Đồ án Phân tích hiện trạng khai thác và các giải pháp nâng cao lưu lượng giếng tầng Mioxen hạ vòm Bắc mỏ Bạch Hổ

Thân dầu này được đưa vào khai thác năm 1986. Từ năm 1987 thực hiện bơm

ép nước duy trì áp suất vỉa. Sản lượng dầu khai thác lớn nhất đạt 120 ngàn tấn

(chiếm 7,1% trữ lượng dầu thu hồi ban đầu) vào năm 1988, sau đó sản lượng khai

thác giảm dần xuống còn 25,3 ngàn tấn (chiếm 1,5% trữ lượng dầu thu hồi ban đầu)

trong năm 1997. Nguyên nhân chủ yếu dẫn đến suy giảm sản lượng khai thác là do

độ ngập nước trong sản phẩm tăng cao và hầu hết các giếng dừng tự phun. Từ năm

1998, bắt đầu áp dụng phương pháp Gazlift, đưa thêm những giếng mới vào khai

thác (giếng 920, 1110) và áp dụng hệ thống bơm ép tăng cường, vì vậy sản lượng

dầu khai thác tăng lên đến 88,1 ngàn tấn (chiếm 5,2% trữ lượng dầu thu hồi ban

đầu) vào năm 2006.

Giai đoạn 1987-1997, việc bơm ép nước để duy trì áp suất vỉa được thực hiện

ở giếng 22, khối lượng nước bơm không đủ bù lượng chất lưu khai thác. Năm 1997

chuyển giếng 37 từ khai thác sang bơm ép và năm 2005 đưa thêm giếng 905 từ đối

tượng dưới lên bơm ép. Việc bổ xung giếng bơm ép mới vào làm việc cho phép tăng

khối lượng nước bơm và hệ số bù khai thác 2 năm cuối cao hơn 2 lần so với mức

cần thiết. Kết quả làm gia tăng rõ rệt áp suất vỉa , áp suất trung bình tại thời điểm

01/07/2007 là (30,6MPa), cao hơn áp suất vỉa ban đầu (28,8MPa). Trong nửa năm

đầu 2007, khối lượng nước bơm ép có xu hướng giảm,tuy nhiên vẫn đảm bảo đủ bù

lượng chất lưu khai thác(108%)

pdf131 trang | Chia sẻ: oanh_nt | Ngày: 06/07/2013 | Lượt xem: 1965 | Lượt tải: 6download
Bạn đang xem nội dung tài liệu Đồ án Phân tích hiện trạng khai thác và các giải pháp nâng cao lưu lượng giếng tầng Mioxen hạ vòm Bắc mỏ Bạch Hổ, để tải tài liệu về máy bạn click vào nút DOWNLOAD ở trên
ài liệu nghiên cứu, nước vỉa Mioxen hạ có đặc trưng là hàm lượng sulphat và magiê thấp, tương ứng thay đổi trong khoảng 25÷413mg/l và 1÷88mg/l. Theo hướng từ Bắc tới Nam hàm lượng bicacbonat giảm dần. Cũng theo hướng đó hàm lượng canxi tăng dần từ vài chục mg/l lên tới hàng ngàn mg/l và đạt tới 2515mg/l ở cánh phía Nam. Hàm lượng brôm và iốt tương đối cao, còn hàm lượng amoniac, phenol và axit naftenic có giá trị thấp. Tất cả các số liệu trên chứng tỏ rằng, trầm tích Mioxen hạ được thành tạo trong điều kiện đầm hồ, biển ven bờ và biển, xen kẽ các chu kỳ dòng chảy nước ngọt và nằm trong điều kiện thuỷ điạ chất khép kín, rất thuận lợi cho quá trình bảo tồn dầu khí. Nước vỉa lấy ở miệng giếng khoan, là nước đồng hành. Đặc trưng tính chất và thành phần của nước đồng hành mỏ Bạch Hổ thể hiện trong bảng IV.9 Nước vỉa Mioxen hạ trong điều kiện vỉa có các thông số như trong bảng IV.10 SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K5057 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất Bảng IV.9: Thành phần và tính chất nước đồng hành mỏ Bạch Hổ trong giai đoạn 2002-2007 (theo kết quả phân tích mẫu bề mặt) Tên thông số Nước đồng hành (theo dầu khai thác) Móng Mioxen hạ Oligoxen dưới Khoảng Trung Khoảng Trung Khoảng Trung giá trị bình giá trị bình giá trị bình Tỷ trọng nước trong điều kiện chuẩn 1,009÷1,027 1,020 1,004÷1,022 1,011 0,999÷1,022 1,012 Na++ K+ , mg/l 3742÷ 11696 9217 3028÷ 10453 4952 384÷ 10081 5669 Ca++ , mg/l 501÷ 3847 2178 617÷ 3349 2038 56÷ 2574 1359 Mg++, mg/l 2÷ 806 214 1÷ 386 38 2÷ 776 69 Cl- , mg/l 8006÷ 23970 17642 5146÷ 19311 10621 566÷ 18244 10607 HCO3 – mg/l 23 ÷ 512 130 94÷ 755 395 54÷ 615 213 CO3-- , mg/l 0 0 0 0 0 0 SO4 – mg/l 194÷ 1337 502 7÷ 823 243 115÷ 1035 334 Tổng độ khoáng hoá, g/l 14,38÷ 39,934 29,884 9,523÷ 32,51 18,288 1,332÷ 30,94 18,252 Độ PH 6,00÷ 8,16 7,35 5,99÷ 7,76 7,02 6,05÷ 8,00 7,24 Độ cứng của nước (mg- tương đương/l) 25,16÷ 258,25 126,28 30,87÷ 198,9 104,82 2,96÷ 192,26 73,49 Phân loại nước chủ yếu(theo V.A.Sulin CK CK CK CK GN-CK … Bảng IV.10. Tính chất của nước vỉa tầng 23 và 24 Mioxen hạ Vòm Trung Tâm Vòm Bắc Tầng 23 Tầng 24 Tầng 23 Tầng 24 Tỷ số khí-nước, m³ t.c/tấn 3,153 3,245 3,376 3,446 Hệ số thể tích của nước vỉa, phần đv 10,442 10,454 10,453 1,046 Độ nhớtcủa nước trong điều kiện vỉa, cP 0,299 0,298 0,299 0,298 IV.2.2. Thành phần và tính chất của dầu và khí hoà tan tầng Mioxen hạ IV.2.2.1. Phương pháp và điều kiện lấy mẫu Các mẫu dầu vỉa được lấy bằng các thiết bị chuyên dụng: Expromip(dung tích 600cm³), Leutert(dung tích 600cm³) và Kuster(dung tích 500cm³).Toàn bộ các mẫu sâu được lấy trong giếng tự phun, đối với các giếng thăm dò mẫu được lấy SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K5058 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất trong quá trình thử vỉa, đối với các giếng khai thác mẫu được lấy sau khi đã làm sạch giếng và ổn định áp suất đáy giếng lớn hơn áp suất bão hoà dự kiến. Công việc lấy mẫu đã được tiến hành ở chế độ côn khai thác đường kính nhỏ nhất, nhằm tránh hiện tượng tách khí tại vị trí lấy mẫu.Sau đó được chuyển sang các chai chứa chuyên dụng để tiến hành thí nghiệm. Các mẫu được coi là đại diện khi áp suất tại vị trí lấy mẫu cao hơn áp suất bão hoà ở nhiệt độ lấy mẫu. Trong giai đoạn 2002-2005 phần lớn các mẫu sâu dầu vỉa được tiến hành nghiên cứu trong Viện NIPI-42 mẫu, còn lại tại Viện dầu khí Việt Nam -1 mẫu kiểm tra. Các mẫu dầu lấy từ miệng giếng do xí nghiệp khai thác dầu đảm nhận. Đồng thời cũng tiến hành phân tích các mẫu dầu tách trong quá trình phân tích PVT ở điều kiện tiêu chuẩn(20ºC, 0,1 MPa) bao gồm :Oligoxen trên-1 mẫu, Mioxen hạ -1 mẫu, móng -9 mẫu. Các tính chất dầu bề mặt được xác định theo tiêu chuẩn và sản phẩm dầu. Asphaten và nhựa được xác định tổng thể theo phương pháp Markusson. Phân tích các mẫu dầu bề mặt thực hiện tại viện NCKH&TK theo các phương pháp tiêu chuẩn. IV.2.2.2. Tính chất của dầu trong điều kiện vỉa Thành phần và các tính chất ban đầu của dầu vỉa (độ nhớt, tỷ trọng, hệ số thể tích) trong tầng Mioxen hạ không biến đổi nhiều so với số liệu trong các nghiên cứu trước đây. Dầu ở mỏ Bạch Hổ có một số đặc trưng sau: Độ ngậm khí(điều kiện vỉa) trung bình từ 29÷290m³/t, độ nhớt tương đối thấp (2,96cP) trong điều kiện vỉa, mật độ trung bình từ 823,2÷879,2kg/m³ ở 20ºC. Dầu vỉa của Mioxen hạ ở GK-920 vòm Trung tâm vào thời điểm lấy mẫu (4/2005) có áp suất bão hoà là 11,9MPa , hệ số thể tích là 1,249. Các giá trị này thấp hơn giá trị trung bình được xác lập khi bắt đầu khai thác(tương ứng là 14,6Mpa và 1,312). Các tính chất dầu vỉa mỏ Bạch Hổ được trình bày ở bảng IV.11 và bảng IV.12 SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K5059 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất Bảng IV.11: Các tính chất của dầu vỉa tầng Mioxen hạ Dầu Mioxen hạ Vòm Bắc Vòm Trung Tâm Áp suất bão hoà, MPa 20,42 14,60 Độ ngậm khí của dầu ở đk vỉa,m³/tấn 141,4 99,9 Hệ số thể tích của dầu trong điều kiện vỉa 1,399 1,312 Độ nhớt trong của dầu trong điều kiện vỉa, cP 1,074 1,690 Mật độ của dầu trong đk vỉa 710,2 739,5 Mật độ dầu tách khí (đk bề mặt) 865,3 864, SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K5060 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất Bảng IV.12. Các đặc trưng hoá lý của dầu tách mỏ Bạch Hổ Tên thông số Móng Oligixen dưới Oligoxen trên Mioxen hạ Khoảng Giá trị Khoảng Giá trị Khoảng Giá trị Khoảng Giá trị giá trị trung bình giá trị trung bình giá trị trung bình giá trị trung bình Tỷ trọng dầu ở 20ºC 0,8163- 0,849 0,8367 0,8225- 0,8498 0,8337 0,8218- 0,881 0,8506 0,8512- 0,877 0,8658 Độ nhớt, cP Ở 50ºC 3,448- 8,965 5354 3,271- 6,577 4924 3,977- 5,666 6635 5,576- 17,200 11388 Ở 70ºC 2,080- 4,463 3084 2,187- 3,827 3007 1,949- 7,850 3925 3,296- 9,354 6325 Nhiệt độ đông đặc, ºC 26-39 34,3 28-44,5 33,4 30-38 34,9 28-37 32,8 Hàm lượng(% khối lượng) Lưu huỳnh 0,013- 0,108 0,030 0,010- 0,086 0,038 0,021- 0,087 0,055 0,054- 0,117 0,089 Asfan và Hắc ín 1,07- 9,14 2243 1,38- 9,47 2675 1,36- 12,05 5515 6,90- 18,14 11442 Parafin 18,10- 34,79 24,96 13,08- 32,48 22,24 17,53- 30,81 24,94 15,00- 22,46 18,73 Nước vết- 83,8 2,8 vết-71,2 4,6 vết- 47,0 7,1 vết- 80,5 12,9 Tạp chất cơ học vết- 1,010 0,027 0,004- 0,30 0,034 0,002- 0,070 0,029 vết- 0,250 0,041 Hàm lượng vi lượng, g/tấn Vanadi 0,01- 0,017 0,013 0,01- 0,05 0,03 … … … … Niken 0,01- 0,21 0,11 0,13- 0,58 0,2 … … … … Nhiệt độ nóng chảy parafin, ºC 54,0- 62,0 57,1 55,0- 64,0 57,9 55,0- 59,0 57,0 54,0- 67,0 58,4 Điểm sôi, ºC 54,4- 147 102,3 52-125 89,0 69-121 87,9 62,8- 120 85,0 Chưng cất (hàm lượng tách được), % Đến 100ºC 0,0-5,0 0,4 0,0-4,0 0,9 0,0-2,6 0,9 0,0-4,5 0,8 Đến 150ºC 0,0- 15,0 5,7 0,5-16,5 7,2 2,0- 18,0 7,5 1,5- 15,0 6,7 Đến 200ºC 5,5- 26,0 15,9 9,5-28,0 17,3 6,8- 28,3 16,5 10,5- 22,0 14,2 Đến 250ºC 12,0- 39,0 26,6 21,5- 40,0 27,7 15,0- 41,0 25,9 19,0- 28,5 22,0 SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K5061 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất Đến 300ºC 29,6- 49,0 37,8 32,0- 49,5 38,6 25,4- 46,5 34,4 28,5- 37,0 31,0 Mã phân loại theo GOST-912-66 IT1M3-M4 I2 P3 IT1M3-M4 I2 P3 IT1M3-M4 I2 P3 IT1M3-M4 I2 P3 Và theo GOST P51858-2002 1.2.3.3 1.2.3.3 1.2.3.3 1.2.3.3 SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K5062 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất IV.2.2.3. Đặc trưng hoá lý của khí tách Việc xác định thành phần khí hoà tan trong dầu được tiến hành nhờ thiết bị PVT ở điều kiện nhiệt độ và ấp suất trong phòng.Kết quả nghiên cứu được đưa ra trong bảng IV.13 Nhìn chung khí thuộc các loại sau: -Ít Nitơ(N2<5,0% mol) -Ít cacbon (CO2<2.0%mol) -Khả năng sinh nhiệt từ 47000÷53000kJ/m³( hay 11,233÷12,667kcal) -Là loại khí béo (no), đôi khi quá no (hệ số no a=C2H6+cao hơn/ CH4x100 trong phạm vi 28,5÷32,5). Hàm lượng cacbon đi kèm (C5+)với khí nằm trong phạm vi 80g/m³ và khí có thể xếp vào nhóm benzin (chỉ số: 50÷200g/m³).Theo cách phân loại của Starôbinsa thì khí có công thức (C2+)4S1N1He1 benzin2. SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K5063 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất Bảng IV.13. Thành phần của khí tách từ dầu, dầu tách khí và dầu vỉa mỏ Bạch Hổ Tên thông số Móng, khối Trung Tâm (GK 403) Khi tách khí một lần từ dầu Khi tách khí nhiều lần từ dầu Dầu vỉa vỉa trong điều kiện tiêu chuẩn vỉa trong điều kiện tiêu chuẩn Khí tách Dầu Khí tách Dầu 1 2 3 4 5 6 Mật độ phân tử các cấu tử, % không xác định sunphua hydro không xác định không xác định không xác định không xác định dioxit cacbon 0,022 0 0,022 0,013 nito+khí hiếm 0,917 0 1,175 0,555 Heli không xác định không xác định không xác định không xác định Metan 60,468 0,000 59,869 36,613 Etan 13,684 0,074 14,516 8,315 Propan 10,047 0,451 11,031 6,261 Izobutan 2,953 0,418 3,093 1,953 Butan 4,852 1,137 4,869 3,386 Izopentan 1,753 1,161 1,521 1,519 Pentan 2,079 1,923 1,706 2,018 Hecxan 1,933 5,029 1,295 3,154 cặn C7+ 1,292 89,807 0,903 36,211 Trọng lượng phân tử 28,71 245,6 28,11 114,272 Mật độ khí, kg/m³ 1,2151 1,1887 khí tương đối(theo không khí),phần đv 1,0084 0,9864 dầu, kg/cm³ 832,3 654,5 PHẦN III PHÂN TÍCH HIỆN TRẠNG KHAI THÁC VÀ CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO LƯU LƯỢNG GIẾNG MIOXEN HẠ VÒM BẮC MỎ BẠCH HỔ SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K5064 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất CHƯƠNG V: PHÂN TÍCH HIỆN TRẠNG KHAI THÁC TẦNG MIOXEN HẠ VÒM BẮC MỎ BẠCH HỔ V.1. Đặc trưng quỹ giếng của Mioxen hạ mỏ Bạch Hổ Thân dầu được chia làm 2 vòm là vòm Trung Tâm và vòm Bắc , giữa chúng là vùng không có đá chứa. * Tại vòm Trung Tâm đã khoan 18 giếng, 3 giếng được chuyển từ những tầng khác tới và giếng số 1 sau khi đã chấm dứt hoạt động, khoan tiếp xuống khai thác ở móng.Tổng quỹ giếng là 20 giếng, trong đó 12 giếng khai thác (11 giếng hoạt động), 3 giếng bơm ép, 2 giếng quan sát, 1 giếng dừng, 2 giếng huỷ. Tại vòm này, tổng cộng có 17 giếng khai thác và 4 giếng bơm ép đã và đang hoạt động. Quỹ giếng cơ bản khai thác Gazlift (82%).Lưu lượng trung bình trong 6 tháng đầu năm 2007 của 1 giếng là 17 t/ngđ, với độ ngập nước 51,7% , độ tiếp nhân trung bình của giếng bơm ép 195m³/ngđ, áp suất bơm ép 3÷8,5 MPa. Số liệu về hoạt động của giếng khai thác và bơm ép được trình bày ở bảng V.1 * Tại vòm Bắc đã khoan 31 giếng và 7 giếng chuyển từ các tầng sản phẩm khác tới. Giếng 69, 121, 804, 818 sau khi hoạt động tại đối tượng này đã chuyển xuống hoạt động ở móng. Tổng quỹ giếng là 34 giếng , trong đó 17 giếng khai thác (16 giếng hoạt động), 5 giếng bơm ép (4 giếng hoạt động), 4 giếng quan sát, 8 giếng huỷ. Tại vòm này tổng cộng có 34 giếng khai thác ,9 giếng bơm ép đã và đang hoạt động. Tất cả các giếng khai thác hoạt động Gazlift. Lưu lượng trung bình của 1 giếng trong 6 tháng đầu năm 2007 là 19t/ngđ, với độ ngập nước trung bình là 79,9% và độ tiếp nhận trung bình của giếng bơm ép 347m³/ngđ, khi áp suất bơm ép từ 6,7÷23,8MPa. Số liệu hoạt động của giếng khai thác và bơm ép được trình bày ở bảng V.2 Tổng cộng ở Mioxen hạ đã khoan 49 giếng và số giếng chuyển lên từ các đối tượng phía dưới có 10 giếng. Trong quá trình khai thác đã đưa 5 giếng xuống khai thác các đối tượng phía dưới. Tính đến 01/07/2007 quỹ giếng có 54 giếng, trong đó SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K5065 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất 29 giếng khai thác (27 giếng hoạt động), 8 giếng bơm ép (7 giếng hoạt động), 6 giếng quan sát, 1 giếng dừng và 10 giếng bị huỷ. Tổng cộng có 51 giếng khai thác, 13 giếng bơm ép đã và đang hoạt động tơi thời điểm 1/7/2007.Phần lớn các giếng khai thác hoạt động Gazlift. Lưu lượng trung bình của 1 giếng trong 6 tháng đầu năm 2007 là 18t/ngđ, với độ ngập nước trung bình 74,2% , độ tiếp nhận trung bình của giếng bơm ép là 283m³/ngđ, áp suất bơm ép 3÷8,5Mpa. Sự phân bố quỹ giếng theo đối tượng khai thác được trình bày ở hình V.1 SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K5066 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất Bảng V.1: Đặc trưng quỹ giếng của mỏ Bạch Hổ đến ngày 01/07/2007 SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K5067 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất Bảng V.2: Hiện trạng sử dụng các lỗ thiết kế miệng giếng trên các công trình biển tại thời điểm 01/07/2007. SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K5068 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất Hình V.1. Sự phân bố quỹ giếng theo thân dầu của mỏ Bạch Hổ đến 01/07/2007[3] SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K5069 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất V.2. Các thông số công nghệ khai thác cơ bản của đối tượng Mioxen hạ mỏ Bạch Hổ Đối tượng khai thác dầu chính trong Mioxen hạ là tầng 23.Các tầng sản phẩm chính của tầng 23 (0+1, 2, 3+4) liên kết thành đối tượng khai thác chung. Thân dầu Mioxen hạ được chia thành vòm Trung Tâm và vòm Bắc, giữa chúng là vùng không có đá chứa. * Thân dầu vòm Trung Tâm Thân dầu này được đưa vào khai thác năm 1986. Từ năm 1987 thực hiện bơm ép nước duy trì áp suất vỉa. Sản lượng dầu khai thác lớn nhất đạt 120 ngàn tấn (chiếm 7,1% trữ lượng dầu thu hồi ban đầu) vào năm 1988, sau đó sản lượng khai thác giảm dần xuống còn 25,3 ngàn tấn (chiếm 1,5% trữ lượng dầu thu hồi ban đầu) trong năm 1997. Nguyên nhân chủ yếu dẫn đến suy giảm sản lượng khai thác là do độ ngập nước trong sản phẩm tăng cao và hầu hết các giếng dừng tự phun. Từ năm 1998, bắt đầu áp dụng phương pháp Gazlift, đưa thêm những giếng mới vào khai thác (giếng 920, 1110) và áp dụng hệ thống bơm ép tăng cường, vì vậy sản lượng dầu khai thác tăng lên đến 88,1 ngàn tấn (chiếm 5,2% trữ lượng dầu thu hồi ban đầu) vào năm 2006. Giai đoạn 1987-1997, việc bơm ép nước để duy trì áp suất vỉa được thực hiện ở giếng 22, khối lượng nước bơm không đủ bù lượng chất lưu khai thác. Năm 1997 chuyển giếng 37 từ khai thác sang bơm ép và năm 2005 đưa thêm giếng 905 từ đối tượng dưới lên bơm ép. Việc bổ xung giếng bơm ép mới vào làm việc cho phép tăng khối lượng nước bơm và hệ số bù khai thác 2 năm cuối cao hơn 2 lần so với mức cần thiết. Kết quả làm gia tăng rõ rệt áp suất vỉa , áp suất trung bình tại thời điểm 01/07/2007 là (30,6MPa), cao hơn áp suất vỉa ban đầu (28,8MPa). Trong nửa năm đầu 2007, khối lượng nước bơm ép có xu hướng giảm,tuy nhiên vẫn đảm bảo đủ bù lượng chất lưu khai thác(108%). Nước xuất hiện trong sản phẩm từ năm 1988, sau khi bắt đầu khai thác được 3 năm và đến năm 1990, độ ngập nước trong sản phẩm đã lên đến 18,9%. Những năm tiếp theo độ ngập nước trong sản phẩm tăng giảm phụ thuộc vào việc đưa giếng mới SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K5070 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất vào khai thác hoặc dừng giếng khai thác. Đến cuối tháng 6/2007, độ ngập nước trong sản phẩm trung bình lên đến 49,6% ,tỷ số nước dầu cộng dồn 0,440t/t. Phân bố các giếng khai thác theo tình trạng độ ngập nước được trình bày ở bảng V.3 Đến 01/07/2007 vòm Trung Tâm đã khai thác được 1194 ngàn tấn dầu, chiếm 70% trữ lượng dầu thu hồi ban đầu, thân dầu đang ở giai đoạn cuối khai thác.Các chỉ số công nghệ khai thác được trình bày ở bảng V.4 và hình V.2 và V.3 SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K5071 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất Bảng V.3. Động thái các thông số công nghệ khai thác chính đối tượng Mioxen hạ vòm Trung Tâm Năm Quỹ giếng hoạt Sản lượng Sản lượng Lưu lượng Độ tiếp nhận GOR Độ ngập Khối lượng nước Hệ số bù động đến cuối khai thác cộng dồn nước bơm nước, bơm ép khai thác, % g.đ tính toán m³/ng.đ m³/tấn % Khai Bơm Dầu Chất lưu Dầu Chất lưu Dầu Chất lưu Th.năm Cộng dồn Thời điểm Cộng thác ép ng.tấn ng.tấn Ng.tấn ng.tấn ng.tấn/ngđ ng.tấn/ngđ ng.m³ ng.m³ tính dồn 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 1986 5 0 27 27 27 27 48 48 … 90 0 0 0 0 0 1987 7 1 73,1 73,2 100 100 37 37 214 105 0 27 27 24,5 17,9 1988 10 1 120 124,4 220 225 42 44 308 118 3,6 106,9 134 57,5 39,7 1989 8 0 85,3 90,2 305 315 31 34 230 98 5,4 59,6 194 44,5 41,1 1990 6 0 37,6 46,3 343 361 15 19 338 114 19,8 29,9 224 44,5 41,6 1991 5 1 37,6 46,5 381 408 17 21 225 120 19,1 40,6 264 61,7 43,8 1992 5 1 36,8 46,3 471 454 19 24 228 123 20,5 77,3 341 118,8 51,1 1993 9 1 58,2 90,8 476 545 20 32 441 135 36 128,3 470 106,3 59,6 1994 9 1 52,9 91,8 528 637 17 30 430 132 42,4 76,2 546 64,1 60,2 1995 9 1 52 84,5 580 721 20 32 378 123 38,5 92,2 638 82,9 62,7 1996 9 0 44 70,9 625 792 18 18 484 118 37,8 75,7 714 81 64,2 1997 9 1 25,3 50 650 842 14 19 504 121 49,4 59,7 773 94,7 65,8 1998 8 2 32,6 56,5 682 899 12 21 499 125 42,3 89 862 121,6 69,1 1999 6 2 34,4 54,9 717 953 14 22 174 122 37,2 60,9 923 84 69,9 2000 8 2 29,1 52,1 746 1005 13 24 63 119 44,1 45,3 969 67,5 69,8 2001 8 2 52,2 78,7 798 1084 19 29 63 161 33,7 44,8 1013 42,5 67,9 2002 7 2 47,5 70,2 846 1154 17 25 63 157 32,3 45,6 1059 48,2 66,7 SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K5072 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất 2003 9 2 73,5 97,2 919 1252 25 33 64 165 24,4 46 1105 34,1 64,2 2004 9 2 72,6 103,8 992 1355 22 32 64 201 30 47 1152 33,3 61,8 2005 11 3 80,8 133,7 1073 1489 21 35 351 203 39,6 332,8 1485 190,1 72,8 2006 11 3 88,1 161,5 1161 1651 22 41 393 175 45,5 415,5 1900 201,1 84,7 2007 11 3 33,3 69 1194 1720 17 35 195 256 51,7 120,2 2003 118,8 85,9 SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K5073 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K50 Các chỉ số 2003 2004 2005 2006 Tính toán Thực tế Tính toán Thực tế Tính toán Thực tế Tính toán Thực tế 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Sản lượng dầu toàn bộ, ng.tấn/năm 44,2 73,47 44,6 72,59 42,2 80,77 60,4 88,06 Trong đó: từ giếng chuyển tiếp 44,2 47,95 41,6 72,59 42,2 76,31 38,9 88,06 từ giếng mới 0 25,52 3 0 0 4,46 21,5 0 Sản lượng dầu cộng dồn, ng.tấn 890 919 935 992 977 1073 1073 1161 Sản lượng khí hoà tan hàng năm, tr.m³ 5 12 5 15 5 16 7 15,4 Sản lượng khí hoà tan cộng dồn, tr.m³ 108 115 113 130 117 146 124 162 Nhịp độ thu hồi từ trữ lượng thu hồi ban đầu, % 2,6 4,32 2,62 4,27 2,48 4,75 3,55 5,18 Độ ngập nước trung bình hàng năm (theo khối lưọng )% 41,3 24,4 56,0 30 61,1 39,6 55,0 45,5 Sản lượng chất lưu ,ng.tấn /năm 75 97,2 101 103,8 108 133,7 134 161,5 Sản lượng chất lưu cộng dồn ,ng.tấn 1230 1251,6 1331 1355,4 1440 1489 1574 1651 Khối lượng nước bơm ép cộng dồn, ng.m³ 1082 1105 1105 1152 1127 1485 1150 1900 Khối lượng nước bơm ép hàng năm, ng.m³ 23 46 23 47 23 333 22 416 Bù khai thác chất lưu trong điều kiện vỉa : Thời điểm tính , % 23,3 34,1 18,3 33,3 17,3 190,1 13,6 201,1 Cộng dồn, % 64,2 64,2 61,0 61,8 58,1 72,9 54,6 84,7 Đưa giếng khai thác vào hoạt động, gi 0 1 2 0 0 2 2 0 Bỏ giếng khai thác , gi 1 0 0 0 0 0 0 0 Trong đó vào bơm ép Quỹ giếng khai thác đến hết năm , gi 8 10 10 10 10 12 12 12 Đưa giếng bơm ép vào hoạt động, gi 0 1 Bỏ giếng bơm ép,gi Quỹ giếng bơm ép đến hết năm , gi 2 2 2 2 2 3 2 3 Lưu lượng trung bình hàng ngày của một giếng khai thác Theo dầu , t/ng.đ 18 25 15 22 14 21 16 22 Theo chất lưu, t/ng.đ 31 33 34 32 35 35 35 41 Lưu lượng trung bình hàng ngày của giếng mới Theo dầu , t/ng.đ 0 178 0 0 7 0 Theo chất lưu, t/ng.đ 0 201 53 0 0 41 39 0 Độ tiếp nhận trung bình của giếng bơm ép , m³/ng.đ 33 64 33 64 32 351 32 394 Tỷ số khí -dầu , m³/t 113,1 164,9 112,1 201,3 118,5 202,9 115,9 175,1 74 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất Hình V.2. Các thông số khai thác chính đối tượng Mioxen hạ[4] Hình V.3. Các thông số khai thác chính đối tượng Mioxen hạ[4] SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K5075 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất Bảng V.5. So sánh các thông số khai thác giữa tính toán và thực tế tầng Mioxen hạ Các chỉ số 2003 2004 2005 2006 Tính toán Thực tế Tính toán Thực tế Tính toán Thực tế Tính toán Thực tế 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Sản lượng dầu toàn bộ, ng.tấn/năm 185,7 263,2 145,2 2256 123,4 209,7 130,8 206,5 Trong đó: từ giếng chuyển tiếp 182 237,7 142,2 222,7 107,2 204,3 109,3 206,5 từ giếng mới 3,6 25,5 3 2,3 16,3 5,4 21,5 0 Sản lượng dầu cộng dồn, ng.tấn 3828 3905 3973 4130 4096 4340 4227 4547 Sản lượng khí hoà tan hàng năm, tr.m³ 30 63 22 55 78 57 18 56,2 Sản lượng khí hoà tan cộng dồn, tr.m³ 616 650 638 705 656 761 674 817 Nhịp độ thu hồi từ trữ lượng thu hồi ban đầu, % 3,44 7,14 2,69 6,10 2,29 5,69 2,43 5,60 Độ ngập nước trung bình hàng năm (theo khối lưọng )% 72,1 43,9 79,5 54,7 82,6 60,2 82,3 69,3 Sản lượng chất lưu ,ng.tấn /năm 644 469,22 708 495,99 710 526,7 737 673,3 Sản lượng chất lưu cộng dồn ,ng.tấn 6572 6377 7281 6874 7991 7401 8728 8074 Khối lượng nước bơm ép cộng dồn, ng.m³ 3961 4178 4191 4743 4413 5597 4633 6548 Khối lượng nước bơm ép hàng năm, ng.m³ 267 483 230 565 222 854 220 951 Bù khai thác chất lưu trong điều kiện vỉa : Thời điểm tính , % 34,5 77,4 28,9 89,9 28,4 131,8 27,1 121,1 Cộng dồn, % 44,8 48,0 43,5 50,8 42,3 56,1 41,2 60,8 Đưa giếng khai thác vào hoạt động, gi 1 0 3 0 0 0 2 0 Bỏ giếng khai thác , gi 1 25 0 24 1 25 1 0 Trong đó vào bơm ép Quỹ giếng khai thác đến hết năm , gi 22 0 25 0 24 0 25 0 Đưa giếng bơm ép vào hoạt động, gi 0 6 0 6 0 6 0 0 Bỏ giếng bơm ép,gi 1 0 SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K5076 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất Quỹ giếng bơm ép đến hết năm , gi 7 41 6 35 6 34 6 0 Lưu lượng trung bình hàng ngày của một giếng khai thác Theo dầu , t/ng.đ 28 36 21 29 18 23 17 22 Theo chất lưu, t/ng.đ 101 64 102 63 102 57 99 70 Lưu lượng trung bình hàng ngày của giếng mới Theo dầu , t/ng.đ 0 0 0 0 6 0 Theo chất lưu, t/ng.đ 0 232 116 224 0 30 39 0 Độ tiếp nhận trung bình của giếng bơm ép , m³/ng.đ 128 228 132 260 128 357 127 382 Tỷ số khí -dầu , m³/t 161,6 240,8 151,5 242,4 145,9 270,0 137,6 272,1 SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K5077 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất * Thân dầu vòm Bắc Thân dầu này được đưa vào khai thác từ tháng 11 năm 1986. Sản lượng dầu khai thác hàng năm lên xuống, cao thấp phụ thuộc vào việc khoan giếng thêm, đưa giếng mới vào khai thác, thời gian giếng dừng tự phun và chuyển sang khai thác bằng phương pháp cơ học, áp dụng các phương pháp khai thác tăng cường. Sản lượng dầu khai thác lớn nhất đạt 276 ngàn tấn (chiếm 7,5% trữ lượng thu hồi dầu ban đầu) trong năm 1999. Sau đó mặc dù có khoan thêm giếng mới và chuyển giếng từ các đối tượng dưới lên nhưng sản lượng khai thác vẫn giảm, xuống còn 118,5 ngàn tấn (chiếm 3,2% trữ lượng dầu thu hồi ban đầu) trong năm 2006 do độ ngập nước trong sản phẩm tăng cao. Từ năm 1988 thân dầu được khai thác có duy trì áp suất vỉa. Trên một số vùng khác nhau của thân dầu chịu ảnh hưởng rõ rệt của nước rìa. Vì không bơm bù đủ lượng chất lưu khai thác (hệ số bù cộng dồn 56%), áp suất vỉa vẫn suy giảm chậm. Những năm cuối, khối lượng nước bơm ép tăng cao đã làm tăng áp suất vỉa lên tới 20÷26 MPa, tuy nhiên vẫn nhỏ hơn áp suất vỉa ban đầu 29,3MPa. Khối lượng nước bơm lớn nhất đạt 536 ngàn m³ nước vào năm 2006 và hệ số bù khai thác tương ứng là 91,6%. Năm 1987 nước xuất hiện trong sản phẩm sau 2 năm đưa đối tượng vào khai thác, đến năm 1990 độ ngập nước trong sản phẩm lên đến 37,6%. Sau đó độ ngập nước trong sản phẩm tăng chậm nhờ đưa thêm giếng mới vào khai thác. Đến thời điểm ngày 01/07/2007 tất cả các giếng đều ngập nước với mức độ khác nhau, độ ngập nước trong sản phẩm trung bình lên tới 81,7% ,tỷ số nước dầu cộng dồn 0,946t/t. Phân bố các giếng khai thác theo tình trạng ngập nước được trình bày ở bảng V.6 Tính đến 01/07/2007 từ vòm Bắc đã khai thác được 3440 ngàn tấn dầu, chiếm 93,3% trữ lượng dầu thu hồi ban đầu, thân dầu đang ở giai đoạn cuối khai thác. Các thông số khai thác được trình bày bảng V.7 và hình V.4 SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K5078 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất Bảng V.6. Động thái các thông số khai thác chính đối tượng Mioxen hạ (vòm Bắc) Năm Quỹ giếng hoạt Sản lượng Sản lượng Lưu lượng Độ tiếp nhận GOR Độ ngập Khối lượng nước động đến cuối khai thác cộng dồn nước bơm nước, bơm ép g.đ tính toán m³/ng.đ m³/tấn % Khai Bơm Dầu Chất lưu Dầu Chất lưu Dầu Chất lưu Th.năm thác ép ng.tấn ng.tấn ng.tấn ng.tấn ng.tấn/ngđ ng.tấn/ngđ ng.m³ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 1986 1 0 13,5 13,5 14 14 363 363 0 160 0 0 1987 5 0 115,2 119,6 132 133 135 136 0 164 1 0,0 1988 9 2 175,2 191,5 307 325 90 98 411 175 8,5 231,6 1989 6 1 186,6 248,7 494 573 77 103 473 181 25 137 1990 5 0 87,8 140,6 581 714 56 90 342 155 37,6 45,1 1991 6 0 93,4 152,5 675 866 52 85 0 174 38,8 0,0 1992 6 1 172,3 282,3 847 1149 71 117 363 203 38,9 11,6 1993 9 2 113,6 230,3 961 1379 47 96 924 178 50,7 298,5 1994 8 1 117,1 302,2 1078 1681 43 110 561 185 61,3 906 1995 8 1 250,4 454,1 1328 2135 84 152 578 125 44,9 189 1996 7 1 265,4 376,3 1593 2512 100 142 597 117 29,5 190,6 1997 6 2 215,5 282,3 1809 2794 93 122 328 118 23,8 148,1 1998 5 2 175,6 235,3 1984 3047 85 123 366 158 30,7 175,8 1999 1

Các file đính kèm theo tài liệu này:

  • pdfCD118.pdf
Tài liệu liên quan