TÍNH TRỮ LƯỢNG dầu TRONG đá MÓNG mỏ BẠCH hổ BẰNG PHƯƠNG PHÁP cân BẰNG vật CHẤT

Phương pháp cân bằng vật chất được áp dụng khi mỏ hoặc vỉa đã được khai thác một thời gian, đã có đủ số liệu về áp suất và khai thác để xác định chắc chắn lượng hidrocacbon ban đầu.. 4.2

B ÀI BÁO CÁO

TÍNH TRỮ LƯỢNG DẦU TRONG ĐÁ MÓNG MỎ BẠCH HỔ BẰNG PHƯƠNG PHÁP CÂN BẰNG VẬT CHẤT

1 M c đích chính c a đ tài ục đích chính của đề tài ủa đề tài ề tài

1 Tính trữ lượng toàn bộ than dầu trong móng mỏ Bạch hổ

2 Đưa ra cơ sở giải pháp về tính trữ lượng tại các mỏ dầu trong đá móng ở thềm lục địa Nam Việt Nam

2 Gi i thi u khái quát chung v m B ch h ới thiệu khái quát chung về mỏ Bạch hổ ệu khái quát chung về mỏ Bạch hổ ề tài ỏ Bạch hổ ạch hổ ổ

2.1 V trí đ a lý ị trí địa lý ị trí địa lý

Mỏ Bạch hổ nằm trong lô số 9, cách vũng tàu 110-115 km về phía Đông Nam Là một bộ phận quan trọng của khối nâng của bồn trũng Cửu Long và có hình dạng kéo dài theo hướng Đông Bắc – Tây Nam, đã được lien doanh dầu khí Vietsopetro thăm dò và khai thác

2.2 Đ c đi m đ a ch t m B ch h ặc điểm địa chất mỏ Bạch hổ ểm địa chất mỏ Bạch hổ ị trí địa lý ất mỏ Bạch hổ ỏ Bạch hổ ạch hổ ổ

Theo nghiên cứu của các nhà địa chất có thể phân chia ra hai tầng cấu trúc rõ rệt:

+ Tầng móng có tuổi trước Đệ Tam

+ Trầm tích phủ có tuổi từ Oligoxen cho đến nay

Dựa vào các đặc điểm thạch học, cổ sinh, tài liệu carota của các giếng khoan, tài liệu về địa chất và để thuận tiện trong công tác thăm dò và khai thác dầu khí các nhà địa chất dầu khí của liên doanh dầu khí Vietsopetro đã phân chia và gọi tên các phân vị địa tầng theo địa phương cho cấu tạo này

Qua các giếng khoan cho thấy địa tầng mỏ Bạch Hổ gồm:

+ Các thành tạo đá móng trước Kainozoi

Tầng móng được thành tạo bởi đá magma kết tinh chủ yếu là các đá magma axit gồm các thể xâm nhập granioit, đa số là granit biotit, granit 2 mica, granitdiorit Bề mặt phân hóa không đều, không liên tục Bề dày lớp phong hóa có thể lên tới 160m Độ rỗng và độ nứt nẻ phân bố không đều và phức tạp lớp đá móng bị phong hóa và đới nứt nẻ là nơi chứa dầu khí, cung cấp sản lượng dầu thô quan trọng của mỏ

+ Các thành tạo trầm tích Kainozoi

Các thành tạo Kainozoi phủ trên đá móng không đồng nhất là trầm tích có tuổi từ paleogen đến Đệ Tứ

- Trầm tích Paleogen:

Oligoxen dưới Gồm sét bột và cát kết xen lớp, có các vỉa mỏng sỏi kết, than và đá núi lửa có thành phần bazow Có bề dày lớn nhất là 750m ở cánh cấu tạo và không có ở đỉnh vòm trung tâm và phần vòm bắc Tướng sông hồ đầm lầy

