BỘ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ
Viện Khoa học Vật liệu Ứng dụng
Số 1 Mạc Đĩnh Chi, Quận 1, TP. Hồ Chí Minh

Báo cáo tổng kết khoa học và kỹ thuật của đề tài: NGHIÊN CỨU SỬ DỤNG GEL VÀ CÁC CHẤT HOẠT ĐỘNG
BỀ MẶT ĐỂ NÂNG CAO HỆ SỐ THU HỒI DẦU MỎ

Hợp đồng nghiên cứu khoa học và công nghệ
Số
07/2006/HĐ-ĐTCT-KC.02/06-10

PGS.TS. Nguyễn Phương Tùng & các cộng sự



TP.HCM, 12-2008 Hợp đồng nghiên cứu khoa học và công nghệ
Số
07/2006/HĐ-ĐTCT-KC.02/06-10 DANH SÁCH NHỮNG NGƯỜI THỰC HIỆN

TT Họ và tên
Học hàm,
học vị
Cơ quan công tác


1.1.1.3. Một số nghiên cứu nâng cao HSTHD trên đối tượng mỏ Bạch Hổ 7
1.1.2. Một số đặc điểm về địa chất và thực tế khai thác dầu của khu vực Đông nam
Rồng 8

1.2. Nguyên nhân ngập nước các giếng khai thác và biện pháp ngăn cách nước
bằng gel polyme 15

1.2.1. Phân loại nước trong giếng 16
1.2.2. Nguyên nhân hình thành nước “xấu” và giải pháp xử lý: 17
1.2.3. Kiểm soát mức độ phù hợp của vỉa nhằm tăng cường thu hồi dầu: 22
1.2.4. Một số tác nhân cải thiện mặt cắt và kiểm soát nước và cơ chế hoạt động 24
1.2.4.1. Các muối vô cơ 24
1.2.4.2. Gel polyme 25
1.2.4.3. Các chất dạng hạt 25
1.2.4.4. Bọt 25
1.2.4.5. Nhựa 26
1.2.4.6. Các loại khác 26
1.2.5. Ứng dụng gel polyme để xử lý vấn đề ngập nước 26
1.2.5.1. Hệ gel chịu nhiệt độ cao 27
1.2.5.2. Hệ gel polyme trên cơ sở hệ co-, ter- polyme chứa nhóm acrylamit và
sulfonic với hệ tạo nối hữu cơ 28
1.2.5.3. Hệ gel nano clay polyacrylamit 29
1.2.5.4. Những đặc trưng chính của hệ gel polyme 29
1.2.5.5. Khả năng ứng dụng hệ gel polyme 30
1.2.6. Vấn đề gặp phải khi bơm ép hệ gel polyme vào vùng không gian rỗng 31
1.2.7. Thiết kế quá trình xử lý gel polyme 31


2.4.2. Dầu thô Đông Nam Rồng 55
2.5. Thiết bị, dụng cụ thí nghiệm 56
2.5.1. Các thiết bị thử nghiệm độ bền gel, thời gian tạo gel và xác ứng suất trượt
56

2.5.2. Thiết bị thử nghiệm gel trong điều kiện vỉa 57
2.5.3. Thiết bị đo SCBM liên diện Spinning Drop Interfacial Tesionmeter, Model
500, Temco.Inc (Mỹ) 57

2.5.4. Bể điều nhiệt chương trình hóa nhiệt độ TC100 Brookfield (Mỹ) 58
2.5.5. Thiết bị đo góc tiếp xúc: Máy OCA 20 của Dataphysics, Đức 58
2.5.6. Các thiết bị khác 59
2.5.7. Thiết bị dùng trong bơm ép chất HĐBM trên mô hình vỉa 59
2.6. Phương pháp nghiên cứu 60
2.6.1. Các phương pháp tạo dung dịch gel và thử nghiệm gel 60
2.6.1.1. Phương pháp tổng hợp hệ polyme Acrylamide/2-acrylamido-2-
methylpropane sulfonic acid/N,N-dimethyl acrylamide/vinylsulfonat
sodium 60

