Tài liệu Tối ưu hóa thiết kế hệ thống thiết bị lòng giếng mỏ đại hùng

ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP. HỒ CHÍ MINH TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA -------------------- TRẦN THẾ HÙNG TỐI ƯU HÓA THIẾT KẾ HỆ THỐNG THIẾT BỊ LÒNG GIẾNG MỎ ĐẠI HÙNG Chuyên ngành: Kỹ thuật khoan – khai thác và Công nghệ dầu khí LUẬN VĂN THẠC SĨ TP. HỒ CHÍ MINH, tháng 7 năm 2008 CÔNG TRÌNH ĐƯỢC HOÀN THÀNH TẠI TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP HỒ CHÍ MINH Cán bộ hướng dẫn khoa học: PGS.TS. Lê Phước Hảo Cán bộ chấm nhận xét 1:.................................................................................... Cán bộ chấm nhận xét 2:.................................................................................... Luận văn thạc sĩ được bảo vệ tại HỘI ĐỒNG CHẤM BẢO VỆ LUẬN VĂN THẠC SĨ TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA, ngày . . . tháng . . năm TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA PHÒNG ĐÀO TẠO SDH CỘNG HÒA Xà HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM ĐỘC LẬP – TỰ DO – HẠNH PHÚC Tp.HCM, ngày 30 tháng 6 năm 2008 NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ Họ và tên học viên: TRẦN THẾ HÙNG Phái: Nam Ngày, tháng, năm sinh: 27-06-1977 Nơi sinh: Huế Chuyên nghành: Kỹ thuật khoan-khai thác và Công nghệ dầu khí Mã số: 03805652 I. TÊN ĐỀ TÀI: TỐI ƯU HÓA THIẾT KẾ THIẾT BỊ LÒNG GIẾNG MỎ ĐẠI HÙNG II. NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG: - Phân tích các tính năng quan trọng của các thiết bị lòng giếng ngầm của mỏ Đại Hùng, trên cơ sở đó xác định các nhược điểm của hệ thống thiết bị lòng giếng hiện tại liên quan đến quá trình lắp đặt, vận hành và chi phí đầu tư. - Đề xuất thay đổi thiết kế hệ thống thiết bị lòng giếng với các thiết bị lòng giếng mới có tính năng ưu việt hơn về công nghệ, lắp đặt, vận hành phù hợp với điều kiện địa chất và kỹ thuật của mỏ nhằm tăng hiệu quả đầu tư. III. NGÀY GIAO NHIỆM VỤ: 11/2007. IV. NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ: 6/2008. V. CÁN BỘ HƯỚNG DẪN KHOA HỌC: 1- PGS. TS. LÊ PHƯỚC HẢO, BAN QLDA TRƯỜNG ĐẠI HỌC DẦU KHÍ VIỆT NAM; CÁN BỘ HƯỚNG DẪN CHỦ NHIỆM BỘ MÔN PGS. TS. LÊ PHƯỚC HẢO Nội dung và đề cương luận văn thạc sĩ đã được Hội đồng chuyên ngành thông qua. Ngày TRƯỞNG PHÒNG ĐT –SDH tháng năm 2008 TRƯỞNG KHOA QUẢN LÝ NGÀNH LỜI CẢM ƠN Sau một thời gian dài chuẩn bị tài liệu và làm việc nghiêm túc, luận văn thạc sĩ với đề tài “Tối ưu hóa thiết kế hệ thống thiết bị lòng giếng mỏ Đại Hùng” đã hoàn thành. Để có được thành quả này, tác giả xin chân thành cảm ơn sự giúp đỡ tận tình và hướng dẫn của các Thầy hướng dẫn, các Thầy Cô trong Khoa Địa Chất Dầu Khí – Trường Đại Học Bách Khoa TP.HCM, cùng các đồng nghiệp và bạn bè. Tác giả xin chân thành cám ơn PGS.TS Lê Phước Hảo – Ban QLDA Trường Đại Học Dầu Khí Việt Nam về những hướng dẫn, chỉnh sửa và đóng góp ý kiến để hoàn thiện đề tài. Cuối cùng xin chân thành cảm ơn lãnh đạo Công ty dầu khí Đại Hùng, các đồng nghiệp tại dự án phát triển mỏ Đại Hùng và đối tác cung cấp thiết bị lòng giếng cho dự án phát triển mỏ Đại Hùng bao gồm Công ty Schlumberger, Baker Oil Tools và Halliburton