1
MỤC LỤC

MỤC LỤC..................................................................................................................... 1
DANH MỤC HÌNH VẼ.................................................................................................2
DANH MỤC BẢNG BIỂU...........................................................................................4
MỞ ĐẦU....................................................................................................................... 5
CHƯƠNG I : CÔNG NGHỆ NANO TRONG KHAI THÁC DẦU..............................7
1.1 Giới thiệu chung về công nghệ nano...................................................................7
1.2 Các ứng dụng công nghệ nano trong khai thác dầu.............................................8
1.2.1 Thay đổi khả năng dính ướt của đất đá vỉa.......................................................8
1.2.2 Giảm sức căng bề mặt giữa các pha..................................................................9
1.2.3 Cải thiện tốc độ dòng chảy từ các giếng khai thác..........................................12
CHƯƠNG 2: ĐẶC ĐIỂM VÀ HIỆN TRẠNG KHAI THÁC TẦNG MIOXEN MỎ
BẠCH HỔ................................................................................................................... 15
2.1 Tính chất đá chứa và chất lưu tầng Miocen hạ mỏ Bạch Hổ..............................15
2.1.1 Đặc tính đá chứa tầng Miocen hạ mỏ Bạch Hổ...............................................15
2.1.2 Tính chất lưu thể tầng Miocen hạ mỏ Bạch Hổ..............................................24
2.2 Hiện trạng khai thác...........................................................................................26
2.2.1 Miocen hạ - Vòm Bắc.....................................................................................27
2.2.2 Miocen hạ - Vòm Trung Tâm.........................................................................32
2.2.3 Miocen hạ - Vòm Nam...................................................................................36
CHƯƠNG 3: NGHIÊN CỨU, ĐÁNH GIÁ ỨNG DỤNG CÔNG NGHỆ NANO
TRONG KHAI THÁC DẦU TẦNG MIOXEN MỎ BẠCH HỔ.................................39
3.1 Các kết quả thí nghiệm với mô hình vỉa tầng mioxen mỏ Bạch Hổ...................39
3.1.1 Thí nghiệm về khả năng đẩy rửa dầu thô mỏ Bạch Hổ với phức nano silica và
hợp chất bề mặt[7]...................................................................................................39
3.1.2 Thí nghiệm trên mô hình vỉa tầng mioxen mỏ Bạch Hổ với khả năng cải thiện hệ
số thu hồi của tổ hợp nanosilica - HCBM................................................................48
3.2 KẾT LUẬN VÀ ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP:.........................................................52
3.2.1 Kết luận..........................................................................................................52

Hình 3.4: Sự biến thiên sức căng bề mặt của hệ nanosilica, hệ chất hoạt động bề mặt
và hệ nanosilica trong hệ chất hoạt động bề mặt.........................................................45
Hình 3.5: Khảo sát khả năng tự đẩy dầu của nước biển..............................................46
Hình 3.6: Khảo sát khả năng tự đẩy dầu của dung dịch chất hoạt động bề mặt theo thời
gian...............................................................................................................................47


3
Hình 3.7: Khảo sát khả năng tự đẩy dầu của hệ hoá phẩm phối trộn theo thời gian.....47
Hình 3.8: Sơ đồ thiết bị thực hiện thí nghiệm...............................................................48
Hình 3.9: Động thái đẩy dầu trước khi bơm hóa phẩm................................................51
Hình 3.10: Động thái đẩy dầu sau khi bơm hóa phẩm..................................................51


4

DANH MỤC BẢNG BIỂU
Bảng 2.1: Đặc trưng các thân dầu trong Miocen hạ......................................................17
Bảng 2.2: Kết quả phân tích hàm lượng các khoáng vật sét trong đá cát kết - bột kết
tầng Miocen hạ ở giếng khoan BH-1203.......................................................................20
Bảng 2.3: Hàm lượng sét trong đá từ kết quả minh giải ĐVLGK tầng Miocen hạ.....20
Bảng 2.4: Hàm lượng khoáng vật sét trong các vỉa sản phẩm tầng Miocen hạ vòm Bắc
mỏ Bạch Hổ...................................................................................................................21
Bảng 2.5: Hàm lượng khoáng vật sét trong các vỉa sản phẩm tầng Miocen hạ vòm
Trung tâm mỏ Bạch Hổ.................................................................................................22
Bảng 2.6: Hàm lượng khoáng vật sét trong các vỉa sản phẩm tầng Miocen hạ vòm Nam
mỏ Bạch Hổ...................................................................................................................22
Bảng 2.7: Tính chất vật lý của đá chứa Miocen hạ.......................................................23
Bảng 2.8: Giá trị trung bình các thông số chính của dầu vỉa Miocen hạ....................24
Bảng 2.9: Thông số nước vỉa Miocen hạ mỏ Bạch Hổ trong điều kiện vỉa..................25

