Áp suất lan truyền một cách không đồng nhất trong suốt vỉa chứa, nó bị tác động của các bất đồng cục bộ. Hầu hết các phần của vỉa chứa không tác động đến sự thay đổi áp suất trong giếng, ngoài trừ đới sát giếng khoan-đới xung quanh giếng bị xâm hại do quá trình khoan và hoàn thiện giếng. Đới này có thể có độ thấm thấp hơn độ thấm của khối vỉa, đƣợc biết nhƣ hệ số “skin”,ps là sự tổn áp do hiệu ứng skin - sự khác nhau giữa áp suất thực trong giếng khi nó đang chảy và áp suất biểu kiến nếu giếng không bị xâm hại, (Hình 4.9).
p/t = 0 p r q = constant Pwf rw re pe = const fluid influx
Hệ số skin đƣợc tính theo công thức:
(4.24)
(4.25)
Hệ số skin nói lên đặc tính của đới thấm xung quanh thành giếng khoan, thành hệ bị xâm hại hay đƣợc cải thiện. Nếu giếng bị xâm hại (Ks < k), S có giá trị dƣơng. Giá trị S càng lớn thì đới xâm hại càng đi sâu và tầng chứa. Nếu giếng đƣợc cải thiện (Ks>k), S có giá trị âm. Giá trị tuyệt đối S càng lớn thì đới cải thiện càng đi sâu vào tầng chứa. Nếu giếng không bị xâm hại cũng không đƣợc cải thiện (Ks = k), giá trị của S = 0.
Hình 4.9. Ảnh hƣởng của hệ số skin đới sát giếng khoan [9]
Skin do xuyên qua một phần thành hệ: ảnh hƣởng của skin không chỉ do sự xâm hại của giếng khoan. Nếu một giếng có diện tích chảy vào giới hạn hoặc giếng không hoàn chỉnh thì dòng không thể chảy vào giếng trên trên toàn bộ khoảng khai thác, vì thế giếng sẽ chịu một sự sụt giảm áp suất lớn hơn so với giếng hoàn chỉnh cùng với lƣu lƣợng cho trƣớc. Ảnh hƣởng dạng hình học này tạo ra một sự tác động skin do bắn vỉa không hoàn toàn (Partial Penetration Skin).
4.6.2 Hiện tượng tích chứa giếng khoan
Trong thử vỉa, công cụ kiểm soát lƣu lƣợng chỉ là van đầu giếng và flow line. Mặc dù giếng khai thác với lƣu lƣợng không đổi trên bề mặt, nhƣng lƣu lƣợng tức thời trong giếng (nghĩa là lƣu lƣợng chảy từ vỉa vào giếng – sandface flow rate, qsf) chƣa hẳn là hằng số. Hiện tƣợng này gọi là sự tích chứa giếng khoan, gây ra bởi hai
s Δp 141.2qB μ kh S m μ qB 162,6 kh o o
cách thức phổ biến nhất là: tích luỹ do sự giãn nở chất lƣu và tích luỹ do sự thay đổi mực chất lỏng trong giếng, (Hình 4.10). Chú ý rằng hệ số tích luỹ giếng khoan do thay đổi mực chất lƣu lớn hơn rất nhiều so với do sự giãn nở chất lƣu (ngay cả đối với chất khí có độ nén lớn hơn nhiều so với chất lỏng). Sự tích luỹ giếng khoan là một vấn đề lớn đối với minh giải thử vỉa, vì nó che đậy động thái của tầng chứa cho đến khi thời gian thử đủ dài. Một cách để khắc phục vấn đề này là đo lƣu lƣợng ở đáy giếng thay vì đo trên bề mặt.
Hình 4.10. Hiện tƣợng tích chứa giếng khoan [9]
Với sự tăng thời gian, lƣu lƣợng khai thác tại bề mặt sẽ đạt giá trị hằng số, lƣu lƣợng dòng chảy từ vỉa vào giếng cũng sẽ tiến gần đến giá trị lƣu lƣợng tại bề mặt và phần chất lƣu giữ trong giếng cũng tiến đến giá trị hằng số.
