Độ thấm tuyệt đối dự báo dựa dựa trên hàm quan hệ rỗng thấm cho mười một loại tướng đá khác nhau đại diện cho hai môi trường trầm tích đầm hồ (Lacustrine) và đồng bằng sông ngòi (Alluvial Plain). Độ thấm tương đối có mối quan hệ rất tốt với độ thấm tuyệt đối thông qua các dải độ thấm tuyệt đối tương ứng dựa trên kết quả phân tích thực nghiệm của mẫu lõi.
Độ thấm tương đối được đo đạc dựa trên mẫu lõi và cho thấy có sự phân nhóm rõ rệt dựa trên chất lượng đá chứa là độ thấm. Độ thấm tương đối của đối tượng nghiên cứu được phân chia thành năm nhóm (RT) tương ứng với năm dải của độ thấm tuyệt đối như hình 4-14.
1.0 0.9 ) 0.8 K<20 Đ ộ th ấm tư ơ ng đ ối - K r ( pđ v 0.7 18.8 0.6 11 0.5 11 0.4 AV 0.3 AV 0.2 K<20 0.1 K<20 0.0 0.00 0.20
Độ bão hòa nước- Sw (pđv)
1.0 155 104 Đ ộ th ấm tư ơ ng đố i- Kr (p đv ) 0.9 0.8 94.57
0.6 0.5 228 0.4 292 0.3 285.01 0.2 242 0.1 205 0.0 AV 0.00 AV
105
4.2.3 Dự đoán hàm lượng nước khi mở vỉa
Tỷ phần dòng chảy được dự đoán từ độ bão hòa nước và độ thấm tương đối. Hàm lượng nước trong quá trình mở vỉa được tính như sau:
à ượ ướ ( )% = ượ ướ ℎ ℎá ∗ 100%
ổ ư ượ
Và
à ượ ầ ( )% = ượ ầ ℎ ℎá ∗ 100%
ổ ư ượ
Sử dụng phương trình dòng chảy ổn định - radial flow.
=2 ln( ) (4.4) (4.5) (4.6) Và = Trong đó
Ht là chiều dày của đới khai thác Pd là độ chênh áp
Re bán kính ảnh hưởng tính từ tâm giếng khoan Rw là bán kính giếng khai thác
Keo = Kro*K Kew = Krw *K
Hàm lượng nước khai thác khi mở vỉa sẽ là:
=
Hay
CHƯƠNG 5
ĐÁNH GIÁ TIỀM NĂNG THẤM CHỨA TRẦM TÍCH ĐIỆN TRỞ SUẤT THẤP MỎ TGT LÔ 16-1 5.1. Xác định độ bão hòa nước
5.1.1. Xác định độ bão hòa nước theo ĐVLGK
Mô hình phân tích độ bão hòa nước và độ thấm cho đối tượng chứa dầu trầm tích điện trở suất thấp là việc kết hợp số liệu địa vật lý giếng khoan truyền thống và điện trở sử dụng mô hình cát sét xen kẹp phân lớp mỏng với chu trình minh giải nâng cao như dưới đã làm tăng mức độ tin cậy của độ bão hòa nước cho vỉa chứa dầu điện trở suất thấp. Chu trình minh giải được diễn dải ngắn gọn như hình 5.1.
Bỏ
Hình 5.1 Chu trình minh giải nâng cao cho lát cắt điện trở suất thấp
5.1.2. Xác định độ bão hòa nước theo áp suất mao dẫn (Pc)
Tại đối tượng nghiên cứu thì mối quan hệ của Sw & Pc được chia ra một cách chi tiết và dựa trên khoảng biến đổi về độ thấm. Đây là cách đơn giản để tính toán và mô phỏng độ bão hòa nước theo áp suất mao dẫn và theo chiều cao cột dầu.
Tổng cộng năm hàm độ bão hòa nước được xây dựng dựa trên bộ mẫu lõi đo đạc và được rải theo năm nhóm độ thấm <20mD, 20-100mD, 100-500mD, 500-
107
1000, >=1000mD, mối quan hệ giữa độ bão với chiều cao cột dầu, độ bão hòa được xây dựng cho đới chuyển tiếp với ưu tiên là có hệ số hồi quy cao tại vùng chuyển tiếp. Các hệ số thực nghiệm a, b, c được tính toán với phương pháp bình phương cực tiểu và sai số nhỏ nhất.
Tính toán độ bão hòa nước dựa trên chiều cao cột dầu là phương pháp đơn giản nó phản ánh được tính chất vật lý thạch học của đá chứa và có độ chính xác tương đối trong vùng đới chuyển tiếp và dễ dàng mô hình hóa độ bão hòa nước trong mô hình địa chất ba chiều. Tuy nhiên cách tính toán độ bão hòa nước theo chiều cao cột dầu hay (Pc) chưa kết hợp trực tiếp được thông số rỗng thấm của đá chứa. Hình 5.2 là kết quả mối quan hệ Sw và Pc của đối tượng chứa dầu điện trở suất thấp, mỏ TGT.
Hình 5.2 Phân nhóm áp suất mao dẫn và độ bão hòa
Để chuyển đổi từ áp suất mao dẫn sang chiều cao cột dầu, gradient của dầu và gradient của nước được phân tích từ mẫu PVT và sau đó chuyển sang điều kiện vỉa chứa. Đối tượng nghiên cứu có gradient của dầu là 42.13 lb/ft3 và gradient của nước 63.94 lb/ft3. Mối quan hệ giữa độ bão hòa nước và chiều cao cột dầu được thể hiên như hình dưới. Hình 5.3 là kết quả nghiên cứu mối quan hệ chiều cao cột dầu và Sw của đối tượng chứa dầu điện trở suất thấp mỏ TGT.
60 (f t) 40 h 20 0 Sw (fraction) Sw-0.2 Sw-0.3 Sw-0.4 Sw-0.5 Sw-0.6
Hình 5.3 Mối quan hệ độ bão hòa và chiều cao cột dầu theo nhóm
5.1.3. Xác định độ bão hòa nước theo hàm J
Độ bão hòa nước của dối tượng nghiên cứu được tính toán theo hàm J với các phương pháp khác nhau được nêu trên, độ bão nước được xây dựng dựa trên Sw &J- h-RQI-Ф, khi R2 lớn hơn 0.80 thì hàm được chấp nhận và phù hợp với kết quả phân tích mẫu lõi và giếng khoan. Hình 5.4 là kết quả nghiên cứu mối quan hệ Sw (Swt) và J cho đối tượng chứa dầu điện trở suất thấp của mở TGT.
J (S w ) J (S w )
(S w ) J J (S w )
Hình 5.4 Quan hệ Sw và J dựa trên cấp độ thấm khác nhau của trầm tích Mioxen dưới mỏ TGT
Dựa trên phân tích mẫu lõi như trên, thì ba phương pháp tính toán độ bão hòa nước vỉa chứa bao gồm: hiệu chỉnh đường cong đo điện trở suất, sử dụng áp suất mao dẫn và hàm J là phù hợp cho đối tượng nghiên cứu
Kết quả dự báo độ bão hòa nước cho đối tượng nghiên cứu thể hiện như hình 5.5-5.6 và Bảng 5.1.
Xác định độ bão hòa nước với độ tin cậy cao bằng kiểm chứng với kết quả đo dòng, đây là tham số rất quan trọng để đánh giá trữ lượng dầu tại chỗ của các vỉa chứa dầu khí điện trở suất thấp. Độ bão hòa nước là tham số có độ rủi ro cao nhất trong công tác đánh giá tiềm năng chứa cũng như trữ lượng thu hồi.
110
GR Độ rỗng Điên trở suất Chiều cao cột dầu Bão hòa nước Các độ rỗng Độ rỗng Độ thấm Thạch học
Tê n vỉ a ch ứa
GR Độ rỗng Điên trở suất Chiều cao cột dầu Bão hòa nước Các độ rỗng Độ rỗng Độ thấm Thạch học Tê n vỉ a ch ứa
112
Bảng 5.1: Kết quả phân tích tham số vỉa chứa
Nóc vỉa Đáy vỉa
Thành Hệ
m (độ sâu m (độ sâu
thân giếng thân giếng
khoan) khoan) ILBH 5.2U 2649.7 2719.8 ILBH 5.2L 2719.8 2933.0 C 2933.0 3152.0 Tổng cộng ILBH 5.2U 2809.8 2903.9 ILBH 5.2L 2903.9 3133.9 C 3133.9 3405.1
113
5.2. Xác định chiều cao cột dầu theo ĐVLGK của đối tượng nghiên cứu
Dựa trên phân tích áp suất dư thì hệ thống áp suất của hai tầng chứa Mioxen dưới và Oligoxene là có sự khác nhau rất rõ ràng, chúng không có sự liên thông về mặt thủy lực theo chiều thẳng đứng và cũng không có sự liên thông thông qua hệ thống nước đáy, các vỉa dầu nằm trong hai đối tượng này cũng có tính chất dầu rất khác nhau, gradient dầu của hai tầng này cũng có sự khác biệt rõ rệt gradient của dầu cho tầng Mioxen dưới là 0.28psi/ft trong khi đó gradient của dầu cho tầng Oligoxen trên là 0.32 psi/ft.
Một đặc tính khác của mỏ là các tầng chứa nước trong cùng một khối đứt gãy đều có chung gradient nước, nhưng chế độ áp suất giữa Mioxen và Oligoxen lại khác nhau, điều đó chứng tỏ rằng các tầng chứa trong từng đối tượng Mioxen và Oligoxen có thể liên thông với cùng một đới nước đáy (hoặc đã từng liên thông ở những giai đoạn đầu trong quá trình cân bằng thủy lực).
* Chiều cao cột dầu khu vực phía Bắc
Tầng Mioxen được phân ra làm hai phụ tầng 5.2U và 5.2L do chúng có ranh giới áp suất tồn tại giữa hai tầng.
Tầng 5.2U phát hiện có 7 ranh giới dầu nước khác nhau và khác nhau về chiều cao cột dầu (h), có duy nhất một đường nước cho toàn bộ tầng chứa này, chiều cao cột dầu trung bình là 21m. Có thể gộp các vỉa U20-30-35, U40-50, U50-52, U60-70, U75-80 vì do chúng cùng nằm trên trend dầu và có cùng ranh giới nước tự do. Dựa trên minh giải áp suất dư thì thân dầu 5.2U20/30/35 có chiều cao lớn nhất là 33-36m tại vị trí giếng khoan trong khi đó thân dầu 5.2U 55 có chiều cao là thấp nhất khoảng 5.6m tại vị trí giếng khoan. Điều này chứng tỏ là mặc dù các vỉa sét giữa các tầng chứa rất mỏng (1.2-2m) nhưng chúng có khả năng chắn khá tốt và giữ được dầu trong các bẫy chứa.
Tầng 5.2L phát hiện có 13 ranh giới dầu nước khác nhau và cũng khác nhau về chiều cao cột dầu giữa các vỉa chứa, chiều cao cột dầu trung bình khoảng 13m. Các vỉa chứa có thể gộp với nhau 5.2L10-20-30, 5.2L40-50, 5.2L70-80-90, 5.2L135-5.2L 137 có cùng ranh giới dầu nước và nằm trên cùng đường xu thế dầu.
Hai tập vỉa dầu có chiều cao lớn nhất là 5.2L10-20-30 có chiều cao 22m, 5.2L70- 80-90 có chiều cao là 21m còn các vỉa còn lại có chiều cao cột dầu từ 2m-12m, điều này chứng tỏ rằng các thân dầu nằm trong đối tượng này là rất nhỏ và nằm rất gần với vùng nước đáy / nước tự do do đó sẽ có dộ bão hòa nước cao và khả năng nước ngập rất nhanh trong quá trình khai thác. Ba đường nước được phát hiện cho toàn bộ tầng 5.2L dựa trên sự thay đổi đột ngột về áp suất dư của vỉa nước và rất nhiều các vỉa nước nằm xen kẹp với các vỉa dầu và được phân cách bởi một lớp sét rất mỏng. Các vỉa chứa của tầng 5.2L có hàm lượng sét cao hơn so với tầng 5.2U do GR là khá lớn và các vỉa cát của tầng 5.2L là mỏng hơn so với tầng 5.2U điều này là một trong những nguyên nhân dẫn đến điện trở đo được là thấp hơn so với tầng 5.2U nếu có cùng về chiều cao cột dầu.
Tầng Oligocne C phát hiện có bốn ranh giới nước tự do. Các vỉa chứa C20- 30-40 có thể gộp được với nhau do cùng ranh giới dầu nước, chiều cao cột dầu của vỉa này là khá lớn khoảng 36m, các vỉa còn lại có chiều cao12-24m. Duy nhất một đường nước được phát hiện tại khu vực này nằm giữa hai vỉa dầu, ranh giới nước tự do không phát hiện ngay tại đáy của các cột dầu, giữa vỉa dầu và vỉa nước chúng được ngăn cách bởi một tập sét mỏng hơn 1m.
Như vậy thì toàn bộ vỉa chứa của khối bắc từ tầng 5.2U đến Oligoxen, toàn bộ ranh giới nước tự do đều xác định được hay chiều cao cột dầu h đều có thể xác định được tại mọi độ sâu giếng khoan (Hình 5.7). Đây là một trong những tham số rất quan trọng để dự đoán, mô phỏng diện tích thân dầu và đặc biệt là sử dụng để dự báo độ bão hòa nước mà nghiên cứu sinh sẽ trình bày trong chương tiếp theo.
115
TGT-2P - Miocene 5.2U Excess Pressure
Bi ểu đồ áp suất dư tầng 5.2U TGT-2X - Miocene 5.2L Excess PressureBiểu đồ áp suất dư tầng 5.2L TGT-H1.1 - Oligocene C Excess PressureBiểu đồ áp suất dư tầng Oligoxen C
(m ) i sâ u t uy ệt đố De pth (m tvd ss) Đ ộ D ep th (m tv ds s) Đ ộ sâ u tu yệ t đố i ( m ) 2703.0 2712.8 2727.0
5.2L_015 5.2L_020 5.2L_030 5.2L_040 5.2L_050 5.2L_060 5.2L_070 5.2L_080 5.2L_090 5.2L_095 5.2L_100 5.2L_120 5.2L_125 5.2L_130 5.2L_135 5.2L_137 5.2L_140 5.2L_142 5.2L_145 5.2L_150 5.2L_170 5.2L_180 5.2L_190 5.2L_200 GR_5.2L_mod i ( m ) đố tu yệ t (m tvd ss) Đ ộ
116
* Chiều cao cột dầu khu vực Trung tâm
Tại khu vực trung tâm thì toàn bộ các tầng sản phẩm đều có áp suất thành hệ và chất lượng tài liệu được đánh giá là rất tốt và được đo trước khi có hoạt động khai thác tại mỏ và khu vực này. Nhìn vào số liệu áp suất dư khu vực trung tâm thì có thể cho thấy rằng các thân dầu ở khu vực này có chiều cao cột dầu rất mỏng và bị các vỉa nước xen kẹp ngay phía dưới cột dầu tại vị trí các giếng khoan. Một vài vỉa dầu ở khu vực này có có sự liên thông gián tiếp thông qua hệ thống nước đáy.
Áp suất dư của tầng chứa Mioxen dưới và tầng chứa Oligoxen trên không có liên thông theo chiều thẳng đứng, tuy nhiên thì áp suất dư của tầng 5.2U và 5.2L nằm trong tầng Mioxen dưới thì gần như không có sự khác biệt rõ rệt do đó ranh giới áp suất là không rõ ràng. Gradient áp suất của dầu cho toàn bộ tầng Mioxen dưới là 0.29 psi/ft trong khi đó tầng Oligoxen trên là 0.33 psi/ft và gradient của nước là 0.43 psi/ft cho cả hai tầng chứa.
Cũng tương tự như khu vực phía Bắc thì tầng Mioxen dưới được phân ra làm hai phụ tầng là 5.2U và 5.2L và có sự khác biệt rất nhỏ về áp suất dư.
Phụ tầng 5.2U có 10 (mười) ranh giới dầu nước, các chiều cao cột dầu (h) là có sự khác biệt rất nhiều dựa trên ranh giới nước tự do thực tế, phụ tầng này phát hiện có hai đường nước cho toàn bộ tầng chứa, trong khí đó chỉ có hai vỉa có thể gộp chung với nhau là 5.2U35-40 vì do chúng có cùng ranh giới nước tự do và chiều cao cột dầu của vỉa này tại giếng này cũng lên đến 14m. Chiều cao cột dầu dao động trong phụ tầng này là 3.5m đến 12.5m, trung binh chiều cao cột dầu 9m, các vỉa sét ở đây có xu thế dày hơn so với khu vực phía Bắc. Các vỉa dầu U10-U55 có chung đường nước và U60-U85 có chung đường nước do đó các vỉa này có khả năng liên thông với nhau thông qua hệ thống nước đáy.
Phụ tầng 5.2L phát hiện được rất nhiều ranh giới dầu nước và sáu (6) đường nước khác nhau, các vỉa dầu của phụ tầng này có chiều cao dao động trong khoảng 5-15m, trung bình khoảng 5m là tương đối nhỏ và các vỉa nước cũng xen kẹp với vỉa với vỉa dầu, đặc trưng điển hình của tầng chứa phụ tầng 5.2L là vỉa cát rất mỏng
và có hàm lượng sét cao. Và nhiều vỉa dầu có cùng đường nước với nhau đều này có thể khẳng định chúng có liên thông với nhau thông qua hệ thống nước chung.
Tầng Oligoxen C có bốn cột dầu trong khi đó chỉ có một đường nước chung với chiều cao cột dầu (h) từ 4-18m, trung bình khoảng 7m trong khi đó có vỉa nước nằm xen kẹp với vỉa dầu. Kết quả tính toán áp suất dư thì gradient của dầu là 0.33 spi/ft và độ linh động là khá thấp điều đó cho thấy là các cột dầu ở đây có độ thấm thấp. Các vỉa sét xen kẹp giữa các vỉa dầu ở đây là tương đối dày khoảng 1.5-3m và có khả năng ngăn cách các vỉa dầu với các vỉa nước theo chiều thẳng đứng như hình 5.8.
Với mô hình phân tích áp suất dư như trên ngoài việc tính toán được chiều cao cột dầu, nhiệt độ áp suất vỉa còn cung cấp thêm thông tin về mô hình nước vỉa và nó là cơ sở để thiết kế bơm ép duy trì áp suất vỉa trong giai đoạn phát triển mỏ.
Các vỉa dầu khu vực phía Bắc và khu vực phía Nam không liên thông trực tiếp với nhau mà chúng được liên thông gián tiếp với nhau thông qua hệ thống nước đáy là do có sự tương đồng về mặt giá trị áp suất dư của đường nước.
118