Ảnh hưởng của các yếu tố địa chất và giải pháp nâng cao hệ số thu hồi đối với than dầu trong đá móng nứt nẻ mỏ sư tử đen và sư tử vàng

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ – ĐỊA CHẤT ************************ ĐẶNG NGỌC QUÝ ẢNH HƯỞNG CỦA CÁC YẾU TỐ ĐỊA CHẤT VÀ GIẢI PHÁP NÂNG CAO HỆ SỐ THU HỒI ĐỐI VỚI THÂN DẦU TRONG ĐÁ MÓNG NỨT NẺ MỎ SƯ TỬ ĐEN VÀ SƯ TỬ VÀNG LUẬN ÁN TIẾN SĨ ĐỊA CHẤT Hà Nội – 2014 ii BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ – ĐỊA CHẤT ******************** ĐẶNG NGỌC QUÝ ẢNH HƯỞNG CỦA CÁC YẾU TỐ ĐỊA CHẤT VÀ GIẢI PHÁP NÂNG CAO HỆ SỐ THU HỒI ĐỐI VỚI THÂN DẦU TRONG ĐÁ MÓNG NỨT NẺ MỎ SƯ TỬ ĐEN VÀ SƯ TỬ VÀNG Ngành: Kỹ thuật địa chất Mã số: 62.52.05.01 LUẬN ÁN TIẾN SĨ ĐỊA CHẤT NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC 1: TS PHAN TỪ CƠ 2: PGS – TS HOÀNG VĂN QUÝ Hà Nội – 2014 i 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 Đặng Ngọc Quý ii LỜI CẢM ƠN Trong suốt trình nghiên cứu triển khai làm luận án từ năm 2009 tới nay, tơi Bộ mơn Địa chất Dầu khí, Khoa Dầu khí phịng Đào tạo sau đại học, Trường Đại học Mỏ – Địa chất thầy cô giáo tạo điều kiện mặt chuyên môn sở vật chất tận tình hướng dẫn trợ giúp thủ tục liên quan Được Tổng cơng ty Thăm dị Khai thác Dầu khí tạo điều kiện làm việc, cung cấp tài cho phép thực luận án Các đơn vị ngành ban chức Tổng công ty Thăm dị Khai thác Dầu khí, Cơng ty Điều hành chung Cửu Long, Viện Dầu khí, v.v cung cấp tài liệu tạo điều kiện để trao đổi thảo luận ý tưởng khoa học Tôi xin bày tỏ lòng biết ơn chân thành tới Bộ mơn Địa chất Dầu khí, Khoa Dầu khí Phịng Đào tạo sau đại học, Trường Đại học Mỏ – Địa chất, Tổng cơng ty Thăm dị Khai thác Dầu khí, Trung tâm Kỹ thuật Cơng ty Điều hành chung Cửu Long giúp nghiên cứu thực luận án Tôi xin trân trọng cảm ơn anh chị, bạn đồng nghiệp Tổng công ty, Trung tâm Kỹ thuật, đơn vị thành viên động viên, góp ý kiến giúp đỡ tơi suốt q trình làm nghiên cứu sinh Đặc biệt, tơi xin bày tỏ lịng biết ơn sâu sắc tới Tiến sĩ Phan Từ Cơ Phó giáo sư Tiến sĩ Hồng Văn Q tận tình hướng dẫn, động viên giúp đỡ tơi hồn thành luận án Cuối cùng, tơi xin cảm ơn gia đình người thân động viên tạo điều kiện cho tơi hồn thành luận án Một lần nữa, xin chân thành cảm ơn giúp đỡ quý báu dành cho iii MỤC LỤC LỜI CAM ĐOAN i LỜI CẢM ƠN .ii MỤC LỤC iii PHỤ LỤC vi MỞ ĐẦU 1 Tính cấp thiết luận án Tổng quan kết nghiên cứu có vùng nghiên cứu Mục tiêu nhiệm vụ luận án Các phương pháp nghiên cứu Các luận điểm bảo vệ Các điểm luận án Ý nghĩa thực tiễn ý nghĩa khoa học Cơ sở tài liệu Bố cục khối lượng luận án CHƯƠNG ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT – HỆ THỐNG DẦU KHÍ – VÀ ĐỘNG THÁI KHAI THÁC KHU VỰC MỎ SƯ TỬ ĐEN VÀ SƯ TỬ VÀNG 1.1 Vị trí địa lý – địa chất mỏ Sư Tử Đen Sư Tử Vàng 1.2 Các thành tạo địa chất 1.2.1 Móng trước Kainozoi 1.2.2 Trầm tích giới Kainozoi 10 1.3 Đặc điểm kiến trúc 14 1.3.1 Hình thái kiến trúc móng tầng 14 1.3.2 Hệ thống đứt gãy 20 1.3.3 Phân tầng cấu trúc 22 1.4 Lịch sử phát triển địa chất khu vực mỏ Sư Tử Đen Sư Tử Vàng 22 1.4.1 Giai đoạn tạo rift 23 1.4.2 Giai đoạn rìa lục địa thụ động bình ổn (giai đoạn sau tạo rift) 28 1.5 Đặc điểm hệ thống dầu khí khu vực mỏ Sư Tử Đen Sư Tử Vàng 29 1.5.1 Đá sinh 29 1.5.2 Đá chứa 30 1.5.3 Đá chắn 31 1.5.4 Bẫy 32 1.5.5 Di chuyển dầu khí 32 1.6 Đặc điểm động thái khai thác 33 1.6.1 Khu vực Tây Nam mỏ Sư Tử Đen 34 1.6.2 Khu vực mỏ Sư Tử Vàng 36 iv 1.6.3 Khu vực Đông Bắc mỏ Sư Tử Đen 39 CHƯƠNG ĐẶC ĐIỂM CÁC YẾU TỐ ĐỊA CHẤT TRONG ĐÁ MÓNG NỨT NẺ TRƯỚC KAINOZOI MỎ SƯ TỬ ĐEN VÀ SƯ TỬ VÀNG 41 2.1 Đặc điểm thạch học đá móng trước Kainozoi 41 2.1.1 Đá macma xâm nhập 41 2.1.1.1 Granit 41 2.1.1.2 Granodiorit 42 2.1.2 Đá đai mạch 45 2.1.2.1 Đai mạch mafic 45 2.1.2.2 Đai mạch felsic 46 2.1.3 Đặc điểm phân bố thạch học móng nứt nẻ mỏ Sư Tử Đen Sư Tử Vàng 50 2.2 Hoạt động