Đánh giá khả năng gia tăng thu hồi dầu từ bơm ép nước: Trường hợp nghiên cứu ở khu vực I của mỏ X, bể Nam Côn Sơn, thềm lục địa Việt Nam

108 Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất Tập 58, Kỳ 3 (2017) 108-120 Đánh giá khả năng gia tăng thu hồi dầu từ bơm ép nước: Trường hợp nghiên cứu ở khu vực I của mỏ X, bể Nam Côn Sơn, thềm lục địa Việt Nam Trần Văn Lâm 1,*, Nguyễn Mạnh Tuấn 1, Nguyễn Hải Long 1, Phạm Đức Thành 1, Lê Vũ Quân 2, Nguyễn Văn Đô 2 1 Công ty Điều hành Thăm dò Khai thác Dầu khí Trong Nước (PVEP POC), Việt Nam 2 Viện Dầu khí Việt Nam (VPI), Việt Nam THÔNG TIN BÀI BÁO TÓM TẮT Quá trình: Nhận bài 26/02/2017 Chấp nhận 19/5/2017 Đăng online 28/6/2017 Mỏ X có hai đối tượng chứa chính là đá vôi Mioxen giữa và trầm tích lục nguyên Mioxen dưới. Theo cấu trúc, mỏ được chia làm 4 khu vực chính: khu vực I, II, III và IV lần lượt về phía Bắc, phía Nam, phía Tây và phía Đông của mỏ. Khu vực I bao gồm các khối 1, 2, 3, 4, 5 và 6 đã được đưa vào khai thác sớm từ cuối năm 1994. Hiện tại, sản lượng dầu khai thác tích lũy của khu vực I là hơn 37 triệu thùng, chiếm trên 70% sản lượng dầu toàn mỏ, đạt hệ số thu hồi trung bình 14,6%. Do đặc điểm địa chất phức tạp với các khối có diện tích nhỏ và khép kín nên sau thời gian ngắn khai thác áp suất vỉa khu vực I đã suy giảm rõ rệt cùng với tỷ số khí dầu tăng cao. Giải pháp bơm ép nước đã được áp dụng đối với tầng chứa cát kết lục nguyên Mioxen dưới ở khối 4 không những duy trì được áp suất vỉa mà còn làm tăng hệ số thu hồi dầu của cả khối. Để tận thu hồi dầu ở các khối còn lại, việc nghiên cứu áp dụng giải pháp bơm ép là cần thiết, đặc biệt đối với các khối khi sản lượng khai thác đã giảm tới ngưỡng có ít hiệu quả kinh tế. Bài báo này trình bày kết quả nghiên cứu bơm ép nước trên mô hình mô phỏng tầng chứa cát kết lục nguyên Mioxen dưới cho các khối 1, 2-3 và 4 với các chế độ bơm ép khác nhau. Kết quả cho thấy hệ số thu hồi dầu gia tăng thêm từ 2 đến 9% so với phương án không bơm ép. Bên cạnh đó nhóm tác giả cũng đưa ra các ý tưởng nhằm điều chỉnh và tối ưu hóa thiết kế khai thác để tận thu hồi dầu cho khu vực I cũng như toàn mỏ X. © 2017 Trường Đại học Mỏ - Địa chất. Tất cả các quyền được bảo đảm. Từ khóa: Tận thu hồi dầu Mô hình mô phỏng Bơm ép nước 1. Giới thiệu Mỏ X nằm ở lô Y, tại khu vực nước sâu (khoảng 110m nước), xa bờ, thuộc bể Nam Côn Sơn, thềm lục địa Việt Nam. Kết quả nghiên cứu địa chất - địa vật lý (PVEP POC, 2010) cho thấy trên bình đồ cấu trúc nóc tầng sản phẩm chính của mỏ (T125), mỏ X bị phân chia thành nhiều khối nhỏ bởi hệ thống đứt gãy với 3 hướng chính: đông bắc - tây nam, tây bắc - đông nam và á vĩ tuyến. Trong đó, hệ thống đứt gãy phương đông bắc - tây nam có chiều dài và biên độ dịch chuyển lớn, _____________________ *Tác giả liên hệ. E-mail: lamtv@pvep.com.vn Trần Văn Lâm và nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 58(3), 108-120 109 quyết định khung cấu trúc của mỏ. Theo cấu trúc, mỏ được chia làm 4 khu vực chính đã được triển khai khoan thăm dò và thẩm lượng: khu vực I (phía Bắc mỏ), khu vực II (phía Nam mỏ), khu vực III (phía Tây mỏ) và khu vực IV (phía Đông mỏ). Trong đó, khu vực I (bao gồm các khối 1, 2, 3, 4, 5 và 6) được đưa vào khai thác từ rất sớm (Hình 1). Kết quả khoan thăm dò, thẩm lượng và khai thác đã xác nhận hầu hết các đứt gãy phân khối của mỏ đóng vai trò là đứt gãy chắn, các khối phân cách bởi các đứt gãy có thể độc lập với nhau về mặt thủy lực. Đối tượng chứa sản phẩm chính của mỏ X là cát kết lục nguyên Mioxen dưới và đá vôi Mioxen Hình 1. Vị trí khu vực I. Hình 2. Hiện trạng khai thác khối 4. 