DocumentsTích hợp phương trình điện trở điện dung cải tiến và tỷ phần dòng chảy gentil trong dự báo khai thác vấn đề và giải pháp

PETROVIETNAM TẠP CHÍ DẦU KHÍ Số - 2022, trang - 17 ISSN 2615-9902 TÍCH HỢP PHƯƠNG TRÌNH ĐIỆN TRỞ ĐIỆN DUNG CẢI TIẾN VÀ TỶ PHẦN DÒNG CHẢY GENTIL TRONG DỰ BÁO KHAI THÁC: VẤN ĐỀ VÀ GIẢI PHÁP Trần Đăng Tú, Trần Xuân Quý, Đinh Đức Huy, Phạm Trường Giang, Lê Thế Hùng Viện Dầu khí Việt Nam Email: tutd@vpi.pvn.vn https://doi.org/10.47800/PVJ.2022.04-01 Tóm tắt Đối với mỏ có thực bơm ép nước, cần quan tâm đến yếu tố dự báo sản lượng khai thác dầu/khí/nước, áp suất giếng/ vỉa/mỏ, đặc biệt mức độ tương tác giếng bơm ép khai thác để đưa định phù hợp công tác điều hành tối ưu sản lượng khai thác Ngoài công cụ chuyên dụng sử dụng (như mơ hình mơ số, phân tích đường cong suy giảm), nhóm tác giả đề xuất giải pháp tích hợp phương trình điện trở - điện dung cải tiến phương trình tỷ phần dòng chảy Gentil (ICRMIP-G) để đánh giá ảnh hưởng giếng bơm ép đến giếng khai thác ảnh hưởng tầng nước đáy/biên đến giếng khai thác, qua dự báo tổng sản lượng dầu khai thác cho đối tượng nghiên cứu Mơ hình ICRMIP-G áp dụng để dự báo tổng sản lượng dầu cộng dồn 21 tháng cho đối tượng Miocene bể Cửu Long, với sai số tương đối thấp (< 8%) chứng minh tính khả thi cho kết có độ tin cậy cao Từ khóa: Phương trình điện dung - điện trở cải tiến, tỷ phần dòng chảy Gentil, lưu lượng dầu, độ ngập nước, bể Cửu Long Giới thiệu Phương trình điện trở - điện dung (CRM) phương trình có đầu vào - đầu đặc trưng cho đặc tính vỉa chứa coi lưu lượng bơm ép tín hiệu đầu vào lưu lượng khai thác tín hiệu đầu Sự tương tự mạch điện RC (điện trở R điện dung C) CRM, mạch điện RC song song có dịng điện I1, I2 tương ứng giếng bơm ép giếng khai thác, hiệu điện thế ∆U tương ứng với chênh áp ∆P, điện trở R tương ứng với vỉa chứa Tương tự, lĩnh vực dầu khí, mơ hình CRM mơ hình cân vật chất, lưu lượng bơm ép vào bể thông qua mô hình vỉa chứa dự báo lưu lượng chất lưu chảy Hình cho thấy biến động tổng sản lượng chất lưu (dầu nước) thay đổi cấp lưu lượng bơm ép CRM Sayarpour cộng [1] giới thiệu giải pháp phân tích phương trình vi phân cho phương trình điện dung (CM) dựa nguyên lý xếp chồng nghiệm theo thời gian trình bày giải pháp theo thể tích vỉa chứa khác nhau: Ngày nhận bài: 18/4/2022 Ngày phản biện đánh giá sửa chữa: 18/4 - 4/5/2022 Ngày báo duyệt đăng: 5/5/2022 - Thể tích tồn mỏ mơ hình bể trầm tích (CRMT); - Thể tích kênh dẫn giếng khai thác (CRMP); - Thể tích kênh dẫn cặp giếng bơm ép - khai thác (CRMIP) Fei Cao cộng [2] đã nghiên cứu dự báo lưu lượng dầu cách sử dụng kết hợp phương trình điện trở - điện dung (dự báo lưu lượng chất lưu khai thác) phương trình Koval (dự báo độ ngập nước) Nghiên cứu đã sử dụng thuật toán tối ưu để tái lặp lịch sử khai thác lịch sử độ ngập nước xác định mức độ tương tác, thời gian tương tác giếng bơm ép đến giếng khai thác thông số phương trình Koval (K, Vp) Kết nghiên cứu cho thấy sản lượng dầu dự báo tương đối tốt với sai số thấp (Qdầu < 7%) Tuy nhiên, nghiên cứu chưa đánh giá ảnh hưởng tầng ngập nước đến giếng khai thác Để khắc phục nhược điểm nghiên cứu Fei Cao [2], Daigang Wang [3] đã cải tiến phương trình điện trở - điện dung CRMIP thành phương trình ICRMIP có tính đến mức độ ảnh hưởng tầng nước đáy đến giếng khai thác Nghiên cứu đã sử dụng kết hợp mô hình ICRMIP-Koval để tái lặp lịch sử khai thác, lịch sử độ ngập nước cách DẦU KHÍ - SỐ 4/2022 E l2 E2 Lưu lượng bơm ép i(t) l1 ∆i ELECTRICAL C-UNIT Mơ hình điện trở theo Bruce, 1943 Lưu lượng bơm ép i(t) Lưu lượng khai thác q(t) THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Thời gian Tín hiệu đầu vào, I(t) Lưu lượng khai thác q(t) Thời gian Phản ánh đầu ra, q(t) Vỉa chứa Mơ hình vỉa Hình Ảnh hưởng lưu lượng bơm ép lên lưu lượng khai thác thay đổi cấp bơm ép CRM [4] áp dụng thuật toán tối ưu StoSAG (Stochastic Simplex Approximate Gradient) để dự báo khai