THIẾT KẾ PHƯƠNG PHÁP GỌI DÒNG SẢN PHẨM BẰNG ỨNG DỤNG HỆ THỐNG TẠO BỌT HAI PHA CHO GIẾNG KHOAN SM – 830 TẦNG OLIGOXEN HẠ MỎ BẠCH HỔ

MỤC LỤC DANH MỤC CÁC BẢNG DANH SÁCH HÌNH CÁC HÌNH VẼ BẢNG QUY ĐỔI ĐƠN VỊ TÍNH TOÁN LỜI NÓI ĐẦU 1 CHƯƠNG I: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT MỎ BẠCH HỔ 3 1.1 Đặc điểm tự nhiên và xã hội vùng mỏ Bạch Hổ 3 1.1.1 Đặc điểm địa lý và nhân văn vùng mỏ 3 1.1.2 Đặc điểm xã hội 4 1.1.3 Giao thông và thông tin liên lạc. 4 1.2 Đặc điểm địa chất mỏ Bạch Hổ 5 1.2.1 Sơ lược chung về địa chất vùng mỏ Bạch Hổ 5 1.2.2 Địa tầng 6 1.2.3 Đá móng kết tinh trước Kainozoi 6 1.2.4 Trầm tích Kainozoi 7 1.2.4.1 Hệ Palaogen 7 1.2.4.2 Hệ neogen (N) 8 1.2.5 Kiến tạo. 9 1.3 Đối tượng khai thác của mỏ: 13 1.3.1 Ý nghĩa của việc chia đối tượng khai thác: 13 1.3.2 Đối tượng khai thác 13 1.4. Đặc trưng cơ bản của tầng sản phẩm oligoxen hạ mỏ Bạch Hổ. 14 1.4.1 Chiều dày của tầng chứa. 14 1.4.2 Đặc điểm của tầng chắn 14 1.4.3 Tính dinh dưỡng: 15 1.4.4 Tính không đồng nhất 15 1.4.5 Độ rỗng (m) 16 1.4.6 Độ thấm (k). 16 1.5.Tính chất lưu thể trong vỉa sản phẩm. 16 1.5.1 Tính chất của dầu trong vỉa. 16 1.5.2 Đặc tính hoá lý của dầu tách khí. 17 1.5.3 Thành phần tính chất của khí hoà tan trong dầu. 17 1.5.4 Tính chất của nước vỉa. 18 1.5.5 Các đặc trưng vật lý thuỷ động. 18 1.6 Ảnh hưởng các tính chất lý hoá của sản phẩm vỉa đến quá trình khai thác và vận chuyển. 19 1.6.1 Sự tích tụ praphin trong đường ống. 19 1.6.2 Sự ăn mòn kim loại và lăng đọng muối, cát. 19 1.6.3 Sự hình thành nhũ tương. 20 CHƯƠNG 2: LÝ THUYẾT CHUYỂN ĐỘNG CỦA CHẤT LƯU 23 TRONG ĐIỀU KIỆN VỈA 23 2.1 Định luật thấm tuyến tính Darcy 23 2.2 Xác định lưu lượng của chất lưu chuyển động vào giếng khoan. 27 2.2.1 Đối với giếng khoan hoàn thiện về mặt thuỷ động học. 27 2.2.2 Đối với giếng không hoàn thiện về mặt thuỷ động học. 28 2.3 Cách xác định giá trị của c1 và c2. 29 2.3.1 Xác định giá trị C1 . 29 2.3.2 Xác định giá trị C2 . 30 2.4 Hiệu ứng Skin 32 CHƯƠNG 3: NHỮNG YẾU TỐ ẢNH HƯỞNG ĐẾN QUÁ TRÌNH KHƠI THÔNG GỌI DÒNG SẢN PHẨM 39 3.1 Ảnh hưởng của quá trình khoan mở vỉa. 40 3.1.1 Sự xâm nhập của pha rắn trong dung dịch khoan vào vỉa. 40 3.1.2. Ảnh hưởng của sự xâm nhập pha lỏng trong dung dịch khoan. 40 3.1.3 Ảnh hưởng của thời gian khoan mở vỉa. 41 3.1.4 Ảnh hưởng của áp suất thuỷ tĩnh, thuỷ động. 42 3.2 Ảnh hưởng của quá trình bơm trám xi măng 43 3.3 Ảnh hưởng của quá trình bắn mở vỉa sản phẩm. 43 3.4 Ảnh hưởng của quá trình xử lý vùng cận đáy giếng. 44 3.4.1 Tác dụng của quá trình xử lý vùng cận đáy giếng. 44 3.4.2 Ảnh hưởng của quá trình xử lý axit: 44 3.5 ẢNH HƯỞNG CỦA QUÁ TRÌNH DẬP GIẾNG 45 CHƯƠNG 4: NGUYÊN LÝ GỌI DÒNG VÀ CÁC PHƯƠNG PHÁP GỌI DÒNG SẢN PHẨM 47 4.1 Khái niệm 47 4.2 Mục đích: 47 4.3 Lựa chọn chênh áp. 48 4.3.1 Mức chênh áp cho phép bảo vệ cấu trúc đá. 49 4.3.2 Mức chênh áp cho phép chống sự xâm nhập của nước rìa. 49 4.3.3 Mức chênh áp cho phép chống sự xâm nhập của nước đáy. 50 4.3.4 Xác định mức chênh áp tối thiểu cần thiết cho giếng thiết kế khi gọi dòng sản phẩm 50 4.4 Các phương pháp khơi thông gọi dòng sản phẩm. 51 4.5 Nhóm cách phương pháp giảm tỷ trọng. 51 4.5.1 Gọi dòng bằng cách thay dung dịch khoan bằng nước lã. 52 4.5.2 Gọi dòng bằng cách thay nước bằng dầu thô. 52 4.5.3 Gọi dòng bằng cách thay nước hoặc dầu thô bằng hỗn hợp dầu khí. 52 4.5.4 Phương pháp ép luân phiên từng tập dầu khí xen kẽ. 53 4.5.5 Phương pháp gọi dòng bằng hỗn hợp dầu khí tái tạo. 53 4.5.6 Gọi dòng bằng hoá phẩm DMC. 54 4.5.7 Phương pháp gọi dòng bằng Nitơ lỏng và ống mềm. 55 4.5.8 Phương pháp gọi dòng bằng ứng dụng hệ thống tạo bọt hai pha. 57 4.6 Nhóm các phương pháp gọi dòng bằng cách giảm mực chất lỏng trong giếng. 60 4.6.1 Phương pháp gọi dòng bằng gầu múc hoặc bơm piston. 60 4.6.2 Phương pháp hạ thấp mực chất lỏng trong giếng bằng máy bơm ly tâm điện chìm. 61 4.7 Nhóm các phương pháp giảm Đồng Thời tỷ trọng và chiều cao cột chất lỏng trong giếng. 62 4.7.1 Gọi dòng bằng khí nén cao áp. 62 4.7.2 Gọi dòng bằng mìn hơi. 63 CHƯƠNG 5: LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP GỌI DÒNG CHO GIẾNG KHOAN SM 830 TẦNG OLIGOXEN HẠ 68 5.1. Cơ sở để lựa chọn chênh áp gọi dòng tầng oligoxen hạ 68 5.1.1 Đặc điểm địa chất tầng oligoxen hạ 68 5.1.2 Chênh áp cần thiết khi gọi dòng các giếng khoan tầng Oligoxen hạ. 69 5.2 Lựa chọn phương pháp gọi dòng cho giếng khoan SM 830 tầng oligoxen hạ. 71 5.2.1 Giới thiệu về giếng khoan SM 830. 71 5.2.2 Lịch sử phát triển của giếng 73 5.2.3 Trạng thái giếng trước khi tiến hành gọi dòng 74 5.3 Phương pháp gọi dòng sản phẩm bằng ứng dụng hệ thống tạo bọt hai pha 77 5.3.1 Bản chất của phương pháp gọi dòng bằng bọt hai pha. 77 5.3.2 Các thiết bị gọi dòng bằng dung dịch bọt hai pha 77 5.3.3 Các hoá phẩm cần thiết 80 5.3.4 Ưu nhược điểm của phương pháp 80 5.4 Các yêu cầu về thông số kỹ thuật để thực hiện quá trình công nghệ 81 5.5 Quy trình công nghệ khi gọi dòng bằng ứng dụng hệ thống tạo bọt hai pha. 83 CHƯƠNG 6: LẬP PHƯƠNG ÁN GỌI DÒNG SẢN PHẨM BẰNg PHƯƠNG PHÁP ỨNG DỤNG HỆ THỐNG TẠO BỌT HAI PHA CHO GIẾNG SM 830 MỎ BẠCH HỔ 86 6.1 Các thông số của giếng SM 830 86 6.2 Công việc chuẩn bị cho công nghệ gọi dòng 88 6.2.1 Vận chuyển đến giàn khai thác cố định 88 6.2.2 Lắp đặt và kiểm tra thiết bị gọi dòng 88 6.2.3 Chuẩn bị và kiểm tra TBLG và TBMG. 88 6.3 Tính toán thể tích, các thông số hoà trộn và chế độ bơm ép dung dịch bọt trong quá trình công nghệ gọi dòng 89 6.3.1 Đơn pha chế dung dịch tạo bọt hai pha 89 6.3.2 Tính thể tích dung dịch bọt cần bơm ép vào giếng để thay thế hoàn toàn cột chất lỏng trong giếng: 89 6.3.3 Xác định số lần tuần hoàn dung dịch bọt. 90 6.3.4 Xác định hệ số hoà trộn khí 91 6.3.5 Tính lưu lượng khí và lưu lượng dung dịch tạo bọt cần thiết bơm qua Ejector. 93 6.3.6 Tính thể tích trong cần và ngoài cần ứng với mỗi khoảng sâu. 93 6.3.7 Tính khối lượng Vietpav và thể tích nước kỹ thuật sử dụng cho hai lần tuần hoàn 94 6.3.7.1 Tính cho lần tuần hoàn thứ nhất tuần hoàn thuận 94 6.3.7.2. Tính tuần hoàn thứ hai tuần hoàn nghịch 97 6.4 Quy trình công nghệ gọi dòng giếng khoan SM 823 102 CHƯƠNG 7: KỸ THUẬT AN TOÀN KHI GỌI DÒNG SẢN PHẨM VÀ CÔNG TÁC BẢO VỆ MÔI TRƯỜNG 107 7.1 An toàn lao động trong quá trình gọi dòng sản phẩm 107 7.1.1 Các yêu cầu khi gọi dòng 107 7.1.2 Kỹ thuật an toàn khi gọi dòng bằng bọt hai pha 108 7.2 Công tác bảo vệ môi trường 109 7.3 Những thành quả đã đạt được 110 KẾT LUẬN 116 TÀI LIỆU THAM KHẢO

