Đề tài Phân tích hiện trạng khai thác và đưa ra giải pháp nâng cao lưu lượng giếng ở Mioxen hạ - Vòm Bắc mỏ Bạch Hổ

u được 3440 ngàn SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K5091 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất tấn dầu. Giá trị hệ số thu hồi dầu ở vòm Bắc là 0,364 ,giá trị hệ số thu hồi dầu của phần trữ lượng được khai thác là 0,384. Như vậy ,từ tổng trữ lượng địa chất ban đầu của Mioxen hạ là 28553 ngàn tấn, đã đưa vào khai thác phần trữ lượng dầu ở vòm Bắc và vòm Trung Tâm là 14033 ngàn tấn hay 49,1%, trong đó 154 ngàn tấn trữ lưọng cấp C2. Trữ lượng dầu cấp C1 của các tầng sản phẩm chưa được đưa vào kha thác :tầng 23-2 với trữ lượng 2612 ngàn tấn phân bố ở vùng các giếng khoan 402, 423,…;tầng 24 với trữ lượng 103 ngàn tấn phân bố ở vùng các giếng khoan 76 và tầng 25, 26, 27 với trữ lượng 3491 ngàn tấn ở phía Nam của mỏ. Tính đến 01/07/2007,trữ lượng dầu cấp C1+C2 chưa được đưa vào khai thác tập trung chủ yếu ở những vùng đã khoan và có thể khai thác bằng quỹ giếng quay lại. Các số liệu thu hồi dầu từ phức hệ Mioxen hạ mỏ Bạch Hổ được thể hiện trong bảng V.10 SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K5092 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất Bảng V.10. Thu hồi dầu từ phức hệ sản phẩm Mioxen hạ SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K5093 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất Mức độ thu hồi dầu phụ thuộc nhiều vào hiệu quả hệ thống bơm ép và hoạt động tích cực của nước rìa. Đặc tính ngập nước của các tầng sản phẩm Mioxen hạ , phụ thuộc chủ yếu vào hoạt động của các giếng bơm ép và ảnh hưởng nước rìa ở nhiều mức độ khác nhau. Nước đã xuất hiện từ năm thứ 2 trong sản phẩm khai thác và đến thời điểm này (01/07/2007) giá trị trung bình là 76,2%. Kết quả phân tích địa chất mỏ và kết quả đo mặt cắt dòng cho hoạt động thấy bơm ép bao trùm chủ yếu ở các tầng 23-2, 23-3 của vòm Bắc và vòm Trung Tâm. Ở nhữnh tầng sản phẩm còn lại, hoạt động của giếng bơm ép có mức độ bao trùm thấp hơn. Hoạt động của nước rìa tích cực nhất ở vòm Bắc được phản ánh bởi động thái áp suất vỉa của vùng khai thác, nằm ngoài tầm ảnh hưởng của các giếng bơm ép. Tại vòm Trung tâm ảnh hưởng lớn của nước rìa thể hiện rõ ở cánh phía Tây của cấu tạo, ở đó giếng 920 hoạt động với áp suất vỉa là 29,2MPa. Việc bơm ép với cường độ mạnh và hoạt động của nước rìa đã báo trước khả năng ngập nước cao của các giếng ở vòm Bắc, hiện lên đến 81,7%, còn ở vòm Trung Tâm là 49,6%. V.3.3. Đánh giá nhận xét về tình trạng khai thác hiện tại ở tầng Mioxen hạ mỏ Bạch Hổ Dựa trên trạng thái khai thác, đặc trưng áp suất và cấu trúc quỹ giếng ta có thể đưa ra một số đánh giá sau: -Hệ số bù khai thác của Mioxen hạ vòm Bắc >100% nên việc duy trì áp suất vỉa là rất tốt nhưng nhược điểm là các giếng khai thác nhanh bị ngập nước(xấp xỉ 75%). -Hệ số thu hồi dầu ở đối tượng Mioxen hạ vòm Bắc khá cao chứng tỏ hệ thống khai thác và mạng lưới giếng khoang hiện tại được VSP xây dựng tốt, các biện pháp thu hồi dầu cũng hợp lý do đặc điểm địa chất : độ rỗng , độ thấm, liên thông thuỷ lực… - Mioxen vòm Trung tâm hiện tại mới khai thác ở phần Bắc, cần phát triển khai thác xuống phần phía Nam để tận thu lượng dầu tồn đọng. -Trữ lượng địa chất tại đối tượng Mioxen hạ đưa vào tính toán khai thác có thể thấp hơn so với thực tế vì hệ số thu hồi dầu khai thác được rất cao như Mioxen hạ vòm Bắc đạt 0,379 nên có thể xem xét chuyển cấp trữ lượng C2 thành cấp trữ lượng C1 để đưa vào khai thác. V.4. Phân tích hiệu quả của hệ thống khai thác và các giải pháp để hoàn thiện giếng ở Mioxen hạ mỏ Bạch Hổ Trong giai đoạn đầu, tài liệu thiết kế đã xem xét hệ thống khai thác như sau: Vòm Trung Tâm được khai thác với hệ thống giếng 7 điểm và các giếng phân bố theo mạng lưới tam giác đều, kích thước 400x400m. Vòm Bắc được khai thác với hệ thống 3 hàng thẳng và các giếng phân bố theo mạng lưới đều có kích thước 600x600m. Giai đoạn tiếp theo, trên cơ sở đặc trưng của cấu trúc phức hệ, tính chất bất đồng nhất của các tầng sản phẩm, đối tượng được khai thác ở chế độ bơm ép tăng cường bên trong theo cụm có lựa chọn. SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K5094 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất Việc triển khai hệ thống khai thác ở Mioxen hạ đạt các chỉ số khai thác cao: tỷ lệ thu hồi dầu từ trữ lượng thu hồi ban đầu đạt 84,4%, hệ thống bơm ép nước đã giúp ổn định mức suy giảm sản lượng và giữ áp suất vỉa không thấp hơn áp suất bão hoà. Hệ số bù khai thác cộng dồn bằng bơm ép nước đạt 61%, ở thời điểm 01/07/2007 đạt 120 %. Vòm Trung Tâm có các thông số khai thác đạt mức thấp. Vòm Trung Tâm Mioxen hạ có 17 giếng khai thác đã và đang làm việc, vòm Bắc có số lượng giếng gấp 2 lần-34 giếng . Tầng sản phẩm 23-2 có diện tích chứa dầu lớn, với trữ lượng 2612 ngàn tấn (khu vực 7- T) chưa được huy động vào khai thác, chiếm 35% trữ lượng địa chất ban đầu của vòm Trung Tâm. Các tầng sản phẩm của Mioxen hạ được khai thác với nhiều mức độ khác nhau, khoảng mở vỉa của các giếng khai thác và bơm ép tập trung chủ yếu ở tầng 23-2 và 23-3. Những tầng sản phẩm khác được khai thác ở mức độ thấp hơn hoặc hoàn toàn không được huy động vào khai thác. Trong trường hợp này ,các giải pháp nhằm nâng cao hiệu quả của hệ thống khai thác như là : đưa vào khai thác những vùng chưa được huy động , chuyển những giếng từ đối tượng dưới lên và thiết lập các cụm bơm ép bổ xung nhằm tận thu hồi trữ lượng dầu của các đối tượng. CHƯƠNG VI: PHÂN TÍCH CÁC PHƯƠNG PHÁP NÂNG CAO LƯU LƯỢNG GIẾNG Ở TẦNG MIOXEN HẠ VÒM BẮC MỎ BẠCH HỔ VI.1. Duy trì áp suất vỉa bằng bơm ép nước Áp suất vỉa ban đầu xấp xỉ áp suất thuỷ tĩnh, các giếng phân bố trên các diện tích không có hoặc kém liên thông thuỷ lực với vùng nước rìa. Đó là điều kiện cần phải duy trì sáp suất vỉa để đáp ứng yêu cầu phải đạt được nhịp độ thu hồi dầu cao cho mỏ dầu. Các đặc trưng vật lý ,thuỷ lực của collector và chất lưu sau đây đáp ứng điều kiện đủ để có thể bơm ép nước duy trì áp suất vỉa: -Quan hệ thuỷ lực, liên thông tốt thân dầu với nước bao -Độ nhớt của dầu không cao (µ=1÷2cP). -Nước bơm ép qua quy trình xử lý đảm bảo yêu cầu vật lý hoá học. -Hệ số tiếp nhận trung bình. -Áp suất bão hoà không cao