L ỜI MỞ ĐẦU
3.3.3 Đặc tính chất lưu
Trong quá trình thử vỉa DST, các mẫu dầu được lấy từ vỉa trong các giếng khoan VA-1X, VA-2X, VA-3X, cùng với mẫu thu được trên mặt đã tiến hành phép phân tích PVTở Viện Dầu Khí Việt Nam. Các tích chất cơ bản của dầu đãđược đo bao gồm: áp suất bão hòa,độ ngậm khí của dầu, hệ số thể tích, độ nhớt và mật độ dầu khai thác và các tính chất lưu biến của dầu. Kết quả phân tích thu được trong bảng 3.8.
Bảng 3.8 Kết quả phân tích PVT và đo DSTtầng B10. [1]
Các tính chất VD-1X VD-2X VD-3X Tỉ trọng dầu ρ0(g/cm3) /(API) 0,851 /(34,7) 0,847 /(35,5) 0,848 /(35,4) Độ ngậm khí ban đầu của dầu ở điều
kiện vỉa Rsi(scf/rb) 364 364 514 Áp suất bão hòa Pb(psi) 1155 1375 2934 Boi(rb/stb)ở Pr=2500 psi 1,24 1,27 1,23 µoở Pr=2500 psi, Tr=185(F) (cP) 0,907 0,825 0,88
Điểm chảy của dầu (0C) 24 27 27.5
Nhiệt độ tạo sáp của dầu ( 0C) 54 58 56 Nhiệt độ cháy của dầu ( 0C) <18 29 30 Hàm lượng lưu huỳnh(% khối lượng) 0,105 0,091 0,085
Hàm lượng NaCl (mg/l) 167,3 29,5 26,6
Độ kiềm (mgKOH/100g) 0,11 0,292 0,197
Hàm lượng sáp (% khối lượng) 15,3 15,61 17,84 Hàm lượng Asphalten (% khối lượng) 3,54 2,99 1,35
Mẫu dầu thu được trong ba giếng có tỉ trọng nhỏ, trung bình 35,20API (= 0.85 g/cm3) chứng tỏ dầu trong vỉa thuộc loại dầu nặng. Điểm chảy của dầu là nhiệt độ
thấp nhất dầu còn có thể chảy, dầu trong vỉa B10 có nhiệt độ chảy thấp. Nhiệt độ vỉa ban đầu là cỡ 86 0C (~1860F) lớn hơn các nhiệt độ chảy, nhiệt độ tạo sáp nên quá trình khai thác và vận chuyển dầu trong đường ống vẫn diễn ra liên tục.
3.3.3.2 Đặc tính của nước vỉa.
Các mẫu nước cũng được phân tích từmẫu lấy từgiếng VA-2X và VA-3X, kết quảphân tích trong phòng thí nghiệm thì những mẫu nước này đều có tỷtrọng lớn hơn 1,0 và độ dẫn điện có giá trị khoảng 53,5 ÷ 56 ms/m và có tổng hàm lượng chất rắn hòa tan rất cao (135÷205 gam/lit ), các mẫu đều có độ mặn cao với hàm lượng muối 40210÷44620 mg/l. Kết quả phân tích tính chất nước thể hiện trong bảng 3.9
Bảng 3.9 Kết quảphân tích mẫu nước vỉa Mioxen hạ. [1]
Tất cả mẫu nước có hàm lượng kali và clorua cao (K+: 4008÷41984 mg/l và Cl-: 54285÷74968 mg/l), hàm lượng iod từ cao đến rất cao (I- : 226÷635 mg/l). Hơn nữa hàm lượng Br- ở hầu hết các mẫu tương đối cao (từ 3796÷4529 mg/l). Hàmlượng Natri rất cao (14050÷35087 mg/l) và giá trị của Magie và Sunfua thấp (Mg2+:82÷291 mg/l và S-: 2885÷5958 mg/l ). Theo sự phân loại nước của Sulin thì kết quả này cho thấy nước vỉa này được phân loại là nước Clorua-Canxi. Loại nước này hiện tại nằm trong cấu trúc biển kín hoặc hệ thống tĩnh, không có sự trao đổi bất cứ nguồn nước bên ngoài nên nó là điều kiện rất tốt cho sự tồn tại, bảo tồn các tích tụ dầu khí.
