NGHIÊN CỨU CÁC GIẢI PHÁP HỢP LÝ ĐỂ TẬN THU DẦU TRONG CÁT KẾT MIOXEN HẠ, MỎ BẠCH HỔ

Header Page of 89 BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT PHẠM ĐỨC THẮNG NGHIÊN CỨU CÁC GIẢI PHÁP HỢP LÝ ĐỂ TẬN THU DẦU TRONG CÁT KẾT MIOXEN HẠ, MỎ BẠCH HỔ LUẬN ÁN TIẾN SĨ KỸ THUẬT Hà Nội - 2014 Footer Page of 89 Header Page of 89 BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT PHẠM ĐỨC THẮNG NGHIÊN CỨU CÁC GIẢI PHÁP HỢP LÝ ĐỂ TẬN THU DẦU TRONG CÁT KẾT MIOXEN HẠ, MỎ BẠCH HỔ Ngành: Kỹ thuật dầu khí Mã số : 62520604 LUẬN ÁN TIẾN SĨ KỸ THUẬT NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC: PGS.TS CAO NGỌC LÂM TS NGUYỄN VĂN MINH Hà Nội - 2014 Footer Page of 89 Header Page of 89 i LỜI CAM ĐOAN Tôi xin cam đoan công trình nghiên cứu riêng Các số liệu, kết nêu luận án trung thực chưa công bố công trình khác Hà Nội, ngày tháng năm 2014 Tác giả Phạm Đức Thắng Footer Page of 89 ii Header Page of 89 MỤC LỤC Trang Trang phụ bìa Lời cam đoan i Mục lục ii Danh mục ký hiệu, chữ viết tắt v Danh mục bảng biểu vii Danh mục hình vẽ ix MỞ ĐẦU Chương 1- TỔNG QUAN GI T NG T U I ẦU P ƯƠNG P ÁP BƠM ÉP K Í NƯỚC LUÂN P IÊN ác giai đoạn khai thác dầu iai đoạn khai thác c p 9 iai đoạn khai thác thứ c p iai đoạn khai thác tam c p -Tăng cường thu h i dầu 1.2 hư ng pháp pháp b m p kh nư c luân phi n p u t trộn l n tối thiểu MM 10 10 1.2.2 Các c chế trộn l n kh v dầu 12 1.2.2.1 chế trộn l n h n hợp tiếp x c lần 12 1.2.2.2 chế trộn l n h n hợp tiếp x c nhi u lần 14 1.2.3 C chế đ y dầu nư c v kh (mô hình c u tr c v a) 18 1.2.4 T 20 ố linh động ác tượng xả áp dụng phư ng pháp b m p 22 1.2.5.1 iện tượng phân tỏa dạng ng n (Viscous fingering) 22 1.2.5.2 iện tượng phân đ i t tr ng 23 ravit gr gation ác ếu tố ảnh hư ng t i hiệu uả b m p 24 1.2.6.1 nh hư ng tốc độ b m p 24 1.2.6.2 nh hư ng độ l n n t b m p 25 1.2.6.3 nh hư ng t ố t lệ nư c v kh 1.2.6.4 nh hư ng độ d nh t l n hiệu uả thu h i dầu 28 nh hư ng c u tạo v a l n hiệu uả thu h i dầu 30 1.3 ác dự án b m p kh nư c luân phiên gi i Footer Page of 89 27 34 iii Header Page of 89 1.3.1 Mỏ Magnu v i dự án b m p 34 1.3.2 Mỏ Ula v i dự án b m p 36 Dự án b m p thử nghiệm kh h drocarbon mỏ ạng Đông, 37 Việt Nam 1.4 ác dự án đ áp dụng b m p kh tr n gi i Chương 2- T ỰC TRẠNG K I T ÁC LỰ 38 C ỌN BƠM ÉP K Í NƯỚC LUÂN P IÊN CHO TẦNG C Ứ MIOXEN Ạ, MỎ BẠC 40 CÁT KẾT Ổ Khái uát chung v mỏ Bạch ổ 40 2.2 Đ c trưng đ a ch t tầng chứa cát kết Mioxen hạ 41 2.3 Trữ lượng dầu kh ch v trữ lượng thu h i 43 2.4 Thực trạng khai thác tầng chứa cát kết Miox n hạ, mỏ Bạch ổ 44 ác phư ng pháp tăng cường thu h i dầu phổ biến Việt Nam 46 2.6 iện trạng nghi n cứu, triển khai phư ng pháp khai thác tam c p 49 cho tầng chứa cát kết Mioxen hạ, mỏ Bạch ổ Nghi n cứu lựa ch n phư ng pháp tăng cường thu h i dầu cho tầng 51 chứa cát kết Miox n hạ, mỏ Bạch ổ 2.8 Ti m gia tăng thu h i dầu tầng Miox n hạ, mỏ Bạch ổ 53 2.9 Tình hình khai thác, trữ lượng v ti m thu gom kh 54 Chương 3- NG IÊN CỨU BẰNG T Í NG IỆM ĐÁN GIÁ 58 IỆU QUẢ BƠM ÉP KHÍ NƯỚC LUÂN P IÊN C O TẦNG CÁT KẾT MIOXEN Ạ, MỎ BẠC Ổ hu n b th nghiệm 58 M ul i 58 M u lưu thể v a 60 Th nghiệm tìm áp u t trộn l n tối thiểu 63 Mô tả thiết b th nghiệm 63 Qu trình th nghiệm 65 Kết uả th nghiệm 66 Đánh giá kết uả th nghiệm Th nghiệm hạ áp u t trộn l n tối thiểu t lệ pha trộn kh hợp lý 3.4 Th nghiệm b m p