thác xác định lưu lượng bơm ép tối ưu cách tối ưu hàm mục tiêu Kết nghiên cứu cho thấy thể tích nước bơm ép cộng dồn giả sử không đổi thì sản lượng dầu cộng dồn giếng sau tối ưu hóa nhịp độ khai thác - bơm ép vỉa karst carbonate thì sản lượng dầu gia tăng đáng kể Mô hình điện trở - điện dung đã bắt đầu nghiên cứu ứng dụng cho mỏ Việt Nam [4 - 6] Dựa vào nghiên cứu trên, nhằm bổ sung hồn thiện mơ hình để dự báo sản lượng khai thác dầu trường hợp có tác động gây nhiễu từ nguồn lượng tự nhiên vỉa bơm ép nước, tầng nước đáy, nhóm tác giả đề xuất tích hợp phương trình điện trở - điện dung cải tiến phương trình tỷ phần dòng chảy Gentil để đánh giá ảnh hưởng giếng bơm ép đến giếng khai thác ảnh hưởng tầng nước đáy đến giếng khai thác dự báo nhanh tổng sản lượng dầu khai thác cộng dồn với độ tin cậy cao q(t): Lưu lượng khai thác thời điểm t (thùng/ ngày); i(t): Lưu lượng bơm ép thời điểm t (thùng/ ngày) Từ phương trình (2) cho thấy lưu lượng khai thác phụ thuộc chủ yếu vào thành phần chính: - Nguồn lượng kế thừa thời điểm ‫ ݐ‬- ‫ݐ‬o ) trước, q(t )݁ - ( ߬ ; o - Nguồn dầu đẩy từ nguồn nước bơm ép bổ sung giai đoạn tiếp theo, - ( ) );; - Lượng thể tích ảnh hưởng co giãn vật chất vỉa, tV p)( , , )(1- ( ) ) 2.2 Phương trình điện trở - điện dung cải tiến tỷ phần dòng chảy Gentil Daigang Wang [3] đã cải tiến dựa phương trình thực nghiệm CRMIP có dạng sau: Phương trình điện trở - điện dung 2.1 Cơ sở lý thuyết [5] ( ) + Phương trình CRM chủ yếu xây dựng dựa phương trình sau: ( ) (3) = ( )+ − , Phương trình liên tục: ( )− = (1) ( ) Phương trình lưu lượng khai thác: q(t) = J (p - pwf ) 0) ( ) - ( ) ) - (C tVp (2) , , )(1- ( ) ) Trong đó: p(t): Áp suất vỉa trung bình thời điểm t (psi); pwf(t): Áp suất đáy thời điểm t (psi); I(t): Lưu lượng bơm ép giếng bơm ép khoảng thời gian t (thùng/ngày); DẦU KHÍ - SỐ 4/2022 Trong đó: qij(t): Lưu lượng khai thác chất lưu cặp giếng bơm ép i giếng khai thác j thời điểm t (thùng/ngày); τij: Hằng số thời gian tương tác giếng bơm ép i đến giếng khai thác j (ngày); ewịj: Lưu lượng nước vỉa xâm nhập (thùng/ ngày); Ii(t): Lưu lượng bơm ép (thùng/ngày); PETROVIETNAM τ11 τ12 f11 τ22 e11 τ12 τ13 τ13 e13 e22 P3 f22 I2 τ21 I1 e12 P2 Khi tầng nước đáy hoạt động áp suất đáy giếng giếng khai thác thay đổi khơng đáng kể thì có thông số chưa biết cho mỗi cặp giếng bơm ép - khai thác fij, qij(t0), tij ewij Tổng số thông số chưa biết 4XNproXNinj Hơn nữa, vỉa chứa sử dụng phương pháp bơm ép nước mà không ảnh hưởng tầng nước đáy thì dạng bán giải tích phương trình (6) đơn giản hóa phương trình thực nghiệm CRMIP truyền thống Để đảm bảo cân bơm ép khai thác thì hệ số tương tác fij lưu lượng khai thác chất lưu qij(t0) phải thỏa mãn điều kiện sau: τ23 e23 f23 f21 Giếng bơm ép e21 Giếng khai thác Tầng nước đáy P1 ( )= Hình Phương trình điện trở - điện dung cải tiến có đánh giá ảnh hưởng tầng nước đáy đến giếng khai thác [3] Jij: Chỉ số khai thác chất lưu cặp giếng bơm ép - khai thác, (thùng/psi.ngày); Pwf, j: Áp suất đáy giếng giếng khai thác j thời điểm t (psi); fij: Hệ số tương tác từ giếng bơm ép i đến giếng khai thác j Dạng bán giải tích cho phương trình (3) xếp chồng khơng gian có dạng: ∆ ( )= ( ⎛ ) = 1− ⎞ + 1− ( ) + ́ ́ − ⎝ ∆ (4) ⎠ ∆ ( (1− ) + ( ) ∆ , − ( ) (5) (10) Trong đó: a, b: Hệ số hồi quy xác định phục hồi lịch sử (a, b ≥ 0); Đối với cặp giếng bơm ép - khai thác, lưu lượng khai thác chất lưu qj(tk) giếng khai thác j thời điểm tk biểu diễn sau: ( ) Wi: Lưu lượng nước bơm ép cộng dồn giếng bơm ép có ảnh hưởng đến giếng khai thác; Ii: Lưu lượng bơm ép đến thời điểm tk (thùng/ ngày) ∆ ( )= (9) 1+ ) ( ) ∆ + = , Theo nguyên lý xếp chồng theo thời gian, phương trình (4) có dạng: ( )= (8) ( ) Phương trình điện trở - điện dung cải tiến (3) dự báo khai thác dựa phân tích liệu ban đầu phát triển cho dòng pha, trước hết dự báo lưu lượng chất lưu khai thác cho giếng Để tính sản lượng dầu từ tổng sản lượng khai thác chất