Lập phương án xử lý vùng cận đáy giếng bằng nhũ tương dầu – axit cho giếng No_ 457 – BK4 mỏ Bạch Hổ

CHƯƠNG I KHÁI QUÁT VÙNG MỎ BẠCH HỔ 1.1.Đặc điểm vị trí địa lý và địa tầng. 1.1.1. Vị trí địa lý. Mỏ dầu Bạch hổ Là một mỏ dầu khí lớn nằm trong thềm lục địa phía Nam nước ta. Mỏ nằm ở lô số 9 trên biển Đông, có tọa độ trong khoảng 910 0 vĩ độ Bắc và 107108 0 kinh độ Đông .Mỏ Bạch Hổ cách đất liền ở điểm gần nhất là 100 km và cách thành phố Vũng tàu là 180 km vềhướng Đông Nam. Hình 1.1:Vị tri địa lý của mỏ Bạch Hổ. 1.1.2. Đặc điểm địa tầng. Theo trình tự nghiên cứu bắt đầu từ các phương pháp đo địa vật lý, chủ yếu là đo địa chấn. Các phương pháp đo địa vật lý trong giếng khoan, sau đó đến các phương pháp phân tích các mẫu đất đá thu được, người ta xác định được khá rõ ràng các thành hệ của mỏ Bạch Hổ. Mỏ Bạch Hổ là một mỏ dầu khí lớn, loại đá vỉa có cấu trúc địa chất phức tạp và dầu khí phân bố ở nhiều loại đá chứa khác nhau trong trầmtích Mioxen hạ, trầm tích Oligoxen và đá móng nứt nẻ. Trầm tích mỏ Bạch Hổ là đá lục nguyên, chứa 13 tầng sản phẩm cho dòng đầu công nghiệp, phần phía dưới trong đá nứt nẻ của móng phát hiện thân dầu dạng khối cho sản lượng cao. Địa tầng trầm tích cấu tạo mỏ Bạch Hổ có tuổi từ Oligoxen đến đệ tứ nằm bất chỉnh trên móng không đồng nhất. Thành tạo móng trước Đệ Tam có tuổi trước Kainoizoi. Nằm phủ trên móng kết tinh (Creta muộn) là trầm tích ĐệTam, Đệ Tứ gồm đất cát bở rời, sét cát luôn phiên nhau và độ dày khoảng 600m. Nguồn cung cấp vật liệu chủ yếu cho trầm tích bồn trũng từ đới nâng Côn Sơn ở phía Đông. Dựa vào cấu trúc địa chất, các dạng thân dầu, tính chất dầu và các đặc trưng nhiệt độ, áp suất vỉa trên mỏ đã chia ra làm bốn phức hệ chứa dầu được phân cách nhau bởi các tập sét chắn khu vực dày. Trong trầm tích chứa ba phức hệ đá chứa dầu và phức hệ thứ tư nằm trong đá móng nứt nẻ.

LỜI NÓI ĐẦU

Dầu khí là một nghành công nghiệp lớn trên thế giới Nghành côngnghiệp dầu khí nước ta tuy thời gian phát triển chưa dài song đã đạt đượcnhững thành tựu đáng kể, đóng vai trò quan trọng trong việc phát triển nềnkinh tế quốc dân và được xác định là mũi nhọn đưa đất nước tiến lên trên conđường công nghiệp hóa, hiện đại hóa Đây là mối quan tâm và hy vọng củađất nước vì nghành dầu khí phát triển thì kéo theo nhiều nghành khác pháttriển theo Đó là một lĩnh vực hấp dẫn nhất của nhiều công ty nước ngoàiđang và sẽ tìm kiếm cơ hội đầu tư vào Việt Nam

Trong quá trình khai thác dầu khí, theo thời gian các thong số liên quanđến điều kiện vỉa thay đổi, chẳng hạn như áp suất vỉa, hệ số sản phẩm giảm sovới giá trị ban đầu, độ ngậm nước của sản phẩm tăng… Làm cho việc khaithác tự phun giảm hiệu quả hoặc không thể thưc hiện được Trên thực tế có rấtnhiều giải pháp kỹ thật và công nghệ nhằm giải quyết vấn đề trên để kéo dàithời gian khai thác tự phun như bơm ép nước duy trì áp suất vỉa, xử lý vùngcận đáy giếng, cách ly vỉa, tầng bị ngậm nước… Tuy nhiên nó cũng không thểkéo dài thời gian khai thác tự phun được mãi mãi Do đó việc nghiên cứu đưa

ra các biện pháp tăng cương hệ thống thu hồi dầu là việc làm cấp thiết nhằmduy trì và gia tăng sản lượng khai thác Hiện nay trên thế giới cũng như ViệtNam phương pháp xử lý vùng cận đáy giếng bằng nhũ tương dầu axit làphương pháp tăng cường hệ số thu hồi dầu khí của mỏ được áp dụng phổ biến

do có nhiều ưu điểm

Với các kiến thức đã học kết hợp với thực tế cùng với sự cộng tác giúp

đỡ của bạn bè và đặc biệt là sự chỉ bảo tận tình của thầy PGS.TS Lê XuânLân, các thầy cô trong bộ môn Khoan – Khai Thác, chuyên viên khai thácPhạm Văn Quang ở Xí Nghiệp Tăng Sản Lượng- XNLD Vietsovpetro, em đãtiến hành tìm hiểu, nghiên cứu phương pháp xử lý vùng cận đáy giếng bằngphương pháp nhũ tương dầu- axit và thực hiện đồ án tốt nghiệp theo đề tài:

“ Lập phương án xử lý vùng cận đáy giếng bằng nhũ tương dầu –

axit cho giếng N o_ 457 – BK4 mỏ Bạch Hổ ”.

Mặc dù bản thân đã có rất nhiều cố gắng song không thể tránh khỏinhũng sai sót kính mong sự đóng góp ý kiến, bổ sung của các thầy cô giáo để

đồ án của em được hoàn thiện hơn

Em xin chân thành bày tỏ sự biết ơn sâu sắc tới thầy giáo PGS.TS.LêXuân Lân, cùng các thầy cô giáo trong bộ môn Khoan- Khai thác, chuyênviên khai thác chú Phạm Văn Quang và các cán bộ Xí Nghiệp Tăng SảnLượng – XNLD Vietsovpetro đã chỉ bảo, giúp đỡ và tạo điều kiện tốt nhất để

em hoàn thiện bản đồ án này

Em xin chân thành cảm ơn !

Hà Nội, tháng 06 năm 2017

Sinh viên thực hiện

Vũ Duy Tuấn

CHƯƠNG I KHÁI QUÁT VÙNG MỎ BẠCH HỔ 1.1.Đặc điểm vị trí địa lý và địa tầng.

Mỏ Bạch Hổ là một mỏ dầu khí lớn, loại đá vỉa có cấu trúc địa chất

phức tạp và dầu khí phân bố ở nhiều loại đá chứa khác nhau trong trầm tíchMioxen hạ, trầm tích Oligoxen và đá móng nứt nẻ.

Trầm tích mỏ Bạch Hổ là đá lục nguyên, chứa 13 tầng sản phẩm chodòng đầu công nghiệp, phần phía dưới trong đá nứt nẻ của móng phát hiệnthân dầu dạng khối cho sản lượng cao Địa tầng trầm tích cấu tạo mỏ Bạch Hổ

có tuổi từ Oligoxen đến đệ tứ nằm bất chỉnh trên móng không đồng nhất.Thành tạo móng trước Đệ Tam có tuổi trước Kainoizoi Nằm phủ trên móngkết tinh (Creta muộn) là trầm tích Đệ Tam, Đệ Tứ gồm đất cát bở rời, sét cátluôn phiên nhau và độ dày khoảng 600m Nguồn cung cấp vật liệu chủ yếucho trầm tích bồn trũng từ đới nâng Côn Sơn ở phía Đông

Dựa vào cấu trúc địa chất, các dạng thân dầu, tính chất dầu và các đặctrưng nhiệt độ, áp suất vỉa trên mỏ đã chia ra làm bốn phức hệ chứa dầu đượcphân cách nhau bởi các tập sét chắn khu vực dày Trong trầm tích chứa baphức hệ đá chứa dầu và phức hệ thứ tư nằm trong đá móng nứt nẻ

Hình 1.2: Cột địa chất tổng hợp mỏ Bạch Hổ.