110 Trần Văn Lâm và nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 58(3), 108-120 giữa. Trong đó, tầng chứa cát kết lục nguyên (đóng vai trò chủ yếu ở khu vực I) được thành tạo trong môi trường sông, đồng bằng tam giác châu. Chất lượng tầng chứa khá tốt, độ rỗng dao động từ 13% đến 20% có nơi lên tới hơn 25%, độ thấm từ vài chục mD đến gần 1D. Tầng chứa đá vôi (gồm hai loại là đá vôi ám tiêu và đá vôi dạng thềm) phân bố chính ở 2 khu vực trung tâm mỏ và khu vực phía Nam, trong đó chỉ có đá vôi ám tiêu được phát hiện chứa dầu với độ rỗng phổ biến trong khoảng từ 12% đến 28%, có nơi lên tới hơn 30%. Các thân dầu trong đá vôi thềm được phát tại khu vực phía Tây và phần cánh sụt phía Đông của mỏ, tuy nhiên tiềm năng không cao. Đặc điểm chính của các khu vực khai thác là các thân dầu phân bố ở những khối cạnh nhau nên thuận lợi cho việc bố trí mạng lưới giếng khai thác, đường ống dẫn dầu và hệ thống xử lý sản phẩm khai thác trong một khu vực. Tháng 10 năm 1994, mỏ X được đưa vào khai thác tại khu vực I với lưu lượng dầu ban đầu đạt trên 35000 thùng từ các giếng X-1A (khối 2), X-2A, X- 3A (khối 4) và X-12A (khối 1). Tuy nhiên, do tính chất phức tạp về cấu trúc địa chất của mỏ X với hệ thông đứt gãy phân cắt mỏ thành nhiều khối, độc lập nhau về thủy động lực, các khối có diện tích nhỏ và khép kín, sự biến đổi nhanh của môi trường trầm tích, hệ thống vỉa chứa đa tầng, áp suất vỉa ban đầu gần với áp suất bão hòa nên sau một thời gian ngắn khai thác áp suất vỉa suy giảm mạnh, tỷ số khí dầu tăng cao đã gây ảnh hưởng không nhỏ đến hiệu quả thu hồi dầu. Để duy trì áp suất vỉa, nhà điều hành đã triển khai công tác bơm ép nước trên khối 4 sau gần một năm đưa mỏ vào khai thác. Cho đến hiện tại, giải pháp bơm ép nước đã cho thấy được hiệu quả khi hệ số thu hồi dầu khối 4 cao hơn nhiều so với các khối khác chưa áp dụng bơm ép. Do vậy, nhằm gia tăng thu hồi dầu, việc nghiên cứu, đánh giá hiệu quả bơm ép nước là rất cần thiết để có cơ sở xem xét áp dụng giải pháp bơm ép nước cho các khối còn lại trong khu vực I cũng như toàn mỏ X. 2. Phương pháp nghiên cứu Hiện nay trên thế giới và ở Việt Nam, việc áp dụng giải pháp bơm ép nước để duy trì áp suất vỉa, tăng cường thu hồi dầu được thực hiện khá phổ biến, trong đó có mỏ X. Tuy nhiên, do đặc thù của mỏ X gồm nhiều khối nhỏ, số lượng giếng trong mỗi khối ít, tính liên thông thủy lực hạn chế và rủi ro về địa chất, nên biện pháp bơm ép nước mới chỉ được áp dụng cho khối 4 thuộc khu vực I. Đánh giá kết quả bơm ép nước trên khối 4 cho thấy hiệu quả khá tốt khi áp suất vỉa được duy trì và hệ số thu hồi dầu hiện đã lên tới 22%, cao hơn nhiều so với nghiên cứu dự báo nếu không tiến hành bơm ép nước (từ 7 đến 17%). Mặc dù vậy, bên cạnh kết quả khả quan trên, vẫn có một số yếu tố ảnh hưởng không nhỏ đến hiệu quả của công tác bơm ép nước tại khối 4 như: giếng khai thác hoàn thiện đa tầng và tính chất vỉa giữa các tầng không đồng đều; khoảng cách giữa các giếng khá gần nhau (khoảng 500m); chế độ bơm ép chưa hợp lý, đã dẫn đến việc khó kiểm soát được nước bơm ép xâm nhập nhanh từ các vỉa có độ thấm tốt vào các giếng khai thác. Rút kinh nghiệm từ thực tế triển khai bơm ép nước trên khối 