Oligoxen trên Acgilit xám đen, xám nâu xen ít sét vôi màu xám sáng, phần dưới xen ít lớp bột kết Gắn kết chắc, phân lớp mỏng, xen một ít lớp bazan Phụ Điệp Trà Tân dưới: dày từ 50 đến 1000m chủ yếu là sét kết có màu đen chứa nhiều vật chất hữu cơ (1-10%), đây là tầng sinh dầu cũng như tầng chắn của mỏ

- Trầm tích Neogen:

Mioxen dưới Trên cùng là tập sét (bột xanh xám, xám sáng (tương đương tập Rotalit) chuyển xuống là sét bột cát xen kẽ, gắn kết không đều, đôi chỗ có lẫn sạn sỏi Trong trầm tích điệp Bạch

Hổ rất giàu bào tử Magnastriatites howardi và phấn Shorae, bề dày của điệp 600-700m

Mioxen giữa Cát kết ackoz xen bột kết màu xám vàng, xám sáng gắn kết yếu, đôi chỗ có các lớp than màu mỏng hoặc thấu kính cacbonat hay cacbonat sét Bề dày từ 850-900m, trầm tích biển nông ven biển, không gặp dầu khí

Mioxen trên Thạch anh lẫn sạn sỏi xen bột sét xám vàng bẩn, đôi chỗ xám sáng Gắn kết yếu, thường gặp các lớp mỏng hoặc thấu kính than Có bề dày từ 600-650m, không chứa dầu

- Các trầm tích Plioxen – Đệ tứ

Phủ bất chỉnh hợp trên trầm tích Mioxen Thành phần thạch học chủ yếu là cát thô, sỏi xen kẽ các lớp mỏng bột nhiều Foraminifera, môi trường biển nông, dày từ 650-700, , không chứa dầu

3 Gi i thi u ph ới thiệu khái quát chung về mỏ Bạch hổ ệu khái quát chung về mỏ Bạch hổ ương pháp Cân bằng vật chất (PP CBVC) ng pháp Cân b ng v t ch t (PP CBVC) ằng vật chất (PP CBVC) ật chất (PP CBVC) ất (PP CBVC)

Mặc dù hiện nay trong công nghệ vỉa, phương pháp CBVC cổ điển phần lớn đã được thay thế bằng mô hình số, đó là những phần mền đa chiều, đa pha, mô tả trạng thái động, nhưng vẫn cần

nghiên cứu nó vì cho ta hiểu thấu đáo hơn về tính chất của vỉa dầu khí trong quá trình khai thác; nhất là đối với các kỹ sư vỉa quan tâm đến vấn đề lập trình hoặc sử dụng phần mền sẵn có

Phương trình cân bằng vật chất tổng quát đề cập trong bài này gọi là phương trình Schilthuis, công bố vào năm 1935 Từ lâu, phương trình Schilthuis đã được các nhà địa chất xem như là một công cụ cơ bản để tính trữ lượng và dự đoán trạng thái vỉa

Phương pháp cân bằng vật chất được áp dụng khi mỏ hoặc vỉa đã được khai thác một thời gian,

đã có đủ số liệu về áp suất và khai thác để xác định chắc chắn lượng hidrocacbon ban đầu Đây là phương pháp động được dùng để tính toán trữ lượng dầu khí trong các điều kiện địa chất phức tạp và đa dạng nhất

4 N i dung ph ội dung phương pháp và bản chất của nó ương pháp Cân bằng vật chất (PP CBVC) ng pháp và b n ch t c a nó ản chất của nó ất (PP CBVC) ủa đề tài

4.1 N i dung ph ội dung phương pháp: ương pháp: ng pháp:

Phương pháp cân bằng vật chất được xây dựng dựa trên cơ sở định luật bảo tồn vật chất; điều đó đảm bảo cho phương pháp có một quan điểm khoa học vững chắc

Phát biểu như sau: “lượng Hidrocacbon có trong than khoáng ban đầu trước khi khai thác thì bằng lượng Hidrocacbon đã được khai thác cộng với lượng Hidrocacbon còn lại trong thân khoáng tính đến một ngày nào đó”

