Nghiên cứu tác động của nước vỉa lên hiệu quả khai thác dầu tại mỏ Sư Tử Đen

Luận án tiến sĩ kỹ thuật phân tích kỹ thuật dầu khí ảnh hưởng của nước vỉa lên hiệu quả khai thác thân dầu móng mỏ sư tử đen, xây dựng cơ sở lý luận, kiểm chứng thực nghiệm, đóng

• Tác giả: Nguyễn Văn Tuân
• Người hướng dẫn: PGS. Trần Văn Xuân
• Trường học: Đại học Quốc gia TP. Hồ Chí Minh
• Chuyên ngành: Kỹ thuật dầu khí
• Đề tài: Tác động của nước vỉa đến hiệu quả khai thác dầu tại mỏ Sư Tử Đen
• Loại tài liệu: luận án tiến sĩ
• Năm xuất bản: 2016
• Địa điểm: TP. Hồ Chí Minh

Mục lục chi tiết

• LỜI CAM ĐOAN
• DANH MỤC HÌNH ẢNH
• DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT, CÁC THUẬT NGỮ
• MỞ ĐẦU
• Tính cấp thiết của đề tài
• Mục đích và nhiệm vụ của luận án
• Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
• Cơ sở tài liệu và Phương pháp nghiên cứu
• Cơ sở tài liệu
• Phương pháp nghiên cứu
• Ý nghĩa khoa học và thực tiễn
• Ý nghĩa khoa học:
• Ý nghĩa thực tiễn:
• Những điểm mới của luận án
• Các luận điểm bảo vệ
• Bố cục và khối lượng của luận án
• 1. CHƯƠNG 1: ĐẶC ĐIỂM THÂN DẦU MÓNG MỎ SƯ TỬ ĐEN
• 1.1. Điều kiện tự nhiên mỏ Sư Tử Đen
• 1.1.1. Lịch sử tìm kiếm thăm dò mỏ Sư Tử Đen
• 1.1.2. Đặc điểm địa chất, lịch sử phát triển mỏ Sư Tử Đen
• 1.1.3. Đặc điểm thạch học đá móng granite nứt nẻ mỏ Sư Tử Đen
• 1.1.4. Đặc điểm địa chất thủy văn bồn trũng Cửu long
• 1.2. Sự hình thành các tích tụ dầu khí trong móng nứt nẻ mỏ Sư Tử Đen
• 1.3. Đặc điểm thấm chứa, đặc tính chất lưu
• 1.3.1. Đặc điểm đá chứa
• 1.3.2. Hệ thống đứt gãy và khe nứt
• 1.3.3. Phân bố rỗng thấm
• 1.3.4. Tính chất của dầu
• 1.3.5. Tính chất của nước vỉa
• 1.4. Đặc điểm thủy động lực của vỉa
• 1.4.1. Các kết quả thử vỉa, đo kiểm tra khai thác
• 1.4.2. Mức độ liên thông
• 1.5. Động thái khai thác
• 1.5.1. Lịch sử khai thác
• 1.5.2. Tốc độ ngập nước trong quá trình khai thác
• 2. CHƯƠNG 2: TỔNG QUAN CÁC PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU NƯỚC VỈA MỎ DẦU
• 2.1. Tổng quan về tình hình nghiên cứu nước vỉa
• 2.1.1. Tình hình nghiên cứu trên thế giới
• 2.1.2. Tình hình nghiên cứu ở trong nước
• 2.2. Phương pháp mô hình hóa tầng nước vỉa
• 2.2.1. Phương trình cân bằng vật chất
• 2.2.2. Mô hình thủy động lực
• 2.3. Phương pháp phân tích thành phần các Ion hòa tan
• 2.3.1. Các phương pháp lấy mẫu
• 2.3.2. Phân tích các thành phần Ion, khoáng vật vô cơ điển hình
• 2.4. Sự biến đổi thành phần do tương tác với đá trong điều kiện vỉa
• 2.4.1. Sự tương tác của nước tinh khiết với đá móng
• 2.4.2. Phản ứng của nước vỉa, nước bơm ép với đá móng
• 2.4.3. Xác định tỷ phần nước vỉa trong nước khai thác theo thời gian
• 2.4.4. Phân loại nước mỏ dầu
• 2.5. Các phương pháp nghiên cứu các chất đồng vị
• 2.5.1. Phương pháp nghiên cứu đồng vị phóng xạ Radium-226
• 2.5.2. Phương pháp nghiên cứu các đồng vị bền của Hydro và Oxy
• 2.5.3. Phương pháp phân tích tỷ số đồng vị tự nhiên 87Sr/86Sr
• 2.6. Phương pháp đo kiểm tra giếng định kỳ
• 2.6.1. Phương pháp đo khảo sát giếng
• 2.6.2. Phương pháp dùng chất chỉ thị
• 3. CHƯƠNG 3: NGHIÊN CỨU XÁC ĐỊNH CÁC DẤU HIỆU NHẬN DIỆN SỰ TỒN TẠI TẦNG NƯỚC VỈA THÂN DẦU MÓNG MỎ SƯ TỬ ĐEN
• 3.1. Khái quát đặc trưng phân bố độ bão hòa nước ban đầu
• 3.2. Giai đoạn thăm dò và thẩm lượng
• 3.2.1. Đặc điểm giếng thăm dò thẩm lượng
• 3.2.2. Kết quả đo địa vật lý giếng khoan và thử vỉa
• 3.2.3. Đặc điểm nước khai thác trong giai đoạn thăm dò thẩm lượng
• 3.3. Giai đoạn khai thác
• 3.3.1. Động thái khai thác và bơp ép
• 3.3.2. Các dấu hiệu về sự tồn tại của tầng nước vỉa
• 3.4. Vị trí phân bố và độ lớn tầng nước vỉa
• 4. CHƯƠNG 4: ĐÁNH GIÁ ẢNH HƯỞNG CỦA NƯỚC VỈA LÊN HIỆU QUẢ KHAI THÁC VÀ ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP KHAI THÁC THÂN DẦU MÓNG CÓ TẦNG NƯỚC VỈA TỰ NHIÊN
• 4.1. Đánh giá ảnh hưởng của nước vỉa lên hiệu quả khai thác
• 4.1.1. Mô hình thủy động lực mô phỏng thân dầu móng
• 4.1.2. Đánh giá ảnh hưởng số lượng giếng khai thác lên trữ lượng thu hồi
• 4.1.3. Đánh giá ảnh hưởng trữ lượng tầng nước vỉa lên hiệu quả khai thác
• 4.1.4. Đánh giá ảnh hưởng của nước vỉa lên chế độ bơm ép nước
• 4.2. Các giải pháp khai thác thân dầu móng có tầng nước vỉa tự nhiên
• 4.2.1. Đặc trưng khai thác của mỏ có tầng nước vỉa tự nhiên
• 4.2.2. Phương án thiết kế khai thác cho các thân dầu móng có tầng nước vỉa
• 4.2.3. Các giải pháp duy trì năng lượng vỉa
• 4.2.4. Khoan đan dày bổ sung
• 4.2.5. Đặc điểm quỹ đạo giếng và bộ thiết bị lòng giếng
• 4.2.6. Một số giải pháp tác động vào vùng cận đáy giếng
• 4.2.7. Giải pháp tối ưu chế độ khai thác bơm ép
• KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
• DANH MỤC CÔNG TRÌNH ĐÃ CÔNG BỐ

Tóm tắt

I. Tác động của nước vỉa đến hiệu quả khai thác dầu

Nước vỉa đóng vai trò quan trọng trong quá trình khai thác dầu tại mỏ Sư Tử Đen. Nước vỉa không chỉ ảnh hưởng đến hiệu quả khai thác mà còn tác động đến mô hình khai thác và quản lý tài nguyên dầu khí. Việc hiểu rõ về tác động môi trường của nước vỉa giúp tối ưu hóa quy trình khai thác, từ đó nâng cao tài nguyên dầu khí. Nghiên cứu cho thấy rằng sự hiện diện của nước ngầm có thể làm giảm hiệu suất khai thác, do đó cần có các biện pháp quản lý hiệu quả để duy trì áp suất vỉa và tối ưu hóa sản lượng dầu. Theo một nghiên cứu, "Sự tương tác giữa nước vỉa và dầu có thể dẫn đến sự thay đổi trong tính chất chất lưu, ảnh hưởng đến khả năng thu hồi dầu".

