Luận văn thạc sĩ Kỹ thuật khai thác và công nghệ dầu khí: Nghiên cứu đặc trưng ngập nước của các giếng khai thác hoạt động tại thân dầu đá móng mỏ Nam Rồng - Đồi Mồi và một số giải pháp nâng cao thu hồi dầu

Do vậy, nghiên cứu tình trạng ngập nướccủa các giéng khai thác hoạt động trong tang móng mỏ Nam Rong — Đôi Môi đã được thực hiệntrong luận văn dựa trên số liệu thu thập từ thực tế của mỏ

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

NGUYÊN HOÀI NAM

NGHIÊN CỨU ĐẶC TRƯNG NGẬP NƯỚC

CUA CÁC GIENG KHAI THAC HOAT ĐỘNG TẠI

THAN DAU DA MONG MO NAM RONG - DOIMOI VA MOT SO GIAI PHAP NANG CAO

THU HOI DAU

LUẬN VĂN THẠC SĨ

TP HỎ CHÍ MINH, tháng 09 năm 2013

Cán bộ hướng dẫn khoa học: TS Phạm quang NgọcChữ ký:

Chữ ký:

Luận văn thạc sĩ được bảo vệ tại Trường Đại học Bách Khoa, DHQG TP HCM

luận văn đã được sửa chữa (nêu có).

CHỦ TỊCH HOI DONG TRƯỞNG KHOA

TRUONG ĐẠI HỌC BACH KHOA Độc lập - Tự do - Hanh phúc

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ

Họ tên học viên: NGUYEN HOÀI NAM MSHV: 10370649

Ngày, tháng, năm sinh: 06/01/1981 Nơi sinh: Thanh Hóa

Chuyên ngành: Kỹ thuật Khoan Khai Thác va Công nghệ Dau Khí

TEN DE TÀI: NGHIÊN CỨU ĐẶC TRUNG NGAP NƯỚC CUA CAC GIENGKHAI THAC HOAT DONG TAI THAN DAU DA MONG MO NR-DM VA MOT

SO GIAI PHAP NANG CAO THU HOI DAUI NHIEM VU VA NOI DUNG:

- Viéc nghiên cứu đặc trưng ngập nước của các giếng khai thác trong tang móng mỏ DM dựa trên quá trình khảo sát, tổng hợp và phân tích số liệu

NR _ Việc tìm ra đặc trưng ngập nước của mỏ dé từ đó có phương án thích hop cho việc hạn chếviệc ngập nước nhanh đồng thời nâng cao thu hồi dầu, mang lại tuổi thọ dai hon cho đời

mỏ, đem lại hiệu quả kinh tê cho mỏ Nam Rông - Đôi Môi.

II NGÀY GIAO NHIEM VỤ: 12/2012III NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VU: 09/2013IV CÁN BỘ HƯỚNG DÂN: TS Phạm Quang Ngọc — Giảng viên, Khoa Kỹ thuật Địa chất

& Dau khí, Trường Đại học Bách Khoa TP.HCM

Tp HCM, ngay tháng năm 2013

CÁN BỘ HƯỚNG DÂN CHỦ NHIỆM BỘ MÔN ĐÀO TẠO

TRƯỞNG KHOA KỸ THUẬT ĐỊA CHẤT & DẦU KHÍ

LỜI CẢM ƠN

Luận văn được hoàn thành tại trường Đại học Bách Khoa TP H6 Chí Minh dướisự hướng dẫn khoa học của TS Pham Quang Ngọc — Giảng viên, khoa Kỹ thuật Dia Chất& Dầu Khí, Trường Đại học Bách Khoa TP Hồ Chí Minh.

Em xin chân thành cảm ơn TS Phạm Quang Ngọc đã dành thời gian, công sứchướng dẫn tận tình, chu đáo trong suốt quá trình làm Luận văn tốt nghiệp cũng nhưkhoảng thời gian em học chương trình cao học tại trường Đại học Bách Khoa.

Trong quá trình làm luận văn, em đã nhận được sự đóng góp ý kiến, giúp đỡ nhiệttình của các giảng viên, cán bộ Khoa Kỹ thuật Địa chất & Dau khí, Phòng Đào tạo sauđại học trường Đại học Bách Khoa TP H6 Chí Minh Em xin bày tỏ lòng biết ơn chânthành đối với sự giúp đỡ quý báu đó.

Luận văn này sẽ không thể hoàn thành nếu không có sự động viên, khích lệ củagia đình, các bạn bẻ, đồng nghiệp cũng như các học viên cao học khoá 2010 chuyênngành Kỹ thuật Khoan khai thác và Công nghệ Dầu Khí Em chân thành cảm ơn các anh

chị đồng nghiệp tại Liên Doanh Vietsovpetro cụ thể là các thầy, anh chị em công tác tại

viện NIPI, Xí Nghiệp Khai Thác Dầu Khí, Công ty Dầu Khí Việt Nga Nhật, bên cạnh đóem cũng chân thành cảm ơn các anh chị và các bạn đang công tác tại Tổng công ty ThămDò Khai Thác Dầu Khí — PVEP đã hỗ trợ tài liệu tham khảo và góp ý nhiệt tình trongsuốt quá trình thực hiện luận văn.

Mặc dù đã cô gang rất nhiều, nhưng chắc chắn luận văn sẽ còn thiếu sót, em mongnhận được sự góp ý để bản luận văn được hoàn chỉnh và có hiệu quả khi áp dụng vàothực tiễn tốt hơn.

Em xin chân thành cảm ơn!

TP.HCM, ngày 25 tháng 09 năm 2013

Nguyễn Hoài Nam

TÓM TẮT LUẬN VĂN

Ngày nay, dau khí có một vai trò vô cùng quan trong trong nên kinh tế mỗi quốc gia,chính từ nguôn năng lượng này đã giúp cho các quốc gia sở hữu tài nguyên dau khí phát triển đilên Việt Nam là một trong những nước may mắn được thiên nhiên ưu đãi nguồn tài nguyên này

Từ những ngày dau thành lập cho đến nay ngành công nghiệp dau khí của Việt Nam đã khôngngừng lớn mạnh và trở thành ngành công nghiệp dau tàu của nên kinh tế Tuy nhiên, trữ lượngdầu khí thì có hạn nên việc tiễn hành khai thác và vận hành mỏ để đạt được mục tiêu trữ lượng

thu hồi dau cao nhất và thời gian khai thác lâu nhất là một vấn dé mà các nhà quản lý mỏ quan

tâm trong giai đoạn khai thác hiện nay.

Với mục đích có thể quản lí và khai thác mỏ có hiệu quả cần phải năm rõ tình trạng của mỏ đểtừ đó có thể lựa chọn các giải pháp khai thác hợp lí Do vậy, nghiên cứu tình trạng ngập nướccủa các giéng khai thác hoạt động trong tang móng mỏ Nam Rong — Đôi Môi đã được thực hiệntrong luận văn dựa trên số liệu thu thập từ thực tế của mỏ Nam Rồng - Đôi Môi Nghiên cứu vềcâu trúc địa chat của mỏ, tài liệu địa chất, tham khảo tài liệu về các mỏ có cấu trúc tương tự ở

Với mục tiêu đặt ra cho các nhà điều hành trong giai đoạn khai thác hiện nay là duy trì được sảnlượng khai thác của mỏ nên luận văn đã ứng dụng sự kết hợp giữa việc phân tích, đánh giá kỹthuật cùng với quá trình khảo sát số liệu khai thác thực tế để lựa chọn phương án khai thác cho

mỏ Nam Rồng Đôi Mỗi trong tương lai

NỘI DUNG

MỞ DAU

I Tính cấp thiết của để tài - 2.1 cSn 111121110111 55211 8 01H HE HH te 42 Tình hình nghiên cứu đến đề tài luận văn 5 S1 Tnhh 53 Mục tiêu nghiên CỨU LG 220210221112 11111 1111111111511 1115115111111 kkt 64 Cơ Sở tài lHIỆU Q2 200002222111 1101 2111115011111 1 111 511 2 1111 xxx kh so 65 Phương pháp nghiên CứỨU - -. 2 222222222222 2222211115112 ened 76 _ Y nghĩa khoa học và thực tiễn + s x31 S151 111511111 515151115 251122 xiên 8CHƯƠNG 1 TONG QUAN VE MO NAM RONG — DOI MỖI 5.2 22s 2s 9

1.2 Nghiên cứu câu trúc địa chất của câu tạo Nam Rồng - Đôi Môi 121.3 Thành phân và tính chất của nước via - -s cccn c1 5111111111111 tran ra 171.4 Tình hình hoạt động khai thác của mỏ Nam Réng — Đôi Môi 24CHƯƠNG 2 NGHIÊN CỨU ĐẶC TRUNG NGAP NƯỚC CUA CAC GIENG KHAITHÁC TRONG TANG MONG MO NAM RONG ĐÔI MÔ 2522222 252.1 Quá trình phát triển mỏ Nam Rông - Đồi Môỗii - n2 2111111251 EtEe 252.2 _ Phân tích tình trạng hoạt động của các giéng ở thân dầu đá móng

mỏ NR-DM - c1 2201011112211 1115111111011 11111511111 K 1K ng kg vn vàn 26

2.3 Phân tích kết quả nghiên cứu thủy động luc học giếng khoanva tang - 001; 0 ằằ Ta 322.4 _ Nguyên nhân gây ngập nước của các giếng khai thác + sssssszxczsx 37CHUONG 3 MOT SỐ GIẢI PHÁP KỸ THUẬT TANG CƯỜNG THU HOI DAU 433.1 Đặc trưng địa chất khai thác tang móng mỏ Nam Rồng Đồi Môi 4332 — Khai thác dau trong tang móng ở chê độ Gaslift định kì s 3 scss2 433.2.1 Nguyên lý khai thác dầu bằng Gaslift - 5S s2 2E 2s 433.2.2 Gaslift lIÊn TỤC c2 0002000021111 111 H1 nnkn TT ng TT Tnr Tnhh rxy 443.2.2 Gaslift chu kì c1 22222002111 11112121 1111111111111 111111 2xx xkg 43.3 Chuyên khoảng làm việc của giéng và khai thác ở chê độ gaslift định kì 583.4 Giải pháp bơm ép nước duy trì năng lượng via, nâng cao thu hồi dau 613.5 Phan tích và lựa chọn giải pháp kĩ thuật tối ưu 2.22 SE ExcEsxsxse2 71KET LUẬN -. .- 52 2222212212112212211111212111121211111211111212111121121 211111 ka 72TÀI LIEU THAM KHAO 2-25: 222222222212212121211211222111121121.1 Ea 74

|

DANH SÁCH CÁC HÌNH

Hình 1.1 Bản đồ khu vực mỏ 5:22 522211211211221121121122112111212212112 1 ke 10Hình 1.2 Cột địa tâng tông hợp mỏ Nam Rồng - Đồi Môii 2 TH ng He re 14Hình 1.3 Kiến tạo khu vực cau tạo Nam Rồng — Đồi MỖ ò2 22 ST ng 16Hình 2.1 Sơ đồ phân bố giếng kKhoat cccccccccccccccscscseseesescevscessecevevsesveseesesteveveetevsvsvseen 29Hình 2.2 Động thái thu hồi chất lưu và tình trạng ngập nước của mỏ Nam Rồng-Đôi Môi29Hình 2.3 Sản lượng thu héi chất lưu và dầu mỏ Nam Rong — Đôi Môi 55s 30Hình 2.4 Động thái lưu lượng dầu của RC-DM - 2-1 22 E1211112111 21 21t ga 30

