Download luận án tiến sĩ ngành kĩ thuật dầu khí với đề tài: Nghiên cứu ứng dụng công nghệ bơm ép luân phiên nước - khí Hydrocarbon nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu tại tầng Mioxen, Bể Cửu Long Nhận viết luận văn đại học, thạc sĩ trọn gói, chất lượng, LH ZALO=>0909232620 Tham khảo dịch vụ, bảng giá tại: https://baocaothuctap.net

1. BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ ĐỊA CHẤT
TRỊNH VIỆT THẮNG
NGHIÊN CỨU ỨNG DỤNG CÔNG NGHỆ
BƠM ÉP LUÂN PHIÊN NƯỚC - KHÍ
HYDROCACBON NHẰM NÂNG CAO HỆ SỐ
THU HỒI DẦU TẠI TẦNG MIOCEN, BỂ
CỬU LONG
LUẬN ÁN TIẾN SĨ KỸ THUẬT
HÀ NỘI - 2019

2. BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ ĐỊA CHẤT
TRỊNH VIỆT THẮNG
NGHIÊN CỨU ỨNG DỤNG CÔNG NGHỆ
BƠM ÉP LUÂN PHIÊN NƯỚC - KHÍ
HYDROCACBON NHẰM NÂNG CAO HỆ SỐ
THU HỒI DẦU TẠI TẦNG MIOCEN, BỂ
CỬU LONG
Ngành: Kỹ thuật Dầu khí
Mã số: 9520604
LUẬN ÁN TIẾN SĨ KỸ THUẬT
NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC:
1. PGS.TS Cao Ngọc Lâm
2. TSKH Phùng Đình Thực
HÀ NỘI - 2019

3. LỜI CAM ĐOAN
Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi. Các số liệu, kết
quả nêu trong Luận án là trung thực và chưa từng được công bố trong bất cứ công
trình nào khác.
Tác giả luận án
Trịnh Việt Thắng

4. (i)
MỤC LỤC
Trang phụ bìa Trang
Lời cam đoan
Mục lục i
Danh mục các ký hiệu, các đơn vị và các từ viết tắt iv
Danh mục các bảng biểu
Danh mục các hình vẽ, bản đồ và đồ thị
v
vi
MỞ ĐẦU
CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN
1
9
1.1. Khái quát về nâng cao hệ số thu hồi dầu 9
1.2. Cơ sở lý thuyết và cơ chế nâng cao hệ số thu hồi dầu 11
1.2.1. Cấu trúc lỗ rỗng 12
1.2.2. Dòng chảy trong lỗ rỗng 13
1.2.3. Cơ chế đẩy dầu vi mô 15
1.2.4. Cơ chế đẩy dầu vĩ mô
1.2.5. Hiệu suất đẩy vi mô và hiệu suất đẩy vĩ mô
19
22
1.3. Các dự án nâng cao hệ số thu hồi dầu trên thế giới và khu vực 23
1.4. Đánh giá và lựa chọn phương pháp bơm ép luân phiên nước khí 27
1.5. Cơ sở lý thuyết của bơm ép khí cho các mỏ dầu khí 28
1.5.1. Điều kiện cho trộn lẫn/gần trộn lẫn/không trộn lẫn 30
1.5.2. Cơ chế trộn lẫn 31
1.5.3. Các phương pháp và hạn chế của việc xác định áp suất trộn lẫn tối
thiểu
37
1.5.4. Các yếu tố ảnh hưởng và thuật toán sử dụng cho mô hình mô phỏng
cơ chế bơm ép khí
38
1.6. Kết luận 49
CHƯƠNG 2: NGHIÊN CỨU LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP NÂNG
CAO HỆ SỐ THU HỒI DẦU PHÙ HỢP CHO ĐỐI
TƯỢNG MIOXEN SỬ TỬ ĐEN
51
2.1. Giới thiệu về mỏ Sư Tử Đen 51
2.2. Địa chất mỏ Sư Tử Đen Tây Nam và tầng chứa Mioxen 51

5. (ii)
2.3. Tính chất đá vỉa và hệ chất lưu vỉa 55
2.3.1. Tính chất đá chứa tầng Mioxen hạ 55
2.3.2. Tính chất hệ chất lưu vỉa của đối tượng Mioxen hạ 59
2.4. Trữ lượng dầu khí tại chỗ và trữ lượng dầu khí thu hồi 61
2.5. Hiện trạng khai thác của mỏ Sử Tử Đen 64
2.6. Các phương pháp gia tăng hệ số thu hồi dầu đã áp dụng 68
2.7. Tiềm năng thu hồi dầu tại tầng Mioxen mỏ Sư Tử Đen 69
2.8. Đánh giá và lựa chọn phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu phù
hợp cho Mioxen Sử Tử Đen
70
2.8.1. Đánh giá thông số mỏ Sử Tử Đen và biện luận lựa chọn phương
pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu
70
2.8.2. Sử dụng tiêu chí đánh giá và phần mềm chuyên ngành để lựa chọn
phương pháp nâng cao thu hồi dầu phù hợp cho Mioxen Sư Tử Đen
2.9. Kết luận
72
75
CHƯƠNG 3: XÂY DỰNG PHƯƠNG PHÁP LỰA CHỌN VÀ MÔ
HÌNH DỰ BÁO MMP CHO QUÁ TRÌNH BƠM ÉP
KHÍ NƯỚC LUÂN PHIÊN VÀO TẦNG MIOXEN, MỎ
SƯ TỬ ĐEN
76
3.1. Phân tích và đánh giá các kết quả thực nghiệm đo MMP cho dầu khí
vỉa Mioxen Sử Tử Đen
76
3.1.1. Thành phần khí bơm ép 76
3.1.2. Thiết bị Slimtube thực nghiệm 77
3.1.3. Hạn chế của thực nghiệm khi áp dụng điểm MMP cho toàn đối
tượng Mioxen Sư Tử Đen
79
3.2. Mô hình chất lưu PVT và mô hình mô phỏng dự báo MMP 81
3.2.1. Mô hình chất lưu PVT cho giếng SD-2X 81
3.2.2. Sử dụng phương trình trạng thái và hành trạng pha để tính toán
MMP cho các nguồn khí
84
3.2.3. Xây dựng mô hình mô phỏng lại quá trình thực nghiệm Slimtube
cho Mioxen Sư Tử Đen
91
3.3. So sánh MMP từ các phương pháp nghiên cứu 95
3.4. Lựa chọn nguồn khí và giải pháp bơm ép khí nước luân phiên cho
tầng Mioxen, mỏ Sư Tử Đen
3.5 Kết luận
96
97

6. (iii)
CHƯƠNG 4: ÁP DỤNG PHƯƠNG PHÁP BƠM ÉP KHÍ NƯỚC
LUẬN PHIÊN CHO TẦNG MIOXEN, MỎ SƯ TỬ
ĐEN TRÊN MÔ HÌNH MÔ PHỎNG
99
4.1. Cập nhật mô hình mô phỏng và khớp lịch sử khai thác 99
4.1.1. Hiện trạng mô hình 99
4.1.2. Điều kiện ban đầu 99
4.1.3. Tính chất chất lưu và đá chứa 100
4.1.4. Phục hồi số liệu lịch sử khai thác mỏ 103
4.2. Chuyển từ mô hình black oil sang mô hình thành phần 108
4.2.1. Xây dựng mô hình PVT hệ chất lưu vỉa đại diện cho tầng Mioxen,
mỏ Sư Tử Đen
110
4.2.2. Lựa chọn mô hình thành phần 6 cấu tử để chạy dự báo đánh giá 110
4.2.3. Tái lập lịch sử khai thác với mô hình thành phần của tầng Mioxen
mỏ Sư Tử Đen
112
4.3. Các phương án bơm ép khí nước luân phiên và đánh giá độ nhạy 113
4.3.1. Đánh giá hiệu quả của 03 phương án bơm ép nước, bơm ép khí và
bơm ép khí nước luận phiên
117
4.3.2. Đánh giá và lựa chọn lưu lượng bơm ép khí nước luân phiên tối ưu 119
4.3.3. Đánh giá hiệu quả bơm ép khí nước luân phiên theo thời gian bơm
ép
123
4.3.4. Đánh giá phương pháp bơm ép khí với các cơ chế trộn lẫn, gần trộn
lẫn, không trộn lẫn
124
4.3.5. So sánh hiệu quả các phương án bơm ép khí nước luân phiên với
các nguồn khí bơm ép
4.3.6. Kết quả mô phỏng các phương án
126
127
4.4. Kết luận 128
KẾT LUẬN
DANH MỤC CÁC CÔNG TRÌNH CỦA TÁC GIẢ
131
x
TÀI LIỆU THAM KHẢO xi

7. (iv)
DANH MỤC
CÁC KÝ HIỆU, ĐƠN VỊ VÀ CÁC TỪ VIẾT TẮT
NCS : Nghiên cứu sinh
NKLP : Bơm ép nước-khí luân phiên (Water Alternate Gas - WAG)
EOR : Gia tăng thu hồi dầu (Enhaced Oil Recovery - EOR)
TR : Phương pháp thu hồi tam cấp (Tertiary Recovering –TR)
TTBĐ : Thể tích ban đầu
THD : Thu hồi dầu
Miocen : Tầng chứa Miocen (hoặc Mioxen)
APIo
: Đơn vị đo tỷ trọng theo tiêu chuẩn Viện Dầu Khí Mỹ
HC : Khí hydrocarbon (khí đồng hành, khí gas tự nhiên)
cP : Đơn vị đo độ nhớt
ft : Bộ - Đơn vị đo chiều dài (1ft=0.3048 m)
o
F : Đơn vị đo nhiệt độ (o
F = o
C*9/5 +32)
PV : Toàn bộ thể tích chứa của đá (Pore Volume)
HCPV : Toàn bộ thể tích chứa dầu của đá (Hydrocarbon Pore Volume)
HTBM : Hoạt tính bề mặt
HĐBM : Chất hoạt động bề mặt
OOIP : Thể tích dầu ban đầu (Original Oil in Place)
BTU : Đơn vị đo nhiệt lượng cháy của khí hydrocarbon
MCF : 1000 bộ khối (đơn vị đo thể tích khí)
MMP : Áp suất trộn lẫn tối thiểu (Minimum Miscibility Pressure)
LPG : Khí gas hoá lỏng (Liquid Petroleum Gas)
MCM : Cơ chế trộn lẫn nhiều lần (Multiple Contact Miscibility)
FCM : Cơ chế trộn lẫn 1 lần (First Contact Miscibility)
Bar : Đơn vị đo áp suất (1 bar = 14,5038 psi)
Atm : Đơn vị đo áp suất (1 atm = 14,6959 psi)

8. (v)
DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU
Bảng 1.1: Bảng tổng hợp các phương pháp EOR đã thực hiện trên thế giới.........24
Bảng 2.1: Kết quả phân tích mẫu lõi giếng SD-2X và SD-3X ..............................56
Bảng 2.2: Đặc tính dầu tại điều kiện vỉa................................................................60
Bảng 2.3: Tính chất nước vỉa tầng Mioxen hạ.......................................................61
Bảng 2.4: Trữ lượng dầu tại chỗ đối của tượng Mioxen Hạ..................................63
Bảng 2.5: Trữ lượng khí đồng hành và tại chỗ của đối tượng Mioxen Hạ............63
Bảng 2.6: Trữ lượng dầu tại chỗ bằng phần mềm Petrel .......................................64
Bảng 2.7: Hệ số thu hồi dầu của đối tượng Mioxen hạ..........................................64
Bảng 2.8: Trạng thái khai thác các giếng...............................................................67
Bảng 2.9: Khả năng thu hồi dầu của đối tượng Mioxen Hạ ..................................69
Bảng 2.10: Tính chất vỉa và điều kiện để áp dụng bơm ép khí tại mỏ Sư Tử Đen..73
Bảng 3.1: Thành phần của khí bơm ép cho thực nghiệm xác định MMP .............76
Bảng 3.2: Kết quả đo MMP theo các áp suất đẩy khí và phần trăm thu hồi dầu...78
Bảng 3.3: So sánh MMP thực nghiệm với phương pháp tính toán và dự báo.......93
Bảng 4.1 : Thông số áp suất, nhiệt độ vỉa của tầng Mioxen hạ ............................100
Bảng 4.2: Các tính chất chất lưu, đá chứa của tầng cát kết Mioxen....................102
Bảng 4.3. Các hiệu chỉnh thông số giếng và khu vực..........................................103
Bảng 4.4: Các phương án bơm ép khí và đánh giá độ nhạy ................................115
Bảng 4.5: Kết quả mô phỏng các phương án bơm ép nâng cao thu hồi dầu .......127