1.1.2.1 Trầm tích.

Từ trên xuống dưới, phức hệ đá chứa dầu đầu tiên bao gồm tầng 23 và

24 thuộc điệp Bạch Hổ, phụ thống Mioxen hạ Trầm tích phức hệ này phân bố

trên khắp diện tích khu mỏ và trên các vùng lân cận ngoài phạm vi mỏ nóđược phủ đều, chúng được liên kết một cách chắc chắn trong các lát cắt củatất cả các giếng khoan Các thân dầu của vòm này thuộc dạng vòm vỉa, tầngnày nằm dưới tầng kia, bị chia cắt bởi các đứt gãy phá hủy có ranh giới dầunước và có đới chứa nước bao quanh phía ngoài Áp suất vỉa tương ứng với

áp suất thủy tĩnh Thành phần dầu của tầng này khác với thành phần dầu củatầng dưới, khả năng chứa dầu phân bố cả ở vòm trung tâm và vòm bắc củamỏ

Phức hệ chứa dầu thứ hai gồm các tầng sản phẩm Ia, II, III, IV, V thuộcđiệp trà tân, phụ thống Oligoxen thượng Trầm tích của các tầng này đượcphân biệt bởi sự thay đổi mạnh tướng đá Đá chứa phát triển chủ yếu ở rìaphía Bắc và cánh phía đông của vòm Bắc Đặc trưng của phức hệ này là ápsuất vỉa cao dị thường là 1,6 at/100m Phức hệ chứa dầu thứ ba gồm các tầngsản phẩm VI, VII, VIII, XI, X thuộc điệp trà cú, phụ thống Oligoxen hạ Cáctầng sản phẩm này là cát kết phát triển trên toàn bộ diện tích của vòm Bắc tạothành thân dầu thống nhất dạng vòm vỉa khối Các phân lớp sét giữa các tầng

có chiều dày nhỏ lẫn cát, có khả năng bị nứt nẻ và không thể làm màn chắntin cậy được

Phân lớp sét giũa tầng IX và tầng X la ổn định nhất Áp suất vỉa khácđôi chút so với áp suất vỉa thủy tĩnh Hệ số dị thường không vượt quá 1,2at/100m Tính chất dầu của các tầng giống nhau Ranh giới tiếp xúc dầu nướcchưa được phát hiện

1.1.2.2 Đá móng.

Phức hệ chứa dầu thứ tư là đá nứt nẻ trong móng bao gồm granit vàgrandiorit Khả năng di dưỡng của đá được hình thành do có độ nứt nẻ vàhang hốc thông nhau bằng các khe nứt và sự giãn tách Thân dầu trong phức

hệ này có dạng khối

Qua các công trình nghiên cứu cho thấy rằng các đá chứa trong khoảngđịa tầng từ phần trên của phụ thống Oligoxen hạ (tầng sản phẩm VI) đến mặtmóng chứa một loại dầu có cùng nguồn gốc và có thể tạo thành một thân dầuthống nhất dạng vỉa khối Mức độ lưu thông về thủy lực của từng vùng, từng

đới và khoảng cách đá chứa sản phẩm của thân dầu này như sau:

- Theo mặt đứt gãy kiến tạo đối với đá móng, các mặt đứt gãy không làmàn chắn mà ngược lại chung làm tăng độ hang hốc của đá granit

- Theo mạng lưới các khe nứt kiến tạo trong các đá đặc sít

- Theo các cửa sổ trầm tích là vùng không có sét làm vách ngăn cáchgiữa các vỉa đá chứa

Khả năng chứa dầu của đá móng là do hang hốc nứt nẻ Đại đa số mẫulõi chỉ đại diện cho phần rắn chắc của khung đá, và thường chỉ cho những giátrị độ rỗng trong khoảng một vài phần trăm Tuy nhiên địa vật lý giếng khoannghiên cứu những khoảng lớn hơn rất nhiều trong đó có các đới hang hốc vànứt nẻ không được nghiên cứu bằng mẫu lõi theo tài liệu đã xác định đượcnhững khoảng với độ rỗng rất cao tới 15,8% ; còn độ rỗng trung bình chochiều dàu hiệu dụng là 4.3% Khi tính trữ lượng, độ rỗng được biện luận chochiều dày chung của móng với những giá trị sau: vòm Bắc 2,5-15% và vòmtrung tâm 2,4-3,8%

1.2 Phân khu mỏ và đối tượng sản phẩm.

1.2.1 Phân khu mỏ.

1.2.1.1 Vòm trung tâm

Ở các giếng khoan 102, 104, 106, 108, 109, 110, 113, 116 ranh giới tiếpxúc dầu và nước chưa được xác định Phần trên của thân dầu của giếng 113(độ sâu từ 3440 đến 3452 m) bão hòa dầu, phần dưới độ sâu từ 3462 đến 3482

m bão hòa nước vỉa, bão hòa dầu ở độ sâu khoảng 2871 đến 2875 m với kíchthước của vòm là 8,25km * 0,2km * 13m

1.2.1.2 Vòm bắc

* Thân dầu thứ nhất: Nằm ở phía tây trục cấu tạo, mặt tiếp xúc giữadầu và nước ở mốc có độ sâu tuyệt đối là 2913m (thân dầu này nằm ở vùngbên trái đứt gãy với các giếng khoan 403, 603)

* Thân dầu thứ hai: Phát hiện ở các giếng khoan 305, 307 Độ sâu tiếpxúc giữa dàu và nước là 2816m nằm ở phía tây vòm bắc với kích thước

1.2.1.3 Vòm Nam

Vỉa dầu bão hòa ở hai khoảng độ sâu khác nhau từ 2927.6 – 2931.2m

và từ 2960- 2964m Ranh giới tiếp xúc dầu nước chưa được xác định nên tạmlấy đá móng ở độ sâu 2929m là ranh giới Kích thước của nó khoảng4.9km*2.75km*66m

SB,TS.B,S-Z.B,VB,S-V.B, YB

có kaolinite,

có ít vật liệucacbonate

Do sự biếnđổi thứsinh, cát kếtnằm xen kẽvới bột kết

và sét kết

Do có sựbiến đổi thứsinh,cát kếtnằm xen kẽvới bột kết

và sét kết

Cáckhoáng vậtkết tinhbao gồmgranit,thạch anh,monzonit,diorit4

giếng, m

9 vỉa, MPaÁp suất 25,2 ở độ sâu2820 18,8 ở độsâu 3650 23,3 ở độsâu 3650 sâu 365025 ở độ

10 Nhiệt độvỉa, oC 113 - 118 ở độsâu 2820 sâu 3650131 ở độ 138 ở độsâu 3650 sâu 3650142 ở độ

Sodium,bicarbonate, calcium,chloride,nước biển

Sodium,bicarbonate, calcium,chloride,nước biển

Nước biển

CaCl2, dungdịch bọtaxit

Nước biển.CaCl2,dung dịchbọt axit

Dung dịch

kị nước(polimerbùn đất sét)

Dung dịch

kị nước(polimerbùn đất sét)

Dung dịch

kị nước(polimerbùn đấtsét)

1.3 Gradien địa nhiệt và gradien áp suất của các vỉa sản phẩm mỏ

Bạch Hổ.

1.3.1 Gradient địa nhiệt (GDN) của đất đá phủ trên đá móng.

Móng được phủ bởi thành tạo trầm tích sét tuổi Mioxen và Oligoxen.Các lớp phủ này có hệ số dẫn nhiệt bé hơn so với hệ số dẫn nhiệt của đámóng Dòng nhiệt sau khi ra khỏi đá móng sẽ bị ứ lại ở các lớp phủ phía trên.Gradient địa nhiệt các lớp này lớn hơn móng Các lớp phủ nằm ở độ sâu khác

nhau phía trên đá móng, vì vậy giá trị Gradient địa nhiệt của chúng cũng khácnhau.

