Nhập dữ liệu áp suất và lƣu lƣợng thu đƣợc biểu đồ nhƣ hình 5.14.
Hình 5.14. Biểu đồ áp suất và lƣu lƣợng sau khi nhập dữ liệu Dữ liệu PVT chất lƣu Hệ số thể tích dầu 0,725 rb/stb Độ nhớt dầu 0,407 cP Độ nén tổng 2,18E-5
Hình 5.12. Bảng “input” dữ liệu PVT chất lƣu Bảng 5.6
Chọn giai đoạn (Extract P): lựa chọn giai đoạn phân tích, (Hình 5.15)
Hình 5.15. Chọn giai đoạn Main build up (Build up 3) để phân tích.
Mô hình (Model): phần mềm cung cấp danh sách các mô hình giếng, vỉa và biên chắn với các đƣờng cong áp suất và đạo hàm áp suất khác nhau. Quá trình minh giải cho phép chọn các mô hình có thể xảy để tiến hành “match” sao cho các đƣờng cong từ dữ liệu thật có hình dạng giống với đƣờng cong chuẩn cung cấp bởi phần mềm, (Hình 5.16).
Hình 5.16. Bảng lựa chọn các mô hình giếng, vỉa, biên
Mô hình tích chứa giếng khoan:
- Không có tích chứa giếng khoan (No Wellbore Storage)
- Tích chứa giếng khoan không đổi (Constant Wellbore Storage) - Tích chứa giếng khoan thay đổi (Changing Wellbore Storage)
Mô hình giếng:
- Giếng đứng (Vertical)
- Dòng chảy đồng nhất trong khe nứt (Fracture Uniform Flux) - Dẫn chất lƣu vô hạn trong khe nứt (Fracture Infinite Conductivity) - Dẫn chất lƣu giới hạn trong khe nứt (Fracture Finite Conductivity) - Giếng ngang (Horizonal)
- Bắn vỉa có giới hạn (Limited entry) - Giếng xiên (Slanted)
Mô hình vỉa
- Đồng nhất (Homogeneous) - Hai lớp (Two layers) - Hai Độ rỗng (Two prosity)
- Phức hợp tỏa tia (Radial Composite) - Phức hợp tuyến tính (Liner Composite)
Mô hình biên
- Vô hạn (Infinite) - Tròn (Circle) - Vuông (Rectangle) - Một đứt gãy (One fault)
- Các đứt gãy song song (Parallel faults) - Các đứt gãy giao nhau (Intersecting faults)
Cải thiện (Improve) Chức năng này giúp cải thiện quá trình “match” giữa mô hình dữ liệu thật và dữ liệu mô hình chuẩn bằng cách thay đổi các thông số của mô hình, (Hình 5.17)
Giai đoạn chọn các mô hình (Improve) và kiểm tra quá trình „match” dữ liệu của từng mô hình là quan trọng nhất trong quá trình minh giải. Việc lựa chọn mô hình còn phải kết hợp với dữ liệu địa chất vỉa và tùy thuộc vào kinh nghiệm của ngƣời phân tích.
Độ nhạy (Sensitivity): Khi một mô hình đã đƣợc thiết lập, chức năng này cho phép lập thêm nhiều biểu đồ log-log minh họa cho độ nhạy của bất cứ thông số nào nhƣ skin, C, độ thấm k…
Đồ thị Horner (Horner plot): ngoài các công cụ chính, Saphir còn có thêm một công cụ khác gọi là “Horner plot”.
Hình 5.19. Đồ thị Horner cho thấy độ dốc của đƣờng thẳng Semilog Hình 5.18. Kết quả từ Horner plot
Công cụ này chỉ sử dụng cho phân tích giai đoạn Build up mà thời gian giai đoạn dòng chảy trƣớc nó đƣợc tính bằng tỷ số của lƣu lƣợng dầu tích lũy và lƣu lƣợng dầu cuối cùng (q last). Nhƣ vậy, tính toán thông số của công cụ này dựa trên cơ sở của phƣơng pháp truyền thống. Đồ thị Horner đƣa ra bởi phần mềm với các thông số có giá trị tƣơng đồng với phƣơng pháp truyền thống, (Hình 5.18, 5.19).
5.2.2.3 Phân tích và đưa ra kết quả
1. Lựa chọn mô hình giếng
Giếng khoan Y-3X có độ nghiêng 26,42o, giá trị này không quá lớn nên có thể xem Y-3X nhƣ là một giếng đứng để dễ dàng hơn cho quá trình minh giải, (xem bảng 5.1 và hình 5.2).