chỉ bằng 0,6÷ 0,7 áp suất vỉa ban đầu. Hiệu quả của bơm ép nước của cụm giếng 63, 69,71,87,giếng bơm ép 70 và cụm giếng 815,816,95, 806, giếng bơm ép 202 được minh hoạ trong các hình VI.1, VI.2, VI.3, VI.4 SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K5095 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất Hình VI.1. Động thái áp suất vỉa cụm giếng 63, 71, 87, 70, 69 Hình VI.2. Các thông số khai thác cụm giếng 63, 69, 71, 87 SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K5096 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất (Thời điểm bắt đầu bơm ép) Hình VI.3. Ảnh hưởng bơm ép của giếng 202iw đến áp suất các giếng lân cận SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K5097 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất Hình VI.4. Ảnh hưởng bơm ép của giếng 202iw đến lưu lượng các giếng lân cận Trên các hình trên ta dễ dàng nhận thấy 2 cụm giếng khai thác trong giai đoạn đầu áp suất vỉa suy giảm nhanh chóng tương ứng với sự suy giảm của lưu lượng dầu, sau khi đưa 2 giếng bơm ép 202 và giếng 70 áp suất các giếng đã bắt đầu ổn định đồng thời lưu lượng dầu cũng tăng lên và ổn định. Ở các cụm giếng khai thác không được tổ chức bơm ép thì lưu lượng giảm nhanh đồng thời ổn định ở mức rất nhỏ (3-4t/ng.đ). Sự phân bố quỹ giếng bơm ép theo từng năm được trình bày trong bảng VI.1. Bắt đầu từ năm 2005 tổng lượng nước bơm ép ở đối tượng này tăng lên nhờ chuyển giếng 905/MSP-9 vào bơm ép. Bảng VI.1. Quỹ giếng bơm ép ở đối tượng Mioxen hạ SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K5098 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất Từ đó ta có thể rút ra kết luận rằng để nâng cao hiệu quả bơm ép nước thì ngoài việc lựu chọn đúng đắn giếng để bơm ép nước thì cần phải bắt đầu bơm ép nước khi áp suất vỉa mới chỉ đạt < 20% so với áp suất bão hoà. VI.2. Gia tăng hệ số quét VI.2.1. Khoan á ngang Gia tăng hệ số quét của hệ thồng khai thác được thực hiện bằng việc đan dầy hệ thống mạng lưới giếng khoan và khoan mở vỉa sản phẩm bằng thân dầu giếng á ngang (hình VI.5) Tuy nhiên, đan dầy mạng lưới giếng khoan để nâng cao hiệu quả kinh tế - kỹ thuật khai thác dầu một đối tượng cụ thể lại là một vấn đề không đơn giản có khi không thể triển khai vì lý do các giới hạn kinh tế. Áp dụng giải pháp công nghệ này ta phải đánh giá hàng loạt thông số công nghệ khai thác của từng giếng, một cụm giếng hoặc thông qua mô phỏng độ bão hoà nước bơm ép, qua đó xác định các vùng còn tồn đọng dầu khả năng thu hồi dầu từ các vùng đó. Tăng hê số bao trùm bằng việc khoan mở vỉa các tầng sản phẩm bằng thân giếng á ngang: Đối tượng khai thác Mioxen của VietSovpetro có đặc trưng sau: SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K5099 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất - Các thân cát không liên tục - Hệ số phân lớp cao 3-4 có khi đến 10 - Hệ số cát bé, thường 0,1-0,2 - Góc đổ của vỉa mở không lớn - Tổng bề dầy hiệu dụng khi mở vỉa thẳng đứng không lớn (10-15m) Căn cứ vào đó để việc khoan mở vỉa có hiệu quả bằng thân á ngang. Về mặt công nghệ khoan thân á ngang vẫn thuận lợi hơn khoan thân ngang. Đối với tầng sản phẩm 23 Mioxen dưới mỏ Bạch Hổ đã có 2 giếng mở vỉa bằng thân á ngang (815 và 917). Hai giếng này đều cho thấy kết quả là lưu lượng ban đầu cao gấp 1,5 lần đến 3 lần so với các giếng mở vỉa bẳng thân thẳng đứng. Tuy nhiên việc duy trì ổn định lưu lượng của giếng mở vỉa bằng thân á ngang (thường cho lưu lượng khá cao) còn phụ thuộc vào một yếu tố quan trọng là khả năng duy trì áp suất vỉa ở xung quanh các giếng này. Thực tế cho thấy rằng lưu lượng giếng 815 được duy trì tốt hơn so với giếng 917 vì ở khu vực giếng 815 có bơm ép nước giữ áp suất vỉa còn ở khu vực khai thác giếng 917 một thời gian dài không có bơm ép nước duy trì áp suất vỉa. Vì vậy, ở những khu vực có khoan thân á ngang cần thiết tổ chức bơm ép nước để duy trì áp suất vỉa. SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K50100 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất Hình VI.5. Minh hoạ giếng khoan á ngang VI.2.2. Khai thác quay lại Đến nay đã có hàng loạt các giếng quay lại: - Từ móng quay lên Mioxen:60, 809, 920,445,446… - Từ Oligoxen quay lên Mioxen : 93, 145; 710,708… Trong đó giếng 920 được chuyển từ đối tượng Oligoxen lên Mioxen từ tháng 07/2003 đến 07/2008 đã thu hồi được 190.933 tấn dầu. Đây là lượng dầu đáng kể thu hồi được mà chi phí đầu tư rất nhỏ, sản lượng khai thác dầu của giếng này góp phần quan trọng dự báo sản lượng khai thác dầu của đối tượng Mioxen dưới ở vòm trung tâm mỏ Bạch Hổ. VI.2.3. Cắt thân Khả năng cắt thân 2 để đan dầy mạng lưới về mặt công nghệ là khả thi, vietsovpetro đã cắt được 2 thân song vì chọn vị trí không thuận lợi nên lưu lượng các giếng này nhỏ dẫn tới hiệu quả kinh tế kỹ thuật thấp. Trong tương lai, cần áp dụng giải pháp cắt thân 2 ở những khu vực hổi đủ 2 điều kiện: - Xác định được tương đối chắc chắn sự tồn tại của trữ lượng dầu còn tồn đọng đủ lớn để có thể định vị được vị trí xác định (toạ độ) của thân giếng 2 SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K50101 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất - Trên diện tích đã xác định còn dầu tồn đọng có các giếng đã dừng hoạt động (hoặc hoạt động với lưu lượng không hiệu quả) với tình trạng kỹ thuật có thể cắt thân 2. Việc cắt thân 2, thân 3 các giếng đã dừng hoạt động đòi hỏi chi phí hơn so với tận dụng giếng quay lại ở Vietsovpetro thực sự chỉ mới thực hiện ở một giếng (117b). Giếng 117b được cắt vào thân phía ngoài đường của MSP3, nơi dự kiến còn có lượng dầu tồn đọng tương đối nhiều.Khoan giếng mới 705 để khai thác dầu vùng Đông Bắc của MSP3 và Tây nam MSP7 được thực hiện vì ở đây không có quỹ giếng quay lại, cũng không có khả năng cắt thân 2, đồng thời dự báo lượng dầu có thể thu hồi bổ sung ở đầu được đảm bảo có lãi dù chi phí khoan 1 giếng mới tương đối cao. Kết quả cắt thân 2 ở giếng 117b cho lưu lượng dầu ban đầu là 190t/ng.đ và giếng mới 705-MSP7 có lưu lượng ban đầu đến 300t/ng.