Một số giải pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu cho thân dầu trong đá móng trước đệ tam mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng

Đặc điểm địa chất của thân dầu trong đá móng mỏ Sư Tử Đen - Sư Tử Vàng khá phức tạp, trong đó có nhiều yếu tố địa chất ảnh hưởng đến khả năng thu hồi dầu như: mức độ bất đồng nhất của mỏ gây ra sự phân chia nhiều khối có các chế độ thủy động lực tương đối riêng biệt, đặc trưng hệ thống đứt gãy và nứt nẻ thứ sinh, nước áp sườn từ các thành hệ Oligocene xâm lấn trong quá trình khai thác. Bài viết giới thiệu một số giải pháp nhằm hạn chế ảnh hưởng xấu và tăng cường ảnh hưởng tích cực của các yếu tố địa chất để nâng cao hệ số thu hồi dầu trong đá móng trước Đệ Tam mỏ Sư Tử Đen - Sư Tử Vàng như: tối ưu hệ thống giếng khai thác, tối ưu chế độ khai thác, hạn chế ảnh hưởng xấu của nước áp sườn và khoan đan dày ở các khối có chế độ thủy động lực riêng biệt.

THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ MỘT SỐ GIẢI PHÁP NÂNG CAO HỆ SỐ THU HỒI DẦU CHO THÂN DẦU TRONG ĐÁ MÓNG TRƯỚC ĐỆ TAM MỎ SƯ TỬ ĐEN, SƯ TỬ VÀNG ThS Đặng Ngọc Quý, PGS.TS Hoàng Văn Q Tổng cơng ty Thăm dò Khai thác Dầu khí Email: quydn@pvep.com.vn Tóm tắt Đặc điểm địa chất thân dầu đá móng mỏ Sư Tử Đen - Sư Tử Vàng phức tạp, có nhiều yếu tố địa chất ảnh hưởng đến khả thu hồi dầu như: mức độ bất đồng mỏ gây phân chia nhiều khối có chế độ thủy động lực tương đối riêng biệt, đặc trưng hệ thống đứt gãy nứt nẻ thứ sinh, nước áp sườn từ thành hệ Oligocene xâm lấn trình khai thác [2, 4] Bài báo giới thiệu số giải pháp nhằm hạn chế ảnh hưởng xấu tăng cường ảnh hưởng tích cực yếu tố địa chất để nâng cao hệ số thu hồi dầu đá móng trước Đệ Tam mỏ Sư Tử Đen - Sư Tử Vàng như: tối ưu hệ thống giếng khai thác, tối ưu chế độ khai thác, hạn chế ảnh hưởng xấu nước áp sườn khoan đan dày khối có chế độ thủy động lực riêng biệt Từ khóa: Nước áp sườn, hệ thống giếng khai thác, chế độ khai thác, hệ số thu hồi dầu, trường ứng suất thủy động lực trường ứng suất trọng trường, gradient thủy động lực, gradient trọng trường Gradient thủy động lực tính cơng thức: Tối ưu hệ thống giếng khai thác Đây giải pháp đặc biệt quan trọng giúp tối ưu chênh áp khoảng khai thác mặt nước dâng nhằm đảm bảo cho việc trì dịch chuyển ổn định mặt ranh giới dầu nước, nghĩa đảm bảo đạt khả đẩy quét dầu nước tới đới khai thác cao Do đặc trưng thấm chứa tầng móng mỏ Sư Tử Đen - Sư Tử Vàng khống chế đặc điểm đứt gãy khe nứt, nên hệ thống giếng (khai thác bơm ép) gồm mật độ, vị trí quỹ đạo giếng, khoảng khai thác bơm ép thiết kế tối ưu theo phân bố đới đứt gãy mỏ quỹ đạo giếng khai thác bơm ép có xu vng góc với hệ thống đứt gãy (chính) hướng Tây Bắc - Đơng Nam Đông Bắc - Tây Nam Tối ưu chế độ khai thác Trong trình khai thác với việc áp dụng bơm ép nước với ảnh hưởng nước áp đáy áp sườn, dầu vỉa chịu tác động trường ứng suất chủ yếu, trường ứng suất thủy động lực trường ứng suất trọng trường Hai trường ứng suất sinh gradient thủy động lực gradient trọng trường tương ứng Gradient trọng trường tính theo cơng thức [1]: 1 = w - o Trong đó: o: Tỷ trọng dầu vỉa; w: Tỷ trọng nước 20 DẦU KHÍ - SỐ 12/2014 (1) σ2 = ∆P Koμ w (1 ) Kwμ o H (2) Trong đó: ΔP H: Chênh áp độ cao mặt thu hồi dầu mặt dâng lên nước; Ko, Kw, o w: Độ thấm pha độ nhớt dầu nước tương ứng Trường ứng suất thủy động lực trường ứng suất sinh xuất chênh áp vùng cận đáy giếng vùng lân cận Chênh áp lớn nước bơm ép nước áp đáy áp sườn tác động vào thân dầu lớn Dưới tác động trường ứng suất thủy động lực, dầu vỉa di chuyển từ vùng xung quanh đến vùng khai thác hay gọi vùng thu hồi dầu Tốc độ di chuyển dầu phụ thuộc vào nhiều yếu tố, gradient thủy động lực yếu tố quan trọng hàng đầu Tuy nhiên điều kiện để nước đẩy dầu tới đới khai thác với hệ số đẩy cao gradient thủy động lực nhỏ gradient trọng trường [1]: (3) 2 < 1 Trong trường hợp gradient thủy động lực nhỏ gradient trọng trường mặt ranh giới dầu nước dịch chuyển ổn định, hệ số đẩy dầu tới đới khai thác đạt giá trị cao nhất, ngược lại dẫn đến hình thành lưỡi nước Nhiệm vụ việc tối ưu chế độ khai thác, nâng cao hiệu thu hồi dầu khí đảm bảo cho gradient thủy động lực không tăng cao vượt PETROVIETNAM gradient trọng trường Ngồi thơng số cố định dầu vỉa nước, chênh áp P độ cao H yếu tố ảnh hưởng trực tiếp tới gradient thủy động lực Chênh áp P cao gradient thủy động lực cao chênh lệch độ cao mặt thu hồi dầu mặt dâng lên nước nhỏ gradient thủy động lực lớn Vậy trình điều chỉnh chế độ khai thác nhiệm vụ quan trọng giảm tới mức nhỏ chênh áp P đẩy cao khoảng cách mặt thu hồi dầu mặt dâng lên nước Khu vực Tây Nam