Luận án Nghiên cứu ứng dụng công nghệ bơm ép luân phiên nước - Khí hydrocacbon nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu tại tầng miocen, bể Cửu Long

Trang phụ bìa Trang

Lời cam đoan

Mục lục i

Danh mục các ký hiệu, các đơn vị và các từ viết tắt iv

Danh mục các bảng biểu

Danh mục các hình vẽ, bản đồ và đồ thị

v

vi

MỞ ĐẦU

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN

1 9

1.1. Khái quát về nâng cao hệ số thu hồi dầu 9

1.2. Cơ sở lý thuyết và cơ chế nâng cao hệ số thu hồi dầu 11

1.2.1. Cấu trúc lỗ rỗng 12

1.2.2. Dòng chảy trong lỗ rỗng 13

1.2.3. Cơ chế đẩy dầu vi mô 15

1.2.4. Cơ chế đẩy dầu vĩ mô

1.2.5. Hiệu suất đẩy vi mô và hiệu suất đẩy vĩ mô

19

22

1.3. Các dự án nâng cao hệ số thu hồi dầu trên thế giới và khu vực 23

1.4. Đánh giá và lựa chọn phương pháp bơm ép luân phiên nước khí 27

1.5. Cơ sở lý thuyết của bơm ép khí cho các mỏ dầu khí 28

1.5.1. Điều kiện cho trộn lẫn/gần trộn lẫn/không trộn lẫn 30

1.5.2. Cơ chế trộn lẫn 31

1.5.3. Các phương pháp và hạn chế của việc xác định áp suất trộn lẫn tối

thiểu

37

1.5.4. Các yếu tố ảnh hưởng và thuật toán sử dụng cho mô hình mô phỏng

cơ chế bơm ép khí

38

1.6. Kết luận 49

CHƯƠNG 2: NGHIÊN CỨU LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP NÂNG