Những đo đạc nhiệt độ trong các giếng mở vào thân dầu tuổi Mioxen

hạ, Oligoxen dưới có quy luật như sau: cùng chiều sâu như nhau, giếng nàonằm ở vùng đá móng trồi lên thì nhiệt độ cao hơn, ngược lại giếng nào nằm ởvùng đá móng trụt xuống thì có nhiệt độ thấp hơn Nói cách khác, Gradientđịa nhiệt của các tầng chứa Mioxen và Oligoxen vòm Nam (nơi móng trồi lên3050m) cao hơn ở vòm Bắc (nơi tụt xuống 3500m) Càng xuống sâu thì sựkhác biệt nhiệt độ của đá móng và lớp phủ càng bé

Ở vòm Nam, các lớp phủ nằm ở độ sâu từ 2800m xuống gặp móng ở(3100m) Gradient địa nhiệt có giá trị trong khoảng 4 đến 5oC Các lớp phủgặp đá móng ở độ sâu hơn (3300m) thì từ 3,8 đến 4oC Tại vòm Bắc các lớpnằm ở độ sâu 2800m xuống gặp đá móng ở 3500 đến 3700m Gradient địanhiệt thay đổi từ 3,5oC đến 5oC Các lớp phủ gặp móng ở độ sâu hơn 4000mthì từ 3 đến 4oC

1.3.2 Gradien địa nhiệt của đá móng.

Đá móng là một khối thống nhất, cơ bản là đá granitoid có thể xemgradien địa nhiệt có giá trị không đổi với toàn khối Do ảnh hưởng của lớpphủ Mioxen và Oligoxen, do vị trí của các vòm khác nhau cho nên nhiệt độcác vùng ở trên mặt móng khác nhau Nhưng khi đi sâu vào móng ở một độsâu nào đó (có thể chọn 4300m) đối với diện tích nghiên cứu, thì nhiệt độ ởvòm Bắc và vòm Nam giống nhau Giữa móng và lớp phủ Oligoxen có mộtđới nhỏ chuyển tiếp Độ dày của lớp chuyển tiếp này được xác định là 200m.Kết quả nghiên cứu cho phép xác định được giá trị Gradient địa nhiệt của đámóng là 2,5oC Nhiệt độ ở độ sâu 4300m là 157,5oC

1.3.3 Dị thường nhiệt độ.

Nhiệt độ tại các điểm ở nhiều giếng cao hơn nhiệt độ bình thường tínhtheo Gradient địa nhiệt Cũng chính tại điểm đó từ vài độ đến vài chục độ.Đây là dị thường nhiệt độ đến vài chục độ Đây là dị thường nhiệt độ do nhiềunguyên nhân khác nhau gây nên khi giếng làm việc

1.3.4 Nguyên nhân dị thường nhiệt độ.

Dòng chất lỏng chảy trong các đá chứa nứt nẻ có vận tốc lớn, nhiệt độ

ít thay đổi theo thời gian Khi đó nhiệt độ đáy giếng cao hơn nhiệt độ bìnhthường từ vài độ đến vài chục oC Ta ghi nhận được cơ bản chỉ có thể do chấtlỏng từ dưới sâu đi lên hoặc do dòng chảy theo phương ngang hương tâm tớigiếng gây nên

Xét dòng chảy theo phương ngang, hướng tâm Khi giếng làm việc, sốliệu khảo sát ở nhiều giếng cho thấy, nếu lưu lượng biến đổi nhiều (3/5%) thìnhiệt độ cũng biến đổi từ 1 đến 3oC Vậy dòng chảy theo phương ngangkhông gây nên dị thường về nhiệt độ Các đứt gẫy của mỏ Bạch Hổ thường

có góc nghiêng 60 đến 80o Quan sát trên mẫu lõi thu được từ đá móng, chúng

ta thấy phổ biến các góc nghiêng 60 - 75 o Các nứt nẻ móng mỏ Bạch Hổ cơbản có hướng thẳng đứng chất lỏng từ dưới sâu đi lên theo các nứt nẻ lànguyên nhân chính gây nên dị thường về nhiệt độ đáy giếng Đó là hiện tượngnhiệt độ tăng các ở đáy giếng ở phần đá móng của mỏ Bạch Hổ

1.3.5 Gradien áp suất.

Ở mỏ bạch Hổ, áp suất của các tầng sản phẩm khác nhau thì khác nhau.Điều đó thể hiện qua sự thay đổi gradient áp suất ở các vị trí khác nhau trongbảng sau:

Bảng 1-2: Gradient áp suất của các tầng ở mỏ Bạch Hổ.

1.4 Đặc điểm vỉa sản phẩm.

1.4.1 Đặc điểm cơ lý của đất đá tầng chứa.

Theo chiều tăng dần của độ sâu giếng thì tính chất của đất đá của tầngchứa ở mỏ Bạch Hổ khác nhau Những tính chất đó được trình bầy thể trongbảng sau:

Liên kết Đất đá mềm,bở rời Đất đá mềm,bở rời -

-1.4.2 Các tính chất của dầu trong điều kiện vỉa.

Dầu của tất cả các vỉa ở mỏ Bạch Hổ chưa bão hòa khí, hệ số áp (tỷ sốgiũa áp suất vỉa và áp suất bão hòa) là:

- 1,43 cho Mioxen dưới vòm Bắc

- 1,9 cho Mioxen dưới vòm trung tâm

- 3,54 cho Oligoxen trên

- 1,94 cho Oligoxen dưới

- 1,67 cho đá móng

Theo các giá trị của các thông số cơ bản, các loại dầu vỉa ở mỏ Bạch hổ

có thể chia ra làm ba nhóm Theo chiều từ nhóm 1 tới nhóm 3 các thông sốgia tăng:

Bảng 1-4: Các thông số cơ bản của dầu thô mỏ Bạch Hổ.

Hệ số thểtíchB

Độ ngớtvỉa( Pa.s )

Mật độvỉa dầu( kg/m3)I

Oligoxen

dưới và

móng

24,7 160-209

19,5-1,59

1,46-0,48 634-668

0,38-1.4.3 Các thông số vật lý của vỉa.

Bảng 1-5: Các thông số vật lý của vỉa.

Vòm Bắc

Loại thân

dầu

Vỉavòm Vỉa vòm Vỉa vòm Vỉa khốiLoại đá

Đá chứa sản phẩm tầng Oligoxen chỉ phát triển trên phạm vi vòm bắc,

bị vát mỏng ở cánh Tây của vòm, trên vòm trung tâm tại khu vòm Bắc, chiềudày đá chứ thay đổi từ 35-282m, trung bình 149m với hệ số biến đổi 0,41.Chiều dày hiệu dụng trung bình 7,5m với hệ số biến đổi 0,71.Mức phân lớptrung bình của tầng rất cao 10,8 ; hơn nữa một vài giếng khoan riêng niệt xácđịnh được 18-20 vỉa cát, hệ số cát trung bình là 0,39 với hệ số biến đổi tươngđối nhỏ 0,29 Hệ số biến đổi chiều dày của tầng chứa dầu là 0,71 Liên kết tỉ

mỉ các lát cắt các giếng khoan gặp khó khăn, các đứt gãy làm tăng mức độkhông liên tục của vỉa

1.5.2 Độ chứa dầu.

Có năm thân dầu được phân ra trong tầng Oligoxen hạ, thân dầu dạngkhối, vỉa Đá chứa chỉ có vòm Bắc và sườn Đông của vòm Trung tâm và vòmNam Riêng ở vòm Trung tâm cũng như cánh Tây của vòm Bắc đã phát hiện

ra các tập cát kết tinh di dưỡng kém Những giếng khoan ở dưới này cho thấy

rõ những dấu hiệu có dầu, nhưng cho dòng dầu không lớn, không có dòng dầucông nghiệp

Trữ lượng trầm tích Oligoxen hạ được phân tích thành hai đối tượngchính là: điệp Trà Cú trên (tầng VI, VII, VIII) và điệp Trà Cú dưới (tầng IX,X) Sự phân chia này chỉ có tính ước lệ vì vách sét ngăn tầng VIII-IX khôngphải trên toàn diện tích của đá di dưỡng và thân đầu trên các tầng Oligoxen

hạ Đá tầng chứa Oligoxen hạ không có tính thống nhất về địa chất, chưa pháthiện ranh giới dầu nước Theo số liệu địa vật lý giếng khoan, tại độ sâu tuyệtđối 4348m chiều dày lớn nhất nhận được dòng dầu lưu lượng cao là 4121m(giếng khoan 12) theo vạch ranh giới trữ lượng cấp C1

1.5.3 Tính di dưỡng.

Các tầng sản phẩm mỏ bạch hổ được đánh giá theo nghiên cứu mãu lõitrong phòng thí nghiệm theo kết quả đo địa vật lý giếng khoan và nghiên cứuthủy động lực Nghiên cứu mẫu lõi trong phòng thí nghiệm để xác định độrỗng,độ thấm, độ bão hòa nước được tiến hành theo phương pháp chuẩn Xử

lý số liệu nghiên cứ thủy động lực để xác định độ thấm được thực hiện cùngvới việc sử dụng những giá trị chiều dày hiệu dụng trong khoảng bắn vỉa củacác giếng khoan

