Kỳ tích tìm dầu ở tầng đá móng

Các tác giả nhận Giải thưởng Hồ Chí Minh về khoa học - Cụm công trình "Tìm kiếm, phát hiện và khai thác có hiệu quả các thân dầu trong đá móng granitoit trước                                    Đệ tam bể Cửu Long, thềm lục địa Việt Nam".

Tên “Bạch Hổ” đã đi vào các văn liệu dầu khí thế giới và được ghi nhận như mỏ dầu lớn nhất của Việt Nam, nhưng đồng thời cũng là mỏ rất đặc trưng có trữ lượng cực lớn (trên 500 triệu tấn trữ lượng tại chỗ), được khai thác với cường độ và sản lượng cao (trên 12 triệu tấn/năm) từ tầng chứa là đá móng granitoid Mesozoi trong bể trầm tích Đệ Tam trên thế giới.

Vietsovpetro đã phát hiện và bắt đầu khai thác dầu từ móng mỏ Bạch Hổ kể từ ngày 6/9/1988 đến nay đã gần 24 năm. Từ kinh nghiệm Vietsovpetro, nhiều mỏ dầu trong tầng chứa móng nứt nẻ lần lượt được phát hiện và đưa vào khai thác ở Việt Nam.

Từ đó đến nay, Việt Nam đã khai thác từ tầng chứa móng nứt nẻ trên 200 triệu tấn dầu (khoảng 80% tổng sản lượng dầu), thu gom trên 26 tỉ m³ khí, với gần 6 triệu tấn LPG và condensat, với tổng doanh thu dầu khai thác từ tầng đá móng trên 50 tỉ USD. Đó là yếu tố quan trọng đảm bảo sự phát triển bền vững của ngành Dầu khí Việt Nam, góp phần đảm bảo an ninh năng lượng, lương thực và sự phát triển ổn định chung của nền kinh tế Việt Nam.

Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, đi đầu là Vietsovpetro không những đã xây dựng phương pháp luận về hệ thống dầu khí trong đá móng mà còn đóng góp về hệ phương pháp nghiên cứu mô hình mỏ, trong công nghệ khoan trong đá móng nứt nẻ, khai thác có duy trì áp suất vỉa, tối ưu hóa hệ số thu hồi dầu với nhịp độ cao, xây dựng các phần mềm tính toán thông số vỉa, tổ chức xây dựng mỏ vv…

Các công ty dầu khí và dịch vụ nước ngoài cũng theo đó hoàn thiện hệ công nghệ nghiên cứu, khoan và khai thác dầu trong đá móng, góp phần gia tăng sản lượng dầu Việt Nam.

Hiện nay, tại bể Cửu Long, ngoài những mỏ dầu khí đã được phát hiện trong móng và đưa vào khai thác như: Bạch Hổ, Rồng của Vietsovpetro; Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng của Cửu Long JOC; Rạng Đông của JVPC; Ruby của Petronas; Cá Ngừ Vàng của Hoàn Vũ JOC, còn có những phát hiện khác như: Sư Tử Nâu, Nam Rồng - Đồi Mồi, Jade, Diamond, Pearl, Hải Sư Đen, Thăng Long, Hổ Xám South cũng đang chuẩn bị đưa vào khai thác trong thời gian gần.

Tầng chứa đá móng granitoid trở thành đối tượng quan tâm khi tiến hành tìm kiếm, thăm dò trong các bể trầm tích khác. Ngoài bể Cửu Long, dầu khí tiếp tục được phát hiện trong đá móng granitoid ở bể Nam Côn Sơn như ở mỏ Đại Hùng, Gấu Chúa v.v…

Những thành tựu khoa học - công nghệ của các nhà địa chất và kỹ sư dầu khí của ngành Dầu khí Việt Nam và Vietsovpetro có giá trị thực tiễn không chỉ trong bể Cửu Long mà có thể ứng dụng cho các bể chứa dầu khác trên thềm lục địa Việt Nam và khu vực.

Những thành tựu này là đóng góp khoa học - công nghệ cho khoa học dầu khí Việt Nam và thế giới.

