Dựa trên mô hình mô phỏng được thực hiện trên bộ phần mềm CMG Builder,GEM, WinProp, luận văn tiền hành khảo sát phương pháp bơm ép khí — nước đồngthời sử dụng CO, với các cấp lưu lượng k
TÔNG QUAN NGHIÊN CỨU
1.1 Tính cấp thiết của đề tài
Hiện nay, thé giới vẫn tiếp tục đặt tam quan trọng của nguôn nhiên liệu hóa thạch lên hàng dau Nhu cau tiêu thụ nguồn năng lượng này không ngừng gia tăng trong khi các nguồn năng lượng tái tạo khác chưa thể đáp ứng được, ngoài ra, chỉ phí phát hiện các mỏ mới cao và thường tập trung ở những khu vực có điều kiện tự nhiên bất lợi như vùng nước sâu xa bờ, vùng cực, vùng có điều kiện địa chất phức tạp nên công tác tìm kiếm, thăm dò và khai thác có hiệu quả các mỏ dầu khí mới ngày càng trở nên thách thức, khó khăn, đòi hỏi những công nghệ tiên tiễn hơn Van đề cấp thiết hiện nay là làm sao để khai thác tối đa lượng dầu còn sót lại trong các mỏ hiện tại Vì thế việc nghiên cứu thu hồi dầu tăng cường đã được tiến hành và ngày càng quan tâm.
Ngành công nghiệp Dâu khí Việt Nam đóng một vai trò rất quan trọng trong nên kinh tế Quốc dân, chiếm đến 30% GDP của cả nước Tuy nhiên, theo xu hướng chung của thế giới, các mỏ dầu khí ở Việt Nam đang trong giai đoạn suy giảm sản lượng, nên van dé tăng cường thu hôi dau lại càng phải được quan tâm nghiên cứu nhiêu hơn. Để đảm bảo duy trì sản lượng khai thác cho các mỏ trong những năm tiếp theo, việc nghiên cứu lựa chọn các phương pháp hợp ly dé tận thu dau là cấp thiết.
Trong những năm gan đây, phương pháp bơm ép khí — nước đồng thời CO, — SWAG được nghiên cứu, áp dụng ngày càng rộng rãi trên thế giới và đã cho những kết qua rất khả quan (Wafaa Al-Ghanim, 2009) Tại Việt Nam, mặc dù có rất nhiều công trình nghiên cứu về thu hồi dau tăng cường nhưng đến nay những dự án được ứng dụng vào thực tế còn rất hạn chế Tính đến hiện tại, chỉ có một dự án bơm ép thử nghiệm khí hydrocarbon luân phiên nước tại mỏ Rang Đông, điều hành bởi công ty Japan Vietnam Petroleum Corporation (JVPC).Vi vậy, phương pháp SWAG nay rất cần thiết được nghiên cứu và lựa chọn áp dụng trong điều kiện vỉa ở Việt
Từ những yêu cau cấp thiết như trên, tác giả đã lựa chọn “Toi Uu Hod Quá Trình Bom Ep Khí — Nước Đông Thời CO, — SWAG trong Tang Cát Kết Oligocene Mo Vina, Bồn T rũng Cứu Long” làm đề tài luận văn tốt nghiệp Thạc
1.2.1 Trên thế giới a Ole Andreas Knappskog (2012) Evaluation of WAG injection at Ekofisk Master’s Thesis University of Stavanger.
Tac gia nghiên cứu, đánh giá kha nang áp dụng phương pháp bom ép khí nước luân phiên sử dụng khí đồng hành (HC-WAG) thông qua các thông số tác động vỉa dựa trên mô hình mô phỏng cho mỏ Ekofisk, phía Bắc Norwegian Sector thuộc Biển Bắc.