Khi khai thác vỉa một lượng chất lưu được lấy đi, trạng thái cân bằng ban đầu bị phá vỡ, một trạng thái cân bằng mới được thành lập biểu hiện bằng sự thay đổi áp suất vỉa

Sự thay đổi áp suất vỉa tạo ra các quá trình biến đổi sau:

1 Giản nở của dầu

2 Giản nở của khí hòa tan tách ra từ dầu

3 Giản nở của mũ khí

4 Giản nở của đất đá và nước liên kết

5 Xâm nhập của nước đáy

Các quá trình giản nở (1,2,3) được gọi chung là sự giản nở của chất lưu

Do đó phương trình cân bằng vật chất được dùng để xác định mối tương quan giữa lượng vật chất thu hồi và lượng vật chất bị biến đổi trong mỏ tại một thời điểm nào đó

Lượng Hidrocacbon

tại chổ ban đầu

Lượng Hidrocacbon còn lại trong vỉa

Lượng Hidrocacbon

đã khai thác

4.2 B n ch t c a ph ản chất của phương pháp: ất mỏ Bạch hổ ủa phương pháp: ương pháp: ng pháp:

5 Cách xây d ng ph ựng phương trình tổng quát để tính trữ lượng ương pháp Cân bằng vật chất (PP CBVC) ng trình t ng quát đ tính tr l ổ ể tính trữ lượng ữ lượng ượng ng

Các thông số PVT chính

Nghiên cứu PVT nhằm xác định các thông số PVT của hệ HC có mặt trong vỉa và xây dựng đồ

thị pha của chúng Cùng với thành phần của hệ HC, mối tương quan giữa áp suất – thể tích và

nhiệt độ của chúng được nghiên cứu trước khi bắt đầu khai thác để giải quyết các vấn đề thực tế

Sự thay đổi cúa dầu + Sự thay đổi cúa khí + Sự thay đổi cúa nước =(-) Sự thay đổi cúa đá

SƠ ĐỒ TRẠNG THÁI VỈA

của công nghệ vỉa: tính trữ lượng dầu khí tại vị, chế độ áp suất vỉa theo mặt cắt, lựa chọn phương

án thu hồi nhằm thiết kế hợp lý các công trình ngoài mặt

Sau đây là một số thông số PVT chính:

- Hệ số thể tích dầu B o

Ta hiểu B o là tỷ số giữa thể tích dầu ở điều kiện vỉa có ngậm khí VR và thể tích dầu đó khi khai thác lên mặt đất ở điều kiện tiêu chuẩn VSC

B o =

SC

R

V

V

- Độ ngậm khí của dầu R so

Còn được gọi với thuật ngữ khác như: độ hòa tan khí trong dầu

Là lượng khí ( ở điều kiện tiêu chuẩn SCF) hòa tan trong dầu vỉa được khai thác cùng với

mỗi 1 thùng dầu ở bể chứa (STB) R so có đơn vị là

STB SCF

- Hệ số thể tích của khí B g

Là thể tích mà 1 thùng khí ở điều kiện mặt đất chiếm ở điều kiện vỉa dưới dạng khí tự do

Bg có đơn vị là

SCF

cuft

Nó cho biết 1m3 khí ở điều kiện chuẩn sẽ chiếm 1 thể tích là bao nhiêu ở điều kiện vỉa ( áp suất và nhiệt độ đều cao)

Ngược lại, Bg cũng biểu thị lượng khí cần thiết (tính bằng m3) ở điều kiện vỉa để tạo được 1m3 khi đó ở điều kiện tiêu chuẩn Bg cũng có đơn vị đo là m3/ m3

CÁC THÔNG SỐ CƠ BẢN TRONG PHƯƠNG TRÌNH CÂN BẰNG VẬT CHẤT

Để xây dựng phương trình tổng quát của Schilthuis thì chúng ta dựa vào nội dung

và bản chất của phương pháp, bởi vậy ta có:

TỔNG LƯỢNG THU HỒI = TỔNG CÁC SỰ THAY ĐỔI THỂ TÍCH CHẤT LƯU

A LƯỢNG THU HỒI

a Thể tích dầu lấy ra từ vỉa (điều kiện vỉa)

b Thể tích khí tự do lấy ra khỏi vỉa

B SỰ THAY ĐỔI THỂ TÍCH CHẤT LƯU

a Sự giãn nở của dầu

b Sự giãn nỡ của khí hòa tan

Ban đầu, dầu đã có khí hòa tan Khi giảm áp, khí hòa tan sẽ được giải phóng ra khỏi dầu Tổng lượng khí hòa tan trong dầu ở thời điểm chưa giảm áp là NRsoi (SCF) Tổng lượng khí hòa tan trong dầu còn lại là NRso (STB)

Như vậy, lượng khí được giải phóng khi thay đổi áp suất là:

c Sự giãn nở của mũ khí

Thể tích khí tự

do

Tổng thể tích khai thác

Thể tích khí hòa tan

-= Np Rp Bg – Np Rsoi Bg

=

Sự giãn nỡ của

dầu

Thể tích dầu khi giảm áp

Thể tích dầu ban đầu

-= NBo - NBoi

= N(Bo – Boi)

NRsoiBg – NRsBg = NBg(Rsoi – Rso)

(2)

(3)

(4)

=GBg – Gbgi

=G(Bg – Bgi)

=mNBoi Bgi (Bg – Bgi) (với m=

NBoi

GBgi

nên G= mNBoi Bgi

=mNBoi( Bgi Bg - 1 )

d Sự giãn nở của đất đá và nước liên kết

Giãn nở cúa nước liên kết = Cw.Swi.Vf.p

Giãn nở của đất đá = Cf.Vf.p

Vậy thể tích giãn nở của đất đá và nước liên kết là:

=(Cw.Swi.Vf.p)+(Cf.Vf.p)

=Vf p(CwSwi + Cf) với Vf= (1+m)

Swi

NBoi

 1

=(1+m)

Swi

NBoi



1 p(CwSwi + Cf)

e Thể tích nước đáy xâm nhập vào vỉa

=WeBw – WpBw

=Bw(We – Wp)

Đã nói ở trên

Nên từ (1), (2), (3), (4), (5), (6) và (7) ta nhận được:

NpBo + =

Thể tích nước

đáy xâm nhập

Tổng lượng nước xâm nhập

Tổng lượng nước khai thác

-TỔNG LƯỢNG THU HỒI = -TỔNG CÁC SỰ THAY ĐỔI THỂ TÍCH CHẤT LƯU

(6)

(7)

Sự giãn nỡ của

dầu

Thể tích dầu khi giảm áp

Thể tích dầu ban đầu

-(5)

= N(Bo – Boi) + NBg(Rsoi – Rso) + mNBoi(Bgi

Bg

- 1 )+

Vậy phương trình cân bằng vật chất tổng quát là :

Np(Bo + Bg(Rp – Rso))= N(Bo – Boi) + NBg(Rsoi – Rso) + mNBoi( Bgi Bg - 1 )+

+ (1+m)

Swi

NBoi



1 p(CwSwi + Cf) + Bw(We – Wp)

Để ý nếu tách riêng các cụm số hạng, ta có :

1 Ứng dụng Phương trình Cân bằng vật chất để tính trữ lượng dầu trong móng mỏ bạch hổ

Điều kiện áp dụng:

- Thể tích không đổi: Giả thiết này được minh chứng nếu áp suất vỉa thấp hơn điểm bọt

thì độ giãn nỡ của đá và của nước nhỏ hơn so với sự giãn của khí thoát khỏi dung dịch Tuy nhiên, ở bên trên điểm bọt, phương trình cần phải thay đổi cả độ nén của đá và nước liên kết nếu không sẽ dẫn đến kết quả sai lệch