Biểu hiện dầu trong đá móng mỏ Bạch Hổ được ghi nhận ở giếng BH-1, nhưng kết quả thử vỉa không cho dòng. Giếng khoan BH-6 khoan sâu vào móng 23m đến chiều sâu 3.533m và ngày 5/5/1987 khi thử vỉa cùng với tầng oligocen cho lưu lượng 477 tấn/ngày. Mặc dù còn có nghi vấn, nhưng giếng BH-6 được xem là giếng phát hiện đầu tiên dòng dầu có lưu lượng công nghiệp trong tầng chứa là đá móng ở thềm lục địa Việt Nam. Dầu trong đá móng nứt nẻ được khẳng định có lưu lượng công nghiệp khi quay lại thử vỉa trong móng ở giếng BH-1 và được đưa vào khai thác ngày 6/9/1988.

Đây là thân dầu lớn trong đá chứa granitoid nứt nẻ - hang hốc với trữ lượng dầu tại chỗ trên 500 triệu tấn, diện tích gần 60km² và chiều cao thân dầu được xác định 1.300m. Sản lượng đỉnh trên 12 triệu tấn/năm, lưu lượng giếng cao nhất ban đầu có thể đạt 2.000 tấn/ngày.

Năm 1974, Công ty Mobil (Mỹ) khoan giếng tìm kiếm BH-1X trên cấu tạo Bạch Hổ và chỉ phát hiện dầu trong tầng Miocen tuổi Đệ Tam. Trước năm 1975, quan điểm tìm kiếm của các công ty dầu nước ngoài chỉ tập trung trong tầng miocen, tầng chứa oligocen và lớp vỏ phong hóa trên móng được xem hình thành trong điều kiện lục địa, nên không phải là mục tiêu để khoan tìm kiếm dầu khí. Hơn nữa, móng nằm lót dưới bề trầm tích Đệ Tam là các đá xâm nhập magma granitoid lại càng không phải là đối tượng được quan tâm vì theo học thuyết hữu cơ, dầu không thể sinh và chứa trong các đá magma có nguồn gốc sâu trong vỏ trái đất.

Vì thế không chỉ ở Việt Nam, mà theo sử liệu thống kê cho thấy, đến thập niên cuối của thế kỷ XX, những phát hiện dầu trong móng đều được xem không thể chứa sản phẩm và không được các nhà tìm kiếm dầu quan tâm.

Dầu khí cũng được khai thác trong đá móng ở nhiều nơi trên thế giới. Có trên 320 mỏ được phát hiện và một số được đưa vào khai thác. Đá móng chứa dầu khí thường là các đá trầm tích hoặc trầm tích - biến chất, các đá trầm tích - phun trào, các đá biến chất cổ và chỉ một số ít có thành phần là đá magma như: Mỏ Lago Mercedes - Chilê; Xinglongtai - Trung Quốc; mỏ Hurghada và Zeit Bay - Ai Cập; Oymasha - Kazakhstan; mỏ PY-1 vịnh Bengal Ấn Độ; Nafoora - Augila ở Libya; các mỏ Hall - Gurney và Gorham ở Trung Kansas Mỹ; mỏ LaPaz - Venezuela.

Ở tất cả các mỏ trên, các giếng khoan vào móng là đá granitoid không sâu, thường 200-300m liên quan đến vỏ phong hóa nứt nẻ, lưu lượng thường nhỏ hơn 100 tấn/ngày, trừ vài giếng riêng lẻ có thể đạt đến 1.000 tấn/ngày, và được khai thác ở chế độ suy giảm tự nhiên kết hợp với các tầng chứa là các đá trầm tích nằm trên trữ lượng được đánh giá không lớn do tính bất đồng nhất lớn về đặc tính thấm - chứa, không thể xác định được sự phân bố độ rỗng và chưa có hệ phương pháp nghiên cứu về mô hình mỏ, trừ mỏ LaPaz - Venezuela được xác định có trữ lượng tại chỗ khoảng 100 triệu tấn.