Footer Page of 89 tr n m u l i 68 70 74 iv Header Page of 89 3.4 Mô tả thiết b th nghiệm 75 3.4 Qu trình th nghiệm 76 3.4 Kết uả th nghiệm 78 3.4 Đánh giá kết uả th nghiệm iệu uả b m p 81 cho tầng chứa cát kết Miox n hạ, mỏ 83 3.6 Ngu n kh v khả áp dụng cho tầng chứa cát kết Miox n hạ, mỏ 85 3.5 Bạch ổ Bạch ổ ác ti u ch để áp dụng b m p 3.7 Chương 4- MÔ HÌNH THÂN DẦU th nh công MÔ P ỎNG K 89 I T ÁC 91 BƠM ÉP K Í NƯỚC LUÂN P IÊN CHO TẦNG C Ứ CÁT KẾT MIOXEN Ạ, MỎ BẠC Ổ Mô hình đ a ch t - thu động tầng chứa cát kết Mioxen hạ 91 Biện luận u kiện mô hình thủ động 92 hục h i l ch khai thác 93 4 Lựa ch n đối tượng v phư ng án b m p AG 100 4.5 Kết mô phỏng, dự báo khai thác 104 KẾT LUẬN 108 N MỤC CÔNG TRÌN T I LIỆU T P Ụ LỤC Footer Page of 89 KIẾN NG Ị M K ẢO CỦ TÁC GIẢ v Header Page of 89 DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU VÀ CHỮ VIẾT TẮT Bo - Hệ số thể tích dầu EA - Hiệu su t quét ngang, không thứ nguyên Ev - Hiệu su t u t đứng, không thứ nguyên ED - Hiệu su t đ y, không thứ nguyên GOR - T số khí dầu Kg - Độ th m khí, mD Kh - Độ th m ngang, mD Ko - Độ th m dầu, mD Krg - Độ th m tư ng đối khí, p.đ.v Kro - Độ th m tư ng đối dầu, p.đ.v Krw - Độ th m tư ng đối nư c, p.đ.v Kv - Độ th m thẳng đứng, mD Kw - Độ th m nư c, mD M - Độ linh động P - Áp su t, bar, atm Pc - Áp su t mao d n, bar, atm R - Bán kính kênh r ng, μm Sg - Độ bão hoà khí, % ho c p.đ.v Sgr - Độ bão hoà khí tàn dư, % ho c p.đ.v So - Độ bão hoà dầu, % ho c p.đ.v Sor - Độ bão hoà dầu tàn dư, % ho c p.đ.v Sw - Độ bão hoà nư c, % ho c p.đ.v Swr - Độ bão hoà nư c dư, % ho c p.đ.v (không thứ nguyên) Tv a - Nhiệt độ v a, oC, oF- Độ Fahr nh it oF = 1,8oC + 32) V - Thể tích, cm3 v - Vận tốc dòng th m, cm/s, cc/giờ, ft/ng vinj - Thể tích b m ép, cm3 Vp - Thể tích l r ng, cm3 β - Độ nén, bar-1, atm-1 θ - Góc dính t, độ μ - Độ nh t, cP Footer Page of 89 vi Header Page of 89 ρ - Mật độ, g/cm3 σ - Sức căng b m t, dyn/cm ho c mN/m Ф - Độ r ng, % ho c p.đ.v g - Độ linh động khí o - Độ linh động dầu w - Độ linh động nư c Atm - Đ n v đo áp u t atm = 4,6959 psi) Bar - Đ n v đo áp u t bar = 4,5038 psi) EOR - Khai thác dầu tăng cường (Enhanced Oil Recovery) FCM - ft - Bộ - Đ n v đo chi u d i HCG - Khí Hydrocarbon (Hydrocarbon Gas) HCPV - Thể tích chứa dầu v a đá HSTHD - Hệ ố thu h i dầu IHCPV -Thể tích chứa dầu v a ban đầu (Initial Hydrocarbon Pore Volume) IOR - ia tăng thu h i dầu (Improved Oil Recovery) LPG - Kh ga hoá lỏng Li uid MCM - MMP - p u t trộn l n tối thiểu (Minimum Misible Pressure) NIPI - Viện nghi n cứu khoa h c v thiết kế dầu kh biển o API - Đ n v đo t tr ng th o ti u chu n Viện Dầu Kh Mỹ OOIP - Trữ lượng dầu ch ban đầu (Original Oil In Place) p.đ.v - Phần đ n v PV - Thể t ch l r ng v a PVEP - Tổng ông t Thăm dò v Khai thác Dầu kh PVN - Tập đo n Dầu kh Việt Nam PVT - Các tính ch t dầu v a SH - Tầng đ a ch n phản xạ VPI - Viện Dầu kh Việt Nam VSP - Liên doanh dầu kh Việt- Nga WAG - B m p kh nư c luân phi n (Water Alternate Gas) Footer Page of 89 chế trộn l n lần (First Contact Miscibility) ft = 0,3048 m) drocarbon or Volum trol um a chế trộn l n nhi u lần (Multiple Contact Miscibility) vii Header Page of 89 N MỤC BẢNG BIỂU Trang Bảng 2.1 T nh ch t v a v ch t lưu 42 Bảng Phân bố trữ lượng ch tầng Mioxen hạ, mỏ Bạch 43 Hổ Bảng Tình trạng khai thác Miox n hạ đến ng -12-2012 46 Bảng