Đặc trưng năng lượng vỉa và khai thác đối tượng Miocen hạ, mỏ Bạch Hổ

Hình 1: Cột địa tầng tổng hợp sản phẩm mỏ Bạch Hổ.

Lượng dầu dư dự kiến còn lại khoảng 13,675 triệu tấn. Như vậy, lượng dầu còn lại trong vỉa là rất lớn và do đó cần phải triển khai ngay việc nghiên cứu, áp dụng các phương pháp tối ưu hoá khai thác để tận thu nguồn tài nguyên này [10]. 

Bài báo này trình bày các kết quả nghiên cứu và phân tích những đặc trưng năng lượng vỉa cũng như lịch sử khai thác của thân dầu nêu trên. Kết quả này sẽ giúp chúng ta xác định các nguyên nhân làm suy giảm sản lượng, từ đó đưa ra các biện pháp nhằm điều chỉnh và tối ưu hoá quá trình thiết kế, khai thác có hiệu quả đối tượng cát kết Miocen hạ mỏ Bạch Hổ. 

1. Tổng quan điều kiện địa chất và khai thác thân dầu Miocen mỏ Bạch Hổ

1.1. Khái quát về đặc trưng địa chất - địa vật lý của tầng Miocen hạ

Phức hệ Miocen hạ thuộc điệp Bạch Hổ và phát triển hầu như trên toàn diện tích của mỏ với chiều sâu thế nằm từ 2759 - 2998m dưới mục nước biển. Các tầng sản phẩm của phức hệ tính từ trên xuống dưới là các tầng 23, 24, 25, 26, 27 với mức độ sản phẩm cao của chúng được quan sát thấy ở vòm Bắc và vòm Trung tâm. Các tầng sản phẩm này được giới hạn ở trên và dưới bởi các tầng phản xạ đại chấn lần lượt là SH-5 và SH-7. Tầng phản xạ đầu tiên được gắn với nóc vỉa của tầng sản phẩm 23, tầng phản xạ thứ hai là mặt bất chỉnh hợp Miocen hạ - Oligocen trên. Dầu công nghiệp của phức hệ được chứng minh vào năm 1974 bằng kết quả thử GK.BH-1 ở vòm Trung tâm của cấu tạo. Hiện tại chỉ có tầng 23 là đối tượng đang được khai thác. Cột địa tầng tổng hợp của phần lát cắt chứa sản phẩm của mỏ Bạch Hổ được mô tả trên Hình 1. 
Số liệu áp suất vỉa ban đầu của Miocen hạ ở vòm Trung tâm đo ở các giếng 1, 22, 27, 37, 42 và 45 có giá trị trung bình là 28,8 MPa  khi chuyển đổi về độ sâu tuyệt đối -2810m (ranh giới quy ước của biên dưới bão hòa dầu). Áp suất vỉa ban đầu của thân dầu Miocen dưới ở vòm Bắc đo tại các giếng riêng rẽ (79, 98, 130, 136, 202) được chấp nhận là 29,3 MPa chuyển đổi về độ sâu tuyệt đối -2971m (ranh giới quy ước bão hòa dầu) [10].

Nhiệt tự nhiên của thân dầ̀u Miocen hạ đo bằng nhiệt kế đo sâu có độ chính xác cao tại các phầ̀n ngưng trệ của thân giếng nằm phía dưới khoảng làm việc trong các giếng khai thác và bơm ép sâu là 80 - 110 0C.
Gradient địa nhiệt trong khoảng từ 1800 - 3600m là  3,50C/100m.
Độ rỗng: Độ rỗng của tầng sản phẩm thay đổi từ 0 - 33,5%, trung bình là 17,7%.

Độ thấm: Các kết quả phân tích mẫu lõi trong phòng thí nghiệm và các nghiên cứu thủy động lực cho thấy hàm thực nghiệm và quan hệ giữa độ rỗng với độ thấm trong hai trường hợp là đồng dạng. 

