Tải bản đầy đủ

Thiết kế khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift cho giếng 918HAH mỏ Bạch Hổ

MỤC LỤC
MỞ ĐẦU....................................................................................................................... 1
CHƯƠNG 1 ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT VÀ QUÁ TRÌNH KHAI THÁC DẦU Ở MỎ
BẠCH HỔ..................................................................................................................... 2
1.1 Đặc điểm địa lý tự nhiên và kinh tế - nhân văn của vùng mỏ...................................2
1.1.1 Địa lý tự nhiên......................................................................................................2
1.1.2 Đặc điểm kinh tế - nhân văn.................................................................................4
1.2 Đặc điểm cấu trúc địa chất mỏ Bạch Hổ..................................................................4
1.2.1 Lịch sử phát triển địa chất mỏ Bạch Hổ................................................................4
1.2.2 Đặc điểm kiến tạo mỏ Bạch Hổ............................................................................6
1.3 Tính chất vật lý của vỉa sản phẩm và của chất lưu trong vỉa....................................7
1.3.1 Tính chất vật lý của vỉa sản phẩm.........................................................................7
Bảng 1: Đặc trưng các thân dầu trong đá trầm tích........................................................9
Bảng 2 Đặc trưng của dầu trong đá móng....................................................................10
1.3.2 Tính chất của chất lưu trong điều kiện vỉa..........................................................12
Bảng 3 Các nhóm dầu của mỏ Bạch Hổ.......................................................................12
Bảng 4 Thành phần và tính chất của khí hòa tan trong dầu..........................................13
1.3.3 Nhiệt độ và gradient địa nhiệt.............................................................................14
1.4 Lịch sử thăm dò, khai thác và tiềm năng vùng mỏ Bạch Hổ..................................15
CHƯƠNG 2 LÝ THUYẾT DÒNG CHẢY TRONG VỈA DẦU VÀ TRONG GIẾNG
KHAI THÁC................................................................................................................16

2.1 Dòng chảy của chất lưu từ vỉa vào giếng...............................................................16
2.1.1 Mục đích và cơ sở nghiên cứu............................................................................16
2.1.2 Các yếu tố ảnh hưởng đến dòng chảy của chất lỏng và khí từ vỉa vào đáy giếng19
2.2 Dòng chảy của hỗn hợp dầu khí trong ống đứng và ống nghiêng..........................27
2.2.1 Phương trình phân bố áp suất dọc theo thành ống khai thác...............................28
2.2.2 Xác định các thông số cơ bản của hỗn hợp lỏng – khí........................................28
2.2.3 Phương pháp tính áp suất phân bố của dòng chất lỏng – khí trong ống khai thác
..................................................................................................................................... 31
CHƯƠNG 3 CÁC PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC CƠ HỌC PHỔ BIẾN..................33
3.1 Các phương pháp khai thác cơ học phổ biến..........................................................34
3.1.1 Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm pitton cần và máy bơm guồng xoắn 34
3.1.2 Khai thác dầu bằng máy bơm thuỷ lực ngầm......................................................35
3.1.3 Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm ly tâm điện ngầm............................37
3.1.4 Khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift............................................................39
3.2 Cơ sở lý luận chọn phương pháp khai thác gaslift liên tục cho giếng thiết kế........42
Bảng 3.2 Tổng kết khả năng và hiệu quả áp dụng các phương pháp khai thác dầu bằng
cơ học........................................................................................................................... 44
CHƯƠNG 4 LÝ THUYẾT KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT 46
4.1 Giới thiệu chung.....................................................................................................46
4.1.1 Nguyên lý hoạt động của phương pháp gaslift....................................................46
4.1.2 Các yếu tố ảnh hưởng đến hiệu quả của phương pháp Gaslift.............................47
4.2 Sơ đồ nguyên lý cấu trúc hệ thống ống khai thác bằng gaslift...............................48
.4.2.1 Các loại sơ đồ cấu trúc cơ bản............................................................................48


4.2.2 Giếng khai thác Gaslift theo chế độ vành xuyến.................................................49
4.2.3 Giếng khai thác Gaslift theo chế độ trung tâm....................................................50
4.2.4 Lựa chọn hệ thống ống nâng cho giếng thiết kế..................................................51
4.3 Tính toán cột ống nâng...........................................................................................51
4.3.1 Tính toán cột ống nâng khi khống chế lưu lượng khai thác.................................52
4.4 Nguyên lý tính toán chiều sâu đặt van gaslift.........................................................55
4.5 Phương pháp tính áp suất khởi động và các biện pháp làm giảm áp suất khởi động
..................................................................................................................................... 58
4.5.1 Phương pháp tính áp suất khởi động...................................................................58
4.5.2 Các phương pháp làm giảm áp suất khởi động....................................................61
4.6 Quá trình khởi động giếng.....................................................................................63
CHƯƠNG 5 TÍNH TOÁN THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP
GASLIFT CHO GIẾNG 918HAH Ở MỎ BẠCH HỔ.................................................66
5.1 Các thông số của giếng thiết kế..............................................................................66
Bảng 5.1 Các thông số của vỉa và giếng.......................................................................66

5.2 Tính toán cột ống nâng cho giếng thiết kế..............................................................66
5.2.1 Xác định chiều dài cột ống nâng L......................................................................67
5.2.2 Xác định đường kính cột ống nâng.....................................................................68
5.3 Xây dựng biểu đồ xác định độ sâu đặt van gaslift..................................................68
5.3.1 Xây dựng đường cong phân bố áp suất lỏng khí trong cột ống nâng (đường số 1)
..................................................................................................................................... 69
5.3.2 Xây dựng đường phân bố áp suất thuỷ tĩnh (đường số 2)....................................69
5.3.3 Xây dựng đường phân bố áp suất khí nén ngoài cần (đường số 3)......................69
5.3.4 Xây dựng đường gradient nhiệt độ của khí nén ngoài cần (đường số 4).............70
5.3.5 Xây dựng đường gradient nhiệt độ chất lỏng trong cần (đường số 5).................70
5.4 Xác định độ sâu đặt van gaslift và các đặc tính của van.........................................70
5.4.1 Van số 1...............................................................................................................70
5.4.2 Van số 2...............................................................................................................72
5.4.3 Van số 3............................................................................................................... 73
5.4.4 Van số 4............................................................................................................... 74
Bảng 5.2 Bảng hệ số áp suất cột khí - tỷ trọng 0,65.....................................................78
Bảng 5.3 Hệ số hiệu chỉnh áp suất và đường kính tối đa của van...............................80
Bảng 5.4 Đặc tính của một số van gaslift liên tục........................................................80
CHƯƠNG 6 HỆ THỐNG THIẾT BỊ CHO GIẾNG KHAI THÁC DẦU BẰNG
PHƯƠNG PHÁP GASLIFT........................................................................................84
6.1 Thiết bị bề mặt.......................................................................................................84
6.1.1 Thiết bị miệng giếng...........................................................................................85
6.1.2 Hệ thống thu gom xử lý......................................................................................91
6.1.3 Hệ thống máy nén khí.........................................................................................92
6.1.4 Các loại bình tách................................................................................................92
6.2 Thiết bị lòng giếng.................................................................................................95
6.2.1 Phễu định hướng.................................................................................................96
6.2.2 Nhippen............................................................................................................... 96
6.2.3 Ống đục lỗ...........................................................................................................96