Kết quả phân tích PVT cho biết áp suất bão hòa Pb = 4095 psi, trong quá trình thử vỉa (giai đoạn rửa giếng và giai đoạn giảm áp chính), áp suất đáy giếng và vùng lân cận đã giảm xuống dƣới áp suất bão hòa, cụ thể là áp suất tại điểm kết thúc giai đoạn giảm áp chính là 3109 psi, (Hình 5.20). Hiện tƣợng tách khí ra khỏi dầu ở đáy giếng khoan và vùng lân cận giếng khiến dòng chảy từ chất lƣu vào vỉa ở trạng thái 2 pha gây giãn nở chất lƣu nên hệ số tích chứa giếng khoan thay đổi. Vì vậy tác giả chọn mô hình giếng là Changing wellbore storage.
Hình 5.20. Đồ thị log-log trƣớc khi “match” cho thấy các mô hình vỉa, biên.
Nhìn vào đồ thị log-log, một vùng trũng trên đồ thị đạo hàm áp suất ở giai đoạn trung gian có thể là kết quả của hệ thống hai độ rỗng hoặc do tầng chứa đƣợc chia thành nhiều lớp, (Hình 5.20). Tuy nhiên theo tài liệu địa chất, địa chấn, tầng thử vỉa là một thân cát với môi trƣờng lắng đọng trầm tích lục địa (sông, hồ) bao gồm các lớp cát sét xen kẹp, (Hình 5.6, 5.7, 5.8) nên mô hình hai lớp là sự lựa chọn hợp lý hơn trong trƣờng hợp này.
3. Lựa chọn mô hình biên chắn.
Với hình dạng của đƣờng đạo hàm áp suất nhƣ trên, vỉa chứa có biên hay không có biên, biên khép kín hay biên có áp suất không đổi, biên một đứt gãy, hay hai đứt gãy, các đứt gãy song song hay cắt nhau. Đây là một chuỗi các câu hỏi khó vì biểu hiện của đƣờng đạo hàm áp suất ở giai đoạn muộn chƣa rõ ràng, (Hình 5.18). Loại biên suy đoán có thể là:
- Biên vô tận nếu nhƣ đƣờng đạo hàm áp suất nằm ngang, (Hình 5.21); - Biên chắn nếu đƣờng đạo hàm áp suất có xu hƣớng đi lên, (Hình 5.22); - Biên có áp suất không đổi nếu đƣờng đạo hàm áp suất đi xuống, (Hình 5.23).
Ngoài ra hai đứt gãy song song (Parallel faults) hoặc hai đứt gãy cắt nhau (Intersecting faults) cũng là những biên không thể bỏ qua khi lựa chọn mô hình và match các đƣờng cong trong quá trình minh giải. Kết quả sau khi chạy phần mềm thu đƣợc các mô hình các thông số vỉa chứa đƣợc thể hiện trong bảng 5.7.
Hình 5.22. Các đồ thị ứng với mô hình biên One fault- No flow boundary
Bảng 5.7. Các mô hình và thông số thu đƣợc sau khi chạy phần mềm
Mô hình
Well Vertical-Charging storarage
Reservoir Two layers
Boundary One fault- No low Infinite One fault-P const
Thông số C(bbl/psi) 0,0018 0,00289 0,0013 Kh(mD.ft) 215 257 205 K (mD) 2,51 3,01 2,4 Pi (psi) 5586 5589 5485 L (ft) 526 - 311 S1 S2 -4,68 -4,09 -4.4 -3.38 -4,05 -4,97
Từ kết quả của bảng 5.7, nhận xét thấy các thông số thu đƣợc từ kết quả minh giải bằng phần mềm Ecrin dựa trên các mô hình khác nhau có sự khác biệt không lớn. Tuy không có biểu hiện rõ ràng ở giai đoạn muộn (giai đoạn chịu ảnh hƣởng của biên chắn) nhƣng vẫn có thể nhận ra đƣờng đạo hàm áp suất có xu hƣớng đi xuống và kết quả các đƣờng cong của mô hình biên one fault – p constant ”match” trùng khớp nhất. Mặt khác dựa vào mặt cắt địa chấn và quĩ đạo của giếng Y-3X (Hình 3.2, 3.11), thấy rằng xung quanh giếng có nhiều đứt gãy hƣớng Đông Bắc – Tây Nam và trong quá trình thử vỉa có thu đƣợc một lƣợng nƣớc đáng kể, xem bảng 5.2, chứng tỏ có thể khu vực này có nƣớc rìa nên việc chọn biên là một đứt gãy, áp suất không đổi (one fault, constant – P) sẽ phù hợp hơn là biên chắn (No –flow) và biên vô tân (Infinite boundary).