T nh ch t ch t lưu v đá chứa ố v a dầu Việt 48 Nam Bảng T nh ch t v a v u kiện để áp dụng b m p kh cho 51 tầng chứa cát kết Miox n hạ, mỏ Bạch ổ th o thống k Talb r Bảng Trữ lượng kh ch th m lục đ a Đông Nam Việt 55 Nam Tổng hợp báo cáo đ VN ph du ệt Bảng 3.1 Bảng 3.2a Báo cáo đo m u l i tr n má M 59 h t lưu bình đo 60 Bảng 3.2b Kh bình đo 60 Bảng 3.3 Th nh phần kh bình đo v th nh phần dầu v a 62 Bảng 3.4 ác thông ố vật lý dầu tái tạo 62 Bảng 3.5 Kết uả th nghiệm v i c p áp u t b m p 67 Bảng 3.6 Th nh phần kh th p áp v kh ga h a lỏng mỏ Bạch 70 ổ Bảng 3.7 Bảng 3.8 Kết uả th nghiệm v i c p áp u t b m p ố liệu kết uả th nghiệm b m p 71 trư c b m p 78 au b m p 80 nư c Bảng 3.9 ố liệu kết uả th nghiệm b m p nư c Bảng 3.10 Kết uả gia tăng thu h i dầu b m p Bảng 3.11 T nh toán lượng kh dùng cho b m p 81 cho tầng 85 chứa cát kết Miox n hạ, mỏ Bạch ổ Bảng 4.1 Các t nh ch t dầu tầng chứa cát kết Miox n hạ 92 Bảng 4.2 Kết uả khai thác thực tế v t nh toán vòm Trung tâm v 93 Nam Footer Page of 89 Header Page 10 of 89 viii Bảng 4.3 Kết uả khai thác thực tế v t nh toán vòm Bắc Bảng 4.4 Th nh phần kh v dầu v a 100 Bảng 4.5 Kết chạy dự báo khai thác 104 Footer Page 10 of 89 94 Header Page 120 of 89 106 Độ ngập nước phương pháp bơm ép khí cải thiện đáng kể giảm so với phương pháp bơm ép nước thông thường từ 90% xuống đến 45% Điều lý giải hiệu quét đẩy dầu phương án bơm ép WAG tốt hẳn so với bơm ép nước (Hình 4.26) Dựa tính hiệu kinh tế, nguồn cung cấp khí áp dụng tầng cát kết Mioxen hạ mỏ Bạch Hổ lưu lượng 10 triệu khối/ngày chọn lưu lượng tối ưu hiệu phương án Trong trường hợp phương án trường hợp khai thác hiệu xung quanh giếng bơm ép 919 202 khu vực giếng khai thác so với hai trường hợp Nếu đem so sánh với trường hợp bơm ép khí cho giếng với lưu lượng 10 triệu khối/ngày sản lượng thu trường hợp phương án thấp khoảng 500 ngàn Vậy hiệu áp dụng Độ ngập nước, % bơm ép cho giếng với lưu lượng 10 triệu khối/ngày Thời gian, năm Hình 4.26 ự báo độ ngập nước phương án bơm ép Qua kết nghiên cứu dựa mô hình dự báo khai thác đối tượng Mioxen hạ mỏ Bạch Hổ trình bày đưa kết luận sau: Tầng cát kết Mioxen hạ, mỏ Bạch Hổ khai thác giai đoạn cuối suy giảm sản lượng có độ ngập nước cao (72%) Việc nghiên cứu áp dụng biện pháp tam cấp WAG nhằm khai thác tận thu lượng dầu dư vỉa cấp bách Footer Page 120 of 89 Header Page 121 of 89 107 Theo dự báo kết chạy mô từ đến cuối đời mỏ (2030), phương án bơm ép WAG cho mô hình tầng Mioxen Bắc chứng tỏ hiệu thu hồi dầu cao hẳn so với bơm ép nước, hệ số thu hồi dầu tăng thêm từ 2-10% độ ngập nước giảm từ 90-45% so với phương pháp thứ cấp bơm ép nước Phương án bơm ép khí nghèo với lưu lượng 15 triệu khối/ngày phương án bơm ép khí làm giàu từ 5-10% với lưu lượng 10 triệu khối/ngày cho hiệu thu hồi dầu cao với sản lượng đạt tương ứng 7.102.638 7.100.580 tấn, hệ số thu hồi dầu 45% Phương án bơm ép khí làm giàu với lưu lượng 10 triệu khối/ngày có hiệu thu hồi dầu cao 3% so với phương án bơm ép khí nghèo với lưu lượng 10 triệu khối/ngày Footer Page 121 of 89 108 Header Page 122 of 89 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ KẾT LUẬN Trên sở nghiên cứu tổng quan lý thuyết, kết thí nghiệm, kết đánh giá dựa mô hình mô mỏ luận án “Nghiên cứu giải pháp hợp lý để tận thu dầu cát kết Mioxen hạ, mỏ Bạch Hổ”, tác giả rút số kết luận quan