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO

TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT

HOÀNG NGỌC THÀNHLỚP: KHOAN-KHAI THÁC K57 VT

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO

TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT

HOÀNG NGỌC THÀNH LỚP: KHOAN-KHAI THÁC K57 VT

MỤC LỤC DANH MỤC CÁC BẢNG

DANH SÁCH HÌNH CÁC HÌNH VẼ

BẢNG QUY ĐỔI ĐƠN VỊ TÍNH TOÁN

LỜI NÓI ĐẦU 1

CHƯƠNG I: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT MỎ BẠCH HỔ 3

1.1 Đặc điểm tự nhiên và xã hội vùng mỏ Bạch Hổ 3

1.1.1 Đặc điểm địa lý và nhân văn vùng mỏ 3

1.1.2 Đặc điểm xã hội 4

1.1.3 Giao thông và thông tin liên lạc 4

1.2 Đặc điểm địa chất mỏ Bạch Hổ 5

1.2.1 Sơ lược chung về địa chất vùng mỏ Bạch Hổ 5

1.2.2 Địa tầng 6

1.2.3 Đá móng kết tinh trước Kainozoi 6

1.2.4 Trầm tích Kainozoi 7

1.2.4.1 Hệ Palaogen 7

1.2.4.2 Hệ neogen (N) 8

1.2.5 Kiến tạo 9

1.3 Đối tượng khai thác của mỏ: 13

1.3.1 Ý nghĩa của việc chia đối tượng khai thác: 13

1.3.2 Đối tượng khai thác 13

1.4 Đặc trưng cơ bản của tầng sản phẩm oligoxen hạ mỏ Bạch Hổ 14

1.4.1 Chiều dày của tầng chứa 14

1.4.2 Đặc điểm của tầng chắn 14

1.4.3 Tính dinh dưỡng: 15

1.4.4 Tính không đồng nhất 15

1.4.5 Độ rỗng (m) 16

1.4.6 Độ thấm (k) 16

1.5.Tính chất lưu thể trong vỉa sản phẩm 16

1.5.1 Tính chất của dầu trong vỉa 16

1.5.2 Đặc tính hoá lý của dầu tách khí 17

1.5.3 Thành phần tính chất của khí hoà tan trong dầu 17

1.5.4 Tính chất của nước vỉa 18

1.5.5 Các đặc trưng vật lý thuỷ động 18

1.6 Ảnh hưởng các tính chất lý- hoá của sản phẩm vỉa đến quá trình khai thác và vận chuyển 19

1.6.1 Sự tích tụ praphin trong đường ống 19

1.6.2 Sự ăn mòn kim loại và lăng đọng muối, cát 19

1.6.3 Sự hình thành nhũ tương 20

CHƯƠNG 2: LÝ THUYẾT CHUYỂN ĐỘNG CỦA CHẤT LƯU 23

TRONG ĐIỀU KIỆN VỈA 23

2.1 Định luật thấm tuyến tính Darcy 23

2.2 Xác định lưu lượng của chất lưu chuyển động vào giếng khoan 27

2.2.1 Đối với giếng khoan hoàn thiện về mặt thuỷ động học 27

2.2.2 Đối với giếng không hoàn thiện về mặt thuỷ động học 28

2.3 Cách xác định giá trị của c1 và c2 29

2.3.1 Xác định giá trị C1 29

2.3.2 Xác định giá trị C2 30

2.4 Hiệu ứng Skin 32

CHƯƠNG 3: NHỮNG YẾU TỐ ẢNH HƯỞNG ĐẾN QUÁ TRÌNH KHƠI THÔNG GỌI DÒNG SẢN PHẨM 39

3.1 Ảnh hưởng của quá trình khoan mở vỉa 40

3.1.1 Sự xâm nhập của pha rắn trong dung dịch khoan vào vỉa 40

3.1.2 Ảnh hưởng của sự xâm nhập pha lỏng trong dung dịch khoan 40

3.1.3 Ảnh hưởng của thời gian khoan mở vỉa 41

3.1.4 Ảnh hưởng của áp suất thuỷ tĩnh, thuỷ động 42

3.2 Ảnh hưởng của quá trình bơm trám xi măng 43

3.3 Ảnh hưởng của quá trình bắn mở vỉa sản phẩm 43

3.4 Ảnh hưởng của quá trình xử lý vùng cận đáy giếng 44

3.4.1 Tác dụng của quá trình xử lý vùng cận đáy giếng 44

3.4.2 Ảnh hưởng của quá trình xử lý axit: 44

3.5 ẢNH HƯỞNG CỦA QUÁ TRÌNH DẬP GIẾNG 45

CHƯƠNG 4: NGUYÊN LÝ GỌI DÒNG VÀ CÁC PHƯƠNG PHÁP GỌI DÒNG SẢN PHẨM 47

4.1 Khái niệm 47

4.2 Mục đích: 47

4.3 Lựa chọn chênh áp 48

4.3.1 Mức chênh áp cho phép bảo vệ cấu trúc đá 49

4.3.2 Mức chênh áp cho phép chống sự xâm nhập của nước rìa 49

4.3.3 Mức chênh áp cho phép chống sự xâm nhập của nước đáy 50

4.3.4 Xác định mức chênh áp tối thiểu cần thiết cho giếng thiết kế khi gọi dòng sản phẩm 50

4.4 Các phương pháp khơi thông gọi dòng sản phẩm 51

4.5 Nhóm cách phương pháp giảm tỷ trọng 51

4.5.1 Gọi dòng bằng cách thay dung dịch khoan bằng nước lã 52

4.5.2 Gọi dòng bằng cách thay nước bằng dầu thô 52

4.5.3 Gọi dòng bằng cách thay nước hoặc dầu thô bằng hỗn hợp dầu khí.

52

4.5.4 Phương pháp ép luân phiên từng tập dầu -khí xen kẽ 53

4.5.5 Phương pháp gọi dòng bằng hỗn hợp dầu khí tái tạo 53

4.5.6 Gọi dòng bằng hoá phẩm DMC 54

4.5.7 Phương pháp gọi dòng bằng Nitơ lỏng và ống mềm 55

4.5.8 Phương pháp gọi dòng bằng ứng dụng hệ thống tạo bọt hai pha 57

4.6 Nhóm các phương pháp gọi dòng bằng cách giảm mực chất lỏng trong giếng 60

4.6.1 Phương pháp gọi dòng bằng gầu múc hoặc bơm piston 60

4.6.2 Phương pháp hạ thấp mực chất lỏng trong giếng bằng máy bơm ly tâm điện chìm 61

4.7 Nhóm các phương pháp giảm Đồng Thời tỷ trọng và chiều cao cột chất lỏng trong giếng 62

4.7.1 Gọi dòng bằng khí nén cao áp 62

4.7.2 Gọi dòng bằng mìn hơi 63

CHƯƠNG 5: LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP GỌI DÒNG CHO GIẾNG KHOAN SM - 830 TẦNG OLIGOXEN HẠ 68

5.1 Cơ sở để lựa chọn chênh áp gọi dòng tầng oligoxen hạ 68

5.1.1 Đặc điểm địa chất tầng oligoxen hạ 68

5.1.2 Chênh áp cần thiết khi gọi dòng các giếng khoan tầng Oligoxen hạ 69

5.2 Lựa chọn phương pháp gọi dòng cho giếng khoan SM - 830 tầng oligoxen hạ 71

5.2.1 Giới thiệu về giếng khoan SM 830 71

5.2.2 Lịch sử phát triển của giếng 73

5.2.3 Trạng thái giếng trước khi tiến hành gọi dòng 74

5.3 Phương pháp gọi dòng sản phẩm bằng ứng dụng hệ thống tạo bọt hai

pha 77

5.3.1 Bản chất của phương pháp gọi dòng bằng bọt hai pha 77

5.3.2 Các thiết bị gọi dòng bằng dung dịch bọt hai pha 77

5.3.3 Các hoá phẩm cần thiết 80

5.3.4 Ưu nhược điểm của phương pháp 80

5.4 Các yêu cầu về thông số kỹ thuật để thực hiện quá trình công nghệ 81

5.5 Quy trình công nghệ khi gọi dòng bằng ứng dụng hệ thống tạo bọt hai pha 83

CHƯƠNG 6: LẬP PHƯƠNG ÁN GỌI DÒNG SẢN PHẨM BẰNg PHƯƠNG PHÁP ỨNG DỤNG HỆ THỐNG TẠO BỌT HAI PHA CHO GIẾNG SM 830 MỎ BẠCH HỔ 86