Dự tính sản lượng đang còn tiếp tục giảm rất nhanh và đến 2025 chỉ còn 3-5
triệu tấn/năm. Việc sản lượng khai thác của ngành Dầu khí nói chung và mỏ Bạch Hổ
nói riêng đang suy giảm và mỏ đang đi vào giai đoạn tận thu với tình trạng ngập nước
nhiều, yêu cầu quan trọng là đẩy sản lượng khai thác tăng lên trong những năm tới. Có
3 xu hướng đầu tư vào dầu khí đó là:
 Tìm kiếm các mỏ mới.
 Dùng kĩ thuật hiện đại để khai thác dầu từ các mỏ phi truyền thống (dầu
nặn, dầu và khí trong đá chặt sít, cát, hắc ín...)
 Tăng thu hồi các mỏ đã và đang khai thác.
Vấn đề trong việc tìm kiếm mỏ mới và khai thác dầu từ các mỏ phi truyền
thống là rất khó khăn và đòi hỏi các công nghệ hiện đại tốn kém. Điều kiện phù hợp
nhất với tình hình ngành Dầu khí Việt Nam bây giờ là xu hướng thứ 3- Tăng cường thu
hồi dầu từ mỏ đang khai thác bằng việc nghiên cứu ứng dụng các giải pháp mới trong
khai thác thu hồi. Bởi sản lượng dầu còn nằm lại trong mỏ còn rất lớn (có thể lên đến


6
70%) nên việc đẩy mạnh ứng dụng công nghệ để tăng cường thu hồi là điều rất cần
thiết và triển vọng. Trong đó ứng dụng công nghệ nano trong khai thác dầu là mổ trong
những giải pháp hiệu quả.
Đề tài “ Nghiên cứu công nghệ nano trong khai thác dầu tầng Mioxen mỏ Bạch
Hổ’’ phù hợp với yêu cầu thực tế lúc này.
Đối tượng và phạm vi nghiên cứu:
 Đối tượng nghiên cứu: Tầng Mioxen mỏ Bạch Hổ.
 Phạm vi nghiên cứu: Tầng Mioxen mỏ Bạch Hổ.
Mục tiêu đề tài: Đánh giá khả năng ứng dụng công nghệ nano trong khai thác
dầu tầng Mioxen mỏ Bạch Hổ, từ đó làm tăng hệ số thu hồi cho mỏ.


7

tăng độ cứng, thời gian làm việc, chi phí vận hành thấp hơn cho các bộ phận hoạt động