mỏ Sư Tử Đen có o ~ 1,0cP , khu vực khác mỏ Sư Tử Đen o = 0,85, độ nhớt nước bơm ép, nước vỉa áp sườn w ~ 0,35cP Độ thấm pha thay đổi tùy thuộc vào đặc trưng thấm chứa độ bão hòa nước thời điểm thân dầu Từ kết nghiên cứu mỏ Bạch Hổ, độ thấm pha chia trường hợp [3]: (1) độ thấm đá móng dao động từ - 1.000mD (2) độ thấm đá móng > 1.000mD Trong trường hợp (1), độ bão hòa nước Sw = 40% độ thấm pha dầu vào khoảng 0,33 - 0,35 độ thấm pha nước nhỏ khoảng 0,03 Khi độ bão hòa nước tăng lên 55%, độ thấm pha dầu nước Khi độ bão hòa nước đạt 60%, độ thấm pha dầu giảm đáng kể, khoảng 0,03 độ thấm pha nước lại tăng lên 0,09 (gấp lần so với độ bão hòa nước 40%) Nếu coi đá chứa móng khu vực mỏ Sư Tử Đen - Sư Tử Vàng có độ thấm pha tương tự trường hợp độ thấm khoảng từ - 1.000mD, độ linh động  dầu bị nước đẩy phụ thuộc vào độ bão hòa nước: - Sw = 40%,  = 0,09 - Sw = 55%,  = 1,07 - Sw = 60%,  = 3,22 Thay đổi độ linh động dầu bị nước đẩy vào công thức (2) ta có: ∆P (1 - ) σ2 = η H (4) Như trường hợp: ∆P (1- 10,60) H ∆P (1- 0,92) - Sw = 55%, gradient thủy động lực σ2 = H ∆P (1- 0,31) - Sw = 60%, gradient thủy động lực σ2 = H - Sw = 40%, gradient thủy động lực σ2 = Từ kết tính tốn gradient thủy động lực cho thấy, trường hợp đới khai thác có độ bão hòa nước ≤ 40%, chí đạt tới 45% gradient thủy động lực khu vực Tây Nam mỏ Sư Tử Đen ln có giá trị âm mặt ranh giới dầu nước dịch chuyển ổn định không hình thành lưỡi nước (có nghĩa khai thác điều kiện đạt hệ số thu hồi dầu khí cao khả đẩy dầu nước đạt giá trị cao nhất) Tuy nhiên, nhịp độ khai thác cao dẫn đến nhiều khả lưỡi nước tiến thẳng vào giếng khai thác Trong trường hợp độ bão hòa nước đới khai thác cao 45 - 50% gradient thủy động lực 2 ln có giá trị dương Đối với mỏ Sư Tử Đen - Sư Tử Vàng, tỷ trọng dầu vỉa vào khoảng 0,84 - 0,85g/cm3 hay 35 - 36API, tỷ trọng nước vỉa hay nước bơm ép tạm lấy 1,04g/cm3 nên gradient trọng trường tính 1,80MPa/ km Như vậy, để mặt ranh giới dầu nước dịch chuyển ổn định cần điều chỉnh chế độ khai thác cho gradient thủy động lực phải đảm bảo ≤ 1,80MPa/km Đối với khu vực khác độ nhớt dầu cao (0,85cP), độ linh động dầu bị nước đẩy thấp nên điều kiện đảm bảo để mặt ranh giới dầu nước dịch chuyển ổn định lại khắc nghiệt Do nhu cầu kế hoạch khai thác cao nên việc đảm bảo gradient thủy động lực khơng vượt q gradient trọng trường q trình khai thác điều kiện khó thực Vì nhà điều hành khai thác cần quan tâm nhằm hài hòa yêu cầu đáp ứng kế hoạch khai thác nâng cao hệ số thu hồi dầu Hạn chế ảnh hưởng nước áp sườn Kết phân tích khai thác cho thấy nước áp sườn từ thành tạo Oligocene xâm nhập vào thân dầu đá móng trước Đệ Tam áp suất vỉa suy giảm sau thời gian khai thác (Hình 1) có ảnh hưởng đến khả thu hồi dầu: Nước áp sườn giúp áp suất vỉa trì ổn định, song có khả xâm nhập không vào phần thân dầu khiến q trình đẩy dầu tới đới khai thác khơng xảy từ lên, dẫn đến hiệu đẩy dầu tới đới khai thác thấp (khoảng 0,69 - 0,71), hướng đẩy dầu đạt hiệu cao từ lên 0,89 Vì vậy, để nâng cao hệ số thu hồi dầu khí thân dầu đá móng mỏ Sư Tử Đen - Sư Tử Vàng, đới đứt gãy có độ ngập nước cao cần hạn chế ngừng khai thác, điều thực cách sử dụng cơng nghệ hồn thiện giếng lựa chọn Trong trường hợp nước xâm nhập vào tiến sát đới khai thác giếng, lưu lượng khai thác cần nghiên cứu điều chỉnh hợp lý, chí dừng khai thác khai thác với lưu lượng tối thiểu Các giếng cách xa vùng nước xâm nhập khai thác tăng cường Ngoài ra, nước xâm nhập tới giếng khai thác, lượng nước khai thác tăng lên, dẫn đến giảm chênh áp có DẦU KHÍ - SỐ 12/2014 21 THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ thể làm cho giếng ngừng khai thác, cần phải áp dụng khí nâng (gaslift) để tăng chênh áp trì khai thác giếng Tăng cường khai thác khối có chế độ thủy động lực tương đối riêng biệt Khối đá móng mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng phân chia thành nhiều khối, khối có đặc trưng thấm chứa khác với mức độ lưu thông thủy động lực khối Mỏ Sư Tử Đen chia thành khối A, B, C, D, E Mỏ Sư Tử Vàng phân chia thành khối A1, A2, B, C, D1, D2 Từ kết phân tích PVT mẫu dầu lấy được, chia khu vực thành đơn vị thủy động lực lớn hơn: Tây Nam mỏ Sư Tử Đen, Đông Bắc mỏ Sư Tử Đen, khu vực mỏ Sư Tử Vàng Hình thể đặc trưng động thái khai thác khối A B khu vực Tây Nam mỏ Sư Tử Đen Hình Nước áp sườn từ thành tạo Oligocene xâm lấn vào thân dầu đá móng mỏ Sư Tử Đen - Sư Tử Vàng sau thời gian khai thác [2] 4500 Áp suất đáy giếng Độ ngập nước Lưu lượng dầu 20000 3500 3000 15000 2500 2000 10000 1500 1000 5000 Lưu lượng (thùng/ ngày) Áp suất ( PSI), độ ngập nước (*10, %) 4000 25000 500 1-Sep-02 