ Nghiên cứu đánh giá và lựa chọn thành phần khí tối ưu bơm ép với điều kiện thực tế mỏ Việt Nam ➢ Nghiên cứu và xây dựng mô hình thành phần cho toàn mỏ và đánh giá chế trộn lẫn/gần trộn lần/không trộn lẫn mỏ thực tế với yếu tố ảnh hưởng tính bất đồng nhất vỉa, bão hòa dầu/khí/nước vỉa, thay đổi áp suất - nhiệt độ vỉa trình khai thác, thay đổi thành phần hệ chất lưu trình khai thác và bơm ép để nâng cao hệ số thu hồi dầu ➢ Xây dựng phương án bơm ép để nâng cao hệ số thu hồi dầu và tối ưu khai thác để đánh giá hiệu quả kinh tế - kỹ thuật phương pháp bơm ép nước-khí so với phương pháp bơm ép thông thường áp dụng ➢ Đánh giá và chứng minh phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu bơm ép luân phiên nước - khí dưới trộn lẫn (gần trộn lẫn) phù hợp với cấu trúc vỉa chứa, tính chất lưu thể vỉa và tính chất đá vỉa tầng Mioxen, mỏ Sư Tử Đen mô hình mô phỏng Gia tăng thu hồi dầu cao nhất, đảm bảo cả về yếu tố kinh tế và kỹ thuật Cơ sở tài liệu phương pháp nghiên cứu Cơ sở tài liệu Tài liệu phục vụ nghiên cứu chủ yếu là báo cáo kết quả ứng dụng giải pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu bơm ép nước khí CO2, N2 và Hydrocarbon luân phiên được triển khai nhiều khu vực mỏ, nhiều nước khác NCS tổng hợp tài liệu sở lý thuyết về nâng cao hệ số thu hồi dầu và bài báo, kết quả thực nghiệm được thực hiện phòng thí nghiệm và ứng dụng mô phỏng cho mỏ dầu khí thực tế Ngoài ra, có tài liệu : báo cáo nghiên cứu, tổng kết về địa chất, địa vật lý, trữ lượng, thiết kế, công nghệ mỏ và khai thác cho tầng chứa cát kết Mioxen nói riêng và mỏ Sư Tử Đen nói chung; tài liệu báo cáo, nghiên cứu, phân tích thí nghiệm về mẫu lõi, hệ chất lưu được lấy từ giếng khoan tầng Mioxen mỏ Sư Tử Đen và báo cáo tổng kết hoạt động thăm dò, khai thác dầu khí thềm lục địa Việt Nam Tập đoàn Dầu khí Việt Nam Phương pháp nghiên cứu Để thực hiện nội dung nêu trên, NCS sử dụng phương pháp nghiên cứu sau: ➢ Phương pháp thư mục: tổng hợp, xử lý và thống kê tài liệu dự án, sản xuất để đánh giá khó khăn và phức tạp ảnh hưởng trực tiếp đến trình khai thác, phương pháp xử lý đối với giếng khai thác và so sánh cụ thể ➢ Phương pháp nghiên cứu lý thuyết: Nghiên cứu phương pháp thực hiện thế giới, đánh giá khả áp dụng vào mỏ Sư Tử Đen Tập trung giải quyết bài toán chế trộn lẫn/gần trộn lần/không trộn lẫn và phân toả nút nướckhí, sự thay đổi áp suất và thay đổi tỷ lệ bơm ép nước-khí đến chế trộn lẫn, thay thế tầng cát kết Mioxen ➢ Phương pháp nghiên cứu thí nghiệm: Sử dụng kết quả thí nghiệm xác định áp suất trộn lẫn tối thiểu (MMP) thiết bị “slimtube” mẫu dầu và khí tầng Mioxen, bể Cửu Long ➢ Phương pháp mô phỏng: mô phỏng số liệu phần mềm máy tính để tìm quy luật thay đổi, so sánh với thí nghiệm mẫu lõi để xác định MMP Mô phỏng thủy động lực học cho toàn đối tượng nghiên cứu với phương án bơm ép khí, phương án bơm ép luân phiên nước khí để tối ưu giải pháp nâng cao thu hồi dầu cho tầng Mioxen, bể Cửu Long Đối tượng phạm vi luận án Để nghiên cứu và có thể áp dụng giải pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu phương pháp bơm ép luân phiên nước - khí, cần sự quan tâm và đầu tư thích đáng, đặc biệt là cần khuyến khích Nhà thầu dầu khí “tiên phong” việc áp dụng thử nghiệm và triển khai mạnh mẽ nếu kết quả nghiên cứu thành công Với lý vậy, việc nghiên cứu điều kiện cụ thể tầng Mioxen, bể Cửu Long với đối tượng và phạm vi áp dụng sau: ➢ Đối tượng nghiên cứu: Nghiên cứu ứng dụng công nghệ bơm ép luân phiên nước khí Hydrocarbon nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu cho tầng Mioxen, mỏ Sư Tử Đen ➢ Phạm vi: tầng Mioxen, mỏ Sư Tử Đen, Hợp đồng Dầu khí Lô 15-1, bể Cửu Long thuộc thềm lục địa Việt Nam, công ty Điều hành chung Cửu Long điều hành Tính đóng góp luận án Ý nghĩa khoa học luận án Đề tài nghiên cứu chế và giải pháp bơm ép luân phiên nước-khí sử dụng khí Hydrocarbon nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu là lĩnh vực nghiên cứu mới Việt Nam Bằng nghiên cứu này, NCS giải quyết được bài toán về chế dịng chảy với đới tượng khai thác có tính chất vỉa chứa bất đồng nhất, chế tác động khí nước đối với dầu, chế thay thế nước và trộn lẫn khí bơm ép xuống vỉa chứa dầu khí, chế đẩy và quét vi mô hoặc vĩ mô giải pháp bơm ép