6.1 Các thông số của giếng SM - 830 86

6.2 Công việc chuẩn bị cho công nghệ gọi dòng 88

6.2.1 Vận chuyển đến giàn khai thác cố định 88

6.2.2 Lắp đặt và kiểm tra thiết bị gọi dòng 88

6.2.3 Chuẩn bị và kiểm tra TBLG và TBMG 88

6.3 Tính toán thể tích, các thông số hoà trộn và chế độ bơm ép dung dịch bọt trong quá trình công nghệ gọi dòng 89

6.3.1 Đơn pha chế dung dịch tạo bọt hai pha 89

6.3.2 Tính thể tích dung dịch bọt cần bơm ép vào giếng để thay thế hoàn toàn cột chất lỏng trong giếng: 89

6.3.3 Xác định số lần tuần hoàn dung dịch bọt 90

6.3.4 Xác định hệ số hoà trộn khí 91

6.3.5 Tính lưu lượng khí và lưu lượng dung dịch tạo bọt cần thiết bơm qua Ejector 93

6.3.6 Tính thể tích trong cần và ngoài cần ứng với mỗi khoảng sâu 93

6.3.7 Tính khối lượng Vietpav và thể tích nước kỹ thuật sử dụng cho hai

lần tuần hoàn 94

6.3.7.1 Tính cho lần tuần hoàn thứ nhất tuần hoàn thuận 94

6.3.7.2 Tính tuần hoàn thứ hai tuần hoàn nghịch 97

6.4 Quy trình công nghệ gọi dòng giếng khoan SM - 823 102

CHƯƠNG 7: KỸ THUẬT AN TOÀN KHI GỌI DÒNG SẢN PHẨM VÀ CÔNG TÁC BẢO VỆ MÔI TRƯỜNG 107

7.1 An toàn lao động trong quá trình gọi dòng sản phẩm 107

7.1.1 Các yêu cầu khi gọi dòng 107

7.1.2 Kỹ thuật an toàn khi gọi dòng bằng bọt hai pha 108

7.2 Công tác bảo vệ môi trường 109

7.3 Những thành quả đã đạt được 110

KẾT LUẬN 116 TÀI LIỆU THAM KHẢO

DANH MỤC CÁC BẢNG ST

T

SỐ HIỆU

TRAN G

DANH SÁCH HÌNH CÁC HÌNH VẼ

St

Trang

1 Hình 2.1

Biểu đồ mô tả sự giảm áp từ trong vỉa đến giếng

3 Hình 2.3 Giếng khoan không hoàn thiện về đặc tính mở vỉa. 28

4 Hình 2.4 Giếng khoan không hoàn thiện về mức độ mở vỉa 28

7 Hình 4.1 Sơ đồ nguyên lý gdsp bằng cách thay dung dịch

trong giếng bằng dung dịch có tỷ trọng nhở hơn 59

8 Hình 4.2 Sơ đồ nguyên lý gọi dòng bằng khí nén cao áp 64

10 Hình 5 2

Sơ đồ công nghệ gọi dòng bằng ứng dụng

hệ thống tạo bọt hai pha 85

11 Hình 6.1 Sơ đồ cấu trúc thiết bị lòng giếng 87

12 Hình 6 2 Biểu đồ xác định hệ số hoà trộn khỉ 92

13 Hình 6.3

Sơ đồ công nghệ gọi dòng bằng hệ thống tạo bọt 2

pha cho giếng khoan SM 823 104

BẢNG QUY ĐỔI ĐƠN VỊ TÍNH TOÁN

= 231 in3

= 8,337 lbs

1 N.m= 1 kg.m2/s2

1 at = 10-5 pa

LỜI NÓI ĐẦU

Trong giai đoạn xây dựng và phát triển nền kinh tế đất nước với nhiệm vụtrọng tâm là công nghiệp hoá và hiện đại hoá đất nước Nghành dầu khíđóng một vai trò quan trọng đặt biệt

Dầu khí là nguồn năng lượng quan trọng chủ yếu phục vụ cho công nghiệp

và nhu cầu sinh hoạt cho con người như làm nhiên liệu cho động cơ, chế biếnlàm phân bón, thuốc trừ sâu, thuốc nhuộm và trong lĩnh vực khác như y họcsinh học

Quá trình sản xuất dầu thô từ mỏ đến các sản phẩm thương mại, phải trảiqua rất nhiều công đoạn khó khăn phức tạp: từ giai đoạn tìm kiếm đến khoankhai thác dầu rồi quá trình tách lọc, xử lý vận chuyển Sau quá trình chưngcất cuối cùng mới đến người sử dụng Như vậy rõ ràng là phải trải qua mộtquá trình lâu dài khó khăn phức tạp mà kĩ thuật công nghệ trong từng côngđoạn cần phải đảm bảo chất lượng đạt hiệu quả tối ưu nhất

Ở Việt Nam, công nghiệp dầu khí là một ngành còn non trẻ song có tiềmnăng và triển vọng lớn Trong những năm gần đây nhất là từ khi luật đầu tưnước ngoài ra đời vào cuối năm 1997 các tập đoàn dầu khí lớn đã tích cực đầu

tư vào Việt Nam như: BHP.Total,BP, Mobil, Shell, Sumitomo

Công nghệ khai thác dầu khí, là một vấn đề quan trọng, mang tính chấtquyết định đến việc tăng trữ lượng công nghiệp, tăng sản lượng khai thác cácgiếng dầu mang lại hiệu quả kinh tế cao Với mục đích tăng dòng chảy dầukhí từ vỉa vào giếng, quá trình gọi dòng sản phẩm sau khi kết thúc khoan, kếtthúc quá trình sử chữa và xử lý đóng vai trò quan trọng do tính chất quan

trọng và cần thiết của vấn đề tôi đã chọn đề bài “Thiết kế phương pháp gọi

dòng sản phẩm bằng ứng dụng hệ thống tạo bọt hai pha cho giếng khoan

SM – 830 tầng Oligoxen hạ mỏ Bạch Hổ” làm đề tài tốt nghiệp của mình.

Trong quá trình học tập, tại trường Đại học Mỏ Địa Chất Hà Nội kết hợpvới quá trình tự tìm hiểu nghiên cứu thực tế sản phẩm và việc lấy số liệu tại xínghiệp Khai Thác Dầu khí thuộc XNLD VIETSOVPETRO Qúa trình thực

hiện bản đồ án này em đã nhận được sự hướng dẫn giúp đỡ tận tình của cácthầy giáo trong bộ môn, các bác trong xí nghiệp Khai Thác nhất là sự hướng

dẫn tận tình của PGS.TS Cao Ngọc Lâm.

Qua đây em xin chân thành cảm ơn đến các thầy cô của bộ môn khoan khaithác dầu khí đã đem những kiến thức và kinh nghiệm của mình để truyền đạtlại cho chúng em

Đặc biệt là PGS.TS Cao Ngọc Lâm đã tận tình giúp đỡ, hướng dẫn em

trong suốt thời gian thực hiện bản đồ án này

Vì thời gian có hạn cũng như sự hiểu biết của em có hạn nên đồ án này sẽkhông tránh khỏi những thiếu sót Rất mong các thầy cô, cán bộ chuyên môn,cũng như các đồng nghiệp góp ý

Hà Nội, tháng 5, năm 2017

Sinh viên

Hoàng Ngọc Thành

CHƯƠNG I: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT MỎ BẠCH HỔ

1.1 ĐẶC ĐIỂM TỰ NHIÊN VÀ XÃ HỘI VÙNG MỎ BẠCH HỔ

1.1.1 Đặc điểm địa lý và nhân văn vùng mỏ

Mỏ bạch Hổ nằm ở lô số 09 thuộc thểm lục địa Việt Nam với diện tíchkhoảng 10.000 km2,cách đất liền khoảng 120 km và cách cảng dịch vụ của xínghiệp liên doanh dầu khí Vietsovpetro khoảng 120 km ở phía Tây Nam mỏBạch Hổ là mỏ Rồng, xa hơn nữa là mỏ Đại Hùng

Chiều sâu của biển trung bình là 50m Độ mặn của nước biển trên bềmặt là 28,9- 33,8 g/l, độ mặn nước biển ở đáy khoảng 33,3-34,5 g/l Mức độchất động địa ở khu vực mỏ, khu vực đất lion lân cận không vượt quá 6 độricter

Khí hậu của vùng mỏ là khí hậu cận nhiệu đới gió mùa Mỏ nằm trongkhu vực khối không khí có chết độ tuần hoàn ổn định Mùa Đông có gió ĐôngNam, mùa hè có gió Tây Nam Gió đông Nam kéo dài từ tháng 11 đếntháng3 Gió thổi mạnh thường xuyên, tốc độ gió trong thời kỳ này là từ 6- 10m/s Gió tây Nam kéo dài từ tháng 6 đến tháng 9 hàng năm, gió nhẹ khôngliên tục, tốc độ gió thường nhỏ hơn 5m/s Trong mùa chuyển tiếp từ tháng 4đến tháng 5 và tháng 10 gió không ổn định, thay đổi hướng liên tục

Bão là hiện tượng tự nhiên gây cho nhiều nguy hiểm cho đất liền, đăchbiệt là các công trình biển Bão thưởng xảy ra vào các tháng 7,8,9 và 10.Tháng 12 và tháng1 hầu như không có bão Trung bình hàng năm ở Mỏ Bạch

Hổ có khoảng 8.3 cơn bão thổi qua Hướng chuyển động chính của bão là Tây

và Tây Bắc, tốc độ chung bình là 28 km/h, cao nhất là 45 km/h

Nhiệt độ không khí của vùng Mỏ trung bình hàng năm là 27o đến 29oC

Độ ẩm trung bình của không khí hàng năm là 82,5% số ngày có mưa tậpchung vào các tháng năm, sáu, bẩy, tám, chín