9. (vi)
DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, BẢN ĐỒ VÀ ĐỒ THỊ
Hình 1.1: Tổng quan thu hồi dầu qua các giai đoạn khai thác ................................10
Hình 1.2 : Công thức tính các mối tương quan của các lực trong EOR...................11
Hình 1.3 : Tỷ lệ linh động các pha và hệ số quét .....................................................12
Hình 1.4 : Cấu trúc lỗ rỗng.......................................................................................13
Hình 1.5 : Hiện tượng phân tỏa dạng ngón trên mô hình 5 điểm.............................15
Hình 1.6 : Hệ số bao quét thể tích theo chiều thẳng đứng và theo diện...................23
Hình1.7 : Tiềm năng và xu hướng EOR tại mỏ dầu khí ngoài biển........................26
Hình 1.8 : Cơ chế trộn lẫn giữa khí và dầu...............................................................32
Hình 1.9 : Sơ đồ mô tả các đới tiếp xúc giữa khí và dầu vỉa....................................33
Hình 1.10: Giản đồ cơ chế quá trình bay hơi khí ......................................................34
Hình 1.11: Cơ chế trộn lẫn ngưng tụ .........................................................................35
Hình 1.12: Giản đồ pha của quá trình không trộn lẫn ...............................................36
Hình 1.13 Tổng hợp quá trình trộn lẫn và không trộn lẫn........................................37
Hình 1.14: VGD MMP so với độ sâu của khí bơm ép C1N2 .....................................39
Hình 1.15: MMP theo độ sâu của khí tách từ bình tách (SepGas) được tính toán
bằng trình giả lập PVT dựa trên nền tảng EOS...........................................................40
Hình 1.16: Đường cong thấm pha của hệ chất lưu....................................................41
Hình 1.17: Hiệu suất thu hồi dầu cho mô hình 1D với áp suất đẩy cao hơn điểm
MMP; mô hình có số ô lưới N = 1000, ∆x = 0,61 m. .................................................42
Hình 1.18: Hiện tượng phân tỏa dạng ngón trong bơm ép nước khí luân phiên.......43
Hình 1.19: Hiện tượng phân đới tỷ trọng trong bơm ép nước khí luân phiên...........43
Hình 1.20: Ảnh hưởng của tốc độ bơm ép lên hiệu quả thu hồi dầu.........................44
Hình 1.21: Ảnh hưởng của bơm ép NKLP lên hiệu qủa thu hồi dầu ........................46

10. (vii)
Hình 1.22: Dầu dư trong đất đá dính ướt nước..........................................................47
Hình 1.23: Ảnh hưởng của tỷ số Kv/Kh đến hiệu qủa thu hồi dầu.............................48
Hình 1.24: Ảnh hưởng của phân lớp lên hiệu qủa thu hồi dầu..................................49
Hình 2.1: Bản đồ cấu trúc B10 Mioxen, mỏ Sư Tử Đen.........................................51
Hình 2.2: Cột địa tầng mỏ Sư Tử Đen.....................................................................53
Hình 2.3: Sơ đồ cấu trúc nóc tầng sản phẩm B9 .....................................................54
Hình 2.4: Sơ đồ cấu trúc nóc tầng sản phẩm B15 ...................................................55
Hình 2.5: Vị trí các điểm lấy mẫu lõi phục vụ phân tích đặc biệt...........................57
Hình 2.6: Đường cong thầm pha dầu nước từ giếng SD-2X và SD-3X..................58
Hình 2.7: Đường cong thấm pha dầu nước đối tượng Mioxen hạ B10...................58
Hình 2.8: Quan hệ rỗng thấm của đối tượng Mioxen..............................................58
Hình 2.9: Áp suất mao dẫn đối tượng Mioxen........................................................59
Hình 2.10: Quan hệ rỗng thấm của đá chứa đối tượng Mioxen hạ ...........................59
Hình 2.11: Hệ số thể tích thành hệ Bo.......................................................................60
Hình 2.12: Tỷ số khi hòa tan .....................................................................................60
Hình 2.13: Sơ đồ cấu trúc nóc tầng sản phẩm B10 - Khu vực SD-1X và SD-3X.....62
Hình 2.14: Sơ đồ cấu trúc nóc tầng sản phẩm B10 - Khu vực SD-4X......................63
Hình 2.15: Vị trí các giếng trong đối tượng Mioxen Hạ ...........................................65
Hình 2.16: Động thái áp suất đáy giếng ....................................................................66
Hình 2.17: Ảnh hưởng của các giếng bơm ép tới từng khu vực ...............................66
Hình 2.18: Trạng thái khai thác giếng SD-NE-6P.....................................................67
Hình 2.19: Trạng thái khai thác giếng SD-15P .........................................................68
Hình 2.20: Trạng thái bơm ép đối tượng Mioxen hạ Sư Tử Đen Tây Nam..............69
Hình 2.22: Kết quả lựa chọn phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu từ phần mềm
chuyên ngành cho Mioxen Sư Tử Đen .......................................................................74

11. (viii)
Hình 2.23: Các tiêu chí để lựa chọn phương pháp nâng cao thu hồi dầu từ phần mềm
chuyên ngành cho Mioxen Sử Tử Đen .......................................................................75
Hình 3.1: Kết quả đo MMP với các cấp áp suất đẩy khí.........................................78
Hình 3.2: Kết quả đo và tính toán điểm MMP cho mỏ Sư Tử Đen.........................78
Hình 3.3: Thành phần hydrocarbon vỉa của Mioxen Sư Tử Đen ............................81
Hình 3.4: Khớp tỷ trọng của dầu .............................................................................82
Hình 3.5: Khớp độ nhớt của dầu..............................................................................82
Hình 3.6: Khớp độ nhớt của khí ..............................................................................83
Hình 3.7: Khớp tỷ số khí- dầu .................................................................................83
Hình 3.8: Khớp hệ số thể tích của dầu ....................................................................83
Hình 3.9: Khớp hệ số thể tích của khí .....................................................................84
Hình 3.10: Giản đồ 3 cấu tử ......................................................................................85
Hình 3.11: Ảnh hưởng của áp suất trong sơ đồ 3 cấu tử (P1> P2> P3) ....................86
Hình 3.12: Đẩy hòa trộn nhờ bơm khí khô ở áp suất cao (trộn lẫn bay hơi).............86
Hình 3.13: Đẩy dầu ở chế độ hòa trộn bằng khí giàu (trộn lẫn ngưng tụ) ...............87
Hình 3.14: Trạng thái lưu thể đẩy và lưu thể vỉa không tạo thành một pha và không
thể xảy ra quá trình đẩy trộn lẫn hoàn toàn.................................................................87
Hình 3.15: Đẩy hòa trộn với sự tiếp xúc một lần giữa khí được bơm ép và dầu. .....87
Hình 3.16: Giản đồ 3 pha của dầu vỉa Mioxen Sư Tử Đen.......................................88
Hình 3.17: So sánh giản đồ pha của 02 mô hình 11 thành phần và 6 thành phần.....89
Hình 3.18: Thành phần khí khô sử dụng bơm ép ......................................................89
Hình 3.19: Thành phần khí bình tách cấp 2 sử dụng bơm ép....................................90
Hình 3.20: Thành phần khí bình tách cấp 1 sử dụng bơm ép....................................90
Hình 3.21: Thành phần khí trước khi vào bình tách cấp 1 sử dụng bơm ép .............91
Hình 3.22: Sản lượng thu hồi từ mô hình slimtube để xác định MMP với khí bơm ép
là khí khô (khí thương phẩm)......................................................................................92

12. (ix)
Hình 3.23: Sản lượng thu hồi từ mô hình slimtube để xác định MMP với khí bơm ép
là khí ở bình tách cấp 2 ...............................................................................................93
Hình 3.24: Sản lượng thu hồi từ mô hình slimtube để xác định MMP với khí bơm ép
là khí trước khi vào bình tách cấp 1 (hay khí được làm giàu bởi NLG và LPG) .......93
Hình 3.25: Dầu bão hòa của quá trình đẩy trộn lẫn...................................................94
Hình 3.26: Dầu tàn dư của quá trình đẩy gần trộn lẫn...............................................94
Hình 3.27: Sản lượng thu hồi từ mô hình slimtube với quá trình không trộn lẫn.....95
Hình 4.1: Hiện trạng mô hình .................................................................................96
Hình 4.2: Đường cong thấm pha dầu nước tầng chứa cát kết Mioxen..................101
Hình 4.3: Đường cong thấm pha dầu nước được sử dụng trong mô hình.............101
Hình 4.4: Vị trí vùng ngập nước............................................................................104
Hình 4.5: Phân bố độ bão hòa dầu.........................................................................105
Hình 4.6: Lưu lượng dầu, khí khai thác và độ ngập nước toàn mỏ.......................105
Hình 4.7: Kết quả phục hồi lịch sử giếng NE-6P..................................................105
Hình 4.8: Kết quả phục hồi lịch sử giếng SD-08PST............................................106
Hình 4.9: Kết quả phục hồi lịch sử giếng SD-10P ................................................106
Hình 4.10: Kết quả phục hồi lịch sử giếng SD-11P ................................................106
Hình 4.11: Kết quả phục hồi lịch sử giếng SD-14P ................................................107
Hình 4.12: Kết quả phục hồi lịch sử giếng SD-15P ................................................107
Hình 4.13: Kết quả phục hồi lịch sử giếng SD-1PS................................................107
Hình 4.14: Kết quả phục hồi lịch sử giếng SD-23P.................................................108
Hình 4.15: Kết quả phục hồi lịch sử giếng SD-26P ................................................108
Hình 4.16: Thành phần của 11 cấu tử và thành phần của 6 cấu tử..........................111
Hình 4.17: So sánh kết quả tái lập lịch sử độ ngập nước giữa mô hình thành phần 11
cấu tử và mô hình thành phần 6 cấu tử (Độ ngập nước và sản lượng dầu)...............111
Hình 4.18: So sánh kết quả tái lập lịch sử độ ngập nước giữa mô hình thành phần 11

13. (x)
cấu tử và mô hình thành phần 6 cấu tử với giếng SD-10P (sản lượng dầu) .............111
Hình 4.19: So sánh kết quả tái lập lịch sử độ ngập nước giữa mô hình thành phần 11
cấu tử và mô hình thành phần 6 cấu tử với giếng SD-20P (độ ngập nước)..............112
Hình 4.20: So sánh kết quả tái lập lịch sử sản lượng dầu khai thác giữa mô hình
black oil và mô hình thành phần ...............................................................................113
Hình 4.21: So sánh kết quả tái lập lịch sử độ ngập nước giữa mô hình black oil và
mô hình thành phần...................................................................................................113
Hình 4.22: Bão hòa dầu hiện tại và vị trí các giếng bơm ép-khai thác của Mioxen Sư
Tử Đen.......................................................................................................................114
Hình 4.23: Sản lượng dầu thu hồi toàn mỏ của PACS, TH1, TH2 ........................118
Hình 4.24: Độ ngập nước toàn mỏ của PACS, TH1, TH2......................................118
Hình 4.25: Sản lượng khai thác gia tăng của giếng 10P với PACS, TH2 ..............119
Hình 4.26: Lưu lượng và tổng sản lượng dầu thu hồi của TH3a, TH3b, TH3c ......120
Hình 4.27: Lưu lượng và tổng sản lượng khí thu hồi của TH3a, TH3b, TH3c.......120
Hình 4.28 : Các trường hợp tỷ lệ nút nước khí bơm ép luân phiên ..........................122
Hình 4.29: Ảnh hưởng của các nút nước khí đến sản lượng gia tăng tại các giếng
khai thác...... ..............................................................................................................122
Hình 4.30 : Lưu lượng và tổng sản lượng dầu thu hồi của TH4a, TH4b .................123
Hình 4.31: Lưu lượng và tổng sản lượng dầu thu hồi của TH5a, TH5b, TH5c ......125
Hình 4.32: Lưu lượng và tổng sản lượng khí thu hồi của TH5a, TH5b, TH5c.......125
Hình 4.33: Lưu lượng và tổng sản lượng khí thu hồi toàn mỏ của TH6a, TH6b....127
Hình 4.34: Lượng C7+ còn lại trong vỉa .................................................................129