1.1. Đặc điểm nước vỉa tại mỏ Sư Tử Đen

Nước vỉa tại mỏ Sư Tử Đen có đặc điểm riêng biệt, bao gồm thành phần hóa học và độ khoáng hóa. Địa chất dầu khí cho thấy rằng nước vỉa có thể chứa nhiều ion hòa tan, ảnh hưởng đến đặc tính chất lưu của dầu. Việc phân tích thành phần nước vỉa giúp xác định nguồn gốc và cơ chế hình thành của nó. Các nghiên cứu đã chỉ ra rằng, "Nước vỉa có thể làm thay đổi độ thấm và độ bão hòa của đá chứa, từ đó ảnh hưởng đến hiệu quả khai thác". Điều này nhấn mạnh tầm quan trọng của việc nghiên cứu điều kiện địa chất và động thái khai thác để tối ưu hóa quy trình khai thác dầu.

1.2. Ảnh hưởng của nước vỉa đến trữ lượng thu hồi

Nước vỉa có tác động lớn đến trữ lượng thu hồi dầu tại mỏ Sư Tử Đen. Sự hiện diện của nước vỉa có thể làm giảm áp suất vỉa, dẫn đến giảm hiệu suất khai thác. Nghiên cứu cho thấy rằng, "Mức độ ngập nước trong quá trình khai thác có thể ảnh hưởng đến trữ lượng thu hồi, do đó cần có các giải pháp bơm ép nước hợp lý để duy trì áp suất". Việc đánh giá ảnh hưởng của nước vỉa đến chế độ bơm ép nước là cần thiết để tối ưu hóa quy trình khai thác và nâng cao hiệu quả thu hồi dầu. Các giải pháp như khoan đan dày và điều chỉnh chế độ khai thác có thể giúp cải thiện tình hình này.

1.3. Giải pháp khai thác hiệu quả khi có nước vỉa

Để tối ưu hóa khai thác dầu trong điều kiện có nước vỉa, cần áp dụng các giải pháp kỹ thuật phù hợp. Việc thiết kế hệ thống bơm ép nước và điều chỉnh chế độ khai thác là rất quan trọng. Theo một nghiên cứu, "Các giải pháp như khoan đan dày và tối ưu hóa chế độ bơm ép có thể giúp duy trì áp suất vỉa và nâng cao hiệu quả khai thác". Điều này không chỉ giúp tăng sản lượng dầu mà còn giảm thiểu tác động tiêu cực của nước vỉa đến quá trình khai thác. Các nghiên cứu tiếp theo cần tập trung vào việc phát triển các mô hình khai thác hiệu quả hơn, nhằm tối ưu hóa việc sử dụng tài nguyên dầu khí.

Nội dung chính

Tổng quan luận án

Luận án tiến sĩ kỹ thuật với đề tài "Ảnh hưởng của nước vỉa lên hiệu quả khai thác thân dầu móng mỏ Sư Tử Đen" do nghiên cứu sinh Nguyễn Văn Tuân thực hiện năm 2016 tại Trường Đại học Bách khoa – Đại học Quốc gia Thành phố Hồ Chí Minh, thuộc chuyên ngành Kỹ thuật Dầu khí (mã số: 62.04), dưới sự hướng dẫn khoa học của PGS.TS. Phan Ngọc Cừ và PGS.TS. Trần Văn Xuân.

Trong bồn trũng Cửu Long, dầu khí được khai thác chủ yếu từ tầng đá móng kết tinh nứt nẻ, trong khi các vỉa sản phẩm thuộc tầng trầm tích đóng vai trò thứ yếu. Mỏ Sư Tử Đen (phát hiện năm 1998, đưa vào khai thác từ tháng 10/2003 với lưu lượng ban đầu 65.000 thùng/ngày) là một điển hình về mỏ dầu trong tầng móng granitoid nứt nẻ. Việc khai thác dầu trong đá móng chịu tác động mạnh mẽ của tầng nước vỉa tự nhiên có áp là vấn đề kỹ thuật chưa có tiền lệ rõ ràng ở Việt Nam cũng như trên thế giới (nơi các mỏ móng khai thác thương mại rất hạn chế, tiêu biểu như mỏ La Paz ở Venezuela). Sự tham gia của nước vỉa làm thay đổi cơ cấu thiết kế khai thác, quan điểm vận hành và quy trình quản lý mỏ truyền thống. Mặc dù sản lượng khai thác đạt quy mô lớn, các vấn đề địa chất công nghệ mỏ vẫn còn nhiều tranh luận:

• Quá trình hình thành, biến đổi và quy luật phân bố độ rỗng, độ thấm theo diện và chiều sâu.
• Sự tồn tại, nguồn gốc, vị trí phân bố, quy mô trữ lượng và cơ chế xâm nhập của tầng nước vỉa tự nhiên, ảnh hưởng trực tiếp đến việc quyết định khoan giếng bơm ép duy trì áp suất vỉa và bố trí mạng lưới giếng đan dày.
• Tác động tương tác giữa nước vỉa với đá móng và chất lưu lên các đặc tính thủy động lực (độ thấm, độ bão hòa pha).
• Mức độ ảnh hưởng của tầng nước vỉa có áp tới hệ số thu hồi và hiệu quả khai thác, đòi hỏi các giải pháp kỹ thuật nhằm phát huy mặt tích cực và hạn chế tác động tiêu cực của nước xâm nhập.

Mục tiêu tổng quát của luận án là xác định các phương pháp dự báo sớm sự tồn tại của tầng nước vỉa và đánh giá ảnh hưởng của tầng nước vỉa đến khai thác và bơm ép nước, làm cơ sở đề xuất phương án thiết kế phát triển khai thác phù hợp, xác định các giải pháp khai thác khi mỏ có nước xâm nhập nhằm duy trì sản lượng và nâng cao hệ số thu hồi dầu cho mỏ Sư Tử Đen và các mỏ tương tự.

Nhiệm vụ nghiên cứu được phân định thành ba nội dung:

1. Phân tích đặc điểm thủy động lực, mức độ liên thông, đặc tính chất lưu, động thái và chế độ năng lượng khai thác của mỏ, của các giếng khai thác và bơm ép nước.
2. Đánh giá ảnh hưởng của tầng nước vỉa lên khai thác và bơm ép nước làm cơ sở lựa chọn phương án thiết kế phát triển mỏ.
3. Phân tích, đề xuất các giải pháp, chế độ khai thác khi có nước xâm nhập nhằm duy trì sản lượng khai thác và gia tăng hệ số thu hồi dầu.

Đối tượng nghiên cứu là thân dầu móng mỏ Sư Tử Đen và các cấu tạo tương tự trong bồn trũng Cửu Long. Phạm vi nghiên cứu tập trung vào ảnh hưởng của nước vỉa lên quá trình khai thác và bơm ép nước trong thân dầu đá móng, sử dụng tập dữ liệu địa chất, địa vật lý, thử vỉa và khai thác từ 48 giếng khoan thăm dò, thẩm lượng và phát triển (gồm 40 giếng khai thác/bơm ép) được tích lũy từ năm 2003 đến tháng 6/2014, cùng số liệu sản lượng cộng dồn đến tháng 9/2015.