14-Jan-04 28-May-05 10-Oct-06 22-Feb-08 6-Jul-09 18-Nov-10 1-Apr-12 14-Aug-13 Hình Đặc trưng động thái khai thác khối A khu vực Tây Nam mỏ Sư Tử Đen [2] 4500 Áp suất đáy giếng Độ ngập nước Lưu lượng dầu 20000 3500 3000 15000 2500 2000 10000 1500 1000 5000 500 1-Sep-02 1-Aug-04 2-Jul-06 1-Jun-08 2-May-10 1-Apr-12 Hình Đặc trưng động thái khai thác khối B khu vực Tây Nam mỏ Sư Tử Đen ([2]) 22 DẦU KHÍ - SỐ 12/2014 Lưu lượng (thùng/ ngày) Áp suất ( PSI), độ ngập nước (*10, %) 4000 25000 Hình cho thấy động thái khai thác khối A B khác nhau, đặc biệt độ ngập nước lưu lượng khai thác, chứng tỏ khối A khối B có khác biệt chế độ thủy động lực Đây khối phân bố khu vực Tây Nam mỏ Sư Tử Đen Động thái khai thác khối B, khu vực Tây Nam khối E, khu vực Đơng Bắc có khác biệt lớn Bức tranh tương tự khối móng nâng mỏ Bạch Hổ, đối tượng bị phân chia thành khối có mức độ lưu thơng thủy động lực kém, khối I khối chiếm khoảng 60% tổng trữ lượng toàn thân dầu Việc phân chia khối móng nứt nẻ trước Đệ Tam mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng thành khối có chế độ thủy động lực khác có ảnh hưởng lớn đến hệ số thu hồi dầu toàn mỏ Với số lượng giếng khai thác, mỏ bị chia cắt nhiều khối nhỏ có chế độ thủy động lực khác khả thu hồi thấp Do đó, giải pháp cần thiết để nâng cao hệ số thu hồi trường hợp thân dầu bị phân chia thành khối có chế độ thủy động lực riêng biệt, đặc biệt khối có đặc trưng thấm chứa thấp cần thực Hiện mỏ Sư Tử Đen, giếng khai thác chủ yếu tập trung khối B, khu vực Tây Nam Các khối C, D, khối E cần phải xem xét bổ sung giếng khai thác Trong phạm vi báo này, nhóm tác giả đề cập sở khoa học nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu khí, bỏ qua hạn chế công nghệ kinh PETROVIETNAM tế với hy vọng làm tảng khoa học cho mỏ có đặc điểm địa chất tương tự Đối với mỏ hay khối với trữ lượng dầu thu hồi 10 triệu tấn, mạng lưới giếng khai thác phải đan dày tới 0,5 - 1,5km Trong điều kiện biển, mức độ bất đồng đá chứa cao, khó đan dày mạng lưới giếng theo lý thuyết nên cần phải nghiên cứu thật kỹ đặc điểm phân bố đới nứt nẻ bao gồm hướng đổ, mật độ để thiết kế giếng cho gặp đới nứt nẻ cao Kết luận Để nâng cao hệ số thu hồi dầu thân dầu đá móng trước Đệ Tam mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng áp dụng giải pháp hạn chế ảnh hưởng xấu tăng cường ảnh hưởng tích cực yếu tố địa chất như: tối ưu hệ thống giếng khai thác bơm ép, tối ưu chế độ khai thác, hạn chế ảnh hưởng nước áp sườn khoan đan dày khối có chế độ thủy động lực riêng biệt Đây vấn đề nhóm tác giả tổng hợp đề xuất, cần tiếp tục nghiên cứu khắc phục hạn chế cơng nghệ, góp phần nâng cao hệ số thu hồi dầu khí cho thân dầu móng mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng mỏ khác có đặc điểm địa chất tương tự Tài liệu tham khảo Н.P Лeбeдинeц Изучение и разрaбoткa нефтяных месторождений в трeщинных кoллeктoрaх Изд Нaукa Москва 1997 Công ty Liên doanh Điều hành Cửu Long Geological and reservoir simulation - Advance Halo Model Su Tu Vang 2013 Hồng Văn Q nnk Sơ đồ cơng nghệ xây dựng hiệu chỉnh mỏ Bạch Hổ Vietsovpetro 2008 Đặng Ngọc Quý, Hoàng Văn Quý Thân dầu đá móng trước Đệ Tam mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng yếu tố địa chất ảnh hưởng tới khả thu hồi dầu Tạp chí Dầu khí 2014; 2: trang 12 - 16 Solutions for enhancing oil recovery factor for fractured basement reservoirs of Su Tu Den and Su Tu Vang oil fields Dang Ngoc Quy, Hoang Van Quy Petrovietnam Exploration Production Corporation Summary The geological characteristics of fractured basement reservoirs of Su Tu Den and Su Tu Vang oil fields are very complicated Many geological factors, such as the geological heterogeneity that causes separated hydrodynamic blocks, the characteristics and densities of faults and fracture systems, and the presence of edge water drive (aquifer) from Oligocene, may influence oil recovery In order to increase and enhance oil recovery factor for Su Tu Den and Su Tu Vang basement reservois, some solutions are proposed in this paper for limiting the negative impact and enhancing the possitive impact of geological factors such as optimising production well system and production monitoring plan, reducing the invasion of edge water, and intensifying oil recovery in separated hydrodynamic blocks Key words: Edge water, optimise production system, production monitoring plan, oil recovery factor, hydrodynamic force, gravity, hydrodynamic gradient, gravity gradient DẦU KHÍ - SỐ 12/2014 23 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ CÁC TÍNH CHẤT CƠ HỌC CỦA ĐÁ XI MĂNG TRÁM GIẾNG