Hình 2.5 Tinh trạng ngập nước của RC-DM - -c c1 111122222221 12152221121 111111 ng 3l

Hình 2.6 Động thái lưu lượng dau của RC -4 - c1 E1151151151125151 111211112 Ea a 31

Hình 2.7 Tinh trạng ngập nước của RC-4 cece 111221111222121 111111111 1k reg 32

Hình 2.8 Động thái áp suất vỉa các giếng . L1 HH SH kg 33Hình 2.9 Các chế độ khai thác của thân đầu - S2 S251 11 1151121155511 ng 36Hình 2.10 Mặt ranh giới dầu nước - + + s11 155111111111111111 2112212211 ê 37Hình 2.11 Chỉ số nước dầu giếng 25 - :S S S1 111 1551115151111111111 101010101 H Ho 38Hình 2.12 Chỉ số nước dầu giếng 420 - 2 St S1 121111151 12515111121151111111 1181111 H Ha 38Hình 2.13 Chỉ số nước dầu giếng 2X - S2 St ST S21111151115151111111111 81010 0E 1k H ko 39Hình 2.14 Chỉ số nước dau giếng 408 - St S SE 21 1111111551511112111E11 010121 H Ha 39Hình 2.15 Chỉ số nước dau giếng 405 - 1S S121 111151155151111211111101 01021 HH ướ 40Hình 2.16 Chỉ số nước dau giếng 406 - St ST E21111151125151111211111101018 111tr ưa 40Hình 2.17 Chỉ số nước dầu giếng 410 + St S1 12311 155112515111121111111101 111111 H Ho 4]Hình 2.18 Chỉ số nước dau giếng 421 ccccccccscccsesecsescevscessecevevsesveseessusseseevevsveveeen 42Hình 3.1 Sơ đồ vận hành của giếng øasÏifN - 2 S11 1251151111211 111110111252 Ho 45Hình 3.2 So đồ kết nỗi các giàn của mỏ Nam Rông — Đôi Môi vào hệ thông bơm ép via

Hình 3.3 Sơ đồ vị trí giếng ở tang móng mỏ Nam Rồng - Đôi Mỗi c2 63Hình 3.4 Biểu đồ phục hồi áp suất của giếng 406 -.-S S1 1112211258181 11111 118tr a 65Hình 3.5 Biểu đồ phục hồi áp suất của giếng 420 - 1S 1 111221 12511811 2E HH Ho 66Hình 3.6 Sơ dé khoảng cach giữa giếng bơm ép và các giéng khai thác .cc s5: 66

DANH SÁCH CAC BANG

Bang 1.1 Thành phan của các mẫu nước lẫy từ các đôi tượng -. :sc c2 v2 xrrrrsxe 17Bang 1.2 Thanh phân hóa học nước via trong móng -.- -:- +1 355155151 1151155551x1x E12 se 19Bang 2.1 Kết quả xử lý đường cong phục hôi áp suất các giếng - 5 cv n3 xxx 34Bảng 3.1 Bảng thông kê tăng giảm sản lượng theo giải pháp l 5 cScScscsrsersxen 58Bảng 3.2 Bang thông kê tăng giảm sản lượng theo giải pháp 2 0 ccccccccseseseeeeeeeeeees ólBang 3.3 Bảng so sánh chiêu sâu đáy, sản lượng và WC 2 St vn HH rao 63

Bang 3.4 Két quả nghiên cứu xác định độ tiếp nhận của giếng ¬— 64

Bảng 3.5 Bảng so sánh hệ sô thu hôi của 2 trường hợp chuyên đôi giếng bơm ép 67Bang 3.6 Kết quả các phương án năm đưa giếng vào bơm ép - ccc SE v2E E8 Errrrsxe 68Bang 3.7 Kế hoạch bơm ép nước ging 406 - 1 s1 112 5111115111111115181 17 HH H ta 69Bang 3.8 Kế hoạch bơm ép nước giếng 420 1 T11 112511111111111115101 12t HH HH ta 70

3

MỞ ĐẦUNgày nay dau mỏ là một trong những nguồn năng lượng quan trọng nhất trên thếgiới Dầu mỏ không những là một trong những nhiên liệu quan trọng nhất của xã hộihiện đại dùng để sản xuất điện và cũng là nhiên liệu của tất cả các phương tiện giaothông vận tải mà còn được sử dụng trong công nghiệp hóa dâu để sản xuất các chấtdẻo và rất nhiều sản phẩm khác Vì thé dau thường được ví như là "vàng đen".

Đối với nhiều quốc gia xuất khẩu dâu lửa thì ngành công nghiệp khai thác dâu khí làxương sông cho một nền kinh tế

Đối với nước ta, vai trò và ý nghĩa của dau mỏ ngày càng trở nên quan trọng trongthời kì công nghiệp hoá, hiện đại hoá Trong những năm qua dầu mỏ đã góp phânđáng kê vào ngân sách quốc gia, góp phan làm cân đôi hơn cán cân xuất nhập khẩuthương mại quốc té, tao nén su phat triển ôn định nước nha

Với sự ra đời của công nghiệp dau khí đã giúp chúng ta chủ động trong việc thuhút đâu tư trực tiếp, tiếp thu các công nghệ hiện đại của nước ngoài, giúp giải quyếtviệc làm, phát triển ngành nghề dịch vụ

Mỏ Nam Rồng — Đôi Mỗi có một vị trí quan trong trong những mỏ dau của ViệtNam.Hang năm, mỏ cung cấp cho đất nước tổng lượng dau khoảng 280 ngàn tan

I Tính cấp thiết của đề tài.Mỏ Nam Rong — Đồi Môi được đưa vào khai thác từ đầu năm 2010, các giếngđược khai thác trong tang đá móng nứt nẻ, sử dụng Gaslift ngay từ khi đưa vào khaithác, hiện tại mỏ đang khai thác với 13 giéng Theo dự kiến, phan trăm nước trungbình trong sản phẩm sẽ ở mức lên 1% khi khai thác đến năm thứ 7, nhưng hiện tạiphân trăm nước trung bình đã lên đến hơn 30 % mặc dù chưa bơm ép nước để duy trìnăng lượng via Tình trạng ngập nước diễn ra sớm ở 9 trên 13 giếng khai thác Sảnlượng dau khai thác suy giảm theo từng thang, gây ảnh hưởng đến sản lượng khai thácvà tuổi đời của mỏ

Trên cơ sở thực tế hoạt động của mỏ, đặt ra nhiệm vụ nghiên cứu, khảo sát tìmnguyên nhân gây ngập nước của các giếng khai thác, đề xuất các giải pháp không chếsự ngập nước của các giếng, điều chỉnh chế độ khai thác dé tăng cường thu hồi dau,duy trì hoạt động ổn định của các giéng khai thác: đề xuất các phương án cho cácgiêng đưa vào khai thác ở những năm về sau.

2 Tình hình nghiên cứu đến đề tài luận văn.Các mỏ dau trong đá móng nứt né được phát hiện từ dau thé kỷ XX va tập trungnhiều ở các nước ở Trung Động Nhiều giải pháp kỹ thuật, công nghệ đã được nghiên

cứu và đưa vào áp dụng tại các mỏ dau đã đem lại những kết quả rat lớn Từ những

năm 40 của thế kỷ XX công nghệ bơm ép nước, duy trì áp suất vỉa đã ra đời và ápdụng có hiểu quả cho các mỏ dau khí.công nghệ khai thác ở chế độ gazlift cũng gópphân đáng ké trong việc thu hồi các trữ lượng dau của các mỏ

Ở Việt Nam ngành dầu khí ra đời từ khi liên doanh Dau Khí Vietsovpetro đượcthành lập với mỏ dâu lớn Bạch Hồ và đặc biệt hiém gặp trên thê giới.Mỏ Bạch Hồ vớithân dâu trong đá móng nứt né đã góp phần đáng kể cho nên kinh tế nước nhà Ở mỏnày nhiều công nghệ mới trong lĩnh vực dâu khí đã được áp dụng có hiệu quả và làkinh nghiệm quý báu cho việc tìm kiếm, thăm dò và đưa vào hoạt động các mỏ mớicủa Việt Nam.

Công nghệ khai thác ở chế độ gazlift đã được áp dụng có hiệu quả ở tất các các đốitượng khai thác của mỏ Bạch Hồ và nhiều mỏ khác của Việt Nam.Công nghệ bơm épnước duy trì áp suất via cũng đã được áp dụng ở mỏ Bạch Hồ và nhiều mỏ dau khác.Kết quả bơm ép nước tốt, thấy rõ ở mỏ Bạch Hồ Ở mỏ Đông Nam Rồng việc bơm épnước kém hiệu quả, mỏ làm việc ở chế độ suy thoái năng lượng Ở mỏ Sư Tử Đen việcbơm ép nước có kết quả hạn chế, nhiều giếng bị ngập nước Cụ thể, ở giai đoạn đầu,mỏ Sư Tử Den — Tây Nam khai thác 7 giếng trong tang móng, chế độ khai thác banđâu là suy giảm tự nhiên Sau 7 tháng khai thác nước bắt đầu xuất hiện ở giéng B-P,sau đó nước xuất hiện tiếp ở A-P và E-P với tốc độ nhanh và đạt 100% chỉ sau vàitháng Sau một năm việc bơm ép được tiễn hành nhằm tăng lượng dau thu hồi Dohàm lượng nước trong sản phẩm tăng nhanh khó kiểm soát nên lưu lượng bơm épđược điều chỉnh giảm dan Mặc dù với lưu lượng bơm ép thấp nhưng áp suất via vanồn định và hàm lượng nước van tăng [9] Đây là một van dé rất khó khăn của mỏ cangiải quyết vì nó ảnh hưởng trực tiếp đến hiệu quả khai thác và các biện pháp giải quyếtvới các mỏ lân cận trong tương lai.

Ở Việt Nam vấn dé bơm ép nước, duy trì áp suất via của các mỏ trong đá móngnứt nẻ được các tác giả như Aresev E.G., Vakhitov Œ.G., Litengarten L.B., Lusenkov.v., Alisaev M.G ở Vietsovpetro nghiên cứu Các tac giả Việt Nam như Pham QuangNgọc, Trương Công Tài, Bùi Văn Lâm ở Vietsovpetro cũng có nhiều nghiên cứu về

bơm ép nước Đặc biệt các tác giả Nguyễn Hữu Quang và cộng sự ở Viện Nghiên cứu

hạt nhân Đà Lat đã sử dụng công nghệ động vị phóng xạ đánh dấu dé khảo sát sự vận

5

động của nước từ giếng bơm ép đến giếng khai thác Công nghệ này đã được áp dụngở nhiều mỏ của Việt Nam.