Kết quả thống kê cho thấy, độ thấm của ô lưới thay đổi từ 0,5 - 1650mD, trung bình là 239mD.

Độ bão hòa ban đầu: Độ bão hòa dầu ban đầu được tính toán thông qua đường cong thấm pha và đường cong áp suất mao dẫn, phù hợp với giá trị bão hòa ban đầu trong tính toán trữ lượng theo từng tầng sản phẩm và theo từng khối. Do trong các tầng sản phẩm không tồn tại mũ khí nên độ bão hào nước được tính bằng 1- độ bão hòa dầu ban đầu. Đặc trưng tính chất thấm chứa các tầng sản phẩm được trình bày trong Bảng 1 [10].

  Bảng 1. Đặc trưng tính chất thấm chứa các tầng sản phẩm

Các chỉ số đặc trưng về tính bất đồng nhất các tầng sản phẩm thuộc Miocen hạ được thể hiện trên Bảng 2.

Đá chứa trầm tích mỏ Bạch Hổ có các đặc điểm chung của dạng đá chứa cát - sét với độ rỗng giữa hạt. Ba thành phần cơ bản của dạng đá chứa này bao gồm phần khung đá, xi măng gắn kết và chất lưu.

  Bảng 2. Các chỉ số đặc trưng về tính bất đồng nhất
các tầng sản phẩm Miocen hạ

  Bảng 3. Tính chất của chất lưu vỉa thân dầu Miocen hạ

Phân bố giá trị các tham số chứa (Ф, So) các tầng sản phẩm Miocen hạ (theo địa vật lý giếng khoan) được trình bày trong Hình 2 [8].

Hình 2: Phân bố giá trị các tham số chứa (Ф, So) các tầng
sản phẩm Miocen hạ (theo  ĐVLGK).

1.2.  Đặc trưng năng lượng, áp suất vỉa trong vùng khai thác và bơm ép

1.2.1. Vòm Trung tâm

Áp suất vỉa ban đầu của thân dầu ở vòm Trung tâm được đo vào giai đoạn đầu khai thác thân dầu và chuyển về vị trí ranh giới dầu nước (RGDN) qui ước ban đầu chiều sâu tuyệt đối -2821m là 28,1 MPa. Theo động thái biến đổi áp suất vỉa trong quá trình khai thác, thân dầu được chia ra làm hai vùng riêng biệt [8].

Vùng phía Tây của thân dầu được đặc trưng bởi sự liên thông̣ kém với vùng rìa, với sự gia tăng thu hồi dầu, áp suất vỉa có xu hướng giảm cùng với quá trình khai thác cho đến khi bắ́t đầ̀u bơm ép nước vào tháng 7/1987. Việc bơm ép nước vào vỉa, mặc dù vẫn tiếp tục đưa thêm giếng khai thác vào hoạt động và đẩy mạnh thu hồi, nhưng áp suất vỉa đã tăng dần và được duy trì ở mức 25 - 30MPa. Hệ số bù khai thác hiện thời và hệ số bù khai thác cộng dồn từ năm 1998 đã vượt quá 100%, dẫn đến áp suất vỉa ở một số khu vực riêng biệt của thân dầu cao hơn áp suất vỉa ban đầu. Tuy nhiên ở khu vực phía Nam của thân dầu, áp suất vỉa bị giảm đáng kể xuống tới 12 MPa, điều này chứng tỏ mối liên thông thuỷ lực rất kém của khu vực này với vùng khai thác và bơm ép chính của thân dầu. 

Vùng phía Đông của thân dầu có sự hỗ trợ của áp lực nước rìa. Tuy nhiên năng lượng của nước rìa là không đủ lớn, vìa áp suất vỉa tại các giếng khoan giả̉m xuống còn 19,8 - 20,7 MPa, tuy còn cao hơn áp suất bão hòa (14,6 MPa), nhưng đã thấp hơn giá trị ban đầu (28,1MPa). Động thái của áp suất vỉa các giếng vòm Trung tâm được đưa ra trên Hình 3.

