Thân dầu trong đá móng mỏ Bạch Hổ và những đóng góp cho khoa học dầu khí thế giới

Vietsovpetro tìm thấy và khai thác dầu trong đá móng như thế nào?
Thủ tướng đề nghị Tạp chí Năng lượng VN tiếp tục đóng góp cho ngành dầu khí

TSKH. TRẦN LÊ ĐÔNG; PGS, TS. HOÀNG VĂN QUÝ; PGS, TS. PHẠM XUÂN SƠN 

Mỏ Bạch Hổ, là một trong những mỏ dầu lớn nhất trên Thềm lục địa Việt Nam, bao gồm nhiều thân dầu phân bố liên tục từ Miocen dưới, Oligocen trên, Oligocen dưới đến móng đá magma nhiều phức hệ trước Kainozoi. Đặc trưng bởi kích thước lớn với chiều cao tới gần 2.000 mét và hàng chục giếng khoan cho dòng dầu ban đầu tự phun không lẫn nước với lưu lượng đạt tới trên dưới một ngàn tấn ngày đêm, thân dầu trong móng trước Kainozoi đã trở thành thân dầu đặc biệt hiếm có trên thế giới, với cấu trúc địa chất đặc biệt, hết sức phức tạp. Việc mở ra thân dầu trong đá móng mỏ Bạch Hổ làm thay đổi quan điểm tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí trên Thềm lục địa Việt Nam và khu vực, đồng thời có những đóng góp to lớn cho sự phát triển ngành Dầu khí nói riêng và nền kinh tế quốc dân nói chung. Kinh nghiệm nghiên cứu, tìm kiếm, thăm dò và khai thác có hiệu quả thân dầu có đóng góp to lớn cho khoa học dầu khí thế giới.

Từ sau giải phóng miền Nam Việt Nam nhiều công ty dầu khí trên thế giới như Dominex, Agip, Enterprise... đã đầu tư hàng trăm triệu USD cho công tác tìm kiếm, thăm dò dầu khí ở Thềm lục địa Việt Nam nhưng không thu được kết quả như mong muốn. Sở dĩ các công ty dầu khí trên thất bại, một trong những lý do quan trọng, là do quan điểm tìm kiếm, thăm dò dựa trên đối tượng truyền thống, đó là lát cắt trầm tích Kainozoi cát sét từ Oligocen đến Miocen. Với quan điểm này, các giếng khoan chạm đá móng đều phải dừng lại, chống ống.

Sau việc mở ra thân dầu đặc biệt hiếm có trong đá móng trước Kainozoi mỏ Bạch Hổ, một loạt công ty dầu khí nổi tiếng trên thế giới quay trở lại đầu tư vào công tác tìm kiếm, thăm dò dầu khí trên Thềm lục địa Việt Nam với quan điểm mới dựa trên cơ sở móng đá kết tinh trước Kainozoi là đối tượng chính - nghĩa là giếng phải khoan vào khối đá móng magma kết tinh ít nhất 300 mét.

Quả thật như có phép mầu, gần 20 mỏ dầu trong đá móng kết tính trước Kainozoi đã được mở ra, đưa sản lượng dầu từ các thân dầu trong đá móng chiếm tới trên 80% tổng sản lượng dầu khai thác được của Việt Nam, đưa nước ta trở thành một trong những nước hàng đầu khai thác dầu khí trong khu vực (Hình 1).

1. Cấu trúc địa chất

1.1. Thành phần thạch học và cấu trúc địa chất thân dầu

Được đưa vào khai thác ngày 06/9/1988, thân dầu trong đá móng trước Kainozoi mỏ Bạch Hổ có cấu trúc đặc biệt phức tạp với nhiều đặc trưng phải trải qua nhiều năm các nhà nghiên cứu mới có thể dần dần làm sáng tỏ, như sự tồn tại của nước đáy, chiều cao thân dầu, mô hình đá chứa, tính dính ướt, khả năng lưu thông thủy động lực, phân bố độ rỗng, độ thấm, độ bão hòa dầu và phương pháp nghiên cứu chúng… Khó khăn quan trọng nhất làm sáng tỏ vấn đề trên là đá chứa thân dầu trong đá móng mỏ Bạch Hổ thuộc loại đá chứa phi truyền thống, trên thế giới chưa có nhiều chuyên gia có kinh nghiệm nghiên cứu.