8
của thiết bị. Ngoài ra, lớp phủ nano còn được dùng để bảo vệ các thiết bị và giàn
khoan ngoài khơi để tránh rỉ sét và ăn mòn có khả năng gây ra các vấn đề về an toàn.
Lớp phủ nano bền, chi phí thấp và thân thiện với môi trường được sử dụng cho các
đường ống ngầm dưới biển để chống hàu, tránh hiện tượng ăn mòn do môi trường
nước biển. Mặt khác, công nghệ nano còn được dùng để cải thiện đặc tính các sản
phẩm ngành công nghiệp dầu khí như các hệ phân tán hạt nano trong dầu hay nước
làm tăng cường tính chất nhiệt (truyền nhiệt hoặc cách nhiệt tốt hơn, làm việc tốt hơn
ở điều kiện nhiệt độ/ áp suất cao) và đặc tính chống mài mòn tốt hơn, là giải pháp lý
tưởng cho các loại dầu bôi trơn và thành phần dung dịch khoan.
1.2 Các ứng dụng công nghệ nano trong khai thác dầu.
1.2.1 Thay đổi khả năng dính ướt của đất đá vỉa.
Một số nhà nghiên cứu đề nghị sử dụng một hạt nano để thay đổi tính ưa nước
của đất đá vỉa bao gồm các bước cung cấp chất lỏng chứa nước có hệ thống làm thay
đổi khả năng ướt; và chảy chất lỏng vào một bể chứa để làm cho vỉa chứa với hệ thống
phủ.
Theo Ju Binshan và cộng sự từ Đại học Dầu khí, Đông Trung Quốc mô tả một
phương pháp mô hình hóa độ ướt và sự thay đổi thấm nhờ hấp thụ polisilic cấu trúc
nanomet của môi trường xốp, kết hợp với nghiên cứu các thí nghiệm trong phòng thí
nghiệm và lĩnh vực. [1]
Polysilicon được phân thành ba loại:
 Polysilicon lipophobic và hydrophilic (LHP).
 Polysilicon trung hòa (NWP).
 Polysilicon hydrophobic và lipophilic (HLP).
Khi đá vỉa là đá ưa dầu có thể được biến đổi thành đá ưa nước khi hấp thụ LHP
làm cho độ thấm tương đối của pha dầu sẽ tăng lên và độ thấm tương đối của pha nước
sẽ giảm xuống.

linh hoạt có thể được điều chỉnh để có được những điều kiện ẩm mong muốn từ một
tình trạng dính ướt hiện có.
1.2.2 Giảm sức căng bề mặt giữa các pha.
Khả năng dính ướt là thước đo xem pha rắn có khuynh hướng giữ pha lỏng nào
hơn. Đây là thông số quan trọng trong khai thác dầu khí vì nó xác định đá dính ướt
nước hay dính ướt dầu trong môi trường rỗng. Việc thay đổi tính dính ướt của đá từ
dính ướt ưa dầu sang dính ướt ưa nước hay dính ướt trung gian có ảnh hưởng đáng kể
tới khả năng tăng cường thu hồi dầu.


10
Mức độ dính ướt bề mặt đá chứa của pha lỏng phụ thuộc vào sức căng bề mặt
(σ) giữa pha lỏng và góc liên kết (θ) giữa hai bề mặt lỏng - lỏng (dầu - nước) trên pha
rắn.
 Nếu θ < 90o bề mặt rắn dính ướt với nước. (ưa nước)
 Nếu θ > 90o bề mặt rắn dính ướt với dầu . (ưa dầu)
 Góc dính ướt = 90o dính ướt trung gian.
 Góc dính ướt θ ~ 180o tức là bề mặt rắn hoàn toàn dính ướt dầu.
Phương trình Young tính toán góc dính ướt khi biết sức căng bề mặt σ ở trạng
thái cân bằng.
σwo x cosθ = σso - σsw
Trong đó:
σwo: Sức căng bề mặt nước dầu;
σso: Sức căng bề mặt dầu - bề mặt rắn;
σsw: Sức căng bề mặt nước - bề mặt rắn.
Nước
Dầu

Dầu


Dầu

Nước

Đá chứa

Hình 1.2: Phân bố dòng lỏng theo khả năng dính ướt.
Các dạng hạt nanosilica khác nhau có khả năng thay đổi góc dính ướt khác nhau
phụ thuộc vào bề mặt của chúng. Hầu hết các hạt nanosilica đã được thực nghiệm hiện
nay là hạt nanosilica chức năng hóa.
Nhiều nghiên cứu chỉ ra rằng nồng độ và kích thước của hạt nanosilica trong
dung dịch có vai trò quan trọng trong sự thay đổi góc dính ướt. Khi tăng nồng độ, góc
liên kết tăng tuyến tính với thể tích giọt cho tới khi đạt giá trị cao nhất và sẽ giảm nếu
tiếp tục tăng nồng độ hạt nanosilica. Mặt khác, các hạt nanosilica có kích thước hạt
càng nhỏ thì càng có khả năng cải thiện tính dính ướt. Theo Sefiane và các cộng sự,
việc cải thiện góc liên kết với sự có mặt dung dịch hạt nanosilica theo hai cơ chế: áp
suất tách rời cấu trúc (structural disjoining pressure), hoặc sự hấp hạt nanosilica lên bề
mặt. Áp suất tách rời là áp suất tăng lên khi hai lớp xếp chồng lên nhau và tạo ra bởi
hiệu quả tổng hợp của các lực khác với tự nhiên. Lực tĩnh điện, lực tương tác giữa các
phân tử góp phần tạo nên áp suất tách rời[4].
Theo Wasan và các cộng sự, khi sức căng trên màng giọt dầu lớn hơn lực hướng
tới đỉnh của nêm (wedge) sẽ làm các hạt nanosilica trải ra và tiến tới đỉnh nêm. Điều
này sẽ cải thiện đặc tính động học của dung dịch chứa hạt nanosilica[5]. Hình 1.3 mô
tả cơ chế hạt nanosilica đi vào trong cấu trúc màng nêm (wedge film), được hình thành