Hình 3: Động thái áp suất vỉa các giếng khoan Miocen hạ vòm Trung tâm

1.2.2. Vòm Bắc

Áp suất vỉa ban đầu của thân dầu ở vòm Bắc, được đo vào giai đoạn đầu của quá trình khai thác và chuyển về vị trí RGDN quy ước ban đầu -2971m là 29,6MPa. Thân dầu được chia ra làm 3 vùng: 1, 2 và 3 dựa trên mức độ ảnh hưởng khác nhau của áp lực bơm ép và áp lực nước rìa đối với quá trình khai thác.

Vùng thứ nhất có 12 giếng khoan bị tách biệt với vùng nuôi ở rìa bởi các đứt gẫy kiến tạo và các đới không có vùng chứa dầu cục bộ. Trong giai đoạn khai thác ban đầu áp suất vỉa giảm mạnh. Việc bơm ép nước được bắt đầu từ tháng 4/1988 đã giúp áp suất vỉa hồi phục và ổn định ở mức 26 - 28MPa. Vào cuố́i năm 1996, sau khi ngừng bơm ép, thân dầu được tiếp tục khai thác ở chế độ suy thoái. Áp suất vỉa được đo đồng loạt tại các giếng vào tháng 4/1999 là 25 - 27MPa. Áp suất vỉa đo được trong năm 2002 ở một số giếng khoan riêng biệt đã giảm xuống còn 20,5 - 20,7 MPa (áp suất bão hòa là 20,4MPa). Tháng 10/2002, việc bơm ép nước được khôi phục trở lại cho phép ổn định được phần nào áp suất vỉa trong vùng khai thác.

Vùng thứ hai có 4 giếng khoan diễn ra với sự tác động của áp lực của nước rìa. Sản lượng khai thác tập trung ở các giếng nằm ở phần trung tâm của vùng này, nơi áp suất vỉa đế́n cuố́i giai đọ̣an khai thác đã giảm xuống chỉ còn 27 MPa. Cho đến hiện nay, hầu hết các giếng khai thác đã bị bỏ do ngập nước cao. Áp suất vỉa đến năm 1999 chỉ còn 24,7 MPa. 

Vùng thứ ba có 10 giếng, từ năm 1987 - 1994 chỉ có 1 giếng được đưa vào khai thác. Trong giai đoạn này áp suất vỉa giảm không đáng kể và còn là 25,7MPa vào cuối năm 1994. Sự gia tăng khai thác dầu sau đó đã làm cho áp suất vỉa giảm mạnh. Áp suất vỉa đo vào tháng 5/1996 quy về vị trí RGDN ban đầu (chiều sâu tuyệt đố́i -2971m) là 21,8 MPa. Bơm ép nước vào thời kỳ này được bắt đầu từ tháng 5/1996 cho phép áp suất vỉa được nâng lên và ổn định ở các giai đoạn khai thác tiếp theo. Áp suất vỉa đo và̀o tháng 8/2002, thay đổ̉i trong khoảng 24,1 - 24,5 MPa, giá trị này của áp suất vỉa cho phép duy trì lưu lượng cao trong các giếng khai thá́c và có 2 giếng đang đượ̣c tiế́p tụ̣c khai thác ở chế độ tự phun. Động thái áp suất vỉa của các giếng ở vòm Bắc được thể hiện trên Hình 4 [8].

Hình 4: Động thái áp suất vỉa các giêngs khoan Miocen hạ vòm Bắc.

2. Phân tích thực trạng khai thác và hiệu quả của việc đẩy dầu bằng nước tầng Miocen hạ mỏ Bạch Hổ.

Tổng quỹ giếng ở tầng Miocen dưới cho đến ngày 01/09/2009 là 37 giếng, trong đó quỹ giếng khai thác là 29 giếng: 3 giếng khai thác tự phun, 26 giếng khai thác gaslift, 2 giếng không hoạt động; quỹ giếng bơm ép có 8 giếng, trong đó cả 8 giếng đều hoạt động. Sơ đồ phân bố các giếng khoan ở tầng Miocen dưới được mô tả trên Hì̀nh 5 [9].