14. 1
MỞ ĐẦU
1. Tính cấp thiết của luận án
Dầu khí là nguồn tài nguyên vô cùng quý giá, không thể tái tạo và không thể
thiếu đối với mọi quốc gia, sản lượng khai thác và giá dầu mỏ luôn là vấn đề quan
tâm hàng đầu đối với mọi ngành công nghiệp, đặc biệt ở các nước có nền công nghiệp
phát triển. Chính vì lẽ đó mà giá dầu thế giới luôn ảnh hưởng mạnh mẽ đến sự phát
triển kinh tế toàn cầu, cũng là một trong những nguyên nhân chính của các mâu thuẫn,
tranh dành phân chia dầu khí và chiến tranh. Cho đến nay, số lượng các mỏ dầu khí
mới, đặc biệt là các mỏ có trữ lượng lớn được phát hiện ngày một giảm dần, trong
khi đó số lượng mỏ dầu khai thác sang giai đoạn cạn kiệt ngày càng gia tăng. Do đó,
vấn đề nâng cao hệ số thu hồi dầu (Enhanced Oil Recovery - EOR) ngày càng được
nhiều nước, nhiều công ty đa quốc gia tập trung nghiên cứu và ứng dụng. Thậm chí,
hệ số thu hồi dầu khí là một trong những điều kiện quan trọng và điều khoản bắt buộc
của các hợp đồng dầu khí tại một số nước trên thế giới.
Việt Nam là quốc gia có sản lượng khai thác dầu không lớn, chủ yếu được
khai thác từ các mỏ thuộc bể Cửu Long. Đối tượng khai thác dầu chính là thân dầu
móng Granite nứt nẻ và tầng Mioxen, chiếm 90% sản lượng dầu khai thác hàng năm.
Trong thập niên qua, toàn thềm lục địa Việt Nam đã có thêm 25 phát hiện dầu khí,
nhưng chủ yếu là các cấu tạo nhỏ, điều kiện kinh tế cận biên (trung bình mỗi phát
hiện khoảng 35 triệu thùng dầu). Để phát triển khai thác được các mỏ nhỏ cần phải
có công nghệ kỹ thuật tối ưu, đi kèm các điều kiện khuyến khích đầu tư, làm giảm
giá thành sản xuất dầu khí để tăng lợi nhuận khi khai thác.
Sau khi đã trải qua các thời kỳ tự phun và duy trì áp suất bằng bơm ép nước
hay các giải pháp khai thác thứ cấp hệ số thu hồi dầu trung bình hiện nay của các mỏ
trong khoảng 20 - 32% dầu tại chỗ. Hơn hai phần ba (2/3) lượng dầu đã phát hiện
vẫn chưa thể khai thác. Như vậy, lượng dầu chưa được khai thác chiếm tới 70% và
là tiềm năng cho các giải pháp kỹ thuật nhằm tận thu hồi lượng dầu còn lại này. Việc
áp dụng các biện pháp gia tăng thu hồi dầu (EOR) nhằm tận thu lượng dầu còn lại tại

15. 2
các vỉa chứa chính là nhiệm vụ chính, cấp thiết trong những năm tới khi mà nguồn
năng lượng tự nhiên ngày một hạn chế.
Việc áp dụng phương pháp bơm ép nước thứ cấp sẽ không còn mang lại hiệu
quả khi mỏ khai thác ở giai đoạn cuối, các giếng khai thác đã và đang bị ngập nước,
vùng khai thác dịch chuyển dần lên nóc vỉa. Điều đó chứng tỏ rằng, sản lượng dầu
khí có thể thu hồi tại các mỏ thuộc bể Cửu Long trước đây là những mỏ khai thác
chủ lực nay đang giảm nhanh chóng, việc áp dụng các biện pháp gia tăng thu hồi dầu
đang là một vấn đề cấp thiết được nêu ra. Lựa chọn chính xác phương pháp gia tăng
thu hồi dầu cho các mỏ dầu khí là rất mới và đầy thách thức. Việc gia tăng 1-2% hệ
số thu hồi dầu với các mỏ có trữ lượng lớn sẽ tương tự như phát hiện ra một mỏ nhỏ,
đặc biệt là sản lượng khai thác của đối tượng của Mioxen đang giảm dần nên cần
nghiên cứu áp dụng phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu cho tầng Mioxen. Chính
vì vậy, đề tài “Nghiên cứu ứng dụng công nghệ bơm ép luân phiên nước - khí
Hydrocarbon nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu tại tầng Mioxen, Bể Cửu Long” mang
tính cấp thiết, cần được quan tâm và ưu tiên nghiên cứu. Trong số các phương pháp
gia tăng hệ số thu hồi dầu đã được nghiên cứu đến thời điểm hiện tại ở Việt Nam,
bơm ép khí chỉ mới áp dụng thử nghiệm ở một mỏ duy nhất tại đối tượng trầm tích
bể Cửu Long. Với lý do như vậy, việc đẩy nhanh công tác nghiên cứu kỹ các điều
kiện của tầng Mioxen, bể Cửu Long nhằm tìm ra giải pháp gia tăng thu hồi dầu hiệu
quả và áp dụng thực tế là mục tiêu nghiên cứu của đề tài.
2. Mục tiêu của luận án
Để có thể áp dụng thành công phương pháp bơm ép luân phiên nước-khí nhằm
nâng cao hệ số thu hồi dầu cho đối tượng trầm tích lục nguyên bể Cửu Long, nghiên
cứu sinh (NCS) tập trung nghiên cứu:
➢ Từ các kết quả nghiên cứu về cơ chế bơm ép hệ chất lưu nâng cao thu hồi dầu
và các dự án đã áp dụng trên thế giới, xem xét khả năng áp dụng giải pháp kỹ thuật
phù hợp với tính chất địa chất, tính chất đá chứa, tính chất lưu thể và điều kiện khai
thác của các mỏ dầu khí ở Việt Nam, đặc biệt là đối tượng trầm tích lục nguyên.

16. 3
➢ Nghiên cứu các phương pháp xác định áp suất trộn lẫn tối thiểu và làm rõ cơ
chế trộn lẫn, gần trộn lẫn và không trộn lẫn cho đối tượng trầm tích ở Việt Nam.
➢ Nghiên cứu các yếu tố, thông số của vỉa chứa ảnh hưởng đến khả năng áp
dụng phương pháp bơm ép luân phiên nước-khí để nâng cao hệ số thu hồi dầu.
➢ Nghiên cứu và đánh giá hiệu quả nâng cao hệ số thu hồi dầu của phương pháp
bơm ép luân phiên nước-khí trên mô hình của mỏ thực tế với các phương pháp khác.
3. Nội dung và nhiệm vụ nghiên cứu của luận án
Để có thể nghiên cứu đánh giá cơ chế và hiệu quả của quá trình bơm ép luân
phiên nước khí cho đối tượng trầm tích bể Cửu Long phải tiến hành nghiên cứu một
cách chi tiết và khắc phục các điểm còn thiếu của các nghiên cứu trước đây trên thế
giới và Việt Nam. Nghiên cứu phải đánh giá về cơ chế trộn lẫn/gần trộn lẫn/không
trộn lẫn, xác định điểm áp suất trộn lẫn tối thiểu bằng mô phỏng trên kết quả thực
nghiệm đo trong phòng thí nghiệm. Đánh giá toàn bộ các yếu tố ảnh hưởng của cấu
trúc địa chất, độ sâu vỉa, áp suất - nhiệt độ vỉa, tính chất chất lưu vỉa, tính chất khí
bơm ép, cơ chế dòng chảy thực tế trong vỉa, tối ưu quy trình bơm ép và thành phần
khí bơm ép v.v. lên hiệu quả bơm ép khí nâng cao thu hồi dầu. Mô hình mô phỏng
cho toàn bộ mỏ cũng được xây dựng để có thể đánh giá được hiệu quả của quá trình
tối ưu bơm ép khí, bơm ép nước và tối ưu khai thác. Sản lượng dầu dự báo gia tăng
khi áp dụng phương pháp bơm ép nâng cao thu hồi dầu tối ưu cho toàn mỏ được tính
toán kinh tế và đánh giá tính khả thi của phương pháp. Dựa vào các nhận định trên,
nội dung nghiên cứu của luận án bao gồm:
➢ Nghiên cứu, lựa chọn phương pháp bơm ép nâng cao hệ số thu hồi dầu phù
hợp cho đối tượng trầm tích Mioxen, bể Cửu Long.
➢ Nghiên cứu, xây dựng tiêu chí mô phỏng bằng phần mềm để dự báo chính xác
điểm áp suất trộn lẫn tối thiểu (MMP) cho quá trình bơm ép khí từ kết quả thực
nghiệm trong phòng thí nghiệm. So sánh độ chính xác của các phương pháp để xác
định MMP: thực nghiệm trong phòng thí nghiệm; mô phỏng bằng phần mềm PVT;
mô hình mô phỏng thủy động lực học “slimtube”.

17. 4
➢ Nghiên cứu đánh giá và lựa chọn thành phần khí tối ưu bơm ép với điều kiện
thực tế mỏ tại Việt Nam.
➢ Nghiên cứu và xây dựng mô hình thành phần cho toàn mỏ và đánh giá cơ chế
trộn lẫn/gần trộn lần/không trộn lẫn tại mỏ thực tế với các yếu tố ảnh hưởng như tính
bất đồng nhất trong vỉa, bão hòa dầu/khí/nước trong vỉa, thay đổi áp suất - nhiệt độ
vỉa trong quá trình khai thác, thay đổi thành phần hệ chất lưu trong quá trình khai
thác và bơm ép để nâng cao hệ số thu hồi dầu.
➢ Xây dựng các phương án bơm ép để nâng cao hệ số thu hồi dầu và tối ưu khai
thác để đánh giá hiệu quả kinh tế - kỹ thuật của phương pháp bơm ép nước-khí so
với các phương pháp bơm ép thông thường đang áp dụng.
➢ Đánh giá và chứng minh phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu bằng bơm
ép luân phiên nước - khí dưới trộn lẫn (gần trộn lẫn) phù hợp với cấu trúc vỉa chứa,
tính chất lưu thể vỉa và tính chất đá vỉa của tầng Mioxen, mỏ Sư Tử Đen trên mô
hình mô phỏng. Gia tăng thu hồi dầu cao nhất, đảm bảo cả về yếu tố kinh tế và kỹ
thuật.
4. Cơ sở tài liệu và phương pháp nghiên cứu
Cơ sở tài liệu
Tài liệu phục vụ nghiên cứu chủ yếu là các báo cáo kết quả ứng dụng giải
pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu bằng bơm ép nước khí CO2, N2 và Hydrocarbon
luân phiên đã được triển khai ở nhiều khu vực mỏ, nhiều nước khác nhau. NCS đã
tổng hợp các tài liệu cơ sở lý thuyết về nâng cao hệ số thu hồi dầu và các bài báo, kết
quả thực nghiệm được thực hiện trong phòng thí nghiệm và ứng dụng mô phỏng cho
mỏ dầu khí thực tế. Ngoài ra, còn có các tài liệu như : báo cáo nghiên cứu, tổng kết
về địa chất, địa vật lý, trữ lượng, thiết kế, công nghệ mỏ và khai thác cho tầng chứa
cát kết Mioxen nói riêng và mỏ Sư Tử Đen nói chung; các tài liệu báo cáo, nghiên
cứu, phân tích thí nghiệm về mẫu lõi, hệ chất lưu được lấy từ các giếng khoan tầng
Mioxen mỏ Sư Tử Đen và các báo cáo tổng kết hoạt động thăm dò, khai thác dầu khí
ở thềm lục địa Việt Nam của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam.