2.6.1.1.1. Hoá chất và dụng cụ 60
2.6.1.1.2. Tổng hợp dung dịch tạo gel 61
2.6.1.2. Phương pháp tổng hợp hệ polyme clay/acrylamit 62
2.6.1.2.1. Hoá chất và dụng cụ 62
2.6.1.2.2. Tổng hợp dung dịch tạo gel clay/acrylamit 62
2.6.1.2.3. Tổng hợp dung dịch tạo gel clay/acrylamit/AMPS 63
2.6.1.2.4. Tổng hợp dung dịch tạo gel clay/acrylamit/VS 63
2.6.1.3. Phương pháp chuẩn bị dung dịch gel polyme thương mại 64
2.6.1.3.1. Hoá chất và dụng cụ 64
2.6.1.3.2. Chuẩn bị dung dịch gel 64

74

2.6.2.10. Tối ưu hóa thống kê xác định thành phần và nồng độ tối ưu của hệ chất
HĐBM để bơm ép TCTHD 74

2.6.2.11. Xác định tính dính ướt của bề mặt đá bằng cách đo góc tiếp xúc 75
2.6.2.12. Quy trình bơm ép chất HĐBM trên mô hình vỉa 76
2.6.2.12.1.Chuẩn bị các mô hình vỉa từ mẫu lõi đá móng ĐNR 76
2.6.2.12.2.Chuẩn bị các chất lưu làm việc 76
2.6.2.12.3.Xác định các điều kiện thí nghiệm 76
2.6.2.12.4.Xác định hệ số thu hồi dầu bởi bơm ép nước 76
2.6.2.12.5.Xác định hệ số thu hồi dầu bởi bơm ép chất HĐBM 762.6.2.12.6.Giảm áp, giảm nhiệt của hệ nghiên cứu, tháo mẫu và xác định độ
bão hoà dầu dư theo Dean-Stark 77

2.6.2.12.7.Tính toán, lập đồ thị liên quan và biện luận các kết quả thí nghiệm
thu nhận được 77

CHƯƠNG 3: KẾT QUẢ VÀ BIỆN LUẬN 78
3.1. Thiết kế các hệ gel bền nhiệt để ngăn cách nước tại giếng khai thác mỏ Bạch
Hổ 78

3.1.1. Sự tạo gel của polyacrylamit 78
3.1.1.1. Hợp chất tạo nối HMTA và HQ 78
3.1.1.2. Hệ chất tạo nối HMTA-PhAc 79
3.1.2. Nghiên cứu xác định thời gian tạo gel và độ bền gel của các hệ polyme 80
3.1.2.1. Các polyme thương mại 80
3.1.2.1.1. Tối ưu hóa để xác định thành phần hệ gel phù hợp 85

3.2.1.2. Khả năng bền nhiệt và tương hợp của các chất HĐBM với nước biển
116

3.2.1.2.1. Các muối gốc alkyl thơm Sulfonic acid 116
3.2.1.2.2. Các muối gốc alkyl sunphat 117
3.2.1.2.3. Các chất HĐBM Nonion 118
3.2.1.2.4. Hỗn hợp các chất HĐBM 119
3.2.1.3. Khảo sát độ bền nhiệt của các dung dịch chất HĐBM 120
3.2.1.4. Khảo sát độ bền nhiệt của các dung dịch hỗn hợp chất HĐBM 121
3.2.1.4.1. Dung dịch chất HĐBM và chất trợ HĐBM 121
3.2.1.4.2. Dung dịch hỗn hợp hai chất HĐBM anion 123
3.2.1.4.3. Dung dịch hỗn hợp chất HĐBM nonion và chất HĐBM anion 124
3.2.1.5. Thực nghiệm tối ưu hóa phối trộn các chất HĐBM 126
3.2.1.5.1. Hệ thứ nhất (AS1, AS2, chất trợ HĐBM isopropanol):IAMS-M1 126
3.2.1.5.2. Hệ thứ hai (AS2; AS3; NS1): IAMS-M2 128
3.2.1.6. Xác định hệ chất HĐBM tối ưu cho nghiên cứu thí nghiệm đẩy dầu trên
mô hình vỉa 129