trọng sau: Áp suất trộn lẫn tối thiểu (MMP) dầu vỉa với khí đồng hành tầng cát kết Mioxen hạ, mỏ Bạch Hổ 350 bar Để giảm áp suất trộn lẫn tối thiểu trộn lẫn khí đồng hành với LPG, khí thấp áp hay condensate MMP đạt áp suất vỉa 255 bar trộn lẫn 40% khí thấp áp (khí tách bậc mỏ) với 60% khí đồng hành Nếu khí đồng hành làm giàu LPG với tỷ lệ pha trộn là: 5, 10, 20, 30 40% mol MMP giảm xuống tương ứng 315 bar, 291 bar, 238 bar, 185 bar 140 bar Kết thí nghiệm bơm ép WAG trước bơm ép nước thu hồi khoảng 70,5-80,2% lượng dầu mẫu, bơm ép nước đạt hiệu thu hồi khoảng 55,5-60,5% Bơm ép WAG thời điểm sau bơm ép nước tận thu thêm từ 15,9-17,8% Hệ thống thiết bị sơ đồ công nghệ khai thác mỏ Bạch Hổ phù hợp với công nghệ bơm ép WAG Việc đảm bảo nguồn khí condensate cho bơm ép hoàn toàn khả thi khả tự cung cấp khí toàn mỏ Bạch Hổ hệ thống tuyến ống khí sẵn có nối với mỏ lân cận khác mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Trắng, Rồng, Rạng Đông, Cá Ngừ Vàng… Theo dự báo kết chạy mô từ đến cuối đời mỏ (2030), phương án bơm ép WAG cho mô hình Mioxen Bắc chứng tỏ hiệu thu hồi dầu cao hẳn so với bơm ép nước Hệ số thu hồi dầu phương pháp bơm ép WAG tăng thêm từ 2-10% độ ngập nước giảm từ 90-45% so với phương pháp bơm ép nước giai đoạn khái thác thứ cấp Footer Page 122 of 89 Header Page 123 of 89 109 KIẾN NGHỊ Với kết nghiên cứu trình bày trên, để áp dụng thành công phương án bơm ép khí nước luân phiên tầng Mioxen hạ, mỏ Bạch Hổ tác giả xin kiến nghị sau: Để triển khai áp dụng phương pháp bơm ép WAG rộng rãi toàn mỏ cần thiết phải tiến hành bơm ép thử nghiệm mỏ quy mô nhỏ (pilot test) để đánh giá xác hiệu giải pháp tránh rủi ro mặt kinh tế kỹ thuật Cần tiếp tục nghiên cứu, đánh giá, lưu lượng bơm ép, tỷ lệ pha trộn condensate để làm giàu khí, cách thức kiểm soát điều chỉnh chế độ bơm ép nhằm tối ưu hóa chu kỳ bơm ép WAG Cần có chế, sách khuyến khích nhà thầu, Công ty dầu khí nước hoạt động Việt Nam đầu tư nghiên cứu triển khai bơm ép thử nghiệm có quy định cụ thể Hợp đồng Dầu khí để nhà thầu, Công ty dầu khí có trách nhiệm nghiên cứu tăng cường tận thu nguồn tài nguyên quý giá Nếu việc nghiên cứu bơm ép WAG thử nghiệm tầng chứa cát kết Mioxen hạ, mỏ Bạch Hổ thành công, kết nghiên cứu chia sẻ áp dụng cho đối tượng, mỏ có đặc điểm điều kiện tương tự Trên sở thực trạng công nghệ thiết bị khai thác tính chất vỉa, chất lưu tầng chứa cát kết Mioxen hạ, mỏ Bạch Hổ việc áp dụng phương pháp bơm ép WAG nhằm nâng cao thu hồi dầu giải pháp phù hợp khả thi giai đoạn Footer Page 123 of 89 Header Page 124 of 89 DANH MỤC CÁC CÔNG TRÌNH NGHIÊN CỨU CỦA TÁC GIẢ Nguyễn Hữu Trung, Phạm Đức Thắng, Hồ Anh Phong (2003), Bọc cách nhiệt ống dẫn dầu biển cho mỏ Bạch Hổ Polyurethan, Tuyển tập báo cáo Hội nghị Khoa hoc-Công nghệ, Viện Dầu khí 25 năm xây dựng trưởng thành, Nhà xuất khoa học kỹ thuật, Hà Nội, tr 671-676 Phạm Đức Thắng and Pham Huy Giao (2005), A study on Polymer injection as a possible EOR method for the fractured basement of the White Tiger field, southern offshore of Vietnam, Proceedings of the International Workshop Hanoi Geoengineering 2005, Vietnam National University Publishing House, Hanoi, Vietnam, pp 340-350 Phạm Đức Thắng, Nguyễn Hữu Trung (2008), Các giải pháp khai thác tận thu đối tượng cát kết Mioxen hạ, Oligoxen mỏ Bạch Hổ, Tuyển tập báo cáo Hội nghị