đ đến 31-12-2007 giếng 705 đã thu hồi được 145.762 tấn dầu và ở giếng 117b đã thu hồi được 100.337 tấn dầu. Sản lượng khai thác từ 2 giếng này góp phần quan trọng ổn định sản lượng khai thác thân dầu của tầng 23 Mioxen hạ ở vòm Bắc mỏ Bạch Hổ. Việc cắt thân 2 để đan dầy mạng lưới giếng cũng cần áp dụng vì hầu như không còn các lỗ tự do trên các giàn hiện có hoặc việc tạo ra các lỗ bổ sung cũng rất hạn chế. Để cắt thân 2,ở Vietsopetro đã áp dụng 2 kiểu: + Cắt bỏ 1 đoạn ống chống, đặt cầu xi măng, sau đó trên đáy cầu xi măng khoan thân mới theo thiết kế với động cơ đáy và dụng cụ để cắt xiên. Kiểu này dễ áp dụng song chi phí cao, mất nhiều thời gian để dọn sạch các vật liệu khi cắt 1 đoạn ống chống. + Cắt tạo “cửa sổ ” sử dụng dao cắt doa và máng xiên (whipstock) của hãng Catcl Fishing International Services. Kiểu này cho phép chuẩn bị thân giếng để cắt thân nhanh hơn song chi phí cho công nghệ mới lại tương đối cao. VI.3. Giảm hệ số skin Cơ sở lý thuyết: Định luật Daxi đối với giếng khai thác dầu (một pha) được biểu thị như sau: Q= µ KA . dr dP (1) Trong đó: Q =lưu lượng dòng chảy, cm³/s K= Độ thấm của đá, D SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K50102 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất A=Thiết diện dòng chảy, cm² =µ Độ nhớt của chất lưu, cP dP= Gradien áp suất dr= Gradien bán kính ảnh hưởng, cm Vì lưu lượng không đổi đối với bất kỳ bán kính nào nên A=2pi rh nằm cách tâm giếng khoảng cách r .Phương trình (1) trở thành: Q= dr dPKh .2 µ pi (2) Tách biến và lấy tích phân ta có: ∫P dP Pwf = Kh Q pi µ 2 ∫ r r dr rw (3) Q = dr dPKh .2 µ pi dP = Kh Q pi µ 2 ∫ r r dr rw ∫P dP Pwf = Kh Q pi µ 2 ∫ r r dr rw Trong đó : h là chiều dày hữu hiệu tầng sản phẩm, ft Pwf là ký hiệu quy ước cho áp suất lòng giếng khi có dòng chảy. Ta có : Pe Pw = Kh Q pi µ 2 ln rw r (4) Nó chỉ ra rằng : áp suất gia tăng theo loga của bán kính ; áp suất giảm mạnh hơn ở vùng xung quanh giếng so với vùng xa giếng nhất là vùng biên ngoài. Đặc biệt khi r=re thì: Pe Pw = Kh Q pi µ 2 ln rw r (5) Khi khoan qua vỉa phải tạo áp suất lòng giếng cao hơn áp suất vỉa để ngăn cản dòng chảy vào giếng; chất lượng dung dịch khoan phải tốt (chứa ít hạt rắn) để tránh làm giảm độ thấm của đá và xâm nhập vào vỉa tạo nên đới tổn hại xung quanh giếng như trên hình VI.6 ( rd là bán kính của đới này). Nếu giếng không bị tổn hại thì đồ thị áp suất biểu biễn bằng đường chấm chấm. Do có sự suy giảm áp suất trong đới tổn hại nên chênh áp trong phương trình (5) phải lớn hơn mức bình thường hoặc phải giảm Pwf . Mức chênh này là ∆Pskin theo Everdingen là : ∆Pskin = Kh Q pi µ 2 .S (6) SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K50103 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất Trong đó ∆Pskin là chênh áp do suy giảm vùng quanh giếng còn S là hệ số skin hay hệ số bịt vỉa. Khi dùng hệ số này thì phương trình (6) có dạng sau: Hình VI.6. Sự thay đổi độ thấm xung quanh giếng Hình VI.7. Đồ thị áp suất xung quanh giếng bị nhiễm bẩn SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K50104 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất Pe Pw = Kh Q pi µ 2 (ln rw r +S) (7) Nếu S=0 thì không có hiệu ứng bịt vỉa. Nếu S>0 thì phát sinh chênh áp do giảm độ thấm vùng quanh giếng (K1<K2 hình VI.7). Nếu SK2, vùng quanh giếng có độ thấm cao hơn vùng xa giếng. Phương trình (7) được các kỹ sư vỉa dùng thường xuyên nên nó được thay đơn vị Daxi bằng đơn vị công trường và có dạng sau: Pe Pw =141,2. Kh BoQµ (ln rw r +S) (8) Áp suất vỉa ban đầu của các tầng sản phẩm Mioxen dưới chỉ xấp xỉ áp suất thuỷ tĩnh (khi tính quy về chiều sâu ranh giới dầu nước) có nghĩa là vỉa dầu không có dị thường áp suất cao. Trong khi đó, khi khoan giếng mở vỉa thường dùng dung dịch gốc sét có tỷ trọng tương đối cao, đặc biệt các giếng được khoan vào giai đoạn vỉa đã suy giảm áp suất, làm xấu đi tính chất colecto vùng lân cận đáy giếng. Khi chống ống và trám xi măng, một lần nữa chất lượng colecto của đá chứa lại xấu thêm. Công nghệ bắn mìn mở vỉa đã áp dụng với chiều xuyên thân vào vỉa (sau khi đã bắn thủng ống chống và vành đá xi măng) không loại trừ hoàn toàn các yếu tố gây nhiễm bẩn vỉa (nhiễm bẩn) nêu trên. Vì vậy ngay khi mới đưa vào khai thác, các giếng đều có giá trị skin dương ( giếng 117b có s = 14,6). Trong quá trình sử dụng giếng sửa chữa giá trị skin có xu hướng tăng lên do các tính chất dầu vỉa (hàm lượng parafin cao, nhựa cao) cũng như dung dịch sử dụng trong quá trình sửa chữa giếng. Thực tế đó đặt ra nhiệm vụ phải tìm và áp dụng các giải pháp công nghệ nhằm cải thiện hệ số nhiễm bẩn (hệ số skin) bằng hoá học, vật lý học, thuỷ động lực học, và tổ hợp các phương pháp. Bảng VI.2. Kết quả áp dụng các phương pháp hoá học Dạng xử lý Trong các giếng khai thác Trong các giếng bơm ép SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K50105 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất axít Số giếng xử lý Độ thành công % Số giếng xử lý Độ thành công % Muối axít 1 0 1 100 Sét axít 15 40 4 75 Nhũ tương dầu axít 6 50 - - Bọt axít +h/h DMC 1 0 - - axít +h/h DMC 8 49 2 100 Tổng hợp 31 41 7 86 Để giảm hệ số skin, Vietsopetro đã áp dụng nhiều giải pháp: xử lý axit, siêu âm, từ trường, công nghệ phân rữa sét bằng dung dịch xôđa và dung dich bisulfit natri, nổ cao áp (PGD) và cả nứt vỉa thuỷ lực… VI.3.1. Phương pháp xử lý axit Phương pháp này mang lại hiệu quả cũng khá rõ rệt như giếng 46 – MSP1 được xử lý vào tháng 07/1997 sau khi xử lý axít+h/h “DMC” thì lưu lượng dầu tăng lên khá rõ từ 35t/ng.đ lên 100t/ng.đ; giếng 45-MSP1 tăng từ 32t/ng.đ lên 63t/ng.đ ;Giếng 1005-MSP10 xử lý axit tháng 8/2000 lưu lượng giếng tăng từ 26 lên 142m3/ng.đ, giếng 104-MSP5 xử lý axit tháng 4/2001 lưu lượng giếng tăng từ 9 lên 43m3/ng.