Kết quả mô phỏng thí nghiệm Slimtube Test xác định áp suất trộn lẫn tối thiểu (MMP từ 6900 psi đến 7100 psi) và khí đồng hành làm giàu tôi thiểu (MME = 6000 psi) là rất cao, vì vậy phương pháp HC-WAG được tiến hành là không trộn lẫn
(Immiscible WAG). Đề đánh giá một cách chính xác tiềm năng thu hồi dầu tam cấp của phương pháp HC-WAG cần phải nghiên cứu cơ chế thu hồi dau ở cả quy mô kênh rỗng
(microscopic scale) và quy mô toàn mỏ (macroscopic scale) Trong luận văn này, tác giả tập trung nghiên cứu lượng khí bão hòa bị bẫy lại trong lỗ rỗng (sau một quá trình hấp thụ pha dính ướt thay thế pha không dính ướt khí) và hiện tượng trễ của độ thâm pha ở tỉ lệ lỗ rỗng Tiến hành mô phỏng khai thác ở quy mô mỏ, các phương án bơm ép HC-WAG đều cho thấy hiệu quả vượt trội so với trường hợp cơ sở là bơm ép nước liên tục Thông số vận hành của phương pháp HC-WAG được đưa ra là tỉ lệ WAG và kích thước nút WAG Theo đó, trường hợp bơm ép theo tỉ lệ WAG
2:1 cho thu hồi dau lớn nhất (tăng 8.4 triệu thùng dầu quy đổi so với trường hợp co sở) và nếu càng tăng tỉ lệ WAG thì lượng dau thu hồi càng giảm Tương tự, sử dụng kích thước nút WAG 0.4 thể tích lỗ rỗng được xem là phương án tối ưu (gia tăng 4.4 triệu thùng dầu quy đổi so với trường hop cơ sở).
Mặc dù đạt được những kết quả khả quan, tuy nhiên kết quả xác định MMP và MME chỉ mới dựa trên mô hình mô phỏng Vì vậy, tác giả kién nghị cần tiến hành thí nghiệm Slimtube Test trong phòng thí nghiệm dé xác định MMP và MME Một điểm quan trọng nữa khi mô phỏng khai thác bằng bơm ép HC-WAG, mạng ô lưới cân được chia nhỏ và làm min hơn dé giảm thiêu sai sô, tăng độ tin cậy. b Shrinidhi Shetty (2011) Evaluation of simultaneous water and gas injection using CO; Master’s Thesis Louisiana State University.
Trong luận văn này, tac gia tiễn hành một loạt các thí nghiệm trên mẫu lõi băng các phương pháp khác nhau như: bơm ép khí CO; liên tục (CGI), bơm ép khí nước luân phiên sử dụng khí CO, theo tỉ lệ 1:1 với kích thước nút WAG là 0.25 thể tích 16 rỗng và bon phương án bơm ép khí nước đồng thời (SWAG, f, = 0.2, 0.4, 0.6, 0.8) Những thí nghiệm này có xem xét đến sự ảnh hưởng của các yếu tố như tính dính ướt của đá, tốc độ dòng và áp suất một cách chặt chẽ dé có thé đánh giá day đủ nhất trong các trường hợp bơm ép Sau khi bơm ép 2 PV khí CO›, phương pháp SWAG với f, = 0.4 thu hồi được 96.92% lượng dầu sót, CGI cho hệ số thu hỏi là 89.98% và WAG là 86.02% SWAG với f, = 0.6 thu hồi được 83% ,f,=0.8 and f, = 0.2 thu hồi lần lượt là 75.07% and 72.53% Lượng khí thấp nhất tương ứng với trường hop SWAG (f, = 0⁄4) là 15.54 Mscf/bbl, tiếp đến là CGI với 16.13 Mscf/bbl Các trường hợp còn lại đều có mức sử dụng khí trên 17.20 Mscf/bbl.
Từ những kết quả thí nghiệm có được, cho thấy phương pháp bơm ép khí nước đồng thời sử dụng CO; trong việc thu hồi dầu tăng cường phụ thuộc rất lớn vào giá trị lưu lượng dòng tỷ đối của khí (f,) và trong một số trường hợp SWAG sử dụngCO, có khả năng thu hồi tốt hơn phương pháp CGI va WAG Trong những nghiên cứu xa hơn nữa, tác giả kiến nghị có thể tiến hành thêm các phương án SWAG với f, = 0.1, 0.3, 0.5, 0.7, 0.9 dé tim ra trường hợp toi ưu. c Helena Lucinda Morais Nangacovie (2012) Application of WAG and SWAG injection techniques into the Norne E-segment Field Msc Project in Petroleum Engineering Norwegian University of Science and Technology.
Sau giai đoạn khai thác sơ cấp va thứ cap để duy tri áp suất via, lượng lớn dau còn sót lại trong vỉa ở mỏ Norne E-segment Một số phương pháp đã được nghiên cứu dựa trên những mô phỏng để làm giảm dầu sót bị bẫy lại (bởi lực mao dẫn) và cải thiện khả năng thu hồi Ngoài ra, mỏ Norne E-segment lại chịu tác động mạnh mẽ của những đứt gấy và màng chăn địa tâng.