6.2.4 Van cắt.................................................................................................................97
6.2.5 Paker................................................................................................................... 97
6.2.6 Thiết bị bù trừ nhiệt.............................................................................................99
6.2.7 Van tuần hoàn....................................................................................................100
6.2.8 Mandrel.............................................................................................................101
6.2.9 Van an toàn sâu.................................................................................................102
6.2.10 Các loại ống khai thác.....................................................................................103
Bảng 6.1. Ống HKT sản xuất theo tiêu chuẩn GOST 633-80.....................................103
Bảng 6.2 Ống HKT sản xuất theo tiêu chuẩn API......................................................104
6.2.11 Van gaslift.......................................................................................................104
CHƯƠNG 7 SỰ CỐ VÀ PHỨC TẠP TRONG KHAI THÁC DẦU..........................112
BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT..........................................................................112
7.1 Sự hình thành nút cát ở đáy giếng khai thác.........................................................112
7.1.1 Nguyên nhân phát sinh......................................................................................112
7.1.2 Biện pháp phòng ngừa.......................................................................................112
7.1.3 Biện pháp khắc phục.........................................................................................113
7.2 Sự lắng đọng paraffin trong ống khai thác và đường ống.....................................113
7.2.1 Nguyên nhân phát sinh......................................................................................113
7.2.2 Biện pháp phòng ngừa.......................................................................................113
7.2.3 Biện pháp khắc phục.........................................................................................114
7.3 Sự tạo thành những nút rỉ sắt trong khoảng không gian vành xuyến....................115
7.3.1 Nguyên nhân phát sinh......................................................................................115
7.3.2 Biện pháp khắc phục.........................................................................................115
7.4 Sự lắng tụ muối trong ống nâng...........................................................................115
7.4.1 Nguyên nhân phát sinh......................................................................................115
7.4.2 Biện pháp phòng ngừa.......................................................................................116
7.4.3 Biện pháp khắc phục.........................................................................................116
7.5 Sự tạo thành nhũ tương trong giếng.....................................................................116
7.5.1 Nguyên nhân phát sinh......................................................................................116
7.5.2 Biện pháp khắc phục.........................................................................................116
7.6 Sự rò rỉ của các thiết bị chịu áp lực......................................................................117
7.6.1 Các thiết bị chịu áp lực......................................................................................117
7.6.2 Các thiết bị hư hỏng..........................................................................................117
7.7 Sự cố về công nghệ..............................................................................................117
7.7.1 Áp suất nguồn cung cấp không ổn định............................................................117
7.7.2 Sự cố cháy.........................................................................................................118
CHUYÊN ĐỀ “ NÂNG CAO HIỆU QUẢ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG
PHÁP GASLIFT ĐỊNH KỲ ”....................................................................................119
8.1 Các biện pháp nâng cao hiệu quả khai thác bằng Gaslif định kỳ..........................119
8.1.1 Phương pháp khai thác Gaslift định kỳ sử dụng bồn tích chứa.........................120
8.1.2 Phương pháp khai thác Gaslift định kỳ sử dụng con thoi đẩy..........................123
8.1.3 Phương pháp khai thác Gaslift định kỳ sử dụng van chu kỳ.............................126
8.2. Trạng thái làm việc của giếng khai thác bằng phương pháp Gaslift có sản lượng
thấp tại Mỏ Bạch Hổ..................................................................................................130


8.2.1 Hiện trạng làm việc của các giếng có sản lượng thấp tại mỏ Bạch Hổ..............130
8.2.2 Nguyên nhân làm giảm sản lượng khai thác dầu ở các giếng khai thác Gaslift.130
8.3 Nghiên cứu lựa chọn phương pháp khai thác Gaslift định kỳ áp dụng khai thác các
giếng có sản lượng thấp tại mỏ Bạch Hổ....................................................................131
8.3.1 Phương pháp Gaslift định kỳ sử dụng van Gaslift chu kỳ.................................131
8.3.2 Phân tích kết quả áp dụng phương pháp khai thác Gaslift định kỳ sử dụng van
Gaslift chu kỳ tại mỏ Bạch Hổ...................................................................................132
9.1 Vai trò của công tác an toàn trong khai thác dầu khí............................................135
9.2 Các yêu cầu đối với công tác an toàn lao động ở trên giàn khoan........................135
9.2.1 Yêu cầu đối với người lao động........................................................................135
9.2.2 Yêu cầu đối với các thiết bị máy móc...............................................................136
9.2.3 An toàn cháy.....................................................................................................136
9.2.4 An toàn trong sửa chữa và các công việc khác..................................................137
9.3 An toàn lao động trong khai thác dầu bằng phương pháp gaslift..........................137
9.3.1 Yêu cầu chung...................................................................................................137
9.3.2 Yêu cầu an toàn khi khai thác............................................................................137
9.4 Bảo vệ mội trường...............................................................................................138
TÀI LIỆU THAM KHẢO..........................................................................................140


DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ TRONG ĐỒ ÁN
DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ TRONG ĐỒ ÁN............................................................5
DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU TRONG ĐỒ ÁN......................................................7
Hình 1.1 Vị trí khu vực mỏ Bạch Hổ.............................................................................4
Hình 2.1 Phễu chênh áp xung quanh giếng.................................................................19
Hình 2.2 Các dạng mở vỉa của giếng...........................................................................20
Hình 2.3 Đồ thị xác định C1........................................................................................22
Hình 2.4 Đồ thị xác định C2........................................................................................23
Hình 4.1 Nguyên lý hoạt động của phương pháp khai thác Gaslift..............................47
..................................................................................................................................... 49
Hình 4.2 Sơ đồ cấu trúc hệ thống khai thác bằng Gaslift.............................................49
Hình 4.3 Sơ đồ cấu trúc vành xuyến một cột ống........................................................51
Hình 4.4 Đồ thị xác định Pđế theo L và Rtối ưu..........................................................55
Hình 4.5 Sơ đồ nguyên tắc tính toán chiều sâu đặt van................................................56
Hình 4.6 Sơ đồ tính toán áp suất khởi động hệ thống vành xuyến 2 cột ống................59
Hình 4.7 Sơ đồ phương pháp hòa trộn khí vào chất lỏng.............................................62
Hình 4.8 Sơ đồ biến thiên áp suất theo thời gian khi khởi động...................................64
..................................................................................................................................... 75
Hình 5.1 Biểu đồ xác định chiều sâu đặt van...............................................................75
Hình 5.2 Đường cong phân bố áp suất của hỗn hợp lỏng-khí......................................76
Hình 5.3 Đồ thị xác định đường kính lỗ van................................................................77
Bảng 5.5a Bảng hệ số hiệu chỉnh áp suất mở van........................................................82
Bảng 5.5b Bảng hệ số hiệu chỉnh áp suất mở van........................................................83
Hình 6.1 Sơ đồ nguyên lý quá trình khai thác dầu bằng gaslift....................................84
Hình 6.2 Sơ đồ cây thông kiểu chạc 3..........................................................................88
Hình 6.3 Sơ đồ cây thông kiểu chạc 4..........................................................................89
Hình 6.4 Sơ đồ thiết bị miệng giếng...........................................................................90
..................................................................................................................................... 95
Hình 6.5 Sơ đồ thiết bị lòng giếng khai thác bằng gaslift............................................95
Hình 6.6 Sơ đồ van cắt.................................................................................................97
Hình 6.7- Sơ đồ paker loại 1........................................................................................99
Hình 6.8 Sơ đồ thiết bị bù trừ nhiệt............................................................................100
Van có lõi kéo lên đươc.............................................................................................101
Hình 6.9 Sơ đồ van tuần hoàn...................................................................................101
Hình 6.10 Sơ đồ nguyên lý cấu tạo mandrel với tiết diện hình oval..........................102
Hình 6.9 Sơ đồ nguyên lý cấu tạo của van gaslift......................................................107
Hình 6.11 Sơ đồ nguyên lý cấu tạo của trạm nạp khí và thử van gaslift.....................110
Hình 8.1 Phương pháp Gaslift định kỳ sử dụng bồn tích chứa...................................120
Hình 8.2 Sơ đồ nguyên lý hoạt động của phương pháp Gaslift định kỳ sử dụng bồn
tích chứa..................................................................................................................... 121
Hình 8.3 Phương pháp Gaslift định kỳ dùng con thoi đẩy.........................................123
Hình 8.4 Sơ đồ nguyên lý hoạt động của phương pháp Gaslift định kỳ sử dụng con thoi
đẩy............................................................................................................................. 125


Hình 8.5 Phương pháp Gaslift định kỳ sử dụng van Gaslift chu kỳ...........................126
Hình 8.7 Sơ đồ nguyên lý hoạt động của phương pháp Gaslift định kỳ sử dụng van
Gaslift chu kỳ............................................................................................................. 129


DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU TRONG ĐỒ ÁN
MỞ ĐẦU....................................................................................................................... 1
Bảng 1: Đặc trưng các thân dầu trong đá trầm tích........................................................9
Bảng 2 Đặc trưng của dầu trong đá móng....................................................................10
Bảng 3 Các nhóm dầu của mỏ Bạch Hổ.......................................................................12
Bảng 4 Thành phần và tính chất của khí hòa tan trong dầu..........................................13
Bảng 3.2 Tổng kết khả năng và hiệu quả áp dụng các phương pháp khai thác dầu bằng
cơ học........................................................................................................................... 44
4.1 Giới thiệu chung.....................................................................................................46
Bảng 5.1 Các thông số của vỉa và giếng.......................................................................66
Bảng 5.2 Bảng hệ số áp suất cột khí - tỷ trọng 0,65.....................................................78
Bảng 5.3 Hệ số hiệu chỉnh áp suất và đường kính tối đa của van...............................80
Bảng 5.4 Đặc tính của một số van gaslift liên tục........................................................80
Bảng 6.1. Ống HKT sản xuất theo tiêu chuẩn GOST 633-80.....................................103
Bảng 6.2 Ống HKT sản xuất theo tiêu chuẩn API......................................................104