Cát kết chứa sản phẩm của tầng 23 vòm Bắc có độ rỗng nằm trongkhoảng 14-24,7% theo số liệu phòng thí nghiệm mẫu lõi cà khoảng 15- 28%theo số liệu địa vật lý giếng khoan Giá trị trung bình dùng dể tính trữ lượngbằng 20% rất phù hợp với phân tích mẫu lõi cũng như số liệu địa vật lý giếngkhoan Độ bão hòa dầu trung bình của đá chứa bằng 57% được biện luận theokết quả thí nghiệm và đo địa vật lý giếng khoan

Sản phẩm tầng 23 vòm Trung Tâm thực tế có độ rỗng và độ bão hòadầu trùng với vòm Bắc ( độ rỗng 19% và độ bão hòa dầu 57% )

Trầm tích tầng chứa sản phẩm Oligoxen hạ có độ rỗng thấp, trung bình12% theo mẫu lõi và 15% theo kết quả đo địa vật lý giếng khoan Nhưng độbão hòa dầu cao hơn 68%.

Độ thấm tương đối nhỏ 20-30 mD và không đồng nhất trong từng mộtđối tượng

1.5.4 Tính không đồng nhất.

Mỏ dầu Bạch Hổ là mỏ đa dạng vỉa, đặc trưng về mức độ khác nhau vềtính không đồng nhất về các đối tượng khai thác

Phân tích tài liệu địa vật lý và tài liệu mẫu lõi trong tầng chứa Oligoxen

hạ cho thấy mặt cắt các tầng sản phẩm rất không đồng nhất, được xen kẽ bởicác lớp cát kết, bột kết chứa sản phẩm và sét mỏng không chứa sản phẩm

So sánh đặc tính không đồng nhất (hệ số phân lớp, hệ số cát) của cácđối tượng khai thác, thấy rằng trầm tích tầng chứa Oligoxen hạ thuộc đốitượng không đồng nhất hơn (có hệ số phân lớp là 10,8 và hệ số cát là 0,39)

1.5.5 Thành phần thạch học.

Đặc trưng Oligoxen hạ là cát kết hạt thô, sạn kết, sỏi kết độ chọn lọc rấtkém-kém, Còn Oligoxen thượng là các tập cát kết khá dày, xen kẽ bột kết , sétkết có chứa vật chất hữu cơ, đá vôi móng và lớp đá macma Tỷ lệ sét kết / cátkết thay đổi trong khoảng 80%-90% bề dày tập

Thành phần khoáng vật vụn chủ yếu là thạch anh (>50%), Feldspat(11%) đặc biệt có hàm lượng đá granit lớn (>10%), đá macma (2-14%), ít đáphiến silic và các mảnh đá biến chất Các mảnh vụn nhìn chung có độ bàotrong rất góc cạnh - bán góc cạnh - bán tròn cạnh, bán cầu, thon dài, hạt tiếpxúc điểm, đường thẳng là chủ yếu, ít khi thấy tiếp xúc đường cong, độ chọnlọc kém - kém vừa

Thạch anh trong suốt- mờ đục, màu xám nhạt- xám vừa, chủ yếu lànhững hạt tinh thể đơn và các hạt đa tinh thể yếu, hiếm các hạt thạch anh cóchứa apatit, tuormalin, zircon Feldspat chủ yếu là Feldspat giàu kali (chiếm11-15%), Plagioclase (6-8%) (Plagioclase là một nhóm khoáng vật silicat rất

quan trọng trong họ fenspat, tù anbit đến anorthit với công thức NaAlSi3O8

đến CaAl2Si2O8) Mica chủ yếu là biotit (K(Mg,Fe)3AlSi3O10(Fe.OH)2) bị biếnđổi mạnh

Tầng Oligoxen có thành phần chủ yếu là cát kết nên nó thường chứacác khoáng vật thứ sinh là thạch anh chiếm từ 75-90% Ngoài ra còn có cáckhoáng vật khác như sắt, cacbonat tạo thành những lớp mỏng xen kẹp giữacác lớp cát trong vỉa

1.6 Trạng thái khai thác trong tầng Oligoxen.

Các tầng sản phẩm của Oligoxen được chia thành 2 đối tượng khaithác: Oligoxen thượng và Oligoxen hạ

 Đối tượng 1: Oligoxen thượng

Bao gồm các tầng sản phẩm I, II, III, IV, Oligoxen thượng có thànhphần là cát, bột kết Chúng được phân bố cục bộ, các thân dầu dạng thấu kính,

có dị thường áp suất cao song dự trữ năng lượng vỉa không lớn

 Đối tượng 2: Oligoxen hạ

Bao gồm các tầng sản phẩm VI, VII, VIII, IX, Oligoxen hạ phân bố chủyếu ở Bắc và Đông bắc mỏ Trầm tích chứa các sản phẩm là cát, bột kết thuộctướng của sông, đầm hồ ven biển Chiều cao thân dầu đến hơn 1000m Độrỗng thấp 12 – 14%, độ thấm nhỏ 20 – 30mD, áp suất vỉa tương đương ápsuất thủy tĩnh Gradient địa chất 3,4 – 3,5o/100m, hệ số sản phẩm nhỏ 15 tấn/ngđ.MPa Đặc tính collector thay đổi lớn, vát nhọn về phía Tây, Tây Namtheo đới nâng cao của móng, về phía Đông, Đông Bắc collector kém dần vàsét hóa, các đứt gẫy kiến tạo (biên độ thẳng đứng từ 200 – 300m) chia thànhcác đối tượng riêng biệt, tạo lên các than dầu đóng kín riêng biệt và có nguồnnuôi

Tổng sản lượng khai thác đối tượng Oligoxen mỏ Bạch Hổ đến tháng1/ 2009 là 9,7 triệu tấn với hệ số thu hồi dầu của đối tượng này là dưới 30%

Bảng 1-6: Tình trạng thu hồi dầu tại tầng Oligoxen.

Oligoxen hạ bị phá hủy các phá hủy kiến tạo chia làm ba khối I,II,III,giữa các khối hầu như không có quan hệ thủy lực Các tầng sản phẩm từ VI –

XI được lien kết thành một đối tượng và cùng chung một hệ thống khai thác.Các khối của Oligoxen hạ có các tầng sản phẩm phân ra khác nhau rõ rệt, đặctrưng bởi các hủy kiến tạo từ phía Tây, có các đặc trưng thấm chứa tốt và hệ

số sản phẩm cao Tầng sản phẩm trong đá cát kết có tính chất bất đồng nhấtcao, tồn tại một số vùng bị vát nhọn, vì vậy quan hệ thủy lực giữa các giếngyếu Đối tượng khai thác được duy trì áp suất vỉa bằng bơm ép nhưng hiệuquả kém

Khối I được đưa vào khai thác năm 1987 Trữ lượng dầu tại chỗ củakhối I là 9718 ngàn tấn Đến 01/ 02/ 2009 tổng sản lượng dầu khí đã khai thácđược xấp xỉ 3,2 triệu tấn dầu với hệ số thu hồi dầu là 0,329 Sản lượng dầukhai thác lớn nhất đạt 284,96 ngàn tấn vào năm 1989, sau đó giảm xuống còn104,4 ngàn tấn vào năm 1994 Nguyên nhân dẫn đến sự sụt giảm sản lượngdầu khai thác là do áp suất vỉa giảm Từ năm 2006 đến nay, nhờ đưa thêmnhiều giếng mới và áp dụng thành công các phương pháp xử lý vùng cận đáygiếng, chuyển các giếng sang khai thác gaslift và tăng cường bơm ép duy trì

áp suất vỉa, nên giữ được mức khai thác hàng năm từ 120 – 140 ngàn tấn Từnăm thứ 2 sau khi đưa đối tượng vào khai thác đã tiến hành bơm ép nước duytrì áp suất vỉa, do độ tiếp nhận của các giếng bơm ép thấp và suy giảm nhanhnên không bù đủ lượng chất lưu khai thác, áp suất vỉa vẫn tiếp tục suy giảm