nước-khí luân phiên Đánh giá được hiệu quả nâng cao hệ số thu hồi dầu giải pháp bơm ép luân phiên nước - khí đối tượng cụ thể Đồng thời, đề xuất giải pháp công nghệ áp dụng điều kiện mỏ dầu thực tế Việt Nam Những luận điểm bảo vệ mới: (i) Bằng việc xây dựng mô hình mô phỏng xác định được điểm áp suất trộn lẫn tối thiểu (MMP) cho trình bơm ép luân phiên nước khí tầng Mioxen, mỏ Sư Tử Đen (ii) Trên sở tiêu chí đánh giá chứng minh giải pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu bơm ép luân phiên nước-khí Hydrocarbon là phù hợp nhất với điều kiện thực tế mỏ Sư Tử Đen Ý nghĩa thực tiễn luận án Kết quả nghiên cứu Luận án là sở để lựa chọn phương pháp bơm ép luân phiên nước - khí để nâng cao hệ số thu hồi dầu cho tầng Mioxen hạ, bể Cửu Long và sở khoa học để triển khai áp dụng bơm ép thử nghiệm cho khu vực Tây Nam Mioxen mỏ Sư Tử Đen Kết nghiên cứu Nghiên cứu xuất phát từ yêu cầu thực tế khai thác dầu khí Việt Nam, kết quả nghiên cứu sẽ góp phần nâng cao hiệu quả thu hồi dầu mỏ dầu khí, đặc biệt là đối với tầng chứa Mioxen Kết quả nghiên cứu chỉ luận điểm khoa học tin cậy làm sở cho việc lựa chọn giải pháp tối ưu để nâng cao hệ số thu hồi dầu ➢ Xác định được phương pháp tối ưu và dự báo chính xác áp suất trộn lẫn tối thiểu và làm rõ được chế trộn lẫn, gần trộn lẫn và không trộn lẫn cho đối tượng trầm tích Việt Nam ➢ Đánh giá được ảnh hưởng thông số vỉa chứa từ cấu trúc vỉa, địa chất, công nghệ mỏ đến công nghệ khai thác và khả áp dụng thành công phương pháp bơm ép luân phiên nước - khí cho đối tượng trầm tích ➢ Đánh giá được hiệu quả nâng cao hệ số thu hồi dầu phương pháp bơm ép luân phiên nước - khí mô hình mỏ thực tế với phương pháp khác ➢ Kết quả nghiên cứu được trình bày và công bố Hội thảo quốc tế “Khoa học trái đất và tài nguyên bền vững” Khối lượng cấu trúc luận án Luận án gồm phần mở đầu, chương nội dung nghiên cứu và phần kết luận, kiến nghị, danh mục công trình tác giả và tài liệu tham khảo, phụ lục Toàn nội dung chính luận án được trình bày 133 trang, đó có 19 bảng biểu, 108 hình vẽ, bản đồ, đồ thị và 112 tài liệu tham khảo Lời cảm ơn Quá trình nghiên cứu và hoàn thành luận án được thực hiện dưới sự hướng dẫn khoa học rất tận tình Tiểu ban hướng dẫn, NCS xin bày tỏ sự biết ơn sâu sắc và cảm ơn chân thành nhất đến PGS TS Cao Ngọc Lâm và TSKH Phùng Đình Thực Để hoàn thành tốt luận án này, NCS chân thành cảm ơn sự giúp đỡ tận tình Ban Giám hiệu, thầy cô giáo Khoa Dầu khí, Khoa Sau đại học, Trường Đại học Mỏ Địa chất: PGS.TS Triệu Hùng Trường; PGS.TS Trần Đình Kiên; PGS.TS Lê Hải An; PGS TS Lương Quang Khang; PGS TS Lê Xuân Lân; PGS TS Nguyễn Thế Vinh; PGS TS Lê Quang Duyến; PGS TS Hoàng Dung; Ths Nguyễn Văn Nam; Ths Vũ Thiết Thạch; TS Phạm Đức Thiên; TS Hoàng Anh Dũng Ban Lãnh đạo và đồng nghiệp thuộc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN): TS Phan Ngọc Trung; TS Nguyễn Quốc Thập; Ths Nguyễn Ngọc Hoàn; TS Phan Tiến Viễn; Ths Phạm Gia Minh; Ths Đinh Mạnh Quân, Ths Phạm Thị Thu Huyền Tổng Cơng ty Thăm dị và Khai thác Dầu khí (PVEP): TS Trần Hồng Nam, Ths Bùi Thiều Sơn, Ths Trương Tuấn Anh, Ths Nguyễn Mạnh Tuấn, TS Nguyễn Hải An Viện Dầu khí Việt Nam (VPI): Ths Hoàng Long; Ths Lê Thế Hùng; Ths Đinh Đức Huy; Ths Trần Xuân Quý; Ths Nguyễn Minh Quý; TS Nguyễn Anh Đức và Công ty Điều hành chung Cửu Long: KS Nguyễn Văn Quế; TS Hoàng Ngọc Đông; Ths Trần Hà Minh Viện nghiên cứu thiết kế (NIPI), Xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro (VSP): TS Tống Cảnh Sơn; Ths Nguyễn Lâm Anh; TS Trần Lê Phương Hội Dầu khí Việt Nam: TS Nguyễn Văn Minh, TS Nguyễn Xuân Hòa; Đại học Tulsa: TS Đỗ Thành Sỹ v.v và nhiều đồng nghiệp khác mà NCS liệt kê đầy đủ khích lệ và tạo điều kiện thuận lợi về thời gian và phương tiện trình nghiên cứu NCS Nhân dịp này, NCS xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc đối với tất cả sự hỗ trợ và giúp đỡ vô quý báu đó Cuối cùng, NCS xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc đến người thân gia đình dành cho NCS tất cả sự động viên, ủng hộ, khích lệ to lớn cả về vật chất lẫn tinh thần giúp NCS hoàn thành tốt bản luận án này CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN Khái quát nâng cao hệ số thu hồi dầu Trước nâng cao hệ số thu hồi dầu (EOR) được định nghĩa chung là lượng dầu thu hồi gia tăng so với trình khai thác thông thường chỉ sử dụng lượng vỉa tự nhiên của mỏ dầu khí Với định nghĩa rất rộng này, EOR bao gồm rất nhiều giải pháp khác bơm ép nước, bơm ép kiềm, bơm ép hợp chất hydrocarbon, bơm ép khí CO2, bơm ép hỗn hợp mixen (micellar)-polyme và phương pháp nhiệt khác Trong đó điển hình là việc áp dụng rộng rãi giải pháp bơm ép nước để gia tăng sản lượng [27] Hiện đánh giá EOR được xem xét nhiều khía cạnh: nguyên lý gia tăng thu hồi, tính kinh tế và giai đoạn áp dụng đời mỏ thì giải pháp bơm ép nước và bơm ép khí để trì lượng vỉa được tách khỏi định nghĩa về giải pháp nâng cao thu hồi dầu Quá trình bơm ép nước, bơm ép khí nhằm mục đích trì lượng vỉa được định nghĩa là trình thu hồi thứ cấp Phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu là giải pháp tam cấp (ći cùng) và đóng vai trị quan trọng để gia tăng lợi nhuận tối đa cho khai thác mỏ dầu khí Nâng cao hệ số thu hồi dầu được chia thành loại: Giải pháp hoá học, giải pháp khí, giải pháp nhiệt và giải pháp khác (vi sinh, acoustic, điện từ) [49,32,69] Trong đó áp dụng thế giới tập trung chủ yếu giải pháp hóa, khí và nhiệt (Hình 1.1) ➢ Giai đoạn thu hồi sơ cấp: là giai đoạn đầu tiên đời mỏ dầu khí với việc sử dụng lượng tự nhiên vỉa chứa để dịch chuyển dầu khí từ vỉa vào giếng và nâng chất lưu khai thác lên bề mặt Ngoài ra, có sự hỗ trợ lượng từ chế giãn nở thành phần nhẹ hoặc có sử dụng thiết bị bơm điện ngầm, gaslift giếng khai thác Khi lượng tự nhiên dần bị suy kiệt hoặc không đủ cung cấp với sản lượng khai thác ngày càng tăng theo kế hoạch phát triển mỏ và kịch bản khai thác thì giai đoạn khai thác thứ cấp sẽ được áp dụng [5,7] 10 Hình 1.1: Tổng quan thu hồi dầu qua giai đoạn khai thác ➢ Giai đoạn thứ cấp: là giai đoạn mà thông thường áp dụng trình khai thác kết hợp với bơm ép nước hoặc bơm ép khí với mục đích trì lượng vỉa [37] Sau thời gian bơm ép, nước sẽ xâm nhập và chiếm tỷ phần chủ yếu giếng khai thác gây cản trở dòng dầu từ vỉa chứa vào giếng khai thác Một số mỏ dầu khí không được tối ưu cho bơm ép thường có hiện tượng ngập nước sớm hoặc hiện tượng lưỡi nước vỉa dòng nước bơm ép dịch chuyển nhanh dẫn đến dịng dầu khơng đến được giếng khai thác Trong giai đoạn thu hồi dầu thứ cấp, bơm ép nước không có khả đẩy toàn dầu khỏi đá chứa, lực mao dẫn làm phần dầu bị giữ lại Mức độ dầu bị giữ lại ít nhất đá chứa có tính dính ướt nước Độ bão hòa dầu dư (Sor) tới hạn phụ thuộc vào tính chất pha đẩy-chất lưu chỗ và đặc trưng đá chứa, được hiểu là giới hạn cuối thu hồi dầu thứ cấp [19, 21] Độ bão hòa này phụ thuộc vào tính chất cấu trúc đá chứa, phân bố lỗ rỗng, tính chất lưu thể vỉa liên quan trực tiếp đến chế vi mô bẫy chứa, sẽ quyết định khả thu hồi dầu trình bơm ép nước [22] Do đó, kể cả vỉa chứa có độ rỗng, độ thấm tốt, tính đồng nhất cao được phản ánh qua độ quét tương đối tốt thì độ bão hoà dầu dư (Sor) khoảng từ 15 - 40% tổng lượng 133 cao nhất với 36%, cao 2% so với bơm ép nước với sản lượng gia tăng khoảng triệu thùng dầu (đối với Mioxen, mỏ Sư Tử Đen) và làm giảm độ ngập nước giếng khai thác giai đoạn khai thác cuối đời mỏ ➢ Nâng cao hệ số thu hồi dầu tối đa cho đối tượng Mioxen Sư Tử Đen phương pháp bơm ép luân phiên nước-khí cần tiến hành chuyển đổi giếng khai thác sang giếng bơm ép hoặc tiến hành khoan thêm giếng bơm ép thông minh vào khu vực trung tâm mỏ Với phương án này thì hệ số thu hồi có thể gia tăng từ 37% so với bơm ép nước thứ cấp thông thường hoặc chỉ bơm ép luân phiên nước-khí giếng SD-16I ➢ Đã chứng minh được hiệu quả trộn lẫn phần trình bơm ép khí vào vỉa chứa có áp suất dưới áp suất trộn lẫn tối thiểu Kết quả tối ưu lưu lượng bơm ép luân phiên nước-khí từ mô hình mô phỏng chứng minh với lưu lượng bơm ép khí khoảng MMScf/ngày là tối ưu nhất, phù hợp với mức độ tiếp nhận vỉa ➢ Đã chứng minh bơm ép nguồn khí từ khí khô, khí trơ N2, khí CO2, khí được làm giàu đều cho kết quả gia tăng hiệu quả thu hồi dầu tốt so với bơm ép nước, điều này khẳng định phương pháp bơm ép luân phiên nước-khí là phương pháp nâng cao thu hồi dầu tốt nhất cho đối tượng Mioxen, Sư Tử Đen ➢ Kết quả nghiên cứu và đánh giá mô hình mô phỏng toàn mỏ chứng minh phương pháp bơm ép luân phiên nước-khí để nâng