Luận văn thạc sĩ Kỹ thuật dầu khí: Phát triển mô hình khai thác cho đối tượng đá chứa dầu nặng Mioxen giữa mỏ Đông Dương

NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG: Nhiệm vụ: nghiên cứu về đặc tính vỉa chứa, tính chất chất lưu, động thái khai thác của đối tượng dầu nặng mỏ Đông Dương, đề xuất/lựa chọn phương án khai thác tối ư

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

LUẬN VĂN THẠC SĨ

TP HỒ CHÍ MINH, THÁNG 08-2016

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐHQG – HCM Cán bộ hướng dẫn khoa học 1: PGS-TS Trần Văn Xuân

Cán bộ hướng dẫn khoa học 2: NCS Vũ Việt Hưng Cán bộ chấm nhận xét 1: TS Phùng Văn Hải

Cán bộ chấm nhận xét 2: TS Nguyễn Xuân Vinh Luận văn thạc sỹ được bảo vệ tại Trường Đại học Bách Khoa, ĐHQG Tp HCM ngày 25 tháng 07 năm 2016

Thành phần Hội đồng đánh giá luận văn thạc sĩ gồm:

2 TS Phùng Văn Hải 3 TS Nguyễn Xuân Vinh Xác nhận của Chủ tịch Hội đồng đánh giá LV và Trưởng Khoa quản lý chuyên ngành sau khi luận văn đã được sửa chữa (nếu có)

TRƯỜNG ĐH BÁCH KHOA Độc lập – Tự do – Hạnh phúc - -

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ

I TÊN ĐỀ TÀI:

“Phát triển mô hình khai thác cho đối tượng dầu nặng Miocene giữa Mỏ Đông Dương bể Cửu Long”

II NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG:

Nhiệm vụ: nghiên cứu về đặc tính vỉa chứa, tính chất chất lưu, động thái khai thác của đối tượng dầu nặng mỏ Đông Dương, đề xuất/lựa chọn phương án khai thác tối ưu cho tập vỉa này

Nội dung: Luận văn trình bày các vấn đề: i) Tổng quan về địa chất - công nghệ mỏ của đối tượng Mioxen giữa mỏ Đông Dương ii) Tổng hợp các phương pháp thu hồi dầu tăng cường (EOR) trên thế giới, ứng dụng các phương pháp này trên mô hình mô phỏng iii) Đánh giá hiện trạng khai thác tầng dầu nặng mỏ Đông Dương iv) Phát triển mô hình mô phỏng khai thác, đề xuất phương án khai thác tối ưu cho mỏ

II NGÀY GIAO NHIỆM VỤ: 25/06/2015 III NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ: 25/07/2016 IV CÁN BỘ HƯỚNG DẪN: PGS-TS Trần Văn Xuân

NCS Vũ Việt Hưng

Tp.HCM, ngày … tháng … năm 2016

PGS-TS Trần Văn Xuân NCS Vũ Việt Hưng

TRƯỞNG KHOA

H V : P H Ạ M T U Ấ N V I Ệ T M S : 7 1 4 0 8 8 5

1

LỜI CÁM ƠN

Trong quá trình thực hiện luận văn tốt nghiệp được sự hướng dẫn của các anh chị công tác tại PVEP, em đã được tìm hiểu các tài liệu nội bộ của Tổng Cty Thăm dò Khai thác Dầu khí (PVEP) kết hợp các bài báo quốc tế chuyên nghiên cứu chuyên sâu về dầu nặng để tham khảo và thu thập/đánh giá thông tin nhằm tìm ra giải pháp tối ưu khai thác áp dụng cho mỏ Đông Dương Trong quá trình thực hiện cũng đã được trao đổi và góp ý của các anh Vũ Việt Hưng đang trực tiếp điều hành mỏ Đông Dương Đặc biệt, em cám ơn PGS.TS Trần Văn Xuân đã giúp đỡ em hoàn thiện luận văn này

Học viên

Phạm Tuấn Việt

H V : P H Ạ M T U Ấ N V I Ệ T 2

TÓM TẮT LUẬN VĂN

Tầng chứa Miocene giữa tại mỏ Đông Dương là phát hiện dầu khí đầu tiên tại đối tượng này trong bồn trũng Cửu Long Với đặc tính chất lưu là dầu nặng, việc thu hồi dầu sẽ gặp phải những khó khăn và thách thức Ngoài ra do trữ lượng dầu tại chỗ của mỏ không thuộc vào loại lớn nên việc phát triển mỏ càng gặp nhiều khó khăn về mặt kinh tế hơn nữa Tìm được giải pháp khai thác hợp lý cho đối tượng là một vấn đề có ý nghĩa vô cùng quan trọng sẽ giúp mỏ khai thác hợp lý hơn và làm tăng hiệu quả của đề án Bên cạnh một đó, một loạt các giếng khoan thăm dò thẩm lượng cũng đã phát hiện đối tượng dầu nặng tương tự trong bể Cửu Long Chính vì vậy, việc nghiên cứu các giải pháp và đưa ra các phương án khai thác tối ưu cho mỏ này có ý nghĩa rất thực tiễn và sẽ là bài học kinh nghiệm cho các mỏ khác sẽ đưa vào phát triển sắp tới

Nội dung nghiên cứu: Trình bày tổng quan về đối tượng nghiên cứu, đặc điểm địa chất - công nghệ mỏ, lịch sử thăm dò và phát triển mỏ và kết quả nghiên cứu của quá trình tìm kiếm, thăm dò đối tượng Tổng quan các các phương pháp khai thác cho đối tượng dầu nặng trên thế giới Khái quát chung về dầu nặng, phân loại dầu nặng và các phương pháp khai thác gia tăng/ngâng cao thu hồi dầu nặng đã và đang áp dụng Tổng quán các phương pháp xây dựng mô mô hình khai thác cho đối tượng dầu nặng qua các bài báo nghiên cứu trên thế giới Đánh giá hiện trạng khai thác của các giếng thuộc mỏ Đông Dương nêu các ưu/nhược điểm; tồn tại rủi ro trong vận hành khai thác Đánh giá hiệu quả các phương pháp và đề xuất các phương án khai thác cho đối tượng dầu nặng mỏ Đông Dương Đánh giá các giải pháp đã và đang áp dụng nhằm gia tăng và duy trì sản lượng khai thác cho các mỏ có tình chất đá chứa và chất lưu tương tự mỏ Đông Dương Dựa vào các kết quả về thông số địa chất, tính chất đất đá, tính chất chất lưu của các giếng khoan phát triển mỏ Đông Dương Cập nhật các thông số đầu vào như PVT, quan hệ rỗng thấm; mối tương quan giữa chất lưu và đất đá còn chưa chắc chắn trong mô hình cũ cho đối tượng Middle Miocene Mỏ Đông Dương Tái lặp lịch sử khai thác cho các giếng và chạy dự báo khai thác với phương án cơ sở dựa trên các giếng khai thác và công nghệ đang áp dụng hiện tại Đánh giá các kết quả đạt được và đề xuất các hướng tiếp theo Đề xuất các phương án khai thác tối ưu nhằm gia tăng thu hồi dầu cho mỏ bằng mô hình mô phỏng

H V : P H Ạ M T U Ấ N V I Ệ T M S : 7 1 4 0 8 8 5

3

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan luận văn thạc sĩ: "Phát triển mô hình khai thác cho đối tượng dầu

nặng Mioxen giữa mỏ Đông Dương bể Cứu Long" là công trình nghiên cứu của cá

nhân tôi từ thu thập số liệu, đánh giá số liệu, kết quả mô hình khai thác được trình bày trong báo cáo đều là số liệu trung thực

TP HCM ngày 15 tháng 8 năm 2016

Học viên

H V : P H Ạ M T U Ấ N V I Ệ T 4

MỤC LỤC

Công trình được hoàn thành tại Trường ĐH BKTPHCM i

Nhiệm vụ luận văn thạc sĩ ii

1) Vị trí địa lý và diện tích phát triển 12

2) Lịch sử tìm kiếm thăm dò và phát triển mỏ Đông Dương 12

II Các đặc trưng địa chất và công nghệ mỏ 13

1) Đặc điểm cấu trúc và địa chất 13

2) Trữ lượng dầu khí tại chỗ 18

3) Tính chất vỉa chứa 19

CHƯƠNG 2: TỔNG QUAN CÁC PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC VÀ PHƯƠNG PHÁP MÔ HÌNH HÓA CHO ĐỐI TƯỢNG DẦU NẶNG TRÊN THẾ GIỚI I Tổng quan các phương pháp khai thác dầu nặng 24

