ghiên cứu ứng dụng công nghệ bơm ép luân phiên nước khí hydrocacbon nhằm nâng cao hệ số thu dầu tại tầng miocene bể cửu long

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ ĐỊA CHẤT TRỊNH VIỆT THẮNG NGHIÊN CỨU ỨNG DỤNG CÔNG NGHỆ BƠM ÉP LUÂN PHIÊN NƯỚC - KHÍ HYDROCACBON NHẰM NÂNG CAO HỆ SỐ THU HỒI DẦU TẠI TẦNG MIOCEN, BỂ CỬU LONG LUẬN ÁN TIẾN SĨ KỸ THUẬT HÀ NỘI - 2019 BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ ĐỊA CHẤT TRỊNH VIỆT THẮNG NGHIÊN CỨU ỨNG DỤNG CÔNG NGHỆ BƠM ÉP LUÂN PHIÊN NƯỚC - KHÍ HYDROCACBON NHẰM NÂNG CAO HỆ SỐ THU HỒI DẦU TẠI TẦNG MIOCEN, BỂ CỬU LONG Ngành: Kỹ thuật Dầu khí Mã số: 9520604 LUẬN ÁN TIẾN SĨ KỸ THUẬT NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC: PGS.TS Cao Ngọc Lâm TSKH Phùng Đình Thực HÀ NỘI - 2019 LỜI CAM ĐOAN Tơi xin cam đoan cơng trình nghiên cứu riêng Các số liệu, kết nêu Luận án trung thực chưa cơng bố cơng trình khác Tác giả luận án Trịnh Việt Thắng (i) MỤC LỤC Trang phụ bìa Trang Lời cam đoan Mục lục i Danh mục ký hiệu, đơn vị từ viết tắt iv Danh mục bảng biểu Danh mục hình vẽ, đồ đồ thị v vi MỞ ĐẦU CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN 1.1 Khái quát nâng cao hệ số thu hồi dầu 1.2 Cơ sở lý thuyết chế nâng cao hệ số thu hồi dầu 11 1.2.1 Cấu trúc lỗ rỗng 12 1.2.2 Dòng chảy lỗ rỗng 13 1.2.3 Cơ chế đẩy dầu vi mô 15 1.2.4 Cơ chế đẩy dầu vĩ mô 1.2.5 Hiệu suất đẩy vi mô hiệu suất đẩy vĩ mô 19 22 1.3 Các dự án nâng cao hệ số thu hồi dầu giới khu vực 23 1.4 Đánh giá lựa chọn phương pháp bơm ép luân phiên nước khí 27 1.5 Cơ sở lý thuyết bơm ép khí cho mỏ dầu khí 28 1.5.1 Điều kiện cho trộn lẫn/gần trộn lẫn/không trộn lẫn 30 1.5.2 Cơ chế trộn lẫn 31 1.5.3 Các phương pháp hạn chế việc xác định áp suất trộn lẫn tối thiểu 37 1.5.4 Các yếu tố ảnh hưởng thuật tốn sử dụng cho mơ hình mơ chế bơm ép khí 38 1.6 49 Kết luận CHƯƠNG 2: NGHIÊN CỨU LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP NÂNG CAO HỆ SỐ THU HỒI DẦU PHÙ HỢP CHO ĐỐI TƯỢNG MIOXEN SỬ TỬ ĐEN 51 2.1 Giới thiệu mỏ Sư Tử Đen 51 2.2 Địa chất mỏ Sư Tử Đen Tây Nam tầng chứa Mioxen 51 (ii) Tính chất đá vỉa hệ chất lưu vỉa 55 2.3.1 Tính chất đá chứa tầng Mioxen hạ 55 2.3.2 Tính chất hệ chất lưu vỉa đối tượng Mioxen hạ 59 2.3 2.4 Trữ lượng dầu khí chỗ trữ lượng dầu khí thu hồi 61 2.5 Hiện trạng khai thác mỏ Sử Tử Đen 64 2.6 Các phương pháp gia tăng hệ số thu hồi dầu áp dụng 68 2.7 Tiềm thu hồi dầu tầng Mioxen mỏ Sư Tử Đen 69 2.8 Đánh giá lựa chọn phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu phù hợp cho Mioxen Sử Tử Đen 70 2.8.1 Đánh giá thông số mỏ Sử Tử Đen biện luận lựa chọn phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu 70 2.8.2 Sử dụng tiêu chí đánh giá phần mềm chuyên ngành để lựa chọn phương pháp nâng cao thu hồi dầu phù hợp cho Mioxen Sư Tử Đen 2.9 Kết luận 72 CHƯƠNG 3: XÂY DỰNG PHƯƠNG PHÁP LỰA CHỌN VÀ MƠ HÌNH DỰ BÁO MMP CHO Q TRÌNH BƠM ÉP KHÍ NƯỚC LN PHIÊN VÀO TẦNG MIOXEN, MỎ SƯ TỬ ĐEN 76 Phân tích đánh giá kết thực nghiệm đo MMP cho dầu khí vỉa Mioxen Sử Tử Đen 76 3.1 75 3.1.1 Thành phần khí bơm ép 76 3.1.2 Thiết bị Slimtube thực nghiệm 77 3.1.3 Hạn chế thực nghiệm áp dụng điểm MMP cho toàn đối tượng Mioxen Sư Tử Đen 79 3.2 Mơ hình chất lưu PVT mơ hình mơ dự báo MMP 81 3.2.1 Mơ hình chất lưu PVT cho giếng SD-2X 81 3.2.2 Sử dụng phương trình trạng thái hành trạng pha để tính tốn MMP cho nguồn khí 84 3.2.3 Xây dựng mơ hình mơ lại q trình thực nghiệm Slimtube cho Mioxen Sư Tử Đen 91 3.3 So sánh MMP từ phương pháp nghiên cứu 95 3.4 Lựa chọn nguồn khí giải pháp bơm ép khí nước luân phiên cho tầng Mioxen, mỏ Sư Tử Đen Kết luận 96 3.5 97 (iii) CHƯƠNG 4: ÁP DỤNG PHƯƠNG PHÁP BƠM ÉP KHÍ NƯỚC LUẬN PHIÊN CHO TẦNG MIOXEN, MỎ SƯ TỬ ĐEN TRÊN MƠ HÌNH MƠ PHỎNG 4.1 Cập nhật mơ hình mơ khớp lịch sử khai thác 99 99 4.1.1 Hiện trạng mơ hình 99 4.1.2 Điều kiện ban đầu 99 4.1.3 Tính chất chất lưu đá chứa 100 4.1.4 Phục hồi số liệu lịch sử khai thác mỏ 103 4.2 Chuyển từ mô hình black oil sang mơ hình thành phần 108 4.2.1 Xây dựng mơ hình PVT hệ chất lưu vỉa đại diện cho tầng Mioxen, mỏ Sư Tử Đen 110 4.2.2 Lựa chọn mơ hình thành phần cấu tử để chạy dự báo đánh giá 110 4.2.3 Tái lập lịch sử khai thác với mơ hình thành phần tầng Mioxen mỏ Sư Tử Đen 112 4.3 Các phương án bơm ép khí nước luân phiên đánh giá độ nhạy 113 4.3.1 Đánh giá hiệu 03 phương án bơm ép nước, bơm ép khí bơm ép khí nước luận phiên 117 4.3.2 Đánh giá lựa chọn lưu lượng bơm ép khí nước luân phiên tối ưu 119 4.3.3 Đánh giá hiệu bơm ép khí nước luân phiên theo thời gian bơm ép 123 4.3.4 Đánh giá phương pháp bơm ép khí với chế trộn lẫn, gần trộn lẫn, không trộn lẫn 124 4.3.5 So sánh hiệu phương án bơm ép khí nước luân phiên với nguồn khí bơm ép 4.3.6 Kết mô phương án 126 4.4 128 Kết luận KẾT LUẬN DANH MỤC CÁC CƠNG TRÌNH CỦA TÁC GIẢ TÀI LIỆU THAM KHẢO 127 131 x xi (iv) DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, ĐƠN VỊ VÀ CÁC TỪ VIẾT TẮT NCS : Nghiên cứu sinh NKLP : Bơm ép nước-khí luân phiên (Water Alternate Gas - WAG) EOR : Gia tăng thu hồi dầu (Enhaced Oil Recovery - EOR) TR : Phương pháp thu hồi tam cấp (Tertiary Recovering –TR) TTBĐ : Thể tích ban đầu THD : Thu hồi dầu Miocen : Tầng chứa Miocen (hoặc Mioxen) APIo : Đơn vị đo tỷ trọng theo tiêu chuẩn Viện Dầu Khí Mỹ HC : Khí hydrocarbon (khí đồng hành, khí gas tự nhiên) cP : Đơn vị đo độ nhớt ft : Bộ - Đơn vị đo chiều dài (1ft=0.3048 m) o : Đơn vị đo nhiệt độ (oF = oC*9/5 +32) PV : Toàn thể tích chứa đá (Pore Volume) HCPV : Tồn thể tích chứa dầu đá (Hydrocarbon Pore Volume) HTBM : Hoạt tính bề mặt HĐBM : Chất hoạt động bề mặt OOIP : Thể tích dầu ban đầu (Original Oil in Place) BTU : Đơn vị đo nhiệt lượng cháy khí hydrocarbon MCF : 1000 khối (đơn vị đo thể tích khí) MMP : Áp suất trộn lẫn tối thiểu (Minimum Miscibility Pressure) LPG : Khí gas hoá lỏng (Liquid Petroleum Gas) MCM : Cơ chế trộn lẫn nhiều lần (Multiple Contact Miscibility) FCM : Cơ chế trộn lẫn lần (First Contact Miscibility) Bar : Đơn vị đo áp suất (1 bar = 14,5038 psi) Atm : Đơn vị đo áp suất (1 atm = 14,6959 psi) F (v) DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU Bảng 1.1: Bảng tổng hợp phương pháp EOR thực giới 24 Bảng 2.1: Kết phân tích mẫu lõi giếng SD-2X SD-3X 56 Bảng 2.2: Đặc tính dầu điều kiện vỉa 60 Bảng 2.3: Tính chất nước vỉa tầng Mioxen hạ 61 Bảng 2.4: Trữ lượng dầu chỗ đối tượng Mioxen Hạ 63 Bảng 2.5: Trữ lượng khí đồng hành chỗ đối tượng Mioxen Hạ 63 Bảng 2.6: Trữ lượng dầu chỗ phần mềm Petrel 64 Bảng 2.7: Hệ số thu hồi dầu đối tượng Mioxen hạ 64 Bảng 2.8: Trạng thái khai thác giếng 67 Bảng 2.9: Khả thu hồi dầu đối tượng Mioxen Hạ 69 Bảng 2.10: Tính chất vỉa điều kiện để áp dụng bơm ép khí mỏ Sư Tử Đen 73 Bảng 3.1: Thành phần khí bơm ép cho thực nghiệm xác định MMP 76 Bảng 3.2: Kết đo MMP theo áp suất đẩy khí phần trăm thu hồi dầu 78 Bảng 3.3: So sánh MMP thực nghiệm với phương pháp tính tốn dự báo .93 Bảng 4.1 : Thơng số áp suất, nhiệt độ vỉa tầng Mioxen hạ 100 Bảng 4.2: Các tính chất chất lưu, đá chứa tầng cát kết Mioxen 102 Bảng 4.3 Các hiệu chỉnh thông số giếng khu vực 103 Bảng 4.4: Các phương án bơm ép khí đánh giá độ nhạy 115 Bảng 4.5: Kết mô phương án bơm ép nâng cao thu hồi dầu 127 (vi) DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, BẢN ĐỒ VÀ ĐỒ THỊ Hình 1.1: Tổng quan thu hồi dầu qua giai đoạn khai thác 10 Hình 1.2 : Cơng thức tính mối tương quan lực EOR 11 Hình 1.3 : Tỷ lệ linh động pha hệ số quét 12 Hình 1.4 : Cấu trúc lỗ rỗng 13 Hình 1.5 : Hiện tượng phân tỏa dạng ngón mơ hình điểm 15 Hình 1.6 : Hệ số bao quét thể tích theo chiều thẳng đứng theo diện 23 Hình1.7 : Tiềm xu hướng EOR mỏ dầu khí ngồi biển 26 Hình 1.8 : Cơ chế trộn lẫn khí dầu 32 Hình 1.9 : Sơ đồ mơ tả đới tiếp xúc khí dầu vỉa 33 Hình 1.10: Giản đồ chế trình bay khí 34 Hình 1.11: Cơ chế trộn lẫn ngưng tụ 35 Hình 1.12: Giản đồ pha q trình khơng trộn lẫn 36 Hình 1.13 Tổng hợp q trình trộn lẫn khơng trộn lẫn 37 Hình 1.14: VGD MMP so với độ sâu khí bơm ép C1N2 39 Hình 1.15: MMP theo độ sâu khí tách từ bình tách (SepGas) tính tốn trình giả lập PVT dựa tảng EOS 40 Hình 1.16: Đường cong thấm pha hệ chất