- Áp suất vỉa đồng nhất trong toàn vỉa ở bất kì thời điểm nào Điều này cần thiết để giá trị

trung bình của chất lưu Nếu khí ở áp suất khác nhau trong các khối của vỉa sẽ dẫn đến kết quả sai

- Số liệu phân tích PVT của các mẫu dầu lấy từ đáy giếng là áp dụng được Hiện tại,

phương pháp phân tích không phản ánh đúng điều kiện áp suất vỉa, sai số trường hợp này nói chung không đáng kể

- Không có ảnh hưởng của nén địa tĩnh: Điều kiện này được thỏa mãn vì các hệ tầng đã

rắn chắc

- Vỉa liên tục và đồng nhất và sự rút của chất lưu được phân bố đều đặn Mặc dù có ít vỉa

đồng nhất nhưng vẫn thu được kết quả thỏa đáng nếu lấy giá trị trung bình của bồn

- Số liệu khai thác đủ độ tin cậy: thông thường sản lượng dầu là chính xác Số liệu về khí

có thể sai Điều này xảy ra khi tỷ số khí – dầu lớn gây tắc dòng Khi sản lượng khí được

đo và bán thì số liệu đáng tin cậy hơn

Tuy nhiên, ngay cả trong trường hợp này một lượng khí cũng bị thất thoát, đốt cháy hoặc dùng tại công trường thêm vào đó, một lượng khí đáng kể hòa tan trong dầu được tách (kiểu giãn vi phân – giãn hở)ở điều kiện nhiệt áp khác hơn điều kiện tiêu chuẩn, do đó việc hiệu chỉnh điều kiện bình tách có tầm quan trọng để xác định lượng khí khai thác tích lũy Np (Rp –Rso) nhất là thời gian đầu của quá trình khai thác khi lượng khí hòa tan chiếm tỷ phần đáng kể trong khí khai thác

Biện luận đối với thân dầu mỏ Bạch hổ:

 Thân dầu móng là thân dầu không có mũ khí è m=0 (với P> Pb )

 Phương pháp này chiếm ưu thế trong từng thời kì

Từ phương trình cân bằng vật chất tổng quát:

Thân dầu là thân dầu không có mũ khí với áp suất vỉa trung bình trong móng cao hơn áp suất bão hòa của hệ hydrocacbon Tỷ số khí – dầu vẫn ở khoảng giá trị thể hiện độ ngậm khí cúa dầu, dó

đó ta có:

m=0

Rp ≈ Rso ≈ Rsoi Phương trình trên trở thành

Đây chính là phương trình cân bằng vật chất móng mỏ Bạch hổ.

Theo định nghĩa của hệ số nén:

Như các chất lỏng khác dầu cũng có tính đàn hồi và được biểu hiện bằng hệ số nén ( hệ số đàn hồi thể tích )

Trong đó: Voi – thể tích ban đầu của dầu

Vo – thể tích dầu tại áp suất đang xét

p- chênh lệch áp suất

Đơn vị của Co là Pa-1

Hệ số nén của dầu là sự gia tăng tương đối của thể tích khi giảm một đơn vị áp suất, thường thì giá trị độ nén của dầu dao động từ (1-5) 10-3 M Pa-1 Độ nén của dầu cùng với độ nén của nước

và các đá colecto chỉ xuất hiện khi giảm áp trong quá trình khai thác

Nếu lấy Voi= 1STB dầu, công thức từ định nghĩa có thể viết lại

(8a)

Từ công thức (8a) và (8b), suy ra



Sắp xếp lại ta được:

(8b)

Đặt Ce=

BIỆN LUẬN CÔNG THỨC TÍNH TRỮ LƯỢNG ĐỐI VỚI MÓNG MỎ BẠCH HỔ

 Áp suất vỉa trong móng luôn được duy trì P > Pb

(Bti là hệ số thể tích dầu 2 pha ban đầu, Bt là hệ số thể tích dầu 2 pha ở áp suất đang xét)