CAO HỆ SỐ THU HỒI DẦU PHÙ HỢP CHO ĐỐI

TƯỢNG MIOXEN SỬ TỬ ĐEN

51

2.1. Giới thiệu về mỏ Sư Tử Đen 51

2.2. Địa chất mỏ Sư Tử Đen Tây Nam và tầng chứa Mioxen 51

pdf160 trang | Chia sẻ: honganh20 | Ngày: 02/03/2022 | Lượt xem: 102 | Lượt tải: 0download
Bạn đang xem trước 20 trang tài liệu Luận án Nghiên cứu ứng dụng công nghệ bơm ép luân phiên nước - Khí hydrocacbon nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu tại tầng miocen, bể Cửu Long, để xem tài liệu hoàn chỉnh bạn click vào nút DOWNLOAD ở trên
dẫn đến hiệu suất thu hồi dầu càng 48 cao. Kết quả cho thấy bơm ép luân phiên nước khí trộn lẫn đạt hiệu qủa thu hồi dầu cao đối với vỉa bất đồng nhất do hiệu suất quét đứng tốt hơn. Với các loại vỉa có độ thấm đứng khác nhau cho kết qủa thu hồi dầu khác nhau (Hình 1.23). Nói tóm lại, tỷ số thấm đứng có ảnh hưởng lớn lên hiệu quả thu hồi dầu do làm giảm ảnh hưởng của hiện tượng phân đới trọng lực. Chính vì vậy tỷ số thấm đứng rất quan trọng trong việc đánh giá chính xác hiệu qủa các phương pháp bơm ép khí nói chung và bơm ép luân phiên nước khí nói riêng. Hình 1.23: Ảnh hưởng của tỷ số Kv/Kh đến hiệu qủa thu hồi dầu trên các mô hình bất đồng nhất 1.5.4.13. Ảnh hưởng của phân lớp lên hiệu quả thu hồi dầu Trong các vỉa dầu thường diễn ra sự phân lớp và cũng là một dạng của thấm đứng. Các lớp bao gồm các tập cát kết có độ thấm cao, những tập cát có độ thấm thấp, tập sét không có độ thấm và các tập sét không liên tục là các loại phân lớp chính. Theo các nghiên cứu về bơm ép nước khí luân phiên trên các mô hình này cho thấy với mỗi lớp phân bố khác nhau, tương tác giữa các dòng chảy trong vỉa sẽ khác nhau. Trong trường hợp vỉa có 3 lớp có độ thấm khác nhau, các vỉa phân lớp có tập thấm cao sẽ không có ảnh hưởng nhiều đến lượng dầu thu hồi khi áp dụng bơm ép luân phiên nước khí. Khi hai tập trên cùng có độ thấm cao, lớp dưới cùng có độ thấm thấp thì khí sẽ dịch chuyển phần lớn trên các tập thấm cao và hiện tượng bao quét dầu ở 49 tập dưới rất ít. Ngược lại, nếu tập thấm cao ở phía dưới thì phần lớn lượng khí sẽ dịch chuyển ở tập này sau đó dịch chuyển lên đỉnh của tập này và tiếp tục xâm nhập xuyên qua các tập có độ thấm thấp phía trên. Kết quả cho thấy hiệu quả thu hồi dầu trong trường hợp này cao hơn do khí quét được nhiều diện tích hơn, kết quả nghiên cứu được trình bày ở hình 1.24. Tính chất vỉa là một yếu tố quan trọng ảnh hưởng tới hiệu quả thu hồi dầu trong bơm ép nước-khí luân phiên, ảnh hưởng của phân bố vị trí của các vỉa thấm rỗng có độ thấm rỗng khác nhau ảnh hưởng rõ ràng lên hiệu qủa thu hồi dầu. Do vậy, khi nghiên cứu chi tiết để đánh giá hiệu qủa của việc áp dụng bơm ép khí lên mỏ, sự phân bố này cần phải quan tâm đến. Hình 1.24: Ảnh hưởng của phân lớp lên hiệu qủa thu hồi dầu Kết luận Nhìn chung, phương án bơm ép luân phiên nước khí đã được áp dụng ở rất nhiều nơi trên thế giới, với điều kiện địa chất và mô hình phát triển khai thác mỏ tương tự như ở Việt Nam [2,8]. Dựa trên thống kê các dự án nâng cao hệ số thu hồi dầu trên thế và các đánh giá yếu tố ảnh hưởng và cơ chế của các quá trình bơm ép nâng cao thu hồi dầu ở trên cho thấy phương pháp bơm ép luân phiên nước - khí là phù hợp với tính chất địa chất, tính chất