đ. Bảng tổng kết các phương pháp hoá học đã áp dụng ở Vietsopetro trong thời gian qua (bảng VI.2) ta thấy : +Trong các giếng bơm ép xử lý giếng bằng muối-axit, sét-axit và axit+ hoá phẩm “DMC” cho hệ số thành công cao(75÷100%) +Trong các giếng khai thác, hệ số thành công không cao (40÷50%) ở dạng xử lý sét axit, axit +hoá phẩm “DMC” và nhũ tương dầu-axit(gốc sét-axit). Hệ số skin càng thấp trong các giếng khoan khai thác so với trong các giếng bơm ép có thể được lý giải bởi sự nhiễm bẩn vùng cận đáy giếng khai thác đã diễn ra phức tạp, tương tác của nhiều thành phần từ trong vỉa chảy ra(3 pha) với thành phần đất đá.Trong khi đó, ở giếng bơm ép sự nhiễm bẩn diễn ra đơn giản hơn, sự tương tác SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K50106 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất của nước bơm ép với đất đá (đơn pha) . Đồng thời vận tốc dòng chảy đơn pha của nước bơm ép thể hiện hiệu quả gia tăng lưu lượng dầu các giếng tương ứng với việc cải thiện hệ số skin (trên các hình VI.5÷VI.8).Hình VI.8 giếng 42-MSP1, 2/1998, gia tăng 20÷29 t;hìnhVI.9giếng 45-MSP1, 3/2001, gia tăng 32÷63t; hình VI.10 giếng 46- MSP1, 7/1997, gia tăng 35÷100t; hình VI.11 giếng 806-MSP8. Tuy vậy hầu hết các giếng có vùng xử lý cận đáy giếng không được tiến hành nghiên cứu thuỷ địa hoá trước và sau xử lý nên không có cụ thể về giá trị skin Hình VI.8. Sự gia tăng lưư lượng của giếng 42-MSP1 do xử lý axit, 2/1998 SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K50107 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất Hình VI.9. Sự gia tăng lưu lượng của giếng 45-MSP1 do xử lý axit, 3/2001 SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K50108 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất Hình VI.10. Sự gia tăng lưu lượng của giếng 46-MSP1 do xử lý axit, 7/1997 SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K50109 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất Hình VI.11. Sự gia tăng lưu lượng theo thời gian của giếng 806-MSP8 do xử lý axit. SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K50110 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất VI.3.2. Nứt vỉa thuỷ lực Kết quả các giếng sử dụng phương pháp nứt vỉa thuỷ lực như sau: Giếng 701- MSP7 gây nứt vỉa thuỷ lực tháng 7 /1995. Lưu lượng dầu tăng từ 56 lên 128t/ng.đ. Hiện nay lưu lượng giảm xuống còn khoảng 20t/ng.đ (đến thời điểm 07/2008). Tổng sản lượng khai thác hiện tại khá cao khoảng 400ngàn tấn. Giếng 507-MSP5 gây nứt vỉa thuỷ lực tháng 6/2002 cho lưu lượng dầu tăng từ14 lên 60t/ng.đ. Giếng 1102-MSP11 gây nứt vỉa thuỷ lực tháng 7/2007. Lưu lượng tăng từ 36 lên 155t/ng.đ đến tháng 07/2008 giảm xuống còn 45t/ng.đ. Tổng sản lượng sau khi nứt vỉa thuỷ lực chỉ đạt gần 15 ngàn tấn dầu. Cho nên tính khi sử dụng phương pháp nứt vỡ thuỷ lực cần tính toán kỹ xem vùng đó lượng dầu tồn đọng còn bao nhiêu?, có mang lại hiệu quả kinh tế không? Vì chi phí mỗi lần nứt vỡ thuỷ lực khá cao (khoảng 1triệu USD). Xử lý axit và nứt vỉa thuỷ lực là các giải pháp có triển vọng áp dụng, thứ tự ưu tiên trên vẫn là những giếng có tiềm năng lớn và nằm trong cụm giến có bơm ép nước duy trì áp suất vỉa, đối với giải pháp nứt vỉa thuỷ lực sẽ đạt hiệu quả cao nếu tiến hành ngay từ giai đoạn đầu đưa giếng vào khai thác hoặc quay lại từ các đối tượng khác VI.3.3. Phương pháp vi sinh hoá lý Tại VietSovpetro, năm 2006 đã áp dụng thử nghiệm công nghệ vi sinh hoá lý mỏ Bạch Hổ. Cơ sở của phương pháp này là dùng các tác nhân vi sinh hoá lý để cải thiện hệ số đẩy dầu nhờ tác động của các chất hoạt động bề mặt Anion kết hợp với hơp chất hoạt động bề mặt không Anion để làm giảm sức căng bề mặt giữa dầu và nước, đồng thời kết kợp với phức hệ vi sinh như một xúc tác làm giảm sức căng bề mặt xuống thấp hơn nữa, ngoài ra phức hệ vi sinh còn có tác dụng tăng mức chịu nhiệt của phức hợp, làm giảm độ nhớt của dầu, tăng nhanh quá trình vận động của dầu đã lựa chọn cụm giếng gồm 3 giếng (giếng bơm ép nước 74 và 2 giếng khai thác 117b và 705). Hệ số đẩy dầu trung bình đối với đá chứa Mioxen hạ là 0,571 , giá trị này trương đối nhỏ, nếu các phải pháp làm gia tăng sẽ nâng cao được hệ số thu hồi dầu. SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K50111 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất Dung dịch vi sinh hoá lý do DMC chế tạo từ các chất hoạt tính bề mặt anion và không anion cộng với các sản phẩm nên men của vi sinh vật sau khi loại bỏ vi sinh vật đã được bơm vào giếng bơm ép 74 với khối lượng 67T trong 3 giờ. Sau đó được tiếp tục bơm ép nước biển theo chế độ công nghệ đã xác định, nước bơm ép sẽ đẩy nút đệm hỗn hợp dung dịch vi sinh hoá cộng với nước biển vào trong vỉa hướng về các giếng khai thác. Các chất hoạt động bề mặt có tác dụng làm giảm sức căng bề mặt giữa dầu và nước, tạo điều kiện đầy dầu triệt để hơn ra khỏi các kẽ hở, hang hốc, phức hợp vi sinh có tác dụng làm giảm độ nhớt dầu tại các giếng khai thác 117b và 705) thường xuyên theo dõi các chỉ số làm việc như lưu lượng dầu, hàm lượng nước, áp suất miệng giếng, chỉ hệ số khí dầu, theo dõi các chỉ số làm việc như lưu lượng, áp suất miệng giếng, chỉ số khí dầu theo định kỳ lấy mẫu nước, dầu để phân tích các thông số cần thiết. Toàn bộ quá trình áp dụng công nghệ này được sự phối hợp chặt chẽ giữa các xí nghiệp khai thác VSP và DMC. Trên hình VI.12 và VI.13 thể hiện động thái các thông số làm việc của 2 giếng khoan khai thác 117b và 705 (trong khi hầu như các thông số làm việc của giếng bơm ép 74 được giữ cố định). SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K50112 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất Hình VI.12. Sự biến động các thông số khai thác của giếng 117 do áp dụng phương pháp VSHL. SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K50113 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất Hình VI.13. Sự biến động các thông số khai thác của giếng 705 do áp dụng phương pháp VSHL. Trước khi bơm ép hoá phẩm vi sinh hoá lý, sản lượng các giếng đang có xu hướng giảm đáng kể. Sau khi bơm ép hoá phẩm vi sinh hoá lý độ tiếp nhận nước SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K50114 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất bơm ép của giếng 74 được cải thiện, chứng tỏ các tác nhân vi sinh hoá lý đã có tác dụng thay đổi các tính chất lưu biến của chất đẩy và chất bị đẩy.Tuy vậy thời gian theo dõi chưa đủ dài nên các đánh giá định lượng chưa được đánh giá. Công nghệ phức hợp vi sinh hoá lý quy trình áp dụng đơn giản, không phải đòi hỏi trang bị thiết bị lớn, không phải dừng khai thác, đảm bảo yêu cầu bảo vệ môi trường và lòng đất. Bước đầu được đánh giá có hiệu quả, đang mở rộng cho một cụm giếng lớn hơn ở khu vực giữa MSP8 và MSP9 mỏ Bạch Hổ. Nếu các phức hệ vi sinh hoá lý được cải thiện để giữ được hiệu quả ở điều kiện nhiệt độ lớn (130- 150ºC) thì phạm vi ứng dụng của phương pháp này có thể mở rộng trên cả đối tượng Oligoxen