Nhập số liệu

Quá trình khai thác có thể chia làm 2 giai đoạn:

1 Khi chưa bơm ép nước

 Trong những năm đầu ta khai thác dầu dưới chế độ phun và thu được dầu lẫn nước Do

đó, có thể coi We và Wp bằng 0, (We –Wp=0)

2 Sau khi bơm ép nước

 Sau một thời gian khai thác, áp suất đáy giếng giảm xuống gần áp suất bão hòa Để duy trì dòng chảy một pha ( pha lỏng) ta cần phải bơm ép nước để duy trì áp suất vỉa

 Khi đó phương trình trên lại phù hợp vì We-Wp #0

Kết quả tính toán

Kết luận

Hai kết quả này ít chênh lệch nhau vì thể tích nước đáy xâm nhập vào vỉa (We-Wp)Bw là không đáng kể

Kết quả cho thấy N tính ra khác nhau, mà thực tế là N là trữ lượng dầu tại vị ban đầu là một lượng không đổi mà tại sao chúng ta tính lại bị sai, không lẽ phương pháp cân bằng vật chất áp dụng cho đá móng bạch hổ bị sai, câu trả lời là đúng là phương pháp này tính

ra lượng dầu này sai thật è như vậy mục đích thứ 2 của đề tài là xem xét khả năng ứng dụng phương pháp CBVC vào việc tính toán trữ lượng có khả thi hay không? Chúng ta

hãy nhìn trên hình này chúng ta thấy được giá trị trữ lượng dầu tại vị ban đầu tính được bằng Phương pháp CBVC cho thấy sự thay đổi của nó theo các giai đoạn khai thác Như vậy chúng ta cần phải cập nhật về trạng thái vỉa thường xuyên để có thêm nhiều thông số hơn thì việc tính trữ lượng dầu sẽ chính xác hơn, độ tin cậy cao hơn, trên đồ thị thì giá trị trữ lượng dầu ban đầu trong vỉa sẽ được lấy giá trị trung bình qua các giai đoạn khai thác Tóm lại, phương pháp cân bằng vật chất là phương pháp chiếm ưu thế trong từng thời kì Thân dầu trong đá móng nứt nẻ - hang hốc là một đối tượng khai thác chủ yếu của mỏ Bạch hổ và cho đến thời điểm hiện nay vẫn là một thân dầu lớn nhất trên thềm lục địa nước ta Thân dầu có dạng khối với chiều dày hơn 1500m, khép kín, không có mũ khí, với áp suất trung bình trong móng cao hơn áp suất bão hòa và nước đáy xâm nhập vào vỉa không đáng kể

Hầu hết các phương pháp tác động hóa lý như bơm ép khí ở chế độ hòa trộn ( khí hydrocacbon, CO2, N2), bơm ép dung dịch kiềm, chất hoạt tính bề mặt, dung dịch vi sinh, bơm hơi nóng, gây cháy trong vỉa đều không phù hợp với thân dầu móng mỏ Bạch

hổ Nhìn chung, các phương pháp này đòi hỏi chi phí về hóa phẩm khá cao

Chính vì thế, việc bơm ép nước là vấn đề tất yếu nhằm duy trì áp suất vỉa Ngoài ra, bơm

ép nước là một trong các giải pháp hiệu quả nhất để nâng cao hệ số thu hồi dầu đối với thân móng, nâng cao hệ số thu hồi dầu là vấn đề có ý nghĩa lớn và luôn đặt ra đối với việc khai thác các mỏ dầu khí, đặc biệt là đối với mỏ lớn như mỏ Bạch hổ Với đặc điểm địa chất như vậy, bơm ép nước là giải pháp quan trọng hàng đầu và có triên vọng về kĩ thuật- công nghệ cũng như kinh tế để tăng thu hồi dầu cho móng mỏ Bạch hổ