Bài báo giới thiệu phương pháp sử dụng các dấu vân sắc ký để phân chia tỷ phần khai thác đối với các giếng khai thác đa tầng. Trên cơ sở đó, Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) đã thu thập và phân tích sắc ký khí các mẫu dầu thu được tại một số bể trầm tích của Việt Nam, để xác định dấu vân sắc ký và định lượng tỷ phần khai thác. Kết quả tính toán định lượng được thực hiện trên phần mềm Geochemical Allocation dựa trên các dữ liệu sắc ký khí thu được, phù hợp với kết quả đo đạc hiện trường (MPLT). Phương pháp này giúp giảm thiểu chi phí, nâng cao hiệu quả vận hành và quản lý mỏ.
THõM DỊ - KHAI THÁC DŜU KHÍ ŇNG DĭNG PHóđNG PHÁP ïģA HĨA ïŧ GIăM THIŧU CHI PHÍ PHÂN CHIA Tĵ PHŜN KHAI THÁC ïůI VĽI CÁC GIťNG KHAI THÁC ïA TŜNG ThS Kiều Anh Trung1, ThS Hà Thu Hương1 ThS Nguyễn Minh Quý1, ThS Hoàng Long1 ThS Lê Thị Thu Hường1, ThS Trần Văn Lâm2 Viện Dầu khí Việt Nam Công ty TNHH MTV Điều hành Thăm dò Khai thác Dầu khí nước (PVEP-POC) E-mail: trungka.epc@vpi.pvn.vn Tóm tắt Bài báo giới thiệu phương pháp sử dụng dấu vân sắc ký để phân chia tỷ phần khai thác giếng khai thác đa tầng Trên sở đó, Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) thu thập phân tích sắc ký khí mẫu dầu thu số bể trầm tích Việt Nam, để xác định dấu vân sắc ký định lượng tỷ phần khai thác Kết tính toán định lượng thực phần mềm Geochemical Allocation dựa liệu sắc ký khí thu được, phù hợp với kết đo đạc trường (MPLT) Phương pháp giúp giảm thiểu chi phí, nâng cao hiệu vận hành quản lý mỏ Từ khóa: Phân chia sản phẩm, sắc ký khí, dấu vân sắc ký Giới thiệu Việc thu gom dòng dầu đa pha từ nhiều giếng khai thác vào hệ thống bình tách, hay sử dụng chung hệ thống đường ống vận chuyển cho dòng dầu khai thác từ nhiều mỏ giúp giảm thiểu chi phí, nâng cao hiệu khai thác quản lý mỏ Dòng dầu từ giếng khác có đặc tính hóa lý khác trộn lẫn dòng dầu thu gom chung có đặc tính hóa lý mức độ trung gian Các dòng dầu riêng biệt thường kiểm soát thiết bị đo đạc riêng trước trộn lẫn Tuy nhiên, có trường hợp việc đo đạc khó thực như: việc đo lưu lượng vỉa riêng biệt giếng khai thác đồng thời thực tiến hành khảo sát giếng; dòng dầu có khác biệt lớn tính chất (ví dụ độ API) dẫn đến thay đổi tổng thể tích; cần tính tốn phân chia lưu lượng dòng sản phẩm khai thác riêng biệt phương pháp độc lập để kiểm tra so sánh bổ sung số liệu để việc phân chia lưu lượng dựa hệ thống đo đếm lắp đặt sẵn xác Phương pháp phân chia tỷ phần khai thác dựa đặc điểm địa hóa áp dụng cho dòng dầu giếng khai thác đa tầng đường ống kết nối nhiều mỏ khác Đây phương pháp nghiên cứu khoảng 10 năm trở lại áp dụng số mỏ giới [1, 2] Trung tâm Nghiên cứu Tìm kiếm Thăm dò Khai thác Dầu khí, Viện Dầu khí Việt Nam triển khai nghiên cứu áp dụng thành công phương pháp Nguyên tắc chung 40 DpU KHÍ - SӔ 1/2016 phương pháp sử dụng cặp cấu tử đặc trưng để định lượng tỷ phần đóng góp dòng dầu riêng biệt vào dòng dầu thu gom chung Các cặp cấu tử đặc trưng dấu vân tự nhiên để phân biệt loại dầu, xác định xác tỷ phần phối trộn dầu gốc mẫu