Như thế có thể xem mỏ Bạch Hổ với thân dầu trong móng granitoid nứt nẻ - hang hốc có trữ lượng và sản lượng lớn, cường độ khai thác cao và được tổ chức khai thác có hệ thống và hiệu quả là một điển hình đầu tiên được ghi nhận trong văn liệu dầu khí thế giới.

Sau 20 năm khai thác dầu trong móng ở mỏ Bạch Hổ dựa trên diễn biến động năng của vỉa có thể chia quy trình khai thác thành 3 giai đoạn với hệ phương pháp kỹ thuật - công nghệ có tính đặc thù riêng biệt:

- Giai đoạn khai thác không có duy trì áp suất vỉa.

- Giai đoạn khai thác có duy trì áp suất vỉa bằng nước bơm ép.

- Giai đoạn khai thác suy giảm cuối đời mỏ.

Từ tháng 9/1988 đến tháng 6/1993, tầng móng được khai thác ở chế độ giảm áp tự nhiên. Từ nhận thức ban đầu, thân dầu là lớp vỏ phong hóa, quá trình khoan phát triển và nghiên cứu mô hình mỏ ở giai đoạn này đã giúp Vietsovpetro nhận hiểu, đây là một mỏ lớn liên quan đến thân dầu trong đá móng nứt nẻ - hang hốc, có độ bất đồng nhất thấm - chứa cao, thân dầu lớn và sâu, mà các phương pháp thông lệ thường không thể áp dụng được, đòi hỏi phải nghiên cứu và xây dựng hệ phương pháp riêng cho đặc tính thân dầu này. Trong đó, trọng tâm là mô hình mỏ với hệ các nứt nẻ liên quan đến đứt gãy được xem vừa là tầng chứa, vừa là kênh dẫn và cơ chế dòng chảy trong môi trường rỗng nứt nẻ hở.

Việc khai thác dầu trong tầng móng ở chế độ suy giảm tự nhiên đã làm giảm mạnh áp suất vỉa ở độ sâu quy chiếu @3.650m từ 417 at còn 333,5 at vào tháng 6/1993, trung bình giảm 17,3 at/năm với 5,84 at/triệu tấn dầu. Đến hết năm 1993 sản lượng dầu khai thác được từ khối Trung tâm là 14,1 triệu tấn và từ các khối phía bắc là 3,3 triệu tấn.

Tiềm năng chứa dầu trong móng mỏ Bạch Hổ cùng với sự ưu đãi của Luật Đầu tư đã hấp dẫn các công ty dầu đối với bể Cửu Long như: Petronas Carigali (Malaysia), Mitshubishi Oil (NOEC - Nhật), Conoco Phillips (Mỹ), SK (Hàn Quốc) vv…

Sự giảm mạnh áp suất vỉa trong khoảng thời gian ngắn ở thân dầu móng nứt nẻ đòi hỏi phải nhanh chóng áp dụng giải pháp duy trì năng lượng vỉa mới có thể đạt sản lượng đỉnh, tăng hệ số thu hồi dầu, phải nghiên cứu lại mô hình địa chất và mô hình khai thác mỏ Bạch Hổ.

Vietsovpetro đưa giải pháp kỹ thuật bơm ép nước xuống phần đáy của thân dầu vừa để duy trì áp suất vỉa trên áp suất bão hòa, vừa tạo nước đáy nhân tạo để quét và đẩy dầu từ dưới lên. Phương pháp này ban đầu không được ủng hộ, lo ngại không kiểm soát được sự di chuyển của nước ảnh hưởng tiêu cực đến khả năng thu hồi dầu. Ngay các chuyên gia của World Bank cũng phản đối và cho rằng, các chuyên gia Vietsovpetro không thể quản lý được quy trình này.