lưu 41 Hình 1.17: Hiệu suất thu hồi dầu cho mơ hình 1D với áp suất đẩy cao điểm MMP; mơ hình có số lưới N = 1000, ∆x = 0,61 m 42 Hình 1.18: Hiện tượng phân tỏa dạng ngón bơm ép nước khí luân phiên 43 Hình 1.19: Hiện tượng phân đới tỷ trọng bơm ép nước khí luân phiên 43 Hình 1.20: Ảnh hưởng tốc độ bơm ép lên hiệu thu hồi dầu 44 Hình 1.21: Ảnh hưởng bơm ép NKLP lên hiệu qủa thu hồi dầu 46 (vii) Hình 1.22: Dầu dư đất đá dính ướt nước 47 Hình 1.23: Ảnh hưởng tỷ số Kv/Kh đến hiệu qủa thu hồi dầu 48 Hình 1.24: Ảnh hưởng phân lớp lên hiệu qủa thu hồi dầu 49 Hình 2.1: Bản đồ cấu trúc B10 Mioxen, mỏ Sư Tử Đen 51 Hình 2.2: Cột địa tầng mỏ Sư Tử Đen 53 Hình 2.3: Sơ đồ cấu trúc nóc tầng sản phẩm B9 54 Hình 2.4: Sơ đồ cấu trúc nóc tầng sản phẩm B15 55 Hình 2.5: Vị trí điểm lấy mẫu lõi phục vụ phân tích đặc biệt 57 Hình 2.6: Đường cong thầm pha dầu nước từ giếng SD-2X SD-3X 58 Hình 2.7: Đường cong thấm pha dầu nước đối tượng Mioxen hạ B10 58 Hình 2.8: Quan hệ rỗng thấm đối tượng Mioxen 58 Hình 2.9: Áp suất mao dẫn đối tượng Mioxen 59 Hình 2.10: Quan hệ rỗng thấm đá chứa đối tượng Mioxen hạ 59 Hình 2.11: Hệ số thể tích thành hệ Bo 60 Hình 2.12: Tỷ số hòa tan 60 Hình 2.13: Sơ đồ cấu trúc nóc tầng sản phẩm B10 - Khu vực SD-1X SD-3X 62 Hình 2.14: Sơ đồ cấu trúc nóc tầng sản phẩm B10 - Khu vực SD-4X 63 Hình 2.15: Vị trí giếng đối tượng Mioxen Hạ 65 Hình 2.16: Động thái áp suất đáy giếng 66 Hình 2.17: Ảnh hưởng giếng bơm ép tới khu vực 66 Hình 2.18: Trạng thái khai thác giếng SD-NE-6P 67 Hình 2.19: Trạng thái khai thác giếng SD-15P 68 Hình 2.20: Trạng thái bơm ép đối tượng Mioxen hạ Sư Tử Đen Tây Nam 69 Hình 2.22: Kết lựa chọn phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu từ phần mềm chuyên ngành cho Mioxen Sư Tử Đen 74 133 cao nhất với 36%, cao 2% so với bơm ép nước với sản lượng gia tăng khoảng triệu thùng dầu (đối với Mioxen, mỏ Sư Tử Đen) và làm giảm độ ngập nước giếng khai thác giai đoạn khai thác cuối đời mỏ ➢ Nâng cao hệ số thu hồi dầu tối đa cho đối tượng Mioxen Sư Tử Đen phương pháp bơm ép luân phiên nước-khí cần tiến hành chuyển đổi giếng khai thác sang giếng bơm ép hoặc tiến hành khoan thêm giếng bơm ép thông minh vào khu vực trung tâm mỏ Với phương án này thì hệ số thu hồi có thể gia tăng từ 37% so với bơm ép nước thứ cấp thông thường hoặc chỉ bơm ép luân phiên nước-khí giếng SD-16I ➢ Đã chứng minh được hiệu quả trộn lẫn phần trình bơm ép khí vào vỉa chứa có áp suất dưới áp suất trộn lẫn tối thiểu Kết quả tối ưu lưu lượng bơm ép luân phiên nước-khí từ mô hình mô phỏng chứng minh với lưu lượng bơm ép khí khoảng MMScf/ngày là tối ưu nhất, phù hợp với mức độ tiếp nhận vỉa ➢ Đã chứng minh bơm ép nguồn khí từ khí khô, khí trơ N2, khí CO2, khí được làm giàu đều cho kết quả gia tăng hiệu quả thu hồi dầu tốt so với bơm ép nước, điều này khẳng định phương pháp bơm ép luân phiên nước-khí là phương pháp nâng cao thu hồi dầu tốt nhất cho đối tượng Mioxen, Sư Tử Đen ➢ Kết quả nghiên cứu và đánh giá mô hình mô phỏng toàn mỏ chứng minh phương pháp bơm ép luân phiên nước-khí để nâng cao hệ số thu hồi dầu cho tầng Mioxen, mỏ Sư Tử Đen có hiệu quả cả về kinh tế và kỹ thuật Có thể sử dụng phương pháp bơm ép luân phiên nước-khí cho đối tượng trầm tích khác bể Cửu Long (xi) DANH MỤC CƠNG TRÌNH ĐÃ CƠNG BỐ CỦA TÁC GIẢ Trịnh Việt Thắng (1999) “Nghiên cứu áp dụng hệ dung dịch khoan gốc dầu cho mở vỉa sản phẩm mỏ Bạch Hổ” Giải khuyến khích – Vifotec, Tuyển tập Báo cáo - Quỹ tài trẻ Nguyễn Mạnh Tuấn, Trịnh Việt Thắng (2008), “Ultradril - Hệ dung dịch khoan ức chế sét hiệu cao, nâng cao tốc độ khoan đạt hiệu kinh tế môi trường”, Tuyển tập báo cáo hội nghị KHCN Viện Dầu Khí Việt Nam: 30 năm Phát triển Hội nhập, tr 663-668 Trịnh Việt Thắng, Lê Xuân Lân (2011), “Đánh giá sơ khả áp dụng bơm ép khí nhằm gia tăng hệ số thu hồi dầu thềm lục địa Việt Nam”, Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ Địa chất, Số 34/4/2011, tr 28-33 Trịnh Việt Thắng, Đoàn Văn Thuần nnk (2015), "Xây dựng sở liệu phần mềm quản lý hợp đồng dầu khí nước", Tạp