Yếu tố Hệ số
Đá Sinh 1
Đá chứa 0.7
Đá chắn 0.8
Bẫy 0.75
Thời gian, dịch chuyển, tích tụ 0.8
Độ thành cơng 0.336
5.5 Tính tốn trữ lượng dầu khí của cấu tạo H.
5.5.1 Phân cấp trữ lượng
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.
5.5.1.1 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 khơng 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 Xơ 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 đãđược 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. Thơng 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 hịa 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 thơng 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 thơng số khác.
Trữ lượng cấp A được tính trong q trình khai thác. Ranh giới trữ lượng cấp A là diện tích được khoanh bằng các giếng khoan cho lưu lượng dầu khí cơng 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 dịng dầu cơng nghiệp ở 2 giếng khoan trên đường đẳng sâu khác nhau. Hình dạng, kích thước thân dầu khí và vỉa, chiều dày bão hịa 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 dịng dầu khơng lẫn nước.
Đối với nhóm II, ranh giới trữ lượng cấp B được khoanh theo giếng khoan đã cho dịng dầu khí cơng nghiệp.Cịn trong khối riêng biệt thì đ ược khoanh theo kết quả thử vỉa.
Là trữ lượng dầu khí đãđược xác định trên cơ sở thu được dòng dòng khí có giá trị cơng 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 đãđược xác định bằng các tài liệu địa chất và địa vật lý, tính chất colector của vỉa sản phẩm đãđược nghiên cứu ở từng giếng khoan lẻ tẻ hoạc điều kiện tương tự với phần vỉa đãđược nghiên cứu tỷ mỉ hơn hoặc với những mỏ lân cận đãđược thăm dò.
Ranh giới trữ lượng C1 của thân dầu mới được phát hiện khoanh theo giếng khoan thấp nhất cho dịng dầu khí khơng lẫn nước trong phần đãđược nghiên cứu bằng các giếng khoan. Ở các vỉa đãđược thăm dị có trữ lượng cấp cao hơn thì ranh giới cấp C1 được khoanh theo biên ngoài chứa dầu khí. Ở các thân khí khơng có đi dầu và ranh giới khí - nước đãđược xác định thì khoanh theo biên ngồi 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 dòở mỏ đãđược nghiên cứu cũng như trữ 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.
Ngồi 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 D1và D2.
5.5.1.2 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 dịng sản phẩm có giá trị cơng nghiệp.
• Trữ lượng khả quan P2(P50):
Là trữ lượng có độ tin cậy 50%. Ranh giới để xác định diện tích phân bố của thân dầu được giới hạn bởi đường đồng m ức 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 dầu 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 trần cấu tạo).
5.5.2 Các phương pháp tính trữ lượng.
5.5.2.1 Phương pháp thể tích
Đây là phương pháp cơ bản và áp dụng rộng rãi trong tất cả các giai đoạn của quá trình tìm kiếm, thăm dị.Để tính trữ lượng bằng phương pháp này cần nghiên cứu khoáng thể một cách tỉ mỉ trong quá trình thăm dò nhằm xác định đầy đủ và chính xác các tham số để phục vụ tính tốn.
5.5.2.2 Phương pháp cân bằng vật chất
Là phương pháp tính trữ lượng dựa trên cơ sở của định luật cân bằng vật chất (bảo tồn về khối lượng và thể tích), tính được lượng dầu (khí) tương ứng với từng thời điểm khác nhau.
Phương pháp cân bằng vật chất áp dụng trong tính tốn trữ lượng để kiểm tra lại số liệu tính tốn bằng phương pháp thể tích, nó cịn áp dụng trong phân tích và tính tốn khai thác mỏ dầu, đánh giá hiệu quả các phương pháp sử lý vỉa trong quá trình khai thác thứ cấp và khai thác vét.
Phương pháp này dựa trên cơ sở theo dõi thường xuyên lượng dầu khai thác trong khoảng thời gian nhất định (ngày, tuần, tháng, quý, năm) và tổng lượng dầu khai thác tích luỹ, đồng thời người ta còn theo dõi lượng nước khai thác cùng dầu. Tất cả số liệu thống kê được biểu diễn trên đồ thị. Trên trục hồnh biểu thị tích luỹ khai thác, trên trục tung biểu thị lượng dầu khai thác được trong ngày (tháng, quý, năm…). Tổng lượng dầu khai thác được sẽ là giao điểm của đường thẳng trung bình hố tốc độ giảm lưu lượng qua các mốc thời gian và đường thẳng biểu hiện sản lượng khai thác nhỏ nhất cịn có thể đem lại hiệu quả kinh tế. Gióng điểm từ đó xuống trục hồnh ta sẽ biết được Tổng trữ lượng dầu có thể khai thác.