Vietsovpetro thiết kế phương án bơm ép nước và tháng 6/1993 tiến hành bơm ép thử nghiệm ở giếng 421 khối trung tâm mỏ Bạch Hổ, nơi có suy giảm mạnh áp suất vỉa. Sau 2 năm, nước bắt đầu xuất hiện ở giếng khai thác 409, sau đó là một loạt giếng khác quanh đấy. Hình thành tầng nước đáy cục bộ. Hệ thống giếng khai thác và bơm ép nước dần được hoàn thiện. Hệ thống khai thác ban đầu được xây dụng theo mô hình 3 đới: đới bơm ép nước, đới khai thác chính và đới mủ khí tiềm năng ở phần đỉnh.

Do hiệu ứng tích cực của bơm ép nước và sự đối lưu tốt của dòng dầu từ dưới lên nên trong giai đoạn khai thác này không thể sớm hình thành mủ khí. Vietsovpetro xây dựng lại mô hình khai thác với 2 đới: đới khai thác chính và đới bơm ép, giữa chúng là vùng chuyển tiếp, mở rộng chiều cao đới khai thác. Nước bơm ép được xử lý chu đáo để có thể đẩy dầu từ những vi khe nứt dưới 1 micron, với quy trình hạn chế gây tổn hại đến môi trường chứa về phương diện hóa - lý.

Từ sản lượng 5,7 triệu tấn/năm vào 1993, Vietsovpetro nhanh chóng đạt sản lượng đỉnh trên 12,1 triệu tấn/năm vào 2001 và duy trì đến 2004 với sự gia tăng hằng năm trên 1 triệu tấn trước khi đạt đỉnh, nói lên hiệu quả tích cực của phương án bơm ép nước duy trì áp suất vỉa, tạo front nước đáy, tăng hệ số thu hồi dầu từ móng nứt nẻ đạt giá trị kỷ lục 0,37 - 0,42.

Từ năm 1994 đến hết 2004, Vietsovpetro đã khai thác từ thân dầu trong móng nứt nẻ khoảng 107,2 triệu tấn dầu. Vietsovpetro đề ra phương châm đúc kết từ kinh nghiệm của mình: “Bơm đúng chỗ, bơm đúng lúc, bơm đúng áp suất, bơm đúng lưu lượng và bơm theo chu kỳ.

Để đạt mục tiêu tối ưu hóa vị trí các giếng phát triển và khai thác cần phải làm rõ cấu trúc móng, nhận dạng các đới đứt gãy, các vùng nứt nẻ, và khả năng nối kết giữa chúng, đặc biệt ở không gian chứa với tính chất hai độ rỗng macro và micro.

Trong giai đoạn này các chuyên gia dầu khí Việt Nam đã nghiên cứu hiệu chỉnh phương pháp tính toán trữ lượng thu hồi do tính bất đồng nhất của các tham số vật lý vỉa, chất lưu và sự biến động của chúng trong quá trình khai thác là do:

- Sự phân dị của dầu ở thân dầu chiều cao lớn và có xuất hiện nước đáy nhân tạo.

- Hoàn thiện mô hình dòng chảy với độ thấm 2-pha và hệ số đẩy dầu do nước bơm ép trong môi trường rỗng nứt nẻ của đá móng.

- Xây dựng phần mềm mô phỏng quá trình chuyển động nhiều pha trong môi trường nứt nẻ chứa dầu phục vụ cho khai thác.

- Nâng cấp và cải tiến phần mềm Basroc (bản quyền Việt Nam) thành các phiên bản 2.0 (1997) và phiên bản 3.0 (2002) để tính giá trị độ rỗng của hệ nứt nẻ, tỷ lệ tham gia của 2 dạng độ rỗng macro, micro trong thể tích chứa và lưu chuyển dầu.

- Xây dựng các phần mềm để thiết kế mạng lưới tối ưu các giếng khai thác - bơm ép, điều chỉnh kịp thời hệ số ngập nước ở các giếng, hạn chế sự hình thành các lưới nước, tăng hệ số thu hồi dầu, nghiên cứu các giải pháp xử lý vận chuyển dầu 2 pha có hình thành nhũ tương.