dầu trộn lẫn [3] Cơ sở lý thuyết Cơ sở kỹ thuật phương pháp dựa giả thuyết khẳng định tin cậy là: dầu thô khai thác từ đối tượng riêng biệt thường có nhóm thành phần cấu tử đặc trưng mà hàm lượng tỷ lệ hàm lượng riêng chúng đối tượng riêng biệt bảo toàn mẫu dầu trộn lẫn [4] Hàm lượng (hoặc tỷ lệ hàm lượng) cấu tử đặc trưng xác định cho: i) mẫu dầu thô lấy từ đối tượng vỉa/giếng riêng biệt mẫu dầu chiết tách từ mẫu đá chứa vỉa khai thác ii) mẫu dầu thô lấy từ đầu hệ thống khai thác thu gom chung; từ số liệu hàm lượng tỷ lệ hàm lượng cấu tử đặc trưng tính tốn xác định phần trăm đối tượng dầu riêng biệt thành phần dầu trộn lẫn thông qua việc giải hệ phương trình phối trộn tuyến tính Các đối tượng dầu nhận dạng phân biệt thông qua tập hợp đặc tính hóa lý định gọi dấu vân dầu Tùy theo mục đích ứng dụng mà đặc điểm dấu vân dầu xác định phương pháp: phân tích sắc ký xác định thành phần hydrocarbon; khối phổ xác định phân tử vết sinh học PETROVIETNAM (biomarker); quang phổ hấp phụ (hồng ngoại, tử ngoại - khả kiến ); thành phần vi nguyên tố thành phần đồng vị Khi sử dụng kết phân tích cho khả nhận dạng cao, ví dụ xác định loại dầu thơ ban đầu qua phân tích xăng thành phẩm từ nhà máy lọc dầu; nguồn gốc dầu tràn từ phân tích thành phần hạt dầu tích tụ bị phong hóa biến đổi qua thời gian hàng chục năm Phương pháp nhận dạng phân biệt đối tượng dầu sử dụng nhiều xác định dấu vân qua phân tích sắc ký GC-FID mẫu dầu toàn phần, gọi dấu vân sắc ký dầu (GC oil fingerprint) Phương pháp sử dụng vài chục đỉnh (peak) sắc ký đặc trưng giản đồ sắc ký để tính tỷ lệ chiều cao diện tích sử dụng tỷ lệ để nhận dạng đối tượng dầu Cường độ hay diện tích đỉnh giản đồ sắc ký biểu tương ứng cho hàm lượng cấu tử hydrocarbon định thành phần dầu Do số lượng lớn đến gần 1.000 đỉnh sắc ký giản đồ phân tích GC-FID mẫu dầu tồn phần (tương ứng gần 1.000 hợp chất hydrocarbon thành phần dầu), đỉnh sắc ký đặc trưng thường chọn theo kinh nghiệm chất hóa học hợp chất hydrocarbon tương ứng với đỉnh sắc ký nên có nhiều dấu vân GC-FID khác sở phân tích dầu khác thực trưởng thành, nhiệt độ, áp suất cửa sổ thành tạo dầu Do đó, đối tượng dầu tách biệt dù có chung nguồn gốc đá mẹ song có thành phần hydrocarbon khác - Các trình diễn sau dầu di chuyển vào tầng chứa như: tách khí phần, tách đẩy nước, phân hủy sinh học diễn mức độ khác nhau, tùy thuộc vào vị trí cấu tạo địa chất đối tượng chứa Do đó, dầu đối tượng có thành phần cấu tử với hàm lượng đặc trưng nguồn gốc, lịch sử di chuyển tích tụ dầu vào đối tượng tương tự Nếu dầu từ đối tượng địa chất (tầng 2) thu gom chung, tỷ phần tương đối tầng mẫu dầu trộn lẫn xác định dựa vào khác biệt đặc điểm địa hóa dầu gốc, mẫu dầu đặc trưng cho tầng khai thác thu thập từ mẫu core từ giếng khai thác đơn tầng Tỷ lệ phối trộn dầu gốc mẫu dầu trộn lẫn phản ánh xác thơng qua hàm lượng tỷ lệ hàm lượng số cấu tử hydrocarbon đặc trưng Bằng việc phân tích thành phần mẫu dầu trộn lẫn dầu gốc (thông qua đánh giá phổ sắc ký khí), sau sử dụng cơng cụ tốn học cho phép định