Từ kết quả phân tích các mục 1,2,3 trên, mô hình tầng chứa đƣợc lựa chọn cho tầng thử vỉa E70 là: mô hình giếng thẳng đứng (Vertical), có hệ số tích chứa giếng khoan thay đổi (Changing Wellbore Storage), vỉa hai lớp (Two layers), biên một đứt gãy-áp suất là hằng số (One fault- P constant). Các thông số thu đƣợc có giá trị tƣơng đƣơng với kết quả minh giải bằng phƣơng pháp truyền thống.
Bảng 5.8. So sánh kết quả minh giải bằng phƣơng pháp truyền thống và tiên tiến
Thông số Ký hiệu và giá
trị
Phƣơng pháp
Truyền thống Phần mềm Ecrin
Áp suất ban đầu Pi (psi) 5522 5478
Độ dẫn thủy kh (mD.ft) 198,756 205 Độ thấm dầu k (mD) 2,33 2,4 Hệ số skin S -2,15 S1: -4,05 S2: -4,97 Hệ số tích chứa giếng khoan C (stb/psi) - 0,0013 Hệ số sản phẩm PI (stb/d/psi) 0,566 - Khoảng cách tới biên L (ft) 311 Bán kính ảnh hƣởng re(ft) 220,1 - Tổn áp skin Δ𝑝𝑠 (psia) -1465 -3325,05 Hệ số rỗng - 0,308 Hệ số thấm - 4,48E-6
Phƣơng pháp minh giải truyền thống, đồ thị Horner đƣợc sử dụng để phân tích giai đoạn phục hồi áp suất chính. Bên cạnh đó, phần mềm minh giải thử vỉa Ecrin 4.02 một lần nữa khẳng định lại kết quả trên bằng cách tạo ra một mô hình tƣơng đối phù hợp sau khi nhập vào (input) dữ liệu liên quan (Bảng 5.8). Đó là mô hình giếng đứng có tích chứa giếng khoan thay đổi giá trị của hệ số tích chứa giếng khoan C=4.98E-4. Mô hình vỉa 2 lớp với hệ số độ rỗng là = 0,308, hệ số liên
thông là =4,48E-6 và mô hình biên là đứt gãy có áp suất không đổi với khoảng cách là 311 ft. Kết quả các thông số thu đƣợc từ 2 phƣơng pháp có giá trị tƣơng đồng và phù hợp với các tài liệu địa chất, địa vậy lý giếng khoan…ngoại trừ hệ số skin. Cả hai phƣơng pháp đều cho ra kết quả hệ số S âm. Điều này đƣợc giải thích
do vỉa chứa đã đƣợc xử lý axit trong giai đoạn hồi áp ban đầu và quá trình rửa giếng đã đủ dài để làm sạch thành hệ xung quanh giếng khoan. Tuy nhiên giá trị hệ số skin minh giải từ phần mềm có giá trị nhỏ hơn đáng kể từ đồ thị Horner. Đây có thể là nguyên nhân của phƣơng pháp tiên tiến với sai số do ngƣời minh giải chƣa đủ kinh nghiệm hoặc phƣơng pháp truyền thống với dữ liệu đầu vào hạn chế nên kém độ tin cậy. Phƣơng pháp minh giải truyền thống bằng đồ thị Horner cần ít dữ liệu đầu vào đơn giản, nhanh, ngắn gọn nhƣng độ tin cậy không cao. Tuy nhiên nếu nhƣ ngƣời minh giải có kinh nghiệm nhiều năm và am hiểu về điều kiện cấu trúc địa chất, môi trƣờng thành tạo… của khu vực nghiên cứu thì kết quả hoàn toàn đáng tin cậy.
Phƣơng pháp minh giải tiên tiến có sự hỗ trợ của phần mềm Ecrin 4.02 đã khắc phục những nhƣợc điểm của phƣơng pháp đồ thị với các phép phân tích thông minh giải quyết đƣợc các bài toán mà phƣơng pháp truyền thống không tính đƣợc hoặc xấp xỉ. Tuy nhiên đây chỉ là một công cụ tính toán-minh giải và mang tính thƣơng mại trong giai đoạn hiện nay.