Để đánh giá mức đọ ảnh hƣởng của hiệu ứng này ngƣời ta sử dụng hệ số tích chứa giếng khoan đƣợc định nghĩa là thể tích chất lƣu đƣợc khai thác có nguồn gốc tích tụ sẵn trong giếng do giảm áp một đơn vị:
𝐶 = V
ΔP (4.23)
4.7 Các phƣơng pháp thử vỉa
Có rất nhiều phƣơng pháp thử vỉa, từ đơn giản đến phức tạp. Việc chọn phƣơng pháp thử vỉa bị chi phối bởi mục đích của thử vỉa, lợi ích và các giới hạn thực tế. Sau đây là khái niệm của một vài phƣơng pháp thử vỉa đơn giản:
4.7.1 Phương pháp thử vỉa giảm áp (Drawdown Test)
Thử vỉa giảm áp thực hiện bằng cách cho mở một giếng đang đóng ở trạng thái tĩnh và ổn định, (Hình 4.11). Đối với mục đích của việc phân tích truyền thống thì lƣu lƣợng dòng đƣợc đề nghị là không đổi. Nhiều kỹ thuật phân tích truyền thống bắt nguồn từ việc sử dụng thử vỉa giảm áp, xem nó nhƣ nền tảng cho phân tích thử vỉa. Tuy nhiên, trong thực tế thử vỉa giảm áp gặp phải những khó khăn sau:
- Dòng chảy trong giếng khó duy trì ở lƣu lƣợng không đổi, thậm chí sau khi ổn định;
- Điều kiện giếng ban đầu không thể tĩnh hoặc ổn định, đặc biệt đối với giếng mới khoan hoặc có giai đoạn chảy trƣớc đó.
Hình 4.11. Thử vỉa giảm áp [7] Hình 4.12. Thử vỉa hồi áp [7]
4.7.2 Phương pháp thử vỉa hồi áp (Buildup test)
Thử vỉa hồi áp thực hiện bằng cách đóng một giếng đang chảy và đo áp suất đáy giếng, (Hình 4.12). Thuận lợi của thử vỉa phục hồi là dễ đạt đƣợc lƣu lƣợng không đổi (lƣu lƣợng bằng 0). Thử vỉa phục hồi có những bất lợi sau:
- Khó khăn để khai thác ở lƣu lƣợng không đổi trƣớc khi đóng giếng - Sản lƣợng khai thác giảm do phải đóng giếng một thời gian.
4.7.3 Phương pháp thử vỉa bơm ép (Injection test)
Về lý thuyết thử vỉa bơm ép tƣơng tự nhƣ thử vỉa giảm áp, điều khác biệt là dòng chảy vào thay vì ra khỏi giếng, (Hình 4.13).
Lƣu lƣợng bơm ép thƣờng đƣợc kiểm soát dễ dàng hơn lƣu lƣợng khai thác, tuy nhiên việc phân tích kết quả thử vỉa phức tạp do các tác động đa pha, nếu chất lƣu đƣợc bơm ép không giống với chất lƣu trong vỉa chứa ban đầu.
Hình 4.13. Thử vỉa bơm ép [7] Hình 4.14. Thử vỉa giảm ép [7]
4.7.4 Phương pháp thử vỉa giảm ép (Falloff test)
Phƣơng pháp thử vỉa giảm ép dùng trong giếng bơm ép, để đo độ suy giảm áp suất đáy giếng sau khi kết thúc bơm ép ở lƣu lƣợng không đổi, (Hình 4.14). Về lý thuyết nó tƣơng tự nhƣ thử vỉa hồi áp. Minh giải thử vỉa giảm ép sẽ khó khăn nhƣ minh giải thử vỉa bơm ép nếu chất lƣu bơm ép khác với chất lƣu thành hệ ban đầu.
4.7.5 Phương pháp thử nghiệm giao thoa giữa các giếng (Interferdence test)
Là phƣơng pháp theo dõi quá trình chuyển tiếp áp suất ở các giếng quan sát trong khi các giếng xung quanh vẫn sản xuất để mô mỏng sự liên hệ áp suất và dòng chảy trong vỉa. Phƣơng pháp này dùng để xác định ảnh hƣởng của các giếng trong vỉa nhằm tăng cƣờng thu hồi dầu.