biến đổi thứ sinh khu vực mỏ Sư Tử Đen Sư Tử Vàng 53 2.2.1 Quá trình phong hóa 53 2.2.2 Quá trình biến đổi thủy nhiệt 55 2.2.3 Mức độ biến đổi thứ sinh đá móng nứt nẻ trước Kainozoi 58 2.3 Đặc điểm đứt gãy khe nứt 59 2.3.1 Nhóm đứt gãy phương kinh tuyến, kinh tuyến 59 2.3.2 Nhóm đứt gãy phương Đơng Bắc – Tây Nam 61 2.3.3 Nhóm đứt gãy phương vĩ tuyến, vĩ tuyến 63 2.3.4 Nhóm đứt gãy phương Tây Bắc – Đơng Nam 64 2.4 Đặc điểm chế độ thủy động lực thân dầu đá móng nứt nẻ trước Kainozoi mỏ Sư Tử Đen Sư Tử Vàng 65 2.4.1 Nguồn lượng tự nhiên vỉa 65 2.4.1.1 Giãn nở mũ khí, dầu, khí hịa tan, tầng chứa 67 2.4.1.2 Nguồn nước có áp (aquifer) 68 2.4.2 Mức độ lưu thông thủy lực móng 73 CHƯƠNG ẢNH HƯỞNG CỦA CÁC YẾU TỐ ĐỊA CHẤT ĐẾN HỆ SỐ THU HỒI DẦU TRONG ĐÁ MÓNG NỨT NẺ MỎ SƯ TỬ ĐEN VÀ SƯ TỬ VÀNG 76 3.1 Đặc điểm hệ số thu hồi 76 3.2 Ảnh hưởng yếu tố địa chất đến đặc tính vỉa chứa 78 3.2.1 Ảnh hưởng đặc điểm thạch học 78 3.2.2 Ảnh hưởng đặc điểm đứt gãy khe nứt 80 3.2.2.1 Ảnh hưởng tới đặc trưng rỗng thấm 80 3.2.2.2 Ảnh hưởng tới mức độ lưu thông thủy động lực mức độ bất đồng 87 3.2.3 Ảnh hưởng trình biến đổi thủy nhiệt phong hóa 91 3.3 Mức độ ảnh hưởng yếu tố địa chất đến khả thu hồi dầu 93 3.3.1 Ảnh hưởng đặc điểm đứt gãy khe nứt 97 3.3.2 Ảnh hưởng yếu tố địa chất khác 102 v 3.3.2.1 Ảnh hưởng nguồn lượng vỉa – nước áp sườn 103 3.3.2.2 Ảnh hưởng tính chất dầu 104 CHƯƠNG CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO HỆ SỐ THU HỒI DẦU 107 4.1 Các phương pháp khai thác dầu 107 4.1.1 Khai thác sơ cấp 107 4.1.2 Khai thác thứ cấp 108 4.1.3 Khai thác tam cấp 110 4.2 Các giải pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu đá móng mỏ Sư Tử Đen Sư Tử Vàng 114 4.2.1 Giải pháp thứ – tối ưu hệ thống giếng khai thác 114 4.2.2 Giải pháp thứ hai – tối ưu khai thác bơm ép 115 4.2.3 Giải pháp thứ ba – hạn chế ảnh hưởng nước áp sườn 118 4.2.4 Giải pháp thứ tư – khoan đan dày khối có chế độ thủy động lực 118 4.3 Đánh giá hiệu giải pháp gia tăng thu hồi dầu 120 4.3.1 Tối ưu hệ thống giếng khai thác 120 4.3.2 Tối ưu khai thác bơm ép 122 4.3.2.1 Tăng chỉ số khai thác 122 4.3.2.2 Tối ưu chế độ khai thác 125 4.3.2.3 Bơm ép nước bơm ép khí 127 4.3.3 Giải pháp hạn chế ảnh hưởng nước áp sườn 131 4.3.3.1 Hoàn thiện giếng 131 4.3.3.2 Sử dụng khí nâng (gaslift) 134 4.3.3.3 Bơm ép khí – khai thác luân phiên giếng khai thác 137 KẾT LUẬN 140 KIẾN NGHỊ 141 DANH MỤC CÁC CƠNG TRÌNH CƠNG BỐ CỦA TÁC GIẢ CĨ LIÊN QUAN TỚI LUẬN ÁN a TÀI LIỆU THAM KHẢO a vi PHỤ LỤC Danh mục hình vẽ Hình 1 Bản đồ vị trí mỏ Sư Tử Đen Sư Tử Vàng Hình Cột địa tầng tổng hợp mỏ Sư Tử Đen Sư Tử Vàng Hình Biểu đai mạch theo đường điện trở đường nơtron Hình Đặc điểm đới nứt nẻ phong hóa Hình Mặt cắt địa chất – địa vật lý phương Tây Bắc – Đông Nam mỏ Sư Tử Đen Sư Tử Vàng Hình Mặt cắt địa chất – địa vật lý phương Đông Bắc – Tây Nam dọc mỏ Sư Tử Đen 10 Hình Mặt cắt địa chất – địa vật lý phương Đông Bắc – Tây Nam dọc mỏ Sư Tử Vàng 10 Hình Bản đồ đẳng dày tập E 11 Hình Bản đồ đẳng dày tập D 12 Hình 10 Bản đồ đẳng dày tập C 13 Hình 11 Bản đồ đẳng dày tập BI 14 Hình 12 Bản đồ cấu trúc móng cấu tạo Sư Tử Đen Sư Tử Vàng 16 Hình 13 Bản đồ cấu trúc tập E cấu tạo Sư Tử Đen Sư Tử Vàng 17 Hình 14 Bản đồ cấu trúc tập D cấu tạo Sư Tử Đen Sư Tử Vàng 18 Hình 15 Bản đồ cấu trúc tập C cấu tạo Sư Tử Đen Sư Tử Vàng 19 Hình 16 Bản đồ cấu trúc tập BI cấu tạo Sư Tử Đen Sư Tử Vàng 20 Hình 17 Bản đồ đứt gãy độ sâu 3250m khu vực cấu tạo Sư Tử Đen Sư Tử Vàng 21 Hình 18 Bản đồ kiến tạo khu vực 24 Hình 19 Các giai đoạn kiến tạo bồn trũng Cửu Long 25 Hình 20 Mặt cắt khơi phục lịch sử tiến hóa địa chất theo hướng Tây Bắc – Đông Nam ngang qua cấu tạo Sư Tử Đen Sư Tử Vàng 26 Hình 21 Mặt cắt liên kết tầng chứa tập C30 31 Hình 22 Mặt cắt liên kết tầng chứa tập B10 31 vii Hình 23 Mặt cắt ngang khái quát minh họa