TIỀM NĂNG DẦU KHÍ LÔ 103 THUỘC BỂ SÔNG HỒNG
7.1.2.Cơ sở lý thuyết về phân cấp trữ lượng
Hiện có 2 cách phân cấp trữ lượng được áp dụng phổ biến trên thế giới, đó là: phân cấp trữ lượng theo phương Tây, và phân cấp trữ lượng theo Liên Xô cũ. Ở nước ta chủ yếu áp dụng cách phân cấp trữ lượng theo phương Tây.
a.Phân cấp trữ lượng theo Liên Xô cũ
Tùy theo đặc điểm địa chất các mỏ dầu khí, người ta chia ra 2 nhóm:
- Nhóm I gồm những mỏ có cấu trúc đơn giản, các vỉa sản phẩm có chiều dày và tính chất colector ổn định trong không gian.
- Nhóm II gồm những mỏ có cấu tạo địa chất phức tạp, các vỉa sản phẩm có chiều dày và tính chất colector thay đổi.
Căn cứ vào mức độ hiểu biết về cấu tạo và vỉa sản phẩm, Nga (Liên Xô cũ) chia trữ lượng dầu khí ra 4 cấp: A, B, C1, C2.
Trữ lượng cấp A :
Là cấp trữ lượng có tính chính xác và độ tin tưởng cao,được xác minh với các tích tụ dầu khí ít nhất đã được mở vỉa bằng 3 giếng khoan trên các đường đồng mức khác nhau. Khi thử vỉa đã cho dòng dầu khí có giá trị thương mại ổn định. Thông qua các giếng khoan này người ta đã tiến hành nghiên cứu đã tỷ mỉ đến mức độ chính xác hình dạng và kích thước của thân dầu khí, vỉa, chiều dày chứa dầu khí, sự thay đổi tính chất colector và độ bão hòa dầu khí của vỉa sản phẩm, đặc điểm về tính chất lượng và số lượng thành phần của dầu khí, các khí đi kèm và các thông số khác, kể cả bán kính ảnh hưởng của giếng khai thác, chế độ năng lượng của vỉa, nhiệt độ, áp suất vỉa, độ thấm của đá colector, hệ số dẫn nước, hệ số truyền áp và các thông số khác.
Trữ lượng cấp A được tính trong quá trình khai thác. Ranh giới trữ lượng cấp A là diện tích được khoanh bằng các giếng khoan cho lưu lượng dầu khí công nghiệp tính theo giếng ở vị trí thấp nhất.
Trữ lượng cấp B :
Là trữ lượng dầu khí được xác định trên cơ sở thu được dòng dầu công nghiệp ở 2 giếng khoan trên đường đẳng sâu khác nhau. Hình dạng, kích thước thân dầu khí và vỉa, chiều dày bão hòa dầu khí trong vỉa sản phẩm và các thông số khác quyết
định điều kiện khai thác của vỉa phải được nghiên cứu tương đối chính xác, đủ để thiết kế khai thác, thành phần của dầu khí và các thành phần đi kèm phải được nghiên cứu tỷ mỉ. Phải khai thác thử ở từng giếng khoan đối với thân dầu. Đối với thân khí phải xác định sự có hay vắng mặt của các đuôi dầu và giá trị công nghiệp.
Đối với mỏ nhóm I, ranh giới trữ lượng cấp B được khoanh theo đường đồng mức ở giếng khoan thấp nhất cho dòng dầu không lẫn nước.
Đối với nhóm II, ranh giới trữ lượng cấp B được khoanh theo giếng khoan đã cho dòng dầu khí công nghiệp.Còn trong khối riêng biệt thì được khoanh theo kết quả thử vỉa.
Trữ lượng cấp C1:
Là trữ lượng dầu khí đã được xác định trên cơ sở thu được dòng dòng khí có giá trị công nghiệp ở ít nhất một giếng khoan trong thân dầu khí (một số giếng khoan đã cho kết quả tố bằng dụng cụ thử vỉa) và theo các số liệu địa vật lý giếng khoan thuận lợi ở hàng loạt các giếng khoan khác, kể cả trữ lượng nằm sát ở diện tích thuộc cấp trữ lượng cao hơn trong thân sản phẩm.