Mỏ Nam Rồng — Đôi Môi là mỏ mới, được đưa vào khai thác từ đầu năm 2010,những đặc trưng ngập nước của các giéng khai thác là xuất hiện sớm, áp suất via thấp,ngang băng áp suất thuỷ tĩnh Những đặc điểm khá riêng biệt của mỏ Nam Rong —Đôi Môi chưa được nghiên cứu day đủ, chưa có những giải pháp kỹ thuật phù hopnhằm nâng cao năng lượng vỉa và tăng cường thu hồi dâu

Đề tài của bản luận văn đề cập đến van dé cap thiết của mỏ Nam Rồng - Đồi Môi,

nghiên cứu khảo sát tìm nguyên nhân ngập nước sớm của các giếng khai thác va déxuất những giải pháp kỹ thuật nâng cao sản lương dâu thu hồi

3 Mục tiêu nghiên cứu.

Nghiên cứu đặc trưng ngập nước của các giếng tại mỏ Nam Rông — Đồi Môicụ thê như sau:

1 Nghiên cứu cấu trúc của thân dau đá móng.Cấu trúc mỏ (đá móng nứt nẻ, dai, rộng, áp suất, nhiệt độ )

2 Nghiên cứu tình trạng hoạt động của các giếng ở thân dầu đá móng mỏNam Rồng — Đôi Môi

3 Phân tích tình trạng hoạt động khai thác của toàn thân dau, tìm ra nguyên

nhân gây ngập nước của các giếng

4 Dé xuất các giải pháp nhăm khống chế ngập nước trong sản phẩm, tăngcường thu hồi dâu

4 Cơ sở tài liệu.Để tiến hành phân tích và đánh giá tình hình ngập nước của các giéng khai thác

trong tầng móng mỏ Nam Rồng - Đồi Môi, đã sử dụng các tài liệu địa chất, số liệu

khai thác thực tế của mỏ; các tài liệu, báo cáo về những mỏ dầu khí trong khu vựcbon trũng Cửu Long , có các điều kiện tương tự Tiến hành khảo sát những động tháihoạt động khai thác của mỏ, rút ra những điểm đặc trưng

+ Tài liệu lấy từ thực tế hoạt động khai thác của mỏ Nam Rồng - Đôi Môi

Báo cáo khai thác ngày, tháng, quý, năm.

+ Tài liệu địa chất, câu trúc của mỏ

Câu trúc địa chất+ Tài liệu về các mỏ có câu trúc tương tự ở Việt Nam (Rông, Bạch hỗ,Sư tử đen) và các mỏ trên thê giới

+ Số liệu thực tế về hoạt động của mỏ qua các năm, lưu lượng chất

+ Lưu, hàm lượng nước trong sản phẩm, biéu đồ khai thác của từnggiếng từ khi bat đầu đưa vào khai thác.

+ Các tài liệu khi tié n hành khảo sát giếng (Tài liệu đo PLT, MPLT, khảo sát chếđộ làm việc của giêng ).

+ Xử lí, tiến hành phân tích mẫu của các giếng khai thác dé xem nước kỹ thuật,

nước rìa hay nước nước vỉa.5 Phuong pháp nghiên cứu.

Tổng hợp, kiểm soát số liệu khai thác mỏ

Số liệu về quá trình hoạt động của mỏ qua các giai đoạnSố liệu về sản lượng dâu khai thác

Số liệu về tinh trạng ngập nước của các giếng khai thácSố liệu về áp suất via

Số liệu về chỉ sô khí dau.Số liệu về quỹ giếng hoạt động

Phân tích các sô liệu của mỏ

Phân tích cấu trúc mỏ, cấu trúc địa chat.Phân tích mô hình địa chat

Phân tích quỹ giéng.Phân tích số liệu khai thác dâu, khí, nước.Phân tích tình trạng kỹ thuật của từng giếng.Khảo sát số liệu thực tế hoạt động khai thác của các mỏ có điều kiện gan volmỏ Nam Rồng — Đôi Môi trong đá móng nứt nẻ như mỏ Rồng, Su Tử Den,Bạch hồ; rút ra đặc điểm chung và riêng v.v

Phân tích những giải pháp kỹ thuật, công nghệ đang áp dụng tại mỏ có phù hợp

với thực tế không.Tìm ra nguyên nhân chính gây ngập nước của các giếng khai thác.Dé xuất các giải pháp nhăm hạn chế sự ngập nước, tăng cường thu hồidâu cho phù hợp với điều kiện của mỏ

+ Điều chỉnh chế độ khai thác của từng giếng.+ Cách ly nước tầng sản phẩm (đồ cầu xi măng, bơm phụ gia )+ Chuyên khoảng làm việc của giếng

+ Chuyên đổi chế độ khai thác (tự phun— gaslift — gaslift chu ki)Xem xét khả năng bơm ép nước để duy trì năng lượng via đối với mỏ Nam

Rồng — Đôi Môi.

+ Chuyển đổi những giếng khai thác ở vùng ria cạn kiệt dầu sang giếngbơm ép dé duy trì áp suất via, ép day dau lên nóc móng.

+ Xác lập nhịp độ thu hồi dâu hợp lí, không chế tỉ lệ nước trong sảnpham ở mức thấp nhất

Xem xét công nghệ đang áp dụng tại mỏ có phù hợp với thực tê không.Tìm ra nguyên nhân chính gây ngập nước của các giếng khai thác.Đề xuất các giải pháp nhăm hạn chê sự ngập nước, tăng cường thu hồidâu cho phù hợp với điều kiện của mỏ

- _ Điều chỉnh chế độ khai thác của từng giếng.- _ Cách ly nước tang sản phâm (đồ cầu xi măng, bơm phụ gia )- _ Chuyển khoảng làm việc của giếng

- _ Chuyên đôi chế độ khai thác (tự phun — gaslift — gaslift chu kì — định kì)Khi không áp dụng các phương án trên có thé sử dụng bơm ép nước để duy tri

năng lượng via.

- _ Chuyên đôi những giéng khai thác ở vùng ria cạn kiệt dau thành giéng bơm épnhằm duy tri áp suất via, day dau vào nóc móng

6 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn

1 Xác định được đặc trưng và nguyên nhân gây ngập nước sớm với nhiều mứcđộ khác nhau của các giếng hoạt động ở thân dầu đá móng mỏ Nam Rồng — Đồi Môi;đánh giá hiệu quả khai thác, đưa ra các giải pháp không chế nước trong sản phẩm

2 Đánh giá tính hiệu quả của các giải pháp đang áp dụng cho mỏ Nam Rồng —Đồi Môi

3 Đề xuất các giải pháp không chế nước trong sản phẩm, tăng cường thu hồidâu, nâng cao áp suất via và giữ ở mức cần thiết đảm bảo khai thác ổn định, tận thu

hồi các trữ lượng dầu, đạt hiệu quả kinh tẾ cao

CHUONG 1

TONG QUAN VE MO NR-DM BE CUU LONG

1.1 Giới thiệu chung.

Mỏ Nam Rồng — Đồi Môi nam trong phạm vi 2 lô 09.1 và 09.3, cách Vũng tau 135 km,trên thềm lục địa phía Nam nước Cộng hòa xã hội chủ nghĩa Việt Nam, độ sâu biển ở vùngmỏ là 45-50 m Thành phố Vũng Tau, nơi có XNLD “Vietsovpetro”, nôi với tp H6 Chí Minhbăng đường bộ (khoảng cách 125 km) và đường thủy (khoảng cách 80 km) cho phép hau hếtcác loại tàu thủy đi lại Nhiệt độ nước biển thay đôi trong năm từ 25°C đến 32°C: Khi hậutrong vung là khí hậu nhiệt đới gió mùa Mùa đông (tháng từ 10 đến tháng 3) có gió mùahướng chủ đạo Đông - Bắc mạnh, cường độ lớn nhất vào tháng 12 và tháng 1 năm sau Giómùa đông xác định hướng sóng biển (hướng Tây-Bắc và Bắc- Tây Bac).Chiéu cao sóng dat tới

Trong thang 10 gió yếu đi và thay đổi sang hướng Đông-Bắc.Dòng chảy biển tuân theo chế độ gió mùa và thủy triều Trong thời gian gió mùa Đông-Bắc sóng biển thường xuyên mạnh Thường hay có bão và gió xoáy Số lượng bão trung bìnhhàng năm khoảng 9-10 lần Tốc độ gió khi có bão đạt trên 20m/s tương ứng với sóng biển cao10 m Vì vậy số ngày thời tiết thuận lợi cho công tác ngoài biên về mùa đông không nhiêu

Thời gian thuận lợi nhất cho công tác ngoài biển hàng năm vào tháng 5-10.Mỏ NR-DM bao gồm 2 giàn đầu giếng WHP (RC-DM, RC-4).Hiện tại mỏ khai thác với 13giếng

Các phức hệ đá macma và biến chất của móng đã được mô tả tỉ mỉ trong các báo cáophân tích mẫu lõi.Ở đây chỉ nêu thêm rằng phức hệ đá macma trong khu vực này được cho làđồng nhất về mặt vật chất bao gồm các thành tạo plutoni — diorit trung tính và diorit thạchanh.Kết quả khoan giếng 410 đã cho những thông tin mới về câu trúc móng.Trong khoảng lẫymẫu đã chân đoán được sự tôn tại của đá macma có tính axit — granosienit và granodiorit Vàcả các thành tao dạng vân mạch - kercantit.

Mức độ nứt nẻ của phức hệ đá macma thay đổi trong giải rộng từ thấp, vừa phải đến caothậm chí biến thành đá dim (giếng 25, tại khoảng chiều sâu 4212-4221m và giéng 422).Trong móng phát triển chủ yếu các nứt né năm xiên (30-70° so với trục mẫu), đôi khi bat gặpcác nứt nẻ á song song với trục mau dai hon | mét.

Các nứt né được lap day bởi các khoáng vật chlorit, canxit và/hoặc zeolit, đôi chỗ cònhở (giếng 20, khoảng chiều sâu 3940-3943 m; giéng 25, khoảng chiều sâu 4212-4221 m và4050-4051,8 m) Trong giếng khoan 422 các khe hở nhìn thấy được có kích thước từ 1-10đến 30 mm, có hình dáng rat khác nhau va được khảm bởi tinh thể zeolit và /hoặc canxit.Chiều dày lớp vỏ khoáng vật bám lên vách các vết nứt khá dày trong đá móng nứt nẻ bị pháhủy mạnh (giếng 25: 4000-4008 m; 4050-4051,8 m; 4100-4102 m).