hệ thống dầu khí qua cấu tạo Sư Tử Đen Sư Tử Vàng 33 Hình 24 Bản đồ cấu trúc móng mỏ Sư Tử Đen Sư Tử Vàng 33 Hình 25 Sơ đồ vị trí giếng khai thác bơm ép khu vực Tây Nam mỏ Sư Tử Đen 34 Hình 26 Quỹ đạo giếng khoan phát triển 35 Hình 27 Động thái khai thác mỏ khu vực Tây Nam mỏ Sư Tử Đen 36 Hình 28 Sơ đồ vị trí giếng khai thác móng khu vực mỏ Sư Tử Vàng 37 Hình 29 Mặt cắt địa chấn dọc theo mỏ Sư Tử Vàng 38 Hình 30 Động thái khai thác mỏ Sư Tử Vàng 38 Hình 31 Sơ đồ vị trí giếng khai thác khu vực Đông Bắc mỏ Sư Tử Đen 39 Hình 32 Động thái khai thác khu vực Đông Bắc mỏ Sư Tử Đen 40 Hình 33 Tỷ số khí dầu khai thác khu vực Đông Bắc mỏ Sư Tử Đen 40 Hình Phân loại đá macma xâm nhập đá mạch felsic mỏ Sư Tử Đen 42 Hình 2 Phân loại đá macma xâm nhập đá mạch felsic mỏ Sư Tử Vàng 42 Hình Đá granit biotit mẫu sườn, giếng khoan SD-1X, độ sâu 2520m Nicols+ 43 Hình Đá granit biotit – hocblend mẫu sườn, giếng khoan SD-2X, độ sâu 3208,9m; Nicols + 43 Hình Đá Granit biotit mẫu lõi, giếng khoan SV-2X, độ sâu 3957,6m; Nicols + 44 Hình Đá granit biotit – hocblend từ mẫu mùn khoan, giếng khoan SV-3X, độ sâu 3500 – 3505m; Nicols + 45 Hình Đá monzodiorit thạch anh mẫu sườn, giếng khoan SD-1X, độ sâu 2540m; Nicols + 49 Hình Đá diaba mẫu sườn, giếng khoan SD-1X, độ sâu 2640m; Nicols + 49 viii Hình Phân loại đá macma phun trào phun trào mỏ Sư Tử Đen Sư Tử Vàng 50 Hình 10 Mặt cắt địa chấn qua mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Chúa Sư Tử Vàng 51 Hình 11 Sự phân bố loại đá macma xâm nhập đai mạch dọc theo giếng mỏ Sư Tử Vàng 51 Hình 12 Sự phân bố loại đá macma xâm nhập đai mạch dọc theo giếng mỏ Sư Tử Đen 52 Hình 13 Tỷ lệ thành phần đá móng nứt nẻ trước Kainozoi khu vực mỏ Sư Tử Đen Sư Tử Vàng 53 Hình 14 Ảnh lát mỏng mẫu mùn khoan, giếng khoan SDNE-11P, độ sâu 3800 – 3805m – Nicols + 56 Hình 15 Ảnh lát mỏng mẫu mùn khoan, giếng khoan SD-4X, độ sâu 2685 – 2690m – Nicols- 56 Hình 16 Granit biotit – hocblend mẫu mùn khoan, giếng khoan SD-2XST, độ sâu 3130 – 3135m – Nicols + 57 Hình 17 Granit biotit – hocblend mẫu mùn khoan, giếng khoan SD-2XST, độ sâu 3130 – 3135m – Nicols – 57 Hình 18 Bản đồ phân bố đứt gãy khu vực mỏ Sư Tử Đen Sư Tử Vàng độ sâu 3250m 60 Hình 19 Mặt cắt vng góc với hệ thống đứt gãy phương kinh tuyến mỏ Sư Tử Đen 61 Hình 20 Mặt cắt vng góc với hệ thống đứt gãy phương kinh tuyến mỏ Sư Tử Vàng 61 Hình 21 Mặt cắt vng góc với hệ thống đứt gãy phương Đông Bắc – Tây Nam mỏ Sư Tử Vàng 62 Hình 22 Mặt cắt vng góc với hệ thống đứt gãy phương Đơng Bắc – Tây Nam mỏ Sư Tử Đen 62 Hình 23 Mặt cắt vng góc với hệ thống đứt gãy phương vĩ tuyến mỏ Sư Tử Vàng 63 132 DHSV DHSV DHSV, 3.812" 4-1/2" KS-Bear Tubing 5-1/2" 17# Tubing, 4.892" 4-1/2" Tubing 3.812' "X" Nipple Gaslift Valve #1, 3.905" 3.812' "X" Nipple Gaslift Valve #1 Gaslift Valve #2, 3.905" Gaslift Valve #1 Gaslift Valve #2 Gaslift Valve #3, 3.905" Gaslift Valve #2 Gaslift Valve #4, 3.905" Gaslift Valve #3 Gaslift Valve #3 Gaslift Valve #5, 3.905" Gaslift Valve #4 Gaslift Valve #4 Gaslift Valve #6, 3.905" 5-1/2"Gauge mandrel PQG Seal Assemblies 9-5/8" QT Packer, HS DHG P-T Anchor Latch 9-5/8" QT Packer, HS DHG P-T Quantum Anchor Latch 9-5/8" QT Packer, HS 3.688' DB-6 Nipple 3.688' HWN Nipple 3.688' DB-6 Nipple 9-5/8" QT Packer, MS 9-5/8" QT Packer, MS Btm of WEG 9-5/8" QT Packer, MS 9-5/8" LBFV 9-5/8" Shoe 9-5/8" LBFV 9-5/8" Shoe 9-5/8" LBFV, 4.75" ID 9-5/8" Shoe 7" Shoe Perforated Joint #1 Sliding Sleeve #1 4-1/2" Tubing, KS-Bear 6-5/6" Tubing, KS-Bear 6-5/8" Swell Packer #1 Perforated Joint #2 4-1/2" Swell Packer #1 Sliding Sleeve #2 Parke Parke 6-5/8" Swell Packer #2 4-1/2" Swell Packer #2 Parke a b Parke c Hình 16 Các kiểu hồn thiện giếng khoan (Theo [12]) Hình 16a: Kiểu hồn thiện giếng dạng thân trần Hình 4.16b: Kiểu hồn thiện giếng với ống chống đục lỗ cố định