1.1.2 Đặc điểm xã hội

Thành phố vũng tàu nằm ở Phía Nam Bà Rịa Vũng Tàu là của ngõ củaMiền Đông Nam Bộ Hiện nay cơ sở vật chất của thành phố không ngừng mởrộng phát triển Được Đản và nhà nước xác định là một địa phương hợp thànhđịa bàn kinh tế trọng điểm phía Nam cùng với Thành Phố Hồ Chí Minh vàBiên Hoà, là vùng có nhiều tiềm năng và khả năng phát triển kinh tế thu hútvốn đầu tư nước ngoài nhanh, đóng vai trò hạt nhân và trục kinh tế động lụccho việc phát triển

Khai thác dầu mỏ và khí đốt là ngành kinh tế mũi nhọn của nước ta tậptrung ở Vũng Tàu cho nên thành phố Vũng Tàu luôn khảng định là vị trí quantrọng trong vùng phát triển

Bên cạnh đó thành phố Vũng Tàu còn là trung tâm hành trình văn hoá,khoa học kỹ thuật là một đô thị được quy hoạch chi tiết với việc đầu tư cơ sở

hạ tầng ngày càng lớn Vớ lợi thế ba mặt giáp biển với nhiều quan cảnh đãthu hút khách du lịch trong nước và quốc tế, các nhà đầu tư trong và ngoàinước đã đặt văn phòng trao đổi và hợp tác kinh tế Ngoài ra Vũng Tàu còn lànơi tập trung ngư dân nhiều kinh nghiệm sống bằng nghề đánh bắt hải sản,còn lại dân cư sống bằng nghề: trồng trọt, các dịch vụ du lịch, công nhân cácnhà máy xí nghiệp Vũng Tàu còn là nơi tập trung một số lượng đáng kể tríthức, trong đó có cả người nước ngoài Đây là lực lượng chủ đạo trong việcthúc đẩy nhanh chóng ngành công nghiệp dầu khí ở phía Nam và cả nước nóichung

1.1.3 Giao thông và thông tin liên lạc.

Thành phố Vũng Tàu có hệ thống cảng biển cho phét tàu vận tải lớncập bến, cách cảng Sài Gòn 80 km đường thuỷ, kèm theo các công trình phụtrợ nhà kho bến bãi và cơ sở duy tu bảo dưỡng đóng mới tàu thuyền

Sân bay Vũng Tàu có thể tiếp nhận nhiều máy bay có tải trọng nhẹ vàtrực thăng như: AN-24, AN-26, MI8 Fuma

Các tuyến giao thông quan trọng như: QL 51A,QL51B dài 120 nối liềnthành phố Vũng Tàu với thành phố Hồ Chí Minh đảm bảo lưu thông hàng hoáthuận lợi

Ngoài ra một số dự án về sân bay cảng biển, đường cao tốc đang đượcchuẩn bị phê duyệt, một số dự án đã và đang được triển khai Hệ thống bưuchính viễn thông được cải tiến nâng cao chất lượng đáp ứng nhu cầu phục vụcho việc nắm bắt thông tin và mở rộng thị trường.

1.2 ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT MỎ BẠCH HỔ

1.2.1 Sơ lược chung về địa chất vùng mỏ Bạch Hổ

Mỏ Bạch Hổ nằm trong khu vực bồn trũng Cửu Long thuộc thềmSunda Sự hình thành cấu trúc hiện tại của thềm Sunda gắn liền với ba chu kỳtạo thành địa hào Rifte, bắt đầu từ giai đoạn Creta muộn Sự mở rộng biểnphía Tây Nam trong đó có thềm lục địa Việt Nam xảy ra thời kỳ thứ nhất( Paleoxen muộn đã thành tạo phức hệ Rifte hướng Đông Bắc)

Chu kỳ thứ hai của quá trình thành tạo dịa hạo Rifte gắn liền với sựthành tạo địa hào Refte vùng van biển, điều kiện kiến tạo hoạt động mạnhhơn, tốc độ cực đại đạt vào giai đoạn Oligoxen sớm

Chu kỳ thứ ba Mioxen đệ tứ, đặc trưng bởi sự sụp lún của thềm biển

và sự hình thành bể trầm tích lớn nằm xen kẽ với các đới nâng có móng tiềnKainozoi

Hoạt động Macma chính xuất hiện trong thời kỳ Kainozoi muộc có tácđộng nhất định đến cấu trúc kiến tạo chung của thềm lục địa Việt Nam

Khác với bồn trũng thềm Sunda, bồn trũng Cửu Long bị tách biệt hẳn

ra và nằm ở sườn Đông Nam khối ổn định của bán đảo Đông Dương ở phíaTây bị tách buông trũng Thái Lan bởi đới nâng Corat Chiều dài của bồntrũng Cửu Long khoảng 500 km, chiều rộng gần 150 km và có diện tíchkhoảng 55.000 km2 Cấu tạo Mỏ Bạch Hổ thuộc đới nâng trung tâm của nềntrũng Cửu Long, là một vòm nâng kích thước 17 x 18 km kéo dài theo hướngĐông Bắc và bị đứt gãy phan thành hai vòm Bắc và vòm Nam Cấu tạo chiathành nhiều khối bởi nhiều đứt gãy dọc ngang mà chủ yếu là đứt gãy dọc cóbiên độ giảm dần theo hướng lên trên, cấu tạo không đối xứng đặc biệt làphần đỉnh Góc đổ ở Tây dốc tăng theo chiều sâu từ 6-100, đứt gãy lớn nhấtnằm ở phía rìa Tây có có biên độ 1200km theo móng Đây là phần thuận kéodài 2-10km Trong cấu trúc địa chất của bồn trũng Cửu Long có chứa các hệ

trầm tích lục nguyên có gốc châu thổ ven biển tuổi từ Eoxen – Oligoxen đếnhiện tại bề dày cực đại là 7km được xác định tại hố sụt trung tâm của bồntrũng, tổng thể tích của bồn trũng này là 150.000km3.

Nguồn cung cấp vật liệu chủ yếu là sông Mê Kông hiện nay trung bình hàngnăm sông Mê Kông đưa ra biển khoảng 187.000.000 tấn phù sa

Trên cơ sở thăm dò địa chấn kết hợp với kết quả khoan trên đới nâng trongphạm vi bồn trũng Cửu Long đã phân ra được thành phần kiến tạo bậc hai cóphương Đông Bắc Đó là các đới nâng trung tâm bậc hai Đồng Nai, Tam Đảo

và các hố sụt Định An, các cấu tạo lội bậc hai lại bị chìm bởi các đứt gãythuận Cấu tạo mỏ Bạch Hổ thuộc đới nâng trung tâm, ngoài cấu tạo này trongbồn trũng Cửu Long còn phát hiện ra 22 đới nâng khác có triển vọng dầu khí

1.2.2 Địa tầng

Mặt cắt mỏ Bạch Hổ đặc trưng bởi các thành phần trầm tích đệ tam và đệ

tứ, nằm trên móng kết tinh có tuổi giả định Creta muộn Phần sau đây mô tảcác trầm tích theo thứ tự đã phát hiện tại các giếng khoan

1.2.3 Đá móng kết tinh trước Kainozoi

Hiện nay tại mỏ Bạch Hổ có hơn 60 giếng khoan tới móng trong nền trũngCửu Long ở độ sâu từ 3086-4373 đá móng chủ yếu là các thể xâm nhậpGranitoire (Granit và Granitodiorit) Granit có màu xám, xám bớt hồng dạngkhối hạt trung Một số mẫu chịu ảnh hưởng biến đổi thứ sinh và nát Thànhphần khoáng vật chủ yếu của đá móng là thạch anh (10-30%), Fenpat (50-80%), mica và amphibol (8.9%) và các khoáng vật hiếm phụ khác, tuổi của đámóng Jura muộn và Kreta sớm ( tuổi tương đối 107-178 triệu năm ) đá móng

có bề dày phong hoá phân bố không đều và không liên tục trên cổ các địahình Bề dày lớp phong hoá từ 10-20cm có nơi đến 40m Kết quả nghiên cứukhông gian rỗng trong đá móng cho thấy độ rỗng rất phức tạp Hiện nay đámóng là tầng cung cấp dầu thô rất quan trọng của mỏ Bạch Hổ ( chiếm 1/2sản lượng), trong đá móng nứt nẻ ở nơi chứa dầu thô của Mỏ Bạch Hổ Hiệntượng dâu phunvới lưu lượng lớn là một hiện tượng độc đáo trên thế giới, chỉgập ở một số nơi như: BomBay, Angikle… Giếng khoan sâu 900m vào tầngmóng Mỏ Bạch Hổ giải thích cho sự hiện diện trữ lượng lớn dầu thô trong đá

móng kết tinh, người ta nghiên cứu và đưa ra giả thuyết sự hình thành khônggian rỗng chứa dầu thô trong móng Granioire mỏ Bạch Hổ do tác động đồngthời các yếu tố kác nhau.Cơ bản là các yếu tố sau:

- Phần trên của Bathoire Granitoire có dấu hiệu rõ ràng của sự phonghoá, biểu hiện bằng các khoáng vật kiềm bền Fenpat, Mica Fenpat bị biến đổiXirixit hoá thành Kaolinit Chính sự di chuyển vật chất của sự hình thành cáckhoáng vật mới trong quá trình phong hoá đã làm tăng thể tích lỗ rỗng trong

đá móng Ví dụ: Gralit thành Kaolinit tạo độ rỗng thứ sinh 35%, ở mỏ Bạch

Hổ hiện tượng này tạo thành 10- 15% thậm chí 20% độ rỗng thứ sinh

- Tính colector của đá móng trong quá trình kiến toạ những đứt gãy rấtsâu vào móng và các trầm tích bên trên