chí dầu khí, số 5/2015, tr 66-72 Cơng trình đề nghị Giải thưởng khoa học cơng nghệ Dầu khí 2015:“Ứng dụng giải pháp khoa học công nghệ tiên tiến để nâng cao hiệu phát triển khai thác kết hợp với thăm dò mở rộng dự án Đại Hùng, Lô 05-1a, bể Nam Côn Sơn, thềm lục địa Việt Nam” Nhóm tác giả (63 tác giả) Triệu Hùng Trường, Trịnh Việt Thắng tác giả, “Nghiên cứu hồn thiện cơng nghệ khoan thân nhánh giếng khai thác đường kính nhỏ bể Cửu Long nhằm tăng cường thu hồi dầu” Đề tài cấp Nhà nước mã số 14/HĐT.14.13/ĐMCNKK, Bộ Công Thương năm 2016 Trịnh Việt Thắng, Đỗ Thành Sỹ tác giả “Water-flooding Optimmization Using the Augmented Largrangian Method with Stocchastic Gardients” International Conference on Earth Sciences and Sustainable Georesources Development, ESASGD 2016 (xii) Đoàn Văn Thuần, Trịnh Việt Thắng nnk (2017), "Hệ thống tiêu chí đánh giá hoạt động nhà thầu/người điều hành Petronas số khuyến nghị quản lý hoạt động thăm dò khai thác dầu khí Việt Nam”, Tạp chí dầu khí, số 07/2018, tr 50-58 Trịnh Việt Thắng, Lê Thế Hùng, Đinh Đức Huy "Nghiên cứu ứng dụng công nghệ bơm ép luân phiên nước-khí nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu cho tầng chứa cát kết Mioxen hạ mỏ Sư Tử Đen Tây Nam, bể Cửu Long, thềm lục địa Việt Nam” Hội nghị toàn quốc Khoa học trái đất tài nguyên bền vững 2018 (xiii) TÀI LIỆU THAM KHẢO Tiếng Việt A Daniel Yergin (2009), “Dầu mỏ, Tiền bạc Quyền lực”, Công ty Alpha Books phát hành; Nguyễn Hải An (2012) “Nghiên cứu ứng dụng giải pháp thu hồi dầu tam cấp bơm ép CO2 cho tầng móng nứt nẻ mỏ Sử Tử Đen ”, Luận án Tiến sỹ Kỹ thuật Báo cáo trữ lượng sản lượng khai thác dầu khí hàng năm mỏ dầu khí “mỏ Bạch Hổ, mỏ Đại Hùng, mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, mỏ Lan TâyLan Đỏ, mỏ Hải Thạch-Mộc Tinh, mỏ Cá Ngừ Vàng, mỏ Ruby, …” “Báo cáo phê duyệt Trữ lượng dầu khí (RAR), RAR update, Kế hoạch Phát triển mỏ Đại cương (ODP), Kế hoạch Phát triển mỏ (FDP), Revised FDP mỏ Sử Tử Đen cụm mỏ Sư Tử” Tập đoàn DKVN Hồ sơ đăng ký xét cơng nhận Giải thưởng Hồ Chí Minh cho cụm cơng trình (2009) “Tìm kiếm, Phát Khai thác có hiệu mỏ dầu đá móng trước đệ tam thềm lục địa Việt Nam” Tập đồn DKVN Nguyễn Mạnh Hùng nhóm tác giả (2006), “Nghiên cứu khả áp dụng bơm ép nước khí luân phiên mỏ dầu Việt Nam”, Viện Dầu khí Việt Nam Lê Xuân Lân (1997)“Lý thuyết tài ngun lỏng khí” (Chương trình Đào tạo sau đại học), Trường Đại học Mỏ - Địa chất Lê Xuân Lân (2009),“Kỹ thuật mỏ dầu - khí” (Giáo trình Đại học), Trường Đại học Mỏ - Địa chất Tởng Cơng ty Dầu khí Việt Nam (2003), “Tuyển tập hội thảo khoa học nâng cao hệ số thu hồi dầu mỏ Bạch Hổ” Ban thăm dò khai thác, XNLD (xiiii) Viesovpetro Phùng Đình Thực, Phan Trọng Toản (2009), “Từng bước nghiên cứu áp dụng phương pháp mô số cho việc phát mỏ đá móng nứt nẻ hang hốc hướng quan trọng nghiên cứu khoa học nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu thân dầu đá móng, mỏ Bạch Hổ” Tuyển tập 20 năm thành tựu phát khai thác dầu đá móng 10 Phùng Đình Thực, Nguyễn Như Ý, Lê Việt Hải (2001), “Phương pháp phân tích gián tiếp đặc tính đẩy dầu bơm ép vỉa dầu đá nứt nẻ” XNLD VSP 11 Phùng Đình Thực, Nguyễn Thúc Kháng nkk (2001), “Nghiên cứu ảnh hưởng bão hòa khí độ ngập nước lên tính chất lưu biến dầu thô mỏ Bạch Hổ” HNKH -20 năm thành lập XNLD VSP 12 Phùng Đình Thực, Phan Trọng Toản (2005) “Ứng dụng phương pháp khuếch tán bán kính mơ khai thác dầu khí nâng cao hệ số thu hồi dầu” HN KHCN 30 năm DKVN 13 Phan Ngọc Trung nnk “Nghiên cứu đề xuất chế ưu đãi khuyến khích nhà thầu dầu khí áp dụng biện pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu (EOR)” Đề tài nghiên cứu khoa học, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, 2016 14 Tập đồn Dầu khí Việt Nam, “Báo cáo tổng kết cơng tác Tìm kiếm Thăm dò – Khai thác Dầu khí giai đoạn năm 2008 đến 2018”, Vũng Tàu 3/2018 15 Phạm Anh Tuấn (2000) “Đặc điểm tính chất vật lý di dưỡng thuỷ động học đá chứa dầu có cấu trúc phức tạp điều kiện mơ hình hóa áp suất nhiệt độ vỉa” Trường ĐH Mỏ - Địa chất 16 Viện