Xem mẫu
108
Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất Tập 58, Kỳ 3 (2017) 108-120
Đánh giá khả năng gia tăng thu hồi dầu từ bơm ép nước: Trường
hợp nghiên cứu ở khu vực I của mỏ X, bể Nam Côn Sơn, thềm
lục địa Việt Nam
Trần Văn Lâm 1,*, Nguyễn Mạnh Tuấn 1, Nguyễn Hải Long 1, Phạm Đức Thành 1, Lê
Vũ Quân 2, Nguyễn Văn Đô 2
1
2
Công ty Điều hành Thăm dò Khai thác Dầu khí Trong Nước (PVEP POC), Việt Nam
Viện Dầu khí Việt Nam (VPI), Việt Nam
THÔNG TIN BÀI BÁO
TÓM TẮT
Quá trình:
Nhận bài 26/02/2017
Chấp nhận 19/5/2017
Đăng online 28/6/2017
Mỏ X có hai đối tượng chứa chính là đá vôi Mioxen giữa và trầm tích lục
nguyên Mioxen dưới. Theo cấu trúc, mỏ được chia làm 4 khu vực chính: khu
vực I, II, III và IV lần lượt về phía Bắc, phía Nam, phía Tây và phía Đông của
mỏ. Khu vực I bao gồm các khối 1, 2, 3, 4, 5 và 6 đã được đưa vào khai thác
sớm từ cuối năm 1994. Hiện tại, sản lượng dầu khai thác tích lũy của khu vực
I là hơn 37 triệu thùng, chiếm trên 70% sản lượng dầu toàn mỏ, đạt hệ số thu
hồi trung bình 14,6%. Do đặc điểm địa chất phức tạp với các khối có diện tích
nhỏ và khép kín nên sau thời gian ngắn khai thác áp suất vỉa khu vực I đã suy
giảm rõ rệt cùng với tỷ số khí dầu tăng cao. Giải pháp bơm ép nước đã được
áp dụng đối với tầng chứa cát kết lục nguyên Mioxen dưới ở khối 4 không
những duy trì được áp suất vỉa mà còn làm tăng hệ số thu hồi dầu của cả khối.
Để tận thu hồi dầu ở các khối còn lại, việc nghiên cứu áp dụng giải pháp bơm
ép là cần thiết, đặc biệt đối với các khối khi sản lượng khai thác đã giảm tới
ngưỡng có ít hiệu quả kinh tế. Bài báo này trình bày kết quả nghiên cứu bơm
ép nước trên mô hình mô phỏng tầng chứa cát kết lục nguyên Mioxen dưới
cho các khối 1, 2-3 và 4 với các chế độ bơm ép khác nhau. Kết quả cho thấy hệ
số thu hồi dầu gia tăng thêm từ 2 đến 9% so với phương án không bơm ép.
Bên cạnh đó nhóm tác giả cũng đưa ra các ý tưởng nhằm điều chỉnh và tối ưu
hóa thiết kế khai thác để tận thu hồi dầu cho khu vực I cũng như toàn mỏ X.
Từ khóa:
Tận thu hồi dầu
Mô hình mô phỏng
Bơm ép nước
© 2017 Trường Đại học Mỏ - Địa chất. Tất cả các quyền được bảo đảm.
1. Giới thiệu
Mỏ X nằm ở lô Y, tại khu vực nước sâu
(khoảng 110m nước), xa bờ, thuộc bể Nam Côn
_____________________
*Tác giả liên hệ.
E-mail: lamtv@pvep.com.vn
Sơn, thềm lục địa Việt Nam. Kết quả nghiên cứu
địa chất - địa vật lý (PVEP POC, 2010) cho thấy
trên bình đồ cấu trúc nóc tầng sản phẩm chính của
mỏ (T125), mỏ X bị phân chia thành nhiều khối
nhỏ bởi hệ thống đứt gãy với 3 hướng chính: đông
bắc - tây nam, tây bắc - đông nam và á vĩ tuyến.
Trong đó, hệ thống đứt gãy phương đông bắc - tây
nam có chiều dài và biên độ dịch chuyển lớn,
Trần Văn Lâm và nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 58(3), 108-120
quyết định khung cấu trúc của mỏ. Theo cấu trúc,
mỏ được chia làm 4 khu vực chính đã được triển
khai khoan thăm dò và thẩm lượng: khu vực I
(phía Bắc mỏ), khu vực II (phía Nam mỏ), khu vực
III (phía Tây mỏ) và khu vực IV (phía Đông mỏ).