Khoa học-Công nghệ, Viện Dầu Khí Việt Nam 30 năm Phát triển Hội nhập, Nhà xuất khoa học kỹ thuật, Hà Nội, tr 634-642 Phạm Đức Thắng, Nguyễn Văn Minh, Trần Đình Kiên (2010), Phân tích đặc trưng khai thác tầng Mioxen hạ, mỏ Bạch Hổ, Tạp chí khoa học Đại học MỏĐịa Chất, Hà Nội, số 31, 7/2010, tr 12-22 Phạm Đức Thắng, Nguyễn Văn Minh, Hoàng Linh Lan (2011), Đặc trưng lượng vỉa khai thác đối tượng Mioxen hạ, mỏ Bạch Hổ, Tạp chí Dầu khí, Số 8-2011, tr 35-44 Phạm Đức Thắng, Nguyen Van Minh, Cao Ngoc Lam, Tran Dinh Kien (2012), A study on model and production forecast for Miocene formation, Bach Ho field, International Conference Petroleum Technology and Human Resources - 2012, Hanoi University of Mining and Geology, Ha Noi, pp 57-58 Phạm Đức Thắng, Nguyễn Văn Minh, Trần Đình Kiên, Cao Ngọc Lâm, Nguyễn Thế Vinh, Nguyễn Mạnh Hùng, Hoàng Linh Lan (2013), Nghiên cứu giải pháp gia tăng thu hồi dầu bơm ép khí nước luân phiên (WAG) cho Mioxen hạ, Bạch Hổ, Tạp chí khoa học Đại học Mỏ- Địa Chất, Hà Nội, số 42, tháng 4/2013, tr 14-21 Footer Page 124 of 89 Header Page 125 of 89 Phạm Đức Thắng, Nguyễn Văn Minh, Trần Đình Kiên, Cao Ngọc Lâm, Nguyễn Thế Vinh, Hoàng Linh Lan (2013), Xây dựng mô hình mô cho đối tượng Mioxen hạ, mỏ Bạch Hổ dự báo khai thác, Tạp chí khoa học Đại học Mỏ- Địa Chất, Hà Nội, số 43, tr 14-21, 2013 Footer Page 125 of 89 Header Page 126 of 89 TÀI LIỆU THAM KHẢO Tiếng Việt (2001), 46-50-51, 9/2001 (2002), trữ (2003), ữ 8/2002 ch, 7/2003 5/1999 5/2000 C Ng Lâm C ệ Trường Đại Mỏ - Đị ất Hà Nội Đin Mạn Quân N ê ứ x ệé ê - ố , Luận văn t sĩ ỹ t uật Trường Đại H Mỏ Đị Chất, Hà Nội Lê P ướ Hả C ệ Trường Đại Tp Hồ C í Min Lê Xuân Lân (1997), Lý Mỏ - Đị ê ất Hà Nội 10 Nguyễn Hải An (2012), N ằ ê ứ ứ é CO2 ó ụ ứ thuật khai thác dầu khí, Trường Đại H 11 Nguyễn Hữu Trung (1997), N é ằ ó ứ ệ ố Hà Nội Việt N m Footer Page 126 of 89 Trường Đại ê ẻ ấ , Luận án tiến sĩ kỹ Mỏ Đị Chất, Hà Nội ứ ẻ ứ ụ ổ ề ề ứ ệ ụ ị ệ N Viện Dầu K í Header Page 127 of 89 12 Nguyễn Hữu Trung (2007), Gi ng khai thác nâng cao hệ số thu hồi d u thềm lụ ịa Việt Nam, Hội thảo triển khai kế hoạch khai í năm thác dầu 7, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, Hà Nội 13 Nguyễn Mạn Hùng P ạm Đứ T ắng n óm t ứ ụ giả 2005), N é ê ê ứ ố ệ tổng ết đề tài Viện Dầu khí Việt Nam, Hà Nội Nam, 14 Nguyễn Xuân Vinh (2000), N ữ ủ ụ ê ông ng ệ ố x x -O : Ngàn dầu C ấ L ấ ứ Hội ng ị í Việt N m trướ t ềm t ế ỷ Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, Hà Nội ặ 15 Phạm Anh Tuấn (2000), ọ ủ ứ ấ ệ ấ ó ấ ứ ậ ý ú ỡ ề ỷ ộ ệ ộ ỉ , Luận án tiến sĩ đị chất, Trường Đại H Mỏ Đị Chất, Hà Nội 16 P ạm Đứ T ắng Nguyễn Hữu Trung ố x ng ị K O C x ậ ổ Tuyển tập b Hội -Công ng ệ Viện Dầu K í Việt N m năm P t triển Hội n ập N xuất ỹ t uật Hà Nội tr 634-642 17 Phạm Đứ T ắng Nguyễn Hữu Trung, Trần Văn Long (2007), N x ấ ậ ổ ố x ê ứ ề í Dầu í ,O x tổng ết đề tài, Viện Dầu khí Việt Nam, Hà Nội 18 P ạm Đứ T ắng Nguyễn Văn Min ỉ ố H àng Lin L n x ặ ổ Tạp Số 8-2011, tr 35-44 19 P ạm Đứ T ắng Nguyễn Văn Min Trần Đìn Kiên C ặ Đại 20 Tập đ àn Dầu Footer Page 127 of 89 Ng c Lâm (2010), x Mỏ- Đị C ất Hà Nội số ổ Tạp 7/ í Việt N m (2004 2006), tr -22 í Header Page 128 of 89 21 Tập đ àn Dầu í Việt N m (2008), ụ 22 Tập đ àn Dầu í Việt N m (2010 2011), C - ộ ị 23 Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (2010), ộ ị , Tuyển tập ộ ị , Tuyển tập báo cáo, Vũng Tàu 24 Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (2011), báo cáo, Vũng Tàu 25 Tập đoàn Dầu k í Việt N m XNLD Viesovpetro, (2003), ọ ệ ố ậ ộ ổ, Vũng Tàu 26 Hoàng Mạnh Tấn, Nguyễn Hữu Trung Vũ Min Tuấn (2003), Nâng cao hệ số thu hồi d u bình tách m B ch Hổ d a nghiên cứu cân pha, Viện Dầu khí Việt Nam năm xây d ng trư ng t àn , Hội ng ị - ông ng ệ NXB KHKT, Hà Nội 27 P ạm Vũ C ương Nguyễn Quố Quân (2005), ứ x Tuyển tập C L ội ng ị K N m Cơ ội mới-T ọ , Tổng Công ty Dầu í Việt N m, Công ng ệ - năm Dầu t ứ N xuất K 28 Viện NIPI, Vietsovpetro (2003), x ặ ệ í Việt Kỹ t uật ề ỉ ổ Vũng Tàu 29 Viện NIPI Viets vpetr (2008), ệ x ổ, Vũng Tàu 30 Viện NIPI Viets vpetr (2013), Báo cáo x ổ, Vũng Tàu ổ 31 Vietsovpetro (2007), 10.01.07 Hội t ả triển ằ i ế Việt Nam, Hà Nội Footer Page 128 of 89 ệ 2007, it dầu í năm 7, Tập đoàn Dầu khí Header Page 129 of 89 ộ 32 Vietsovpetro (2009), , Hội t ả ội ng ị ệ q ý ề ông ng ệ, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, Hà Nội Tiếng Anh 33 Ahmed, T and McKinney, P (2004), Advanced Reservoir Engineering, SPE Textbooks Series 34 Altunina, L K., and Kuvshinov, V A (1995), Enhance Oil Recovery by Surfactant Compositional Systems, Novosibirsk, NAUKA 35 Ameida, et.al (1993), Reservoir Engineering Study of CO2 Enhanced Oil Recovery for Nipa 100 Field, Venezuela, SPE 23678 presented at the 1993 SPE conference 36 Andrew, G L (1985), Carbon Dioxide Miscible Flooding: A Laboratory Study on The Effect of WAG, Wetting State, and Slug Size on Enhanced Oil Recovery, University of Houston: Thesis Master 37 Attanucies nnk (1997), WAG Process Optimisation in Rangly CO2 Miscible Flood, SPE 26622, 68th Technical Conference, 1997 38 Barrentblatt, G D, nnk (1960), The Basic Concepts in the Theory of Hogeneous Liquid in Fissured Rock, Jounal of Applied Math, 1960 39 Blackwell, R.J et.al (1960), Recovery of Oil by Displacements With WaterSolvent Mixtures, Petroleum Transactions AIME No 219, pp 293-300 40 Bradley, H B (1987), Petroleum Engineering Handbook, Society of Petroleum Engineers 41 Brashear J.P, Kuuskraa V.A (1978), The Potential and Economics of Enhanced oil Recovery, Journal of Petroleum Technology, p 1231 – 1237, 9/1978 42 Carlson, M (2003), Practical Reservoir Simulation, SPE Textbooks Series, May Footer Page 129 of 89 Header Page 130 of 89 43 Christine, E E., and Michael, J E (2000), Oil Recovery Could Be Accelerated Using  - Mod Production Strategy World Oil November, pp 53-56 44 Claudle, B.H., and Dyes, A B (1958), Improving Miscible Displacement by Gas-Water Injection, Petroleum Transactions AIME, No 213, pp 281-284 45 Cosse, R (1993), Oil and Gas Field Development Techniques-Basics of Reservoir Engineering, Printed in France 46 Dake, L P (1978), Fundamentals of Reservoir Engineering, Developments in Petroleum Science 8, Elservier Scientific Publishing Company, Printed in The Netherlands 47 Delamaide E., and Corlay P (1994), Polymer Flooding Increases Production in Giant Oil Field, World Oil, December 48 Doherty, H L (1993), The Reservoir Engineering Aspects of Waterflooding, Society of Petroleum Engineering of AIME, New York 49 Dun n u s i Peter Enhanced Recovery Engineering Including well design, completion, and production practices, World oil, September, 