3.2.1.6.1. Thành phần 129
3.2.1.6.2. Các kết quả thí nghiệm 130
3.2.2. Với móng mỏ Bạch Hổ 147
3.2.2.1. Khảo sát trên sự phối trộn giữa hai chất HĐBM AS1 và AS3 148
3.2.2.2. Trung hòa và gia tăng chỉ số pH cho dung dịch các chất HĐBM gốc
Sulfonate 150

3.2.2.3. Thử nghiệm đẩy dầu bằng nước và nút dung dịch chất HĐBM trên mô
hình vỉa của móng mỏ Bạch Hổ 151

3.2.2.4. Tổng hợp một số chất HĐBM bền nhiệt tan trong dầu 157


ĐNR : Đông nam Rồng
HTBM : Hoạt tính bề mặt
SCBM : Sức căng bề mặt
SCBMLD : Sức căng bề mặt liên diện
ASP : Alkaline – surfactant – polyme
HLB : Hệ số cân bằng nhóm ưa nước/nhóm ưa hữu cơ
CMC : Nồng độ Mixen tới hạ
n
EOR : Tăng cường thu hồi dầu
EDX : Kỹ thuật tia X phân tán năng lượng
SEM : Kính hiển vi điện tử quét
DANH MC CC BNG
Bng 1.1: c trng lý hoỏ ca nc bin bm ộp v nc va vựng m Bch H
Bng 1.2: Giỏ tr trung bỡnh v tớnh cht lý hoỏ ca du Bch H
Bng 1.3: Tớnh cht lý-húa c bn ca du va
Bng 1.4: Tớnh cht lý-húa c bn ca nc va
Bng 1.5: Tớnh cht lý-húa c bn ca nc bin
Bng 2.1: Thnh phn nc bin m Bch H

Bng 2.2: Thnh phn lý-hoỏ ca nc bin ụng Nam Rng
Bng 2.3: Cỏc c trng lý húa ca du thụ múng m Bch H
Bng 2.4: Cỏc c trng lý húa ca du múng ụng Nam Rng
Bng 2.5: bn gel theo chun ca Marathon
Bng 2.6: Yờu cu k thut v vt liu phõn cỏch nc ca Vietsopetro
Bng 3.1: Thnh phn cht to ni v nht ca dung dch polyme thng m
i
1,5%

15/acrylamit, nồng độ chất tạo nối HMTA-PhAc (0,2%-0,5%)
Bảng 3.16: Thời gian tạo gel và độ bền gel của các dung dịch polyme clay
757/acrylamit, nồng độ chất tạo nối HMTA-PhAc (0,15%-0,3%)
Bảng 3.17: Thời gian tạo gel và độ bền gel của các dung d
ịch polyme clay
757/acrylamit, nồng độ chất tạo nối HMTA-PhAc (0,2%-0,5%)
Bảng 3.18: Thời gian tạo gel và độ bền gel của các hỗn hợp dung dịch polyme, nồng
độ chất tạo nối HMTA-PhAc (0,1%-0,2%)
Bảng 3.19: Kết quả thực nghiệm phản ứng tổng hợp copolyme clay/acrylamit/AMPS
Bảng 3.20: Thời gian tạo gel và độ bền gel của các hệ copolyme clay 757/acrylamit/
AMPS, nồng độ chất tạo nối HMTA-PhAc (0,2%-0,5%), thời gian phản
ứng 10 phút
Bảng 3.21: Thời gian tạo gel và độ
bền gel của hệ copolyme clay 757/acrylamit/
AMPS, nồng độ chất tạo nối HMTA-PhAc (0,2%-0,5%), thời gian phản
ứng 20 phút
Bảng 3.22: Thời gian tạo gel và độ bền gel của hệ copolyme clay 757/acrylamit/
AMPS, nồng độ chất tạo nối HMTA-PhAc (0,2%-0,5%), thời gian phản
ứng 30 phút
Bảng 3.23: Kết quả thực nghiệm phản ứng tổng hợp copolyme clay/acrylamit/VS
Bảng 3.24: Thời gian tạo gel và độ bền gel của hệ copolyme clay 757/acrylamit/VS,
nồng độ chất tạo nối HMTA-PhAc (0,2%-0,5%)
Bảng 3.25: Thành phần các hệ gel thử ứng suất trượt
Bảng 3.26: Kết quả thử nghiệm gel
Bảng 3.27: Giá trị SCBM và CMC của các chất HĐBM
Bảng 3.28: Khả năng bền nhiệt và tương hợp của AS1 trong nước biển sau thời gian
ủ 31 ngày tại nhiệt độ 91
o
C