đã tạo điều kiện và giúp đỡ trong quá trình thu thập số liệu và cập nhật công nghệ. Trân trọng Trần Thế Hùng TÓM TẮT LUẬN VĂN Nghành công nghiệp dầu khí là một trong những nghành mũi nhọn của quốc gia và trong những năm gần đây ngành dầu khí Việt Nam đã có những bước phát triển đáng kể, đóng góp một phần lớn trong nền kinh tế đất nước. Sản lượng khai thác dầu khí hàng năm của các mỏ lớn giảm, vì vậy để duy trì sản lượng khai thác dầu khí thì phải phát triển thêm những mỏ nhỏ được đánh giá là có tiềm năng như mỏ Đại Hùng. Chính vì vậy dự án phát triển mỏ Đại Hùng được xem là một trong những dự án trọng điểm của Quốc gia và được Chính phủ phê duyệt năm 2006, cho phép triển khai thực hiện dự án. Quá trình thực hiện dự án phát triển mỏ Đại Hùng gặp nhiều khó khăn liên quan đến công nghệ cũng như chi phí đầu tư, do đây là dự án khai thác dầu duy nhất tại Việt Nam với hệ thống trang thiết bị ngầm. Tối ưu hóa thiết kế hệ thống thiết bị lòng giếng mỏ Đại Hùng nhằm vận hành an toàn, hiệu quả và tiết kiệm chi phí đầu tư được xem là một trong những công việc cấp thiết và quan trọng của dự án phát triển mỏ Đại Hùng. Luận văn sẽ trình bày chi tiết các thông tin liên quan đến hệ thống thiết bị lòng giếng hiện nay và từ đó đề xuất phương án thiết kế lại hệ thống thiết bị này. Luận văn thạc sĩ bao gồm bốn chương như sau: Chương 1: Giới thiệu tổng quát mỏ Đại Hùng; Chương 2: Cơ sở lý thuyết; Chương 3: Phân tích và đánh giá hệ thống thiết bị lòng giếng hiện tại mỏ Đại Hùng; Chương 4: Nghiên cứu và đề xuất phương án hợp lý thiết kế hệ thống thiết bị lòng giếng và đánh giá hiệu quả kinh tế; Kết luận và kiến nghị; Tài liệu tham khảo; Lý lịch trích ngang. Chương 1 trình bày tổng quát về vị trí địa lý, đặc điểm địa chất, lịch sử tìm kiếm – thăm dò và khai thác dầu khí. Chương 2 trình bày cơ sở lý thuyết dòng chảy từ đáy giếng lên bề mặt để phục vụ công tác thiết kế lại hệ thống thiết bị lòng giếng. Chương 3 trình bày đặc điểm của từng thiết bị lòng giếng và các lĩnh vực liên quan đến công tác hoàn thiện giếng. Chương 4 trình bày phương án áp dụng công nghệ hoàn thiện giếng dạng Monobore thân nhỏ để thay thế sử dụng nhiều Packer và đề xuất phương án thiết kế lại hệ thống thiết bị lòng giếng hiện nay. Ngoài ra bài toán kinh tế cũng đã được phân tích và tính toán lại liên quan đến chi phí công tác khoan, mua sắm - lắp đặt thiết bị, hiệu quả vận hành và các lĩnh vực liên quan khác. Phần cuối của luận văn là kết luận được rút ra từ những vấn đề đã được trình bày trong toàn bộ luận văn cũng như những kiến nghị cần tiếp tục nghiên cứu để có thể áp dụng đề tài thành công cho dự án phát triển mỏ Đại Hùng. Do phạm vi công việc hoàn thiện giếng là rất rộng, thời gian và kiến thức còn hạn chế nên chắc chắn luận văn còn nhiều vấn đề chưa đề cập, phân tích, đánh giá chính xác và khó tránh khỏi những thiếu sót, rất mong nhận được sự đóng góp giúp đỡ của Thầy Cô cùng toàn thể Hội đồng chuyên ngành và các bạn. MỤC LỤC PHẦN MỞ ĐẦU CHƯƠNG 1: GIỚI THIỆU TỔNG QUÁT MỎ ĐẠI HÙNG 1.1 Khái quát đặc điểm vị trí địa lý………………………………………… 03 1.2 Đặc điểm địa tầng………………………………………………………. 04 1.3 Đặc tính dầu thô………………………………………………………... 