VII.3 Tính trữ lượng cấu tạo B0
Trữ lượng dầu khí ln là cơ sở lập ra các phương án đầu tư trong giai đoạn tìm kiếm thăm dị và khai thác dầu khí, và việc tính tốn trữ lượng sẽ dự báo tiềm năng quốc gia cho toàn bộ nền kinh tế. Việc tính tốn trữ lượng người ta cần tiến hành nghiên cứu rất tỷ mỉ về các thông số trong quá trình nghiên cứu địa chất, thăm dị, tìm kiếm cho cấu tạo và khu vực.
Dựa vào mức độ nghiên cứu của thân khống thể có trong vỉa dầu khí người ta có thể tính tốn trữ lượng dựa vào các phương pháp sau :
VII.3.1Các Phương pháp tính trữ lượng
Việc xác định trữ lượng các thân dầu khí có vai trị rất quan trọng trong cơng tác tìm kiếm thăm dị và khai thác dầu khí. Đây là một vấn đề rất khó khăn và phức tạp lên thường áp dụng một số phương pháp tính tốn và kiểm tra. Có 3 phương pháp áp dụng trong thực tế.
VII.3.2Phương pháp thể tích
Đây là phương pháp cơ bản áp dụng rộng rãi trong các giaiđoạn của các q trình tìm kiếm thăm dị.Để tính tốn trữ lượng bằng phương pháp này ngồi việc nghiên cứu đặc tính colector trong vỉa sản phẩm, sự phân bố của khí, ranh giới thân khí phải nghiên cứu tính chất vật lý của khí, và sự thay đổi tính chất đó trong q trình thayđổi nhiệt độ và áp xuất. Đồng thời phải xác định nhiệt độ và áp xuất của vỉa và các thô ng số khác phục vụ cho việc tính tốn.
VII.3.3Phương pháp cân bằng vật chất (CBVC)
Là phương pháp tính tốn trữ lượng dựa trên cơ sở áp dụng các phương trì nh cân bằng vật chất. Phương pháp này đơn giản, và dễ áp dụng cho kết quả khá chính xác. Phương pháp này để kiểm tra và đối chiếu số liệu của phương pháp thể tích và dùng nó để tính tốn cho các giai đoạn khác nhau của q trình khai thác mà chế độ năng lượng vỉa không phải chế độ năng lượng nước vận động.
VII.3.4Phương pháp giâm áp
Trong quá trình khai thác, lưu lượng của các giếng sẽ giảm theo thời gian do giảm áp xuất vỉa. Sự suy giảm lưu lượng tuân theo quy luật nhất định cho mỗi vỉa, dựa vào quy luật này, có thể tính trữ lượng dầu cho các thân sản phẩm đang khai thác.
VII.4 Tính trữ lượng dầu khí cho cấu tạo B0
Có 3 phương pháp tính trữ lượng, tuy nhiên phạm vi để áp dụng cho mỗi phương pháp là rất khác nhau. Đối với 2 phương pháp. Cân bằng vật chất và phương pháp giảm áp địi hỏi phải có đầy đủ các thơng số về tính chất cơ lý cũng như các thơng số vỉa và mỏ đó phải trải qua một thời gian khai thác nhất định. Mặt khác cấu tạo B0 đang trong q trình thăm dị, do đó việc tính tốn trữ lượng cho cấu t ạo B0 sẽ được áp dụng bằng phương pháp thể tích. VII.4.1 Cơng thức tính Cơng thức tính trữ lượng là : N =F*h * N/G*Фhd*S0*1/B0*Gf (1) BRV=F*h*Gf (2) Trong đó
N :Là trữ lượng thân dầu khí , tính ở điều kiện mặt đất (200c và 1at ) m3 F :Diện tích vùng khép kín , m2
h : Chiều dày vỉa chứa ,m
Фhd: Độ rỗng hiệu dụng vỉa chứa , % S0 : độ bão hịa dầu
Gf hệ số hình học của cấu tạo
N/G : tỷ số chứa trên tổng chiều dày F*h*N/G* Ф : thể tích lỗ rỗng chứa dầu F*h*N/G* Ф* S0 thể tích dầu trong lỗ rỗng
VII.4.2 Biện luận tham số
Lơ 07/03 hiện tại đang trong quá trình tìm kiếm thăm dị, nên trước khi có giếng khoan A1-1X người ta chưa có cơ sở gì để đánh giá trữ lượng, giếng khoan A1-1X do là một giếng khoan thăm dò đầu tiên do Premier Oil khoan vào năm 2009, qua kết quả giếng khoan sản phẩm là dầu và khí. Một sốthơng tin mà giếng khoan A1-1X dầu và khí được phát hiện trong các tập cát kết hệtầng Cau và Dừa. Với kết quả này đã làm tăng xác suất thành công cho các cấu tạo cịn lại trong lơ hợp đồng. Cát kết trong hệ tầng Cau
(Oligoxen) có độ rỗng dao động trong khoảng 19-21% và hệ tầng Dừa có độ rỗng dao động trong khoảng 20-23%. Độbão hòa của nước tính cho các cấu tạo B0 được lấy theo kết quả phân tích địa vật lý giếng khoan A1-1X của Premier Oil. Độ bão hòa của nước của các tầng dao động như sau: Cau 49-55%, Dừa 38-42%. Hệ sốthểtích của dầu và khí lấy theo kết quả nghiên cứu của Premier Oil. Giá trị B0 dao động từ 1.43-1.68 và 1/Bg dao động từ120- 180.