Móng trước Kainozoi là đá magma kết tinh hoàn toàn với các đai mạch pocfirit và diabaz andezit bazan phản ánh tính bất đồng nhất thạch học. Trong hình 2 (dưới đây) ta thấy khối móng trước Kainozoi mỏ Bạch Hổ được thành tạo bởi 3 phức hệ đá chính - đó là phức hệ Ankroet, chủ yếu đá granit phân bố ở khối Trung tâm, phức hệ Định Quán, chủ yếu đá granodiorit phân bố ở khối Trung tâm và phức hệ Hòn Khoai, chủ yếu đá Diorit, Diorit thạch anh phân bố sườn Đông Bắc khối Bắc và sườn Tây Nam khối Nam.

Theo kết quả minh giải cấu trúc và khoan, cấu tạo Bạch Hổ là một khối móng granitoid có dạng địa lũy, kéo dài theo hướng Đông Bắc - Tây Nam với kích thước 28x6 km và biên độ 1400 m theo đường đồng mức khép kín tại -4450 mét. Sự có mặt của hệ thống đứt gãy đã phức tạp hóa cấu trúc cấu tạo Bạch Hổ và chia cắt nó thành các đới nâng khác nhau. Hệ thống đứt gãy chính phát triển theo phương Đông Bắc, có chiều dài và biên độ khá lớn.

Trên bình đồ cấu trúc của tầng móng, cấu tạo Bạch Hổ có thể được chia thành các khối: khối Trung tâm, có vị trí cao nhất và diện tích chiếm tới trên 2/3 diện tích cấu tạo; khối Bắc nằm tương đối sâu hơn so với khối Trung tâm, được tách ra thành khu vực Bắc, khu vực Tây Bắc và khu vực Đông Bắc, bị tách biệt nhau bởi các đứt gãy kiến tạo lớn; khối Nam bao gồm vòm Nam Bạch Hổ và phần diện tích kéo dài xuống phía Nam.

Về tính chất, hệ thống đứt gãy có thể chia thành 3 loại, gồm: thứ nhất chủ yếu đứt gãy thuận, thứ hai một số đứt gãy nghịch (ở phía Tây Bắc khối Trung tâm, và khối Bắc và 1 đứt gãy trượt bằng trái (phía tây giàn BK-3).

Phía Tây khối móng trước Kainozoi mỏ Bạch Hổ được giới hạn bởi hệ thống đứt gãy nghịch có thể quan sát thấy trên các mặt cắt địa chấn, chúng được khoan vào bởi nhiều giếng khoan (BH-450, 924, 485, 2001, 140) và bắt gặp sự lặp lại địa tầng. Phương của các đứt gãy nghịch này trùng với phương phát triển của cấu tạo. Trong khi đó, phía Đông khối móng trên được giới hạn bởi các đứt gãy thuận, có biên độ từ vài chục mét đến vài trăm mét, phân ra các đứt gãy nhỏ hơn ở gần đới nâng. Mặt trượt của phần lớn các đứt gãy thuận đều cắm về phía Đông Nam, một số đứt gãy thuận đổ về phía Tây Bắc tại phần phía Nam của cấu tạo.

Thân dầu trong đá móng mỏ Bạch Hổ là một thân dầu lớn, trong phạm vi bài viết này, chỉ dừng lại ở một số điểm quan trọng, cần quan tâm:

1.2. Nước đáy thân dầu

Trong toàn bộ quá trình khoan, kể cả giếng 905 có độ sâu hơn 5.000 mét, đều không thu được nước đáy của thân dầu trong đá móng mỏ Bạch Hổ - có nghĩa là thân dầu không có nước đáy. Các nghiên cứu cho rằng, hệ thống nứt nẻ hình thành trong khối móng nâng, chủ yếu, vào cuối Oligocen bởi trường ứng lực nén ép, ngang xoay. Hệ thống nứt nẻ, sau đó có thể hình thành bổ sung vào Miocen sớm. Sau khi hình thành hệ nứt nẻ, dưới ảnh hưởng của quá trình thủy nhiệt, dọc theo các mặt nứt nẻ hình thành hệ thống hang hốc. Nước từ lớp trầm tích Oligocen tràn vào lấp đầy không gian lỗ hổng. Vào thời kỳ Miocen sớm, đặc biệt là Miocen trung, hydrocarbon hình thành và di chuyển từ trầm tích Oligocen, thay thế nước vỉa và dồn chúng về phía Đông Bắc. Quá trình đẩy nước kéo dài hàng triệu, hàng chục triệu năm. Lượng hydrocarbon tích dồn khá lớn dẫn đến gia tăng áp suất thân dầu, đạt tới 417 atm quy đổi về độ sâu -3650 mét.