parke Hình 4.16c: Kiểu hồn thiện giếng ống chống đục lỗ không cố định parke Theo thiết kế, giải pháp cho phép lựa chọn khoảng khai thác, hay dừng khai đới đứt gãy có mức độ ngập nước hay khí cao lịng giếng Tuy nhiên thực tế, đới đứt gãy lưu thông với vỉa, dẫn đến giải pháp ngăn cách hay ngừng khai thác lòng giếng, mực nước dâng lên từ đới đứt gãy có mức độ ngập cao di chuyển sang đới đứt gãy có mức độ ngập nước thấp khu vực sâu vỉa Vì vậy, để đánh giá hiệu việc sử dụng giải pháp ngăn cách hay lựa chọn khoảng khai thác, mơ hình bất đồng cao sử dụng để chạy cho trường hợp bảng 4.8 Bảng Các trường hợp đánh giá hiệu giải pháp hồn thiện Trường hợp Mơ tả Lưu lượng khí gaslift (triệu ft3/ngày) C.9.1 Khai thác thân trần C.9.2 Ngừng khai thác khoảng có hàm lượng nước lớn 90% 133 Các trường hợp C.9.1 C.9.2 có số lượng vị trí giếng khai thác tương tự giếng khai thác khu vực Tây Nam mỏ Sư Tử Vàng, trường hợp C.9.2 giả thiết áp dụng giải pháp ngừng khai thác khoảng có độ ngập nước cao 90%, cịn trường hợp C.9.1 khai thác đồng thời tất khoảng có khoảng khai thác có độ ngập nước cao Kết dự báo cho thấy hệ số thu hồi dầu trường hợp C.9.2 cao hệ số thu hồi dầu trường hợp C.9.1 khoảng 10% Có kết đới đứt gãy chủ yếu phát triển theo phương thẳng đứng, chiều dày đới đứt gãy có xu giảm theo chiều sâu, vậy, khoảng cách đứt gãy đủ lớn khả lưu thông trực chiều nằm ngang đới đứt gãy gần sâu vỉa sẽ không cao (Hình 4.17), dẫn đến ngừng khai thác khoảng có độ ngập nước cao mực nước đới khó di chuyển ảnh hưởng trực tiếp tới đới đứt gãy có độ ngập nước thấp, nguồn nước có áp đới có độ ngập nước cao sẽ dần thay đẩy dầu đới khai thác làm cho hệ số khai thác trường hợp C.9.2 cao Hình 17 Phân bố độ rỗng đới đứt gãy dọc theo mỏ Sư Tử Vàng (Theo [17]) Tuy giải pháp kiểm chứng thực tế, kết khơng đạt kỳ vọng, do: parke chưa ngăn cách hoàn toàn đới đứt gãy van đóng mở khoảng khai thác chưa làm việc theo thiết kế; kết 134 đo dòng xác định đới ngập nước cao chưa xác giếng khai thác có góc nghiêng q lớn Vì vậy, cần phải đảm bảo chất lượng hiệu hoạt động parke, van ngầm, kết đo dòng đảm bảo nâng cao hiệu việc áp dụng giải pháp hoàn thiện tối ưu 4.3.3.2 Sử dụng khí nâng (gaslift) Phương pháp sử dụng khí nâng cơng ty dầu áp dụng phổ biến nhiều nơi giới, phương pháp dựa theo nguyên lý sau: khí bơm từ bề mặt qua hệ thống đầu giếng vào vành xuyến vào ống khai thác thông qua van (gaslift) nhờ chênh áp, lượng khí chộn với lưu thể có ống khai thác làm giảm tỷ trọng cột lưu thể ống khai thác Trong áp suất hệ thống giếng khai thác tuân theo phương trình sau: Pwh= Pwf - Ph - Pres (4.7) Trong đó: Pwh: áp suất miệng giếng (psi) Pwf: áp suất đáy giếng (psi) Ph: áp suất cột thủy tĩnh giếng, Ph=a γ h - γ: tỷ trọng hỗn hợp lưu thể giếng - a: hệ số - h: chiều sâu giếng (ft) (4.8) Pres: tổn hao áp suất ma sát phụ thuộc vào chất lượng vật liệu đường kính ống khai thác (psi) Thơng thường áp suất miệng giếng trình khai thác cần trì mức tối thiểu trước chuyển hệ thống xử lý, hệ thống bình tách, hệ thống bơm hay hệ thống vận chuyển, áp suất vỉa giảm tỷ lệ nước khai thác tăng lên gây áp suất miệng giảm dần tiến tới giới hạn Khi sử dụng phương pháp gaslift, mật độ lưu thể giếng giảm, với lưu lượng khai thác, áp suất miệng giếng trường hợp sử dụng gaslift cao trường hợp không sử dụng gaslift, với áp suất miệng giếng, áp suất đáy giếng trường hợp sử dụng gaslift thấp trường hợp khơng sử dụng gaslift dẫn đến khai thác với lưu lượng lớn 135 sử dụng gaslift (Hình 4.18) Khi lưu lượng khí gaslift sử dụng lớn, mật độ hỗn hợp giếng nhỏ, làm cho giếng có khả khai thác với lưu lượng lớn Dựa vào cấu trúc giếng, đường kính ống khai thác, tính chất PVT dầu, khí, nước sẽ khai thác, thông qua phần mềm VFP (Vertical Flow Performance) cho phép xây dựng quan hệ áp suất đáy giếng với lưu lượng khai thác