4.7.6 Thử vỉa DST (Drillstem test)
DST đƣợc tiến hành bằng cách gắn một bộ dụng cụ thử vỉa trực tiếp trên cần khoan. Có thể coi phƣơng pháp này nhƣ là khai thác tạm thời trƣớc khi hoàn thiện giếng, thông thƣờng bao gồm các giai đoạn dòng chảy và đóng giếng đƣợc thực hiện trong thời gian ngắn, (trình bày chi tiết tại mục 4.8 dƣới đây)
4.8 Thử vỉa trong cần khoan (DST)
4.8.1 Khái quát về thử vỉa DST
Phƣơng pháp thử vỉa DST (thử vỉa trong cần khoan) đƣợc tiến hành ngay sau khi khoan, trƣớc khi hoàn thiện giếng. Thiết bị DST đƣợc thả vào giếng trƣớc hoặc sau khi chống ống. Mục đích chính của phƣơng pháp này là khơi dòng chất lƣu từ vỉa trƣớc khi áp dụng các biện pháp đối với vỉa sản phẩm.
4.8.2 Đồ thị thử vỉa DST
Đoạn GH biểu thị đóng giếng lần 2.
Đoạn IH cho biết packe bị đẩy và sự trở lại của dung dịch khoan qua vòng xuyến.
Đoạn IJ biểu thị sự suy giảm áp suất khi kéo thiết bị ra khỏi giếng
Có thể coi phƣơng pháp thử vỉa này nhƣ là khai thác tạm thời trƣớc khi hoàn thiện giếng. Dùng packe để cách ly khoảng thử khỏi dung dịch khoan, thả van của bộ thử xuống đáy giếng đầy hoặc gần đầy. Khi mở van, vỉa thông với cần, chất lƣu Hình 4.15. Đồ thị thử vỉa và thiết bị thử
vỉa DST [6]
Đƣờng AB biểu thị sự thay đổi áp suất theo chiều sâu thả dụng cụ vào lòng giếng.
Đƣờng BC thể hiện sự suy giảm áp suất ở đáy giếng khi van mở.
Đƣờng CD cho biết sự thay đổi áp suất trong giai đoạn chảy khởi động hoặc giai đoạn 1.
Tới điểm D, đóng van lại và áp suất vỉa đƣợc khôi phục. Sự khôi phục này tiến triển theo đƣờng DE.
Điểm E biểu thị tốt nhất giá trị áp suất ban đầu của vỉa.
Đoạn EF biểu thị sự suy giảm áp suất khi van lại đƣợc mở cho chảy giai đoạn 2. Dòng chảy giai đoạn này thể hiện bằng đoạn FG.
từ vỉa có cơ hội chảy vào bộ thử và cho dòng. Sau đoạn “ khởi động”. đóng van, áp suất giếng đƣợc khôi phục tới áp suất vỉa, lại mở van lần nữa, thu đƣợc dòng lần 2. Đồ thị thử vỉa mẫu đƣợc trình bày trên hình 4.15 và thiết bị thử vỉa DST hoạt động trong giai đoạn 2.
Các giai đoạn của thử vỉa DST (Hình 4.16):
1. Giai đoạn giảm áp ban đầu (Initial Flow) và hồi áp ban đầu (Initial Buidup): Đây là giai đoạn cung cấp những thông tin quan trọng nhất để xác định áp suất và nhiệt độ ban đầu, khôi phục lại trạng thái cân bằng trƣớc khi bắt đầu thử nghiệm chính.
2. Giai đoạn làm sạch dòng (Clean up): khi giếng mới đƣợc hoàn thiện, trƣớc khi tiến hành thử vỉa cần làm sạch giếng. Đặc trƣng của giai đoạn này là gia tăng dần khả năng hiện diện của chất lƣu của vỉa. Mục đích là loại bỏ các mảnh vụn trong quá trình khoan, gọi dòng và xác định các đặc tính cơ bản của chất lỏng phƣơng hƣớng cho giai đoạn sau.
Hình 4.16. Các giai đoạn thử vỉa DST [1]
3. Giai đoạn giảm áp chính (Main Flow) và giai đoạn hồi áp chính (Main Buildup): Giai đoạn theo giõi sự biến của áp suất, sự ảnh hƣởng của hiện tƣợng tích
chứa giếng khoan, hệ số skin. Xác định chỉ số sản phẩm PI và phân tích áp suất để tính toán các thông số vỉa.