Kết quả đo MDT trong các giếng thăm dò, tài liệu mẫu lõi, kết quả thử vỉa DST, kết quả đo log được tổng hợp và phân tích nhằm xác định ranh giới tiếp xúc dầu nước (OWC). Ranh giới tiếp xúc dầu nước trong tầng chứa B10 sẽ được xác định cho riêng từng khối: khối VA-1X , khối VA-3X, và khối VA-4X.
Vỉa chứa Mioxen hạ VA-2X VA-3X
Độ muối (mg/l) 44620 40214 Điện trở suất ở 20,30C(Ωm) 0,187 0,178 Độ nhớt ở 200C (cSt) 3,3 3,84 Độ dẫn điện ở 20,3 0C (ms/cm) 53,5 56 Mật độ ở 200C (g/cm3) 1,029 1,027 pH 6,8 7,15
Gradient áp suất tron ÷0,34 psi/ft, gradient áp áp suất theo chiều sâu trong độ sâu 1729,5 m đó chính l
Dựa trên kết quả minh định ranh giới dầu nước
TVDSS, xem hình 3.12.
Ranh giới dầu nước tro
Hình 3.11Đồ thị biến thi
ất trong dầu ở các giếng VA-1X, VA-2X, tr áp suất trong nước là 0,44 ÷0,47 psi/ft. Biểu d sâu trong nước và dầu trên hình 3.11điểm cắt nh ó chính là ranh giới dầu -nước.
quả minh giải số liệu đo MDT, kết hợp với phân nước trong khối VA-3X nằm ở chiều sâu trun
nh 3.12.
ước trong VA-4X được ước đoán ở chiều sâu 17
ị biến thiên áp suất giếng VA-2X trong tầng B10, số l
2X, trong khoảng 0,33 Biểu diễn sự thay đổi m cắt nhau xác định ở
i phân tích carota xác sâu trung bình 1735m
u sâu 1747,5 m .
Hình 3.12Đồ thị biến thiên áp suất giếng VA-3X trong tầng B10, số liệu MDT [1]
3.3.4 Áp suất và nhiệt độtầng chứa Mioxen.
Để mô phỏng tầng chứa Mioxen đã tiến hành thử vỉa ở 3 giếng VA-1X, VA- 2X, VA-3X người ta cũng tính toán nhiệt độvà áp suất ở độ sâu 1729,5mTVDSS (độsâu tại đó tồn tại ranh giới dầu-nước) theo bảng 3.10 sau:
Bảng 3.10 Nhiệt độvà áp suất tầng Mioxen. [1]
B10 Mioxen hạ VA-1X VA-2X VA-3X
Chiều sâu đặt gauge (mTVDSS) 1664,1 1674,8 1686,7 Piở chiều sâu đặt gauge (psia) 2421 2440 2436
Tở gauge (0F) 185,1 183,9 183,2
Datum (mặt chuẩn mTVDSS) 1729,5 1729,5 1729,5
Piở mặt chuẩn (psi) 2488 2506 2500
Tở mặt chuẩn (0F) 189,8 187,6 185,5
Tại ranh giới dầu nước ở chiều sâu trung bình là 1729,5 mTVDSS xác định được áp suất trung bình của tầng B10 là 2500 psi ( áp suất vỉa ban đầu khi chưa khai thác), nhiệt độ vỉa ban đầu là 187,6 0F (~860C).
CHƯƠNG 4 : CƠ SỞ LÝ THU 4.1 Cơ sở lý thuyết.
4.1.1 Giới thiệu về lý t
Trong bất kỳ giếng kh vỉa cho tới bình tách trên
suất. Sự dịch chuyển đó của chất l Thắng được lực masat t
Nâng chất lưu khai thá Hệ thống khai thác củ phần nhưhình 4.1.