Dầu khí Việt Nam (2009), “Tuyển tập Báo cáo hội nghị Khoa học Công nghệ - 30 năm Phát triển Hội nhập” Nhà xuất Khoa học Kỹ thuật 17 Phạm Đức Thắng (2015) “Nghiên cứu giải pháp hợp lý để tận thu dầu (xivi) cát kết Mioxen hạ, mỏ Bạch Hổ” Luận án Tiến sỹ Kỹ thuật 18 XNLD VietsovPetro (2003 & 2008), “Sơ đồ công nghệ điều chỉnh khai thác xây dựng mỏ Bạch Hổ” Viện NC&TK NIPI Tiếng Anh 19 Abdassah.D and Ershaghi (1986) “Triple porosity system for reprenting naturely fractured reservoir” SPE Formation Evaluation, April, p 113 – 127, Richardson, Society of Petroleum Engineers 20 Akpevwe Kelvin, Idogun, Iyagba, Elijah Tamuno, Ukwotije-Ikwut, Rowland Peter, Aseminaso, Abiye A Review Study of Oil Displacement Mechanisms and Challenges of Nanoparticle Enhanced Oil Recovery 184352-MS SPE Conference Paper - 2016 21 Allen.T, 1968, “Determination of pore size distribution” 22 Amott, 1959, “Observation relating to the wettability of porous rock” 23 Aronofsky.J.S, “A diffusion model to explain mixing of flowing miscible fluids in porous media” 24 Algharabi, M.K., Gharbi, R.B., Malallah, A., and Al-Ghanim, W (2007) “Parametric investigations of a Modified SWAG Injection Technique” SPE 105071, Kingdom of Bahrain 25 A.R Wan, R.Teghland and J.K Leppe SPE, NTNU& Total E&P Norge “EOR Survey in the North Sea”, SPE 99546 26 Andrew, G L (1985), “Carbon Dioxide Miscible Flooding: A Laboratory Study on The Effect of WAG, Wetting State, and Slug Size on Enhanced Oil Recovery” University of Houston 27 Attanucies nnk (1997), “WAG process optimisation in Rangly CO2 miscible flood” SPE 26622, 68th Technical conference 28 Arne, S.; Elisabeth, I D., (2007) “Progress in immiscible WAG modelling (xvi) SPE/EAGE Reservoir Characterization and Simulation Conference” Abu Dhabi, UAE: Society of Petroleum Engineers 29 A Skauge, SPE, and E.I Dale, (2007) “Progress in immiscible WAG Modelling” SPE, CIPR, UiB, Bergen, Norway 30 Al-Shuraiqi, Muggeridge, Grattoni, “Laboratory Investigations of First Contact Miscible WAG Displacement: The Effects of WAG Ratio And Flow Rate”, SPE paper 84894 presented at SPE International Improved Oil Recovery Conference in Asia Pasific, 20 – 21 October 2003 31 Barrentblatt, G D, nnk (1960), “The basic concepts in the Theory of Hogeneous liquid in fissured Rock” Jounal of Applied Math 32 Blackwell, R.J et.al (1960), “Recovery of Oil by Displacements With WaterSolvent Mixtures” Petroleum Transactions AIME No 219, pp 293-300 33 Brashear J.P, Kuskraa V.A(1978) “The Potential and Economics of Enhanced oil Recovery” Journal of Petroleum Technology, p 1231 – 1237, 9/1978 34 Bybee K “Successful Miscible-Gas Injection in Rhourde El Krouf Field”, Algeria J Pet Technol 2006;(January):45–7 35 Belhaj H, Aljarwan A, Haroun M, Ghedan S “Increasing Oil Recovery with CO2 Miscible Injection: Thani Reservoir, Abu-Dhabi Giant Off-Shore Oil Field Case Study” Proc 2012 SPE Kuwait Int Pet Conf Exhib 2012; 36 Brooks R.H and Corey A.T.: “Properties of Porous Media Affecting FluidFlow,”Journal of Irrigation and Drainage Division, 6, 1966 37 Butler R.M and Mokrys, I.J 1997 Process and apparatus for the recovery of hydrocarbons from a hydrocarbon deposit United states 38 Claudle, B.H., and Dyes, A B.(1958) “Improving Miscible Displacement by Gas-Water Injection” Petroleum Transactions AIME, No 213, pp 281-284 (xvii) 39 Collins, 1976 “Flow of fluids thorough porous meterials”, Petroleum Publishing Company, Tulsa, Okla 40 Craig, F 1971 “Reservoir Engineering Aspects Of Waterflooding” 41 Christensen, J R.; Stenby, E H., Skauge, (1998) A “Review of WAG field experience” In International Petroleum Conference and Exhibition of Mexico Villahermosa, Mexico, Society of Petroleum Engineers 42 Christensen, J R.; Stenby, E H., Skauge, (2001) A “Review of WAG field experience” SPE Reservoir Evaluation & Engineering 74 43 Christie, Blunt, “Tenth SPE Comparative Solution Project: A Comparison of Upscaling Techniques”, August 2001 44 Clonts, Mazighi, Touami, “Reservoir