Ngày 1/7/2011, mẫu nước ngầm đầu tiên lấy được từ giếng BH-110, tại độ sâu 4405 mét, khối Bắc. Trong giai đoạn 2011-2017, nhận được 2 mẫu nước ngầm từ giếng BH-19 ở khu vực Đông Bắc. Dựa trên việc nghiên cứu đặc trưng hóa lý, nước nhận được ở những giếng khoan trên có đặc trưng môi trường axit yếu và kiềm yếu với độ tổng khoáng hóa thấp (cao nhất 4,965 g/l); hàm lượng sulphate, bicarbonate, canxi và magie tương đối thấp thuộc loại nước Clorua Canxi. Có không ít tác giả cho rằng, dòng nước ngầm thu được từ các giếng khoan trên chính là nước ngầm từ trầm tích Oligocen đi xuống theo hệ thống đứt gãy kiến tạo. Do không có nước đáy nên ranh giới dưới của thân dầu là bề mặt khấp khửu, nơi phát triển hệ thống nứt nẻ và hang hốc.

1.3. Mô hình đá chứa

Đây là vấn đề tưởng rằng đơn giản, nhưng Vietsovpetro phải mất hơn chục năm mới xác định chính xác mô hình đá chứa thân dầu trong đá móng mỏ Bạch Hổ. Nếu không xác định đúng mô hình đá chứa khó có thể xây dựng mô hình địa chất, tính toán trữ lượng dầu khí một cách chính xác và cuối cùng là xây dựng mô hình thủy động lực, dự báo sản lượng khai thác hàng năm. Qua quá trình nghiên cứu, thử nghiệm, khảo sát thực địa, các chuyên gia Vietsovpetro đã đi đến thống nhất mô hình đá chứa đá móng nứt nẻ, trước tiên cho thân dầu trong đá móng mỏ Bạch Hổ là mô hình 2 độ rỗng, 2 độ thấm (Hình 3):

1/ Hệ thống nứt nẻ lớn (macro) được hình thành bởi trường ứng suất kiến tạo, chủ yếu là ứng suất nén ép, định hướng, đặc trưng bởi khả năng thấm thủy động lực. Đới nứt nẻ macro là đới cho dòng chính.

2/ Hệ thống nứt nẻ nhỏ (micro) được hình thành bởi trường ứng suất kiến tạo, co ngót magma, phân bố bất đẳng hướng dọc theo các mặt nứt nẻ lớn, đặc trưng bởi khả năng thấm mao dẫn. Đới nứt nẻ nhỏ là đới chứa và cung cấp dầu, khí cho các đới nứt nẻ lớn, không trực tiếp cho dòng tới giếng khoan khai thác.

3/ Hệ thống hang hốc được hình thành bởi các hoạt động thủy nhiệt xảy ra sau hàng triệu năm, chục triệu năm do các thành phần dễ hòa tan bị lôi cuốn đi, phân bố dọc, hoặc giữa các mặt nứt nẻ lớn, mở rộng chúng, nối thông chúng, góp phần gia tăng khả năng thấm, chứa của đá.

4/ Đới đá rắn chắc, không bị phá hủy, không có khả năng chứa.

Sự khác biệt giữa các mô hình đá chứa là quan điểm cuối cùng - đới đá rắn chắc, không bị phá hủy. Có quan điểm cho rằng, đới đá rắn chắc, không bị phá hủy vẫn được coi là đá chứa và chính vì vậy trữ lượng thân dầu trong móng mỏ Bạch Hổ, tính được lên tới 1200-1400 triệu tấn. Trong khi đó, theo quan điểm đới đá rắn chắc, không bị phá hủy không có khả năng chứa, trữ lượng thân dầu trong móng mỏ Bạch Hổ chỉ đạt trên dưới 500 triệu tấn.

Hiện nay thân dầu, đã được thu hồi tới trên 90%, đã tự chứng minh quan điểm của Vietsovpetro là đúng.

