Khi tính toán trữ lượng bằng mô phỏng Monte Carlo và dự báo khai thác bằng phương pháp phân tích đường cong suy giảm đã xuất hiện những rủi ro liên quan đến các yếu tố như kết quả thử vỉ
ĐIỀU KIỆN TỰ NHIÊN VÀ TIỀM NĂNG DẦU KHÍ TẦNG MIOCNE, MỎ K , BỒN TRŨNG NAM CÔN SƠN 1
Điều kiện tự nhiên và tiềm năng dầu khí bồn trũng Nam Côn Sơn 1
Bể Nam Côn Sơn có diện tích gần 100.000km 2 , nằm trong khoảng giữa 6 0 00’ đến 9 0 45’ vĩ độ Bắc và 106 0 00’ đến 109 0 00’ kinh độ Đông Ranh giới phía Bắc của bể là đới nâng Côn Sơn, phía Tây và Nam là đới nâng Khorat – Natuna, còn phía Đông là bể Tư Chính - Vũng Mây và phía Đông Bắc là bể Phú Khánh
Hình 1.1: Sơ đồ vị trí bể trầm tích Nam Côn Sơn
1.1.2 Vị trí, giới hạn bể Nam Côn Sơn
Bể Nam Côn Sơn phát triển chồng trên các kiến trúc của nền Indochina bị hoạt hóa mạnh mẽ trong Paleozoi và hoạt hóa magma kiến tạo trong Mesozoi muộn Cộng ứng với quá trình này ở phía Đông nền Indochina - Vùng biển rìa Đông Việt Nam xảy ra quá trình tách giãn đáy biển rìa vào Oligocene với trục tách giãn phát triển theo phương Đông Bắc - Tây Nam Quá trình tách, giãn đáy biển Đông đã đẩy rời xa hai khối vi lục địa Hoàng Sa, Trường Sa và gây nên phá hủy trên vùng thềm lục địa phía Nam, từ đó phát triển các bể trầm tích Kainozoi tương ứng Bể Nam Côn Sơn với hai đới trũng sâu: Trũng Bắc và trũng Trung tâm có hướng trục sụt lún cùng hướng trục giãn đáy Biển Đông là bằng chứng của sự ảnh hưởng này Đới nâng Côn Sơn có dạng một phức nếp lồi phát triển kéo dài theo phương Đông Bắc Ở phía Tây Nam được gắn liền với đới nâng Khorat - Natuna, nhô cao và lộ ra ở đảo Côn Sơn, sau đó chìm dần ở phạm vi các lô 02, 03, và rồi lại nâng cao ở Cù Lao Dung Đới nâng Côn Sơn chủ yếu cấu tạo bởi các đá xâm nhập và phun trào trung tính, axit thuộc đá núi lửa rìa Đông lục địa Châu Á tuổi Mesozoi muộn Đới nâng Khorat – Natuna kép dài từ Thái Lan qua Tây Nam Việt Nam Borneo theo hướng Tây Bắc – Đông Nam và là một bộ phận của lục địa Sunda cổ Đới nâng được cấu thành bởi tập hợp các thành tạo lục nguyên tuổi Carbon – Permi, Jura – Creta và các đá biến chất Paleozoi, Mesozoi cũng như các đá magma axit – trung tính tuổi Kanozoi, nằm trong đai núi lửa miền Đông Á
1.1.3 Lịch sử phát triển địa chất
Lịch sử phát triển địa chất bể Nam Côn Sơn gắn liền với quá trình tách giãn Biển Đông và có thể được chia làm 3 giai đoạn chính: Giai đoạn trước tách giãn (Paleocene - Eocene), giai đoạn đồng tách giãn (Oligocene - Miocene sớm), giai đoạn sau tách giãn (Miocene giữa - Đệ Tứ)
Giai đoạn trước tạo rift (Paleocene - Eocene)
Trong giai đoạn này chế độ kiến tạo toàn khu vực nhìn chung bình ổn, xảy ra quá trình bào mòn và san bằng địa hình cổ, tuy nhiên một đôi nơi vẫn có thể tồn tại những trũng giữa núi Ở phần trung tâm của bể có khả năng tồn tại các thành tạo molas, vụn núi lửa và các đá núi lửa có tuổi Eocene như đã bắt gặp trên lục địa
Giai đoạn đồng tạo rift (Oligocene - Miocene sớm) Đây là giai đoạn chính thành tạo bể gắn liền với tách giãn Biển Đông Sự mở rộng của Biển Đông về phía Đông cùng với hoạt động tích cực của hệ thống đứt gãy Đông Bắc - Tây Nam đã làm xuất hiện địa hào Trung tâm của bể kéo dài theo hướng Đông Bắc - Tây Nam và dọc theo các đứt gãy này đã có phun trào hoạt động Các thành tạo trầm tích Oligocene - Miocene sớm gồm các trầm tích vụn chủ yếu thành tạo trong các môi trường đầm hồ và đới nước lợ ven bờ với các tập sét kết, bột kết dày xen kẽ cát kết hạt mịn và môi trường đồng bằng châu thổ thấp gồm cát kết hạt mịn, bột kết, sét kết với các lớp than mỏng Pha kiến tạo Miocene giữa đã chấm dứt giai đoạn này và làm thay đổi bình đồ cấu trúc bể
Giai đoạn sau tạo rift (Miocene giữa - Đệ Tứ)
Trong giai đoạn này nhìn chung chế độ kiến tạo khá bình ổn hơn so với giai đoạn trước Song ở một số nơi vẫn quan sát thấy sự nâng lên bào mòn và cắt cụt một số cấu trúc dương đã có (ở các lô 04, 05) Về cơ bản chế độ kiến tạo oằn võng và lún chìm nhiệt, cũng như các pha biển tiến và ngập lụt khống chế trên diện tích toàn bể Hầu hết các đứt gãy đều kết thúc hoạt động vào cuối Miocene Trong Pliocene – Đệ
Tứ phát triển thềm lục địa, bình đồ cấu trúc không còn mang tính kế thừa các giai đoạn trước, ranh giới giữa các trũng gần như được đồng nhất trên toàn khu vực
1.1.4 Địa tầng, trầm tích và môi trường
Một số giếng khoan (ĐH-1X, 04-A-1X, 04-2-BC-1X, 04-3-ĐB-1X, 10-PM-1X, HONG-1X, 12-Dừa-1X, 12-C-1X, 20-PH-1X, 28-A-1X, 29-A-1X …) ở bể Nam Côn Sơn gặp đá móng không đồng nhất bao gồm: Granite, granodiorite, diorite và đá biến chất, tuổi của các thành tạo này có thể là Jura muộn – Creta
Nằm không chỉnh hợp trên móng không đồng nhất là lớp phủ trầm tích Paleogene – Đệ Tứ có chiều dày biến đổi từ hàng trăm đến hàng nghìn mét
Hình 1.2: Cột địa tầng tổng hợp bể Nam Côn Sơn
Hệ tầng Cau có thể xem tương đương với hệ tầng Bawah, Keras và Gabus (Agip 1980) thuộc bể Đông Natuna (ở phía Nam của bể Nam Côn Sơn)
Hệ tầng Cau vắng mặt trên phần lớn các đới nâng: Nâng Mãng Cầu, nâng Dừa, phần Tây lô 04, phần lớn lô 10, 11-1, 28, 29 và một số diện tích ở phần Tây, Tây Nam của bể Trầm tích của hệ tầng Cau bao gồm chủ yếu các lớp cát kết có màu xám xen các lớp sét bột kết màu nâu Cát kết thạch anh hạt thô đến mịn, độ lựa chọn kém, xi măng sét, carbonate Chiều dày trung bình khoảng 360m Mặt cắt hệ tầng Cau có thể có nơi đến hàng nghìn mét chia làm 3 phần:
Phần dưới gồm cát kết hạt mịn đến thô đôi khi rất thô hoặc sạn kết, cát kết chứa cuội, và cuội kết màu xám, xám phớt nâu, nâu đỏ chứa các mảnh vụn than hoặc các lớp kẹp than Ở một số giếng khoan gặp các lớp đá phun trào: Andesite, basalt, diabas nằm xen kẽ (GK 20-PH-1X)
Phần giữa gồm chủ yếu là các thành phần hạt mịn chiếm ưu thế gồm các tập sét kết phân lớp dày đến dạng khối màu xám sẩm, xám đen xen kẽ ít bột kết, đôi khi phớt nâu đỏ hoặc tím đỏ, khá giàu vật chất hữu cơ và vôi xen kẽ các lớp sét kết chứa than
Phần trên gồm cát kết hạt nhỏ đến vừa màu xám tro, xám sáng đôi chỗ có chứa glauconite, trùng lỗ xen kẽ bột kết, sét kết màu xám tro, xám xanh hoặc nâu đỏ
Sét kết của hệ tầng Cau phân lớp dày hoặc dạng khối, rắn chắc Ở phần dưới tại những vùng bị chôn vùi sâu khoáng vật sét bị biến đổi khá mạnh, một phần bị kết tinh Sét kết hệ tầng này thường chứa vật chất hữu cơ cao nên được coi là tầng sinh dầu khí, đồng thời nhiều nơi cũng được coi là tầng chắn tốt
Cát kết của hệ tầng này có hạt mịn đến nhỏ (ở phần trên) hoặc hạt vừa đến thô, đôi khi rất thô (ở phần dưới), độ chọn lựa kém đến trung bình, hạt bán tròn cạnh đến góc cạnh Đôi khi trong cát kết có chứa mảnh vụn đá biến chất và magma của các thành hệ móng trước Đệ Tam
Các tập cát kết của hệ tầng Cau có khả năng chứa trung bình Tuy nhiên, chất lượng đá chứa biến đổi mạnh theo chiều sâu và theo khu vực tùy thuộc môi trường trầm tích và mức độ biến đổi thứ sinh Đặc điểm trầm tích nêu trên chứng tỏ hệ tầng Cau được hình thành trong giai đoạn đầu tạo bể Ở thời kỳ đầu, phát triển trầm tích tướng lục địa bao gồm các thành tạo lũ tích xen trầm tích đầm hồ, vũng vịnh, nhiều khu vực xảy ra các hoạt động núi lửa tạo nên một số lớp phun trào andesite, basalt, diabas và tuf Vào giai đoạn sau trầm lắng các thành tạo có xu hướng mịn dần; đôi nơi cát kết có chứa glauconite và hóa thạch biển Trầm tích được lắng đọng trong môi trường tam giác châu, vũng vịnh đến biển ven bờ
Hệ tầng Cau phủ không chỉnh hợp trên móng trước Đệ Tam và được xác định tuổi là Oligocene dựa vào bào tử phấn hoa
Đặc điểm địa chất và tiềm năng dầu khí mỏ K 13
Lô 10 & 11.1 nằm ở biên phía Tây của bồn trũng Nam Côn Sơn, ngoài khơi miền Nam Việt Nam, cách Vũng Tàu 210km về phía Đông Nam Có nhiều mỏ lân cận
14 đang khai thác và phát triển như Đại Hùng, Rồng Đôi, Rồng Đôi Tây, Dừa, Chim Sáo, Lan Tây, Lan Đỏ, Mộc Tinh và Hải Thạch Ở mỏ K, dầu và khí được phát hiện trong vỉa cát kết Miocene bởi 2 giếng thăm dò K-1X và K-2X Dầu và khí trong đá móng nứt nẻ trước Đệ Tam ở bồn trũng Nam Côn Sơn được phát hiện bởi 1 giếng thăm dò (năm 2007) và 1 giếng thẩm lượng (năm 2009)