Trong đó, khu vực I (bao gồm các khối 1, 2, 3, 4, 5
và 6) được đưa vào khai thác từ rất sớm (Hình 1).
109
Kết quả khoan thăm dò, thẩm lượng và khai thác
đã xác nhận hầu hết các đứt gãy phân khối của mỏ
đóng vai trò là đứt gãy chắn, các khối phân cách
bởi các đứt gãy có thể độc lập với nhau về mặt thủy
lực.
Đối tượng chứa sản phẩm chính của mỏ X là
cát kết lục nguyên Mioxen dưới và đá vôi Mioxen
Hình 1. Vị trí khu vực I.
Hình 2. Hiện trạng khai thác khối 4.
110
Trần Văn Lâm và nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 58(3), 108-120
giữa. Trong đó, tầng chứa cát kết lục nguyên (đóng
vai trò chủ yếu ở khu vực I) được thành tạo trong
môi trường sông, đồng bằng tam giác châu. Chất
lượng tầng chứa khá tốt, độ rỗng dao động từ 13%
đến 20% có nơi lên tới hơn 25%, độ thấm từ vài
chục mD đến gần 1D. Tầng chứa đá vôi (gồm hai
loại là đá vôi ám tiêu và đá vôi dạng thềm) phân bố
chính ở 2 khu vực trung tâm mỏ và khu vực phía
Nam, trong đó chỉ có đá vôi ám tiêu được phát hiện
chứa dầu với độ rỗng phổ biến trong khoảng từ
12% đến 28%, có nơi lên tới hơn 30%. Các thân
dầu trong đá vôi thềm được phát tại khu vực phía
Tây và phần cánh sụt phía Đông của mỏ, tuy nhiên
tiềm năng không cao. Đặc điểm chính của các khu
vực khai thác là các thân dầu phân bố ở những
khối cạnh nhau nên thuận lợi cho việc bố trí mạng
lưới giếng khai thác, đường ống dẫn dầu và hệ
thống xử lý sản phẩm khai thác trong một khu vực.
Tháng 10 năm 1994, mỏ X được đưa vào khai thác
tại khu vực I với lưu lượng dầu ban đầu đạt trên
35000 thùng từ các giếng X-1A (khối 2), X-2A, X3A (khối 4) và X-12A (khối 1).
Tuy nhiên, do tính chất phức tạp về cấu trúc
địa chất của mỏ X với hệ thông đứt gãy phân cắt
mỏ thành nhiều khối, độc lập nhau về thủy động
lực, các khối có diện tích nhỏ và khép kín, sự biến
đổi nhanh của môi trường trầm tích, hệ thống vỉa
chứa đa tầng, áp suất vỉa ban đầu gần với áp suất
bão hòa… nên sau một thời gian ngắn khai thác áp
suất vỉa suy giảm mạnh, tỷ số khí dầu tăng cao đã
gây ảnh hưởng không nhỏ đến hiệu quả thu hồi
dầu.
Để duy trì áp suất vỉa, nhà điều hành đã triển
khai công tác bơm ép nước trên khối 4 sau gần
một năm đưa mỏ vào khai thác. Cho đến hiện tại,
giải pháp bơm ép nước đã cho thấy được hiệu quả
khi hệ số thu hồi dầu khối 4 cao hơn nhiều so với
các khối khác chưa áp dụng bơm ép. Do vậy, nhằm
gia tăng thu hồi dầu, việc nghiên cứu, đánh giá
hiệu quả bơm ép nước là rất cần thiết để có cơ sở
xem xét áp dụng giải pháp bơm ép nước cho các
khối còn lại trong khu vực I cũng như toàn mỏ X.