18. 5
Phương pháp nghiên cứu
Để thực hiện các nội dung nêu trên, NCS đã sử dụng các phương pháp nghiên
cứu sau:
➢ Phương pháp thư mục: tổng hợp, xử lý và thống kê tài liệu của các dự án, sản
xuất để đánh giá các khó khăn và phức tạp ảnh hưởng trực tiếp đến quá trình khai
thác, các phương pháp xử lý đối với giếng khai thác và so sánh cụ thể.
➢ Phương pháp nghiên cứu lý thuyết: Nghiên cứu các phương pháp đã thực hiện
trên thế giới, đánh giá khả năng áp dụng vào mỏ Sư Tử Đen. Tập trung giải quyết
bài toán cơ chế trộn lẫn/gần trộn lần/không trộn lẫn và phân toả của các nút nước-
khí, sự thay đổi áp suất và thay đổi tỷ lệ bơm ép nước-khí đến cơ chế trộn lẫn, thay
thế trong tầng cát kết Mioxen.
➢ Phương pháp nghiên cứu thí nghiệm: Sử dụng kết quả thí nghiệm xác định áp
suất trộn lẫn tối thiểu (MMP) trên thiết bị “slimtube” trên mẫu dầu và khí của tầng
Mioxen, bể Cửu Long.
➢ Phương pháp mô phỏng: mô phỏng số liệu trên phần mềm máy tính để tìm ra
quy luật thay đổi, so sánh với các thí nghiệm trên mẫu lõi để xác định MMP. Mô
phỏng thủy động lực học cho toàn bộ đối tượng nghiên cứu với các phương án bơm
ép khí, các phương án bơm ép luân phiên nước khí để tối ưu giải pháp nâng cao thu
hồi dầu cho tầng Mioxen, bể Cửu Long.
5. Đối tượng và phạm vi của luận án
Để nghiên cứu và có thể áp dụng giải pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu bằng
phương pháp bơm ép luân phiên nước - khí, cần sự quan tâm và đầu tư thích đáng,
đặc biệt là cần khuyến khích các Nhà thầu dầu khí “tiên phong” trong việc áp dụng
thử nghiệm và triển khai mạnh mẽ nếu kết quả nghiên cứu thành công. Với lý do như
vậy, việc nghiên cứu các điều kiện cụ thể của tầng Mioxen, bể Cửu Long với đối
tượng và phạm vi áp dụng như sau:
➢ Đối tượng nghiên cứu: Nghiên cứu ứng dụng công nghệ bơm ép luân phiên

19. 6
nước khí Hydrocarbon nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu cho tầng Mioxen, mỏ Sư Tử
Đen.
➢ Phạm vi: tầng Mioxen, mỏ Sư Tử Đen, Hợp đồng Dầu khí Lô 15-1, bể Cửu
Long thuộc thềm lục địa Việt Nam, do công ty Điều hành chung Cửu Long điều hành.
6. Tính mới và những đóng góp của luận án
Ý nghĩa khoa học của luận án
Đề tài nghiên cứu cơ chế và giải pháp bơm ép luân phiên nước-khí sử dụng
khí Hydrocarbon nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu là lĩnh vực nghiên cứu mới tại
Việt Nam. Bằng nghiên cứu này, NCS giải quyết được bài toán về cơ chế dòng chảy
với các đối tượng khai thác có tính chất vỉa chứa bất đồng nhất, cơ chế tác động khí
nước đối với dầu, cơ chế thay thế của nước và trộn lẫn của khí khi bơm ép xuống vỉa
chứa dầu khí, cơ chế đẩy và quét vi mô hoặc vĩ mô của giải pháp bơm ép nước-khí
luân phiên. Đánh giá được hiệu quả nâng cao hệ số thu hồi dầu của giải pháp bơm
ép luân phiên nước - khí trên một đối tượng cụ thể. Đồng thời, đề xuất các giải pháp
công nghệ áp dụng trong điều kiện các mỏ dầu thực tế tại Việt Nam.
Những luận điểm bảo vệ mới:
(i) Bằng việc xây dựng mô hình mô phỏng xác định được điểm áp suất trộn lẫn
tối thiểu (MMP) cho quá trình bơm ép luân phiên nước khí tại tầng Mioxen,
mỏ Sư Tử Đen.
(ii) Trên cơ sở 9 tiêu chí đánh giá đã chứng minh giải pháp nâng cao hệ số thu hồi
dầu bằng bơm ép luân phiên nước-khí Hydrocarbon là phù hợp nhất với điều
kiện thực tế của mỏ Sư Tử Đen.
Ý nghĩa thực tiễn của luận án
Kết quả nghiên cứu của Luận án là cơ sở để lựa chọn phương pháp bơm ép
luân phiên nước - khí để nâng cao hệ số thu hồi dầu cho tầng Mioxen hạ, bể Cửu
Long và cơ sở khoa học để triển khai áp dụng bơm ép thử nghiệm cho khu vực Tây
Nam của Mioxen mỏ Sư Tử Đen.

20. 7
7. Kết quả nghiên cứu
Nghiên cứu xuất phát từ yêu cầu của thực tế khai thác dầu khí của Việt Nam,
kết quả nghiên cứu sẽ góp phần nâng cao hiệu quả thu hồi dầu của các mỏ dầu khí,
đặc biệt là đối với tầng chứa Mioxen. Kết quả nghiên cứu chỉ ra những luận điểm
khoa học tin cậy làm cơ sở cho việc lựa chọn giải pháp tối ưu để nâng cao hệ số thu
hồi dầu.
➢ Xác định được phương pháp tối ưu và dự báo chính xác áp suất trộn lẫn tối
thiểu và làm rõ được cơ chế trộn lẫn, gần trộn lẫn và không trộn lẫn cho đối tượng
trầm tích ở Việt Nam.
➢ Đánh giá được ảnh hưởng của các thông số của vỉa chứa từ cấu trúc vỉa, địa
chất, công nghệ mỏ đến công nghệ khai thác và khả năng áp dụng thành công của
phương pháp bơm ép luân phiên nước - khí cho đối tượng trầm tích.
➢ Đánh giá được hiệu quả nâng cao hệ số thu hồi dầu của phương pháp bơm ép
luân phiên nước - khí trên mô hình của mỏ thực tế với các phương pháp khác.
➢ Kết quả nghiên cứu được trình bày và công bố tại Hội thảo quốc tế “Khoa học
trái đất và tài nguyên bền vững”.
8. Khối lượng và cấu trúc của luận án
Luận án gồm phần mở đầu, 4 chương nội dung nghiên cứu và phần kết luận,
kiến nghị, danh mục các công trình của tác giả và tài liệu tham khảo, phụ lục. Toàn
bộ nội dung chính của luận án được trình bày trong 133 trang, trong đó có 19 bảng
biểu, 108 hình vẽ, bản đồ, đồ thị và 112 tài liệu tham khảo.
9. Lời cảm ơn
Quá trình nghiên cứu và hoàn thành luận án đã được thực hiện dưới sự hướng
dẫn khoa học rất tận tình của Tiểu ban hướng dẫn, NCS xin bày tỏ sự biết ơn sâu sắc
và cảm ơn chân thành nhất đến PGS. TS. Cao Ngọc Lâm và TSKH. Phùng Đình
Thực.

21. 8
Để hoàn thành tốt luận án này, NCS chân thành cảm ơn sự giúp đỡ tận tình
của Ban Giám hiệu, các thầy cô giáo của Khoa Dầu khí, Khoa Sau đại học, Trường
Đại học Mỏ Địa chất: PGS.TS. Triệu Hùng Trường; PGS.TS Trần Đình Kiên;
PGS.TS Lê Hải An; PGS. TS Lương Quang Khang; PGS. TS. Lê Xuân Lân; PGS.
TS. Nguyễn Thế Vinh; PGS. TS. Lê Quang Duyến; PGS. TS. Hoàng Dung; Ths.
Nguyễn Văn Nam; Ths. Vũ Thiết Thạch; TS. Phạm Đức Thiên; TS. Hoàng Anh
Dũng... Ban Lãnh đạo và các đồng nghiệp thuộc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN):
TS. Phan Ngọc Trung; TS. Nguyễn Quốc Thập; Ths. Nguyễn Ngọc Hoàn; TS. Phan
Tiến Viễn; Ths. Phạm Gia Minh; Ths. Đinh Mạnh Quân, Ths. Phạm Thị Thu Huyền....
Tổng Công ty Thăm dò và Khai thác Dầu khí (PVEP): TS. Trần Hồng Nam, Ths.
Bùi Thiều Sơn, Ths. Trương Tuấn Anh, Ths. Nguyễn Mạnh Tuấn, TS. Nguyễn Hải
An... Viện Dầu khí Việt Nam (VPI): Ths. Hoàng Long; Ths. Lê Thế Hùng; Ths. Đinh
Đức Huy; Ths. Trần Xuân Quý; Ths. Nguyễn Minh Quý; TS. Nguyễn Anh Đức và
Công ty Điều hành chung Cửu Long: KS. Nguyễn Văn Quế; TS. Hoàng Ngọc Đông;
Ths. Trần Hà Minh... Viện nghiên cứu thiết kế (NIPI), Xí nghiệp liên doanh
Vietsovpetro (VSP): TS. Tống Cảnh Sơn; Ths. Nguyễn Lâm Anh; TS. Trần Lê
Phương... Hội Dầu khí Việt Nam: TS. Nguyễn Văn Minh, TS. Nguyễn Xuân Hòa;
Đại học Tulsa: TS. Đỗ Thành Sỹ v.v. và nhiều đồng nghiệp khác mà NCS không thể
liệt kê đầy đủ đã khích lệ và tạo điều kiện thuận lợi về thời gian và phương tiện trong
quá trình nghiên cứu của NCS. Nhân dịp này, NCS xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc
đối với tất cả sự hỗ trợ và giúp đỡ vô cùng quý báu đó.
Cuối cùng, NCS xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc đến những người thân trong
gia đình đã dành cho NCS tất cả sự động viên, ủng hộ, khích lệ to lớn cả về vật chất
lẫn tinh thần giúp NCS hoàn thành tốt bản luận án này.

22. 9
CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN
Khái quát về nâng cao hệ số thu hồi dầu
Trước đây nâng cao hệ số thu hồi dầu (EOR) được định nghĩa chung là lượng
dầu thu hồi gia tăng so với quá trình khai thác thông thường chỉ sử dụng năng lượng
vỉa tự nhiên của của mỏ dầu khí. Với định nghĩa rất rộng này, EOR bao gồm rất nhiều
các giải pháp khác nhau như bơm ép nước, bơm ép kiềm, bơm ép hợp chất
hydrocarbon, bơm ép khí CO2, bơm ép hỗn hợp mixen (micellar)-polyme và các
phương pháp nhiệt khác. Trong đó điển hình là việc áp dụng rộng rãi giải pháp bơm
ép nước để gia tăng sản lượng [27]. Hiện nay các đánh giá EOR được xem xét trên
nhiều khía cạnh: nguyên lý gia tăng thu hồi, tính kinh tế và giai đoạn áp dụng trong
đời mỏ thì giải pháp bơm ép nước và bơm ép khí để duy trì năng lượng vỉa đã được
tách ra khỏi định nghĩa về các giải pháp nâng cao thu hồi dầu. Quá trình bơm ép
nước, bơm ép khí nhằm mục đích duy trì năng lượng vỉa được định nghĩa là quá trình
thu hồi thứ cấp. Phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu là giải pháp tam cấp (cuối
cùng) và đóng vai trò quan trọng để gia tăng lợi nhuận tối đa cho khai thác mỏ dầu
khí. Nâng cao hệ số thu hồi dầu được chia thành các loại: Giải pháp hoá học, giải
pháp khí, giải pháp nhiệt và giải pháp khác (vi sinh, acoustic, điện từ) [49,32,69].
Trong đó các áp dụng trên thế giới tập trung chủ yếu trong 3 giải pháp hóa, khí và
nhiệt (Hình 1.1).
➢ Giai đoạn thu hồi sơ cấp: là giai đoạn đầu tiên của đời mỏ dầu khí với việc sử
dụng năng lượng tự nhiên của vỉa chứa để dịch chuyển dầu khí từ vỉa vào giếng và
nâng chất lưu khai thác lên bề mặt. Ngoài ra, còn có sự hỗ trợ năng lượng từ cơ chế
giãn nở của các thành phần nhẹ hoặc có sử dụng thiết bị bơm điện ngầm, gaslift trong
các giếng khai thác. Khi năng lượng tự nhiên dần bị suy kiệt hoặc không đủ cung cấp
với sản lượng khai thác ngày càng tăng theo kế hoạch phát triển mỏ và kịch bản khai
thác thì giai đoạn khai thác thứ cấp sẽ được áp dụng [5,7].