Hình 1.3: Sơ đồ vị trí mỏ K
1.2.2 Đặc điểm địa chất Đến thời điểm hiện tại, đã có 2 giếng được khoan tại cấu trúc K Sinh địa tầng của cấu trúc được xác định trên cơ sở hoá thạch và bào tử phấn hoa Ranh giới địa tầng từ Pliocene đến Miocene giữa đã được xác định, ngoại trừ ranh giới Miocene dưới do số liệu không đầy đủ Dưới đây là mô tả địa tầng từ Pliocene đến Miocene giữa
Hệ tầng Thông-Mãng Cầu/Miocene giữa
Thành hệ này chứa cát kết, bụi kết, đá vôi và sét kết
Cát kết màu xám sáng, thông thường trong suốt đến thỉnh thoảng trong đục, hạt mịn đến trung bình, đôi lúc thô, bán góc cạnh đến bán tròn cạnh, thông thường thạch anh rời rạc, độ chọn lọc vừa đến tốt, thỉnh thoảng chứa chlorite, glauconite, đôi lúc có chứa mảnh vỡ đá vôi, không cố kết, thỉnh thoảng cố kết với xi măng chứa silic, mảnh vỡ đá, độ rỗng khả kiến
Bột kết màu xám sáng đến xám vừa, dạng khối, chặt đến cứng, hạt rất mịn đến mịn, thông thường chứa nhiều vật liệu carbonate, vết vi mica, chứa calcite nhẹ, một phần chứa cát Đá vôi màu trắng đục, xám sáng đến xám vừa, thỉnh thoảng xám, dạng khối, chặt, cấu trúc mudstone, thỉnh thoảng chứa đá phấn, độ rỗng không khả kiến
Sét kết xám vừa đến xám tối, đôi lúc hơi xám, dạng khối, chặt đến cứng vừa, thông thường chứa nhiều vật liệu carbonate, thỉnh thoảng chứa vật liệu kaolin, đôi lúc kết hợp với cát kết, chứa bụi, calcite
Hệ tầng Nam Côn Sơn/Miocene trên
Thành hệ này chứa nhiều cát kết, sét kết và một ít đá vôi
Cát kết xám sáng, trong mờ đến trong suốt, không cố kết, thỉnh thoảng một phần cố kết với xi măng chứa calcite, hạt trung đến thô, một phần rất thô, góc cạnh đến bán tròn cạnh, độ chọn lọc kém đến vừa, hạt thạch anh rời rạc chiếm ưu thế, vết pyrite, vật liệu chứa sét, nhiều mảnh vỡ vỏ sò
Sét kết màu xám xanh, thỉnh thoảng nâu tối, mềm, không định hình đến có dạng khối, thường không chứa calcite, thỉnh thoảng một phần chứa calcite, vết vật liệu carbonate đen
16 Đá vôi màu kem đến nâu vàng, mềm đến chặt, dễ vỡ, có dạng khối, thỉnh thoảng bị kéo dài, một phần chứa đá phấn và cát
Hệ tầng Biển Đông/Pliocene
Thành hệ này chứa cát và cát kết với những vết nhỏ sét/sét kết
Cát có màu nâu sáng, mờ đục đến vàng, rời rạc, hạt mịn đến thô, góc cạnh đến tròn đều, độ chọn lọc kém, với phần lớn lithic có màu (những hạt quartzite và schists), vết mica, nhiều trùng có lỗ và mảnh vỏ sò Xi măng thỉnh thoảng chứa pyrite
Cát kết có màu nâu sáng, hạt mịn, chứa glauconite, cứng vừa, thỉnh thoảng chứa bụi, với xi măng chứa calcite Ở đây không có độ rỗng khả kiến
Sét/Sét kết màu nâu, mềm vừa, rất rời rạc, rửa trôi được, cục bộ dạng khối, chứa calcite nhẹ, thỉnh thoảng chứa bụi
1.2.3.1 Biểu hiện dầu khí mỏ K
Trong khi khoan giếng K-1X, dầu và khí biểu hiện liên tục từ 3091mMD đến 3680mMD ở phần dưới của vỉa cát kết Miocene giữa và phần trên của Miocene dưới Dựa vào kết quả RFT và minh giải địa vật lý giếng khoan, vỉa cát kết có bề dày 220m hiệu dụng chứa hydrocarbon
Ngoại trừ tất cả các tập cát được phát hiện bởi giếng K-1X, đối với giếng K-2X, có tổng cộng 26m chiều dày cát hiệu dụng chứa dầu ở Miocene giữa được khoan bởi giếng này
1.2.3.2 Đá mẹ và sự trưởng thành
Theo nghiên cứu địa hóa khu vực của VPI, Đá mẹ dầu khí trong lô 10 & 11.1 chủ yếu là sét, bụi kết, sét than và than trong Oligocene, Miocene dưới và giữa Vật liệu hữu cơ trong Oligocene mang đặc trưng của nguồn gốc đầm lầy với kiểu kerogen loại II/III Vật liệu hữu cơ trong Miocene hầu hết liên quan đến nguồn gốc thực vật
Hình 1.4: Chỉ số hydro và biểu đồ Tmax (trầm tích Miocene ở lô 10 & 11.1)
Hình 1.5: Bản đồ độ trưởng thành của nóc tầng đá mẹ, lô 10 & 11.1
Hình 1.6: Bản đồ độ trưởng thành của đáy tầng đá mẹ, lô 10 & 11.1
Dựa vào kết quả phổ sắc ký/khối khí của K-1X, K-2X, K-2XSTR, L-1X và L-1XST, được thực hiện bởi Total và VPI, tất cả dầu phát hiện liên quan đến nguồn lục địa (Kerogen loại III) của Oligocene, Miocene dưới và giữa, trong đó phần quan trọng của nguồn vật liệu giàu thực vật bao gồm thực vật hạt kín và thực vật hạt trần giai
Đặc điểm địa chất và tiềm năng dầu khí tầng Miocene, mỏ K 20
đoạn vừa chín muồi về nhiệt Đặc điểm biomarker của dầu từ K-1X, K-2X, K-2XSTR, L-1X và L-1XST nhìn bên ngoài tương tự dầu của những lô 04, 05, 11, 12,… ở bồn trũng Nam Côn Sơn Tuy nhiên, dầu được phát hiện của giếng L-1X, K-2XSTR có nguồn vật liệu lục nguyên đáng kể hơn dầu được phát hiện của K-1X, K-2X, L-1XST
Sự khác biệt nhỏ có thể liên quan đến sự khác biệt tướng đá mẹ hoặc sự khác biệt trong độ chín muồi Dầu được phát hiện trong triển vọng NCS có thể đến từ vùng Tây Nam của cấu trúc Nam Côn Sơn trên vùng nền trong khi dầu được phát hiện trong triển vọng K và L đến từ vùng trũng phía Đông
1.3 Đặc điểm tầng Miocene, mỏ K
1.3.1 Đặc điểm địa chất vỉa
Hình 1.7: Mặt cắt ngang địa chấn mỏ K
Mỏ K được phát hiện trong Miocene giữa được xác định từ đường màu Vàng xuống độ sâu 3911mTVD, nơi hydrocarbon thương mại được xác nhận dựa vào kết
21 quả giếng khoan Mỏ bao gồm chủ yếu các lớp cát kết xen kẹp với sét kết nằm phủ trên lớp sét biển dày ở phía bên phải đường màu vàng Mỏ hầu hết là cát, được trầm tích trong suốt chu kỳ và thường hạt từ mịn đến vừa, góc cạnh đến hơi tròn cạnh, độ chọn lọc trung bình đến tốt, độ rỗng từ kém đến tốt dựa vào sự đánh giá dữ liệu địa vật lý giếng khoan Dựa vào dữ liệu giếng và kết quả minh giải log, 16 vỉa dầu và khí được xác định với bề dày hiệu dụng tổng cộng là 246m Dòng thương mại được xác định bởi một vài kết quả thử vỉa DST
Hình 1.8: Các vỉa chứa dầu của mỏ K
Các đứt gãy Bắc Nam và Đông Bắc - Tây Nam phân chia cấu trúc K thành 2 phần Phần một là cấu trúc K Up-Thrown và được khoan bởi giếng K-2XSTR Phần thứ hai là K Down-Thrown Có 2 giếng được khoan trong K Down-Thrown: giếng K- 1X được khoan ở đỉnh của cấu tạo và giếng K-2X được khoan để thẩm lượng, tìm kiếm ranh giới chất lưu và khảo sát phần sâu hơn
Các ranh giới chất lưu được xác định bởi sự phản hồi của đường log và đồ thị áp suất được xác nhận bởi RFT (giếng K-1X) và MDT (giếng K-2X) và cũng được minh giải bởi kết quả DST Giữa các vỉa cát chứa dầu, có 2 vỉa khí tự do, 5 mũ khí và các vỉa dầu khác Gradient áp suất của các vỉa ở phần trên (từ vỉa 1 đến vỉa 12) đã được xác định trong khi một trong các vỉa ở phần sâu hơn chưa xác định được từ RFT và MDT Gradient áp suất nước được xác định cao hơn gradient áp suất thủy tĩnh
Trữ lượng tại chỗ được ước lượng dựa vào phương trình thể tích với phương pháp mô phỏng xác suất Monte-Carlo Thể tích khí tại chỗ được tính toán cho thể tích mũ khí cũng như khí tự do Trữ lượng thu hồi được tính toán bằng cách sử dụng hệ số thu hồi của các mỏ liền kề Các phương trình được sử dụng trong mô phỏng Monte- Carlo là:
GIIP = GRV x NTG x Porosity x (1 – Sw) x 1/B g
OIIP: Trữ lượng dầu ban đầu tại chỗ
BRV: Thể tích khối đá
N/G: Tỷ số bề dày hiệu dụng
B o , B g : Hệ số thể tích thành hệ dầu, khí
GIIP: Trữ lượng khí ban đầu tại chỗ
GOR: Tỷ số khí dầu
Phần mềm Bestfit được chạy để thu lại dãy bất định đặc biệt là N/G, độ rỗng và Sw cho vỉa
1.3.2.2 Giới hạn trữ lƣợng mỏ K và phân loại cấp đánh giá a Các vỉa từ 1 đến 12
Dầu và khí được xác nhận dựa vào kết quả mud log, các đường địa vật lý giếng khoan, RFT, MDT và DST
Các ranh giới khí dầu GOC và dầu nước OWC được ước lượng bằng cách phân tích áp suất và/hoặc kết quả ODT/GDT thu được trên các đường log
Water trend được thành lập dựa vào các điểm nước của giếng khoan K-1X và K-2X
Từ các đặc trưng trên, trữ lượng các vỉa được xác định và phân cấp như sau: P1: từ đỉnh đến ODT/GDT (DST)
P2: từ ODT/Đỉnh đến GWC/OWC b Các vỉa từ 13 đến 21
Dầu và khí được xác nhận dựa vào kết quả mud log, các đường địa vật lý giếng khoan, RFT, MDT và DST.