Hình 4.1Sơ đ Khi chất lưu từ vỉa ch trên các thành phần ( xem
Ơ SỞ LÝ THUYẾT VÀ PHƯƠNG PHÁP GIẢI
TÀI
thuyết.
thiệu về lý thuyết điểm nút trong hệ thống khai thác
giếng khai thác thì chất lưu được khai thác sẽ di trên bề mặt, chúng sẽ trải qua sự thay đổi của ển đó của chất lưu đòi hỏi phải có năng lượng nhằ
ực masat trong hệthống khai thác. t lưu khai thác lên bềmặt qua tubing.
thác của một giếng có thể được đơn giản hóa
Sơ đồ hệ thống khai thác đơn giản của một giế vỉa chảy qua hệ thống khai thác sẽ xảy ra sự ần ( xemhình 4.2).
HÁPGIẢI QUYẾT ĐỀ
hai thác.
thác sẽ di chuyển từ vị trí đổi của nhiệt độ và áp
ng nhằm
ản hóa gồm các thành
ủa một giếng [6]
Hình 4.2 Sự Tổn ha Trong đó : r P : Là áp su Pwfs: Áp suất v Pwf : Áp suất đá Pwh: Áp suất Psep: Áp suất b PST(tại vị trí B ΔP1= Pr ΔP2= Pwfs ΔP3= Pwf ΔP4= Pwh ΔP5= PB - ΔPT= Pr
Tổn hao áp suất trên các thành phần hệ thống khai t
: Là áp suất trung bình của khoảnh cung cấp dầu : Áp suất vùng cận đáy giếng (psi)
: Áp suất đáy giếng (psi) suất miệng giếng (psi) : Áp suất bình tách (psi)
ại vị trí B) : Áp suất bể chứa dầu (psi)
- Pwfs= Tổn hao áp suất trong lỗ hổng vỉa chứ
fs- Pwf = Tổn hao áp suất trong vùng cận đá
f - Pwh= Tổn hao áp suất trong ống khai thác
h - Psep= Tổn hao áp suất trong đường ống vận tới bình tách
- Psep = Tổn hao áp suất trong đường ống vận c tới bể chứa dầu
r
P - PST = Tổng Tổn hao áp suất trong toàn b
ần hệ thống khai thác [6]. ng cấp dầu (psi) hổng vỉa chứa ận đáy giếng khai thác ng ống vận chuyển ng ống vận chuyển ong toàn bộ hệ thống
Sự thay đổi của áp su làm di chuyển của chất lư giếng từ vỉa phụ thuộc v sự giảm áp trong hệ thống các lực cản do dòng chảy hàm tương quan với độ giả
Q Lưu lượng cân bằng tr
thống bằng với tổng tổn hao áp su
Trong đó : ΔPclà sự tổ Sự tổn hao áp suất tron phận: Từ vỉa tới đáy giếng, ống dẫn trên bề mặt (xem
Hình 4.3
Thuật ngữ điểm nút được chọn nằm trong khoảng chiaở điểm nút nà y. Khi
áp suất rất quan trọng bởi nó là nguyên nhân chất lưu qua hệ thống khai thác. Lượng chất lưu thuộc vào sự giảm áp trong hệ thống ống khai thác
hệ thống ống lại phụ thuộc vào lượng chất lưu chảy gây ra. Thực tế cho thấy thì lưu lượng khai i độ giảm áp suất qua thành phần của hệ thống kh
Q = f(Δp) (4.1
bằng trong hệ thống xảy ra khi tổn hao áp suất ng tổn hao áp suất ở các thành phần trong hệ thống
r
P –Pbình tách= ΣΔPc(q) (4.2
là sự tổn hao áp suất tại các thành phần trong hệ t suất trong hệ thống khai thác có thể được mô tả
giếng, từ đáy giếng lên bề mặt thông qua ống ặt (xem hình 4.3).
Hình 4.3 Sựtổn hao ápsuất trong hệ thống khai thác [ nút trong hệ thống khai thác được hiểu là ng khoảng từ vỉa cho tới bình tách và hệ thống
Khi dòng chảy qua tất cả thành phần phía tr
nhân chính gây ra lực chất lưu chảy vào trong
khai thác, và ngược lại chất lưu chảy qua nó bởi ng khai thác q là một hệ thống khai thác. 4.1) p suất của toàn bộ hệ ng hệ thống. (4.2) ong hệ thống mô tả bao gồm các bộ qua ống khai thác và các g khai thác [6] hiểu là một vị trí bất kỳ ệ thống sẽ được phân phía trước (upstream)
của hệ thống so điểm nút thì đó được coi là dòng chảy vào. Dòng chảy qua các thành phần phía sau (dowstream) của hệ thống so điểm nút gọi là dòng chảy ra. Khái niệm về dòng chảy vào và dòng chảy ra so điểm nút có thể diễn tả trong 2 phương trình sau:
Dòng chảy vào (upstream) so điểm nút : Pr P(uptream) Pnút (4.3)
Dòng chảy ra (downstream) so điểm nút : Pbình tách P( owd nstream) Pnút (4.4) Mối quan hệ giữa lưu lượng và áp suất trong từng bộ phận của hệ thống khai thác được xác định tại vị trí điểm nút đã chọn.