Thân dầu Miocen hạ có cấu tạo dạng vòm được chia ra thành 2 vòm: vòm Trung tâm và vòm Bắc. 

Vòm Trung Tâm: quỹ giếng khai thác là 12 giếng, trong đó có 11 giếng hoạt động. 

Lưu lượng dầu trung bình hiện thời của vòm Trung tâm là 16,1 tấn/ng.đ. với độ ngập nước sản phẩm trung bình là 53,70%. Chỉ số khí dầu hiện thời biến đổi từ 80 đến 4000m3/tấn.

Quỹ giếng bơm ép hoạt động có ba giếng có độ tiếp nhận khoảng 223 - 243m3/ng.đ. với áp suất bơm 2,4 - 8,1MPa.

Thân dầu Vòm Trung tâm được đưa vào khai thác năm 1986. Việc bơm ép nước để duy trì áp suất vỉa được bắt đầu vào năm 1987. Sản lượng dầu cao nhất đạt 120 ngàn tấn vào năm 1988. Tiếp theo đó là giai đoạn suy giảm và̀ chỉ̉ còn 30 ngàn tấn vào năm 2000 do độ ngập nước sản phẩm tăng và các giếng ngừng phun. Trong năm 2001, sản lượng khai thác dầu đã tăng lên 52 ngàn tấn nhờ việ̣c đưa vào khai thác 1 giếng khoan mới và kế́t quả củ̉a việ̣c tiến hành xử lý vùng cận đáy giếng nên độ ngập nước sản phẩm giảm từ 43,7% xuống còn 33,1%, trong năm 2002 sản lượng dầu khai thác là 48 ngàn tấn với độ ngập nước sản phẩm ở mức 32,1%.

Trong giai đoạn 1987 - 1997, nước đã được bơm ép vào vỉa bằng 1 giếng bơm ép với lưu lượng từ 27 đến 128 ng. m3/năm, năm 1997 đưa tiếp 1 giếng vào bơm ép. Việc bơm ép nước làm ổn định khai thác và làm tăng áp suất vỉa. Khối lượng bơm ép trong ba năm cuối giảm đi do áp suất vỉa của thân dầu đã tăng bằng áp suất thuỷ tĩnh. Hình 6 thể hiện động thái khai thác tại tầng Miocen hạ mỏ Bạch Hổ [1].

Hình 6: Động thái khai thác tại tầng Miocen hạ mỏ Bạch Hổ.

Tổng quỹ giếng ở tầng Miocen dưới cho đến ngày 01/09/2009 là 37 giếng, trong đó quỹ giếng khai thác là 29 giếng: 3 giếng khai thác tự phun, 26 giếng khai thác gaslift, 2 giếng không hoạt động; quỹ giếng bơm ép có 8 giếng, trong đó cả 8 giếng đều hoạt động. Sơ đồ phân bố các giếng khoan ở tầng Miocen dưới được mô tả trên Hì̀nh 5 [9].

Thân dầu Miocen hạ có cấu tạo dạng vòm được chia ra thành 2 vòm: vòm Trung tâm và vòm Bắc.
 
Vòm Trung Tâm: quỹ giếng khai thác là 12 giếng, trong đó có 11 giếng hoạt động. 
Lưu lượng dầu trung bình hiện thời của vòm Trung tâm là 16,1 tấn/ng.đ. với độ ngập nước sản phẩm trung bình là 53,70%. Chỉ số khí dầu hiện thời biến đổi từ 80 đến 4000m3/tấn.
Quỹ giếng bơm ép hoạt động có ba giếng có độ tiếp nhận khoảng 223 - 243m3/ng.đ. với áp suất bơm 2,4 - 8,1MPa.

