Trữ lượng dầu khí là lượng dầu khí còn lại trong các tích tụtựnhiên chứa dầu khí, có thể tính được ở thời điểm nhất định, được phát hiện với mức độ tin cậy khác nhau tùy theo kết quả thăm dòđịa chất.
4.1.2 Khái niệm vềtài nguyên dầu khí
Tài nguyên dầu khí là tổng lượng dầu khí tại chỗ tính được ở thời điểm nhất định, bao gồm lượng dầu khí chưa được hoặc được khai thác từcác tích tụ dầu khí đãđược phát hiện và lượng dầu khí có khả năng tồn tại trong các tích tụsẽ được phát hiện.
4.1.3 Phân biệt trữ lượng và tài nguyên
Theo quan niệm truyền thống, phần tài nguyên được xác minh bằng các công trình thăm dò, có giá trị kinh tế, ở thời điểm tính được coi là trữ lượng của tài nguyên đó. Trữ lượng dầu khí cũng tuân theo quan niệm này.
4.2 Phân cấp và phân loại trữ lượng
Vấn đề phân cấp và phân loại dầu khí có ý nghĩa quan trọng trong việc hoạch định vĩ mô phương hướng tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí, xác định chiến lược năng lượng và các ngành có liên quan đến dầu khí và các sản phẩm của chúng như lọc dầu, hóa dầu, công nghiệp có nhu cầu từ chế phẩm dầu như dệt, vật liệu xây dựng, dược, phân đạm, thuốc nhuộm, sơn,… Đó cũng là cơ sở để xây dựng và phát triển các ngành có liên quan như máy, thiết bị khoan, khai thác, nghiên cứu, xử lý giếng, thiết bị cất chứa, vận chuyển, chếbiến,….dầu khí và các dịch vụ kèm theo. Việc đào tạo và cung ứng nhân lực cũng phụthuộc một phần vào giá trịtrữ lượng dầu khí.
4.2.1 Phân cấp trữ lượng dầu khí
Kết thúc mỗi quá trình thăm dò dầu khíở một vùng nghiên cứu hoặc khai thác một vỉa nào đó, chúng ta đều phải phân cấp và tính toán trữ lượng. Kết quả của công việc
này sẽ phản ánh hiệu quảcủa công tác nghiên cứu. Điều đó giúp chúng ta có thể định hướng cho việc thăm dò hay khai thác tiếp theo.
Căn cứvào mức độhiểu biết vềthân khoáng, trữ lượng dầu khí được phân ra thành nhiều cấp khác nhau với độ chính xác và độ tin cậy khác nhau. Mức độ hiểu biết càng chi tiết, toàn diện bao nhiêu thì giá trị trữ lượng tính toán được càng đáng tin cậy bấy nhiêu. Tuy nhiên, cho đến nay chưa có một bảng phân cấp nào được tất cả các nước chấp nhận. Mỗi nơi, mỗi nước đều có thể phân cấp theo trữ lượng của mình. Ở Việt Nam thường áp dụng 2 cách phân cấp trữ lượng sau:
− Phân cấp trữ lượng theo Liên xô cũ
− Phân cấp trữ lượng theo phương Tây
4.2.1.1 Phân cấp trữ lượng của Nga (Liên xô cũ)
Cơ sở của việc phân cấp trữ lượng là mức độ hiểu biết về các tích tụ và các mỏ, nếu biết càng nhiều thì càng chính xác do đó cấp trữ lượng càng cao. Theo phân loại của Liên xô cũ có 4 cấp trữ lượng: A, B, C1, C2.
- Trữ lượng cấp A: Là loại trữ lượng có tính chính xác và độ tin tưởng cao, được xác minh đối với các tích tụ dầu khí đã ít nhất đã đư ợc mở vỉa bằng 3 giếng khoan trên các đường đồng mức khác nhau. Khi thử vỉa cho dòng dầu khí có giá trị thương mạiổn định, thông qua các giếng khoan này ta tiến hành nghiên cứu:
• Tính chất cơ lý của đá: Độrỗng, độthấm… • Tính chất của các chất lưu
• Đo karota giếng khoan
• Xác định chế độnhiệt động của vỉa
• Xác định chính xác ranh giới tiếp xúc dầu–khí– nước • Các phương pháp thửvỉa.