cao hệ số thu hồi dầu cho tầng Mioxen, mỏ Sư Tử Đen có hiệu quả cả về kinh tế và kỹ thuật Có thể sử dụng phương pháp bơm ép luân phiên nước-khí cho đối tượng trầm tích khác bể Cửu Long (xi) DANH MỤC CƠNG TRÌNH ĐÃ CƠNG BỐ CỦA TÁC GIẢ Trịnh Việt Thắng (1999) “Nghiên cứu áp dụng hệ dung dịch khoan gốc dầu cho mở vỉa sản phẩm mỏ Bạch Hổ” Giải khuyến khích – Vifotec, Tuyển tập Báo cáo - Quỹ tài trẻ Nguyễn Mạnh Tuấn, Trịnh Việt Thắng (2008), “Ultradril - Hệ dung dịch khoan ức chế sét hiệu cao, nâng cao tốc độ khoan đạt hiệu kinh tế môi trường”, Tuyển tập báo cáo hội nghị KHCN Viện Dầu Khí Việt Nam: 30 năm Phát triển Hội nhập, tr 663-668 Trịnh Việt Thắng, Lê Xuân Lân (2011), “Đánh giá sơ khả áp dụng bơm ép khí nhằm gia tăng hệ số thu hồi dầu thềm lục địa Việt Nam”, Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ Địa chất, Số 34/4/2011, tr 28-33 Trịnh Việt Thắng, Đoàn Văn Thuần nnk (2015), "Xây dựng sở liệu phần mềm quản lý hợp đồng dầu khí nước", Tạp chí dầu khí, số 5/2015, tr 66-72 Cơng trình đề nghị Giải thưởng khoa học cơng nghệ Dầu khí 2015:“Ứng dụng giải pháp khoa học công nghệ tiên tiến để nâng cao hiệu phát triển khai thác kết hợp với thăm dò mở rộng dự án Đại Hùng, Lô 05-1a, bể Nam Côn Sơn, thềm lục địa Việt Nam” Nhóm tác giả (63 tác giả) Triệu Hùng Trường, Trịnh Việt Thắng tác giả, “Nghiên cứu hồn thiện cơng nghệ khoan thân nhánh giếng khai thác đường kính nhỏ bể Cửu Long nhằm tăng cường thu hồi dầu” Đề tài cấp Nhà nước mã số 14/HĐT.14.13/ĐMCNKK, Bộ Công Thương năm 2016 Trịnh Việt Thắng, Đỗ Thành Sỹ tác giả “Water-flooding Optimmization Using the Augmented Largrangian Method with Stocchastic Gardients” International Conference on Earth Sciences and Sustainable Georesources Development, ESASGD 2016 (xii) Đoàn Văn Thuần, Trịnh Việt Thắng nnk (2017), "Hệ thống tiêu chí đánh giá hoạt động nhà thầu/người điều hành Petronas số khuyến nghị quản lý hoạt động thăm dò khai thác dầu khí Việt Nam”, Tạp chí dầu khí, số 07/2018, tr 50-58 Trịnh Việt Thắng, Lê Thế Hùng, Đinh Đức Huy "Nghiên cứu ứng dụng công nghệ bơm ép luân phiên nước-khí nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu cho tầng chứa cát kết Mioxen hạ mỏ Sư Tử Đen Tây Nam, bể Cửu Long, thềm lục địa Việt Nam” Hội nghị toàn quốc Khoa học trái đất tài nguyên bền vững 2018 (xiii) TÀI LIỆU THAM KHẢO Tiếng Việt A Daniel Yergin (2009), “Dầu mỏ, Tiền bạc Quyền lực”, Công ty Alpha Books phát hành; Nguyễn Hải An (2012) “Nghiên cứu ứng dụng giải pháp thu hồi dầu tam cấp bơm ép CO2 cho tầng móng nứt nẻ mỏ Sử Tử Đen ”, Luận án Tiến sỹ Kỹ thuật Báo cáo trữ lượng sản lượng khai thác dầu khí hàng năm mỏ dầu khí “mỏ Bạch Hổ, mỏ Đại Hùng, mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, mỏ Lan TâyLan Đỏ, mỏ Hải Thạch-Mộc Tinh, mỏ Cá Ngừ Vàng, mỏ Ruby, …” “Báo cáo phê duyệt Trữ lượng dầu khí (RAR), RAR update, Kế hoạch Phát triển mỏ Đại cương (ODP), Kế hoạch Phát triển mỏ (FDP), Revised FDP mỏ Sử Tử Đen cụm mỏ Sư Tử” Tập đoàn DKVN Hồ sơ đăng ký xét công nhận Giải thưởng Hồ Chí Minh cho cụm cơng trình (2009) “Tìm kiếm, Phát Khai thác có hiệu mỏ dầu đá móng trước đệ tam thềm lục địa Việt Nam” Tập đoàn DKVN Nguyễn Mạnh Hùng nhóm tác giả (2006), “Nghiên cứu khả áp dụng bơm ép nước khí luân phiên mỏ dầu Việt Nam”, Viện Dầu khí Việt Nam Lê Xuân Lân (1997)“Lý thuyết tài nguyên lỏng khí” (Chương trình Đào tạo sau đại học), Trường Đại học Mỏ - Địa chất Lê Xuân Lân (2009),“Kỹ thuật mỏ dầu - khí” (Giáo trình Đại học), Trường Đại học Mỏ - Địa chất Tổng Công ty Dầu khí Việt Nam (2003), “Tuyển tập hội thảo khoa học nâng cao hệ số thu hồi dầu mỏ Bạch Hổ” Ban thăm dò khai thác, XNLD (xiiii) Viesovpetro Phùng Đình Thực, Phan Trọng Toản (2009), “Từng bước nghiên cứu áp dụng phương pháp mô số cho việc phát mỏ đá móng nứt nẻ hang hốc hướng quan trọng nghiên cứu khoa học nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu thân dầu đá móng, mỏ Bạch Hổ” Tuyển tập 20 năm thành tựu phát khai thác dầu đá móng 10 Phùng Đình Thực, Nguyễn Như Ý, Lê Việt Hải (2001), “Phương pháp phân tích gián tiếp đặc tính đẩy dầu bơm ép vỉa dầu đá nứt nẻ” XNLD VSP 11 Phùng Đình Thực, Nguyễn Thúc Kháng nkk (2001), “Nghiên cứu ảnh hưởng bão hịa khí độ ngập nước lên tính chất lưu biến dầu thô mỏ Bạch Hổ” HNKH -20 năm thành lập XNLD VSP 12 Phùng Đình Thực, Phan Trọng Toản (2005) “Ứng dụng phương pháp khuếch tán bán kính mơ khai thác dầu khí nâng cao hệ số thu hồi dầu” HN KHCN 30 năm DKVN 13 Phan Ngọc Trung nnk “Nghiên cứu đề xuất chế ưu đãi khuyến khích nhà thầu dầu khí áp dụng biện pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu (EOR)” Đề tài nghiên cứu khoa học, Tập đồn Dầu khí Việt Nam, 2016 14 Tập đồn Dầu khí Việt Nam, “Báo cáo tổng kết cơng tác Tìm kiếm Thăm dị – Khai thác Dầu khí giai đoạn năm 2008 đến 2018”, Vũng Tàu 3/2018 15 Phạm Anh Tuấn (2000) “Đặc điểm tính chất vật lý di dưỡng thuỷ động học đá chứa dầu có cấu trúc phức tạp điều kiện mơ hình hóa áp suất nhiệt độ vỉa” Trường ĐH Mỏ - Địa chất 16 Viện Dầu khí Việt Nam (2009), “Tuyển tập Báo cáo hội nghị Khoa học Công nghệ - 30 năm Phát triển Hội nhập” Nhà xuất Khoa học Kỹ thuật 17 Phạm Đức Thắng (2015) “Nghiên cứu giải pháp hợp lý để tận thu dầu (xivi) cát kết Mioxen hạ, mỏ Bạch Hổ” Luận án Tiến sỹ Kỹ thuật 18 XNLD VietsovPetro (2003 & 2008), “Sơ đồ công nghệ điều chỉnh khai thác xây dựng mỏ Bạch Hổ” Viện NC&TK NIPI Tiếng Anh 19 Abdassah.D and Ershaghi (1986) “Triple porosity system for reprenting naturely fractured reservoir” SPE Formation Evaluation, April, p 113 – 127, Richardson, Society of Petroleum Engineers 20 Akpevwe Kelvin, Idogun, Iyagba, Elijah Tamuno, Ukwotije-Ikwut, Rowland Peter, Aseminaso, Abiye A Review Study of Oil Displacement Mechanisms and Challenges of Nanoparticle Enhanced Oil Recovery 184352-MS SPE Conference Paper - 2016 21 Allen.T, 1968, “Determination of pore size distribution” 22 Amott, 1959, “Observation relating to the wettability of porous rock” 23 Aronofsky.J.S, “A diffusion model to explain mixing of flowing miscible fluids in porous media” 24 Alvarado Vladimir “Enhanced oil recovery:Field planning and development Strategies” 2010 25 A.R Wan, R.Teghland and J.K Leppe SPE, NTNU& Total E&P Norge “EOR Survey in the North Sea”, SPE 99546 26 Andrew, G L (1985), “Carbon Dioxide Miscible Flooding: A Laboratory Study on The Effect of WAG, Wetting State, and Slug Size on Enhanced Oil Recovery” University of Houston 27 Attanucies nnk (1997), “WAG process optimisation in Rangly CO2 miscible flood” SPE 26622, 68th Technical conference 28 Arne, S.; Elisabeth, I D., (2007) “Progress in immiscible WAG modelling SPE/EAGE Reservoir Characterization and Simulation Conference” Abu (xvi) Dhabi, UAE: Society of Petroleum Engineers 29 A Skauge, SPE, and E.I Dale, (2007) “Progress in immiscible WAG Modelling” SPE, CIPR, UiB, Bergen, Norway 30 Al-Shuraiqi, Muggeridge, Grattoni, “Laboratory Investigations of First Contact Miscible WAG Displacement: The Effects of WAG Ratio And Flow Rate”, SPE paper 84894 presented at SPE International Improved Oil Recovery Conference in Asia Pasific, 20 – 21 October 2003 31 Barrentblatt, G D, nnk (1960), “The basic concepts in the Theory of Hogeneous liquid in fissured Rock” Jounal of Applied Math 32 Blackwell, R.J et.al (1960), “Recovery of Oil by Displacements With WaterSolvent Mixtures” Petroleum Transactions AIME No 219, pp 293-300 33 Brashear J.P, Kuskraa V.A(1978) “The Potential and Economics of Enhanced oil Recovery” Journal of Petroleum Technology, p 1231 – 1237, 9/1978 34 Bybee K “Successful Miscible-Gas Injection in Rhourde El Krouf Field”, Algeria J Pet Technol 2006;(January):45–7 35 Belhaj H, Aljarwan A, Haroun M, Ghedan S “Increasing Oil Recovery with CO2 Miscible Injection: Thani Reservoir, Abu-Dhabi Giant Off-Shore Oil Field Case Study” Proc 2012 SPE Kuwait Int Pet Conf Exhib 2012; 36 Brooks R.H and Corey A.T.: “Properties of Porous Media Affecting FluidFlow,”Journal of Irrigation and Drainage Division, 6, 1966 37 Butler R.M and Mokrys, I.J 1997 Process and apparatus for the recovery of hydrocarbons from a hydrocarbon deposit United states 38 Claudle, B.H., and Dyes, A B.