08 1.4 Dầu khí tại chỗ và trữ lượng thu hồi……………………………………. 10 1.5 Lịch sử tìm kiếm – thăm dò và phát triển………………………………. 11 CHƯƠNG 2: CƠ SỞ LÝ THUYẾT 2.1 Giới thiệu chung………………………………………………………… 15 2.2 Phương trình năng lượng tổng quát…………………………………….. 16 2.3 Các tính chất cơ bản của chất lưu………………………………………. 20 2.4 Lý thuyết của dòng chảy trong ống đứng………………………………. 24 2.5 Phương trình gradient áp suất…………………………………………… 34 2.6 Dòng chảy trong bộ phận cản dòng……………………………………... 37 CHƯƠNG 3: PHÂN TÍCH VÀ ĐÁNH GIÁ HỆ THỐNG THIẾT BỊ LÒNG GIẾNG HIỆN TẠI MỎ ĐẠI HÙNG 3.1 Giới thiệu chung……………………………………………………….... 41 3.2 Phân tích tính năng các thiết bị chính………………………………….. 44 3.3 Các lĩnh vực liên quan hoàn thiện giếng……………………………...... 61 CHƯƠNG 4: NGHIÊN CỨU VÀ ĐỀ XUẤT PHƯƠNG ÁN HỢP LÝ THIẾT KẾ HỆ THỐNG THIẾT BỊ LÒNG GIẾNG 4.1 Nghiên cứu phương án không sử dụng nhiều Packer…………...……… 63 4.2 Khai quát chung về công nghệ hoàn thiên giếng dạng Monobore……… 64 4.3 Ứng dụng công nghệ Monobore thân nhỏ mỏ Đại Hùng………………. 66 4.4 Đánh giá hiệu quả kinh tế……………………………………………… 72 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ TÀI LIỆU THAM KHẢO BẢNG VIẾT TẮT LÝ LỊCH TRÍCH NGANG 1 Mở đầu 1 Tính cấp thiết của đề tài Mỏ dầu khí Đại Hùng thuộc lô 05.1, nằm ở phía Đông Bắc bồn trũng Nam Côn Sơn, cách bờ biển Vũng tàu khoảng 265 km. Hệ thống thiết bị khai thác chính bao gồm giàn khai thác bán chìm FPU-01, tàu chứa dầu (FSO) và hệ thống ống mềm (Flowline và Umbilical) cùng với cây thông khai thác ngầm (Subsea tree). Hiện nay, số giếng khai thác của mỏ là 11 giếng với sản lượng khai thác giảm rất nhanh, khoảng 6.000 thùng/ngày so với 12.000 – 14.000 thùng/ngày vào thời điểm tháng 10 năm 2007 [1]. Sản lượng khai thác giảm và trữ lượng dầu tại mỏ được tính toán lại nhỏ hơn so với các lần trước đã ảnh hưởng rất lớn đến hiệu quả kinh tế của việc dự án phát triển mỏ Đại Hùng. Vì vậy, việc áp dụng các công nghệ hoàn thiện giếng mới dạng Monobore thân nhỏ nhằm giảm chi phí đầu tư mua sắm thiết bị sẽ mạng lại hiệu quả kinh tế cho dự án. Hệ thống thiết bị lòng giếng hiện tại được xem là một trong những lĩnh vực vận hành không hiệu quả do công nghệ quá lạc hậu, phức tạp nhưng chi phí đầu tư quá cao. Vì vậy nhiệm vụ của đề tài là phân tích, nghiên cứu và đưa ra phương án hoàn thiện giếng phù hợp với điều kiện khai thác ngầm hiện nay nhận được sự quan tâm đặc biệt và thực sự cấp thiết cho dự án phát triển mỏ Đại Hùng. 2 Mục đích, đối tượng và phạm vị nghiên cứu Mục đích của đề tài là nghiên cứu và áp dụng công nghệ hoàn thiện giếng dạng Monobore thân nhỏ đối với các giếng thuộc tầng Mioxen hạ với cấu trúc địa chất (nhiệt độ, áp suất) tương đối giống nhau, phù hợp với điều kiện khai thác ngầm của hệ thống thiết bị hiện tại mỏ Đại Hùng. Việc áp dụng công nghệ hoàn thiện dạng Monobore thân nhỏ sẽ khắc phục các nhược điểm của hệ thống thiết bị lòng giếng hiện tại liên quan đến công nghệ lạc hậu của van an toàn sâu và việc sử dụng nhiều Packer để cách ly các tầng khai thác, tăng độ tin cậy của hệ thống thiết 2 bị mới và đồng thời giảm chi phí đầu tư cho việc mua sắm thiết bị lòng giếng và chi phí vận hành. 3 Phương pháp nghiên cứu