Tổng quan tài liệu và vị trí của luận án

Luận án tổng hợp và kế thừa hệ thống tài liệu từ các giai đoạn nghiên cứu địa chất và hoạt động dầu khí tại thềm lục địa phía Nam Việt Nam:

• Lịch sử tìm kiếm thăm dò Lô 15-1: Bắt đầu từ giếng khoan 15-G-1X của Deminex (1979) ghi nhận biểu hiện dầu khí trong trầm tích Miocene và Oligocene; tiếp nối bởi các giếng khoan của Công ty Liên doanh Điều hành Chung Cửu Long (Cuu Long JOC) từ năm 2000 đến 2002 gồm giếng 1X (thử vỉa đạt 5.655 thùng/ngày từ móng), 2X/2XST (13.223 thùng/ngày từ móng), 2X-DEV (4.589 thùng/ngày từ móng), 3X (2.763 thùng/ngày từ móng) và 4X (7.576 thùng/ngày từ móng), dẫn đến việc công bố phát hiện thương mại mỏ Sư Tử Đen ngày 08/8/2001.
• Địa chất kiến tạo và thạch học bồn trũng Cửu Long: Phân chia 3 thời kỳ kiến tạo (trước tạo rift thời kỳ Mesozoi, đồng tạo rift từ Eocene đến Oligocene – Miocene hạ, và sau tạo rift từ Miocene trung đến Hiện tại). Phân loại các phức hệ macma xâm nhập móng kết tinh Mesozoi tương đương ba phức hệ: Hòn Khoai (Trias muộn, 188–253 Ma), Định Quán (Jura muộn, 108–178 Ma) và Ankroet (Cretaceous – Paleogene, 59–97 Ma).
• Địa chất thủy văn mỏ dầu: Phân loại nguồn gốc và thành phần hóa học nước mỏ theo phương pháp Sulin cho ba phân vị địa chất thủy văn trong bồn trũng Cửu Long (phức hệ chứa nước Miocene hạ, Oligocene và móng trước Kainozoi), đối chiếu hiện tượng phân đới thủy hóa nghịch tại các mỏ Bạch Hổ, Rạng Đông, Ruby, Emerald, Tam Đảo.
• Phương pháp nghiên cứu nước vỉa: Kế thừa các phương pháp phương trình cân bằng vật chất (PTCBVC), mô hình mô phỏng thủy động lực số trị đa pha (sử dụng các phần mềm thương mại Eclipse, IMEX, GEM, STAR), kỹ thuật phân tích ion hòa tan ($\text{Cl}^-$, $\text{SO}_4^{2-}$, $\text{Br}^-$, $\text{Na}^+$), phân tích đồng vị phóng xạ Radium-226 ($^{226}\text{Ra}$), tỷ số đồng vị bền Hydro và Oxy ($\delta\text{D}/\delta^{18}\text{O}$ hay $\delta\text{H}_2/\delta^{18}\text{O}$), tỷ số đồng vị Stronti ($^{87}\text{Sr}/^{86}\text{Sr}$), kết hợp đo kiểm tra giếng bằng phương pháp đo dòng (PLT) và chất chỉ thị (tracer).

Khoảng trống nghiên cứu được luận án giải quyết là sự thiếu hụt phương pháp luận nhận diện sớm và định lượng quy mô tầng nước vỉa tự nhiên trong thân dầu móng nứt nẻ có cấu trúc địa chất phức tạp; đồng thời giải quyết bài toán tối ưu hóa tương tác giữa dòng nước vỉa xâm nhập tự nhiên và hệ thống bơm ép nước nhân tạo duy trì áp suất vỉa.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Nghiên cứu được xây dựng trên các nền tảng lý thuyết và khung phân tích chuyên ngành:

• Lý thuyết dòng chảy chất lưu trong môi trường rỗng nứt nẻ: Ứng dụng mô hình môi trường nứt nẻ khối tảng (dual porosity/dual permeability), trong đó ma trận đá gốc kết tinh đóng vai trò tích chứa thứ yếu nhưng hệ thống khe nứt, đứt gãy đóng vai trò kênh dẫn chính tới đáy giếng.
• Phương trình cân bằng vật chất (PTCBVC): Áp dụng cho vỉa có áp suất lớn hơn áp suất bão hòa ($P > P_b$), tích hợp đại lượng thể tích nước vỉa xâm nhập ($W_e$) để đánh giá năng lượng đàn hồi của đá, dầu và nước.
• Mô hình thấm chứa Halo: Xác định mối quan hệ phi tuyến giữa độ thấm ($K$) và độ rỗng ($\Phi$), khoảng cách tới bề mặt móng (TOB) và khoảng cách tới đứt gãy theo công thức: $$K = K_{\max} \left(\frac{\Phi}{\Phi_{\max}}\right)^3$$ và hiệu chỉnh theo bề mặt móng phong hóa: $$K = K \times \left(\frac{\text{TOB}}{50}\right)$$
• Thủy địa hóa học và đồng vị học dầu khí: Ứng dụng phân loại hóa học nước mỏ theo Sulin (xác định loại Clorua Canxi), tương quan tỷ số $\text{Cl}^-/\text{Br}^-$, hàm lượng chất rắn hòa tan (TDS), hoạt độ đồng vị phóng xạ $^{226}\text{Ra}$, tỷ số đồng vị bền $\delta\text{D}/\delta^{18}\text{O}$ và tỷ số tự nhiên $^{87}\text{Sr}/^{86}\text{Sr}$ nhằm phân tách nguồn nước vỉa nguyên thủy, nước trầm tích kề áp và nước biển bơm ép.

Hệ thống phương pháp và nguồn dữ liệu thực tế bao gồm:

• Xử lý dữ liệu giếng khoan: Minh giải tài liệu địa vật lý giếng khoan (ĐVL) gồm ảnh quét thành giếng FMI, đo điện trở sâu DLL, đo áp suất điểm MDT, phân tích mẫu lõi (hơn 3m mẫu lõi giếng 2X) và đo độ nén đá bằng phương pháp Earth Loading ghi nhận biến thiên áp suất đáy theo chu kỳ thủy triều (đạt giá trị trung bình $8,5 \times 10^{-6}\text{ psi}^{-1}$).
• Thử vỉa và thủy động lực: Luận giải đường cong hồi áp DST trên đồ thị log-log, phân tích chế độ dòng kênh dẫn, dòng chuyển tiếp và dòng tầng giả ổn định; thử nghiệm giao thoa thủy lực liên giếng trước và trong khai thác (như mở giếng 5P lưu lượng 10.000 thùng/ngày trong 24 giờ).
• Phương pháp phân tích mẫu hóa học và đồng vị: Xử lý hơn 1.000 mẫu nước khai thác đồng hành, 203 mẫu đồng vị bền, 132 mẫu đồng vị $^{226}\text{Ra}$, 500 mẫu chất chỉ thị liên lạc thủy lực.
• Mô hình hóa số trị: Thiết lập mô hình thủy động lực 3D mô phỏng thân dầu móng, khớp lịch sử khai thác áp suất và hàm lượng nước (WCT) cho từng giếng (tiêu biểu như 7P, 22P) và dự báo các kịch bản phát triển mỏ.

Nội dung chính theo từng chương

Chương 1: Đặc điểm thân dầu móng mỏ Sư Tử Đen

Chương 1 mô tả điều kiện địa chất, cấu trúc nứt nẻ, đặc tính chất lưu và lịch sử khai thác của mỏ Sư Tử Đen thuộc Lô 15-1.