lượng tỷ phần loại dầu gốc mẫu dầu trộn lẫn Thành phần cấu tử hỗn hợp dầu thu gom chung tổng hợp thành phần cấu tử đối tượng dầu riêng Có thể xác định nhóm thành phần cấu tử hydrocarbon đặc trưng cho đối tượng dầu riêng biệt có nhiều yếu tố trình biến đổi địa hóa dẫn đến phân dị thành phần hydrocarbon Đặc trưng thành phần hydrocarbon đối tượng dầu nguồn gốc đá mẹ, q trình thành dầu, di chuyển, tích tụ q trình biến đổi sau tích tụ, chí lịch sử khai thác tạo khác biệt thành phần dầu [5] - Nguồn gốc đá mẹ sinh dầu: Với nguồn đá mẹ sinh dầu khác dẫn đến điều kiện, thời gian hình thành, chu trình di chuyển tích tụ dầu khác nhau, thành phần dầu vỉa chứa khác nhau… - Thời gian sinh dầu chu trình di chuyển tích tụ khác dẫn đến khác biệt thành phần hydrocarbon dầu hình thành từ nguồn đá mẹ Khác biệt thể mức độ Hình Phổ sắc ký khí dầu tồn phần mẫu dầu thơ [6] Tầng Phân tích sắc ký Mechanical P khí C17 Dầu trộn lẫn C17 Tầng Perforations ?% ?% ESP Tầng Tầng Dữ liệu dấu vân sắc ký Hình Q trình khai thác tính tốn tỷ phần dầu mẫu dầu trộn lẫn [7] DpU KHÍ - SӔ 1/2016 41 THõM DỊ - KHAI THÁC DŜU KHÍ biệt (gọi dầu gốc hay end-member) nhân với tỷ số (hay %) góp mặt đối tượng dầu hỗn hợp dầu khai thác chung Hàm lượng cấu tử hỗn hợp dầu thu gom chung từ m đối tượng dầu gốc riêng biệt xác định công thức sau: Y = β1 X + β2 X2 + βm X m (1) Trong đó: Y: Hàm lượng cấu tử hỗn hợp dầu thu gom chung từ m đối tượng dầu gốc riêng biệt; X1, X2 Xm: Hàm lượng cấu tử dầu gốc tương ứng; E1, E2 Em: Tỷ phần (%) dầu gốc tương ứng hỗn hợp dầu thu gom chung Bài toán phân chia sản phẩm khai thác giúp xác định giá trị E1, E2 Em cho đối tượng dầu tương ứng Với cấu tử đặc trưng, có liên hệ tốn học phương trình (1); mặt tốn học có số lượng m dầu gốc thành phần hỗn hợp dầu khai thác chung cần dùng số lượng m cấu tử đặc trưng để có m phương trình (1) đủ để xác định giá trị E1, E2 Em qua việc giải hệ phương trình tuyến tính Tuy nhiên, thực tế ln có sai số việc xác định hàm lượng cấu tử, gồm: sai số phân tích việc xác định chiều cao đỉnh sắc ký; sai số phân tích mẫu dầu bị nhiễm bẩn; sai số việc chọn lựa dầu gốc khơng hồn tồn phản ánh vỉa dầu sử dụng để đối chứng so sánh Vì vậy, việc xác định giá trị Y lựa chọn giá trị X1, X2 Xm đặc trưng cho dầu gốc tương ứng thường có sai số định, phương trình (1) thực tế là: Y = β1 X + β2 X + β m X m + E (2) Với E sai số Để có kết tính tốn β1, β2 βm ổn định hạn chế sai số phân tích lựa chọn Y, X1, X2 Xm quy tắc kinh nghiệm để xây dựng thuật toán số lượng cấu tử đặc trưng n cần nhiều lần m số lượng dầu gốc tham gia vào hỗn hợp Khi đó, số lượng phương trình (2) dư lần so với số lượng cần thiết tối thiểu để giải xác định E1, E2 Em Hệ phương trình giải 42 DpU KHÍ - SӔ 1/2016 gần theo nghĩa bình phương tối thiểu, tức giá trị E1, E2 Em xác định cho tổng bình phương sai số E nhỏ (min|E|2) 2.1 Ưu điểm phương pháp địa hóa phân chia tỷ phần khai thác Kỹ thuật dấu vân sắc ký để phân chia tỷ phần khai thác giếng khai thác đa tầng cho phép tiết giảm chi phí tới 90% so với