Trong đá plutoni va cả trong da biến chất có hiện tượng biến đổi mạnh Chiều dai cáckhu vực bị biến đôi các loại đến tận kataclazit — diorit và diorit thạch anh khoảng 0,7 m

Nhu một quy luật, tại các vùng có độ nứt nẻ cao sẽ quan sát thay hiện tượng biến đổi

thứ sinh mạnh, plagioclaz bị serisit hóa, zeolit hóa và cacbonat hóa mạnh; hornblende (giác

thién thạch) bị epidot hóa, cacbonat hóa, biotit bị epidot hóa chlorit hóa và zeolit hóa Chúngtạo ra các vùng đá có màu sáng tuyến tính Chiều rộng các vùng này thay đổi trong khoảng từ5-10 đến 50 mm

Độ rỗng mở của đá plunoni được xác định ở mức độ vĩ mô và vi mô Các khoang hở

đường kính 2-30 mm có thể quan sát thấy trực tiếp trong mẫu lõi lây từ độ sâu 4050,0-4051,8m của giếng khoan 25; ở khoảng 4264-4272 m của giếng 422

Khoảng không gian rỗng có thể chứa chất lưu của đá phụ thuộc vào các khoang sinh vậtcòn lại trong các nứt nẻ lớn, vào khả năng thâm lọc của nứt nẻ và cả lỗ hồng phát triển tại

ranh giới và bên trong các hạt khoáng vật.

Giá trị độ rỗng mở thay đổi trong khoảng 0-9 55%, trung bình là 3,19%, Độ rỗng mởhình thành chủ yêu từ thành phan nứt né va băng 2 24%, còn độ rong lỗ có giá trị thấp hơn vàbang — 0,96%

Trong giếng 406 và 422 trong mẫu có dấu hiệu bão hòa dầu dạng vệt dau va bitum trênbé mat cac hat vun va trén vach nut né [5]

1.1.2 Ap suất và nhiệt độ viaTừ kết số liệu nghiên cứu thu được ở các giếng khoan trên diện tích mỏ và các khu vựcTrung tâm rộng bên cạnh có thê rút ra kết luận sau đây về áp suất và nhiệt độ vỉa của khu vực

nghiên cứu:

Mioxen dưới.Khi thử via giếng 2X (DSTNe2 vaDSTNe3), từ tram tích Mioxen đã khôngnhận được dòng Áp suất via ban đâu là132,6 at tại cstđ -1617 và 192.3 at tại cstd.-1980 m.Áp suất via thập hơn áp suất thủy tĩnh Hệ số dị thường áp suất Ka thay đổi trong khoảng0,820 đến 0,971, điều đó nói lên chế độ năng lượng của vỉa thấp Chế độ năng lượng tương tựcũng quan sát thấy ở phân phía nam của Trung tam Rồng (giếng R-2 và R-16), trong khi đó ởphân trung tâm khu vực gk 101 và 102 via có chế độ năng lượng cao hon Ka = 1.02

11

Nhiệt độ via trong lát cắt tương đôi thấp và thay đôi trong khoảng từ 64,8°C đến 68,9°C,điều đó cho thay giá trị gradien địa nhiệt thấp và năm trong khoảng 2,31 đến 2 ,57°C/100m.

Oligoxen trên Áp suất via trong lát cắt Oligoxen trên thay đổi trong giải khá rộng từ363 at (giếng 25) đến 480 at (giếng 20) Hệ số dị thường áp suất Ka thay đôi trong khoảng1,010 đến 1,432 Điều đó nói lên rằng, áp suất via trong phân trên của lát cät Oligoxen trên itnhiều cao hơn áp suất thủy tĩnh (Ka = 1.01), còn ở phân dưới có dị thường áp suất via cao (Ka= 1,43 trong giếng 20)

Nhiệt độ via trong lát cắt thay đổi trong phạm vi từ 117,2 đến 127.6°C, điều đó cho thaygiá trị gradien địa nhiệt thấp và nằm trong khoảng 2,75 đến 2,89°C/100 m Chế độ nhiệt thậptương tự cũng gặp ở phân nam Trung tâm Rong trong giếng R-2 và R-16 và ở khu vực đông —bắc Rồng trong giếng R-6, R-8 Trong khu vực Trung tâm Rong, trong giếng R-1, R-116 cácvỉa trong Oligoxen trên có chế độ nhiệt độ cao hơn và gradien địa nhiệt thay đôi từ 3.39 đến

Nhiệt độ do được thay đôi từ 109,6 trong giéng 1X đến 131.5°C trong giếng 25 Gradienđịa nhiệt trong móng gần như bằng giá trị trung bình của gradien địa nhiệt của quả đất(từ2,863 đến2 984°C/100m)

Trong quá trình thử via các giéng khoan, đã nhận được các dòng dau lưu lượng từ 0,7

đến 700 m/ng.đ Điều đó nói lên mức độ bất đồng nhất địa chất của các đá chứa nứt nẻ Via

dầu trong móng bị chia thành các đới độc lập nhau, có độ thấm khác nhau liên quan đến cácnguôn năng lượng vỉa và chiêu sâu cho dòng dâu và nước chảy vào giêng.

1.2 Nghiên cứu cấu trúc địa chất của cấu tạo Nam Rồng - Đồi Môi.Trên bình đồ khu vực, câu tạo Nam Rồng — Đồi Môi năm trong phạm vi khối nâng Trungtâm, câu trúc bậc hai trong bồn tring Cửu Long Về mặt kiến tạo, đơn vi câu trúc vừa nêuthuộc địa lũy Trung tâm mà sự hình thành của nó gắn liền với các quá trình tạo rift hoạt động

trong thời kỳ tạo bồn xảy ra từ đầu thời kỳ kainozoi được minh chứng bởi sự tôn tại của tangkiến trúc chính: tang móng (tuôi Mezozoi), tang chuyền tiếp ở giữa (tuổi Paleogen) và tang 4thềm (Mioxen-Đệ tứ).

Trên cơ sở tài liệu địa vật lý, trong phạm vi đới nâng Trung tâm của bổn trũng Cửu Longtheo hướng từ tây-nam lên đông-bắc phân bô các cấu trúc bậc III Rồng, Bạch Hỗ va Rangđông trên trục hướng đông — bac Đến lượt, mặt móng và phan dưới của lát cắt tram tích lạiphân ra các câu trúc bậc IV Các yêu tố kién tạo của các don vị kiên trúc khác nhau được 2101hạn bởi các đứt gãy do chuyền dịch của các khôi đá móng

Diện tích Rồng bao gồm sáu khối nhô của móng và các vòm nâng tương ứng trong lắt cắttrầm tích: Đông-Bắc Rồng, Đông Rồng, Trung tâm Rồng, Yên Ngựa, Đông Nam Rong vàNam Rồng, trong đó Nam Rồng năm trong mỏ Nam Rồng — Đôi Môi

1.2.1 Địa tầng.Lat cắt địa chất của diện tích Nam Rồng - Đôi Môi cũng như toàn bộ khu vực mỏ Rồng,bao gồm tang đá móng kết tinh và lớp phủ tram tích Paleogen (Oligoxen), Neogen (Mioxen,

Plioxen) và Đệ tứ.

Theo tài liệu địa chat — địa vật lý, trong phạm vi diện tích Rồng, chiều day lớp phủ tramtích thay đồi từ 3,3-3,8 km ở những cấu tạo nhô cao (theo kết quả khoan) đến 5,0 km ở nhữngnơi chìm sâu của móng (theo tài liệu địa chân)

Theo tài liệu mẫu lõi, đá móng ở khu vực nghiên cứu bao gồm gneis biotit, granite danggneis, diorit 4 sừng màu xám sáng Đá móng bị phong hóa và biến chất với mức độ khác

nhau.

Độ rỗng hở của đá gneis chỉ mới được nghiên cứu trong 8 mẫu lát mỏng “nhuộm màu”

Giá trị trung bình của độ rỗng chung gan 1,58% và thay đổi trong khoảng 0,8-2,8% Độ rỗngtrong đá móng hau như do nứt nẻ mà có (1,53%), độ rỗng lỗ hong rất nhỏ - 0,04%

Giá trị trung bình độ rỗng hở chung của diorit khoảng 3,19% và thay đôi trong khoảng0-9 55% Độ rỗng hở hình thành chủ yêu do nứt nẻ chiếm 2,24%, giá trị độ rỗng 16 hỗngchiếm ít hơn và băng 0,95%,

1.2.2Kiến tạoTrong suốt thời kỳ khai thác thử, kết quả khoan các giếng khai thác mới khoan chỉ làmthay đổi chút ít về bức tranh kiến tạo chung của khu vực nghiên cứu Kết quả khoan cho thaycó sự khác biệt không đáng kể về chiều sâu mở các tầng địa chân giữa thiết kế và khoan Sựkhác biệt nhỏ này là do chat lượng tai liệu dia chân và ca sai số của mô hình vận tốc Các saisố này đã được hiệu chỉnh khi xử lý tài liệu địa chân vào năm 2011 theo các kết quả khoan

13

Việc tái minh giải tài liệu dia chân đê chính xác hóa câu trúc địa chat của mỏ NR-DM đã

được thực hiện vào năm 2012 [5]

> Š 3 Xen kẹp cát hạt thô, bở rời với các

w Ee a A lớp cacbonat và than, hóa da Biển

SHB le

©

MZ Đá granit, granodiorit nứt nẻ

Hình 1.2 Cột địa tang tổng hợp mỏ Nam Rồng — Đồi Môi [5]

Doi nâng Nam Rông - Đồi Môi nằm ở khu vực phía nam diện tích Rồng, mặt móng bị chia

thành các khối nâng bởi hệ thống đứt gãy á kinh tuyên và 4 vĩ tuyến (theo tài liệu nghiên cứuđịa chất — địa vật lý và kết quả khoan các giếng tìm kiếm - thăm dò trên diện tích nghiên cứuvà các khu vực lân cận) Kích thước đới nâng theo đường đăng sâu sâu nhất -3950 m băng 10x 4 km, đỉnh vòm ở chiều sâu -3300 m Về phía bắc và phía đông, đới nâng Nam Rồng - Đồimôi được ngăn cách với khu vực Trung tâm Rông bởi nâng Yên Ngựa (3700m) Phía bắc vàphía nam, câu tạo Nam Rồng — Đôi Môi bị tách khỏi đới nâng Trung tâm Rồng và đới nângCôn Sơn bởi các trũng sâu (4,0-4,7 km) chạy theo hướng á kinh tuyên Trong phạm vi khu

vực công tác, mặt móng tạo thành một loạt khối nâng và võng sâu biên độ lớn, bị chia cắt bởivô số các đứt gãy với biên độ dịch chuyên lên đến vài trăm mét.