KHOAN TRONG ĐIỀU KIỆN ÁP SUẤT CAO, NHIỆT ĐỘ CAO BỂ NAM CƠN SƠN ThS Trương Hồi Nam Tập đồn Dầu khí Việt Nam Email: namth@pvn.vn Tóm tắt Bể trầm tích Nam Cơn Sơn có điều kiện địa chất phức tạp, đặc biệt nhiệt độ cao đến 200oC gradient áp suất vỉa lên đến 2MPa/100m Áp suất cao, nhiệt độ cao (HPHT) tiềm ẩn nhiều rủi ro phức tạp trình khoan trám xi măng giếng khoan - cơng đoạn có tính chất định đến chất lượng thi công an toàn Kết nghiên cứu ảnh hưởng HTHP đến tính chất học đá xi măng sở quan trọng để thiết kế đơn pha chế vữa xi măng trám giếng khoan đạt hiệu cao an tồn Từ khóa: Vữa xi măng trám, áp suất cao nhiệt độ cao, silica SSA-1 Giới thiệu Bể Nam Côn Sơn gồm dạng đối tượng chứa dầu khí đa dạng móng nứt nẻ trước Đệ Tam, cát kết Oligocene Miocene dưới, cát kết đối tượng carbonate tuổi Miocene Ngồi ra, bể Nam Cơn Sơn gặp hệ thống dầu khí dị thường áp suất cao, nhiệt độ cao nằm vùng nước sâu [11] Hiện tượng HPHT phát khu vực trầm tích Cenozoic thay đổi từ Tây sang Đơng có bề dày 5.000 - 14.000m giếng 172oC áp suất vỉa 74MPa; giếng 05-1c-DN2X-ST2, chiều sâu 4.245m gặp nhiệt độ 185oC, áp suất vỉa 98,7MPa; giếng 04-2-HT-1X chiều sâu 4.548m nhiệt độ đáy giếng 210oC áp suất vỉa 91MPa [8, 9] Hình thể phân bố nhiệt độ giếng khoan mỏ Hải Thạch áp suất đáy khu mỏ Mộc Tinh Trong điều kiện áp suất cao nhiệt độ cao, việc thi công giếng khoan tiềm ẩn nhiều rủi ro cho trình khoan trám xi măng giếng khoan Trong giếng khoan có áp suất nhiệt độ biến đổi lớn làm tăng ứng suất phá vỡ độ ổn định vành đá xi măng, làm biến dạng cột ống chống ảnh hưởng đến liên kết cột ống chống với vành đá xi măng khả cách ly đá xi măng 24 DẦU KHÍ - SỐ 12/2014 Chiều sâu (m TVDSS) Tại bể Nam Côn Sơn, phát nhiệt độ cao 25 giếng, tập trung địa tầng có tuổi Miocene Miocene sớm Tại giếng 04-2-SB-1X 04-2-NB-1X, nhiệt độ đáy giếng dao động từ 135 170oC chiều sâu từ 3.800 - 4.000m Hiện tượng áp suất cao, nhiệt độ cao xuất giếng khoan 05-2-HT-2X, chiều sâu 3.740m nhiệt độ đáy Chiều sâu (m TVDSS) Đến nay, bể Nam Cơn Sơn có gần 100 giếng khoan thăm dò, thẩm lượng phát triển khai thác Tại số giếng khoan, gradient áp suất đạt 1,6MPa/100m Kết khoan bể Nam Côn Sơn cho thấy việc (04-3A-1X, 04-3-MC-2X…); chí có giếng khoan sử dụng phụ gia vữa xi măng chưa phù hợp với môi gradient áp suất đạt 1,9 - 2,04MPa/100m (04-1-ST-1X, trường giếng, dẫn đến độ thấm đá xi măng tăng 04-SDN-1X, 05-2-HT-1X…) Từ chiều sâu 2.500m trở xuống xuất khoảng áp suất tăng cao, Áp suất (EMW - ppg) Nhiệt độ (oC) bên đới đất đá tuổi Pliocene Khoảng chênh áp suất vỉa áp suất nứt vỉa nhỏ (chỉ 1ppg) tầng Miocene gây khó khăn cho cơng tác khoan hồn thiện giếng (a) Hình Biểu đồ phân bố nhiệt độ (a) áp suất (b) [8] (b) PETROVIETNAM Bảng Bảng phân cấp HPHT [7] Phân cấp HP/HT Ex-HP/HT Ultra HP/HT Nhiệt độ đáy giếng > 300oF (150oC) - 350oF (175oC ) > 350oF (175oC) - 400oF (200oC ) > 400oF (200oC ) Áp suất đáy giếng > 10.000psi (69MPa) - 15.000psi (103MPa) > 15.000psi (103MPa) - 20.000psi (138MPa) > 20.000psi (138MPa) nhanh theo thời gian, độ bền đá giảm, liên kết đá cột ống kém, gây áp suất cột ống; số giếng xuất hiện tượng vành đá xi măng bị biến dạng, co ngót, nứt vỡ Hiện ngành dầu khí chưa có loại xi măng tiêu chuẩn hóa để trám xi măng giếng khoan HTHP Do đó, xi măng Portland G-API loại xi măng sử dụng phổ biến để trám giếng khoan sâu Vì vậy, thiết phải bổ sung phụ gia bền nhiệt, để trì nâng cao độ bền giảm độ thấm đá xi măng Các kết nghiên cứu tổng hợp kinh nghiệm ảnh hưởng HPHT đến tính chất học đá xi măng cho phép thiết kế hệ vữa xi măng phù hợp, góp phần nâng cao chất lượng hiệu thi công giếng khoan thăm dò, khai thác dầu khí bể Nam Cơn Sơn Ảnh hưởng HPHT đến độ bền nén hệ xi măng trám giếng khoan 2.1 Phân cấp áp suất cao nhiệt độ cao bể Nam Côn Sơn Các giếng HPHT quy ước giếng có nhiệt độ tĩnh đáy từ 150oC áp suất vỉa từ 46MPa trở lên Halliburton phân chia HPHT thành cấp (Bảng 1) Các dấu hiệu HTHP bể Nam Côn Sơn phần lớn tập trung địa tầng tuổi Miocene sớm Miocene giữa, phân loại thành cấp (Hình 2): - Cấp HP/HT: nhiệt độ từ 150 - 175oC áp suất từ 69 - 103MPa; - Cấp ex-HP/HT: nhiệt độ từ 175 - 200oC áp suất 103 - 138MPa 2.2 Ảnh hưởng nhiệt độ cao đến đá xi măng 2.2.1 Xi măng trám giếng khoan dầu khí Xi măng Portland mác G loại xi măng sử dụng chủ yếu để trám giếng khoan sâu có phối hợp với phụ gia khác Thành phần xi măng Portland gồm: 3CaO•SiO2 (C3S) chiếm 50 - 70%; 2CaO•SiO2 (C2S) chiếm 15 - 30%; 3CaO•Al2O3 (C3A) chiếm - 10%; 4CaO•Al2O3•Fe2O3 (C4AF) chiếm - 15%; CaSO42H2O (CSH2) chiếm - 6% [1, 4, 5] Hình Bảng phân cấp HPHT mỏ bể Nam Cơn Sơn [9] C3S có vận tốc thủy hóa