3.2.5. Tính tốn trữ lƣợng tại chỗ và đánh giá rủi ro
Trữ lƣợng dầu khí là lƣợng dầu khí cịn lại trong các tích tụ tự nhiên chứa dầu khí, có thể tính đƣợc ở thời điểm nhất định, đƣợc phát hiện với mức độ tin cậy khác nhau tùy theo kết quả thăm dò địa chất. Tùy theo mức độ tin cậy giảm dần, trữ lƣợng dầu khí đƣợc phân thành: Trữ lƣợng xác minh (P1), trữ lƣợng có khả năng (P2), trữ lƣợng có thể (P3).
Hiện nay trên thế giới sử dụng phân cấp trữ lƣợng theo nhiều cách khác nhau. Ở Việt Nam sử dụng phổ biến: Phân cấp trữ lƣợng dầu khí của Nga (Liên Xô) và phân cấp trữ lƣợng theo phƣơng Tây.
Trong cơng tác tìm kiếm thăm dị th việc xác định, tính tốn trữ lƣợng của thân khí hay thân dầu là cơng việc rất quan trọng. Có rất nhiều các phƣơng pháp để tính tốn trữ lƣợng nhƣ phƣơng pháp thể tích, phƣơng pháp cân bằng vật chất,
phƣơng pháp thống kê, phƣơng pháp giảm áp v.v. Việc lựa chọn từng phƣơng pháp sao cho phù hợp cũng sẽ tùy thuộc vào các thơng số của vỉa chứa, tính chất cơ lý của đá, tính chất của chất lƣu cũng nhƣ nhiều thông tin trong cơng việc tìm kiếm thăm dị. Tuy nhiên phƣơng pháp thể tích là phƣơng pháp đƣợc dùng trong xây dựng mô h nh địa chất 3D.
Tính trữ lƣợng tại chỗ theo phƣơng pháp thể tích dựa vào các thơng số đƣợc mơ h nh hóa. Xác định rủi ro dựa vào các kịch bản khác nhau của từng thông số.
Trữ lƣợng trong mô h nh địa chất 3D tính theo phƣơng pháp thể tích.
Đối với dầu : OIIP = 6,291*BRV*NTG**(1-Sw)/Bo
OIIP Trữ lƣợng dầu ban đầu, tại chỗ (bbl) BRV Thể tích đá chứa (m3)
NTG Tỉ số bề dày chứa hiệu dụng/bề dày vỉa chứa (%)
Độ rỗng (%)
Sw Độ bão hòa nƣớc (%)
Bo Hệ số thành hệ thể tích của dầu (rb/stb) 6,291 Hệ số chuyển đổi đơn vị m3-bbl
Đối với khí: GIIP = 35,3147*BRV*N/G**(1-Sw)/Bg
GIIP Trữ lƣợng khí ban đầu, tại chỗ (scf) BRV Thể tích đá chứa (m3)
NTG Tỉ số bề dày chứa hiệu dụng/bề dày tầng, vỉa chứa (%)
Độ rỗng (%)
Sw Độ bão hòa nƣớc (%)
Bg Hệ số thành hệ thể tích của khí (rc/scf) 35,3147 Hệ số chuyển đổi đơn vị m3-cf
Mỗi thơng số đều có thể nhận những giá trị khác nhau trong khoảng biến đổi của nó trong mỗi lần tính tốn do nhiều nguyên nhân. Do dó sẽ có nhiều kết quả tính tốn trữ lƣợng khác nhau phụ thuộc phân bố xác suất của các số liệu ban đầu. Mỗi giá trị trữ lƣợng này đều mang giá trị rủi ro khác nhau, xác suất thành cơng cao thì ít rủi ro hơn và ngƣợc lại. Ba giá trị trữ lƣợng ứng với xác suất thành công P90, P50 và P10 thƣờng đƣợc dùng trong các báo cáo.
3.2.6. Chuyển giao sang nhóm mơ hình khai thác (MHKT)
Sau khi có kết quả tính tốn trữ lƣợng tại chỗ và tính tốn rủi ro. Mơ hình đƣợc chuyển giao sang nhóm MHKT để mơ phỏng dịng chảy, lặp lại lịch sử khai thác và xây dựng các phƣơng án phát triển mỏ.
3.3. Mơ hình địa chất cho mỏ khí X, Đơng Bắc lơ 103 3.3.1. Giới thiệu mỏ khí X 3.3.1. Giới thiệu mỏ khí X
Khu vực Đơng Bắc lơ 103 gồm 3 mỏ khí riêng biệt mỗi mỏ đã có một giếng khoan thăm dị cho phát hiện khí, trong đó mỏ khí X có trữ lƣợng ƣớc tính là lớn nhất, có nhiều đặc điểm đặc trƣng cho khu vực và có đầy đủ tài liệu để xây dựng mơ h nh địa chất 3D. Hơn nữa, do thời gian còn hạn chế nên học viên đã chọn mỏ khí X để xây dựng mô h nh địa chất 3D cho đề tài nghiên cứu.
Mỏ khí X nằm ở Đơng Bắc lơ 103, thuộc bể trầm tích Sơng Hồng, ngồi khơi phía Bắc Việt Nam cách bờ biển Hải Phịng khoảng 150 km theo hƣớng Đơng Nam có độ sâu mực nƣớc biển thay đổi từ 30-45 m (Hình 3.14).
Thời gian, hình dạng và cấu trúc: Cấu tạo này đƣợc hình thành do q trình nghịch đảo trầm tích Miocen trong pha kiến tạo nén ép Miocen muộn. Đây là một cấu tạo có đỉnh khép kín 3 chiều, cánh phía Đơng của cấu tạo bị khống chế bởi đứt gãy nghịch có biên độ lớn h nh vịng cung theo hƣớng Tây Bắc-Đơng Nam (Hình 3.15, Hình 3.16, Hình 3.17). Đỉnh của cấu tạo X bị bào mòn mạnh trong thời gian cuối Miocen-đầu Pliocen và nằm lệch về phía Đơng, áp sát với đứt gãy nghịch giới hạn, cánh của cấu tạo chìm dần về phía Tây Bắc và phía Tây tạo thành trũng hẹp và sâu ngăn cách với dải nâng Hƣng Yên.
Ngoài sự phụ thuộc vào đứt gãy nghịch có biên độ lớn nằm ở phía Đơng, đi phía Nam của cấu tạo X cịn bị ảnh hƣởng bởi các đứt gãy thuận hƣớng Đông- Tây, cắt ngang cấu tạo và đổ về phía Nam. Đứt gãy này đã chia cấu tạo thành hai khối: khối phía Bắc với đỉnh khép kín 4 chiều ở phần trên của trầm tích Miocen giữa và khép kín vào đứt gãy nghịch giới hạn phía Đơng ở những lớp trầm tích bên dƣới và khối phía Nam khép kín 2 chiều vào chính đứt gãy thuận.
Hình 3.14. Vị trí mỏ X và khu vực nghiên cứu [13]
Đối tƣợng chính: vỉa chứa trong Miocen có độ sâu khoảng 2200-3000 m, đây cũng là phạm vi xây dựng mô h nh địa chất 3D. Chất lƣợng đá chứa từ trung bình đến tốt với độ rỗng khoảng 5-20 % và độ thấm từ 1-100 mD. Trong khu vực mỏ đã khoan một giếng khoan thăm dò cho phát hiện khí và condensate. Kết quả trên giếng khoan cũng xác định đƣợc ranh giới chất lƣu giữa khí và nƣớc trong phạm vi mỏ, trong đó khí tập trung ở đỉnh cấu tạo phù hợp với quy luật di dịch dầu khí của các bẫy cấu trúc.