1) Giới thiệu về dầu nặng 24

2) Phân loại các phương pháp khai thác dầu nặng 25

II Các phương pháp mô hình hóa cho đối tượng dầu nặng 34

H V : P H Ạ M T U Ấ N V I Ệ T M S : 7 1 4 0 8 8 5

5

CHƯƠNG 3: HIỆN TRẠNG KHAI THÁC VÀ ĐÁNH GIÁ CÁC PHƯƠNG PHÁP ĐANG ÁP DỤNG CHO ĐỐI TƯỢNG DẦU NẶNG MIOXEN GIỮA MỎ ĐÔNG DƯƠNG

I Hiện trạng khai thác đối tượng Mioxen giữa mỏ Đông Dương 38

1) Đánh giá hiện trạng khai thác 38

2) Cơ chế năng lượng vỉa 44

II Đánh giá các phương án khai thác đang áp dụng cho đối tượng dầu nặng mỏ Đông Dương 49

1) Công nghệ khai thác đang áp dụng 49

2) Đánh giá hiệu quả các phương pháp 52

CHƯƠNG 4: PHÁT TRIỂN MÔ HÌNH MÔ PHỎNG KHAI THÁC CHO TẦNG MIOCENE GIỮA MỎ ĐÔNG DƯƠNG I Thông số đầu vào 54

6) Mô hình ban đầu 60

II Phục hồi số liệu lịch sử khai thác 61

III Dự báo khai thác 66

1) Giải pháp trong giếng 67

2) Giải phá trong vỉa 69

IV Đề xuất các giải pháp khai thác tối ưu nhằm gia tăng/nâng cao thu hồi cho mỏ 76

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 78

TÀI LIỆU THAM KHẢO 79

H V : P H Ạ M T U Ấ N V I Ệ T 6

DANH MỤC HÌNH VẼ

Hình 1.1 Vị trí mỏ Đông Dương

Hình 1.2 Các loại bẫy trong khu vực cua Lô

Hình 1.3: Mặt cắt địa chấn qua mỏ Đông Dương

Hình 1.4: Mặt cắt địa chất qua khu vực phía Nam và Bắc

Hình 1.5: Cột địa tầng của mỏ Đông Dương

Hình 1.6 Độ nén của đá chứa giếng Dương Đông -3X

Hình 1.7: Quan hệ độ rỗng – độ thấm vỉa Mioxen dưới mỏ Đông Đô

Hình 1.8: Đường cong quan hệ độ thấm tương đối dầu – nước

Hình 1.9: Đường cong quan hệ độ thấm tương đối khí – dầu

Hình 2.1: Phân loại dầu nặng theo độ nhớt và tỷ trọng

Hình 2.2: Bản đồ phân bố trữ lượng dầu nặng trên thế giới

Hình 2.3: Sơ đồ các phương pháp khai thác dầu nặng

Hình 2.4: Sơ đồ tóm tắt các giai đoạn trong 1 chu kỳ bơm ép hơi nhiệt theo chu kỳ

Hình 2.5: Sơ đồ phương pháp bơm ép có ảnh hưởng của trọng lực

Hình 2.6: Sơ đồ phương pháp đốt nhiệt

Hình 2.7: Sơ đồ phương pháp đốt nhiệt THAI

Hình 2.8: Sơ đồ phương pháp bơm ép nước

Hình 2.9: Sơ đồ phương pháp bơm ép CO2-nước

Hình 2.10: Sơ đồ một giếng nhiều thân

Hình 2.11: Sơ đồ hệ thống bơm điện chìm

Hình 2.12 Mô hình áp dụng phương pháp CSS cho vỉa dầu nặng

Hình 3.1 Biểu đồ sản lượng khai thác vỉa dầu nặng mỏ Đông Dương

Hình 3.2 Biểu đồ sản lượng khai thác vỉa BII.2.20

Hình 3.3 Biểu đồ sản lượng khai thác vỉa BII.2.30

H V : P H Ạ M T U Ấ N V I Ệ T M S : 7 1 4 0 8 8 5

7

Hình 3.4 Hiện trạng khai thác giếng DD-3P

Hình 3.5 Hiện trạng khai thác giếng DD-6P

Hình 3.6 Hiện trạng khai thác giếng DD-4P

Hình 3.7 Hiện trạng khai thác giếng DD-2P

Hình 3.8 Hiện trạng khai thác giếng DD-7P

Hình 3.9 Vị trí các giếng khai thác tập vỉa BII.2.20

Hình 3.11 Kết quả tính toán cân bằng vật chất tập vỉa BII.2.30

Hình 3.12 Phân bố thân cát dựa trên thuộc tính địa chấn

Hình 3.13 Mặt cắt phân bố nước đáy của tập vỉa BII.2.20 và BII.2.30

Hình 3.14 Tỷ lệ ngập nước so với tổng lượng dầu thu hồi-BII.2.20

Hình 3.15 Vị trí giếng khai thác tập vỉa BII.2.30

Hình 3.16 Tỷ lệ ngập nước so với tổng lượng dầu thu hồi – BII.2.30

Hình 3.17 Sơ đồ hoàn thiện giếng khai thác dầu nặng mỏ Đông Dương

Hình 3.18 Hiện tượng water conning vào giếng

Hình 3.19 Hiện tượng lắng cặn

Hình 3.20 Nguyên nhân gây lắng cặn trong ESP

Hình 3.21 Kết quả áp dụng giải pháp ESP kết hợp với Gaslifft

Hình 4.1 Mô hình ô lưới

Hình 4.2: Mối liên hệ của thuộc tính địa chấn Porosity Inversion và minh giải đvlgk