Thân dầu Vòm Trung tâm được đưa vào khai thác năm 1986. Việc bơm ép nước để duy trì áp suất vỉa được bắt đầu vào năm 1987. Sản lượng dầu cao nhất đạt 120 ngàn tấn vào năm 1988. Tiếp theo đó là giai đoạn suy giảm và̀ chỉ̉ còn 30 ngàn tấn vào năm 2000 do độ ngập nước sản phẩm tăng và các giếng ngừng phun. Trong năm 2001, sản lượng khai thác dầu đã tăng lên 52 ngàn tấn nhờ việ̣c đưa vào khai thác 1 giếng khoan mới và kế́t quả củ̉a việ̣c tiến hành xử lý vùng cận đáy giếng nên độ ngập nước sản phẩm giảm từ 43,7% xuống còn 33,1%, trong năm 2002 sản lượng dầu khai thác là 48 ngàn tấn với độ ngập nước sản phẩm ở mức 32,1%.

Trong giai đoạn 1987 - 1997, nước đã được bơm ép vào vỉa bằng 1 giếng bơm ép với lưu lượng từ 27 đến 128 ng. m3/năm, năm 1997 đưa tiếp 1 giếng vào bơm ép. Việc bơm ép nước làm ổn định khai thác và làm tăng áp suất vỉa. Khối lượng bơm ép trong ba năm cuối giảm đi do áp suất vỉa của thân dầu đã tăng bằng áp suất thuỷ tĩnh. Hình 6 thể hiện động thái khai thác tại tầng Miocen hạ mỏ Bạch Hổ [1].

Nước xuất hiện trong sản phẩm sau ba năm kể từ khi bắt đầu đưa vào khai thác, độ ngập nước đã là 19,2% vào năm 1990 và giữ mức ấy cho đến năm 1993, tiếp sau đó́  độ ngập nước tăng trở lại lên đến 43,7% vào năm 2000 sau khi chuyển hàng loạt giếng sang khai thác bằng gaslift.

Quá trình khai thác cánh Đông của vòm Trung tâm đã cho thấy có sự có mặt của áp lực nước rìa nhưng mức độ tác động của nó còn yếu không đủ để ngăn chặn sự suy giảm của áp suất vỉa trong vùng khai thác. 

Tính đến ngày 01/08/2007, từ thân dầu vòm Trung tâm đã thu hồi 1204,82 ngàn tấn dầu, thân dầu đang trong giai đoạn khai thác cuối với chỉ số nước dầu cộng dồn là 0,45 m3/tấn. 
Tổng trữ lượng dầu vòm Trung tâm là 8050 ngàn tấn và hệ số thu hồi dầu là 0,15. Thân dầu của đối tượng khai thác này được chia ra làm 2 vùng.

Mức độ thu hồi trữ lượng dầu ở các vùng này như sau:

- Vùng Tây nằ̀m ở̉ phía tây của đứt gãy có tổng trữ lượng dầu là 3552,2 ngàn tấn. Tổng cộng từ các tầng sản phẩm đã khai thác được 683,06 ngàn tấn dầu. Hệ số thu hồi dầu là 0,19.  

-  Vùng Đông nằm ở phía Đông của đứt được khai thác bằng chế độ áp nước tự nhiên. Tổng trữ lượng dầu của vùng này là 4497,5 ngàn tấn. Từ vùng này đã khai thác được 521,76 ngàn tấn dầu với hệ số thu hồi dầu đạt 0,12.

Vòm Bắc: Quỹ giếng khai thác là 17 giếng, trong đó có 16 giếng hoạt động. Lưu lượng dầu trung bình là 17,8 tấn/ng.đ. với độ ngập nước sản phẩm trung bình là 79,3%. Chỉ số khí dầu trung bình là 371 m3/tấn cao hơn hàm lượng khí hoà tan trong dầu vỉa chứng tỏ áp suất vỉa đã giảm cục bộ xuống dưới áp suất bão hoà.

