Tên “Bạch Hổ" đã đi vào các văn liệu dầu khí thế giới và được ghi nhận như mỏ dầu lớn nhất của Việt Nam, nhưng đồng thời cũng là một trong những mỏ đặc biệt trên thế giới có trữ lượng cực lớn (trên 500 triệu tấn trữ lượng dầu khí tại chổ), được Vietsovpetro tổ chức khai thác với cường độ và sản lượng cao (trên 12 triệu tấn/năm ở sản lượng đỉnh) từ tầng chứa là đá móng granitoid Mesozoi trong các bể trầm tích Đệ tam.
Quan điểm cơ bản trong khoa học dầu khí nhưng đồng thời cũng là cơ sở lý luận để tổ chức tìm kiếm các mỏ dầu khí trên thế giới đều xem “Dầu mỏ và khí thiên nhiên” có nguồn gốc hữu cơ, hình thành từ sự phân hủy các xác sinh vật và thực vật hạ đẳng dưới tác động của áp suất và nhiệt độ trong quá trình bị chôn vùi sâu dưới lòng đất ở các bể trầm tích. Vì thế, không khỏi ngạc nhiên đến khó tin về việc phát hiện dầu khí tồn tại trong đá móng, là các dung nham, đá núi lửa hình thành ở nhiệt độ vài ngàn độ, nơi mà không vật chất hữu cơ nào có thể tồn tại.
Các đá granit này nằm lót đáy dưới các bể trầm tích tuổi Đệ Tam trên thềm lục địa Việt Nam mà chúng ta có thể quan sát thấy khi đi dọc bãi biển từ Vũng Tàu đến Phan Rang, Nha Trang, Bình Định, Đà Nẵng. Những hang hốc và nứt nẻ trong đá granit là các không gian chứa dầu ở dưới sâu trong lòng đất 3000 – 4000 mét. Ở chiều sâu đó, các đá bị nén ép chặt sít, và các khe nứt chỉ rộng trung bình vài milimét đến một centimét.
Hình 1 Đá granit nứt nẻ quan sát ở bãi biển Cà Ná – Ninh Thuận (Ảnh P.V.Trụ)
Vietsovpetro đã phát hiện và bắt đầu khai thác dầu từ móng mỏ Bạch hổ kể từ ngày 6/9/1988 đến nay gần 27 năm. Từ kinh nghiệm của Vietsovpetro, nhiều mỏ dầu trong tầng chứa móng nứt nẻ lần lượt được phát hiện và đưa vào khai thác.
Từ đó đến nay, Việt Nam đã khai thác riêng từ tầng chứa móng nứt nẻ gần 250 triệu tấn dầu (khoảng 75% tổng sản lượng dầu), thu gom trên 40 tỷ mét khối khí, gần 12 triệu tấn LPG và condensate, với tổng doanh thu dầu khí khai thác từ tầng móng gần 80 tỷ USD. Đó là yếu tố quan trọng đảm bảo sự phát triển bền vững của ngành dầu khí Việt Nam, góp phần đảm bảo an ninh năng lượng, lương thực và sự phát triển ổn định chung của nền kinh tế Việt Nam.
Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, đi đầu là Vietsovpetro không những đã xây dựng phương pháp luận về hệ thống dầu khí trong đá móng nứt nẻ mà còn đóng góp về hệ phương pháp nghiên cứu mô hình mỏ, các giải pháp công nghệ khoan trong đá móng nứt nẻ, khai thác có duy trì áp suất vỉa, tối ưu hóa hệ số thu hồi dầu với nhịp độ cao, xây dựng các phần mềm tính toán thông số vỉa, tổ chức xây dựng mỏ v.v...
Các công ty dầu khí và dịch vụ nước ngoài cũng theo đó mà hoàn thiện hệ công nghệ trong nghiên cứu, khoan và khai thác dầu trong đá móng góp phần gia tăng sản lượng dầu Việt nam.
Hiện nay tại bể Cửu Long, ngoài những mỏ dầu khí đã được phát hiện trong móng và đưa vào khai thác như Bạch hổ, Rồng của Vietsovpetro, Nam Rồng-Đồi Mồi của Liên doanh Việt-Nga-Nhật; các mỏ Sư tử Đen, Sư tử Vàng, Sư tử Nâu của Cửu long JOC; Rạng đông của JVPC; Ruby của Petronas; Cá Ngừ Vàng của Hoàng Long - Hoàn Vũ JOC còn có những phát hiện khác như: Jade, Diamond, Pearl, Hải Sư Đen, Thăng Long, Hổ Xám South cũng đang chuẩn bị đưa vào khai thác thời gian gần.