23. 10
Hình 1.1: Tổng quan thu hồi dầu qua các giai đoạn khai thác
➢ Giai đoạn thứ cấp: là giai đoạn mà thông thường áp dụng bằng quá trình khai
thác kết hợp với bơm ép nước hoặc bơm ép khí với mục đích duy trì năng lượng vỉa
[37]. Sau một thời gian bơm ép, nước sẽ xâm nhập và chiếm tỷ phần chủ yếu trong
các giếng khai thác gây cản trở dòng dầu từ vỉa chứa vào giếng khai thác. Một số mỏ
dầu khí không được tối ưu cho bơm ép thường có hiện tượng ngập nước sớm hoặc
hiện tượng lưỡi nước trong vỉa do dòng nước bơm ép dịch chuyển nhanh dẫn đến
dòng dầu không đến được giếng khai thác. Trong giai đoạn thu hồi dầu thứ cấp, bơm
ép nước không có khả năng đẩy toàn bộ dầu ra khỏi đá chứa, do lực mao dẫn làm
một phần dầu bị giữ lại. Mức độ dầu bị giữ lại ít nhất trong đá chứa có tính dính ướt
nước. Độ bão hòa dầu dư (Sor) tới hạn phụ thuộc vào tính chất giữa pha đẩy-chất lưu
tại chỗ và đặc trưng đá chứa, được hiểu là giới hạn cuối cùng của thu hồi dầu thứ cấp
[19, 21]. Độ bão hòa này phụ thuộc vào tính chất cấu trúc đá chứa, phân bố lỗ rỗng,
tính chất lưu thể vỉa liên quan trực tiếp đến cơ chế vi mô của bẫy chứa, do vậy sẽ
quyết định khả năng thu hồi dầu của quá trình bơm ép nước [22]. Do đó, kể cả những
vỉa chứa có độ rỗng, độ thấm tốt, tính đồng nhất cao được phản ánh qua độ quét
tương đối tốt thì độ bão hoà dầu dư (Sor) vẫn còn khoảng từ 15 - 40% trên tổng lượng

24. 11
dầu trong đá chứa. Giảm độ bão hoà dầu dư và gia tăng hệ số quét của chất lưu bơm
ép là mục tiêu quan trọng đối với thu hồi dầu tam cấp [32].
➢ Giai đoạn tam cấp chính là giai đoạn nâng cao hệ số thu hồi dầu với các giải
pháp chính là giải pháp hoá, giải pháp khí và giải pháp nhiệt. Các phương pháp nâng
cao hệ số thu hồi dầu đều tuân theo nguyên lý cơ bản là nhằm gia tăng hệ số đẩy và
hệ số quét của tác nhân bơm ép, nguyên lý xây dựng trên tương quan của độ nhớt hệ
chất lưu vỉa - chất lưu bơm ép, trọng trường và áp suất mao dẫn [49].
Cơ sở lý thuyết và cơ chế nâng cao hệ số thu hồi dầu
Các phương pháp nâng cao hệ số thu hồi đều tuân theo nguyên lý cơ bản là
gia tăng hệ số đẩy và hệ số quét của tác nhân bơm ép [50], nguyên lý xây dựng trên
tương quan của độ nhớt hệ chất lưu vỉa - chất lưu bơm ép, trọng trường và áp suất
mao dẫn thể hiện qua các công thức cơ bản sau:
Hình 1.2: Công thức tính các mối tương quan của các lực trong EOR
Tăng hệ số đẩy dầu giúp khai thác thêm một phần dầu bị giữ trong các bẫy
mao dẫn hoặc dầu dư còn lại trên bề mặt đá chứa ưa dầu. Hiệu quả đẩy dầu phụ thuộc
lực nhớt, lực mao dẫn và lực trọng trường (hình 1.2).
Tăng hệ số quét của chất lưu bơm ép giúp gia tăng khai thác dầu tại các vùng
ít/không chịu ảnh hưởng của quá trình bơm ép nước thông thường (hình 1.3).

25. 12
Hình 1.3: Tỷ lệ linh động các pha và hệ số quét
Cơ chế nâng cao hệ số thu hồi dầu được thể hiện qua quá trình đẩy dầu ra khỏi
lỗ rỗng và đẩy dầu tại các vùng mà nước bơm ép chưa bao quát được bằng các hệ
chất lưu đẩy hoặc bằng cách thay đổi tính chất của dầu tại chỗ. Cơ chế của các
phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu được định nghĩa bằng 02 quá trình cơ chế
đẩy dầu vi mô và cơ chế đẩy dầu vĩ mô. Cơ chế đẩy dầu vi mô và vĩ mô đều chịu ảnh
hưởng của cấu trúc lỗ rỗng của đá, tính chất lưu thể vỉa, tính chất lưu thể bơm đẩy
để nâng cao hệ số thu hồi dầu, cơ chế dòng chảy trong vỉa.
1.2.1. Cấu trúc lỗ rỗng
Mọi cơ giải pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu đều liên quan đến cấu trúc lỗ
rỗng của vỉa chứa. Hệ số đẩy và hệ số quét của tác nhân bơm ép/chất lưu bơm ép
nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu đều phụ thuộc vào áp suất mao dẫn và độ linh động
của chất lưu, các yếu tố này đều chịu ảnh hưởng và chi phối của cấu trúc lỗ rỗng.
Cấu trúc lỗ rỗng gồm đường kính của các lỗ rỗng, hình thái của lỗ rỗng, cổ lỗ rỗng
và phân bố các lỗ rỗng trong cấu trúc [20]. Chi tiết cấu trúc lỗ rỗng có thể được kiểm
tra thông qua kính hiển vi điện tử (Wardlaw, 1976 [95]; Gardner, 1980 [54]). Trong
những năm gần đây, ưu điểm quan trọng của mô hình môi trường rỗng sử dụng ứng
dụng học thuyết thẩm thấu (Levine et al., 1977; Larson et al., 1981) Các nghiên cứu
trên thế giới về gia tăng thu hồi dầu đã được tiến hành nhiều với mẫu lõi đá cát kết
của mỏ Berea bởi vì nó sẵn có [20]. Quy trình thử nghiệm thiết kế trên các vỉa cụ thể,
tuy nhiên các thử nghiệm với mẫu lõi chỉ tiến hành trong khu vực thử nghiệm [90].

26. 13
Hình 1.4: Cấu trúc lỗ rỗng
1.2.2. Dòng chảy trong lỗ rỗng
Định luật Darcy
Dòng chất lưu trong môi trường rỗng của đất đá được nhà khoa học Darcy mô
tả qua phương trình (1.1), đây là định luật cơ bản thể hiện khả năng dịch chuyển của
chất lưu trong môi trường rỗng. Nó thể hiện mối quan hệ giữa chênh áp của một chất
lưu không chịu nén chảy qua lỗ hổng có chiều dài là L và cắt qua tiết diện A. Tốc độ
của dòng chảy phụ thuộc vào độ nhớt của chất lưu, tiết diện, chiều dài và chênh áp
giữa hai đầu của môi trường rỗng [93]. Định luật Darcy được thể hiện như sau:
𝐾 =
µ𝑞𝐿
𝐴 𝑃
(1.1)
Trong đó : K - Độ thấm, Darcy
P - Độ chênh áp suất giữa đầu và cuối mẫu, atm
L - Chiều dài mẫu, cm
A - Tiết diện mẫu, cm2
µ - Độ nhớt của chất lưu, cp
q - Lưu lượng của chất lưu đi qua mẫu, cm3
/sec
Đá Đá Đá
Đá
Đá
Đá
Lỗ rỗngLỗ rỗng
Cổ lỗ rỗng

27. 14
Dòng chảy đa pha trong môi trường rỗng
Định luật Darcy áp dụng cho chế độ dòng chảy một pha, tuy nhiên trong thực
tế, vỉa chứa dầu khí tồn tại nhiều hơn một loại chất lưu đồng thời (dầu, khí, nước)
chảy tới giếng khai thác [104]. Chế độ của dòng chảy chất lưu trong môi trường đất
đá có thể chia thành hai trường hợp là ổn định và không ổn định. Đối với chế độ chảy
ổn định thì mọi vị trí trong dòng chảy đều có tính chất như nhau, tuy nhiên đối với
chế độ chảy không ổn định thì ngược lại. Nhiều yếu tố ảnh hưởng đến dòng chảy đa
pha như độ bão hoà chất lưu, tính dính ướt, lực mao dẫn, sức căng bề mặt và độ thấm
pha tương đối.
Độ linh động và tỷ số độ linh động của chất lưu
Độ linh động là tỷ số giữa độ thấm và độ nhớt của chất lưu k/µ. Khi dòng chảy
chất lưu có hai pha như khí/dầu; dầu/nước; khí/nước đặc trưng chảy của chất lưu đa
pha phụ thuộc vào tỷ suất giữa độ linh động M của mỗi chất lưu dầu, khí và nước.
Khi một chất lưu bị một chất lưu khác đẩy tỷ số độ linh động được quy ước là tỷ suất
linh động của chất lưu đẩy trên chất lưu bị đẩy [48]. Nếu tỷ số này lớn hơn 1, có
nghĩa là sự đẩy này diễn ra không như ý muốn, thường là kết quả của hiện tượng
phân toả dạng ngón hay có thể bị đánh thủng. Đối với những tỷ số độ linh động nhỏ
hơn hoặc bằng 1 thì quá trình đẩy sẽ diễn ra như piston đẩy. Ảnh hưởng của tỷ số độ
linh động lên hiện tượng phân tỏa dạng ngón bằng cách đưa ra hàng loạt các dạng
phân tỏa dạng ngón xảy ra với các giá trị tỷ số linh động khác nhau (Hình 1.5).
Theo Stalkup (1983) công thức để tính toán tỷ số linh động cho bơm ép nước
khí luân phiên khi có sự hiện diện của nước trong dầu vỉa (công thức 1.2).
( )
( )
Sowavgw
w
o
o
Swavgw
w
g
g
wo
wg
daybiChat
dayChat
KK
KK
M






+








+
=
+
+
==
−−
−






(1.2)
Trong đó:
M : Tỷ số linh động trong bơm ép nước khí luân phiên.

28. 15
λchat-day : Độ linh động của nước và khí.
λ chat-bi-day : Độ linh động của nước và dầu.
Kw, Kg, Ko : độ thấm pha hiệu dụng của nước, khí và dầu (mD).
µw, µg, µo : Độ nhớt của nước, khí, dầu (cP).
Hình 1.5: Hiện tượng phân tỏa dạng ngón trên mô hình 5 điểm
1.2.3. Cơ chế đẩy dầu vi mô
Quá trình đẩy dầu từ vỉa chứa vào giếng đòi hỏi dòng dầu và chất lưu bơm
đẩy đều đi qua lỗ rỗng của đá chứa. Sự thay đổi khác nhau về kích thước, hình dạng
và mức độ liên kết giữa các lỗ rỗng sẽ dẫn đến sự thay đổi liên tục của vận tốc dòng
chất lưu khi đi qua không gian rỗng. Không thể xác định chính xác vận tốc do sự vận
động rất phức tạp của quá trình này [25]. Một trong các nguyên tắc để nâng cao hệ
số thu hồi dầu là vận tốc dòng chảy chậm. Khi hệ số Reynold thấp hoặc cơ chế dòng
chảy chậm, năng lượng dòng bị giảm bởi lực nhớt và sự thay đổi của vận tốc dòng
do cấu trúc lỗ rỗng làm giảm vận tốc của dòng.
Cơ chế đẩy vi mô phụ thuộc vào rất nhiều yếu tố từ cơ chế trộn lẫn/không trộn
lẫn, vị trí tiếp xúc giữa chất lưu đẩy và chất lưu vỉa [49]. Cơ chế đẩy vi mô còn phụ
thuộc vào cấu trúc của lỗ rỗng, bẫy dầu trong cấu trúc rỗng, dầu tàn dư còn lại sau
khi bơm đẩy nước, tính chất dính ướt của đá vỉa, góc tiếp xúc giữa chất lưu đẩy -
chất lưu vỉa hoặc nước - dầu. Để có thể hiểu rõ được từng cơ chế thì cần hiểu rõ được