(1958) “Improving Miscible Displacement by Gas-Water Injection” Petroleum Transactions AIME, No 213, pp 281-284 39 Collins, 1976 “Flow of fluids thorough porous meterials”, Petroleum (xvii) Publishing Company, Tulsa, Okla 40 Craig, F 1971 “Reservoir Engineering Aspects Of Waterflooding” 41 Christensen, J R.; Stenby, E H., Skauge, (1998) A “Review of WAG field experience” In International Petroleum Conference and Exhibition of Mexico Villahermosa, Mexico, Society of Petroleum Engineers 42 Christensen, J R.; Stenby, E H., Skauge, (2001) A “Review of WAG field experience” SPE Reservoir Evaluation & Engineering 74 43 Christie, Blunt, “Tenth SPE Comparative Solution Project: A Comparison of Upscaling Techniques”, August 2001 44 Clonts, Mazighi, Touami, “Reservoir Simulation of the Planned Miscible Gas Injection Project at Rhourde El Baguel, Algeria”, SPE 36935 paper presented at the 1996 SPE European petroleum Conference, Milan, 22-24 October 1996 45 Christiansen, R L., & Haines, H K (1987, November 1) “Rapid Measurement of Minimum Miscibility Pressure with the Rising-Bubble Apparatus” Society of Petroleum Engineers Doi: 10.2118/13114 46 Coats, K H., Thomas, L K., and Pierson, R G.: “Compositional and Blackoil Reservoir Simulation,” paper SPE 29111 presented at the 13th SPE Symposium on Reservoir Simulation held in San Antonio, TXD, USA, 1215 February 1995 47 Duncan, G Bulkowski, Peter “Enhanced Recovery Engineering Including well design, completion and production practices” SPE 99551 48 Dipietro P, Kuuskraa V, Malone T “Taking CO2 Enhanced Oil Recovery to the Offshore Gulf of Mexico” Spe 2014; 49 E.J Manique, Northwest Questa Engineering; V.E Muci, Florida Int and U Gurfinkel, Texas Uni At Austin “EOR Field Expericences in Carbonate (xviii) Reservoir in the United State”, SPE 100063-MS 50 El-Banbi, A.H., Forrest, J.K., Fan, L., and McCain, Jr., W.D.: “Producing Rich-Gas-Condensate Reservoirs, Case History and Comparison Between Compositional and Modified Black-Oil Approaches,” paper SPE 58955 presented at the 2000 SPE International Petroleum Conference and Exhibition, Feb 1-3 51 Harberman B (1960) “The efficency of miscible displacement as a function of mobility ratio” Petroleum Transaction, AIME, No 219 52 Heller, J.P , 1966, “Onset of instability patterns between miscible fluids in porous media”, AlChE J.9 53 Green D, Willhite P “Enhanced Oil Recovery” 1998 545 pp 54 Gardner, 1980, “Sedimentology and Geochemistry of Surface Sediments, Outer Continetal Shelf Southern Bering Sea” 55 Gao P, Towler BF, Pan G “Strategies for Evaluation of the CO2 Miscible Flooding Process” Abu Dhabi Int Pet Exhib Conf [Internet] 2010;(November):1–4 doi/10.2118/138786-MS 56 Iraj Ershaghi (1995) “Evaluation of Naturally Fracture Reservoir IHRDC video library for Exploration and Production specialist” American Publish 57 Iman Faraz, National Iranian Oil Co and Mahmood Amani, Texas A&M U Quantar “Evaluating Reservoir Production Strategy in Miscible & Immiscible Gas - Injection Project” SPE 108014 – MS 58 Islam, Gianetto, “Mathematical modeling and scaling up of microbial enhanced oil recovery”, JCPT93-04-01 59 Jackson, D.D.(1984) “A Physical Model of a Petroleum Reservoir for The Study of The WAG Ratio In Carbon Dioxide Miscible Flooding” University of Houston (xviiii) 60 Jenkins, M K.(1984) “An analytical model for water/ gas miscible displacements” Paper SPE 12632 presented at SPE/DOE Fourth Symposium on Enhanced Oil Recovery Tulsa April 15-18 pp 37- 48 61 J.J Tabek, F.D Martin R.S Serigh (SPE) “EOR Screening Criteria Revisited, Part 1: Introduction to Screening Criteria and Enhenced Recovery Field Projects”, New Mexico Petroleum Recovery Research Centre 62 J.J Tabek, F.D Martin R.S Serigh (SPE) “EOR Screening Criteria Revisited, Part 2: Applications and Impact of Prices”, New Mexico Petroleum Recovery Research Centre 63 Jogmec, Nippon Oil Exploration, VPI and Petrovietnam, Oct 2009“Technical Workshop on CO2 and Hydrocarbon Gas EOR” 64 JVPC Project Group, April, 2010“Block 15-2, Rang Dong Field – Excution Plan of HCG-EOR Pilot Test” 65 Jakupsstovu, Zhou, Kamath, Durlofsky, Stenby “Upscaling of Miscible Displacement Processes”, paper presented at 6thNordic Symposium on Petrophysics, Trondheim, 15 – 16 May 2001 66 Johns, R.T., Fayers, F.J., and Orr, F.M Jr.: “Effect of Gas Enrichment and Dispersion on NearlyMiscible Displacements in Condensing/Vaporizing Drives,” SPE ATS (1993) 2, No 2,26-34 67 Jethwa DJ, Rothkopf BW, Paulson CI, Company MO “Successful Miscible Gas Injection in a Mature