VII.4.3 Cách tính các thơng số - Diện tích vùng khép kín cấu tạo B0
Diện tích được lấy theo đường đồng mức khép kín lớn nhất của cấu tạo B0 trong hệ tầng Dừa (Mioxen dưới ), hệ tầng Cau ( Oligoxen ) và được tính tốn dựa vào phần mền Canvas.
-Độ rỗng của vỉa Фhd
Phần cát kết của vỉa độ rỗng được tham khảo dựa vào các tài liệu của giếng khoan A1 -1X và mộtsố giếng khoan ở các lơ lân cận
- Hệ số thể tích dầu , B0
Lấy kết quả thử vỉa tại giếng khoan A-1X và tài liệu ở các giếng khoan lân cận khu vực giáB0dao động trong khoảng 1.43-1.68 và 1/Bg dao động từ 120-180.
- tỷ số chứa trên tổng chiều dày, N/G
Phần cát kết của toàn bộ vỉa chứa được sử dụng tham khảo thông qua giếng khoan A- 1X. Phần Mioxen lấy N/G của đoạn trầm tích tương ứng trên giếng khoan trên giếng khoan A-1X trong khoảng độ sâu 2200- 3000m. Còn Oligoxen được lấy trong khoảng 3000-3800m như vậy dựa vào kết quả giếng khoan A1 –1X lấy N/G = 0.4
-Hệ số hình học, Gf
Khi tính tốn diện tích trên một cấu tạo triển vọng thì hệ số hình học là một tham số rất quan trọng. Bởi vì cấu tạo có hình dạng bất kỳ và khơng có kiểu hình dạng chuẩn như là hình trịn , chữ nhật , hình vng……..cho nên việc tinh tốn diện tích cấu tạo sẽ bị sai số, vì vậy diện tích sau khi tính được phải được hiệu chỉnh bằng cách nhân diện tích tính được với một hệ số gọi là hệ số hình học Gf. Dựa vào kết quả khoan của giếng khoan A1- 1X và kinh nghiệm ta chọn Gf = 0.4
Bảng VII.2 kết quả tính trữ lượng tầng M ioxen dưới
Min Trung bình Max
BRV(km3) 19.4 21.7 23.8 Ф 0.20 0.22 0.23 N/G 0.2 0.3 0.4 S0 0.58 0.6 0.62 B0 1.43 1.54 1.68 N(m3) 314.741.300 558.000.000 808.066.700
Bảng VII.3 kết quả tính trữ lượng tầng Oligoxen
Min Trung bình Max
BRV(km3) 9.2 10.8 11.4 Ф 0.19 0.20 0.21 N/G 0.2 0.3 0.4 S0 0.45 0.48 0.51 B0 1.43 1.54 1.68 N( m3) 110.014.000 201.974.000 290.700.000
Tổng trữ lượng cấu tạo B0 được xác định
Nmin= 424755300 m3 Ntb= 759974000 m3 Nmax= 1098766700 m3
VII.5 Đánh giá rủi ro của cấu tạo B0VII.5.1Đá sinh VII.5.1Đá sinh
Đá mẹ Oligoxen với kerogen loại II, III. Kerogen loại II có chỉ số HI cao, gần 600- có khả năng cho dầu và khí : Kerogen loại III có chỉ số HI thấp cho khí và các tập sét Mioxen sớm thuộc hệ tầng dừa dưới và hệ tầng Cau với chỉ số HI và TOC cao, sét kết
này được hình thành từ biển tiến. Ngồi ra cịn có các tập than ở phần trên hệ tầng Dừa có khả năng sinh khí tốt.
VII.5.2Đá chứa
Là các tập cát kết có tuổi Mioxen thuộc hệ tầng Dừa giữa và cát kết thuộc hệ tầng Cau có nguồn gốc châu thổ , alluvial, fluvial và biển nơng có độ rỗng trung bình khoảng 20%. Ngồi ra đối tượng chứa thứ 2 là các tầng cacbonat tuổi Mioxen giữa có độ rỗng trng bình khoảng 30%, độ thấm tốt. Từ các thông số trên ta nhận thấy rằng đá chứa ở đây rất tốt.
VII.5.3Đá chắn
Đá chắn là các sét kết Dừa giữa đóng vai trị là tầng chắn ở phía trê n cho các tập cát kết Dừa giữa, cịn các tập xen kẹp đóng vai trị chắn cho các tập cát kết riêng lẻ. Tập sét kết Dừa dưới đóng vai trị chắn cho các tập cát kết hệ tầng Cau. Ngồi ra cịn có các tập sét kết hệ tầng Biển Đơng và Nam Cơn Sơn có vai trị chắn tốt.
VII.5.4 Bẫy
Bẫy cấu tạo kề áp đứt gãy, nhìn trên minh giải địa chấn thấy cấu tạo khép kín ở độ sâu 3800m.
Bảng VII.1 Đánh giá cấu tạo theo tài liệu của PVEP
Cấu tạo Source Reservoir Seal Trap Charge POS POS avg B0 Dừa 1 0.6 0.8 0.8 0.7 0.26 88 0.268 B0 Cau 1 0.6 0.8 0.8 0.7 0.26 88 B1 NCS 1 0.9 1 0.4 0.55 0.20 0.2 Biển Đông 1 0.7 0.8 0.8 0.5 0.22 0.22 B3 NCS 1 0.7 0.9 0.6 0.5 0.19 0.19 B3 Dừa 1 0.7 0.9 0.6 0.5 0.19 B3 Cau 1 0.5 0.9 0.6 0.5 0.14 B4 Dừa 1 0.7 0.8 0.7 0.6 0.235 0.235 B4 Cau 1 0.7 0.8 0.7 0.6 0.235 B5 Dừa 1 0.7 0.9 0.8 0.5 0.25 0.25 B5 Cau 1 0.7 0.9 0.8 0.5 0.25
CHƯƠNG VIII : THIẾT KẾ GIẾNG KHOAN TÌM KIẾM B0 - 1XVIII.1: Cơ sở địa chất để thiết kế giếng khoan VIII.1: Cơ sở địa chất để thiết kế giếng khoan
VIII.1.1 Mục đích của giếng khoanNhiêm vụ đặt ra cho giếng khoan Nhiêm vụ đặt ra cho giếng khoan
- Xác định các thơng số tính chất cơ lý đá, tính chất các chất lưu, nhiệt độ vầ áp suất - Phát hiện trực tiếp các tầng chứa sản phẩm trong tầng Cau (Oligoxen), Dừa (Mioxen dưới)
- Nghiên cứu chế độ năng lượng vỉa
- Nghiên cứu đặc điểm địa chất, cấu trúc địa chất của cấu tạo B0,đồng thời bổ sung thông tin địa chất cho khu vực. Với mục đích trên giếng khoan được xác định là giếng khoan tìm kiếmkí hiệu B0 - 1X.
VIII.1.2 Đối tượng nghiên cứu
Từ mục đích giếng khoan ta thấy giếng khoan có đối tượng nghiên cứu là các tập cát kết chứa dầu trong tầng Mioxen dưới và Oligoxen .