trên và Oligoxen dưới VI.3.4. Các giải pháp khác Đây là giải pháp nhằm tạo điều kiện thuận lợi để chất lưu chảy từ vỉa vào giếng và đẩy được chất lỏng từ giếng nên miệng giếng thoả mãn yêu cầu của hệ thống vận chuyển. Tuy nhiên việc giảm áp suất đáy ở đây đến đến giới hạn nào còn phụ thuộc vào giá trị áp suất bão hoà của đối tượng khai thác (sơ đồ của một giếng khai thác thể hiện trên hình VI.14) SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K50115 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất Hình VI.14. Sơ đồ của giếng khai thác VI.3.4.1. Phương pháp khai thác gazlift Với áp suất bão hoà có giá trị khoảng 0,6÷0,7 áp suất vỉa ban đầu thì thời điểm hợp lý để giếng sang khai thác gazlift hoặc bằng bơm điện chìm là khi áp suất vỉa chưa sụt giảm quá khoảng 30-40% giá trị áp suất vỉa ban đầu. Sử dụng bơm điện chìm để khai thác cơ học ở VietSovpetro được đánh giá là không hiệu quả vì thời gian sử dụng một máy bơm tương đối ngắn, giá trị mua khá cao, Vietsovpetro không có cơ sở chuyên môn để sửa chữa chi phí để bảo dưỡng sửa chữa máy bơm cũng không nhỏ. Bởi vậy ở Vietsovpetro áp dụng chủ yếu là gazlift. Thông thường, ngay từ khi đầu giếng vào khai thác, trong thiết bị lòng giếng đã lắp sẵn hệ thống van cho gazlift cũng như đường cung cấp khí dầu trên cả giàn khoan.Thời gian đầu, thường đến khi giếng đã bị ngập nước cao, khả năng tự phun không còn hoặc giếng làm việc theo chế độ không liên tục mới quyết định chuyển giếng sang khai thác gazlift. Thực tế đã chứng minh rằng, cách giải quyết vấn đề SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K50 Trạm tách đo Trạm xử lý dầu Bể chứa dầu thương phẩm Ps Pg Vỉa dầu Pc Giếng khoan Đường ống 116 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất như vậy không cho phép điều chỉnh hợp lý chế độ công nghệ của gazlift. Thời gian tiếp sau đã cải tiến chuyển giếng sang khai thác gazlift sớm hơn, đồng thời triệt để khai thác các khả năng có thể để duy trì áp suất vỉa vùng xung quanh giếng khai thác. Với các giải pháp đó cho phép duy trì ổn định sản lượng khai thác dầu và cho phép trong một giới hạn tương đối rộng để điều chỉnh hạ thấp áp suất đáy, tạo tiền đề gia tăng sản lượng chất lưu, trong trường hợp kết hợp được với các giải pháp cải thiện độ ngập nước sản phẩm thì kết quả là có khả năng gia tăng sản lượng khai thác dầu. Ngoài ra, người ta còn sử dụng gazlift như một công cụ hiệu lực để gọi dòng cho những giếng gặp khó khăn, không thể tự phun được, đặc biệt là các giếng bị ngập nước cao hoặc bị dẹp giếng phục vụ sửa chữa, xử lý. Đến thời điểm 01/07/2007, hầu hết quỹ giếng khai thác đang hoạt động bằng gazlift, trong đó có một số giếng hoạt động gazlift theo chu kì do năng lượng vỉa đã suy kiệt. Các giếng khai thác hiện nay đang làm việc với độ ngập nước khá cao, áp suất vỉa đã suy giảm nhiều nên khả năng cải thiện cơ chế thu hồi dầu bằng cách hạ thấp áp suất đáy giếng khai thác bằng gazlift là hạn chế. Kết luận này có ý nghĩa quan trọng là cần phải áp dụng gazlift khi giếng còn ít bị ngập nước và năng lượng vỉa còn đủ lớn. VI.3.4.2. Làm giảm áp suất miệng giếng bằng việc hoàn thiện, hợp lý hoá hệ thông vận chuyển các sản phẩm khai thác từ giếng khai thác Công việc này đã được Vietsopetro thường xuyên quan tâm trong quá trình phát triển mỏ. Bạch Hổ là một mỏ lớn, động thái khai thác dầu từ các đối tượng khác nhau với năng lượng giếng rất khác nhau (lưu lượng, áp suất miệng giếng....) song lại được vận chuyển về các tàu chứa bằng một hệ thống chung. Điều quan tâm ở đây là giá trị áp suất ở đầu đường thoát quyết định chênh áp giữa miệng giếng và đường thoát. Trường hợp áp suất đầu đường thoát quá cao, đồng nghĩa với việc làm tăng giá trị áp suất miệng giếng, lưu lượng giếng không phải là tối đa có thể đạt được. Vì vậy giải pháp giảm đến mức thấp nhất áp suất đầu đường thoát sẽ làm tăng khả năng di chuyển của chất lưu từ miệng giếng đi vào hệ thống vận chuyển. Như SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K50117 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất trên đã nói, để giảm được áp suất đầu miệng giếng thì đường thoát phải giải quyết nhiều công đoạn có liên quan đến hệ thống thu gom (khối lượng, đường kính ống, chiều dài đường ống....) và như vậy đây là một công việc liên quan đến toàn hệ thống, giải quyết nó đòi hỏi phải có chương trình, kế hoạch dài hạn định hướng phát triển mỏ nhất là hệ thống thu gom, xử lý và vận chuyển sản phẩm giếng khai thác. Mỏ Bạch Hổ ở giai đoạn khai thác cuối hệ thống thu gom, xử lý vận chuyển gần như đã được định hình, sẽ ít có sự thay đổi quan trọng. Do vậy giải pháp làm giảm áp suất miệng giếng để gia tăng hoặc ổn định sản lượng khai thác dầu không hy vọng đạt được một ý nghĩa đáng kể nào. VI.3.4.3. Làm giảm độ ngập nước để gia tăng sản lượng dầu Tầng sản phẩm 23 Mioxen dưới mỏ Bạch Hổ đang khai thác chủ yếu ở chế độ áp lực nước nhân tạo, một vài khu vực riêng biệt là chế độ áp lực nước tự nhiên. Cấu thành tầng sản phẩm 23 là 3-5 tập cát kết ,sét , sét bột không thấm có chiều dày 3÷10m. Đô rỗng và độ thấm từ 10 đến 20%; Độ thấm từ một vài mD đến hàng trăm mD. * Bơm ép nước theo diện tích từng cụm giếng có chọn lựa với các đặc chưng tầng chứa bất đồng nhất cao, bơm ép và khai thác gộp tất cả các tập vỉa sẽ gây phức tạp quá trình ngập nước. Hơn nữa thời điểm bắt đầu bơm ép nước để giữ áp suất vỉa thường bị trễ khi áp suất vỉa đã giảm nhiều, sẽ gây ngập nước các giếng khai thác khi bơm ép với chế độ cao không hợp lý. Thực tế, nhiều giếng bắt đầu có nước trong sản phẩm sau thời điểm bơm ép nước chỉ 6÷12 tháng. Xuất hiện nước trong sản phẩm và sự gia tăng của nó đã làm giảm đáng kể lưu lượng dầu. SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K50118 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất Hình VI.15. Động thái ngập nước của các giếng khai thác SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K50119 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất Hình VI.16. Ảnh hưởng của giếng bơm ép đến lưu lượng khai thác Trên hình VI.15 thể hiện động thái ngập nước các giếng khai thác. Sự ngập nước các giếng khai thác có liên quan đến trước hết là đặc trưng bất đồng nhất của các tập chứa và sau đó là chế độ công nghệ bơm