hình 4.18, quan hệ thể khả khai thác cấu trúc thiết bị hồn thiện giếng (DỊNG RA) Lưu lượng khai thác giếng không chỉ phụ thuộc vào cấu trúc thiết bị hoàn thiện giếng mà phụ thuộc vào khả cho dòng vỉa (IPR) (DỊNG VÀO), lưu lượng khai thác thời điểm điều kiện xác định giao điểm đường DÒNG RA DÒNG VÀO Qua hình 4.18, cho thấy sử dụng lượng khí gaslift cao lưu lượng khai thác tức thời lớn, với mức độ tăng giảm dần Việc khai thác với lưu lượng lớn sẽ tạo chênh áp nhiều hơn, dẫn đến nước vỉa xâm nhập vào giếng khai thác với tốc độ nhanh hơn, làm lưu lượng dầu khai thác suy giảm nhanh Vì vậy, để đánh giá hiệu việc áp dụng khí gaslift vào q trình khai thác, mơ hình bất đồng cao đưa vào sử dụng với trường hợp sau bảng 4.9 Áp suất đáy giếng trình khai thác (psi) 4200 4000 P1 3800 P2 3600 3400 3200 3000 Khả cho d ng của vỉa IPR Không sử dụng gaslift Lưu lượng gaslift: triệu ft3 ngày Lưu lượng gaslift: triệu ft3 ngày Lưu lượng gaslift: triệu ft3 ngày Lưu lượng gaslift: triệu ft3 ngày Lưu lượng gaslift: triệu ft3 ngày 2800 2600 2400 2200 2000 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 Lưu lượng khai thác (thùng ngày) Hình 18 Quan hệ áp suất đáy lưu lượng khai thác 10000 136 Bảng Các trường hợp đánh giá hiệu sử dụng khí nâng (gaslift) Trường hợp Mơ tả Lưu lượng khí gaslift (triệu ft3/ngày) C.10.1 Khơng sử dụng gaslift C.10.2 C.10.3 Sử dụng gaslift C.10.4 C.10.5 Kết dự báo khai thác cho thấy hệ số thu hồi dầu trường hợp sử dụng khí gaslift tăng từ 22% đến 37% so với hệ số thu hồi dầu trường hợp khơng sử dụng khí gaslift (Hình 4.19) Có kết nguyên nhân sau: (i) áp suất vỉa trì mức 3000psi độ ngập nước giếng tăng cao dẫn đến áp lực cột thủy tĩnh giếng tăng chênh áp giảm; (ii) sử dụng phương pháp khai thác gaslift làm giảm tỷ trọng áp lực cột thủy tĩnh giếng làm tăng chênh áp Hình 4.19 cho thấy lượng khí sử dụng cho gaslift nhiều hệ số khai thác lớn lưu lượng khí gaslift đến triệu ft3/ngày hệ số thu hồi tăng khơng đáng kể, lưu lượng khí triệu ft3/ngày xem giá trị tối ưu Qua lần khẳng định vai trò quan trọng giải pháp sử dụng gaslift việc trì sản lượng khai thác nâng cao hệ số thu hồi khu vực mỏ Sư Tử Đen Sư Tử Vàng 40% 35% Hệ số thu hồi gia tăng 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% Triệu ft3 ngày 22% Triệu ft3 ngày 27% Triệu ft3 ngày 35% Triệu ft3 ngày 37% Hình 19 So sánh hệ số thu hồi trường hợp sử dụng khí gaslift trường hợp khơng sử dụng khí gaslift 137 4.3.3.3 Bơm ép khí – khai thác luân phiên giếng khai thác Do khoảng cách từ mặt móng tới điểm dung dịch trình khoan điểm biểu đới đứt gãy gặp giếng khai thác dao động từ vài mét đến vài chục mét hình 4.20, phần móng có độ rỗng tương đối lớn theo đặc điểm đứt gãy khe nứt Vì vậy, giếng khai thác ngập nước hồn tồn ảnh hưởng nguồn nước áp sườn trữ lượng dầu chỗ lại phần đỉnh cấu tạo không nhỏ Để thu hồi phần trữ lượng dầu này, khoan thân giếng vào phần đỉnh cấu tạo, nhiên giải pháp gặp nhiều rủi ro độ ngập nước sớm cao lượng dầu thu hồi không nhiều mặt ranh giới dầu nước dâng lên tương đối cao, dẫn đến doanh thu khai thác dầu từ việc khoan giếng không đủ bù đắp Chiều sâu (m) chi phí giếng khoan Mặt móng Đới đứt gãy Điểm dung dịch khoan Điểm thấp có biểu dầu khí giếng khoan Hình 20 Chiều sâu mặt móng, đới đứt gãy biểu dầu khí giếng khoan khu vực Tây Nam mỏ Sư Tử Đen 138 Do để khai thác lượng dầu lại phần đỉnh cấu tạo, giải pháp dùng giếng khai thác có độ ngập nước cao để bơm ép khí thời gian sau đưa giếng khai thác trở lại Giải pháp dựa sở lượng khí bơm vào vỉa có xu di chuyển theo đới khe nứt lên phần đỉnh cấu tạo tỷ trọng khí nhỏ nhiều so với tỷ trọng chất lưu có vỉa, dẫn đến thể tích khí bơm sẽ thay đẩy dầu phần móng xuống phía làm cho ranh giới dầu nước dịch chuyển xuống sâu hơn, trình minh họa hình 4.21 Như vậy, để nâng cao hiệu giải pháp này, cần