đá chứa, tính chất lưu thể, điều kiện khai thác ngoài biển của các mỏ dầu khí ở Việt Nam và có thể đem lại hiệu quả nâng cao hệ số thu hồi dầu cao nhất. Để khắc phục các vấn đề còn thiếu hoặc chưa hoàn chỉnh 50 của các nghiên cứu trước đây trên thế giới và ở Việt Nam, NCS đưa ra mục tiêu nghiên cứu: ➢ Nghiên cứu và lựa chọn phương pháp bơm ép nâng cao hệ số thu hồi dầu phù hợp cho đối tượng trầm tích Mioxen, mỏ Sử Tử Đen, Bể Cửu Long. ➢ Nghiên cứu, xây dựng phương pháp luận và mô hình mô phỏng bằng phần mềm để dự báo chính xác điểm áp suất trộn lẫn tối thiểu (MMP) cho quá trình bơm ép khí từ kết quả thực nghiệm trong phòng thí nghiệm. So sánh độ chính xác của các phương pháp để xác định MMP: tiến hành thực nghiệm trong phòng thí nghiệm; mô phỏng bằng phần mềm PVT và mô hình mô phỏng thủy động lực học “slimtube”. ➢ Nghiên cứu đánh giá và lựa chọn thành phần khí tối ưu cho phương pháp bơm ép nước-khí luân phiên với điều kiện thực tế mỏ. ➢ Nghiên cứu và xây dựng mô hình thành phần cho toàn mỏ và đánh giá cơ chế trộn lẫn/gần trộn lần/không trộn lẫn tại mỏ thực tế với các yếu tố ảnh hưởng như tính bất đồng nhất trong vỉa, bão hòa dầu/khí/nước trong vỉa, thay đổi áp suất-nhiệt độ vỉa trong quá trình khai thác, thay đổi thành phần hệ chất lưu trong quá trình khai thác và bơm ép để nâng cao hệ số thu hồi dầu. ➢ Xây dựng các phương án bơm ép để nâng cao hệ số thu hồi dầu và tối ưu khai thác để đánh giá hiệu quả kinh tế-kỹ thuật của phương pháp bơm ép luân phiên nước- khí so với các phương pháp bơm ép thông thường đang áp dụng. ➢ Đánh giá và chứng minh có thể áp dụng các phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu bằng bơm ép khí dưới trộn lẫn (gần trộn lẫn) và giải pháp bơm ép luân phiên nước-khí rất phù hợp với cấu trúc vỉa chứa, tính chất lưu thể vỉa và tính chất đá vỉa của tầng Mioxen, mỏ Sư Tử Đen trên mô hình mô phỏng thành phần. ➢ Chứng minh trên mô hình thành phần, giải pháp bơm ép luân phiên nước-khí có thể gia tăng thu hồi dầu cao nhất và phù hợp nhất với đối tượng Mioxen hạ của mỏ Sư Tử Đen cả yếu tố kinh tế và kỹ thuật. 51 CHƯƠNG 2: NGHIÊN CỨU LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP NÂNG CAO HỆ SỐ THU HỒI DẦU PHÙ HỢP CHO ĐỐI TƯỢNG MIOXEN, MỎ SỬ TỬ ĐEN Giới thiệu về mỏ Sư Tử Đen Lô 15-1 thuộc Bể Cửu Long, thềm lục địa Việt Nam có diện tích ban đầu khoảng 4.634 km2, thuộc bồn trũng Cửu Long, cách thành phố Hồ Chí Minh khoảng 180 km về phía Đông Nam. Công ty Liên doanh Điều hành Cửu Long (CLJOC) được thành lập vào ngày 26/10/1998 để điều hành các hoạt động dầu khí trong diện tích Hợp đồng chia sản phẩm Dầu khí Lô 15-1. Địa chất mỏ Sư Tử Đen Tây Nam và tầng chứa Mioxen Mỏ Sư Tử Đen nằm ở phía Đông Bắc của Lô 15-1 và là cấu trúc lớn nhất trong diện tích Lô. Đây là một chuỗi móng cổ nhô cao dạng bậc thang hoặc có thể coi như các “đồi chôn vùi”, thành tạo trong thời kỳ tách giãn của bồn trũng trước Oligoxen sớm, với các khối khép kín trong trầm tích lục nguyên bao phủ Oligoxen trên, Oligoxen dưới và Mioxen giữa, điều này đặc biệt thể hiện rõ ở cấu trúc Sư Tử Đen. Hình 2.1: Bản đồ cấu trúc B10 Mioxen, mỏ Sư Tử Đen Cấu trúc Sử Tử Đen cũng có hướng Đông Bắc - Tây Nam, tạo nên bởi các đứt 52 gãy thuận (trượt theo