Hình 4.3: Mô hình độ rỗng trường hợp cơ sở

Hình 4.4 Phân bố độ thấm của từng vỉa

Hình 4.5 Kết quả khớp số liệu phân tích giếng DD-3P

Hình 4.6 Kết quả khớp số liệu phân tích giếng DD-7P

Hình 4.6 Đường cong thấm pha dầu-nước sử dụng trong mô hình

Hình 4.7 Áp suất mao dẫn sử dụng trong mô hình

H V : P H Ạ M T U Ấ N V I Ệ T 8

Hình 4.8 Phân bố độ bão hòa dầu trong mô hình

Hình 4.9 Phân bố độ thấm trước và sau hiệu chỉnh

Hình 4.10 Kết quả phục hồi lịch sử khai thác giếng DD-3P

Hình 4.11 Kết quả phục hồi lịch sử khai thác giếng DD-2P

Hình 4.12 Kết quả phục hồi lịch sử khai thác giếng DD-6P

Hình 4.13 Kết quả phục hồi lịch sử khai thác giếng DD-4P

Hình 4.14 Kết quả phục hồi lịch sử khai thác giếng DD-7P

Hình 4.15 Kết quả chạy dự báo khai thác cho PA khai thác hiện tại

Hình 4.16 Kết quả chạy độ nhậy với các tần số ESP khác nhau

Hình 4.17 Kết quả giếng sử dụng Gaslift so sánh với ESP

Hình 4.18 Lựa chọn vị trí giếng khoan tầng BII.2.20

Hình 4.19 Lựa chọn vị trí giếng khoan tầng BII.2.30

Hình 4.20 Biểu đồ sản lương khai thác phương án 1,2,3,4

Hình 4.21 Biểu đồ sản lượng khai thác phương án 1,5, 6

Hình 2.22 Biểu đồ sản lượng khai thác phương án 1,7,8

Bảng 4.6 Đánh giá khả thi các phương án nâng cao thu hồi dầu

Hình 4.24 Đường độ nhớt thay đổi theo nhiệt độ

Hình 4.25 Mô phỏng quá trình gia nhiệt trong vỉa

Hình 4.26 Kết quả chạy thử nghiệm với phương án bơm ép nước nóng/hơi nước

H V : P H Ạ M T U Ấ N V I Ệ T M S : 7 1 4 0 8 8 5

9

DANH MỤC BẢNG BIỂU

Bảng 1.1: Phân chia địa tầng mỏ Đông Dương

Bảng 1.2: Trữ lượng dầu tại chỗ (OIIP – dầu nặng – heavy oil) mỏ Đông Dương

Bảng 1.3: Số liệu PVT của vỉa Mioxen giữa mỏ Đông Dương

Bảng 1.4: Nhiệt độ - áp suất vỉa Mioxen giữa mỏ Đông Đô

Bảng 3.1 Thống kê số liệu khai thác các giếng, vỉa dầu nặng mỏ Đông Dương

Bảng 3.2 So sánh trữ lượng tại chỗ giữa các phương pháp

Bảng 4.1 Các thông số PVT của 2 tập vỉa dầu nặng

Bảng 4.2 Các thông số xây dựng mô hình ban đầu

Bảng 4.3 So sánh trữ lượng tại chỗ cấp 2P giữa mô hình và PP thể tích

Bảng 4.4 Đánh giá mức độ phù hợp lịch sử của mô hình

Bảng 4.5 Tổng hợp kết quả các phương án khoan đan dầy

H V : P H Ạ M T U Ấ N V I Ệ T 10

MỞ ĐẦU

Tính cấp thiết của đề tài luận văn Tầng chứa Middle Miocene tại mỏ Đông Dương là phát hiện dầu khí đầu tiên tại đối tượng này trong bồn trũng Cửu Long Với đặc tính chất lưu là dầu nặng, việc thu hồi dầu sẽ gặp phải những khó khăn và thách thức như của những mỏ dầu nặng thông thường, ngoài ra do quy mô trữ lượng dầu tại chỗ của mỏ hạn chế nên việc phát triển mỏ càng gặp nhiều khó khăn về mặt kinh tế Nghiên cứu xác định giải pháp khai thác hợp lý cho đối tượng là vấn đề có ý nghĩa vô cùng quan trọng, sẽ giúp mỏ khai thác hợp lý hơn và làm tăng hiệu quả của đề án Bên cạnh một đó, một loạt các giếng khoan thăm dò thẩm lượng cũng đã phát hiện đối tượng dầu nặng tương tự trong bể Cửu Long Mặc dù với trữ lượng các mỏ không lớn nhưng cũng là đối tượng sẽ tập trung đánh giá chi tiết Chính vì vậy, việc nghiên cứu các giải pháp và đề xuất các phương án khai thác tối ưu cho mỏ này có ý nghĩa rất thực tiễn và là bài học kinh nghiệm cho các mỏ khác sẽ được đưa vào phát triển

Thông thường mô hình vỉa chứa được đánh giá trước khi phát triển mỏ còn tồn tại những thông số chưa chắc chắn và ẩn chứa nhiều rủi ro Kết quả các giếng khoan phát triển và thông tin thu thập được về đặc tính đất đá và chất lưu cần phải cập nhật nhằm giảm thiểu các vấn đề không chắc chắn từ đó phát triển mô hình hợp lý và sát thực tế hơn Mô phỏng mỏ có thể được coi là công cụ tiên tiến và đắc lực nhất hiện nay phục vụ cho công tác quản lý và lên kế hoạch phát triển mỏ Trên cơ sở xây dựng được mô hình phản ánh được đúng những đặc trưng địa chất và động thái khai thác của mỏ, ta có thể thử nghiệm và lựa chọn được các phương án phát triển hợp lý cho đối tượng khai thác

Với các lý do trên, đề tài "Đặc trưng phát triển mô hình mô phỏng cho đối tượng đá

chứa dầu nặng mỏ Đông Dương bể Cửu Long" đã được lựa chọn làm luận văn tốt

nghiệp cao học Đề tài sẽ xây dựng phương pháp tối ưu khai thác cho đối tượng dầu nặng tầng Mioxen giữa mỏ Đông Dương, là đối tượng khai thác dầu nặng đầu tiên ở Việt Nam

Mục tiêu/nhiệm vụ nghiên cứu ‒ Nghiên cứu đặc tính vỉa chứa và chất lưu của tầng chứa Miocene mỏ Đông Dương

nhằm đưa ra phương án khai thác tối ưu cho vỉa dầu nặng này

H V : P H Ạ M T U Ấ N V I Ệ T M S : 7 1 4 0 8 8 5

11

‒ Để đạt được mục tiêu nêu trên cần giải quyết các nhiệm vụ sau:

 Cập nhật thông số đầu vào của mô hình vỉa dựa trên kết quả các giếng khoan phát triển: độ rỗng, độ thấm, độ bão hòa, thông số chất lưu

 Đánh giá và đề xuất các phương án khai thác dựa trên mô hình mô phỏng vỉa chứa cho tầng Mioxen giữa mỏ Đông Dương

Phạm vi nghiên cứu: Mỏ Đông Dương hiện đang khai thác 2 đối tượng chính là thân dầu đá móng và Miocene giữa Đối tượng đá chứa dầu nặng của mỏ là đối tượng cát kết Mioxen giữa) Trong phạm vi nhiệm vụ này chỉ tập trung nghiên cứu cho thân dầu nặng tầng chứa Mioxen giữa

Phương pháp nghiên cứu Dựa trên số liệu các giếng khoan thăm dò thẩm lượng và các giếng khoan phát triển mỏ cũng như các báo cáo nghiên cứu, các số liệu về địa chất – công nghệ mỏ được đánh giá/phân tích kết hợp việc tham khảo kinh nghiệm khai thác và phát triển mỏ dầu nặng trong khu vực và trên thế giới Các đánh giá này phục vụ cho việc cập nhật, phát triển mô hình mô phỏng khai thác bằng phần mềm chuyên dùng Eclipse 100 Dựa trên việc đánh giá động thái và tái lặp lịch sử khai thác từ khi cho dòng dầu đầu tiên thời điểm cuối năm 2015 cho mô hình, một số các phương án khai thác cho giai đoạn tiếp theo đã được xem xét để đưa ra phương án tối ưu nhất nhằm giảm thiểu các rủi ro về địa chất cũng nhưng cho kết quả dự báo tốt nhất Bên cạnh đó, mô hình cũng được so sánh đánh giá bằng phương pháp đường cong suy giảm

Ý nghĩa khoa học và thực tiễn Hiện nay ở Việt nam nói chung và bể Cửu Long nói riêng chưa có mỏ nào khai thác đối tượng dầu nặng trước khi mỏ Đông Dương đưa vào khai thác Mặc dù có nhiều phương pháp gia tăng/nâng cao thu hồi dầu đã và đang áp dụng cho các mỏ truyền thống nhưng đối tượng dầu nặng ở bể Cửu Long vẫn còn là thách thức cho các nhà đầu tư muốn khai thác đối tượng này Vì vây, mô hình hóa vỉa dầu nặng và đưa ra các phương án tối ưu khai thác cho các đối tượng dầu nặng bể Cửu Long là một là một hướng cần tập trung nghiên cứu trong giai đoạn này

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ ĐỊA CHẤT - CÔNG NGHỆ MỎ CỦA KHU VỰC NGHIÊN CỨU TẦNG CHỨA MIOXEN GIỮA MỎ ĐÔNG DƯƠNG

I Lịch sử thăm dò, khai thác và phát triển mỏ Đông Dương 1) Vị trí và diện tích phát triển

Mỏ Đông Dương nằm ở phía Tây Bắc lô 02/97 thuộc bồn trũng Cửu Long, thềm lục địa phía Nam Việt Nam, cách thành phố Vũng Tàu khoảng 160 km về phía Đông Chiều sâu mực nước biển khoảng từ 40m đến 70m, diện tích ban đầu là 11.900 km2 (hình 1.1)

Hình 1.1: Vị trí mỏ Đông Dương

2) Lịch sử tìm kiếm thăm dò và phát triển của mỏ Đông Dương Năm 2007, giếng khoan thăm dò DD-1X đầu tiên phát hiện dầu khí đối tượng Mioxen giữa mỏ Đông Dương 3 DST được thử cho đối tướng đá móng; tập BI.2.30; và BII.1.10 Chỉ có DST#3 thành công với lưu lượng dầu được 2052 thùng/ngày với tính chất dầu là 29oAPI và thử kết hợp đối tượng BII.2.20 và BII.2.30 với lưu lượng tổng là 2428 thùng/ngày Năm 2008, giếng khoan thăm dò thứ 2 DD-2X của mỏ phát hiện dầu

Đông Dương

H V : P H Ạ M T U Ấ N V I Ệ T M S : 7 1 4 0 8 8 5

13

cho đối tượng Mioxxen giữa Kết quả thử 3 DST chỉ thu hồi được dầu trên bề mặt cho 3 tập vỉa BI.2.30; BII.2.30; BII.2.20 Năm 2010, giếng khoan thăm dò thứ 3 DD-3X phát hiện dầu trong đá móng trước đệ tam 2 DST được thử cho đối tượng đá móng và tập vỉa BII.2.20 với lưu lượng dầu lần lượt là 719 thùng/ngày và 540 thùng/ngày Tính chất dầu cho dầu đá móng là 33oAPI và 21oAPI cho tập vỉa BII.2.20

Mỏ Đông Dương là mỏ đầu tiên ở bể Cửu Long phát hiện dầu nặng trong đối tượng Mioxen giữa, phát hiện này giúp định hướng cho các cấu tạo liền kề hoặc có thể có dầu trong đối tượng Mioxen giữa có tính chất dầu tương tự Thời kỳ phát triển mỏ được bắt đầu năm 2009 sau khi NĐH đệ trình báo cáo phát triển mỏ đại cương cụm mỏ Đông Dương cùng với cấu tạo mỏ Tây Long Năm 2010, NĐH cập nhật báo cáo trữ lượng dầu tại chỗ cụm mỏ Đông Dương và Tây Long Tiếp theo các năm 2011-2012 NĐH đệ trình báo cáo phát triển mỏ tổng thể cho cụm mỏ Đông Dương và Tây Long 2 giàn đầu giếng được lắp đặt trên 2 cấu tạo Tháng 6 và tháng 7 là chào đón dòng dầu đầu tiên cho cụm mỏ Đông Dương và Tây Long