lưu, phương trình tỷ phần dòng chảy đề xuất Gentil [7] đã sử dụng Phương trình thể mối tương quan thực nghiệm hệ số nước dầu lượng nước bơm ép cộng dồn Theo Gentil, độ ngập nước giếng khai thác có dạng: ∆ ́ (7) ≤ 1, = 1,2, … , (6) Đối với dòng chảy hai pha dầu - nước, lưu lượng khai thác dầu qoj(tk) nước qwj(tk) giếng khai thác j thời điểm tk biểu thị sau: ( )= ( )= ( ) ( ) ( ) 1− ( ) DẦU KHÍ - SỐ 4/2022 (11) (12) THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Sử dụng mơ hình ICRMIP-G để ước tính hệ số tương tác giếng bơm ép đến giếng khai thác, ẩn số chưa biết cho mỗi cặp giếng bơm ép - khai thác hệ số tương tác (fij), thời gian tương tác (τij), lưu lượng nước vỉa xâm nhập (ewij), lưu lượng khai thác chất lưu thời điểm to hệ số hồi quy a, b - xác định phương pháp hồi quy đa biến phi tuyến tính, hàm mục tiêu có bình phương nhỏ mơ tả sau: minimise ( ) = ( )− ( ): Lưu lượng khai thác chất lưu thực tế thời điểm tk (thùng/ngày); ( ): Độ ngập nước tính tốn thời điểm tk (%); ( ): Độ ngập nước thực tế thời điểm tk (%) Ngoài phương trình (7) (8), hàm mục tiêu bị ràng buộc bởi: τij ≥ 0,fij ≥ ewij ≥ a ≥ 0,b ≥ ( ) ∈ (13) minimise ( ) = ∑ ∑ ( )− (14) 2.3 Quy trình tính toán ( ) ∈ Một chương trình viết giao diện Matlab sử dụng thuật toán tối ưu điểm (interior-point algorithm) nhằm tối ưu kết thời gian trình phục hồi lịch sử khai thác, độ ngập nước (WC) Quy trình tính tốn biểu diễn Hình Trong đó: ( ): Lưu lượng khai thác chất lưu tính tốn thời điểm tk (thùng/ngày); Khởi tạo giá trị Lưu lượng bơm ép thực tế ICRMIP-G , , Tính tốn sản lượng khai thác chất lưu, độ ngập nước Cập nhật IPM Hàm mục tiêu Lưu lượng chất lưu khai thác, độ ngập nước thực tế minimise = minimise = ∈ ∈ − ( ) − Đạt Thông số đầu , , , , a, b ICRMIP-G Dự báo sản lượng khai thác dầu Hình Quy trình tính tốn DẦU KHÍ - SỐ 4/2022 , , a, b Chưa ( ) PETROVIETNAM Thơng tin khu vực nghiên cứu Hình Bản đồ vị trí giếng đối tượng Miocene Hình Biểu đồ sản lượng khai thác giàn A mỏ X Phục hồi lịch sử khai thác 100% 90% 90% 85% 90% 99% 96% 88% 81% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% P1 P2 P3 P4 Giếng P5 Hình Hệ số tương quan R2 phục hồi lịch sử khai thác P6 P7 Theo nghiên cứu đặc điểm địa chất, đối tượng Miocene, mỏ X, đặc trưng môi trường cửa sông, thân cát tương đối dày (5 - 30 m), phân bố diện rộng, chiều dày thân cát giảm dần theo hướng Tây Bắc Đông Nam, mức độ liên thông tốt với thông số độ rỗng thay đổi từ 10 - 32% (Ftb ~ 15%), độ thấm thay đổi từ vài chục đến hàng nghìn mD (Ktb ~ 70 mD) Các đứt gãy xuất đối tượng nghiên cứu thường có biên độ dịch chuyển lớn theo hướng Tây Bắc - Đông Nam Đơng Tây; đứt gãy nhỏ gặp khó xác định qua tài liệu địa chấn Tầng chứa Miocene dưới, mỏ X, bắt đầu khai thác cơng nghiệp từ 1998 tính tới hết năm 2014 hệ số thu hồi đạt 21,5% Hỗ trợ gaslift áp dụng từ năm 2003 thực bơm ép nước bắt đầu năm 2006 Nhằm hạn chế tốc độ suy giảm cải thiện hiệu khai thác, bơm ép nước triển khai diện rộng từ 2009 với vị trí giếng hầu hết đặt phần rìa cấu tạo Động thái khai thác đối tượng Miocene chia thành khu vực: phía Bắc có tỷ số GOR thấp, độ ngập nước cao, áp suất đáy giếng ổn định, phía Nam có tỷ số GOR cao, độ ngập nước thấp, áp suất đáy giếng suy giảm nhanh Tại khu vực phía Bắc, phương pháp bơm chất thị thực nhằm đánh giá mức độ liên thông vỉa chứa phục vụ công tác tối ưu khai thác vận hành mỏ Công tác bơm ép chất thị triển khai vào giai đoạn 2012 - 2013 giếng bơm ép I1, sau thời gian quan trắc thực lấy mẫu chất lưu phân tích, chất thị phát giếng khai thác P1, P4, P5, P7 Trong phạm vi báo này, nhóm tác giả ứng dụng mô hình ICRMIP-G cho giếng khai thác giàn WHP-A (P1, P2, P3, P4, P5, P6 P7) giếng bơm ép I1, I2, I3 nhằm dự báo thời gian di chuyển, mức độ độ liên thông ảnh hưởng mỗi giếng bơm ép tới giếng khai thác, qua đánh giá mức độ ảnh hưởng bơm ép dự báo khai thác Khu vực lựa chọn nghiên cứu tương đối độc lập mặt thủy động DẦU