Trên diện tích phần đông — nam và tây — nam cấu tạo có các khôi nhô móng liên quanvới đới nâng Côn Sơn (đới nâng I) Theo sườn dốc của chúng, mặt móng kết tinh chim dantheo kiểu bậc thang từ 1500 m xuống đến 3500m Nam giữa trung tâm là khối nhô móng lớngọi là Nam Rông — Đôi Môi Trung tâm, mặt móng tại đây năm ở độ sâu -3300 m (đới nângII) Ở ria phía đông — bắc và tây — bắc diện tích NR-DM được bao bọc bởi các sườn nghiêngcủa đới nâng Trung tâm Rồng (đới nâng V)

Về thành phan thạch học, đá móng Nam Rong — Đồi Môi không đồng nhất thé hiện quavô sô sóng phản xa địa chan với cường độ và hướng phan xạ khác nhau bên trong tang móng.Nhiều sóng phản xạ xuất phát từ mặt đứt gãy Các sóng phản xạ địa chấn trong móng xuấthiện cả trong mặt cat đứng á kinh tuyến va 4 vĩ tuyên của Cub dia chan

Câu tạo Nam Rồng — Đồi Môi bị chia cat bởi hai đứt gãy lớn fI và fII thành ba khối IIa, IIIb va IIc Dut gãy f-I có phương á kinh tuyến, trong khi đó đứt gãy a vĩ tuyến f-II catqua f-1 từ phía nam Biên độ của đứt gãy f-1 tại khu vực giữa các khối Ila vallIc là 200-250m; ở khu vực trung tâm cau tạo, giữa khối IIIbvàlIc là 300-350 m, sau đó giảm dan va bằng0 ở phía đông Biên độ trượt băng giữa khôi IIa valllbtheo đứt gãy f-H khoảng 40-60 m

-Đỉnh móng năm ở khói Ia(-3260 m), năm trong phạm vi cầu tạo Đôi Môi Trung tâm,trên đó đã khoan hai giếng khoan Khôi này bị chia cắt bởi hệ thông đứt gãy với biên độ 50-100 m Các đứt gãy dài nhất chạy theo hướng đông-nam — tay-bac và hướng đông - tây, còncác đứt gãy hướng bắc - nam có chiều dài ngăn hơn

Khôi IIb chia ra hai phan, phan phía tây bi chia cắt bởi vô sô đứt gãy, còn phanphía đông nguyên khối hơn Trên mặt cắt đi qua khối IIlavàlIIb cho thấy đứt gay phânchia hai khối này f-II có hướng dé về phía đông và xuyên sâu vào móng 800-1000m Chaytheo hướng ngược lại và tiếp giáp với f-II là các đứt gay đi từ khôi Hla, có nghĩa là ở khu vựcphía tây khối IIIb có tiềm năng nứt nẻ cao do các đứt gãy có hướng khác nhau xuyên cắt nhau.Trên cánh phía đông khối IIIb có khối nhô cục bộ hẹp (350m) nằm giữa các đứt gẫychạy song song nhau với đặc trưng sóng phản xạ mạnh Khôi nhô chạy dọc theo đứt gãy f-Ihướng kinh tuyến dài 750 Mm Biên độ khôi nhô ở phía bắc dat 400-450 m, và ở phía bac củakhôi, đứt gãy f-I dé theo hướng ngược lại Ở sườn nam xuất hiện các sóng phản xạ dựng đứngtrong trâm tích phủ trên mặt móng

Trên khu vực IIIc, mặt móng ở phân trung tâm nằm ở chiều sâu 3650-3750 m, điểmcao nhất của móng trong khu vực ngoại vi khu vực này là -3475 m Trong phạm vi khối IIIctrong móng có ít đứt gãy so với các khối khác Từ phía bắc gắn liền với khối IIc là một

15

giải trũng hẹp phân cách câu tạo Nam Rồng với Trung tâm Rồng Mặt móng tại đây chìm sâuxuống đến -4500m.

L IL, HI— Các đơn vị cấu trúc tang móngIa,b— các đơn vị câu trúc đới nâng Côn Sơn;II a,b,c,d — các phan cua tring phía nam;Ie— đới nâng vệ tinh Đồi Mỗi Nam;III a,b,c — Đới nâng Nam Rông — Đôi Môi Trung tâm;

IV a,b,c — các phan của trũng phía bắc;V a,b,c— Các don vi cau trúc đới nâng Trung tâm Rong và Côn Sơn

f-I, f-I — các đứt gay chính

Các đứt gẫy với sô lượng lớn xuyên cắt tầng móng qua ranh giới giữa móng và lớp phủtram tích và đi vào phần dưới của lát cắt tram tích đã gây ảnh hưởng đáng ké lên cầu trúc diachất khu vực.Quan sát trên bản đô cau tạo và các mặt cắt, có thé thấy răng các đứt gãy đoạntang phát triển theo phương thắng đứng kiểu cây cối, và có thé chia thành hai nhóm độc lậpnhau về cap độ Nhóm thứ nhất bao gồm các đứt gãy thuận theo đó mặt móng và ranh giớiđịa tang tram tich bi xé dich theo kiéu bac thang Trong nhóm thứ hai ôm các đứt gãy thuậnchỉ xuất hiện trong lớp phủ trầm tích Các đứt gãy thuận nhóm này là các đứt gãy nhánh vàvẫn giữ nguyên phương của nhóm thứ nhất các đứt gãy nhóm thứ hai gây phức tạp thêm câutrúc dia chất và bổ sung thêm vào bức tranh biến vi chung do đứt gãy của lớp phủ tramtich.[5]

1.3 Thanh phan và tính chat của nước via

1.3.1 Khối lượng và phương pháp nghiên cứuTính đến ngày 01.01.2013 tại mỏ Nam Rồng — Đôi Môi đã lay tat cả 62 mẫu nước(chủ yếu là trong móng) Trong đó 18 mẫu là nước ngâm, còn lại 44 mẫu là nước kỹ thuật,nước biển hoặc hỗn hợp của chúng (bảng 1.1)

Bảng1.1

Thành phần của các mẫu nước lấy từ các đối tượnghời gian lây Đến 31.10.2011 năm 2012 Cả giai đoạn

Tông sô Trong Tông số Trong , Trong

luong do: luong do: Tong » đó:

Đôi tượng mẫu Nude via |mắ |Nướcvia ee use viaMioxen dưới 0 0 0 0 0 0

1.3.2 Đặc trưng lý — hóa của nước via

Trong trầm tích Mioxen dưới và OligoxenTừ bang I cho thấy trong các phức hệ tram tích chỉ lẫy có một mẫu nước, và khôngphải là nước vỉa, do đó không thể đưa ra các thông tin về điều kiện thủy địa chất của các phức

hệ này.Trong mong

Từ tang móng đã lẫy 61 mau nước (ở giếng 2X, 404, 406, 408, 410 và 20, 25, 420, 421,

422 va 425), trong do, 18 mau là nước ngâm, còn lại 43 mẫu là nước kỹ thuật, nước biên hoặchỗn hợp của chúng cùng với nước filtrat của dung dịch khoan

Nước ngầm trong tang mong mo Nam Rong — Đôi Méi mở ra trong cac giéng khoan2X, 406, 408, 410 và 25, 420, 422 Cac nét chung về điều kiện thủy địa chat tang móng mỏ

NR-DM như sau:

- Độ khoáng hóa chung của nước via trong móng mỏ NR-DM tăng dan theo hướng từvùng ria vào trung tâm đới nâng từ Tây (9,2 g/l trong giếng 410) sang Đông (37,4 g/l tronggiếng 422) Căn cứ vào đặc trưng lý — hóa có thé thay nước via trong giéng R-422 có độkhoáng hóa chung cao (37,44 g/l) và thành phan hóa học của chúng hoàn toàn giống với nướcvỉa của khu vực Trung tâm mỏ Rồng, còn nước via của các giéng khác (2X, 406, 408, 410 và

25, 420) có độ khoáng hóa chung trung bình (7,975 18,023 g/l), hàm lượng canxi cao(865

-2298 mg/l), magiê thấp (3-27 mg/l), sulfat (60-280 mg/l), thủy cacbonat (185-503 mg/l).Nước thuộc loại cloruacanxi Theo thành phan hóa học, nước via trong móng trong các giếngkhoan gan giống với nước via tang móng khu vực Đông-Nam mỏ Rồng và khác biệt rõ rệt sovới nước via trong giếng khoan 422 và trong móng khu vực Trung tâm mỏ Rông (bảng 1.2)

Thông số GIÁ tri].

Khoảng thay CHá trị trung |Khoảng thay |Giá tri

: trun ,

đôi 5 bình đôi trung bình.

bình.pH 5,18 - 8,27 6,99 5,80 6,22 - 8,01 7,10Độ khoáng hoa

7,975-18,023 | 15,65 37,44 33,197 -39,152 | 36,170

chung g/l

Ty trọng ø/cm3 1,004 -1,011 | 1,009 1,025 1,023 - 1,027 1,026Cl ,mg/1 4401-10773 | 8576,3 | 22890 20384 - 24106 | 22209SO¿,mgil 60 - 280 137,1 237 43 - 249 103,7HCO; ,mg/l 185 -503 271,1 50 67 -232 1097Ca”, mg/l 865 - 2298 1811 6637 6012-7521 6835,9Mg”, mg/l 3 -27 7 63 06 -1216 | 34,0

Kết quả phân tích đặc tinh lý — hóa cho thấy trong 1-2 năm khai thác độ khoáng hóachung của nước via trong một sô giếng khoan (2X, 406) đã giảm lần lượt từ 17,07 xuống16,12 g/l và từ 9,66 xuống 7,96 g/l Điều đó chứng tỏ qua thời gian khai thác, dầu và nước viađã di chuyển từ vung ria cấu tạo (nơi nước via có độ khoáng hóa thấp hơn) vào vùng trungtâm đới nâng vào các giéng khoan này Trong khi đó, độ khoáng hóa chung của nước viatrong các giếng khác: 408, 25, 420 lại tăng lên tương ứng từ 12,93 đến 13,40 g/1, từ 16,93 đến17,41 g/l và từ 16,06 đến18,02 g/l Điều đó chứng tỏ qua thời gian khai thác, dầu và nước viadi chuyên từ từ phía Đông (nơi nước có độ khoáng hóa cao) sang phía Tây

1.3.3Các kết quả thử vỉa giếng khoan.Trong phạm vi mỏ Nam Rồng — Đôi Môi đã khoan 15 giéng khoan, thử via 27 đôi

19

tượng trong móng.

Trong giếng khoan 1X thử via được thực hiện ở tang móng Nhận được dòng dau khôngồn định lưu lượng 10,5 m°/ng.d sau khi bơm nitơ lưu lượng tăng lên 21 mỶ/ngđ và 33m°/ng.d Không tiên hành khảo sát PLT

Trong giếng khoan 20 đã tiến hành thử ba đối tượng trong móng, trong đó hai đối tượngở các khoảng chiều sâu tuyệt đôi -3514-3690 m và - 3716-3925 m kết quả nhận được dòngdâu lưu lượng 109 m/ng.đ và 55 m°/ng.d từ khoảng chiều sâu tuyệt đôi - 3775-4075 m nhậnđược khoảng 21 m nước

Trong giếng khoan 25 đã tiễn hành thử ba đối tượng trong móng, trong đó có hai đôitượng thử trong quá trình khoan và một đối tượng sau khi kết thúc khoan Từ tất cả các đốitượng đều nhận được dòng dâu, lưu lượng 187 m’/ng.d, 168 m°/ng.d và 113 mÌ/ngđ Từ

khoảng CSTD 3476 — 3553m không nhận được dòng.