II Các đặc trưng địa chất và công nghệ mỏ của đối tượng Middle Miocene mỏ Đông Dương

1 Đặc điểm cấu trúc và địa chất mỏ Đông Dương a Đặc điểm cấu trúc

Mỏ Đông Dương nằm ở phía Tây Bắc lô 02/97 thuộc phần Đông Bắc bồn trũng Cửu Long Bồn trũng Cửu Long nằm dọc theo bờ biển phía Đông Nam của Việt Nam thuộc loại bể tách giãn vào thời gian sớm của Đệ Tam bao gồm trầm tích trong giai đoạn tách giãn lún chìm tuổi Oligoxen – Mioxen sớm và trầm tích thềm lục địa tuổi Mioxen sớm – Pleixtoxen của vùng mép bờ thụ động tựa kề lên móng tuổi Mezozoi muộn

Dựa trên kết quả minh giải tài liệu địa chấn PSDM, 7 tầng phản xạ địa chấn đã được minh giải và vẽ bản đồ gồm: Nóc móng trước Đệ Tam, Nóc Trà Tân dưới (tập E) – Oligoxen sớm, Nóc Trà Tân giữa (tập D) – Oligoxen muộn, Nóc Bạch Hổ dưới (Tập BI.1) – Mioxen sớm, Nóc Bạch Hổ trên (tập BI.2) – Mioxen sớm, Nóc Côn Sơn dưới (tập BII.1) – Mioxen giữa, Nóc Côn Sơn trên (tập BII.2) – Mioxen giữa

Đặc điểm cấu trúc chính của mỏ Đông Dương là có hướng Đông Bắc- Tây Nam Phần lớn các đứt gẫy hoạt động trong thời gian trước Đệ Tam, một số đứt gẫy hoạt động trong thời gian Mioxen sớm và có hướng Đông Bắc – Tây Nam với đặc trưng chủ yếu là đứt gẫy đồng trầm tích Hầu hết các đứt gãy kết thúc ở Mioxen dưới, một số kéo dài qua tập sét Bạch Hổ đến Mioxen giữa và nhiều đứt gãy kết thúc trong tập sét của tầng D (Oligoxen trên) Một số đứt gẫy với biên độ dịch chuyển nhỏ có hướng Đông – Tây và Tây Bắc – Đông Nam

Đá sinh trong khu vực Lô 01/97 & 02/97 là các tập sét trong các tầng C, D, E, đặc biệt là tập sét môi trường đầm hồ tuổi Oligoxen được đánh giá rất cao Theo kết quả phân tích địa hóa các giếng khoan khu vực Lô cho thấy tập sét Oligoxen có thành phần sét màu vàng đen, nâu đen, nâu xám chiếm từ 20-95% , rất giàu hàm lượng hữu cơ và tiềm năng HC rất tốt với Kerogen loại I và II là chủ yếu (TOC = 0,07-14,07%, S2= 0,69-112,70Kg/T, S1+S2 = 0,59-116,26Kg/T, HI= 207,93-801,00mg/g, PI=0,03-0,71)

Đặc điểm bẫy chứa của mỏ Đông Dương la dạng khép kín 4 chiều và khép kín vào đứt gãy 4 chiều phủ lên khối móng nâng cao có hướng Đông Bắc – Tây Nam (Hình 1.2 – 1.4)

Hình 1.2 Các loại bẫy trong khu vực cua Lô

H V : P H Ạ M T U Ấ N V I Ệ T 15

Hình 1.3: Mặt cắt địa chấn qua mỏ Đông Dương

Hình 1.4: Mặt cắt địa chất qua khu vực phía Nam và Bắc

Đá chắn khu vực trong khu vực lô 01&02/97 bao gồm sét tập D và sét Bạch Hổ Đóng vai trò chắn quan trọng quyết định cho móng là sét tầng D và /hoặc sét tầng E,

H V : P H Ạ M T U Ấ N V I Ệ T 16

các tập này nằm phủ trực tiếp lên móng, có thành phần chủ yếu là sét giàu vật chất hữu cơ màu đen nâu, xen lẫn lớp mỏng cát kết và bột kết Tập D, có chiều dày lớn từ 200-1200m, có diện phân bố mở rộng tại khu vực phía Tây Lô, thu hẹp lại ở phía Bắc Đông Bắc Lô, và vắng mặt ở phía Đông Lô - đới nâng Côn Sơn Sét Bạch Hổ có vai trò chắn tốt cho các vỉa tầng Miocen dưới Trong phần thấp hơn của tập BI, C, và E, khả năng chắn cho các cấu tạo có thể yếu hơn, do lớp sét mỏng hơn và nhiều cát hơn, do đó, có thể gặp rủi ro về chắn Các tầng sét xen kẹp trong tập BII (Miocen trung) cũng đóng vai trò chắn quan trọng cho các vỉa chứa cùng tuổi trong vùng và đây là nhân tố mới cần hết sức quan tâm nghiên cứu

b Địa tầng trầm tích mỏ Đông Dương Nhìn chung địa tầng và môi trường lắng đọng trầm tích của mỏ Đông Dương phù hợp với địa tầng của bể Cửu Long Địa tầng của mỏ Đông Dương bao gồm Plioxen đến hiện tại (Thành hệ Biển Đông, Tập A), Mioxen trên (Thành hệ Đồng Nai, Tập BIII), Mioxen giữa (Thành hệ Côn Sơn trên-dưới, Tập BII.2 và BII.1), Mioxen dưới (Thành hệ Bạch Hổ trên- dưới, Tập BI.2 và BI.1), Oligoxen trên (Thành hệ Trà Tân trên-giữa, Tập C và D), Oligoxen dưới (Thành hệ Trà Tân dưới, Tập E) và móng trước Đệ Tam (Hình 1.5 và Bảng 1.1) Mỏ Đông Dương có các đới chứa dầu là cát kết của thành hệ Đồng Nai (Vỉa BIII Sand), thành hệ Côn Sơn trên (Vỉa BII.2.20, BII.2.30), thành hệ Côn Sơn dưới (Vỉa BII.1.10), thành hệ Bạch Hổ trên (Vỉa BI.2.30) và móng trước Đệ Tam

‒ Đá chứa Mioxen giữa-trên, thành hệ Côn Sơn - Đồng Nai (Tập BIII, BII.2 và BII.1) là cát kết trầm tích trong môi trường biển nông ven bờ, vịnh có ảnh hưởng của nước biển, sông Các thân cát dày và từng phần là cát lấp đầy lòng sông cổ có dạng hạt mịn dần về phía nóc của vỉa

‒ Đá chứa Mioxen dưới thành hệ Bạch Hổ (Tập BI.2 và BI.1) là cát kết trầm tích trong môi trường sông Các thân cát mỏng và khó xác định đặc trưng của vỉa chứa bởi nhiều vỉa dưới mức độ phân giải theo chiều thẳng đứng của tài liệu địa vật lý giếng khoan

‒ Đá chứa Oligoxen dưới thành hệ Trà Tân dưới (Tập E) là cát kết trầm tích trong môi trường hồ, sông-bồi tích Các thân cát dày hơn của thành hệ BH

H V : P H Ạ M T U Ấ N V I Ệ T 17

‒ Đá chứa móng trước Đệ Tam bao gồm Granít, Granôđiôrít bị phong hóa và biến đổi ở các mức độ khác nhau Granittoit bị phong hóa có tiềm năng chứa kém bởi vì hàm lượng khoáng vật sét lớn lấp đầy trong các hệ thống nứt nẻ Đá chứa chính là móng nứt nẻ với các hệ thống độ rỗng và thấm phụ thuộc vào mật độ, sự phân bố, độ mở của nứt nẻ và các yếu tố của hệ thống kiến tạo.Trên mẫu lát mỏng chỉ quan sát thấy số ít độ rỗng thứ sinh và vi khe nứt, tuy nhiên phần lớn đã bị lấp đầy bởi canxít hoặc laumôlít, bởi vậy độ rỗng thứ sinh và độ rỗng vi khe nứt là rất kém Chất lượng của đá chứa chủ yếu phụ thuộc vào mức đô nứt nẻ và độ mở của khe nứt