U.K North Sea Field” Soc Pet Eng 2000; 68 Jiang H, Nuryaningsih L, Adidharma, H (2010, January) “The effect of salinity of injection brine on water alternating gas performance in tertiary miscible carbon dioxide flooding: experimental study” In SPE Western Regional Meeting Society of Petroleum Engineers 69 Klins, Mark A, (1984) “Carbon Dioxide Flooding- Basic Mechanism and (xixi) project design” United State of American: International Human Resources Development Corporation 70 Haajzadeh, Narayanan, Waldren, “Modeling Miscible WAG injection EOR in the Magnus Field”, SPE paper 66378 presented at the SPE Reservoir Simulation Symposium, Houston, 11 – 14 February 2001 71 Hoier, L and Whitson, C.H.: “Miscibility Variation in Compositionally Grading Reservoirs,” SPEREE, Feb 2001, 36-41 72 Hustad, Klov, Lerdahl, Berge, Stensen, Oren, “Gas Segregetion During WAG Injection and the Importance of Parameter Scaling in Three-Phase Models”, SPE paper 75138 presented at the SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium, Tulsa, 13-17 April 2002 73 Hustad O S Trygve K., Lerdahl T R., Berge L I and Stensen J K., (2002) “Gas Segregation during WAG Injection and the Importance of Parameter Scaling in Three-phase Models”, Paper SPE 75138 Oklahoma U S.A 74 Lake LW “Enhanced Oil Recover 1996” 75 Li Hujin & Other (2000) “Experimental Investigation of CO2 Granty Dranage in a Fracture System” SPE 64510 76 Le Xuan Lan, Nguyen Hai An (2007) “Enhench Oil Recovery by Carbone – Dioxide Flooding” Hanoi Engineering of International Symposium 77 Lindeloff, Mogensen, van Lingen, Do, Frank, Noman, “Fluid-Phase Behaviour for a Miscible-Gas-Injection EOR project in a Giant Offshore Oil Field With Large Compositional Variations”, SPE paper 115970 presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Denver, 21 – 24 September 2008 78 Liu, Z., Zang, X., Guan, W., Li, X., Meng, J., Jiang, D., 2009 “Novel Injecting Concentration” Design Method For Polyme Flooding in Heterogeneous Reservoirs (SPE-123404).In: SPE Asia Pacific Oil and Gas (xxi) Conference & Exhibition, Jakarta, August 4–6 79 Nippon Oil Exploration ltd/ Jogmec Oct, 2007“Technical Workshop on CO2 – EOR Study for Rang Dong Lower Miocene Reservoir” 80 Nippon Oil Exploration , Nov, 2008 “CO2 EOR Workshop” 81 Nippon Oil Exploration , May, 2009 “CO2 EOR Workshop” 82 Namani, Kleppe, “Investigation Of The Effect Of Some Parameters In Miscible WAG ProcessUsing Black-Oil And Compositional Simulators”, SPE paper 143297 presented at the SPE Enhanced Oil Recovery Conference, Kuala Lumpur, 19 – 21 July 2011 38 83 Mamari (2007), “Numerical Simulation and Experimental Studies of Oil recovery via First-contact Miscible Water Alternating Gas Injection Within Shaley Porous Media”, Sultan Qaboos University, SPE, Schlumberger Data & Consulting Services 84 Moreno J, Gurpinar O, Liu Y, Al-kinani A, Cakir N “EOR Advisor System : A Comprehensive Approach to EOR Selection” 2014;1–15 85 Redmard R Scott (2002) “Horizontal Miscible Water Alternating Gas Development of the Alpine Field, Alaska” SPE 76819 Stalkup, Fred I Jr., (1983) “Miscible displacement” New York: American Institute of Mining 86 Sohrabi M, Tehrani, Danesh A and Henderson G.D(2001) “Visualisation of Oil Recovery by WAG injection Using high pressure Micromodel – Oilwet & Mixwet system” SPE 71494, presented at the 2001 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orlearn Lousiana, 30/9 – 3/10/2001 87 Stone, H L.(1982) “Vertical Conformance In an Alternating WaterMiscible Gas Flood” Paper SPE 11130 presented at the 57th Annual Fall Technical Conference and Exhibition On the Society of Petroleum Engineers of AIME, New Orlands, Sep.26-29 (xxii) 88 Suguchev nnk (1992) “Screening of WAG optimization strategies for heterogeneous reservoir” SPE 25075, European Petroleum Conference 89 Taller J and Martion R D (1983) “Technical screening Guides for enhanced recovery oil” Paper, SPE 12069, presented at 58th, SPE Annual Technical Conference and Exhibition San Fransico 90 Uleberg, Knut (2002) “Miscible Gas Injection in Fracture Reservoir” SPE 75136 91 Virnovsky G A and Association (1994) “Stability of displacement front in WAG operation” SPE 28622 92 