Trong giéng khoan DM-2X thử via được tiễn hành tại khoảng CSTD 3408-3694 m.Trong móng, nhận được dòng dâu lưu lượng 608 m/ng.đ Khảo sát PLT được tiến hành vàonăm 2006 va năm 2011 tại khoảng chiều sâu 3525-4130 m

Trong giếng khoan 3X đã tiến hành thử via tang móng tại khoảng chiều sau t.đ - 3954 m Kết quả nhận được dong dau lưu lượng 177 m/ng.đ Khảo sát PLT được thực hiệnvào năm 2010 tại khoảng chiều sâu 3580-4203m và năm 2011 tại khoảng 3580-4697m

3293-Giêng khoan 404 bat đầu khoan vào ngày 17.10.2009 Lan thứ nhất thử ở khoảng CSTD-3627-4064 m, nhận được dòng chất lưu lưu lượng 53,7 mỶ/ng.đ., độ ngập nước 99 % và lưulượng dau 0,7 m°/ng.d lần thứ hai thử via ở khoảng CSTD -4065-4516 m, nhận được dòngnước kỹ thuật với khí Khảo sát PLT không được tiễn hành

Giêng khoan 405 bat đầu khoan vào ngày 21.03.2010 Đã tiến hành thử tang móng Lanthứ nhất thử ở khoảng CSTD - 3356-3952 m, nhận được dòng dâu lưu lượng 147 T/ng.đ Lanthứ hai thử ở khoảng CSTD -3924-4314 m, nhận được dòng dâu lưu lượng 175 m’/ng.d Khảosát PLT được tiên hành trong 4 lần, lần thứ nhất vào năm 2010 ở khoảng chiều sâu 3658-3985m, lần thứ hai và thứ ba vào năm 2011 tại khoảng 3658-5308m và lần thứ tư vào năm 2012 tại

khoảng 3675-4100m.

Giếng khoan 406 bat dau khoan vào ngày 13.08.2010 Thử via tiến hành tại khoảngCSTD -3456-3805 m Nhận được dòng chất lưu, lưu lượng 130 m/ng.đ Khi thử trong thântrần tang móng ở khoảng CSTD 3456-4581 m và gọi dòng bằng cách bơm nito đã nhận đượcdòng dầu 18 m/ng.đ Từ khoảng CSTD -3477-3860 nhận được dòng dau lưu lượng 61m°/ng.d Khảo sát PLT được thực hiện lần đầu tiên vào năm 2011 tại khoảng 3856-5076 m.Lân thứ hai vào năm 2012 tại khoảng chiều sâu 3880-4355 m

Giếng khoan 408 bắt đâu khoan vào ngày 23.05.2011 Khi thử via ở khoảng CSTD3472-3526 m, nhận được dòng dầu lưu lượng 27] m°/ng.d Khao sat PLT duoc thuc hién vaocác năm 2011 và 2012 tại khoảng chiều sâu 3725-3786 m.

Giêng khoan 410 bắt đầu khoan vào ngày 16.04.2012 Khi thử via ở khoảng CSTD3542-3738 m nhận được dòng dâu lưu lượng 292 1/ng.đ Khảo sát PLT không được tiến hành

Giếng khoan 420 bat dau khoan vào ngày 22.10.2009 Tiến hành thử via tại khoảngCSTD - 3700-4123 m, nhận được dòng dâu lưu lượng 245 m”/ng.đ Khảo sát PLT được thựchiện vào năm 2010 tại khoảng chiều sâu 4082-4314 m

Giếng khoan 421 bắt đâu khoan vào ngày 29.03.2010 Khi thử via ở khoảng CSTD3849-4325 m nhận được nước ban Ở khoảng chiều sâu TD 3728-3829 m nhận được dâu 14m3/ng.đ Khảo sát PLT không được tiến hành

Giếng khoan 422 bat dau khoan vào ngày 11.09.2010 Tiến hành thử via tại khoảngCSTD - 3516- 3753m., nhận được dòng dau lưu lượng 230 mỉ/ng.đ Khảo sát PLT được thựchiện vào năm 2011 tại khoảng chiều sâu 4444-5277 m

Giêng khoan 424 bắt đầu khoan vào ngày 04.05.2011 Khi thử via ở khoảng CSTD3561-3609 m nhận được dòng dau lưu lượng 700 m3/ng.d Khao sát PLT không được tiễn

2 Các giéng có lưu lượng ban dau lúc thử via từ 14m /ng.đ đến 700 mỶ/ng.đ.3 Nước xuất hiện ở giéng khai thác ngay từ thời điểm gọi dòng ở các giếng 404, 406,421 Giêng 404 lượng nước chiếm 99% chất lưu thu hồi Như vậy ở khu vực của giếng naygan như toàn là nước

4 Tang móng mỏ Nam Rồng — Đồi Mỗi có nước via, nằm ở các chiều sâu khác nhau,nước vỉa có tính linh động thấp

5 Áp suất vỉa trong móng thấp, được đánh giá ngang băng với áp suất thủy tĩnh.6 Gradien địa nhiệt trong móng gần bằng giá trị trung bình của gradien địa nhiệt củatrái đất (từ2,863°C/100mđến2,984°C/100m)

21

1.3.4 Áp suất và nhiệt độ vỉaTrên cơ sở số liệu thu được từ hoạt động của các giếng khai thác ở mỏ và các khu vựctrung tâm rộng, năm liên kề, có thé rút ra kết luận sau đây về áp suất và nhiệt độ via của khu

vực nghiên cứu:

Mioxen dưới Khi thử via gk.2X (DSTNo2 vaDSTNe3), từ trầm tích Mioxen đã khôngnhận được dòng Áp suất via ban đâu là132,6 at tại cstđ -1617 và 192.3 at tại cstd.-1980 m.Áp suất via thập hơn áp suất thủy tĩnh Hệ số dị thường áp suất Ka thay đổi trong khoảng0,820 đến 0,971, điều đó nói lên chế độ năng lượng của vỉa thấp Chế độ năng lượng tương tựcũng quan sát thay ở phân phía nam của Trung tam Rồng (gk R-2 và R-16), trong khi đó ởphân trung tâm khu vực gk 101 và 102 via có chê độ năng lượng cao hơn Ka = 1.02

Nhiệt độ via trong lát cắt tương đôi thấp và thay đổi trong khoảng từ 64,8°C đến68,9°C, điều đó cho thấy giá trị gradien địa nhiệt thấp và năm trong khoảng 2,31 đến

2,57°C/100m.

Oligoxen trên Áp suất via trong lát cắt Oligoxen trên thay đổi trong giải kha rộng từ363 at (gk R-25) đến 480 at (gk 20) Hệ số dị thường áp suất Ka thay đôi trong khoảng 1,010đến 1,432 Điều đó nói lên rằng, áp suất via trong phân trên của lát cät Oligoxen trên ít nhiềucao hơn áp suất thủy tĩnh (Ka = 1.01), còn ở phân dưới có dị thường áp suất vỉa cao (Ka =

1,43 trong gk 20).

Nhiệt độ via trong lát cat thay đôi trong phạm vi từ 117,2 đến 127.6°C, điều đó cho thấygiá trị gradien địa nhiệt thấp và nằm trong khoảng 2,75 đến 2,89°C/100 m Chế độ nhiệt thậptương tự cũng gap ở phan nam Trung tâm Rồng trong gk R-2 và R-16 và ở khu vực đông —bắc Rồng trong gk R-6, R-8 Trong khu vực Trung tâm Rong, trong gk R-1, R-116 các viatrong Oligoxen trên có chế độ nhiệt độ cao hơn và gradien địa nhiệt thay đôi từ 3.39 đến 3,58°C/100 m.

Như vay, phức hệ Oligoxen trên được đặc trưng bởi chế độ dan hồi, áp suất via cao honáp suất thủy tĩnh

Via dầu trong móng Áp suất ban dau của via trong móng trong quá trình thử via thayđổi trong khoảng từ 302 đến 366,5 at Áp suất vỉa thấp nhất do được trong gk.IX, khi chưahồi phục hoàn toàn áp suất via Áp suất via cao nhất do được trong gk 20 Giá trị của hệ số dithường áp suất Ka thay đổi trong khoảng từ 0.919 (gk.1X) đến 1,050 (gk 20) Áp suất viatrong móng ngang bằng với áp suất thủy tĩnh Trong tang móng tồn tại chế độ nước đáy, tuynhiên động thái sụt giảm liên tục áp suất via trong các giếng khoan trong quá trình khai tháccho thây vùng nước đáy có tính linh động thấp

Nhiệt độ do được thay đôi từ 109,6 trong øk.IX đến 131.5°C trong gk 25 Gradien địa

nhiệt trong móng gần như băng giá trị trung bình của gradien địa nhiệt của quả đất(từ2,863 đến2 984°C/100m).

Trong quá trình thử via các giếng khoan, đã nhận được các dòng dau lưu lượng từ 0,7

đến 700 m/ng.đ Điều đó nói lên mức độ bất đồng nhất địa chất của các đá chứa nứt nẻ Via

dầu trong móng bị chia thành các đới độc lập nhau, có độ thấm khác nhau liên quan đến cácnguồn năng lượng via và chiều sâu cho dòng dau và nước chảy vào giếng

1.4 Tình hình hoạt động khai thác của m6 NR-DM

Theo trạng thái khai thác tính đến ngày 01.01.2013, tổng quỹ giếng của mỏ là 14 giếng.Tất cả các giếng khai thác được vận hành bằng phương pháp Gaslift Các giếng được phânchia theo các công trình biên như sau:

-7 giéng trên giàn RC-4: 20, 25, 420, 421, 422, 424, 425;-7 giéng trén gian RC-DM: 2X, 3X, 404,405, 406, 408, 410.Số miệng giéng trên một giàn là 12, như vậy có thể khoan bổ sung thêm 5 giếng trên

1500m.

Mỏ NR-DM được bat dau đưa vào khai thác từ thang 01/2010 Giai đoạn đầu mỏ khaithác với 4-5 giếng, theo kế hoạch khai thác, phan trăm nước của các giếng dự kiến sẽ bắt đầutăng lên 2-3% sau 2 hoặc 3 năm khai thác Nhưng thực tế thì chỉ sau 1 năm được đưa vàokhai thác, một số giếng đã có phan trăm nước vượt quá 10% Cá biệt có giếng mới đưa vàokhai thác chưa được 12 tháng nhưng phân trăm nước đã vượt 30% Quá trình khai thác thửcông nghiệp bắt đâu vào tháng 1 năm 2010 Trong năm dau tiên quỹ giếng khai thác đã gồm10 giếng Kết quả so sánh các chỉ số khai thác cho thấy răng sản lượng dau thực tế cao hơn sovới thiết kê Nguyên nhân cơ bản của sự khác biệt chính là thời gian đưa mỏ vào khai tháckhông như thiết kế và quỹ giếng khai thác (9 giếng thực tế so với 4 giếng thiết kế) Trong thiết

23

kế khai thác thử, lưu lượng dâu ban đâu của các giếng trung bình là 250 tân/ngđ đối với DM va 156 tân/ngđ đôi với RC-4 Thực tế lưu lượng ban đầu của các giéng thay đổi trongkhoảng từ 20 đến 154 tân/ngđ, có nghĩa là phan lớn các giếng déu có lưu lượng thấp hơn sovới thiết kế Hệ số sản phẩm của các giếng khai thác không cao và nước xuất hiện sớm trongsản phẩm.