Tóm lại, để đánh giá đúng tầng chứa, minh giải bằng phƣơng pháp truyền thống hay tiên tiến, ngƣời minh giải không những cần có những kiến thức, kinh nghiệm nhất định mà còn phải biết kết hợp với các phƣơng pháp khác nhƣ: Địa chất, nghiên cứu mẫu lõi, địa vật lý giếng khoan…đó là những yếu tố cần thiết không thể thiếu trong minh giải thử vỉa.
KẾT LUẬN
Tầng cát E70 (Oligoxen, tập E, phụ tập E70) là một trong ba tầng chứa quan trọng của mỏ Y, lô 09-2/09, bồn trũng Cửu Long. Tầng chứa này đƣợc khảo sát bới 2 giếng khoan Y-2X và Y-3X. Công tác thử vỉa DST#2 đã tiến hành tại tầng chứa này với độ sâu thử trong khoảng từ 4105,5 mMD đến 4170,5 mMD.
Công tác thử vỉa có vai trò quan trọng và mang ý nghĩa thực tiễn cao trong quá trình tìm kiếm thăm dò dầu khí. Đây là một công cụ hữu ích mang ý nghĩa thực tiễn cao trong quá trình tìm kiếm thăm dò dầu khí, đánh giá tính chất của vỉa chứa thông qua khảo sát dòng chảy trong giếng và khả năng phục hồi áp suất vỉa. DST là phƣơng pháp thử vỉa phổ biến nhất, góp phần vào việc giải bài toán đánh giá tiềm năng của một cấu tạo để đƣa ra phƣơng hƣớng khai thác hợp lý. Quá trình minh giải tài liệu thử vỉa DST#2 giếng khoan Y-3X với tầng chứa E70 kết hợp cả hai phƣơng pháp truyền thống – đồ thị Horner và tiên tiến với sự hỗ trợ của phần mềm Ecrin 4.02. Kết quả thử vỉa tại giếng khoan Y-3X mỏ Y cho thấy vỉa chứa E70 là vỉa nhỏ với chiều dày hiệu dụng 26 m, độ thấm (k =2,33), hệ số sản phầm nhỏ ( PI =0,566), nhƣng không phải không có tiềm năng dầu khí do đoạn thử vỉa chỉ là một phần của tầng chứa. Bên cạnh đó, vỉa chứa đƣợc chia thành nhiều lớp với mức độ liên thông giữa các lớp nhỏ và độ rỗng của lớp một so với tổng độ rỗng của vỉa chứa là không đáng kể. Tuy nhiên, vì thời gian thử cho giai đoạn hồi áp chính chƣa đủ dài nên hiệu ứng của biên chƣa đƣợc biểu hiện rõ rệt. Và sự lựa chọn biên chắn là 1 đứt gãy với áp suất không đổi mới chỉ dựa trên kết quả minh giải bằng phần mềm và mang tính suy luận chủ quan của tác giả, chƣa có đủ cơ sở để kết luận.
KIẾN NGHỊ
Để giải thích giá trị các thông số thu đƣợc từ minh giải thử vỉa DST và phỏng đoán mô hình biên của vỉa cần hiểu rõ cấu trúc địa chất cập nhật của cấu tạo triển vọng hoặc mỏ trong đó hồ sơ hộ chiếu của giếng thử có vai trò đặc biệt quan trọng, thành phần khoáng vật, đặc điểm thạch học của tầng thử với kết quả phân tích mẫu lõi và địa vật lý giếng khoan, chiều dày và các tính chất rỗng-thấm của đá, đặc điểm kiến tạo của vỉa. Các tài liệu về giếng thử: cấu trúc giếng, quá trình hoàn thiện giếng ra sao, các sự cố trong khi khoan? Kết quả nghiên cứu DST của giếng lân cận.
Đồ án này chƣa sát với hiện trạng thực của đối tƣợng thử vỉa vì chƣa đủ các tài liệu chủ yếu trên. Hi vọng đƣợc nghiên cứu tiếp tục với các vấn đề cần phát triển thêm:
Thử vỉa với thời gian của giai đoạn hồi áp chính để xác định rõ loại biên chắn và khoảng cách tới biên.
Nứt vỉa thùy lực để nâng cao hệ số thu hồi
Tiến hành lấy thêm mẫu lõi và nghiên cứu thêm tài liệu Địa vật lý giếng khoan.
Tiến hành thử vỉa ở những khoảng khác của tầng chứa để đánh giá chính xác và đầy đủ tầng chứa.
TÀI LIỆU THAM KHẢO
[1] PVEP-POC (Năm 2012), Hydrocarbon Intially In Place Reserves sessment Report, Y Field, Block 09-2/09, Offshore Vietnam.
[2] PVEP-POC (2012), Well test operation and interpretation summary, Y field,
well 09-2/09-Y-3X.
[3] PVEP-POC (Năm 2012),Well Testing Service Report. DST-2-Y-3X-09-2/09. [4] PVEP-POC (Năm 2012). PVT-Y-3X Report.
[5] Phan Từ Cơ (Năm 2007), Giáo trình “Thủy động lực học”. Nhà xuất bản khoa học và kỹ thuật.
[6] Phan Từ Cơ ( Năm 2004), Giáo trình “Địa chất khai thác dầu khí”. Đại học Mỏ địa chất.
[7] Trần Văn Xuân ( Năm 2007), Bài giảng “ Đánh giá thành hệ”. Đại học Bách khoa TP Hồ Chí Minh.
[8] Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (Năm 2007), Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam, Nhà xuất bản khoa học và kĩ thuật.
PHỤ LỤC
Phụ lục 2: Bảng các giá trị để vẽ đồ thị Horner STT Thời gian ∆t(h) 𝑻𝒑 + ∆𝒕 ∆𝒕 𝑳𝒐𝒈 𝑻𝒑 + ∆𝒕 ∆𝒕 Áp suất (psi) 1 0 - - 3109.638 2 0.5 42.9520 1.6330 4493.676 3 1 21.9760 1.3419 4691.709 4 1.5 14.9840 1.1756 4798.062 5 2 11.4880 1.0602 4865.952 6 2.5 9.3904 0.9727 4913.647 7 3 7.9920 0.9027 4949.324 8 3.5 6.9931 0.8447 4977.542 9 4 6.2440 0.7955 5000.922 10 4.5 5.6613 0.7529 5020.971 11 5 5.1952 0.7156 5038.742 12 5.5 4.8138 0.6825 5054.484 13 6 4.4960 0.6528 5068.804 14 6.5 4.2271 0.6260 5081.94 15 7 3.9966 0.6017 5094.163 16 7.5 3.7968 0.5794 5105.6 17 8 3.6220 0.5589 5116.422 18 8.5 3.4678 0.5400 5126.623 19 9 3.3307 0.5225 5136.387 20 9.5 3.2080 0.5062 5145.616
21 10 3.0976 0.4910 5154.502 22 10.5 2.9977 0.4768 5163.055 23 11 2.9069 0.4634 5171.173 24 11.5 2.8240 0.4509 5178.927 25 12 2.7480 0.4390 5186.476 26 12.5 2.6781 0.4278 5193.704 27 13 2.6135 0.4172 5200.712 28 13.5 2.5538 0.4072 5207.538 29 14 2.4983 0.3976 5214.044 30 14.5 2.4466 0.3886 5220.303 31 15 2.3984 0.3799 5226.246 32 15.5 2.3533 0.3717 5232.002 33 16 2.3110 0.3638 5237.541 34 16.5 2.2713 0.3563 5242.963 35 17 2.2339 0.3491 5248.232 36 17.5 2.1986 0.3422 5253.313 37 18 2.1653 0.3355 5258.36 38 18.5 2.1338 0.3292 5263.114 39 19 2.1040 0.3230 5267.736 40 19.5 2.0757 0.3172 5272.298 41 20 2.0488 0.3115 5276.695 42 20.5 2.0232 0.3060 5281.139 43 21 1.9989 0.3008 5285.252 44 21.5 1.9756 0.2957 5289.299
45 22 1.9535 0.2908 5293.208 46 22.5 1.9323 0.2861 5297.125 47 23 1.9120 0.2815 5301.095 48 23.5 1.8926 0.2771 5304.847 49 24 1.8740 0.2728 5308.283 50 24.5 1.8562 0.2686 5311.543 51 25 1.8390 0.2646 5314.711 52 25.5 1.8226 0.2607 5317.732 53 26 1.8068 0.2569 5320.676 54 26.5 1.7915 0.2532 5323.509 55 27 1.7769 0.2497 5326.277 56 27.5 1.7628 0.2462 5328.96 57 28 1.7491 0.2428 5331.586