4, nhóm tác giả đã thực hiện nghiên cứu nhằm tiếp tục tối ưu bơm ép nước cho khối 4 cũng như đánh giá hiệu quả của bơm ép nước tại các khối 1 và 2-3 bằng mô hình mô phỏng khai thác. Kết quả nghiên cứu sẽ làm cơ sở cho việc xem xét khả năng áp dụng giải pháp bơm ép nước cho toàn mỏ nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu của mỏ X. Dưới đây là những nội dung và kết quả nghiên cứu đã đạt được. 3. Hiện trạng khai thác các khối 1, 2-3 và 4 Kết quả nghiên cứu địa chất - địa vật lý và công nghệ mỏ đến thời điểm 12/2013 (PVEP POC, 2013), tổng trữ lượng dầu tại chỗ mức 2P toàn mỏ X khoảng 450 triệu thùng. Trong đó, khu vực I chiếm trên 55% trữ lượng toàn mỏ và riêng các khối 4, 2-3, 1 có trữ lượng lớn nhất trong khu vực này lần lượt là 68, 78, 83 triệu thùng. Tính đến năm 2016, tổng quỹ giếng của cả bốn khối 1, 2-3 và 4 là 10 giếng. Trong đó quỹ giếng khai thác là 4 giếng, 2 giếng đóng, 3 giếng dừng khai thác do sự cố, 1 giếng bơm ép. 3.1. Khối 4 Khối 4 gồm có 3 giếng X-2A, X-3A và X-4A. Trong đó, giếng X-2A và X-3A được đưa vào khai thác từ tháng 10/1994 với lưu lượng dầu mỗi giếng là 10000 thùng/ngày, tỷ số khí dầu (GOR) khoảng 500 bộ khối/thùng. Giếng X-4A được đưa vào khai thác sau đó 6 tháng với lưu lượng dầu là 4000 thùng/ngày, GOR khoảng 520 bộ khối/thùng, hàm lượng nước là 2,3%. Trần Văn Lâm và nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 58(3), 108-120 111 Đến tháng 7/1995 giếng khai thác X-2A được chuyển thành giếng bơm ép nước do năng lượng vỉa ở khối 4 bị suy giảm mạnh. Việc tiến hành bơm ép nước ở giếng X-2A đã giúp duy trì được áp suất vỉa và làm giảm sự gia tăng của tỷ số khí dầu. Tuy nhiên, sau một thời gian khai thác do lượng nước ở 2 giếng X-3A và X-4A tăng nhanh nên tháng 12/2002 đã ngừng bơm nước ở giếng X-2A do một số vỉa có độ thấm tốt nên nước bơm ở giếng X-2A đã ảnh hưởng trực tiếp tới các giếng khai thác trên. Nhưng từ tháng 4/2003 phải chuyển giếng X-4A sang bơm ép nước vì suy giảm áp suất ở trên khối 4 quá nhanh. Đầu năm 2011, giếng X- 2A phải đóng do sự cố van sâu thủy lực. Từ cuối năm 2011, giếng X-4A bơm ép lua n phie n kho ng ỏn định và dừng bơm ép từ tháng 2/2016 đén nay do sự cố máy bơm. Giữa năm 2016, giếng X-3A tạm dừng khai thác do sự cố hỏng van an toàn khi lưu lượng dầu đang hơn 1000 thùng/ngày, độ ngập nước khoảng 60% (Hình 2). Tổng thu hồi của khối 4 tính đến năm 2016 đạt hơn 15 triệu thùng (tương ứng với hệ số thu hồi lên tới 22%). 3.2. Khối 2 và 3 Các khối 2-3 gồm 4 giếng: X-1A, X-8A, X-9A và X-10A. Giếng X-1A (khối 2) được đưa vào khai thác tháng 10/1994 với lưu lượng dầu ban đầu 11000 thùng/ngày, GOR khoảng 1400 bộ Hình 3. Hiện trạng khai thác các khối 2-3. Hình 4. Hiện trạng khai thác khối 1. 112 Trần Văn Lâm và nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 58(3), 108-120 khối/thùng. Do không có các biện pháp duy trì năng lượng vỉa nên áp suất vỉa giảm rất nhanh, lưu lượng giếng chỉ còn khoảng 1200 thùng/ngày, GOR tăng đến hơn 6000 bộ khối/thùng vào năm 2007. Sau khi nhận quyền điều hành mỏ từ cuối 2003, tháng 8 và 11/2007 lần lượt các giếng X-8A (khối 2), X-10A (khối 3) và X-9A (khoan qua cả 2 khối 2-3) được PVEP đưa vào khai thác đã nâng sản lượng dầu các khối 2-3 lên hơn 8000 thùng/ngày, độ ngập nước chưa đến 5%. Hiện tại, lưu lượng dầu khai thác các khối 2-3 đang được duy trì ở mức 350 thùng/ngày từ X-8A, độ ngập nước khoảng 5% (Hình 3). Các giếng X- 10A và X-9A đã lần lượt được đóng từ tháng 8/2011 và tháng 10/2014 do năng lượng vỉa quá yếu và X-1A dừng khai thác tháng 6/2016 do sự cố van an toàn. Tổng thu hồi dầu của 2 khối 2-3 tính đến năm 2016 đạt hơn 13 triệu thùng (tương ứng với hệ số thu hồi 17%). 