KHÍ - SỐ 4/2022 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ lực so với khu vực lại, đảm bảo tính tồn vẹn cân vật chất, ́u tố tiên quyết áp dụng mô hình ICRMIP-G Kết đánh giá mức độ tương tác giếng bơm ép đến giếng khai thác từ mô hình ICRMIP-G kiểm chứng kết bơm ép chất thị Thông tin đầu vào mô hình ICRMIP-G liệu khai thác giàn A gồm lưu lượng khai thác chất lưu, lưu lượng bơm ép áp suất đáy giếng Dữ liệu chia thành tập liệu sau: Tập liệu I: Từ thời điểm giếng I2 bắt đầu bơm ép ngày 25/1/2009 đến tháng 12/2012; Dùng để phục hồi lịch sử khai thác, xác định thông số mô hình ICRMIP-G; Tập liệu II: Từ 1/2013 đến tháng 9/2014; Dùng để đánh giá hiệu dự báo mô hình Kết thảo luận 4.1 Phục hồi lịch sử khai thác 4.1.1 Sản lượng khai thác chất lưu Hình cho thấy kết phục hồi lịch sử lưu lượng khai thác chất lưu tốt, hệ số tương quan giếng R2 > 0,8 đó: - giếng P1, P2, P3, P4 P6 có hệ số tương quan R2 Є [0,8; 0,9] - giếng P5 P7 có hệ số tương quan R2 > 0,96 a Đánh giá mức độ tương tác giếng bơm ép đến giếng khai thác Theo thông tin địa chất cơng nghệ mỏ, vỉa sản phẩm có xu hướng phân bố cao dần từ Đông Bắc sang Tây 3.000 1.200 Giếng P1 Lưu lượng chất lưu 2.000 1.500 1.000 500 2010 2011 Năm 2012 Giếng P3 600 400 0, 2009 2013 ICRMIP-G Dữ liệu lịch sử 2010 2011 Năm 2012 2013 ICRMIP-G Dữ liệu lịch sử 700 Lưu lượng chất lưu 500 Lưu lượng chất lưu 800 800 600 400 300 200 600 500 Giếng P4 400 300 200 100 100 0 2009 2010 2011 Năm 2012 ICRMIP-G Dữ liệu lịch sử 8.000 7.000 6.000 5.000 4.000 3.000 2.000 1.000 2009 Giếng P6 2010 ICRMIP-G Dữ liệu lịch sử 2010 2011 Năm 2012 2013 DẦU KHÍ - SỐ 4/2022 2011 Năm 2012 2013 6.000 ICRMIP-G Dữ liệu lịch sử 5.000 Lưu lượng chất lưu Lưu lượng chất lưu Lưu lượng chất lưu Giếng P5 2013 4.000 3.000 2.000 Giếng P7 1.000 2009 2010 2011 Năm 2012 Hình Phục hồi lịch sử khai thác chất lưu 10 ICRMIP-G Dữ liệu lịch sử 200 2009 8.000 7.000 6.000 5.000 4.000 3.000 2.000 1.000 2009 Giếng P2 1.000 Lưu lượng chất lưu 2.500 ICRMIP-G Dữ liệu lịch sử 2013 2009 2010 2011 Năm 2012 2013 PETROVIETNAM Bảng Thơng số đầu mơ hình ICRMIP-G Mức độ tương tác (%) I1 I2 I3 Hằng số thời gian (ngày) I1 I2 I3 Nước vỉa xâm nhập (thùng/ngày) I1 I2 I3 I3 P1 25% 40% P1 207 315 P1 256 P2 5% P2 17 P2 10 - P5 0,65-1 I2 0,55 -0,65 0,45 -0,55 0,35 -0,45 0,2 -0,35 0,15 - 0,2 0,1 - 0,15 0- 0,1 P1 P3 P7 I1 P3 30% 10% P3 2.000 117 P3 202 P2 P6 P4 Hình Mức độ tương tác giếng bơm ép đến giếng khai thác 70% 50% y = -0,0002x + 0,4819 R² = 0,5106 30% 20% 10% 0% 500 1.000 1.500 2.000 P5 15% 59% 20% P5 77 26 400 P5 98 482 P6 4% 2% P6 500 500 P6 31 30 28 P7 15% 3% P7 300 2.000 P7 0 - tâm thuộc khối nhô cao (P1, P3, P5 P7), ảnh hưởng yếu tới giếng phía Nam cấu tạo (P4, P6 P2) Kết đánh giá mức độ ảnh hưởng giếng bơm ép tới giếng khai thác thể Hình Bảng Theo kết đánh giá, giếng bơm ép I3 có ảnh hưởng mạnh tới giếng P1 với tỷ trọng 40%; thời gian nước bơm ép đến giếng khai thác P1 kể từ thời điểm bắt đầu bơm ép khoảng 315 ngày Thực tế khai thác đã cho thấy sau khoảng năm bơm ép, nước bắt đầu xuất giếng P1, độ ngập nước sau tăng nhanh, thời điểm đã đạt 88% Giếng I2 giếng bơm ép khu vực, lưu lượng bơm ép trung bình khoảng 5.000 thùng/ngày, nhịp độ bơm ép ổn định giai đoạn 2009 - 2012 Mô hình ICRMIP-G đã xác định giếng bơm ép I2 có ảnh hưởng mạnh tới giếng vùng trung tâm P5 P3, ảnh hưởng yếu không ảnh hưởng tới giếng lại 60% 40% P4 5% P4 446 P4 273 - 2.500 Hình Hàm quan hệ hệ số tương tác fij với khoảng cách từ giếng bơm ép đến giếng khai thác Nam Giếng bơm ép I3 I1 bố trí rìa vỉa sản phẩm đối xứng qua cấu trúc dạng yên ngựa (khu vực giếng P1); giếng bơm ép I2 bố trí phần thấp khối nhô cao nhằm hỗ trợ lượng cho giếng phần đỉnh (P7, P3, P5, P2) Kết nghiên cứu địa vật lý giếng khoan mẫu lõi cho thấy tính chất vỉa chứa tốt dần từ sườn phía Đơng (Ktb ~ 150 mD) sang phía Tây (Ktb ~ 80 mD) Giếng bơm ép I1 I3 hoàn thiện kiểu giếng ngang, cộng hưởng với lượng