ép nước cũng như thời điểm bắt đầu bơm ép nước. * Bơm ép nước kịp thời:Thời điểm bắt đầu bơm ép nước tại cụm giếng 63, 69, 71, 87 với 70 được đưa vào bơm ép khá trễ (áp suất vỉa đã giảm 25%) kết quả là các giếng khai thác bị ngập nước sớm và tăng nhanh. Tại cụm giếng 815, 816, 817, 806 với giếng bơm ép 202 được đưa vào bơm ép kịp thời hơn (khi áp suất vỉa còn SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K50120 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất tương đối cao) vì thế các giếng khai thác bị ngập nước muộn hơn, không tăng nhanh, lưu lượng dầu ổn định hơn. * Chế độ công nghệ bơm ép nước: tại cụm giếng 24, 38, 43, 46…. với 2 giếng bơm ép 22 và 37 trong giai đoạn đầu bơm ép nước với chế độ công nghệ khá cao(chất lượng nước xử lý tốt), áp suất vỉa tăng đồng thời nước xuất hiện và tăng nhanh ở các giếng khai thác, lưu lượng dầu giảm (hình VI.16) thời gian tiếp sau đã giảm thiểu áp suất bơm và thời gian cuối cùng đã áp dụng chế độ bơm ép gián đoạn. Kết quả là đã ổn định được độ ngập nước và duy trì khá ổn định được độ ngập nước và duy trì ổn định được lưu lượng dầu. * Cách ly nước: Một số giếng khai thác đã bị ngập nước đã được nghiên cứu xác định mặt cắt đường, chỉ ra các khoảng vỉa đã bị ngập nước nhiều. Những trường hợp các tập vỉa nằm phía dưới bị ngập nước nhiều sẽ được ngăn cách bằng việc bơm ép vữa xi măng vào các tập vỉa đó. Kết quả mở lại làm việc, giếng cho lưu lượng chất lưu thấp hơn trước song tỷ lệ nước giảm đáng kể với lưu lượng dầu. Các phương pháp nâng cao lưu lượng giếng tầng Mioxen hạ mỏ Bạch Hổ được trình bày ở bảng VI.3. SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K50121 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất BảngVI.3.Các phương pháp nâng cao lưu lượng giếng Mioxen hạ mỏ Bạch Hổ T.T Giải pháp Đối tượng(hoặc Giếng khoan) Hiệu quả I Duy trì áp suất vỉa bằng 1.Cụm GK 63, 69, 71, 87, 70 Giai đoạn đầu áp suất vỉa suy giảm nhanh bơm ép nước 2.Cụm GK 815, 816, 95, 806, 202 chóng tương ứng với sự suy giảm của lưu 3.Cụm GK 917, 919, 920, 905/MSP9 lượng dầu. Sau khi đưa 2 giếng bơm ép 202 và giếng 70 áp suất các giếng đã bắt đầu ổn định đồng thời lưu lượng dầu cũng tăng lên và ổn định. II Gia tăng hệ số quét 1. Khoan á ngang GK 815 , 917 Lưu lượng ban đầu cao gấp 1,5 đến 3 lần so với các giếng mở vỉa bằng thân thẳng đứng. 2. Khai thác quay lại Từ móng quay lên Mioxen hạ có các GK 920 được chuyển từ đối tượng Oligoxen GK 60, 809, 920, 445, 446 lên Mioxen hạ từ 07/2003 đến 07/2008 đã thu Từ Oligoxen quay lên Mioxen hạ có được 190.933 tấn dầu.Đây là lượng dầu đáng các GK 93, 145, 710, 708 kể mà chi phí đầu tư rất nhỏ. 3. Cắt thân GK 117b và GK mới 705-MSP7 Lưu lượng dầu ban đầu của giếng 117b là 190t/ng.đ và giếng mới 705-MSP7có lưu lượng ban đầu đến 300t/ng.đ. Đến 31/12/2007 giếng 705 đã thu hồi được 145.762tấn và ở GK117b đã thu hồi được 100.337tấn dầu. III Giảm hệ số skin 1. Xử lý axit GK46-MSP1, 45-MSP1, 1005-MSP10, Sau khi xử lý axit +hhDMC thì lưu lượng 104-MSP5, 42-MSP1 GK46-MSP1 tăng từ 35t/ng.đ lên 100t/ng.đ GK45-MSP1 tăng từ 32t/ng.đ lên 63t/ng.đ GK 1005-MSP10 tăng từ 26t/ng.đ lên 142t/ng.đ GK104-MSP5 tăng từ 9t/ng.đ lên 43t/ng.đ GK42-MSP1 tăng 20 đến 29t/ng.đ 2. Nứt vỉa thuỷ lực GK 701-MSP7, 507-MSP5, Sau khi áp dụng phương pháp nứt vỉa thuỷ lực 1102-MSP11 thì lưu lượng GK 701-MSP7 tăng từ 56 lên 128t/ng.đ đến 07/2008 giảm xuống còn 20t/ng.đ GK 507-MSP5 tăng từ 14 lên 60t/ng.đ GK 1102-MSP11 tăng từ 36 lên 155t/ng.đ và SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K50122 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất đến 07/2008 giảm xuống còn 45t/ng.đ 3. Vi sinh hoá lý Giếng bơm ép 74 và 2 GK khai thác Trước khi bơm ép hoá phẩm VSHL sản lượng 117b, 705 các giếng đang có xu hướng giảm đáng kể. Sau khi bơm ép hoá phẩm VSHL độ tiếp nhận nước bơm ép của giếng được tăng lên, chứng tỏ các tác nhân VSHL đã có tác dụng thay đổi các tính chất lưu biến của chất đẩy và chất bị đẩy. IV Các giải pháp khác 1. Khai thác bằng gazlift Đến thời điểm 01/07/2007, hầu hết Duy trì ổn định sản lượng khai thác dầu và cho quỹ giếng khai thác đang hoạt động phép trong một giới hạn tương đối rộng để điều bằng gazlift chỉnh hạ thấp áp suất đáy giếng, tạo tiền đề để gia tăng sản lượng dầu. Ngoài ra người ta còn sử dụng gazlift như một công cụ hiệu lực để gọi dòng cho những giếng gặp khó khăn, không thể tự phun, đặc biệt là các giếng bị ngập nước cao hoặc bị dẹp giếng phục vụ sửa chữa, xử lý. 2.Giảm áp suất miệng Mỏ Bạch Hổ đang ở giai đoạn khai thác cuối giếng hệ thống thu gom, xử lý, vận chuyển gần như đã được định hình, sẽ ít có sự thay đổi quan trọng, do vậy giải pháp làm giảm áp suất miệng giếng để gia tăng hoặc ổn địng sản lượng khai thác dầu không hy vọng đạt được hiệu quả đáng kể nào 3. Làm giảm độ ngập nước để gia tăng sản lượng dầu 3.1.Bơm ép nước theo Cụm GK 63, 70, 71,69, 87 Việc áp dụng biện pháp bơm ép nước theo cụm có chọn lọc Cụm GK 95, 806, 815, 816, 817, 820, diện tích từng cụm có chọn lọc đã có hiệu quả 809, 202 đáng kể và tầng chứa Mioxen hạ có độ bất Cụm GK84,89, 93, 98, 60 đồng nhấy cao.Bơm ép và khai thác gộp tất cả Cụm GK 919, 917, 920, 905 các tập vỉa sẽ gây phức tạp quá trình ngập Cụm GK 37, 46, 43, 24, 22, 36, 22, 21, nước. 38, 41, 45, 42, 27, 28 Cụm GK 1110, 445, 446 SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K50123 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất 3.2.Bơm ép nước kịp Cụm1: GK 63, 69, 87, 71, 70 Tại cụm 1 được đưa vào bơm ép khá trễ thời Cụm2: GK 815, 816, 806, 817, 202 (áp suất vỉa đã giảm 25%) kết quả là các giếng bị ngập nước sớm và tăng nhanh. Tại cụm 2, giếng bơm ép 202 được đưa vào bơm ép kịp thời hơn (khi áp suất vỉa còn tương đối cao) vì thế các giếng khai thác bị ngập nước muộn hơn, không tăng nhanh, lưu lượng dầu ổn định hơn. 3.3. Chế độ công nghệ Cụm GK 24, 43, 46, 38 và 2 giếng Cụm giếng này đã áp dụng công nghệ khá cao bơm ép nước bơm ép 22, 37 (chất lượng nước tốt) kết hợp với chế độ bơm ép gián đoạn đã ổn định được độ ngập nước, và duy trì khá ổn định được lưu lượng dầu. 3.4. Cách ly nước Việc bơm ép vữa xi măng vào các khoảng vỉa đã bị ngập nước nhiều sau đó mở lại vỉa thì độ ngập nước của giếng giảm đáng kể. SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K50124 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất PHẦN KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 1. Kết luận 1.1.Hệ thống đứt gãy ở mỏ Bạch Hổ rất phức tạp ,chúng chia mỏ Bạch Hổ thành nhiều khối (khối Tây Bắc , khối Bắc ,khối Trung Tâm ,khối Đông -Bắc ,khối Đông ,khối Nam ). Đồng thời nó cũng chia đối tượng Mioxen hạ thành 3 vùng riêng biệt không có sự liên thông thuỷ lực với nhau (vòm Bắc, vòm Trung Tâm và vòm Nam ) và tính chất dầu khí của các vùng cũng khác nhau. 1.2. Đến thời điểm 01/07/2007 thì hầu hết các giếng khai thác Mioxen hạ ở mỏ Bạch Hổ đều bị ngập nước với mức độ tương đối cao (độ ngập nước trung bình của 1 giếng 6 tháng đầu năm 2007 là 74,2% , độ tiếp nhận trung bình của giếng bơm ép là 283m³/ng.