Điệu kiện thế nằm của thân dầu khí đã được xác định bằng các tài liệu địa chất và địa vật lý, tính chất colector của vỉa sản phẩm đã được nghiên cứu ở từng giếng khoan lẻ tẻ hoạc điều kiện tương tự với phần vỉa đã đư ợc nghiên cứu tỷ mỉ hơn hoặc với những mỏ lân cận đã được thăm dò.
Ranh giới trữ lượng C1 của thân dầu mới được phát hiện khoanh theo giếng khoan thấp nhất cho dòng dầu khí không lẫn nước trong phần đã được nghiên cứu bằng các giếng khoan. Ở các vỉa đã được thăm dò có trữ lượng cấp cao hơn thì ranh giới cấp C1được khoanh theo biên ngoài chứa dầu khí. Ở các thân khí không có đuôi dầu và ranh giới khí - nước đã được xác định thì khoanh theo biên ngoài chứa dầu khí.
Trữ lượng cấp C2:
Được giả định trên cơ sở các tài liệu địa chất và địa vật lý thuận lợi đối với từng bồn, từng khối kiến tạo và từng vỉa riêng biệt chưa được thăm dò ở mỏ đã được nghiên cứu cũng như tr ữ lượng trong các cấu tạo mới (trong phạm vi vùng chứa dầu đã biết) được xác định bằng nghiên cứu, kiểm tra về địa chất và địa vật lý.
Việc xác định trữ lượng dầu khí ở câp C2 chỉ tiến hành bằng phương pháp thể tích.
Ngoài 4 cấp trữ lượng dầu khí nói trên, một số nhà nghiên cứu còn đề nghị dùng trữ lượng dự đoán cấp D dựa vào nghiên cứu địa chất – địa vật lý lãnh thổ có so sánh với tiềm năng dầu khí ở các khu vực lân cận.Tùy theo mức độ chi tiết và tin cậy của tài liệu, cấp D phân thành 2 nhóm D1 và D2.
b. Phân cấp trữ lượng theo phương Tây
Mỹ và nhiều nước khác phân trữ lượng dầu thành các cấp sau: - Proved P1( trữ lượng chứng minh) với độ tin cậy 90%, P90. - Probable P2( trữ lượng khả quan) với độ tin cậy 50%, P50. - Possible P3( trữ lượng có thể) với độ tin cậy 10%, P10. Trong đó:
Trữ lượng chứng minh P1(P90): Là cấp trữ lượng có độ tin cậy cao, tới 90% và đã được xác định một cách chính xác. Ranh giới phía dưới để tính trữ lượng dầu khí được giới hạn bởi đường đồng mức tương ứng với điểm độ sâu thử vỉa thấp nhất đã cho dòng sản phẩm có giá trị công nghiệp.
Trữ lượng khảquan P2(P50): Là trữ lượng có độ tin cậy 50%. Ranh giới để xác định diện tích phân bố của thân dầu (khí) được giới hạn bởi đường đồng mức có giá trị tương ứng với giá trị điểm giữa của khoảng cách theo phương thẳng đứng từ điểm thử vỉa thấp nhất đã cho dòng sản phẩm đến điểm tràn của cấu tạo.
Trữ lượng có thể P3 (P10): Là trữ lượng có mức độ tin cậy 10%.Cấp trữ lượng giả định, nó chỉ có thể có được khi các điều kiện giả định có thể xảy ra thì ta mới tính trữ lượng như vậy. Diện tích để tính thân khí ở đây được giới hạn bởi đường đồng mức khép kín cuối cùng (hay được giới hạn bởi đường đồng mức có giá trị bằng điểm tràn cấu tạo).
Một số nước còn phân cấp theo: - 1P tương đương với proved P1.
- 2P tương đương với P1 + P2. - 3P tương đương với P1 + P2 + P3. Hoặc :
- 1P = P1.- 2P = P1+ P2.