Qua đó người ta biết được tương đối chính xác mô hình của vỉa chứa: chiều cao, độ dày…biết được những loại chế độ năng lượng tự nhiên tồn tại trong vỉa, biết được điều kiện để khai thác… Với cấp trữ lượng này ta có thểtiến hành khai thác.
- Trữ lượng cấp B: Là trữ lượng được tính toán cho các tích tụhay các mỏ dầu khí đãđư ợc mở vỉa bằng 2 giếng khoan trên các đường đồng mức khác nhau. Khi mở
vỉa cho dòng sản phẩm có giá trị ổn định và có giá trị công nghiệp, thông qua 2 giếng khoan này ta có thểnghiên cứu tương đối:
• Lấy mẫu đá, các chất lưu • Đo karota giếng khoan • Các phương pháp thửvỉa
• Nghiên cứu đặc tính Colector của vỉa • Đặc tính của đá.
Tuy nhiên trữ lượng này vẫn bị giới hạn bởi vì thể tích của khoáng thể chỉ được tính toán đến điểm thửvỉa thấp nhất đã cho dòng sản phẩm (thểtích của khoáng thểbị giới hạn đến điểm mở vỉa cuối cùng điểm cho dòng sản phẩm có giá trị công nghiệp). Đối với các tích tụ khí phải xác định được dưới thân khí có tồn tại hay không tồn tại thân dầu có giá trị công nghiệp (trong trường hợp này ranh giới tiếp xúc dầu nước vẫn chưa xác định được). Mô hình của vỉa chứa, chế độ năng lượng của vỉa và điều kiện khai thác vẫn chưa được xác định một cách rõ ràng vẫn cần phải nghiên cứu tiếp.
Cả 2 giếng khoan trong trường hợp này đều bắn vỉa thử vỉa nhưng chưa được WOC & GOC. Muốn xác định được thểtích của vỉa phải xác định được giới hạn phía dưới (điểm mởvỉa cuối cùng cho dòng sản phẩm). Để xác định một cách chính xác thể tích này cần phải tiếp tục thăm dò.
Trong trường hợp phía dưới thân khí tồn tại đai dầu có giá trịcông nghiệp, thì phải tận dụng chế độ Năng lượng áp lực mũ khí và áp lực khí nén để khai thác phần dầu trước.
- Trữ lượng cấp C1: Là trữ lượng được tính toán cho các tích tụhay các mỏdầu khí đãđược mở vỉa bằng 1 giếng khoan. Khi mở vỉa cho dòng sản phẩm có giá trị ổn định và có giá trịcông nghiệp, thông qua 1 giếng khoan này ta có thểnghiên cứu sơ bộ:
• Lấy mẫu các chất lưu • Đo karota giếng khoan • Các phương pháp thửvỉa
• Nghiên cứu đặc tính Colector của vỉa • Đặc tính của đá. (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
Tuy nhiên, mức độhiểu biết của ta và mức độ tin tưởng càng thấp hơn. Sốliệu về vỉa cần phải được suy ra từcác tích tụlân cận. Các đặc điểm vềchế độ năng lượng vỉa, điều kiện nhiệt áp, thủy động đều chưa được xác định chính xác.
- Trữ lượng cấp C2: Là trữ lượng được tính toán cho các tích tụ hay một bộ phận của mỏ dầu khí còn chưa được mở vỉa, nhưng cấu tạo mà ta nghiên cứu nằm trong khu vực đã được chứng minh có triển vọng dầu khí rất tốt. Tất cả các tham số phục vụcho tính toán trữ lượng phải được ngoại suy từcác tích tụgần kềhay các tích tụ đan xen.