Simulation of the Planned Miscible Gas Injection Project at Rhourde El Baguel, Algeria”, SPE 36935 paper presented at the 1996 SPE European petroleum Conference, Milan, 22-24 October 1996 45 Christiansen, R L., & Haines, H K (1987, November 1) “Rapid Measurement of Minimum Miscibility Pressure with the Rising-Bubble Apparatus” Society of Petroleum Engineers Doi: 10.2118/13114 46 Coats, K H., Thomas, L K., and Pierson, R G.: “Compositional and Blackoil Reservoir Simulation,” paper SPE 29111 presented at the 13th SPE Symposium on Reservoir Simulation held in San Antonio, TXD, USA, 1215 February 1995 47 Duncan, G Bulkowski, Peter “Enhanced Recovery Engineering Including well design, completion and production practices” SPE 99551 48 Dipietro P, Kuuskraa V, Malone T “Taking CO2 Enhanced Oil Recovery to the Offshore Gulf of Mexico” Spe 2014; 49 E.J Manique, Northwest Questa Engineering; V.E Muci, Florida Int and U (xviii) Gurfinkel, Texas Uni At Austin “EOR Field Expericences in Carbonate Reservoir in the United State”, SPE 100063-MS 50 El-Banbi, A.H., Forrest, J.K., Fan, L., and McCain, Jr., W.D.: “Producing Rich-Gas-Condensate Reservoirs, Case History and Comparison Between Compositional and Modified Black-Oil Approaches,” paper SPE 58955 presented at the 2000 SPE International Petroleum Conference and Exhibition, Feb 1-3 51 Harberman B (1960) “The efficency of miscible displacement as a function of mobility ratio” Petroleum Transaction, AIME, No 219 52 Heller, J.P , 1966, “Onset of instability patterns between miscible fluids in porous media”, AlChE J.9 53 Green D, Willhite P “Enhanced Oil Recovery” 1998 545 pp 54 Gardner, 1980, “Sedimentology and Geochemistry of Surface Sediments, Outer Continetal Shelf Southern Bering Sea” 55 Gao P, Towler BF, Pan G “Strategies for Evaluation of the CO2 Miscible Flooding Process” Abu Dhabi Int Pet Exhib Conf [Internet] 2010;(November):1–4 doi/10.2118/138786-MS 56 Iraj Ershaghi (1995) “Evaluation of Naturally Fracture Reservoir IHRDC video library for Exploration and Production specialist” American Publish 57 Iman Faraz, National Iranian Oil Co and Mahmood Amani, Texas A&M U Quantar “Evaluating Reservoir Production Strategy in Miscible & Immiscible Gas - Injection Project” SPE 108014 – MS 58 Islam, Gianetto, “Mathematical modeling and scaling up of microbial enhanced oil recovery”, JCPT93-04-01 59 Jackson, D.D.(1984) “A Physical Model of a Petroleum Reservoir for The Study of The WAG Ratio In Carbon Dioxide Miscible Flooding” University (xviiii) of Houston 60 Jenkins, M K.(1984) “An analytical model for water/ gas miscible displacements” Paper SPE 12632 presented at SPE/DOE Fourth Symposium on Enhanced Oil Recovery Tulsa April 15-18 pp 37- 48 61 J.J Tabek, F.D Martin R.S Serigh (SPE) “EOR Screening Criteria Revisited, Part 1: Introduction to Screening Criteria and Enhenced Recovery Field Projects”, New Mexico Petroleum Recovery Research Centre 62 J.J Tabek, F.D Martin R.S Serigh (SPE) “EOR Screening Criteria Revisited, Part 2: Applications and Impact of Prices”, New Mexico Petroleum Recovery Research Centre 63 Jogmec, Nippon Oil Exploration, VPI and Petrovietnam, Oct 2009“Technical Workshop on CO2 and Hydrocarbon Gas EOR” 64 JVPC Project Group, April, 2010“Block 15-2, Rang Dong Field – Excution Plan of HCG-EOR Pilot Test” 65 Jakupsstovu, Zhou, Kamath, Durlofsky, Stenby “Upscaling of Miscible Displacement Processes”, paper presented at 6thNordic Symposium on Petrophysics, Trondheim, 15 – 16 May 2001 66 Johns, R.T., Fayers, F.J., and Orr, F.M Jr.: “Effect of Gas Enrichment and Dispersion on NearlyMiscible Displacements in Condensing/Vaporizing Drives,” SPE ATS (1993) 2, No 2,26-34 67 Jethwa DJ, Rothkopf BW, Paulson CI, Company MO “Successful Miscible Gas Injection in a Mature U.K North Sea Field” Soc Pet Eng 2000; 68 Jiang H, Nuryaningsih L, Adidharma, H (2010, January) “The effect of salinity of injection brine on water alternating gas performance in tertiary miscible carbon dioxide