Người ta cũng có thể xác định đựơc Tổng trữ lượng có khả năng khai thác được bằng giao điểm của đường bình quânđộ ngập nước với đưòng thẳng biểu hiện độ ngập nước tối đa cho phép. Gióng xuống xuống trục hồnh ta sẽ có kết quả trữ lượng cần tìm.
Phạm vi áp dụng của phương pháp: chỉ dùng tính trữ lượng sản phẩm ở các mỏ cũ đã khai thácở giai đoạn cuối cùng.
5.5.3 Tính trữ lượng cấu tạo H theo phương pháp thể tích.
Cơng thức tính trữ lượng khí tại chỗ là:
GIIP = S x H xΦx Sg x GF x 1/Bg
Trong đó:
GIIP: trữ lượng khí tại chỗ ( tỉ m3) S: diện tích vỉa chứa khí (m²)
H: chiều dày trung bình của vỉa (m). Φ: độ rỗng hiệu dụng(%)
Sg: độ bão hịa của khí(%) GF: Hệ số hình học của vỉa. 1/Bg : Hệ số giãn nở khí. (m3/m3) Biện luận các tham số tính trữ lượng:
Trữ lượng dầu được tính cho các vỉa chứa dự kiến sau khi đã nghiên cứu và phân tích. Tại giếng khoan C-TH-1X cho thấy các tầng chứa đều nằm trong trầm tích Mioxen trung và được đánh dấu là tầng H247 và H250. Liên kết tài liệu cho thấy
tầng chứa H247 và H250 của cấu tạo H trên lát cắt địa chấn là dạng vòm thoải, trầm tích là các lớp cát kết, sét két xen kẹp, giới hạn bởi các đứt gãy, tôi nhận định đây có khả năng là tầng chứa . Vì vậy trữ lượng của cấu tạo H tơi sẽ tính cho 2 tầng chứa H247 và H250. Các tham số tính trữ lượng được tính tốn và suy luận dựa trên kết quả của giếng khoan C-TH-1X.
Diện tích:
Tại tầng H247 diện tích lớn nhất được tính đến đường đẳng sâu khép kín ngồi cùng trên bản đồ cấu tạo nóc của đối tượng là đường đẳng sâu 2900 m, diện tích tính được là Smax= 10.4 km². Diện tích nhỏ nhất được tính đến đường đẳng sâu khép kín trong trên bản đồ cấu tạo nóc của đối tượng là đường đẳng sâu 2700 m diện tích được là Smin= 7.6 km². Diện tính trung bình là Smean= 9 km².
Tại tầng H250 diện tích lớn nhất được tính đến đường đẳng sâu khép kín ngồi cùng trên bản đồ cấu tạo nóc của đối tượng là đường đẳng sâu 3200m, diện tích tính được là Smax = 9.6 km². Diện tích nhỏ nhất được tính đến đường đẳng sâu khép kín trong trên bản đồ cấu tạo nóc của đối tượng là đường đẳng sâu 3000m diện tích được là Smin= 6.8 km². Diện tính trung bình là Smean= 8.2 km².
Chiều dày hiệu dụng:
Kết quả thu được ở giếng khoan C-TH-1X cho thấy các chiều dày vỉa chứa cấu tạo này khoảng 15 –20 m hoặc là tập hợp các vỉa có độ dày khoảng 2 –3m. Từ đó ta có thể dự báo chiều dày hiệu dụng của tầng H247 lớn nhất là 18 m, nhỏ nhất là 12 m, trung bình là 15 m. Tầng H250 có chiều dày lớn nhất là 25 m, nhỏ nhất là 15 m, trung bình là 20 m .
Hệ số hình học:
Cấu tạo H giống dạng thứ hai nhất, trên bản đồ cấu tạo thấy rằng tỷ số L/W (tức là chiều dài / chiều rộng của của cấu tao) xấp xỉ bằng 2. Tỷ số chiều dày chứa/ chiều dày tính đến nóc cấu tạo là : 0,05. Từ các giá trị theo các cột hàng dọc và hàng ngangở hình bên dưới ta xác định được hệ số hình dạng của cấu tạo H là: 0.95
Độ rỗng:
Tại cấu tạo Hồng Long tài liệu giếng khoan cho thấy độ r ỗng đo được là từ 14 – 19% trong khoảng độ sâu từ 2290 – 3000 m. Cấu tạo H có độ sâu lớn hơn nên độ rỗng của cấu tạo H được dự báo cho tầng H247 là khoảng 14 – 18%, tầng H250 là 12–17% .