từ vùng nước rìa tới giếng khai thác kỳ vọng tốt tới vùng trung Giếng bơm ép I1 có ảnh hưởng lớn tới giếng P1, P5 P7 vùng trung tâm, ảnh hưởng yếu tới giếng P4, P6 vùng phía Nam hỗ trợ tới giếng P2 P3 Tại giếng I1, tiến hành bơm chất thị, kết khảo sát phân tích mẫu chất lưu khai thác giếng quan sát đã ghi nhận hiện chất thị giếng P1, P4, P5, P6 P7 Kết đánh giá mức độ tương tác giếng bơm ép đến giếng khai thác mô hình ICRMIP-G cho thấy phù hợp với kết bơm ép chất thị Nhóm tác giả xây dựng mối quan hệ hệ số tương tác fij với khoảng cách từ giếng bơm ép đến giếng khai thác tương ứng Hàm xu hướng xây dựng với sai số R2 = 0,5106 đã cho thấy mối quan hệ tuyến tính hệ số fij Lij Trên Hình 9, giếng DẦU KHÍ - SỐ 4/2022 11 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Bảng Mức độ hỗ trợ nước vận động đến giếng khai thác Giếng khai thác Nước vỉa xâm nhập Tổng nước bơm ép I1 I2 I3 P2 3% 97% 100% - P3 11% 89% 72% 28% ICRMIP-G Dữ liệu lịch sử ICRMIP-G Dữ liệu lịch sử Giếng P2 0,08 0,06 0,02 2000 2002 2005 2007 Năm 2010 2012 1998 2015 2000 2002 2004 2006 2008 Năm 2010 0,35 Giếng P3 ICRMIP-G Dữ liệu lịch sử 2012 2014 ICRMIP-G Dữ liệu lịch sử Giếng P4 0,3 0,25 Độ ngập nước 0,2 0,15 0,2 0,15 0,1 0,1 0,05 0,05 2000 2002 2004 2006 Năm 2008 2010 2012 1998 2014 2000 2002 2004 2006 Năm 2008 2010 2012 2014 0,6 Giếng P5 ICRMIP-G Dữ liệu lịch sử Giếng P7 0,5 Độ ngập nước Độ ngập nước P7 0% 100% 86% 14% - 0,04 0,25 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 1998 P6 28% 72% 83% 17% - 0,1 0,3 1998 P5 13% 87% 18% 59% 23% 0,12 0,35 Độ ngập nước P4 53% 47% 100% 0,14 Giếng P1 Độ ngập nước Độ ngập nước Nước bơm ép 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 1997 P1 8% 92% 39% 61% ICRMIP-G Dữ liệu lịch sử 0,4 0,3 0,2 0,1 2000 2002 2004 2006 Năm 2008 2010 2012 2014 1998 2000 2002 2004 2006 2008 Năm 2010 2012 2014 Hình 10 Phục hồi lịch sử độ ngập nước khai thác có vị trí gần giếng bơm ép khối nhô cao vùng trung tâm chịu ảnh hưởng nhiều hơn, giếng bơm ép ảnh hưởng đến hay giếng khai thác lân cận Các giếng khai thác có khoảng cách gần giếng bơm ép (< 1.000 m) chịu ảnh hưởng tương đối rõ rệt, với giếng có khoảng cách trung bình (1.000 - 2.000 m) chịu ảnh hưởng yếu giếng có khoảng cách xa (> 2000 m) chịu ảnh hưởng không ảnh hưởng 12 DẦU KHÍ - SỐ 4/2022 b Đánh giá mức độ hỗ trợ nước vận động đến giếng khai thác Nhóm tác giả đánh giá ảnh hưởng tầng nước đáy/ biên đến giếng khai thác cách xác định lưu lượng nước vỉa xâm nhập sử dụng mô hình ICRMIP-G (Bảng 1) Trên sở đó, tính tốn đánh giá mức độ hỗ trợ nước vận động đến giếng khai thác (Bảng 2) Dựa kết đánh giá mức độ hỗ trợ từ nguồn PETROVIETNAM nước vận động (Bảng 2) cho thấy giếng khu vực rìa xa giếng bơm ép có tham gia từ nguồn nước vỉa/ biên Trong đó, ảnh hưởng rõ rệt giếng P4 (53%) P6 (28%) từ nước vỉa, phần lại nước bơm ép Dự báo lưu lượng chất lưu 100% 87% 84% P1 P2 92% 96% 97% 93% 78% 80% 60% 40% 20% 0% P3 P4 Giếng P5 P6 Ngược lại, giếng có vị trí gần với giếng bơm ép phần cao cấu tạo cho thấy hiệu hỗ trợ rõ rệt từ nước bơm ép giếng khai thác P7 (100%), P1 (92%) Giếng khai thác P6, P7 có mức độ hỡ trợ từ nước bơm ép 72% 100% giếng bơm ép I1 có mức độ hỡ trợ từ nước bơm ép rõ rệt giếng bơm ép I2 Giếng khai thác P1, P3 có mức độ hỡ trợ từ nước bơm ép 92% 89% giếng khai thác P1, P3 có mức độ hỡ trợ từ nước bơm ép chủ yếu từ giếng bơm ép I1 I3, I2 I3 Ngoài ra, giếng khai thác P2 P5 cho thấy mức độ hỗ trợ nước bơm ép từ giếng bơm ép I2 (100%) từ giếng bơm ép I1, I2, I3 4.1.2 Độ ngập nước (WC) P7 Với thông số đầu mô hình ICRMIP-G, nhóm Hình 11 Hệ số tương quan R2 dự báo lưu lượng chất lưu 1.200 3.000 ICRMIP-G Dữ liệu kiểm tra Dữ liệu lịch sử Giếng P1 Giếng P2 2.000 1.500 1.000 2010 2011 600 2012 Năm 2013 2014 600 400 2009 2015 2010 2011 800 Giếng P3 ICRMIP-G Dữ liệu kiểm tra Dữ liệu lịch sử 400 300 200 2012 Năm 2013 Giếng P4 700 Lưu lượng chất lưu 500 Lưu lượng chất lưu 800 