GOC và OWC được ước lượng bằng cách phân tích áp suất và/hoặc kết quả ODT/GDT thu được trên các đường log
Không thấy được các điểm nước của giếng Các thí nghiệm DST được thực hiện cho các vỉa LTS14, 16, 17, 18 & 19 Ranh giới dầu nước được thành lập bằng cách ngoại suy một trong các vỉa nằm trên từ LTS1-12
Từ các đặc trưng trên, trữ lượng các vỉa được xác định và phân cấp như sau: P1: từ đỉnh đến ODT/GDT (DST)
P2: từ ODT/Đỉnh đến halfway của ODT – PFWL
1.3.2.2 Các thông số đầu vào a Thể tích khối đá (BRV)
Thể tích khối đá được tính toán dựa vào bản đồ cấu trúc chiều sâu của đỉnh vỉa Đối với sự không chắc chắn của minh giải địa chấn, 10% độ lệch của GRV được ứng dụng trong phân bố tam giác để đánh giá HIIP. b N/G & Độ rỗng
Các giá trị cut-off được lấy như sau:
- Độ rỗng hiệu dụng cut-off là 10% cho dầu và 7% cho khí
Các giá trị cut-off này tương đồng với các mỏ liền kề ở bồn trũng Nam Côn Sơn, đặc biệt là lô 12W và Đại Hùng c Độ bão hòa nước (S w )
Mô hình Dual Water (DWM) được sử dụng để ước lượng độ bão hòa nước Giá trị S w cut-off là 70% d Hệ số thể tích thành hệ của dầu (B o ), khí (B g ) và tỷ số khí dầu hòa tan (GOR)
Tỷ số khí dầu hòa tan (scf/stb) dựa vào phân tích PVT của giếng khoan hoặc các mẫu hydrocarbon của bình tách
1.3.2.3 Trữ lƣợng hydrocarbon ban đầu tại chỗ
Trữ lượng hydrocarbon ban đầu tại chỗ (HCIIP) được ước lượng cho mỗi cấp trữ lượng bởi phương pháp thể tích được tóm tắt dưới đây:
Bảng 1.1: Kết quả OIIP từ mô phỏng Monte Carlo
Bảng 1.2: Kết quả GIIP từ mô phỏng Monte Carlo
Khí tự do 11.94 17.79 24.24 14.27 20.13 26.51 37.92 37.92 Khí hòa tan 11.45 16.40 21.49 16.69 22.08 28.03 2.75 3.61 4.5 38.48 42.09
1.3.2.4 Đánh giá trữ lƣợng thu hồi hydrocarbon
Các hệ số thu hồi của các mỏ khác được áp dụng để đánh giá trữ lượng thu hồi của mỏ này Dựa vào nghiên cứu khả thi của PVEP, giá trị hệ số thu hồi 25% được áp dụng cho các vỉa trầm tích của mỏ K Kết quả chi tiết được thể hiện trong các bảng 1.3 và 1.4:
Bảng 1.3: Trữ lượng dầu thu hồi mỏ K
Trữ lượng dầu thu hồi (MMSTB)
Bảng 1.4: Trữ lượng khí hòa tan thu hồi mỏ K
Trữ lượng khí hòa tan thu hồi (BCF)
CƠ SỞ LÝ THUYẾT XÂY DỰNG MÔ HÌNH SỐ THỦY ĐỘNG 26
Mô phỏng vỉa dầu khí 26
Mô phỏng vỉa là công cụ hữu hiệu cho việc khảo sát và/hoặc đánh giá hoạt động mỏ dầu khí, với mục đích thành lập một kế hoạch phát triển mỏ (Field Development Plan) hợp lý
Mô phỏng vỉa kết hợp với phân tích hoạt động của giếng và các công cụ phân tích hệ thống thiết bị bề mặt, sẽ hữu ích cho việc khảo sát các vấn đề liên quan đến hệ thống khai thác dầu khí và do đó cải thiện hoạt động của mỏ
2.1.2 Các thành phần chính của mô hình số thủy động
Hình 2.1: Các thành phần chính của mô hình số thủy động
2.1.3 Phương pháp mô phỏng số
Phương pháp mô phỏng số xây dựng mô hình thủy động lực có thể tóm tắt như sau:
1 Các phương trình toán học:
- Bảo toàn khối lượng: phương trình liên tục
- Bảo toàn động lượng: phương trình động lượng
Mô hình số thủy động
- Ứng xử vật chất: Phương trình trạng thái
- Các điều kiện đặc biệt: Điều kiện biên, điều kiện ban đầu
2 Các phương pháp số giải phương trình vi phân:
- Rời rạc hóa không gian
+ Phương pháp sai phân hữu hạn
+ Phương pháp phần tử hữu hạn
+ Phương pháp thể tích hữu hạn
- Rời rạc hóa thời gian
3 Các phương pháp số giải hệ tuyến tính
2.1.4 Vai trò của mô phỏng vỉa
Hình 2.2: Vai trò của mô phỏng vỉa
Thông thường các rủi ro liên quan đến dự án thu hồi dầu bao gồm:
- Tính bất đồng nhất của các thuộc tính đá chứa
- Sự biển đổi khu vực của các thuộc tính chất lưu vỉa
- Sự phức tạp của các cơ chế thu hồi dầu
Do đó các nhân tố rủi ro có thể được ước lượng thông quan việc chạy mô phỏng và vì vậy có thể thành lập kế hoạch phát triển mỏ tối ưu bằng phương pháp thử dần (trial-and-error) với các kịch bản mô phỏng khác nhau Vai trò của mô phỏng vỉa được thể hiện trên hình 2.2
2.1.5 Các bước cơ bản trong quá trình mô phỏng vỉa
Các bước cơ bản để xây dựng mô hình số thủy động có thể được tóm tắt như sau:
- Vỉa sản phẩm được chia ra làm nhiều khối (cell) dưới dạng ô lưới
- Các thông số cơ bản của vỉa được cung cấp cho mỗi khối
- Vị trí thực tế của giếng khoan được bố trí trong các ô tương ứng
- Các số liệu về lưu lượng khai thác được định dạng như một hàm thay đổi theo thời gian được nhập vào mô hình
- Các phương trình toán học được áp dụng để tính toán áp suất và lưu lượng dòng chảy cho từng khối cũng như cho từng pha của từng giếng khoan
Hình 2.3: Mô phỏng số mô hình thủy động lực
Một cách tổng quan và đầy đủ, việc xây dựng và phát triển mô hình số thủy động thông thường được chia thành các giai đoạn sau:
- Xác định mục tiêu nghiên cứu mô phỏng
- Thu thập và hiệu chỉnh số liệu
- Dự báo hoạt động mỏ
Phương trình dòng chảy 29
2.2.1 Các bước cơ bản thành lập phương trình dòng chảy
Các phương trình dòng chảy cho chất lưu trong môi trường lỗ rỗng dựa vào hệ các phương trình bảo toàn khối lượng, động lượng và năng lượng, và các phương trình cấu thành của chất lưu và thành hệ Để đơn giản hóa, chúng ta sẽ giả thiết các điều kiện đẳng nhiệt, với mục đích không xét đến phương trình bảo toàn năng lượng Tuy nhiên, trong trường hợp thay đổi nhiệt độ vỉa, chẳng hạn như bơm ép nước có nhiệt độ thấp vào vỉa có nhiệt độ cao hơn, thì điều kiện nhiệt độ cần được tính đến
Các phương trình được mô tả cho hệ thống tuyến tính, một chiều, nhưng có thể mở rộng hai và ba chiều, và các hệ tọa độ khác được lần lượt trình bày dưới đây
Xét một thanh ngang đơn giản của vật liệu lỗ rỗng, nơi ban đầu áp suất ở mọi điểm là P0, và ở thời điểm zero, áp suất bên trái (ở x = 0) là PL trong khi áp suất bên phải (ở x = L) được giữ ở P R = P 0 Hệ thống được thể hiện trên hình sau:
Hình 2.4: Hệ thống tuyến tính, một chiều a Bảo toàn khối lƣợng
Sự bảo toàn khối lượng có thể được hình thành thông qua 1 phần tử kiểm tra với một chất lưu có tỷ trọng ρ, chảy qua nó ở vận tốc u:
Hình 2.5: Phần tử kiểm tra
Cân bằng vật chất cho phần tử kiểm tra được viết thành:
{Khối lượng đi vào phần tử x} – {Khối lượng đi ra phần tử tại x + Δx} = {Tốc độ thay đổi khối lượng trong phần tử} hoặc
Khi Δx tiến đến 0, chúng ta có phương trình liên tục:
(2.2) Đối với diện tích mặt cắt ngang là hằng số, phương trình liên tục đơn giản thành:
Bảo toàn động lượng bị chi phối bởi phương trình Navier-Stokes, nhưng thường được đơn giản hóa cho dòng chảy vận tốc thấp trong vật liệu lỗ rỗng để mô tả bởi phương trình bán thực nghiệm Darcy, cho dòng chảy nằm ngang, một chiều: x
Một dạng khác là phương trình Forchheimer, cho dòng chảy vận tốc cao: u n u k x
31 trong đó n được Muscat đề xuất là 2, là phương trình Brinkman, ứng dụng cho cả môi trường lỗ rỗng và phi lỗ rỗng:
Phương trình Brinkman trở thành phương trình Darcy cho dòng chảy trong môi trường lỗ rỗng, khi số hạng cuối không đáng kể c Các phương trình cấu thành
Phương trình cấu thành cho vật liệu lỗ rỗng Độ rỗng của đất đá có mối quan hệ với áp suất, được thể hiện qua phương trình của độ nén đất đá:
Nếu nhiệt độ là hằng số, phương trình trở thành c r dp d
Phương trình cấu thành cho chất lưu
Cho mọi chất lưu ở nhiệt độ không đổi, hệ số nén được định nghĩa như sau: g w o p f
(2.9) Đối với khí lý tưởng, ta có phương trình khí:
PV = nRT (2.10) Đối với khí thực thì bao gồm hệ số lệch khí, Z:
Tỷ trọng khí có thể được biểu diễn: s
32 trong đó chỉ số S biểu thị điều kiện bề mặt (chuẩn) Các phương trình này thường được sử dụng trong các ứng dụng của kỹ thuật mỏ Tuy nhiên, đối với mục đích mô phỏng vỉa, chúng ta thường sử dụng các mô hình mô tả chất lưu là Black Oil và Compositional