hướng đổ của đứt gãy). Hầu hết các đứt gãy đổ theo hướng từ Đông sang Tây tạo ra các bán địa hào với sự phát triển của các nhịp địa tầng của tập Oligoxen trên E, B và một phần của C, liên quan tới sự dịch chuyển của các khối đứt gãy. Các dấu hiệu cho thấy hoạt động đứt gãy theo hướng Đông Tây vào thời kỳ sau của một phần bể thứ cấp này không mạnh mẽ. Hầu hết các đứt gãy xác định cấu trúc đều kết thúc trong thời kỳ Oligoxen sớm, trong khi cấu trúc Sử Tử Đen được hình thành sớm hơn quá trình lắng đọng trầm tích tạo nên tập sét D tuổi Oligoxen. Tuy nhiên, vẫn có các đứt gãy yếu hoạt động trong thời kỳ Mioxen muộn (Hình 2.1). Đới nâng trong phần móng của cụm mỏ Sư Tử Đen có chiều cao lớn nhất khoảng 1.500m, có điểm tràn của cấu tạo ở chiều sâu khoảng 4.000mTVDss trong phạm vi 150 km2 diện tích hợp đồng và tổng thể tích khối nâng khoảng 82 triệu acre- ft (331 ngàn km2). Thành phần thạch học chính của đá móng Sư Tử Đen là granit, tiếp đến là Quartz Monzonite, Quartz Monzodiorite, Monzodiorite, Diorite và các thể xâm nhập. Hiện nay, dầu tại khu vực Sư Tử Đen được khai thác từ tầng đá móng nứt nẻ (như các mỏ lân cận như mỏ Bạch Hổ, Ruby và Rạng Đông). Các tầng chứa trầm tích Mioxen hạ B10 và Oligoxen C30 bao trùm lên các đỉnh của cấu tạo Sư Tử Đen. Các cấu tạo có dạng khép kín 3 chiều bị chặn bởi đứt gãy. Tập sét Oligoxen D là đá nguồn chủ đạo cho toàn bể trầm tích và cụm các mỏ Sư Tử. Oligoxen được xác định là giàu thành phần hữu cơ là tiềm năng xuất sắc cho việc thành tạo của hydrocarbon. Khu vực bể chứa đá mẹ chính nằm ở trung tâm bể trầm tích về phía Đông Nam cụm mỏ Sư Tử. Thời điểm thành tạo dầu vào khoảng Mioxen giữa đến Mioxen muộn. Các cấu tạo móng Sư Tử Đen chủ yếu được hình thành trước kỷ Oligoxen kịp thời để các hydrocarbon di cư và tích tụ. Các cấu tạo lớp phủ Sư Tử Đen Oligoxen và Mioxen hạ được hình thành trong thời kỳ chín của hydrocarbon. Tầng đá móng được bao bởi tập sét Oligoxen D dày, cả chiều đứng lẫn phương ngang, với 340-600m sét nằm trực tiếp ngay trên mặt đá móng nút nẻ và phong hóa. Lớp sét Rotalia của Mioxen hạ là lớp phủ xuất sắc cho các tầng cát mỏng B9, B10 và cung cấp các lớp ngăn đứt gãy với bề dày khoảng 20m. Ở phần thấp hơn của Mioxen Hạ và trong tầng Oligoxen, lớp bao bằng các tầng sét đan xen có khả 53 năng giữ kém hơn và vì vậy có nhiều rủi ro hơn về khả năng các tầng chứa này được bao bọc tốt bằng các đứt gãy. Trong mỏ Sư Tử Đen có 3 loại vỉa chứa chính bao gồm: đá móng nứt nẻ trước kỷ Đệ Tam, vỉa trầm tích Mioxen hạ B10, B9, B15 và Oligoxen trên C30 (Hình 2.2). Hình 2.2: Cột địa tầng mỏ Sư Tử Đen 54 Tầng cát kết B9 đối tượng Mioxen hạ bao gồm các tập cát mỏng, độ hạt từ mịn tới trung bình, môi trường thành tạo là sự mở rộng các khe nứt đầm phá ven sông. Tổng chiều dày của tập cát của tầng B9 là 0,2 - 0,3m (SD-1X, SD-2X), 1m (SD-3X), 0,5 - 2m (SD-1P, 3P, 5P, 6PST, 8I), đến 8,6m trong SD-1X. Tỷ trọng trung bình dầu 36o API thu được từ quá trình đo MDT của giếng SD-2X. Số liệu mẫu lõi tập B9 tại giếng SD-2X, SD-3X cho thấy chất lượng vỉa chứa tốt với độ rỗng 16,6 tới 30,6%, độ thấm từ 3 tới 1.300mD (Hình 2.3). Hình 2.3: Sơ đồ cấu trúc nóc tầng sản phẩm B9 Tầng cát kết B10 được phát hiện tại các giếng SD - 