12
giữa giọt dầu và bề mặt rắn. Kết quả là hạt nanosilica tạo ra áp suất lớn thông qua
màng nêm tác động tới pha lỏng. Áp suất tăng này cũng được gọi là áp suất tách rời,
qua đó sẽ tách pha dầu khỏi bề mặt rắn dễ dàng hơn.

và/ hoặc điện từ.
Đầu tiên, ta tạo ra các lỗ thủng hoặc đứt gãy 20, với các chất thúc đẩy 22 nằm
trong các vết nứt 20 để giữ các vết nứt đó mở ra và tăng tỷ lệ lưu lượng vào trong
giếng 10. Trong phương pháp này, vật liệu biến đổi năng lượng có thể bao gồm các hạt
nanô và chất tẩy có thể được lựa chọn từ một cụm các hạt nano, một chất chiết xuất
thông thường được phủ các hạt nano hoặc hạt nano nằm bên trong một chất kích thích.
Đặc biệt, các chất đẩy ở trên có thể được điều chế bằng cách ngâm chất đẩy vào
trong bồn có chứa các hạt nano mong muốn để hoàn toàn phủ các chất xúc tác, sau đó
các chất chống cháy có thể được làm khô và đặt trong các vết nứt 20 theo cách thông
thường và được biết đến.
Bằng cách cung cấp năng lượng cho các hạt nano trong các khe nứt 20 từ đó
vùng cận đáy giếng sẽ được làm nóng để giảm độ nhớt và cải thiện tỉ lệ lưu lượng sản
xuất.


14
CHƯƠNG 2: ĐẶC ĐIỂM VÀ HIỆN TRẠNG KHAI THÁC TẦNG MIOXEN
MỎ BẠCH HỔ
2.1 Tính chất đá chứa và chất lưu tầng Miocen hạ mỏ Bạch Hổ.
2.1.1 Đặc tính đá chứa tầng Miocen hạ mỏ Bạch Hổ.
Các tập sản phẩm chứa dầu trong tầng Mioxen hạ:
Theo đặc điểm kiến tạo, cấu trúc của phức hệ Miocen hạ được phân chia thành 3
vòm: Bắc, Trung Tâm, Nam.
Trên diện tích mỏ, trong phạm vi phức hệ Miocen hạ được chia ra làm 5 tầng sản
phẩm 23, 24, 25, 26 và 27. Tầng sản phẩm 23 được chia ra làm 4 tập vỉa là 23-1, 23-2,
23- 3 và 23- 4. Các thân dầu chủ yếu có dạng bẫy cấu trúc, chắn kiến tạo, đôi khi là
chắn thạch học.
 Tập vỉa 23- 1: Gặp ở 23 giếng khoan. Thử vỉa ở 16 giếng khoan, trong
đó có 11 giếng nhận được dầu, 2 giếng nhận được dầu lẫn nước, 1 giếng
nhận được nước và 2 giếng khô. Tập vỉa 23- 1 này có 4 thân dầu với ký

