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

5

Hình 1.1. Vị trí địa lí mỏ Bạch Hổ

6

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.
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.

7

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.
• 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

8

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 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.

9

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 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. Tính dị dưỡng:
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%).

10

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.
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 chất và 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%.

11

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 P s.
. 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

12

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.
Các thông số
Số
nhó
m
I

II
III

Đối tượng
Mioxen
dưới vòm
trung tâm

Oligoxen
trên
Mioxen
dưới vòm
Bắc
Oligoxen
dưới và
móng

Áp suất bão
hòa
(Mpa.s)

Tỷ suất
khí dầu
(m3/t)

Hệ số
thể tích

Độ nhớt
dầu vỉa
(MPa.s)

88 ÷ 108

1,26÷ 1,35

1,34 ÷ 1,7

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

13,4 ÷ 16

Tỷ trọng
dầu vỉa

0,733
0,760

÷

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

13

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

% CO2
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

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

Yếu tố khí (m3/m3)
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 C2+ 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:

14

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.
1.5.
a.

Nhiệt độ và gradient địa nhiệt.
Gradient địa nhiệt (GDN) các đá phủ trên móng.
Móng được phủ bởi các thành phần tạo trầm tích sét tuổi Mioxen và Oligoxen,
các lớp phủ này có hệ số dẫn nhiệt bé hơn so với hệ số dẫn nhiệt của đá móng. Dòng
nhiệt này sau khi ra khỏi móng sẽ bị ứ ở các lớp phủ phía trên, GDN của các lớp đá
này lớn hơn đá ở móng.
Những đo đạc trong các giếng mở vào thân dầu tuổi Mioxen hạ, Oligoxen có
quy luật như sau:
Cùng chiều sâu như nhau, giếng nào nằm ở vùng đá móng nâng cao thì nhiệt độ
cao hơn, ngược lại giếng nào nằm ở vùng đá móng hạ thấp thì có nhiệt độ thấp hơn.
Tại Vòm Nam các lớp phủ nằm ở độ sâu từ 2800m xuống gặp đá móng ở độ sâu
3100m, GDN có giá trị trong khoảng 4 ÷ 5 0C.Các lớp phủ này gặp đá móng ở sâu hơn
(3300m) thì GDN từ 3,8 ÷ 40C. Tại Vòm Bắc các lớp nằm ở độ sâu 2800m trở xuống
gặp đá móng ở 3500 ÷ 3700m, GDN thay đổi từ 3,5 ÷ 5 0C. Các lớp phủ gặp móng sâu
hơn (4000m) thì GDN từ 3 ÷ 40C.
b.
Gradient địa nhiệt đá móng.
Do ảnh hưởng của lớp phủ Mioxen và Oligoxen và do vị trí mỗi vòm khác nhau
cho nên nhiệt độ các vùng trên mặt đá móng khác nhau. Nhưng sau khi đi vào móng ở
độ sâu nào đó (có thể chọn là 4300m) thì nhiệt độ vòm nam và vòm bắc tương đương
nhau.
Kết quả nghiên cứu cho phép xác định được giá tri GDN của đá móng là 2,5 0C. Ở
độ sâu 4300m có nhiệt độ là 157,50C.

15

1.6.

Tình hình khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ.
Mỏ Bạch Hổ được đưa vào khai thác công nghiệp từ năm 1986. Tầng khai thác
Mioxen dưới khai thác năm 1986, Oligoxen năm 1987 và tầng Móng Granit năm 1988.
Tính đến tháng 01/2009 mỏ Bạch Hổ khai thác được hơn 169 triệu tấn dầu. Tổng số
giếng là 315 trong đó số giếng khai thác 213, giếng bơm ép nước 59, giếng theo dõi
quan sát 7, giếng đóng tạm thời 20 và giếng huỷ 16
Sản lượng khai thác của mỏ hiện nay trung bình 17 – 18 nghìn tấn/ ngày đêm. Khối
lượng nươc bơm ép vỉa trung bình khoảng 37 – 38 nghìn m3/ ngày đêm
- Tình hình khai thác ở tầng Mioxen: Vỉa 23 tầng Mioxen dưới thuộc vòm trung
tâm được đưa vào khai thác thử nghiệm công nghiệp từ tháng 6 năm 1986. Hiện nay
trong vỉa này có 55 giếng khoan, trong đó 32 giếng khai thác, 8 giếng bơm ép, 4 giếng
theo dõi và 1 giếng dừng tạm thời và 10 giếng huỷ. Hiện tại chỉ có 3 giếng khai thác
theo chế độ tự phun, 28 giếng khai thác theo chế độ gazlif. Các giếng hiện nay phần
lớn khai thác với sản phẩm có hệ số ngập nước khá cao. Quá trình bơm ép nước duy trì
áp suất vỉa được tiến hành tốt và đem lại hiệu quả cao. Lưu lượng khai thác trung bình
648 tấn/ng.đ với độ ngập nước 67,6%.
- Tình hình khai thác ở tầng Oligoxen: Vỉa dầu tầng Oligoxen dưới được đưa vào
khai thác thử công nghiệp tháng 5 năm 1987. Tính đến thời điểm 01.01.2009 vỉa này
có 84 giếng, trong đó có 65 giếng khai thác (5 giếng khai thác theo chế độ tự phun, 60
giếng gaslift), 12 giếng bơm ép và 5 giếng huỷ. Lưu lượng khai thác trung bình 1725
tấn/ng.đêm với độ ngập nước 11,8%.
- Tình hình khai thác ở tầng Móng: Vỉa dầu trong đá Móng nứt nẻ vòm Trung Tâm
được đưa vào khai thác thử công nghiệp tháng 9 năm 1988. Tính đến thời điểm
01.01.2009 tầng móng có 124 giếng, trong đó có 63 giếng khai thác bằng chế độ tự
phun với sản lượng cao, 22 giếng gaslift, 26 giếng bơm ép, 3 giếng theo dõi, 10 giếng
đóng tạm thời và 1 giếng huỷ. Các giếng khai thác với lưu lượng cao trung bình
khoảng 400 tấn/ngày đêm. Lưu lượng khai thác trung bình 15134 tấn/ng.đêm với độ ngậm
nước 20,2%.