- Sự tạo thành khe nứt do quá trình nguội đặc của đá macma

- Cuối cùng là nguyên nhân thuỷ nhiệt chính là nguồn gốc xâm nhậpcác nguyên tố phóng xạ 

1.2.4 Trầm tích Kainozoi

Tại cấu tạo mỏ Bạch Hổ trầm tích Kainozoi phủ không đồng nhất trên

đá móng tuổi trước Kainozoi, ở đây các trầm tích có tuổi là Oligoxen đến đệ

tứ Chúng lần lượt gồm các phân vị địa tầng sau

1.2.4.1 Hệ Palaogen

*Thống Oligexen

Thống Oligexen chia ra hai phụ thống, mỗi phụ thống tương ứng vớihai điệp mạng tên địa phương

- Phụ thống Oligexen dưới (Điệp Trà cú P31 TrC)

Điệp này được tập trung bởi cát lớp kết màu xám sáng, hạt trung vànhỏ, xen lẫn bột kết mầu nâu đỏ chắc, nứt nẻ Dựa trên số liệu phân tích bào

tử phấn hoa, điệp Trà Cú được phân ra làm hai phụ điệp trên và dưới, phầnnền của điệp có sạn kết và các mảnh đó mỏng.ở phần vòm Nam là nơi nhôcao nhất, không thấy các trầm tích của Điệp Trà Cú Tầng phản xạ địa chấtCT- 11 thuộc nóc của điệp này Trên mặt cắc của điệp Trà Cú đã phát hiệncác tầng chứa dầu công nghiệp Trữ lượng dầu chủ yếu nằm trong phần này,

bề dày của điệp thay đổi từ 0- 4km Độ dày của tập nót đáy giếng khoan thay

đổ từ 0-17m theo hướng lún chìm của móng và ở vòm cao nhất vắng mặthoàn toàn

- Phụ thống Oligexen trên (Điệp Trà Tân: T32 TrT)

Điệp này đặc trưng bởi các lớp cát kết xen lẫn sét Sét chủ yếu nằm ởphần trên mặt cắt Cát kết và bột kết màu xám có độ hạt khác nhau Thànhphần ximăng chủ yếu là Cacbonnat Sét kết màu nâu tối gần như đen có xenlẫn các lớp kẹp Macnơ Tầng địa chất được ghi nhân thuộc về nóc của điệpTrà Tân Các lớp cát, sét ở phần dưới của điệp này (Phụ điệp Trà Tân dưới),cùng với các lớp nằm dưới của điệp Trà Cú cấu tạo thành tầng “không phândị” tương ứng với tầng phản xạ địa chất 10 Nóc của tầng này dùng để làmtầng địa chất trong khu vực Bề dày của mặt Trà Tân giảm dần ở phía vòm ởdưới nâng mỏ Bạch Hổ và tăng đột ngột ở phần rìa của đới này bề dày củađiệp 176- 130m

1.2.4.2 Hệ neogen (N)

*Thống Mioxen

Trong mặt cắt, trầm tích Mioxen chia làm ba phụ thống Mioxen dướiMioxen giữa, Mioxen trên Mỗi phụ thống mang tên gọi trùng tên với tên mộtđịa phương

- Phụ thống Mioxen dưới (Điệp bạch Hổ: N11 BH)

Điệp này được đặc trưng bởi sự xen kẽ cát kết, sét và bột cát kết màuxám sáng, xám đen Sét màu loãng lổ có đô kết dính dẻo đặc biệt là ở tầngtrên là tầng Rotalia Bột kết có màu xám nâu nhạt đỏ ở tầng dưới của điệpnày, độ dày của các lớp cát tăng dần Phần nâng của mặt cắt có tầng sản phẩm23và24 Nóc của tầng sản phẩm được ghi nhận bằng tầng phản xạ 5 Độ dàycủa điệp là 660m (đỉnh vòm) đến 1270m (ở vách của vòm)

- Phụ thống Mioxen giữa (Điệp Côn Sơn N12 CS)

Điệp này được đặc trưng bởi các kết hạt thô màu xám sáng lẫn sét màunâu đỏ và xám xanh nhạt Trong sét có các phân lớp than và macma Bề dàycủa điệp khoảng 991- 937m

- Phụ thống Mioxen trên (Điệp Đồng Nai: N13 ĐN).

Điệp Đồng Nai được đặc trưng bởi các lớp cát xốp bở và có màuxám xanh nhạt và có màu loang lổ Bề dày của điệp khoảng 539 – 629m

* Thống plioxen (điệp Biển Đông N2 BĐ)

Trầm tích điệp Biển Đông phủ bất chỉnh hợp lên trầm tích Mioxen, thànhphần thạch học chủ yếu là cát, sét bột xen kẽ sỏi, mầu xám, màu xám vàng, xámxanh Thường gặp ở đây những mảnh vỡ sinh vật biển Chiều dày điệp từ 642-645m

Trên cùnglà thành tạo đệ tứ gồm cát bởi rời xen kẽ với sét màu xámsáng, xám xanh với một ít macnơ có số lượng lớn Foramni, Fera

1.2.5 Kiến tạo.

Mỏ Bạch Hổ là một nếp lồi gồm ba vòm, có hướng theo Á kinh tuyến

Nó bị phức tạp bởi hệ thống đứt gãy phá huỷ có biến động kéo dài giảm dần

về phía trên mặt cắt Đặc tính địa lý khối nâng thấy rõ ở phần dưới mặt cắt

Cấu tạo mỏ Bạch Hổ là một cấu tạo bất đối xứng, đặc biệt ở phần vòm.Góc dốc của đá tăng dần theo độ sâu từ 8- 280 ở cách Tây và ở phía Đông là 4-

60, đi ra xa tăng lên 4- 90, mức độ nghiêng của đá khoảng 70- 400 m/km Trục ởphía Nam sụt xuống thoải hơn 60, với mức độ nghiêng chiều dài của đá là 50 –200m/km Hướng phá huỷ kiến tạo của cấu tạo chủ yếu là hai hướng Á kinhtuyến và đường chéo

Đứt gãy Á kinh tuyến số I và số II có hình dáng phức tạp, kéo dàitrong phạm vi vòm trung tâm và vòm phía Bắc, biên độ cực đại tới 900m củamóng và theo chiều ngang của vòm trung tâm Độ nghiêng của bề đứt gãykhoảng 60o

Đứt gãy I chạy theo cánh Tây của nếp uốn, theo móng và tầng phản xạ địachấn CG – 11 có biên độ thay đổi từ 400m ở vòm Nam và đến 500m theochiều ngang của vòm trung tâm và kéo dàI trong phạm vi vòm Bắc, bằng bađứt gãy hầu như song song I, Ia, Ib với biên độ từ 100-200m ở vòm Bắc đứtgãy I quay theo hướng Đông Bắc Sự dịch chuyển ngang bề mặt phá huỷ đượcxác định bằng những đứt gãy chéo hầu như theo vĩ tuyến

Đứt gãy số II chạy dọc sườn Đông của vòm trung tâm, hướng của đứt gãy ởhướng rìa Bắc thay đổi về hướng Đông Bắc.

Sự dịch chuyển ngang bề mặt cũng được xác định bằng các đứt gãy I,

IV, V và đứt gãy số VI Hiện tượng lượn sang của nếp uốn giữ vai trò quantrọng trong việc thành tạo cầu trúc mỏ hiện nay như đứt gãy chéo (ở phầnvòm hầu như á kim tuyến ) đã phá huỷ khối nâng thành một loạt đơn vị cấutrúc kiến tạo

* Vòm trung tâm: là phần cao nhất của cấu tạo, đó là những luỹ lớn cuaphần móng Trên sơ đồ hiện nay nó được nâng cao hơn so với vòm Bắc

Phía Bắc ngăn cách bằng đứt gãy IV, có phương kinh tuyến và hướng đổ

bề mặt quay về phía Tây – Bắc Phía Nam được giới hạn bằng đứt gãy số IX

có phương vĩ tuyến và hướng đổ bề mặt quay về phía Nam Các phá huỷ chéo

VI, VII, VIII, IX làm cánh Đông của vòm bị phá huỷ thành một loạt khốidạng bậc thang lún ở phía Nam Biên độ của những phá huỷ tăng dần vê phíaĐông đạt đến gần 900m Phần vòm bị phá huỷ chủ yếu là khối bị chia cắt bởihàng loạt các đứt gãy có biên độ nhỏ (0-200m) kéo dài trên khoảng ngắn (1.2-2km)

* Vòm Bắc: là phần phức tạp nhất của khối nâng Nếp uốn địa phươngđược thể hiện bởi đứt gãy thuận số I có phương kinh tuyến và các nhánh của

nó Hệ thống này chia vòm ra hai cấu trúc riêng biệt

Ở phía Tây nếp uốn dạng lưỡi tai tiếp nối với phần lún chìm của cấutạo Cánh Đông và vòm của nếp uố bị chia cắt thành nhiều khối bởi một loạtđứt gãy thuận có phương chéo đổ về phía Đông- Nam tạo thành dạng địa hào,dạng bậc thang trong mỗi khối phía Nam lún thấp hơn khối phía Bắc kế cận.Theo mặt móng bẫy cấu tạo của vòm Bắc được khép kín bởi đường đồng mức4300m , lát cắt Oligoxen đệ tứ của phần này có toàn bộ bề dày

* Vòm Nam: đây là phần lún chìm sâu nhất của cấu tạo Phía Bắc đượcgiới hạn bởi đứt gãy thuận á vĩ tuyến số IV, các phía khác được giới hạn bởiđường đồng mức 43.00 theo hướng móng

Phần nghiêng xoay của cấu tạo bị phân chia ra nhiều khối riêng biệtbởi các đứt gãy Tại đây phát hiện một vòm nâng cách giếng khoan 15 khoảng700m về phía Bắc, đỉnh vòm thấp hơn vòm trung tâm 900m Như vậy hệthống đứt gãy mỏ Bạch Hổ đã thể hiệ rõ nét trên mặt móng và Oligoxen dưới.