thực theo bước sau: (i) bơm ép khí vào giếng khai thác có độ ngập nước cao thời gian định; (ii) ngừng bơm ép khoảng thời gian đủ lớn để nước, dầu khí đạt trạng thái cân tĩnh vỉa; (iii) đưa giếng khai thác trở lại a) Trước bơm ép khí b) Sau bơm ép khí c) Sau khai thác Hình 21 Minh họa trạng thái chất lưu vỉa sử dụng giải pháp bơm ép khai thác luân phiên Để đánh giá hiệu phương pháp này, sử dụng mơ hình bất đồng cao khu vực Đơng Bắc mỏ Sư Tử Vàng sau lặp lại lịch sử khai thác, chọn giếng SV-5P giếng SV-10P (Hình 1.29) có độ ngập nước >95% để bơm ép khí thời gian tháng ngừng bơm 0,5 tháng Sau đưa giếng vào khai thác trở lại cho thấy lưu lượng dầu tăng lên, độ ngập nước giảm lượng dầu khai thác tăng phụ thuộc vào lưu lượng khí bơm bảng 4.10 Như giải pháp khai thác 139 mang hiệu cao tức thời với chi phí thấp, để nâng cao hiệu giải pháp xem xét áp dụng cần lưu ý đến chiều sâu đới đứt gãy giếng lựa chọn bơm ép giếng khai thác lân cận để tránh hạn chế tượng khai thác mũ khí nhân tạo sau đưa giếng khai thác trở lại, mũ khí nhân tạo bị khai thác giếng lân cận Bảng 10 Hiệu giải pháp bơm ép – khai thác luân phiên Trường hợp C11.1 C11.2 Lưu lượng khí bơm ép (triệu ft3/ngày) 10 50 Lượng dầu gia tăng (Triệu thùng) 0.5 1.5 Như vậy, qua nghiên cứu hiệu giải pháp khai thác việc gia tăng hệ số thu hồi dầu, giải pháp khai thác tương ứng với yếu tố địa chất trình bày bảng 4.11 Bảng 11 Các giải pháp khai thác tương ứng với yếu tố địa chất Số thứ tự Những yếu tố địa chất Đặc điểm đứt gãy khe nứt Tính chất PVT dầu Giải pháp khai thác Tối ưu hệ thống giếng Bơm ép nước bơm ép khí Hồn thiện tối ưu, sử dụng Nguồn nước áp sườn gaslift, bơm ép khí – khai thác luân phiên Khoan đan dày khối có Mức độ lưu thông thủy động lực mức độ lưu thông kém, áp dụng giải pháp Đặc điểm thạch học móng Q trình phong hóa thủy nhiệt Xử lý axít tối ưu hệ thống giếng 140 KẾT LUẬN Qua nghiên cứu ảnh hưởng yếu tố địa chất đến hệ số thu hồi dầu đá móng khu vực mỏ Sư Tử Đen Sư Tử Vàng, đánh giá giải pháp nâng cao hệ số này, nghiên cứu sinh rút số kết luận sau đây: Móng nứt nẻ mỏ Sư Tử Đen Sư Tử Vàng có thành phần thạch học tương đối đồng chủ yếu đá granit có tính chất vỉa tốt đá cịn lại, đặc điểm thạch học có ảnh hưởng tốt tới hệ số thu hồi đối tượng nghiên cứu Sự hình thành phát triển hệ thống đứt gãy khe nứt yếu tố địa chất chủ đạo ảnh hưởng trực tiếp đến đặc trưng rỗng thấm, mức độ bất đồng tính chất lưu thơng thủy động lực khả khai thác hệ số thu hồi khối móng Nguồn nước có áp tồn lớp trầm tích nằm kề áp khối móng giữ vai trị chủ đạo để trì áp suất vỉa gia tăng hệ số thu hồi dầu, yếu tố địa chất gây ngập nước nhanh lưu lượng dầu khai thác giảm đáng kể nước xâm nhập vào giếng Khu vực Đơng Bắc mỏ Sư Tử Đen chứa dầu có áp suất bão hòa cao làm ảnh hưởng xấu đến chế độ khai thác hệ số thu hồi dầu không áp dụng giải pháp bơm ép Khu vực mỏ Sư Tử Đen Sư Tử Vàng chịu ảnh hưởng q trình phong hóa phần đỉnh cấu tạo làm gia tăng độ rỗng khu vực nằm gần móng (dày khoảng 50m) hình thành nên khoáng vật thứ sinh sét Chúng di dịch lấp đầy phần hay toàn phần hệ thống khe nứt nằm sâu móng, làm giảm tính chất rỗng thấm ảnh hưởng xấu đến khả khai thác khối móng Q trình biến đổi thủy nhiệt phổ biến khu vực mỏ Sư Tử Đen Sư Tử Vàng, trình biến đổi thành tạo khoáng vật thứ sinh làm lấp đầy phần hay tồn phần khơng gian rỗng đới nứt nẻ, làm giảm tính chất rỗng thấm khối móng, dẫn đến làm giảm khả thu hồi dầu 141 Tất yếu tố địa chất có ảnh hưởng tới hệ số thu hồi thân dầu đá móng mỏ Sư Tử Đen Sư Tử Vàng, đặc điểm đứt gãy khe nứt, nguồn nước áp sườn, tính chất PVT dầu, mức độ lưu thông thủy động lực yếu tố chủ đạo ảnh hưởng đến hệ số thu hồi dầu mà can thiệp hiệu công nghệ kỹ thuật Với mục đích nâng cao hệ số thu hồi dầu, giải pháp khai thác hướng tới hạn chế ảnh hưởng tiêu cực gia tăng ảnh