Mô hình Black Oil chuẩn bao gồm hệ số thể tích thành hệ, B, cho mỗi chất lưu, và hệ số khí-dầu, Rso, cho khí hòa tan trong dầu, ngoài ra còn độ nhớt và tỷ trọng cho mỗi chất lưu Các mô hình cải tiến có thể bao gồm hệ số ngậm khí của dầu, r s , và độ hòa tan của khí trong nước, R sw Các định nghĩa của hệ số thể tích thành hệ và tỷ số khí-dầu hòa tan là:
B = Thể tích chất lưu ở điều kiện vỉa
Thể tích chất lưu ở điều kiện chuẩn
R so = Thể tích của khí hòa tan ở điều kiện chuẩn
Thể tích của dầu ở điều kiện chuẩn
Tỷ trọng của dầu ở điều kiện vỉa o so gS oS o B
Sự phụ thuộc áp suất của các thông số trong mô hình Black Oil chuẩn là:
Hình 2.6: Mô hình Black Oil d Các mô hình chất lưu
Thuật ngữ đơn pha áp dụng cho bất kỳ hệ thống nào chỉ có một pha chất lưu hiện diện trong vỉa Trong một vài trường hợp nó có thể áp dụng cho hai pha hiện diện trong vỉa, nếu một trong hai pha không di chuyển, và không có sự trao đổi khối lượng diễn ra giữa hai pha Thông thường đây là trường hợp mà nước không di chuyển hiện diện cùng dầu hoặc khí trong vỉa Bằng cách xem nước không di chuyển như một phần của lỗ rỗng, nó có thể được tính toán bằng việc giảm độ rỗng và hiệu chỉnh độ nén của đá tương ứng
Thông thường, trong mô phỏng vỉa một pha chúng ta sẽ chia thành các hệ thống chất lưu sau:
Trước khi đến với các phương trình dòng chảy, chúng ta sẽ định nghĩa tóm tắt các mô hình chất lưu cho các hệ thống này Đơn pha khí Ứng xử chất lưu được chi phối bởi mô hình Black Oil, tỷ trọng khí là:
(2.14) Đơn pha nước Đơn pha nước, nói một cách chặt chẽ có nghĩa là áp suất vỉa cao hơn áp suất bão hòa nước trong trường hợp khí bị hòa tan trong đó, có tỷ trọng được miêu tả bởi:
(2.15) Đơn pha dầu Để dầu đơn pha trong vỉa, nó phải chưa bão hòa, có nghĩa là áp suất bão hòa phải cao hơn áp suất điểm bọt Trong mô hình Black Oil, tỷ trọng dầu được miêu tả bởi:
Đối với dầu chưa bão hòa, Rso là hằng số, và tỷ trọng dầu được viết thành:
Khi đó, cho tất cả ba hệ thống chất lưu, tỷ trọng đơn pha có thể được biểu diễn như sau:
Dạng biểu diễn trên sẽ được sử dụng để mô tả chất lưu trong các phương trình dòng chảy đơn pha dưới đây
Kết hợp phương trình liên tục, phương trình động lượng và mô hình chất lưu ta có phương trình dòng chảy đơn pha trong hệ thống nằm ngang, một chiều, với giả thiết diện tích mặt cắt ngang là hằng số:
2.2.2 Điều kiện biên và điều kiện ban đầu a Điều kiện biên
Về cơ bản chúng ta có hai loại điều kiện biên: điều kiện áp suất (điều kiện Dirichlet) và điều kiện lưu lượng (điều kiện Neumann) Các điều kiện biên thông dụng nhất trong vỉa được thảo luận dưới đây:
- Biên Dirichlet: Giá trị áp suất tại biên là hằng số Đối với dòng chảy đơn pha 1 chiều, điều kiện biên Dirichlet là các áp suất tại biên của vỉa, chẳng hạn như sau: p (x = 0, t > 0) = p L (áp suất tại biên trái) p (x = l, t > 0) = p R (áp suất tại biên phải)
35 Điều kiện áp suất thông thường được xác định là áp suất đáy của giếng khai thác hoặc giếng bơm ép, tại một vài vị trí của vỉa
- Biên Neumann: Lưu lượng dòng chảy là hằng số
Trong điều kiện biên Neumann, lưu lượng dòng chảy ở mặt cuối của hệ thống được xác định Sử dụng phương trình Darcy, các điều kiện trở thành: l x
0 , Đối với dòng chảy vỉa, điều kiện về lưu lượng được xem như lưu lượng khai thác hoặc bơm ép của giếng, ở một vài vị trí của vỉa, hoặc được xem như zero dọc theo biên hở hoặc đứt gãy, hay giữa các lớp không liên thông b Điều kiện ban đầu Điều kiện ban đầu được xem như trạng thái ban đầu của các biến cơ bản của hệ thống Trong trường hợp đơn giản, áp suất ban đầu không đổi được xác định như sau: p (x, t = 0) = p 0 Áp suất ban đầu có thể là hàm của vị trí Đối với hệ thống không nằm ngang, sự cân bằng áp suất thủy tĩnh thường được tính dựa vào áp suất tham chiếu và tỷ trọng chất lưu: p (z, t = 0) = p ref + (z – z ref )g (2.19)
2.2.3 Lời giải số của phương trình dòng chảy a Sự rời rạc hóa
Giải phương trình dòng chảy 37
2.3.1 Giải phương trình dòng chảy 1 pha
Xét phương trình dòng chảy 1 pha 3 chiều đối với vỉa nằm ngang như sau: t p B c q V z z p B k
Các đại lượng sử dụng trong phương trình được cho trong bảng dưới đây
Bảng 2.1: Bảng ký hiệu và hệ đơn vị các đại lượng trong phương trình dòng chảy Đại lượng Ký hiệu Các hệ đơn vị
Hệ SPE Hệ trong phòng thí nghiệm
Diện tích A, A x , A y , A z , A r , A ft 2 m 2 cm 2 Độ thấm k, k x , k y , k z , k r , k md darcy Độ nhớt pha , o , w , g cp mPa.s cp
Hệ số thể tích thành hệ khí
B, B g RB/scf m 3 /std m 3 cm 3 /std cm 3
Hệ số thể tích thành hệ chất lưu
B, B o , B w RB/STB m 3 /std m 3 cm 3 /std cm 3
Tỷ số khí dầu hòa tan
R s scf/STB std m 3 /std m 3 std cm 3 /std cm 3 Áp suất pha p, p o , p w , p g psia kPa atm
Lưu lượng dòng chảy khí q sc , q gsc scf/d std m 3 /d std cm 3 /sec
Lưu lượng dòng chảy dầu q sc , q osc STB/d std m 3 /d std cm 3 /sec
Lưu lượng dòng chảy nước q sc , q wsc B/d std m 3 /d std cm 3 /sec
Thể tích khối V b ft 3 m 3 cm 3 Độ nén c, c o , c psi -1 kPa -1 atm -1
Hệ số nén z không thứ nguyên không thứ nguyên không thứ nguyên
Nhiệt độ T 0 R K K Độ rỗng ứ % % % Độ bão hòa pha S, S o , S w , S g % % % Độ thấm tương đối k ro , k rw , k rg % % %
Gia tốc trọng trường g 32.174 ft/sec 2
Thời gian t, Δt ngày ngày giây
Hệ số dẫn truyền chuyển đổi c 0.001127 0.0864 1
Hệ số trọng lượng chuyển đổi γc 0.21584.10 -3 0.001 0.986923.10 -6
Hệ số thể tích chuyển đổi α c 5.614583 1 1 Để giải phương trình dòng chảy, sử dụng phương pháp sai phân hữu hạn như sau:
- Rời rạc hóa không gian:
Rời rạc hóa biểu thức vế trái
- Rời rạc hóa thời gian
2.3.2 Giải phương trình dòng chảy nhiều pha
Phương trình dòng chảy cho mỗi pha chất lưu:
Phương trình động lượng cho mỗi pha: x p u kk l l rl l
Xét phương trình dòng chảy 2 pha dầu nước theo phương x: o sc o o c b o o o o ro x x c q
Khi đó phương trình dòng chảy 2 pha trở thành:
(2.33) Độ thấm tương đối dầu-nước và áp suất mao dẫn là hàm của độ bão hòa nước trong khi đó các hệ số thể tích thành hệ, độ nhớt và độ rỗng là hàm của áp suất
Các thuộc tính chất lưu được xác định theo mô hình Black Oil đã được xem xét ở phần trước Trước hết, mối quan hệ giữa độ thấm tương đối và áp suất mao dẫn cho hệ thống dầu-nước cần được xem xét
Cả hai đường cong drainage và imbibition đều cần thiết cho sự mô phỏng của hệ thống dầu-khí, phụ thuộc vào quá trình được xem xét Hầu hết các quá trình liên quan đến sự dịch chuyển của dầu bởi nước, hay ngược lại có thể là những phần của vỉa liên quan đến ảnh hưởng hình học, hoặc sự thay đổi lưu lượng bơm ép và khai thác Ngoài ra, sự hiện diện độ bão hòa ban đầu trong đá thường là kết quả của quá trình drainage ở thời điểm tích tụ dầu khí Do đó, để khởi tạo độ bão hòa, các đường cong áp suất mao dẫn drainage là cần thiết
Quá trình đẩy pha dính ướt (nước) bằng pha không dính ướt (dầu) gọi là quá trình drainage Quá trình này mô phỏng lại trạng thái ban đầu của vỉa Lúc đầu trong đá chứa chỉ có nước đồng sinh, sau đó dầu di cư vào và đẩy nước đồng sinh đi
Bắt đầu với lỗ rỗng của đá được lấp đầy bởi nước, và bị thay thế bởi dầu, các đường cong áp suất mao dẫn và độ thấm tương đối drainage sẽ được xác định Quá trình này mô phỏng cho hiện tượng dầu di cư và nạp vào bẫy:
Dầu Nước Quá trình drainage
Quá trình đẩy pha không dính ướt (dầu) bởi pha dính ướt (nước) gọi là quá trình imbibition Quá trình này mô phỏng cho hiện tượng nước xâm nhập hay bơm ép nước
Rời rạc hóa phương trình dòng chảy
Hình 2.10: Mô hình dòng chảy 2 pha
Trong đó, độ dẫn truyền và độ linh động pha được xác định như sau:
Bởi vì độ bão hòa phụ thuộc đáng kể vào độ linh động hai pha, lời giải của phương trình sẽ bị ảnh hưởng nhiều hơn bởi số hạng này so với trường hợp dòng chảy một pha Nhắc lại lời giải Buckley-Leverett đối với vấn đề sự dịch chuyển dầu bởi nước trong hệ thống một chiều, chúng ta sẽ sử dụng nó để minh họa ảnh hưởng của độ linh động đến lời giải độ bão hòa:
Hình 2.11: Sự dịch chuyển của nước qua môi trường lỗ rỗng Ở đây, đối với áp suất mao dẫn không đáng kể, nước sẽ di chuyển qua môi trường lỗ rỗng một cách không liên tục về phía trước được minh họa ở hình 2.11 Trong việc mô phỏng quá trình này, sử dụng hệ thống các ô lưới rời rạc, chúng ta nhận thấy rằng kết quả phụ thuộc rất nhiều vào cách thức số hạng độ linh động được xấp xỉ Hai trường hợp được xem xét sử dụng dòng chảy của dầu giữa ô i và i + 1 là một ví dụ:
- Lựa chọn độ linh động upstream: i i o o
- Lựa chọn độ linh động trung bình trọng lượng:
Các kết quả của hai lựa chọn này tính toán bởi chương trình mô phỏng được minh họa trên hình 2.12 Dĩ nhiên, sai số từ lời giải chính xác phụ thuộc vào kích
44 thước ô lưới được sử dụng Đối với các ô lưới rất nhỏ, sự sai khác giữa các lời giải có thể trở nên không đáng kể Khi số lượng nước giống nhau được bơm ép trong ba trường hợp, các diện tích theo ba đường cong phải bằng nhau, và chỉ duy nhất vị trí chất lưu phía trước bị thay đổi, cũng như độ lớn của độ bão hòa Sự giải thích vật lý của các khác biệt, đặc biệt cho trường hợp lựa chọn độ linh động trung bình trọng lượng, là lưu lượng dòng chảy của dầu đi ra bất kỳ ô lưới nào trước tiên phụ thuộc vào độ thấm tương đối đối với dầu ở ô lưới đó Cụ thể là, đối với dòng chảy giữa ô i và i +
1, độ thấm tương đối của ô i sẽ được xác định khi dòng chảy dừng lại (chẳng hạn ô đạt đến độ bão hòa dầu dư) Nếu lựa chọn độ linh động là trung bình trọng lượng, ô i trên thực tế có thể đạt tới độ bão hòa dầu dư, trong khi độ linh động của ô i +1 vẫn lớn hơn
0 Do đó, dòng chảy ra ngoài ô i sẽ không dừng lại trước khi độ thấm tương đối của ô i + 1 cũng có giá trị là 0 Mặt khác, đối với các kích cỡ ô lưới nhỏ, sai số có thể không lớn, nhưng đối với các ô lưới có kích cỡ thực tế, nó trở thành một vấn đề quan trọng
Hình 2.12: Lựa chọn độ linh động
Vì vậy, trong mô phỏng vỉa, lựa chọn độ linh động upstream thường được sử dụng
Lựa chọn độ linh động upstream
Rời rạc hóa phương trình cho pha dầu
trong đó phần thứ hai:
Rời rạc hóa phương trình cho pha nước Ở vế phải:
trong đó phần thứ hai:
(1/ ) và i i i pow w cow i w i sww C dS dp t
Rời rạc hóa phương trình dòng chảy cho hai pha dầu nước: i i i i i i i i i i o i i i o osc n w n w swo n o n o poo n o n o x n o n o x p p T p p C p p C S S q
1 i i i i i i i i i i i i w i i i i i w wsc n w n w sww n o n o pow n cow n cow n o n o x n cow n cow n o n o x q S S C p p C p p p p T p p p p T
Lời giải phương trình dòng chảy cho hai pha dầu nước: i i i i i i i i w i i i w i i i i w o i i i i w o wsc i osc n o n i o n swo i n poo n cow n cow n x i n cow n cow n x i n o n o n x i n x n o n o n x i n x q q p p C C p p
1 n cow n cow n x i n cow n cow n x i wsc i osc n o n pow i n poo n i C i C i p i q i q i T w i p i p i T w i p i p i g
Lời giải độ bão hòa:
Phần mềm ECLIPSE 46
Khi xây dựng mô hình số thủy động ở vùng mỏ có diện tích rộng lớn, đòi hỏi một khối lượng tính toán đồ sộ Điều này dẫn đến sự ra đời của các phần mềm kỹ thuật nhằm đáp ứng nhu cầu tính toán trên Hiện nay có khá nhiều phần mềm dùng để xây dựng mô hình thủy động lực như ECLIPSE, CMG, RMS Trong giới hạn đề tài của luận văn, tác giả sử dụng phần mềm ECLIPSE của Schlumberger (cụ thể là ECLIPSE
100 cho mô hình Black Oil) để xây dựng mô hình số thủy động
ECLIPSE 100 được sử dụng để mô phỏng cho mô hình Black Oil, ba pha, ba chiều Chương trình được viết trên FORTRAN77 và được thực thi trên bất kỳ máy tính nào với chuẩn ANSI Để chạy mô phỏng trong ECLIPSE chúng ta cần một tập tin đầu vào (input file) chứa tất cả dữ liệu liên quan đến mỏ Dữ liệu đầu vào (input data) cho ECLIPSE được thành lập bằng cách sử dụng một hệ thống từ khóa (keyword) với cú pháp (syntax) do ECLIPSE quy định
2.4.2 Tập tin dữ liệu đầu vào
Một tập tin dữ liệu đầu vào (input data file) của ECLIPSE được chia thành nhiều phần, trong đó mỗi phần được đại diện bởi một từ khóa chính
Trong mỗi nhóm từ khóa chính bao gồm rất nhiều từ khóa Ý nghĩa của các từ khóa chính và các từ khóa điển hình trong nhóm các từ khóa chính được trình bày dưới đây:
- RUNSPEC (cần thiết): Thông tin chung về mô hình, các pha chất lưu hiện diện, các thành phần
+ DIMENS: số lượng các ô lưới theo phương X, Y, Z
+ OIL, WATER, GAS, VAPOIL, DISGAS: các pha chất lưu hiện diện
+ FIELD/METRIC/LAB: quy ước đơn vị
+ UNIFOUT: biểu thị tập tin đầu ra đã được thống nhất
+ UNIFIN: biểu thị tập tin đầu vào đã được thống nhất
+ START: thời điểm bắt đầu mô phỏng
+ NOSIM: kiểm tra dữ liệu
Hình 2.13: Các từ khóa khai báo trong RUNSPEC
- GRID (cần thiết): xác định dạng hình học cơ bản của lưới mô phỏng và các thuộc tính đá khác nhau (độ rỗng, độ thấm, bề dày hiệu dụng) ở mỗi ô lưới Từ những thông tin này, chương trình sẽ tính toán thể tích lỗ rỗng ô lưới, độ dẫn truyền bên trong ô lưới
+ TOPS: độ sâu mặt đỉnh các ô lưới của ô hiện hành
+ DX, DY, DZ: kích cỡ theo phương X, Y, Z của ô hiện hành
+ PERMX, PERMY, PERMZ: độ thấm theo phương X, Y, Z của ô hiện hành + PORO: độ rỗng ô lưới hiện hành
Hình 2.14: Các từ khóa khai báo trong GRID
- EDIT (tùy chọn): hiệu chỉnh tính toán thể tích lỗ rỗng, độ dẫn truyền
- PROPS (cần thiết): bảng thuộc tính của đá và chất lưu vỉa như là hàm của áp suất chất lưu, độ bão hòa và các thành phần (tỷ trọng, độ nhớt, độ thấm tương đối, áp suất mao dẫn)
+ SWFN: độ thấm tương đối nước và áp suất mao dẫn với hàm của độ bão hòa nước
+ SOF3: độ thấm tương đối pha dầu như là hàm của độ bão hòa dầu ở hệ 3 pha + SGFN: độ thấm tương đối khí và áp suất mao dẫn với hàm của độ bão hòa khí
+ PVTO: Hệ số thể tích thành hệ và độ nhớt của dầu như là hàm của áp suất + PVTG: Hệ số thể tích thành hệ và độ nhớt của khí như là hàm của áp suất + PVTW: Hệ số thể tích thành hệ, độ nén và độ nhớt của nước
+ DENSITY: tỷ trọng chất lưu
+ ROCK: độ nén của đá
Hình 2.15: Các từ khóa khai báo trong PROPS
- REGIONS (tùy chọn): phân chia các lưới tính toán thành các phần để tính: + Thuộc tính PVT (tỷ trọng và độ nhớt chất lưu)
+ Thuộc tính độ bão hòa (độ thấm tương đối và áp suất mao dẫn)
+ Điều kiện ban đầu (áp suất và độ bão hòa cân bằng)
+ Các lưu chất tại chỗ (các lưu chất tại chỗ và dòng chảy bên trong khu vực)
Các từ khóa điển hình trong REGIONS:
+ FIPNUM: các vùng chất lưu
+ SATNUM: các vùng bão hòa
+ EQLNUM: các vùng cân bằng
+ PVTNUM: các vùng dữ liệu PVT
- SOLUTION (cần thiết): mô tả điều kiện ban đầu của vỉa Phần này chứa đầy đủ dữ liệu để xác định trạng thái ban đầu (áp suất, độ bão hòa, các thành phần) của mỗi ô lưới trong vỉa
Hình 2.16: Các từ khóa khai báo trong SOLUTION
+ EQUIL: độ sâu mặt ranh giới chất lưu và các thông số cân bằng khác; dữ liệu được lấy từ kết quả thử vỉa
+ RESTART: tên của tập tin khởi động lại
+ RPTSOL: báo cáo chuyển cho dữ liệu SUMMARY
- SUMMARY (tùy chọn): Đặc điểm của dữ liệu được ghi vào tập tin SUMMARY sau mỗi bước thời gian Một vài đầu ra đồ họa được tạo ra sau khi chạy mô phỏng kết thúc
Hình 2.17: Các từ khóa khai báo trong SUMMARY
+ FOPT: Tổng lượng khai thác dầu của mỏ (Field Oil Production Total) + FOPR: Tốc độ khai thác dầu của mỏ (Field Oil Production Rate)
+ FGOR: Tỷ số khí dầu của mỏ (Field Gas-Oil Ratio)
+ FWIR: Tốc độ bơm ép của mỏ (Field Water Injection Rate)
+ FOE: Hiệu suất dầu của mỏ (Field Oil Efficiency)
+ FPR: Áp suất mỏ (Field Pressure)