Độ bão hịa khí:
Độ bão hịa khí được dự báo theo các giếng khoan có trước trong khu vực như C- TH-1X, C-HOL-1X, 107-BAL-1X, thì độ bão hịa khí daođộng trong khoảng 50 – 70% . Theo đó độ bão hịa khí trong cả 2 tầng H247, H250 dao động trong khoảng 50–70%.
Hệ số giãn nở khí 1/Bg:
Hệ số giãn nở khí được suy luận từ các tài liệu đó của giếng C-TH-1X, 107-BAL- 1X và được tính là 200 ÷ 230 m3/m3 cho tầng H247, 240 ÷ 260 m3/m3 cho tầng H250.
Bảng 5.2:Bảng thơng số tính trữ lượng của cấu tạo H tầng H247
Thông số
H247
(Đỉnh: 2600 - 2900)
P1 P2 P3
Min Mean Max
Diện tích (106m2) 7.6 9 10.4
Chiều dày hiệu dụng (m) 12 15 18
Hệ số hình học 0.9 0.95 1
Độ rỗng (%) 14 16 18
Độ bão hịa khí (%) 50 60 70
Hệ số giãn nở 1/Bg
(m3/m3) 200 215 230
Bảng 5.3: Bảng thơng số tính trữ lượng của cấu tạo H tầng H250
Thông số
H250
(Đỉnh: 2920 - 3200)
P1 P2 P3
Min Mean Max
Diện tích (106m2) 6.8 8.2 9.6
Chiều dày hiệu dụng
(m) 15 20 25 Hệ số hình học 0.9 0.95 1 Độ rỗng (%) 12 15 17 Độ bão hịa khí (%) 50 60 70 Hệ số giãn nở 1/Bg (m3/m3) 240 250 260
Trữ lượng cho từng tầng chứa là:
Tầng H247
Phân cấp P1 P2 P3
Trữ lượng (tỉ m3 ) 1.15 2.65 5.43
Bảng 5.5:Trữ lượng phân cấp cho tầng chứa H250của cấu tạo H
Tầng H250
Phân cấp P1 P2 P3
Trữ lượng (tỉ m3 ) 1.32 3.50 7.43
Tổng trữ lượng của 2 tầng chứa theo từng cấp là:
Bảng 5.6: Tổng trữ lượng theo các cấp của cấu tạo H
Phân cấp P1 P2 P3
Trữ lượng (tỉ m3
) 2.47 6.15 12.86
Theo bảng trên ta thấy tổng trữ lượng theo các cấp lần lượt là P1 là 2.47 tỉ m3, P2 là 6.15 tỉ m3 và P3 là 12.86 tỉ m3.
CHƯƠNG 6 : THIẾT KẾ GIẾNG KHOAN TÌM KIẾMTRÊN CẤU TẠO H TRÊN CẤU TẠO H
6.1 Mục đích của giếng khoan
Nhiệm vụ đặt ra cho giếng khoan là:
- Phát hiện trực tiếp các tầng sản phẩm chứa trong trầm tích Mioxen hạ, trung. - Nghiên cứu đặc điểm địa chất, cấu trúc địa chất cấu tạo H đồng thời bổ sung thông tin địa chất khu vực.
- Nghiên cứu các thông số cơ lý của đá, nhiệt độ và áp suất cho từng phân vị địa tầng trên cấu tạo, làm cơ sở nghiên cứu các cấu tạo cịn lại trong lơ.
- Sơ bộ xác định các thông số cho đánh giá trữ lượng nếu gặp sản phẩm..
Với mục tiêu đó ta sẽ có thêm cơ sở vững chắc để đánh giá tương đối chính xác trữ lượng, nếu có thương mại sẽ lập chương trình phát triển mỏ để đưa cấu tạo H vào khai thác.
6.2 Vị trí giếng khoandự kiến
Vị trí đặt giếng khoan cũng rất quan trọng trong quá trình tìm kiếm thăm dị dầu khí, giếng khoan phải được chọn ở một vị trí tối ưu, nhằm phát hiện trực tiếp Hidrocacbon tốt nhất. Trên cơ sở phân tích bản đồ cấu tạo nóc của các tầng ta thấy diện tích của cấu tạo là nhỏ, cấu tạo có độ nghiêng khơng lớn. Do đó giếng khoan sẽ được đặt ở đỉnh cấu tạo nơi có khả năng phát hiện khí tốt nhất. Vị trí đặt giếng khoan có tọa độ (19°50’47”N, 106°51’10’’E) là giao điểm giữa hai tuyến địa chấn