4.2.1.2 Phân cấp trữ lượng theo phương Tây
Mỹvà nhiều nước phương Tây khác phân trữ lượng dầu thành các cấp như sau: P1 với độtin cậy 90%, P90.
P2 với độtin cậy 50%, P50. P3 với độtin cậy 10%, P10. Một số nước còn phân cấp theo:
1P tương đương với P1 2P tương đương với P1+P2 3P tương đương với P1+P2+P3
Trữ lượng xác minh
Là lượng dầu khí có thểthu hồi thương mại tính đượcởthời điểm nhất định với độ tin cậy cao của các tích tụ dầu khí đãđư ợc phát hiện và dự kiến đưa vào khai thác trong các điều kiện kỹthuật, công nghệ, kinh tếvà xã hội hiện tại. Trữ lượng được xếp vào cấp xác minh khi đảm bảo thỏa mãn cácđiều kiện sau:
- Thân chứa dầu khí được xác định ranh giới với mức độ tin cậy hợp lý theo tài liệu địa vật lý, địa chất và khoan.
- Đặc tính thấm, chứa và độ bão hòa dầu khí của thân chứa dầu khí được khẳng định bằng tài liệu ĐVLGK và mẫu lõi.
- Kết quảthửvỉa cho dòng thương mại ít nhất từ1 giếng khoan.
- Ranh giới để xác định thể tích thân khoáng thể lấy đến độ sâu thấp nhất cho sản phẩm khi thửvỉa.
- Trữ lượng có khả năng (P2)
Trữ lượng có khả năng là lượng dầu khí có thể thu hồi thương mại, tính được ở thời điểm nhất định với độ tin cậy trung bình và chưa được khẳng định bằng kết quả thửvỉa.
Trữ lượng có khả năng đối với từng thân chứa dầu khí được xác định theo nguyên tắc ngoại suy phù hợp với điều kiện địa chất cụ thể của thân chứa dầu khí. Trữ lượng có khả năng (P2) đối với từng tích tụdầu khí xác định theo nguyên tắc chia đôi khoảng cách (Hình 4.1 và Hình 4.2):
•Đối với dầu:
Từ điểm dầu lên tới (OUT) cho đến điểm giữa của khoảng dầu lên tới –khí xuống tới (GDT) hoặcđỉnh cấu tạo (SC) nếu điểm khí xuống tới (GDT) khôngxác định được.
Từ điểm dầu xuống tới (ODT) đến điểm giữa của khoảng dầu xuống tới (ODT) – nước lên tới (WUT) hoặc điểm tràn (SPP) cấu tạo nếu điểm nước lên tới (WUT) không xác định được.
•Đối với khí:
Từ điểm khí xuống tới (GDT) đến điểm giữa của khoảng khí xuống tới (GDT) – dầu lên tới (OUT), hoặc là:
Từ điểm khí xuống tới (GDT) đến điểm giữa của khoảng khí xuống tới (GDT) – nước lên tới (WUT) hoặc điểm tràn (SPP) cấu tạo nếu điểm nước lên tới (WUT) không xác định được.
Như vậy, phân cấp theo phương pháp chia đôi khoảng cách có thể được thay thế bởi các tài liệu địa chất, địa vật lý và công nghệ khác có cơ sởvà lý thuyết được nêu rõ ràng.
- Trữ lượng có thể (P3)
Trữ lượng có thể là lượng dầu khí có thểthu hồi thương mại, tính đượcở thời điểm nhất định với độ tin cậy thấp và chưa được khẳng định bằng kết quảkhoan. Trữ lượng cấp P3 đối với từng thân chứa dầu khí được xác định theo nguyên tắc ngoại suy phù hợp với điều kiện địa chất cụthểcủa thân chứa dầu khí .