1X, SD - 2X, SD -3X, SD - 4X, SD - 5X, SD - 6X, các giếng bơm ép và khai thác từ SD - 1P tới SD - 28P. Hiện tại dầu đang được khai thác từ tập này tại các giếng SD - 10P, SD - 11P, SD - 14P, SD - 15P, SD - 20P, SD - 23P, SD - 26P, SD - 27P và SD - 28P. Tầng bao gồm các tập cát kết mỏng xếp chồng lên nhau, cát có màu xám nhạt đến xám oliu, màu nâu nhạt đến màu nâu sẫm, dạng khối lớn, tương đối bở rời, độ hạt thay đổi từ mịn tới thô trong phần trên của đối tượng, rất mịn tới mịn trong phần dưới. Chiều dày tầng sản phẩm từ 10 - 16m, được xác định từ kết quả đo địa vật lý giếng khoan và kết quả minh giải từ quá trình đo DST của các giếng SD - 1X, SD - 2X và SD - 3X. Giá trị 55 đỗ rỗng trung bình từ 25 - 29,6% và độ bão hòa nước trung bình 26 - 36,2%. Toàn bộ tầng cát kết B10 tại giếng SD-1X và SD-3X được lấy mẫu và các chỉ số công nghệ mỏ được đo từ tất cả các mẫu này. Kết quả phân tích mẫu chỉ ra tính chất vật lý rất tốt với độ rỗng cao (27,6-28,1%), độ thấm (2,2-3,0 Darxy). Lưu lượng dòng dầu thu được từ quá trình thử vỉa giếng SD-1X, SD-2X và SD-3X còn cho thấy độ thấm có thể lên tới 7 Darcy. Tập B10 được đánh giá là có tiềm năng nhất trong đối tượng Mioxen hạ, và các số liệu công nghệ mỏ được sử dụng để xây dựng mô hình thủy động lực của đối tượng Mioxen hạ mỏ Sử Tử Đen Tây Nam. Tầng B15 được phát hiện trong các giếng thăm dò và khai thác: G-1X, SD- 2X, SD-2X Pilot, SD-2X-ST, SD-1P, SD-6P-ST1, SD-7P, SD-9I, SD-18P, SD-21P & SD-25P (Hình 2.4). Hình 2.4: Sơ đồ cấu trúc nóc tầng sản phẩm B15 Tính chất đá vỉa và hệ chất lưu vỉa 2.3.1. Tính chất đá chứa tầng Mioxen hạ Mẫu lõi đã được lấy cho phân tích phòng thí nghiệm từ các giếng SD-2X và 56 SD-3X. Các tính chất đá chứa được xác định ở các điều kiện nhiệt độ và áp suất (Ambient với NOB=800 Psi, điều kiện Net Overburden Pressure = 3151 Psi). Tổng số 33 mẫu lõi được phân tích và cho kết quả phân tích với độ rỗng từ 19-33% (trung khoảng 30%), độ thấm rất cao thể hiện tính chất vỉa chứa rất tốt từ 400-7600 mD [3 HIIP 2011]. Kết quả phân tích được liệt kê trong bảng 2.1 sau: Bảng 2.1: Kết quả phân tích mẫu lõi giếng SD-2X và SD-3X ([3] HIIP 2011) Giếng Mẫu Độ sâu (m) Điều kiện Ambient (NOB=800psi) Điều kiện Net Overburden Pressure (NOB=3151psi) Tỷ trọng hạt (G/cm3) Độ rỗng (%) Độ thấm (mD) Độ rỗng (%) Độ thấm (mD) SD-2X 4H 1888,44 26,8 1367 26,2 1284 2,63 7H 1889,47 32,1 4094 31,7 3952 2,65 18H 1893,08 29,6 2224 29,3 2143 2,63 21H 1894,08 30,4 3429 30,1 3336 2,62 25H 1895,48 27,7 1979 27,3 2063 2,64 27H 1896,19 31,6 3426 31,1 3308 2,65 30H 1897,11 31,2 4533 31 4402 2,64 32H 1897,56 30,4 3841 30,1 3734 2,62 38H 1899,07 31 3805 30,6 3689 2,64 41H 1899,78 28,6 531 28,3 507 2,63 48H 1901,64 30,6 3222 30,2 3148 2,65 55H 1903,64 27,7 391 27,4 390 2,64 SD-3X 10H 1748,42 19 21 18,7 20 2,64 12H 1749,3 30,4 1320 30 1272 2,62 16H 1761,26 31,5 5668 31 5597 2,61 30H 1765,76 30,1 4146 29,7 4041 2,61 37H 1768,09 29 2276 28,7 2236 2,61 40H 1769,1 27,5 896 27,1 850 2,62 46H 1771,15 29,1 2359 28,7 2283 2,61 50H 1772,26 29,8 5370 29,3 5076 2,62 53H 1772,76 29,4 7675 28,9 7306 2,61 56H 1773,48 28 4236 27,6 4076 2,6 59H 1774,07 19,2 3,9 18,8 3,4 2,62 Phân tích thực nghiệm để xác định hệ số nén chung của tầng chứa