Độ tiếp nhận của các giếng bơm ép đang hoạt động biến đổi trong khoảng từ 200 đến 250 m3/ng.đ. với áp suất bơm ép lên đến 25MPa.

Thân dầu vòm Bắc được chia ra thành các khối và bắt đầu khai thác vào tháng 11/1986. Mức khai thác dầu đạt 187 ngàn tấn vào năm 1989. Sau đó sản lượng khai thác dầu giảm khá nhanh xuống còn 88 ngàn tấn và 93 ngàn tấn tương ứng vào các năm 1990 và 1991 do độ ngập nước của sản phẩm tăng và hàng loạt giếng khai thác ngừng phun.
 
Nhờ đưa thêm giếng mới vào khai thác và chuyển giếng ngừng phun sang khai thác bằng phương pháp cơ học nên đến trước năm 1995, sản lượng khai thác đã đạt mức 170 - 120 ngàn tấn. Trong các năm 1995 - 1997, sản lượng khai thác dầu tăng lên đến 250 - 265 ngàn tấn nhờ đưa vào hoạt động thêm 5 giếng mới có lưu lượng lớn. Trong năm 1998, sản lượng khai thác dầu giảm xuống còn 176 ngàn tấn do độ ngập nước của sản phẩm tăng và các giếng khai thác ngừng phun. 

Giai đoạn 1999 - 2002 sản lượng khai thác dầu gia tăng lên đến 276 ngàn tấn, mức khai thác dầu cao nhất đạt được vào năm 1999 và sau đó giảm từ từ xuống còn 152 ngàn tấn vào năm 2002. Trong khoảng giai đoạn này đã̃ đưa thêm các giếng mớ́i vào hoạt động, đưa giếng ngừ̀ng phun sang khai thá́c bằ̀ng gaslift và̀ tiế́n hà̀nh xử lý vùng cận đáy giếng. 
Bắt đầu bơm ép nước vào năm 1988 tại 3 giếng. Do khối lượng nước bơm ép hàng năm không đều và̀ việc đưa giếng vào khai thác không cùng lúc nên nhịp độ thu hồi chất lưu của vỉa theo các khối của thân dầu là khá́c nhau. Tuy nhiên, việc bơm ép nước đã giúp duy trì áp suất vỉa trong vùng thu hồi cao hơn áp suất bão hoà.

Khối lượng nước bơm ép cao nhất đạt 306 ng.m3 vào năm 1994, còn các năm khác thay đổi từ 110 - 300 ng.m3/năm. 

Hệ số bù khai thác bằng bơm ép khác nhau ở các khối và trung bình là 40,6%. Nước xuất hiện trong sản phẩm vào năm khai thác thứ hai (1987) và độ ngập nước sản phẩm đã lên đến 37,6% vào năm 1990. Sau đó tốc độ tăng độ ngập nước sản phẩm chậm lại nhờ khoan và đưa thêm các giếng mới và̀o hoạ̣t độ̣ng tại các vùng khác nhau của thân dầu. Đến nay tất cả các giếng khai thác đều đã bị̣ ngập nước với mức độ khác nhau và trung bình và̀o năm 2002 là 65%.

Tính đến ngày 01.08.2007, từ thân dầu vòm Bắc đã thu hồi 3457,498 ngàn tấn dầu và thân dầu đang trong giai đoạn suy giảm sản lượng khai thác với chỉ số nước dầu cộng dồn là 0,96 m3/tấn. 