Phương pháp bơm ép khí — nước luân phiên (WAG) va bơm ép khí — nước đồng thời (SWAG) được dé xuất là làm tăng sản lượng khai thác ở mỏ Norne E- segment vì có thé kiểm soát được độ linh động của khí và lực mao dẫn, đảm bảo hiệu suat đây của khí và hiệu suat quét thê tích của nước bơm ép.
Dựa trên những mô hình mô phỏng via sử dụng phần mém Eclipse 100, Black oil simulator, tác giả đã phân tích độ nhạy của các thông số như: chu kỳ WAG, tỷ lệ WAG kết hop với thông số lưu lượng bơm ép ở hai chế độ thấp và cao Trong đó, ba chu ky bơm ép WAG được dé xuất là 3 tháng, 6 tháng va 1 năm, với nhiễu tỷ lệ WAG được tiến hành dựa trên hai chế độ lưu lượng bơm ép Kết quả mô phỏng cho thay chu kỳ WAG không ảnh hưởng đến lưu lượng khai thác ở chế độ lưu lượng bơm ép thấp, nhưng lại có ảnh hưởng đáng chú ý ở chế độ lưu lượng bơm ép cao, cộng với ty lệ WAG tối ưu tìm được là 1:3.
KỸ THUẬT BOM ÉP KHÍ —- NƯỚC DONG THỜI SỬ
2.1 Các giai đoạn thu hồi dau
Quá trình khai thác dầu tại các mỏ có thể chia thành ba giai đoạn: giai đoạn khai thác sơ cấp, giai đoạn khai thác thứ cấp và giai đoạn khai thác tam cấp Ứng với mỗi giai đoạn khai thác, công nghệ áp dụng trên mỏ sẽ khác nhau.
2.1.1 Thu hoi dau sơ cấp
Thu hồi sơ cấp là giai đoạn đầu của quá trình khai thác dau khí sử dung nguồn năng lượng tự nhiên của vỉa (Archer & Wall, 1986) Cơ chế năng lượng tự nhiên của vỉa bao gồm: cơ chế giãn nở của đất đá và chất lưu, cơ chế suy giảm (cơ chế khí hòa tan), cơ chế mũ khí, cơ chế nước vỉa, cơ chế trọng lực, cơ chế hỗn hợp Ban đầu áp suất vỉa cao hơn áp suất đáy giếng trong giếng khai thác Sự chênh áp tự nhiên này đấy dầu về giếng khai thác và lên bề mặt Tuy nhiên, do áp suất vỉa suy giảm trong quá trình khai thác, vì vậy, để tạo sự chênh áp nhằm tăng sản lượng dầu, có thé dùng hệ thống khai thác nhân tạo như bom, bơm điện chim, gas lift Quá trình khai thác sử dụng lực nâng nhân tạo cũng được xem là thu hồi sơ cấp.
Giai đoạn thu hồi sơ cấp đạt đến giới hạn khi áp suất vỉa thấp làm lưu lượng khai thác không còn hiệu quả kinh tế hoặc khi hàm lượng khí hoặc nước trong lưu lượng khai thác quá cao Trong suốt giai đoạn thu hồi sơ cấp, hệ số thu hồi dầu phụ thuộc vào chế độ năng lượng vỉa, đặc tính của đá tầng chứa và chất lưu vỉa, chỉ một phan trăm nhỏ của dau tại chỗ ban đầu được thu hồi, thường là khoảng 10% (Lê
2.1.2 Thu hoi dau thứ cấp
Giai đoạn thu hôi thứ cấp là khi một chất lưu từ bên ngoài như nước hoặc khí được bơm ép vao trong via qua những giếng bơm ép Mục đích của thu hôi thứ cấp là duy trì áp suất via và day dầu về giếng khai thác Những kỹ thuật phố biến của giai đoạn thu hồi thứ cấp là bơm ép nước va bơm ép khí Thông thường, khí được bơm vào mũ khí và nước được bơm vào trong đới khai thác hoặc trong tâng nước đáy để quét dâu trong vỉa Kế hoạch duy trì áp suất có thể bắt đầu trong giai đoạn thu hồi sơ cấp.