Số lượng đứt gãy, biên độ và mức độ liên tục của chúng giảm dần lên trên vàhầu như mất đI ở Mioxen thượng

Với đặc điểm cấu trúc như trên ta có thể chia cấu tạo Bạch Hổ thành haitầng cấu trúc chính sau:

- Tầng cấu trúc trước đệ tam: được tạo thành bởi các đá biến chất phun trào

và các đá xâm nhập có tuổi khác nhau Về mặt hình thái mặt tầng của cấu trúcnày có cấu trúc phức tạp Chúng đã trải qua những giai đoạn hoạt động kiếntạo, hoạt động macma vào cuối Mezozoi gây ra sự biến vị mạnh, bị nhiều đứtgãy với biên độ lớn đồng thời cũng bị nhiều pha Granitoit xâm nhập

- Tầng cấu trúc thứ hai: gồm tất cả các đá tuổi kainozoi được chia ra ba phụtầng cấu trúc Các phụ tầng cấu trúc dược phân biệt nhau bởi sự biến dạng cấutrúc, phạm vi phân bó bất chỉnh hợp

Phụ tầng cấu trúc thứ nhất bao gồm các trầm tích có tuổi Oligoxen phonghoá, bào mòn mạnh Phụ tầng này được tạo bởi hai tập trầm tích, tập trầm tíchdưới cũng là tập trầm tích có phạm vi mở rộng đáng kể tương đương với trầmtích điệp Trà Tân, chủ yếu là sét bột được tích tụ trong điều kiện sông hô châuthổ

Phụ tầng cấu trúc thứ hai bao gồm trầm tích của các hệ tầng Bạch Hổ, CônSơn, Đồng Nai tuổi Mioxen So với phụ tâng vừa nêu trên, phụ tầng cấu trúcnày bị biến dạng hơn, đứt gãy chỉ tồn tại ở phần dưới, càng lên trên càng mấtdần đến mất hẳn ở tầng trên cùng

Phụ tầng cấu trúc thứ ba bao gồm trầm tích của hệ Biển Đông có tuổiOligoxen đến hiện tại, có cấu trúc đơn giản, phân lớp đơn điệu hầu như nằmngang

Qua so sánh các phụ tầng cấu trúc cho thấy không có sự tương ứng hài hoà,

sự thừa kế tuần tự các phần cấu trúc

Phụ tầng kiến trúc thứ nhất bắt đầu là trầm tích được thích tụ theo kiểulấy đầy trên địa hình cổ của tầng cấu trúc trước Kainozoi, tiến đến được mởrộng hơn có sự thay đổi lớn hơn, tích tụ trong những điều kiện ven bờ, châuthổ, giữa châu thổ, dưới châu thổ, sau đó lại được thu hẹp đáng kể đặc trưngcho đồng bằng châu thổ Như vậy, khi lên trên đồng bằng châu thổ được dịchchuyển về phía Bắc phụ tầng cấu trúc thứ hai có chiều dày lớn và có sự thayđổi bình độ cấu trúc rõ rệt ở phần dưới còn tồn tại các nếp uốn, đứt gãy thìkhi đi qua các tầng sét Rotalia không còn tồn tại nếp uốn cũng như đứt gãy.

* Ảnh hưởng của hoạt động kiến tạo tới nguồn gốc thành tạo và khả năng

di chuyển, tích tụ:

Có thể nói dầu khí ở mỏ Bạch Hổ được hình thành chủ yếu là tầng Oligoxen

vì đá mẹ Oligoxen giầu vật chất hữu cơ và đã bước vào giai đoạn tạo dầu CònMioxen hạ thì đá mẹ với hàm lượng vật chất hữu cơ trung bình và chưa bướcvào giai đoạn tạo dầu nên vai trò cung cấp dầu cho các tầng chứa trong tầng sảnphẩm Mioxen hạ không lớn Riêng đá ở móng theo thuyết hữu cơ thì nó chỉ chứadầu ở những đứt gãy lớn và hang hốc của đá gốc, do dầu di chuyển của các tầngsinh dầu Oligoxen và Mioxen theo đứt gãy kiến tạo xuống chứ nó không sinh radầu và khả năng dòng dầu chứa trong đá móng có trữ lượng rất lớn ( xấp xỉ1000tấn/ ngày/ giếng)

Mặt khác trữ lượng dầu cơ bản tập trung trong tầng 23 Mioxen hạ,

tầngVI-X thuộc Oligoxen hạ Tầng 23 gồm bởi cát, bột kết phát triển hầu như toàn bộdiện tích, ở một vài khu vực đá chứa sét hoá đáng kể mất đi tính dinh dưỡng ,các thân dầu dạng vỉ, dạng vòm có ranh giới dầu nước nhưng vai trò quantrọng trong việc phân bố độ chứa dầu là đứt gãy kiến tạo và màng chắn thạchhọc Đã phát hiện tất cả 6 thân dầu riêng biệt trong đó có ba vòm Bắc, haivòm trung tâm và một ơ vòm Nam Mỏ có năm tầng sản phẩm (VI- X theocách đặt tên của mỏ) được phân ra trong trầm tích Oligoxen hạ chứa cùng mộtthân dầu dạng khối vỉa

1.3 ĐỐI TƯỢNG KHAI THÁC CỦA MỎ:

1.3.1 Ý nghĩa của việc chia đối tượng khai thác:

Phân tích chia đối tượng khai thác là một phần của việc thiết kế tối ưukhai thác mỏ với mục tiêu thu hồi dầu từ nhiều vỉa nhất và tối ưu nhất Việcphân chia đối tượng khai thác cho phép thẩm định chính xác tính chất của cácđối tượng khai thác và sự thay đổi tính chất vật lý hoá học cũng như thuỷđộng lực học, từ đó đề ra được những đối sách đúng đắn cho từng đối tượng

Về mặt đầu tư lâu dài cũng phải dựa vào việc phân chia này, nó phảiđược thực hiện đồng bộ trên cơ sở nghiên cứu các đặc điểm địa thù địa chấtmỏ

1.3.2 Đối tượng khai thác

Từ các đặc trưng địa chất vùng mỏ, các đối tượng khai thác chỉnh ở mỏBạch Hổ được chia ra

- Đối tượng I: tầng 23 và 24 thôc địa Bạch Hổ Mioxen dưới Các tầngnày phân bố trên toàn diện tích mỏ, gồm các thân dầu cả ở vòm Bắc cũng nhưvòm trung tâm của cấu tạo Các thân dầu dạng vỉa, vòm có ranh giới dầu nước

và đới chứa nước ngoài biên Bề dày trung bình của chứa dầu 160m, tầng 23

là chính tầng 24 là phụ

- Đối tượng II: đối tượng này bao gồn tất cả cac tầng cát kết điệp TràTân thuộc Oligoxen trên Đặc điểm cơ bản của đá chứa trong đối tượng này làkhông tồn tại đều khắp mỏ Chiều dầy tầng chứa dầu trung bình 700m

- Đối tượng III: gồm tất cả các tầng sản phẩm của Oligoxen dưới chiềudày trung bình 1045m, ranh giới nhà nước chưa xác định được

- Đối tượng IV: thân dầu thuộc dạng khối của đá móng bao gồm Granit

và Granodoirit Đá chứa thuộc dạng hang hốc nứt nẻ thân dầu này phân bốrộng khắp mỏ theo phương Á kinh tuyến kích thước khoảng 5x15km Chiềudày của tầng chứa khoảng 970m, mặt tiếp xúc dầu nước chưa được phát hiện

1.4 ĐẶC TRƯNG CƠ BẢN CỦA TẦNG SẢN PHẨM OLIGOXEN HẠ

MỎ BẠCH HỔ.

1.4.1 Chiều dày của tầng chứa.

Tầng Mioxen hạ phát hiện trên toàn diện tích mỏ Chỉ khu vực giếngkhoan 41,44,35 và 403, trên vòm trung tâm phát hiện dải các kệt bị sét hoá.Tại vòm Bắc chiều dày tầng 23 thay đổi từ 11,6- 57,6m trung bình là 30,4mvới hệ số biến đổi là 0,23, chiều dày hiện dụng trung bình của đá chứa là13,6m Đá chứa của tầng bị phân ra từ 2-5 vỉa của các lớp sét mỏng, hệ sốphân lớp trung bình là 3,6 với hệ số biến đổi là 0,28 Hệ số cát tính trong phầnchiều dày trung bình chứa dầu là 0,45

Vòm trung tâm tầng 23 có chiều dày trung bình 44,8m hệ số biến đổi là0,41 chiều dày hiệu dụng chứa dầu chỉ có 8,4m So với vòm Bắc tầng 23 ởđây kèm đồng nhất hơn, hệ số phân lớp là 5,5 còn hệ số cát chỉ là 0,34 với hệ

số biến đổi 0,58 Tầng 23 của vòm Bắc phát triển trên toàn diện tích ít bị phânthành các vỉa mỏng, hệ số phân lớp trung bình là 3,6 chiều dày hiện dụng của

nó bằng nửa chiều đày chung gệ só cát là 0,45 với hệ số biến đổi 0,31

Trầm tích Oligoxen hạ chỉ phát hiện ở vòm Bắc, phân bố không đồngđều bị vát mỏng ở cánh Tây của vòm Chiều dày thay đổi lớn từ 35-268,2m,chiều dày trung bình là 149m với hệ số biến đổi là 0,41 Chiều dày hiệu dụngchứa dấu chính xác chưa xác định được vì ranh giới dầu nước chưa xác địnhchính xác Hệ số phân lớp của tầng này cao là 10,8 và hệ số cát chỉ có 0,34