cao nhất, tạo độ bền tăng nhanh độ bền thời hạn đóng rắn sớm Thành phần C2S đóng rắn chậm kéo dài đóng rắn đá xi măng C3A định ngưng kết ban đầu tăng nhanh độ bền thời hạn đóng rắn sớm hoạt tính thủy hóa cao Vai trò C4AF q trình ngưng kết giống C3A, phụ thuộc nhiều vào nhiệt độ chất lượng phụ gia Ở nhiệt độ 100oC sản phẩm thủy hóa xi măng Portland gel calcium silicate hydrate (C-S-H (II) C2SH2) calcium hydroxide Ca(OH)2 Vữa xi măng đạt độ bền thời gian tương đối lâu (từ vài ngày đến vài năm) đạt độ bền tới hạn Ở nhiệt độ 100 - 120oC, gel C-S-H biến đổi thành dicalcium silicate hydrate (-C2S (C2SH(A) xi măng đạt đến độ bền cực đại vài tuần sau độ bền giảm dần Đây tượng biến đổi hình thái cấu trúc tinh thể xi măng gọi suy giảm độ bền (strength retrogression) Khi nhiệt độ > 160oC, C-H-S chuyển thành -hydrate C2SH (C2SH(C)) nhiệt độ < 202oC, C-S-H tạo thành C3S có cơng thức đầy đủ Ca6(Si2O7)(OH)6, thay đổi tính chất lý - hóa học [3] Nhiệt độ tăng khiến độ thải nước tăng, sức bền nén xi măng giảm độ thấm tăng, ảnh hưởng đến chất lượng trám giếng, giảm tuổi thọ, dễ gây phức tạp trình khai thác DẦU KHÍ - SỐ 12/2014 25 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ 2.2.2 Biện pháp chống suy thối độ bền Việc bổ sung silica vào xi măng cho phép tạo pha xi măng giàu silica giống tobermorite xonolite, tăng độ bền nhiệt, trì chất lượng xi măng ngăn chặn suy giảm độ bền Giải pháp áp dụng từ năm 1950 đến trở thành tiêu chuẩn công nghiệp [3, 10] Silica phụ gia bền nhiệt sử dụng hệ vữa xi măng trám giếng khoan gồm: cát thạch anh, nghiền đạt cỡ hạt từ 175 - 200mm; bột silica (silica flour) có cỡ hạt 200 - 300 mesh; silica siêu mịn (silica fume) - phụ gia siêu phân tán từ pha khí nung hợp kim silica, có hàm lượng cao silica vơ định hình; nanosilica có kích thước nhỏ hạt xi măng trung bình 1.000 lần, thường sử dụng cỡ hạt loại từ - 50nm loại từ - 30nm [5] vành đá xi măng, đảm bảo khả gia cố độ kín khoảng khơng vành xuyến Trong điều kiện bình thường, xi măng có độ bền nén 3,5MPa xem thỏa mãn cho cơng tác trám xi măng Trong giếng khoan HPHT, ứng suất biến đổi tác động học, áp suất nhiệt độ thay đổi theo chế độ khai thác Sự thay đổi điều kiện giếng khoan làm phát sinh ứng suất phá vỡ ổn định vành đá xi măng cột ống chống Các ứng suất kiến tạo biến đổi áp suất nhiệt độ giếng khoan làm rạn nứt vành đá sụt lún Đường kính cột ống chống bị biến dạng tác động biến đổi nhiệt độ áp suất phá vỡ dính kết vành đá xi măng với cột ống chống tầng chứa, tạo thành khe hở vi mô [1, 2, 6] 2.3.2 Thiết kế hệ vữa xi măng trám giếng khoan Để trám giếng khoan có nhiệt độ cao thềm lục địa Việt Nam số nhà thầu khoan như: Nowsco, Dowell/ Schlumberger, Demitsu/Schlumberger, BJ, Halliburton sử dụng silica với hàm lượng 35% hỗn hợp trám giếng Theo nghiên cứu [4, 5], việc bổ sung 40% oxide silic chưa đủ để bảo đảm đạt độ bền đá xi măng giếng khoan có nhiệt độ 500oF cao Để xác định hàm lượng silica tối ưu đến tính chất học vành đá xi măng giếng khoan điều kiện áp suất cao, nhiệt độ cao bể Nam Côn Sơn, tác giả tiến hành nghiên cứu ảnh hưởng nhiệt độ cấp khác Kết cho thấy việc sử dụng silica nhãn hiệu SSA-1TM để bổ sung cho hỗn hợp xi măng trám đem lại hiệu cao [8, 9] SSA-1TM (silica flour) loại oxide silic kết tinh, loại phụ gia bền nhiệt Halliburton sản suất SSA-1TM có khối lượng riêng: 2,60 - 2,63g/cm3; cỡ hạt 200 - 300 mesh (35%), 100 - 200 mesh (8%) > 100 (0,2%), chọn tỷ lệ 35% theo khối lượng xi măng 2.3 Ảnh hưởng HPHT đến độ bền nén 2.3.1 Độ bền nén Trong thi cơng trám xi măng giếng khoan dầu khí, giá trị độ bền nén tiêu để đánh giá tính chất Thành phần chủ yếu hệ vữa xi măng cho giếng khoan điều kiện HPHT bể Nam Côn Sơn gồm: xi măng nền, chất tăng trọng, phụ gia bền nhiệt, nước trộn phụ gia chậm đông kết, giảm độ thải nước, thông số lưu biến, chống thấm, phụ gia gia cường tính đá xi măng Trên sở tổng kết hệ vữa xi măng sử dụng cho giếng khoan Lô 05-2 05-3 [8], tác giả đề xuất công thức, thành phần, hàm lượng vật liệu, phụ gia… cho hệ vữa xi măng trám giếng khoan HPHT bể Nam Côn Sơn (Bảng 2) 2.3.3 Thiết bị đo độ bền đá xi măng siêu âm (UCA) Tác giả xác định độ bền đá xi măng thiết bị siêu âm - UCA (Hình 3) Nguyên lý hoạt động UCA dựa liên kết thời gian tín hiệu siêu âm xuyên qua độ bền nén mẫu đá xi măng đo phá hủy tác động tải trọng học (Hình 4) Trong đó, “độ bền âm học” mức độ phát triển độ bền mẫu đá xi măng đo trực tiếp vận tốc âm xuyên qua mẫu “Độ bền nén” đo trực tiếp xác định lực cần thiết để phá hủy mẫu đá xi măng Hai trị số xác định điều kiện, với phương pháp khác nhau, trị số tuyệt đối không thiết giống Ưu