Tầng chứa đá móng granitoid nứt nẻ trở thành đối tượng quan tâm khi tiến hành tìm kiếm thăm dò trong các bể trầm tích khác. Ngoài bể Cửu long, dầu khí tiếp tục được phát hiện trong đá móng granitoid ở bể Nam Côn Sơn như ở mỏ Đại Hùng, Gấu Chúa v.v..
Những thành tựu khoa học - công nghệ của ngành dầu khí Việt Nam có giá trị thực tiễn không chỉ trong bể Cửu Long mà có thể ứng dụng cho các bể chứa dầu khác trên thềm lục địa Việt Nam và trong khu vực.
Những thành tựu này là đóng góp khoa học-công nghệ cho khoa học dầu khí Việt Nam và thế giới.
Lịch sử phát hiện và tổ chức khai thác dầu ở mỏ Bạch Hổ
Biểu hiện dầu trong đá móng mỏ Bạch Hổ được ghi nhận ở giếng BH-1 nhưng kết quả thử vỉa không cho dòng. Giếng khoan BH-6 khoan sâu vào móng 23 mét đến chiều sâu 3533m và ngày 05/5/1987 khi thử vỉa cùng với tầng Oligocen cho lưu lượng 477 t/ng. Mặc dù còn có nghi vấn nhưng giếng BH-6 được xem là giếng phát hiện đầu tiên dòng dầu có lưu lượng công nghiệp trong tầng chứa là đá móng ở thềm lục địa Việt nam. Dầu trong đá móng nứt nẻ được khẳng định có lưu lượng công nghiệp khi quay lại thử vỉa trong móng ở giếng BH-1 và được đưa vào khai thác ngày 6/9/1988.
Đây là thân dầu lớn trong đá chứa granitoid nứt nẻ-hang hốc với trữ lượng dầu tại chỗ trên 500 triệu tấn, diện tích mỏ gần 60 km2 và chiều cao thân dầu được xác định 1300 mét. Sản lượng đỉnh trên 12 triệu t/năm, lưu lựợng giếng cao nhất ban đầu có thể đạt 2000 tấn/ngày.
Năm 1974 công ty Mobil (Mỹ) khoan giếng tìm kiếm BH-1X trên cấu tạo Bạch Hổ và chỉ phát hiện dầu trong tầng Miocen tuổi Đệ tam. Trước năm 1975 quan điểm tìm kiếm của các công ty dầu nước ngoài chỉ tập trung trong tầng Miocen, tầng chứa Oligocen nằm sâu hơn và lớp vỏ phong hóa trên móng được xem hình thành trong điều kiện lục địa nên không phải là mục tiêu để khoan tìm kiếm dầu khí. Hơn nữa, đá móng nằm lót dưới bề trầm tích Đệ tam là các đá xâm nhập magma granitoid lại càng không phải là đối tượng được quan tâm vì theo học thuyết hữu cơ, dầu không thể sinh và chứa trong các đá magma có nguồn gốc sâu trong vỏ trái đất. Vì thế, không chỉ ở Việt Nam mà theo sử liệu thống kê cho thấy đến thập niên cuối của thế kỷ 20 những phát hiện dầu trong đá móng đều được xem không khả năng sản xuất công nghiệp và không được các nhà tìm kiếm dầu quan tâm. (Hydrocarbon production from fractured basement reservoir - Tony Batchelor; Jon Gutmanis & col. Geosciences limited; Dec. 2005)
Dầu khí cũng được khai thác trong đá móng ở nhiều nơi trên thế giới. Có trên 320 mỏ được phát hiện và một số được đưa vào khai thác. Đá móng chứa dầu khí thường là các đá trầm tích hoặc trầm tích-biến chất, các đá trầm tích–phun trào, các đá biến chất cổ và chỉ một số ít có thành phần là đá magma như: mỏ Lago Mercedes - Chilê; Xinglongtai - Trung quốc; mỏ Hurghada và Zeit Bay - Ai cập; Oymasha-Kazakhstan; mỏ PY-1 vịnh Bengal Ấn Độ; Nafoora - Augila ở Libya; các mỏ Hall-Gurney và Gorham ở trung Kansas Mỹ; mỏ Lapaz - Venezuela. Ở tất cả các mỏ trên, các giếng khoan vào móng là đá granitoid không sâu, thường 200-300 mét liên quan đến vỏ phong hóa, lưu lượng thường nhỏ hơn 100 t/ng trừ vài giếng riêng lẽ có thể đạt đến 1000t/ng, và được khai thác ở chế độ suy giảm tự nhiên kết hợp với các tầng chứa là các đá trầm tích nằm trên. Trữ lượng được đánh giá không lớn do tính bất đồng nhất lớn về đặc tính thấm-chứa, không thể xác định được sự phân bố độ rỗng và chưa có hệ phương pháp nghiên cứu về mô hình mỏ, trừ mỏ Lapaz – Venezuela được xác định có trữ lượng tại chổ khoảng 100 triệu tấn.
Như thế, có thể xem mỏ Bạch Hổ với thân dầu trong móng granitoid nứt nẻ-hang hốc có trữ lượng và sản lượng lớn, cường độ khai thác cao và được tổ chức khai thác có hệ thống và hiệu quả là một điển hình đầu tiên được ghi nhận trong văn liệu dầu khí thế giới.
Sau 27 năm khai thác dầu trong đá móng ở mỏ Bạch Hổ, dựa trên diển biến động năng của vỉa có thể chia quy trình khai thác thành 3 giai đoạn với hệ phương pháp kỹ thuật-công nghệ có tính đặc thù riêng biệt:
- giai đoạn khai thác không có duy trì áp suất vỉa
- giai đoạn khai thác có duy trì áp suất vỉa bằng nước bơm ép.
- giai đoạn khai thác suy giảm cuối đời mỏ.
I. Giai đoạn khai thác không có duy trì áp suất vỉa
Từ tháng 9/1988 đến tháng 6/1993 thân dầu trong đá móng được khai thác ở chế độ giảm áp tự nhiên, nói đơn giản là tận dụng sự dãn nở tự nhiên của dầu vỉa và của khí hòa tan trong dầu khi giảm áp suất trong quá trình khai thác. Từ nhận thức ban đầu thân dầu là lớp vỏ phong hóa, quá trình khoan phát triển và nghiên cứu mô hình mỏ ở giai đoạn này đã giúp Vietsovpetro nhận hiểu đây là một mỏ lớn liên quan đến thân dầu trong đá móng granit nứt nẻ-hang hốc có độ bất đồng nhất về tính thấm-chứa cao, thân dầu lớn và sâu, mà các phương pháp truyền thống bình thường không thể áp dụng được, đòi hỏi phải nghiên cứu và xây dựng hệ phưng pháp riêng cho đặc tính thân dầu này, mà trọng tâm là mô hình mỏ với hệ các nứt nẻ liên quan đến đứt gãy được xem vừa là tầng chứa vừa là kênh dẫn và cơ chế dòng chảy trong môi trường rỗng nứt nẻ hỡ. (Hình 2; 3)
Hình 2 Mẫu đá granit hang hốc nứt nẻ lấy ở độ sâu khoan 3869 mét – Bể Cửu Long. (Nguồn PVEP)
Hình 3. Mẫu đá Granit nứt nẻ được nghiên cứu dưới kính hiển vi. (Nguồn PVEP)
Những công trình nghiên cứu khoa học và ứng dụng kỹ thuật - công nghệ trong giai đoạn này đã cho nhiều kết quả quan trọng, như việc ứng dụng phương pháp địa chấn 3D và các chương trình xử lý đặc biệt để xây dựng mô hình thân dầu đến chiều sâu 4250m trong đá móng, áp dụng những phương pháp địa vật lý giếng khoan hiện đại để xác định mức độ nứt nẻ của đá đã được khoan qua cũng như hướng các đứt gãy, xác lập các vùng phân bố có mật độ nứt nẻ cao vì đó là nơi sẽ cho lưu lượng dầu lớn, và đã xác lập thân dầu không có áp lực nước đáy, đó là tiền đề quan trọng để tổ chức bơm ép nước duy trì áp suất vỉa. Kết quả mô phỏng địa hình bề mật nóc của thân dầu mỏ Bạch Hổ được thể hiện ở hình 4.
Hệ phương pháp truyền thống dựa trên tài liệu địa vât lý giếng khoan về sóng âm (acoustic), neutron, gamma-mật độ, điện trở có nhiều bất cập, sai số lớn khi tính trữ lượng dầu nên ông Hoàng Văn Quý và tập thể tác giả của Viện nghiên cứu và Thiết kế của Liên doanh dầu khí Vietsovpetro đã xây dựng phần mềm riêng làm cơ sở để tính các thông số theo mô hình vật lý-thạch học không đồng nhất mang tên Basroc và được hoàn chỉnh dần với các phiên bản 1.0; 2.0; 3.0 và nay là 5.0.
Để tăng lưu lượng của giếng, các nhà công nghệ đã áp dụng kỹ thuật khoan xiên hoặc khoan với quỹ đạo gần như nằm ngang để cắt qua số lượng tối đa các hệ đứt gãy và nứt nẻ, và để giảm sự cố và tăng tốc độ khoan đặc biệt khi khoan các giếng có chiều sâu lớn và thân giếng dài, họ đã áp dụng nhiều giải pháp từ nghiên cứu chọn cấu trúc thân giếng hợp lý, loại chòong khoan, và các thông số dung dịch khoan tối ưu.
Các chuyên gia của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam còn áp dụng đầu tiên ở Việt nam có hiệu quả phương pháp “Nứt vở vỉa thủy lực và Axít-hóa” để giảm độ nhiểm bẩn thành giếng, tăng mật độ và độ liên thông nứt nẻ vùng cận đáy giếng, nhờ thế mà lưu lượng giếng gia tăng đáng kể, có khi đến 2-3 lần.
Hình 4. Mô hình cấu trúc 3D móng mỏ Bạch Hổ (Nguồn VSP)
Việc khai thác dầu trong tầng móng ở chế độ suy giảm tự nhiên đã làm giảm mạnh áp suất vỉa ở độ sâu quy chiếu @3650m từ 417 at còn 333,5 at vào tháng 6/1993, trung bình giảm 17,3 at/năm. Đến hết năm 1993, sau 5 năm khai thác thân dầu trong đá móng, sản lượng dầu khai thác được từ mỏ Bạch Hổ đạt gần 20 triệu tấn.
II. Giai đoạn khai thác có duy trì áp suất vỉa
Sự giảm mạnh áp suất vỉa trong khoảng thời gian ngắn ở thân dầu móng nứt nẻ đòi hỏi phải nhanh chóng áp dụng giải pháp duy trì năng lượng vỉa mới có thể đạt sản lượng đỉnh, tăng hệ số thu hồi dầu, phải nghiên cứu lại mô hình địa chất và mô hình khai thác mỏ Bạch Hổ.
Để đạt mục tiêu tối ưu hóa vị trí các giếng phát triển và khai thác cần phải làm rõ cấu trúc móng, nhận dạng các đới đứt gãy, các vùng nứt nẻ, và khả năng nối kết giữa chúng, đặc biệt sự liên thông giữa các không gian rỗng chứa dầu với tính chất hai độ rỗng macro và micro. Nhưng các đứt gãy trong móng luôn có độ dốc lớn (thường trên 700), vì thế độ phân dị tốc độ sóng địa chấn kém, bức tranh sóng địa chấn phức tạp, rất khó xây dựng mô hình địa chất của thân dầu dựa trên mô hình vận tốc sóng địa chấn, đó là những thách thức chính đòi hỏi phải có những thử nghiệm và giải pháp phù hợp.
Nhiều phương pháp xử lý địa chấn đặc biệt được áp dụng để xây dựng chính xác hơn mô hình mỏ, nghiên cứu sự bất đồng nhất về thuộc tính của sóng địa chấn và ứng dụng kỷ thuật mạng nơron để xác lập sự phân bố các vùng có tính thầm-chứa tốt, nơi kỳ vọng có sản lượng dầu cao..
Để xác định chính xác hơn các thông số vật lý vỉa, đặc biệt độ rỗng của đá chứa với tính bất đồng nhất cao, các nhà địa vật lý dầu ngoài phương pháp vi điện trở, đã xử dụng phương pháp đo siêu âm cao tầng để định dạng và xác định đặc tính của nứt nẻ trên cơ sở phân tích sóng âm học Stoneley để hạn chế tác động của yếu tố thạch học, song song nâng cấp và cải tiến phần mềm Basroc thành các phiên bản 2.0 (1997), phiên bản 3.0 (2002) và 5.0 (2009) để tính giá trị độ rỗng của hệ nứt nẻ và tỷ lệ tham gia của 2 dạng độ rỗng macro- và micro- trong thể tích chứa và lưu chuyển dầu
Trong quá trình nghiên cứu các nhà địa chất đã phát hiện độ rỗng của đá chứa có ba dạng: (1) - độ rỗng giữa các tinh thể của đá có kích thước nhỏ hơn 0,01mm, còn được gọi độ rỗng của “nền đá” hay “matrix đá”. Không gian rỗng này có thể chứa chất lưu dầu nhưng không tham gia vào quá trình khai thác, có nghĩa chất lưu dầu dù tồn tại cũng không thể di chuyển được dưới bất cứ tác động nào; (2) – độ rỗng macro, đó là những khe nứt và hốc nhỏ, trong điều kiện vỉa có kích thước phổ biến trên một mili mét, có khi lên đến centi mét, chúng liên thông và kết nối nhau thành hệ thống, đó là dạng không gian rỗng quan trọng tham gia vào quá trình khai thác ở giai đoạn đầu và giai đoạn hai. Chúng vừa là thể tích chứa dầu và đồng thời cũng tạo mạng kênh dẫn nhỏ li ti để dầu di chuyển tự do vào các giếng khai thác. Cơ chế dòng chảy trong không gian rỗng này mang tên “dạng piston”, có nghĩa nếu ta dùng nước bơm ép để đẩy dầu theo chế độ hợp lý thì front dầu luôn đi trước front của nước đẩy. Nhờ đặc tính này chúng ta đã áp dụng phương pháp bơm ép nước để tăng khả năng quét và đẩy dầu từ các kênh chứa nhỏ li ti để thu gom về các giếng khai thác, mà trong khoa học dầu khí gọi “tăng hệ số thu hồi dầu”. Việc bơm ép nước trong giai đoạn này còn mục đích là bù đắp không gian trống của dầu được khai thác bằng nước mà nôm na gọi “duy trì áp suất vỉa".
Chế độ bơm ép nước được gọi hợp lý vì nếu bơm it và yếu thì khả năng quét ít và đẩy dầu yếu, hay nói đơn giản là “không sạch”, lượng dầu thu gom sẽ ít, nhưng nếu bơm nhiều nước với áp lực quá mạnh sẽ xảy ra hiện tượng là front nước sẽ xé front dầu ra từng mảng nhỏ, vươt lên trước và ép dầu vào thành các kênh dẫn, lúc đó ở các giếng khai thác chúng ta chỉ thu được nước còn lượng dầu khai thác sẽ ít đi, chất lưu dầu sẽ bị giử lại thành từng mảng trong không gian rỗng và mất khả năng lưu chuyển. Trong khoa học dầu khí thường gọi “giếng bị ngập nước và chết”; (3) – độ rỗng micro, đó những nứt nẻ và hốc có kích thước rất nhỏ từ 0,01mm đến 0,1mm.
Thể tích chứa chất lưu dầu ở đây cũng khá lớn, dù không thật chính xác nhưng các nhà địa chất ước tính cũng đến 30% tổng thể tích chứa dầu của đá chứa. Làm sao để khai thác được tối đa lượng dầu chứa trong không gian rỗng này một cách hợp lý. Dầu lưu giử ở đây do sức hút mao dẫn, vì thế không có lực bơm ép nào có thể vượt được áp suất mao dẫn để đẩy dầu ra khỏi các kênh nhỏ micro này. Cơ chế đẩy dầu khác hẳn “dạng piston”. Vấn đề “hóc búa" này hiện làm nhiều nhà công nghệ dầu khí đau đầu, và chỉ có thể giải quyết theo hướng là sử dụng năng lượng tích hợp do dãn nở của chất lưu và đá chứa. Vấn đề sẽ được đề cập tiếp ở phần dưới khi xem xét chế độ khai thác dầu ở giai đoạn áp suất vỉa suy giảm cuối đời mỏ.
Trong quy trình khai thác dầu, điều kiêng kỵ nhất là để áp suất vỉa giảm thấp hơn áp suất bão hòa hay còn gọi là áp suất điểm sôi. Ở ngưỡng áp suất này, khí được hòa tan trong dầu sẽ bị tách khỏi dầu, vì thế dầu ở trạng thái lỏng trong lòng đất sẽ mất dần tính lưu chuyển, độ nhớt tăng, vì thế lưu lượng giếng sẽ giảm kéo theo giảm sản lượng toàn mỏ.
Để bổ sung năng lượng cho vỉa, Vietsovpetro đưa giải pháp kỹ thuật bơm ép nước xuống phần đáy của thân dầu vừa để duy trì áp suất vỉa trên áp suất bão hòa vừa tạo nước đáy nhân tạo để quét và đẩy dầu từ dưới lên. Phương pháp này ban đầu không được ủng hộ, lo ngại không kiểm soát được sự di chuyển của nước ảnh hưởng tiêu cực đến khả năng thu hồi dầu. Ngay các chuyên gia của World Bank cũng phản đối và cho rằng các chuyên gia Vietsovpetro không thể quản lý được quy trình này.
Vietsovpetro thiết kế phương án bơm ép nước và tháng 6/1993 tiến hành bơm ép thử nghiệm ở giếng 421 khối trung tâm mỏ Bạch Hổ nơi có suy giảm mạnh áp suất vỉa. Sau 2 năm, nước bắt đầu xuất hiện ở giếng khai thác 409, sau đó là một loạt giếng khác quanh đấy. Hình thành tầng nước đáy cục bộ. Hệ thống giếng khai thác và bơm ép nước dần được hoàn thiện. Hệ thống khai thác ban đầu được xây dụng theo mô hình 3 đới: đới bơm ép nước, đới khai thác chính, đới mủ khí tiềm năng ở phần đỉnh.
Do hiệu ứng tích cực của bơm ép nước và sự đối lưu tốt của dòng dầu từ dưới lên nên trong giai đoạn khai thác này áp suất vỉa được duy trì ổn định, lớn hơn áp suất bão hòa và không thể sớm hình thành mủ khí. Vietsovpetro xây dựng lại mô hình khai thác với 2 đới: - đới khai thác chính và đới bơm ép, giữa chúng là vùng chuyển tiếp, mở rộng chiều cao đới khai thác (Hình 5). Nước bơm ép được xử lý chu đáo để có thể đẩy dầu từ những vi khe nứt thậm chí có kích thước dưới 1 micron, với quy trình hạn chế gây tổn hại đến môi trường chứa về phương diện hóa-lý.
Vietsovpetro đề ra phương châm đúc kết từ kinh nghiệm của mình: “Bơm đúng chỗ, bơm đúng lúc, bơm đúng áp suất, bơm đúng lưu lượng, và bơm theo chu kỳ”.
Phương pháp luận và công nghệ khai thác thân dầu trong đá móng granitoid không có nước đáy của Vietsovpetro đã được cấp bằng sáng chế và bảng quyền công nghệ năm 2005.
Hình 5 Mô hình khai thác “2 đới” theo Sơ đồ công nghệ khai thác năm 1997(Nguồn từ Vietsovpetro)
Từ sản lượng gần 6 tr.tấn/ năm vào 1993, Vietsovpetro nhanh chóng đạt sản lượng đỉnh trên 12,1 triệu tấn /năm vào 2001 và duy trì đến 2004 với sự gia tăng hằng năm trên 1 triệu tấn trước khi đạt đỉnh nói lên hiệu quả tích cực của phương án bơm ép nước duy trì áp suất vỉa, tạo front nước đáy, tăng hệ số thu hồi dầu từ móng nứt nẻ ước tính đạt 0,37 - 0,42. Đây là hệ số thu hồi tối ưu có thể đạt được đối với thân dầu trong đá móng granit nứt nẻ có tính bất đồng nhất cao về giá trị độ rỗng và độ thầm. Để tăng độ linh động của chất lưu, kết quả sẽ tăng sản lượng dầu, Vietsovpetro còn nghiên cứu ứng dụng các hợp chất polymer, xử lý việc lắng cặn và nhiểm bẩn vùng cận đáy giếng và nước bơm ép v.v
Từ năm 1994 đến hết 2004 Vietsovpetro đã khai thác từ thân dầu trong móng nứt nẻ trên 110 triệu tấn dầu. Động thái khai thác dầu ở mỏ Bạch Hổ được thể hiện ở hình 6.
Hình 6. Động thái khai thác dầu ở mỏ Bạch Hổ giai đoạn 1988 – 2008 (Nguồn từ Vietsovpetro).
Trong giai đoạn này một thành tựu quan trọng trong nghiên cứu khoa học và ứng dụng công nghệ có tác động đảm bảo khai thác an toàn và ổn định cần nhắc đến là công nghệ và phương pháp vận chuyển dầu nhiều parafin theo mạng đường ống nằm dưới đáy biển. Dầu Bạch Hổ là loại dầu nhiều parafin với hàm lượng lên đến 22 -24%, dễ kết tủa và lắng đọng parafin quanh thành ống ở nhiệt độ trung bình của nước biển mùa hè là 240 C còn mùa đông là 220 C dù ống có bọc bảo ôn. Qua một thời gian sự kết tủa parafin sẽ làm hẹp đường kính của ống, gây nghẻn và hạn chế lưu lượng, tốc độ chảy của dầu kéo theo sự sụt giảm sản lượng chung của mỏ, đôi khi còn gây sự cố vở ống dưới áp lực bơm làm tăng chi phí sửa chữa, gây ô nhiểm môi trường...
Trong nhiều năm các kỹ sư khai thác dầu của Vietsovpetro đã xây dựng hệ phương pháp và triển khai thành công công nghệ vận chuyển 2 pha dầu và nước, đảm bảo khai thác dầu thô ổn định và an toàn qua hệ thống đường ống chằng chịt nối liền giữa các dàn khai thác và giữa các mỏ để dẫn dầu về dàn xử lý trung tâm, sau dó về tàu chứa dầu, có đoạn dài gần 40 km. Từ đó, hoàn thiện dần hệ thống công nghệ phát triển và khai thác dầu ở mỏ Bạch Hổ hợp lý, khoa học có tận dụng thu gom và xử lý khí đồng hành để đưa vào bờ tăng hiệu quả kinh tế khai thác mỏ Bach Hổ.
Hệ thống công nghệ khai thác dầu và khí đồng hành mỏ Bạch Hổ được thể hiện ở hình 7.
Hình 7. Hệ thống các công trình công nghệ khai thác mỏ Bạch Hổ
III. Giai đoạn khai thác suy giảm cuối đời mỏ.
Quy trình khai thác một mỏ dầu khí có thể chia thành 3 công đoạn: (1) thời gian lên đỉnh; (2) thời gian duy trì sản lượng đỉnh; và (3) thời gian suy giảm sản lượng (Hình 8). Trong thời kỳ suy giảm này, nếu có những biện pháp tăng cường năng lượng vỉa, cải thiện các thuộc tính của dầu linh động hơn, khả năng đẩy dầu tốt hơn thì sản lượng khai thác dầu có thể gia tăng cao hơn (Hình 8-3a) so với trạng thái không có biện pháp tăng cường (Hình 8-3b)
Sau khi đạt đỉnh, từ năm 2005 sản lượng thân dầu móng mỏ Bạch hổ bắt đầu suy giảm 8-10% năm. Số giếng và hệ số ngập nước tăng nhanh, front nước đáy dâng cao không đồng đều tạo những lưởi nước. Cột dầu giảm, xuất hiện mủ khí cục bộ làm giảm sản lượng giếng. Áp suất vỉa tiệm cận áp suất bão hòa. Đó là những thách thức lớn đối với Vietsovpetro làm thế nào để giảm thiểu tốc độ suy giảm sản lượng, nhưng vẫn giử được nhịp độ khai thác. Kinh nghiệm khai thác dầu khí ngoài biển cho thấy thời gian khai thác kinh tế một mỏ kéo dài 20 – 22 năm. Nếu tính từ ngày 26/6/1986 khi tấn dầu đầu tiên được khai thác thì thời gian khai thác mỏ Bach Hổ đã được 29 năm, kỳ vọng còn có thể kéo dài thêm
Hình 8 Thời gian hoạt động của một đời mỏ
- (1) thời gian lên sản lượng đỉnh;
- (2) thời gian duy trì sản lượng đỉnh
- (3) thời gian suy giảm sản lượng - (3a) không có giải pháp tăng cường; (3b) có giải pháp tăng cường
Hiện Vietsovpetro đang tập trung nghiên cứu khai thác trữ lượng dầu còn lại từ thể tích rỗng ở các khe nứt hở macro ở phần nóc của thân dầu, trữ lượng từ thể tích nứt nẻ kín micro và đặc biệt từ những diện tích sót, “những khối tù” còn dầu nhưng bị bao kín không liên thông với những kênh hiện đang khai thác, hoặc quỹ đạo các giếng chưa chạm đến hoặc cắt ngang qua. Đó là tiềm năng mà Vietsovpetro đang hướng để duy trì sản lượng dầu
Những giải pháp công nghệ hiện đang được Vietsovpetro nghiên cứu thực hiện là:
- Điều chỉnh quy trình bơm ép nước hợp lý cho từng cụm khai thác theo chế độ: bơm đúng áp suất, đúng lưu lượng, và theo chu kỳ để hạn chế lưởi nước đột biến.