1
MỞ ĐẦU
Dầu khí là ngành công nghiệp còn rất non trẻ nhưng là ngành kinh tế mũi nhọn
và có nhiều tiềm năng, triển vọng trong tương lai. Sau hơn 25 năm phần đấu xây dựng
và trưởng thành, ngành dầu khí đã đạt được nhiều thành tựu rất to lớn, đóng góp nhiều
cho sự nghiệp công nghiệp hóa, hiện đại hóa đất nước. Cho đến nay Việt Nam đã khai
thác được hơn 150 triệu tấn dầu thô và trên 9 tỷ m 3 khí đồng hành.
Công tác khoan và khai thác các giếng dầu là một công việc hết sức khó khăn,
phức tạp và là công việc sống còn của ngành công nghiệp dầu khí. Hiện nay các nhà
khoa học trên thế giới luôn không ngừng nghiên cứu nhằm tìm ra các phương pháp
khai thác mới đạt hiệu quả cao. Mục tiêu quan trọng nhất của người kỹ sư dầu khí là
biết áp dụng các kỹ thuật và công nghệ mới để khai thác ngày càng hiệu quả nguồn tài
nguyên thiên nhiên vô giá này.
Qua các kết quả thực tế khai thác tại mỏ Bạch Hổ người ta thấy rằng việc sử
dụng khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift mang lại hiệu quả cao hơn các phương
pháp khai thác khác. Chính vì vậy mà XNLD Vietsovpetro đã và đang tiến hành lắp
đặt trên các giàn khai thác hệ thống khai thác cơ học bằng phương pháp ép khí cho các
giếng ở giai đoạn cuối tự phun và ngừng phun.
Được sự đồng ý của Bộ môn Khoan - Khai thác – Khoa dầu khí, tôi đã tiến
hành thực hiện Đồ án tốt nghiệp với đề tài: “Thiết kế khai thác dầu bằng phương
pháp Gaslift cho giếng 918HAH mỏ Bạch Hổ ”. Nội dung chính là nêu lên tầm quan
trọng của phương pháp khai thác Gaslift, các bước tính toán thiết kế khai thác Gaslift,
các thiết bị dùng trong khai thác Gaslift,…
Với kiến thức đã học kết hợp với thực tế, cùng với sự nỗ lực của bản thân, sự
cộng tác của bạn bè đồng nghiệp và đặc biệt là sự giúp đỡ tận tình của thầy giáo
PGS.TS Cao Ngọc Lâm cùng các thầy cô trong bộ môn Khoan - Khai thác, đồ án của
tôi đã được hoàn thành đúng với thời gian quy định của nhà trường. Mặc dù đã rất cố
gắng, nỗ lực, song bản đồ án chắc chắn không tránh khỏi những sai sót, vậy tác giả rất
mong nhận được sự đóng góp ý kiến, phê bình của các thầy cô giáo và các bạn đồng
nghiệp để bản đồ án được hoàn thiện hơn.
Tác giả xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc tới thầy giáo PGS.TS Cao Ngọc Lâm
-người trực tiếp hướng dẫn tác giả trong suốt quá trình thực hiện đồ án, các thầy cô
giáo trong bộ môn và các bạn đồng nghiệp đã giúp đỡ tác giả hoàn thành bản đồ án
này.
Hà Nội, tháng 06 năm 2017
Sinh viên


2
Nguyễn Văn Hợp
CHƯƠNG 1 ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT VÀ QUÁ TRÌNH KHAI THÁC DẦU Ở
MỎ BẠCH HỔ
1.1 Đặc điểm địa lý tự nhiên và kinh tế - nhân văn của vùng mỏ
1.1.1 Địa lý tự nhiên
a. Vị trí địa lý
Mỏ Bạch Hổ nằm ở lô số 9 của thềm lục địa Đông Nam Việt Nam thuộc bồn
trũng Cửu Long, diện tích khoảng 10000km 2, cách bờ biển Vũng Tàu khoảng 120km.
Ở phía Tây Nam của mỏ Bạch Hổ khoảng 35km là mỏ Rồng, và xa hơn nữa là mỏ Đại
Hùng. Toàn bộ cơ sở dịch vụ trên bờ nằm trong phạm vi thành hó Vũng Tàu, bao gồm:
Viện nghiên cứu dầu khí, Xí nghiệp khoan và sửa giếng, Xí nghiệp khai thác, Xí
nghiệp vận tải, Xí nghiệp dịch vụ kỹ thuật…
b Đặc điểm khí hậu
Vùng mỏ chịu ảnh hưởng của khí hậu cận nhiệt đới gió mùa, nằm trong khu vực
của khối không khí có chế độ tuần hoàn ổn định, có 2 mùa là mùa mưa và mùa khô.
Vào mùa khô, từ tháng 11 đến tháng 3 có gió mùa Đông Bắc với sức gió mạnh nhất
vào tháng 12 và tháng 1. Gió mùa Đông Bắc quyết định hướng của sóng biển, sóng
cao tới 8m. Nhiệt độ không khí ban ngày khoảng 24 -27 0C, ban đêm và sáng là 22 –
240C. Lượng mưa mùa này rất ít, chỉ 0,7mm vào tháng 2 – tháng khô nhất. Độ ẩm
tương đối của không khí thấp là 65% trong thời gian chuyển mùa. Gió Tây Nam thổi
từ xích đạo làm tăng độ ẩm không khí nhưng mưa vẫn ít và không đều. Vào mùa mưa,
từ tháng 6 đến tháng 9 có gió mùa Tây Nam, nhiệt độ không khí tương đối cao, trung
bình từ 28 – 300C. Chênh lệch nhiệt độ giữa ban ngày và ban đêm không đáng kể, mưa
trở nên thường xuyên và to hơn. Gió có kèm theo giông tố với vận tốc 25m/s. Độ ẩm
không khí trung bình khoảng 85 – 89%. Vào tháng 10, gió Tây Nam yếu dần và được
thay thế bằng gió Đông Bắc. Nhiệt độ không khí hạ thấp xuống còn 24 – 30 0C, và cuối
tháng hầu như hết mưa. Vùng mỏ còn chịu ảnh hưởng của bão, bão thường xảy ra vào
các tháng 7, 8, 9, 10. Các dòng chảy tuân theo chế độ gió mùa và thủy triều. Nhiệt độ
nước ở cùng thềm lục địa thay đổi trong năm từ 24,9 – 29,6 0C. Độ mặn nước biển
trung bình là 34 – 35g/l.
c Đặc điểm tự nhiên


3
Thềm lục địa Việt Nam đặc trưng bởi độ dốc lớn, chiều rộng hẹp. Đới nâng
Côn Sơn với chiều dày hơn 100km, ngoài đới nâng này ra ở đây còn phát hiện một số
đảo nhỏ.
Địa hình đáy biển rất phức tạp. Ở khu vực bể Cửu Long, vùng cửa sông giáp
biển, địa hình đáy bồn trũng đa dạng, bao gồm các rãnh sóng ngầm, bãi cát ngầm.
Phần trung tâm bể, độ sâu đáy biển từ 40 – 60m, ở đây