2. Phương pháp nghiên cứu
Hiện nay trên thế giới và ở Việt Nam, việc áp
dụng giải pháp bơm ép nước để duy trì áp suất vỉa,
tăng cường thu hồi dầu được thực hiện khá phổ
biến, trong đó có mỏ X. Tuy nhiên, do đặc thù của
mỏ X gồm nhiều khối nhỏ, số lượng giếng trong
mỗi khối ít, tính liên thông thủy lực hạn chế và rủi
ro về địa chất,… nên biện pháp bơm ép nước mới
chỉ được áp dụng cho khối 4 thuộc khu vực I. Đánh
giá kết quả bơm ép nước trên khối 4 cho thấy hiệu
quả khá tốt khi áp suất vỉa được duy trì và hệ số
thu hồi dầu hiện đã lên tới 22%, cao hơn nhiều so
với nghiên cứu dự báo nếu không tiến hành bơm
ép nước (từ 7 đến 17%). Mặc dù vậy, bên cạnh kết
quả khả quan trên, vẫn có một số yếu tố ảnh
hưởng không nhỏ đến hiệu quả của công tác bơm
ép nước tại khối 4 như: giếng khai thác hoàn thiện
đa tầng và tính chất vỉa giữa các tầng không đồng
đều; khoảng cách giữa các giếng khá gần nhau
(khoảng 500m); chế độ bơm ép chưa hợp lý,… đã
dẫn đến việc khó kiểm soát được nước bơm ép
xâm nhập nhanh từ các vỉa có độ thấm tốt vào các
giếng khai thác.
Rút kinh nghiệm từ thực tế triển khai bơm ép
nước trên khối 4, nhóm tác giả đã thực hiện
nghiên cứu nhằm tiếp tục tối ưu bơm ép nước cho
khối 4 cũng như đánh giá hiệu quả của bơm ép
nước tại các khối 1 và 2-3 bằng mô hình mô phỏng
khai thá c. Kết quả nghiên cứu sẽ làm cơ sở cho việc
xem xét khả năng áp dụng giải pháp bơm ép nước
cho toàn mỏ nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu của
mỏ X. Dưới đây là những nội dung và kết quả
nghiên cứu đã đạt được.
3. Hiện trạng khai thác các khối 1, 2-3 và 4
Kết quả nghiên cứu địa chất - địa vật lý và
công nghệ mỏ đến thời điểm 12/2013 (PVEP POC,
2013), tổng trữ lượng dầu tại chỗ mức 2P toàn mỏ
X khoảng 450 triệu thùng. Trong đó, khu vực I
chiếm trên 55% trữ lượng toàn mỏ và riêng các
khối 4, 2-3, 1 có trữ lượng lớn nhất trong khu vực
này lần lượt là 68, 78, 83 triệu thùng.
Tính đến năm 2016, tổng quỹ giếng của cả
bốn khối 1, 2-3 và 4 là 10 giếng. Trong đó quỹ
giếng khai thác là 4 giếng, 2 giếng đóng, 3 giếng
dừng khai thác do sự cố, 1 giếng bơm ép.
3.1. Khối 4
Khối 4 gồm có 3 giếng X-2A, X-3A và X-4A.
Trong đó, giếng X-2A và X-3A được đưa vào khai
thác từ tháng 10/1994 với lưu lượng dầu mỗi
giếng là 10000 thùng/ngày, tỷ số khí dầu (GOR)
khoảng 500 bộ khối/thùng. Giếng X-4A được đưa
vào khai thác sau đó 6 tháng với lưu lượng dầu là
4000 thùng/ngày, GOR khoảng 520 bộ
khối/thùng, hàm lượng nước là 2,3%.
Trần Văn Lâm và nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 58(3), 108-120
111
Hình 3. Hiện trạng khai thác các khối 2-3.
Hình 4. Hiện trạng khai thác khối 1.
Đến tháng 7/1995 giếng khai thác X-2A được
chuyển thành giếng bơm ép nước do năng lượng
vỉa ở khối 4 bị suy giảm mạnh. Việc tiến hành bơm
ép nước ở giếng X-2A đã giúp duy trì được áp suất
vỉa và làm giảm sự gia tăng của tỷ số khí dầu. Tuy
nhiên, sau một thời gian khai thác do lượng nước
ở 2 giếng X-3A và X-4A tăng nhanh nên tháng
12/2002 đã ngừng bơm nước ở giếng X-2A do
một số vỉa có độ thấm tốt nên nước bơm ở giếng
X-2A đã ảnh hưởng trực tiếp tới các giếng khai
thác trên. Nhưng từ tháng 4/2003 phải chuyển
giếng X-4A sang bơm ép nước vì suy giảm áp suất
ở trên khối 4 quá nhanh. Đầu năm 2011, giếng X2A phải đóng do sự cố van sâu thủy lực. Từ cuối
năm 2011, giếng X-4A bơm é p luan phien khong
ỏ n định và dừng bơm é p từ thá ng 2/2016 đé n nay
do sự cố máy bơm. Giữa năm 2016, giếng X-3A
tạm dừng khai thác do sự cố hỏng van an toàn khi
lưu lượng dầu đang hơn 1000 thùng/ngày, độ
ngập nước khoảng 60% (Hình 2). Tổng thu hồi của
khối 4 tính đến năm 2016 đạt hơn 15 triệu thùng
(tương ứng với hệ số thu hồi lên tới 22%).