hưởng tích cực yếu tố địa chất tới hệ số bao gồm: tối ưu hệ thống giếng, tối ưu chế độ khai thác; hạn chế ảnh hưởng nước áp sườn; giải pháp khoan đan dày khối có mức độ lưu thơng thủy động lực hay có chế độ thủy động lực riêng biệt, cụ thể sau: o Các giếng phát triển cần thiết kế khoan với góc nghiêng lớn có xu hướng vng góc với hệ thống đứt gãy (Đơng Bắc – Tây Nam Tây Bắc – Đông Nam) không chỉ giúp tăng hệ số thành công giếng mà gia tăng hệ số thu hồi dầu khoảng 13% giảm số lượng giếng khai thác o Để hạn chế ảnh hưởng xấu nước vỉa đến động thái khai thác giếng, giải pháp hoàn thiện tối ưu giúp tăng hệ số thu hồi dầu khoảng 10%, giải pháp sử dụng khí nâng tăng hệ số thu hồi dầu từ 22% đến 37%, giải pháp bơm ép khí – khai thác luân phiên giếng có độ ngập nước cao nhằm tận thu dầu có phần vỉa o Giải pháp bơm ép (nước khí) giúp tăng hệ số thu hồi dầu từ 8% đến 24% phần lớn khu vực nghiên cứu, đặc biệt có hiệu (tăng hệ số thu hồi dầu từ 55% đến 74%) khu vực Đông Bắc Tây Nam mỏ Sư Tử Đen o Đối với khu vực có chế độ thủy động lực riêng biệt việc áp dụng giải pháp trên, giải pháp khoan đan dày cần xem xét để nâng cao hệ số đẩy quét dầu KIẾN NGHỊ Để tăng hệ số thành công khoan giếng nâng cao hệ số thu hồi dầu, giếng phát triển khai thác nên tiếp tục thiết kế khoan với góc nghiêng lớn có xu hướng vng góc với hệ thống đứt gãy hướng Đơng Bắc – Tây Nam Tây Bắc – Đông Nam 142 Giải pháp bơm ép nước và/hoặc bơm ép khí cần xem xét áp dụng để nâng cao hệ số thu hồi dầu, đặc biệt khu vực Đông Bắc mỏ Sư Tử Đen Giải pháp hoàn thiện tối ưu sử dụng gaslift cho giếng khai thác nên tiếp tục áp dụng, nên xem xét áp dụng giải pháp bơm ép khí – khai thác luân phiên giếng có độ ngập nước cao Phương án xử lý axít vùng cận đáy giếng chỉ nên áp dụng cho giếng có chỉ số khai thác thấp khả cho dòng phân bố đồng cho hệ thống đứt gãy Trong trình điều hành khai thác mỏ cần lựa chọn lưu lượng khai thác tối ưu nhằm hạn chế rủi ro mơ hình mơ chưa phản ánh hết mức độ phức tạp khối móng a DANH MỤC CÁC CƠNG TRÌNH CƠNG BỚ CỦA TÁC GIẢ CÓ LIÊN QUAN TỚI LUẬN ÁN Đặng Ngọc Quý, Trần Vĩnh Lưu “Các phương pháp xác định ranh giới dầu – nước q trình khai thác dầu tầng móng nứt nẻ”, tạp chí dầu khí số – 2009, tr.40 – 44 Đặng Ngọc Quý “Xác định nguồn gốc nước khai thác thân dầu đá móng khu vực tây nam mỏ Sư Tử Đen”, tạp chí dầu khí số – 2009, tr 42 – 45 Đặng Ngọc Q, Hồng Văn Q “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 số – 2014, tr 12 – 16 TÀI LIỆU THAM KHẢO Tiếng Việt Hồng Ngọc Đơng (2011), “Lịch sử phát triển địa chất giai đoạn Eoxen – Oligoxen Đông Bắc Bồn trũng Cửu Long”, tạp chí Dầu Khí số 7, tr 29 – 32, 2011 Phạm Huy Long, W.J Schmidt, Nguyễn Văn Quế (2003), “Tiến hóa kiến tạo bể Cửu Long, Việt Nam” Tuyển tập báo cáo Hội nghị KH – CN Viện Dầu khí 25 năm xây dựng trưởng thành, tr 87 – 109 Phan Từ Cơ (2007), “Thủy Động Lực Học – Lý Thuyết và Ứng Dụng Trong Công Nghệ Khai Thác”, Nhà xuất Khoa Học & Kỹ Thuật, tr 319 – 325 Tạ Thị Thu Hoài (2004), “Lịch sử phát triển kiến tạo bồn trũng Cửu Long lục địa kế cận” Luận văn thạc sĩ Lưu trữ trường Đại học Bách khoa TP Hồ Chí Minh Tạ Thị Thu Hoài, Phạm Huy Long (2009), “Các giai đoạn biến dạng ở bồn trũng Cửu Long” Tạp chí Phát triển Khoa học & Công nghệ, số 12, tr.110 – 116 Tổng Cơng ty Dầu Khí Việt Nam, (2005), “Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam”, Nhà xuất Khoa Học & Kỹ Thuật, tr 271 – 312 b Trịnh Xuân Cường (2007), “Nghiên cứu đặc trưng đá chứa móng nứt nẻ mỏ Bạch Hở”, luận án tiến sĩ tr 14 – 16, tr 38 – 42 Tiếng Anh Alvarado, V E Manrique (2010), “Enhanced Oil Recovery – Field Planning and Development Strategies” Gulf Professional Publishing Baragar, W R A , Plant, A G , Pringle, G J , Mikkel Schau (1977), “Petrology and alteration of selected units of Mid – Atlantic Ridge basalts sampled