V IE T N A M

128
01

H O C H I M IN H

1 5 .1

P H U Q U Y IS
R UBY

To p a z

B la c k L io n

C LJ O C

V U N G TA U
1 5 .2
1 6 -1

129

P E TR O N A S

E m e ra ld

J PVC

02

Ra n g D o n g

09

SO C O

130
Ba c h H o

1 6 -2 C O N O C O
25 17
C hom C hom

03

Ro n g

131

N a m R o n g V IE T S O V P E T R O

0 4 .2
18

0 4 .1

10

132
Bo C a u

26
C O N S O N IS

1 1 -1

19

0 5 .1 A M

V IE T S O V P E T R O

D a i B a n g - U n g Tra n g

0 4 .3

Th ie n N g a
a ng C a u
Ha i Au

133

D a i Hung
C a C ho

0 5 .1 C

27

0 5 .1 B

1 1 -2

20

Ro n g Vi D a i
R o n g Ba y

M o c T in h

Ro n g D o i
KNO C
12W
12E

28

A ED C
L a n Ta y

Th a n h L o n g

0 5 .2

0 5 .3

BP

H a i Th a c h

C O NO C O
134

K im C ö ô n g Ta y
La n D o

0 5 -1

BP

21

C O NO C O
135

07
29

13

22

136

K Ý h i Öu
-

C Ê u t ¹ o t r i Ón v ä n g

-

- M á dÇu - k h Ý

- M á dÇu
Ro n g

- § a n g k h a i th ¸ c

M á khÝ

L a n Ta y

- C h u È n b Þ k h a i th ¸ c


4

Hình 1.1 Vị trí khu vực mỏ Bạch Hổ
có đảo san hô ngầm chiều dày 13km, rộng 8km, nhô cao cách đáy biển 25m, phân lớp
tập trung ở Đông Nam cấu tạo Bạch Hổ và Rồng. Theo kết quả khảo sát nhiều năm thì
độ động đất không vượt quá 6 độ rite. Hình dạng trầm tích hiện tại của mỏ được hình
thành chủ yếu do tác động của dòng thủy triều lên xuống và của các dòng sông đặc
biệt là sông Cửu Long.
1.1.2 Đặc điểm kinh tế - nhân văn
a Đặc điểm kinh tế
Toàn bộ cơ sở sản xuất của Xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro nằm trên vùng
cảng biển Vũng Tàu và ở ngoài mỏ Bạch Hổ. Các xí nghiệp của liên doanh đều đặt tại
thành phố Vũng Tàu. Thành phố Vũng Tàu được nối liền với Thành phố Hồ Chí Minh
bởi Quốc lộ 51 dài 125km và đường thủy dài 80km nối Cảng Vũng Tàu với Cảng Sài
Gòn. Cảng Vũng Tàu có vị trí quan trọng trong các tuyến đường biển và có khả năng
cho ra vào các tàu có tải trọng lớn. Sân bay Vũng Tàu có thể tiếp nhận được nhiều loại
máy bay như AN-2, AN-20 và các loại máy bay MI-8. Tóm lại, mạng lưới giao thông
của thành phố Vũng Tàu khá tốt, là điều kiện rất thuận lợi cho việc phát triển ngành
công nghiệp dầu khí.
b Đặc điểm nhân văn
Vũng Tàu là thành phố có tiềm năng lớn về du lịch với nhiều thắng cảnh đẹp.
Đây là một thành phổ trẻ đang được nhà nước quan tâm xây dựng và phát triển. Nguồn
lao động đang tìm đến thành phố ngày một đông, trong đó có số lượng đáng kể là lao
động trí thức và lao động đến từ nước ngoài. Hiện tại dân số của toàn tỉnh là hơn 1triệu
người, trong đó 1/3 là dân sống ở ngoài các đảo, ¼ là dân sống ở vùng đồi núi, còn lại
là dân sống ở thành phố với chủ yếu là dân miền Bắc. Họ có tinh thần lao động cần cù
sáng tạo, đó là nguồn lao động dồi dào phục vụ cho ngành công nghiệp dầu khí ngày
càng phát triển, xứng đáng là ngành công nghiệp mũi nhọn của nước ta.
1.2 Đặc điểm cấu trúc địa chất mỏ Bạch Hổ
1.2.1 Lịch sử phát triển địa chất mỏ Bạch Hổ
Bồn trũng Cửu Long nói chung và mỏ Bạch Hổ nói riêng từ khi bắt đầu được
thành tạo cho đến nay đã trải qua các thời kỳ địa chất khác nhau, các giai đoạn kiến tạo
khu vực, các hoạt động nâng, hạ, tích tụ, bào mòn… đã tạo ra hình thái bồn ngày nay.


5
Trong quá trình phát triển, bồn trũng đã trải qua các giai đoạn: Mezozoi muộn –
Kainozoi sớm, Oligoxen sớm, Oligoxen muộn, Mioxen và Plioxen - Đệ Tứ.
a Các giai đoạn phát triển
Giai đoạn Mezozoi muộn – Kainozoi sớm
Giai đoạn này xảy ra các hoạt động tạo núi, các hoạt động núi lửa macma mạnh.
Các thành tạo trước Kainozoi bị đập vỡ và phân cách thành từng khối. Với kích thước
và độ sâu không đồng nhất tạo thành các địa hào, địa lũy. Các địa lũy và khối nâng bị
bào mòn, phong hóa và các vật liệu được đem đi lấp đầy các vùng trũng lân cận trước
Kainozoi. Cấu tạo của mỏ Bạch Hổ trong thời gian này là một bộ phận của địa lũy
trung tâm của bồn trũng Cửu Long, bị khống chế bởi các đứt gãy sâu ở hai bên sườn
Đông và Tây.
Giai đoạn Oligoxen sớm
Giai đoạn này gắn liền với các quá trình hình thành các địa hào ban đầu của bể
trầm tích Kainozoi dọc theo các đứt gãy. Trầm tích Điệp Trà Cú có tướng lục địa, lấp
đầy các địa hào với bề dày trầm tích khá lớn. Điều đó chứng tỏ quá trình tách dãn gây
sụt lún mạnh. Biên độ sụt lún và gradient thay đổi theo chiều dày ở phía Đông lớn hơn
phía Tây của mỏ Bạch Hổ. Phần nhô cao của Vùng trung tâm không có mặt trầm tích
Oligoxen sớm.
Giai đoạn Oligoxen muộn
Các hoạt động địa chất của giai đoạn này mang tính kế thừa giai đoạn trước. Các
trầm tích của Điệp Trà Tân mịn, hàm lượng hợp chất hữu cơ cao được lắng đọng trong
môi trường đầm hồ, sông, châu thổ và lấp đầy phẩn trên của các địa hào. Hoạt động
kiến tạo ở phía Tây mạnh hơn phía Đông và mang tính chất nén ép, hệ thống đứt gãy
phía Tây có hướng cắm chủ yếu về phía sụt lún của móng. Đây chính là con đường
dẫn hydrocacbon vào bẫy, đồng thời cũng là tầng chắn.
Giai đoạn Mioxen
Đây là giai đoạn sụt lún mang tính chất khu vực của toàn bộ bồn trầm tích nói
chung và của mỏ Bạch Hổ nói riêng. Tiếp theo sau thời kỳ tách giãn Oligoxen, hoạt
động đứt gãy giảm dần. Biển tiến theo hướng Đông Bắc – Tây Nam, các trầm tích hạt
mịn được thành tạo với điển hình là tập sét Rotalia - tầng chắn của toàn mỏ. Hiện
tượng tái hoạt động trong suốt quá trình oằn võng ở thời kỳ Mioxen của đứt gãy là
nguyên nhân cơ bản thúc đẩy quá trình di chuyển hydrocacbon vào bẫy.
Giai đoạn Plioxen - Đệ Tứ


6
Do ảnh hưởng của quá trình lún chìm, biển tiến của toàn bộ khu vực làm cho cấu
tạo mỏ Bạch Hổ trong giai đoạn này có tính ổn định. Các thành tạo trầm tích có chiều
dày lớn gần như nằm ngang trên các thành tạo cổ.
b Địa tầng tổng hợp của mỏ Bạch Hổ
Mỏ Bạch Hổ nằm trong bể Cửu Long nên có phân vị địa tầng như địa tầng của bể
Cửu Long. Dựa trên các đặc điểm thạch học, cổ sinh, tài liệu karota các giếng khoan,
phân tích mẫu lõi, tài liệu địa chấn,… các nhà địa chất của XNLD Vietsovpetro đã lập
được cột địa tầng tổng hợp của mỏ Bạch Hổ. Phần lớn các giếng khoan đã khoan tới
đá móng kết tinh trước Kainozoi với mặt cắt địa chất đầy đủ từ móng đến Oligoxen,
Mioxen và trên cùng là Plioxen - Đệ Tứ. (Hinhvẽ cot dia tang)
1.2.2 Đặc điểm kiến tạo mỏ Bạch Hổ
Mỏ Bạch Hổ là một nếp uốn gồm 3 vòm nhỏ, kéo dài theo phương kinh tuyến bị
phức tạp bởi hệ thống đứt gãy, biên độ và độ kéo dài giảm dần về phía trên theo mặt
cắt. Cấu trúc tương phản nhất được thể hiện trên mặt tầng móng bằng các trầm tích
Oligoxen dưới. Đặc tính địa lũy thấy rất rõ ở phía dưới của mặt cắt. Nếp lồi có cấu trúc
bất đối xứng nhất là phần vòm. Góc dốc của vỉa tăng theo độ sâu từ 8 0 đến 28˚ ở cánh
Tây, từ 60 đến 210˚ ở cánh Đông. Trục nếp uốn ở phần kề vòm thấp dần về phía Bắc
với góc dốc 2100 (đo ở giếng 604) và tăng lên đến 4 0 - 9˚, mức nghiêng của đá là 70 400m/km. Trục uốn phía Nam thụt xuống thoải hơn ( <60 ) với mức nghiêng của đá từ
500 đến 200m/km.
Hướng phá hủy kiến tạo chủ yếu theo hai hướng á kinh tuyến và đường chéo.
Đứt gãy á kinh tuyến I, II có dạng hình phức tạp và kéo dài trong phạm vi vòm trung
tâm. Độ nghiêng của bề mặt đứt gãy không phản ảnh rõ trong các tài liệu do địa chấn
nên tạm lấy bằng 600.
- Đứt gãy số I chạy dọc theo hướng á kinh tuyến ở cánh Tây của lớp uốn theo
móng và tầng địa chấn CG 2 lên vòm Bắc thì chạy sang hướng Đông Bắc, độ dịch
chuyển ngang ở phía Nam khoảng 500km, vòm trung tâm khoảng 400m, vòm Bắc
khoảng 200m. Độ nghiêng xoay của mặt trượt khoảng 600, trong phạm vi vòm Bắc nó
kéo theo hai đứt gãy thuận gần như song song là Ia và Ib với biên độ từ 100 đến 200m.
- Đứt gãy số II chạy theo sườn Đông vòm trung tâm ở rìa Bắc quay theo hướng
Đông Bắc độ dịch chuyển ngang tới 900m. Sự dịch chuyển ngang bề mặt đứt gãy cũng
được xác định bằng các đứt gãy cắt III, V, VI,VIII. Hiện tượng lượn sóng giữ vai trò
quan trọng trong việc hình thành cấu trúc mỏ hiện nay.
Đây là hai đứt gãy thuận tạo thành cấu trúc địa hào đặc trưng của mỏ.


7
Ngoài hai đứt gãy trên có rất nhiều đứt gãy phát triển trong phạm vi của từng
vòm với độ dịch chuyển ngang từ vài chục đến 200m, dài từ 1 đến 2km theo hướng
chéo. Sự lượn sóng của nếp uốn và các đứt gãy đã phá hủy khối nâng thành hàng loạt
cấu trúc kiến tạo.
- Vòm Trung Tâm: là phần cao nhất của kiến tạo đó là những địa lũy của phần
móng. Trên cớ sở hiện nay nó được nâng cao hơn so với vòm Bắc và vòm Nam của
móng tương ứng là 250m và 950m. Phía Bắc ngăn cách bằng đứt gãy thuận IV, có kinh
tuyến và hướng đổ bề mặt nghiêng về phía Tây Bắc. Phía Nam được giới hạn bằng đứt
gãy số IV có phương vĩ tuyến với hướng đổ bề mặt về phía Nam. Các đứt gãy phá hủy
chéo II, VI, VII, loại trừ đứt gãy V vắng mặt ở vòm Trung Tâm làm cho cánh Đông
của vòm bị phá hủy thành một khối dạng bậc thang lún ở phía Nam, biên độ phá huỷ
tăng dần về phía Đông và đạt tới 900km. Phần vòm bị phá hủy yếu của khối bị chia cắt
bời hàng loạt đứt gãy a, b, c, d, e có biên độ nhỏ từ 0 đến 200m kéo dài trong khoảng
ngắn từ 1,5 đến 2km.
- Vòm Bắc: là phần phức tạp nhất của khối nâng. Đứt gãy thuận số I và các nhánh
của nó chia vòm thành hai khối có cấu trúc riêng biệt. Ở phía Tây nếp uốn dạng lưỡi
trai tiếp nối với phần lún chìm của cấu tạo. Cánh Đông và vòm Bắc của nếp uốn bị
chia cắt thành nhiều khối bởi một loạt các đứt gãy thuận V, VI có phương chéo đổ về
phía Đông Nam tạo thành dạng địa hào, dạng bậc thang, trong đó khối phía Nam lún
thấp hơn khối phía Bắc kế cận. Theo mặt móng, bẫy cấu tạo vòm Bắc được khép kín
bằng đường thẳng sâu 4300m, lát cắt Oligoxen – Đệ Tứ của phần này có cấu tạo đặc
trưng với đầy đủ các thành phần.
- Vòm Nam: đây là phần lún chìm sâu nhất của cấu tạo. Phía Bắc được giới hạn
bởi đứt gãy thuận á vĩ tuyến số IV, các phía khác được giới hạn bởi đường đồng mức
4300 mét theo mặt móng. Phần nghiêng xoay của cấu tạo bị phân chia ra nhiều khối
riêng biệt. Tại đây phát hiện được một vòm nâng, đỉnh vòm nâng thấp hơn vòm trung
tâm 950m.
Như vậy, hệ thống phá hủy kiến tạo mỏ Bạch Hổ thể hiện khá rõ trên mặt móng
và Oligoxem dưới. Số lượng đứt gãy, biên độ và mức độ liên tục của chúng giảm dần
từ dưới lên và hầu như mất đi ở Oligoxen thượng.
1.3 Tính chất vật lý của vỉa sản phẩm và của chất lưu trong vỉa
1.3.1 Tính chất vật lý của vỉa sản phẩm
a Đặc trưng về chiều dày


8
Việc phân chia chiều dày hiệu dụng trong đá móng rất khó khăn do sự có mặt
của vi nứt nẻ có thể tích rất nhỏ nhưng lại cho phép dầu chảy qua với giá trị gần đúng
đầu tiên, giá trị tới hạn của độ rỗng được lấy bằng 0,6%.
Tầng 23 Mioxen phát triển trên toàn bộ diện tích mỏ chỉ ở khu vực giếng khoan
44, 41, 35 và 403 trên vùng trung tâm phát hiện ra dải cát kết bị sét hóa. Tại vòm Bắc
thấy đá không chứa, chỉ ghi nhận thấy ở giếng khoan GK-91. Trên vòm Bắc chiều dày
tầng 23 thay đổi từ 11,6 ÷ 57,6m, trung bình là 13,6m chiều dày hiệu dụng chứa dầu là
11,3m; đá chứa của tầng bị phân ra từ 2 đến 5 vỉa bởi các lớp sét kết mỏng, hệ số phân
lớp trung bình là 3,6 với hệ số biến đổi là 0,28, hệ số cát (phần chứa trong chiều dày
chung của tầng) là 0,45 với hệ số biến đổi 0,3. Trên vòm trung tâm tầng 23 có chiều dày
là 40,8m (6,4 ÷ 58,8m) với hệ số biến đổi là 0,41, chiều dày hiệu ứng chứa dầu khoảng
8,4m, hệ số phân lớp là 0,5 còn hệ số cát là 0,34 với hệ số biến đổi 0,58.
Trầm tích sản phẩm Oligoxen dưới nói chung chỉ phát triển ở vòm Bắc, bị vát
nhọn ở cánh Tây của vòm và ở trên vòm Trung Tâm. Tại đó, đá chứa tốt nhất trên vòm
Bắc, chiều dày chung thay đổi từ 35 ÷ 268,2m, trung bình là 149m, với hệ số biến đổi
là 0,41 chiều dày hiệu dụng (ứng với chiều dày chứa dầu của vì chưa xác định được
ranh giới dầu – nước) thay đổi từ 0m (ở ranh giới vát nhọn) đến 146,4m. Chiều dày
hiệu dụng trung bình trong số +7,5m, với hệ số giếng khoan riêng biệt xác định được
18 ÷ 20 vỉa vát. Hệ số cát trung bình là 0,39 với hệ số biến đổi tương đương nhỏ 0,29.
Hệ số biến đổi của chiều dày chứa dầu là 0,71. Liên kết tỷ mỉ lát cắt giếng khoan gặp
nhiều khó khăn. Các đứt gãy làm tăng mức độ không liên tục của vỉa.
Chiều dày đá móng được tính ở độ sâu tuyệt đối 4046m (chiều sâu này ứng với
giếng khoan GK – 4221 cho dòng dầu không lẫn nước). Tại vòm Bắc chiều dày chung
của móng thay đổi từ 0 ÷ 375m, trung bình là 522m, với hệ số biến đổi là 0,40. Trên
vòm Trung Tâm chiều dày chung của đá móng nằm trong khoảng từ 0 ÷ 987m, trung
bình là 690m với hệ số biến đổi là 0,30. Chiều dày hiệu dụng của đá móng nứt nẻ theo
tài liệu địa vật lý giếng khoan là 9,4 ÷ 91,3% (ở vòm Bắc) và 41,8 ÷ 89,2% (ở vòm
trung tâm) chiều dày của đá móng do các giếng khoan mở ra.
b Đặc trưng về độ chứa dầu
Trữ lượng dầu cơ bản tập trung ở tầng 23 thuộc Mioxen dưới, tầng VI đến tầng X
thuộc Oligoxen dưới và đá móng.
- Tầng 23 bao gồm cát và bột kết phát triển hầu như trên toàn bộ diện tích mở. Ở
một vài khu vực, đá chứa bị sét hóa đáng kể, mất tính dị dưỡng. Các thân dầu dạng
vỉa, vòm ranh giới dầu – nước, nhưng vai trò quan trọng trong việc phân bố độ chứa


9
dầu là đứt gãy kiến tạo và màng chắn thạch học. Đã phát hiện thấy 6 thân dầu riêng
biệt, trong đó 3 ở vòm Bắc, 2 ở vòm trung tâm và 1 ở vòm nam ( bảng 1).
Bảng 1: Đặc trưng các thân dầu trong đá trầm tích.
Thân
dầu

