Tải bản đầy đủ
CHƯƠNG I: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ- ĐỊA CHẤT VÙNG MỎ. VÀ TÌNH HÌNH KHAI THÁC DẦU KHÍ TẠI MỎ BẠCH HỔ

CHƯƠNG I: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ- ĐỊA CHẤT VÙNG MỎ. VÀ TÌNH HÌNH KHAI THÁC DẦU KHÍ TẠI MỎ BẠCH HỔ

Tải bản đầy đủ

6

không khí thời kỳ này là 85-89%. Vào tháng 10 trong thời kỳ chuyển mùa lần
thứ hai gió Tây Nam yếu dần thay bằng gió Đông Bắc. Nhiệt độ không khí hạ
thấp 24-300C vào cuối tháng hầu như hết mưa, các dòng chảy tuân theo gió
mùa và thuỷ triều. Nhiệt độ nước ở vùng thêm lục địa thay đổi trong năm từ
24,9 – 29,60C, độ măn nước biển từ 34-350C.

7

Hình 1.1. Vị trí địa lí mỏ Bạch Hổ

8

1.2.Đặc điểm địa chất.
1.2.1.Đặc điểm kiến tạo.
Lát cắt mỏ Bạch Hổ bao gồm trầm tích cát sét đệ từ Neogen và
Paleogen nằm trên mỏng kết tinh tuổi Mezozoi. Chiều dày lớp phủ trầm tích ở
vòm cấu tạo khoảng 3km và lên tới 5-7 km ở các cánh và các nếp uốn kế cận.
Trầm tích chứa sản phẩm là cát bột kết Mioxen dưới (điệp Bạch Hổ), với các
thân dầu trong tầng 22,23,24 và Oligoxen trên (điệp Trà Tân) với các thân dầu
trong tầng I, II, III, IV, V và Oligogen dưới (điệp Trà Cú) với các thân dầu
(VI, VII, VIII, IX, X).
Đá chắn của những thân dầu này là những tầng sét khu vực trong điệp
Bạch Hổ trên tầng 22, 23 và những tầng sét trong Oligoxen trên nằm trên các
thân cát Oligoxen dưới và đá mỏng. Đá chưa Oligoxen trên nằm giữa các lớp
sét có dạng thấu kính và đặc trưng bởi dị thường áp suất cao, hệ số dị thường
lên đến 1,7. Đá phun trào trong núi lửa, bazan phát triển mạnh giữa những
trầm tích sét thuộc Oligoxen trên và dưới. Móng là đá granit có thành phần
khoáng vật khác nhau. Chiều dày lớn nhất được mở vào đá mỏng là 877m.
Thân dầu cho sản phẩm cao có dạng khối chứa trong đá mỏng hang
hốc, nứt nẻ. Cấu tạo bạch Hổ là nếp lồi lớn có 3 vòm chạy theo hướng kính
tuyến, được phức tạp hoá bởi hệ thống đứt gãy có biến độ tắt dần về phía trên
theo lát cắt. Đối với nhiều đứt gãy có hướng chủ yếu là kinh tuyến và hướng
Đông Bắc – Tây Nam. Vòm trung tâm là vòm cao nhất của cấu tạo, nó cao
hơn vòm Bắc và vòm Nam tương ứng là 250m và 950m. Vòm Bắc là vòm có
cấu trúc phức tạp nhất của vòm nâng. Cánh Tây của nó bị phức tạp hoá bởi
địa hào hẹp, xa hơn nữa là vòm nâng mái được vạch ra. Cánh Đông và chính
của vòm nâng bị chia cắt bởi hàng loạt đứt gẫy thuận có hướng chéo tạo thành
hàng loạt các khối bậc thang.
Vòm Nam là phần lún chìm nhất của cấu tạo, nó cũng bị hệ thống đứt
gãy thuận chia ra thành nhiều khối.
Nói chung cấu tạo này không đối xứng, góc nghiêng ở cánh rìa phía
Tây tăng theo chiều sâu từ 8-280, còn phía Đông từ 6-210, trục nếp lồi chìm
nhất về hướng Bắc, thoát về hướng Nam, kích thước cấu tạo 22x18km2.

9

1.2.2.Đặc điểm địa tầng.
Mỏ Bạch Hổ là mỏ dầu ở biển, loại đá vỉa, các lớp trầm tích là đá lục
nguyên chứa 13 tầng sản phẩm cho dòng dầu công nghiệp, phần dưới trong đá
nứt nẻ của móng phát hiện thân dầu dạng khối cho sản lượng cao chứa phần
lớn sản lượng của mỏ.
Dựa vào cấu trúc địa chất, tính chất và các đặc trưng nhiệt độ, áp suất
vỉa trên đã chia làm 4 phức hệ chứa dầu được phân cách bởi các tệp sét chắn
khu vực dày; ba phức hệ đá trầm tích chứa dầu và phức hệ thứ tư nằm trong
tầng móng.
• Phức hệ thứ nhất:
Phức hệ đá chứa dầu đầu tiên bao gồm tầng 23,24 thuộc điệp Bạch Hổ
(Mioxen). Trầm tích phức hệ này phân bổ trên khắp diện tích khu vực mỏ và
trên các vùng lân cận. Chúng được liên kết một cách chắc chắc trong các lát
cắt của tất cả các giếng khoan, các thân dầu của vòm này thuộc dạng vòm vỉa,
tầng này dưới tầng kia, bị chia cắt bởi các đứt gãy phá huỷ có ranh giới dầu
nước và có đới chứa nước bao quanh phía ngoài. Áp suất vỉa tương ứng với
áp suất thuỷ tĩnh. Thành phần dầu của tầng trên khác với tầng dưới, khả năng
chứa dầu phân bố cả vòm trung tâm và vòm Bắc của mỏ.
• Phức hệ thứ hai:
Phức hệ chứa dầu thứ hai gồm các tầng sản phẩm I, II, III, IV, V của
điệp Trà Tân thuộc (Oligoxen thượng). Trầm tích của các tầng này được phân
biệt bởi sự thay đổi mạnh của hướng đá. Đá chứa chủ yếu ở rìa phía Bắc và
cánh phía Đông của vòm Bắc. Ranh giới tiếp xúc dầu - nước chưa được phát
hiện. Đặc trưng của phức hệ này là áp suất vỉa cao.
• Phức hệ thứ ba:
Phức hệ chứa dầu thứ ba gồm các tầng sản phẩm: VI, VII, VIII, IX, X
của điệp Trà Cú thuộc Oligoxen hạ. Các tầng sản phẩm này là cát kết phát
triển trên toàn vộ diện tích của vòm Bắc tạo thành thân dầu thống nhất dạng
vòm vỉa khối các phân lớp sét giữa các tầng có chiều dày nhỏ lẫn cát, có khả
năng bị nứt nẻ và không thể làm màn chắn tin cậy.
Phần lớp sét giữa tầng IX và X ổn định nhất. Có áp suất vỉa khả đôi
chút với áp suất thuỷ tĩnh. Hệ số dị thường không vượt quá 1,2. Ranh giới tiếp
xúc dầu nước chưa phát hiện thấy, tính chất dầu của các tầng khác nhau.

10

Phức hệ thứ tư:
Phức hệ chứa dầu thứ tư là đá nứt nẻ gồm granit và granodioxit. Khả
năng dị dưỡng của đá được hình thành do có độ nứt nẻ và hang hốc thông
nhau bằng các khe nứt và sự giãn cách. Thân dầu có dạng khối, ranh giới tiếp
xúc dầu nước chưa được xác định.
Trong các công trình nghiên cứu cho thấy đá chứa trong khoảng địa
tầng từ trên của oligoxen hạ (tầng sản phẩm VI). Đến mặt móng chứa một loại
dầu có cùng nguồn gốc và có thể tạo thành một thân dầu thống nhất có dạng
vỉa khối. Mức độ lưu thông về thuỷ lực của từng cùng, từng đới và khoảng
cách các đá chứa sản phẩm của thân dầu như nhau:
+ Theo mặt đứt gãy kiến tạo với đá mỏng, các mặt đứt gãy này không
làm màn chắn mà ngược lại chúng làm tăng độ hang hốc của granit.
+ Theo mạng lưới các khe nứt kiến tạo trong đá đặc sít.
+ Theo các “Cửa sổ” trầm tích là các cùng không có sét làm vách ngăn
cách giữa các đá chứa.


1.3.Đặc điểm cơ bản của vỉa sản phẩm:
1.3.1.Chiều dày tầng sản phẩm:
Đối với đá trầm tích, độ rỗng giữa các hạt lớn hơn 14% và đối với
Mioxen hạ, độ thấm tuyệt đối là 2,5mD thì mới được xếp vào chiều dày hiệu
dụng. Đối với các oligoxen hạ độ rỗng là 9,5% độ thấm tuyệt đối là 1mD. Khi
phân chia chiều dày chứa dầu, sử dụng giá trị của dầu là 40%.
Việc phân chia chiều dày hiệu dụng trong đá mỏng rất phức tạp do sự
cố mặt của các vết nứt có thể tích rất nhỏ nhưng cho phép dầu chảy qua, đầu
tiên giá trị tới hạn của độ rỗng được lấy gần bằng 0,6. Chiều dày tầng 23 vòm
Bắc thay đổi từ 11,6 57,6m trung bình là 30,4 với hệ số biến đổi là 0,33.
Chiều dày hiệu dụng trung bình của đá chứa là 13,6m, khi đó chiều dày hiệu
dụng chứa dầu từ 0 22,4 trung bình là 11,3m với hệ số biến đổi là 0,03.
Đá chứa của tầng bị phân chia ra 2 5 vỉa bởi lớp cát, sét mỏng, hệ số
phân lớp trung bình là 3,6 với hệ số là 0,28, hệ số cát (phần chứa trong chiều
dày chung của tầng là 0,45) với hệ số biến đổi là 0,24.
Tầng 23 vòm trung tâm có chiều dày là 40,8m với hệ số biến đổi là
0,26 chiều dày hiệu dụng trung bình là 14m với hệ số biến đổi là 0,41 còn

11

chiều dày hiệu dụng trung bình chứa dầu khí chỉ có 8,4m hay nhỏ hơn vòm
Bắc 25,6%. So với vòm Bắc tầng 23 ở đây kém đồng nhất hơn, hệ số phân lớp
5,5, hệ số cát là 0,34 vói hệ số biến đổi là 0,58.
Trầm tích Oligoxen hạ nói chung chỉ phát triển trên phạm vi vòm Bắc,
chiều dày thay đổi từ 35 268,2m trung bình là 149, hệ số biến đổi là 0,41.
Chiều dày hiệu dụng từ 1 146,4m. Mức phân lớp trung bình của tầng rất cao
và ở một số vỉa giếng khoan được xác định 18 20 vỉa cát. Hệ số trung bình là
0,39, hệ số biến đổi 0,29. Các đứt gãy làm tăng mức độ không liên tục của
vỉa.
1.3.2.Độ chứa dầu:
Dầu chủ yếu tập trung trong tầng 23 thuộc Oligoxen và tầng VI, VII,
VIII, IX, X thuộc tầng Oligoxen hạ và trong tầng mỏng. Độ chứa dầu trong tất
cả các tầng còn lại thì trữ lượng nhỏ hơn. Việc khai thác tất cả các tầng 22, 23,
24 có thể khai thác cùng một lúc. Còn tầng I, II, III, IV, V thuộc Oligoxen
được khai thác thực hiện bằng các tầng Oligoxen hạ và đá mỏng.
Độ chứa dầu và tầng mỏng có thân dầu lớn nhất và cho sản lượng cao
nhất của mỏ. Đá mỏng là đá Granit và đá Granodionit có tính dị dưỡng được
tạo từ quá trình địa chất như phong hoá những khoáng vật không bền. Các
dung dịch thuỷ nhiệt bị khử kiềm nứt nẻ kiến tạo đứt gãy, chuyển dịch cùng
với việc tạo thành các đới Mionit dọc theo các mặt trượt nứt và co lại của đá
khi đông đặc của mắcma. Kết quả tạo thành đá chứa dạng hang hốc, nứt nẻ
mà thể tích chứa chủ yếu là các hang hốc, còn các kênh dẫn chủ yếu là các
khe nứt.
Đặc trưng của đá chứa bảo đảm lưu lượng cao phát triển trên vòm trung
tâm theo sườn tây của vòm Bắc, nhưng vòm Bắc lại đặc trưng bằng tính dị
dưỡng kém, trong phạm vi vòm Bắc ở phần trên của đá móng có phát hiện đá
rắn chắc. Đá này hầu như không chứa dầu và không tham gia vào thể tích hiệu
dụng của thân dầu. tất cả các đá dị dưỡng từ mặt móng cho tới ranh giới dưới
của thân dầu bão hoà, thân dầu thuộc dạng khối chưa phát hiện được chiều
sâu ranh giới dưới của thân dầu mặc dù chiều dày của thân dầu là dày liên tục
bao trùm vòm trung tâm cũng như vòm Bắc, ranh giới cả thân dầu cấp (C2)
chạy qua độ sâu tuyệt đối 4121m. Theo số liệu giếng khoan Oligoxen hạ và
điều này gắn liền với giá thiết kế về thân dầu thống nhất của Oligoxen hạ và

12

móng. Đối với những thân dầu này sự thống nhất còn thấy ở tính chất lý hoá
của dầu và áp suất vỉa. Tầng móng cho dòng dầu không lẫn nước đối với độ
sâu tuyệt đối.
1.3.3. Tínhdịdưỡng:
Các tầng sản phẩm của mỏ Bạch Hổ được đánh giá nghiên cứu mẫu lõi
trong phòng thí nghiệm dựa vào kết quả địa vật lý giếng khoan và nghiên cứu
thuỷ động học.
Nghiên cứu mẫu lõi để xác định độ rỗng độ thấm, độ bão hoà trong
nước xử lý số liệu nghiên cứu thuỷ động lực để xác định các thông số.
Cát kết chứa sản phẩm ở vòm Bắc thuộc tầng 23 có độ rỗng từ 14
24,7% (theo phòng thí nghiệm) và từ 15 28% (theo tài liệu).
Độ rỗng và độ bão hoà ở vòm trung tâm tầng 23 trùng với những giá trị
ở vòm Bắc (độ rỗng 19%, độ bão hoà dầu 57%).
So sánh trầm tích Mioxen và trầm tích Oligoxen hạ thì độ rỗng của
Oligoxen hạ thấp hơn nhưng độ bão hoà dầu cao hơn.
Khả năng chứa của đá mỏng là do nứt nẻ, hang hốc của đá. Hầu hết
mẫu lõi đại diện cho phần khung rắn chắc thường cho những giá trị rỗng
khoáng vài phần trăm. Phương đo địa lý nghiên cứu những khoáng lớn hơn
rất nhiều, trong đó có các đới hang hốc và nứt nẻ không nghiên cứu bằng mẫu
lõi.
Theo tài liệu đã xác định những khoáng có độ rỗng rất cao tới 18,5%
còn độ rỗng trung bình cho chiều dày hiệu dụng là 4,3% khi tích trữ lượng.
Độ rỗng được biện luận cho chiều dày chung của móng với giá trị sau vòm
Bắc từ 2,5 15% vòm trung tâm 2,3 3,8%. Không thể xác định trực tiếp độ
bão hoà dầu của đá mỏng mà nó được đánh giá bằng các phương pháp gián
tiếp theo quan hệ với bề mặt riêng giữa chúng và được lấy bằng 85%.
1.3.4. Tính không đồng nhất.
Mỏ Bạch Hổ là mỏ có dạng đá vỉa của vòm Bắc, tính không đồng nhất
của các Mioxen cao nhất trong số các vỉa của mỏ.
Tầng Mioxen được phân làm nhiều lớp mỏng, hệ số phân lớp trung
bình ở vòm Bắc là 3,6 ở vòm trung tâm là 5,5. Hệ số cát của vòm Bắc là 0,45
và hệ số cát của vòm trung tâm là 0,34.

13

Tài liệu nghiên cứu mẫu lõi và tài liệu đo đạc ở tầng Mioxen cho thấy
lát cắt các tập không đồng nhất.
• Các thân dầu Oligoxen hạ:
Theo tài liệu địa chấtvà tài liệu mẫu lõi trong giếng khoan thuộc tầng
Oligoxen hạ cho thấy mặt cắt các tầng sản phẩm không đồng nhất được xen
kẽ bởi các lớp cát kết, bột kết chứa sản phẩm và sét mỏng không chứa sản
phẩm.
So sánh đặc tính của các đối tượng khai thác cho thấy rằng trong các
đối tượng có đá chứa độ rỗng như Oligoxen hạ thường không đồng nhất. Hệ
số phân lớp và hệ số cát của tầng Oligoxen hạ lần lượt là 10,8 và 0,39.
Nhìn chung khi đánh giá mức độ không đồng nhất của các tầng sản
phẩm, thấy rằng trầm tích sản phẩm Oligoxen hạ là kém đồng nhất hơn cả.
Mức độ phân lớp lớn nhất tới 20 vỉa. Hệ số phân lớp trung bình là 19,8%.

1.4. Đặc điểm cơ bản của các chất lưu.
∗ Dầu thô
Dầu thô là hỗn hợp phức tạp của các hydrocacbon và các hợp chất khác,
nhưng phần chủ yếu là các hydrocacbon, tồn tại ở thể lỏng. Màu sắc của dầu
thô biến đổi có thể là xanh đậm, vàng, nâu và đen.
Dầu ở tất cả các vỉa trong mỏ Bạch Hổ đều chưa bão hòa, hệ số ép (tỷ số giữa
áp suất vỉa và áp suất bão hòa) :
. 1,43 cho Mioxen hạ dưới vòm Bắc.
. 1,9 cho Mioxen dưới vòm Trung tâm.
. 3,54 cho Oligoxen thượng.
. 1,94 cho Oligoxen hạ.
. 1,76 cho đá móng.
Theo các giá trị thông số cơ bản, các loại dầu mỏ Bạch Hổ có thể chia
thành 3 nhóm. Theo chiều từ nhóm I đến nhóm III các thông số gia tăng:
. Tỷ số khí dầu – dầu GOR.
. Hệ số thể tích B.
. Áp suất bão hòa Ps.

14

. Tỷ trọng dầu ãd.
. Độ nhớt của dầu ìd.
Trong nhóm I sự khác biệt giữa dầu Mioxen dưới vòm Trung tâm
Oligoxen trên được nhận biết bởi thành phần khí hòa tan. Khí tách dầu từ
Mioxen trên và hàm lượng nước dị thường còn khí tách dầu từ Mioxen dưới
vòm Trung tâm chứa trong thành phần propan, butan, pentan và lớn hơn.
Trong nhóm III dầu Oligoxen so với đá móng có độ khí thấp hơn, có giá trị hệ
số thể tích thấp hơn, tỷ trọng thì lớn hơn, độ nhớt lớn hơn.
Theo các giá trị áp suất bão hòa và tỷ trọng khí hòa tan, dầu trong nhóm
III tương tự như dầu Oligoxen dưới. Trên cơ sở các mô hình thực nghiệm có
thể khẳng định rằng: đối với dầu đá móng, sự thay đổi nhiệt độ ít gây ảnh
hưởng đến áp suất bão hòa được xác định bằng tỷ suất khí dầu.
Qua phân tích số liệu theo tách vi phân ta thấy được dầu được chia
thành 2 nhóm:
+ Dầu đá móng và dầu Oligoxen dưới.
+ Dầu Oligoxen thượng và Mioxen.
Về thành phần cấu tử dầu vỉa, vì lý do hạn chế các số liệu về chưng cất
chân không nên sử dụng dầu tách có tỷ trọng 833,6 và phân tử lượng
251,15g/mol để tính toán cho tầng đá móng và Mioxen hạ, còn sử dụng dầu
có trọng lượng riêng là 865kg/m3 và phân tử lượng là 300g/mol cho Oligoxen
trên và Mioxen dưới. Sự cho phép kể trên dựa trên cơ sở về sự giống nhau của
các giá trị trọng lượng riêng dầu tách khí của các nhóm và đáp ứng với các
đặc tính trung bình.

Số
nhó
m
I

Đối
tượng

Áp suất bão
hòa
(Mpa.s)

Mioxen
dưới vòm
trung tâm
13,4 ÷ 16

Oligoxen
trên

Các thông số
Tỷ suất
Hệ số
khí dầu
thể tích
(m3/t)

Độ nhớt
dầu vỉa
(MPa.s)

88 ÷ 108 1,26÷ 1,35 1,34 ÷
1,7

Tỷ
trọng
dầu vỉa

0,733 ÷
0,760

15

II
III

Mioxen
dưới vòm
Bắc
Oligoxen
dưới và
móng

18,4 ÷ 21,1

134 ÷
147

1,39 ÷ 1,41 0,88 ÷ 1,16 0,696 ÷
0,710

19,5 ÷ 24,7

160 ÷
209

1,46 ÷ 1,59 0,38 ÷ 0,48 0,634 ÷
0,668

Bảng 1.1. Các nhóm dầu của mỏ Bạch Hổ
∗ Condensate:

Condensate là hỗn hợp của các hydrocacbon mà chúng có thể tồn tại trong
thành hệ khai thác ở dạng lỏng hoặc dạng hơi ngưng tụ. Sự hoá lỏng của
thành phần pha khí của condensate thường xảy ra khi nhiệt độ của dòng sản
phẩm hạ xuống khi di chuyển từ vỉa lên trên mặt. Trong pha hơi chúng có các
tính chất thông thường của khí. Hơi ngưng tụ có tỷ trọng biến đổi từ: 0,55 ÷
4,49 và độ nhớt từ: 0,006 ÷ 0,011 CP ở điều kiện tiêu chuẩn. Màu sắc của
Condensate có thể là màu trắng, vàng nhạt hoặc xanh nhạt.
∗ Khí tự nhiên:

Chất khí là chất không có hình dạng hoặc thể tích xác định. Nó sẽ lấp kín
hoàn toàn vật chứa và sẽ lấy hình dạng của vật chứa. Khí hydrocacbon đi
cùng với dầu thô được gọi là khí tự nhiên và có thể thấy ở dạng khí tự nhiên
hoặc khí hòa tan .Tỷ trọng của khí tự nhiên biến đổi từ: 0,55 ÷ 0,90 và độ
nhớt từ: 0.011 ÷ 0,024 CP ở điều kiện tiêu chuẩn.
∗ Khí tự do:
Khí tự do là một hydrocacbon mà nó tồn tại ở thể khí tại áp suất và nhiệt
độ vận hành. Khí tự do có thể hiểu như bất kỳ loại khí nào ở bất cứ áp suất
nào mà không hoà tan trong các hydrocacbon lỏng.
∗ Khí hoà tan:
Khí hoà tan được chứa đồng đều trong dầu ở nhiệt độ và áp suất đã định.
Sự giảm áp suất, tăng nhiệt độ có thể làm cho khí thoát khỏi dầu và những khí
thoát ra đó có các tính chất của khí tự do.
Độ sâu (m)

% CO2

Tỷ trọng

Yếu tố khí (m3/m3)

16

2885 – 2935
3165 – 3215
3405 – 3415
3455 – 3515
3535 – 3565
3565 – 3585
3525 – 3695
3695 – 3715
3755 – 3785

0,03 – 0,04
0,03 – 0,04
0,03 – 0,04
0,03 – 0,04
0,03 – 0,04
0,03 – 0,04
0,03 – 0,04
0,03 – 0,04
0,03 – 0,04

0,741
0,668
0,641
0,640
0,654
0,656
0,655
0,650
0,645

140
180
130
130
130
130
160
120
130

Bảng 1.2. Thành phần và tính chất của khí hòa tan trong dầu.
Khí hòa tan trong dầu thuộc loại khí béo và rất béo. Trong thành phần của
chúng lượng C2+ là 22,7 ÷ 39%. Theo chiều từ Mioxen đến đá móng độ béo
của khí giảm dần, đồng thời các giá trị của C 2+ lớn hơn ở các tầng Oligoxen
trên, dưới và Mioxen vòm Bắc rất nhiều (gần 39%). Khí thuộc loại không
chứa Lưu huỳnh và hàm lượng Cacbondioxit thấp (0,09 ÷ 0,61%), hàm lượng
khí Nitơ từ 1,0 ÷ 2,8% với các giá trị dị thường là 9,85% ở Oligoxen trên.
∗ Nước:

Nước khai thác cùng dầu thô hoặc khí tự nhiên có thể tồn tại ở dạng lỏng
hoặc ở dạng hơi tuỳ thuộc vào nhiệt độ và áp suất làm việc. Nước lỏng có thể
ở trạng thái tự do hoặc dạng nhũ tương. Nước tự do tách ra từ các
hydrocacbon lỏng. Nước nhũ tương bị phân tán trong dạng những hạt nhỏ
trong hydrocacbon lỏng.
∗ Các tạp chất và các chất khác:
Các dòng sản phẩm khai thác từ các vỉa có thể chứa các tạp chất ở thể khí
như Nitơ (N2), cacbon đioxit (CO2), hyđro sunfua (H2S) và các loại khí khác,
chúng không phải là các hydrocacbon trong tự nhiên. Chúng có thể có lợi
hoặc có hại cho quá trình khai thác (giúp giảm tỷ trọng của dòng sản phẩm,
gây ăn mòn thiết bị…). dòng sản phẩm có thể chứa các tạp chất lỏng hoặc sền
sệt như nước và parafin. Chúng có thể còn chứa các tạp chất rắn như mùn
khoan, cát, bùn và muối.