Phương pháp nghiên cứu hệ thống thiết bị lòng giếng dựa trên các dữ liệu sau đây: - Cơ sở lý thuyết của dòng chảy từ đáy giếng lên bề mặt; - Nghiên cứu các công nghệ mới liên quan kỹ thuật hoàn thiện giếng và xem xét khả năng áp dụng cụ thể với đặc điểm cấu tạo địa chất và điều kiện khai thác ngầm; - Cập nhật các tính năng và công nghệ tiên tiến của thiết bị lòng giếng ngầm; - Ứng dụng các phần mềm chuyên dụng để tinh toán và mô phỏng quá trình; 4 Tập hợp, thống kê và xử lý các thông tin, kết quả thực tiễn. Ý nghĩa thực tiễn Việc áp dụng kỹ thuật hoàn thiện giếng dạng Monobore thân nhỏ sẽ phù hợp với đặc điểm cấu tạo địa chất và điều kiện khai thác ngầm với mục đích mang lại hiệu quả kinh tế cao cho dự án phát triển mỏ Đại Hùng cả về chi phí đầu tư và khả năng vận hành an toàn, hiệu quả. 3 CHƯƠNG I GIỚI THIỆU KHÁI QUÁT MỎ ĐẠI HÙNG 1.1 Khái quát đặc điểm vị trí địa lý Mỏ dầu khí Đại Hùng thuộc lô 05.1, nằm ở phía Đông Bắc bồn trũng Nam Côn Sơn, cách bờ biển Vũng tàu khoảng 265 km, có diện tích khoảng 28 km2, độ sâu mực nước biển 110 m. Vị trí địa lý nằm trong khoảng 8028’42.63” vĩ Bắc và 108039’59.41” kinh Đông. Sơ đồ về vị trí của mỏ Đại Hùng được thể hiện trong Hình 1.1. m 60 m 20 m 200 Ho Chi Minh 1100 01 m 10 0m 1080 500 1060 50 m 15-1 Petronas Carigali Sö Töû Ñen Vung Tau Cuulong JOC Ruby Field Sö Töû Vaøng Sö Töû Traéng Lam Sôn JOC 02 15-2 JVPCPhöông Ñoâng Moû Rang Ñoâng 09-2 UÛ L ÅE CÖ B ONG 17 03 04-2 VRJ 18 04-3 Moû Ñaï27i Huøng 11-1 19 05-1A 05-1C 20 Pedco 11-2 Rong Doi 12 (W) 12 (E) 28 OPECO * Conoco 05-1B 05-3 BP BP 06-1 BP Lan Taây Lan Ñoû 21 133 1000 m 05-2 88°0 134-1 Conoco 06 Vamex 07 Vamex 08 13 22 BEÅ NAM COÂN SÔN 1060 VIETNAM 04-1 10 26 Con Son Isl. 80 100 0m 16-1 Hoang Long JOC Hoan Vu Joint Moû Bach Hoå Operating Co. 16-2 CONOCO 09-3 09-1 Vietsovpetro Moû Roà n g 25 200 100 1080 1100 Hình 1.1: Sơ đồ vị trí mỏ Đại Hùng [9] Loâ 05.1a Ñoä saâu möïc nöôùc 100 km 4 1.2 Đặc điểm địa tầng 1.2.1 Đặc điểm địa chất Mỏ Đại Hùng nằm trong bồn trũng Nam Côn Sơn với diện tích mỏ khoảng 28km2, địa tầng được chia làm 2 đối tượng chính là móng Macma trước Đệ Tam và các phân vị địa tầng trầm tích có tuổi từ Đệ Tam đến Đệ Tứ. Cột địa tầng của mỏ Đại Hùng trình bày ở Hình 1.2. Trầm tích Đệ Tam được phân chia nhỏ hơn: Hệ Neogen – Thống Mioxen gồm các phân vị địa tầng: Mioxen dưới, Mioxen giữa, Mioxen trên và hệ Neogen. Đệ Tứ gồm các phân vị địa tầng: Plioxen, Đệ Tứ. Tổng chiều dày của các tầng trầm tích Đệ Tam thay đổi trong khoảng từ 2.000-2.500 m. Các tầng trầm tích Mioxen dưới là trầm tích lục nguyên bao gồm các tập cát sét xen kẽ và xen kẹp các lớp than, các tầng trầm tích được phân bố rộng rãi trên toàn mỏ Đại Hùng. Tầng trầm tích Mioxen dưới được phân chia nhỏ hơn thành 3 tập có đặc điểm khác nhau: Tập trầm tích lục nguyên lót đáy; tập trầm tích lục nguyên chứa than; tập trầm tích lục nguyên hạt mịn. Tập trầm tích lục nguyên Mioxen dưới đóng vai trò rất quan trọng đến việc phát triển khai thác mỏ Đại Hùng. Trên cơ sở của 22 giếng thăm dò, thẩm lượng và khai thác mỏ, các tài liệu minh giải địa chấn đã làm sáng tỏ cơ bản bình đồ cấu trúc, phân bố của tầng trầm tích Mioxen dưới trên toàn