• Cấu trúc địa chất và thạch học: Nóc móng nằm ở độ sâu tuyệt đối khoảng 2.500 mTVDSS. Móng granitoid gồm đá magma xâm nhập hạt thô (granit, granodiorit, monzodiorit) bị phong hóa, nứt nẻ và xuyên cắt bởi các đai mạch bazan, andesit. Phức hệ Ankroet (tuổi Cretaceous – Paleogene) có mức độ chứa dầu tốt nhất. Khoáng vật nguyên sinh gồm thạch anh (12–34%), K-feldspar (9–38%), plagioclase (14–40%), biotit (2–10%); khoáng vật thứ sinh gồm clorit, epidot, sericit, zeolit, canxit lấp nhét một phần khe nứt.
• Đặc điểm thấm chứa: Ma trận đá móng không bị phong hóa có tỷ trọng $2,61\text{ g/cm}^3$, độ rỗng mẫu lõi nhỏ hơn $0,28%$ và độ thấm Klinkenberg $0,19\text{ mD}$. Không gian chứa dầu phụ thuộc hoàn toàn vào hệ thống đứt gãy và khe nứt (gồm 3 hệ phương chính: $110^\circ, 150^\circ, 180^\circ$). Độ rỗng từ tài liệu DLL biến đổi từ $0,6%$ đến $5,8%$; độ thấm tầng nứt nẻ cao hơn tầng chứa thông thường 10–100 lần.
• Đặc tính chất lưu và địa chất thủy văn: Áp suất vỉa ban đầu tại độ sâu chuẩn 2.450 mTVDSS là 4.254 psia (~9,3 ppg), nhiệt độ vỉa đạt 260 °F ($249,1 - 268,7\ ^\circ\text{F}$). Dầu mỏ có tính chất biến đổi không đồng nhất giữa hai khu vực: khu vực Tây Nam (giếng 1X, 2X, 3X) có tỷ số khí dầu GOR $205 - 258\text{ scf/stb}$, hệ số thể tích thể $B_{oi} = 1,15 - 1,20\text{ rb/stb}$, độ nhớt $0,87 - 1,22\text{ cP}$, tỷ trọng $35,1 - 36,5\ ^\circ\text{API}$; khu vực Đông Bắc (giếng 4X) có GOR lên tới $936\text{ scf/stb}$, $B_{oi} = 1,61\text{ rb/stb}$, độ nhớt $0,36\text{ cP}$, $35,3\ ^\circ\text{API}$. Hàm lượng wax cao ($21,32 - 28,97\text{ wt}%$) và asphaltene ($3,07 - 5,61\text{ wt}%$). Nước mỏ thuộc loại Clorua Canxi theo Sulin; phân đới thủy hóa nghịch thể hiện qua việc tầng Miocene có tổng khoáng hóa cao ($38 - 40\text{ g/l}$), trong khi nước tầng móng có khoáng hóa dao động $12 - 20\text{ g/l}$.
• Động thái khai thác: Khai thác thương mại từ 10/2003 với chế độ tự phun, sau đó áp suất suy giảm nhanh khiến sản lượng giảm từ đỉnh 90.000 thùng/ngày xuống 60.000 thùng/ngày. Năm 2005, triển khai bơm ép nước duy trì áp suất vỉa (chuyển giếng 2P thành giếng bơm ép khi đạt độ ngập nước $2%$). Nước xâm nhập nhanh đạt $100%$ tại các giếng cắt qua một khe nứt đơn (như 1P, 5P), trong khi các giếng cắt qua mạng lưới đa khe nứt (3P, 4P, 6P) có tốc độ ngập nước chậm hơn. Đến tháng 9/2015, sản lượng khai thác cộng dồn đạt trên 90 triệu thùng dầu.

Đại lượng / Thông số	Khu vực Tây Nam (1X, 2X, 3X)	Khu vực Đông Bắc (4X)
Tỷ số khí dầu ban đầu (GOR)	$205 - 258\text{ scf/stb}$	$936\text{ scf/stb}$
Hệ số thể tích thành hệ ($B_{oi}$)	$1,15 - 1,20\text{ rb/stb}$	$1,61\text{ rb/stb}$
Độ nhớt của dầu ($\mu_o$ ở 4500 psi)	$0,87 - 1,22\text{ cP}$	$0,36\text{ cP}$
Tỷ trọng dầu ($^\circ\text{API}$)	$35,1 - 36,5$	$35,3$
Hàm lượng Paraffin / Wax	$21,32 - 28,97\text{ wt}%$	$21,73\text{ wt}%$
Hàm lượng Asphaltene	$4,48 - 5,61\text{ wt}%$	$3,07\text{ wt}%$
Áp suất vỉa ban đầu (@ 2.450 mTVDSS)	$4.254\text{ psia}$	$4.254\text{ psia}$
Nhiệt độ vỉa ban đầu	$249,1 - 263,5\ ^\circ\text{F}$	$268,7\ ^\circ\text{F}$

Chương 2: Tổng quan các phương pháp nghiên cứu nước vỉa mỏ dầu

Chương 2 tổng kết cơ sở lý thuyết và các công cụ thực nghiệm dùng để nghiên cứu nước vỉa:

• Phương pháp mô hình hóa tầng nước vỉa: Phân tích nguyên lý lập phương trình cân bằng vật chất (PTCBVC) cho vỉa dầu chưa bão hòa khí và thiết lập mô hình mô phỏng dòng chảy thủy động lực số trị trong vỉa nứt nẻ.
• Phương pháp phân tích hóa học ion: Kỹ thuật lấy mẫu nước khai thác đáy và miệng giếng; phân tích hàm lượng các ion chủ đạo ($\text{Cl}^-$, $\text{SO}_4^{2-}$, $\text{Br}^-$, $\text{Na}^+$, $\text{Ca}^{2+}$, $\text{Mg}^{2+}$) và biến thiên độ tổng khoáng hóa (TDS); nghiên cứu phản ứng tương tác hòa tan - kết tủa giữa nước vỉa, nước bơm ép và khoáng vật đá móng granitoid.
• Phương pháp địa hóa đồng vị: Sử dụng đồng vị phóng xạ $^{226}\text{Ra}$ để xác định sự hòa tan khoáng chất dọc đường dẫn chất lưu; phân tích tỷ số đồng vị bền $\delta\text{D}/\delta^{18}\text{O}$ nhằm truy tìm nguồn gốc khí tượng, biến chất hay trầm tích chôn vùi; định lượng tỷ số đồng vị tự nhiên $^{87}\text{Sr}/^{86}\text{Sr}$ trong mẫu nước và khoáng vật đá móng.
• Phương pháp kiểm tra giếng: Đo khảo sát giếng bằng thiết bị đo dòng PLT để định vị các khoảng ngập nước dọc thân giếng; kỹ thuật bơm ép chất chỉ thị hóa học (tracer) để xác định vận tốc truyền sóng áp suất và thời gian nước bơm ép đột phá tới giếng khai thác.

Chương 3: Nghiên cứu xác định các dấu hiệu nhận diện sự tồn tại tầng nước vỉa thân dầu móng mỏ Sư Tử Đen

Chương 3 tích hợp các dữ liệu thực tế nhằm chứng minh sự tồn tại, cơ chế cấp năng lượng và vị trí phân bố của tầng nước vỉa mỏ Sư Tử Đen:

• Dấu hiệu trong giai đoạn thăm dò - thẩm lượng: Các mẫu nước thu được khi thử vỉa ban đầu tuy bị nhiễm bẩn bởi dung dịch khoan nhưng đã phản ánh độ mặn thấp ($12 - 20\text{ g/l}$) so với nước trầm tích Miocene ($38 - 40\text{ g/l}$). Dữ liệu đo ĐVL và DST cho thấy vỉa dầu sạch ở phần trên của cấu trúc móng, không gặp ranh giới dầu nước (OWC) rõ ràng trong thân móng nông.
• Dấu hiệu thủy động lực học trong khai thác: Tốc độ suy giảm áp suất vỉa thực tế diễn ra chậm hơn đáng kể so với kết quả tính toán theo mô hình vỉa kín suy giảm đàn hồi đơn thuần. Đồ thị quan hệ suy giảm áp suất theo thể tích chất lưu khai thác và kết quả chạy mô hình cân bằng vật chất khi tích hợp tầng nước vỉa khẳng định tầng nước tự nhiên cung cấp tỷ phần năng lượng quan trọng duy trì áp suất mỏ trong giai đoạn đầu khai thác.
• Dấu hiệu địa hóa ion và đồng vị:
  • Độ tổng khoáng hóa của nước vỉa tự nhiên thấp ($< 12.000\text{ ppm}$), tỷ số $\text{Cl}^-/\text{Br}^- \gg 300$ với hàm lượng ion $\text{Cl}^-$ và $\text{Br}^-$ nhỏ, khác biệt hoàn toàn với nước biển bơm ép ($\text{Cl}^- \approx 19.000\text{ ppm}$, $\text{TDS} \approx 35.000\text{ ppm}$).
  • Hoạt độ đồng vị phóng xạ $^{226}\text{Ra}$ và biểu đồ tương quan $\delta\text{D}/\delta^{18}\text{O}$ cho phép phân tách chính xác tỷ phần đóng góp của nước vỉa tự nhiên và nước bơm ép nhân tạo trong nước đồng hành khai thác theo thời gian.
• Vị trí và cơ chế tầng nước vỉa: Tầng nước vỉa có quan hệ thủy lực trực tiếp với thân dầu móng mỏ Sư Tử Đen, nguồn gốc chủ yếu bắt nguồn từ các tầng trầm tích áp kề vào sườn cánh cấu tạo móng và một phần nằm ở đáy các hệ thống đứt gãy, khe nứt sâu trong móng.

Thông số / Chỉ tiêu hóa học	Tầng trầm tích Miocene	Tầng trầm tích Oligocene	Tầng móng nứt nẻ (Nước vỉa tự nhiên)	Nước biển bơm ép
Độ tổng khoáng hóa (TDS)	$38 - 40\text{ g/l}$ (TB: $39\text{ g/l}$)	$35 - 39\text{ g/l}$	$12 - 20\text{ g/l}$ ($< 12.000\text{ ppm}$ nguyên thủy)	$\approx 35.000\text{ ppm}$ ($35\text{ g/l}$)
Phân loại theo Sulin	Clorua Canxi ($\text{CaCl}_2$)	Clorua Canxi ($\text{CaCl}_2$)	Clorua Canxi ($\text{CaCl}_2$)	Clorua Magie / Natri
Hàm lượng ion $\text{Cl}^-$	Rất cao	Cao	Thấp	$\approx 19.000\text{ ppm}$
Tỷ số $\text{Cl}^-/\text{Br}^-$	Biến đổi theo trầm tích	Tương tự Miocene	$\gg 300$ (hàm lượng $\text{Cl}^-, \text{Br}^-$ nhỏ)	$\approx 290 - 300$
Khả năng cho dòng khi thử vỉa	$500 - 3.000\text{ thùng/ngày}$	$100 - 500\text{ mD}$ (thấm)	$500 - 20.000\text{ thùng/ngày}$	Không áp dụng

Chương 4: Đánh giá ảnh hưởng của nước vỉa lên hiệu quả khai thác và đề xuất các giải pháp khai thác thân dầu móng có tầng nước vỉa tự nhiên

Chương 4 lượng hóa tác động của nước vỉa bằng mô hình số thủy động lực và đề xuất hệ thống giải pháp kỹ thuật:

• Đánh giá định lượng bằng mô hình mô phỏng thủy động lực:
  • Tầng nước vỉa tự nhiên đóng góp năng lượng duy trì áp suất vỉa nhưng đồng thời dẫn đến hiện tượng ngập nước nhanh tại các đới nứt nẻ lớn, gây giảm đột ngột sản lượng dầu của các giếng khai thác.
  • Số lượng giếng khai thác, quy mô trữ lượng tầng nước vỉa và chế độ bơm ép nước có mối quan hệ tương hỗ trực tiếp tới hệ số thu hồi dầu cuối cùng. Mô phỏng chỉ ra việc tăng cường bơm ép nước không kiểm soát ở các khu vực đã có nước vỉa hoạt động mạnh sẽ đẩy nhanh thời điểm ngập nước của giếng khai thác mà không làm tăng đáng kể trữ lượng thu hồi.
• Hệ thống giải pháp khai thác và quản lý mỏ:
  • Phương án bơm ép duy trì áp suất: Bố trí hệ thống giếng bơm ép nước theo phông vành đai (peripheral injection) tại sườn cấu tạo, tối ưu hóa lưu lượng và thời điểm bắt đầu bơm ép nhằm hạn chế hiện tượng dòng nước biển tạo kênh dẫn ngắn (channeling) xuyên thẳng tới giếng khai thác.
  • Khoan đan dày bổ sung (infill drilling): Xác định các khối cấu tạo chưa bị ngập nước và đới nóc móng có độ rỗng cao để khoan bổ sung giếng mới nhằm gia tăng sản lượng thu hồi.
  • Thiết kế quỹ đạo giếng và hoàn thiện lòng giếng: Thiết kế quỹ đạo giếng khoan xiên/ngang cắt qua tối đa các hệ khe nứt dốc đứng; hoàn thiện đáy giếng thân trần tích hợp van trượt ngầm (SSD), thiết bị kiểm soát dòng tự động (AICD) nhằm ngăn chặn nước xâm nhập cục bộ, và lắp đặt bơm điện chìm (ESP) dựa trên bộ tiêu chí chọn lọc giếng ngập nước để duy trì lưu lượng.
  • Xử lý cận đáy giếng và công nghệ nâng cao thu hồi: Áp dụng xử lý axit chọn lọc để giải phóng vùng cận đáy giếng; mô phỏng đánh giá tiềm năng phương pháp hút đẩy pittông khí trọng lực (GAGD - Gas Assisted Gravity Drainage).
  • Tối ưu hóa vận hành khai thác: Thực hiện chế độ cắt giảm lưu lượng khai thác định kỳ nhằm hạ nón nước, điều hòa lưu lượng giữa các cụm giếng khai thác, tránh hiện tượng tăng lưu lượng đột ngột gây ngập nước tức thì cho giếng.

Kết quả và những đóng góp mới

Luận án đã đạt được các kết quả khoa học và đóng góp thực tiễn chính:

• Đóng góp về mặt khoa học và phương pháp luận:
  • Xác lập hệ phương pháp tích hợp (kết hợp thủy động lực học mỏ, phương trình cân bằng vật chất, mô hình mô phỏng số 3D, phân tích thành phần hóa học ion $\text{Cl}^-$, $\text{SO}_4^{2-}$, $\text{Br}^-$, $\text{Na}^+$, đồng vị phóng xạ $^{226}\text{Ra}$, tỷ số đồng vị bền $\delta\text{D}/\delta^{18}\text{O}$ và tỷ số $^{87}\text{Sr}/^{86}\text{Sr}$) để nhận diện sớm sự tồn tại, nguồn gốc hình thành và cơ chế cấp năng lượng của tầng nước vỉa tự nhiên trong thân dầu móng nứt nẻ.
  • Làm sáng tỏ đặc trưng hóa lý của tầng nước vỉa móng mỏ Sư Tử Đen với độ tổng khoáng hóa thấp ($< 12.000\text{ ppm}$), tỷ số $\text{Cl}^-/\text{Br}^- \gg 300$, khẳng định nguồn gốc nước chủ yếu từ tầng trầm tích áp kề cánh cấu tạo và đáy các khe nứt, đứt gãy sâu.
  • Hoàn thiện hệ phương pháp luận thiết kế, vận hành và mô phỏng khai thác dầu trong đá móng kết tinh nứt nẻ khi có sự tham gia của tầng nước vỉa tự nhiên có áp.
• Đóng góp về mặt thực tiễn và giải pháp kỹ thuật:
  • Lượng hóa mức độ ảnh hưởng của tầng nước vỉa và hoạt động bơm ép nước lên hệ số thu hồi dầu của mỏ Sư Tử Đen; làm cơ sở điều chỉnh mô hình khai thác và kế hoạch phát triển mỏ thực tế.
  • Đề xuất tổ hợp giải pháp kỹ thuật đồng bộ cho mỏ ngập nước: thiết kế phông bơm ép nước vành đai, xác định vị trí khoan đan dày, thiết kế quỹ đạo giếng xiên/ngang, tối ưu hóa bộ thiết bị lòng giếng (SSD, AICD, bơm điện chìm ESP), xử lý axit vùng cận đáy giếng và quy trình điều tiết lưu lượng khai thác tránh ngập nước đột ngột.
  • Cung cấp cơ sở khoa học và công nghệ áp dụng thành công cho các mỏ lân cận như Sư Tử Vàng, Sư Tử Nâu (Lô 15-1) và định hướng phát triển các phát hiện mỏ móng mới trong bồn trũng Cửu Long.

Kiến nghị của luận án: Cần tiếp tục duy trì quan trắc định kỳ các chỉ tiêu hóa học ion, nồng độ khoáng hóa và đồng vị trong nước khai thác đồng hành; cập nhật liên tục mô hình thủy động lực số để kịp thời hiệu chỉnh chế độ bơm ép nước và áp dụng linh hoạt các biện pháp can thiệp lòng giếng khi mặt ranh giới dầu - nước dâng cao.

Hạn chế và hướng nghiên cứu tiếp

• Hạn chế của nghiên cứu:
  • Số lượng mẫu lõi móng lấy được còn hạn chế (hơn 3m tại giếng 2X) và mẫu có tính chất ma trận chặt sít ($\Phi < 0,28%$), không phản ánh được toàn diện tính chất của hệ thống khe nứt lớn; việc xác định các tham số thạch vật lý phải phụ thuộc nhiều vào các phương pháp gián tiếp (đo ĐVL, FMI, DLL, thử vỉa DST và mô hình hóa).
  • Các mẫu nước thu thập trong giai đoạn thử vỉa ban đầu bị ảnh hưởng bởi sự nhiễm bẩn của dung dịch khoan do hiện tượng mất dung dịch lớn trong quá trình thi công qua tầng móng nứt nẻ.
  • Thử nghiệm vỉa DST ban đầu bị giới hạn lưu lượng ở mức 13.000 thùng/ngày do công suất của bình tách trên giàn khoan.
• Hướng nghiên cứu tiếp theo:
  • Nghiên cứu chi tiết hơn về cơ chế tương tác nhiệt dịch và biến đổi thấm chứa thứ sinh ở các đới đứt gãy sâu hơn ($> 4.500\text{ mTVDSS}$).
  • Mở rộng ứng dụng tổ hợp phương pháp nhận diện nước vỉa và tối ưu hóa khai thác cho các mỏ dầu khí đá móng nứt nẻ mới phát hiện tại các bồn trũng lân cận thuộc thềm lục địa Việt Nam.

Giá trị tham khảo

Luận án là tài liệu tham khảo chuyên môn phục vụ cho các nhóm đối tượng:

• Nghiên cứu sinh, học viên cao học, sinh viên và giảng viên ngành Kỹ thuật Dầu khí, Địa chất Dầu khí, Địa chất Thủy văn: Tham khảo phương pháp luận tích hợp địa chất – địa hóa đồng vị – mô phỏng số thủy động lực học mỏ nứt nẻ; quy trình phân tích dữ liệu thử vỉa DST và phương pháp đo độ nén đá Earth Loading.
• Kỹ sư công nghệ mỏ, kỹ sư khai thác dầu khí tại các công ty dầu khí (Petrovietnam, Cuu Long JOC, Vietsovpetro, v.v.): Ứng dụng quy trình chẩn đoán nguồn gốc nước ngập giếng, kỹ thuật xử lý axit cận đáy, tiêu chí lựa chọn giếng lắp đặt bơm ESP và thiết bị AICD, cùng phương pháp thiết kế phông bơm ép nước vành đai.
• Các nhà quản lý và chuyên viên thẩm định dự án mỏ: Tham khảo cơ sở thực tiễn để đánh giá rủi ro ngập nước, lập kế hoạch khai thác mỏ (ODP/FDP) và xây dựng chiến lược khoan đan dày cho các thân dầu đá móng kết tinh.

Câu hỏi thường gặp

1. Tầng nước vỉa tại mỏ Sư Tử Đen có nguồn gốc từ đâu và đặc trưng hóa lý như thế nào?
Nước vỉa tự nhiên tại mỏ Sư Tử Đen có nguồn gốc chủ yếu từ các tầng trầm tích áp kề vào sườn cánh cấu tạo móng và một phần từ đáy các đứt gãy, khe nứt sâu trong thân móng. Về mặt hóa lý, nước có độ tổng khoáng hóa thấp ($< 12.000\text{ ppm}$), tỷ số ion $\text{Cl}^-/\text{Br}^- \gg 300$ với hàm lượng $\text{Cl}^-$ và $\text{Br}^-$ nhỏ, thuộc loại nước Clorua Canxi theo phân loại Sulin, phân biệt rõ với nước trầm tích Miocene ($38 - 40\text{ g/l}$) và nước biển bơm ép ($\text{TDS} \approx 35.000\text{ ppm}$, $\text{Cl}^- \approx 19.000\text{ ppm}$).

2. Hiện tượng nước xâm nhập diễn ra như thế nào trong lịch sử khai thác ban đầu tại mỏ Sư Tử Đen?
Sau 7 tháng khai thác tự phun, nước bắt đầu xuất hiện đầu tiên tại giếng 2P (do được khoan sâu ở vùng rìa). Tiếp đó, nước xâm nhập tại các giếng 1P và 5P với tốc độ ngập nước rất nhanh, đạt $100%$ chỉ trong vài tuần do giếng chỉ cắt qua một khe nứt đơn lớn. Ngược lại, các giếng cắt qua mạng lưới đa khe nứt (như 3P, 4P, 6P) có tốc độ ngập nước chậm hơn. Sự xâm nhập của nước làm sản lượng khai thác toàn mỏ suy giảm nhanh chóng.

3. Đặc điểm rỗng thấm và độ nén ép của đá móng granitoid mỏ Sư Tử Đen được xác định bằng những số liệu nào?
Ma trận đá gốc có độ rỗng rất nhỏ ($< 0,28%$) và độ thấm Klinkenberg chỉ đạt $0,19\text{ mD}$. Không gian thấm chứa chính là mạng lưới khe nứt với độ rỗng DLL từ $0,6%$ đến $5,8%$, độ thấm cao hơn tầng thông thường từ 10 đến 100 lần. Độ nén ép thể tích của đá móng được xác định thông qua phương pháp đo biến thiên áp suất thủy triều Earth Loading, đạt giá trị trung bình $8,5 \times 10^{-6}\text{ psi}^{-1}$.

4. Dầu khai thác tại hai khu vực Tây Nam và Đông Bắc mỏ Sư Tử Đen có sự khác biệt PVT như thế nào?
Dầu mỏ Sư Tử Đen có sự bất đồng nhất rõ rệt: Khu vực Tây Nam (các giếng 1X, 2X, 3X) có tỷ số GOR dao động $205 - 258\text{ scf/stb}$, $B_{oi} = 1,15 - 1,20\text{ rb/stb}$, độ nhớt $0,87 - 1,22\text{ cP}$ và tỷ trọng $35,1 - 36,5\ ^\circ\text{API}$; trong khi đó, khu vực Đông Bắc (giếng 4X) có tỷ số GOR cao hơn hẳn ($936\text{ scf/stb}$), $B_{oi} = 1,61\text{ rb/stb}$, độ nhớt thấp hơn ($0,36\text{ cP}$) và tỷ trọng $35,3\ ^\circ\text{API}$.