trong đó có 1 giếng nhận được dầu, 1 giếng nhận được dầu lẫn nước, 1
giếng nhận được nước và 1 giếng khô. Trong tầng này có 6 thân dầu với
ký hiệu tương ứng từ 1 đến 6. Đặc trưng của các thân dầu được nêu
trong bảng 2.1.
 Tầng 26: Gặp ở 23 giếng khoan. Thử vỉa ở 5 giếng khoan, trong đó có 3
giếng nhận được dầu, 1 giếng nhận được nước và 1 giếng khô. Trong
tầng này có 6 thân dầu với ký hiệu tương ứng từ 1 đến 6. Đặc trưng của
các thân dầu được nêu trong bảng 2.1.
 Tầng 27: Gặp ở 10 giếng khoan. Thử vỉa ở 4 giếng khoan, trong đó có 2
giếng nhận được dầu, 1 giếng nhận được dầu lẫn nước, 1 giếng nhận
được nước. Trong tầng này có 4 thân dầu với ký hiệu tương ứng từ 1 đến
4. Đặc trưng của các thân dầu được nêu trong bảng 2.1.


16

Thân dầu

Bảng 2.1: Đặc trưng các thân dầu trong Miocen hạ

23-1
1
2
3
4
23-2

Vòm

Trung tâm


Trung tâm
Trung tâm
Trung tâm
Nam
Nam

Khu vực

Kích thước

giếng khoan

(km)

7010, 7011
24, 28, 37, 36…
42, 3, 45…
1203B, 1204
23, 50, 80, 90,
100…
76, 145, 504,
700…
193, 803, 813,
822
7010, 7011
413, 407,
7008...
905, 920, 901…
3, 1110, 1113…

46
70

2880
2835
2788
2698

1986
1988
-

2,62 x 6,25 160

2943

1986

1,37 x 3,12 90

2919

1999

0,83 x 1,27 70

2.832

-


2.809
2.730
2.716

2003
1988
1986
-

1,15 x 3,0

70

2.911

1999

1

Bắc

2

Bắc

63, 64, 70…

1,12 x 2,31 80

2.900


Trung tâm

1,3 x 5,12

100

2.960

-

0,87 x 3,5
1,02 x 1,87
1,32 x 2,37
1,5 x 2,5
1,45 x 2,87

180
45
30
85
50

2.841
2.806
2.777
2.785
2.751

1986


11…
413, 22, 46…
42, 45, 1110…
421, 1, 21…
441, 8, 15…
1203B

Bắc

711, 706…


Thân dầu

17

Vòm

Khu vực

Kích thước

giếng khoan

(km)

Chiều

Ranh giới


Bắc
Bắc
Bắc
Bắc

0,9 x 2,63
0,63 X 1,21
1,24 x 1,81
0,72 x 1,04

70
80
90
20

2.920
2.938

1994
1996
-

5

Trung tâm

809, 819, 818…
802, 817...
712B, 703...