Lưu lượng chất lưu đi qua một nút trong hệ thống được xác định khi mà thỏa mãn haiđiều kiện :
- Lưu lượng dòng chảy vào phải bằng lưu lượng dòng chảy ra . - Chỉtồn tại một giá trị áp suất duy nhất tại điểm nút .
4.1.2 Khái quát về hiệu suất dòng chảy vào IPR (Inflow PerformanceRelationship). Relationship).
Dòng chảy vào IPR thể hiện mối quan hệ giữa lưu lượng với sự giảm áp của dòng chảy vào tại điểm nút. Nhưng thông thường trên thực tế để đơn giản hóa khi nghiên cứu thì nhiều nhà khoa học coi vị trí điểm nút trùng với vị trí đáy giếng, do đó dòng IPR ta xét ở đây thể hiện mối quan hệ giữa lưu lượng dòng vào với áp suất của đáy giếng.
4.1.2.1 Nghiên cứu dòng chảy trong vỉa
a. Định luật Darcy
Định luật Darcy là phương trình đầu tiên của dòng chảy thể hiện mối tương quan định lượng giữa lưu lượng với áp suất và tính chất của đá và chất lưu, định luật này được áp dụng cho dòng chảy 1 pha, chảy tầng (chảy phẳng). Tuy nhiên cũng mở rộng được dòng chảy nhiều pha. Dòng chảy rối không tuân theo định luật Darcy.
Phương trìnhđịnh luật Darcy có thể được biểu diễn như sau:
( )
q k dp v
A µ dr (4.5)
k A d p q
d r
µ (4.6)
Trong đó: q là lưu lượng chất lưu (cm3/s) trong bán kính r, A (A = 2πrh) là diện tích thiết diện cho dòng chảy có bán kính r, (dp/dr) là gradient áp suất trong bán kính r, v là vận tốc biểu kiến, (cm/s), µ là độ nhớt chất lưu (cP). Công thức trên được tính cho đơn vị Daxi.
Định luật Daxi được áp dụng với các điều kiện : Dòng chảy tầng (laminar flow)
Chế độchảyổn định. Chất lưu không chịu nén. Vỉa đồng nhất.
Tách biến và lấy vi phân phương trình (4.6) , với A = 2πrh ta được
w 2 w e e f P r p r q dr dp kh r µ π (4.7) Suy ra w w 2 ( ) ln ( / ) f k h P P q B r r π µ (4.8) Trong đó:
Pe, Pwf: Áp suất miền cấp và áp suất đáy giếng (at).
w
,
r r : bán kính miền cấp và bán kính lòng giếng (cm).
B (rb/stb) là hệ số thể tích của chất lưu
Trong khai thác mô hình dòng chảy của chất lưu trong vỉa tới đáy giếng được mô tả là dòng chảy tia hướng tâm theo phương ngang, mô hình hình trụ (hình 4.4).
Thông thường trong điều kiện dòng chảy ổn định (steady flow) trong vỉa, ta toán sự suy giảm áp suất từ vị trí miền cấp có áp suất pe(hay Pr áp suất trung bình của khoảnh cấp bởi việc tính toán Pe rất khó) tới đáy giếng khai thác có suất pwf, mà tương ứng với nó ta có bán kính miền cấp revà bán kính lòng giếng rw nên phương trình (4.8) có thể viết :
2
q
Trong khai thác thì ph trường để tính toán như phư
0, q Hình 4.4 Do thực tế mô hình khoảnh hình tròn, dođó Dietz gọi đó là hệ số hình dạng Dietz đưa ra thời gian không thứ khai thác trong trạng thái trong hình 4.5 đối với mỗ trạng thái bánổn định. w w 2 ( ) ln( / ) r f e kh P P B r r π µ (
thì phương trình (4.9) thường được chuyển sang h toán như phương trình (4.10).