phương pháp đo đạc trường truyền thống như: Metering, PLT hay MPLT Vì vậy, phương pháp giúp kiểm soát sản lượng khai thác liên tục thời gian dài (tuần, tháng, quý), đồng thời cho phép xác định sớm bất thường trình khai thác mỏ Trong đó, phương pháp đo đạc truyền thống sử dụng với tần suất thấp (khoảng lần/năm với phương pháp đo MPLT), cung cấp số liệu phân chia tỷ Input data X (m-by-n) Input p N Sources Calculate X - GF eucl = X - GF Input n_tols Convg Criteria Input n_iter Max Iter Initialize G & F F := ref or F := random; G := random; Inner Loop Update F (GTX)iFi- = Fi(GTGF)i- Outer Loop Update G (XFT ) G-j = F-j T T-j (G FF )-j in_iter or eucl - update_eucl < n_tols No i_step = i_step + eucl := update_eucl Yes End NNMF Hình Ví dụ thuật tốn NNMF để phương pháp tính tổng bình phương tối thiểu [8] PETROVIETNAM phần thời điểm định không phản ánh thực trạng khai thác khoảng thời gian liên tục Kỹ thuật dấu vân sắc ký sử dụng tính tốn tỷ phần khai thác cho giếng khoan nghiêng, khoan ngang khoan thẳng phương pháp đo đạc truyền thống (PLT, MPLT) thường gặp khó khăn với giếng khoan có độ nghiêng cao Kỹ thuật áp dụng với giếng hồn thiện đặc biệt (ví dụ dạng chữ Y) giếng sử dụng bơm bơm điện chìm, bơm trục vít, thiết bị bơm ngăn cản dụng cụ đo đạc đến khoảng mở vỉa cần đo Ngoài ra, phương pháp áp dụng để phân chia tỷ phần khai thác dầu từ mỏ lân cận đường ống thu gom chung, đặc biệt trường hợp khơng có hệ thống đo đạc trường để phát bất thường thiết bị đo Lò gia nhiệt Buồng bơm mẫu Bộ phận nhận biết Chiều tăng số nguyên tử carbon Helium FID Intensity 0,1 μl 2.2 Phương pháp Mẫu dầu thu thập đầu giếng chuyển phòng thí nghiệm để tiến hành phân tích sắc ký khí xác định đặc điểm địa hóa hydrocarbon dầu Các liệu phân tích sắc ký xử lý cơng cụ hóa lượng phân tích thống kê đa biến cho phép định tính phân nhóm dầu xác định cặp cấu tử đặc trưng, sau sử dụng phần mềm tốn học để định lượng tỷ phần khai thác dựa cặp cấu tử đặc trưng Áp dụng phương pháp địa hóa phân chia tỷ phần khai thác Phương pháp phân chia tỷ phần khai thác dựa đặc điểm địa hóa hydrocarbon Viện Dầu khí Việt Nam áp dụng cho hàng trăm mẫu dầu trộn lẫn thu thập từ mỏ khác Bài báo giới thiệu phương pháp phân chia tỷ phần khai thác cho giếng khai thác đa tầng DH01 thuộc mỏ Đại Hùng, bể Nam Côn Sơn Thời gian Mỗi peak sắc ký một vài hydrocarbon riêng biệt Khí mang Hình Sơ đồ nguyên lý hệ thống phân tích sắc ký khí GC-FID [6] Hình Thiết bị sắc ký khí Agilent 6890N Phòng thí nghiệm Trung tâm Nghiên cứu Tìm kiếm Thăm dò Khai thác Dầu khí, Viện Dầu khí Việt Nam Bảng Các mẫu dầu thu thập từ mỏ Đại Hùng Ký hiệu mẫu VPI-DH01 VPI-DH02 VPI-DH03 Số lượng mẫu 16 12 10 Đối tượng khai thác Điểm lấy mẫu Clastic + Carbonate Clastic Carbonate Đầu giếng DH01 Đầu giếng DH02 Đầu giếng DH03 3.1 Thu thập mẫu phân tích Dầu khai thác từ tầng Miocene mỏ Đại Hùng gồm đối tượng là: trầm tích lục ngun đá vơi Giếng DH01 bắt đầu khai thác từ năm 2011, hoàn thiện vỉa trầm tích lục nguyên đá vơi Để xác định tỷ phần đóng góp dòng dầu