1.4.2 Đặc điểm của tầng chắn

Trầm tích Oligoxen hạ điệp Trà Cú ở độ sâu 4250m với thành phần tầngchứa sét kết, bột kết ậ phần trên cuaủa Oligoxen hạ tầng sét chấm ưu thế làphần thuỷ MICA, Clorit lẫn Kaolinit Đi sâu xuống lượng Kaolitit giảm dần

Qua nghiên cứu thành phần sét trong vung tiếp giáp giữa Oligoxen hạ

và Oligoxen thượng cho thấy: Tổng hợp các khoang vật sét bao thuỷ Mica,Clorit cũng như khoáng vật trương nở gồm Saponklonit, Vermiculit Ca2+,Montmoriolit, có ít Koalinit Sự có mặt các khoáng vật có tính chất trương nởtrong các tầng sét làm tăng khả năng tầng chắn của tầng sét

Dựa vào phân tích mặt cắt ta thấy xen kẽ các tầng sản phẩm là tầng sét

có bề dày tương đương bề dày tầng sản phẩm,chúng có vai trò cách ly cáctầng sản phẩm với nhau Ngăn cách giữa các tầng Oligoxen hạ và tầng móng

là tầng sét có tuổi Oligoxen sớm

1.4.3 Tính dinh dưỡng:

Đối với đá cát kết thuộc tầng 23 của vòng Bắc có độ rỗng nằm trongkhoảng 14- 24% độ bão hoà dầu trung bình của đá chứa khoảng 57% Độrỗng và độ bão hoà dầu tầng 23 của vòng trung tâm có số liệu tương đươngvới số liệu vòng Bắc (độ rỗng 19%, độ bão hoà 57%) So với trầm tíchMioxen thì trầm tích Oligoxen hạ có độ rỗng thấp hơn đáng kể (trung bìnhkhoảng 13- 15%) trong khi đó độ bão hoà cao hơn đạt 68% Các kết quả nàyđược lấy ra từ việc đánh giá nghiên cứu mẫu lõi trong phòng thính nghiệm,theo kết quả địa vật lý giếng khoan và nghiên cứu thuỷ động lực học

Các thân dầu của tầng Oligoxen hạ có tính không đồng nhất cao Cáctầng bị sen kẽ bởi các lớp cát kết bột kết chứa sản phẩm và sét mỏng khôngchứa sản phẩm Khi so sánh đặc tính không đồng nhất của các đối tượng khaithác (hệ số phân lớp, hệ số cát) thấy rằng trong các đối tượng có đá chứa dạngrỗng, Oligoxen hạ thuộc đối tượng không đồng nhất cao hơn cả Hệ số phânlớp và hệ số cát của Oligoxen hạ lần lượt là 10,8 và 0,39

1.4.5 Độ rỗng (m)

Độ rỗng là một trong những thông số về tính chất colector của đá nóxác định đặc tính chưac của đá, đất đá cps độ rỗng càng lớn thì càng tốt Độrống quyết định đến sự tích tụ và vận chuyển chất lưu trong vỉa Độ rỗng làphần trăm thể tích lỗ hổng trong một đơn vị thể tích đất đá vỉa

ở mỏ Bạch Hổ thay đổi trong phạm vi lớn Đá chứa có độ thấm cao hơn 100

mD chỉ đạt 2,1%, với tầng Oligoxen hạ thì độ thấm nhỏ thay đổi từ 5 -100mD

1.5.TÍNH CHẤT LƯU THỂ TRONG VỈA SẢN PHẨM.

1.5.1 Tính chất của dầu trong vỉa.

Dầu của mỏ Bạch Hổ chưa bão hoà khí, tỷ số giữa áp suất vỉa với áp suấtbão hoà là:

1,43 cho Mioxen hạ vòm Bắc

1,9 cho Mioxen hạ vòm trung tâm

3,54 cho Mioxen thượng

1,94 cho Mioxen hạ

1,67 cho tầng móng

Các thông số tỷ suất khí- dầu (GOR) hệ số thể tích (B) và áp suất bão hoà(Ps) ở tầng Oligoxen hạ và tầng móng thì lớn hơn các tầng trên Còn độ nhớt

và tỷ trọng lại nhỏ hơn

Sự khác biệt giữa dầu Mioxen hạ vòm trung tâm và Oligoxen thượng đượcnhận biết bởi thành khí hoà tan Khí tách ra từ Mioxen hạ vòm trung tâm chứanhiều thành phần Propan, Butan, pentan Dầu Oligoxen hạ so với đá móng có

độ bão hoà khí thấp hơn (160- 172m2/T so với 178-209m2/T) và hệ số thể tíchthấp hơn (1,46-1,48 so với 1,51-1,59).Đồng thở tỷ trọng cũng lớn hơn (658-

688 kg/m3 so với 634- 653 kg/m3) và có độ nhớt lớn hơn (0,46- 0,48 MPa.s sovới 0,34- 0,46 MPa.s)

Về thành phần dầu vỉa vì lý do hạn chế các số liệu về chưng cất chân khôngnên sử dụng các thông số tỷ trọng trung bình và phân tử lượng trung bình làm

cơ sở phân chia

1.5.2 Đặc tính hoá lý của dầu tách khí.

Qua kết quả nghiên cứu cho thấy rằng dầu Bạch Hổ thuộc loại dầu nặngbán trung bình, màu sáng, nhiệt độ đông đặc cao từ 29- 34oc, dầu này ít lưuhuỳnh nhiều paraphin So sánh các thông số trung bình mẫy dầu phân tích ởđiều kiện khác nhau cho ta số liệu cũng khác nhau, nhưng sự khai thác khôngđáng kể Độ nhớt của dầu sai lệch từ 3-3,4% tỷ trọng sai lệch từ 0,1- 2,3%,hàm lượng nhựa và asphaltel sai lệch từ 6,8- 91,5%, hàm lượng Paraphin sailệch từ 2- 14,3%

1.5.3 Thành phần tính chất của khí hoà tan trong dầu.

Khí hoà tan trong dầu thuộc loại béo và rất béo Theo chiều từ Mioxen đến

đá móng độ béo của khí giảm dần Khi thuộc loại không chứa lưu huỳnh(không chữa sulphuahydro) hàm lượng cacbondioxit thấp (0,09- 0,61%), hàmlượng nitơ từ 1- 2,8% Thành phần khí chủ yếu là Metan, Etan, Propan,Isobutan, Pantan… cũng như các thành phần nặng hơn

Sự giống nhau của các kết quả về thành phần khí tách từ các quá trình táchtiêu chuẩn và tách vi phân ( giá trị trung bình trọng khối theo cấp tách ) khẳngđịnh độ tin cậy của các kết quả nhận được

1.5.4 Tính chất của nước vỉa.

Trong các trầm tích Oligoxen hạ thường gặp hai loại nước Canxiclorua vàNatrihidrocacbanat Đăc điểm của nước Natrihidrocacbanat là có độ thoáng hoáthấp (6,64mg/lít) và chỉ nhận biết trong khuôn khổ vòm Bắc Nước vòm Namthuộc loại Canxiclorua có độ khoáng cao (16mg/lít), độ khoáng hoá gia tăng theohướng tây Nam

Nước thuộc trầm tích Oligoxen hạ được lấy từ vỉa lăng kính IV nằm trêncác tầng sản phẩm chính thuộc loại Natrihidrocacbonat có độ khoáng hoá thấp(5,4mg/lít)

Thành phần khí hoà tan trong nước khác thành phần khí hoà tan trong khíhoà tan trong nước là 1,53- 3% trong đó Nitơ chiếm 1,29- 2,8%

1.5.5 Các đặc trưng vật lý thuỷ động.

Kết quả cho thấy bề mặt kênh rỗng của tập hợp mẫu đá Oligoxen hoàn toàn

ứa nước Hầu như tất cả dầu bị đẩy ra khỏi mẫu do sự thám mao dẫn củanước Chỉ trên một vài mẫu là có một lượng dầu nhỏ bị đẩy trêm ra trong quátrình đẩy thuỷ động học

Độ nén của đá là một trong những nhân tố chính tạo ra năng lượng đàn hộicủa vỉa Nhiều nghiên cứu chỉ ra rằng độ nén của đá phụ thuộc chủ yếu vào ápsuất địa tĩnh hiệu dụng (Phđ) Vì vậy trong các thí nghiệm chỉ mô hình hoá lạicác thông số này và nó được tính theo công thức:

Phđ=g (Pdi- Pni) hi

Trong đó :

- pdi: Khối lượng riêng của đá

- Pni: khối lượng riêng của chất lỏng trong đá

- hi: chiều dày hiệu dụng của tầng chứa thứ i

- g : gia tốc trọng trường

Đối với vỉa dầu Miexen hạ, Oligoxen và móng áp suất hiệu tính theo côngthức trên tương ứng là 40, 44, 44 Mpa Theo thí nghiệm áp suất mọi hướng

lên mẫu tạo ra các cấp áp suất sau: 15, 20, 30, 44 Mpa Phép đo các thông sốtrên được tiến hành ở mọi cấp sau 30 phút.