200 500 2009 ICRMIP-G Dữ liệu kiểm tra Dữ liệu lịch sử 1.000 Lưu lượng chất lưu Lưu lượng chất lưu 2.500 2014 2015 ICRMIP-G Dữ liệu kiểm tra Dữ liệu lịch sử 600 500 400 300 200 100 100 2010 2011 2012 Năm 2013 8.000 ICRMIP-G Giếng P5 Dữ liệu kiểm tra 7.000 Dữ liệu lịch sử 6.000 5.000 4.000 3.000 2.000 1.000 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Năm 2014 2015 2009 2010 800 ICRMIP-G Dữ liệu kiểm tra Giếng P6 700 Dữ liệu lịch sử 600 500 400 300 200 100 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Năm Hình 12 Kết dự báo khai thác lưu lượng chất lưu 2011 2012 Năm 2013 600 2014 2015 ICRMIP-G Dữ liệu kiểm tra Dữ liệu lịch sử 500 Lưu lượng chất lưu 2009 Lưu lượng chất lưu Lưu lượng chất lưu 400 300 200 100 Giếng P7 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Năm DẦU KHÍ - SỐ 4/2022 13 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 1997 Giếng P1 Hình 10 cho thấy có giếng P1, P2, P3, P5 có kết phục hồi lịch sử độ ngập nước phản ánh xu hướng Ngồi ra, cịn giếng P4 P7 cho kết dự báo chưa phản ánh xu thế phức tạp đường cong độ ngập nước 4.2 Dự báo khai thác Với kết phục hồi lịch sử tương đối tốt, nhóm tác giả tiếp tục sử dụng mơ hình ICRMIP-G để đánh giá hiệu dự báo khai thác mô hình tập liệu II: Kế hoạch bơm ép giá trị áp suất đáy giếng từ tháng 1/2013 đến tháng 9/2014 sử dụng làm đầu vào mô hình ICRMIP-G để dự báo khai thác chất lưu dự báo độ ngập nước ICRMIP-G Dữ liệu kiểm tra Dữ liệu lịch sử Độ ngập nước Độ ngập nước tác giả phục hồi lịch sử độ ngập nước cho giếng khai thác (P1, P2, P3, P4, P5, P7), không phục hồi lịch sử độ ngập nước cho giếng P6 giếng có độ ngập nước < 1% Tỷ phần dòng chảy Gentil xây dựng sở phương trình hệ số mũ lưu lượng nước bơm ép cộng dồn xâm nhập vào giếng khai thác Do trường hợp vỉa chứa tồn tầng ngập nước, phương trình tỷ phần dịng chảy Gentil khơng xét tới lượng nước vỉa xâm nhập vào giếng thời điểm trước bơm ép Đây hạn chế mô hình tiếp tục tối ưu nghiên cứu sau Như vậy, thời điểm bắt đầu phục hồi lịch sử độ ngập nước xác định thời điểm bắt đầu bơm ép 2000 2002 2005 2007 2010 2012 2015 Năm Giếng P3 ICRMIP-G Dữ liệu kiểm tra Dữ liệu lịch sử 2000 2002 2005 Năm 2007 ICRMIP-G Dữ liệu kiểm tra Dữ liệu lịch sử 2010 Giếng P4 0,35 2012 2015 ICRMIP-G Dữ liệu kiểm tra Dữ liệu lịch sử 0,3 0,4 Độ ngập nước Độ ngập nước 0,5 0,3 0,2 0,25 0,2 0,15 0,1 0,1 0,05 1997 2000 2002 2005 2007 2010 2012 1997 2015 Năm 2000 2002 2005 2007 Năm 2010 2012 2015 2010 2012 2015 0,6 ICRMIP-G Dữ liệu kiểm tra Dữ liệu lịch sử ICRMIP-G Dữ liệu kiểm tra Dữ liệu lịch sử 0,5 0,4 Giếng P5 Độ ngập nước 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0.2 0.1 1997 Giếng P7 0,3 0,2 0,1 2000 2002 2005 Năm 2007 2010 2012 2015 1997 Hình 13 Kết dự báo độ ngập nước 14 Giếng P2 0,4 0,6 Độ ngập nước 0,18 0,16 0,14 0,12 0,1 0,08 0,06 0,04 0,02 1997 DẦU KHÍ - SỐ 4/2022 2000 2002 2005 2007 Năm PETROVIETNAM 1.200 1.200 ICRMIP-G Dữ liệu kiểm tra Dữ liệu lịch sử Giếng P1 800 600 400 2000 2002 600 2005 2007 Năm 2010 600 400 2015 1997 2000 2002 2005 2007 Năm 2010 1.800 1.400 400 300 2012 2015 ICRMIP-G Dữ liệu kiểm tra Dữ liệu lịch sử Giếng P4 1.600 Lưu lượng dầu 1.200 1.000 800 600 200 400 100 200 2002 2005 Năm 2007 Lưu lượng dầu 7.000 ICRMIP-G Giếng P5 Dữ liệu kiểm tra 6.000 Dữ liệu lịch sử 5.000 4.000 3.000 2.000 1.000 1997 2000 2002 2005 2007 2010 2012 2015 Năm 2010 Lưu lượng dầu 2000 2012 2015 1997 2000 3.500 ICRMIP-G Giếng P6 Dữ liệu kiểm tra 3.000 Dữ liệu lịch sử 2.500 2.000 1.500 1.000 500 1997 2000 2002 2005 2007 2010 2012 2015 Năm 2002 2005 1.200 1.000 Lưu lượng dầu Lưu lượng dầu 2012 ICRMIP-G Dữ liệu kiểm tra Dữ liệu lịch sử Giếng P3 500 1997 800 200 200 1997 ICRMIP-G Dữ liệu kiểm tra Dữ liệu lịch sử Giếng P2 1.000 Lưu lượng dầu Lưu lượng dầu 1.000 Năm 2007 Giếng P7 2010 2012 2015 ICRMIP-G Dữ liệu kiểm tra Dữ liệu lịch sử 800 500 400 200 1997 2000 2002 2005 2007 2010 2012 2015 Năm Hình 14 Dự báo