từ vỉa trầm tích vào giếng khai thác DH01, mẫu dầu giếng khai thác đơn tầng từ vỉa đá vôi trầm tích lục nguyên thu thập sử dụng mẫu đối chứng dầu gốc (đó giếng DH02 từ vỉa trầm tích lục nguyên DH03 từ vỉa đá vôi) Các mẫu dầu (Bảng 1) phân tích đặc điểm địa hóa hydrocarbon thiết bị sắc ký khí Agilent 6890N Kết phân tích sử dụng làm liệu đầu vào để chạy phần mềm Geochemical Allocation (do Viện Dầu khí Việt Nam phát triển) cho phép định tính phân nhóm dầu định lượng tỷ phần khai thác 3.2 Định tính phân nhóm dầu Các nhà nghiên cứu [1, 9] đề xuất kỹ thuật để đánh giá mối tương quan DpU KHÍ - SӔ 1/2016 43 THõM DỊ - KHAI THÁC DŜU KHÍ loại dầu khác nhau, kỹ thuật thường sử dụng gồm: Sử dụng phương pháp khác với số liệu đầu vào đỉnh sắc ký đặc trưng, phân tích ghép nhóm HCA Phương pháp cho phép định tính ghép mẫu dầu có đặc trưng địa hóa vào nhóm 44 DpU KHÍ - SӔ 1/2016 toluen/n-heptane VPI-DH03 4,5 Clastic trend Carbonate trend 3,5 2,5 0,2 0,25 0,3 0,35 0,4 0,45 n-heptane/metylcyclohexane 0,5 0,55 Hình Giản đồ B-F giếng DH01, DH02 DH03 Hình Giản đồ ghép nhóm HCA mẫu dầu VPI-DH01, VPI-DH02 VPI-DH03 Kết từ phần mềm Kết đo thực tế 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 07 /20 /0 15 13 /201 /0 7/ 22 201 /0 03 /201 /0 07 /20 /0 15 8/ 11 201 /0 13 /20 /0 15 8/ 15 201 /0 8/ 19 201 /0 8/ 21 201 /0 8/ 29 201 /0 15 /201 /1 20 /201 /1 21 /201 /1 22 /201 /1 0/ 20 15 Các mẫu dầu VPI-DH02 VPI-DH03 nằm khu vực tách biệt nhau, chứng tỏ có đặc điểm địa hóa khác (dầu VPI-DH01 đặc trưng cho dầu khai thác từ trầm tích lục nguyên dầu VPI-DH03 đặc trưng cho dầu khai thác từ đá vơi) Ngồi ra, mẫu dầu giếng phân bố tập trung dọc theo đường thẳng với hệ số góc âm coi đường xu hướng phân bố dầu đá vơi dầu trầm tích lục nguyên Các mẫu dầu giếng khai thác đa tầng DH01 nằm gần đường xu hướng phân bố dầu đá vơi Kết định tính dự báo dầu từ vỉa đá vôi chiếm tỷ phần lớn dòng dầu khai thác giếng DH01 VPI-DH02 5,5 /0 Phân bố hydrocarbon nhẹ (giản đồ B-F) sử dụng để xác định khác đối tượng dầu Miocene chứa vỉa đá vôi trầm tích lục nguyên mỏ Đại Hùng Biểu diễn mối quan hệ số thơm hóa (toluene/n-heptane, B) với số no hóa (n-heptane/methylcyclohexane, F), giản đồ phân bố hydrocarbon nhẹ mẫu thu thập trình bày Hình Sự khác biệt đối tượng dầu nghiên cứu thể qua mối quan hệ nhóm hydrocarbon đồng phân C7: nhóm hydrocarbon no, nhóm thơm nhóm vòng no (naphthene) Đường thẳng có hệ số góc âm (nét đứt) đặc trưng cho biến đổi sau tích tụ đối tượng dầu định tách khí hay tách pha phần trình khai thác [9] Khi đường tịnh tiến dần theo hướng vng góc bên phải thể mức độ trưởng thành đối tượng dầu % Dòng dầu từ vỉa đá vơi - Phân tích ghép nhóm (dựa thành phần tất cấu tử đặc trưng dầu) VPI-DH01 01 - Phân bố hydrocarbon nhẹ (dựa thành phần loại hydrocarbon C7); 6,5 Ngày lấy mẫu Hình Kết định lượng phân chia tỷ phần khai dòng dầu từ giếng DH01 thời gian từ tháng - 10/2015 (Hình 5) Kết cho thấy có nhóm dầu đặc trưng: mẫu dầu khai thác từ giếng DH01 (giếng khai thác đa tầng) giếng DH03 (giếng khai thác