+ WBHP: Áp suất đáy giếng (Well Bottom Hole Pressure)
+ FWCT: Độ ngập nước mỏ (Field Water Cut)
+ WOPR: Lưu lượng khai thác dầu của giếng (Well Oil Production Rate)
- SCHEDULE (cần thiết): Khai báo các hoạt động được mô phỏng (kiểm soát hoạt động khai thác và bơm ép) và thời gian Đường cong hoạt động dòng chảy thẳng đứng và các thông số điều chỉnh mô hình mô phỏng cũng được khai báo trong mục SCHEDULE
Hình 2.18: Các từ khóa khai báo trong SCHEDULE
+ RPTSCHED: kết quả mô phỏng được in ở thời diểm báo cáo
+ TUNING: bước thời gian và điều khiển hội tụ
+ WELSPECS: khai báo giếng mới, định nghĩa tên của nó, vị trí đầu giếng, độ sâu tham chiếu đáy giếng và các đặc tính kỹ thuật khác
+ COMDAT: quy định vị trí và các thuộc tính hoàn thiện giếng; từ khóa này phải khai báo sau WELSPECS
+ WCONPROD: dữ liệu kiểm soát cho các giếng khai thác
+ WCONINJE: dữ liệu kiểm soát cho các giếng bơm ép
+ WCONHIST: lưu lượng thu được cho các giếng phù hợp với dữ liệu khai thác + TSTEP hoặc DATE: thời gian và ngày báo cáo
2.4.3 Quy trình xây dựng mô hình số thủy động bằng phần mềm ECLIPSE Để khởi động quy trình xây dựng mô hình số thủy động, chúng ta cần thiết có những dữ liệu sau:
+ Cấu trúc – các đỉnh, bề dày, các lớp, các đứt gãy, các ranh giới, các lớp sét, các lớp cát, loại đá, môi trường trầm tích, sự phân bố kích thước hạt (tất cả các vị trí), thuộc tính của tầng chứa nước
+ Các thuộc tính đá ở tất cả các điểm trong vỉa (biết được tại các giếng, được ước lượng giữa các giếng) – độ thấm tất cả các hướng, độ rỗng, áp suất mao dẫn, độ thấm tương đối
+ Các điều kiện ban đầu của vỉa – độ bão hòa nước, dầu, và khí, áp suất tại tất cả các điểm trong vỉa, các ranh giới
+ Vị trí các giếng, quỹ đạo, hoàn thiện giếng
+ Lưu lượng khai thác của dầu, nước, và khí như là hàm của thời gian
+ Lịch sử áp suất của các giếng - áp suất đáy giếng và/hoặc áp suất hồi áp (thử vỉa) ở các thời điểm đặc biệt
+ Lịch sử bơm ép - lưu lượng, các chất lưu, áp suất, v.v
- Dữ liệu chất lưu – các thí nghiệm PVT với các chất lưu vỉa, độ nhớt, tỷ trọng
- Cân bằng vật chất của vỉa
- Các thiết bị bề mặt và các điều kiện
Quy trình xây dựng mô hình số thủy động bằng phần mềm ECLIPSE trong tương quan với các cơ sở dữ liệu được thể hiện ở hình 2.13 Các dữ liệu khai thác của giếng và mô hình địa chất được tích hợp vào quá trình xử lý số liệu trong phần mềm ECLIPSE Sau đó thực hiện mô phỏng và hiệu chỉnh mô hình để đưa ra các kết quả phân tích
Hình 2.19: Quy trình xây dựng mô hình số thủy động bằng phần mềm ECLIPSE
Từ mô hình tĩnh xây dựng lưới số của vỉa (trường dòng) bao gồm tất cả các điểm
- Độ thấm đá, độ rỗng, độ thấm tương đối, áp suất mao dẫn, độ bão hòa áp suất
- Vị trí, thể tích, các đá liền kề hoặc các đặc trưng
Phân tích PVT và mô tả đặc tính chất lưu
- Sử dụng Phương trình trạng thái và chương trình PVT mô tả dầu và/hoặc khí phù hợp các thí nghiệm ứng xử pha trong phòng thí nghiệm
- Xuất các tập tin PVT cho các mô phỏng Black Oil, Compositional, hoặc Thermal
Phân tích các loại đá, độ thấm tương đối, áp suất mao dẫn, các đường cong imbibitions, drainage và gán chúng vào các ô lưới
Chuẩn bị dữ liệu giếng khoan
- Vị trí của các giếng trong lưới
- Trung bình hóa và gán các lưu lượng khai thác cho giếng
- Gán các từ khóa cho tất cả các giếng, sự kiểm soát, các giới hạn thương mại và bước thời gian đến bộ số liệu ECLIPSE
Tạo ra bảng liên quan giữa BHP và THP
- Thiết kế giếng – độ sâu, ID, độ nhám, nhiệt độ
- Tỷ số khí dầu (GOR), độ ngập nước (water cut)
- Các máy bơm, khí nén (gas lift), các máy nén (compressors)
Tích hợp tất cả dữ liệu vào trong ECLIPSE Office và kiểm soát phiên bản cũng như quá trình chạy mô phỏng
Hình 2.20: Giao diện ECLIPSE Office
Hình 2.21: Kiểm soát quá trình chạy mô phỏng
Máy tính trợ giúp lặp lại lịch sử khai thác
- Các chương trình Hồi quy/Tối ưu thay đổi các thông số HM để tối thiểu hóa hàm mục tiêu HM
Hiển thị các thuộc tính vỉa và các lời giải như một hàm của thời gian (độ bão hòa, áp suất, Rs, R v , các thành phần mole, …) trong không gian 3 chiều
XÂY DỰNG MÔ HÌNH SỐ THỦY ĐỘNG TẦNG MIOCENE, MỎ K, BỒN TRŨNG NAM CÔN SƠN 60
Dữ liệu vỉa 60
Việc xây dựng mô hình số thủy động là bài toán tích hợp của nhiều công đoạn, đòi hỏi hội đủ bộ số liệu từ nhiều nguồn, trong đó chủ yếu gồm:
- Số liệu địa tầng, kiến tạo …
- Số liệu địa vật lý giếng khoan, địa chấn
- Số liệu từ kết quả thăm dò: khoan
Phần trầm tích của các giếng K-1X, K-2X, được đánh giá tỷ mỷ để thu thập các thông số vỉa như thạch học, loại chất lưu, các ranh giới chất lưu và độ bão hòa hydrocarbon
Giếng K-1X được khoan để kiểm tra tiềm năng hydrocarbon của mỏ, vỉa cát kết Miocene giữa là đối tượng ban đầu và vỉa cát kết Miocene trên là đối tượng thứ hai Kết quả của RFT và DST đã xác nhận sự hiện diện của dầu và khí của các vỉa từ LTS1 đến LTS16
Giếng K-2X là giếng thẩm lượng, để xác định ranh giới thủy lực của các vỉa và xác nhận sự hiện diện của dầu trong các vỉa LTS10 và 11 Phần sâu hơn chưa được thăm dò của cấu trúc K cũng được đánh giá Trong tiến trình khoan của giếng này, 4 vỉa mới, được đặt tên LTS17, 18, 19 và 21 được phát hiện Bảy thí nghiệm DST đã được thực hiện tại LTS19, 16, 14, 13, 12, 11 và 8, nhưng dầu chỉ được thu thập từ ba vỉa (LTS8, 16 và 19) Đã tiến hành hai DST; một cho cả LTS17, 18, 19 còn lại cho cả LTS16 và hai nhịp phụ LTS14 và LTS8
DST#1 cho lưu lượng 432 bbl/day với 0% BS&W trong khi DST#2 với tổng lưu lượng 4140 bbl/day với kích thước choke cực đại từ khoảng giữa của 3 vỉa
3.1.1.2 Các thông số vỉa đầu vào a Thông số mùn khoan
Các thông số được sử dụng cho môi trường của mỗi giếng được thực hiện từ đo wireline log và báo cáo mud log b Nước thành hệ
Có một vài mẫu nước được thu thập từ MDT chạy trong giếng K-1X, tuy nhiên không có các phân tích về chúng Một mẫu nước được thu thập trong suốt thí nghiệm DST của giếng khoan thăm dò mỏ kế bên, kết quả phân tích cho thấy đây là nước thành hệ Độ mặn nước thành hệ của các cấu trúc K (ước lượng từ đồ thị Pikett) dao động từ 20,000 đến 29,000ppm NaCl c Dữ liệu mẫu lõi
Không có các mẫu lõi thông thường để phân tích độ rỗng và độ thấm Các mẫu sườn được sử dụng để phân tích XRD d Nhiệt độ thành hệ
Gradient nhiệt độ được thành lập sử dụng dữ liệu từ MDT, các đường log, và dao động từ 2.4 đến 2.8 0 C/100m
3.1.1.3 Trầm tích - Phương pháp luận và kết quả Đánh giá vật lý vỉa được thực hiện bằng việc sử dụng chương trình Interactive Petrophysics của Schlumberger Nó dựa phần lớn vào dữ liệu địa vật lý giếng khoan với dữ liệu tham chiếu từ các nguồn khác nhau như mud log, phân tích thạch học, phân tích PVT, MDT và DST, vv a Xác định thể tích sét (Vcl)
Thể tích sét được xác định bởi đường cong Gamma ray và Neutron/Density Vcl được lấy từ giá trị Vcl nhỏ nhất từ phương pháp neutron-density và gamma ray
Thể tích sét từ gamma ray được xác định như sau:
GR min = Gamma ray trong cát sạch
GR max = Gamma ray trong sét
Thể tích sét từ Neutron/Density: ‘Các chỉ thị Double Clay’ làm việc theo nguyên lý xác định ‘clean line’ và ‘clay point’ Thể tích sét được ước lượng là khoảng cách dữ liệu đầu vào giữa ‘clay point’ và ‘clean line’ b Xác định độ rỗng hiệu dụng Đường cong mật độ và neutron được sử dụng để tính toán độ rỗng Thông thường, độ rỗng tổng được ước lượng dựa vào mỗi đường log (neutron và mật độ):
Trong đó, Ф e : độ rỗng hiệu dụng;
V cl : thể tích sét; ФNcl: độ rỗng neutron biểu kiến của sét Ф Dcl : độ rỗng tỷ trọng biểu kiến của sét
Tổng hợp hai phương trình trên, độ rỗng hiệu dụng được xác định như sau:
(3.4) c Xác định độ bão hòa nước Độ bão hòa nước được tính bằng Mô hình Dual Water, với mô hình có hai hệ thống thủy lực, một, ranh giới đến vỉa sét, và một là nước tự do trong độ rỗng hiệu dụng
Liên quan đến việc không có mẫu lõi thông thường, các thông số Archie (a = 1, m = 1.86 và n = 1.91) của mỏ liền kề được áp dụng d Giá trị cut-off
Các giá trị cut-off trên thể tích sét và độ rỗng được sử dụng để định nghĩa độ rỗng hiệu dụng và phi hiệu dụng
Các giá trị cut-off trên độ bão hòa nước được sử dụng để định nghĩa bề dày hiệu dụng và phi hiệu dụng
Liên quan đến mẫu lõi thông thường không được sử dụng; các giá trị cut-off sau đây được lấy từ phân tích mẫu lõi của các lô bên cạnh:
Độ rỗng hiệu dụng cut-off = 10% cho dầu và 7% cho khí
Độ bão hòa nước cut-off = 70% e Kết quả
Các kết quả phân tích vật lý vỉa ở các giếng K-1X, K-2X cho thấy, tổng bề dày hiệu dụng phần trầm tích trong giếng K-2X là 220.21m với phân bố độ rỗng từ 10% đến 20%, phân bố độ bão hòa nước từ 24% đến 59%; đối với giếng K-1X, bề dày hiệu dụng tổng: 95m, độ rỗng: 12%-16.3%, Sw: 0.33-0.61
3.1.2 Các thuộc tính của vỉa và chất lưu
3.1.2.1 Dữ liệu khu vực a Gradient địa nhiệt
Số liệu nhiệt độ được lấy từ MDT, DST, địa vật lý giếng khoan Đồ thị thể hiện gradient phân bố từ 2.4 – 2.8 0 C/100m b Gradient thủy tĩnh
Dựa vào RFT/MDT và DST, gradient áp suất khu vực của các cấu trúc K là 0.433psi/ft
3.1.2.2 Các thuộc tính chất lưu vỉa
Bảng 3.1: Các thuộc tính chất lưu vỉa
Giếng DST Chiều sâu Po Pi Ti Boi Rsi Độ nhớt
Từ Đến (psig) (psig) ( 0 F) (rb/stb) (scf/stb) (cp) ( 0 API)
DST#1 3599.0 3619.5 4475 5169 255 1.737 1045 0.290 39.0 Dầu DST#2 3350.0 3564.0 4884 5052 243 1.844 1527 0.260 40.9 Dầu DST#3 3260.0 3300.0 4498 4685 236 0.004 194 0.025 50.8 -
K-2X miniDST 4165.7 4166.7 2910 5466 259 1.418 609 N/A 36.2 Dầu DST#2 4017.0 4029.0 3930 5240 243 1.580 1036 0.444 38.0 Dầu miniDST 3641.6 3642.6 4089 4709 237 1.591 1083 0.438 37.5 Dầu
Các mẫu hydrocarbon được lấy từ MDT (các mẫu đáy đơn pha) trong các vùng chứa hydrocarbon hoặc DST (các mẫu đáy đơn pha hoặc bình tách) Các thuộc tính PVT được thể hiện trong bảng 3.1
Các ranh giới chất lưu về cơ bản được đánh giá từ kết quả minh giải áp suất (RFT/MDT) và phân tích log
Ranh giới dầu nước từ các giếng K-1X & K-2X cho thấy các vỉa từ LTS1 đến LTS12 có ranh giới với gradient cỡ 0.433psi/ft Dựa vào đường log, MDT và DST, không có nhiều nước từ LTS13 đến 21 Hầu như, các ranh giới dầu nước từ LTS13 đến
21 được ngoại suy từ vùng phía trên
Các ranh giới dầu, khí và nước được nhận biết từ dữ liệu RFT/MDT phù hợp với dữ liệu địa chất và vật lý vỉa
Có hai DST được thực hiện cho trầm tích của giếng CC-2X a DST#1 cho tầng cát 17, 18 & 19
Thí nghiệm DST#1 được thực hiện từ 13:00:00 14-12-08 đến 11:30:00 21-12-
08 Có 4 đầu đo được sử dụng để ghi lại áp suất và nhiệt độ với tốc độ ghi 5 phút và 5 giây được cho các giai đoạn chảy đặc biệt Áp suất ghi được thể hiện trên các hình Các cảm biến của đầu đo WCQR#3749 và WCQR#4105 được mở đến dưới van thí nghiệm PCT, các cảm biến của đầu đo WCQR#4145 và WCQR#4275 được mở đến
65 dưới packer Các loại đầu đo WCQR#3749, #4105 là Downhole Electronic Gauge (SRO-DGA), và đầu đo WCQR#4145, #4275 là Downhole Electronic Gauge (StandAlone-DGA) Áp suất ghi được của đầu đo WCQR#3749 được sử dụng để minh giải Các đường cong của hồi áp 2 (BU#2) có chất lượng tốt, vì thế hồi áp 2 được sử dụng để minh giải DST này
Xây dựng mô hình số thủy động ban đầu cho tầng Miocene, mỏ K, bồn trũng Nam Côn Sơn với sự trợ giúp của phần mềm ECLIPSE 67
Mô hình số thủy động về cơ bản được xây dựng trên mô hình địa chất 3 chiều, trong đó các thông số tĩnh của đất đá đã được mô tả như độ rỗng, độ thấm tuyệt đối, bề dày hiệu dụng (NTG) Các thông số thủy động lực như lưu lượng và áp suất, các thông số đại diện cho sự tương tác giữa chất lưu và đất đá thành hệ như độ thấm pha tương đối và áp suất mao dẫn, các thông số PVT của chất lưu được đưa vào mô hình địa chất
3 chiều để hình thành nên mô hình số thủy động Mô hình này phản ánh sự thay đổi tính chất chất lưu cũng như tương tác giữa chất lưu và đất đá thành hệ theo thời gian dưới các điều kiện khai thác khác nhau
Mô hình mô phỏng vỉa được chuyển đổi tỷ lệ theo chiều dọc từ tỷ lệ 50x50x0.3m của mô hình địa chất thành 50x50x0.5m nhằm rút ngắn thời gian chạy mô phỏng trên cấu hình máy tính hiện có.
Hình 3.1: Lưới mô hình mô phỏng cho đối tượng Miocene, mỏ K
HỆ SỐ KHÍ/DẦU HÒA TAN
H ệ số k hí d ầu h òa ta n, s cf /S T B
50 psig at 104 deg F Áp suất bão hòa
Hình 3.2: Hệ số khí dầu hòa tan
Số liệu PVT của đối tượng Miocene, mỏ K được phân tích từ các thí nghiệm DST của các giếng K-1X, K-2X Các thông số cơ bản như hệ số khí/dầu hòa tan, hệ số thể tích thành hệ, độ nhớt chất lưu được thể hiện trong các hình 3.2 đến 3.4
HỆ SỐ THỂ TÍCH THÀNH HỆ
50 psig at 104 deg.F Áp suất bão hòa
Hình 3.3: Hệ số thể tích thành hệ
Hình 3.4: Độ nhớt chất lưu vỉa
3.2.1.3 Xây dựng đường cong độ thấm tương đối
Các số liệu độ thấm tương đối pha dầu (kro), độ thấm tương đối pha khí (k rg ) và độ thấm tương đối pha nước (k rw ) được thể hiện trên biểu đồ độ thấm pha
Phương pháp xây dựng đường cong độ thấm tương đối hai pha dầu nước được thể hiện ở hình 3.5
Hình 3.5: Phương pháp xây dựng đường cong độ thấm tương đối hai pha dầu nước
S wmin là độ bão hòa nước nhỏ nhất
S wcr là độ bão hòa nước tới hạn
S orw là độ bão hòa dầu dư k rw (S orw ) là độ thấm tương đối của nước ở độ bão hòa dầu dư k rw (S wmax ) là độ thấm tương đối của nước ở độ bão hòa nước lớn nhất (là 100%) k ro (S wmin ) là độ thấm tương đối của dầu ở độ bão hòa nước nhỏ nhất
(Cho các giá trị giữa S wcr và 1- S orw )
C w orw wcr w wcr w orw rw rw S S S
) ( với C w là hàm mũ Corey của nước
(Cho các giá trị giữa S wmin và 1 - S orw )
C o orw wi w orw w w w rw rw S S S
72 với S wi là độ bão hòa nước ban đầu và C o là hàm mũ Corey của dầu
Kết quả đường cong độ thấm tương đối 2 pha dầu nước được thể hiện trên hình 3.6 ĐƯỜNG CONG ĐỘ THẤM TƯƠNG ĐỐI
13C K rw 13C K row 3C K rw 3C K row 26C K rw 26C K row 1F -V 6-1 K rw 1F -V 6-1 K row 1F -V 2-1 K rw 1F -V 2-1 K row 6F -V 6-1 K rw 6F -V 6-1 K row 6F -V 2-1 K rw 6F -V 2-1 K row 8F -V 6-1 krw 8F -V 6-1 K row 8F -V 2-1 krw 8F -V 2-1 K row
Hình 3.6: Đường cong độ thấm tương đối 2 pha dầu nước
Tương tự, phương pháp xây dựng đường cong độ thấm tương đối hai pha khí dầu được thể hiện ở hình 3.7
Hình 3.7: Phương pháp xây dựng đường cong độ thấm tương đối hai pha khí dầu
S wmin là độ bão hòa nước nhỏ nhất
S gcr là độ bão hòa khí tới hạn
S org là độ bão hòa dầu dư k rg (S org ) là độ thấm tương đối của khí ở độ bão hòa dầu dư k rg (S wmax ) là độ thấm tương đối của khí ở độ bão hòa nước lớn nhất (là 100%) k ro (S wmin ) là độ thấm tương đối của dầu ở độ bão hòa nước nhỏ nhất
(Cho các giá trị giữa Swmin và 1 - S org )
C o org wi org wi w g ro ro S S
) 1 ( min với Swi là độ bão hòa nước ban đầu và C o là hàm mũ Corey của dầu
(Cho các giá trị giữa S wmin và 1- S org )
C g gcr org wi gcr w org rg rg S S S
) 1 ( với C g là hàm mũ Corey của khí
Kết quả đường cong độ thấm tương đối 2 pha khí dầu được thể hiện trên hình 3.8
74 ĐƯỜNG CONG ĐỘ THẤM TƯƠNG ĐỐI
1F K rog 1F K rg 6F K rog 6F K rg 8F K rog 8F K rg
Hình 3.8: Đường cong độ thấm tương đối 2 pha khí dầu
3.2.2 Kết quả chạy mô phỏng ban đầu
Tích hợp các thông số đại diện cho sự tương tác giữa chất lưu và đất đá thành hệ như độ thấm pha tương đối và áp suất mao dẫn, các thông số PVT của chất lưu vào mô hình lưới mô phỏng với sự trợ giúp của phần mềm ECLIPSE, kết quả khái quát hình ảnh mô hình số thủy động ban đầu của tầng Miocene, mỏ K được thể hiện ở hình 3.9.