3.3. Khối 1 Hiện nay khối 1 đang có 3 giếng khai thác là X-12A, X-11A và X-6A. Giếng X-12A được đưa vào khai thác từ tháng 10/1994 với lưu lượng dầu khai thác ban đầu là 5500 thùng/ngày, GOR trung bình 700 bộ khối/thùng. Do hầu hết các vỉa đều có tầng nước đáy nhưng không có các biện pháp duy trì năng lượng vỉa nên sau một thời gian khai thác, áp suất vỉa giảm nhanh cùng với sự gia tăng của GOR và nước khai thác, lưu lượng dầu chỉ còn khoảng vài trăm thùng/ngày. Tháng 7 và 8/2014, lần lượt X-11A và X-6A được đưa vào khai thác, nâng tổng sản lượng của khối lên khoảng 3000 thùng/ngày. Hiện tại, lưu lượng dầu khai thác khối 1 đang được duy trì ở mức gần 2000 thùng/ngày, độ ngập nước khoảng 40% (Hình 4). Tổng thu hồi dầu của khối 1 tính đến năm 2016 đạt hơn 6 triệu thùng (tương ứng với hệ số thu hồi 7. 4. Mô hình mô phỏng khai thác 4.1. Số liệu đầu vào Đặc tính lưu thể vỉa Nhièu mẫu lưu thể đáy vỉa thuộc các tầng sản phẩm mỏ được lấy trong quá trình thử vỉa DST. Các số liệu cho thấy dầu của mỏ X thuộc nhóm phân loại từ trung bình cho đến nặng với khối lượng riêng dao động từ 0,827 g/cm3 đến 0,93 g/cm3, ít lưu huỳnh, chứa nhiều parafin. Hình 5. Kết quả đo RFT/RCI/MDT mỏ X. Trần Văn Lâm và nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 58(3), 108-120 113 Ngoài ra trước khi sử dụng mô hình khai thác, số liệu phân tích từ phòng thí nghiệm đã được mô phỏng lại (sử dụng module PVTi) nhằm đánh giá độ tin cậy của số liệu đo. Quan hệ giữa độ rỗng và độ thấm Số liệu phân tích mẫu lõi của các vỉa sản phẩm của mỏ X khá phong phú. Tổng số có hàng nghìn kết quả phân tích rỗng - thấm cho 7 giếng khoan: X-1A, X-3A, X-12A, X-14A, X-15A, X-16A và X-17A. Nhìn chung, tập hợp điểm xây dựng quan hệ rỗng thấm của mỗi tập sản phẩm khá Hình 6. Kết quả khớp lịch sử khối 4. Hình 7. Kết quả khớp lịch sử các khối 2-3. 114 Trần Văn Lâm và nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 58(3), 108-120 tập trung và số điểm phân tích đủ đảm bảo độ tin cậy, hệ số liên kết R thay đổi từ 0,8 đến 0,91. Đường cong độ thấm tương đối Các đường cong độ thấm tương đối cho hệ thống dầu-nước và khí-dầu của mỏ X được xác định từ kết quả phân tích mẫu lõi đặc biệt của các giếng X-1A và X-12A. Phương pháp xây dựng đường cong độ thấm tương đối dựa trên các giá trị hàm số mũ corey theo các phương pháp chuẩn hóa normalize và de-normalize. Sau đó được phân chia theo các khoảng biến thiên của độ thấm. Điều kiện cân bằng ban đầu Áp suất vỉa ban đầu được xác định dựa trên Hình 8. Kết quả khớp lịch sử khối 1. Hình 9. Lưu lượng bơm ép của giếng 2A. Trần Văn Lâm và nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 58(3), 108-120 115 các kết quả thử vỉa dọc thành giếng khoan RFT, RCI, MDT cho từng vỉa sản phẩm (Hình 5). Ranh giới dầu nước được lấy theo báo cáo điều chỉnh kế hoạch phát triển mỏ X, năm 2014 (Hoàng Bá Cường, 2014). 4.2. Phục hồi lịch sử khai thác Trong quá trình phục hồi lịch sử khai thác của khu vực khai thác sớm có một số điểm đáng chú ý là các khối bị ngăn cách, vỉa hầu như không có năng lượng cung cấp từ nước vỉa vì vậy áp suất vỉa giảm nhanh dẫn đến tỷ số khí dầu tăng nhanh, lưu lượng dầu giảm, độ ngập nước cao. Kết quả phục hồi lịch sử cho thấy toàn mỏ đã được phục hồi tốt về sản lượng dầu, tỷ số khí dầu, độ ngập nước và đáp ứng yêu cầu kỹ thuật đối với việc xây dựng mô hình khai khác (Hình 6, 7 và 8). 