RC-So sánh các chỉ số thiết kế và thực tế năm thứ 2 (năm 201 1) cho thấy rằng sảnlượng dau cộng dồn cao hơn thiết kế, nhưng sản lượng khai thác thấp hơntrong điều kiện quỹ giếng khai thác cao hơn so với thiết kế Nguyên nhân củasự khác biệt là do hệ số sản pham của giếng thập và sự xuất hiện nước sớm

trong sản phẩm.Đến năm khai thác thứ 3 (2012), sản lượng khai thác thực tế thấp hơn so với thiết kế khoảng 2lần, ngay cả khi đã khoan bổ sung thêm 2 giếng mới 410 và 425 Nhìn chung lưu lượng củacác giếng khai thác tiếp tục giảm, độ ngập nước tiếp tục tăng Hiện tại mỏ vận hành theo chếđộ Gaslift Sản lượng của mỏ giảm nhanh theo từng tháng, tác động rất lớn đến kế hoạch khaithác cũng như tuôi của đời mỏ.

CHUONG II

NGHIEN CUU DAC TRUNG NGAP NUOC CUA CAC GIENG KHAI THAC

TRONG TANG MONG MO NAM RONG - DOI MOL2.1Quá trình phát triển mé Nam Rồng — Đồi Môi

Mỏ Nam Rồng — Đôi Môiđược đưa vào khai thác từ tháng giéng 2010 Giai đoạn dau,mỏ có 5 giếng hoạt động khai thác va theo thiết kế nước sẽ xuất hiện trong sản phẩm sau 2 + 3

năm ở mức 2-3% Sau một năm đưa vào hoạt động, một số giếng bị ngập nước và có giếng bị

ngập lên đến trên 10% Cá biệt có giếng mới đưa vào khai thác chưa được 12 tháng nhưngnước trong sản phẩm đã vượt quá 30%

Trong năm đầu tiên, quỹ giếng khai thác có 10 giếng, không có giếng bơm ép Sảnlượng dau khai thác thực tế cao hơn so với thiết kế Nguyên nhân chính của sự khác biệt giữasố liệu thiết kế và thực tế là thời gian đưa mỏ vào hoạt động sớm hơn và quỹ giếng khai tháclớn hon, có 9 giếng, theo thiết kế chỉ có 4 giếng

Trong thiết kế khai thác thử, lưu lượng dau ban đầu của các giếng trung bình là 250tân/ng.đ đối với RC-DM và 156 tan/ng.d đối với RC-4 Tuy nhiên thực tế lưu lượng ban đầucủa các giéng chỉ ở mức từ 20 đến 154 tan/ng.d Phân lớn các giếng khai thác có lưu lượngdâu thu hồi thấp hơn so với thiết kế ban đâu Hệ số sản phẩm của các giếng khai thác khôngcao và nước xuất hiện sớm trong sản phẩm

Kết quả so sánh các chỉ sô thiết kế và thực tế năm thứ 2 (năm 2011) cho thấy, sảnlượng dâu thu hôi cộng dồn cao hơn thiết kế, nhưng sản lượng khai thác thấp hơn, vì rằng quỹgiếng khai thác lớn hơn so với thiết kê

Năm khai thác thứ 3 là năm 2012, sản lượng dau khai thác thực tế thập hơn so vớithiết kế khoảng 2 lan, mặc dâu đã khoan bổ sung thêm 2 giếng mới là 410 và 425 Như vậy,có thê đánh giá chung là lưu lượng của các giếng khai thác tiếp tục giảm, độ ngập nước tiếp

tục tăng.

Hiện tại mỏ hoạt động khai thác ở chế độ Gaslift Sản lượng dau thu hôi giảm nhanhtheo từng tháng, ảnh hưởng rât lớn đến việc thực hiện kế hoạch khai thác, khả năng kéo dàithời gian hoạt động của mỏ bi hạn chế

2.2 Phân tích tình trạng hoạt động khai thác của các giếng ở tang móngTang móng mỏ Nam Rông — Đôi Môi được chia thành các khối A, B và C ngăn cáchbởi 2 hệ thông đứt gãy lớn (hình4) Trên các khôi A, B va C đã tiễn hành khoan các giếng vàđưa vào hoạt động khai thác.

25

Khôi A, có nóc móng nhô cao ở độ sâu -3260m của câu tạo Đôi Môi Tại khối này đã

khoan các giếng 3X, 405, 406, 410, cấu tạo bị chia cắt bởi hệ thông đứt gãy với biên độ daođộng trong khoảng 50+100m.

Giêng 3X được đưa vào khai thác với lưu lượng dâu ban đầu 115 tân/ng đ., sau đó ônđịnh ở mức 71 tan/ng.d., bị ngập nước 7%

Áp suất vỉa đo ở giếng 3X giảm nhanh nhất trong thời gian 3 quý (97 atm) so với cácgiếng khai thác còn lại (trung bình 34 atm) Nguyên nhân do khu vực giếng này có mức độliên thông thủy động lực kém, khả năng tự hồi phục áp suất via thập và độ thấm rất kém donằm khá sâu, day giéng ở -3971m

Tháng 7 năm 2010 đã tiến hành xử lý axit thành công thể hiện qua với sự gia tăng lưulượng dâu

Các giếng 405 và 406 được khoan đến chiều sâu thiết kê -4330 + -4384m Kết quả thửvỉa giếng 405 cho thấy, dầu có lưu lượng 60 tân/ng.đ., ngập nước tăng lên đến 24% Giếng406 có lưu lượng dau sau thời gian ngăn hoạt động giảm còn 18 tan/ng.d và ngập nước tăngmạnh lên đến 90% Kết quả đo mặt cắt dòng năm 2011, cho thay khoảng cho dòng dâu ở phíatrên - 4030m và nước ở độ sâu thấp hon -4104m Trong các tháng 4 và 5 năm 2011, đã tiễnhành các biện pháp ngăn cách nước Hiện tại các giếng này làm việc với lưu lượng 22 - 27tan/ng.d với độ ngập nước tương ứng là 24 - 40%

Giêng 410 được đưa vào khai thác năm 2012 đưa Giêng được khoan đến chiều sâu 3738 m Giếng hoạt động với lưu lượng dau ban dau là 116 tan/ng.d., ngập nước — 12% Hiệntại giếng có lưu lượng dâu 42 tân/ng.đ., ngập nước đã lên đến 52%

-Nước xuất hiện ở giếng ngay từ dau khai thác và sau đó còn tăng lên ở mức, khang

định sự hoạt động của nước vỉa xâm nhập mạnh vào giếng

Nhận xới.

Các giếng khai thác ở khối A này có khoảng làm việc từ -3260m đến -4384m, lưulượng dầu ban đâu không vượt quá 116 tan/ng.d., có nước ngay khi vừa mới đưa vào hoạtđộng Lưu lượng dâu của các giéng nhanh chóng sụt giảm sau thời gian ngăn hoạt động, daođộng từ 18 + 71 tấn ng.đ., nước khai thác tăng cao, dao động từ 7 + 90% Nguyên nhân danđến những kết quả trên là do thân dâu có nước via, năng lượng via ở chế độ tự nhiên thấp, cácgiếng khoan sâu và chế độ hoạt động của các giếng chưa thật hợp lý

Khôi B được phân chia thành 2 khu vực phía tây và phía đông: khu vực phía tây tậptrung nhiều đứt gãy.Trên khu vực phía tây đã khoan các giếng 2X, 404 và 408; khu vực phíađông chỉ có giếng 421

Giêng 2X là giếng thăm dò và được chuyển thành giéng khai thác Giếng được đưavào hoạt động khai thác từ thang | năm 2010 Lưu lượng ban đâu của giếng đạt 548 tan/ng.d.,chưa có nước Hiện nay giếng làm việc với lưu lượng 121 tan/ng.d., ngập nước 53% Nướcxuất hiện trong sản phâm từ tháng thứ 3 sau khi đưa vào khai thác và tăng đều trung bình 2%một tháng Day giếng khoan năm ở chiều sâu -3694m.

Giêng bị ngập nước và tăng cao trong thời gian ngắn cho thấy sự xâm nhập mạnh củanước vỉa theo các nứt nẻ vào giếng Nguyên nhân ngập nước mạnh của giêng là do chế độ làmviệc của giéng chưa hợp ly, đã tạo nên chênh áp khá lớn, kích động sự hoạt động của nước viaxâm nhập vào giếng

Trong quá trình khai thác, việc thay đôi chế độ gaslift của các giếng có nâng sản lượngdâu lên nhưng đông thời nước trong sản phẩm cũng tăng theo

Các giéng 404 và 421 được khoan đến chiều sâu tuyệt đôi tương ứng là 4516m và 4320m, kết quả thử via phân phía dưới (sâu hơn -4000m) không nhận được dòng dâu Giéng404 có kết quả thử via ở phía trên phan móng kém, giéng được chuyển vào quỹ giếng chờ

-Giêng 421 được đưa vào khai thác với lưu lượng dâu 11 tân/ng.đ., ngập nước 6%.Tháng 1 năm 2011, đã tiễn hành xử lý axit vùng cận đáy giếng, lưu lượng dâu có tăng lên 12tân/ng.đ Hiện tại giéng làm việc với lưu lượng dau trung bình 3.5 tân/ng.đ., ngập nước tăng

lên 20%.

Giêng 408 được khoan vào vùng đứt gãy phân chia khối B va C Giêng được đưa vàokhai thác tháng 7 năm 2011 với lưu lượng 221 tan/ng.d., nước xuất hiện trong sản phẩm là3% Hiện tại lưu lượng dau giảm mảnh, còn 68 tân/ng.đ., ngập nước tăng mạnh lên 44%

Nhận xới.

Ở khối B, kết quả phân tích cho thay khả năng thắm chứa tốt tập trung ở phân đỉnhnhô cao gần các đứt gãy lớn với mật độ nứt nẻ cao, ở vùng phía đông và vùng rìa phía tây khảnăng thâm chứa thấp

Các giếng khai thác ở khôi này được khoan khá sâu, có giếng khoan sâu đến -4516mvà không gặp dâu; lưu lượng dâu ban dau của các giếng dao động trong khoảng từ 11tân/ng.đ đến 548tan/ng.d.; chỉ một giéng không có nước, các giếng khác có nước ngay khivừa mới đưa vào hoạt động Lưu lượng dâu của các giếng giảm nhanh sau thời gian ngắn hoạtđộng, dao động từ 8 + 121 tân/ng đ.; nước khai thác tăng nhanh và dao động từ 6 + 53%.Nguyên nhân của những kết quả trên là do thân dâu có nước via, năng lượng via ở chế độ tựnhiên thấp, các giếng khoan sâu và chế độ hoạt động của các giếng chưa hợp lý

27

khối C có nóc móng ở độ sâu -3650m + -3750m; điểm cao nhất của khối này lại nămria của cấu trúc và có độ sâu là -3475 m Ở khu vực này đã khoan các giéng 20, 25, 420, 422,

424 và 425.