1.4. Độ bão hòa nước dư (S_wr) đá móng

Do điện trở suất của đá móng quá lớn, có thể lên tới hàng ngàn Om.m vượt qua mức độ chính xác xác định độ bão hòa nước theo tài liệu địa vật lý giếng khoan - có nghĩa là không thể xác định được độ bão hòa nước của đá móng nứt nẻ theo tài liệu địa vật lý giếng khoan.

Trong những ngày đầu nghiên cứu và tính toán trữ lượng đối với thân dầu trong đá móng mỏ Bạch Hổ chúng tôi đã trao đổi với nhiều chuyên gia trong nước và quốc tế song không nhận được lời tư vấn nhất quán do chưa có kinh nghiệm và kết quả nghiên cứu cụ thể.

Có chuyên gia cho rằng, đối với đá móng nứt nẻ không có nước dư - nghĩa là độ bão hòa dầu bằng 100%. Nhưng cũng có chuyên gia cho rằng độ bão hòa dầu đâu đó chỉ vào khoảng 70 đến 80% mà thôi. Còn các chuyên gia phân tích trong phòng thí nghiệm xác định được độ bão hòa nước dư mẫu đá móng giao động từ 2-3% đến 50-60% và hơn.

Năm 1992, GS.TSKH. Gattenberger Iu.P và TS. Hoàng Văn Quý, để tính trữ lượng cho thân dầu trong đá móng mỏ Bạch Hổ, đã đề xuất chọn S_wr=0,15. Con số này đã được 2 phía chấp thuận và sau đó các công ty dầu hoạt động trên Thềm lục địa Việt Nam sử dụng.

Trên cơ sở nghiên cứu, năm 2013 đã xác định được rằng mức độ bão hòa nước dư trong đá móng nứt nẻ không phải là con số cố định mà thay đổi phụ thuộc vào tỷ phần nứt nẻ macro trên tổng nứt nẻ macro và micro. Nếu tỷ phần này bằng 0 - có nghĩa là trong đá không có nứt nẻ macro, S_wr=1,00 và ngược lại, nếu tỷ phần này bằng 1, có nghĩa là trong đá chỉ có nứt nẻ macro, S_wr=0. Mối quan hệ giữa độ bão hòa nước dư và tỷ phần nứt nẻ macro trên tổng nứt nẻ macro và micro được thiết lập trên cơ sở kết quả phân tích trong phòng thí nghiệm (TS. Trần Đức Lân) thể hiện như sau:

(Trong đó: X - tỷ phần nứt nẻ macro trên tổng nứt nẻ macro và micro; S_wr - tính bằng %).

2. Phương pháp nghiên cứu các thông số đá chứa

2.1. Phương pháp địa vật lý giếng khoan

Đặc điểm cấu trúc không gian lỗ hổng đá móng nứt nẻ khác hẳn với đặc điểm cấu trúc không gian lỗ hổng đá cát sét trầm tích nên phương pháp xác định các thông số đá chứa theo tài liệu địa vật lý giếng khoan cũng khác hoàn toàn.

Trước tiên, trên cơ sở mô hình đá chứa đã được nêu ở trên, lỗ rỗng hở có khả năng chứa và cho dầu khí đi qua đối với đá móng nứt nẻ là lỗ hổng thứ sinh, bao gồm lỗ hổng hang hốc và nứt nẻ. Độ rỗng sử dụng để tính toán trữ lượng và xây dựng mô hình địa chất, mô hình thủy động lực là độ rỗng thứ sinh. Độ rỗng thứ sinh (Φ ₂) được xác định theo công thức:

(Trong đó: Φ - độ rỗng chung xác định được; Φ _bl - độ rỗng phần đá không bị nứt nẻ, hang hốc. Φ và Φ _bl được xác định theo các phương pháp địa vật lý giếng khoan, trong đó đặc biệt quan tâm đến phương pháp giải phương trình đa khoáng).