khai thác dầu 4.2.1 Dự báo khai thác chất lưu Hình 11 12 cho thấy kết dự báo khai thác chất lưu tập liệu II tương đối tốt có giếng có hệ số tương quan R2 > 0,8, có giếng hệ số tương quan R2 = 0,78 4.2.2 Dự báo sản lượng khai thác dầu Sản lượng khai thác dầu tính tốn sở dự báo sản lượng khai thác chất lưu độ ngập nước Nhóm tác giả sử dụng mô hình ICRMIP-G để dự báo lưu lượng khai thác chất lưu giai đoạn 21 tháng, độ ngập nước dự báo thông qua phương trình tỷ phần dòng chảy Gentil Độ ngập nước mô hình độ ngập nước thực tế phần lớn giếng có xu hướng chung với sai số thấp giếng số P1, P2, P3 P5 Một số giếng khai thác có động thái ngập nước phức tạp, độ ngập nước tăng/ giảm bất thường giếng số P4 P7, phương trình tỷ phần dòng chảy Gentil chưa giải quyết toán Sai số tương đối tổng sản lượng dầu từ mô hình ICRMIP-G thực tế (Hình 15) giếng khai thác thấp 8% cho thấy mức độ tin cậy cao mô hình Tại giếng khai thác P7, sai số sản lượng dầu cộng dồn khoảng 1% nhiên sai số sản lượng dầu cộng dồn cao tới 8% nguyên nhân phức tạp đường cong độ ngập nước dẫn đến kết dự báo sử dụng tỷ phần dòng chảy Gentil chưa phản ánh xu hướng DẦU KHÍ - SỐ 4/2022 15 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Giếng P1 180.000 140.000 120.000 100.000 60.000 Sai số tương đối 5% 40.000 35.000 Sai số tương đối 3% 25.000 20.000 15.000 10.000 Giếng P4 Sai số tương đối 1% 60.000 Sai số tương đối 4% 50.000 40.000 30.000 20.000 10.000 5.000 Sản lượng dầu cộng dồn Sản lượng chất lưu cộng dồn Dự báo Thực tế Giếng P5 400.000 Sai số tương đối 0% 350.000 300.000 250.000 200.000 150.000 100.000 Sai số tương đối 1% 50.000 Sản lượng dầu Sản lượng chất lưu cộng dồn cộng dồn Thực tế Dự báo Sản lượng cộng dồn (tấn) Sản lượng cộng dồn (tấn) Sản lượng dầu cộng dồn Sản lượng chất lưu cộng dồn Dự báo Thực tế 70.000 Sai số tương đối 1% Sản lượng cộng dồn (tấn) Sản lượng cộng dồn (tấn) Giếng P3 40.000 40.000 Sản lượng dầu cộng dồn Sản lượng chất lưu cộng dồn Dự báo Thực tế 45.000 30.000 60.000 20.000 20.000 Sai số tương đối 6% 80.000 80.000 70.000 60.000 50.000 40.000 30.000 20.000 10.000 Sản lượng dầu cộng dồn Sản lượng chất lưu cộng dồn Dự báo Thực tế Giếng P6 Sai số tương đối -1% Sai số tương đối 1% Sản lượng dầu Sản lượng chất lưu cộng dồn cộng dồn Thực tế Dự báo Sản lượng cộng dồn (tấn) 80.000 Sai số tương đối 5% 100.000 Sản lượng cộng dồn (tấn) Sản lượng cộng dồn (tấn) 160.000 Giếng P2 120.000 Sai số tương đối - 6% 60.000 50.000 40.000 30.000 20.000 10.000 Giếng P7 Sai số tương đối 1% Sai số tương đối 8% Sản lượng dầu Sản lượng chất lưu cộng dồn cộng dồn Thực tế Dự báo Hình 15 Đánh giá sai số tương đối Kết luận Cơng cụ tích hợp ICRMIP-G cho thấy hiệu dự báo khai thác với độ tin cậy cao Dựa hiệu đánh giá cho thấy với giếng bơm ép bố trí có khoảng cách 500 - 1.000 m cho hiệu hỗ trợ khai thác tốt So với phương pháp dự báo khai thác truyền thống, phương pháp sử dụng mô hình ICRMIP-G dự báo nhanh khách quan với khả đánh giá mức độ liên thông giếng bơm ép giếng khai thác, xây dựng phương án sản lượng khai thác dầu biết trước điều kiện vận hành giếng/mỏ, kết mô hình giúp nhà điều hành có thêm sở để đưa quyết định công tác vận hành quản lý mỏ 16 DẦU KHÍ - SỐ 4/2022 Việc áp dụng mơ hình ICRMIP-G cho khu vực giàn A thuộc đối tượng Miocene, mỏ X, cho thấy: - Kết phục hồi lịch sử khai thác chất lưu có hệ số tương quan tương đối tốt với R2 > 0,8 - Kết dự báo khai thác tổng sản lượng dầu cộng dồn 21 tháng với sai số tương đối nhỏ 8% Điều cho thấy sử dụng mơ hình ICRMIP-G để dự báo nhanh sản lượng dầu khai thác tương lai khả thi với kết có độ tin cậy cao Tuy nhiên, kết mô hình ICRMIP-G dự báo độ ngập nước chưa phản ánh thực tế giếng khoan có thay đổi lớn công tác vận hành (như ngăn cách nước, chuyển tầng khai PETROVIETNAM thác, nứt vỉa thủy lực …); phương trình tỷ phần dịng chảy Gentil có hạn chế giếng khoan/mỏ khai thác chế độ nước đáy/nước biên Ngồi ra, kết mơ hình