Hình 3.9: Mô hình số thủy động, tầng Miocene, mỏ K
Hiệu chỉnh mô hình số thủy động ban đầu của tầng Miocene, mỏ K, bồn trũng Nam Côn Sơn phù hợp với dữ liệu thử vỉa 75
3.3.1 Nguyên lý hiệu chỉnh mô hình
Quá trình hiệu chỉnh mô hình vỉa phù hợp với dữ liệu khai thác là quá trình điều chỉnh các thông số của mô hình vỉa để đảm bảo các kết quả tính toán từ mô hình gần đúng với dữ liệu thu thập được tại giếng
Quá trình này được thực hiện bằng cách thay đổi các yếu tố không chắc chắn của mô hình (địa chất, địa vật lý, đặc tính chất lưu) nhằm phù hợp kết quả mô phỏng (áp suất, hàm lượng nước khai thác, hệ số khí dầu khai thác GOR) với các dữ liệu quan sát tương ứng Đây là một quá trình lặp (thử và sai) nhằm giải quyết vấn đề tối thiểu hóa các sai khác giữa kết quả mô phỏng và dữ liệu quan sát
Các kỹ thuật này được sử dụng trong suốt giai đoạn xây dựng mô hình của nghiên cứu mô phỏng để cung cấp những đánh giá tốt nhất cho dữ liệu đầu vào cho mô hình vỉa của mỏ Tuy nhiên, các kỹ thuật này, có thể chỉ được sử dụng cho dữ liệu có sẵn từ tương đối ít các giếng được khoan tại vỉa Phần lớn các vỉa tồn tại sự không chắn chắn đối với các kỹ sư và những nhà địa chất nghiên cứu mô phỏng Do đó, các dữ liệu ban đầu này thông thường cần được hiệu chỉnh, để mô hình mô phỏng dự báo hoạt động mỏ một cách thỏa đáng Sự hiệu chỉnh những dữ liệu này được thực hiện trong suốt giai đoạn hiệu chỉnh mô hình của nghiên cứu mô phỏng
Các bước được thực hiện trong quá trình hiệu chỉnh được thể hiện trên hình 3.10 nhằm mục đích cải thiện tính dự báo từ mô hình mô phỏng; tuy nhiên, có một điểm bất lợi cho quy trình này, cũng như bất kỳ quy trình hiệu chỉnh nào Mô hình được hiệu chỉnh cuối cùng không phải là đơn nhất Nói cách khác, một vài mô hình được hiệu chỉnh khác nhau có thể cung cấp các kết quả phù hợp chấp nhận được như nhau đối với hoạt động vỉa trong quá khứ nhưng các dự báo tương lai lại khác nhau đáng kể về hiệu suất Không có cách nào để tránh được vấn đề này, tuy nhiên sự phù hợp với dữ liệu khai thác có sẵn và hiệu chỉnh tối thiểu các dữ liệu vỉa đã biết trong biên độ cho phép được xem là kết quả phù hợp tốt nhất
Hình 3.10: Quy trình lặp tổng thể của hiệu chỉnh mô hình
Mặc dù không có quy luật nào cho việc thực thi hiệu chỉnh mô hình, một vài đặc tính thông dụng cho các thao tác hiệu chỉnh mô hình thành công Các kỹ sư, nhà địa chất của mỏ cần gắn liền mật thiết với giai đoạn hiệu chỉnh mô hình của nghiên cứu mô phỏng Cần xác định khoảng tin cậy cho dữ liệu khai thác được phù hợp (Bước
1 Thiết lập các mục tiêu của quá trình hiệu chỉnh mô hình
2 Xác định phương pháp sử dụng để hiệu chỉnh mô hình Việc này phụ thuộc vào các mục tiêu của hiệu chỉnh mô hình, nguồn tài nguyên sẵn có của công ty, các thời hạn cuối cùng và nguồn dữ liệu sẵn có
3 Xác định dữ liệu lịch sử khai thác thực tế được làm khớp và tiêu chuẩn được sử dụng để mô tả một kết quả thành công Điều này phụ thuộc vào sự sẵn có và chất lượng của dữ liệu khai thác, các mục tiêu của nghiên cứu mô phỏng
4 Xác định dữ liệu vỉa có thể được hiệu chỉnh trong suốt quá trình hiệu chỉnh mô hình và độ tin cậy cho những dữ liệu này Dữ liệu được chọn thường ít được biết chính xác nhất trong mỏ nhưng có ảnh hưởng đáng kể nhất trong hoạt động mỏ Những bước này nên được thực hiện trong sự liên kết với các kỹ sư vỉa, các nhà địa chất làm việc dưới điều kiện mỏ
5 Chạy mô hình mô phỏng với dữ liệu đầu vào tốt nhất hiện có Trong suốt giai đoạn làm phù hợp áp suất của hiệu chỉnh mô hình, lưu lượng vỉa (lưu lượng dầu cộng với lưu lượng khí tự do cộng với lưu lượng nước ở các điều kiện vỉa) được định rõ Trong suốt giai đoạn phù hợp độ bão hòa của hiệu chỉnh mô hình, lưu lượng dầu (cho vỉa dầu) hoặc lưu lượng khí (cho vỉa khí) ở điều kiện chuẩn được định rõ
6 So sánh các kết quả của việc chạy hiệu chỉnh với dữ liệu lịch sử khai thác được chọn ở bước 3
7 Thay đổi dữ liệu vỉa được chọn trong bước 4 trong giới hạn tin cậy
8 Tiếp tục từ bước 5 đến 7 cho đến khi các tiêu chuẩn đã thành lập trong bước 3 được đáp ứng
3), lựa chọn dữ liệu vỉa được hiệu chỉnh, xác định biên độ cho phép đối với sự hiệu chỉnh dữ liệu vỉa (Bước 4)
Một cách lý tưởng, chỉ những dữ liệu được biết ít chính xác nhất ở mỏ hoặc chúng không được đo lường ở tỷ lệ vỉa thì nên thay đổi trong suốt quá trình hiệu chỉnh
Sự xấp xỉ tốt nhất cho độ thấm tương đối được đưa vào trong giai đoạn xây dựng mô hình và, nếu có thể, không nên thay đổi trừ khi có yêu cầu kỹ thuật hợp lý (cho các lý do khác với việc phù hợp hành xử của vỉa trong quá khứ)
3.3.1.2 Mục tiêu của hiệu chỉnh mô hình
Mục tiêu đầu tiên của hiệu chỉnh mô hình là cải thiện và làm hợp lý hóa mô hình mô phỏng vỉa Thông thường, việc sử dụng dữ liệu mô phỏng đầu vào ban đầu không khớp lịch sử hoạt động của vỉa ở mức độ chấp nhận được cho việc đưa ra dự báo tương lai đúng đắn Để cải thiện chất lượng của việc làm khớp, quy trình lặp thể hiện ở hình 3.10 được sử dụng để hiệu chỉnh dữ liệu mô phỏng ban đầu một cách có hệ thống nhằm đưa ra một sự phù hợp tốt hơn Một khi dữ liệu lịch sử khai thác phù hợp, độ tin cậy lớn có thể được đặt vào các dự báo với mô hình
Mức độ hỗ trợ của tầng chứa nước, đường di cư chất lưu, và các vùng của kênh dẫn dầu có thể được nhận biết trong suốt giai đoạn hiệu chỉnh mô hình của nghiên cứu mô phỏng Thêm vào đó, cho phép nhận biết sự liên thông giữa các giếng và vỉa Điều này đã cải thiện sự hiểu biết việc thay đổi dữ liệu vỉa ảnh hưởng đến sự mô phỏng quá trình khai thác
Một sự hiệu chỉnh mô hình thành công có thể nhận biết các cơ hội để cải thiện dữ liệu vỉa và chương trình thu nổ địa chấn Chẳng hạn, điều này có thể trở nên rõ ràng khi mô hình mô phỏng nhạy với các dữ liệu không có sẵn hiện thời Những dữ liệu này có thể được thu thập tại vỉa để cải thiện sự hiệu chỉnh mô hình, các dự báo, và những hiểu biết chung về vỉa
Cuối cùng, quy trình hiệu chỉnh mô hình có thể nhận biết các điều kiện hoạt động không bình thường Chẳng hạn, nếu độ ngập nước hoặc tỷ số khí dầu từ giếng đơn ngược với xu hướng vùng, các vấn đề (chẳng hạn sự liên thông) có thể được nhận biết
3.3.1.3 Lựa chọn phương pháp hiệu chỉnh mô hình