4.3. Đề xuất các giải pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu cho các khối 1, 2-3 và 4 bằng bơm ép nước trên mô hình mô phỏng khai thác. - Hệ số bù khai thác: Để kiểm soát khối lượng nước bơm ép vào vỉa sao cho hợp lý, nhóm tác giả đã tiến hành xác định hệ số chuyển đổi của dầu, nước từ điều kiện bề mặt về điều kiện vỉa và khối lượng nước bơm ép cần thiết đẻ duy trì được áp suát vỉa. Đối với khu vực khối 1, 2-3 và 4 các hệ số bù khai thác cho từng khối từ 0,6 đến 1. - Lưu lượng bơm ép: Với mục đích gia tăng thu hồi dầu, cần lựa chọn lưu lượng bơm ép nước hợp lý nhàm tránh hiện tượng nước bơm ép đi vào giếng khai thác sớm như trường hợp ở khối 4. Do tính chất vỉa ở một số tầng tương đối tốt và việc bơm ép nước với lưu lượng lớn khoảng 20 nghìn thùng/ngày ở giếng X-2A (Hình 9) đã làm suy giảm sản lượng dầu khai thác ở giếng X-3A và X-4A do bị nước xâm nhập. Để giảm thiểu rủi ro đã gặp phải ở trên nhóm tác giả đã tiến hành nghiên cứu bơm ép ở các mức 5 nghìn thùng/ngày, 10 nghìn thùng/ngày và 15 nghìn thùng/ngày. Kết quả nghiên cứu (PVEP POC, 2016a) cho thấy việc bơm ép với lưu lượng 10nghìn thùng/ngày cho khối 4 là tối ưu nhất. - Thời điểm bơm ép: Tình trạng áp suất vỉa giảm mạnh khi đưa giếng vào khai thác và bị ngập nước trong thời gian ngắn sau khi bơm ép nước ở khối 4, đặt ra vấn đề cần biện luận và xác định thời điểm để bơm ép nước với lưu lượng bơm ép tói ưu. Do các khối đã khai thác trong thời gian dài hơn 20 na m cùng nhiều lý do nên chưa thể thực hiện bơm ép nước sớm từ đầu khai thác như khối 4. Qua nghiên cứu (PVEP POC, 2016b; 2016c) cho thấy việc bơm ép nên được thực hiện ngay tại khối 1 và 2-3 khi khai thác bằng năng lượng tự nhie n có hiệu quả tháp. - Vị trí giếng bơm ép: Việc nghiên cứu tìm vị trí giếng bơm ép tối ưu là rất qua trọng. Đói với các khói có die ̣n tích nhỏ và quỹ giếng hiện nay đã đủ thì việc khoan thêm giếng bơm ép mới là kho ng hiệu quả về kinh tế, do đó việc lựa chọn các giếng Hình 10. Biểu đồ các phương án khai thác khối 4. 116 Trần Văn Lâm và nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 58(3), 108-120 khai thác có sản lượng thấp để chuyển thành giếng bơm ép đã được đề xuất ở đa y. Các khói có trữ lượng lớn và só lượng giéng ít như khói 1 thì vie ̣ c khoan the m giéng khai thác và bơm ép tói ưu là rát càn thiét. Trên cơ sở các vấn đề được nêu ở trên thì các phương án sản lượng được đưa ra làm cơ sở xây dựng các kịch bản phát triển mỏ, thiết kế hệ thống thiết bị và đánh giá kinh tế. Sản lượng dầu khai thác của các phương án này dựa tre n két quả dự báo của mo hình mo phỏng khai thác được ca ̣ p nha ̣ t mới nhát cho từng khối được cụ thể ở dưới đây. Khối 4 Khối 4 tiến hành nghiên cứu dựa tre n mo hình mo phỏng khai thác cho tầng chứa cát kết lục nguyên Mioxen dưới, xây dựng na m 2016 (PVEP POC, 2016a) với 4 phương án phát triển (Hình 10 và Bảng 1). Các phương án phát triển được mô phỏng trên cơ sở đưa trở lại khai thác giếng X-3A và triển khai bơm ép nước với lưu lượng 10000 thùng/ngày từ X-4A tại các thời điểm khác nhau. Phương án 1: Đây là phương án tối thiểu, không bơm ép nước, khai thác dầu bằng chế độ năng lượng tự