4. Giai đoạn lấy mẫu đáy giếng (BHS – Bottom Hole Sample) : Đây là giai đoạn lấy mẫu đáy giếng, đo PLT (Production Logging Tool) khảo sát đới chất lƣu, đo xác định các khoảng cho dòng của vỉa.
5. Giai đoạn dòng đa lƣu lƣợng (Multi Flow): Tính toán mối liên hệ giữa lƣu lƣợng dòng chảy tới skin, bề mặt khai thác, kiểm tra mô hình thủy lực của giếng.
4.9 Các phƣơng pháp minh giải tài liệu thử vỉa
4.9.1 Phương pháp truyền thống
Trong phân tích thử vỉa, hai phƣơng pháp đƣợc sử dụng phổ biến nhất là phƣơng pháp thử vỉa hồi áp và phƣơng pháp thử vỉa giảm áp. Trong đó, áp suất giếng đƣợc ghi nhận nhƣ là một hàm của thời gian. Các giá trị ghi nhận quan hệ áp suất - thời gian đƣợc đƣa lên giấy semilog tạo thành đồ thị Horner, với trục x là trục thời gian theo thang độ log và trục y là trục áp suất theo thang độ Đề các.
Nếu giả định: giếng đặt trong tầng chứa đồng chất, đẳng hƣớng và vô hạn; các thuộc tính của chất lƣu và thành hệ chứa chúng đồng nhất; thành hệ chứa chất lƣu một pha, có độ nén thấp; xung quanh giếng không có sự xâm hại hay cải thiện, và không có hiện tƣợng tích luỹ giếng khoan. Khi đó ta có phƣơng pháp phân tích thử vỉa lý tƣởng và đồ thị Horner thu đƣợc là một đƣờng thẳng, (Hình 4.17).
Hình 4.17. Phân tích thử vỉa lý tƣởng và đồ thị Horner [7]
Nhƣng trong thực tế đồ thị Horner không là một đƣờng thẳng nhƣ mong muốn mà là một đƣờng cong có hình dạng phức tạp, (Hình 4.18).
Dựa vào khái niệm bán kính ảnh hƣởng, đƣờng cong này có thể đƣợc chia thành ba vùng riêng biệt:
(1) Vùng thời gian sớm (Early Time Region – ETR): là khoảng thời gian mà áp suất tức thời di chuyển qua thành hệ gần giếng khoan nhất. Do chịu ảnh hƣởng của hệ số skin (giếng bị xâm hại hay cải thiện làm cho độ thấm thay đổi) và hiện tƣợng tích chứa giếng khoan nên không thể kỳ vọng đồ thị trong giai đoạn này là một đƣờng thẳng.
Hình 4.18. Phân tích thử vỉa thực và đồ thị Horner [7]
(2) Vùng thời gian giữa (Middle Time Region – MTR): là thời gian mà áp suất tức thời di chuyển xa giếng khoan để đi vào khối vỉa. Vùng này bắt đầu khi bán kính ảnh hƣởng vƣợt qua vùng “skin”, chấm dứt hiện tƣợng tích lũy giếng khoan và kết thúc khi bán kính ảnh hƣởng chạm tới ranh giới vỉa chứa, bắt gặp các bất đồng nhất lớn (faults, barriers, channels…) hay ranh giới chất lƣu. Quan sát đƣờng thẳng lý tƣởng trong vùng này cho thấy nó liên quan đến độ thấm thành hệ. Độ thấm tầng chứa, hệ số skin, áp suất vỉa trung bình… đƣợc tính từ việc xác định MTR.
(3) Vùng thời gian muộn (Late Time Region – LTR): là thời điểm bán kính ảnh hƣởng chạm tới các ranh giới, các bất đồng nhất lớn trong vỉa, giao thoa với các giếng bên cạnh hoặc gặp ranh giới chất lƣu.
Đồ thị đƣợc xây dựng giữa áp suất đáy giếng Pws và
t t Tp log sẽ tạo ra có dạng nhƣ hình 4.19. Điều này giúp ta có thể xác định đƣợc khoảng nào của đồ thị Horner phù hợp để phân tích và khoảng nào chịu ảnh hƣởng của các hiện tƣợng xung quanh giếng. Sau khi xây dựng đồ thị Horner ta có thể ngay lập tức xác định
áp suất vỉa ban đầu (Pi) và độ dốc (m). Kết hợp với các thông số của đất đá và chất lƣu đƣợc xác định qua các tài liệu địa chất, địa vật lý giếng khoan… và phân tích trong phòng thí nghiệm ta xác định thêm đƣợc độ dẫn chất lƣu (kh/µ), độ dẫn thủy (kh), độ thấm hữu hiệu (k), hệ số skin (S), hệ số sản phẩm (PI), bán kính ảnh hƣởng (re).