Qua nhiên cứu một số mẫu cho thấy đã móng có độ rỗng thay đổi trongkhoảng khá rộng từ 0,29- 15,21% Từ đó xác định được rằng hệ số độ nén của

đá biến đổi từ 0,3.10-4Mpa-1,với giá trị trung bình là 1.54.10-4Mpa-1 Đối với

đá Oligoxen hệ số nén biến đổi từ 0,58.10-4- 1,9.10-4Mpa-1, với giá trị trungbình là 1,2.10-4Mpa-1 Đá mioxen có độ nén biến đổi từ 1,9.10-4-2,9.10-4 Mpa-1,với giá trị trung bình 2.11.10-4MP-1

Như vậy để tính các thông số thuỷ động học trong qúa trình khai thác vỉadầu có thể sử dụng các hệ số độ nén của đá như sau:

-Đối với đá Oligoxen: 1,2.10-4Mpa-1

- Đối với đá Mioxen: 2,11.10-4Mpa-1

- Đối với đá móng: 1,54.10-4Mpa-1

1.6 ẢNH HƯỞNG CÁC TÍNH CHẤT LÝ- HOÁ CỦA SẢN PHẨM VỈA ĐẾN QUÁ TRÌNH KHAI THÁC VÀ VẬN CHUYỂN.

1.6.1 Sự tích tụ praphin trong đường ống.

Trong các giếng khai thác bằng gaslifh cũng như khai thác ống nâng và ốngvận chuyển Phần lớn paraphin đều có thể tích tụ trong thành ống nâng và ốngvận chuyển Phần lớn paraphin tích tụ ngay tại điểm khí và dầu nở mạnh nhất.Cát cũng gây nên sự lắng đọng paraphin

1.6.2 Sự ăn mòn kim loại và lăng đọng muối, cát.

Chuyển động của khí trong ống khi có hiện tượng tăng độ ẩm sẽ xảy rahiện tượng ăn mòn kim loại, sự ăn mòn xảy ra mạnh nhất khi độ ẩm đạtkhoảng 70- 80% Các kết quả nghiên cứu cũng khẳng định rằng: áp suất trongống cũng gây ảnh hưởng tới sự ăn mòn áp suất tăng thì sự hình thành sét gỉcũng tăng , các nút chủ yếu là oxit sắt chiếm tới 95% còn lại là bụi vôi và cát,muối lắng đọng

1.6.3 Sự hình thành nhũ tương.

Khi nước chuyển động cùng với dầu có thể tạo thành nhũ tương, khi đó nhũtương luân chuyển tách bứt với dầu sạch gây khó khăn cho quá trình vânchuyển vì chúng làm tăng độ nhớt của dầu, dầu sẽ mất đi tính linh động vốncó

Áp suất vỉa ban

đầu giá trị/đ đo Mpa 28,0/28,13

28,9/29,1

3 41,7/36,5 41,7/36,5Nhiệt độ vỉa ban

đầu giá trị/đ đo

điều kiện vỉa

Nhiệt độ dầu vỉa

bão hoà paraphin

Hệ số nén của

Hệ số hoà tan của

CHƯƠNG 2: LÝ THUYẾT CHUYỂN ĐỘNG CỦA CHẤT LƯU

TRONG ĐIỀU KIỆN VỈA

2.1 ĐỊNH LUẬT THẤM TUYẾN TÍNH DARCY

Chất lưu ở trong điều kiện vỉa bao gồm: Dầu,khí, nước Sự dịch chuyểncủa chất lưu trong vỉa phụ thuộc vào nhiều yếu tố như: Độ rỗng, độ nứt nẻ, độthẩm thấu của đất đá trong vỉa, độ nhớt của chất lưu, sức căng bề mặt giữa cácpha, lực mao dẫn, độ chênh áp giữa vỉa và giếng

Điều kiện để chất lưu chuyển động được là phải có nguồn năng lượngcung cấp cho nó Nguồn năng lượng này chính là độ chênh áp giữa vỉa sảnphẩm và đáy giếng Trong quá trình chất lưu chuyển động từ vỉa sản phẩmvào đáy giếng năng lượng bị tổn thất do sức cản thuỷ lực Vì vậy, để dịchchuyển một đơn vị dòng sản phẩm thì cần phải cung cấp năng lượng cho nótrên một đơn vị dài, điều đó có nghĩa là phải tăng thêm mức chênh áp trênmột đơn vị dài Khi tạo ra chênh áp đủ lớn ta có dòng chất lưu chuyển độngqua lớp đất đá và người ta gọi đó là dòng chảy qua môi trường rỗng ( thựcchất là quá trình thấm)

Định luật Darcy đặt nền tảng cho việc tính toán các dòng chảy trongmôi trường xốp Chúng ta bắt đầu bằng việc sử dụng nó để phát triển tính toándòng chảy từ vỉa vào giếng Dòng chảy của chất lỏng từ vỉa hướng vào giếngkhoan được tạo ra bởi gradien áp suất dọc theo đường đi của dòng chảy hoặcảnh hưởng của trọng lực Với dòng chảy ngang chúng ta có thể bỏ qua ảnhhưởng của trọng lực Tổng áp suất của hướng đi của dòng chảy được biểuhiện bởi áp suất tối đa tại bên ngoài và áp suất tối thiểu tại biên trong ( vùnglân cận đáy giếng), áp suất giữa hai điểm bất kỳ trong vỉa phụ thuộc vàokhoảng cách của chúng đến thân giếng Sự giảm áp suất trong vỉa là kết quảtiêu hao năng lượng cơ học Động lượng của chất lỏng bị mất là do chất lỏng

di chuyển vượt qua sức cản của môi trường xốp

Darcy đã sử dụng đưa ra mối quan hệ giữa tốc độ thấm với áp suấtdòng chất lỏng khi xuyên qua môi trường xốp

Giả sử dòng chất lỏng xuyên qua khối cát có chiều dài L và có độchênh áp P Kết quả với dòng chảy không đổi có lưu lượng q được tínhtheo công thức:

P - Độ chênh áp giữa hai đầu dịch chuyển

L- Khoảng cách dịch chuyển của chất lưu

Vào năm 1934 Wycon, Botter, Mucscat và Meras đã tách được hằng số Cthành hai yếu tố độc lập là độ nhớt và độ thẩm thấu nhằm mô tả ảnh hưởng củachất lưu và đá Họ đã lần đầu tiên giới thiệu đơn vị hệ số thấm Darcy ( D ) với:V=

Hệ số thấm k được đo dễ dàng khi cho dòng chất lưu chảy qua loại đất

đá cần nghiên cứu, đơn vị Darcy được biểu diễn như sau:

sự giảm áp suất thực sự và áp suất tính toán theo định luật Darcy có thể bỏqua, nhưng tại áp suất cao thì định luật không đúng nữa

Trong trường hợp chất lưu thấm từ vỉa vào giếng thì đây là dòng hội tụhướng tâm Khi đó định luật Darcy được viết lại như sau:

V=

.

k dP dr

 ( 2.5)

Ta thấy tiết diện thấm bề mặt (F) luôn thay đổi Với những vỉa có cấu tạođồng nhất, chiều dày vỉa là một hằng số thì tại một vị trí bất kỳ có bán kính ri,diện tích F sẽ là:

F = 2..ri.h

Trong đó:

ri là bán kính từ tâm giếng đến một điểm i bất kỳ

Xét trên chiều dài dịch chuyển vô cùng nhỏ dri, ta có độ chênh áp suất

là dP thì lưu lượng thấm được xác định như sau:

2 .

2 .

.

i i

P R

r i

P r

v d

g

k r dP q

dr

dr Q

dP

k h r

d Q

2 .ln

g

k h P q

R r

Hình 2.1: Biểu đồ mô tả sự giảm áp từ trong vỉa đến giếng khoan

2.2 XÁC ĐỊNH LƯU LƯỢNG CỦA CHẤT LƯU CHUYỂN ĐỘNG VÀO GIẾNG KHOAN.

2.2.1 Đối với giếng khoan hoàn thiện về mặt thuỷ động học.

Giếng khoan hoàn thiện về mặt thuỷ động học là giếng được mở vỉa hếtchiều dày tầng sản phẩm mà không chống ống và đảm bảo tính thấm tự nhiêncủa vỉa Khi đó, lưu lượng của giếng được tính theo công thức Điupiu

* Nếu chất lưu là chất lỏng:

q =

2 ( ).ln( / )

2.2.2 Đối với giếng không hoàn thiện về mặt thuỷ động học.

Trong thực tế hầu hết các giếng khai thác dầu để đảm bảo an toàn cóhiệu quả thì phải chống ống, trám xi măng, bắn mìn mở vỉa,vv ở tầng sảnphẩm Các giếng như thế gọi là giếng không hoàn thiện về mặt thuỷ động học.Đối với giếng không hoàn thiện thì dòng chảy từ vỉa tới đáy giếng bị cản trở

Do đó, lưu lượng thực tế của giếng bao giờ cũng nhỏ hơn lý thuyết tính toán

Sự không hoàn thiện của giếng đặc trưng bởi hai yếu tố:

* Không hoàn thiện theo đặc tính mở vỉa (C1)

* Không hoàn thiện theo mức độ mở vỉa (C2)

Hình 2.2 Giếng khoan hoàn thiện.

Hình 2.3 Giếng khoan không hoàn thiện về đặc tính mở vỉa.

Hình 2.4 Giếng khoan không hoàn thiện về mức độ mở vỉa.

Gọi C là hệ số không hoàn thiện của giếng, đặc trưng cho mức độ cảntrở sự thẩm thấu của chất lưu vào giếng Nó phụ thuộc vào: mật độ bắn trênống chống khai thác, đường kính lỗ bắn , đặc tính phân bố lỗ trên bề mặt ốngchống, độ sâu khe rãnh được tạo nên trong vùng đá lân cận đáy giếng và độsâu mở vỉa

Khi đó, lưu lượng của giếng không hoàn thiện được xác định bằng côngthức: