Trữ lượng khí đồng hành và tại chỗ được xác định từ trữ lượng dầu tại chỗ và tỉ số khí/dầu bằng 442scf/stb cho khu vực SD-1X và 328scf/stb cho khu vực SD-3X.
Bảng 2.4: Trữ lượng dầu tại chỗ đối tượng Mioxen Hạ
Khu vực Cấp trữ lượng Trữ lượng dầu tại chỗ (triệu thùng)
P90 P50 P10
3X-6X P1 29 33 37
SD-1X P1 147 159,1 171,8
P2 37,9 44,5 51,8
Tổng 2P 213,9 236,6 260,6
Bảng 2.5: Trữ lượng khí đồng hành và tại chỗ đối tượng Mioxen Hạ
Khu vực Cấp trữ lượng Khí đồng hành và tại chỗ (triệu thùng) P90 P50 P10 3X-6X P1 9,51 10,82 12,14 SD-1X P1 64,97 70,32 75,94 P2 16,75 19,67 22,9 Tổng SD-1X và SD-3X 2P 91,24 100,82 110,97 SD-4X P1 10,67 11,81 12,9
64
Cách tính trữ lượng dựa vào mô hình địa chất bằng phần mềm Petrel cho khu vực SD-1X và SD-3X cũng cho kết quả tương tự được đưa ra trong bảng sau.
Bảng 2.6: Trữ lượng dầu tại chỗ bằng phần mềm Petrel
Khu vực Cấp trữ lượng Dầu tại chỗ (tr.thùng)
SD-1X Xác minh + Có khả năng 2P 206,53
SD-3X/6X Xác minh 29,65
Trữ lượng dầu và khí thu hồi cho từng mỏ và theo các cấp trữ lượng được tính toán dựa trên trữ lượng dầu tại chỗ theo phương pháp thể tích và hệ số thu hồi theo phương trình sau:
Trữ Lượng dầu Thu hồi = (Trữ lượng Dầu tại chỗ) x (Hệ số Thu hồi) Trữ Lượng khí Đồng hành = (Trữ lượng Dầu Thu hồi) x (Tỷ số Khí/Dầu)
Bảng 2.7: Hệ số thu hồi dầu đối tượng Mioxen hạ
Dầu tại chỗ
(triệu thùng)
Dầu thu hồi
(triệu thùng)
Hệ số thu hồi tại chỗ
(%)
236,6 91,8 39
Hiện trạng khai thác của mỏ Sử Tử Đen
Đối tượng Mioxen hạ bao gồm ba vùng khai thác chính: Vùng phía Tây, vùng khai thác chính tại Trung tâm (MPA) và vùng Tây Nam. Vùng trung tâm hiện tại đang khai thác tại 10 giếng: SD-10P, 11P, 14P, 15P, 20P, 23P, 26P, 1PST, 12PST và 8PST. Hai giếng khai thác SD-28P, SDNE-6P thuộc vùng Tây Nam (hoặc vùng 3X/6X). Giếng SD-28P đã đóng từ tháng 5-2015 do độ ngập nước cao, lên đến 95% và tác động tiêu cực vào giếng SDNE-6P, giếng khai thác lớn nhất tại tầng B10. Hai giếng khai thác mới nhất SD-8PST và SDNE-6P bắt đầu hoạt động từ cuối tháng 8- 2011. Giếng SD-8PST đang khai thác với độ ngập nước cao và áp suất dòng chảy dưới áp suất điểm bọt. Hai giếng SD-15P/I và SD-26P/I đã không tiến hành chuyển đổi từ khai thác sang bơm ép (như trong kệ hoạch phát triển mỏ) bởi vì các giếng này vẫn cho dòng với lưu lượng ổn đinh, độ ngập nước nằm trong giới hạn cho phép. Giếng thứ ba SD-1PST đang khai thác với độ ngập nước cao, lên đến 98% và lưu
65
lượng dòng dầu thấp (100 thùng/ngày).
Từ khi bắt đầu bơm ép giếng SD-27I vào giữa năm 2011 áp suất vỉa đã được duy trì tương đối tốt. Hai giếng bơm ép khác, SD-16IST bên cánh phía Tây và giếng SDNE-13I bên cách phía bắc, được đưa vào lần lượt trong tháng 9/2011 và tháng 2/2012 đã cung cấp một nguồn năng lượng khác cho vỉa, nhưng giếng SDNE-13I đã bị đóng vào cuối năm 2013 do hiệu quả bơm ép của giếng đã giảm đi đáng kể.
Hình 2.15: Vị trí các giếng trong đối tượng Mioxen Hạ
Động thái khai thác đối tượng Mioxen hạ đã vượt so với kế hoạch ban đầu, với vùng hỗ trợ áp suất có từ cơ chế bổ sung năng lượng bằng bơm ép nước, mạnh nhất tại khu vực Bắc - Tây Bắc của vỉa. Chỉ số khai thác của giếng cao (thường lớn hơn 20 thùng/ngày/psi) phản ánh tính chất vỉa chứa rất tốt. Lưu lượng khai thác dầu giảm chậm tương ứng với độ ngập nước đang tăng. Sự thay đổi áp suất lịng giếng cho thấy sự liên thơng tương đới mạnh giữa vùng Trung tâm và vùng Tây Nam. Vùng Trung tâm (SD-11P, 12PST, 14P, 15P, 23P, 1PST) có áp suất giếng nhỏ hơn vùng phía Tây (SD-10P, 20P, 26P) và Đông Bắc (SD-27P, 28P, SDNE-6P) do sản lượng khai thác cao hơn từ vùng này.
Từ dòng dầu đầu tiên vào năm 2004 đến cuối năm 2014, sản lượng khai thác từ đối tượng B10 Mioxen hạ đạt 77,92 triệu thùng dầu, hệ số thu hồi hiện tại đạt 33%, lưu lượng dòng dầu 6.800 thùng/ngày. Tất cả các giếng đang khai thác với độ ngập nước tương đối cao từ 67% tới 98%.
66
Hình 2.16: Động thái áp suất mỏ
Hình 2.17: Ảnh hưởng của các giếng bơm ép tới từng khu vực
ĐÔNG BẮC
TÂY
67
Bảng 2.8: Trạng thái khai thác các giếng
Giếng Ngày khai thác
Lưu lượng dầu hiện tại (thùng/ngày) Sản lượng cộng dồn (triệu thùng) Độ ngập nước (%) NE-6P 24/8/2011 1968 4,7 68,0 SD-08PST 24/8/2011 230 0,7 76,4 SD-10P 22/01/2005 616 4,1 92,4 SD-11P 14/12/2004 851 7,1 86,3 SD-12PST 31/8/2009 587 5,1 89,2 SD-14P 11/11/2005 408 13,4 92,9 SD-15P 31/10/2006 800 4,4 84,8 SD-1PST 17/6/2008 37 4,0 98,9 SD-20P 24/4/2006 414 12,9 94,7 SD-23P 4/01/2007 693 10,4 85,5 SD-26P 15/5/2007 245 3,6 95,9 SD-27P 10/7/2007 0 0,7 0,0 SD-28P 1/9/2007 0 7,7 0,0
68
Hình 2.19: Trạng thái khai thác giếng SD-15P
Các kết quả phân tích PVT, kết quả đo MDT từ giếng thẩm lượng SD-6X và động thái khai thác toàn mỏ đã chỉ ra rằng cơ chế năng lượng của đối tượng Mioxen hạ Sử Tử Đen Tây Nam là cơ chế khí hòa tan, cơ chế nước và cơ chế nén của đất đá. Với tỷ sớ khí hịa tan thấp 428 scf/thùng và áp suất điểm bọt 1.375 psia, cơ chế khi hịa tan là nguồn năng lượng tương đới nhỏ. Cơ chế nước tự nhiên là cơ chế năng lượng chính của đối tượng.
Các phương pháp gia tăng hệ số thu hồi dầu đã áp dụng
Hiện tại, Cửu Long JOC đang tiến hành bơm ép nước cho đối tượng Mioxen hạ, mỏ Sư Tử Đen Tây Nam. 3 giếng bơm ép SD-NE13I, SD-27I và SD-16IST lần lượt được đưa vào trong các năm 2011 và 2012. Hiện tại giếng bơm ép SD-NE13I đã đóng do khơng cịn hiệu quả trong việc duy trì năng lượng vỉa.
Khai thác dầu sẽ tiếp tục suy giảm nhanh do giới hạn thu hồi của phương pháp truyền thống bơm ép nước. Việc khoan thêm giếng mới hay khoan thêm thân trong tình hình giá dầu thấp như hiện này không khả quan, cũng như hầu hết các giếng đang ngập nước cao vì thế sẽ tồn tại rủi ro khi khoan giếng mới. Ngoài ra, quỹ giếng khai thác đã hết do cấu hình giàn khai thác và số lượng giếng thiết kế theo Kế hoạch Phát triển mỏ (FDP). Phương pháp bơm ép gaslift cũng không phù hợp với các giếng
69
có độ ngập nước cao. Khai thác bằng bơm điện chìm cần phải đánh giá kỹ giá trị thu hồi và lợi ích kinh tế. Như vậy, vấn đề cấp bách ở đây là cần phải tìm phương pháp gia tăng hệ số thu hồi dầu phù hợp trong tình hình hiệu quả các giếng bơm ép nước giảm nhanh.
Hình 2.20: Trạng thái bơm ép đối tượng Mioxen hạ Sư Tử Đen Tây Nam
Tiềm năng thu hồi dầu tại tầng Mioxen mỏ Sư Tử Đen Tây Nam
Việc xây dựng mô hình địa chất và mô hình thủy động lực cho thấy khả năng rõ ràng hơn về áp dụng các phương pháp gia tăng thu hồi dầu ở tầng Mioxen mỏ Sử Tử Đen Tây Nam cũng như tính toán tiền năng thu hồi dầu từ tầng này. Theo báo cáo phát triển mỏ, việc áp dụng các phương pháp EOR (IOR) có thể tăng hệ số thu hồi từ 5-10%.
Bảng 2.9: Khả năng thu hồi của đối tượng Mioxen Hạ
Quỹ giếng hiện tại
Không áp dụng gia tăng thu hồi (triệu
thùng)
Áp dụng biện pháp gia tăng thu hồi (triệu
thùng) P90 P50 P10 P90 P50 P10 Khai thác 9 Bơm ép 3 Khai thác/bơm ép 3 OOIP (triệu thùng) 213,9 236,6 260,6 213,9 236,6 260,6
70
Dầu thu hồi
(triệu thùng) 87,5 90,4 94,5 88,5 91,8 96,9
Hệ số thu
hồi (%) 40,9 38,2 36,3 41,4 38,8 37,2
Đánh giá và lựa chọn phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu phù hợp cho Mioxen Sử Tử Đen
Nâng cao hệ số thu hồi dầu khí (EOR) là quá trình thu hồi dầu khí bằng cách bơm các tác nhân ngoại lai vào các vỉa sản phẩm với mục đích khai thác tối đa các sản phẩm hydrocarbon từ vỉa. Quá trình EOR được đặc trưng bởi hiệu ứng đẩy quét, tức là sự có mặt của pha đẩy được bơm vào vỉa và pha bị đẩy là dầu, khí. Định nghĩa trên bao gồm tất cả các mô hình thu hồi dầu bằng các tác nhân đẩy khác nhau như: lỏng, khí, bọt… không giới hạn ở bất cứ giai đoạn khai thác riêng biệt nào của đời mỏ: sơ cấp, thứ cấp hay tam cấp. Theo quy ước chung, khai thác tam cấp là tất cả các kỹ thuật ứng dụng vào vỉa sau khai thác sơ cấp và thứ cấp. Khái niệm duy trì áp suất vỉa và đẩy dầu rất khó phân biệt khi quá trình đẩy dầu thường liên quan đến duy trì áp suất vỉa.