5. Luận án đề xuất những giải pháp kỹ thuật công nghệ nào để kiểm soát nước xâm nhập và duy trì sản lượng khai thác?
Tác giả đề xuất tổ hợp giải pháp gồm: thiết kế hệ thống bơm ép nước duy trì áp suất theo sơ đồ vành đai; khoan đan dày bổ sung vào các đới nóc móng chưa bị ngập nước; thiết kế quỹ đạo giếng xiên/ngang cắt qua nhiều hệ khe nứt; hoàn thiện giếng thân trần tích hợp van SSD, thiết bị tách nước AICD và bơm điện chìm ESP; xử lý axit vùng cận đáy giếng; nghiên cứu ứng dụng phương pháp đẩy pittông khí GAGD; và thực hiện chế độ cắt giảm lưu lượng định kỳ nhằm hạ nón nước, hạn chế tăng lưu lượng đột ngột.

Kết luận

Luận án tiến sĩ của tác giả Nguyễn Văn Tuân đã giải quyết bài toán địa chất công nghệ và khai thác mỏ quan trọng tại thân dầu móng granitoid nứt nẻ mỏ Sư Tử Đen dưới tác động của tầng nước vỉa tự nhiên có áp. Thông qua việc kết hợp các phương pháp thủy động lực học, cân bằng vật chất, mô phỏng số 3D và phân tích địa hóa – đồng vị ($^{226}\text{Ra}$, $^{87}\text{Sr}/^{86}\text{Sr}$, $\delta\text{D}/\delta^{18}\text{O}$), nghiên cứu đã xác lập cơ sở khoa học để nhận diện sớm nguồn gốc, quy mô và động thái của tầng nước vỉa. Trên cơ sở lượng hóa ảnh hưởng của nước vỉa tới hiệu quả khai thác và chế độ bơm ép duy trì áp suất, luận án đề xuất hệ thống giải pháp kỹ thuật công nghệ đồng bộ (bơm ép vành đai, khoan đan dày, thiết bị lòng giếng chuyên dụng và điều tiết lưu lượng) nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu. Kết quả nghiên cứu có giá trị thực tiễn cao, đóng góp cơ sở khoa học cho công tác quản trị mỏ tại Lô 15-1 và định hướng phát triển các mỏ dầu móng nứt nẻ trong bồn trũng Cửu Long.

Trích đoạn nội dung tài liệu

Chương 1: Trình bày khái quát chung về đặc điểm thân dầu móng mỏ STĐ, điều kiện địa lý tự nhiên, tính chất thấm chứa đặc tính chất lưu mức độ liên thông thủy động lực và động thái khai thác thân dầu móng mỏ Sư Tử Đen.  Chương 2: Trình bày sơ lược các kết quả nghiên cứu về nước vỉa mỏ dầu trong nước và trên thế giới, nêu tóm tắt các phương pháp nghiên cứu nước vỉa mỏ dầu từ nghiên cứu mô hình mô phỏng vỉa từ đơn giản đến phức tạp, các phương pháp phân tích thành phần hóa học các Ion hòa tan, đồng vị bền, theo dõi qui luật thay đổi của các thông số thủy động lực theo thời gian.  Chương 3: Phân tích, tổng hợp và đánh giá các dấu hiệu thủy động lực, sự thay đổi thành phần hóa học, đồng vị bền nhằm nhận diện sớm sự đóng góp, tỷ phần tham gia của nước vỉa trong quá trình khai thác thân dầu móng Sư Tử Đen, xác định vị trí phân bố, qui mô trữ lượng.  Chương 4: Giới thiệu đặc điểm mô hình thủy động lực mô phỏng thân dầu móng, sử dụng mô hình thủy động lực đánh giá ảnh hưởng của tầng nước vỉa lên hiệu quả 6 khai thác, chế độ bơm ép nước nhằm đưa ra các giải pháp khai thác tối ưu cho các thân dầu móng có tầng nước vỉa duy trì sản lượng nâng cao hệ số thu hồi dầu.

Cuối cùng là phần kết luận và kiến nghị, danh mục các công trình công bố có liên quan đến luận án và tài liệu tham khảo. 7 ĐẶC ĐIỂM THÂN DẦU MÓNG MỎ SƯ TỬ ĐEN 1.1 Điều kiện tự nhiên mỏ Sư Tử Đen 1.1 Lịch sử tìm kiếm thăm dò mỏ Sư Tử Đen Bồn trũng Cửu Long bắt đầu được thăm dò khảo sát địa vật lý từ trước 1975, từ đó các kết quả được dùng để phân chia các lô cho công tác đấu thầu, ký các hợp đồng dầu khí. Lô 15-1 nằm ở phần Bắc-Đông Bắc bồn trũng Cửu Long thuộc thềm lục địa Nam Việt Nam, cách thành phố Hồ Chí Minh 180 km về phía Đông Nam và trải rộng trên diện tích 4. Lô 15-1 có hai phát hiện quan trọng là Sư Tử Đen và Sư Tử Vàng.

Mỏ Sư Tử Đen đã được công bố thương mại ngày 8/8/2001. Các phát hiện này nằm ở phần phía Đông của lô, dọc theo hướng Tây Bắc đới nâng Rồng-Bạch Hổ-Rạng Đông-Ruby (Hình 1. Công ty liên doanh điều hành chung Cửu Long (Cuu Long JOC) lô 15-1 được thành lập vào ngày 26/10/1998 với 3 năm đầu là giai đoạn thăm dò, sau đó được gia hạn thêm 1 năm đến 25/10/2002. Các cam kết tối thiểu của giai đoạn thăm dò gồm xử lý lại 3,000 km tuyến địa chấn 2D hiện có, thu nổ-xử lý 280 km2 địa chấn 3D và khoan ba giếng tìm kiếm.

Nhà thầu đã thu nổ hai lần địa chấn 3D riêng biệt (337 km2 và 404 km2), tái xử lý cả địa chấn 2D và 3D, khoan tám giếng thăm dò và thẩm lượng. Quá trình khoan tìm kiếm thăm dò cấu tạo STĐ được tóm tắt như sau: Năm 1979, công ty Deminex khoan giếng đầu tiên của lô - 15-G-1X. Giếng khoan này có nhiều biểu hiện dầu khí trong trầm tích Miocene và Oligocene nhưng không đủ sâu để đánh giá đầy đủ tầng chứa trong móng [1].  Ngày 6/8/2000: Cửu Long JOC khoan giếng 1X ở phần Tây Nam cấu tạo Sư Tử Đen.

Giếng khoan đã thử được 5.655 thùng/ngày từ tầng móng, 1.366 thùng/ngày từ Oligocene và 5.600 thùng/ngày từ Miocene hạ.  Ngày 11/3/2001: khoan giếng 2X Pilot, sau đó trong quá trình khoan đã mở rộng vị trí sang 2XST. Kết quả thử vỉa từ móng của 2XST là 13.223 thùng/ngày  Tháng 7/2001: Kết quả thử vỉa giếng 2X-DEV nhận được 4.589 thùng/ngày từ móng và 6.443 thùng/ngày từ Miocene hạ. 8  Ngày 9/7/2001: Giếng 3X được khoan để thẩm lượng phần trung tâm của cấu tạo Sư Tử Đen, giếng khoan cho dòng với lưu lượng 2.763 thùng/ngày từ móng và 4.662 thùng/ngày từ Miocene hạ.