Bảng 3.37: SCBM của các dung dịch hỗn hợp hai chất HĐBM anion với nhau
Bảng 3.38: SCBM của các dung dịch hỗn hợp chất HĐBM nonion và anion
Bảng 3.39: SCBM của các dung dịch hỗn hợp NS2 với AS1 ở các tỉ lệ nồng độ khác
nhau sau một tuần ủ nhiệt
Bảng 3.40: Thành phần hệ chất HĐBM dùng cho thí nghiệm đẩy dầu
Bảng 3.41: Trạ
ng thái hệ dung dịch chất HĐBM IAMS-M2 theo thời gian ủ
Bảng 3.42: Gía trị SCBM của hệ chất HĐBM IAMS-M2 với dầu hỏa theo nhiệtđộ đo
Bảng 3.43: Gía trị SCBM của hệ IAMS-M2 với dầu hỏa tại nhiệt độ ủ 91
0
C
Bảng 3.44: Đánh giá khả năng thủy phân, hấp phụ của hệ CHĐBM trên đá móng
Đông Nam Rồng
Bảng 3.45: Kết quả hấp phụ và thủy phân của hệ chất HĐBM IAMS-M2 ở 500ppm
Bảng 3.46: Kết quả hấp phụ và thủy phân của hệ chất HĐBM IAMS-M2 ở 1000ppm
Bảng 3.47: Giá trị góc tiếp xúc của giọt dầu trên bề mặt đá thông qua các giai đoạn
ủ.
Bảng 3.48: Sự thay đổi SCBM theo thời gian ủ nhiệt của dung dịch chất HĐBM
IAMS–M2 ở nồng độ 500 ppm Bảng 3.49: Các thông số mô hình vỉa móng Đông Nam Rồng
Bảng 3.50: Kết quả xác định hệ số đẩy dầu của 3 mô hình vỉa
Bảng 3.51: Sự thay đổi của SCBM dầu vỉa-dung dịch HĐBM IAMS-M2 theo nồng độ
Bảng 3.52: SCBM của các dung dịch hỗn hợp hai chất HĐBM AS1 và AS3 trong
quá trình ủ ở nhiệt độ 150
o
C
Bảng 3.53: Sự thay đổi pH của các dung dịch hỗn hợp hai chất HĐBM AS1 và AS3
trong quá trình ủ ở nhiệt độ 150

o
C
Bảng 3.69: Thành phần hệ chất HĐBM dùng cho thí nghiệm đẩy dầu
Bảng 3.70: Kết quả hấp phụ và thủy phân của hệ chất HĐBM IAMS-M2 ở 500ppm

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ VÀ ĐỒ THỊ
Hình 1.1: Hang hốc nứt nẻ trong đá vỉa ở móng mỏ Bạch Hổ
Hình 1.2: Sơ đồ phân bố giếng khoan tại vùng ĐN mỏ Rồng
Hình 1.3: Dòng chảy của nước và dầu trong vỉa
Hình 1.4: (a) Sự rò rỉ hệ thống ống, vỏ bọc (ống chống) hoặc packe
(b) Dòng chảy đằng sau vỏ bọc (ống chống)
(c) Sự dịch chuyển nơi tiếp xúc dầu-nước
Hình 1.5: Lớp có độ th
ấm cao và không có dòng chảy chéo
Hình 1.6: Khe nứt hoặc sai khuyết giữa giếng bơm ép và giếng khai thác
Hình 1.7a: Khe nứt hoặc sai khuyết trong tầng chứa nước của giếng dọc
Hình 1.7b: Khe nứt hoặc sai khuyết trong tầng chứa nước của giếng ngang
Hình 1.8: Nón nước hay chóp nước
Hình 1.9: Vùng có hệ số quét thấp
Hình 1.10: Lớp đá phân chia lưu chất do trọng lực
Hình 1.11: Lớp có độ thấm cao và có dòng chảy chéo
Hình 1.12: Những nguyên nhân tạo thành nước sản phẩm trong quá trình bơ
m ép và
cách khắc phục
Hình 1.13: Sự tạo nối của gel polymer
Hình 1.14: Sơ đồ minh họa phân tử chất HTBM
Hình 1.15: Các mục tiêu nâng cao hệ số thu hồi dầu bằng phương pháp bơm ép hóa