Việc tìm ra công thức tính độ rỗng thứ sinh là chìa khóa đưa ra phương pháp nghiên cứu các thông số chứa của đá móng nứt nẻ, hang hốc. Phần mềm BASROC 3.0 (sau đó là FRP) là giải pháp hữu hiệu được sáng lập và ứng dụng tại Vietsvpetro và nhiều công ty dầu khác đang hoạt động tại Việt Nam và một số nước trên thế giới để nghiên cứu đá móng nứt nẻ, hang hốc. Bằng phần mềm trên, theo tài liệu địa vật lý giếng khoan, các thông số đá chứa khác cũng được nghiên cứu và xác định, đó là độ rỗng nứt nẻ, độ rỗng hang hốc, độ thấm, tỷ phần nứt nẻ micro, macro và dự báo các khoảng có khả năng cho dòng của lát cắt đá móng nứt nẻ, hang hốc.

2.2. Phương pháp nghiên cứu tổng hợp thân dầu trong đá móng nứt nẻ - hang hốc

Thân dầu trong đá móng nứt nẻ, đặc trưng bởi cấu trúc địa chất hết sức phức tạp, mức độ bất đồng nhất cao, là thân dầu loại không truyền thống, để nghiên cứu nó đòi hỏi phải có cách tiếp cận riêng biệt như các phương pháp minh giải và xử lý đặc biệt tài liệu địa chấn, nghiên cứu các thuộc tính địa chấn, ứng dụng các phần mềm chuyên dụng xử lý tài liệu địa vật lý giếng khoan, nghiên cứu mẫu lõi kích thước lớn… Trên cơ sở tích lũy kinh nghiệm sau hơn 20 năm tìm kiếm thăm dò và khai thác thân dầu không truyền thống, đề xuất cách tiếp cận hệ thống (the Special System Approach - SSA) nghiên cứu các tích tụ dầu khí trong đá móng nứt nẻ và hang hốc. Cách tiếp cận hệ thống bao gồm:

a. Phương pháp phản chiếu hệ thống thống nhất.

b. Phương pháp di chỉ bền vững.

c. Luận điểm đặc thù.

Bản chất của phương pháp phản chiếu hệ thống thống nhất đối với việc nghiên cứu tích tụ dầu khí trong đá móng nứt nẻ, hang hốc thể hiện ở điểm thân dầu trong đá móng nứt nẻ là một cấu tử thành phần của bể trầm tích. Các cấu tử thành phần riêng biệt khác là các phân vị địa tầng trong lớp phủ. Ví dụ, như bể Cửu Long trên Thềm lục địa Việt Nam, có Oligocen dưới, Oligocen trên, Miocen dưới, Miocen trung, Miocen trên, Pliocen và Đệ Tứ.

Khối đá lộ ven rìa bể trầm tích, kéo dài từ Long Hải đến Phan Thiết, cũng là cấu tử thành phần của bể Cửu Long. Mỗi cấu tử thành phần trên, ở mức độ này hay mức độ khác, đều có những đặc trưng phản ánh sự tiến hóa và đặc điểm cấu trúc của các cấu tử còn lại, trong đó có móng trước Kainozoi.

Trong các điểm lộ, hệ thống phá huỷ kiến tạo như hướng đổ, góc đổ và mật độ  hệ thống nứt nẻ phản ánh rất rõ hệ thống phá huỷ kiến tạo như hướng đổ, góc đổ và mật độ hệ thống nứt nẻ trong khối móng nâng ở phần trung tâm bể trầm tích.

Ví dụ đối với bể Cửu Long, điểm lộ kéo dài từ mũi Kê Gà đến Phan Thiết, phản chiếu khá rõ hệ thống đứt gãy và nứt nẻ kiến tạo với những đặc trưng của chúng trong khối móng nâng trước Kainozoi mỏ Bạch Hổ và các mỏ khác.

Trên hình 4 ta thấy hai hệ thống nứt nẻ cắt chéo nhau có phương Đông Bắc - Tây Nam với góc đổ chủ yếu trong khoảng 60-80 độ hoàn toàn phù hợp với kết quả khảo sát địa chấn cũng như FMS, FMI.

Trong hệ thống thống nhất có những đặc điểm cấu trúc có thể trở thành di chỉ bền vững, phản ánh một quá trình tiến hóa nào đó của đối tượng nghiên cứu. Cho nên để nghiên cứu quá trình tiến hóa đối tượng nghiên cứu.

Ví dụ như thân dầu trong đá móng nứt nẻ cần thiết tìm kiếm các di chỉ bền vững phản ánh quá trình tiến hóa của đối tượng.