nhiên của vỉa ở giếng X-3A. Tổng sản lượng thu hồi theo phương án này 15,66 triệu thùng, hệ số thu hồi dầu là 23,23 %. Phương án 2: Khai thác giéng X-3A, giếng X- 4A trở lại bơm ép từ giữa năm 2017. Tổng sản lượng dầu khai thác được 17,3 triệu thùng, hệ số thu hồi dầu là 25,66 %. Phương án 3: Khai thác giéng X-3A, giếng X- 4A trở lại bơm ép từ đầu năm 2018. Tổng sản lượng dầu khai thác được 16,7 triệu thùng, hệ số thu hồi dầu là 24,77 %. Phương án 4: Khai thác giéng X-3A, giếng X- 4A trở lại bơm ép từ đầu năm 2019. Tổng sản lượng dầu khai thác được 16,1 triệu thùng, hệ số thu hồi dầu là 23,88 %. Khối 2-3 Khối 2-3 tiến hành nghiên cứu dựa tre n mo hình mo phỏng khai thác cho tầng chứa cát kết lục nguyên Mioxen dưới, xây dựng na m 2016 (PVEP POC, 2016b) với 4 phương án phát triển (Hình 11 và Bảng 2). Các phương án phát triển được mô phỏng trên cơ sở giếng hiện hữu X-8A, X-1AST (dự kiến được khoan nhánh từ thân giếng 1A đầu na m 2017 do giéng này dừng khai thác bởi sự có van an toàn như đã đè ca ̣ p ở phàn tre n) và khoan the m 1 giếng bơm ép X-14I vào khối 2, nằm ở vị trí phía Tây Nam giếng X-1A, cách giếng X-1A và X-8A khoảng 500m. Phương án 1: Đây là phương án tối thiểu, khai thác dầu bằng chế độ năng lượng tự nhiên của vỉa tại giếng X-8A và X-1AST. Tổng sản lượng thu hồi theo phương án này 15,3 triệu thùng, hệ số thu hồi dầu là 19,1 %. Phương án 2: X-8A và X-1AST khai thác, triển khai bơm ép nước với lưu lượng 10000 thùng/ngày từ đầu năm 2018. Tổng sản lượng dầu khai thác được 17,03 triệu thùng, hệ số thu hồi dầu là 21,29%. Phương án 3: X-8A và X-1AST khai thác, triển khai bơm ép nước với lưu lượng 10000 thùng/ngày từ đầu năm 2019. Tổng sản lượng dầu khai thác được 17 triệu thùng, hệ số thu hồi dầu là 21,25%. Phương án 4: X-8A và X-1AST khai thác, triển khai bơm ép nước với lưu lượng 10000 thùng/ngày từ đầu năm 2020. Tổng sản lượng dầu khai thác được 16,8 triệu thùng, hệ số thu hồi dầu là 21 %. Khối 1 Khối 1 tiến hành nghiên cứu dựa tre n mo hình mo phỏng khai thác cho tầng chứa cát kết lục nguyên Mioxen dưới, xây dựng na m 2016 (PVEP POC, 2016c) với 4 phương án phát triển (Hình 12 và Bảng 3). Các phương án phát triẻn được mo phỏng trên cơ sở các giéng đang khai thác hie ̣n hữu và khoan the m 3 giéng khai thác mới, lần lượt đưa vào khai thác từ tháng 6, 8 và 10/2018. Vị trí các giéng khoan the m: giéng X-25A nằm gần khu vực giếng X-7A do giếng này không đưa vào khai thác vì những lý do khác nhau; X-26A nàm về phía Nam giéng X-11A, cách X-11A và X-6X khoảng 500m; giéng X-27A nàm về phía Ta y Nam giéng X-6A, cách X-6A và X-12A khoảng 500m. Sau mo ̣ t thời gian khai thác, giéng X-25A sẽ chuyẻn sang bơm ép vào cuối 2018 đẻ duy trì áp suát vỉa. Phương án 1: Đây là phương án tối thiểu, kho ng khoan the m giéng mới, khai thác dầu bằng chế độ năng lượng tự nhiên của vỉa tại các giếng hiện hữu X-6X, X-11A và X-12A. Tổng sản lượng thu hồi theo phương án này 13,77 triệu thùng, hệ số thu hồi dầu là 16,7 %. Trần Văn Lâm và nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 58(3), 108-120 117 TT Các phương án Trữ lượng dầu tại chỗ (triệu thùng) Trữ lượng dầu tại chỗ (triệu thùng) Hệ số thu hồi (%) Thời gian khai thác (năm) 1 Khai thác X-3A bằng chế độ năng lượng tự nhiên của vỉa 80 15,66 23,23 2017÷2022 2 Khai thác X-3A, X-4A bơm ép từ giữa năm 2017 17,3 25,66 3 Khai thác X-3A, X-4A bơm ép từ đầu năm 2018 16,7 24,77 4 