Hình 3.1: Cơ
chế gel hoá polyacrylamide với hệ chất tạo nối ngang trên cơ
sở phản ứng giữa phenol và formaldehyde
Hình 3.2: Cơ chế gel hoá polyacrylamide với hệ chất tạo nối ngang trên cơ
sở phản ứng giữa HMTA và PhAc
Hình 3.3: Độ nhớt của dung dịch polymer ở các nồng độ khác nhau
Hình 3.4: Bề mặt đáp ứng của quá trình tạo gel theo thời gian tạo gel
Hình 3.5: Bề mặt đáp ứng của quá trình tạo gel theo độ bền gel
Hình 3.6: Đồ
thị độ bền gel và nhiệt độ theo thời gian của hệ gel HE:NF (2:1) tối
ưu
Hình 3.7: Đồ thị độ bền gel và nhiệt độ theo thời gian
Hình 3.8: Phổ IR của hệ polyme C
Hình 3.9 : Bề mặt đáp ứng của quá trình tạo gel theo độ bền gel
Hình 3.10: Thời gian tạo gel và độ bền nhiệt theo thời gian ủ của hệ gel GIMS 1
Hình 3.11: Thời gian tạo gel và độ bền nhiệt theo thời gian ủ của hệ gel GIMS 2
Hình 3.12: Thời gian t
ạo gel và độ bền nhiệt của hệ gelpolyme SEAL-5
Hình 3.13: Quá trình tạo gel của hệ dung dịch polyme NIMS2 Hình 3.14: Thời gian tạo gel và độ bền nhiệt theo thời gian của hệ gel VIMS1
Hình 3.15: A: Gel NIMS-2 sau 31 ngày ủ 150
o
C
B: Gel NIMS-5 sau 31 ngày ủ 150
o
C
C: Gel VIMS-1 sau 31 ngày ủ 150
o

Hình 3.32: Bề mặt đáp ứng cho sự thay đổi SCBM theo nồng độ AS2 và NS1 tại
nồng độ AS3 bằng 150 ppm
Hình 3.33: Sự thay đổi SCBM của hệ IAMS-M2 với dầu hỏa theo nhiệt độ đo
Hình 3.34: Sơ đồ phương trình đường chuẩn của hệ chất HĐBM IAMS-M2
Hình 3.35: Hình ảnh của giọt dầu trên bề mặt đá sau khi đá được ủ cân bằ
ng trong
nước biển một ngày.
Hình 3.36: Hình ảnh của giọt dầu trên bề mặt đá sau khi đá thấm dầu được tiếp xúc
với nước biển. Hình 3.37: Hình ảnh của giọt dầu trên bề mặt đá sau khi đá thấm dầu được tiếp xúc
với dung dịch hệ chất HĐBM IAMS-M2 0,05 %(trọng lượng).
Hình 3.38: Sự thay đổi góc tiếp xúc của giọt dầu trên bề mặt đá theo các giai đoạn ủ
Hình 3.39: Sự thay đổi của sức căng bề mặt giữa hai pha dầu hoả - chất HĐBM
IAMS–M2 ở nồng độ 500 ppm theo thời gian ủ nhi
ệt ở 91
o
C
Hình 3.40: Động thái đẩy dầu bởi bơm ép nước và bơm ép nút chất HĐBM IAMS-
M2 (500ppm) trên mô hình vỉa № XI, móng ĐNR
Hình 3.41: Động thái đẩy dầu bởi bơm ép nước và bơm ép nút chất HĐBM IAMS-
M2 1000ppm) trên mô hình vỉa № XII, móng ĐNR
Hình 3.42: Động thái đẩy dầu bởi bơm ép nước và bơm ép nút chất HĐBM IAMS-
M2 (1000ppm) trên mô hình vỉa № XIV, móng ĐNR
Hình 3.43: Đồ thị biểu diễn sự thay đổi SCBM của dung dịch phối trộn ch
ất HĐBM
AS1 và AS3 theo thời gian ủ ở nhiệt độ 150
o
C