Trên mặt cắt địa chất mỏ Bạch Hổ, cấu tạo dương trong lát cắt trầm tích, được hình thành vào cuối Oligocen, là di chỉ bền vững của trường ứng lực xảy ra trong quá trình tiến hóa địa chất của bể, tác động trực tiếp tới khối móng nâng trước Kainozoi.

Ngoài ra, còn nhiều những di chỉ bền vững khác, nếu phát hiện, chúng ta có thể hiểu rõ hơn về quá trình tiến hóa khối đá móng nâng. Thiếu những di chỉ đó khó có thể, hoặc không thể đưa ra kết luận chính xác về quá trình tiến hóa của khối đá móng.

Như vậy, phương pháp di chỉ bền vững là một trong những phương pháp đặc biệt quan trọng, có vai trò rất lớn trong việc nghiên cứu thân dầu trong đá móng hoặc các đối tuợng địa chất khác có ít thông tin thu thập được.

Đối tượng khối móng nâng nứt nẻ và hang hốc trước Kainozoi có những đặc thù, như cấu tạo khối; đặc trưng bởi không gian lỗ hổng nứt nẻ và hang hốc; độ thấm cao, độ rỗng thấp; mức độ bất đồng nhất rất cao cả về thành phần thạch học cả về đặc trưng thấm chứa dẫn đến với mục đích nghiên cứu nó buộc phải có cách tiếp cận riêng biệt:

a. Nghiên cứu các đặc trưng thấm chứa của đá móng đòi hỏi phải áp dụng các phần mềm chuyên dụng được thiết lập trên cơ sở mô hình đá chứa nứt nẻ và hang hốc như phần mềm BASROC 3.0, phần mềm FRPetrophysics…

b. Phân tích đặc trưng thấm chứa của đá móng trong phòng thí nghiệm tốt nhất cần phải được tiến hành trên mẫu trụ, được lấy lên trong quá trình khoan (full size core) nhằm giữ lại ở mức độ cao nhất hệ thống nứt nẻ, hang hốc tự nhiên.

c. Nghiên cứu, khảo sát thực địa, điểm lộ đá móng là công việc bắt buộc trong quy trình nghiên cứu thân dầu trong đá móng.

3. Tính trữ lượng dầu khí thân dầu trong đá móng nứt nẻ - hang hốc

Tính trữ lượng dầu khí thân dầu trong đá móng nứt nẻ - hang hốc đã được tiến hành năm 1992, 1996, 2002, 2007... Con số trữ lượng tính được, ngoại trừ các lớp, các khối bổ sung, hầu như không có sự thay đổi đáng kể. Một điểm cần nhấn mạnh là các thông số tính cần được biện luận theo lát cắt mỏng nằm ngang với độ dày 25 mét, 50 mét, hoặc có trường hợp 100 mét.

4. Bơm ép nước nhằm duy trì áp suất vỉa

Bơm ép nước nhằm duy trì áp suất vỉa đối với thân dầu trong đá móng mỏ Bạch Hổ được tiến hành sau hơn 5 năm khai thác (1988-1993). Trước khi bơm ép nước, cùng với quá trình thu hồi trữ lượng, áp suất vỉa giảm đi đáng kể với tốc độ 6 at/ 1 triệu tấn dầu thu hồi. Với tốc độ suy giảm áp suất vỉa như trên, theo tính toán sơ bộ tổng trữ lượng dầu có khả năng thu hồi được trong điều kiện suy giảm áp suất tự nhiên chỉ đạt vào khoảng 68 triệu tấn.

Đứng trước tình hình đó, Vietsovpetro, đứng đầu lúc đó là TS. Trần Lê Đông, đã tiến hành nghiên cứu, trao đổi với nhiều chuyên gia trong và ngoài nước, nhưng không nhận được lời tư vấn nhất quán, thậm chí có ý kiến cho rằng bơm ép nước sẽ dẫn đến phá hủy cả thân dầu.

Giải pháp cuối cùng là tự nghiên cứu, từ xác định tính dính ướt, đặc điểm thay đổi tính thấm chứa của đá móng đến kinh nghiệm khai thác các thân dầu nứt nẻ, hang hốc tương tự trên thế giới.

Kết quả xác định đặc trưng dính ướt đối với nước của đá móng mỏ Bạch Hổ bằng phương pháp Amott cho thấy dầu chứa trong hệ thống nứt nẻ, kể cả vi nứt nẻ có thể được đẩy ra nhờ hiệu ứng thấm thủy động lực và tự ngấm mao dẫn của nước.