flooding: experimental study” In SPE Western Regional Meeting Society of Petroleum Engineers (xixi) 69 Klins, Mark A, (1984) “Carbon Dioxide Flooding- Basic Mechanism and project design” United State of American: International Human Resources Development Corporation 70 Haajzadeh, Narayanan, Waldren, “Modeling Miscible WAG injection EOR in the Magnus Field”, SPE paper 66378 presented at the SPE Reservoir Simulation Symposium, Houston, 11 – 14 February 2001 71 Hoier, L and Whitson, C.H.: “Miscibility Variation in Compositionally Grading Reservoirs,” SPEREE, Feb 2001, 36-41 72 Hustad, Klov, Lerdahl, Berge, Stensen, Oren, “Gas Segregetion During WAG Injection and the Importance of Parameter Scaling in Three-Phase Models”, SPE paper 75138 presented at the SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium, Tulsa, 13-17 April 2002 73 Hustad O S Trygve K., Lerdahl T R., Berge L I and Stensen J K., (2002) “Gas Segregation during WAG Injection and the Importance of Parameter Scaling in Three-phase Models”, Paper SPE 75138 Oklahoma U S.A 74 Lake LW “Enhanced Oil Recover 1996” 75 Li Hujin & Other (2000) “Experimental Investigation of CO2 Granty Dranage in a Fracture System” SPE 64510 76 Le Xuan Lan, Nguyen Hai An (2007) “Enhench Oil Recovery by Carbone – Dioxide Flooding” Hanoi Engineering of International Symposium 77 Lindeloff, Mogensen, van Lingen, Do, Frank, Noman, “Fluid-Phase Behaviour for a Miscible-Gas-Injection EOR project in a Giant Offshore Oil Field With Large Compositional Variations”, SPE paper 115970 presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Denver, 21 – 24 September 2008 78 Liu, Z., Zang, X., Guan, W., Li, X., Meng, J., Jiang, D., 2009 “Novel Injecting Concentration” Design Method For Polyme Flooding in (xxi) Heterogeneous Reservoirs (SPE-123404).In: SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference & Exhibition, Jakarta, August 4–6 79 Nippon Oil Exploration ltd/ Jogmec Oct, 2007“Technical Workshop on CO2 – EOR Study for Rang Dong Lower Miocene Reservoir” 80 Nippon Oil Exploration , Nov, 2008 “CO2 EOR Workshop” 81 Nippon Oil Exploration , May, 2009 “CO2 EOR Workshop” 82 Namani, Kleppe, “Investigation Of The Effect Of Some Parameters In Miscible WAG ProcessUsing Black-Oil And Compositional Simulators”, SPE paper 143297 presented at the SPE Enhanced Oil Recovery Conference, Kuala Lumpur, 19 – 21 July 2011 38 83 Mamari (2007), “Numerical Simulation and Experimental Studies of Oil recovery via First-contact Miscible Water Alternating Gas Injection Within Shaley Porous Media”, Sultan Qaboos University, SPE, Schlumberger Data & Consulting Services 84 Moreno J, Gurpinar O, Liu Y, Al-kinani A, Cakir N “EOR Advisor System : A Comprehensive Approach to EOR Selection” 2014;1–15 85 Redmard R Scott (2002) “Horizontal Miscible Water Alternating Gas Development of the Alpine Field, Alaska” SPE 76819 Stalkup, Fred I Jr., (1983) “Miscible displacement” New York: American Institute of Mining 86 Sohrabi M, Tehrani, Danesh A and Henderson G.D(2001) “Visualisation of Oil Recovery by WAG injection Using high pressure Micromodel – Oilwet & Mixwet system” SPE 71494, presented at the 2001 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orlearn Lousiana, 30/9 – 3/10/2001 87 Stone, H L.(1982) “Vertical Conformance In an Alternating WaterMiscible Gas Flood” Paper SPE 11130 presented at the 57th Annual Fall Technical Conference and Exhibition On the Society of Petroleum Engineers of AIME, New Orlands, Sep.26-29 (xxii) 88 Suguchev nnk (1992) “Screening of WAG optimization strategies for heterogeneous reservoir” SPE 25075, European Petroleum Conference 89 Taller J and Martion R D (1983) “Technical screening Guides for enhanced recovery oil” Paper, SPE 12069, presented at 58th, SPE Annual Technical Conference and Exhibition San Fransico 90 Uleberg, Knut (2002) “Miscible Gas Injection in Fracture Reservoir” SPE 75136 91 Virnovsky G A and Association (1994) “Stability of displacement front in WAG operation” SPE 