Giai đoạn thu hồi thứ cấp đạt đến giới hạn khi mà chất lưu bơm ép (nước hoặc khí) được khai thác một lượng đáng kế ở những giếng khai thác và sản lượng dau không còn giá trị kinh tế nữa Hệ số thu hồi sơ cấp và thứ cấp thường trong khoảng từ 15 — 40% lượng dầu tại chỗ ban đầu.
2.1.3 Thu hoi dau tam cấp
Giai đoạn thu hồi tam cấp bao gồm những phương pháp thu hỏi sau giai đoạn thu hồi thứ cấp Những kỹ thuật chủ yếu được sử dụng như: phương pháp nhiệt, phương pháp hóa học, phương pháp trộn lẫn (bơm ép khí) Đôi khi thuật ngữ này cũng được sử dụng như thu hồi tăng cường (EOR).
Thu hoi dau tăng cường sử dụng những công nghệ hiện đại dé làm thay đổi những tính chất ban đầu của dầu hoặc đá chứa Thông thường các phương pháp này được thực hiện ở giai đoạn ba của thu hồi dau Nhưng thực tẾ, những kỹ thuật thực hiện trong thu hồi dau tăng cường có thé được bat đầu tại bat kì thời điểm nào trong quá trình khai thác của mỏ Mục đích của các phương pháp thu hồi tăng cường :
> Phục hồi, duy trì áp suất via.
> Tương tác với hệ thông đá chứa — dầu via dé thu hồi dau sót như: e Giảm sức căng bề mặt giữa chất lưu day và dau e Giảm lực mao dẫn e Tăng độ nhớt của nước bơm ép e Kiểm soát độ linh động e Trương nở dầu e Giảm độ nhớt của dầu e Thay đổi tính dính ướt của đá chứa
, Bơm ép nước Bơm ép khi
Bom ép khi MEOR Phương pháp nhiệt | | Phương pháp
HC || Phi HC | | HC || Phi HC | [ | ÿ———> ——ky Bơm ép hơi || Bơm ép theo
; L Ỳ vn: Trộn lần Không Ƒ | Nh trộn lần
Trộn lần Không trộn lần
Polymer Chât hoạt động ASP bé mat
Hình 2.1: Các phương pháp trong mỗi giai đoạn thu hồi dâu.
2.2 Các phương pháp thu hồi dầu tăng cường
Có ba nhóm phương pháp thu hồi dầu tăng cường chính là phương pháp hóa học (kiềm, polymer, surfactant), phương pháp trộn lẫn (bơm ép CO2, bơm ép HC), và phương pháp nhiệt (hơi, đốt nhiệt tại chỗ) Hiệu quả tối ưu của mỗi loại phương pháp phụ thuộc vào nhiệt độ, áp suất vỉa, chiều sâu, chiều dày hiệu dụng độ thấm, độ bão hòa nước dư và dầu sót, độ rỗng và tính chất chất lưu như tỉ trọng dầu API và độ nhớt.
2.2.1 Nhóm các phương pháp nhiệt
Các phương pháp nhiệt sử dụng năng lượng nhiệt trong một số trường hợp để làm tăng nhiệt độ của vỉa và do đó làm giảm độ nhớt của dau, từ đó làm dau linh động hơn và đây dầu về giếng khai thác Các phương pháp nhiệt được chia thành 3 kỹ thuật chính: a Bơm ép hơi liền tục (steam flood)
Bơm ép hơi liên tục là phương pháp nhiệt áp dụng cho thu hồi dầu nặng trong đó hơi nước được tao ra tại bé mặt và được bom ép vào trong via qua những giếng bơm ép được bồ trí riêng biệt Khi vào trong vỉa hơi nước sẽ làm nóng dau và làm giảm độ nhớt của dau, làm cho dau linh động hon và di chuyển về giếng khai thác. b Bơm ép hơi theo chu kì
Bơm ép hơi theo chu kì là phương pháp nhiệt mà trong đó một giếng được bơm ép với hơi nước và sau đó được đưa trở lại vào khai thác Một quá trình bơm ép hơi nước theo chu kỳ bao gôm 3 giai đoạn: Giai đoạn thứ nhất là bơm ép, trong giai đoạn này một nút hơi nước được bơm vào trong vỉa Giai đoạn thứ hai là đóng giếng trong vài ngày để nhiệt phân bố đều vào trong via nhăm làm loãng dau Cuối cùng, trong giai đoạn thứ ba dau pha loãng sẽ được khai thác thông qua chính giếng bơm ép ban đầu Chu kỳ được lặp lại khi quá trình khai thác dầu vẫn có lợi Bơm ép nhiệt theo chu kỳ được sử dụng pho biến trong những via dầu nặng, trong một số trường hợp để cải thiện khả năng bơm ép trước khi vận hành quá trình bơm ép nhiệt liên lục hoặc đốt nhiệt tại chỗ. c Dot nhiệt tại chỗ Đốt nhiệt tại chỗ là phương pháp nhiệt áp dụng cho dầu trong sét (oilshale) hoặc cát dầu (oilsand) phố biến ở Bắc Mỹ Trong đó, lửa được tạo ra bên trong via băng cách bơm ép loại khí có chứa oxI, như là không khí Một máy nhiệt đặc biệt trong giếng đốt cháy dầu trong vỉa và tạo một ngọn lửa Nhiệt tạo ra đốt cháy hydrocacbon nặng tại chỗ để bẻ gãy mạch hydrocacbon, hóa hơi những hydrocacbon nhẹ và nước vỉa, thêm vào đó là sự lắng đọng của những hydrocacbon nặng hơn được biết như là than cốc Khi lửa di chuyền, đới đốt cháy day về phía trước một hỗn hợp của khí đốt nóng, hơi nước và nước nóng, do đó làm giảm độ nhớt của dầu và đây dâu về những giếng khai thác Ngoài ra, những hydrocacbon nhẹ va hơi nước di chuyển phía trước đới đốt cháy ngưng tụ thành chat lỏng tạo thêm thuận lợi cho quá trình trộn lẫn và tràn ngập nước nóng.
2.2.2 Nhom các phương pháp hóa hoc
Các phương pháp hóa học là quá trình bơm ép sử dụng những giải pháp hóa học đặc biệt Chất hoạt động bề mặt, kiểm và những chất như xà phòng được sử dụng để làm giảm sức căng bề mặt giữa dầu và nước trong vỉa, trong khi đó polymer được sử dụng để cải thiện hiệu quả quét Các phương pháp hóa học được bơm thông qua những giếng bơm ép được bố trí đặc biệt để huy động dầu sót sau quá trình khai thác sơ cấp và thứ cấp Bơm ép hóa học được chia ra thành bơm ép chất hoạt động bề mặt, bơm ép polymer và bơm ép kiềm Bên cạnh đó còn có sự bơm ép kết hợp các chất trên. a Bơm ép chất hoạt động bê mặt
Quá trình thu hồi dau tăng cường trong đó một lượng nhỏ chất hoạt động bẻ mặt được thêm vào nước bơm ép Sự có mặt của chất hoạt động bề mặt làm giảm sức căng bề mặt giữa pha dầu với pha nước và cũng làm thay đổi tính dính ướt của đá dé cải thiện hệ số thu hôi dau. b Bơm ép polymer
Kỹ thuật thu héi dau tăng cường sử dụng nước hòa tan polymer làm tăng độ nhớt của nước Độ nhớt được tăng lên cho đến khi độ linh động của chất lưu bơm ép nhỏ hơn độ linh động của pha dầu, vì vậy tỉ số độ linh động sẽ nhỏ hơn 1 Điều kiện này sẽ tối đa hóa hiệu quả quét thu hồi dau, tạo ra một đới day dầu tốt không gây hiện tượng tỏa ngón Bơm ép polymer cũng được áp dụng trong những vỉa bất đồng nhất, dòng chảy nhớt của chất lưu bơm ép dọc theo những lớp có độ thắm cao, làm giảm lưu lượng dòng chảy trong những lớp này và tăng hiệu quả quét những đới có độ thấm thấp hon Hai loại polymer được sử dụng pho biến trong bơm ép polymer là hydrolyzed polyacylamide và xanthan. c Bơm ép kiêm
MÔ HÌNH MO PHONG TANG CHUA CAT KET
3.1 Tổng quan đối tượng nghiên cứu
Mỏ Vina nằm ở phía Tây Bắc bén trũng Cửu Long, thêm lục địa phía Nam Việt Nam, cách thành phố Vũng Tàu khoảng 160 km vẻ phía Đông, cách mỏ Ruby 26 km về phía Nam, cách mỏ Sư Tử Trăng 20 km về phía Đông và cách mỏ Rạng Đông 35 km về phía Đông Bắc (hình 3.1).
Hình 3.1: VỊ tri địa lý mo Vina
Trong mỏ Vina, dầu được chứa trong trầm tích cát kết Miocene trên (thành hệ Đồng Nai, Via BIII), Miocene giữa (thành hệ Con Son trên-dưới, Via BI.2.20, BII.2.30 và BII.1.10), Miocene dưới (thành hệ Bạch Hỗ trên-dưới, Via BI.2.20,
BI.2.30, BI.1.20), Oligocene dưới (thành hệ Trà Tân dưới, Via E.10 và E.20), va móng trước Đệ Tam.
Diện tích của vùng phát triển mỏ Vina là 115.81 km’, phu hét ving khép kin cau tao cho cả da tram tích vụn lục nguyên và mong trước Dé Tam.
DEPTH STRUCTURE MAP me SSS et ae a a
Hình 3.2: Bản đồ cầu tạo dang sâu nóc tap E 3.1.2 Lich sử thăm dò, thẩm lượng và phát hiện dau — khí Lịch sử thăm dò và thầm lượng gdm có 3 giai đoạn được tóm tắt dưới đây:
> Giai đoạn 1: 07 tháng 01 năm 2003 - 06 thang 01 năm 2006.
> Giai đoạn 2: 07 thang 01 năm 2007 - 06 thang 01 năm 2008.
> Giai đoạn 3: 07 tháng 01 năm 2008 - 06 thang 01 năm 2009.
Mỏ Vina được công bố thương mại vào tháng 01 năm 2009, bat đầu cho giai đoạn phát triển mỏ và chuẩn bị kế hoạch phát triển mỏ đại cương với mục tiêu khai thác dòng dầu đâu tiên vào tháng 01 năm 2012.
3.1.3 Đặc điểm cấu trúc và địa chất mỏ Vina Dựa trên kết quả minh giải tài liệu dia chan PSDM, 7 tang phản xạ địa chan đã được minh giải và vẽ bản đô gôm: Nóc móng trước Đệ Tam, Nóc Trà Tân dưới
(Tập E) - Oligocene sớm, Nóc Trà Tan Gitta (Tập D) - Oligocene muộn, Nóc Bach
Hồ dưới (Tập BI.1) - Miocene sớm, Nóc Bach Hồ trên (Tập BI.2) - Miocene sớm,
Nóc Côn Sơn dưới (Tập BII.1) - Miocene giữa, Nóc Côn Sơn trên (Tap BII.2) - Miocene giữa.
Cau tạo Vina là một phan của khối nâng cao Vina Đó là móng trước Dé Tam theo hướng Đông Bắc - Tây Nam bao gồm các nếp lỗi năm dọc theo mép phía Đông Bắc của bé Cửu Long và phía Tây của khối nâng Côn Sơn Tram tích vụn Miocene dưới/Oligocene năm kê và phủ lên khôi móng nâng cao này. Đặc điểm cau trúc chính của mỏ theo hướng Đông Bắc — Tây Nam Phan lớn các đứt gãy hoạt động trong thời gian trước Đệ Tam, một số đứt gãy hoạt động trong thời gian Miocene sớm và có hướng Đông Bắc - Tây Nam với đặc trưng chủ yếu là đứt gãy đồng trầm tích Một số đứt gãy với biên độ dịch chuyển nhỏ có hướng Đông - Tây và Tây Bắc - Đông Nam.
Phan lớn các đứt gấy kết thúc ở Miocene dưới, một số kéo dài qua tập sét Bạch Hồ đến Miocene giữa Một số đứt gấy kéo xuống đến móng trong khi đó nhiều đứt gãy kết thúc trong tập sét của tầng D (Oligocene trên). Đặc điểm bẫy chứa của mỏ Vina là dạng khép kín 4 chiều và khép kín đứt gãy 4 chiều phủ lên khối móng nâng cao có hướng Đông Bắc - Tây Nam.