đơn vỉa từ vỉa đá vôi); mẫu dầu khai thác từ PETROVIETNAM giếng DH02 (giếng khai thác đơn tầng từ vỉa đá trầm tích lục ngun) Hai nhóm có khoảng cách xa nhau, chứng tỏ chúng có mối tương quan thấp Việc sử dụng tập hợp liệu lớn (so với phương pháp sử dụng hydrocarbon nhẹ có cấu tử đồng phân C7) cho kết định tính mẫu dầu giếng DH01 mang đặc trưng dầu khai thác từ vỉa đá vôi 3.3 Phân chia tỷ phần khai thác Với giả thiết ban đầu, mẫu dầu VPI-DH02 sử dụng làm dầu gốc dầu khai thác từ vỉa trầm tích lục nguyên, mẫu dầu VPI-DH03 sử dụng làm dầu gốc dầu khai thác từ vỉa đá vôi Trên sở đó, nhóm tác giả tiến hành định lượng tỷ phần khai thác dòng dầu từ giếng DH01 giếng khai thác đa tầng Từ gần 1.000 đỉnh sắc ký (tương ứng với gần 1.000 hợp chất hydrocarbon có mẫu dầu từ dải hydrocarbon C6 - C35), sử dụng giải thuật toán học tương tác xác định vài chục cấu tử đặc trưng Dựa chiều cao đỉnh sắc ký cấu tử đặc trưng này, tiến hành xác định tỷ phần khai thác dòng dầu từ giếng DH01 phần mềm Geochemical Allocation Kết phân chia tỷ phần khai thác dòng dầu từ giếng DH01 (Hình 6) cho thấy có đóng góp từ vỉa sản phẩm đá vơi trầm tích lục ngun vào dòng dầu giếng DH01 tỷ lệ đóng góp thay đổi theo thời gian Tuy nhiên, suốt thời gian theo dõi, tỷ phần dầu đóng góp từ vỉa đá vơi ln chiếm 90%, tức dòng dầu từ giếng DH01 mang đặc trưng dầu khai thác từ đá vôi Kết phù hợp với kết định tính phân nhóm dầu trình bày mục 3.2 Để đánh giá tính xác hiệu chỉnh phương pháp, nhóm tác giả so sánh kết định lượng phân chia tỷ phần khai thác dựa đặc điểm địa hóa hydrocarbon dầu với kết đo MPLT Kết cho thấy tỷ phần khai thác tính tốn dựa đặc điểm địa hóa hydrocarbon dầu tương đồng với kết đo đạc trường thực tế với sai số 1% Kết luận Qua nghiên cứu áp dụng thử nghiệm phương pháp địa hóa phân chia tỷ phần khai thác dầu dựa kết phân tích sắc ký khí tính tốn phần mềm Viện Dầu khí Việt Nam nghiên cứu phát triển, rút số kết luận sau: x Phương pháp địa hóa phân chia tỷ phần khai thác dựa kết phân tích sắc ký khí dầu tồn phần có tính khả thi cao, áp dụng rộng rãi hiệu cho giếng khai thác đa tầng giàn thu gom chung x Kết phân chia tỷ phần khai thác so sánh với phương pháp đo đạc trường (MPLT) có sai số 3% x Phương pháp thay cho phương pháp đo đạc trường truyền thống, cho phép xác định lưu lượng dòng sản phẩm thường xun với chi phí thấp hơn, góp phần nâng cao hiệu cơng tác vận hành quản lý mỏ Tài liệu tham khảo R.J.Hwang, D.K.Baskin Reservoir connectivity and oil homogeneity in a applications in the Gulf of Mexico Proceedings of the 9th Annual Research Conference of the Society of Economic Paleontologists and Mineralogists, New Orleans October, 1990 R.L.Kaufman, H.Dashti, C.S.Kabir, J.M.Pederson, M.S.Moon, R.Quttainah, H.Al-Wael Characterizing the Greater Burgan field: Use of geochemistry and oil fingerprinting SPE Reservoir Evaluation and Engineering 2002; 5(3): p 190 - 196 Barry Bennett, Jennifer J.Adams, Stephen R.Larter Oil fingerprinting for production allocation: Exploiting the natural variations