VIII.1.3 Vị trí giếng khoan
Để giải quyết tốt các mục tiêu trên cần chọn một vị giếng khoan phải thiết kế một cách tối ưu. Trên cơ sở tổng hợp kết quả nghiên cứu về đặc điểm cấu trúc và tiềm năng dầu khí của khu vực nói chung cũng như trên cấu tạo B0 nói riêng, sau khi cân nhắc về vị trí cấu tạo, nguồn đá mẹ và hướng dịch chuy ển dầu khí chính có thế nạp vào bẫy chứa của cấu tạo thì chọn vị trí giếng khoan B0- 1X là tốt nhất Tây Nam của cấu tạo, và đặt vào vị trí giao nhau giữa hai mặt cắt địa chất Đông Bắc- Tây Nam và Tây Bắc – Đông Nam.
VIII.1.4 Mô tả cột địa tầng dự kiến
Ranh giới cột địa tầng dự kiến được xác định trên cơ sở bản đồ cấu tạo và mặt cắt dọc của cấu tạo B0. Địa tầng dựa kiến của giếng khoan B0 -1X bao gồm :
Hệ tầng Biển Đông ( Plioxen)
Từ đầu miệng giếng đến độ sâu 1500m dày 1450m. Thành phần thạch học bao gồm chủ yếu gồm cát kết bở rời, không gắn kết và bột kết, có rất ít cát kết. Thành phần
chínhở hệ tầng này bao gồm cát kết chứa nhiều thạch anh với nhiều mảnh vụn sinh vật, xen kẹp bởi sét kết, bột sét kết.
Hệ tầng Nam Côn Sơn ( Mioxen trên )
Hệ tầng Nam Côn Sơn được chia thành 2 phần. Phần phía dưới là bất chỉnh hợp bao gồm các đá trầm tich ở phần phía Tây và cacbonatở phần phía Đơng bồn trũng. Hệ tầng bao gồm cát kết có nguồn gốc từ trước tam giác châu đến biển nơng và sét kết khơng có mặt của đá cacbonat. Thành phần thạch học thành phần thay đổi bởi sự xen kẹp của cát kết chứa thạch anh và bột kết chứa cát, có rất ít vỉa đá vơi hay bột kết dolomite.
Hệ tầng Mãng Cầu ( Mioxen giữa )
Trong lô 07/03 hệ tầng Mãng Cầu khơng có ở một số đới nâng do khơng tích tụ hoặc bào mịn. Sự khác biệt giữa hệ tầng Thơng và Mãng Cầu thường rất khó xác định. Nóc tầng Mãn g Cầu được đánh dấu bởi biến cố nghịch đảo do sự mở rộng biển Andaman bắt đầu từ 10,5 triệu năm trước và kéo dài tới 12,5 triệu năm sau. Thành phần thạch học chính bao gồm cát kết trộn lẫn sét kết và có nguồn gốc thềm lục địa, thỉnh thoảng có các lớp cacbonat mỏng.
Hệ tầng Thơng
Hệ tầng Thơng được đặc trưng bởi cát kết, sét kết có nguồn gốc thềm lục địa và thỉnh thoảng có các lớp than có nguồn gốc tam giác châu.
Hệ tầng Dừa
Hệ tầng Dừa được đánh dấu bởi một bất chỉnh hợp chính, đứt rời, theo đó là các tập cát kết biển tiến phủ lên trên nóc tầng Cau. Thành phần thạch học chính của hệ tầng này, phía dưới là các tập cát kết biển tiến, cịn phía trên là các tập sét kết Dừa dưới, các tầng cát kết Dừa giữa được chia thành 7 tập nhỏ ( MDS0- MDS6). Các tầng này phân bố rộng trong lơ 07/03 và có chiều dày thay đổi từ 15 đến 45m.
Hệ tầng Cau
Thành hệ phổ biến bởi trầm tích lắng đọng trong môi trường sông – tam giác châu, nằm ngay trên là trầm tích ven bờ phong phú thực vật, từ đó hình thành nên than. Phần trên của hệ tầng Cau gồm sét kết có màu xám đến xám xanh, thỉnh thoảng có màu đỏ xen kết bởi bột cát và than. Giữa tầng Cau gồm các tập cát kết có chiều dày khá lớn,
co sét và than nhưng chiều dày không đáng kể. Phần dưới của tầng Cau được đặc trưng bởi các tập cát kết, bột kết, sét và than có chiều dày nhỏ nằm xen kẹp nhau.