điểm UCA có Bảng Đơn pha chế hệ xi măng giếng khoan HPHT bể Nam Côn Sơn TT 26 Thương phẩm Holcim Class G Silica SSA-1, SSA-2 HiDENSE No4 (FeTiO2) WellLife 987 (PB) Microbond HT SCR-25L Halad-431L Nước kỹ thuật DẦU KHÍ - SỐ 12/2014 Đơn vị % kL % kL % kL % kL % kL gps gps gps Hàm lượng 100 35 40 0,25 0,50 16 Công dụng Xi măng Phụ gia bền nhiệt Phụ gia tăng trọng Phụ gia tăng độ bền Phụ gia giãn nở Chậm ngưng kết Phụ gia giảm độ thải nước Nước trộn PETROVIETNAM thể quan sát phát triển độ bền theo thời gian, dự báo thời gian chờ đóng rắn xi măng, xác định độ bền điều kiện HPHT 2.3.4 Kết thí nghiệm Bảng tổng hợp kết thí nghiệm ảnh hưởng HPHT đến độ quánh vữa xi măng với hàm lượng 35% silica SSA-1ATM [8] - Bổ sung phụ gia HR-25L CFR-3L giải pháp chủ yếu hiệu để trì cải thiện tính chất cơng nghệ xi măng: tăng thời gian quánh vữa xi măng đạt trị số 100Bc (độ quánh Bearden) khoảng - giờ, đảm bảo an toàn thời gian bơm ép; làm chậm thời gian ngưng kết vữa xi măng; ngăn ngừa suy thoái độ bền xi măng nâng cao tính chất học vành đá xi măng nhiệt độ đáy giếng khoan (140 - 180oC) Hình Thiết bị xác định độ bền đá xi măng siêu âm UCA Áp suất Nhiệt độ Avtoclaz Vữa xi măng - Phụ gia tăng trọng Hi-Dense sản xuất từ ngun liệu khống hematite, khơng nhiễm từ, khơng chứa phóng xạ đáp ứng yêu cầu chất làm nặng nhờ độ phân tán cao, bảo đảm độ ổn định (không lắng đọng) vữa Trong phụ gia chứa oxide sắt tạo hydration ferret alumoferit độ bền cao, ổn định Đo thời gian tín hiệu siêu ân xuyên qua Nguồn phát xung siêu âm Bộ tách sóng siêu âm Hình Sơ đồ ngun lý làm việc UCA Bảng Tổng hợp kết thí nghiệm ảnh hưởng HPHT đến thời gian quánh hệ vữa trám giếng khoan Thời gian quánh vữa Thành phần vữa xi măng Diễn giải Mẫu vữa xi măng Đơn vị Xi măng Holcim G % kL A B C D (6P) E(6P) F G H I K 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 Chất ổn định độ bền - SSA-1 Chất tăng trọng - Hidense-4 Chất tăng MicroMax FF Chất giãn nở Microbond HT Chất tăng tính - WellLife 897 SA-1015 (PB) Tăng độ bền kéo FDP-C765 Chất chống tạo bọt - D-Air 4000L Chất giảm độ thải nước Halad-413 Phụ gia chậm ngưng kết-HR-25L Phụ gia chậm ngưng kết SCR-100 % kL % kL % kL % kL % kL % kL % kL gps gps gps gps 35,00 0,05 0,50 0,02 35,00 0,05 0,55 0,10 35,00 0,05 0,50 0,20 35,00 35,00 3,00 7,00 0,70 0,05 0,40 0,29 0,70 35,00 35,00 3,00 7,00 0,70 0,05 0,04 0,02 35,00 40,00 25,00 3,00 7,00 0,15 1,00 0,10 0,50 0,35 35,00 40,00 25,00 3,00 7,00 0,10 1,00 0,10 0,50 0,26 35,00 40,00 25,00 3,00 7,00 0,10 1,00 0,10 0,50 0,27 0,26 35,00 40,00 25,00 3,00 7,00 0,10 1,00 0,10 0,50 0,27 0,26 gps gps 10,05 pgp 13,50 o F 190 psi 5,382 Bc giờ, phút 7h55’ giờ, phút 7h57’ giờ, phút 8h7’ giờ, phút 8h15’ 0,25 5,19 15,80 190 5,482 34 6h56’ 7h 7h7’ 0,30 5,35 15,80 205 7,005 15 8h29’ 8h43’ 8h50’ 8h54’ 0,20 4,46 17,00 239 8,601 52 5h59’ 8h00’ 0,30 5,18 16,00 230 7,324 34 7h43’ 8h05’ 8h08’ 7,97 17,00 237 9,674 27 8h48’ 8h52’ 8h53’ 8h53’ 0,90 0,90 0,90 7,97 4,81 4,81 17,00 18,50 18,50 257 302 356 9,624 12,900 12,900 27 37 55 8h48’ 7h37’ 8h52’ 7h39’ 5h38’ 8h53’ 7h46’ 5h42’ 0,90 4,81 18,50 302 12,900 35 8h30’ 8h35’ Phụ gia pha loãng - CFR-3L Nước trộn Mật độ vữa Nhiệt độ thí nghiệm Áp suất thí nghiệm Độ quánh ban đầu Độ quánh 30Bc Độ quánh 50Bc Độ quánh 70Bc Độ quánh 100Bc 35,00 40,00 25,00 3,00 7,00 0,10 1,00 0,10 0,50 0,27 0,22 DẦU KHÍ - SỐ 12/2014 27 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ chất lưu vỉa, cho phép nâng cao độ bền nén đá xi măng, giảm hàm lượng thể tích, nhờ giảm trị số độ nhớt Độ bền nén đá xi măng điều kiện áp suất nhiệt độ khác thể Hình - Đường màu lam - thể phát triển độ bền nén; đường màu xanh - nhiệt độ đường màu đỏ - thời gian truyền sóng âm đơn vị khoảng cách Trị số áp suất đặt UCA biểu đồ Trong Biểu đồ phát triển độ bền nén đá xi măng có mật độ vữa 15,80ppg (Hình 5), nhiệt độ tăng từ 80 - 237oF (26,7 - 114oC) áp suất 20,67MPa Độ bền tối thiểu gel 50psi (0,34MPa) thời gian 49 phút; 100psi - 56 phút; 1.000psi - 12 phút; 916psi - 1.698psi - 12 giờ; độ bền nén cực đại 1.780psi - 13 giờ, sau giảm dần đạt 1.500psi khoảng 22 Hình thể độ bền nén theo thời gian đá xi măng có mật độ vữa 15,8ppg, nhiệt độ từ 80 - 266oF (26,7 - 130oC) áp suất 3.000psi Quan sát cho thấy độ bền nén tăng dần: 50psi phút; 100psi - 10 phút; 500psi - 59 phút; 859psi - 12 giờ; 860psi - 24 giờ; 1.000psi - 29 35 phút; 2.681psi - 48 Hình Biểu đồ độ bền nén đá xi măng áp suất 3.000psi nhiệt độ 237oF (114oC) Hình Biểu đồ độ bền nén đá xi măng áp suất 3.000 psi nhiệt độ 266oF (130oC) Biểu đồ độ bền nén xi măng có mật độ vữa 17ppg, nhiệt độ từ 80 - 275oF áp suất 3.000psi (Hình 7) cho thấy độ bền gel đạt 50psi phút; 100psi - 15 phút; độ bền nén tối thiểu theo tiêu chuẩn API 500psi 10 phút; 1.000psi - 11 30 phút; 1.104,04psi - 12 Độ bền nén cực đại 1.595psi đạt 24 Hình thể độ bền nén xi măng có mật độ vữa 17ppg, nhiệt độ từ 75 - 310oF áp suất 3.000psi Độ bền gel đạt 50psi 42 phút; 100psi - 23 phút; 123psi - giờ; 285psi 12 giờ; độ bền nén tối thiểu 500psi đạt 12 54 phút; 1.000psi - 15 giờ; 1.941 - 24 giờ; độ nén cực đại 2.101psi 48 Trong Biểu đồ độ bền nén xi măng có mật độ vữa 18ppg, nhiệt độ từ 180 - 360oF áp suất 3.000psi (Hình 9), độ bền gel 50psi 14 phút; 100psi - 14 16 phút; độ bền nén tối thiểu theo API 500psi - 15 21 phút; 1.000psi - 16 phút; độ bền nén cực đại đạt 3.395psi - 24 tiếp tục tăng 28 DẦU KHÍ - SỐ 12/2014 Hình Biểu đồ độ bền nén đá xi măng áp suất 3.000psi nhiệt độ 275oF Hình Biểu đồ độ bền nén đá xi măng, áp suất 3.000psi nhiệt độ 310oF PETROVIETNAM Kết Hình - cho thấy độ bền nén đá xi măng tăng dần đạt giá trị cực đại tác động áp suất cao gia tăng nhiệt độ loại vữa có tỷ trọng khác Trong điều kiện bình thường, xi măng có độ bền nén 3,5MPa đạt yêu cầu cho công tác trám xi măng Các mẫu đá xi măng điều kiện nhiệt độ cao đạt 10MPa, đáp ứng yêu cầu trám giếng khoan Hình Biểu đồ độ bền nén đá xi măng áp suất 3.000psi nhiệt độ 3600F - Sử dụng xi măng mác G làm xi măng nền, có bổ sung 35% silica SSA-1 số chất phụ trợ khác, độ bền nén vành đá xi măng đáp ứng yêu cầu chất lượng trám xi măng giếng khoan điều kiện áp suất cao nhiệt độ cao bể Nam Côn Sơn, cấp HPHT ex-HPHT - Khi sử dụng xi măng Portland để trám giếng khoan điều kiện nhiệt độ > 100oC cần sử dụng silica Thực tế cho thấy 90% tổng độ bền nén xi măng giếng khoan thường phát triển 48 sau thời gian khuấy trộn, nên xác định độ bền nén khoảng 48 Đây thời gian tối thiểu trước đo địa vật lý giếng khoan Ảnh hưởng HPHT đến tính chất đàn hồi đá xi măng 3.1 Tính chất biến dạng đá xi măng Đặc tính kỹ thuật: Đo thơng số: Hệ số Poisson, module Young, module giãn nở thể tích, độ bền nén Nhiệt độ tối đa: 204oC (400oF) Áp suất tối đa: 52MPa (7.500psi) Phần mềm hiển thị đồ thị thơng số thí nghiệm thơng số tính chất học chế độ thời gian thực Hình 10 Thiết bị MPRO - Model 6265 Chandler Engineering Hình 11 Ảnh hưởng nhiệt độ đến hệ số Poisson, module Young độ bền nén Đá xi măng bị biến dạng vật thể đàn hồi - giòn bị phá hủy ứng suất đạt đến giới hạn đàn hồi Để bảo đảm độ kín khoảng không vùng tiếp xúc “đá xi măng - cột ống chống” cần phải tạo áp suất định từ đá xi măng Độ kín giếng khoan phụ thuộc nhiều vào thay đổi thể tích đá xi măng đóng rắn Để đạt điều cần sử dụng hỗn hợp trám, nở trình tạo cấu trúc Vì vậy, trị số nở cần phải lớn so với giảm thể tích hệ tượng co ngót, đồng thời khơng vượt lực tới hạn ép nén phá vỡ ổn định cột ống chống Trong điều kiện HPHT, vành đá xi măng bên cột ống chống phải có độ mềm dẻo định nên cần sử dụng xi măng có trị số module Young thấp [2] Để đá xi măng tiếp xúc tốt với cột ống chống thành giếng xi măng giãn nở sau đóng rắn, cần bổ sung phụ gia giãn nở WellLifeTM đơn pha chế vữa DẦU KHÍ - SỐ 12/2014 29 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Khi sử dụng phương pháp đây, vành đá xi măng có tính đàn hồi tốt cách giảm module Young nâng cao hệ số Poisson Trong điều kiện tải trọng tĩnh chu kỳ xi măng có module cao hệ số Poisson thấp làm việc tốt Vì vậy, ngồi việc xác định độ bền cần phải nghiên cứu đặc điểm biến dạng đàn hồi xi măng trám tác động tải trọng học 3.2 Thiết bị xác định tính chất đàn hồi điều kiện HPHT Portland G-API để trám giếng khoan sâu Tuy nhiên, loại xi măng chưa phù hợp với môi trường giếng, dẫn đến độ thấm đá xi măng tăng nhanh theo thời gian, độ bền đá giảm, liên kết đá cột ống kém, gây áp suất cột ống; số giếng xuất hiện tượng vành đá xi măng bị biến dạng, co ngót, nứt vỡ Do đó, cần phải bổ sung phụ gia bền nhiệt SSA-1TM, phụ gia tăng trọng phụ gia khác để điều chỉnh thông số vữa Ưu điểm thiết bị MPRO (Hình 10) phương pháp thí nghiệm khơng phá hủy, cho phép quan sát q trình thay đổi tính chất học xi măng chế độ thời gian thực; sử dụng để dự báo thời gian đóng rắn xi măng Trên sở tổng kết hệ vữa xi măng sử dụng cho giếng khoan Lô 05-2 05-3 [8], tác giả đề xuất công thức, thành phần, hàm lượng vật liệu, phụ gia… cho hệ vữa xi măng trám giếng khoan HPHT bể Nam Côn Sơn Trong đó, việc bổ sung 35% khối lượng phụ gia SSA-1TM vào hỗn hợp xi măng giá trị tối ưu Phụ gia SSA-1TM loại oxide silica kết tinh, có khối lượng riêng 2,60 - 2,63g/ cm3, cỡ hạt 200 - 300 mesh (35%) điều kiện nhiệt độ cao 100oC xảy phản ứng hóa học với xi măng, giúp trì