from sites 332 and 335” Journal: Canadian Journal of Earth Sciences – CAN J EARTH SCI , vol 14, p 837 – 874 10 Cuu Long Joint Operating Company (2000, 2001, 2002), “Reservoir Fluid Study”, lưu trữ Công ty Điều hành chung Cửu Long 11 Cuu Long Joint Operating Company (2005), “Technical Committee Meeting Material”, Subsurface Department 12 Cuu Long Joint Operating Company (2007), “Technical Committee Meeting Material”, Subsurface Department 13 Cuu Long Joint Operating Company (2007), “Full Field Development & Production Plan Block 15-1, SuTu Den – Su Tu Vang Complex” Chapter p.11 – 56, Subsurface Department 14 Cuu Long Joint Operating Company (2008), “Technical Committee Meeting Material”, Subsurface Department 15 Cuu Long Joint Operating Company (2009), “Hydrocarbon Initial in Place – Reserves Assessment Report of Su Tu Den – Su Tu Vang Complex”, Subsurface Department 16 Cuu Long Joint Operating Company (2012) “Technical Committee Meeting Material”, Subsurface Department 17 Cuu Long Joint Operating Company (2013) “Advance Halo Model – Su Tu Vang”, Subsurface Department c 18 Dake L.P, (1978), “Fundamentals of reservoir engineering” Shell Learning and Development, Elsevier Sience Publishers – Amsterdam – Netherland, p.77 – 98 19 Dake, L.P (2001), “The practical of reservoir engineering” Development in Petroleum Sience, Elsevier Sience Publishers – Amsterdam – Netherland p 63 – 65 20 Gudmundsson et al., (2001), “Fracture Networks And Fluid Transport In Active Fault Zones”, Journal of Structural Geology 23, p 343 – 353 21 Hoang Van Quy and others, (2008) “Development and construction project of White Tiger field ” Vietsovpetro J/V 22 Holzhausen G (1989), “Origin of sheet structures: Morphology and boundary condition”, Engineering Geology, Vol (27), p 225 – 278 23 Lebedinhes, N.P (1997), “The study and the production for oil field in fractured reservoirs”, Nauka Moscow 24 Nelson R.A (2001), “Geologic analysis of naturally fractured reservoir ” Gulf Professional Publishing, p 101 – 103 25 Pham Huy Long, et al, (2005), “Characteristics of the main faults and tectonic evolution of block 15-1 in Cuu Long basin, Vietnam” 26 Russell John and Dindoruk B (2012), “Enhance oil recovery – Field Case Studies” Elsevier Sience Publishers – Amsterdam – Netherland, p – 22 27 Russell John and Dindoruk B (2012), “Enhance oil recovery – Field Case Studies” Elsevier Sience Publishers – Amsterdam – Netherland p 189 – 230 28 Taber, J., Martin, D., Seright, R (1996), "EOR Screening Criteria Revisited", SPE 35385 29 Taber, J., Martin, D., Seright, R (1997), "EOR Screening Criteria Revisited – Part 2: Applications and Impact of Oil Prices", SPE 39234 30 Tapponnier, P., Peltzer, G., LeDain, A., Armijo, R Cobbold,P (1982) « Propagating extrusion tectonics in Asia: new insights from simple experiments with plasticine” Geology 10: p 611 – 616 d 31 Trinh Van Long, (2012) “Diagenesis and Lithologies Clasification of Basement Reservoir in Block 15-1” Subsurface Department – Cuu Long Joint Operating Company 32 Vietnam Petroleum Institute, “Cutting Samples Analysis in Su Tu Den – Su Tu Vang Field” Subsurface Department – Cuu Long Joint Operating Company ………………………… ... dầu móng nứt nẻ trước Kainozoi mỏ Sư Tử Đen Sư Tử Vàng Nhiệm vụ luận án: (i) xác định yếu tố địa chất có ảnh hưởng tới thu hồi dầu móng nứt nẻ mỏ Sư Tử Đen Sư Tử Vàng; (ii) đánh giá mức độ ảnh. .. động lực có ảnh hưởng mạnh đến hệ số thu hồi dầu, yếu tố can thiệp hiệu nhằm gia tăng hệ số thu hồi dầu - Các giải pháp gia tăng hệ số thu hồi thân dầu móng nứt nẻ mỏ Sư Tử Đen Sư Tử Vàng đưa sở... địa chất đến hệ số thu hồi dầu hiệu giải pháp khai thác Các luận điểm bảo vệ - Luận điểm 1: Những yếu tố địa chất có ảnh hưởng đến hệ số thu hồi dầu đá móng nứt nẻ mỏ Sư Tử Đen Sư Tử Vàng bao gồm: