102
Kết quả phân tích PVT từ giếng khoan SD-2X được sử dụng là thông số đầu vào mô hình mô phỏng khu vực Trung tâm, kết quả phân tích PVT giếng khoan SD- 3X được sử dụng cho khu vực 3X/6X. Tính chất chất lưu, đá chứa thể hiện trên Bảng 4.2.
Bảng 4.2: Các tính chất chất lưu, đá chứa của tầng cát kết Mioxen
Tính chất Giá trị Ghi chú
SD-2X SD-3X
Dầu
Tỷ trọng (API) 35,4 35,5
Kết quả phân tích PVT từ giếng SD-2X
và SD-3X
Áp suất điểm bọt (psia) 1375 1060
GOR Flash (scf/stb) 428 314
Hệ số thể tích dầu thành hệ
ban đầu (rb/stb) 1,288 1,237
Độ nhớt dầu vỉa ban đầu
(Cp) 0,777 0,755
Nước
Tỷ trọng bề mặt 1,01
Số liệu từ giếng khoan
SD-11P Hệ số thể tích nước thành
hệ ban đầu (rb/stb) 1,057
Độ nén của nước (1/psi) 3,84E-06
Độ nhớt nước vỉa ban đầu
(Cp) 0,37
Đá chứa
Quan hệ rỗng thấm
Channel: PermB10 = 4x108*PHIE9,596 Mouthbar: PermB10 = 4x1011*PHIE15,45 Số liệu từ giếng khoan SD-2X và SD-3X kh/kv 0,1
Độ nén đất đá (1/psi) 1,06E-05
Đá chứa -chất lưu
Đường cong rỗng thấm (SD-2X) Swi 0,2 Sorg 0.2 Sorw 0,4 Sgc 0 Kro max 0,6 Krg max 1 Krw max 0,3 Krog max 0.6 Điều kiện ban đầu
Áp suất vỉa ban đầu tại
1729.5 mTVDss (Psi) 2495 2490
Mặt phân cách dầu nước
103
Mơ hình hố các đới tượng khai thác được thực hiện với việc cho trước những điều kiện ở giếng khoan và ở biên của các đối tượng. Các thông số của giếng đưa vào mô hình bao gồm vị trí của giếng trong mỏ, khoảng bắn vỉa, ngày đưa giếng vào hoạt động, lịch sử hoạt động của giếng, đặc trưng cho sản phẩm của giếng, hệ số khai thác, nhiệm vụ thiết kế của giếng v.v. Toàn bộ lịch sử khai thác và số liệu hoạt động của các giếng trong mô hình được cập nhật đến năm 2015.
Trên mô hình thuỷ động áp suất vỉa ban đầu được lấy là 2.495 psia đối với khu vực trung tầm và 2.490 đối với khu vực 3X/6X tại mặt phân cách dầu nước tại độ sâu 1.729,5m TVDSS. Ranh giới dầu nước có chiều sâu khác nhau được xác định theo báo cáo trữ lượng phê duyệt và thay đổi từ 1.735m tới 1.745m TVDSS.
4.1.4. Phục hồi số liệu lịch sử khai thác mỏ
Để phục hồi trạng thái năng lượng toàn thân dầu trên mô hình, NCS đã tiến hành nghiên cứu chế độ hoạt động của các vùng riêng rẽ và toàn thân dầu, sử dụng động thái khai thác và dữ liệu áp suất của 13 giếng khai thác (SD-10P, 11P, 14P, 15P, 20P, 23P, 26P, 27P, 28P, 1PST, 12PST, SDNE-6P, 8PST). Kết quả cho thấy năng lượng tập vỉa được hỗ trợ mạnh bởi tầng nước đáy và nước biên, mạnh nhất là khu vực phía Bắc và Tây Bắc. Các tham số chính được hiệu chỉnh ở đây là sự phân bố thấm và mức độ hỗ trợ của vùng nước (bảng 4.3).
Bảng 4.3. Các hiệu chỉnh thông số giếng và khu vực
Thơng số chính Thay đổi
Độ thấm toàn mỏ x10 lần khu vực phía Bắc
Độ thấm khu vực Giảm thấm khu vực trung tâm để khớp áp suất đáy giếng và độ ngập nước
Vùng ngậm nước Đặt 1 vùng ngậm nước mạnh phía Bắc, 3 vùng ngậm nước yếu phía Tây
104
Hình 4.4: Vị trí vùng ngập nước
Kết quả phục hồi lịch sử mô hình khai thác cho thấy rằng 85% các giếng đã được khớp với thực tế, đáp ứng được các tiêu chí đề ra trong yêu cầu kỹ thuật đối với việc xây dựng mô hình khai thác. Mặc dù trong mơ hình cịn có những giếng phục hồi lịch sử chưa được tốt nhưng theo đánh giá mô hình được xây dựng có thể chấp nhận được để tính toán dự báo khai thác cho giai đoạn sau. Khi độ bão hòa dầu dư bị giảm, dầu sẽ dịch chuyển dần đến các giếng khai thác xung quanh nhờ tăng được hệ số quét và dự kiến sẽ làm tăng sản lượng khai thác của các giếng này. Giếng khai thác phải được tái lập lịch sử như trong thực tế và giếng lựa chọn phải đạt các tiêu chí về độ ngập nước chưa cao, sản lượng khai thác dầu có biểu hiện suy giảm, chịu ảnh hưởng của hiện tượng chảy sườn của nước bơm ép, thời gian nước bơm ép đến giếng phải được đánh giá và nghiên cứu để có thể thử nghiệm hệ luân phiên nước-khí với nước là dung dịch polyme.
Kết quả phục hồi lịch sử khai thác đối tượng Mioxen, mỏ Sư Tử Đen Tây Nam đã được thể hiện trên các hình từ hình 4.5 đến hình 4.11.
105
Hình 4.5. Phân bố độ bão hịa dầu
Hình 4.6. Lưu lượng dầu, khí khai thác và độ ngập nước tồn mỏ
106
Hình 4.8. Kết quả phục hồi lịch sử giếng SD-08PST
107
Hình 4.11. Kết quả phục hồi lịch sử giếng SD-14P
Hình 4.12. Kết quả phục hồi lịch sử giếng SD-15P
108
Hình 4.14. Kết quả phục hồi lịch sử giếng SD-23P
Hình 4.15. Kết quả phục hồi lịch sử giếng SD-26P
Kết quả phục hồi lịch sử mô hình thành phần cho thấy mô hình đã đảm bảo đủ tin cậy để tiến hành nghiên cứu chuyển đổi sang mô hình thành phần để có thể đánh giá hiệu quả các phương án bơm ép nước-khí luân phiên theo các phương án khai thác.
Chuyển từ mơ hình “black oil” sang mơ hình thành phần
Mơ hình hiện tại đã được khớp lịch sử với các động thái khai thác thực tế phần mềm mô phỏng quá trình dạng black oil, nghĩa là chất lưu tồn tại trong vỉa dưới 3 dạng dầu-khí-nước. Mô hình black oil được sử dụng nhiều và cho kết quả dự báo khai thác chính xác với các phương án gia tăng thu hồi như bơm ép nước để duy trình
109
áp suất vỉa, hay phương pháp nâng cao hệ số thu hồi bằng hóa phẩm như bơm ép polyme, bơm ép hoạt chất bề mặt. Các phương pháp bơm ép hóa phẩm có tác dụng làm thay đổi tính chất dính ướt của đá vỉa, thay đổi áp suất mao dẫn, độ nhớt của nước bơm ép từ đó làm giảm lượng dầu tàn dư còn lại trong vỉa v.v. các thay đổi này được thể hiện trên hệ đường cong thấm pha, hệ đường áp suất mao dẫn của pha lỏng (dầu/nước) và pha khí (hydrocarbon). Mô hình black oil có thể dự báo chính xác được quá trình thay đổi trên. Với quá trình bơm ép khí để nâng cao hệ số thu hồi thì như đã trình bày trong các phần trước, mô hình black oil không thể mô tả sự thay đổi thành phần các cấu từ trong quá trình dịch chuyển từ ô lưới này sang ô lưới khác trong quãng đường từ giếng bơm ép đến giếng khai thác. Sự thay đổi thành phần trong vỉa hệ chất lưu vỉa và khí bơm ép sẽ quyết định cơ chế trộn lẫn, gần trộn lẫn và không trộn lẫn. Mô hình thành phần cũng mô phỏng được sự thay đổi trạng thái pha của các cấu tử Hydrocarbon gồm dầu-khí vỉa và khí bơm ép, từ đó quyết định các tính chất của hệ chất lưu hỗn hợp và cơ chế của dịng chảy. Chuyển đổi mơ hình từ dạng black oil sang mô hình thành phần được thực hiện theo quy trình sau:
➢ Xây dựng mô hình mô phỏng chất lưu vỉa theo các cấu tử hydrocarbon;
➢ Chuyển đổi thuật toán và xây dựng sự thay đổi thành phần các cấu tử theo nhiệt độ-áp suất vỉa và theo độ sâu vỉa chứa;
➢ Đảm bảo trữ lượng dầu tại chỗ (OIIP) của mô hình black oil và mô hình thành phần không quá sai khác để tránh ảnh hưởng đến trữ lượng dầu thu hồi;
➢ Tái lập lại lịch sử động thái khai thác để có thể tin cậy cho quá trình đánh giá hiệu quả và dự báo khai thác khi bơm ép khí, bơm ép nước-khí luân phiên.