Khai thác X-3A, X-4A bơm ép từ đầu năm 2019 16,1 23,88 TT Các phương án Trữ lượng dầu tại chỗ (triệu thùng) Trữ lượng dầu tại chỗ (triệu thùng) Hệ số thu hồi (%) Thời gian khai thác (năm) 1 Khai thác X-8A và X-1AST bằng chế độ năng lượng tự nhiên của vỉa 80 15,3 19,1 2017÷2036 2 Khai thác X-8A và X-1AST, X-14I bơm ép từ đầu năm 2018 17,03 21,29 3 Khai thác X-8A và X-1AST, X-14I bơm ép từ đầu năm 2019 17 21,25 4 Khai thác X-8A và X-1AST, X-14I bơm ép từ đầu năm 2020 16,8 21 Hình 11. Biểu đồ các phương án khai thác các khối 2-3. Bảng 1. Kết quả các phương án khai thác khối 4. Bảng 2: Kết quả các phương án khai thác các khối 2-3. 118 Trần Văn Lâm và nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 58(3), 108-120 Bảng 3. Kết quả các phương án khai thác khối 1. TT Các phương án Trữ lượng dầu tại chỗ (triệu thùng) Trữ lượng dầu tại chỗ (triệu thùng) Hệ số thu hồi (%) Thời gian khai thác (năm) 1 Khai thác X-6A, X-11A và X-12A bằng chế độ năng lượng tự nhiên của vỉa 82,6 13,77 16,7 2017÷2035 2 Khai thác X-6A, X-11A, X-12A và 3 giếng khoan mới, chuyển X-25X sang bơm ép từ tháng 12/2018 21,15 25,6 3 Khai thác X-6A, X-11A, X-12A và 3 giếng khoan mới, chuyển X-25X sang bơm ép từ tháng 10/2019 20,68 25,0 4 Khai thác X-6A, X-11A, X-12A và 3 giếng khoan mới, chuyển X-25X sang bơm ép từ tháng 10/2020 20,08 24,3 Phương án 2: Khai thác ở 3 giếng hiện hữu X- 6X, X-11A, X-12A và 03 giếng khoan X-25A, X-26A, X-27A. Bắt đầu từ tháng 12/2018, giếng X-25A được chuyển sang bơm ép nước với lưu lượng 4000 thùng/ngày. Tổng sản lượng dầu khai thác theo phương án này là 21,15 triệu thùng, hệ số thu hồi dầu là 25,6%. Phương án 3: Khai thác ở 3 giếng hiện hữu X- 6X, X-11A, X-12A và 03 giếng khoan X-25A, X-26A, X-27A. Bắt đầu từ tháng 10/2019, giếng X-25A được chuyển sang bơm ép nước với lưu lượng 4000 thùng/ngày. Tổng sản lượng dầu khai thác theo phương án này là 20,68 triệu thùng, hệ số thu hồi dầu là 25%. Phương án 4: Khai thác ở 3 giếng hiện hữu X- 6X, X-11A, X-12A và 03 giếng khoan X-25A, X-26A, X-27A. Bắt đầu từ tháng 10/2020, giếng X-25A được chuyển sang bơm ép nước với lưu lượng 4000 thùng/ngày. Tổng sản lượng dầu khai thác theo phương án này là 20,08 triệu thùng, hệ số thu hồi dầu là 24,3%. 5. Kết luận và kiến nghị Sau thời gian khai thác dài (từ 1994 đến 2016), lượng dầu khai thác được từ khu vực I đạt 37 triệu thùng chiếm tre n 70% tỏng lượng dàu thu hòi của toàn mỏ X tính tới thời điẻm tháng Hình 12. Kết quả dự báo khối 1. Trần Văn Lâm và nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 58(3), 108-120 119 12/2016. Do đặc điểm địa chất phức tạp, pha n chia thành nhiều khối có diện tích nhỏ, khả năng bổ sung năng lượng từ nước rìa yếu ne n sự suy giảm áp suát vỉa rát nhanh dãn đén he ̣ só thu hòi thấp. Với các đièu kie ̣n khai thác hie ̣n tại, phương án bơm ép nước đẻ duy trì áp suát vỉa nhàm na ng cao he ̣ só thu hòi đã được nghie n cứu dựa tre n mo hình mo phỏng khai thác. Với két quả nghie n cứu ne u tre n cho tháy vie ̣ c bơm ép nước có khả na ng na ng cao he ̣ só thu hòi dàu từ 2 đến 9% so với trường hợp kho ng bơm ép nước. Ngoài ra vie ̣ c bơm ép sớm nhát có thẻ sẽ cho he ̣ só thu hòi dàu cao nhát do áp suát vỉa hie ̣n tại của các khói đã rát gàn hoa ̣ c tháp hơn áp suát bão hoà. Nhàm na ng cao hơn nữa he ̣ só thu hòi dàu cho toàn mỏ X, trong thời gian tới càn nghie n cứu và chính xác hoá két quả từ mo hình với các