Hệ số bù cộng dồn của vỉa đật 59% Hiện tại áp suất vỉa của những vùng khaithác ở chiều sâu tuyệt đối – 3650m giảm xuống đến 16 – 17 MPa và thân dầuhoạt động ở chế độ tách khí rất rõ rệt Độ ngập nước trong sản phẩm đến dầunăm 2009 ở mức thấp 10%

Khối II có kích thước và trữ lượng lớn nhất, được đưa vào khai tháctháng 4/ 1988 Trữ lượng dầu tại chỗ là 21518 ngàn tấn, đến 01/02/ 2009 hiệnkhai thác được xấp xỉ 6,3 triệu tấn với hệ số thu hồi dầu là 0,292 Sản phẩmdầu đạt 323,1 ngàn tấn vào năm 1993, sau đó tuy có đưa giếng mới vào khaithác nhưng sản lượng vẫn giảm còn 274 ngàn tấn vào năm 1994, nguyên nhân

là do áp suất vỉa giảm Trong giai đoạn 1998 – 2004, sản lượng dầu khai tháctăng nhiều nhất đạt 601,5 ngàn tấn vào năm 2004 nhờ đưa giếng mới vào khai

thác, , chuyển các giếng sang khai thác gaslift và và áp dụng thành công cácphương pháp xử lý vùng cận đáy giếng Sau đó sản lượng tiếp tục giảm xuốngcòn 411,1 ngàn tấn vào năm 2006 Từ năm 1992 đã tiến hành bơm ép nướcduy trì áp suất vỉa ở khối II Đánh giá chung, trong suốt quá trình khai tháckhối lượng nước bơm ép không bù đủ lượng chất lưu thu hồi, mặc dù có đưathêm bơm ép mới vào làm việc Hệ số bù khai thác cộng dồn chỉ đạt 67,3%.Một số vùng của khối II hiện nay có áp suất giảm, ở chiều sâu tuyệt đối –3650m chỉ còn 13 – 16 MPa và thân dầu khai thác ở chế độ tách khí rõ rệt Từnăm 1995 nước xuất hiện trong vỉa sản phẩm và độ ngập nước trung bình thấphơn 7,5% Đến năm 2009 độ ngập nước trong sản phẩm là 22%.

Khối III được đưa vào khai thác từ năm 1993 Tổng trữ lượng dầu khítại chỗ là 10071 ngàn tấn, đến 01/ 02/ 2009 khai thác được 387 ngàn tấn với

hệ số thu hồi thấp là 0,038 Các giếng khai thác làm việc không có nước ở chế

độ tự phun với lưu lượng dầu từ 30 – 345 tấn/ ngđ Tuy nhiên, lưu lượng củacác giếng suy giảm nhanh cùng với sự gia tăng của các chỉ số khí dầu do ápsuất vỉa giảm ở các vùng khai thác Các phương pháp xử lý vùng cận đáygiếng (nứt vỉa, xử lý axit) có làm tăng thêm lưu lượng các giếng nhưng khôngđáng kể Hiện nay các giếng đều hoạt động khai thác bằng phương phápgaslift, lưu lượng trung bình 18 tấn/ ngđ Sản lượng dầu hang năm dao động

từ 10 -40 ngàn tấn Tính từ đầu khai thác, sản lượng cộng dồn của khối III đạt

387 ngàn tấn Năm 1998 bắt đầu tiến hành bơm ép ở khối III

Về tổng thể theo các khối Oligoxen hạ, sản lượng daaug thu hồi lớnnhất 733,3 ngàn tấn vào năm 2004, sau 18 năm bắt đầu khai thác Giai đoạnkhai thác ổn định kéo dài 4 năm, sau đó sản lượng dầu giảm xuống còn 534,9ngàn tấn vào năm 2006 Hiện tại Oligoxen hạ đang hoạt động ở khai thác suygiảm Độ ngập nước trung bình là 19,5% Lưu lượng trung bình 34,0 m3/ngđ

Oligoxen thượng: các thân dầu có dạng thấu kính, phân bố ở tầng trên

và được khai thác ở chế độ suy thoái năng lượng vỉa Các giếng khai thác cólưu lượng sụt giảm nhanh chóng vì áp suất vỉa giảm Sản lượng dầu lớn nhấtđạt 128,5 ngàn tấn vào năm 2005 Tính đến 01/ 02/ 2009 đã khai thác được

685 ngàn tấn với hệ số dầu đạt 0,048, lớn hơn nhiều so với dự báo Độ ngậpnước trung bình đạt 5% và lưu lượng trung bình là 7,1m3/ ngđ

Về tổng thể thân dầu Oligoxen, tổng lượng dầu khai thác cộng dồn tínhđến 01/ 02/ 2009 đạt 10551 ngàn tấn.

CHƯƠNG 2 CÁC QUÁ TRÌNH CÔNG NGHỆ GÂY NHIỄM BẨN

Các loại nhiễm bẩn:

 Hoạt động xây dựng giếng:

Trong quá trình phân ly, pha rắn có hàm lượng keo cao xâm nhập kể cảcác chất độn không hòa tan hoặc khó tan trong axit có trong dung dịch đểngăn ngừa và chống mất nước vào các lỗ hổng và đặc biệt vào các khe nứtthành hệ.

Do quá trình thấm lọc của nước từ dung dịch khoan vào các lỗ hổngmao dẫn của vỉa, tọa thành nhũ tương nước dầu bền vững.Chính dạng nhũtương này đã làm giảm tính linh động của các chất lỏng trong các khoảngkhông lỗ hổng, từ đó làm giảm khả năng khai thác và gây khó khăn trong quátrình xử lý giếng

Do sự lắng đọng của các muối không tan do sự tương tác của các ion

co trong dung dịch khoan và trong thành hệ Mùn khoan có hàm lượng canxicao sẽ tạo ra kết tủa CaCO3, nếu nước thành hệ có thành phần ion bicacbonatcao cũng làm giảm độ thấm của vỉa

Sự xâm nhập của các pha rắn trong các hệ dung dịch có hàm lượng chấtrắn cao vào các lỗ rỗng thành hệ, đặc biệt khi khoan qua vùng xẩy ra mấtdung dịch cao hoặc khi khoan trong điều kiện áp suất cột dung dịch khoan lớnhơn áp suất vỉa thì ảnh hưởng đến độ thấm càng nghiêm trọng.

Do các loại vi khuẩn khác nhau trong dung dịch pha chế gây ra phảnứng phân hủy làm giảm khả năng tác động cảu chất polymer hay tạo ra lớpmàng chắn bít các lỗ hổng mao dẫn của tầng chứa

Mức độ nhiễm bẩn của tầng chứa càng ngiêm trọng hơn nếu:

- Vỉa có độ thấm cao

- Áp suất cột dung dịch khoan lớn hơn áp suất vỉa

- Dung dịch khoan gốc nước hoặc có hàm lượng chất rắn cao

Hình 2.1: Nhiễm bẩn trong quá trình khoan.

2.2 Quá trình chống ống và trám xi măng.

Công tác bơm trám xi măng là một trong những công đoạn hoàn thiệngiếng dễ gây ảnh hưởng đến độ thấm, độ tiếp nhận của vỉa và công tác xử lýgiêng đưa vào khai thác

Để đáp ứng yêu cầu kỹ thuật về độ bền cứng và độ bám của xi măngtrám giữa khoảng không vành xuyến, trước khi trám xi măng cần tiến hànhrửa giếng khoan và loại bỏ lớp sét bằng các vòng cạo Nếu thực hiện tốt côngtác này thì độ thấm của thành giếng sẽ là độ thấm thật của vỉa rất thuận lơicho việc xử lý giếng sau này.

Trong quá trình trám xi măng, do hiệu ứng thấm lọc, vữa xi măng sẽxâm nhập vào vỉa hoăc sản phẩm sau phản ứng giữa chất phụ gia và dungdịch đệm cũng làm giảm độ thấm thành hệ Sau khi vữa xi măng bơm trámđông cứng, khu vực bị nhiễm bẩn do vữa xi măng có độ thấm bằng không Đểkhai thác được lưu chất trong vỉa, ta phải bắn mở vỉa để tạo các kênh dẫn liênthông giữa vỉa với đáy giếng sau khi bắn vỉa qua lớp xi măng trám, lưu chấtmuốn vào giếng phải thắng được lực cản khi lưu thông qua các kênh dẫntrong lớp xi măng Điều này làm tổn hao một phần áp lực vỉa và làm giảm hệ

số khai thác của giếng

2.3 Quá trình mở vỉa hoàn thiện giếng.

Quá trình mở vỉa khi khoan đóng một vai trò quan trọng bởi nó ảnhhưởng trực tiếp đến lưu thông dòng dầu khí mà giếng thu nhận từ vỉa Đồngthời có khả năng và mức độ khai thác ban đầu hoàn toàn phụ thuộc vào côngnghệ thi công khoan, thành phần, tính chất của dung dịch khoan Ngoài ra, nócòn phụ thuộc vào chất lượng thi công để cách ly các vỉa, tầng sản phẩm khácnhau với các tầng đất đá khác

Khi bắn mở vỉa ở điều kiện áp suất cột dung dịch khoan lớn hơn ápsuất vỉa sẽ làm giảm độ thấm của vỉa bởi sự nén ép xung quanh lỗ bắn vỉa,làm bít nhet các lỗ rỗng bằng các hạt mịn của thành hệ, cũng như do lớp ximăng bị phá hủy, các mảnh vụn do bắn vỉa, lớp kim loại nóng chay và cácchất nhiễm bẩn các chất trong dung dịch bắn mở vỉa

Trong quá trình lắp ráp các thiết bị khai thác, độ thấm của thành hệcũng bị giảm do thiết bị khai thác và giếng khoan không sạch, làm việc trongđiều kiện áp suất của cột dung dịch khoan lớn hơn áp suất vỉa Thêm vào đó,

do hiệu ứng ngấm lọc của dung dịch, sự xâm nhập của các hạt vụn trong dungdịch hoàn thiện giếng va các lỗ rỗng và khe nứt thành hệ làm bít nhét cáckênh dẫn sẽ làm giảm độ thấm Sự nhiễm bẩn càng nghiêm trọng hơn nếuthời gian tiếp xúc lâu và vỉa có độ thấm cao

2.4 Trong quá trình chèn sỏi.

Sự nhiễm bẩn nặng trong quá trình chèn sỏi có thể gây ra khi dung dịchchèn sỏi có tỷ trọng cao được bơm vào trong những khoảng bắn vỉa Sự bơmdung dịch chèn sỏi này xuống ống chứa các tạp chất sẽ nén ép chất phụ gia, gỉthép và những chất nhiễm bẩn khác trong các khoảng bắn vỉa Ngoài ra, hiệuứng thấm lọc của dung dịch chèn sỏi và sự xâm nhập của các hạt rắn và cácchất cặn bẩn vào lỗ rỗng thành hệ cũng làm bít nhét các kênh dẫn làm giảm

độ thấm của vỉa

Mức độ nhiễm bẩn càng tăng nếu vỉa có độ thấm dị hướng (có sự khácbiệt độ thấm suốt chiều dày tầng khai thác ), thành phần cát trong vỉa khôngđồng nhất và cát chứa nhiều sét Nhiễm bẩn bởi sét thành hệ xảy ra khi nhữngkhoảng bắn vỉa bị xối rửa trước khi chèn sỏi Nhiễm bẩn này xẩy ra dễ dàngtrong những thành hệ gồm các lớp cát kết và sét kết xen kẽ nhau Sự xối rửacác khoảng bắn vỉa sẽ hòa trộn những lớp này và bít nhét các lớp cát thấm

2.5 Trong quá trình khai thác.

Tốc độ khai thác quá lớn có thể làm giảm áp suất lỗ rỗng gần giếngkhoan đến đến một giá trị giống như ứng suất hiệu dụng vượt quá giới hạn độbền nén của đất đá thành hệ Hiện tượng trên sẽ ít rõ rang trên đá vôi, nơi mà

sự nén chặt thành hệ và sự suy giảm gây tác động đến khu vực lỗ khoan màkhông có các mảnh vụn thành hệ trong dung dịch làm việc Sự nén chặt đá vôigấp 4 đến 8 lần khi nước mềm được bơm ép trong suốt qua trình hoàn thiệngiếng Đứt gãy thành hệ là một phần của hư hại trong giếng do nứt vỉa thủylực, nơi mà sự trượt nở vật liệu chèn dẫn đến các vảy lớn rơi xuống trong quátrình hoạt động

Sự suy giảm áp suất lỗ rỗng trong quá trình sản suất và đôi khi là do sựgiãn nở của khí dẫn đến sự kết tủa của các chất hữu cơ hoặc vô cơ Đa sốnhững lần như vậy, các cặn bã chỉ ảnh hưởng đến ống khai thác và các thiết bị

bề mặt Tuy nhiên cũng có rất nhiều trường hợp giảm độ thấm của thành hệ.Các nguồn gốc sét có độ đặc trưng cao, đẩy mạnh quá trình đóng cặn của cácvật liệu hữu cơ hoặc sự kết tủa của hiện tượng hòa tan muối quá bão hòa(CaCO3, CaSO4)

Sự đóng cặn dầu hắc ín trên thành lỗ rỗng không thể làm giảm độ rỗngthành hệ và độ thấm tuyệt đối Tuy nhiên trong suốt quá trình xử lý này, đá cókhuynh hướng trở thành dính dầu, làm giảm độ thấm tương đối với dầu vàdưới điều kiện nào đó lại làm tăng sự tắc nghẽn đối với nhũ nếu cùng một lúc

- Khi khai thác với tốc độ không ổn định và không liên tục

- Sự di chuyển của các hạt mịn và sự di trú của sét có trong thành hệlàm bít nhét giếng tại hoặc gần các khoảng bắn vỉa gây lên sự lấp kín bêntrong các lỗ rỗng

- Sự tạo thành nhũ tương, sự tích tụ của các hydrocacbon nặng, muối,parafin, asphanten, nhựa đường, sáp trong quá trình khai thác cũng gây nhiễmbẩn

- Sự nhiễm bẩn còn có thể tạo ra bởi sự di chuyển sản phẩm, sự hìnhthành gỉ (những chất rắn kết tủa) và sự rò rỉ từ ống chống trong quá trình khaithác hoặc phần nắng đọng của dung dịch khoan

- Khống chế cát kém Thành hệ khai thác bị nhiễm bẩn (các khoảng bắnvỉa bị sụp) do thành hệ là các tầng cát kết yếu hay bở rời, có độ liên kết kém

2.6 Trong quá trình xử lý axit trước.

Sau khi giếng được xử lý, nếu có hiệu ứng âm (độ thấm thấp hơn banđầu ) thì yếu tố gây ra hiện tượng này có thể là do sự tạo thành kết tủa thứ cấp

trong hoặc sau quá trình xử lý giếng bằng hóa phẩm hay các cặn gỉ của sắt

trong ống chống hay các thiết bị lòng giếng, vụn vật liệu trong thành lònggiếng bị ăn mòn

Thành hệ có nồng độ khoáng vật sắt cao như: khoảng đôlômit giàu sắtankerit - (CaFeMg).(CO3)2, sét clorit - (Mg,Al,Fe)12[(Si3Al)8O20].(OH)16, pyrit

- FeS2, sederite - FeCO3 và giàu hàm lượng sét cũng có thể gây nhiễm bẩnbằng hoạt động bơm ép axit Hợp chất sắt chứa trong lắng cặn hoặc sản phẩm

ăn mòn có mặt trong cần khai thác, ống chống thường gồm: FeO, Fe2O3,

Fe3O4, Fe(OH)

Hợp chất sắt cũng có thể có sẵn trong thành phần hóa phẩm pha chếtrong dung dịch axit Các dạng kết tủa thứ cấp thường xẩy ra trong xử lý axitvỉa cát kết là: hydroxit sắt III - Fe(OH)3, gel silicat Si(OH)4.nH2O, muối floruacanxi - CaF2, muối florua mangie - MgF2, các muối ít tan của axit floruasilisic

- H2SiF6 và axit floruaaluminic - H3AlF6 của Na+, K+ và Ca+ làm bít nhétkhông gian lỗ rỗng

Ngoài ra các yếu tố làm gia tăng mức độ nhiễm bẩn cũng còn do tínhkhông tương tác giữa axit, chất phụ da với các khoáng vật trong thành hệ,hoặc do bởi sử dụng dung dịch axit không thích hợp Như kết tủa muối cloruacanxi được tạo thành khi axit HF tương tác với các khoáng canxi và đôlômittrong thành hệ cát kết trước khi chúng tiếp xúc với axit HF