29. 16
các yếu tố ảnh hưởng đến cơ chế đẩy vi mô.
1.2.3.1. Quá trình đẩy không trộn lẫn và khu vực tiếp xúc phía trước
Dòng chất lưu không trộn lẫn thực sự luôn tách biệt do bề mặt được xác định,
độ dày của chúng chính là đường kính phân tử. Bề mặt xung quanh giữa các dòng
chất lưu đóng vai trò quan trọng trong di chuyển vi mô của dòng lỏng và quá trình
đẩy trong môi trường rỗng, cũng như sẽ ảnh hưởng trực tiếp đến vùng tiếp xúc phía
trước [22]. Ở mức độ vi mô, sự tồn tại và hình dạng của chúng được xác định bởi
ảnh hưởng của cả dạng lỗ rỗng và đặc tính dính ướt của các dòng lỏng với bề mặt
của không gian rỗng. Vận tốc dòng chảy, áp suất tăng lên trong vùng phân cách pha
giữa hai chất lỏng và được xác định là vùng tiếp xúc phía trước (frontal region) trong
môi trường rỗng.
Do sự không ổn định của áp suất mao dẫn hoặc do bẫy mà dầu tàn dư trong
đá chứa luôn lớn khi bơm ép nước gia tăng thu hồi. Để có thể tối ưu bơm ép chất lưu
nâng cao hệ số thu hồi dầu thì cần xem xét đồng thời hai cơ chế là đẩy không trộn
lẫn dẫn đến dầu tàn dư bị bẫy khi các giọt đẩy bị tách biệt và thứ hai là tăng hiệu quả
đẩy trộn lẫn khi giảm các bẫy dầu trong đá chứa.
1.2.3.2. Quá trình đẩy trộn lẫn
Cơ chế liên quan đến quá trình đẩy hai chất lỏng trộn lẫn là không có sự phân
biệt rõ ràng giữa các lớp chất lỏng để ngăn cản sự di chuyển của các phân tử. Ngoài
ra sự khác biệt giữa “trộn lẫn” và “hỗn hợp” cần phải làm rõ vì sẽ ảnh hưởng rất lớn
đến quá trình đẩy vi mô, ảnh hưởng đến dòng chảy trong lỗ rỗng. “Trộn lẫn” là hệ
chất lưu đẩy và lưu thể vỉa là một thể thống nhất, chỉ có thể tồn tại trong một pha duy
nhất là pha khí hoặc dạng pha lỏng, dòng chảy của “trộn lẫn” qua lỗ rỗng là dòng
chảy đơn. “Hỗn hợp” là chất lưu đẩy và chất lưu vỉa tổn tại song hành cùng dạng pha
khí hoặc pha lỏng và dòng chảy của “hỗn hợp” là dòng chảy của nhiều chất với các
phân tử và vận tốc khá nhau, dòng chảy có thể là dòng chảy rối hoặc dòng chảy phức
hợp. Trộn lẫn hoàn toàn và trộn lẫn hỗn hợp được phân biệt do sự khác nhau về tính
chất lưu đẩy và tính chất lưu vỉa, có thể do tỷ trọng, tính chất lý - hóa, độ nhớt, thành

30. 17
phần các cấu tử v.v. Công thức để mô tả quá trình dịch chuyển liên tục, hỗn loạn
trong một khoảng không chung dựa vào khối lượng riêng của từng phân tử tuân theo
phương trình mũ để mô phỏng đường cong theo thời gian (Crank,1956) [27]
Th = x2
/SD (1.3)
Trong đó: x: là độ dài không gian, cm;
S: là số tỷ lệ (có độ lớn là 10) tùy theo các hướng của không
gian và hình dạng;
D: là sự khuếch tán phân tử, cm2
/s.
Đối với các loại dòng lỏng trộn lẫn có thể trở thành trộn lẫn hỗn hợp trong
thời gian ngắn nhất, chúng cần được tiếp xúc gần với nhau hơn. Tuy nhiên, kết quả
cho thấy sự ảnh hưởng của sự khác nhau giữa tốc độ chảy qua lỗ rỗng được hoàn
toàn xóa bỏ khi mở rộng ‘vùng trộn lẫn’ giữa hai dòng lỏng. Lý do cho hiện tượng
này là sự khuếch tán phân tử rất hiệu quả trong việc đồng nhất các chất trong từng lỗ
rỗng trong một khoảng thời gian của dòng lỏng chảy qua toàn bộ cấu trúc lỗ rỗng.
Một ảnh hưởng tương tự về sự khuếch tân phân tử trong việc ngăn cản sự trộn lẫn
hai dòng lỏng trộn lẫn trong thời gian chảy qua lỗ nhỏ được miêu tả bởi Taylor (1953).
Thí nghiệm đẩy hoà trộn lý tưởng đã được thực hiện để đánh giá sự phát triển
của khu vực trộn lẫn. Một mẫu đá lớn đồng nhất đã được sử dụng và dòng lỏng để
thay thế và dòng lỏng bị thay thế được chọn với khả năng hòa lẫn với nhau và có
năng lượng chảy giống hệt nhau [22]. Sự thay đổi của Δx (cm) được đo khi tỷ lệ là
10% và 90%, tỷ lệ có được là (Aronofsky và Heller, 1957) [22].
Δx 90,10 = 3.62√𝔇𝑡 (1.4)
Trong đó: t là thời gian trôi qua theo giây khi Δx = 0 (nó còn có thể được thể
hiện dưới dạng quãng đường chia cho tốc độ chảy) và 𝔇 là hệ số khuếch tán theo
cm2
/s (giống với giá trị của khuếch tán phân tử). Hệ số khuếch tán này là hàm của tỷ
lệ bay hơi và khuếch tán, theo chỉ số vi mô của số Peclet, Pe
Pe = λv/D (1.5)

31. 18
Trong đó: D là sự khuếch tán phân tử (hay tỷ lệ khuếch tán là cm2
/s), λ là
khoảng cách vi mô (cm) và v là tốc độ dòng chảy dòng lỏng (cm/s). Theo Heller
(1963)[49], tỷ lệ giữa 𝔇 và D có thể viết theo dạng công thức dưới đây
(1.6)
Trong đó:  là tỷ lệ rỗng trong đá và F là hệ số chống đối độc lập. Hệ số a1 và
a2 phụ thuộc vào lỗ rỗng bên ngoài đá, với a2 rất nhỏ và gần như không ảnh hưởng
gì đến tính chất đá.
Từ các công thức và biện luận ở trên có thể nhận định hiệu quả của quá trình
đẩy vi mô sẽ chịu ảnh hưởng rất lớn từ quá trình trộn lẫn hoàn toàn hay trộn lẫn hỗn
hợp. Vận tốc dòng chảy sẽ là yếu tố quyết định lên áp suất mao dẫn và lực đẩy dầu
cũng như hệ số bao quét của hệ lưu đẩy trên phạm vi lỗ rỗng và toàn bộ cấu trúc lỗ
rỗng của đá vỉa.
1.2.3.3. Ảnh hưởng của bẫy dầu
Về lý thuyết, ciệc làm giảm tỷ lệ dầu dư có thể đạt khi bơm ép nước ban đầu
với chỉ số mao dẫn lớn [19]. Nói chung, bão hoà dầu dư thấp đạt được ở một chỉ số
mao dẫn khi dầu thu được liên tục (Stegemeier,1977; Chatzis và Morrow,1981) [53].
Việc này có thể liên quan đến sự khác biệt trong cách vận hành về thu hồi dầu thông
qua dòng chảy liên tục và không liên tục. Để dịch chuyển giọt dầu cần có sự khác
biệt đủ lớn giữa lực dẫn lưu và hấp thụ, việc ngăn chặn bẫy các giọt dầu có thể yêu
cầu việc hấp thụ phải xảy ra ở phần cuối đuôi giọt dầu trước khi giọt dầu bị cắt khỏi
thành phần chính dính trên bề mặt lỗ rỗng hoặc các bẫy của lỗ rỗng hoặc trong toàn
bộ cấu trúc không gian hạt [53]. Sự đo đạc về khối lượng của các hình cầu giọt dầu
cho thấy chỉ số mao dẫn để di chuyển phải lớn hơn gấp 20 lần lực cản trở nó bởi các
bẫy dầu (Morrow và Chatzis,1982) [53]. Tuy nhiên, đối với môi trường chặt sít, sự
phân tách ít hơn nhiều, lên tới 50% hoặc lớn hơn trong việc giảm dầu dư, có được từ
hai điều kiện đầu tiên (dầu dư và dầu chảy liên tục) ở cạnh bên nhau.
𝔇/D = 1/F∅ + a1Pe + a2Pe2

32. 19
1.2.3.4. Ảnh hưởng của tính chất dính ướt đến khả năng thu hồi dầu
Khả năng dính ướt là yếu tố chính trong việc phân chia các pha (rắn, lỏng,
khí) và có thể tạo ra những thay đổi lớn trong cơ chế đẩy đầu đã được nghiên cứu
trong một hệ thống có một khả năng dính ướt hoàn toàn (Raza et al.,1968) [53]. Đo
góc liên kết giữa dầu thô và nước biển tại một số bề mặt lựa chọn cho thấy tình trạng
liên kết từ dính ướt nước đến dính ướt dầu, tương tự như được phát hiện tại các giếng
dầu (Treiber et al.,1972) [53]. Mặc dù góc dính ướt thường được nhận định chung là
công cụ để đo độ dính ướt nhưng ứng dụng của nó tại các giếng dầu thường hạn chế
là do việc đo đạc không diễn ra ngay tại bề mặt của đá tại giếng dầu. Sự khác biệt
giữa các thành phần khoáng chất trong đá cũng dẫn tới khả năng dính ướt khác nhau
ở từng bề mặt của đá và cũng thay đổi từ bề mặt tiếp xúc nhỏ đến bề mặt tiếp xúc lớn
[21].
Các nghiên cứu trên thế giới đã chứng minh môi trường dính ướt tốt nhất để
làm giảm sự bẫy nước/bẫy dầu thì áp suất mao dẫn hấp thụ phải tiến tới không. Tuy
nhiên, khi áp suất mao dẫn hấp thụ chuyển dấu, hệ thống sẽ thay đổi thành bán kết
dính và sự hấp thụ của hai chất lỏng sẽ không xảy ra tự nhiên nữa [25]. Sự thay đổi
dấu gắn liền với sự thay đổi đột ngột trong quá trình làm đầy lỗ rỗng với những lỗ to
được làm đầy trước những lỗ nhỏ. Việc đo góc dính ướt tại chất lỏng micellar đã
được báo cáo bởi Reed và Healy (1979) [53]. Môi trường dính ướt để thu hồi dầu tốt
nhất không nhất thiết là môi trường dính ướt tốt nhất nếu tất cả các yếu tố khác là
bằng nhau (Reed và Healy,1979) [53]. Do sự khác nhau quá lớn giữa các phương
pháp đẩy được tạo ra bởi hiệu quả dính ướt, để có thể tối ưu và gia tăng hiệu quả cho
quá trình đẩy vi mô thì các nghiên cứu khoa học về mức độ dính ướt cần được thực
hiện trước để rút ra được một giải pháp tốt về sự quan trọng của khả năng dính ướt
ở các phương pháp thu hồi dầu khác nhau. Với các mỏ dầu thì chất lưu đẩy nâng cao
hệ số thu hồi dầu sẽ là tốt nhất khi có thể chuyển dịch từ dính ướt dầu sang dính ướt
nước mạnh.

33. 20
1.2.4. Cơ chế đẩy dầu vĩ mô
Mục tiêu chính của việc mô tả tác động vĩ mô của thu hồi dầu là dùng tính
toán để dự đoán các bước trong quá trình bơm ép với các đặc điểm có thể tính toán
hoặc ước lượng được. Hơn nữa, nó cũng có thể tính toán cụ thể mà không dựa vào
các đặc tính, ảnh hưởng cụ thể trong các trường hợp vi mô như cấu trúc của lỗ rỗng,
độ thấm, dính ướt của đá. Ở góc độ vĩ mô là các tính toán khối lượng trung bình của
đá có chứa rất nhiều lỗ rỗng, hay có thể hiểu là trên toàn bộ cấu trúc của tất cả các
đối tượng sẽ áp dụng để nâng cao hệ số thu hồi dầu. Những tính chất đá vỉa này gồm:
độ rỗng, độ thấm, độ thấm tương đối, độ ướt dính, bão hòa dầu dư, bão hòa nước ban
đầu và tỷ lệ ngập nước trong đá, hoặc những thông số biến thiên như vận tốc dòng
chảy và nồng độ của chất lưu vỉa, nồng độ chất bơm đẩy theo không gian và thời
gian. Theo cách tiếp cận vi mô, những yếu tố trên được liên quan với nhau bởi một
công thức toán học. Công thức Darcy và biểu thức cân bằng trọng lượng và tỷ lệ
dòng chảy đã được sử dụng khá thành công để thể hiện các vấn đề vi mô, mà không
nhắc đến những thay đổi vĩ mô đằng sau nó. Về địa chất, tính bất đồng nhất về phân
bố độ rỗng trong toàn bộ không gian vỉa chứa, tính chất liên thông giữa các vỉa cát
sẽ tác động rất lớn đến độ thấm cũng như dòng chảy trong vỉa, tác động rất lớn đến
khả năng quét của của hệ chất lưu đẩy để nâng cao thu hồi dầu. Cấu trúc của vỉa chứa
sẽ dẫn đến sự khác biệt lớn về khối lượng, vận tốc và hướng của dòng chảy trong vỉa
giữa vỉa này với các vỉa cát khác. Tất cả các vấn đề về địa hình, cấu trúc sẽ ảnh hưởng
đến sự thay đổi vận tốc dòng được miêu tả kỹ tại các tài liệu và những ảnh hưởng
của nó trong quá trình áp dụng nâng cao thu hồi dầu (Muskat, 1949; Collins, 1976)
[37]. Hai vấn đề chính dẫn đến sự liên quan này là độ nhớt và trọng lượng riêng. Tốc
độ không ổn định ở vùng tiếp giáp dẫn đến hình thành và phát triển của “lưỡi nước”
hay những rãnh dọc theo các pha đẩy di chuyển nhanh hơn so với dòng lỏng chảy
ngang qua các không gian giữa chúng. Giải thích trên sử dụng các dòng lỏng trộn
lẫn, do không có dầu dư, tình huống này có thể được miêu tả số học theo phương
trình vi phân (Perrine, 1961; Heller,1966).
Tình huống tương tự xảy ra với quá trình đẩy không trộn lẫn, với một số thay