độ bền đá xi măng, hạn chế độ thấm đá xi măng Đồng thời, tác giả xác định ảnh hưởng HPHT đến độ bền nén, hệ số Poisson module đàn hồi thiết bị UCA, thiết bị MPRO, cho phép mô theo điều kiện giếng khoan thời gian thực 3.3 Kết thí nghiệm Tài liệu tham khảo Thiết bị phân tích tính chất học Model 6265 (MPRO) liên tục cho phép đo tính chất học (hệ số Poisson, module Young, module giãn nở thể tích) độ bền nén xi măng q trình đóng rắn điều kiện HTHP Kết thí nghiệm đảm bảo tối ưu hóa thành phần hóa học xi măng, nâng cao độ bền xi măng Mẫu vữa xi măng sử dụng (Bảng 2) Điều kiện thí nghiệm: Nhiệt độ 311oF, áp suất 2.117Kps Hình 11 biểu đồ thể thông số đo: Đường màu hồng - hệ số Poisson; đường màu xanh mạ module Young; đường màu xanh da trời - module thể tích; đường màu đen - độ bền nén - Module Young đạt đến giá trị 2.117Kpsi 10 giảm dần đạt 1.500Kpsi sau 150 thí nghiệm; - Hệ số Poisson dao động khoảng 0,30 - 0,25 Kết luận Trong điều kiện HPHT, tính chất hóa - lý xi măng biến đổi, làm thay đổi hình thái cấu trúc tinh thể chuyển pha, làm giảm tính chất cơng nghệ vữa tính chất học vành đá xi măng, ảnh hưởng đến chất lượng trám xi măng giếng khoan Hiện chưa có xi măng theo tiêu chuẩn hóa để trám giếng khoan HPHT Bể Nam Cơn Sơn có điều kiện địa chất phức tạp (thuộc nhóm HPHT ex-HPHT), chủ yếu sử dụng xi măng 30 DẦU KHÍ - SỐ 12/2014 Erik B.Nelson Well cementing Schlumberger Dowell 1990 Keelan Adamson, George Birch, Erth Gao, Steve Hand, Colin Macdonald, David Mack, Anver Quadri High-pressure, high-temperature well construction Oilfield Review 1998: p 36 - 49 Nediljka Gaurina-Medimurec, Davorin Matanovic, Gracijan Krkalec Cement slurries for geothermal wells cementing Rudarsko Geolosko Naftni Zbornik 1994; 6: p 127 - 134 Mojtaba Labibzadeh, Behzad Zahabizadeh, Amin Khajehdezfuly Early-age compressive strength assessment of oil well class G cement due to borehole pressure and temperature changes Journal of American Science 2010; 6(7): p 38 - 47 U.T.Bezerra, A.E.Martinelli, D.M.A.Melo, M.A.F.Melo, V.G.Oliveira The strength retrogression of special class Portland oilwell cement Cerâmica.  2011; 57(342): p 150 - 154 Robert Darbe, Chris Gordon, Rickey Morgan Slurry design considerations for mechanically enhanced cement PETROVIETNAM systems American Association of Drilling Engineers Paper AADE-08-DF-HO-06 2008 Arash Shadravan, Mahmood Amani HPHT 101What petroleum engineers and geoscientists should know about high pressure high temperature wells environment Energy Science and Technology 2012; 4(2): p 36 - 60 BP Vietnam Final Well Report (HT-1X; 2X; 3X) 2003 Halliburton Vietnam Cement Post Well Review (MT-2X, MT-1P, MT 6P, MT 3P) 2012 10 Schlumberger Vietnam Cementing End of Well - 2013 (DN-1X, DN-2X) 11 Агзамов Ф.А., Каримов И.Н., Цыцымушкин П.Ф Проектирование и разработка термостойкого тампонажного материала Бурение и нефть - Декабрь 2011 12 Nguyễn Giao, Nguyễn Trọng Tín Bể trầm tích Nam Cơn Sơn tài nguyên dầu khí Địa chất Tài nguyên Dầu khí Việt Nam Nhà xuất Khoa học Kỹ thuật 2008: trang 319 - 359 Mechanical properties of cement bond of wellbore in high pressure high temperature conditions of Nam Con Son basin Truong Hoai Nam Vietnam Oil and Gas Group Summary The Nam Con Son basin has a greatly complicated geology, particularly temperature as high as 200oC and the reservoir pressure gradient up to 2MPa/100m A high pressure high temperature (HPHT) environment contains many potential risks and complexity for drilling and cementing job, which is critical to the well quality and safety The results of studying the effects of HPHT on the mechanical properties of the cement bond will be the important basis to prepare cementing formula with high efficiency and safety for the high pressure high temperature wells in the Nam Con Son basin Key words: Cementing slurry, high pressure high temperature, Silica SSA-1 DẦU KHÍ - SỐ 12/2014 31 ... đổ, mật độ để thiết kế giếng cho gặp đới nứt nẻ cao Kết luận Để nâng cao hệ số thu hồi dầu thân dầu đá móng trước Đệ Tam mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng áp dụng giải pháp hạn chế ảnh hưởng xấu tăng... lượng toàn thân dầu Việc phân chia khối móng nứt nẻ trước Đệ Tam mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng thành khối có chế độ thủy động lực khác có ảnh hưởng lớn đến hệ số thu hồi dầu toàn mỏ Với số lượng giếng... xuất, cần tiếp tục nghiên cứu khắc phục hạn chế cơng nghệ, góp phần nâng cao hệ số thu hồi dầu khí cho thân dầu móng mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng mỏ khác có đặc điểm địa chất tương tự Tài liệu tham