3.2. Khối 2 và 3
Các khối 2-3 gồm 4 giếng: X-1A, X-8A, X-9A và
X-10A. Giếng X-1A (khối 2) được đưa vào khai
thác tháng 10/1994 với lưu lượng dầu ban đầu
11000 thùng/ngày, GOR khoảng 1400 bộ
112
Trần Văn Lâm và nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 58(3), 108-120
khối/thùng. Do không có các biện pháp duy trì
năng lượng vỉa nên áp suất vỉa giảm rất nhanh, lưu
lượng giếng chỉ còn khoảng 1200 thùng/ngày,
GOR tăng đến hơn 6000 bộ khối/thùng vào năm
2007. Sau khi nhận quyền điều hành mỏ từ cuối
2003, tháng 8 và 11/2007 lần lượt các giếng X-8A
(khối 2), X-10A (khối 3) và X-9A (khoan qua cả 2
khối 2-3) được PVEP đưa vào khai thác đã nâng
sản lượng dầu các khối 2-3 lên hơn 8000
thùng/ngày, độ ngập nước chưa đến 5%.
Hiện tại, lưu lượng dầu khai thác các khối 2-3
đang được duy trì ở mức 350 thùng/ngày từ X-8A,
độ ngập nước khoảng 5% (Hình 3). Các giếng X10A và X-9A đã lần lượt được đóng từ tháng
8/2011 và tháng 10/2014 do năng lượng vỉa quá
yếu và X-1A dừng khai thác tháng 6/2016 do sự
cố van an toàn. Tổng thu hồi dầu của 2 khối 2-3
tính đến năm 2016 đạt hơn 13 triệu thùng (tương
ứng với hệ số thu hồi 17%).
3.3. Khối 1
Hiện nay khối 1 đang có 3 giếng khai thác là
X-12A, X-11A và X-6A. Giếng X-12A được đưa vào
khai thác từ tháng 10/1994 với lưu lượng dầu
khai thác ban đầu là 5500 thùng/ngày, GOR trung
bình 700 bộ khối/thùng. Do hầu hết các vỉa đều có
tầng nước đáy nhưng không có các biện pháp duy
trì năng lượng vỉa nên sau một thời gian khai thác,
áp suất vỉa giảm nhanh cùng với sự gia tăng của
GOR và nước khai thác, lưu lượng dầu chỉ còn
khoảng vài trăm thùng/ngày. Tháng 7 và 8/2014,
lần lượt X-11A và X-6A được đưa vào khai thác,
nâng tổng sản lượng của khối lên khoảng 3000
thùng/ngày.
Hiện tại, lưu lượng dầu khai thác khối 1 đang
được duy trì ở mức gần 2000 thùng/ngày, độ ngập
nước khoảng 40% (Hình 4). Tổng thu hồi dầu của
khối 1 tính đến năm 2016 đạt hơn 6 triệu thùng
(tương ứng với hệ số thu hồi 7.
4. Mô hình mô phỏng khai thác
4.1. Số liệu đầu vào
Đặc tính lưu thể vỉa
Nhiè u mẫu lưu thể đáy vỉa thuộc các tầng sản
phẩm mỏ được lấy trong quá trình thử vỉa DST.
Các số liệu cho thấy dầu của mỏ X thuộc nhóm
phân loại từ trung bình cho đến nặng với khối
lượng riêng dao động từ 0,827 g/cm3 đến 0,93
g/cm3, ít lưu huỳnh, chứa nhiều parafin.