Bảng 1.1: Phân chia địa tầng mỏ Đông Dương

Hình 1.5: Cột địa tầng của mỏ Đông Dương

2 Trữ lượng dầu tại chỗ mỏ Đông Dương

Dầu được chứa trong cát kết trầm tích trong môi trường biển ven bờ, sông dạng xếp chồng theo chiều thẳng đứng bao gồm Mioxen trên (Thành hệ Đồng Nai, Vỉa BIII Sand), Mioxen giữa (Thành hệ Côn Sơn trên, Vỉa BII.2.20 và BII.2.30), Mioxen giữa (Thành hệ Côn Sơn dưới, Vỉa BII.1.10), Mioxen dưới (Thành hệ Bạch Hổ trên, Vỉa BI.2.30), và móng trước Đệ Tam với khép kín 4 chiều và khép kín đứt gẫy 4 chiều

H V : P H Ạ M T U Ấ N V I Ệ T M S : 7 1 4 0 8 8 5

19

Gradient của dầu cho đá chứa Mioxen trong việc minh giải áp suất vỉa (MDT/RCI) được dựa trên tài liệu áp suất và mẫu chất lưu thử vỉa (PVT) (0.360psi/ft cho vỉa chứa dầu BII.1.10; 0.370 psi/ft cho vỉa chứa dầu BII.2.30, BII.2.20 và BIII Sand) Gradient của nước là 0.434 psi/ft

Trữ lượng dầu tại chỗ sau khi cập nhật các giếng khoan phát triển kết hợp với các giếng khoan thăm dò cho đối tượng dầu nặng đang khai thác chính tập vỉa BII.2.20 và BII.2.30 được thể hiện trên bảng 1.2

Bảng 1.2: Trữ lượng dầu tại chỗ (OIIP – dầu nặng – heavy oil) mỏ Đông Dương

Vỉa chứa dầu

Khoảng chiều sâu

3 Tính chất vỉa chứa 3.1 Tính chất đá chứa

Mẫu lõi được lấy từ giếng DD-2X và DD-3X cho vỉa Mioxen giữa (Vỉa BII.1.10 vàBII.2.20) Kết quả phân tích mẫu lõi đã được thực hiện bởi phòng thí nghiệm và được thể hiện trong hình 1.7 Các phân tích mẫu lõi đặc biệt (SCAL) được mô tả trong phần mối tương quan giữa đá chứa và chất lưu Độ nén của đá là 6.04E-06 và 2.89E-06 v/v /psi cho các tập vỉa BII.2.30 và BII.2.20 được sử dụng cho mô hình mô phỏng vỉa như trong hình 1.6

Hình 1.6 Độ nén của đá chứa giếng Dương Đông -3X

Độ thấm tuyệt đối trên mẫu lõi của giếng DD-2X và DD-3X biến thiên từ 10 đến 4000 mD Hầu hết các mẫu cát kết có độ thấm từ vài trăm mD đến vài Darcy Nhìn chung chất lượng vỉa chứa này khá tốt, có độ thấm rỗng cao Chất lượng vỉa chứa chủ yếu bị kiểm soát bởi kích thước của các hạt và sự phân bố của các đá phiến sét, do đó độ thấm phụ thuộc vào sự biến đổi trong kích thước hạt và hàm lượng sét Các giá trị độ thấm sau đây sẽ được dùng để hiệu chỉnh giá trị minh giải từ tài liệu địa vật lý giếng khoan:

‒ Giá trị độ thấm (kh) đo được từ mẫu RCI và MDT ‒ Giá trị độ thấm (kh) tính từ quá trình minh giải thử vỉa của giếng DD-1X

và DD-3X Giá trị độ thấm kh tính từ log và từ minh giải thử vỉa B II.2.20 và BII.1.10 là gần như nhau Quan hệ rỗng thấm được thể hiện trên Hình 6

Phương trình quan hệ rỗng thấm sử dụng tính toán trong mô hình được tính theo công thức K = 8E-9*Phie^8.0214 theo tài liệu mẫu lõi với hệ số hồi quy khá tốt 0.9143

H V : P H Ạ M T U Ấ N V I Ệ T 21

Hình 1.7: Quan hệ độ rỗng – độ thấm vỉa Mioxen dưới mỏ Đông Đô

3.2 Tính chất chất lưu Tính chất chất lưu của tập vỉa móng được lấy mẫu PVT và phân tích từ các giếng khoan DD-1X và DD-3X cho Mioxen giữa vỉa BII.1.10 và BII.2.20 tương ứng Thông số PVT được tóm tắt trong Bảng 1.3

Bảng 1.3: Số liệu PVT của vỉa Mioxen giữa mỏ Đông Dương

3.3 Mối tương quan giữa tính chất đá chứa và chất lưu Đường quan hệ độ thấm tương đối dầu - nước; khí – dầu và áp suất mao dẫn sử dụng cho vỉa các tập vỉa BII.1.10 được thiết lập trên cơ sở kết quả phân tích mẫu lõi đặc biệt (SCAL) của giếng khoan DD-2X và DD-3X Số lượng mẫu lõi thu được từ giếng DD-3X không đầy đủ và không mang tính đại diện cho vỉa do tất cả các mẫu lấy được ở vùng cát bở rời có độ rỗng và độ thấm cao Do đó, giá trị độ rỗng - độ thấm thu được từ kết quả phân tích mẫu lõi của cả hai giếng DD-3X và DD-2X được kết hợp, so sánh với nhau nhằm lựa chọn đường quan hệ rỗng thấp mang tính đại diện cho cả 2 vỉa Quan hệ độ thấm tương đối được thể hiện trong Hình 1.8 và kết quả phân tích áp suất mao dẫn được thể hiện trên hình 1.9

Hình 1.8: Đường cong quan hệ độ thấm tương đối dầu – nước

Hình 1.9: Đường cong quan hệ độ thấm tương đối khí – dầu

H V : P H Ạ M T U Ấ N V I Ệ T M S : 7 1 4 0 8 8 5

23

3.4 Áp suất - nhiệt độ vỉa Nhiệt độ và áp suất đo trong quá trình thử vỉa Mioxen giữa được thể hiện trong Bảng 1.4

Bảng 1.4: Nhiệt độ - áp suất vỉa Mioxen giữa mỏ Đông Đô

Mioxen giữa

Mioxen giữa

BII.2.30, BII.2.20

Độ sâu đồng hồ áp suất, mMD

Độ sâu đồng hồ áp suất, mTVDSS

3.5 Cơ chế năng lượng vỉa Có 3 vỉa được đưa vào phát triển là BII.2.20, BII.2.30 và BII.1.10 Trong đó vỉa BII.2.30 và BII.1.10 năng lượng vỉa được đánh giá từ các nguồn năng lượng tự nhiên của khí hòa tan và sự giãn nở của đá Kết quả minh giải DST#2 của giếng DD-3X chỉ ra năng lượng vỉa của vỉa BII.2.20 có sự hỗ trợ mạnh của tầng nước từ hướng Tây Nam của vỉa Kết quả phân tích PVT chỉ ra tỷ số khí hòa tan trong dầu là thấp (75 bộ khối/thùng ở vỉa BII.1.10 và 5-10 bộ khối/thùng cho vỉa BII.2.20 và BII.2.30) và áp suất điểm bọt khí cũng thấp (vỉa BII.1.10 là 575 psia và vỉa BII.2.20 và BII.2.30 là 71 psia), như vậy nguồn năng lượng tự nhiên từ khí hòa tan có mật độ đóng góp rất hạn chế đến hiệu quả thu hồi dầu

CHƯƠNG 2 TỔNG QUAN CÁC PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC VÀ PHƯƠNG PHÁP

MÔ HÌNH HÓA CHO ĐỐI TƯỢNG DẦU NẶNG TRÊN THẾ GIỚI

Dầu nặng và hắc ín (gọi tắt là dầu nặng) là nguồn năng lượng quan trọng, hiện đang đóng góp đáng kể cho việc cung cấp năng lượng cho con người Với hơn 4.000 tỷ thùng trên toàn thế giới, dầu nặng là tài nguyên lớn hơn nhiều so với dầu "thông thường"

Tại hội nghị UNITAR 1982 ở Venezuela, một định nghĩa cơ bản về dầu nặng đã được thoả thuận như sau: dầu nặng là dầu có độ nhớt (tại điều kiện vỉa) từ 100 đến >10.000 cP, tỷ trọng tại nhiệt độ 15,6oC là 943 đến 1000 kg/m3 hoặc <10 đến 20 oAPI [1]

Dầu nặng được nhận biết dựa trên độ nhớt và tỷ trọng, hoặc chỉ nhận biết qua tỷ trọng nếu không có số liệu về độ nhớt Dầu nặng chứa khoảng 3% hoặc hơn Sunfur, 2000 ppm Vanadium Nickel and Molybdenum cũng thường gặp

Phân loại dầu nặng ( hình 2.1): − Loại A: dầu nặng trung bình (Medium Heavy): 25° > °API > 18°, 100 cP > µ >

10 cP, chảy trong điều kiện vỉa − Loại B: dầu nặng/siêu nặng (Heavy/Extra-heavy): 20° > °API > 7°, 10.000 cP >