3.1.4 Dia tang tram tích mỏ Vina
Nhìn chung địa tầng va môi trường lang đọng trầm tích của mỏ Vina phù hop với địa tang của bể Cửu Long. Địa tầng của mo Vina bao gdm Plioxen dén hién tai (thanh hé Bién Dong, tap A), Miocene trên (thành hệ Đồng Nai, tập BIII), Miocene giữa (thành hệ Con Son trên — dưới, tập BII.2 va BII.1), Miocene dưới (thành hệ Bach Hồ trên- dưới, tập
BI.2 và BI.1), Oligocene trên (thành hệ Tra Tân trên-giữa, tập C và D), Oligocene dưới (thành hệ Tra Tan dưới, tập E) và móng trước Đệ Tam. Địa tầng trầm tích được mô tả tóm tắt dưới đây:
Pliocene — hiện tại — Thành hệ Biển Đông (Tập A)
Cát/cát kết phân lớp xen với sét/sét kết mỏng, mâu xám sáng, xám ôliu, bột kết mỏng, những lớp mỏng dolomite/đá vôi và mạch than được lang đọng trong môi trường biển nồng và thêm lục địa ven biến.
Miocene trên - Thành hệ Đồng Nai (Tập BH)
Cát kêt phân lớp xen với sét kêt mâu xám sáng, xám trung, xám tôi, đôi chỗ xám xanh lá cây, xám xanh sáng, bột kêt mỏng, và những lớp mong dolomite /đá vôi và mach than Môi trường lang đọng tram tích là đồng bang ven đến biến nông.
Miocene giữa - Thành hệ Con Sơn trên (Tập BII.2)
Cát kết phân lớp xen với sét kết mau xám ôlui, xám trung, xám xanh lá cây, xám xanh sáng, xám nâu, nâu đỏ, nâu vàng, tím da cam, và bột kết mong Môi trường lang dong trầm tích là hồ nước cạn (exposed lacustrine) dén thém luc dia ven bién.
Miocene giữa - Thanh hệ Côn Sơn dưới (Tap BII.1)
Cát kết phân lớp xen với sét kết mau xám ôlui, xám trung, xám xanh lá cây, xám xanh sáng, xám nâu tối, nâu tối, nâu vàng, và những lớp bột kết mỏng Môi trường lắng đọng trầm tích là sông, hồ nước can (exposed lacustrine) đến vịnh ven biến.
Miocene dưới - Thành hệ Bach Hồ trên (Tập BI.2)
Sét kết mầu xám xanh, xanh nhạt, xanh vàng, xám tối, phân lớp xen với cát kết và bột kết mỏng Phân trên cùng của thành hệ này là tập sét phiến dày có khả năng chăn khu vực tốt và gọi là “Sét Bạch Hồ” Môi trường lang đọng tram tích là sông ngoi.
Miocene dưới - Thanh hệ Bach Hồ dưới (Tập BI.1)
TOI UU HÓA QUÁ TRINH BOM ÉP KHÍ — NƯỚC DONG THỜI CO2 —-SWAG TRONG TANG CAT KET OLIGOCENE,
Như đã trình bày trong chương 2, các yêu tố ảnh hưởng đến quá trình bơm ép khí — nước dong thời như tính chất chất lưu và sự tương tác đá chứa — chất lưu, tinh bat dong nhất cua via, mô hình bơm ép, ảnh hưởng của giéng khoan và tỉ lệ SWAG.
Trong chương này anh hưởng của các thông số khác nhau lên thu hôi dau sẽ được khảo sát, cụ thé là lưu lượng bơm ép và vị trí khoảng bơm ép, thông qua việc khảo sát các chế độ bơm khác nhau trên mô hình thuy động dự đoán lượng dâu thu hồi.
Ngoài ra, tác giả còn phân tích, so sánh hiệu quả giữa phương pháp bom ép CO; —
SWAG với phương pháp bơm ép nước nhằm tìm ra phương dn toi wu cho công tác ván hành và quản ly mỏ.
Mục tiêu của luận văn là thiết kế, khảo sát và đánh giá hiệu quả của các trường hợp ứng với những thông số khác nhau của kỹ thuật bơm ép CO, — SWAG cải tiến
(Selective SWAG Technique) Kĩ thuật này được mô tả co bản như trong hình 4.1.
Trong đó, một giếng bơm ép được hoàn thiện ở hai khoản mở vỉa Khoan mở via thứ nhất (ở trên) được dùng để bơm ép nước, khoản mở vỉa thứ hai (ở dưới) được dùng để bớm ép CO Chất lưu được khai thác bang một giếng phía bên kia của via sản phâm.
Hình 4.1: Sơ đồ giếng bơm ép và khai thác của kỹ thuật SWAG được đề xuất
1 Tinh toán Ị kinh tế qT
Hình 4.2: So đồ trình tự tiễn hành
Lưu lượng bơm ép SWAG là lưu lượng khí và nước được bơm ép đồng thời vào vỉa Đây là một thông số vận hành rất quan trọng nhằm tìm ra điều kiện tốt nhất dé đảm bảo thu hồi dầu cao Việc bơm ép với lưu lượng khí cao có thé gây ra hiện tượng lưỡi khí xâm nhập giếng khai thác sớm, ngược lại khi bơm ép với lưu lượng nước nhiều sé gây ra hiện tượng bẫy dau bởi nước (lưỡi nước), dẫn đến tinh trạng giếng khai thác sẽ bị ngập nước nhanh Do đó, các tỉ lệ bơm ép khí — nước khác nhau sẽ được lựa chọn mô phỏng và đánh giá tác động của từng trường hợp lên khả năng thu hồi dau.
Các bước tiễn hành mô phỏng theo cấu trúc như trên hình 4.2 Ban dau, phương pháp bơm ép nước liên tục (CWI) được khảo sát với nhiều cấp lưu lượng nhăm đánh giá khả năng khai thác, hệ số thu hồi dau cũng như tình trạng ngập nước của giếng Phương án có lưu lượng nước bơm ép tốt nhất sẽ được chọn làm cơ sở.
Tiếp theo, phương pháp SWAG được tiến hành mô phỏng, trong đó lưu lượng nước bơm ép vừa xác định được sẽ kết hop với từng lưu lượng bơm ép CO, khác nhau.
Thông qua việc đánh giá hiệu quả kinh tế, phương án có lưu lượng bơm ép nước và CO; tối ưu sẽ được lựa chọn Cuối cùng, tác giả tiễn hành mô phỏng các vị trí bom ép nước va CO, dé tìm ra khoảng bố trí hợp lý nhất cho phương pháp SWAG dang nghiên cứu.
Ngoài ra, một SỐ giới hạn kỹ thuật dựa trên điều kiện khai thác thực tế cũng sẽ được áp dụng trong luận văn này như:
- Độ ngập nước tôi đa của vỉa: 95%
- Lưu lượng dau khai thác tối thiểu: 1500 STB/D - Máy nén khí tối đa nén được 15 MMSCE/D (424800 m/ngày)
- Giéng khai thác: BHPmin = 2950 psi, STOmax (Surface Oil Rate) = 8000
Thời gian tiến hành mô phỏng :10 năm (từ 01/2012 đến 01/2022) áp dụng cho tất cả các phương án khảo sát được trình bày cụ thể sau đây.
4.2 Lưu lượng bơm ép 4.2.1 Trường hop bơm ép nước hiên tục (CWI) Đề so sánh hiệu quả của phương pháp bơm ép CO, — SWAG, phương án bơm ép nước liên tục (CWI) được tiến hành mô phỏng như là trường hợp cơ sở và dự đoán kha năng thu hôi dau từ 1/2012 đến tháng 1/2022.
Bảng 4.1: Các phương án bơm ép nước và dự báo trữ lượng thu hồi
Phương án nước bơm ép Tông lượng ihe Hi hệ Hệ số Water bơm é (STB/D) dầu thuhồi |“) tà | thuhồi | cụt
Từ bảng 4.1 và hình 4.3 cho thấy phương án 2: bơm ép nước với lưu lượng 5000 (STB/D) có hiệu quả thu hồi dầu cao nhất (đạt 20.72% OIIP) với tổng lượng dau thu hồi là 15.54 (MMSTB) Phương án 2: bơm ép nước với lưu lượng 4000 (STB/D) cho thu hồi dầu thấp nhất (đạt 18.5% OIIP) với tong lượng dau thu hồi là 13.86 (MMSTB) Các phương án còn lại cho lượng thu hồi dầu gần như tương đương với phương án 2, tuy nhiên đã có sự suy giảm.
Lưu lượng nước bơm ép (STB/D)
Hình 4.3: Lượng dau thu hoi của từng phương an bơm ép
= k : Ee | GD 0/70-Ì -e-e-eeeeeeeceeee-teeeeeeeerereeeeereneeeereeerlceeeneeeeeereeeeeeeneoeceoaa baa Epo a NE F 0.60 —Ì -~~~~~~~~~~~~=~~~~~~-feeerrrrrrrrrrrrrrrrrrrrrrrrre Ta “ nan an ca an san 8 a
< ae š ủ.BŨ| ~ -