bộ mỏ. Do đặc điểm trầm tích xen kẽ giữa các lớp cát kết, sét kết và các lớp than, hầu hết các tập cát chứa sản phẩm không có sự lưu thông về thủy động lực theo phương thẳng đứng. Kết quả thử vỉa và khai thác mỏ đã cho phép phân chia tầng trầm tích Mioxen dưới thành 7 tập cát chứa sản phẩm có đặc điểm thủy động lực khác nhau và việc phân chia này có ý nghĩa đáng kể trong việc hoàn thiện giếng khai thác và nâng cao hệ số thu hồi dầu của mỏ. Tầng trầm tích Mioxen giữa được phân bố rộng rãi trên toàn bộ mỏ Đại Hùng và gặp ở hầu hết các giếng đã khoan. Thành phần trầm tích bao gồm cát kết 5 hạt trung phía dưới và các lớp đá vôi ám tiêu, đá vôi silic nằm phía trên. Chiều dày của tầng này thay đổi rất phức tạp từ 150-1159 m, đặc biệt là sự biến đổi bề dày của các lớp đá vôi, gây khó khăn cho việc xác định phân bố cũng như tính trữ lượng dầu và khí. Đá vôi kết tinh mạnh tạo sự phát triển các hang hốc, vi nứt nẻ và nứt nẻ tạo điều kiện nâng cao độ chứa và thấm dầu khí. Một số giếng đã được thử vỉa trong tập đá vôi của tầng trầm tích này ở khu vực phía Nam và trung tâm mỏ cho dòng dầu với lưu lượng cao trên 4.000 thùng/ngày. Tầng trầm tích Mioxen trên được phân bố khá rộng rãi trên toàn bộ mỏ, gồm các tập trầm tích lục nguyên cát kết, sét mỏng và một số tập đá vôi. Nhìn chung tầng trầm tích này có bề dày nhỏ hơn 2 tầng Mioxen dưới và giữa, không chứa các vỉa dầu khí công nghiệp. Tầng trầm tích Plioxen và Đệ Tứ gồm chủ yếu các lớp sét, bột bở rời, với tổng chiều dày 700 – 1700 m không có các vỉa chứa dầu khí. Bình đồ cấu trúc mỏ Đại Hùng có dạng bán vòm kéo dài theo hướng Đông Bắc-Tây Nam. Mỏ được giới hạn bằng các hệ thống đứt gãy lớn ở các hướng Đông, Tây, có hướng đổ về Đông Bắc và Đông Nam, hướng Tây có hướng đổ về Tây Bắc. Hệ thống đứt gãy của mỏ Đại Hùng rất phức tạp, chúng chia mỏ thành các khối có đặc điểm thủy động lực và chứa dầu khác nhau. Về cấu trúc mỏ được chia thành các tầng cấu trúc: tầng móng, Mioxen sớm, Mioxen giữa, Mioxen muộn. Tầng móng mỏ Đại Hùng là một khối nhô bị phân cắt phức tạp bởi hệ thống đứt gãy. Phần cao nhất của móng ở khối L và thấp dần về phía Tây. Ở phía Nam của mỏ, móng cũng được nhô cao ở khu vực khối B và F. Tầng cấu trúc Mioxen dưới được thể hiện trên các bản đồ cấu tạo của các tầng phản xạ H200, H150, H140, H120, H100 và H90. Nhìn chung hệ thống đứt gãy móng vẫn tiếp tục phát triển từ móng, chia cắt mỏ Đại Hùng thành nhiều khối có sự khác nhau về thủy động lực và nhiều đứt gãy mang tính màn chắn. 6 Hình 1.2: Cột địa tầng tổng hợp mỏ Đại Hùng [9] 7 Tầng cấu trúc Mioxen giữa được đặc trưng bằng bình đồ cấu trúc tầng phản xạ H30 (Nóc tầng đá vôi). Nhìn chung bình đồ cấu trúc của tầng này khá bình ổn. Tầng cấu trúc Mioxen trên khá bằng phẳng và được mở rộng. Các hoạt động của đứt gãy ở phần Trung tâm và cánh Tây của mỏ giảm và kết thúc vào cuối Mioxen. 