Điểm thứ 2 đặc biệt quan trọng là độ bất đồng nhất khả năng thấm chất lưu của đá móng rất lớn. Nếu không kể khối đá rắn chắc, độ thấm thay đổi từ một vài milidarcy đến hàng ngàn milidarcy khiến khả năng hình thành các lưỡi nước khi bơm ép là rất lớn.

Viện Nghiên cứu Khoa học và Thiết kế dầu khí biển đã tiến hành nghiên cứu động thái đẩy dầu bằng nước và đẩy dầu bằng khí đối với mẫu đá móng mỏ Bạch Hổ. Từ kết quả nghiên cứu cho thấy rằng hệ số đẩy dầu bằng nước cao hơn nhiều so với hệ số đẩy dầu bằng khí. Kết quả nghiên cứu thủy động lực cho thấy thân dầu là một khối thủy động lực tương đối thống nhất, là hệ thống kín, không có nguồn năng lượng tự nhiên bổ sung từ bên ngoài.

Tất cả những yếu tố kể trên là những yếu tố thuận lợi cho giải pháp bơm ép nước cho thân dầu trong đá móng mỏ Bạch Hổ. Trên cơ sở kết quả nghiên cứu, năm 1994, Viện Nghiên cứu Khoa học và Thiết kế dầu khí biển quyết định đề nghị với lãnh đạo Vietsovpetro, Tổng Công ty Dầu khí Việt Nam và Zarubezdnhef cho tiến hành bơm ép thử. Giếng khoan đầu tiên được lựa chọn bơm ép thử là giếng 421, sau đó là một số giếng khác.

Như trên hình 6 ta thấy đường suy giảm áp suất vỉa đưa về độ sâu - 3050 mét có mức độ suy giảm thấp hơn sau khi bơm ép nước. Tốc độ suy giảm là 0,17 at/1 triệu tấn dầu khai thác được thấp hơn rất nhiều so với khai thác bằng chế độ suy giảm áp suất tự nhiên (6 at/1 triệu tấn).

Nhờ có giải pháp bơm ép nước mà tổng sản lượng dầu dự kiến khai thác được từ thân dầu trong đá móng mỏ Bạch Hổ là 194 triệu tấn, cao hơn nhiều so với tổng sản lượng dầu dự kiến khai thác được bằng chế độ suy giảm năng lượng tự nhiên 68 triệu tấn.

Như vậy, đối với thân dầu trong đá móng mỏ Bạch Hổ, giải pháp bơm ép nước thực sự đem lại hiệu quả kinh tế cao. Tuy nhiên, áp dụng giải pháp bơm ép nước, qua 30 kinh nghiệm, Vietsovpetro đã rút ra nhiều bài học trong công nghệ và kỹ thuật, đó là bơm ở đâu, bơm thời điểm nào, lưu lượng ra sao và đặc biệt là công nghệ bơm theo chu kỳ... Áp dụng thành công giải pháp này Vietsovpetro thực sự có những đóng góp to lớn cho việc nâng cao hiệu quả khai thác mỏ trong đá móng nứt nẻ và cho khoa học dầu khí thế giới.

5. Hệ thống khai thác mỏ

Hệ thống khai thác thứ nhất được áp dụng từ 1988 đến 1993. Trong hệ thống này, thân dầu trong móng được tổ chức khai thác ở chế độ suy giảm năng lượng tự nhiên, không có bơm ép nước, các giếng khoan đều được thiết kế thẳng đứng. Có 2 đới trong hệ thống khai thác, đó là đới mũ khí dự phòng và đới khai thác (Hình 6).

Trong thiết kế đã đề nghị khai thác thân dầu theo cơ chế suy giảm năng lượng tự nhiên với 25 giếng khai thác theo hệ thống phân bố khai thác 7 điểm.

Từ năm 1994, sau khi bơm ép thử nghiệm thành công, hệ thống khai thác thứ hai được áp dụng cho đến năm 1997. Trong hệ thống này, thân dầu trong móng được tổ chức khai thác ở chế độ bơm ép nước vỉa nhằm duy trì áp suất, các giếng khoan đều được thiết kế thẳng đứng. Có 3 đới trong hệ thống khai thác này, đó là đới mũ khí dự phòng, đới khai thác và đới bơm ép (Hình 7).