34. 21
đổi. Việc quan trọng nhất là phải đánh giá độ thấm tương đối và độ linh động. Độ
linh động được định nghĩa là tỷ lệ giữa độ thấm tương đối trên độ nhớt. Tổng độ linh
động của pha chảy chỉ là tỷ lệ của tổng số tốc độ Darcy trên sự chênh áp suất. Do đó,
cho λa:
λa = kea/µa (1.7)
và cho tổng độ linh động, λtot
λtot = λa + λb =
(𝑄𝑎+𝑄𝑏)/𝐴
𝛥𝑃/𝐿
(1.8)
cho hệ chảy của diện tích mặt cắt ngang A và chiều dài L, trong đó cả dầu và
nước đều linh động
Tỷ lệ linh động hiệu quả, M, cho bơm ép nước bằng:
M =
𝜆𝑑𝑖𝑠𝑝𝑙𝑎𝑐𝑖𝑛𝑔
𝜆𝑑𝑖𝑠𝑝𝑙𝑎𝑐𝑒𝑑
=
𝐾𝑟𝑤
𝐾𝑟𝑜
x
µ𝑜
µ𝑤
(1.9)
Vùng tiếp xúc phía trước của dòng chảy ngang không ổn định và sẽ bị phá vỡ
thành dòng chảy nhỏ nếu M>1. Sự phát triển của khu vực lưỡi nước tăng số mũ theo
thời gian (Chuoke et al.,1959) và phụ thuộc vào M và các yếu tố khác. Sau một thời
gian đầu giao thoa, tốc độ dòng chảy của dòng lỏng bơm ép (dòng thay thế –
displacing) trong dòng chảy con sẽ vượt quá tốc độ của dòng lỏng thu hồi (displaced)
giữa chúng khi bằng tỷ lệ linh động hiệu quả M. Chiều dài của dòng lưỡi nước sẽ
tăng tỷ lệ thuận với lượng nước bơm vào.
Khái niệm này được áp dụng cho cả quá trình đẩy trộn lẫn và không trộn lẫn
để dự đoán về khả năng và tỷ lệ linh động giữa chất lưu đẩy và chất lưu vỉa để đánh
giá hiệu quả nâng cao thu hồi dầu. Cùng đó, nó còn được sử dụng để dự đoán những
lợi ích của EOR khi sử dụng phương pháp kiểm soát độ linh động. Giống như các
phương pháp được sử dụng để kiểm soát độ linh động, việc này cần nghiên cứu kỹ
hơn.

35. 22
1.2.5. Hiệu suất đẩy vi mô và hiệu suất đẩy vĩ mô
Phương pháp thu hồi dầu (EOR) bao gồm rất nhiều hiện tượng và vấn đề sẽ
được thảo luận ở chương này. Các hiện tượng này chủ yếu dựa vào dòng chảy chậm
qua vật trung gian có lỗ rỗng và gần với vật rắn hoặc vật lỏng gần đấy, quyết định
tốc độ của dòng chảy. Do tất cả các vỉa dầu đều chứa nước và dầu, nghiên cứu về
việc chảy hai pha đã là thành phần chính của chương này. Hai dòng lỏng này và các
tác động lẫn nhau của nó với đá ảnh hưởng lớn đến lượng dòng lỏng tồn dư còn lại
cũng như sự thay đổi thành phần trong quá trình thu hồi dầu. Các cách thu hồi dầu
khác nhau theo cấp vi mô bao gồm chất không trộn lẫn, bán trộn lẫn và trộn lẫn. Đối
với chất đầu tiên, lực mao dẫn nhỏ có ảnh hưởng lớn nhất trong các bề mặt lỏng-lỏng
và chịu trách nhiệm chính về các pha vi mô và vĩ mô trong dòng chảy và thu hồi.
Cách khác, không có loại lực này trong dòng lỏng trộn lẫn. Đối với chất này, trung
chuyển khối lượng các chất khác nhau bởi đối lưu hoặc khuếch tán là quan trọng nhât
trong việc thu hồi, nhưng cũng đóng thành phần không nhỏ vào hai trường hợp khác
bên trên.
Bên cạnh đó, cần thảo luận về sự thay đổi vĩ mô trong tốc độ dòng chảy. Sự
khác biệt này có thể do những khác biệt về cấu trúc địa hình và ảnh hưởng về kích
thước, và sự phát triển của các dòng chảy không bền vững do độ nhớt và sự khác biệt
về trọng lượng riêng giữa dòng lỏng bơm vào và dòng lỏng thu được. Theo cách nhìn
để thiết kế hệ thống EOR, nhận biết các ảnh hưởng vĩ mô và làm giảm sự bất ổn ở
các vùng tiếp xúc trong quá trình thu hồi sẽ tăng hiệu quả.
Như đã biện luận ở trên, hiệu suất đẩy vi mô và hiệu suất đẩy vĩ mô được sử
dụng để đánh giá khả năng thành công của quá trình bơm ép. Phần dầu được lấy ra
từ các lỗ rỗng do bơm ép được gọi là hiệu suất đẩy dầu vi mô (Ed). Ngược lại, hiệu
suất đẩy vĩ mô hay hiệu quả bao quét theo thể tích là thể tích của phần chất lưu bị
đẩy ra khỏi đá chứa được tiếp xúc với chất lưu bơm ép. Hệ số bao quét theo thể tích
Ev được cấu thành bởi hai yếu tố: Hiệu quả bao quét theo diện, EA và hiệu quả bao
quét theo phương thẳng đứng, EI.

36. 23
Hệ số bao quét theo diện EA là tỷ số giữa diện tích tiếp xúc với với tác nhân
đẩy quét trên diện tích toàn phần của vỉa chứa. Hệ số bao quét theo phương thẳng
đứng là tỷ phần thiết diện thẳng đứng của vỉa chứa được tiếp xúc với tác nhân đẩy
quét trên thiết diện toàn phần của vỉa chứa. Hình 1.6 trình bày sơ đồ minh họa giá trị
EA và EI cho trường hợp đẩy quét lý tưởng kiểu piston cho một vỉa chứa gồm 4 tập
vỉa không đồng nhất. Phương trình 1.10 có một số hạn chế khi cả hai hệ số bao quét
theo diện và phương thẳng đứng chỉ phản ánh tỷ số theo diện tích nên tích của chúng
chưa phản ánh đúng hiệu quả bao quét theo thể tích.
Hình 1.6: Hệ số bao quét thể tích theo chiều thẳng đứng và theo diện
Các dự án nâng cao hệ số thu hồi dầu trên thế giới và khu vực
Dựa trên kết quả đánh giá hơn 1.000 dự án EOR (Bảng 1.1) đã áp dụng trên
thế giới được phân loại theo các thông số vỉa, điều kiện khai thác (trong đất liền,
ngoài biển) và hiệu quả áp dụng của giải pháp, các nhà nghiên cứu đã chỉ ra xu hướng
áp dụng EOR cho các đối tượng. Giải pháp nhiệt và hóa học được áp dụng chủ yếu
cho đối tượng trầm tích và các mỏ dầu khí khai thác có vị trí trên đất liền. Giải pháp
khí và bơm ép nước thứ cấp chiếm ưu thế với đối tượng carbonate, turbidite và các
mỏ dầu khí khai thác ngoài biển. Bơm ép hóa phẩm có hạn chế là rất khó để áp dụng
tại các mỏ có độ sâu lớn (nhiệt độ cao, áp suất cao) hoặc khai thác ngoài biển do chế
(1.10)
Soi – Sor
Ed =
Soi
EA = Ev x EI

37. 24
tạo các hóa phẩm chịu được nhiệt độ trên 800
C và chịu được độ khoáng hóa cao của
nước biển và nước vỉa là rất khó hoặc nguồn cung với khối lượng lớn. Các dự án
EOR trên thế giới tập trung chủ yếu ở các mỏ dầu khí của nước Mỹ và Canada, ngoài
ra còn có ở một số nước ở Châu Âu, Châu Á và Châu Mỹ.
Bảng 1.1: Bảng tổng hợp cách phương pháp EOR đã thực hiện trên thế giới
Phương pháp thu hồi
Đá vỉa
Cát kết Carbonate Khác
Giải pháp nhiệt
Bơm ép hơi nước 513 7 12
Bơm ép không khí 27 10 1
Nước nóng 17 - -
Giải pháp khí
CO2 117 92 10
Hydrocarbon 45 47 25
N2 19 14 2
Giải pháp hóa
Alkaline 22 - -
Polyme 267 64 9
Micellar Polyme 38 6 -
S, AP, AS & ASP 27 - -
- Giải pháp nhiệt: bao gồm bơm ép nước nóng nhằm kích thích vỉa hoặc áp
dụng giải pháp “huff and puff”, bơm ép SAGD, đốt nóng vỉa chứa, thậm chí một số
giải pháp không có hiệu quả kinh tế cao như đốt nóng bằng phương pháp điện từ
hoặc vi sóng để nâng cao thu hồi dầu . Giải pháp nhiệt chủ yếu được áp dụng cho các
mỏ dầu nặng, có API < 20 và mỏ dầu khí có vị trí trên đất liền hoặc có thể áp dụng
hiệu quả cho các mỏ bitumen hoặc dầu nặng trên thế giới. Trong đó kích thích vỉa
tuần hoàn bằng dòng nước nóng (CSS-Cyclic Steam Stimulation), bơm ép nước nóng
và hơi nước nóng/khí bơm ép áp suất cao (SAGD - Stream Assisted Gravity
Drainage) là những phương pháp áp dụng nhiều nhất cho các mỏ dầu nặng, bitumen
và các vỉa cát kết [37] .
- Giải pháp hóa: bao gồm bơm ép polyme, gel, chất hoạt động bề mặt (HĐBM),
các loại kiềm hữu cơ, kiềm vô cơ, dung môi hóa học, phức hợp vi sinh hóa lý, phân

38. 25
tử hóa học dạng nano hoặc tổ hợp các chất hóa học [78]. Các công trình nghiên cứu
và áp dụng giải pháp đến nay trong công nghệ khai thác dầu khí trên thế giới đang
có xu hướng sử dụng tích hợp nhiều tác nhân hóa học trong một giải pháp, các nghiên
cứu gần đây đã chứng minh sự kết hợp giữa tác nhân Nano và chất HĐBM sẽ đem
lại hiệu quả cao cho tổ hợp EOR [20]. Việc nghiên cứu, lựa chọn giải pháp, chế tạo
và phát triển ứng dụng nâng cao hệ số thu hồi dầu đã là một phần trong kế hoạch
phát triển ban đầu với bất kỳ một mỏ dầu khí nào [102,104]. Bơm ép hóa phẩm có
hạn chế là rất khó để áp dụng tại các mỏ có độ sâu lớn (nhiệt độ cao, áp suất cao do
công nghệ để chế tạo các hóa phẩm chịu được nhiệt độ trên 800
C và chịu được độ
khoáng hóa cao của nước biển và nước vỉa là rất phức tạp và đắt tiền. Ngoài ra với
mỏ dầu khí ngoài biển thì việc cung cấp nguồn hóa phẩm hàng ngày để phục vụ bơm
ép cũng là rất khó khả thi.
- Giải pháp khí: gồm bơm ép trộn lẫn và hòa tan, bơm ép gần trộn lẫn, bơm ép
không trộn lẫn của các nguồn khí. Các tác nhân bơm ép khí bao gồm khí hydrocarbon
(đã được làm giàu hoặc làm sạch, hoặc khí đồng hành), CO2 và N2. Giải pháp bơm
ép tác nhân khí được sử dụng nhiều trong các mỏ dầu nhẹ và cho đối tượng trầm tích
có áp suất vỉa đủ lớn cho quá trình bơm ép trộn lẫn. Bơm ép N2 được đề xuất áp dụng
để tăng thu hồi dầu dưới điều kiện trộn lẫn, cả không trộn lẫn [98] và áp dụng cho
trầm tích lục nguyên nhưng theo ghi nhận các nghiên cứu gần đây thì không thấy sự
gia tăng các dự án thử nghiệm giải pháp này có thể một phần do hạn chế của nguồn
cung N2 cũng như khả năng trộn lẫn và gia tăng thu hồi của N2 không cao so với giải
pháp bơm ép khí CO2 hoặc khí hydrocarbon. Giải pháp bơm ép khí CO2 hoặc
hydrocarbon được áp dụng chủ yếu cho đối tượng trầm tích lục nguyên, đặc biệt áp
dụng nhiều với các mỏ trong đất liền do gắn với trang thiết bị bơm ép và yếu tố kinh
tế của dự án bơm ép khí. Trong giải pháp này thì phương pháp bơm ép luân phiên
nước - khí (WAG-Water Alternating Gas) được áp dụng nhiều nhất và cũng đem lại
hiệu quả nâng cao hệ số thu hồi dầu cao nhất, đặc biệt áp dụng nhiều tại Canada, Mỹ,
Venezuela, Trung Đông. Hầu hết các giải pháp bơm ép trộn lẫn hay không trộn lẫn
của khí Hydrocarbon áp dụng tại Mỹ đều là ở các mỏ dầu ở vùng Alaska [85].