Hiệu quả thu hồi dầu đối với bơm ép khí nước luân phiên là rất cao. Tuỳ từng điều kiện mỏ mà cách thức bơm ép khí sẽ được tiến hành bơm ép theo các quy trình khác nhau. Dựa vào hiệu quả của phương pháp bơm ép nước-khí luân phiên trên thế giới, tính chất hệ chất lưu và trữ lượng của mỏ, hệ thống khai thác và đường ống dẫn khí cũng như chi phí đầu tư cho dự án đã khẳng định là bơm ép luân phiên nước-khí hoàn toàn có thể áp dụng tại Việt Nam [63,64] và đặc biệt áp dụng phù hợp cho tầng chứa Mioxen, thềm lục địa Việt Nam.
2.8.1. Đánh giá thông số mỏ Sử Tử Đen và biện luận lựa chọn phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu
Căn cứ vào điều kiện vỉa và thực trạng khai thác tại tầng chứa cát kết Mioxen hạ, mỏ Sử Tử Đen, ta thấy rằng phương pháp bơm ép luân phiên nước khí là phù hợp nhất và có thể áp dụng phương pháp tăng cường thu hồi dầu sử dụng một trong ba loại khí hydrocarbon, CO2 và N2. Các phương pháp nhiệt và hóa chất đều không phù
71
hợp do tầng chứa Mioxen có nhiệt độ vỉa cao (100 0C), độ nhớt của dầu thấp, vỉa sâu và giá thành cao.
➢ Cấu trúc vỉa chứa và tính liên thơng của vỉa chứa
Như đã trình bày trong phần trên, đặc trưng cấu trúc vỉa chứa của đối tượng Mioxen hạ mỏ Sư Tử Đen được thể hiện bởi tính chất phân tập sản phẩm và được phân tách thành các khu vực khép kín, cấu tạo có dạng đóng 3 chiều bị chặn bởi các đứt gãy. Cấu trúc khép kín là một thuận lợi cho giải pháp bơm ép khí vì mức độ ảnh hưởng giếng bơm ép khí được giới hạn lại, thể tích của toàn bộ khu vực chịu ảnh hưởng của bơm ép khí cũng giới hạn làm hiệu quả bơm ép khí tốt hơn, tối ưu được thể tích bơm ép khí. Thể tích khí bơm ép sẽ theo định luật trọng lực đi lên trên đỉnh của cấu tạo và được giữ tại đó không bị mất mát và sẽ phát huy cơ chế dãn nở của mũ khí. Giếng bơm ép khí có thể thiết kế được cho cả 2 trường hợp là dưới ranh giới dầu-nước và trên ranh giới khí-dầu.
Hệ thống đứt gãy và đặc trưng địa tầng phân tập của đối tượng Mioxen Sư Tử Đen cũng như tính bất đồng nhất trong vỉa chứa có thể gây ảnh hưởng đến hệ số quét khi áp dụng các giải pháp bơm ép chất lưu trong các giai đoạn thứ cấp và nâng cao hệ số thu hồi dầu, bao gồm cả phương pháp bơm ép nước, phương pháp bơm ép hóa phẩm, phương pháp bơm ép khí. Tuy nhiên, mức độ ảnh hưởng sẽ là thấp nhất khi áp dụng phương pháp bơm ép nước-khí luân phiên do mức độ linh động của khí bơm ép cũng như dầu vỉa khi trộn lẫn với khí bơm ép.
➢ Tính chất rỗng - thấm của đá chứa
Đá chứa của đối tượng Mioxen, mỏ Sư Tử Đen có tính chất tương đối tốt, độ rỗng trung bình 25-30%, độ thấm trung bình khoảng 7.000 mD là yếu tố thuận lợi cho việc áp dụng bơm ép nước-khí luân phiên. Với đá chứa có mức độ liên thông cao, tính chất rỗng thấm tốt, ảnh hưởng của tỷ số linh động dầu-nước khi áp dụng bơm ép càng lớn và kéo theo hiện tượng nước vượt dầu làm giảm hiệu quả quét thể tích càng dễ xảy ra, đây là nhược điểm khi bơm ép nước. Áp dụng bơm ép khí nước luân phiên sau quá trình bơm ép nước thứ cấp cho thấy khí sẽ dịch chuyển chủ yếu
72
trên kênh rỗng lớn và ít dịch chuyển trên kênh rỗng nhỏ vì pha khí lại là pha không dính ướt đối với đất đá. Điều này chứng tỏ khí sẽ đẩy dầu dư trong kênh rỗng lớn hiệu quả hơn so với nước. Như vậy, khi bơm ép khí nước luân phiên sau bơm ép nước thứ cấp, khí sẽ có khuynh hướng tìm chỗ mà dầu không bị quét bởi nước.