Mioxen
dưới

Điệp - Vòm
phụ
điệp

Thân
dầu,
đới

Bạch
Hổ
23

1B
2B
3B
1TT
2TT
1N

Bắc
Trung
Tâm
Nam
Bắc

Oligoxen
dưới

Tốt
Xấu
Phía Đông vòm
Trung Tâm +
vòm Nam
Bắc
Tốt
Xấu
Phía Đông vòm
Trung Tâm +
vòm Nam

Độ sâu
ranh
giới
dầu
nước
-2913
-3816
-2835
-2879
-2829
-3348

Kích
thước
(km)

Chiều
dày
(m)

7x12
1,1x0,4
3,6x1,4
4,6x1,0
8,2x2,0
4,9x22,7

134
37
66
173
93
69

4,5x9,0
2,5x8,0

1074

Chiều
Độ
Độ bão
dày hiệu rỗng hòa
dụng(m) (%) dầu
(%)
20
20
20
29
19
19

57
57
57
57
57
57

34,4
21,4

16
14

66
65

2,5x9,0

13,8

16

51

3,0x9,0
2,0x7,0

27,2
18,3

14
12

19
67

1,5x9,0

8,4

16

55

11,3
8,4

- Móng chứa thân dầu lớn nhất và thân dầu cho sản lượng lớn nhất của mỏ. Đá
móng granit và granitoit. Tính dị dưỡng của chúng được tạo bởi những quá trình địa
chất như phong hóa, khử kiềm những khoáng vật không bền bằng các dung dịch thủy
nhiệt, nứt nẻ kiến tạo, đứt gãy chuyển dịch cùng với việc tạo thành các đới Mionit (đới
phá huỷ kiến tạo) hạ theo các mặt trượt, nứt và co lại trong quá trình đông đặc hỗn hợp
macma. Kết quả thành tạo đá chứa dạng hanh hốc, còn kênh dẫn chủ yếu là cá khe nứt.
Cần chú ý rằng rất nhiều đá móng không tạo thành màng chắn ngược lại chúng làm
tăng khả năng thủy dẫn của đá. Đặc trưng chứa tốt đảm bảo cho sản lượng cao, phát
triển ở phạm vi vòm Trung Tâm và dọc theo sườn tây của vòm Bắc. Ngược lại, vòm
Bắc có tính dị hướng kém khả năng cho sản phẩm thấp ở các giếng khoan. Ngoài ra,


10
trong phạm vi vòm Bắc ở phần trên đá móng phát hiện thấy đới đá rắn chắc, đới “tôi
cứng” của móng, đới này hầu như không chứa dầu và không tham gia vào thể tích hiệu
dụng của thân dầu.
Thân dầu dạng khối, tất cả đá dị dưỡng từ mặt móng đến ranh giời của thân dầu
đều bão hòa dầu, chưa phát hiện được chiều sâu ranh giới dưới của thân dầu dù chiều
cao thân dầu đã được chứng minh tới 1000m. Bản chất của ranh giới cũng chưa được
xác định rõ ràng, liệu có tương ứng ranh giới dầu – nước thực tế hay không? Hay do
đá chứa chuyển thành đá không chứa? Dầu trong móng lún chìm ở vòm Nam chưa
được phát hiện.
Ranh giới thân dầu (ranh giới cấp 2 – C 2) chạy qua độ sâu tuyệt đối – 4121m
(giếng 12), với giả thiết về thân dầu đồng nhất của Oligoxen dưới và móng. Đối với
những thân dầu này sự thống nhất còn thấy tính lý hóa của dầu và áp suất vỉa. Móng
đã cho dòng dầu không lẫn nước tới độ sâu – 4046m.
Bảng 2 Đặc trưng của dầu trong đá móng.
Vòm

Bắc
Trung
Tâm

Cấp trữ Độ sâu
lượng
ranh giới
(m)
C1
-4121
C2
C1
-4121
C2

Kích
thước
(km)
19 x 4,5

Chiều
dày
(m)
720

Chiều dày
trung bình
(m)
46,5

970

742

Độ
rỗng
(%)
2,1
1,0
3,1
1,4

Độ bão
hòa dầu
(%)
85
85

c Tính dị dưỡng
Các tầng sản phẩm mỏ Bạch Hổ được đánh giá theo nghiên cứu mẫu lõi trong
phòng thí nghiệm, theo kết quả Krota và nghiên cứu thủy động lực. Nghiên cứu mẫu
lõi trong phòng thí nghiệm để xác định độ rỗng, độ thấm, độ bão hòa nước. Xử lý số
liệu của nghiên cứu cùng với việc sử dụng các giá trị chiều dày hiệu dụng trong
khoảng bộ lọc (khoảng bắn mở vỉa) của giếng khoan.
Cát kết chứa sản phẩm ở tầng 23 vòm Bắc có độ rỗng nằm trong khoảng 14 ÷
28% theo số liệu Karota. Giá trị trung bình để tính trữ lượng bằng 20% rất phù hợp với
kết quả phân tích mẫu lõi cũng như số liệu địa vật lý giếng khoan. Độ bão hòa dầu
trong đá chứa 57% được kết luận theo kết quả Karota. Độ rỗng và độ bão hòa dầu tầng
23 vòm trung tâm thực tế có giá trị trùng với vòm Bắc (độ rỗng 19% và độ bão hòa
dầu 57%).


11
So với trầm tích Mioxen, trầm tích chứa sản phẩm Oligoxen dưới đặc trưng
bằng độ rỗng thấp hơn đáng kể (trung bình 12% theo mẫu lõi và 15% theo địa vật lý
giếng khoan) nhưng độ bão hòa dầu cao hơn trung bình khoảng 68%.
Đa số mẫu lõi chỉ đại diện cho phần rắn chắc khung đá, thường cho giá trị độ
rỗng trong khoảng một vài %. Địa vật lý giếng khoan nghiên cứu những khoảng lớn
hơn rất nhiều trong đó các đới hang hốc và nứt nẻ không được nghiên cứu bằng mẫu
lõi. Theo tài liệu địa vật lý giếng khoan đã xác định được những khoảng độ rỗng rất
cao tới 8,5% , còn độ rỗng trung bình có chiều dày hiệu dụng khoảng 4,3%. Khi tính
trữ lượng, độ rỗng được biện luận cho chiều dày chung của đá móng với giá trị sau:
vòm Bắc 2,5 ÷ 11,5%, vòm Trung Tâm 2,4 ÷ 3,8%, đá móng ( được đánh giá bằng
phương pháp gián tiếp) vào khoảng 85%.
d Tính không đồng nhất
Mỏ Bạch Hổ là mỏ có dạng đa vỉa, đặc trưng bằng mức độ khác nhau về tính
không đồng nhất của các đối tượng khai thác.
* Các thân dầu Mioxen dưới:
Đồng chất hơn cả là tầng 23 của vòm bắc, tính không đồng nhất của các
Mioxen cao nhất trong số các vỉa của mỏ.
Tầng Mioxen được phân làm nhiều lớp mỏng, hệ số phân lớp trung bình ở vòm
Bắc là 3,6, ở vòm Trung tâm là 5,5, tương ứng với hệ số cát của vòm là 0,45 cho vòm
Bắc và 0,34 cho vòm Trung tâm.
Tài liệu nghiên cứu địa vật lý giếng khoan và tài liệu phân tích mẫu lõi trong
phòng thí nghiệm lấy được ở tầng 3 tầng Mioxen dưới cho thấy lát cắt các tập không
đồng nhất.
* Các thân dầu Oligoxen hạ:
Theo tài liệu địa vật lý và tài liệu mẫu lõi trong giếng khoan thuộc tầng
Oligoxen hạ cho thấy mặt cắt các tầng sản phẩm rất không đồng nhất được xen kẽ bởi
các lớp cát kết, bột kết chứa sản phẩm và sét mỏng không chứa sản phẩm. So sánh các
đặc tính không đồng nhất của các đối tượng khai thác cho thấy rằng trong các đối
tượng đá có chứa độ rỗng như Oligoxen hạ thường không đồng nhất. Hệ số phân lớp
và hệ số cát của tầng Oligoxen hạ lần lượt là 10,8 và 0,39.
Nói chung khi đánh giá mức độ không đồng nhất của các tầng sản phẩm có thể
nói rằng trầm tích sản phẩm Oligoxen là kém đồng nhất hơn cả. Mức độ phân lớp lớn
nhất tới 20 vỉa. Hệ số phân lớp trung bình là 19,8%.