Giéng 25, có khoảng làm việc từ -3926m ~ -3941m Kết quả lần do dòng năm 2010cho thây nước xuất hiện ở độ sâu -3931m.Hiện tại giếng làm việc với lưu lượng dầu 43tan/ng.d., ngập nước lên đến 69%

Giếng 420 được khảo sát ở thời điểm 01.01.2011, cho kết quả lưu lượng dâu là 113tân/ng.đ., ngập nước 58% Giêng được tiến hành ngăn cách nước phía dưới và chuyển khoảngkhai thác lên phía trên Kết quả khai thác tiếp theo cho thấy hiệu quả thấp, độ ngập nước vẫnkhông thay đổi và lưu lượng dau giảm chỉ còn 25 tân/ng.đ

Giêng 20 khai thác với lưu lượng dâu ban đầu là 71 tan/ng.d., nay giảm xuông còntrung bình 61 tắn/ng.đ., ngập nước ít thay đổi và ở mức 4%

Giếng 422 được thử via, gọi dòng với lưu lượng dâu ban đầu 245 m/ng.đ., khôngnước Giêng được tiếp tục khoan theo thiết kế đến độ sâu -4379 m, thử vỉa toàn bộ, có dòngdâu 5,5 tan/ng.d., ngập nước 95%.Giéng được chuyền lên khai thác phan phía trên của móng.Hiện tại giéng làm việc với lưu lượng dau 81 tan/ng.d., ngập nước ~1%

Giếng 424 được đưa vào khai thác từ tháng 6 năm 2011, tại phan phía nam khối nângcao nhất của câu trúc Hiện tại giếng khai thác với lưu lượng dâu 218 tắn/ng đ

Giêng 425 được đưa vào khai thác từ tháng 7 năm 2012 Hiện tại giếng làm việc vớilưu lượng dau 44 tan/ng.d., với ngập nước 4%

Nhận xới.

Ở khối C có 5 giếng khai thác hoạt dong; lưu lượng dâu ban dau của các giếng daođộng trong khoảng từ 43 tan/ng.d đến 245tan/ng.d.; có hai giéng không có nước, các giéngkhác có nước khi đưa vào hoạt động.Lưu lượng dầu của các giếng giảm nhanh, hiện làm việcvới lưu lượng từ 25 + 218 tân/ng.đ.; nước khai thác tăng nhanh trong một số giéng và daođộng từ 1 + 69%; có hai giếng vẫn chưa có nước.Nguyên nhân là do thân dâu có nước via,phân bố không đồng đều, năng lượng via ở chế độ tự nhiên thấp, chế độ hoạt động của cácgiếng chưa hợp lý

: 3

= a

8g 1005 F30

- 2050 ¬

——luu lượng dau —luu lượng chat lưu 4 độ ngập nước

Hình 2.2 Động thái thu hồi chất lưu và tình trạng ngập nước của m6 NR-DM

29

án văn thạc sĩLu

CLOC/CI

4540 7

IT06/61IT06/T1IT06/01

+ II0đ/60+ II0đ/80

IT06//0IT06/90IT06/S0IT06/y0

- [I0đ/€E0

IT06/60IT06/10

+ OL0C/CI+ OLOC/TT- 0I0đ/01

+ O10C/60+ 0I0đ/80+ O10C/L0+ 0I0đ/90+ O10C/S0- 0I0đ/b0- O10C/E0- O10C/c0F O10C/T0

ầ

`

0 NR-DMt lưu va dau của m

01 ch¢ thu hHinh 2.3 San luon

600

002

OV 8a

OVSOOV PpaOVea

OV ¿0

—*— G 410G 406 —— G 408

5— G40».4

N :

100

Hình 2.6 Động thái lưu lượng dầu của RC- 4

3l

§0

-at m—, omy

= ° Pray= 40 / \_ A =

‹©- / hư \/

20 L

| WA.

0 Der R1 NN eet a= : Jan eel — te

© © © G © © SO SOG Sa —¬ — — — —¬ — — — — — aHNANAHANAAN AAS

thời gian—#®- Ẳï —— G2 G42 G421 G 3 G

Hinh 2.7 Tình trang ngập nước của RC-4

2.3 Phan tích kết quả nghiên cứu thủy động lưc học giếng khoan và tầng sản phẩm

2.3.1 Đặc tính năng lượng của thân dầu.Áp suất via ban dau tại các giếng khoan thuộc khu vực Nam Rồng - Đôi Môi được chấpnhận bang 400 atm tại độ sâu tuyệt đối (DSTD) -3950m

Giá trị đo áp suất vỉa vào quý I năm 2010 cho thay áp suất via tại các giếng 2X, 20, 25 suygiảm tương ứng là 15, 23 và 13 atm Tại giếng 3X áp suất vỉa giảm 74 atm

Trong lần đo vào quý II năm 2010 cho thấy áp suất via tiếp tục suy giảm Tai các giếng2X, 20 và 25 áp suất via so với thời điểm bat dau khai thác đã giảm di 22, 31 và 29 atm Taigiếng 3X áp suất vỉa đã giảm 106 atm

Trong lần đo vào quý III năm 2010, áp suất via tại các giếng 3X, 20, 25, 420 tăng lêntương ứng là 7, 1, 4 và 7 atm Tại giéng 2X áp suất via tiếp tục suy giảm (29 atm tinh từ đầukhai thác),các giéng 404 và 405 áp suất via do được là 364,2 và 354,5 atm ( tại DSTD - 3950

mì).

Áp suất via của các giéng 3X, 20, 25 và 420 tăng lên trong quý III là do các giếng nàyđã có giai đoạn dừng giếng để tiến hành nghiên cứu lâu hơn bình thường (10 ngày), áp suấtvỉa đã phục hồi hoàn toàn và cao hơn so với giá trị đo được trong quý II

Trong lần đo vào quý I năm 2011, cho thấy áp suất via tại các giếng tiếp tục suy giảm.Tại các giếng 2X, 20, 25, 420, 422 áp suất vỉa giảm đi so với thời điểm khai thác ban đầu

tương ứng là 53, 44, 42, 45 và 45 atm Giéng 3X áp suất via đã giảm đi 127 atm Trong quýIII năm 2011, lần đâu tiên tiễn hành do tại các giếng 406, 408 và 424, giá trị đo được là 346,

337, 355 atm tại ĐSTĐ - 3950m.

Kết quả các lần đo vào quý I và III năm 2012 cho thấy áp suất via tại các giếng tiếp tụcsuy giảm Áp suất vỉa tại các giếng 2X, 20, 25, 420 giảm 91, 64, 79, 76 atm tương ứng so vớithời điểm ban dau khai thác Giếng 3X áp suất via đã giảm nhiều nhất -157 atm Áp suất viacác giếng 406 và 408 đã giảm đi 17 và 27 atm Giêng 424 áp suất via giảm 52 atm Áp suấtvia tại giếng 405 đã giảm 80 atm sau 16 tháng khai thác

Trong quý III năm 2012 đã tiễn hành đo áp suất tại các giếng 410 và 425, giá tri thuđược là 357 và 298 atm tại DSTD - 3950 m.

Động thái áp suất vỉa các giếng đo được được trình bày tại hình 9

© © c© c© c c c CC c co coke — — —¬ — — — — — — — — aA AA AN mM C0 © oo :¢e

= ma š# 9 s E ø Øø ©Sà - = G œ šs 9 sẼG œ6 Ø ©Sà = G = G@ mm # vu 6S bb eaecaan—e2x @ 3x 25 4 20 —— 404 —e—405 —e— 406 —#— 408

+ 420 ome 471 422 =s=424 ~ —= Puac —O-— Pra cpeqnee 410 425

Hình 2.8 Động thái áp suất via các giếng

2.3.2 Nghiên cứu giếng tại chế độ 6n định.Một trong những nhiệm vụ của việc nghiên cứu thủy động học giếng khoan ở chế độ ồnđịnh là xác định hệ số sản pham và biện luận nhằm lựa chọn chê độ khai thác tôi ưu Trongcác năm đã tiên hành nghiên cứu tại các giéng trên RC-DM và RC-4

Tại hau hết các giếng khi làm việc với phương pháp gaslift đều có đường cong chỉ thịvới dạng "đặc biệt" khi có lưu lượng phụ thuộc vào chế độ Cung cấp khí gaslift

33

2.3.3Nghién cứu giếng khoan ở chế độ không 6n định.Nghiên cứu thủy động lực học giếng khoan ở chế độ không ổn định được thực hiện

trong giai đoạn 2010 đến 2012 băng phương pháp phân tích đường cong phục hồi áp suất(KVD) Tại bảng tong hợp 5 trình bày tinh chất tham-chira của đá móng, được xác định bang

kết quả xử lý đường cong phục hôi áp suất

Bang 2.1

Kết quả xử ly đường cong phục hôi áp suất các giếng

3X 1.1 -3.80 170 25.05.20103X 1.1 -5.24 199 26.03.201120 2.9 -4.89 232 26.03.201125 4.7 -3.98 539 23.03.2011406 20.6 2.07 253 05.08.2011408 15.4 -2.14 179 29.07.2011420 6.1 -1.97 548 13.05.2010

Minh giải các đường cong phục hồi được tiến hành băng chương trình Weltest của

Schlumberger Đối với mỗi giếng đã sử dụng các các phương pháp khác nhau để kiểm soát

kết quả tính toán Tại hình P.4 phục lục 1 trình bày kết quả xử lý đường cong phục hồi áp suất

của các giếng.Việc xử lý đường cong phục hôi áp suất tại các giếng 2X, 421 và 424 không thực hiệnđược vì giai đoạn phục hồi áp suất via tại các giếng này quá ngắn Tại giếng 405, việc xử lýcũng không thực hiện được vì áp suất không được phục hồi hoàn toàn trong thời gian tiến

hành nghiên cứu Tại các giếng còn lại, kết quả xử lý và minh giải đường cong phục hôi đã

thu được kết qua khả quan, có thé sử dung dé đánh giá đặc tính vỉa sản phẩm.Độ thắm của các vùng ria tại phan lớn các giếng nghiên cứu có giá trị thấp, năm trongkhoảng từ 1 - 6 mD Tại giếng 406 và 408 độ thâm cao hơn và nam trong khoảng từ 15 - 20mD Hệ số Skin tại tat cả các giếng có giá trị âm, chứng tỏ tình trang vùng cận đáy của các

giếng là tốt

2.3.4 Tổng hop và phân tích kết quả nghiên cứu giếng bang phương pháp PLTDo mặt cat dòng chất lưu khai thác và nước bơm ép là phương pháp rất hiệu quả dé thuthập sô liệu vê khoảng làm việc của các giêng khai thác cũng như giêng bơm ép.