Sau khi đạt đỉnh, từ năm 2005 sản lượng thân dầu móng mỏ Bạch Hổ bắt đầu suy giảm. Số giếng và hệ số ngập nước tăng nhanh, front nước đáy dâng cao không đồng đều tạo những lưởi nước. Cột dầu giảm, xuất hiện mủ khí cục bộ làm giảm sản lượng giếng. Áp suất vỉa tiệm cận áp suất bão hòa. Đó là những thách thức lớn đối với Vietsovpetro - làm thế nào để giảm thiểu tốc độ suy giảm sản lượng.

Để hạn chế những bất cập trên, Vietsovpetro đã nghiên cứu và áp dụng các giải pháp công nghệ như: điều chỉnh quy trình bơm ép nước hợp lý cho từng cụm khai thác theo chế độ:

- Bơm đúng áp suất, đúng lưu lượng, theo chu kỳ, hạn chế lưởi nước đột biến, nghiên cứu các giải pháp tận thu dầu sót trong không gian rỗng nứt nẻ micro.

- Có cơ chế đẩy dầu kiểu mao dẫn và ở những khối sót chưa tác động bởi hiệu ứng bơm ép nước.

- Tiếp tục áp dụng các hoạt chất bề mặt để giảm thiểu độ bão hòa dầu sót, và các giải pháp công nghệ khác nhằm tăng hệ số thu hồi dầu.

- Chính xác hóa mô hình phân bố độ rỗng trong không gian 3D và điều chỉnh mô hình khai thác và trữ lượng dầu còn lại.

Kinh nghiệm và các giải pháp khoa học - công nghệ trong tìm kiếm, khai thác thân dầu trong đá móng ở mỏ Bạch Hổ, Rồng của Vietsovpetro được sáng tạo áp dụng thành công ở nhiều mỏ khác. Kết quả cho thấy sự đa dạng của mô hình địa chất mỏ, của thân dầu với sự có mặt của nước rìa, sự khác biệt về độ sâu phân bố và thành phần chất lưu (dầu, khí). Thân dầu trong móng nứt nẻ gặp ở độ sâu từ gần 2.000m đến trên 4.500m, các thông số vật lý của dầu như tỉ trọng, độ nhớt, độ khí hòa tan biến động. Sự phân bố độ rỗng - thắm có khả năng cho dòng công nghiệp phức tạp làm tăng độ rủi ro cao khi bố trí các giếng tìm kiếm và phát triển. Nhiều mỏ được phát hiện lại sau nhiều giếng khoan khô hoặc các công ty đã bỏ như Hải Sư Đen, Thăng Long vv…

Việc áp dụng có chọn lọc các kinh nghiệm của Vietsovpetro từ mỏ Bạch Hổ và tăng hàm lượng nghiên cứu, đầu tư công nghệ mới đã làm phong phú thêm kinh nghiệm khai thác dầu của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, cũng như tính hiệu quả cao trong tìm kiếm, tổ chức khai thác thân dầu trong đá móng granitoid nứt nẻ - hang hốc.

Tầng móng nứt nẻ - hang hốc granitoid trước Đệ Tam ở bể Cửu Long và thềm lục địa nam Việt Nam trở thành đối tượng quan tâm đặc biệt trong chiến lược tìm kiếm và khai thác dầu khí của các công ty dầu hoạt động ở Việt Nam và được các tổ chức dầu thế giới đặc biệt quan tâm, thể hiện sự tham gia đông đảo của các nhà khoa học, công ty dầu quốc tế ở hai lần hội nghị quốc tế về kinh nghiệm phát triển, tổ chức khai thác dầu trong đá móng nứt nẻ được tổ chức ở Vũng Tàu. Có thể kết luận:

Phát hiện và Khai thác có hiệu quả dầu trong đá móng nứt nẻ - hang hốc là thành tựu khoa học và công nghệ của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, đi tiên phong là Vietsovpetro, mang lại lợi ích kinh tế cực lớn và là sự đóng góp về mặt khoa học và thực tiễn cho khoa học dầu khí thế giới.

TS. Ngô Thường San Nguyên
Tổng giám đốc Vietsovpetro

Đồng tác giả công trình