in fluid properties encountered in heavy oil and oil sand reservoirs 2009 Marcio M.Lobão, Jari N.Cardoso, Marcio R.Mello, Paul W.Brooks, Claudio C.Lopes, Rosangela S.C.Lopes Identification of source of a marine oil-spill using geochemical and chemometric techniques Marine Pollution Bulletin 2010; 60(12): p 2263 - 2274 Nguyễn Xuân Thanh Reservoir geochemical evaluation of the Rang Dong basement oils in offshore Vietnam 1999 David K.Baskin, Alan S.Kornacki, Mark A.McCaffrey Allocating the contribution of oil from Eagle Ford formation, the Buda formation, and the Austin Chalk to commingled production from wells in South Texas using geochemical fingerprinting technology AAPG Annual Convention and Exhibition, Pittsburgh, Pennsylvania 19 - 22 May, 2013 Scott Ramos, Brian Rohrback, Glenn Johnson, Russell Kaufman Using gas chromatography and curve resolution to quantify contributions to mixed crude oils 56th Pittsburgh Conference, Orlando, FL Presentation #950-9 DpU KHÍ - SӔ 1/2016 45 THõM DỊ - KHAI THÁC DŜU KHÍ Daniel D.Lee, H.Sebastian Seung Algorithms for non-negative matrix factorization Advances in neural information processing systems 13 MIT Press 2001; p 556 - 562 H.I.Halpern Development and application of lighthydrocarbon based star diagrams AAPG Bulletin 1995; 79(6): p 801 - 815 Application of geochemical technique to reduce allocation cost for commingled production wells from multiple reservoirs Kieu Anh Trung1, Ha Thu Huong1, Nguyen Minh Quy1 Hoang Long1, Le Thi Thu Huong1, Tran Van Lam2 Vietnam Petroleum Institute PVEP-POC E-mail: trungka.epc@vpi.pvn.vn Summary This paper presents a technique using chromatographic fingerprint to back allocate commingled wells from multiple reservoirs, based on which oil samples were collected from some sedimentary basins in Vietnam and analysed by gas chromatography by the Vietnam Petroleum Institute (VPI) for their fingerprint and production allocation Quantitative results were attained using the Geochemical Allocation computer programme which calculates relative contributions of end member oils based on chromatographic data The geochemical allocation results compare very favourably with the metering data This method allows reduction of the cost of field operation and effective support to the production management Key words: Back allocation, gas chromatography, chromatographic fingerprinting 46 DpU KHÍ - SӔ 1/2016 ... sử dụng phần mềm tốn học để định lượng tỷ phần khai thác dựa cặp cấu tử đặc trưng Áp dụng phương pháp địa hóa phân chia tỷ phần khai thác Phương pháp phân chia tỷ phần khai thác dựa đặc điểm địa. .. phương pháp địa hóa phân chia tỷ phần khai thác Kỹ thuật dấu vân sắc ký để phân chia tỷ phần khai thác giếng khai thác đa tầng cho phép tiết giảm chi phí tới 90% so với phương pháp đo đạc trường truyền... x Phương pháp địa hóa phân chia tỷ phần khai thác dựa kết phân tích sắc ký khí dầu tồn phần có tính khả thi cao, áp dụng rộng rãi hiệu cho giếng khai thác đa tầng giàn thu gom chung x Kết phân