Hệ thống khai thác thứ ba được áp dụng từ 1997 đến nay. Trong hệ thống này thân dầu trong móng được tổ chức khai thác ở chế độ bơm ép nước vỉa nhằm duy trì áp suất, bên cạnh các giếng khoan thẳng đứng, thiết kế bổ sung một số giếng khai thác và bơm ép nghiêng nhằm mở rộng mặt cắt dòng và mặt cắt tiếp nhận nước. Có 3 đới trong hệ thống khai thác này, đó là đới khai thác, đới chuyển tiếp và đới bơm ép với độ sâu dưới 4000 mét (Hình 8).

Bên cạnh 3 hệ thống khai thác trên các chuyên gia còn đề xuất giải pháp bơm ép khí vào phần trên, bơm ép nước vào phần dưới thân dầu nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu, dự kiến có khả năng lên tới 50%. Tuy nhiên, khó khăn chính trong giải pháp này là nguồn cung cấp khí bơm đã cản trở áp dụng giải pháp.

6. Những bài học kinh nghiệm trong nghiên cứu và khai thác thân dầu trong đá móng nứt nẻ - hang hốc

Trải qua hơn 30 năm công tác tìm kiếm, thăm dò và khai thác thân dầu trong đá móng nứt nẻ - hang hốc, có thể nói là khá thành công, Vietsovpetro đã rút ra nhiều bài học kinh nghiệm hết sức quý giá - những bài học kinh nghiệm nảy sinh cả trong thất bại và thành công, có những bài học đã được rút ra từ những tháng ngày đầu tiên nhưng có những bài học vừa mới được rút ra sau bao lần tranh luận, thử nghiệm. Bài học kinh nghiệm, thực tế, có nhiều, khó có thể nêu lên một cách đầy đủ trong phạm vi công trình tổng hợp chuyên về địa chất và khai thác mỏ này. Trong bài báo này đưa ra một số bài học kinh nghiệm chính trong công tác tìm kiếm thăm dò và khai thác thân dầu đặc biệt hiếm có này.

Đó là những bài học kinh nghiệm trong xử lý, minh giải tài liệu địa chấn; bài học kinh nghiệm trong xử lý, minh giải tài liệu địa vật lý giếng khoan; bài học kinh nghiệm trong nghiên cứu tổng hợp; bài học kinh nghiệm trong thử vỉa gọi dòng; bài học kinh nghiệm trong tính toán trữ lượng dầu khí; chủ động tìm tòi và đề xuất kịp thời các giải pháp thích hợp cho thân dầu không có tiền lệ trên thế giới... Ở đây do hạn chế về khối lượng xin chỉ giới hạn ở bài học kinh nghiệm trong xây dựng hệ thống khai thác.

Đây là bài học đặc biệt quan trọng mà trên thế giới chưa có nhiều đối với việc xây dựng hệ thống khai thác cho thân dầu trong đá móng nứt nẻ - hang hốc. Trước tiên, bài học hàng đầu trong xây dựng và điều hành hệ thống khai thác đó là bài học điều chỉnh kịp thời hệ thống khai thác cũng như các giải pháp áp dụng, trong đó có giải pháp điều chỉnh nhịp độ khai thác, nhịp độ bơm ép, vị trí bơm ép, thời điểm bơm ép và phương pháp bơm ép, bao gồm cả bơm ép theo chu kỳ... nhằm có được hệ thống khai thác phù hợp, hiệu quả.

Sau hơn 30 năm đưa vào khai thác với gần 200 triệu tấn dầu, thân dầu trong đá móng trước Kainozoi mỏ Bạch Hổ, thân dầu đặc biệt hiếm có trên thế giới, có cấu trúc địa chất hết sức phức tạp, để tiến hành tìm kiếm, thăm dò, nghiên cứu và khai thác một cách hiệu quả đòi hỏi phải có cách tiếp cận hệ thống, riêng biệt. Việc tổ chức khai thác hiệu quả thân dầu đặc biệt hiếm có này đã có những đóng góp to lớn cho nền kinh tế quốc dân và sự phát triển của ngành Dầu khí Việt Nam, đồng thời đóng góp to lớn cho khoa học dầu khí thế giới.

TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM