Ảnh hưởng của các yếu tố địa chất và giải pháp nâng cao hệ số thu hồi đối với th

Mỏ Sư Tử Đen và Sư Tử Vàng đặt ở vùng nước sâu của thềm lục địa Việt Nam. Khu vực này nằm trong một lõm tảng lục địa. Các tầng địa chất xếp chồng theo phương thẳng đứng. Kiến trúc được hình thành bởi sự nâng lên và hạ xuống của các khối địa chất. Đứt gãy chính chạy theo phương kinh tuyến, á kinh tuyến và phương Đông Bắc-Tây Nam. Các yếu tố này kiểm soát sự phân bố dầu khí. Địa hình dưới mặt nước có sự biến đổi phức tạp. Điều này ảnh hưởng đến diễn tiến quá trình tìm kiếm và khai thác.

Hệ thống dầu khí bao gồm ba yếu tố chính: nguồn, vỉa, nêm. Dầu khí được sinh ra từ đá mẹ kali–rêni trong tầng sâu. Quá trình di chuyển diễn ra thông qua các khe nứt tự nhiên. Dầu khí chuyển động từ vùng sâu lên các vỉa nông hơn. Vỉa chứa nằm ở các độ sâu khác nhau. Nêm được tạo bởi sự kết hợp của đứt gãy và đá không thấm nước. Áp suất bất thường tạo ra điều kiện tối ưu cho khai thác.

Khu vực Tây Nam mỏ Sư Tử Đen có độ sâu nước trên 500 mét. Độ sâu khai thác ở đây lớn, làm tăng chi phí hoạt động. Khu vực mỏ Sư Tử Vàng nằm gần đó với các đặc điểm tương tự. Khu vực Đông Bắc mỏ Sư Tử Đen có cấu trúc phức tạp hơn. Mục tiêu khai thác tập trung vào việc tối ưu hóa sản lượng dầu. Hiệu suất khai thác phụ thuộc vào khả năng của vỉa chứa. Các yếu tố địa chất quyết định khả năng thu hồi dầu trong mỗi khu vực.

Đá macma xâm nhập bao gồm granit, granitoid và các loại đá tương tự. Thành phần quartz-felspar-mica là đặc trưng chính. Đá có texture tinh thể phaneritik, kích thước hạt trung bình đến thô. Các mạch mafic gồm đá gabbro, diorit và các tổ hợp khoáng vật tối màu. Những mạch này cắt ngang các đá chủ yếu tạo thành hệ thống khe nứt. Mạch felsic có thành phần giàu quartz và felspar. Sự tương phản về tính chất giữa các loại mạch tạo ra các điều kiện áp suất khác nhau. Điều này ảnh hưởng đến quá trình phong hóa và biến đổi thủy nhiệt.

Đá granit và granitoid phân bố rộng rãi ở vùng trung tâm. Đá biến chất có mặt ở các khu vực biên, gần các đứt gãy. Phân bố không đều của các loại đá tạo ra bất đồng nhất địa chất. Những vùng có mạch xâm nhập dầy đặc thường có độ thấm cao hơn. Các bộ lộ địa tầng khác nhau gây ra sự biến thiên trong tính chất vỉa. Bản đồ thạch học chi tiết rất quan trọng cho quy hoạch khai thác. Thông tin này giúp xác định các vị trí tối ưu để khoan và khai thác dầu.

Quartz chiếm 25-35% thành phần khoáng vật của đá granit. Felspar (trực sảng và trực sảng kali) chiếm 50-65%. Mica (đầu đen và tờ trắng) chiếm 5-10% tổng khối lượng. Các khoáng vật phụ gồm apatit, titanit, magnetit. Độ rỗng nguyên sinh của đá granit gốc rất thấp, khoảng 0.1-0.5%. Sự thiếu hụt không gian rỗng ban đầu này làm cho phong hóa và biến đổi thủy nhiệt có ý nghĩa cực kỳ quan trọng. Các quá trình này sẽ tạo ra các không gian trống phục vụ cho dầu khí.

Các đứt gãy trong nhóm này chạy theo phương bắc–nam với góc lệch khoảng 10-20 độ. Những đứt gãy này hình thành trong giai đoạn tạo rift sớm. Chúng có biên độ dịch chuyển trung bình, dao động từ 100-500 mét. Khe nứt dọc theo các mặt đứt gãy này thường mở, không bị lấp kín. Tính chất này làm chúng trở thành những đường dẫn chính cho dầu khí. Mật độ khe nứt cao ở những nơi gần đứt gãy chính. Độ liên thông trong phương này rất tốt, dẫn đến khả năng cung cấp dầu cao.

Nhóm này là đặc trưng kiến trúc chính của khu vực. Các đứt gãy chạy từ Đông Bắc đến Tây Nam với góc gần 45 độ. Biên độ dịch chuyển lớn, có thể đạt 1000-2000 mét ở một số nơi. Sự phát triển của nhóm đứt gãy này liên quan chặt chẽ đến quá trình mở rộng lục địa. Khe nứt dọc các đứt gãy này là những vệ tinh để dầu khí di chuyển. Mật độ khe nứt cao trong phạm vi 50-200 mét từ mặt đứt gãy chính. Những vùng nơi các đứt gãy cắt nhau tạo ra các nút giao thoa có độ liên thông rất cao.

Đứt gãy phương vĩ tuyến chạy từ tây sang đông, vuông góc với nhóm kinh tuyến. Chúng được coi là đứt gãy thứ cấp trong cấu trúc khu vực. Nhóm Tây Bắc–Đông Nam hình thành trong giai đoạn tiến hóa địa chất muộn hơn. Biên độ dịch chuyển của nhóm này nhỏ hơn các nhóm chính. Tuy nhiên, chúng đóng vai trò quan trọng trong việc kết nối các vỉa chứa. Khe nứt trong nhóm này thường bị khoáng vật lắng đắp phần nào. Việc xác định các khe nứt còn mở là chìa khóa cho khai thác hiệu quả.

Phong hóa feldspar tạo ra clay minerals như kaolinit, montmorillonit. Phong hóa này làm khoáng vật felspar mất đi các yếu tố như kali, sodium. Quartz tương đối ổn định, không bị phong hóa dễ dàng. Mica bị phong hóa thành các sản phẩm có độ rỗng cao. Các ổ mứa (limonit, hematit) chỉ ra sự oxy hóa sắt trong quá trình phong hóa. Clay minerals tạo ra các lớp vô cơ có độ thấm thấp. Những lớp này có thể hoạt động như nêm bó hôm, ngăn ngừa dầu khí tiếp tục di chuyển lên. Kích thước các hạt phong hóa rất nhỏ, tạo ra độ rỗng vi mô trong đá.

Biến đổi thủy nhiệt sericite hóa làm quartz, mica bị thay thế một phần. Sản phẩm là sericite (mica mỏng, hạt nhỏ) có khả năng chứa nước tốt. Silica hóa là quá trình khoáng vật silica mới tắng đắp vào các không gian trống. Quá trình này có thể làm giảm độ thấm trong những trường hợp nhất định. Feldspar spar thay thế thứ cấp tạo ra các khoáng vật chlorit, epidot. Những khoáng vật này chỉ ra điều kiện biến đổi thủy nhiệt ở nhiệt độ trung bình. Tổng hợp lại, biến đổi thủy nhiệt chủ yếu làm tăng độ rỗng và độ thấm.

Mức độ phong hóa cao nhất ở độ sâu nông, giảm dần theo chiều sâu. Ở độ sâu 1500-2000 mét, phong hóa vẫn còn tác động rõ rệt. Biến đổi thủy nhiệt đạt cường độ cao ở độ sâu 2000-3000 mét. Mức độ biến đổi được đánh giá bằng hàm lượng clay minerals, mức độ tán sắc. Đặc khu vực Tây Nam mỏ Sư Tử Đen, mức độ biến đổi rất mạnh. Vỉa chứa ở đây có độ rỗng cao nhất, 5-15%. Mức độ biến đổi trung bình ở mỏ Sư Tử Vàng. Mức độ biến đổi thấp ở khu vực Đông Bắc. Sự khác biệt này dẫn đến sự biến thiên lớn trong khả năng chứa dầu khí.

Áp suất tĩnh điều ở độ sâu 2000 mét đạt khoảng 40-42 MPa. Áp suất thủy tĩnh bình thường ở độ sâu này là 20 MPa. Bất thường áp suất = 20-22 MPa, tương ứng hệ số 0.4-0.55. Nguyên nhân của áp suất bất thường bao gồm lịch sử địa chất phức tạp. Quá trình nâng lên chậm của các khối đá làm bảo tồn áp suất cao. Chế độ áp suất bất thường này mang lại lợi ích cho khai thác. Nhưng nó cũng gây ra những rủi ro về an toàn khoan giếng. Việc kiểm soát áp suất là yêu cầu quan trọng trong các hoạt động khai thác.

Giãn nở của mũ khí là nguồn năng lượng chính của vỉa. Mũ khí nằm phía trên vùng dầu, chứa khí thiên nhiên. Khi khai thác, dầu được đưa lên, tạo ra chỗ trống cho khí giãn nở. Năng lượng từ mũ khí có thể duy trì áp suất vỉa trong thời gian dài. Dầu chứa khí hòa tan tạo ra năng lượng tương đối kém hơn. Giãn nở của lớp nước dưới dầu (aquifer) cũng góp phần duy trì áp suất. Sự kết hợp của các nguồn này tạo ra một hệ thống năng lượng tương đối bền vững. Hiệu suất sử dụng năng lượng tự nhiên phụ thuộc vào hình thái khe nứt.

Lưu thông thủy lực tốt ở gần các đứt gãy chính, bán kính 50-200 mét. Hệ số thấm trong vùng ảnh hưởng của đứt gãy đạt 1-100 milidarcy. Ở khu vực xa đứt gãy, hệ số thấm giảm đáng kể, chỉ 0.01-1 milidarcy. Sự khác biệt lớn này tạo ra bất đồng nhất địa chất mạnh. Khe nứt giao thoa (nơi hai hay nhiều đứt gãy cắt nhau) có độ liên thông tốt nhất. Các giếng khoan khai thác thường được bố trí gần những nút giao thoa này. Quy hoạch giếng khoan dựa trên hiểu biết chi tiết về lưu thông thủy lực.

Đá granit phong hóa mạnh có độ rỗng cao (5-15%), độ thấm cao. Hệ số thu hồi dầu trong những nơi này có thể đạt 20-35%. Đá granit biến đổi thủy nhiệt trung bình có độ rỗng trung bình (2-5%). Hệ số thu hồi ở đây khoảng 10-20%, tùy thuộc vào độ liên thông. Đá granit ít biến đổi có độ rỗng thấp, chủ yếu dựa vào khe nứt. Hệ số thu hồi ở đây thấp, dưới 10%. Khoáng vật trung gian như chlorit, epidot góp phần tăng độ thấm. Clay minerals từ phong hóa có tác động hai chiều: tạo không gian rỗng nhưng giảm độ thấm. Tối ưu hóa hệ số thu hồi cần cân bằng giữa các yếu tố này.

Khe nứt mở tạo ra đường dẫn chính cho dầu di chuyển từ vỉa lên giếng. Mật độ khe nứt cao (>1 khe nứt/mét) tạo ra độ liên thông tốt. Hệ số thu hồi trong vùng khe nứt dày đặc có thể tăng 10-20 lần. Khe nứt bị lắng đắp khoáng vật giảm đáng kể khả năng truyền dẫn. Góc khe nứt so với phương áp suất chính ảnh hưởng đến khả năng hoạt động. Khe nứt vuông góc với áp suất chính có khả năng truyền dẫn cao nhất. Các khe nứt giao thoa tạo ra các nút mạnh, điểm tập trung các dòng chất lỏng. Việc khoan giếng xuyên qua nhiều khe nứt tăng khả năng thu hồi dầu đáng kể.

Độ ẩm của đá (wettability) đối với nước hay dầu ảnh hưởng đến sự phân bố dầu. Đá xâm nhập mafic thường ẩm đối với nước hơn, làm dầu tập trung ở trung tâm lỗ rỗng. Đá xâm nhập felsic phong hóa mạnh có thể có tính ẩm hỗn hợp. Sự hiện diện của clay minerals làm đá trở nên ẩm đối với nước hơn. Tương tác này quyết định hàng lượng dầu còn sót lại sau khai thác. Bất đồng nhất địa chất (facies variation) gây ra sự biến thiên lớn trong hệ số thu hồi. Một khu vực nhỏ có thể có hệ số thu hồi thay đổi từ 5% đến 25%. Việc hiểu rõ bất đồng nhất là chìa khóa cho khai thác hiệu quả thủy lực áp dụng các kỹ thuật khai thác đặc biệt.

Khoan ngang (horizontal well) dọc theo các khe nứt chính tăng chiều dài tiếp xúc. Một giếng ngang 1000 mét tiếp xúc với diện tích vỉa gấp 5-10 lần so với giếng đứng. Khe nứt phương kinh tuyến và phương Đông Bắc-Tây Nam là những mục tiêu ưu tiên. Giếng ngang được thiết kế để xuyên qua những vùng khe nứt dày đặc. Khoan theo phương vuông góc với áp suất chính ngang tăng khả năng cấp phát. Công nghệ khoan ngang đã được áp dụng thành công tại mỏ Sư Tử Đen với kết quả khả quan. Sự kết hợp giữa khoan ngang và phân tầng hoàn thiện (completion design) có thể nâng sản lượng dầu 50-100%.

Tiêm nước vào tầng chứa nước dưới dầu (water injection) là phương pháp khai thác nhân tạo. Phương pháp này duy trì áp suất vỉa, tạo áp suất tay cầm đẩy dầu lên. Hiệu suất tiêm nước phụ thuộc vào khả năng liên thông, độ thấm. Ở các vùng khe nứt tốt, hiệu suất tiêm nước có thể đạt 30-50%. Tiêm khí (gas injection) vào mũ khí giúp duy trì năng lượng tự nhiên. Phương pháp này phù hợp với các vỉa có mũ khí dầy đặc. Tiêm polymer hoặc hóa chất khác làm thay đổi tương tác đá-dầu-nước. Kỹ thuật tiêm áp tượng (low pressure injection) áp dụng cho các vỉa không chịu được áp suất cao. Sự phối hợp giữa các phương pháp tiêm có thể nâng hệ số thu hồi từ 8-15% lên 25-40%.

Dầu có độ nhớt cao (heavy oil) tồn tại ở một số khu vực của mỏ Sư Tử Đen. Tiêm hơi nước (steam injection) hay tiêm nước nóng làm giảm độ nhớt dầu. Kỹ thuật này nâng khả năng chảy của dầu 10-100 lần. Tiêm chất khác (surfactant injection) làm thay đổi độ căng bề mặt, giải phóng dầu bị giữ bởi sức căng bề mặt. Tiêm polymer tăng độ nhớt của chất lỏng tiêm, tăng khả năng quét. Phương pháp điều kiện hóa học kết hợp với khai thác thủy lực thường cho kết quả tốt. Những kỹ thuật này đặc biệt quan trọng ở các vùng có bất đồng nhất cao. Sự áp dụng khéo léo các kỹ thuật nhiệt-hóa học có thể tăng hệ số thu hồi 10-20 điểm phần trăm.