Mô hình mô phỏng chất lưu vỉa đã được xây dựng trong Chương 3 được sử dụng làm đầu vào cho mô hình thành phần. Tiến hành xây dựng mô hình thành phần theo các bước ở trên. Để đảm bảo yêu cầu chất lượng của mô hình cho dự báo, mô hình thành phần xây dựng được tái lập lại lịch sử khai thác. Kết quả tái lập lịch sử của mô hình được thể hiện trong hình 4.15 đến hình 4.18. Trữ lượng dầu tại chỗ của mô hình black oil và mô hình thành phần sai khác dưới 3%.
110
4.2.1. Xây dựng mơ hình PVT hệ chất lưu vỉa đại diện cho Mioxen Sư Tử Đen
Căn cứ trên thông số đầu vào của mô hình Black oil mà nhà thầu đang sử dụng trên thành phần phân tích của giếng SD-2X đã xây dựng mô hình mô phỏng các tính chất của lưu thể vỉa trên phần mềm PVT chuyên ngành. Thành phần hydrocarbon của giếng SD-2X được đưa vào mô hình và tái lập lại với kết quả thực nghiệm. Thành phần và kết quả tái lập đã trình bày trong Chương 3.
4.2.2. Lựa chọn mơ hình thành phần 6 cấu tử để chạy dự báo đánh giá
Để tăng tốc độ xử lý khi chạy mô hình mô phỏng toàn mỏ 11 cấu tử trong mô hình mô phỏng PVTcủa Mioxen Sư Tử Đen được sử dụng thuật toán ghép nhóm tương đồng thành 6 cấu tử (CO2; N2; C1; PC2: ghép của C2-C3, PC3: ghép của C4- C6; C7+). Quá trình ghép nhóm đảm bảo không thay đổi tính chất của hệ chất lưu vỉa trong mô hình mô phỏng, kết quả được so sánh trong hình 3.18 giản đồ pha của 2 mô hình 11 cấu tử và mô hình 6 cấu tử.
N2, CO2, C1 và C7+ không tiến hành ghép nhóm để giữ nguyên tính chất của cấu tử hydrocarbon vỉa, quá trình này sẽ đảm bảo tính chính xác khi tiến hành đánh giá bơm ép các nguồn khí vào trong vỉa.
Để chứng minh quá trình ghép nhóm từ 11 cấu tử xuống 6 cấu tử làm đầu vào cho mô hình mô phỏng không ảnh hưởng đến kết quả nghiên cứu. Thành phần của 11 cấu tử và 6 cấu tử từ mô hình PVT được thể hiện trong hình 4.16. Hai mô hình thành phần 11 cấu tử và 6 cấu tử được chạy lại lịch sử khai thác và so sánh. Kết quả mô phỏng được đưa ra trong hình 4.16 đến hình 4.19 đã chứng minh sự sai lệch là không lớn và có thể sử dụng mô hình thành phần 6 cấu tử để tái lập lịch sử khai thác và chạy các trường hợp dự báo đánh giá bơm ép khí, bơm ép luân phiên nước-khí hoặc tiếp tục chỉ bơm ép nước.
111
Hình 4.16: Thành phần của 11 cấu tử và thành phần của 6 cấu tử
Hình 4.17: So sánh kết quả tái lập lịch sử độ ngập nước giữa mơ hình thành phần 11 cấu tử và mơ hình thành phần 6 cấu tử (Độ ngập nước và sản lượng dầu)
Hình 4.18: So sánh kết quả tái lập lịch sử độ ngập nước giữa mơ hình thành phần 11 cấu tử và mơ hình thành phần 6 cấu tử với giếng SD-10P (sản lượng dầu)
112
Hình 4.19: So sánh kết quả tái lập lịch sử độ ngập nước giữa mơ hình thành phần 11 cấu tử và mơ hình thành phần 6 cấu tử với giếng SD-20P (độ ngập nước)
4.2.3. Tái lập lịch sử khai thác với mơ hình thành phần của Mioxen Sư Tử Đen
Để có thể đánh giá được quá trình trộn lẫn, không trộn lẫn, gần trộn lẫn cũng như đánh giá hiệu quả của các phương án bơm ép nước-khí luân phiên, bơm ép khí, bơm ép nước thì mô hình thành phần phải được tái lập lại lịch sử để đảm bảo sự tin cậy của mô hình. Mô hình thành phần được tái lập lịch sử trên phần mềm thương mại được thiết kế và sử dụng các cơng thức tính tốn chun biệt cho từng cấu tử tồn tại trong vỉa.