được tiến hành trên 23 mẫu lõi. Kết quả phân tích cho giá trị từ 4,5 tới 11,9xE-6 (psi-1) (với áp 57 suất hông từ 4.000 tới 5.000 psi NOB-Net Overburden Pressure trung bình khoảng 9,89 E-6 (psi-1). Kết quả nghiên cứu trên mẫu lõi được đối chiếu với kết quả minh giải log, một số mẫu lõi được lấy ở phần có chứa nhiều sét nên có độ rỗng và thấm rất thấp. Độ sâu và vị trí lấy mẫu lõi của giếng SD-2X và SD-3X được thể hiện trong hình 2.5. Hình 2.5: Vị trí các điểm lấy mẫu lõi phục vụ phân tích đặc biệt [3, FDP 2011] Hệ đường cong thấm pha tương đối của nước-dầu, độ bão hòa nước ban đầu, độ bão hòa dầu dư được thể hiện trong Hình 2.6 và 2.7 [3,FDP 2011]. Swi = 0,18 kro@Swi = 1,00 Sorw = 0,20 krw@Sorw = 0,24 Trong đó: - Swi: bão hòa nước ban đầu - Sorw: bão hòa dầu dư - Kro@Swi: độ thấm tương đối của dầu ở điểm nước ban đầu - Krw@Sorw: đột hấm tương đối của nước ở điểm bão hòa dầu dư 58 Hình 2.6: Đường cong thầm pha dầu nước từ giếng SD-2X và SD-3X [3] Hình 2.7: Đường cong thấm pha dầu nước đối tượng Mioxen hạ B10 [3] Quan hệ độ rỗng- độ thấm của tầng Mioxen được thể hiện trong Hình 2.8. Hình 2.8: Quan hệ rỗng thấm của đối tượng Mioxen [3, FDP 2011] 59 Đường cong áp suất mao dẫn và điểm nước ban đầu thấp nhất đạt 17% đã chứng minh tính chất vỉa rất tốt của đối tượng Mioxen hạ. Hình 2.9: Áp suất mao dẫn đối tượng Mioxen [3, FDP 2011] Hình 2.10: Quan hệ rỗng thấm của đá chứa đối tượng Mioxen hạ [3] 2.3.2. Tính chất hệ chất lưu vỉa của đối tượng Mioxen hạ Quá trình thử vỉa DST tại 03 giếng SD-1X, SD-2X, SD-3X cho lưu lượng dòng lớn nhất từ 4,662 đến 6,443 thùng dầu trên ngày. Các mẫu chất lưu (dầu-khí- nước) được lấy tại các vị trí đáy giếng, miệng giếng và qua hệ thống tách sơ bộ lỏng- khí đã được mang đi phân tích để xác định tính chất của hệ chất lưu vỉa, mẫu SD- 13PS được lấy sau này để so sánh. Tính chất của dầu vỉa tầng Mioxen được đưa ra trong bảng 2.2 và hệ số thể tích, tỷ số khí hòa tan (Hình 2.11 và 2.12). 60 Bảng 2.2: Đặc tính dầu tại điều kiện vỉa [3, FDP 2017] Tính chất SD-1X SD-2X SD-3X SD-13PST Tỷ trọng API 34,7 35,5 35,4 35.9 Áp suất điểm bọt (psia) 1155 1275 1060 1079 GOR (scf/stb) 364 364 314 356 Hệ số thể tích dầu thành hệ Boi tại áp suất vỉa Pr = 2.500 psi 1,24 1,27 1,23 1,24 Độ nhớt dầu tại điều kiện vỉa (cP) 0,907 0,825 0,88 0,78 Hình 2.11: Hệ số thể tích thành hệ Bo, [3, FDP 2017] Hình 2.12: Tỷ số khí hòa tan, [3, FDP 2017] 61 Kết quả phân tích cho thấy sự khác nhau giữa tính chất lưu thể tại các khối trong cùng một đối tượng. Các thông số từ giếng SD-2X và SD-3X lần lượt sử dụng dữ liệu đầu vào cho mô hình thủy động lực tại 2 vùng Trung tâm và vùng Tây Nam. Tính chất dầu-khí với API từ 34-37, áp suất điểm điểm bọt từ 1079-1275, tỷ số khí dầu từ 314-364 cho thấy dầu- khí của tầng Mioxen thuộc dạng dầu khá nhẹ và phù hợp với các phương pháp bơm ép nâng cao hệ số thu hồi như : N2, Flue Gas, Khí hydrocacbon, Khí CO2-trộn lẫn. Các phương pháp như bơm ép khí không trộn lẫn hoặc hóa phẩm (Alkaline/Surfactant Polymer/Polymer) đều có thể áp dụng tuy nhiên tính ưu tiên thấp hơn do yếu tố nhiệt độ và áp suất của vỉa chứa [62,Tabek].. Mẫu nước được lấy tại các giếng SD-2X và SD-3X, kết quả phân tích cho thấy tỷ trọng cao hơn 1 g/cc