đa độ rỗng, đa độ thấm nên hiện tượng ngập nước tại một số giếng khai thác đã sớm
xuất hiện (9/1996). Đến nay, số lượng giếng khai thác ở m
ỏ Bạch Hổ bị ngập nước
ngày càng tăng, mức độ ngập nước ngày càng trầm trọng. Nhiều giếng khai thác
trong cả 3 tầng Miocen, Oligocen và móng đều đã bị ngập nước, một số giếng đã
ngừng khai thác [1]. Tìm tòi và áp dụng các công nghệ cách ly được các khoảng ngập
nước trong giếng khai thác, giảm lượng nước đồng hành là một yêu cầu bức thiết
ngay từ khi chỉ có một vài giếng ở tầng móng m
ỏ Bạch Hổ bị ngập nước. Nhưng do
những điều kiện đặc thù của tầng móng mỏ Bạch Hổ như: nhiệt độ cao (140-
150
o
C),
đá chứa là đá granit nứt nẻ, hang hốc… nên cho đến nay, một số công nghệ, mặc dù
đã triển khai rất thành công ở những loại mô hình khác trên thế giới, nhưng lại chưa
thành công tại vùng móng mỏ Bạch Hổ [2].
Khu vực mỏ Rồng gồm một cụm nhiều mỏ trung bình và nhỏ như Đông nam
Rồng, Đông Rồng, Đông bắc Rồng và Trung Rồng và hai mỏ mới phát hiện là Nam
Rồng và
Đồi mồi. Mỏ Đông nam Rồng là một mỏ trung bình, có tổng trữ lượng dầu
tại chỗ hơn 32 triệu tấn, trong đó trữ lượng tại chỗ chiếm hơn 10,7 triệu tấn, lớn nhất
trong các mỏ đã được phát hiện và đang được khai thác tại khu vực mỏ Rồng. Đây là
thân dầu trong đá móng nứt nẻ có nước đáy-một trong những đặc điểm quan tr
ọng để
nâng cao hệ số thu hồi dầu. Cho đến thời điểm 1/9/2007 tổng sản lượng khai thác từ

2

thân dầu này đã được hơn 5 triệu tấn, cao hơn nhiều so với dự tính do Vietsovpetro
áp dụng khá thành công chế độ điều chỉnh khai thác và đưa gaslift vào sử dụng. Như

nghệ trọng điểm cấp Nhà Nước, Ban chủ nhiệm chương trình KC.02/06-10, cũng như
của Lãnh đạo Viện Khoa học Vật liệu Ứng dụng. Đặc biệt, chúng tôi đã nhận được sự
hỗ trợ rất quý báu của Lãnh đạo XNLD Vietsovpetro, Viện trưởng Viện Nghiên cứu
khoa học và thiết kế - XNLD Vietsovpetro và nhiều chuyên gia của XNLD
Vietsovpetro. Chúng tôi xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc vì những sự giúp đỡ đó.

3

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN
1.1. Giới thiệu về mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng
1.1.1. Đặc điểm vùng mỏ Bạch Hổ
Mỏ Bạch Hổ bao gồm nhiều đối tượng khai thác có cấu trúc địa chất, đặc điểm
thấm chứa và tính chất dầu vỉa biến đổi hết sức phức tạp. Sau đây là một số đối tượng
khai thác chính [3].
Đối tượng Mioxen D
ưới
Đối tượng này được bắt đầu khai thác từ tháng 6 năm 1986 với tổng sản lượng
cho tới thời điểm 01/06/2008 là trên 33 triệu thùng, độ ngập nước trung bình 81,30%
với 27 giếng đang khai thác, trong đó có 2 giếng tự phun, còn lại là gaslift. Trong 27
giếng chỉ có 5 giếng làm việc không có nước nhưng có lưu lượng rất thấp. Những
giếng còn lại đều có nước ngập với các mức độ khác nhau, từ vài % đến trên 90% và
đồng thời những giếng có lưu lượng lớn cũng có độ ngập nước lớn. Với điều kiện
tương đối thuận lợi: đá chứa dầu là đá cát kết, nhiệt độ vỉa khoảng 121
o
C.
Đối tượng Oligoxen Dưới:
Đây là đối tượng khai thác lớn thứ hai của mỏ Bạch Hổ với quỹ giếng khai
thác hiện tại là 43, trong đó có 5 giếng tự phun, 38 giếng gaslift, 37 giếng làm việc
lẫn nước. Hiện tại có 12 giếng bơm ép và sau nửa đầu năm 2008 lưu lượng các giếng
vẫn tiếp tục có xu hướng giảm, độ ngập nước tăng tuy cũng có một số giếng có l