➢ Tính chất hệ chất lưu vỉa và hiện trạng khai thác
Một trong những yếu tố mang tính quyết định đối với việc xem xét khả năng bơm ép nâng cao hệ số thu hồi dầu là tính chất của hệ chất lưu vỉa. Tính chất hệ chất lưu vỉa gồm tính chất của dầu, khí và nước tồn tại trong vỉa. Tính chất của dầu như tỷ trọng, độ nhớt, điểm ngưng tụ, điểm bọt, thành phần các cấu từ nhẹ như N2, CO2, C1, C2, C3 đến thành phần nặng như C4, C5, C6 và C7+, thành phần hydrocarbon thơm của dầu vỉa sẽ ảnh hưởng đến việc lựa chọn phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu. Khi bơm ép khí đẩy dầu xảy ra quá trình trộn lẫn/gần trộn lẫn/không trộn lẫn giữa khí đẩy và dầu vỉa. Quá trình này làm giảm độ nhớt của dầu, giảm khả năng dính ướt của dầu, tăng hiệu suất quét và đẩy dầu, giảm hiện tượng phân tỏa dạng ngón bằng cách duy trì độ linh động và phân dị trọng lực giữa các chất lưu tương tác. Tính chất của nước vỉa, nước bơm ép chủ yếu ảnh hưởng đến phương pháp bơm ép hóa phẩm. Dầu của đối tượng Mioxen Sử Tử Đen là dầu nhẹ, độ nhớt thấp nên có thể áp dụng được phương pháp bơm ép khí do quá trình trộn lẫn/gần trộn lẫn sẽ xảy ra dễ dàng hơn.
Hiện trạng khai thác cho thấy quá trình bơm ép nước đang áp dụng khơng cịn gia tăng được dầu thu hồi mà còn gây hiện tượng ngập nước tại các giếng khai thác. So sánh lượng dầu thu hồi và lượng dầu tại chỗ, đánh giá phân bớ dầu bão hịa cịn lại trong vỉa thì việc áp dụng phương pháp nâng cao thu hồi dầu còn có thể nâng cao được thu hồi thêm 2-5% so với bơm ép nước đang áp dụng.
2.8.2. Sử dụng tiêu chí đánh giá và phần mềm chuyên ngành để lựa chọn phương pháp nâng cao thu hồi dầu phù hợp cho Mioxen Sư Tử Đen
Các đánh giá ở trên đã chỉ ra rằng Mioxen, Sư Tử Đen phù hợp để áp dụng phương pháp bơm ép khí, đặc biệt là giải pháp bơm ép luân phiên nước-khí. Các tiêu
73
chí đánh giá theo các bài báo nghiên cứu trên thế giới để lựa chọn phương pháp được đưa ra trong bảng 2.10.
Kết hợp các phân tích đánh giá đối tượng nghiên cứu Mioxen Sư Tử Đen và bảng tiêu chí đánh giá do Tabek đưa ra cho các giải pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu [61,62] dựa trên các thống kê trên thế giới. NCS đã xây dựng lại tiêu chí để có thể áp dụng phù hợp với mỏ Sư Tử Đen. Theo Tabek thì tỷ trọng dầu (0API) để áp dụng giải pháp bơm ép khí không trộn lẫn là phải lớn 15 0API, bơm ép trộn lẫn với khí CO2 là phải lớn hơn 22 0API, bơm ép Hydroracbon là lớn hơn 23 0API nhưng nếu áp dụng cho N2 hoặc khí trộn lẫn thì là lớn hơn 31 0API. Nên với tính chất mỏ như Sư Tử Đen thì tiêu chí tỷ trọng dầu sẽ xem xét và đánh giá ở mức 31 0API. Nhiệt độ để