Warner H.R (1977) “An evaluation of CO2 miscible flooding in waterflooding sandstone reservoir” Journal of Petroleum Technology, 10/1977 93 Waren, J E, and Root, P.J, (1963) “The behavious of Naturally Fractured Reservoir”SPE Journal, 7/1963 94 Wang, Y.; Orr, F M “Analytical Calculation of Minimum Miscibility Pressure Fluid Phase Equilibrium” 1997, 139, 101-12 95 Wardlaw, 1976, “Pore Geometry of Carbonate Rocks as Revealed by Pore Casts and Capillary Pressure” 96 Wilson, J.F “Miscible Displacement-Flow Behavior and Phase Relationships for a Partially Depleted Reservoir” Trans., AIME (1960) 219: 223-28 97 Whitson C.H : “PVTx : An Equation-of-State Based Program for Simulating & Matching PVT Experiments with Multiparameter Nonlinear Regression,” Version 98 98 Satter A, Iqbal GM, Buchwalter JL Practical enhanced reservoir engineering: assisted with simulation software PennWell Corporation, (xxiii) Tulsa, 2008 99 Spiteri, Juanes, “Impact of Relative Permeability Hysteresis on the Numerical Simulation of WAG injection”, SPE paper 89921 presented at the SPE Annual Technical Conference, Houston, 26 – 29 September 2004 100 Skauge, Dale, “Progress in Immiscible WAG Modelling”, SPE paper 111435 presented at SPE/EAGE Reservoir Characterization and Simulation Conference, Abu Dhabi 26 – 31 October 2007 101 Rhodes, Odusote, Hanschitz, Aigbe, “Modeling Miscible Gas Injection in the Agbami Field”, SPE paper 163009 presented at the Nigeria Annual International Conference and Exhibition, Abuja, – August 2010 102 Recovery P, Recovery O, Flow N, Lift A, Recovery S, Maintenance P, et al Danny - EOR Potential in the Middle East - Current and Future Trends SPE-0112-0070-JPT 2012;(January):23–6 103 Stalkup, “Displacement Behavior of the Condensing/Vaporizing Gas Drive Process”, SPE paper 16715 presented at the 62ndAnnual Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers, Dallas, 27 September 1987 104 Suicmez, Piri, Blunt “Pore-scale Simulation of Water Alternate Gas Injection”, Transport in Porous Media (2007) 66:259 – 286 105 Selamat, Samsuddin, Halim,“Evaluation and Optimization of Enhanced Oil Recovery by WAG Injection at Tapis and Guntong Fields, Malaysia”, SPE paper 145123 presented at SPE Enhanced Oil Recovery Conference, Kuala Lumpur, 19 – 21 July 2011 106 Stalkup, “Miscible Displacement”, Momograph Series, SPE, 1983 107 Stone, “Estimation of Three-Phase Relative Permeability” Journal of Canadian Petroleum (xxiiii) 108 Shelton, J.L and Yarborough L “Multiple Phase Behavior in Porous Media During CO, or Rich Gas Flooding,” J Per Tech (Sept 1977) 117178 109 Zahoor, M K 1; Derahman, M N.; Yunan, M H., (2011) “ WAG Process Design” Brazilian Journal of Petroleum and Gas Fanchi, 2004 110 Zhang, H.L., Zhang, Z.Q., Wang, Q.M., Xu, Z.S., Guo, Z.D., Sun, H.Q., Cao, X.L., Qiao, Q.,2006 Advances in Polyme Flooding and Alkaline/Chất HĐBM/Polyme Processes as Developed and Applied in the People’s Republic of China (SPE-89175) Journal of Petroleum Technology 58 (2), 84–89 111 Zick, A.A.: “A Combined Condensing/Vaporizing Mechanism in the Displacement of Oil by Enriched Gases,” paper SPE 15493 presented at the 1986 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Oct 5-8 112 Zhang, Hao, et al "An improved Co2-Crude oil minimum miscibility pressure correlation." Journal of Chemistry, vol 2015, 2015 Academic OneFile, Accessed Mar 2018 ... cần nghiên cứu áp dụng phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu cho tầng Mioxen Chính vì vậy, đề tài ? ?Nghiên cứu ứng dụng công nghệ bơm ép luân phiên nước - khí Hydrocarbon nhằm nâng cao hệ. .. khả áp dụng phương pháp bơm ép luân phiên nước-khí để nâng cao hệ số thu hồi dầu ➢ Nghiên cứu và đánh giá hiệu quả nâng cao hệ số thu hồi dầu phương pháp bơm ép luân phiên nước-khí... nghiên cứu với phương án bơm ép khí, phương án bơm ép luân phiên nước khí để tối ưu giải pháp nâng cao thu hồi dầu cho tầng Mioxen, bể Cửu Long Đối tượng phạm vi luận án Để nghiên cứu

Luận án nghiên cứu ứng dụng công nghệ bơm ép luân phiên nước khí hydrocacbon nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu tại tầng miocen, bể cửu long

Thông tin tài liệu

Từ khóa liên quan

Tài liệu cùng người dùng

Tài liệu liên quan