5
6
7
8
9
10
11
12
pH
Nđộ muối tổng, g/l
Cl
-
, mg/l
SO
4
2-
, mg/l
HCO
3
2-
, mg/l
Ca
2+
, mg/l
Mg
2+
, mg/l
Na
+
+ K

36,04
1418,85
-
-
-
-
8,0
4,45
1830
79,29
963,80
57,31
2,14
1518
-
-
-
-

Bảng 1.2. Giá trị trung bình về tính chất lý hoá của dầu Bạch Hổ [6]
Chỉ tiêu
Đơn
vị
Mioxen
dưới
Oligoxen
trên
Oligoxen
dưới
Móng

- lưu huỳnh
- paraphin
- Nhựa
- Atphanten
%kl
%kl
%kl
%kl
%kl
0,08
0,14
21,3
14,0
2,70
0,04
0,04
32,5
1,44
0,17
0,01
0,03
25,6
6,50
0,64
0,01
0,08
16,0
2,02
0,15
Nhiệt độ: - đông đặc


Như vậy, đá chứa trong móng granit kết tinh mỏ Bạch Hổ có thể được xếp vào loại
đá có hai độ rỗng đặc trưng bởi sự khác biệt rõ rệt về độ thấm cũng như độ rỗng giữa nứt
nẻ và khối vi nứt nẻ. Các nứt nẻ lớn là yếu tố chính tạo thành tính thấm cao của đá trong
khi đó các khối matrix vi nứt nẻ tuy có độ thấm không
đáng kể nhưng lại chiếm phần chủ
yếu trong khả năng chứa của đá. ở phạm vi thân dầu. Theo số liệu thử vỉa và địa vật lý
giếng khoan, tính không đồng nhất thể hiện qua sự phân bố xen kẽ các đới nứt nẻ phát
triển mạnh giữa các đới vi nứt nẻ và các đới đặc xít hầu như không thấm có độ rỗng không
quá 1%. [7]
1.1.1.2. Bơm ép n
ước và tình trạng ngập nước các giếng khai thác tầng móng
mỏ Bạch Hổ
Bơm ép nước biển vào vùng cận đáy để duy trì áp suất vỉa của tầng móng mỏ Bạch
Hổ là một quyết định công nghệ mang ý nghĩa khoa học, thực tiễn lớn. Với phương pháp
khai thác tầng móng có duy trì áp suất vỉa, hệ số thu hồi dầu cao hơn so với phương pháp
khai thác theo chế độ tự nhiên từ 1,5 đến h
ơn 2 lần [8]. Tuy nhiên do cấu tạo của đá móng
nứt nẻ, nước bơm ép dễ dẫn đến hiện tượng ngập nước giếng khai thác.
Việc bơm nước vào tầng móng được bắt đầu từ tháng 6 năm 1993. Giếng khai
thác đầu tiên có nước bơm ép xuất hiện trong sản phẩm là giếng 094 (tháng 7 năm
1995) và sau đó có thêm một số giếng khai thác nữa bị ngập nước. Đến cuối năm
1999
đã ghi nhận hơn 20 giếng có nước trong sản phẩm (chiếm gần 30% tổng quỹ
giếng khai thác). Tỷ lệ nước trung bình năm 1999 trong sản phẩm tầng móng ở mức
3,7%, có tới 6 giếng khai thác với lưu lượng ban đầu khá lớn từ 600 đến 800 thùng
dầu/ngày đêm, giếng đã ngừng tự phun do độ ngập nước cao.
Một loạt giếng khai thác bị ngập nước ở các khoảng nằm ở
phần trên của thân dầu,
thậm chí ở ngay vùng cận nóc móng các đới bơm ép nước khoảng 500-600m. Như vậy,