12
1.3.2 Tính chất của chất lưu trong điều kiện vỉa
a Các tính chất của dầu trong điều kiện vỉa. (Bảng 3)
Dầu ở tất cả các vỉa trong mỏ Bạch Hổ đều chưa bão hòa, hệ số ép (tỷ số giữa
áp suất vỉa và áp suất bão hòa) là:
* 1,43 cho Mioxen hạ dưới vòm Bắc.
* 1,9 cho Mioxen dưới vòm Trung tâm.
* 3,54 cho Oligoxen thượng.
* 1,94 cho Oligoxen hạ.
* 1,76 cho đá móng.
Theo các giá trị thông số cơ bản, các loại dầu mỏ Bạch Hổ có thể chia thành 3
nhóm. Theo chiều từ nhóm I đến nhóm III các thông số gia tăng:
* Tỷ suất khí dầu – dầu GOR.
* Hệ số thể tích B.
* Áp suất bão hòa Ps.
* Tỷ trọng dầu γd.
* Độ nhớt của dầu μd.
Trong nhóm I sự khác biệt giữa dầu Mioxen dưới vòm Trung tâm Oligoxen trên
được nhận biết bởi thành phần khí hòa tan. Khi tách dầu từ Mioxen trên và hàm lượng
nước dị thường (4,28 14,81 mol) còn khí tách dầu từ Mioxen dưới vòm Trung tâm
chứa trong thành phần propan, butan, pentan và lớn hơn. Trong nhóm III dầu Oligoxen
so với đá móng có độ khí thấp hơn, có giá trị hệ số thể tích thấp hơn, tỷ trọng thì lớn
hơn, độ nhớt lớn hơn.
Theo các giá trị áp suất bão hòa và tỷ trọng khí hòa tan, dầu trong nhóm III tương
tự như dầu Oligoxen dưới. Trên cơ sở các mô hình thực nghiệm có thể khẳng định
rằng: đối với dầu đá móng, sự thay đổi nhiệt độ ít gây ảnh hưởng đến áp suất bão hòa
được xác định bằng tỷ suất khí dầu.

Bảng 3 Các nhóm dầu của mỏ Bạch Hổ

Áp suất

Tỷ suất

Các thông số
Hệ số
Độ nhớt

Tỷ trọng


13
Số
nhóm
I

Đối tượng
Mioxen dưới vòm trung
tâm và Oligoxen trên

bão hòa
(Mpa.s)

khí dầu
(m3/t)

13,4 ÷ 16

88 ÷ 108

thể tích
B

dầu vỉa
(MPa.s)

dầu vỉa

1,26÷
1,34 ÷ 1,7
0,733 ÷
1,35
0,760
II
Mioxen dưới vòm Bắc 18,4 ÷ 21,1 134 ÷ 147 1,39 ÷ 0,88 ÷ 1,16 0,696 ÷
1,41
0,710
III
Oligoxen dưới và móng 19,5 ÷ 24,7 160 ÷ 209 1,46 ÷ 0,38 ÷ 0,48
0,634 ÷
1,59
0,668
Qua phân tích số liệu theo tách vi phân ta thấy được dầu được chia thành 2 nhóm:
+ Dầu đá móng và dầu Oligoxen dưới.
+ Dầu Oligoxen thượng và Mioxen.
Về thành phần cấu tử dầu vỉa, vì lý do hạn chế các số liệu về chưng cất chân
không nên sử dụng dầu tách có tỷ trọng 833,6kg/m 3 và phân tử lượng 251,15g/mol để
tính toán cho tầng đá móng và Mioxen hạ, còn sử dụng dầu có trọng lượng riêng là
865kg/m3 và phân tử lượng là 300g/mol cho Oligoxen trên và Mioxen dưới. Sự cho
phép kể trên dựa trên cơ sở về sự giống nhau của các giá trị trọng lượng riêng dầu tách
khí của các nhóm và đáp ứng với các đặc tính trung bình.
c Thành phần và tính chất của khí hòa tan trong dầu
Bảng 4 Thành phần và tính chất của khí hòa tan trong dầu
Độ sâu (m)
2885 – 2935
3165 – 3215
3405 – 3415
3455 – 3515
3535 – 3565
3565 – 3585
3525 – 3695
3695 – 3715
3755 – 3785

% CO2
0,03 – 0,04
0,03 – 0,04
0,03 – 0,04
0,03 – 0,04
0,03 – 0,04
0,03 – 0,04
0,03 – 0,04
0,03 – 0,04
0,03 – 0,04

Tỷ trọng
0,741
0,668
0,641
0,640
0,654
0,656
0,655
0,650
0,645

Yếu tố khí (m3/m3)
140
180
130
130
130
130
160
120
130

Khí hòa tan trong dầu thuộc loại khí béo và rất béo. Trong thành phần của
chúng lượng C2+ là 22,7 ÷ 39%. Theo chiều từ Mioxen đến đá móng độ béo của khí
giảm dần, đồng thời các giá trị của C 2+ lớn hơn ở các tầng Oligoxen trên, dưới và
Mioxen vòm Bắc rất nhiều (gần 39%). Khí thuộc loại không chứa Lưu huỳnh và hàm
lượng Cacbondioxit thấp (0,09 ÷ 0,61%), hàm lượng khí Nitơ từ 1,0 ÷ 2,8% với các
giá trị dị thường là 9,85% ở Oligoxen trên.


14
c Đặc tính hóa lý của dầu tách khí
Theo các số liệu về khoảng biến thiên và các giá trị trung bình của các thông số
dầu tách khí sau quá trình vi phân cho thân dầu thuộc loại đá nặng, nhiều parafin, it
lưu huỳnh, ít nhựa cho đến nhiều nhựa, tỷ lệ thu hồi sản phẩm sáng màu thuộc loại
trung bình. Nhiệt độ đông đặc của các loại dầu 29 ÷ 340C.
d Các tính chất của nước vỉa
Trong các trầm tích của tầng Mioxen dưới thường gặp 2 loại nước chính là:
nước Canxiclorua (CaCl2) và nước Natrihydrocarbonat (NaHCO3). Đặc điểm của loại
nước NaHCO3 là có độ khoáng hóa thấp (6,64g/l) chỉ nhận biết trong vòm Bắc, nước
vòm Nam thuộc loại CaCl 2 có độ khoáng hóa cao hơn (16g/l), đồng thời độ khoáng
hóa gia tăng theo hướng tây nam. Nước thuộc trầm tích Oligoxen hạ được lấy từ vỉa
lăng kính nằm trên các tầng sản phẩm thuộc loại NaHCO 3 có độ khoáng hóa thấp hơn
(5,4g/l).
Thành phần khí hòa tan trong nước khác với thành phần khí hòa tan ở trong dầu
ở chỗ có hàm lượng Metan (CH 4) cao hơn. Lượng cấu tử Carbon của khí hòa tan trong
nước là 1,54 ÷ 3,0% và lượng Nitơ là 1,29 ÷ 2,8%.
e Các đặc trưng vật lý thủy động học
Các đặc trưng này bao gồm độ dính ướt, hệ số nén đặc trưng quá trình đẩy dầu
bằng tác nhân (nước). Đặc trưng quá trình đẩy dầu bao gồm: hệ số đẩy dầu, hàm lượng
nước dư, dầu dư, các giá trị của độ thấm pha tương đối của nước, dầu tương ứng với
các độ bão hòa trên và quan hệ của các hệ số trên với tính thấm của đá.
Để tính toán các thông số thủy động học trong quá trình khai thác vỉa dầu ta sử
dụng các hệ số nén của đất đá:
- Đối với đá móng: 10,8 x 10-4.Mpa-1
- Đối với đá Oligoxen: 1,20 x 10-4.Mpa-1
- Đối với đá Mioxen dưới: 2,11 x 10-4.Mpa-1
1.3.3 Nhiệt độ và gradient địa nhiệt
a Gradient địa nhiệt (GDN) các đá phủ trên móng
Móng được phủ bởi các thành phần tạo trầm tích sét tuổi Mioxen và Oligoxen, các
lớp phủ này có hệ số dẫn nhiệt bé hơn so với hệ số dẫn nhiệt của đá móng. Dòng nhiệt
này sau khi ra khỏi móng sẽ bị ứ ở các lớp phủ phía trên, GDN của các lớp đá này lớn
hơn đá ở móng.
Nhứng đo đạc trong các giếng mở vào thân dầu tuổi Mioxen hạ, Oligoxen có
quy luật như sau:


15
Cùng chiều sâu như nhau, giếng nào nằm ở vùng đá móng nâng cao thì nhiệt độ
cao hơn, ngược lại giếng nào nằm ở vùng đá móng hạ thấp thì có nhiệt độ thấp hơn.
Tại Vòm Nam các lớp phủ nằm ở độ sâu từ 2800m xuống gặp đá móng ở độ sâu
3100m, GDN có giá trị trong khoảng 4 ÷ 5 0C.Các lớp phủ này gặp đá móng ở sâu hơn
(3300m) thì GDN từ 3,8 ÷ 40C. Tại Vòm Bắc các lớp nằm ở độ sâu 2800m trở xuống
gặp đá móng ở 3500 ÷ 3700m, GDN thay đổi từ 3,5 ÷ 5 0C. Các lớp phủ gặp móng sâu
hơn (4000m) thì GDN từ 3 ÷ 40C.
b. Gradient địa nhiệt đá móng
Do ảnh hưởng của lớp phủ Mioxen và Oligoxen và do vị trí mỗi vòm khác
nhau cho nên nhiệt độ các vùng trên mặt đá móng khác nhau. Nhưng sau khi đi vào
móng ở độ sâu nào đó (có thể chon là 4300m) thì nhiệt độ vòm nam và vòm bắc tương
đương nhau.
Kết quả nghiên cứu cho phép xác định được giá tri GDN của đá móng là 2,5 0C. Ở
độ sâu 4300m có nhiệt độ là 157,50C.
1.4 Lịch sử thăm dò, khai thác và tiềm năng vùng mỏ Bạch Hổ
Khu vực bồn trũng Cửu Long nói chung và khu vực mở Bạch Hổ nói riêng đã
được nghiên cứu khá sớm so với các bồn trũng khác trên lãnh thổ Việt Nam. Sơ lược
về lịch sử nghiên cứu địa chất – địa vật lý của vùng có thể chia thành hai giai đoạn
sau:
Giai đoạn trước năm 1975: Những năm trước giải phóng, chính quyền Sài
Gòn đã cho các công ty nước ngoài ký hợp đồng tìm kiếm và thăm dò (địa chấn, trọng
lực và từ) tại khu vực bồn trũng Cửu Long. Trong đó có công ty Mobil đã tiến hanh
khảo sát cổ hợp địa vật lý theo mạng lưới tuyến 4x4km. Vào năm 1974 trên cơ sở tài
liệu thăm dò, Mobil đã đặt giếng khoan thăm dò tại hai cấu tạo Bạch Hổ và Rồng.
Trong đó giếng khoan BH-1 thử vỉa và cho dòng dầu công nghiệp. Còn giếng khoan
trên cấu tạo Rồng đã bị bỏ dở vì hợp đồng này bị hủy khi miền Nam được giải phóng.
Cả hai giếng này đều chưa khoan vào tầng móng của bồn trũng.
Giai đoạn sau năm 1975: Sau khi miền Nam hoàn toàn giải phóng, công tác
thăm dò và tìm kiếm trên thềm lục địa Việt Nam ngày càng được phát triển. Cụ thể là:
+ Năm 1975 Mobil phát hiện dòng dầu công nghiệp ở trẩm tích Mioxen dưới.
+ Năm 1978 công ty GECO tiếng hành nghiên cứu địa vật lý trong phạm vi
vùng có triển vọng với mạng lưới tuyến 2x2km.


16
+ Năm 1981 xí nghiệp liên doanh dầu khí Vietsopetro được thành lập khu vực
này trở thành khu vực nghiên cứu tìm kiếm thăm dò chính của các xí nghiệp liên
doanh với phạm vi gồm các lô 04, 05, 06, 09, 10, 16.
+ Năm 1984 giếng khoan thăm dò BH-5 được tại trung tâm của cấu tạo Bạch
Hổ khẳng định lại kết quả mà Mobil đã phát hiện ra năm 1975.
+ Năm 1985 giếng khoan BH-4 được thành lập ở vòm Bắc của cấu tạo Bạch Hổ
và kết quả thử vỉa đã cho dòng dầu công nghiệp.
+ Năm 1986 những tấn dầu đầu tiên đã được lấy lên từ thềm lục địa của Việt
Nam, mà cụ thể là mỏ Bạch Hổ. Sự kiện này mở ra những bước ngoặt mới cho tương
lai của ngành dầu khí Việt Nam.
+ Từ năm 1987 đến nay, cùng với công tác tổng hợp số liệu của sản xuất, công
tác thăm dò địa chấn cũng phát triển mạnh mẽ với việc đan dầy mạng lưới địa chấn và
tiến hành thăm dò địa chấn 3D đã và đang dần dần hoành chỉnh mô hình địa chất vùng.
Kể từ khi được thành lập xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro đã tiến hành một
lượng lớn công tác tìm kiếm thăm dò ở phạm vi khu vực bồn trũng Cửu Long đạt hiệu
quả cao: 86% giếng khoan phát hiện dầu khí, trung bình 5,9 triệu tần dầu/giếng. Khu
vực này cũng được đánh giá là khu vực có tỷ lệ giếng khoan tìm thấy dầu vào loại cao
nhất thế giới ( khoảng 28%) đóng góp một phần không nhỏ cho sự phát triển kinh tế
đất nước hiện nay.

CHƯƠNG 2 LÝ THUYẾT DÒNG CHẢY TRONG VỈA DẦU VÀ TRONG
GIẾNG KHAI THÁC
2.1 Dòng chảy của chất lưu từ vỉa vào giếng
2.1.1 Mục đích và cơ sở nghiên cứu
a Mục đích


17
Để nghiên cứu dòng chảy của chất lỏng và khí từ vỉa vào giếng khoan, người ta
xác định mối phụ thuộc của vận tốc thấm v =

Q
hoặc lưu lượng Q đối với các đặc
F

điểm cơ bản của giếng và của vỉa sản phẩm như:
• Hệ số thấm k.
• Bề dày của vỉa h.
• Diện tích thấm F.
• Độ chênh lệch áp suất ΔP = Pv – Pd
• Độ nhớt của chất lỏng hoặc khí μ.
Người ta nhận thấy rằng:
Khi:
• h = const
• Q = const
• Vỉa có cấu tạo đồng nhất.
Thì:
Vận tốc thấm tăng liên tục và đạt Vmax ở thành giếng. Vận tốc thấm tăng dẫn đến
sức cản thủy lực tăng. Do vậy để chuyển dịch cho một đơn vị thể tích chất lỏng từ vỉa
vào giếng cần phải tăng thêm năng lượng cho một đơn vị chiều dài chuyển dịch nghĩa
là phải tăng thêm ΔP.
b Cơ sở nghiên cứu
Theo định luật thấm tuyến tính Darxi, vận tốc thấm tỉ lệ với độ chênh lệch áp
suất và tỷ lệ nghịch với độ nhớt của chất lỏng thấm, theo công thức:
Q=
(2.1)
Trong đó:
Q: Lưu lượng chất lỏng (m3/s).
K: Độ thấm (D).
F: Diện tích xung quanh giếng (m2).
∆P: Độ chênh áp giữa áp suất vỉa và áp suất đáy (at).
μ: Độ nhớt động học của chất lỏng.
L: Đoạn đường chuyển động của chất lỏng từ vỉa vào giếng.
Gọi: ri là bán kính từ tâm giếng đến điểm bất kỳ ngoài vỉa, r g là bán kính giếng
và R là bán kính ảnh hưởng của dòng sản phẩm trong vỉa.
Giả sử chiều dày h của vỉa không đổi thì: F = 2.π.ri.h


18
Trên đoạn đường vô cùng nhỏ dr i với độ chênh áp dP, khi đó công thức (2.1)
được viết lại như sau:
Q=
(2.2)
Từ (2.2) ta lấy tích phân từ áp suất đáy (P d) đến áp suất vỉa (Pv) và từ bán kính
của giếng (rg) đến bán kính ảnh hưởng (R) ta có:
Pv

∫ dP

Pd

R

dri

= .∫ r
i
r
g

Từ đây ta thu được: Pv – Pd = .ln
(2.3)
Giả sử trong quá trình khai thác áp suất đáy giếng không đổi:
Pd = = const, → Pv = f ( ln )
Như vậy, đặc tính thay đổi áp suất ở mọi hướng bất kỳ xung quanh giếng, khi
dòng chảy ổn định sẽ có dạng đường cong logarit. Đường cong này cho biết rằng trong
quá trình khai thác thì xung quanh đáy giếng tạo nên phễu áp suất. Đường cong này có
dạng như hình 2.1.
Lưu lượng của giếng ở điều kiện chuẩn được tính theo công thức Điupi:
ln

Q=ϕ=

Rah
rg

Qk
1 − ϕ Rah
=
⇒C =
ln
Qh ln Rah + C
ϕ
rg
rg

(2.4)

Trong đó:
B0: là hệ số thể tích của dầu. Ở mỏ Bạch Hổ B0 = 1,3.
Nếu dòng chảy là chất khí thì công thức có dạng:
2.π .k .h.( Pv 2 − Pd 2 )
π .k .h.( Pv 2 − Pd 2 )
Q = 2.B .P .µ .ln R = B .P .µ .ln R
g 0
kh
g 0 kh
rg
rg

Trong đó:
B0: là hệ số thể tích của khí.
P0: là áp suất trung bình, P0 =

(2.5)


Tài liệu bạn tìm kiếm đã sẵn sàng tải về

Tải bản đầy đủ ngay

×