đ). Điều này đã làm giảm sản lượng khai thác dầu ,giảm hiệu quả kinh tế . - Đến 01/07/2007 , tổng cộng ở Mioxen hạ có 54 giếng , trong đó 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 .Mỏ Bạch Hổ đang ở giai đoạn khai thác cuối nên việc khoan thêm các giếng mới rất hạn chế , chủ yếu là chuyển các giếng khai thác ở các tầng phía dưới dần lên để khai thác ở đối tượng Mioxen hạ , còn các giếng khai thác đã bị ngập nước hoàn toàn thì chuyển thành giếng bơm ép . - Theo thống kê ,tổng trữ luợng địa chất dầu ban đầu của Mioxen hạ là 28553 ngàn tấn , đã đưa và khai thác phần trữ lượng dầu ở vòm Bắc và vòm Trung Tâm là 14033 ngàn tấn (hay 49,1%), trong đó 154 ngàn tấn trữ lượng cấp C2 .Như vậy trữ luợng dầu còn lại tương đối lớn (khoảng 50% trữ luợng địa chất ban đầu của tầng Mioxen hạ ) -Hệ thống khai thác ở Mioxen hạ đạt các chỉ số khai thác cao: tỷ lệ thu hồi dầu từ trữ lượng thu hồi dầu ban đầu đạt 84,4% , hệ thống bơm ép nước đã giúp ổn định mức suy giảm sản lượng và giữ áp suất vỉa không thấp hơn áp suất bão hoà .Hệ số bù khai thác cộng bồn bằng bơm ép nước đạt 61% , ở thời điểm 01/07/2007 là 120% . 1.3. Tầng Mioxen hạ có áp suất vỉa ban đầu xấp xỉ áp suất thuỷ tĩnh, các giếng phân bố trên các diện tích không có hoặc kém liên thông thuỷ lực với nguồn nước rìa. Đến ngày 01/07/2007, đối tượng Mioxen hạ có 7 giếng bơm ép (22-MSP1, 37- MSP1, 130 –MSP4, 74- MSP6, 202-MSP4, 905-MSP9, 919-MSP9) và giếng 70- MSP3 đóng vì nguyên nhân kỹ thuật. Việc chọn giếng bơm ép hết sức quan trọng vì giữa giếng bơm ép và các giếng khai thác xung quanh phải có sự liên thông với nhau thì giếng bơm ép mới có hiệu quả . Ở tầng Mioxen hạ được chia thành 3 nguồn riêng biệt không có sự liên thông thuỷ lực với nhau nên việc bơm ép nước duy trì áp suất vỉa ở vòm Trung Tâm và vòm Bắc cũng khác nhau dẫn đến hệ số thu hồi dầu ở 2 vòm cũng khác rất nhau (ở vòm Bắc là 0,159 , vòm Trung Tâm là 0,364). SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K50125 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất - Việc bơm ép nước để giữ cho áp suất vỉa luôn lớn hơn áp suất bão hoà dầu giúp duy trì sản lượng dầu khai thác ổn định trong thời gian tương đối dài. Để nâng cao hiệu quả của quá trình bơm ép thì ngoài việc chọn giếng hợp lý (bơm ép theo cụm có chọn lọc ) thì việc chọn thời điểm bơm ép cũng rất quan trọng, tốt nhất là bắt đầu bơm ép khi áp suất vỉa mới chỉ giảm <20% áp suất bão hoà (cụm giếng 63, 69, 71, 87 và giếng bơm ép 70 được đưa vào bơm ép khá trễ (khi áp suất vỉa đã giảm 25%) kết quả là các giếng khai thác bị ngập nước sớm và tăng nhanh. Tại cụm giếng 815, 816, 817, 806 và giếng bơm ép 202 được đưa vào bơm ép kịp thời (khi áp suất vỉa còn tương đối cao) vì thế các giếng khai thác bị ngập nước muộn hơn, không tăng nhanh, lưu lượng dầu ổn định hơn). - Gia tăng hệ số bao trùm bằng việc đan dày mạng lưới giếng khoan, sử dụng quỹ giếng quay lại, khoan thân á ngang, khoan giếng mới đã được thực hiện và cho một số kết quả khả quan(xem bảng VI.3). - Việc áp dụng công nghệ phức hợp vi sinh hoá lý để giảm hệ số skin của một số giếng khoan bước đầu đã cho kết quả tốt. Tuy nhiên có một số hạn chế như nhiệt độ vỉa khá cao nên chỉ có thể sử dụng các hoá chất bền nhiệt. - Tầng chứa dầu Mioxen hạ không phù hợp với việc áp dụng các giải pháp về nhiệt như bơm nước nóng hay đốt vỉa. Các phương pháp bơm ép khí phù hợp với tầng chứa này hơn, tuy nhiên việc sử dụng phương pháp nào thì còn phụ thuộc rất nhiều vào yếu tố kinh tế. Phân tích sơ bộ cho thấy bơm ép khí hydrocacbon của các giếng lân cận là thuận lợi hơn cả. - Các phương pháp xử lý axít, xử lý vùng cận đáy giếng cũng đã được áp dụng ở tầng Mioxen hạ (giếng khoan 46-MSP1, 45-MSP1, 42-MSP1, 104- MSP5, 1005-MSP10) và đã cho kết quả khả quan. Lưu lượng của các giếng được sử lý tăng rỏ rệt (Bảng VI.3). 2 . Kiến nghị 2.1 .Cần nghiên cứu cụ thể hơn trên mô hình địa chất về việc đan dày mạng lưới giếng khoan, cắt thân 2, khoan thân á ngang và thân xiên ở vòng trung tâm . Nghiên cứu tính khả thi của việc bơm ép trên tầng chứa Mioxen hạ mỏ Bạch Hổ bằng phương pháp xây dựng phương trình mô phỏng nhằm đánh giá hiệu quả khai thác của mỏ. 2.2. Do Mioxen hạ là tầng chứa có độ bất đổng nhất cao về tính chất rổng -thấm nên cần bơm ép theo từng cụm có chọn lọc (ví dụ như cụm 63, 69, 71, 87, 70 và cụm 815, 816, 95, 806, 202 vòm Bắc Mioxen hạ .Sau khi đưa 2 giếng bơm ép 70 và 202 vào hoạt động thì áp suất các giếng khoan của từng cụm trên dần ổn định, đồng thời lưu lượng dầu cũng dần tăng lên và ổn định ). Như vậy hiệu quả của các giếng bơm ép, gia tăng lưu lượng của giếng khai thác. 2.3.