1995 50 Ertekin, T., Kassem, J H., and King, G R 2001 Basic Applied Reservoir Simulation Textbook, Vol.7, SPE Textbooks Series 51 Fred, W B (1971), Textbook of Polymer Science, John Wiley& Sons, Inc, Printed in Japan by Toppan Printing Companing, LTD 52 Gray F (1995), Petroleum Production in Nontechnical Language, PennWell Publishing Company, Tusa, Oklahoma 74101, Printed in the United State of America, pp.211-221 53 Green, D W and Willhite G P., (1998), Enhanced Oil Recovery Textbook, Vol 6, SPE Textbooks Series 54 Harberman, B (1960), The Efficency of Miscible Displacement as a Function of Mobility Ratio, Petroleum Transaction, AIME, No 219 Footer Page 130 of 89 Header Page 131 of 89 55 Jackson, D.D (1984), A Physical Model of a Petroleum Reservoir for The Study of The WAG Ratio In Carbon Dioxide Miscible Flooding, University of Houston: Master thesis 56 Jahn, F., Cook, M and Graham, M., (1998), Developments in Petroleum Science-Hydrocarbon Exploration and Production, Volumes 46, Elsevier Science B.V, pp.205-206 57 James, B., Bharat, J., Tim, M., Sigrun, M H., BP (2012), Review of Gas Injection Projects in BP, SPE 154008, Eighteenth SPE Improved Oil Recovery Symposium held in Tulsa, Oklahoma, USA, 14-18 April 2012 58 Jenkins, M K (1984), An Analytical Model for Water/Gas Miscible Displacements, Paper SPE 12632 presented at SPE/DOE Fourth Symposium on Enhanced Oil Recovery Tulsa April 15-18 pp 37-48 59 Klins, Mark A, (1984), Carbon Dioxide Flooding-Basic Mechanism and Project Design, United State of American: International Human Resources Development Corporation 60 Lake, L W (1989), Enhanced Oil Recovery, University of Texas, Austin, Texas, USA, Published by Prentuce-Hall, Inc, A Division of Simon & Schuster, Englewood Cliffs, New Jersey 07632 61 Le Xuan Lan, Nguyen Hai An (2007), Enhanced Oil Recovery by CO Flooding, Hanoi Engineering of International Symposium 62 Nguyen Chu Chuyen, Fumitoshi Sato, Le Huy (2005), Improvement of Lower Miocene Well Performance in the Second Stage of Rang Dong Field Development, VPI Conference 2005 63 Nguyen Chu Chuyen, Le Huy, Dinh Manh Quan (2011), A Sector Compositional Model for Hydrocarbon Gas Injection Study, Petrovietnam Journal, Vol 64 Petromin (1996), Elements of Successful EOR Project, May/June 1996, pp 7885 Footer Page 131 of 89 Header Page 132 of 89 65 Pham Duc Thang, Nguyen Van Minh, Cao Ngoc Lam, Tran Dinh Kien (2012), A Study on Model and Production Forecast for Miocene Formation, Bach Ho field, International Conference Petroleum Technology and Human Resources - 2012, Hanoi University of Mining and Geology, Ha Noi 66 Report (1995), Lan Tay/Lan Do Appraisal Evaluation Reserves Reports, 3/1995 67 Report (1998), Gas In Place and Reserves Estimation Rong Doi & Rong Doi Tay Gas Field, PSC Block 11-2, Nam Con Son Basin, Offshore Viet Nam, 3/1998 68 Report (2002), Summary of HCIIP Report, Kim Long, Ac Quy, Ca Voi Trends, 11/2002 69 Report (2004), Full Field Development Plant 2004, Rang Dong Field, Block 152, Offshore Viet Nam, 7/2004 70 Satter, A., and Thakur, G (1994), Integrated Petroleum Reservoir ManagementA Team Approach, PennWell Publishing Company, Tusa, Oklahoma 74101, Printed in the United State of America, pp.155-194 71 Schlumberger (2010), ECLIPSE Office User Guide, Reservoir Simulation Software, Licensed and Supported by GeoQuest 72 Schlumberger (2010), ECLIPSE Reference Manual, Reservoir Simulation Software, Licensed and Supported by GeoQuest 73 Schlumberger (2010), ECLIPSE Technical Description, Reservoir Simulation Software, Licensed and Supported by GeoQuest 74 Schumacher, M M (1980), Enhanced Oil Recovery of Residual and Heavy Oils, Printed in The United States, Published in The United States of America by Noyeys Data Corporation, New Jersey 07656 75 Sohrabi M, Tehrani, Danesh A and Henderson G.D (2001), Visualisation of Oil Recovery by WAG Injection Using High Pressure Micromodel – Oilwet & Mixwet system, SPE 71494, presented at the 2001 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orlearn Lousiana, 30/9 – 3/10/2001 Footer Page 132 of 89 Header Page 133 of 89 76 Stalkup, Fred I Jr., (1983), Miscible Displacement, New York: American Institute of Mining 77 Stone, H L.(1983), Vertical Conformance In an Alternating Water-Miscible Gas Flood, Paper SPE 11130 presented at the 57th Annual Fall Technical Conference and Exhibition On the Society of Petroleum Engineers of AIME, New Orlands, Sep.26-29 78 Suguchev nnk (1992), Screening of WAG Optimization Strategies for Heterogeneous Reservoir, SPE 25075, European Petroleum Conference, 1992 79 Taber, J.J et.al (1997), EOR Scrreening Criteria Revisited –Part 2: Applications and Impact of Oil prices, SPE reservoir Engineering, August 80 Taber, J.J et.al (1997), EOR Scrreening Criteria Revisited –Part 1: Introduction to Screening Criteria an Enhanced Recovery Field, Projects, SPE reservoir Engineering, August 81 Talber J and Martion R D (1983), Technical screening Guides for enhanced recovery oil, Paper, SPE 12069, presented at 58th, SPE Annual Technical Conference and Exhibition San Fransico, 1983 82 Towler, B F (2002), Fundamental Principles of Reservoir Engineering Textbook, Vol 8, SPE Textbooks Series 83 Uleberg, Knut (2002), Miscible Gas Injection in Fracture Reservoir, SPE 75136, 2002 84 Virnovsky G A nnk (1994), Stability of Displacement Front in WAG Operation, SPE 28622, 7/1994 85 Waren, J E, and Root, P.J, (1963), The Behavious of Naturally Fractured Reservoir, SPE Journal, 7/1963 86 Warner, H, R (1977), An Evaluation of CO2 Miscible Flooding in Waterflooding Sandstone Reservoir, Journal of Petroleum Technology, 10/1977 87 Yamoto nnk (1997), An Analysis of CO2 WAG Coreflood by Use X-ray CT, SPE 38068, Kualumpur Malaysia, 1997 Footer Page 133 of 89 Header Page 134 of 89 Tài liệu tham khảo Internet 88 http://ior.rml.co.uk, 16/1/2004, Magnus Miscible WAG EOR Project 89 http://www.onepetro.org 90 http://www.pvn.vn 91 http://www.spe.org Footer Page 134 of 89 ... cứu giải pháp hợp lý để tận thu dầu cát kết Mioxen hạ, mỏ Bạch Hổ r t c thiết v ứ ê c c th c tiễ h i th c h Vi t m Mục đích nhiệm vụ luận án Mục ch c luậ án Nghiên cứu giải pháp hợp lý để tận. .. TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT PHẠM ĐỨC THẮNG NGHIÊN CỨU CÁC GIẢI PHÁP HỢP LÝ ĐỂ TẬN THU DẦU TRONG CÁT KẾT MIOXEN HẠ, MỎ BẠCH HỔ Ngành: Kỹ thu t dầu khí Mã số : 62520604 LUẬN ÁN TIẾN SĨ KỸ THU T NGƯỜI... kết Mioxen hạ, mỏ Bạch ổ Nghi n cứu lựa ch n phư ng pháp tăng cường thu h i dầu cho tầng 51 chứa cát kết Miox n hạ, mỏ Bạch ổ 2.8 Ti m gia tăng thu h i dầu tầng Miox n hạ, mỏ Bạch ổ 53 2.9 Tình