µ > 100 cP, chảy trong điều kiện vỉa − Loại C: hắc ín (Bitumen): 12° > °API > 7°, µ > 10.000 cP, không chảy trong điều

kiện vỉa

Hình 2.1: Phân loại dầu nặng theo độ nhớt và tỷ trọng

H V : P H Ạ M T U Ấ N V I Ệ T 25

Thông thường dầu nặng xuất hiện ở những vỉa trầm tích có độ gắn kết kém, độ sâu thấp (3000ft ~ 900m hoặc nông hơn), độ thấm lớn (1 đến vài Darcies), độ rỗng lớn (khoảng 30%) Độ bão hòa dầu thường lớn (50-80%), và bề dày vỉa thường từ 15 đến hàng trăm mét Trên thế giới dầu nặng phân bố rộng khắp, theo thống kê hiện tại thì dầu nặng chủ yếu ở Bắc-Nam Mỹ, Nga, Châu Âu, Trung Đông và Trung Quốc như hình 2.2

Hình 2.2: Bản đồ phân bố trữ lượng dầu nặng trên thế giới

2 Phân loại các phương pháp khai thác dầu nặng

Do đặc điểm của dầu nặng như độ nhớt cao và độ hòa tan khí thấp, các phương pháp thu hồi truyền thống thường ít được áp dụng Thu hồi trong giai đoạn khai thác sơ cấp là rất thấp, hệ số thu hồi trung bình chỉ khoảng 5% Các phương pháp thu hồi thay thế được áp dụng bao gồm phương pháp dùng nhiệt và không dùng nhiệt (hình 2.3)

Hình 2.3: Sơ đồ các phương pháp khai thác dầu nặng

100

2.1 Phương pháp dùng nhiệt

Phương pháp dùng nhiệt nhằm giảm độ nhớt dầu để tăng độ linh động, thông qua hiệu quả của nhiệt Khi tăng nhiệt độ một khoảng 400oF (~200oC) sẽ làm giảm độ nhớt của hầu hết các loại dầu nặng khoảng 1cP Điều này được thực hiện bằng cách bơm chất lỏng nóng hoặc đốt cháy ngầm [1]

Các phương pháp nhiệt thường được sử dụng là:

2.1.1 Phương pháp bơm ép hơi nhiệt theo chu kỳ (huff & puff) (hình 2.4)

Đây là phương pháp cơ bản nhất áp dụng cho một giếng đơn lẻ, mặc dù sớm hay muộn thì độ liên thông giữa giếng khai thác và vỉa cũng sẽ trở nên rất phức tạp Hơi nhiệt (có thể là hơi nước hoặc khí nóng) được bơm xuống giếng ở mức cao trong một thời gian ngắn từ 10 ngày đến một tháng, sau đó giếng được đóng trong một vài ngày để ngâm cho nhiệt tản ra Sau đó, giếng được mở khai thác hoặc bơm tiếp Lưu lượng dầu sẽ tăng nhanh, và giữ lưu lượng đảm bảo kinh tế trong một thời gian, cũng có thể áp dụng gaslift để kéo dài thời gian khai thác Khi lưu lượng thấp và không kinh tế, toàn bộ quá trình được lặp đi lặp lại Đây là phương pháp gia tăng thu hồi dầu (EOR) thành công nhất, và thường là giai đoạn đầu tiên trong quá trình khai thác bằng phương pháp bơm ép bơm hơi nhiệt

Hình 2.4: Sơ đồ tóm tắt các giai đoạn trong 1 chu kỳ bơm ép hơi nhiệt theo chu kỳ

Phương pháp bơm hơi nhiệt theo chu kỳ có thể tăng hệ số thu hồi 5-10%, thường được áp dụng cho dầu có tỷ trọng 10-20oAPI

VAPOR

STEAMSTEAM

VAPORInjection PeriodSoak PeriodProduction Period

H V : P H Ạ M T U Ấ N V I Ệ T 27

2.1.2 Phương pháp khai thác bơm hơi nhiệt liên tục (steamflooding):

Tương tự phương pháp khai thác bơm ép nước (waterflooding), phương pháp này có giếng khai thác và giếng bơm ép Trong trường hợp này, động thái khai thác phụ thuộc rất nhiều vào khoảng cách giữa các giếng, vì mất nhiệt vào những đất đá xung quanh làm tiêu thụ một lượng lớn nhiệt Hơi nhiệt liên tục bơm vào giếng bơm ép, dẫn đến sự hình thành một vùng nhiệt, được phát triển với tốc độ ngày càng giảm do hơi nhiệt bị nén bởi trọng lực Hơi nhiệt làm giảm độ bão hòa dầu trong vùng ảnh hưởng đến giá trị rất thấp, đến 10%

Khi hơi nhiệt giữa giếng khai thác và giếng bơm ép liên thông, lưu lượng bơm được giảm đến giá trị đủ để cung cấp cho các tổn thất nhiệt Một thời gian sau đó hơi nhiệt ngưng, và nước nóng có thể được bơm Hệ số thu hồi dầu khi bơm ép hơi nhiệt có thể cao, trên 50% trong nhiều trường hợp, nhưng tỷ lệ dầu khai thác/hơi nhiệt bơm ép thấp hơn so với phương pháp bơm theo chu kỳ vì mất nhiệt lớn hơn

Một hình thức khác của bơm ép nhiệt đãphổ biến hiện naylà bơm nhiệtcó ảnh hưởng của trọng lực(SAGD) hình 2.5 Phương pháp này có haigiếngđược khoan ngang, cách nhau một vài mét, vàhơi nhiệt đượcbơm vào giếng phía trên Mục đích là giảmđộ nhớt của dầu nặng đến điểm có thể khai thác và trọng lực kéo dầu xuống giếng khai thác

Hình 2.5: Sơ đồ phương pháp bơm ép có ảnh hưởng của trọng lực

2.1.3 Phương pháp đốt nhiệt tại chỗ (fireflooding):

Phương pháp này là oxy hóa một phần (khoảng 10%) của dầu tại chỗ để tạo ra nhiệt, do đó có thể cho hiệu suất nhiệt cao Không khí (hoặc không khí làm giàu oxy, hoặc thậm

chí oxy tinh khiết) phải được bơm vào vỉa để oxy hóa dầu Đốt nhiệt độ cao trong 1 vùng rất nhỏ tại vỉa Ngay trước vùng đốt, dầu bị cracking, dẫn đến lắng đọng một phần nặng/than, phần nặng này tiếp tục cháy để hỗ trợ cả quá trình đốt

2.1.4 Phương pháp đốt thông thường

Thông thường, do trọng lực ảnh hưởng đến vùng đốt, kết quả là vùng đốt sẽ phát triển chính theo chiều ngang Khi giếng khai thác đã liên thông với dầu linh động thì nhiệt độ sẽ tăng vọt, và công tác điều hành khai thác trở nên khó khăn và tốn kém Tuy nhiên, lưu lượng dầu cũng rất cao do độ nhớt giảm

Vấn đề ăn mòn, nhất là ở vị trí đốt càng nghiêm trọng hơn Khối lượng lớn khí thải được sản xuất, gây ra các vấn đề cơ khí như máy bơm hiệu quả thấp, mài mòn, xói mòn…, cũng như vỉa chứa hạn chế dòng chảy dầu do bão hòa khí cao Làm lạnh giếng khai thác là một vấn đề cần xem xét

Hình 2.6: Sơ đồ phương pháp đốt nhiệt

Một bước tiến quan trọng trong phương pháp đốt tại chỗ là phun nước cùng với không khí (đốt ướt) Nước giúp để vận chuyển nhiệt tích lũy trong vỉa, và do đó làm tăng hiệu suất nhiệt của quá trình (hình 2.6)

H V : P H Ạ M T U Ấ N V I Ệ T 29

2.1.5 Phương pháp đốt cải tiến ( hình 2.7) Phương pháp THAI (Toe-To-Heel Air Injection): là phương pháp bơm khí đốt được nghiên cứu gần đây, phương pháp này đề ra các biện pháp khắc phục hạn chế của phương pháp đốt nhiệt ướt thông thường bằng cách ổn định nhiệt trước vùng đốt, mục tiêu chính là hạn chế ảnh hưởng của trọng lực Phương pháp này gồm 2 bước:

− Đốt nhiệt độ cao (450-600 oC) ở phía trên của vỉa dầu nặng − Khai thác dầu bằng giếng ngang

Hình 2.7: Sơ đồ phương pháp đốt nhiệt THAI

Phương pháp CAPRI: Cơ chế tương tự phương pháp THAI, tuy nhiên có sử dụng một số chất xúc tác để thúc đẩy quá trình cracking dầu nặng