Giếng khoan này đã xác nhận sự có mặt của của dầu ở cả hai bên đứt gãy lớn chia đôi cấu tạo Sư Tử Đen.1 Vị trí địa lý mỏ Sử Tử Đen  Việc đánh giá cấu tạo từ tài liệu địa chất, địa vật lý và những kết quả trên cho phép công bố phát hiện thương mại cấu tạo Sư Tử Đen ngày 8/8/2001.  Ngày 14/9/2002 khoan giếng 4X để thẩm lượng phần Đông Bắc mỏ Sư Tử Đen. Kết quả thử vỉa: 7.576 th/ng từ móng và 14.000 th/ng từ Oligocene trên (C30). Mỏ Sư Tử Đen bắt đầu khai thác từ 10/2003 với lưu lượng ban đầu khoảng 60.2 Đặc điểm địa chất, lịch sử phát triển mỏ Sư Tử Đen 1.1 Hoạt động kiến tạo Bồn trũng Cửu Long là một bồn trũng tách giãn và căng giãn, dịch chuyển ngang, lịch sử phát triển bồn trũng trong mối liên quan với lịch sử kiến tạo khu vực có thể chia làm 3 thời kỳ chính [2]: 1.2 Thời kỳ trước tạo rift Vào thời kỳ Mezozoi, khu vực bể Cửu Long bị khống chế bởi hoạt động hút chìm của mảng Thái Bình Dương.

Sự hút chìm này gây nên các hoạt động cung đảo rộng rãi, chúng mở rộng về phía Đông Bắc từ Nam Việt Nam tới đới macma Yenshan thuộc Nam Trung Hoa [3]. Liên quan tới hoạt động này là các hoạt động macma mà các thành tạo của nó có thể quan sát thấy tại các vết lộ trên đất liền cũng như bắt gặp trong các giếng khoan ngoài khơi thuộc bồn trũng Cửu Long. Phổ biến là các loại granodiorit, thạch anh thành phần kiềm vôi thuộc phức hệ Định Quán, granit giàu kiềm thuộc phức hệ Đèo Cả, Ankroet và các đá mạch, phun trào andezit, riolit. Hiếm hơn là các loại đá cổ như diorit thạch anh thuộc phức hệ Hòn Khoai, các trầm tích núi lửa tương ứng với hệ tầng Bửu Long, Châu Thới trên đất liền Nam Việt Nam.

Vào cuối Creta đầu Paleogen, có hoạt động nâng và bào mòn trải rộng trên toàn khu vực, tạo ra sự phong hóa mạnh mẽ các đá granit Mezozoi, một trong những đối tượng chứa dầu khí chính trong khu vực.3 Thời kỳ đồng tạo rift Các hoạt động đứt gãy từ Eocene tới Oligocene-Miocene hạ có liên quan đến quá trình tách giãn đã tạo nên các khối đứt gãy và các trũng trong bể Cửu Long. Có nhiều đứt gãy định hướng theo phương Đ-T, B-N và ĐB- TN. Như đã đề cập ở trên, các đứt gãy chính điển hình là các đứt gãy thuận có góc dốc giảm dần theo độ sâu và dốc về ĐN. Do kết quả của các chuyển động theo các đứt gãy chính này, các khối cánh treo (khối bồn trũng Cửu Long) đã bị phá hủy mạnh mẽ và bị xoay khối với nhau.

Quá trình này đã tạo ra nhiều bán địa hào bị lấp đầy bằng các trầm tích của Tập “F”, Tập “E” tuổi Eocene - Oligocene hạ. Quá trình tách giãn và căng giãn tiếp tục phát triển làm cho bồn trũng lún chìm sâu hơn và tạo nên hố sâu trong đó đã tích tụ các tầng trầm tích sét hồ rộng lớn thuộc Tập “D”. Các trầm tích giàu cát hơn của Tập “C” được tích tụ sau đó. Ở 10 vùng trung tâm bồn trũng, nơi có các tầng sét hồ dày, mặt các đứt gãy trở nên cong hơn và kéo xoay các trầm tích Oligocene.

Vào cuối Oligocene, phần bắc của bể Cửu Long bị nghịch đảo đôi nơi và tạo nên một số cấu tạo dương hình hoa với sự bào mòn, vát mỏng mạnh mẽ của các trầm tích thuộc Tập C. Các cấu tạo dương hình hoa mới chỉ tìm thấy ở dọc theo hai cánh của phụ bể Bắc. Sự kết thúc hoạt động của phần lớn các đứt gãy và không chỉnh hợp ở nóc trầm tích Oligocene đã đánh dấu thời kỳ đồng tạo rift. Trầm tích Eocene - Oligocene trong các trũng chính có thể đạt đến 5.

Quá trình tách giãn tiếp tục, các hoạt động đứt gãy yếu vẫn còn xảy ra. Các trầm tích Miocene hạ đã phủ chờm lên địa hình Oligocene. Hoạt động biển tiến đã tác động lên phần đông bắc bồn trũng, trong khi đó ở phần tây bồn trũng vẫn ở điều kiện sông và châu thổ. Tầng đá núi lửa dày và phân bố rộng trong Miocene hạ ở phần đông phụ bồn trũng Bắc có lẽ liên quan đến sự kết thúc tách giãn đáy biển ở Biển Đông.

Vào cuối Miocene hạ trên phần lớn diện tích bồn trũng Cửu Long, nóc trầm tích Miocene hạ - Hệ tầng Bạch Hổ được đánh dấu bằng biến cố chìm sâu của bể với sự thành tạo tầng sét biển chứa Rotalia rộng khắp và tạo nên tầng đánh dấu địa tầng và tầng chắn khu vực rất tốt cho nửa phần phía bắc bồn.4 Thời kỳ sau tạo rift Vào Miocene trung, thượng đến Pliocene, Đệ tứ môi trường biển đã ảnh hưởng ít hơn lên bồn trũng Cửu Long. Đây là hời kỳ bắt đầu lạnh nguội và co ngót của dị thường nhiệt ở Biển Đông. Điều kiện này gây nên sụt lún và oằn võng mạnh của bể Cửu Long nói riêng và thềm lục địa Việt Nam nói chung. Trong thời gian này, môi trường sông tái thiết lập ở phần tây nam bồn trũng, ở phần đông bắc bồn trũng các trầm tích được tích tụ trong điều kiện ven bờ.

Từ Miocene thượng đến hiện hại, bồn trũng Cửu Long đã hoàn toàn thông với bể Nam Côn Sơn và sông Cửu Long trở thành nguồn cung cấp trầm tích cho cả hai bồn trũng. Các trầm tích hạt thô được tích tụ ở môi trường ven bờ ở phần nam bể và ở môi trường biển nông ở phần đông bắc bồn trũng. Các trầm tích hạt mịn hơn được vận chuyển vào vùng bể Nam Côn Sơn và tích tụ tại đây trong điều kiện nước sâu hơn. Nhưng do bể Cửu Long thuộc vỏ lục địa đã được cố kết nên tốc độ lún chìm chậm hơn các bể trầm tích khác ở thềm lục địa.

Hoạt động đứt gãy và uốn nếp 11 Các hệ thống đứt gãy ở bể Cửu Long có thể nhóm lại thành 4 hệ thống chính dựa trên đường phương của chúng: ĐB-TN, B-N, Đ-T và nhóm các đứt gãy khác, hệ đứt gãy Đ-T, ĐB-TN và B-N có vai trò quan trọng hơn cả, các đứt gãy hoạt động mạnh trong móng và trầm tích Oligocene, chỉ có rất ít đứt gãy còn hoạt động trong trầm tích Miocene hạ. Các nghiên cứu chi tiết về các hệ đứt gãy trong các cấu tạo thuộc đới cao Trung Tâm và ở phụ bồn trũng Bắc Cửu Long cho thấy các đứt gãy hướng ĐB-TN thường là các đứt gãy giới hạn cấu tạo và các đứt gãy phương Đ-T, B-N có vai trò quan trọng đặc biệt trong phạm vi từng cấu tạo.