60
80

2.796
2.800

2011
-

1

Trung tâm

1,37 x 3,1

80

3.040

-

2

Trung tâm

0,75 x 3,12 140

2.987

-

460, 8003

2 x 2,75

98

2.998

-

6

Nam

1203B, 1204

1,15 x 2,10 16

2.847

-

1

Bắc

23, 90, 100…

2,37 x 2,62 170


-

4

Trung tâm

9007, 18

0,60 x 1,50 20

3.104

-

5

Nam

441, 8, 15…

0,87 x 4,20 80

2.982

2011

6

Nam


-

3

Nam

449

0,85 x 2,37 70

2.990

-

4

Nam

460, 8003

2,40 x 3,75 70

3.050

-

24

11…
413,

hạt khác nhau có lẫn sỏi. Cát bột kết, ackoz, độ lựa chọn từ trung bình đến kém với xi
măng sét và xi măng sét - cacbonat, độ gắn kết trung bình - yếu. Bột kết xám, xám
sáng, hạt mịn - nhỏ, lẫn sét, chứa mica, xốp, phân lớp song song rời rạc và liên tục
ngoài ra có phân lớp lượn sóng ngang hoặc dạng thấu kính, đôi khi lẫn các mảnh hóa
thạch.
Sáu mẫu trầm tích Miocen hạ giếng BH - 1203 (vòm Nam) được phân tích
Rơnghen để xác định năm thành phần khoáng vật (Bảng 2.2). Hàm lượng kaolinit
trong khoáng vật sét của trầm tích Miocen hạ dao động từ 3,8 % đến 31,8 %, trung
bình 17,33 %; hàm lượng chlorit từ 3,8 % - 12,4 %, trung bình 7,53 %. Hàm lượng illit
từ 4,1% -16,4 %, trung bình 10,58 %; hàm lượng momtmorilonit 41 % - 84,1 %, trung
bình 60,93 %; hàm lượng các khoáng vật khác 0,5 % - 8%, trung bình 3,82 %. Từ kết
quả phân tích mẫu lõi giếng 1203 có thể thấy thành phần chủ yếu của sét là sét
momtmorilonit (chiếm ~ 61 %), tiếp theo đó là sét kaolinit (chiếm ~17,1 %), các
khoáng vật còn lại chiếm 21,9 %.
Bảng 2.2: Kết quả phân tích hàm lượng các khoáng vật sét trong đá cát kết - bột
kết tầng Miocen hạ ở giếng khoan BH-1203.
Ký hiệu

Chiều

mẫu

sâu (m)

Loại đá

Thành phần khoáng vật sét (%)
Kaolinit Chlorit Ilit

Montmorilonit Khác


6,0

1203-7

2.820,6

Cát kết-bột kết

19,9

7,8

12,0

57,1

3,2

1203-8

2.820,85 Cát kết-bột kết

11,2

6,0

16,4

62,1

19
cho thấy hàm lượng sét ( Vsét) trung bình trong các tầng sản phẩm vòm Bắc dao động
trong khoảng 4,95 % - 12,9 %; vòm Trung tâm 3,52 % - 14,6 %; và vòm Nam 4,9 % 13,9 % (Bảng 2.3).
Bảng 2.3. Hàm lượng sét trong đá từ kết quả minh giải ĐVLGK tầng Miocen hạ
Hàm lượng sét trong đá (%)
Tầng

Vòm Bắc

Vòm Trung tâm

Vòm Nam

23-1

12,90

7,17

13,90

23-2

6,21

5,72

12,40

23-3


26

5,60

14,60

4,90

27

4,95

14,60

7,70

Từ kết quả phân tích hàm lượng các khoáng vật sét trong đá cát kết - bột kết
tầng Miocen hạ ở giếng khoan BH - 1203, thành phần các khoáng vật sét trung bình
được tính cho các khoáng vật kaolinit, chlorit, ilit, montmorilonit, và các khoáng vật
khác lần lượt là 17,3 %, 7,53 %, 10,58 %, 60,93 %, và 3,82 %. Theo kết quả tính Vsét
từ kết quả minh giải địa vật lý giếng khoan tầng Miocen hạ tại 55 giếng khoan, hàm
lượng sét trung bình của các vỉa 23-1, 23-2, 23-3, 23-4, 24, 25, 26, và 27 được nêu
trong bảng 2.3. Do trong tầng Miocen hạ chỉ có giếng 1203 có phân tích hàm lượng
khoáng vật sét, giá trị hàm lượng khoáng vật sét này sẽ được dùng tương tự cho các
vỉa trong Miocen hạ. Kết quả hàm lượng khoáng vật sét trong các vỉa sản phẩm
Miocen hạ được trình bày trong bảng 2.4, 2.5 và 2.6.
Bảng 2.4. Hàm lượng khoáng vật sét trong các vỉa sản phẩm tầng Miocen hạ
vòm Bắc mỏ Bạch Hổ.
Vòm Bắc, Miocen hạ


3,778

0,237


20
23-3

0,959

0,422

0,593

3,412

0,214

23-4

0,994

0,437

0,614

3,534

0,221


0,593

3,412

0,214

27

0,857

0,377

0,529

3,047

0,191

TB

1,197

0,526

0,739

4,258

0,267


0,431

0,606

3,487

0,218

23-3

1,377

0,605

0,850

4,896

0,307

23-4

1,388

0,610

0,857

4,936


1,100

1,545

8,896

0,557

27

2,501

1,100

1,545

8,896

0,557

TB

1,386

0,610

0,856

4,930


23-2

2,124

0,934

1,312

7,556

0,473

23-3

2,193

0,964

1,355

7,799

0,489

23-4

2,193

0,964


0,332

26

0,840

0,369

0,519

2,986

0,187

27

1,319

0,580

0,815

4,692

0,294

TB

1,754


2,66

Độ thấm khí

mD

162

Độ bão hòa nước dư

%

50,7

Hệ số nén

10-4 MPa

2,11


22

Hình 2.1 Các mối quan hệ vật lý thạch học của đá chứa Miocen hạ,
vòm Bắc mỏ Bạch Hổ.