Thân dầu được khai thác ở chế độ có duy trì áp suất vỉa bằng bơm ép nước cùng với tác động đáng kể của áp lực nước rìa ở một số khu vực riêng lẻ và hệ số thu hồi dầu là 0,31. 
Tóm lại, mức khai thác dầu hàng năm của thân dầu Miocen hạ thay đổi trong khoảng rộng từ 126 đến 310 ng.t./năm. Mức khai thác dầu cao nhất đạt được vào năm 1999 (năm khai thác thứ 14), nhờ việc tiến hành đan dầy mạng lưới giếng khoan bằng cách khoan giếng mới cùng với việc chuyển các giếng từ các đối tượng khác đến, áp dụng phương pháp khai thác gaslift và thực hiện các giải pháp khai thác tăng cường. 

Đến ngày 01/08/2007, tại tầng Miocen hạ đã thu hồi tổng cộng được 4662,32 ngàn tấn dầu, hệ̣ số́ thu hồ̀i dầ̀u là̀ 0,24 và thân dầu đang trong giai đoạn suy giảm sản lượng. Thân dầu được khai thác bằng bơm ép nước có tác động của nước rìa với mức độ khác nhau tại các vùng khác nhau.

Tổng sản lượng cộng dồn tới thời điểm 01/08/2009 là 5011 ngàn tấn dầu và 0,993 tỷ m3, độ ngập nước trung bình là 72,3%, hệ số bù năm 2009 là 79,5%. 
Với sự có mặt của nước rìa ở hầu hết các khu vực của đối tượng tuy nhiên mức độ ảnh hưởng không lớn và không đồng đều, cùng với sự liên thông thuỷ lực kém và khối lượng nước bơm ép vào vỉa cũng không đồng đều cho nên hệ số thu hồi dầu ở các vòm chênh lệch nhau khá lớ́n (Bảng 4) [9].

Bảng 4. Tì̀nh trạ̣ng khai thá́c củ̉a Miocen hạ đến ngày 01/08/2007

Trên Bảng 4, ta thấy sự khác biệt rõ rệt giữa vòm Bắc và vòm Trung tâm, từ đó chỉ ra rằng cần tập trung ưu tiên các giải pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu hơn cho vòm Bắ́c, nơi mà trữ lượng cũng chiếm gần 60% so vớ́i tổng số́ mà hệ số thu hồ̀i dầ̀u đã đạt 31%, nghĩa là không thể tận thu bằng cách bố trí thêm giếng mới cho vùng này.

Giá trị trung bình trọng số theo trữ lượng của hệ số thu hồi (HSTH) dầu Miocen hạ thay đổi từ 0,156 đến 0,307 và có giá trị trung bình là 0,237. Tổng trữ lượng địa chất của Miocen hạ là 28553 ngàn tấn được chấp nhận dùng trong thiết kế. Trong trường hợp HSTH dầu chấp thuận là 0,237, tổng sản lượng cộng dồn từ Miocen hạ là 6766 ngàn tấn, trong đó từ tầng sản phẩm 23 là 6406 ngàn tấn. Dưới đây là bảng tổng sản lượng cộng dồn ước tính trên cơ sở hệ thống khai thác hiện tại [9].

  Bảng 5. Tổng sản lượng cộng dồn ước tính trên cơ sở hệ thống
khai thác hiện tại (Miocen hạ)

Kết luận

Qua các kết quả nghiên cứu và phân tích đặc trưng năng lượng vỉa, khai thác đối tượng Miocen hạ mỏ Bạch Hổ trong bài báo, chúng ta đi đến những kết luận sau:

1. Tầng chứa cát kết Miocen hạ đã được làm rõ với các đặc trưng địa chất, địa vật lý khá phức tạp và có đặc tính chứa khá tốt với độ rỗng trung bình là 17,7 % và độ thấm trung bình là 239 mD.

2. Đặc trưng năng lượng và áp suất vỉa của đối tượng Miocen hạ được điều chỉnh khá ổn định trong suốt quá trình khai thác mỏ với áp suất vỉa trung bình ban đầu là 28 - 29MPa (năm 1986), mặc dù hệ số bù không đạt 100% chứng tỏ có sự hoạt động của nước đáy (vùng phía Đông, vòm Trung tâm).
 