Hình 4.19. Dạng cơ bản của đồ thị Horner [6]
Đối tƣợng nghiên cứu là vỉa chứa dầu nên các công thức và cách tính toán đƣợc nêu dƣới đây chỉ áp dụng cho vỉa dầu.
1. Áp suất vỉa ban đầu (Pi)
Đối với những vỉa chứa có biên vô hạn, ngoại suy các điểm trên cùng một đoạn thẳng trong đồ thị Horner về giá trị
t t Tp log = 0 Độ dốc m đƣợc tính bằng công thức: Δt) Δt) ((T Δlog Δp tgα m p (4.25)
2. Độ dẫn chất lưu (kh/µ)
Độ dẫn của chất lƣu giúp đánh giá khả năng khai thác chất lƣu của vỉa chứa. Nó là một hàm của đá chứa và các tính chất của chất lƣu. Đối với một giếng dầu, giá trị độ dẫn chất lƣu đƣợc xác định theo công thức:
m B 162,6q μ kh o o o (4.26) 3. Độ dẫn thủy (kh)
Độ dẫn thủy (độ dẫn dòng) của vùng đƣợc thử có thể đƣợc tính bằng tích của độ dẫn chất lƣu với độ nhớt của chất lƣu khai thác (trong vỉa dầu). Do đó:
μ μ kh kh (4.27) 4. Độ thấm hiệu dụng (k)
Độ thấm hiệu dụng trung bình của vỉa đối với chất lƣu chảy (trong trƣờng hợp vỉa nghiên cứu là dầu) có thể xác định bằng cách lấy Độ dẫn thủy (kh) chia cho chiều dày thực (h) của vùng thử vỉa. Trong quá trình dầu chảy trong thử vỉa DST:
h kh
k (4.28)
5. Hệ số skin (S)
Hệ số skin là một thông số định lƣợng của sự hƣ hại xuất hiện xung quanh thành giếng. Nếu hệ số skin có giá trị dƣơng chỉ ra giếng bị hƣ hại, bị nhiễm bẩn (bùn xâm nhập,…), ngƣợc lại nếu là giá trị âm chỉ ra giếng đƣợc tăng cƣờng (kích thích giếng, mở rộng thành giếng,…). Hệ số skin trong thử vỉa DST đƣợc tính cho giếng dầu bởi công thức:
3,23 r φμc k log m P P 1,151 S 2 w o 0) wf(Δf ws(1hr) (4.29) 6. Tỷ hư hại (DR)
Đây là tỷ số giữa độ dẫn thủy (độ dẫn dòng) của giếng khi không có ảnh hƣởng của hệ số skin với độ dẫn thủy thực tế của giếng đo đƣợc trong quá trình thử vỉa.
DR = qt
qa (4.30)
Trong đó:
- qt : là lƣu lƣợng lý thuyết của giếng khi không có ảnh hƣởng của hệ số skin
- qa: lƣu lƣợng thực tế của giếng.
Nếu có sự hƣ hại thì giá trị DR >1. Lƣu lƣợng lý thuyết của dòng chảy ngắn không có ảnh hƣởng của hệ số skin đƣợc đƣa ra bởi cách giải quyết cho phƣơng trình dòng chảy hƣớng tâm đối với mô hình cơ bản. Với giếng dầu, nó đƣợc cho bởi phƣơng trình: 3,23 r c φμ t k log h k μ 162,6B P P q 2 w t o o o o o wf i t (4.31)
Lƣu lƣợng thực tế của giếng với ảnh hƣởng của hệ số skin, qa, có thể đƣợc tính đựa trên mối quan hệ với khả năng dẫn chất lƣu nhƣ sau:
(4.32)
Từ đó DR có thể đƣợc tính nhƣ sau:
(4.33)
Nhƣ đã trình bày ở đây, tỷ hƣ hại là tỷ số giữ lƣu lƣợng lý thuyết và lƣu lƣợng