28622 92 Warner H.R (1977) “An evaluation of CO2 miscible flooding in waterflooding sandstone reservoir” Journal of Petroleum Technology, 10/1977 93 Waren, J E, and Root, P.J, (1963) “The behavious of Naturally Fractured Reservoir”SPE Journal, 7/1963 94 Wang, Y.; Orr, F M “Analytical Calculation of Minimum Miscibility Pressure Fluid Phase Equilibrium” 1997, 139, 101-12 95 Wardlaw, 1976, “Pore Geometry of Carbonate Rocks as Revealed by Pore Casts and Capillary Pressure” 96 Wilson, J.F “Miscible Displacement-Flow Behavior and Phase Relationships for a Partially Depleted Reservoir” Trans., AIME (1960) 219: 223-28 97 Whitson C.H : “PVTx : An Equation-of-State Based Program for Simulating & Matching PVT Experiments with Multiparameter Nonlinear Regression,” Version 98 98 Satter A, Iqbal GM, Buchwalter JL Practical enhanced reservoir engineering: assisted with simulation software PennWell Corporation, (xxiii) Tulsa, 2008 99 Spiteri, Juanes, “Impact of Relative Permeability Hysteresis on the Numerical Simulation of WAG injection”, SPE paper 89921 presented at the SPE Annual Technical Conference, Houston, 26 – 29 September 2004 100 Skauge, Dale, “Progress in Immiscible WAG Modelling”, SPE paper 111435 presented at SPE/EAGE Reservoir Characterization and Simulation Conference, Abu Dhabi 26 – 31 October 2007 101 Rhodes, Odusote, Hanschitz, Aigbe, “Modeling Miscible Gas Injection in the Agbami Field”, SPE paper 163009 presented at the Nigeria Annual International Conference and Exhibition, Abuja, – August 2010 102 Recovery P, Recovery O, Flow N, Lift A, Recovery S, Maintenance P, et al Danny - EOR Potential in the Middle East - Current and Future Trends SPE-0112-0070-JPT 2012;(January):23–6 103 Stalkup, “Displacement Behavior of the Condensing/Vaporizing Gas Drive Process”, SPE paper 16715 presented at the 62ndAnnual Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers, Dallas, 27 September 1987 104 Suicmez, Piri, Blunt “Pore-scale Simulation of Water Alternate Gas Injection”, Transport in Porous Media (2007) 66:259 – 286 105 Selamat, Samsuddin, Halim,“Evaluation and Optimization of Enhanced Oil Recovery by WAG Injection at Tapis and Guntong Fields, Malaysia”, SPE paper 145123 presented at SPE Enhanced Oil Recovery Conference, Kuala Lumpur, 19 – 21 July 2011 106 Stalkup, “Miscible Displacement”, Momograph Series, SPE, 1983 107 Stone, “Estimation of Three-Phase Relative Permeability” Journal of Canadian Petroleum (xxiiii) 108 Shelton, J.L and Yarborough L “Multiple Phase Behavior in Porous Media During CO, or Rich Gas Flooding,” J Per Tech (Sept 1977) 117178 109 Zahoor, M K 1; Derahman, M N.; Yunan, M H., (2011) “ WAG Process Design” Brazilian Journal of Petroleum and Gas Fanchi, 2004 110 Zhang, H.L., Zhang, Z.Q., Wang, Q.M., Xu, Z.S., Guo, Z.D., Sun, H.Q., Cao, X.L., Qiao, Q.,2006 Advances in Polyme Flooding and Alkaline/Chất HĐBM/Polyme Processes as Developed and Applied in the People’s Republic of China (SPE-89175) Journal of Petroleum Technology 58 (2), 84–89 111 Zick, A.A.: “A Combined Condensing/Vaporizing Mechanism in the Displacement of Oil by Enriched Gases,” paper SPE 15493 presented at the 1986 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Oct 5-8 112 Zhang, Hao, et al "An improved Co2-Crude oil minimum miscibility pressure correlation." Journal of Chemistry, vol 2015, 2015 Academic OneFile, Accessed Mar 2018 ... NGHIÊN CỨU ỨNG DỤNG CÔNG NGHỆ BƠM ÉP LUÂN PHIÊN NƯỚC - KHÍ HYDROCACBON NHẰM NÂNG CAO HỆ SỐ THU HỒI DẦU TẠI TẦNG MIOCEN, BỂ CỬU LONG Ngành: Kỹ thu t Dầu khí Mã số: 9520604 LUẬN ÁN TIẾN SĨ KỸ THU T... nghiên cứu áp dụng phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu cho tầng Mioxen Chính vì vậy, đề tài “Nghiên cứu ứng dụng công nghệ bơm ép luân phiên nước - khí Hydrocarbon nhằm nâng cao hệ. .. thành phần tầng Mioxen mỏ Sư Tử Đen 112 4.3 Các phương án bơm ép khí nước luân phiên đánh giá độ nhạy 113 4.3.1 Đánh giá hiệu 03 phương án bơm ép nước, bơm ép khí bơm ép khí nước luận phiên 117