1.2.2 Đặc điểm địa vật lý – thạch học ™ Quan hệ rỗng-thấm: Để xác định quan hệ rỗng-thấm đặc trưng cho các tầng trầm tích khác nhau, một khối lượng lớn mẫu lõi đã được phân tích từ các giếng khoan DH-2X, 4X, 5X, 8X, 1P & 3P. Tầng trầm tích lục nguyên được chia thành 7 tập nhỏ hơn từ cát 0 đến cát 6, quan hệ rỗng-thấm của các tập này khá tập trung theo quan hệ tuyến tính theo tọa độ bán Logarit: lgK = AØ –B (K độ thấm-mD , A & B là hệ số của phương trình, Ø độ rỗng-%) với mật độ điểm khá lớn, hệ số liên kết đạt 80-90%. Dựa trên quan hệ rỗng-thấm, phân bố độ thấm trong mô hình địa chất 3 chiều (3D) đã được xây dựng dựa trên sự phân bố độ rỗng và làm cơ sở cho xây dựng mô hình dòng chảy mô phỏng khai thác mỏ. ™ Độ thấm pha và mao dẫn: Đường cong thấm pha của đá trầm tích lục nguyên mỏ Đại Hùng được xây dựng dựa trên việc phân tích mẫu lõi của giếng khoan DH-1P, các mẫu chủ yếu được phân tích ở dạng giả ổn định (Unsteady-State) trong điều kiện vỉa. Nhìn chung các mẫu đá được phân tích ở dạng trung tính đến ưa nước, có độ bão hòa dầu tàn dư trung bình 25%. Đường cong thấm pha trung bình cho hệ thống dầunước có hệ số mũ liên kết Corey của nước là 2,3 và cho dầu là 3,3, tương tự cho hệ thống khí-dầu hệ số này của dầu là 3,8 và khí là 1,85. Độ bão hòa khí tối giản là 5%. Đường cong mao dẫn được phân tích từ 2 giếng khoan DH-4X và DH-1P với tổng số 7 mẫu được phân tích có phạm vi biến thiên độ thấm khá lớn từ 4,3 8 mD đến 591mD và tương ứng độ bão hòa nước từ 10,2% đến 52,5%. Các mẫu trên đây đều được phân tích trong điều kiện vỉa. Dựa trên việc xây dựng hàm J (Laverett J function), đã đưa ra các đường cong mao dẫn trung bình đặc trưng cho các khoảng độ thấm khác nhau để áp dụng cho mô hình mô phỏng mỏ. ™ Thành phần thạch học của đá: Thành phần thạch học của các đá mỏ Đại hùng được mô tả trên cơ sở phân tích mẫu lõi của các giếng khoan là DH-1X, 4X, 5X, 1P, 3P và được chia làm 3 dạng khác nhau là đá móng granit phong hóa, đá trầm tích lục nguyên và đá vôi. Do mẫu lõi trong đá vôi không được lấy đầy đủ, nên chưa có các mô tả thành phần thạch học. Thành phần thạch học của đá granit phong hóa bao gồm: thạch anh từ 1030%, faldspar từ 2-5%, mảnh đá granit từ 25-85%, sét từ 1-20%, khoáng vật phụ từ 1-7% (Chlorite). Đá trầm tích lục nguyên có thành phần thạch học thay đổi trong phạm vi khá rộng tùy thuộc vào các tầng sản phẩm và giếng khoan khác nhau, được phân chia thành 7 tập bao gồm tập cát 0, cát 1, cát 2, cát 3, cát 4, cát 5, cát 6. Thành phần thạch học thay đổi như sau: thạch anh từ 30-55%, faldspar từ 7-22%, mảnh đá kết hạch từ 0.5-12%, mảnh đá granit từ 0-2%, mảnh đá phún xuất từ 0-5%, mảnh đá biến chất và trầm tích từ 2-30%, mica từ 0,5-1%. Các khoáng vật phụ bao gồm Opaque, Zircon, Rutile, Apatite, Chlorite, Glauconite, Pyrite, Epidote, Tourmaline với tổng thành phần chiếm khoảng từ 1,5-2%. Thành phần xi măng bao gồm cacbonat, Sidrite, Oxuyde sắt chiếm khoảng 2-8%, riêng Sét chiếm khoảng từ 6-35%. 1.3 Đặc tính dầu thô Các số liệu cho thấy dầu của mỏ Đại Hùng thuộc nhóm phân loại từ trung bình cho đến nặng với tỷ trọng dao động trong khoảng 0,827 g/cm3- 0,930 g/cm3, ít lưu huỳnh (hàm lượng lưu huỳnh từ 0,05% đến 0,152% khối lượng), từ ít nhựa 9 đến nhóm phân loại nhựa cao (hàm lượng asphanten từ 3,0 % đến 21,8 % khối lượng), chứa nhiều parafin (hàm lượng parafin từ 6,9 % đến 30,0 % khối lượng). Dầu nặng nhất và có độ nhớt cao nhất thuộc tầng cát 1, còn dầu nhẹ nhất ở các tầng đá vôi và cát 0. Trừ trường hợp tầng cát 1, dầu có xu hướng nặng dần theo mặt cắt từ trên xuống. Về phân bố theo diện, dầu nhẹ nhất tìm thấy trong khối B và F, còn dầu nặng nhất gặp tại khối L, theo phương từ Đông Bắc đến Tây Nam dầu có xu hướng nhẹ dần. Trong móng granit nứt nẻ phát hiện các vỉa chứa dầu (giếng DH-2X, DH8X, DH-9X và DH-10X), song do dòng dầu rất yếu nên việc đo lưu lượng dòng dầu không thực hiện được, do vậy công tác lấy mẫu sâu đã không được tiến hành. Trên cơ sở phân tích mẫu dầu tại bình tách ở các giếng DH-2X và DH-9X cho thấy dầu ở đây khác nhiều so với dầu của các tập lân cận (cát 6, cát 5), và thay đổi như sau: - Tỷ trọng dầu thô: 0,8518 g/cm3-0,8540 g/cm3; - Độ nhớt của dầu ở 500C: 5,179 mm2/s - 5,878 mm2/s; - Hàm lượng parafin: 21% - 28,5% khối lượng; - Hàm lượng nhựa và asphanten: 3,92% - 5,56% khối lượng; - Tổng phân đoạn ánh sáng: 32,5% - 33,0 % thể tích. Thành phần khí tách từ dầu vỉa trong điều kiện áp suất và nhiệt độ phòng cho thấy khí thuộc về nhóm sau: - Có hàm lượng nitơ thấp (N2 từ 0 đến 3,0% mol); - Không có lưu huỳnh (H2S < 0,01% mol); - Hàm lượng CO2 thấp đến cao (CO2 trong khoảng 1,59% -6,14% mol); - Hàm lượng heli thấp (He < 0,1%mol). 10 Trong thành phần khí tách có chứa 9,5%-27,7% mol đồng đẳng của methan (C2+) và nằm trong nhóm từ béo đến nhóm có độ béo cao với hệ số béo ( tỷ số C2+/ C2 x100) từ 23,6 đến 42,0. Theo hàm lượng cacbuahydro dạng hơi- lỏng (C5+) cho thấy khí tách thuộc nhóm ít xăng cho đến nhóm chứa xăng (C5+ từ 18,4 g/m3 đến 145,6 g/m3). Mẫu khí lấy từ DST#11 trong tầng đá vôi giếng DH-1X có phần khác biệt bởi hàm lượng đồng đẳng methan thấp (9,5% mol) và hệ số béo (11,1), do vậy chúng thuộc vào nhóm phân loại bán béo, chứa ít xăng. Khí có nhiệt lượng cháy thấp từ 35720 KJ/m3 đến 46790 KJ/m3 và cao từ 39480 KJ/m3 đến 51350 KJ/m3.g/mol. 1.4 Dầu khí tại chỗ và trữ lượng thu hồi Trữ lượng dầu và khí tại chỗ được tính riêng cho các đối tượng: trầm tích lục nguyên, các tầng đá vôi và móng granit nứt nẻ chứa dầu khí. Trầm tích lục nguyên chứa dầu khí: trữ lượng dầu và khí tự do được tính cho từng vỉa, tập vỉa có cùng chế độ thủy động lực trong từng khối riêng biệt. Trong việc tính toán trữ lượng khí hòa tan, do số liệu phân tích PVT hạn chế nên tỷ số khí/ dầu để xác định hàm lượng khí hòa tan trong dầu sẽ được lấy đại diện cho từng khối dựa trên giá trị tỷ số khí/ dầu có được từ kết quả phân tích PVT của dầu trong vỉa tại khối đó. Kết quả tính trữ lượng dầu và khí tại chỗ cho đối tượng này: 1P là 162,0 triệu thùng dầu, 104,6 tỷ bộ khối khí, condensat là 0,14 triệu thùng; 2P là 293,1 triệu thùng dầu, 255,2 tỷ bộ khối khí, 1,24 triệu thùng condensat; cấp 3P là 482,0 triệu thùng dầu, 463,9 tỷ bộ khối khí; condensat là 1,62 triệu thùng. Đá vôi chứa dầu khí: trữ lượng dầu khí cho đối tượng đá vôi chỉ áp dụng cho 06 tập đá vôi đã được vẽ bản đồ. Kết quả tính trữ lượng tại chỗ cho đối tượng này là: 1P là 9,2 triệu thùng dầu, 6,5 tỷ bộ khối khí; 2P là 61,4 triệu thùng dầu, 40,7 tỷ bộ khối khí; cấp 3P là 71,0 triệu thùng dầu, 47,5 tỷ bộ khối khí. 11 Móng nứt nẻ chứa dầu khí: Móng granit nứt nẻ tại khu vực phía Bắc được coi là không có tiềm năng. Do vậy việc tính toán trữ lượng chỉ áp dụng cho phần phía Nam, khu vực khối B (giếng khoan DH-8X và DH-10X). Kết quả tính trữ lượng dầu và khí tại chỗ cho đối tượng này: 1P là 3,6 tỷ bộ khối khí, condensat là 0,24 triệu thùng; 2P là 3,6 tỷ bộ khối khí, 0,24 triệu thùng condensat; cấp 3P là 4,2 triệu thùng dầu, 3,6 tỷ bộ khối khí; condensat là 0,24 triệu thùng. Bảng 1.1: Tóm tắt tổng trữ lượng dầu và khí tại chỗ của mỏ Đại Hùng [9] Dầu (triệu thùng) Condensat (triệu Khí HC (tỷ bộ khối) thùng) 1P 2P 3P 1P 2P 3P 1P 2P 3P 171,2 354,5 557,2 0,38 1,48 1,86 114,7 299,5 518,6 Theo kết quả thử vỉa đến thời điểm hiện tại, chỉ có hai tầng trầm tích lục nguyên và tầng đá vôi cho dòng dầu khí công nghiệp và có khả năng đưa vào khai thác, tầng móng không cho khả năng khai thác. Trữ lượng dầu thu hồi của toàn mỏ Đại Hùng được xác định theo mô hình mô phỏng khai thác mỏ cho trường hợp phương án cơ sở là 64,57 triệu thùng, trong đó 29,02 triệu thùng dầu thu hồi trong giai đoạn 1994-2008. 1.5 Lịch sử tìm kiếm – thăm dò và phát triển Lịch sử tìm kiếm - thăm dò và phát triển mỏ Đại Hùng có thể chia ra các giai đoạn sau: ™ Giai đoạn trước năm 1975: Công ty Mobil-Shell đã tiến hành thu nổ địa chấn 2D trên khu vực này với mạng lưới tuyến 2x2 km vào các năm 1973-1974. Năm 1974 Mobil-Shell tiến hành khoan giếng đầu tiên BB-1X tại cấu tạo Đại Hùng và dừng lại ở chiều sâu 1750m trong trầm tích Plioxen. 12 ™ Giai đoạn từ năm 1975 đến năm 1993: Năm 1985-1986 Vietsovpetro đã tiến hành thu nổ 1050 km địa chấn 2D với mạng lưới tuyến 1x1 km trên cấu tạo Đại Hùng. Công tác thu nổ và minh giải do Tổng công ty Dalmornhefchegeophsica thực hiện. Năm 1988 Vietsovpetro đã tiến hành khoan giếng khoan thăm dò đầu tiên 05-DH-1X trên cấu tạo Đại Hùng. Kết quả thử vỉa 11 tầng sản phẩm trong khoảng chiều sâu từ 2037 m đến 3320 m, tuổi Oligoxen- Mioxen đã cho dòng dầu với lưu lượng lớn nhất đạt 3.088 thùng/ngày tại côn 64/64”. Tiếp theo, năm 1989-1991 Vietsovpetro đã tiến hành khoan thăm dò với các giếng 05-DH-2X và 05-DH-3X ở cánh Đông và cánh Tây của cấu tạo Đại Hùng. Kết quả thử vỉa giếng 05-DH-2X cho dòng dầu công nghiệp trong 7 tầng sản phẩm với lưu lượng từ 350 thùng/ngày đến 4.100 thùng/ngày, giếng 05-DH-3X là giếng khô. Năm 1991 Vietsovpetro đã tiến hành khảo sát địa chấn 3D với mạng lưới tuyến 12.5m. Công tác thu nổ và minh giải được thực hiện bởi công ty GECOPRAKLA. Kết quả thăm dò địa chấn 3D cho thấy tầng phủ trầm tích tại cấu tạo Đại Hùng có cấu trúc địa chất phức tạp, trong phạm vi chứa sản phẩm đã xác định được 20 khối kiến tạo và được đánh số thứ tự từ A đến Z, trong đó 8 khối đã được thăm dò. ™ Giai đoạn từ năm 1993 đến nay; Từ năm 1993 công ty BHP đã trúng thầu và trở thành Nhà điều hành đề án Đại Hùng. Tháng 6 năm 1993 BHP đã tiến hành khoan thẩm lượng giếng khoan 05-DH-4X trên khối D, kết quả thử vỉa cho dòng dầu cao nhất đạt 3.255 thùng/ngày. Từ 1993-1994 BHP đã tiến hành khoan các giếng khoan thẩm lượng 05DH-5X và 05-DH-7X ở khu vực Trung Tâm (khối H và N), giếng 05-DH-6X nằm ở phía Bắc (khối M) và giếng 05-DH-8X ở khu vực phía Nam (khối B) của mỏ. Ngoại trừ giếng DH-6X (khối M) là giếng khô, các giếng còn lại đều cho dòng dầu