và độ nhớt khá cao so với nước vỉa thông thường nên có khả năng bị nhiễm bẩn bởi dung dịch khoan. Mẫu nước từ SD-13PST được lấy năm 2013 cho kết quả phân tích phù hợp nhưng có khả năng bị ảnh hưởng của quá trình phối trộn với nước bơm ép.Các thông số nước vỉa của Mioxen hạ trong điều kiện vỉa được tóm tắt trong bảng sau: Bảng 2.3: Tính chất nước vỉa tầng Mioxen hạ, [3, FDP 2011) Tính chất SD-2X SD-3X SD-13PST Hàm lượng muối (mg) 44.620 40.214 Không có Hàm lượng Cloride (mg) 24.317 22.263 26.557 Độ nhớt tại 25 0C (Cst.) 3.3 3.84 0.98 Tỷ trọng tại 20 0C (g/cc) 1.029 1.028 1.029 Nồng độ pH 6.8 7.15 7.4 Trữ lượng dầu khí tại chỗ và trữ lượng dầu khí thu hồi Dựa trên các thống số đánh giá từ ranh giới dầu-nước, mức độ sét hóa, thể tích, nước bão hòa, hệ số thể tích thành hệ trữ lượng dầu khí tại chỗ của các vỉa chứa trầm tích của mô hình được tính toán bằng phương pháp thể tích sử dụng mô phỏng Monte-Carlo [3,HIIP 2013]. Kết quả minh giải địa chất cho thấy tập B10 của tầng Mioxen có 02 đứt gẫy 62 chia thành 3 khối (khối chính ở khu vực giếng SD-1X, khối ở khu vực SD-3X/6X và khối SD-4X/5X). Kết quả nghiên cứu cũng chỉ ra sự liên kết ở đây rất kèm, độ dầy thân cát khoảng 10-16m . Khối đứt gãy G-1X không bao gồm trong tính toán trữ lượng cho tập B10. Ranh giới dầu-nước được xác định ở -1729.5 mTVDss cho khối SD-1X, -1735 mTVDss cho khối SD-3X và dự tính ở -1747.5 ở khối SD-4X. Gradient của dầu theo kết quả giếng khoan cho thấy xu hướng tăng từ 0.33-0.34 psi/ft và gradient của nước từ 0.44-0.47 psi/ft được sử dụng để xác định ranh giới dầu nước. Tập B10 của tầng Mioxen trong cấu trúc mỏ Sử Tử Đen có các thân cát rất mỏng và bao gồm vùng bẫy nhỏ. Mắc dù tính chất vỉa rất tốt, cát xuất hiện liên tục trong cả cấu trúc Sư Tử Đen nhưng sự thật các giếng đều nằm ở vùng trung tâm của phần phía tây nam của mỏ. Điều này có nghĩa rằng các rủi ro vẫn tồn tại rất nhiều ở vùng phía bắc. Các thông số tính toán được lựa trọng trên tất cả các số liệu có sẵn sẽ làm giảm thiếu rui ro đến mức tối thiểu. Khoảng khai thác của B10 là từ 10-15m với 04 thân cát chính (A,C,E và G). Hình 2.13: Sơ đồ cấu trúc nóc tầng sản phẩm B10 - Khu vực SD-1X và SD-3X [3, HIIP 2013] 63 Hình 2.14: Sơ đồ cấu trúc nóc tầng sản phẩm B10 – Khối SD-4X/5X Trữ lượng khí tại chỗ trong vỉa được tính từ trữ lượng dầu tại chỗ ở bảng 2.4 và sử dụng tỷ số khí dầu với giá trị 364 scf/stb của kết quả phân tích PVT. Bảng 2.4: Trữ lượng dầu tại chỗ đối tượng Mioxen Hạ [3] 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 [3] 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 So sánh các phương pháp tính toán trữ lượng cho khối SD-1X và khối SD-3X bằng mô hình địa chất 3D cũng cho kết quả tương tự được đưa ra trong bảng sau. Bảng 2.6: Trữ lượng dầu tại chỗ bằng mô hình địa chất 3D 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 khí thu hồi dược tính theo phương pháp truyền thống 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 Hiệu quả khai thác của tầng Mioxen vượt so với dự kiến do có nguồn năng lượng hỗ trợ từ các đới ngập nước ở rìa của cấu tạo. Theo kết quả minh giải địa vật lý thì khả năng cung cấp mạnh nhất theo hướng bắc – tây bắc. Kết quả hỗ trợ áp suất vỉa từ nước nội tại ở rỉa làm giảm quá trình suy giảm áp suất và gia tăng thu hồi dầu được thể hiện ở giai đoạn 2007-2011, hệ số khai thác của giếng rất cao (khoảng 20 bopd/psi), tuy nhiên mức độ ngập nước cũng tăng theo. Tầng Mioxen khai thác tại 03 khu vực chính: Vùng Đông Bắc, Vùng Trung tâm, Vùng phía Tây. Vùng Đông Bắc có các giếng khai thác SD-28P (dừng khai thác tháng 5/2015 do độ ngập nước 95%, không có hiệu quả kinh tế), SD-6P và SD-13P được hỗ trợ duy trì áp suất vỉa bằng giếng bơm ép Sd-27I với lưu lượng cao. Áp suất đáy giếng xác định tính liên thông mạnh giữa vùng Trung tâm và phía Đông Bắc. Vùng Trung tâm (SD-11P, 12PST, 14P, 15P, 23P, 1PST) có áp suất thấp hơn so với phía tây (SD-10P, 20P, 26P) và phía Đông Bắc (SD-27P, 28P, SDNE-6P) do khai thác có sản lượng lớn hơn. Tính đến thời điểm 5/2015, Vùng Trung tâm đang khai thác tại các giếng: SD-11P, 12P, 65 14P, 15P, 23P, 1PST, 8PST. Vùng Đông Bắc đang khai thác tại giếng SD-6P với độ ngập nước khoảng 65%. Vùng phía Tây có ba giếng khai thác chính là SD-26P, 10P, 20P với độ ngập nước đều trên 80%. Giếng khai thác mới nhất SD-8PST (đưa vào khai thác 8/2011) và SDNE-6P (đưa vào khai thác tháng 4/2010) đều có độ ngập nước nhanh và tăng cao, hiện tại đều trên 65%. Trong đó giếng SD-8PST đang khai thác với áp suất đáy giếng dưới áp suất điểm bọt Pb (Pb=1275 psia). Các giếng SD- 15P/I, SD-26P/I và SD-1P/IST hiện vẫn được vận hành để khai thác dầu và chưa chuyển sang bơm ép theo kế hoạch do lưu lượng dầu vẫn đạt hiệu quả kinh tế cao. Hình 2.15: Vị trí các giếng trong đối tượng Mioxen Các giếng bơm ép được đưa vào sớm từ năm 2011, giếng SD-17I được đưa vào bơm ép vào 6/2011 với độ tiếp nhận rất tốt và đã chứng minh được khả năng duy trì áp suất cho toàn mỏ bằng việc đo áp suất tại các giếng khai thác. Hai giếng bơm ép, SD-16I ở Vùng phía Tây (Tây Nam) và giếng SD-13I ở Vùng phía Bắc, cũng được đưa vào bơm ép lần lượt vào tháng 12/2011 và 2/2012. Giếng SD-16I cho thấy có độ tiếp nhận nước bơm ép tốt và chu vi ảnh hưởng lớn đến các giếng SD-10P, 20P, 26P. Còn giếng SD-13I thì mức độ ảnh hưởng quá nhỏ và dừng bơm ép vào cuối năm 2013. Tính đến năm 2015, sản lượng khai thác từ B10 tầng Mioxen đạt gần 80 triệu thùng dầu, với hệ số thu hồi hiện tại đạt 33,4% với lưu lượng dầu khai thác khoảng gần 8000 thùng/ngày, độ ngập nước toàn mỏ gần 86%. 66 Hình 2.16: Động thái áp suất mỏ [3, HIIP 2015] Hình 2.17: Ảnh hưởng của các giếng bơm ép tới từng khu vực ĐÔNG BẮC TÂY TRUNG TÂM 67 Bảng 2.8: Trạng thái khai thác các giếng Giếng Năm khai thác Sản lượng dầu cộng dồn (triệu thùng) Nước cộng dồn (triệu thùng) Độ ngập nước (%) SD-11P 2004 7.29 10.69 86,3 SD-10P 2005 4.43 13.25 87 SD-14P 2005 13.48 9.37 91 SD-20P 2006 13.03 13.06 94 SD-15P 2006 4.67 13.42 85 SD-23P 2007 10.70 6.74 84 SD-26P 2007 3.68 11.97 95 SD-27P 2007 0.74 4.07 97 SD-28P 2007 7.69 4.78 98 SD-1PST 2008 4.02 11.36 97 SD-12P 2009 5.24 6.40 90 SD-8PST 2011 0.68 1.62 84 SD-6P 2011 5.26 7.00 77 SD-10PIST 2015 0.07 0.02 28 Hình 2.18: Trạng thái khai thác giếng SD-NE-6P 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 k

Các file đính kèm theo tài liệu này:

  • pdfluan_an_nghien_cuu_ung_dung_cong_nghe_bom_ep_luan_phien_nuoc.pdf
Tài liệu liên quan