w w 0, 00708 ( P ) ln( / ) r f e kh P Bµ r r (4.10
Hình 4.4 Mô hình dòng chảy hình trụ trong vỉa [ ô hình dòng chảy tới giếng không còn là trung
đó Dietz đãđưa ra hệ số hiệu chỉnh hình dạng ạng Dietz kí hiệu là CA (xem hình 4.5). Trong
g thứ nguyên tDA(tDA kt c A
φ µ ) đó là thời gian ạng thái chuyển tiếp, cho tới khi mà giá trị tDA
với mỗi dạng hình học thì khi đó giếng không nh.
(4.9)
yển sang đơn vị công
(4.10)
ng vỉa [6]
trung tâm miền cấp ạng miền cấp mà ta Trong hình này cũng i gian hợp lý mà giếng ị tDA vượt qua giá trị không khai t hác dưới
Ngoài ra khi khoan hoặc hoàn thiện giếng những đới xung quanh giếng khoan sẽ bị ảnh hưởng bởi dung dịch khoan hoặc xi măng làm cho đới này giảm về độ thấm hơn so với vỉa và hiện tượng đó gọi là hiện tượng skin. Chúng được mô tả nhưhình 4.6.
Hình 4.6 Mô tả hiện tượng skin trong vỉa [3] Phươngtrình Darcy mở rộng trong trường hợp này có dạng
w w 0, 0 0 7 0 8 ( ) 2, 6 5 7 ln ln r f e A kh P P q r B S r C µ (4.11)
Phươngtrình (4.10) và (4.11) được tính theo đơn vị công trường. Trong đó:
q = Lưu lượng chất lưu (bpd) k = Độ thấm (mD)
h = Chiều dày tầng chứa (ft)
w ,
r f
P P = Áp suất trung bình của vỉa và áp suất đáy giếng (psi)
B = Hệ số thể tích của chất lưu (rb/stb) µ = Độ nhớt chất lưu (cP)
revà rw= Bán kính miền cấp và bán kính lòng giếng (ft), CA= Hệ số hình dạng Dietz
S = Hệ số skin.
Đới ảnh hưởng của hiệu ứng skin gây ảnh hưởng tới thay đổi áp suất trong lòng giếng. Trong những trường hợp lòng giếng bị nhiễm bẩn, hiệu ứng skin cũng làm tổn haosuy giảm của áp suất vỉa.
Tổn hao áp suất vùng cận đáy giếng do hiện tượng skin là:
2 skin q P S kh µ π (4.12) b. Phương trình khuếch tán.
Phương trình khuếch tán là những phương trình vi phân riêng làm cơ sở để nghiên cứu dòng chảy của chất lưu trong đá. Nghiệm của phương trình này với các điều kiện biên khác nhau giúp ta phân tích chế độ chảy tương ứng với áp suất chuyển tiếp. Để giải phương trình này, cần chấp nhận các giả thiết sau:
1.Chế độdòng chảy tầng (dùng định luật Daxi)
2. Dòng chảy một chất lưu (không có ảnh hưởng của độ thấm tương đối). 3. Vỉa nằm ngang (không có thành phần trọng lực trong định luật Daxi). 4. Dòng chảy tia (hướng tâm).
5. Độ co giãn thể tích -độ nén không đổi.
6. Độ nhớt, độ thấm, độ rỗng không thay đổi theo áp suất, thời gian và phương hướng.
7. Gradien áp suất -độ nén nhỏ.
Tuy nhiều giả thiết như vậy nhưng phương trình khuếch tán được áp dụng đối với dòng chảy của chất lưu thực trong vỉa, nó xác định mối quan hệ giữa áp suất và thời gian đối với các chế độ chảy khác nhau.
Hạn chế lớn nhất của phương trình khuếch tán là giả thiết (5) vì khiđộ bão hòa khí trong hệ có giá trị đáng kể thì dòng chảy không tuân theo giá trị này nữa.