2.1.6 Các phương pháp dùng nhiệt khác ‒ Bơm ép nước nóng hiếm khi được sử dụng bởi vì tổn thất nhiệt trong đường ống bề

mặt, lòng giếng và thành giếng, gây ra sự sụt giảm lớn về nhiệt độ và làm giảm hiệu quả trong việc giảm độ nhớt của dầu Tuy nhiên, đây là phương pháp được xem xét cho dầu nặng sâu, nơi hơi nhiệt khó có khả năng thành công

‒ Làm nóng lòng giếng: được sử dụng chủ yếu để làm nóng thành hệ trong vùng cận đáy giếng, và hiếm khi được sử dụng

Khí nóng

đốt cháy dầuphía trước

vùng đốtKhông khí được

bơm vào vỉa tạothành một vùng đốtgần như thẳng đứng

Dầu linh độngvà khí nóngđược khai thácđồng thời bằnggiếng ngang

Giếng ngang ở vị tríáp suất thấp

Than lắng đọng trongvỉa ngay phía trước

vùng đốt và làmnguyên liệu cho cả quá

trình đốt

2.2 Phương pháp không dùng nhiệt

2.2.1 Phương pháp bơm ép không dùng nhiệt ‒ Bơm ép nước ( hình 2.8)

Phương pháp này không tốn kém và đơn giản, nhưng hiệu quả tương đối thấp, có thể tăng hệ số thu hồi thêm 3-10% so với khai thác giai đoạn sơ cấp

Hình 2.8: Sơ đồ phương pháp bơm ép nước

Phương pháp thu hồi dầu không dùng nhiệt có thể được xem xét cho các loại dầu có độ nhớt vừa phải (50 - 200 cP), vỉa mỏng (< 30 ft), độ thấm thấp (< 1 mD) và độ sâu lớn (> 3000 ft) Phương pháp không dùng nhiệt có mục tiêu giảm độ nhớt của dầu, tăng độ nhớt của chất lỏng thay thế, hoặc giảm bớt sức căng của dầu Các quá trình không dùng nhiệt chủ yếu là:

‒ Bơm ép CO2 Bơm ép CO2-nước luân phiên (hình 2.9): Bơm ép CO2 kết hợp bơm ép nước có thể làm tăng đáng kể sản lượng dầu so với bơm ép nước thông thường (khoảng 20% trong diều kiện tối ưu), trong trường hợp độ nhớt dầu <1.000 cP CO2 làm giảm độ nhớt, làm tăng thể tích dầu và giảm sức căng bề mặt dầu-nước.[1]

H V : P H Ạ M T U Ấ N V I Ệ T 31

Quy trình cơ bản của phương pháp này là khí CO2 và nước được bơm luân phiên vào giếng bơm ép (nước được bơm với mục đích tăng hệ số quét và giảm lượng bơm ép CO2) Khi CO2 tiếp xúc với dầu sẽ tạo nên vùng hòa trộn có thể di chuyển dễ dàng hơn vào giếng khai thác Khi chất lưu vào giếng khai thác, CO2 trở thành một loại gaslift hỗ trợ cho quá trình khai thác.[3]

Hình 2.9: Sơ đồ phương pháp bơm ép CO2-nước

Theo Mungan (1992), vỉa chứa thích hợp để áp dụng phương pháp bơm ép này là vỉa carbonate mà phương pháp bơm ép nước không hiệu quả hoặc vỉa chứa dầu dưới bão hòa

Bơm ép CO2 theo chu kỳ: tương tự phương pháp bơm ép hơi nhiệt theo chu kỳ Bắt đầu chu kỳ, CO2 được bơm vào vỉa, sau đó giếng được đóng trong một thời gian nhất định để ngâm, cuối cùng giếng được mở ra để khai thác Đây là quy trình cho 1 giếng đơn lẻ Cũng như phương pháp bơm CO2-nước ở trên, CO2 làm cho dầu giảm độ nhớt và trương nở, làm dầu lưu thông vào giếng khai thác dễ dàng hơn Ứng dụng của phương pháp bơm ép này là cho các vỉa quá mỏng và sâu, không thể áp dụng được các phương pháp nhiệt

Bơm ép nước và CO2 đồng thời: bơm CO2 và nước cùng một lúc, phương pháp này đã được áp dụng trong nhưng thành công hạn chế

H V : P H Ạ M T U Ấ N V I Ệ T 32

‒ Bơm ép hóa chất Bơm polymer: dùng một loại polymer tan trong nước được sử dụng để giảm độ linh động của nước bằng cách tăng độ nhớt nước vỉa, và chủ yếu là nâng cao hiệu quả quét Phương pháp này được áp dụng khi dầu nặng có độ nhớt khoảng 10-150 cP Các nghiên cứu trong phòng thí nghiệm và mô hình mô phỏng cho thấy khả năng thu hồi dầu có thể cao hơn 1-5% so với bơm ép nước thông thường

Bơm chất hoạt tính bề mặt (surfactant): làm giảm sức căng bề mặt dầu-nước và làm tăng hiệu quả dịch chuyển dầu Bơm chất hoạt động bề mặt đã được sử dụng chủ yếu trong vỉa dầu nhẹ Nhược điểm của phương pháp này là, cũng như các phương pháp hóa học khác, là sự bám dính chất chất hoạt động bề mặt trên bề mặt đá chỉ hiệu quả trong một khoảng cách ngắn tính từ vị trí bơm ép

Bơm chất kiềm: khi bơm dung dịch kiềm thích hợp (thường là NaOH, Na2CO3, KOH, ), chất kiềm sẽ phản ứng với các thành phần axit trong dầu tạo ra một dạng chất hoạt động bề mặt tại chỗ Chất hoạt động bề mặt này làm giảm sức căng bề mặt của dầu, và cũng là nhũ tương làm cải thiện độ linh động của dầu Phương pháp này không được áp dụng cho vỉa carbonate vì ion Ca2+ sẽ phản ứng với kiềm tạo kết tủa Ca(OH)2 gây nhiễm bẩn thành hệ

Bơm nhũ tương (emulsion): Nhũ tương được chuẩn bị tại bề mặt và sau đó bơm vào vỉa Các nhũ tương làm giảm sự di chuyển nước và cải thiện hiệu quả quét

Bơm ép thay đổi độ dính ướt: Mục đích của phương pháp này là để thay đổi bề mặt đá từ oil-wet thành water-wet, được thực hiện bằng cách bơm một loại axit như axit hydrochloric, hoặc sodium hydroxide, với cơ chế bơm tương tự bơm ép nước

2.3 Gia tăng thu hồi dầu nặng bằng giếng ngang, giếng nhiều thân (hình 2.10)

Giếng khoan ngang: đối với vỉa dầu nặng, để tăng độ dài khoảng khai thác, giếng khoan ngang được xem xét áp dụng kết hợp với các phương pháp khác (bơm ép/đốt như đã trình bày ở trên)

Thiết kế giếng ngang hiệu quả hơn giếng đứng/xiên khi vỉa mỏng, làm giảm ảnh hưởng của mũ khí/nước, có thể xiên qua tốt các khe nứt và những khu vực không liên thông theo diện ngang, tăng hiệu quả quét nếu có bơm ép từ đó gia tăng hệ số thu hồi dầu

H V : P H Ạ M T U Ấ N V I Ệ T 33

Giếng nhiều thân: giếng nhiều thân và giếng ngang nhiều thân được thiết kế cho mỏ dầu nặng có nhiều vỉa mỏng không liên thông Đối với mỏ có nhiều vỉa mỏng việc xem xét giếng nhiều thân là cần thiết để giảm chi phí khoan và tăng sản lượng thu hồi

Hình 2.10: Sơ đồ một giếng nhiều thân

2.4 Phương pháp khai thác dầu nặng dùng lực nâng nhân tạo trong lòng giếng

Tương tự trường hợp khai thác dầu thông thường, các phương pháp hỗ trợ với lực nâng nhân tạo trong lòng giếng có thể được áp dụng cho các vỉa dầu nặng để gia tăng thu hồi Phương pháp này có thể được áp dụng khi dầu nặng có khả năng chảy vào giếng hoặc kết hợp với các phương pháp bơm ép tác động để dầu nặng di chuyển vào giếng

Bơm ép khí nâng (gaslift): đây là phương pháp bơm khí áp suất cao vào cột chất lỏng trong lòng giếng để giảm áp lực thủy tĩnh thông qua một hoặc nhiều van ngầm đặt ở độ sâu đã xác định trước Có hai phương pháp bơm gaslift cơ bản là gaslift liên tục và không liên tục

Trong phương pháp bơm gaslift liên tục, khi khai thác, một lượng khí được bơm liên tục vào lòng giếng, làm giảm áp lực thủy tĩnh của cột chất lỏng, tăng lưu lượng chất lưu lên bề mặt, thường được áp dụng cho các giếng có hệ số khai thác (PI) cao

Với phương pháp gaslift không liên tục, trong một chu kỳ, khi một lượng chất lưu tích tụ trong ống khai thác, khí được bơm vào từ bên dưới và hòa trộn làm giảm tỷ trọng của cột chất lỏng, sau đó ngừng bơm gaslift và khai thác; phương pháp này được áp dụng cho các giếng có PI thấp

Bơm hỗ trợ (pump assisted lift): được dùng để tăng áp suất tại đáy giếng, từ đó tăng lượng chất lưu lên bề mặt Có 2 loại bơm chủ yếu là máy bơm bề mặt và máy bơm chìm, trong đó máy bơm điện chìm thường được xem xét sử dụng khi khai thác dầu nặng Bơm điện chìm (ESP) dùng lực bơm ly tâm để gia tăng lưu lượng dầu được nâng dầu lên bề mặt ESP là một bơm chạy bằng motor điện được đưa vào lòng giếng, với năng lượng điện được cung cấp từ thiết bị bề mặt (hình 2.11)

Hình 2.11: Sơ đồ hệ thống bơm điện chìm

Bơm điện chìm có thể cải thiện đáng kể áp suất đầu giếng khi áp suất đáy giếng giảm thấp, từ đó gia tăng lưu lượng chất lưu khai thác, đặc biệt tại các giếng có tỷ trọng dầu lớn hoặc/và hàm lượng nước cao

II Các phương pháp mô hình hóa cho đối tượng dầu nặng Hiện nay trên thế giới đối tượng dầu nặng đang khai thác khá phổ biến và có rất nhiều các phương pháp đã và đang được nghiên cứu nhằm mô phỏng động thái khai thác cũng như tìm các giải pháp gia tăng thu hồi nhằm nâng cao hiệu quả của dự án Các nghiên cứu này chủ yếu giải quyết các vấn đề về phương pháp mô hình hóa vỉa dầu và một số nghiên cứu đưa ra các giải pháp gia tăng/nâng cao khai thác bằng mô hình mô phỏng Một số các giải pháp gia tăng/nâng cao thu hồi dầu nặng như bơm ép CO2; hóa chất, hơi nước nóng, nhiệt, hay các phương pháp vi sinh hóa lý, bơm ép

H V : P H Ạ M T U Ấ N V I Ệ T M S : 7 1 4 0 8 8 5

35

Polymer Nguồn tài liệu được tác giả chủ yếu tìm hiểu từ các bài báo của hiệp hội dầu khí thế giới (SPE), các hội nghị và luận văn, luận án tốt nghiệp của các trường đại học trong và ngoài nước Một số công trình tiêu biểu như:

Năm 2004, nhóm nghiên cứu của phòng Hóa - Công nghệ Mỏ thuộc trường đại học Calgaty do Ian D.Gates [4] nghiên cứu chỉ ra rằng nếu chỉ bơm ép hơi nước thì không hiệu quả kinh tế bằng việc kết hợp bơm ép hơi nước (ES-SAGD) và chất dung môi làm cải thiện được lưu lượng dầu hoặc ít nhất là duy trì lưu lượng dầu hơn phương pháp SAGD Ý tưởng phương pháp ES-SAGD được mô phỏng bằng modul STARS của phần mềm CMG Mô hình đã chạy các phương án tối ưu lưu lượng bơm ép hơi nước và dung môi khác nhau, kết quả cho thấy chỉ số Cumulative Steam oil ratio (cSOR) giảm tương đối khoảng 53% so với phương pháp SAGD Lượng dung môi thu hồi lại sau khi bơm ép khoảng từ 90% theo mô hình tương đối phù hợp với kết quả bơm ép thử nghiệm cho các mỏ dầu nặng ở Canada

Năm 2005, Suandy Chandra thuộc trường đại học Taxas A&M đã có báo cáo

nghiên cứu khoa học luận văn thạc sỹ về "IMPROVED STEAMFLOOD ANALYTICAL MODEL" [5] Nghiên cứu còn đưa ra nhược điểm chính của mô hình Jeff Jones là dự báo sản lượng khai thác đỉnh thường thấp hơn nhiều so với thực tế Mục đích của nghiên cứu là cải thiện nhược điểm này và đưa ra mô hình mới (mô hình bơm ép hơi nước cho các vỉa dầu nặng khoảng 9- 140API) sát với thực tế hơn mô hình của Jeff Jones (mô hình bơm ép hơi nước) dựa trên quan hệ độ nhớt với các điều kiện nhiệt độ thay đổi; quan hệ thấm pha với nhiệt độ khác nhau

Năm 2007, Brian Clark - team leader và các thành viên trong nhóm nghiên cứu tổng

quan về "Heavy oil, extra-Heavy oil, Bitumen Unconventional oil" [5], nhóm tác giả đã tổng hợp các phương pháp đang áp dụng cho các mỏ dầu nặng ở các nước có nhiều vỉa dầu nặng như Canada, Venezuela, USA, Indonesia và các nước khác Công nghệ khai thác lộ thiên (Open-pit mining) đang được khai thác tại mỏ dầu ở Canada có vỉa cát nông, ưu điểm của phương pháp này cho hệ số thu hồi dầu cao nhưng lại ảnh hưởng đến môi trường Phương pháp "Cold production" được áp dụng có hiệu quả cho các giếng khoan ngang và đa đáy và đang được sử dụng khai thác cho các mỏ dầu ở Venezuela và vùng Biển Bắc, tuy nhiên phương pháp này cho hệ số thu hồi dầu thấp Phương pháp "Cold heavy oil production with sand - CHOPS" cũng tương tự như

H V : P H Ạ M T U Ấ N V I Ệ T 36

phương pháp "Cold production" có hệ số thu hồi thấp nhưng đòi hỏi tỷ số khí - dầu tốt và cát bở rời đang được sủ dụng khai thác ở miền tây Canada với vỉa cát mỏng Phương pháp "Cyclic steam stimulation" và "Steamflood" là phương pháp đang áp dụng khá phổ biến ở các nước như Mỹ, Canada, Indonesia và các nước khác, ưu điểm của phương pháp này là giảm độ nhớt của dầu cho hệ số thu hồi từ khá đến tốt tuy nhiên điều kiện cần là đá chứa thành hệ tốt Phương pháp "Steam assisted gravity drainage (SAGD)" được áp dụng khai thác cho các vỉa cát nông và tính đất đá yếu Các phương pháp trên hiện đang áp dụng trên thế giới cho hiệu quả về mặt kinh tế Trong báo cáo nghiên cứu này còn đưa ra các phương pháp đang áp dụng thử nghiệm như: VAPEX, HYBIRD, In situ combustion with vertical and horizontal wells, Gasification of heavy ends, Downhole heating with electricity các phương pháp này đều có ưu/nhược điểm và điều kiện áp dụng cho từng mỏ Nghiên cứu chỉ ra rằng khả năng đến 2010 sẽ có hiệu quả về kinh tế của dự án Bên cạnh đó một số các phương pháp đang nghiên cứu và dự báo sẽ có hiệu quả kinh tế cho năm 2020 - 2030 như: Alternative fuels with gasification and CO2 capture and sequestration, Nuclear power plant fit-forpurpose, Downhole steam generation, Combination sub-surface mining and well production techniques

Năm 2007 (SPE-106908), "Francesco Verre and Martin Blunt, SPE, Imperial

College London, and Alan Morrison and Tony McGarv, Chevron" [1] đã nghiên cứu ứng dụng 2 phương pháp ngăn cách nước trong giếng khoan ngang cho vỉa dầu nặng là Inorganic gel và relative permeability modifier (RPM) bằng mô hình mô phỏng cho mỏ Captain, block 13/22 ở phía Bắc của Biển Bắc Kết quả đã chỉ ra cho thấy 2 yếu tố ảnh hưởng chính dẫn đến việc giếng ngập nước nhanh chủ yếu là do tỷ số độ thấm Kv/Kh của vỉa chứa Mô hình đã chạy độ nhạy với hệ số Kv/Kh là 1; 0.1 ;0.01 cho thấy tỷ số kv/kh càng thấp thì nước xâm nhậm vào giếng chậm hơn

Năm 2009, S.D.Razavi và R.Kharrat thuộc trường đại học công nghệ Sharif của Iran đã nghiên cứu áp dụng phương pháp "Cycle Steam Stimulation - CSS" [2] cho các giếng khoan ngang của vỉa dầu nặng Theo đánh giá của nhóm nghiên cứu thì trữ lượng tại chỗ dầu nặng của Iran khoảng 80 tỷ thùng dầu tại chỗ và hệ số thu hồi dầu khoảng 15% cho dầu nặng và 33% cho loại dầu thông thường Nghiên cứu được mô phỏng cho đối tượng dầu nặng mỏ K - Fracture reservoir với oAPI là 7.27 và độ nhớt 2700cP dựa