39. 26
Hiện nay, các dự án áp dụng giải pháp khí cho các mỏ ngoài biển cũng tăng
nhanh cùng với sự phát triển của công nghệ khai thác dầu khí, đối với các giàn/mỏ
khai thác ngoài biển nguồn khí cung cấp cho bơm ép là hết sức quan trọng vì xa bờ.
Nhiều dự án bơm ép CO2 đã chứng minh tính hiệu quả của giải pháp tuy nhiên lại
không được áp dụng cho các mỏ ngoài biển nhiều bởi nguồn cung cấp khí CO2 không
khả thi do xa các nhà máy công nghiệp cũng như hệ thống đường ống vận chuyển
khí quá đắt đỏ. Nên với một số mỏ thì giải pháp bơm ép khí đồng hành hydrocarbon
và nước luân phiên là giải pháp khả thi, giải pháp bơm ép luân phiên nước-khí đòi
hỏi áp suất vỉa chứa phải đủ lớn trên giá trị áp suất trộn lẫn (MMP – Minimum
Miscibility Pressure) để có thể trộn lẫn với hệ chất lưu vỉa. Nếu chỉ gần đến điểm áp
suất trộn lẫn thì hiệu quả của giải pháp cũng giảm sút đáng kể khi áp dụng thực tế.
Các thống kê và nghiên cứu trên thế giới cho thấy rằng, với các mỏ dầu khí khai thác
ở ngoài biển thì các dự án EOR chủ yếu là bơm ép khí thay cho bơm ép nước thông
thường [104], điển hình là một số dự án EOR ở ngoài khơi Malaysia [27] (Hình 1.7).
Hình 1.7. Xu hướng EOR tại mỏ dầu khí ngoài biển của Malaysia
Dựa trên thống kê các dự án nâng cao hệ số thu hồi dầu trên thế giới (Bảng
1.1) và các đánh giá ở trên cũng cho thấy hai phương pháp bơm ép khí và bơm ép
hóa phẩm là phù hợp với địa chất, tính chất đá chứa, tính chất lưu thể, điều kiện khai
thác của các mỏ dầu khí ở Việt Nam. Phương pháp nhiệt chủ yếu áp dụng cho dầu
nặng (API < 20) hoặc mỏ dầu khí có vị trí trên đất liền nên không phù hợp với dầu

40. 27
vỉa và điều kiện khai thác ở Việt Nam.
Đánh giá và lựa chọn phương pháp bơm ép luân phiên nước - khí
Hiệu quả của các phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu như phương pháp
nhiệt, phương pháp hóa, phương pháp bơm ép khí đều phụ thuộc quá trình phân tích
từ kỹ thuật đến kinh tế của dự án. Các phân tích, đánh giá kỹ thuật - kinh tế sẽ chỉ ra
giải pháp phù hợp để áp dụng triển khai thực tế dự án nâng cao hệ số thu hồi cho các
mỏ dầu khí [66]. Ảnh hưởng của tính chất địa chất - địa vật lý, công nghệ mỏ của mỏ
dầu khí như độ sâu của đối tượng địa chất, cấu trúc vỉa chứa, mức độ đồng nhất và
các tính chất vật lý - thạch học của đá vỉa đối với việc lựa chọn và hiệu quả của các
phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu [34,67,108].
- Độ sâu của các vỉa chứa tại Việt Nam khá lớn nên nhiệt độ vỉa và áp suất vỉa
cao, việc áp dụng phương pháp hóa học sẽ bị hạn chế. Hóa phẩm bơm ép khó chịu
được nhiệt độ và áp suất cao hoặc có thể chịu được thì chi phí để chế tạo hóa phẩm
cũng rất lớn. Ngoài ra, điều kiện khai thác ở Việt Nam chủ yếu ngoài khơi sẽ gây
khó khăn và chi phí tăng cao khi áp dụng bơm ép hóa phẩm, công nghệ bơm ép áp
dụng ngoài biển cũng rất phức tạp.
- Mức độ đồng nhất/bất đồng nhất của vỉa chứa đặc biệt ảnh hưởng đến hai giải
pháp hóa và khí khi áp dụng bơm ép thực tế. Một số mỏ bơm ép tác nhân hóa và khí
cho thấy xẩy ra hiện tượng xuyên thủng/đánh thủng (by pass/breakthrough) của hệ
chất lưu bơm ép, cụ thể hệ chất lưu bơm chủ yếu tập trung đi vào các vùng hoặc đới
có độ thấm cao và sau đó đến giếng khai thác rất nhanh chóng. Hiện tượng này làm
giảm rất nhiều hiệu quả của phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu. Với các vỉa
dầu khí tại Việt Nam, mức độ bất đồng nhất trong vỉa rất cao nên giải pháp bơm ép
luân phiên nước khí với cơ chế trộn lẫn sẽ phù hợp.
- Tính chất vật lý - thạch học của đá vỉa cũng ảnh hưởng rất lớn đến việc lựa
chọn phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu phù hợp và hiệu quả cho mỏ dầu khí.
Một số nghiên cứu đã chứng minh với vỉa chứa có độ rỗng lớn, độ thấm lớn nếu sử
dụng giải pháp bơm ép tác nhân hóa sẽ cho hiệu quả tốt hơn so với các vỉa chứa có

41. 28
độ rỗng, thấm nhỏ. Tuy nhiên, với tính chất thạch học chứa nhiều khoáng vật có tính
tương tác hóa học cao sẽ dẫn đến sự hấp thụ các chất polyme, chất HĐBM lên đá vỉa
làm giảm hiệu quả của giải pháp này, cũng như tăng chi phí hóa phẩm làm dự án
EOR không có tính khả thi về kinh tế.
Nghiên cứu các dự án nâng cao hệ số thu hồi dầu trên thế giới, đặc biệt là các
dự án bơm ép tác nhân hóa thì tính chất của chất lưu vỉa ảnh hưởng lớn nhất đến hiệu
quả của giải pháp. Với các vỉa dầu có độ nhớt cao, nước vỉa khoáng hóa thấp, độ bão
hòa dầu dư còn lớn thì giải pháp bơm ép Polyme sẽ được ưu tiên [77], những vỉa dầu
có tỷ trọng dầu nhẹ đến trung bình, thành phần dầu chứa nhiều axit hữu cơ thì ưu
tiên bơm ép Alkalin và chất HĐBM [78]. Tuy nhiên, phương pháp hóa học sẽ tiềm
ẩn nhiều rủi ro như tạo sa lắng vỉa, bít nhét vỉa hoặc bị tương tác phá hủy làm các
chất bơm ép mất tác dụng khi tương tác với chất lưu vỉa. Phương pháp bơm ép tác
nhân khí thì áp dụng hiệu quả nhất với dầu nhẹ và thành phần khí hydrocarbon bơm
ép có điểm MMP thấp thì khả trộn lẫn cao hơn. Theo các đánh giá và phân tích ở
trên thì phương pháp bơm ép khí là phù hợp nhất với các mỏ dầu khí tại Việt Nam.
Căn cứ trên phương pháp nâng cao thu hồi dầu đã được áp dụng trên thế giới
và các đánh giá ở trên có thể nhận thấy phương pháp bơm ép luân phiên nước-khí
cho các mỏ dầu khí tại Việt Nam có tính khả thi và phù hợp với tình hình thực tế các
mỏ, nhằm đem lại hiệu quả nâng cao hệ số thu hồi dầu cao nhất. Đặc biệt là áp dụng
phương pháp bơm ép khí trộn lẫn/không trộn lẫn cho hệ dầu khí chưa bão hòa.
Cơ sở lý thuyết của bơm ép khí cho các mỏ dầu khí
Một số vỉa chứa dầu trên thế giới và Việt Nam có sự thay đổi thành phần các
cấu tử hydrocarbon theo độ sâu và theo diện của mỏ. Phần % mol của các thành phần
nhẹ giảm theo độ sâu, trong khi phần mol của các thành phần nặng tăng dần theo độ
sâu. Các mỏ dầu khí đang khai thác ở trạng thái trên bão hòa hoặc dưới bão hòa, tùy
thuộc vào mối quan hệ giữa áp suất vỉa và áp suất bão hòa của hệ chất lưu vỉa. Đa số
các mỏ dầu khí đều tiến hành bơm ép nước để duy trì áp suất trên áp suất bão hòa để
gia tăng thu hồi dầu nên trong luận án này cũng tập trung nghiên cứu cho các mỏ

42. 29
khai thác ở điều kiện trên bão hòa hoặc đã tiến hành bơm ép nước duy trì áp suất vỉa.
Bơm ép khí là sử dụng khí như một dung môi để bơm ép vào vỉa nhằm mục
đích trộn lẫn hoặc gần trộn lẫn với chất lưu vỉa. Nếu hai chất lưu đó trộn lẫn với nhau
theo bất cứ tỷ lệ nào thành một pha duy nhất được gọi là trộn lẫn hoàn toàn. Tại điểm
áp suất mà khí trộn lẫn với dầu ở bất cứ tỷ lệ nào được gọi là áp suất trộn lẫn tối thiểu
(MMP) [26]. Khả năng trộn lẫn và hiệu suất đẩy dầu ra khỏi kênh rỗng phụ thuộc
nhiều vào chính áp suất bơm ép và áp suất trộn lẫn tối thiểu. Tại điểm áp suất bơm
ép bằng với MMP thì áp suất bơm ép nhỏ nhất và hiệu suất thu hồi dầu cao nhất,
chính vì vậy điểm áp suất làm việc tại MMP là tối ưu [30]. Để đảm bảo được hiệu
quả và tối ưu hóa chương trình bơm ép thử nghiệm thì điều kiện tiên quyết là xác
định được MMP. Trường hợp khí được sử dụng là tác nhân bơm ép thì kết quả MMP
trong phòng thí nghiệm cần thiết.
Các dự án bơm ép khí trộn lẫn/gần trộn lẫn thông thường đòi hỏi phải đầu tư
thêm các thiết bị bơm ép nếu áp suất vỉa chứa dưới áp suất trộn lẫn/gần trộn lần.
Ngoài ra, khí bơm ép cũng cần phải được làm giàu để giảm áp suất trộn lẫn tối thiểu.
Do đó, để tối ưu hóa hiệu quả kinh tế của dự án, phương pháp bơm khí trộn lẫn/gần
trộn lẫn được so sánh với việc bơm khí không trộn lẫn (chi phí khí thấp). Các công
cụ mô phỏng được phát triển để giảm thiểu chi phí phân tích thực nghiệm và có thể
dự đoán được các quá trình trộn lẫn, sự thay đổi điểm MMP theo các thông số động
thực tế trong vỉa chứa. Từ các kết quả mô phỏng xác định chính xác MMP và hạn
chế tối đa rủi ro khi tiến hành bơm ép khí cũng như có thể đánh giá được hiệu quả
của phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu.
Mô phỏng vỉa chứa theo mô hình thành phần hydrocabon là công cụ chính
được sử dụng trong nghiên cứu này. Ngoài ra, mô hình giả lập PVT đã được sử dụng
để tính toán thành phần dầu và giá trị áp suất trộn lẫn tối thiểu (MMP) cho khí bơm
ép cụ thể.
Các mô hình số 1-D, 2-D và 3-D được xây dựng để mô phỏng điều kiện trộn
lẫn và cơ chế phát triển trộn lẫn. Phân tán số học liên quan đến các mô phỏng số học