Hình 2.2 Các mối quan hệ vật lý thạch học của đá chứa Miocen hạ,
vòm Trung tâm mỏ Bạch Hổ.


143,37
110
95,14
1,300
741,9
1,760

Nam
277
91,2
95
42,7
1,149
814,8
4,879

 Đặc trưng các vỉa nước trong tầng Miocen hạ:
Nước vỉa Miocen hạ đặc trưng bởi môi trường axít yếu và kiềm yếu; độ khoáng
hóa trung bình và thấp, thay đổi từ 3,245-10,911 g/l ở vòm Bắc đến 13,002-17,721 g/l
ở vòm Trung Tâm và đạt tới 27,524-30,408 g/l ở vòm Nam. Theo hướng từ Bắc tới
Nam của mỏ Bạch Hổ độ khoáng hóa nước vỉa tăng dần và loại nước thay đổi từ
bicarbonat–natri sang clorua canxi (hình 2.3 và 2.4).
Theo các tài liệu nghiên cứu, nước vỉa Miocen dưới сó đặc trưng là hàm lượng
sunphat và magiê thấp, tương ứng thay đổi trong khoảng 25 - 413 mg/l và 1-8mg/l.
Theo hướng từ bắc tới nam hàm lượng bicarbonat giảm dần. Cũng theo hướng đó hàm
lượng canxi tăng dần từ vài chục mg/l lên tới hàng nghìn mg/l và đạt tới 2.515 mg/l ở
cánh phía nam (BH-7). Hàm lượng brôm và iốt tương đối cao, còn hàm lượng
ammonia, phenol và axít naphthenic có giá trị thấp.
Trong quá trình khai thác mỏ đã tiến hành nhiều biện pháp khác nhau như: bơm
ép nước biển để duy trì áp suất vỉa, xử lý vùng cận đáy giếng nên tính chất hóa lý,

2.2 Hiện trạng khai thác.
Đối tượng Miocen hạ theo đặc trưng cấu trúc địa chất được chia thành ba khu
vực: vòm Bắc, vòm Trung Tâm và khu vực phía Nam. Phức hệ Miocen hạ gồm 5 tầng
sản phẩm: 23, 24, 25, 26, và 27, liên kết thành một đối tượng khai thác. Tầng 23 có
diện tích lớn nhất, được chia thành 4 vỉa (23-1, 23-2, 23-3, 23-4).
Thân dầu Miocen bắt đầu khai thác năm 1986. Sản lượng khai thác cao nhất
năm 2015, đạt 1,4 triệu tấn dầu. Sản lượng dầu cộng dồn tính đến ngày 01.01.2017 là
11 triệu tấn dầu; độ ngập nước 57 %, hệ sô thu hồi hiệu tại đạt 26 %. Quỹ giếng đang
khai thác là 95 giếng, 17 giếng bơm ép và 52 giếng đang ngừng hoạt động.
Trữ lượng dầu tại chỗ mức 2P Miocen hạ đã được phê duyệt là 43.144 ng.tấn
(cấp P1+P2), hệ số thu hồi theo thiết kế 39 %.
Tại bảng 2.10 trình bày các chỉ số thu hồi trữ lượng dầu theo từng khối của
Miocen hạ.
Bảng 2.10 Các chỉ số cơ bản trữ lượng dầu thu hồi của Miocen hạ
Chỉ số kỹ thuật
Trữ lượng tại chỗ 2P, ngàn tấn

Vòm

Vòm trung

Vòm

Đông

Toàn

bắc

tâm


Trữ lượng thu hồi, ngàn tấn

6.018

5.922

4.974

113

17.027

20

42

32

1

95

4

7

6

0


83

57

Hệ số thu hồi dầu hiện tại (%)

28

25

25

5

26

Hệ số thu hồi theo thiết kế (%)

38

39

42

36

39

74

giếng