giải pháp sau: - Cập nhật só lie ̣u khai thác và chính xác hóa mô hình mô phỏng khai thác với tho ng tin ca ̣ p nha ̣ t từ các giếng mới. - Tiến hành áp dụng bơm ép nước ở các khối mỏ X do sản sản lượng dầu đang suy giảm. Đối với những khu vực khai thác mới ở mỏ X nên xây dựng phương án, tiến hành bơm ép nước ngay từ khi bắt đầu khai thác để hạn ché sự giảm áp suát dãn đén sự hình thành và phát triển của mũ khí thứ sinh. - Đầu tư nghiên cứu các giải pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu sau giai đoạn bơm ép nước như: bơm ép polymer, CO2 hoặc khí nước luân phiên (WAG). Tài liệu tham khảo Hoàng Bá Cường (chủ nhiệm), 2014. Báo cáo điều chỉnh kế hoạch phát triển mỏ X. PVEP POC, Thành phố Hồ Chí Minh, 176 trang. PVEP POC, 2010. Báo cáo cập nhật trữ lượng dầu khí tại chỗ mỏ X. PVEP POC, Thành phố Hồ Chí Minh, 112 trang. PVEP POC, 2013. Tóm tắt báo cáo cập nhật trữ lượng dầu khí tại chỗ mỏ X. PVEP POC, Thành phố Hồ Chí Minh, 21 trang. PVEP POC, 2016a. Mô hình mô phỏng khai thác các khối 4 mỏ X, PVEP POC, Thành phố Hồ Chí Minh, 24 trang. PVEP POC, 2016b. Mô hình mô phỏng khai thác các khối 2-3 mỏ X, PVEP POC, Thành phố Hồ Chí Minh, 40 trang. PVEP POC, 2016c. Mô hình mô phỏng khai thác các khối 1 mỏ X, PVEP POC, Thành phố Hồ Chí Minh, 32 trang. ABSTRACT Assessment of enhanced oil recovery by water flooding: a case study in region I of oilfield, Nam Con Son Basin, Vietnam continetal shelf Lam Tran Van 1, Tuan Nguyen Manh 1, Long Nguyen Hai 1, Thanh Pham Duc 1, Quan Le Vu 2, Do Nguyen Van 2 1 Petrovietnam Domestic Exploration Production Operating Company Limited, Vietnam 2 Vietnam Petroleum Institute, Vietnam X oilfield has two main reservoirs. They are middle Miocene carbonate and lower Miocene sandstones. Structurally, the field is divided into four main regions: I, II, II and IV in the North, South, West and East of the field, respectively. The Northern region (Region I), comprised of blocks 1, 2, 3, 4, 5 and 6, has been put into production since 1994. To date, the cumulative oil production in Region I has reached 37 million barrels of oil, accounting for more than 70% of total field oil production with an average recovery factor of 14.6%. Since complex geological settings in which the area is highly compartmentalized into small blocks, the reservoir pressure exhibits an apparent decline and the gas-oil ratio becomes higher. Pilot water injection 120 Trần Văn Lâm và nnk/Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 58(3), 108-120 13 applied for lower Miocene reservoirs in block 4 not only maintained the reservoir energy but also improved oil recovery factor for this block. Therefore, water flooding application is necessary to enhance oil recovery in other blocks, especially ones declining oil flow rate at or around economic cutoff. This paper presents water flooding study based on reservoir production simulation for lower Miocene sandstone reservoirs in blocks 1, 2-3 and 4 under different water injection schemes. The results demonstrated that the oil recovery factor increased by an additional 2 to 9% in comparision with non-injection production scenarios. Furthermore, the authors propose ideas to adjust and optimize production scheme to enhance oil recovery for Region I, as well as for the whole X oilfield. Keywords: Enhanced oil recovery, production simulation model, water flooding/injection.