Các thông số lịch sử khai thác được đưa vào mô hình thành phần giống như mô hình black oil, các kết quả khớp lịch sử của mô hình thành phần được đưa ra trong các hình 4.20 và hình 4.21. Kết quả khớp lịch sử so với mô hình black oil rất tốt và độ tin cậy cao nên có thể sử dụng để chạy các phương án đánh giá nâng cao thu hồi dầu.
113
Hình 4.20: So sánh kết quả tái lập lịch sử sản lượng dầu khai thác giữa mơ hình black oil và mơ hình thành phần
Hình 4.21: So sánh kết quả tái lập lịch sử độ ngập nước giữa mơ hình black oil và mơ hình thành phần
Các phương án bơm ép khí và đánh giá độ nhạy
Sau khi xem xét và đánh giá hiện trạng giếng đang bơm ép và khai thác cũng như độ bão hịa dầu hiện tại của đới tượng Mioxen, Sư Tử Đen nhận thấy để có thể chuyển đổi trạng thái giếng và tiến hành bơm ép ngay trong giai đoạn sắp tới thì chỉ có giếng SD-16I, SD-27I, còn giếng SD-5I hiện giờ đang dừng bơm ép nước do các yếu tố kỹ thuật nên không có khả năng chuyển đổi sang bơm ép nước-khí luân phiên.
114
Tuy nhiên, khi tiến hành bơm ép khí thì theo lý thuyết hệ số bù năng lượng của khí sẽ thấp hơn nước nên khi tiến hành đồng thời bơm ép khí cả hai giếng SD-16I và SD- 27I thì áp suất vỉa sẽ giảm nhanh làm giảm hiệu quả gần trộn lẫn của khí dẫn đến phương pháp bơm ép khí cũng bị giảm hiệu quả. Giếng SD-27I có vị trí ở rìa của cấu tạo và bán kính ảnh hưởng trực tiếp là các giếng SD-6P và SD-28P nên khi tiến hành bơm ép khí sẽ không thật sự hiệu quả (Hình 4.22). Dựa trên thực trạng hiện nay, giếng SD-16I có vị trí phù hợp nhất trong các giếng bơm ép để tiến hành thử nghiệm bơm ép luân phiên nước-khí và dự báo sản lượng gia tăng của khu vực trung tâm của đới tượng.
Hình 4.22: Bão hịa dầu hiện tại và vị trí các giếng bơm ép-khai thác của Mioxen Sư Tử Đen
Để có thể đánh giá được cơ chế trộn lẫn, gần trộn lẫn, không trộn lẫn và hiệu quả của phương pháp bơm ép khí cũng như chỉ ra được các ảnh hưởng của tính chất địa chất, chất lưu vỉa, vị trí giếng bơm ép lên hiệu quả thu hồi dầu thì các phương án bơm ép, tối ưu khai thác cần được đưa ra và chạy dự báo. Các phương án được xây dựng và trình bày trong bảng 4.3.
115
Bảng 4.4: Các phương án bơm ép khí và đánh giá độ nhạy
Giếng bơm ép nước Giếng bơm ép khí Thời gian bơm ép Áp suất Lưu lương bơm ép Bơm ép dưới OWC Bơm ép nước Bơm ép khí CO2 Bơm ép khí N2 Bơm ép khí khô Bơm ép khí đã làm giàu Phương án Cơ sở bơm ép nước :
bơm ép nước tại hai giếng 27I và 16I
27I 16I 2023 Vỉa 14000 bbl/day X X Trường hợp 1
Phương án bơm ép khí : bơm ép nước tại giếng 27I; bơm ép khí tại giếng 16I
27I 16I 2023 Vỉa 5MMscf/day X X X
Trường hợp 2
Phương án bơm ép luân phiên nước-khí(WAG): bơm ép nước tại giếng 27I và bơm ép luân phiên khí-nước tại giếng 16I
27I 16I 2023 Vỉa 5MMscf/day X X X
Trường hợp 3
Phương án bơm ép WAG 5 triệu Mscf/day tại giếng 16I, giếng 27I bơm ép nước
27I 16I 3 năm Vỉa 5MMscf/day X X X
Phương án bơm ép WAG 10 triệu Mscf/day tại giếng 16I, giếng 27I bơm ép nước
27I 16I 3 năm Vỉa 10MMscf/day X X X Phương án bơm ép WAG 15
triệu Mscf/day tại giếng 16I, giếng 27I bơm ép nước
116
Trường hợp 4
Phương án bơm ép WAG trong 2 năm (5MMscf/day) tại giếng 16I, giếng 27I bơm ép nước
27I 16I 2 năm Vỉa 5MMscf/day X X X
Phương án bơm ép WAG trong 3 năm (5MMscf/day) tại giếng 16I, giếng 27I bơm ép nước
27I 16I 3 năm Vỉa 5MMscf/day X X X
Trường hợp 5
Phương án bơm ép WAG 5MMscf/day CO2 tại giếng 16I,