Hình 5. Kết quả đo RFT/RCI/MDT mỏ X.
nguon tai.lieu . vn
Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất Tập 58, Kỳ 3 (2017) 108-120
Đánh giá khả năng gia tăng thu hồi dầu từ bơm ép nước: Trường
hợp nghiên cứu ở khu vực I của mỏ X, bể Nam Côn Sơn, thềm
lục địa Việt Nam
Trần Văn Lâm 1,*, Nguyễn Mạnh Tuấn 1, Nguyễn Hải Long 1, Phạm Đức Thành 1, Lê
Vũ Quân 2, Nguyễn Văn Đô 2
1
2
Công ty Điều hành Thăm dò Khai thác Dầu khí Trong Nước (PVEP POC), Việt Nam
Viện Dầu khí Việt Nam (VPI), Việt Nam
THÔNG TIN BÀI BÁO
TÓM TẮT
Quá trình:
Nhận bài 26/02/2017
Chấp nhận 19/5/2017
Đăng online 28/6/2017
Mỏ X có hai đối tượng chứa chính là đá vôi Mioxen giữa và trầm tích lục
nguyên Mioxen dưới. Theo cấu trúc, mỏ được chia làm 4 khu vực chính: khu
vực I, II, III và IV lần lượt về phía Bắc, phía Nam, phía Tây và phía Đông của
mỏ. Khu vực I bao gồm các khối 1, 2, 3, 4, 5 và 6 đã được đưa vào khai thác
sớm từ cuối năm 1994. Hiện tại, sản lượng dầu khai thác tích lũy của khu vực
I là hơn 37 triệu thùng, chiếm trên 70% sản lượng dầu toàn mỏ, đạt hệ số thu
hồi trung bình 14,6%. Do đặc điểm địa chất phức tạp với các khối có diện tích
nhỏ và khép kín nên sau thời gian ngắn khai thác áp suất vỉa khu vực I đã suy
giảm rõ rệt cùng với tỷ số khí dầu tăng cao. Giải pháp bơm ép nước đã được
áp dụng đối với tầng chứa cát kết lục nguyên Mioxen dưới ở khối 4 không
những duy trì được áp suất vỉa mà còn làm tăng hệ số thu hồi dầu của cả khối.
Để tận thu hồi dầu ở các khối còn lại, việc nghiên cứu áp dụng giải pháp bơm
ép là cần thiết, đặc biệt đối với các khối khi sản lượng khai thác đã giảm tới
ngưỡng có ít hiệu quả kinh tế. Bài báo này trình bày kết quả nghiên cứu bơm
ép nước trên mô hình mô phỏng tầng chứa cát kết lục nguyên Mioxen dưới
cho các khối 1, 2-3 và 4 với các chế độ bơm ép khác nhau. Kết quả cho thấy hệ
số thu hồi dầu gia tăng thêm từ 2 đến 9% so với phương án không bơm ép.
Bên cạnh đó nhóm tác giả cũng đưa ra các ý tưởng nhằm điều chỉnh và tối ưu
hóa thiết kế khai thác để tận thu hồi dầu cho khu vực I cũng như toàn mỏ X.
Từ khóa:
Tận thu hồi dầu
Mô hình mô phỏng
Bơm ép nước
© 2017 Trường Đại học Mỏ - Địa chất. Tất cả các quyền được bảo đảm.
1. Giới thiệu
Mỏ X nằm ở lô Y, tại khu vực nước sâu
(khoảng 110m nước), xa bờ, thuộc bể Nam Côn
_____________________
*Tác giả liên hệ.
E-mail: lamtv@pvep.com.vn
Sơn, thềm lục địa Việt Nam. Kết quả nghiên cứu
địa chất - địa vật lý (PVEP POC, 2010) cho thấy
trên bình đồ cấu trúc nóc tầng sản phẩm chính của
mỏ (T125), mỏ X bị phân chia thành nhiều khối
nhỏ bởi hệ thống đứt gãy với 3 hướng chính: đông
bắc - tây nam, tây bắc - đông nam và á vĩ tuyến.
Trong đó, hệ thống đứt gãy phương đông bắc - tây
nam có chiều dài và biên độ dịch chuyển lớn,
Trần Văn Lâm và nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 58(3), 108-120
quyết định khung cấu trúc của mỏ. Theo cấu trúc,
mỏ được chia làm 4 khu vực chính đã được triển
khai khoan thăm dò và thẩm lượng: khu vực I
(phía Bắc mỏ), khu vực II (phía Nam mỏ), khu vực
III (phía Tây mỏ) và khu vực IV (phía Đông mỏ).
Trong đó, khu vực I (bao gồm các khối 1, 2, 3, 4, 5
và 6) được đưa vào khai thác từ rất sớm (Hình 1).
109
Kết quả khoan thăm dò, thẩm lượng và khai thác
đã xác nhận hầu hết các đứt gãy phân khối của mỏ
đóng vai trò là đứt gãy chắn, các khối phân cách
bởi các đứt gãy có thể độc lập với nhau về mặt thủy
lực.
Đối tượng chứa sản phẩm chính của mỏ X là
cát kết lục nguyên Mioxen dưới và đá vôi Mioxen
Hình 1. Vị trí khu vực I.
Hình 2. Hiện trạng khai thác khối 4.
110
Trần Văn Lâm và nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 58(3), 108-120
giữa. Trong đó, tầng chứa cát kết lục nguyên (đóng
vai trò chủ yếu ở khu vực I) được thành tạo trong
môi trường sông, đồng bằng tam giác châu. Chất
lượng tầng chứa khá tốt, độ rỗng dao động từ 13%
đến 20% có nơi lên tới hơn 25%, độ thấm từ vài
chục mD đến gần 1D. Tầng chứa đá vôi (gồm hai
loại là đá vôi ám tiêu và đá vôi dạng thềm) phân bố
chính ở 2 khu vực trung tâm mỏ và khu vực phía
Nam, trong đó chỉ có đá vôi ám tiêu được phát hiện
chứa dầu với độ rỗng phổ biến trong khoảng từ
12% đến 28%, có nơi lên tới hơn 30%. Các thân
dầu trong đá vôi thềm được phát tại khu vực phía
Tây và phần cánh sụt phía Đông của mỏ, tuy nhiên
tiềm năng không cao. Đặc điểm chính của các khu
vực khai thác là các thân dầu phân bố ở những
khối cạnh nhau nên thuận lợi cho việc bố trí mạng
lưới giếng khai thác, đường ống dẫn dầu và hệ
thống xử lý sản phẩm khai thác trong một khu vực.
Tháng 10 năm 1994, mỏ X được đưa vào khai thác
tại khu vực I với lưu lượng dầu ban đầu đạt trên
35000 thùng từ các giếng X-1A (khối 2), X-2A, X3A (khối 4) và X-12A (khối 1).
Tuy nhiên, do tính chất phức tạp về cấu trúc
địa chất của mỏ X với hệ thông đứt gãy phân cắt
mỏ thành nhiều khối, độc lập nhau về thủy động
lực, các khối có diện tích nhỏ và khép kín, sự biến
đổi nhanh của môi trường trầm tích, hệ thống vỉa
chứa đa tầng, áp suất vỉa ban đầu gần với áp suất
bão hòa… nên sau một thời gian ngắn khai thác áp
suất vỉa suy giảm mạnh, tỷ số khí dầu tăng cao đã
gây ảnh hưởng không nhỏ đến hiệu quả thu hồi
dầu.
Để duy trì áp suất vỉa, nhà điều hành đã triển
khai công tác bơm ép nước trên khối 4 sau gần
một năm đưa mỏ vào khai thác. Cho đến hiện tại,
giải pháp bơm ép nước đã cho thấy được hiệu quả
khi hệ số thu hồi dầu khối 4 cao hơn nhiều so với
các khối khác chưa áp dụng bơm ép. Do vậy, nhằm
gia tăng thu hồi dầu, việc nghiên cứu, đánh giá
hiệu quả bơm ép nước là rất cần thiết để có cơ sở
xem xét áp dụng giải pháp bơm ép nước cho các
khối còn lại trong khu vực I cũng như toàn mỏ X.
2. Phương pháp nghiên cứu
Hiện nay trên thế giới và ở Việt Nam, việc áp
dụng giải pháp bơm ép nước để duy trì áp suất vỉa,
tăng cường thu hồi dầu được thực hiện khá phổ
biến, trong đó có mỏ X. Tuy nhiên, do đặc thù của
mỏ X gồm nhiều khối nhỏ, số lượng giếng trong
mỗi khối ít, tính liên thông thủy lực hạn chế và rủi
ro về địa chất,… nên biện pháp bơm ép nước mới
chỉ được áp dụng cho khối 4 thuộc khu vực I. Đánh
giá kết quả bơm ép nước trên khối 4 cho thấy hiệu
quả khá tốt khi áp suất vỉa được duy trì và hệ số
thu hồi dầu hiện đã lên tới 22%, cao hơn nhiều so
với nghiên cứu dự báo nếu không tiến hành bơm
ép nước (từ 7 đến 17%). Mặc dù vậy, bên cạnh kết
quả khả quan trên, vẫn có một số yếu tố ảnh
hưởng không nhỏ đến hiệu quả của công tác bơm
ép nước tại khối 4 như: giếng khai thác hoàn thiện
đa tầng và tính chất vỉa giữa các tầng không đồng
đều; khoảng cách giữa các giếng khá gần nhau
(khoảng 500m); chế độ bơm ép chưa hợp lý,… đã
dẫn đến việc khó kiểm soát được nước bơm ép
xâm nhập nhanh từ các vỉa có độ thấm tốt vào các
giếng khai thác.
Rút kinh nghiệm từ thực tế triển khai bơm ép
nước trên khối 4, nhóm tác giả đã thực hiện
nghiên cứu nhằm tiếp tục tối ưu bơm ép nước cho
khối 4 cũng như đánh giá hiệu quả của bơm ép
nước tại các khối 1 và 2-3 bằng mô hình mô phỏng
khai thá c. Kết quả nghiên cứu sẽ làm cơ sở cho việc
xem xét khả năng áp dụng giải pháp bơm ép nước
cho toàn mỏ nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu của
mỏ X. Dưới đây là những nội dung và kết quả
nghiên cứu đã đạt được.
3. Hiện trạng khai thác các khối 1, 2-3 và 4
Kết quả nghiên cứu địa chất - địa vật lý và
công nghệ mỏ đến thời điểm 12/2013 (PVEP POC,
2013), tổng trữ lượng dầu tại chỗ mức 2P toàn mỏ
X khoảng 450 triệu thùng. Trong đó, khu vực I
chiếm trên 55% trữ lượng toàn mỏ và riêng các
khối 4, 2-3, 1 có trữ lượng lớn nhất trong khu vực
này lần lượt là 68, 78, 83 triệu thùng.
Tính đến năm 2016, tổng quỹ giếng của cả
bốn khối 1, 2-3 và 4 là 10 giếng. Trong đó quỹ
giếng khai thác là 4 giếng, 2 giếng đóng, 3 giếng
dừng khai thác do sự cố, 1 giếng bơm ép.
3.1. Khối 4
Khối 4 gồm có 3 giếng X-2A, X-3A và X-4A.
Trong đó, giếng X-2A và X-3A được đưa vào khai
thác từ tháng 10/1994 với lưu lượng dầu mỗi
giếng là 10000 thùng/ngày, tỷ số khí dầu (GOR)
khoảng 500 bộ khối/thùng. Giếng X-4A được đưa
vào khai thác sau đó 6 tháng với lưu lượng dầu là
4000 thùng/ngày, GOR khoảng 520 bộ
khối/thùng, hàm lượng nước là 2,3%.
Trần Văn Lâm và nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 58(3), 108-120
111
Hình 3. Hiện trạng khai thác các khối 2-3.
Hình 4. Hiện trạng khai thác khối 1.
Đến tháng 7/1995 giếng khai thác X-2A được
chuyển thành giếng bơm ép nước do năng lượng
vỉa ở khối 4 bị suy giảm mạnh. Việc tiến hành bơm
ép nước ở giếng X-2A đã giúp duy trì được áp suất
vỉa và làm giảm sự gia tăng của tỷ số khí dầu. Tuy
nhiên, sau một thời gian khai thác do lượng nước
ở 2 giếng X-3A và X-4A tăng nhanh nên tháng
12/2002 đã ngừng bơm nước ở giếng X-2A do
một số vỉa có độ thấm tốt nên nước bơm ở giếng
X-2A đã ảnh hưởng trực tiếp tới các giếng khai
thác trên. Nhưng từ tháng 4/2003 phải chuyển
giếng X-4A sang bơm ép nước vì suy giảm áp suất
ở trên khối 4 quá nhanh. Đầu năm 2011, giếng X2A phải đóng do sự cố van sâu thủy lực. Từ cuối
năm 2011, giếng X-4A bơm é p luan phien khong
ỏ n định và dừng bơm é p từ thá ng 2/2016 đé n nay
do sự cố máy bơm. Giữa năm 2016, giếng X-3A
tạm dừng khai thác do sự cố hỏng van an toàn khi
lưu lượng dầu đang hơn 1000 thùng/ngày, độ
ngập nước khoảng 60% (Hình 2). Tổng thu hồi của
khối 4 tính đến năm 2016 đạt hơn 15 triệu thùng
(tương ứng với hệ số thu hồi lên tới 22%).
3.2. Khối 2 và 3
Các khối 2-3 gồm 4 giếng: X-1A, X-8A, X-9A và
X-10A. Giếng X-1A (khối 2) được đưa vào khai
thác tháng 10/1994 với lưu lượng dầu ban đầu
11000 thùng/ngày, GOR khoảng 1400 bộ
112
Trần Văn Lâm và nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 58(3), 108-120
khối/thùng. Do không có các biện pháp duy trì
năng lượng vỉa nên áp suất vỉa giảm rất nhanh, lưu
lượng giếng chỉ còn khoảng 1200 thùng/ngày,
GOR tăng đến hơn 6000 bộ khối/thùng vào năm
2007. Sau khi nhận quyền điều hành mỏ từ cuối
2003, tháng 8 và 11/2007 lần lượt các giếng X-8A
(khối 2), X-10A (khối 3) và X-9A (khoan qua cả 2
khối 2-3) được PVEP đưa vào khai thác đã nâng
sản lượng dầu các khối 2-3 lên hơn 8000
thùng/ngày, độ ngập nước chưa đến 5%.
Hiện tại, lưu lượng dầu khai thác các khối 2-3
đang được duy trì ở mức 350 thùng/ngày từ X-8A,
độ ngập nước khoảng 5% (Hình 3). Các giếng X10A và X-9A đã lần lượt được đóng từ tháng
8/2011 và tháng 10/2014 do năng lượng vỉa quá
yếu và X-1A dừng khai thác tháng 6/2016 do sự
cố van an toàn. Tổng thu hồi dầu của 2 khối 2-3
tính đến năm 2016 đạt hơn 13 triệu thùng (tương
ứng với hệ số thu hồi 17%).
3.3. Khối 1
Hiện nay khối 1 đang có 3 giếng khai thác là
X-12A, X-11A và X-6A. Giếng X-12A được đưa vào
khai thác từ tháng 10/1994 với lưu lượng dầu
khai thác ban đầu là 5500 thùng/ngày, GOR trung
bình 700 bộ khối/thùng. Do hầu hết các vỉa đều có
tầng nước đáy nhưng không có các biện pháp duy
trì năng lượng vỉa nên sau một thời gian khai thác,
áp suất vỉa giảm nhanh cùng với sự gia tăng của
GOR và nước khai thác, lưu lượng dầu chỉ còn
khoảng vài trăm thùng/ngày. Tháng 7 và 8/2014,
lần lượt X-11A và X-6A được đưa vào khai thác,
nâng tổng sản lượng của khối lên khoảng 3000
thùng/ngày.
Hiện tại, lưu lượng dầu khai thác khối 1 đang
được duy trì ở mức gần 2000 thùng/ngày, độ ngập
nước khoảng 40% (Hình 4). Tổng thu hồi dầu của
khối 1 tính đến năm 2016 đạt hơn 6 triệu thùng
(tương ứng với hệ số thu hồi 7.
4. Mô hình mô phỏng khai thác
4.1. Số liệu đầu vào
Đặc tính lưu thể vỉa
Nhiè u mẫu lưu thể đáy vỉa thuộc các tầng sản
phẩm mỏ được lấy trong quá trình thử vỉa DST.
Các số liệu cho thấy dầu của mỏ X thuộc nhóm
phân loại từ trung bình cho đến nặng với khối
lượng riêng dao động từ 0,827 g/cm3 đến 0,93
g/cm3, ít lưu huỳnh, chứa nhiều parafin.
Hình 5. Kết quả đo RFT/RCI/MDT mỏ X.