Có nhiều phương pháp để xác định chiều cao cột dầu. Tuy nhiên trong luận án này NCS chỉ đề cập đến phương pháp áp suất dư. Áp suất thành hệ được thu thập và trình trong luận án này được đo bằng hệ thiết bị RCI/MDT của Baker Hughes và Schlumberger. Áp suất này được đo đạc trong thân trần ngay khi vừa khoan xong và rửa giếng. Một thiết bị đầu dò được áp sát vào thành hệ xuyên qua lớp vỏ mùn khoan (Hình 3.22). Một thể tích nhỏ chất lưu được rút ra khỏi thành hệ bằng một chênh áp (∆P). Áp suất sau đó phục hồi khi chất lưu từ thành hệ chảy vào trong thiết bị đo (buildup). Với thể tích chất lưu lấy từ thành hệ thường rất nhỏ (khoảng vài cc) nên sự cân bằng của áp suất đạt lại mau chóng trong vòng thời gian ngắn khoảng vài phút. Các giá trị đo áp suất thành hệ được coi là hợp lệ khi có sự phục hồi áp suất ổn định ở giai đoạn cuối trước khi kết thúc đo đạc và sự sai khác áp suất theo
thời gian là nhỏ hơn 0.01psi. Áp suất của cột dung dịch khoan được tiến hành đo được trước và sau khi rút đầu dò khỏi thành hệ được ghi nhận nhằm điều chỉnh dụng cụ thiết bị đo và để kiểm chứng thiết bị. Kết quả nhận được sau mỗi điểm đo sẽ bao gồm cả áp suất thủy tĩnh của cột dung dịch khoan. Với một điểm đo áp suất thì các thông tin của thành hệ nhận được bao gồm: áp suất thành hệ, độ linh động của chất lưu (độ thấm thành hệ/độ nhớt của chất lưu) được tính toán bằng sự kết hợp giữa chênh áp - phục hồi áp suất, và lưu lượng lớn nhất.
Hình 3.22 Sơ đồ thiết bị đo áp suất thành hệ
Nguồn: Baker Hughes
Phương pháp phổ biến nhất thường được sử dụng để minh giải ranh giới chất lưu là sử dụng biểu đồ quan hệ áp suất-độ sâu tuyệt đối. Nếu áp suất thành hệ đo là lớn, đồ thị sẽ không có đủ độ phân giải cần thiết để nhận biết ranh giới chất lưu một cách rõ ràng. Hình vẽ 3.23 cho thấy dù chất lượng tài liệu đo áp suất thành hệ là rất tốt, tuy nhiên thì ranh giới chất lưu là rất khó xác định, ranh giới dầu nước trong trường hợp này có sự khác biệt về mật độ là rất nhỏ, chiều cao cột dầu không lớn do vậy đường xu thế giữa áp suất và độ sâu là gần như song song. Do đó chỉ có một cách làm tăng sự khác biệt về mật độ đó là giãn tỷ lệ của áp suất và độ sâu. Tăng góc nghiêng tạo bởi giữa đường nước và đường dầu nhưng ranh giới dầu nước cũng sẽ rất khó nhận ra. Ngoài ra, phương thức giãn tỷ lệ sẽ làm tăng kích cỡ của hình vẽ dẫn đến biểu đồ áp suất và độ sâu trở lên cồng kềnh.
Power Module Pump and Analyzer Module Tank Modules 4 x 4 tanks Termination Module
Draw Down Pump
Quartz Pressure Gauge
Sealing Element Sampling Tanks Exit to Wellbore
Fluid Analyzer Sample Pressure Gauge
Hình 3.23 Áp suất thành hệ và độ sâu
* Áp suất dư và phương pháp xây dựng biểu đồ áp suất dư
Áp suất dư được tính toán từ việc mặc định giá trị mật độ chất lưu, chiều sâu điểm đo áp suất thành hệ. Áp suất dư là sự khác biệt giữa áp suất đo đạc với áp suất tính bằng tỷ trọng của chất lưu tính từ điểm chuẩn tới điểm đo đạc. Công thức định tính của mỗi quan hệ này được trình bày như sau (Hubbert, 1956):
Áp suất dư = 0.4335ρz + Pm (ft, g/cm3, psi) (3.79)
Trong đó,
Pm là áp suất đo được tại độ sâu tương đối z tương ứng tính từ điểm mốc.
2900 2950 3000 3050 3100 3150 3200 3250 3300 3350 3400 4000 4100 4200 4300 4400 4500 4600 4700 4800 Đ ộ s â u (m tv d s s ) Áp suất (psia) TGT - Áp suất Oligoxen C H1.1 TGT-2X TGT-3X TGT-4X TGT-5X TGT-6X TGT-7X
ρ là mật độ chất lưu tại điều kiện vỉa chứa và g là gradient áp suất của dung
dịch với tỷ trọng là 1g/cm3
.
Áp suất dư có thể được tính tại bất kỳ điểm mốc nào. Độ lớn của áp suất dư không có ý nghĩa khi so sánh nếu nó được tính ở các điểm mốc khác nhau và mật độ chất lưu khác nhau. Áp suất dư sẽ dễ minh giải nhất khi chọn được giá trị mật độ chất lưu chiếm ưu thế trong vỉa dựa trên phân tích PVT.
Các đồ thị áp suất dư được xây dựng bởi giá trị mật độ xác định và giá trị áp suất dư tại tương ứng các điểm độ sâu. Áp suất dư tại các vỉa nước là bằng nhau tương ứng với các độ sâu khác nhau. Hình 3.24
Hình 3.24 Chuyển đổi đồ thị áp suất thường sang áp suất dư
Vỉa chứa nước được chọn làm vỉa chuẩn là vỉa cát sạch, có độ bão hòa nước 100% là vỉa có đường nước chuẩn đi qua với mật độ nước mặc định là khoảng 1g/cm3 tùy vào nồng độ khoáng hóa nước vỉa. Giá trị mật độ chất lưu rất quan trọng để xác định ranh giới chất lưu, hình 3.25 thể hiện ranh giới với mật độ chất lưu của
dầu là 0.89g/cm3 do đó ranh giới nước tự do được xác định sẽ có kết quả với độ tin
cậy không cao. Hình 3-26 thể hiện giới nước tự do được xác định với mật độ dầu
0.71 g/cm3. Áp suất thành hệ Độ sâ u tuy ệt đối (( m) Độ sâ u tuy ệt đối (( m) Áp suất dư Áp suất đo điểm Áp suất dư Đường nước
Hình 3.25 Áp suất dư & Độ sâu tuyệt đối (giả sử ρ=0.89 g/cm3)
Hình 3.26 Áp suất dư & Độ sâu tuyệt đối (giả sử ρ=0.71 g/cm3)
* Minh giải áp suất dư:
Mật độ chất lưu, ranh giới chất lưu và ranh giới áp suất có thể được minh giải từ biểu đố áp suất dư. Mật độ chất lưu được đánh giá, ước lượng bởi góc xoay của đường thẳng biểu diễn áp suất dư. Việc lựa chọn giá trị mật độ chất lưu là một
3002.0 2980 2990 3000 3010 3020 3030 3040 3050 3060 3070 3080 3090 3100 3110 3120 3130 3140 3150 4435 4440 4445 4450 4455 De pth (m tv dss)
Excess Pressure (psia) & Scaled GR
TGT-5X - Oligocene C Excess Pressure
TGT-5X C_010 (Top C Reservoir) C_020 C_030 C_040 C_045 C_050 C_060 C_070 C_080 GR_mod_C DST#1 (2985-3016) 4398 bopd & 0 bwpd TGT-5X Áp suất dư tầng Oligocene C
Áp suất dư (psia) & GR
Độ sâu tuy ệt đối (mTV Dss ) 3018.1 2980 2990 3000 3010 3020 3030 3040 3050 3060 3070 3080 3090 3100 3110 3120 3130 3140 3150 4435 4440 4445 4450 4455 De p th (m tv d ss )
Excess Pressure (psia) & Scaled GR
TGT-5X - Oligocene C Excess Pressure
TGT-5X C_010 (Top C Reservoir) C_020 C_030 C_040 C_045 C_050 C_060 C_070 C_080 GR_mod_C DST#1 (2985-3016) 4398 bopd & 0 bwpd TGT-5X Áp suất dư tầng Oligocene C
Áp suất dư (psia) & GR
Độ sâu tuy ệt đ ối (mTV Dss )
chu trình vòng lặp để lựa chọn giá trị hợp lý nhất. Vì vậy, các ranh giới áp suất và sự biến đổi của đường thẳng áp suất dư có thể được phát hiện trong quá trình ước lượng giá trị mật độ chất lưu.
Sự thay đổi góc dốc của đường thẳng trên biểu đồ thể hiện sự thay đổi của mật độ chất lưu. Sự thay đổi này diễn ra tại các ranh giới chất lưu và ranh giới chắn của vỉa chứa. Biểu đồ áp suất-độ sâu (truyền thống), khi tăng tỷ lệ trục áp suất sẽ ảnh hưởng tới góc dốc của đường biểu diễn đại diện cho tất cả các loại chất lưu. Tuy nhiên, kể cả khi thay đổi tỷ lệ của trục áp suất, những biến đổi nhỏ của góc dốc vẫn không thể được nhận ra bằng phương pháp biểu đồ áp suất-độ sâu truyền thống.
Biểu đồ áp suất - độ sâu truyền thống rất khó để phân biệt mực nước tự do (free water level - nơi áp suất mao dẫn bằng không) và ranh giới dầu-nước (độ sâu có dầu lưu động thấp nhất). Tuy nhiên, các ranh giới trên đều có thể được nhận diện nhờ sử dụng biểu đồ áp suất dư. Điểm giao giữa đường biểu diễn của nước và dầu chính là mực nước tự do (FWL), bởi vì tại độ sâu này, áp suất của dầu và nước là bằng nhau. Ranh giới dầu nước nằm trùng với độ sâu mực nước tự do hoặc khác độ sâu. Sự khác nhau giữa ranh giới dầu nước và mực nước tự do là do điều kiện dính ướt của vỉa chứa và tính chất của đất đá. Lịch sử bão hòa có thể được đánh giá bằng cách so sánh ranh giới dầu nước từ đường cong ĐVLGK độ rỗng - điện trở với ranh giới đo từ các tài liệu áp suất. Nếu các đường cong ĐVLGK thể hiện ranh giới nằm sâu hơn ranh giới được xác định từ tài liệu áp suất thì rất có thể ranh giới đã dịch chuyển lên khi so sánh với thời kỳ nạp bẫy.
Các đường biểu diễn cột dầu nằm chồng lên nhau thể hiện các thân dầu xếp chồng lên nhau và giữa các cột dầu được ngăn cách và chắn không có sự liên thông thẳng đứng.
* Kiểm soát đánh giá chất lượng tài liệu đo áp suất thành hệ
Áp suất thành hệ đo đạc được kiểm soát chặt chẽ và xem xét kỹ lưỡng trên biểu đồ phục hồi áp suất với độ sai biệt áp suất là nhỏ nhất khoảng. Chất lượng tài liệu phục vụ cho công tác minh giải áp suất dư cần phải đảm bảo là tốt đến rất tốt.
Các vấn đề trong đo đạc áp suất như quá áp (supercharge), parker không kín, thành hệ bị chặt xít, hay sai số do độ sâu có thể tạo ra những dữ liệu kém chất lượng. Trong trường hợp, tài liệu kém không thể hiệu chỉnh được hoặc nghi ngờ sẽ loại bỏ khỏi bộ dữ liệu hoặc xem lại toàn bộ biểu đồ áp suất trong quá trình phục hồi áp suất. Các tài liệu đo áp suất điểm này có thể dùng so sánh với áp suất phục hồi trong giai đoạn thử vỉa.
* Sai số áp suất do đo đạc
Việc phát hiện ra sai số trong việc đo đạc áp suất thành hệ là rất quan trọng. Các nguyên nhân ảnh hưởng đến giá trị áp suất phục hồi phải được phát hiện và loại bỏ trước khi minh giải định lượng.
Áp suất phục hồi (buildup) trong các lần đo tốt sẽ có biểu hiện biến đổi chậm
rãi ở giai đoạn cuối với tỷ lệ áp suất tăng giảm theo thời gian (hình 3.27). Áp suất
đo thường ổn định vào giai đoạn cuối cùng và bằng áp suất thành hệ. Các dao động ngẫu nhiên của áp suất trong giai đoạn sau của quá trình phục hồi áp suất thường rất nhỏ trong giới hạn cho phép là +/-0.02psi.
Hình 3.27 Biểu đồ đo áp suất thành hệ [1]
Áp suất có xu thế tăng từ từ tại các điểm đo có độ thấm kém. Các vỉa có độ thấm kém thường cho các giá trị đo được gọi là điểm đo chặt xít (tight test) và sẽ bị loại bỏ trong quá trình minh giải. Kết quả đo áp suất cuối cùng của các lần đo này thường không ổn định. Áp suất thành hệ tĩnh có thể được xác định nhờ ngoại suy từ tài liệu áp suất sử dụng biểu đồ Horner hoặc biểu đồ dòng chảy hướng tâm (spherical-flow plot -Dewan, 1983). Áp suất được ngoại suy của các lần đo không hoàn thiện chỉ nên được dùng một cách thận trọng.
Khi đường ống đo bị bít hoàn toàn hoặc bị che kín sẽ có sự khác biệt áp suất lớn so với áp suất vỉa chứa được ghi nhận và lần giá trị đo áp suất sẽ bị loại bỏ.
Các dị thường áp suất do thiết bị đo, áp suất tăng cao vượt áp suất thành hệ trong giai đoạn giữa của quá trình phục hồi áp suất và sau đó giảm dần theo thời gian thì cũng bị loại bỏ.
* Sai số độ sâu
Sai lệch về chiều sâu chỉ với 0.3 m có thể gây nên sai lệch 0.4psi áp suất dư đối với đới chứa nước. Do đó, sai lệch chiều sâu làm giảm chất lượng tài liệu phân tích áp suất dư. Độ sâu cần được hiệu chỉnh về chiều sâu tuyệt đối thẳng đứng (TVDss) nhằm bảo đảm các kết quả phân tích được chính xác. Nếu các mốc chiều sâu được hiệu chỉnh trong quá trình đo đạc thì áp suất trước và sau khi hiệu chỉnh chiều sâu cần phải được so sánh nhằm kiểm tra loại trừ các lỗi sai hệ thống bởi việc hiệu chỉnh trên. Kéo các dụng cụ đo bị kẹt có thể gây ra căng dây cáp, và việc đo đạc với các lần đo khác nhau có thể khiến dữ liệu bị ảnh hưởng do sai số độ sâu.
* Quá áp - Supercharging
Quá áp gây ra bởi sự rò rỉ của dung dịch khoan qua khỏi lớp vỏ mùn khoan. Các vỏ mùn được sinh ra từ dung dịch khoan và được bám dọc theo thành giếng khoan. Do đó nó ngăn dung dịch khoan có thể đi vào trong thành hệ. Nếu lớp vỏ mùn khoan có độ thấm cao hay thành hệ có độ thấm kém thì quá trình xâm nhập của mùn khoan vào thành hệ sẽ nhanh hơn so với việc nó di chuyển đi trong thành hệ nhanh hơn quá trình phân tán. Áp suất đo được cao hơn áp suất thành hệ thực tại các vị trí gần thành giếng khoan. Do đó áp suất đo được không đại diện được cho áp suất thành hệ. Áp suất thành hệ đo trong môi trường dung dịch khoan gốc nước thường bị quá áp (supercharge) bởi vì có quá trình xâm nhiễm qua lớp vỏ mùn khoan. Trong điều kiện đo đạc tốt, quá áp là quá nhỏ và có thể chấp nhận được.
Tại các vị trí có hiện tượng quá áp thì giá trị đo áp suất sẽ cao đột biến và không tin cậy. Hiện tượng quá áp có thể được phát hiện khi trong quá trình khoan có hiện tượng mất dung dịch khoan, nước chảy qua hai đới có độ thấm khác nhau:
lớp mùn khoan và thành hệ. Do đó, các lần đo bị quá áp mạnh thường sẽ không hoàn thành quá trình phục hồi áp suất.
* Sự khác nhau về áp suất giữa các giếng
Sai số của thiết bị về giá trị đo áp suất thành hệ và sai số về độ sâu đo đạc khiến cho việc minh giải áp suất dư của nhiều giếng bị giới hạn. Kể cả khi tài liệu được đo từ một bộ thiết bị và do cùng công ty dịch vụ đo. Độ chính xác tuyệt đối của đồng hồ là khoảng 0.02% trên toàn tỷ lệ (Baker Hughes 2015). Các ví dụ của sai số giữa các giếng thường ít hơn con số trên: vào khoảng 0-2 psi hình 3.28). Tác giả chưa thấy trường hợp nào sai lệch quá 3 psi giữa các giếng lân cận; việc sai lệch thường gây ra bởi sai sót trong cân chỉnh và chuẩn máy. Sai số lớn như kể trên thường gây ra do việc sử dụng thiết bị lạc hậu. Đôi khi, cũng có những khác biệt của áp suất dư tới 15 psi giữa các lần đo khi sử dụng các thiết bị đo khác nhau tại cùng một giếng hay giữa các giếng lân cận nhưng có quan hệ áp suất. Khác biệt áp suất này có thể gây ra bởi nhầm lẫn khi ghi hoặc do có sự khác biệt và ngăn cách áp suất giữa các giếng khoan. Theo kinh nghiệm tác giả, hầu hết các trường hợp đo sử dụng cùng một bộ thiết bị đo trong cùng một giếng cho các kết quả tương đồng nhau. Các sai số trên sẽ được đánh giá dựa trên sai số của đường nước cơ sở khi phân tích.
Hình 3.28 Sai số về đường nước tại đối tượng nghiên cứu
Các sai số về độ sâu tuyệt đối giữa các giếng có thể gây ra khác biệt áp suất biểu kiến giữa các giếng. Tại một số giếng, đặc biệt giếng khoan nghiêng có sự căng giãn cáp dẫn đến sai lệch độ sâu tuyệt đối, đây là nguyên nhân ảnh hưởng lớn tới sai lệch của áp suất dư.
Giữa các giếng có sai khác về áp suất dư có thể được chính xác hóa bằng cách hiệu chỉnh áp suất tuyệt đối, hay độ sâu tuyệt đối hay cả hai. Ảnh hưởng của hiệu chỉnh độ sâu khác với ảnh hưởng gây ra do hiệu chỉnh đồng hồ đo (hình 3.29). Thông thường giếng khoan thẳng đứng sẽ được lựa chọn làm giếng chuẩn vì sai số của độ sâu là nhỏ. Như vậy thì ranh giới nước tự do sẽ là một khoảng dao động.