- Nghiên cứu các giải pháp tận thu dầu sót trong không gian rỗng nứt nẻ micro có cơ chế đẩy dầu kiểu mao dẫn và ở những khối sót chưa tác động bởi hiệu ứng bơm ép nước.
- Tiếp tục áp dụng các hoạt chất bề mặt để giảm thiểu độ bão hòa dầu sót và các giải pháp công nghệ khác nhằm tăng hệ số thu hồi dầu.
- Chính xác hóa mô hình phân bố độ rỗng trong không gian 3D, từ đó điều chỉnh mô hình khai thác hợp lý.
Những mỏ dầu khí trong móng nứt nẻ được tiếp tục phát hiện
Tiếp nối sau Vietsovpetro, áp dụng những giải pháp công nghệ và kinh nghiệm của Vietsovpetro khai thác dầu trong đá móng, có cải tiến và hoàn thiện cho phù hợp với đặc điểm mô hình địa chất, đặc tính chất lưu vỉa của từng mỏ, các công ty dầu như Petronas (PCV), JVPC, Cửu long JOC, Hoàng Long – Hoàn Vũ JOC, VRJ đã phát hiện và tổ chức khai thác có hiệu quả các mỏ Rạng đông, Sư tử Đen. Sư Tử Vàng, Sư Tử Nâu, Cá Ngừ Vàng, Ruby, Nam Rồng – Đồi Mồi, Hải Sư Đen...
Kết quả khai thác thân dầu trong đá móng ở mỏ Bạch Hổ, Rồng của Vietsovpetro và những mỏ khác cho thấy sự đa dạng của mô hình địa chất mỏ, của thân dầu với sự có mặt của nước rìa, sự khác biệt về độ sâu phân bố và thành phần chất lưu (dầu, khí). Thân dầu trong đá móng nứt nẻ gặp ở độ sâu từ gần 2000 mét đến trên 4500 mét, các thông số vật lý của dầu như tỷ trọng, độ nhớt, độ khí hòa tan biến động. Sự phân bố độ rỗng-thấm có khả năng cho dòng công nghiệp phức tạp làm tăng độ rủi ro cao khi bố trí các giếng tìm kiếm và phát triển. Nhiều mỏ được phát hiện lại sau nhiều giếng khoan khô hoặc các công ty đã bỏ như Hải Sư Đen, Hổ Xám v.v..
Nhưng việc áp dụng có chọn lọc các kinh nghiệm của Vietsovpetro từ mỏ Bạch Hổ và tăng hàm lượng nghiên cứu và đầu tư công nghệ mới đã làm phong phú thêm kinh nghiệm khai thác dầu của Tập đoàn Dầu khí Việt nam và tính hiệu quả cao trong khai thác thân dầu trong đá móng granitoid nứt nẻ-hang hốc.
Tầng móng nứt nẻ-hang hốc granitoid trước tuổi Đệ Tam ở bể Cửu Long và thềm lục địa Việt Nam trở thành đối tượng quan tâm đặc biệt trong chiến lược tìm kiếm và khai thác dầu khí của các công ty dầu hoạt động ở Việt Nam và các tổ chức dầu khí thế giới.
Phát hiện và khai thác có hiệu quả dầu trong tầng chứa đá móng granitoid nứt nẻ-hang hốc là - thành tựu khoa học và công nghệ của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, đi tiên phong là Liên doanh Dầu khí Vietsovpetro - là một đóng góp lớn về lý luận và thực tiễn cho khoa học dầu khí thế giới, đóng góp quan trọng cho sự phát triển kinh tế của đất nước.
Công trình khoa học-công nghệ này đã được Nhà nước ghi nhận và trao tặng “Giải thưởng Hồ Chí Minh về khoa học và công nghệ” cho tập thể tác giả năm 2012.
TS. Ngô Thường San