ICRMIP-G chưa phản ánh liệu khai thác (áp suất, lịch sử khai thác, lịch sử bơm ép, WC…) khơng đầy đủ, cần có nhiều giả định, ảnh hưởng tới tính khách quan kết Một số trường hợp vỉa có hỡ trợ tích cực nguồn lượng tự nhiên dẫn đến khó khăn phân tích đánh giá hiệu Lời cảm ơn Nhóm tác giả trân trọng cảm ơn Viện Dầu khí Việt Nam đã hỡ trợ nguồn lực tài trợ kinh phí thực nghiên cứu theo Quyết định giao nhiệm vụ số 5885/QĐ-VDKVN ngày 1/11/2021 Tài liệu tham khảo [1] M Sayarpour, E Zuluaga, C.S Kabir, and Larry W Lake, “The use of capacitance-resistive models for rapid estimation of waterflood performance and optimization”, Journal of Petroleum Science and Engineering, Vol 69, No - 4, pp 227 - 238, 2009 DOI: 10.1016/j.petrol.2009.09.006 [2] Fei Cao, Haishan Luo, and Larry W Lake, “Oil-rate forecast by inferring fractional-flow models from filed data with koval method combined with the capacitance/ resistance model”, SPE Reservoir Evaluation & Engineering, Vol 18, No 4, pp 534 - 553, 2015 DOI: 10.2118/173315-PA [3] Daigang Wang, Yong Li, Jing Zhang, Chenji Wei, Yuwei Jiao, and Qi Wang, “Improved CRM model for interwell connectivity estimation and production optimization: Case study for karst reservoirs”, Energies, Vol 12, No 5, 2019 DOI:10.3390/en12050816 [4] Nguyễn Văn Đô, Trần Văn Tiến, Trần Nguyên Long, Lê Vũ Quân, “Áp dụng mô hình điện dung đánh giá mức độ ảnh hưởng giếng bơm ép tới giếng khai thác”, Tạp chí Dầu khí, Số 7, trang 28 - 36, 2019 [5] Tạ Quốc Dũng, Huỳnh Văn Thuận, Phùng Văn Hải, Lê Thế Hà, “Ứng dụng mô hình điện dung - điện trở mở rộng vào vỉa bơm ép nước”, Tạp chí Dầu khí, Số 9, trang 20 - 29, 2020 [6] Nguyễn Văn Đô, “Quản lý giếng bơm ép phương pháp điện trở điện dung đồ thị Hall”, Tạp chí Dầu khí, Số 4, trang 20 - 25, 2021 DOI: 10.47800/ PVJ.2021.04-03 [7] Pablo Hugo Gentil, The use of multilinear regression model in patterned waterfloods: Physical meaning of the regression coefficients The University of Texas at Austin, Austin, Texas, 2005 INTEGRATION OF IMPROVED CAPACITANCE RESISTANCE AND GENTIL FRACTIONAL FLOW EQUATION IN PRODUCTION FORECASTING: PROBLEMS AND SOLUTIONS Tran Dang Tu, Tran Xuan Quy, Dinh Duc Huy, Pham Truong Giang, Le The Hung Vietnam Petroleum Institute Email: tutd@vpi.pvn.vn Summary For fields with water injection, attention should be paid to elements that forecast oil/gas/water production and well/reservoir/field pressure, especially the inter-well connectivity in order to make appropriate decisions in operation and production optimisation Beside the specialised tools currently being utilised (such as numerical simulation models and decline curve analysis), the authors propose integrating improved capacitive resistance and Gentil fractional flow equations (ICRMIP-G) to evaluate the interaction of injection wells with production wells and that of the bottom/marginal aquifer with the production wells, thereby forecasting the total oil production for the research subject The ICRMIP-G model applied to forecast cumulative oil production in 21 months for the Lower Miocene formation of the Cuu Long basin with low relative error (< 8%) has proven its feasibility when giving high reliable results Key words: Improved capacitance-resistance equation, Gentil fractional flow, oil rate, watercut, Cuu Long basin DẦU KHÍ - SỐ 4/2022 17 ... ) 2.2 Phương trình điện trở - điện dung cải tiến tỷ phần dòng chảy Gentil Daigang Wang [3] đã cải tiến dựa phương trình thực nghiệm CRMIP có dạng sau: Phương trình điện trở - điện dung 2.1... Cơ sở lý thuyết [5] ( ) + Phương trình CRM chủ yếu xây dựng dựa phương trình sau: ( ) (3) = ( )+ − , Phương trình liên tục: ( )− = (1) ( ) Phương trình lưu lượng khai thác: q(t) = J (p -... lưu, phương trình tỷ phần dòng chảy đề xuất Gentil [7] đã sử dụng Phương trình thể mối tương quan thực nghiệm hệ số nước dầu lượng nước bơm ép cộng dồn Theo Gentil, độ ngập nước giếng khai