3. Việc áp dụng và bổ sung các giếng bơm ép nước để duy trì áp suất vỉa đã được xem xét một cách có hiệu quả ngay từ đầu quá trình khai thác (7/1987). Tuy nhiên việc áp dụng này còn hạn chế đối với các vùng khai thác và bơm ép có độ liên thông kém (vùng phía Tây, vòm Trung tâm). 

4. Nước bắt đầu xuất hiện trong sản phẩm sau ba năm khai thác với độ ngập nước là 19,2% vào năm 1990 và 43,7% vào năm 2000, sau đó tăng dần cho đến hiện nay (72,3%) làm giảm sản lượng khai thác.

5. Việc đưa giếng mới vào khai thác, chuyển các giếng ngừng tự phun sang khai thác gaslift, chuyển các giếng từ đối tượng dưới lên và xử lý vùng cận đấy giếng đã góp phần gia tăng sản lượng dầu khai thác của đối tượng này với tổng sản lượng cộng dồn tới thời điểm 01/08/2009 là 5011 ngàn tấn dầu.

6. Trữ lượng dầu chủ yếu được thu hồi từ tầng sản phẩm 23 là 6406 ngàn tấn. Hệ số thu hồi trung bình hiện nay cho toàn đối tượng là 20,85 %.
  
Tài lệu tham khảo:

1. Hùng, N. M., 2004. Nghiên cứu khả năng ứng dụng bơm ép nước khí nước luân phiên đối với các mỏ dầu Việt Nam. Báo cáo tổng kết đề tài. 

2. Lake, L. W., 1989. Enhanced Oil Recovery, University of Texas, Austin, Texas, USA, Published by Prentuce-Hall, Inc, A Division of Simon & Schuster, Englewood Cliffs, New Jersey 07632.

3. Petrovietnam, 2003. Nâng cao thu hồi dầu cho mỏ Bạch Hổ. Báo cáo Hội nghị khoa học, Vietsovpetro, Vũng Tàu, Việt Nam. 

4. Phạm Đức Thắng, Trung, N. H., 2007. Nghiên cứu đề xuất giải pháp khai thác tận thu đối tượng cát kết Miocen hạ, Oligocen mỏ Bạch Hổ. 

5. Trung, N. H., 1997. Nghiên cứu khả năng ứng dụng phức hệ Polymer để bơm ép trong móng nứt nẻ tại các giếng khoan ở thềm lục địa Việt Nam nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu khí. Báo cáo tổng kết đề tài, Viện Dầu khí, Hà Nội, Việt Nam.

6. Trung, N.H., 2007. Giải pháp gia tăng sản lượng khai thác và nâng cao hệ số thu hồi dầu ở thềm lục địa Việt Nam. Hội thảo triển khai kế hoạch khai thác dầu khí năm 2007.

7. Vinh, N.X., 2000. Những yếu tố ảnh hưởng đến tính chất thấm chứa của đá lục nguyên Miocen sớm - Oligocen bể Cửu Long. Hội nghị khoa học công nghệ 2000: Ngành Dầu khí Việt Nam trước thềm thế kỷ 21.
  
8. VSP, 2007. Trạng thái khai thác mỏ Bạch Hổ, mỏ Rồng tới thời điểm 10.01.07 và giải pháp nhằm đảm bảo hoàn thành kế hoạch khai thác 2007. Hội thảo triển khai kế hoạch khai thác dầu khí năm 2007.

9. VSP, 2009. Vietsovpetro và một vài kinh nghiệm quản lý và điều hành khai thác mỏ. Hội thảo Hội nghị Khoa học công nghệ.

10. VSP, 2008. Sơ đồ thiết kế công nghệ khai thác và xây dựng mỏ Bạch Hổ.

ThS. Phạm Đức Thắng, TS. Nguyễn Văn Minh 
Tập đoàn Dầu khí Việt Nam
ThS. Hoàng Linh Lan 
Viện Dầu khí Việt Nam