Áp dụng công nghệ phức hợp vi sinh hoá lý để giảm hệ số skin cho các giếng khoan ở khu vực giếng khoan MSP8-815, 816, 817, 806, 820 và MSP9- 910, 902, 903, 907, 917, 918, 92...Nếu các phức hợp vi sinh hoá lý có thể cải thiện giữ được hiệu quả ở điều kiện nhiệt độ cao (130-150ºC) thì phạm vi ứng SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K50126 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất dụng của phương pháp này có thể mở rộng được trên cả đối tượng Oligoxen trên và Oligoxen dưới. -Sử dụng các hỗn hợp (axit + dung dịch MDC) có tính bền nhiệt để xử lý vùng cận đáy giếng là biện pháp tương đối có hiệu quả vì lưu lượng của các giếng sau khi được xử lý tăng đáng kể (bảng VI.3).Tuy nhiên cũng cần hết sức lưu ý đến yếu tố kinh tế để chọn thời điểm xử lý cho phù hợp. - Lưu ý đến yếu tố kinh tế của việc khoan thân á ngang để áp dụng (giếng khoan 815,917-lưu lựơng ban đầu cao gấp 1,5 đến 3 lần so với các giếng mở vỉa bằng thân thẳng đứng). - Lưu ý đến yếu tố kinh tế của việc khoan thân á ngang để áp dụng (giếng khoan 815,917-lưu lựơng ban đầu cao gấp 1,5 đến 3 lần so với các giếng mở vỉa bằng thân thẳng đứng). SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K50127 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất DANH MỤC BẢNG BIỂU Bảng IV.1. Thông tin về lấy mẫu lõi mỏ Bạch Hổ Bảng IV.2: Đặc trưng các thân dầu tầng 23 Mioxen hạ Bảng IV.3. Đặc điểm các thân dầu tầng Mioxen hạ Bảng IV.4. Đặc trưng chiều dày các tầng sản phẩm trong Mioxen hạ Bảng IV.5. Các chỉ số thống kê về đặc trưng bất đồng nhất của các tầng chứa Mioxen hạ Bảng IV.6: Đặc trưng chứa và bão hoà dầu các tầng sản phẩm trong Mioxen hạ Bảng IV.7. Các đặc trưng địa chất -địa vật lý các tầng chứa mỏ Bạch Hổ Bảng IV.8. Chủng loại và khối lượng mẫu đã lấy theo đối tượng 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) Bảng IV.10. Tính chất của nước vỉa tầng 23 và 24 Mioxen hạ Bảng IV.11: Các tính chất của dầu vỉa tầng Mioxen hạ Bảng IV.12. Các đặc trưng hoá lý của dầu tách mỏ Bạch Hổ Bảng IV.13. Thành phần của khí tách từ dầu, dầu tách khí và dầu vỉa mỏ Bạch Hổ Bảng V.1. Đặc trưng quỹ giếng của mỏ Bạch Hổ đến ngày 01/07/2007 Bảng V.2. Hiện trạng sử dụng các lỗ thiết kế miệng giếng trên các công trình biển tại thời điểm 01/07/2007. Bảng V.3. Động thái các thông số công nghệ khai thác chính đối tượng Mioxen hạ vòm Trung Tâm Bảng V.4. So sánh các thông số khai thác giữ tính toán và thực tế tầng Mioxen hạ (vòm Trung Tâm) Bảng V.5. So sánh các thông số khai thác giữa tính toán và thực tế tầng Mioxen hạ Bảng V.6. Động thái các thông số công nghệ khai thác chính đối tượng Mioxen hạ (vòm Bắc) Bảng V.7. So sánh các thông số khai thác giữa tính toán thực tế tầng Mioxen hạ (vòm Bắc) Bảng V.8. Động thái các thông số công nghệ khai thác chính đối tượng Mioxen hạ (đến thời điểm 01/07/2007) Bảng V.9. Sự phân bố trữ lượng dầu ở các vòm Mioxen hạ Bảng V.10. Thu hồi dầu từ phức hệ sản phẩm Mioxen hạ Bảng VI.1. Quỹ giếng bơm ép ở đối tượng Mioxen hạ Bảng VI.2. Kết quả áp dụng các phương pháp hoá học BảngVI.3.Các phương pháp nâng cao lưu lượng giếng Mioxen hạ mỏ Bạch Hổ SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K50128 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất DANH MỤC HÌNH VẼ Hình I.1. Sơ đồ vị trí mỏ Bạch Hổ trên thềm lục địa phía Nam Việt Nam [2] Hình III.1. Cột địa tầng tổng hợp mỏ Bạch Hổ[1] Hình III.2. Mặt cắt dọc mỏ Bạch Hổ [4] Hình III.3. Mặt cắt ngang mỏ Bạch Hổ (vòm Bắc)[4] Hình III.4. Mặt cắt ngang mỏ Bạch Hổ (vòm Trung Tâm)[4] Hình III.5. Mặt cắt các tầng sản phẩm trong phức hệ Oligoxen dưới mỏ Bạch Hổ [4] Hình III.6. Mặt cắt qua các tầng sản phẩm trong phức hệ Oligoxen dưới[4] Hình III.7. Sơ đồ phân vùng kiến tạo bể Cửu Long[1] Hình III.8. Sơ đồ các đứt gãy chính khu vực mỏ Bạch Hổ[4] Hình III.9. Bản đồ hệ thống đứt gãy khu vực mỏ Bạch Hổ[4] Hình III.10. Bản đồ cấu trúc mặt móng bể Cửu Long[1] Hình III.11. Sơ đồ phân chia cấu trúc móng mỏ Bạch Hổ thành các khối cấu-kiến tạo[2] Hình III.12. Sơ đồ phân chia cấu trúc Oligoxen dưới thành các khu vực và khối[2] Hình III.13. Sơ đồ phân chia cấu trúc Oligoxen trên thành các khu vực[2] Hình III.14. Sơ đồ phân chia cấu trúc Mioxen hạ thành các vòm và vùng tính (theo bản đồ cấu trúc SH-5)[2] Hình IV.1. Sơ đồ phân bố độ khoáng hoá nguyên thuỷ của nước vỉa tầng 23 Mioxen hạ[2] Hình IV.2. Sơ đồ phân bố độ khoáng hoá nguyên thuỷ của nước vỉa tầng 24 Mioxen hạ[2] Hình IV.3. Sơ đồ phân bố độ khoáng hoá của nước đồng hành và nước bơm ép trong tầng Mioxen hạ[2] Hình V.1. Sự phân bố quỹ giếng theo thân dầu của mỏ Bạch Hổ đến 01/07/2007[3] 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] Hình V.4. So sánh các thông số khai thác cơ bản giữa tính toán và thực tế ở Mioxen hạ[4] Hình V.5. Thông số khai thác cơ bản của Mioxen hạ vòm Trung Tâm[3] Hình V.6. Thông số khai thác cơ bản của Mioxen hạ vòm Bắc[3] Hình V. 7. Động thái áp suất vỉa cać giếng khoan Mioxen hạ vòm Trung Tâm Hình V.8. Động thái áp suất vỉa các giếng khoan vòm Bắc Mioxen hạ Hình V. 9. Sơ đồ phân bố cać giếng khoan tầng Mioxen hạ Hình V.10. Bản đồ trữ lượng dầu địa chất ban đầu (a) và trữ lượng dầu còn lại (b) của dầu theo các giếng của tầng sản phẩm Mioxen hạ Hình VI.1. Động thái áp suất vỉa cụm giếng 63, 71, 87, 70, 69 Hình VI.2. Các thông số khai thác cụm giếng 63, 69, 71, 87 Hình VI.3. Ảnh hưởng bơm ép của giếng 202iw đến áp suất các giếng lân cận SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K50129 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất Hình VI.4. Ảnh hưởng bơm ép của giếng 202iw đến lưu lượng các giếng lân cận Hình VI.5. Minh hoạ giếng khoan á ngang Hình VI.6. Sự thay đổi độ thấm xung quanh giếng Hình VI.7. Đồ thị áp suất xung quanh giếng bị nhiễm bẩn Hình VI.8. Sự gia tăng lưư lượng của giếng 42-MSP1, 2/1998 Hình VI.9. Sự gia tăng lưu lượng của giếng 45-MSP1, 3/2001 Hình VI.10. Sự gia tăng lưu lượng của giếng 46-MSP1, 7/1997 Hình VI.11. Sự gia tăng lưu lượng theo thời gian của giếng 806-MSP8 Hình VI.12. Sự biến động các thông số khai thác của giếng 117 Hình VI.13. Sự biến động các thông số khai thác của giếng 705 Hình VI.14. Sơ đồ của giếng khai thác Hình VI.15. Động thái ngập nước của các giếng khai thác Hình VI.16. Ảnh hưởng của giếng bơm ép đến lưu lượng khai thác SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K50130 Đồ án tốt nghiệp Trường Đại Học Mỏ Địa Chất Tài liệu tham khảo [1] : Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam “Nhà xuất bản khoa học và kỹ thuật” [2] : Báo cáo tính lại trữ lượng dầu và khí hoà tan mỏ Bạch Hổ đến thời điểm 01/01/2006 “Phòng Khoan&Khai thác dầu khí -Viện Dầu Khí Việt Nam-VPI” [3] : Đề tài “Nghiên cứu đề xuất giải pháp khai thác tận thu đối tượng cát kết Mioxen hạ và Oligoxen mỏ Bạch Hổ” “Phòng Khoan&Khai thác dầu khí -Viện Dầu Khí Việt Nam-VPI” “Chủ biên: Trần Văn Long” [4] : Thiết kế công nghệ khai thác và xây dựng mỏ Bạch Hổ “XNLD Vietsovpetro-VSP” “Viện NCKH&TK Dầu khí biển” “TP. Vũng Tàu-2008” SV: Phạm Văn Mạnh Lớp Địa Chất Dầu Khí - K50131