Trữ lượng có thể đối với phần thân dầu khí liền kề với vùng có cấp trữ lượng có khả năng cho tới điểm tràn hoặc đỉnh của cấu tạo xác định theo nguyên tắc chia đôi khoảng cách (Hình 4.1 và Hình 4.2):
- Từ điểm giữa của khoảng dầu hoặc khí xuống tới (O/GDT) – nước lên tới (WUT) hoặc điểm tràn (SPP) cấu tạo nếu điểm nước lên tới (WUT) không xác định được, đến điểm nước lên tới (WUT) hoặcđiểm tràn (SPP) cấu tạo nếu điểm nước lên tới (WUT) không xác định được.
- Từ điểm giữa của khoảng dầu lên tới (OUT) – đỉnh cấu tạo (SC), lên đến đỉnh cấu tạo (SC).
Như vậy, phương pháp chia đôi khoảng cách có thể được thay thế bởi các tài liệu địa chất, địa vật lý và công nghệ khác có cơ sởvà lý thuyết được nêu rõ ràng.
Hình 4.2: Sơ đồphân cấp trữ lượng cho vỉa khí hoặc vỉa dầu không có mũ khí
4.3 Các phương pháp tính trữ lượng (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
Việc xác định chính xác trữ lượng các thân dầu có vai trò quan trọng trong công tác tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí. Đây là một vấn đề khó khăn và phức tạp nên ngày nay người ta thường áp dụng một số phương pháp tính toán và kiểm tra. Dưới đây là một số các phương pháp thường được áp dụng trong thực tế.
4.3.1 Phương pháp thểtích
Phương pháp thể tích được thực hiện trong tất cả các giai đoạn tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí. Đểtính trữ lượng bằng phương pháp thểtích cần có các thông tin phản ánh về mô hình vỉa chứa (diện tích phân bố khoáng thể; chiều dày vỉa chứa), về đặc ttính collector của đá chứa (độrỗng; độthấm; độbão hoà chất lưu) và đặc tính chất lưu chứa trong vỉa (hệsốthểtích, khối lượng riêng).
4.3.2 Phương pháp Cân Bằng Vật Chất (CBVC)
Phương pháp CBVC được dùng để tính toán một cách tương đối trữ lượng HC tại chỗ, cơ chế đẩy tự nhiên có thể của vỉa. Để tính toán CBVC chính xác, vỉa phải đạt được trạng thái nửa ổn định ở điều kiện vỉa, nghĩa là phải biết áp suất tức thời so với toàn bộ lượng HC tích lũy trong vỉa. Nó phụthuộc vào chất lưu trong vỉa, tính chất của đá chứa và cơ chế đẩy tự nhiên của vỉa. Điều này đòi hỏi phải khai thác 5% đến 10% lượng HC tại chỗ.
Để áp dụng phương pháp này với độ chính xác cao đòi hỏi phải có sự theo dõi chính xác diễn biến các thông sốkhai thác cho tất cảcác chất lưu (dầu, khí, nước), diễn biến áp suất vỉa, thông số PVT, những số liệu thểhiện điều kiện ban đầu của vỉa. Nói chung, sốliệu giếng khai thác càng nhiều thì kết quảtính trữ lượng càng chính xác.
Phương trình CBVC có thể được dùng để đánh giá trữ lượng dầu khí tại chỗ của vỉa và xác định cơ chế đẩy của vỉa. Để đánh giá trữ lượng của vỉa, phương trình CBVC thường được dùng kết hợp với sốliệu vềmối liên hệ độthấm giữa dầu và khí.
4.3.3 Phương pháp thống kê biểu đồ
Phương pháp dựa trên cơ sở các số liệu theo dõi thường xuyên lưu lượng và sản lượng khai thác dầu trong những khoảng thời gian nhất định: một ngày; một tuần; một tháng; một quí hay một năm, đồng thời là tổng lượng sản phẩm khai thác tích luỹtừlúc bắt đầu khai thác. Khi sản phẩm bị nhiễm nước thì theo dõi cả lượng nước khai thác được (mức độngập nước).
Các sốliệu thống kê được thể hiện trên biểu đồ phản ánh mối tương quan giữa các tham số đã nêu (Hình 4.3): Trên trục hoành biểu thị tổng sản lượng khai thác tích luỹ tăng lên theo thời gian. Trên trục tung thểhiện sản lượng khai thác, đồng thời là lượng nước đồng hành sau mỗi mốc thời gian đã lựa chọn (ngày; tuần; tháng).
Tổng trữ lượng dầu có thể khai thác được xác định bằng giao điểm của đường thẳng trung bình hoá lưu lượng hay sản lượng biến động, giảm dần theo các mốc thời gian với đường thẳng biểu hiện sản lượng (lưu lượng) tới hạn - sảnlượng (lưu lượng) nhỏ nhất còn có thể đem lại hiệu quả kinh tế nếu khai thác. Gióng từ giao điểm đó xuống trục hoành ta sẽcó kết quảtrữ lượng cần tìm.
Ta cũng có thể xác định trữ lượng dầu có thểkhai thác bằng giao điểm giữa đường trung bình của đường cong biểu hiện độ ngập nước với đường thẳng thể hiện độ ngập nước tối đa cho phép (cònđem lại hiệu quảkinh tếnếu khai thác). Gióng từ giao điểm này xuống trục hoành là giá trị trữ lượng cần tìm.
Phương pháp thống kê không thể là phương pháp tính trữ lượng cơ bản, không thể áp dụng đối với các đối tượng khai thác có hạn chế lưu lượng giếng, nó chỉ có thể áp dụng trong các giai đoạn cuối của quá trình khai thác khi lưu lượng (sản lượng) giảm đi không thể phục hồi. Kết quả tính dùng để so sánh, kiểm định kết quả tính bằng các phương pháp khác. Kết quả tính trữ lượng bằng phương pháp thống kê phụ thuộc rất nhiều vào hệthống kỹthuật, công nghệkhai thác.
0 20 40 60 80 100 120 140 160 ∑Qtích lũy (106 Tấn) q ( T ấ n / n g ày ;.. .... n ă m ) Sản lượng dầu tối thiểu còn có hiệu quả độngập nước tối đa cho phép
Qdầu
Qnước
Hình 4.3: Biểu đồtheo dõi sản lượng khai thác tích luỹtheo thời gian
Chương5
TÍNH TRỮ LƯỢNG DẦU KHÍ CHO TẦNG B10 BẰNG PHƯƠNG PHÁP
THỂTÍCH
Việc xác định chính xác trữ lượng các thân dầu có vai trò quan trọng trong công tác tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí. Trữ lượng dầu khí là lượng dầu khí hoặc condensat được tính toán trên cơ sở các thông số của vỉa, nó còn nằm sâu trong lòng đất hoặc đã khai thác lên bềmặt đểphục vụnhu cầu của con người.
Ta phải tính trữ lượng vì trữ lượng là một trong những thông số để vạch định kế hoạch phát triển đất nước, an ninh quốc phòng của một quốc gia. Trữ lượng là một trong những chỉ tiêu đánh giá khả năng về tài nguyên của quốc gia.
•Biện luận phương pháp tính trữ lượng
Có 2 phương pháp thường được áp dụng để tính trữ lượng dầu khí tại chỗ là phương pháp thể tích và phương pháp cân bằng vật chất. Trường hợp tầng B10 Miocen hạ cấu tạo Voi Đen lô 15-1 có 3 giếng khoan đi qua, kết quả thu được là các đường cong ĐVLGK và kết quả thử vỉa DST cho dòng dầu thương mại. Cho nên, trữ lượng dầu khí của tầng B10 Miocen hạcấu tạo Voi Đen được tính bằng phương pháp thể tích.
Trữ lượng tại chỗcủa thân dầu được tính theo công thức:
OIIP = BRV × N/G ×Фe× So× 1/FVF × 6.289 (1)