2.7 Nứt vỉa thủy lực.

Quá trình nứt vỉa thủy lực cũng gây nhiễm bẩn thành hệ do lưu chất nứtvỉa có thể tạo thành kết tủa, chứa tạo chất nhiễm bẩn và cũng do sự thấm lọccủa dung dịch dùng để nứt vỉa vào thành hệ, các thành phần hạt vụn sinh ra sẽ

đi vào không gian lỗ rỗng và các khe nứt của thành hệ dưới tác dụng của ápsuất lớn làm bít nhét giảm độ thấm của thành hệ

2.8 Sửa chữa giếng.

Giếng bị nhiễm bẩn gây ra bởi các hoạt động sửa chữa giếng là do cócác thành phần vật rắn lơ lửng và polymer có trong dung dịch sửa chữa giếng

có thể lấp kín các lỗ rỗng thành hệ, làm giảm độ thấm và khả năng khai tháccủa vỉa Thêm vào đó hiệu ứng pistong khi kéo thả bộ dụng cụ sửa chữagiếng, thiết bị đo trong lòng giếng càng làm vấn đề trầm trọng hơn

Dung dịch sửa chữa giếng có thể xâm nhập vào giếng Ngoài ra, còn do

có hiện tượng thấm lọc, sự trương nở và khuếch tán của sét, các khối nhũ và

sự lắng tụ của các cặn bẩn, giếng khoan không sạch Sự bơm các dung dịchlạnh thỉnh thoảng gây lên sự kết tủa parafin hay asphaltene trong các thành hệsinh dầu Vữa xi măng còn dư trong giếng trong công việc sửa chữa ốngchống (hay trong công đoạn bơm trám xi măng khi hoàn thiện giếng) có thểgây nhiễm bẩn các khoảng bắn vỉa Các hoạt động dây cáp làm bong ra các gỉsắt hay parafin trong ống khai thác cũng như các mảnh vụ kim loại của ốngchống và các vật liệu tạo cầu xi măng Sự nhiễm bẩn càng nghiêm trọng nếuhoạt động sửa chữ giếng trong điều kiện áp suất trên cân bằng và vỉa có độthấm cao

Bên cạnh các nguyên nhân nhiễm bẩn do ảnh hưởng trong quá trìnhkhoan, hoàn thiện giếng và khai thác Thì vùng cận đáy giếng mỏ Bạch Hổcòn bị nhiễm bẩn bởi các nguyên nhân chủ yếu sau:

- Do đứt cáp trong quá trình đo thường xuyên các thông số làm việccủa giếng

- Các thiết bị bắn vỉa và dây điện sau khi xử lý giếng bằng chất nổ còn

để lại trong giếng

- Do các thiết bị đo sâu, thiết bị khoan, thiết bị khai thác rơi xuốnggiếng (đồ tải, cần, các chi tiết thiết bị lòng giếng, choòng khoan )

Để xử lý nhiễm bẩn nhằm phục hồi độ thấm của vỉa và để đạt hiệu quảtốt nhất, ta cần phải nắm rõ bản chất của các vấn đề và đề ra các phương pháptối ưu nhất cho từng trường hợp cụ thể

Bảng 2-1: Tổng hợp các nguyên nhân và giải pháp xử lý vùng cận đáy giếng.

Các hoạt

động gây

nhiêm bẩn

Các nguyênnhân gây nhiễm

bẩn

Các yếu tố làmgia tăng mức độnhiễm bẩn

Cách khắcphục

Cách

xử lýTrong

quá

trình

khoan

- Do dung dịch khoan ngấm vào thành hệ

- Sự xâm nhập của các vật rắn trong mùn khoan

- Vỉa có độ thấmcao

- Dung dịch khoan gốc nước

- Dung dịch khoan có hàm

- Dùng dung dịch không gâynhiễm bẩn

-Dùng chất chống trương

nở sét và sự di

- Tuần hoàn ngược

- Rửa axit

- Xử lý

- Khoan trong điều kiện áp suấtcột dung dịch khoan lớn hơn

áp suất vỉa

- Sử dụng dung dịch set bentonit

trú của sét

- Kíp khoan phải phát hiện kịp thời và điều chỉnh tỷ trọng dung dịch khoan chophù hợp

axit ở

áp suất cao

- Dùng chất phụ gia chống mất dung dịch

- Dùng chất ổnđịnh thành hệ sét

- Bắn vỉa sâu

- Rửa axit, ép axit

áp suất vỉa

- Thành hệ có độthấm cao

- Thiết bị khai thác và giếng khoan không sạch

- Làm việc dưới áp suất dưới điều kiện cân bằng

- Làm sạch tất

cả vật liệu rắn

- Làm sạch ống chống và ống khai thác trước khi sử dụng

- Dùng dung dịch hoàn thiệnkhông gây nhiễm bẩn

- Dùng hóa phẩm hòa tan,

- Xử lý axit

- Tỷ số nước dầugia tăng

- Áp suất vỉa giảm

-Kỹ thuật chèn

- Điều chỉnh tỷ

số nước dầu

- Sử dụng chất chống sự di trúcủa sét

- Giữ giếng sạch

- Xử lý axit

- Xử lý nhiệt

- Duy trì áp suất đáy giếng dưới áp suất hơi bão hòa.

- Không tăng đột ngột tốc độkhai thác

- Cát trong vỉa không đồng nhất

- Cát chứa nhiều sét

- Dùng dung dịch sạch không gây nhiễm bẩn

- Giữ lỗ khoan được sạch

- Thao tác chènsỏi chính xác

- Xử lý axit

- Do các chất khuếch tán

- Độ thấm không đồng nhất

- Hạn chế dùngcác chất phụ gia gây nhiễm bẩn

- Quá trình khuếch tán hợplý

- Sử dụng các chất phụ gia thích hợp

- Thiết

kế chính xác

- Vỉa có độ thấmcao

- Vỉa có độ thấmkhông đồng

- Công tác sửa chữa giếng dưới cân bằng

- dùng dung dịch không gâynhiễm bẩn

- Giữ giếng

- xử lý axit

hoặc parafin trong ống khai thác.

- Các mảnh vụn kim loại của ốngchống

- Vữa xi măng còn dư trong giếng

nhất

- Giếng khoan không sạch

- Dùng chất chống ăn mòn vàcác chất phá nhũ

khoan sạch

* Kết luận.

Hiệu quả của quá trình xử lý vùng cận đáy giếng có ý nghĩa vô cùngquan trọng vì nó ảnh hưởng trực tiếp đến lưu lượng dầu khí từ các vỉa sảnphẩm chảy vào đáy giếng trong quá trình khai thác sơ cấp hay trong khai thácthứ cấp Ví thế, sự đánh giá nhiễm bẩn của tầng chứa cho phép ta dự đoánđược lưu lượng khai thác ban đầu của giếng khi bắt đầu hoạt động và xác địnhđược loại nhiễm bẩn

Từ đó có biện pháp xử lý, khắc phục hay hạn chế các tác nhân gây hưhỏng tầng sản phẩm, giúp ta đưa ra các phương án thi công từng truongf hợp

cụ thể cho từng giếng đẻ đạt được hiệu quả xử lý hay nhất

Để đánh giá mức độ nhiễm bẩn của vùng cận đáy giếng, người tathường khảo sát sự thay đổi của đường đặc tính dòng vào trong quá trình khaithác và độ tổn hao áp suất ở vùng cận đáy giếng (hay còn gọi là hiệu ứngskin)

2.9 Đánh giá sự nhiễm bẩn của giếng.

2.9.1 Khái niệm hiệu ứng skin.

-Tất cả các hiện tượng làm thay đổi đặc tính thấm chứa tự nhiên của đá vùngcận đáy giếng được gọi chung là hiệu ứng skin

- Hiệu ứng skin được đặc trưng bởi tổn hao áp suất ΔPskin hoặc hệ số khôngthứ nguyên S (S=C1+C2+C3+…)

+ C1: mức độ không hoàn thiện theo mức độ mở vỉa (mở bao nhiêu phần vỉa)

+ C2: mức độ không hoàn thiện theo đặc tính mở vỉa (ống chống có lưới lọckhông, số lỗ tạo ra sau quá trình bắn mìn, )

+ C3: mức độ nhiễm bẩn thành hệ

Hệ số skin:

*Đánh giá qua hệ số giảm áp ΔPs

ΔP s = P w - P’ w

-Pw = áp suất đáy giếng trong điều kiện lý tưởng

- P’w = áp suất đáy giếng trong điều kiện thực tế

*Đánh giá qua hệ số không thứ nguyên S:

Để lượng hóa mức độ nhiêm bẩn của giếng, người ta thương dùng khái niệm

hệ số Skin hay còn gọi là yếu tố cơ học Skin Dưới dạng toán học hệ số này được mô tả như sau:

S = (K – Ks)/Ks.lg(rs/rw)

Trong đó: + S là hệ số Skin

+ K là độ thấm của giếng không bị nhiễm bẩn

+ Ks là độ thấm của giếng đã bị nhiễm bẩn

+ rs là bán kính vùng nhiễm bẩn

+ rw là bán kính giếng khoan

Tùy theo mức độ nhiễm bẩn , giá tri S có thể:

+ S > 0: vùng cận đáy giếng bị nhiễm bẩn

+ S = 0: bảo toàn được điều kiện thấm tự nhiên

+ S < 0: vùng cận đáy giếng được xử lý thành công, tính

thấm được cải thiện tốt hơn điều kiện tự nhiên

Hình 2.2: Giếng trước và sau khi nhiễm bẩn.

2.7.2 Các kỹ thuật xác định S.

- Thử giảm áp là tiến hành khai thác và đo áp suất đáy giếng pwf còn gọi là thửdòng, thử tốc độ

- Thử hồi áp là tiến hành đóng giếng và đo áp suất suất đáy giếng pws

2 7.2.1 Phương pháp thử giếng dầu bằng kỹ thuật hồi áp.

Đây là phương pháp thử phổ cập nhất Nội dung của phương pháp nàysau kh tiến hành khai thác giếng với tốc độ không đổi ta đóng giếng (từ trên

bề mặt) sau đó theo dõi sự gia tăng áp suất ở đáy giếng theo thời gian trongkhoảng ∆t nào đó (hình 2.3) Khi phân tích tài liệu này ta có thể đánh giá độthấm k, áp suất trong vùng tháo khô p, yếu tố skin S, tính không đồng nhấthoặc biên Theo nhiều kỹ thuật khác nhau trong đó phổ cập nhất là đồ thịHorner Phương pháp phân tích tài liệu dựa trên kỹ thuật biểu đồ Horner đượcxem là chính xác cho mỏ biên hở và cũng có thể dùng xử lý cho mỏ biên kín

Hình 2.3:Sự thay đổi áp suất và lưu lượng khi thử hồi áp giếng dầu.

Hình 2.4: Đồ thị hồi áp Horner cho giếng trong mỏ hoặc một vùng tháo khô

có biên kín

Mục đích của kỹ thuật phân tích hồi áp là tập chung vào việc áp dụngthực tế của lý thuyết hồi áp để phân tích tài liệu thử giếng Cụ thể là xác địnhcác thông số k, S, p của vỉa Đồng thời đánh giá ảnh hưởng của thời gian khaithác và điều kiện biên.

* Xác định sự nhiễm bẩn để kích thích giếng: Để xác định yếu tố skin,người ta hay dùng phương pháp API theo cách lấy hiệu số của lời giải tốc độcuối không đổi mô tả giảm áp trước khi đóng giếng và đường thẳng ngoại suyhồi áp lý thuyết, cả 2 được viết theo đơn vị field

Từ đó S= 1,151Giá trị p’ws(1h) lấy trên đường ngoại suy tương ứng với thòi gian đónggiếng =1 giờ, còn pwf đo tại thời điểm đóng giếng

Giá trị S xác định được nằm trong khoảng 0< S ≤0 ; các giá trị S >0chứng tỏ vùng cận đáy giếng bbij nhiễm bẩn, giá trị càng cao thì mức độnhiễm bẩn càng lớn Ngược lại nếu S <0 thì chứng tỏ vùng cận đáy giếngđược kích thích với mức độ tùy thuộc vào giá trị tuyệt đối của giếng

2.7.2.2 Thử giếng dầu theo kỹ thuật giảm áp.

Phép thử tiến hành bằng cách khai thác, có dòng chảy ở đáy giếng, bắtđầu từ khi áp suất phân bố đều trong mỏ, đồng thời gi nhân giá trị q, áp suất ởđáy giếng pwf theo thời gian Có hai kỹ thuật cơ bản là thử một tốc độ và đặcbiệt phổ biến là thử với nhiều tốc độ

1 Thử với một tốc độ không đổi

Tiến hành khai thác với một lưu lượng không đổi và ghi nhận sự thayđổi áp suất đáy giếng theo thời gian Kỹ thuật này được áp dụng cho một sốtrường hợp sau:

- Giếng mới khoan xong, nhất là các giếng thăm dò, khi đó áp suất banđàu là pi

- Giếng khai thác đã đóng lâu ngày, áp suất đã phân bố đều trong vùngảnh hưởng

- Giếng không thuận lợi cho kỹ thuật hồi áp thường vì lý do giảm sảnlượng.

2 Thử với tốc độ giảm đều và chậm

Trong trường hợp nếu dùng kỹ thuật phân tích một tốc độ không đổi sẽ dẫntới các sai số đáng kể Thay vào đó ta áp dụng phương pháp Winestock, nộidung là xây dựng đồ thị t (hình 2.5)

Hình 2.6: Sơ đồ tốc độ (a) và kỹ thuật phân tích (b) cho phép thử

nhiều tốc độ

Kỹ thuật thử giếng nhiều tốc độ thường thay cho thử hồi áp để xác địnhcác thông số cơ bản của mỏ trong trường hợp bất tiện do việc đóng giếng sẽdẫn đến sự sụt giảm sản lượng và những khó khăn gặp phải khi khởi động lạigiếng

Phân tích theo điều kiện dòng chưa ổn định (mỏ không biên):

kết đó có thể là thành phần Cacbonat CaCO3, Đôlômit CaMg(CO3)2, SilicatSiO2 vv.

Trong quá trình khoan, bắn mở vỉa, trong quá trình khai thác, bơmép v.v thì sự vận chuyển của sản phẩm giếng, hoặc các quá trình vận chuyểncủa nước từ đáy giếng vào vỉa (trong trường hợp giếng bơm ép) đã mang theocác thành phần nhựa hữu cơ, các thành phần xi măng gắn kết bám lại, tích tụlại ở đáy giếng và trong các và trong các kênh dẫn, khe nứt trong đất đá vỉalàm giảm độ thấm của đát đá và làm cho lượng sản phẩm từ vỉa vào giếngcũng như độ tiếp nhận của giếng giảm

Bản chất của phương pháp xử lý bằng axit là người ta bơm ép xuốngvùng lân cận đáy giếng tạo lên sự tiếp xúc và tạo ra các phản ứng hóa họcgiữa axit và các thành phần lắng đọng, thành phần gây nhiễm bẩn thành hệ và

từ các phản ứng hóa học đó tạo ra các muối hòa tan từ các muối không tan cóchứa các thành phần có trong xi măng gắn kết trong đất đá vỉa Do đó xử lýaxit có tác dụng tẩy rửa và làm tăng độ thấm của thành hệ

Mục đích cơ bản của việc xử lý axit:

 Xử lý vùng cận đáy các giếng dầu khí của những mỏ có đá chứa trầmtích lục nguyên, cacbonat nhằm mục đích tăng lưu lượng khai thác củachúng

 Xử lý vùng cận đáy của các giếng bơm ép nước nhằm mục đích tăng độtiếp nhận khi ép nước của vỉa để duy trì áp suất vỉa

 Xử lý bề mặt nhằm mục đích tách và làm sạch lớp vỏ bùn sét, lớp ximăng tồn đọng, những sản phẩm lắng đọng của sự ăn mòn do chínhthao tác xử lý trước đó (như xử lý axit vùng cận đáy, nứt vỡ thủy lựcgây ra)

 Xử lý “nút đáy” nhằm tạo điều kiện thuận lợi cho các công tác sửa chữagiếng

 Xử lý cần khai thác HKT, đáy giếng (phần phin lọc, khoảng bắn ốngchống khai thác) với mục đích hòa tan các chất lắng đọng, kết tủa tách

ra từ các vỉa nước muối mà chúng gây cản trở dòng chảy sản phẩm dầukhí từ vỉa vào trong giếng đưa dầu vào cần khai thác và đi lên trên bềmặt