6.2.1. Phân cấp trữ lượng.
Theo quan điểm của Nga là dựa trên mức độ nghiên cứu để phân cấp t rữ lượng
và phân chia ra làm cấp A, B, C và D.
Trữ lượng cấp A: là trữ lượng của một vỉa hay một phần vỉa, được nghiên cứu
tỷ mỷ đảm bảo chắc chắn về kiểu, hình dạng, kích thước, bề dày hiệu dụng chứa
dầu, khí. Các kiểu bẫy có đặc tính thấm chứa, độ bão hòa dầu, khí, condensat, chế độ hoạt động của vỉa. Sản lượng giếng, áp lực vỉa, lưu lượng dầu, khí, condensat, độ dẫn thủy, độ dẫn áp. Trữ lượng cấp A được tính theo vỉa hay một phần vỉa phù hợp với phương án thiết kế khai thác.
Trữ lượng cấp B: là trữ lượng được thiết lập dựa trên cơ sở nhận được dòng dầu, khí công nghiệp ở các giếng khai thác thử. Các vỉa được xác lập rõ xàng về
kiểu dáng, hình thái, kích thước vỉa, bề dày hiệu dụng chứa dầu, khí và tính chất
thâmd chứa. Phân tích thành phần, tính chất của dầu, khí trong điều kiện tiêu chuẩn và điều kiện vỉa. Xác định các thông số của vỉa cũng như của dầu, khí đủ tin
cậy để thiết kế khai thác. Trữ lượng cấp B được tính trên diện tích đã tiến hành khai thác thử.
Trữ lượng cấp C1 là trữ lượng của vỉa hay một p hần vỉa đãđược xác định có
dầu khí, trên cơ cở các thông số lấy từ các giếng khai thác thử và một phần các
giếng thăm dò đã thử vỉa, dòng dầu khí giá trị cộng nghiệp đã được xác định.
Ngoài ra, còn phải có các kết quả tốt về nghiên cứu địa chất, địa vật lý ở một số
giếng chưa thử vỉa. Dựa vào các giếng khoan thăm dò, khai thác xácđịnh các kiểu,
hình thái, kích thước và vị trí phân bố không gin của vỉa. Sau đó, phân tích xác định thành phần thạch học, kiểu đá chứa, tính chất thấm chứa, mức độ bão hòa dầu
khí, hệ số thu hồi dầu, bề dày hiệu dụng, bề dày vỉa bão hòa dầu khí ( dựa vào tài liệu mẫu lõi, nghiên cứu thủy lực và các tài liệu địa vật lý giếng khoan), thành phần và tính chất của dầu, khí trong điều kiện tiêu chuẩn và điều kiện vỉa. Xác định thành phần và tương quan dầu khí, sản lượng giếng, độ dẫn thủy và dẫn áp
của vỉa, áp lực vỉa, nhiệt độ vỉa, lưu lượng theo kết quả thử vỉa và nghiên cứu
giếng, điều kiện thủy địa chất, địa động lực cần được xác định ở các giếng khoan
và có thể áp dụng tương tự đối với các giếng thăm dò bên cạnh. Các số liệu trữ lượng cấp C1 dựa trên cơ sở kết quả của các giếng thăm dò và khai thác có đủ độ
tin cậy để thiết lập sơ độ công nghệ khai thác mỏ dầu hay để lập phương án khai
thác thử mỏ khí.
Trữ lượng cấp C2 là trữ lượng được tính ở diện tích có các thông số đáng tin
cậy về nghiên cứu địa chất, địa vật lý. Cấp C2 được tính trên diện tích kề với các
diện tích đãđược tính ở cấp cao hơn, ở vùng có vỉa chưa được thử vỉa, ở các mỏ đã
thăm dò. Được xác lập hình dáng, kích thước vỉa, bề dày, tính chất chứa,thành phần và tính chất dầu, khí trên cơ sở tài liệu địa chất, địa vật lý giếng khoan, có
quan hệ với các diện tích đãđược nghiên cứu kỹ hơn tương tự như ở vùng thăm
dò của mỏ.
Theo quan điểm của phương tây thì chia ra làm 3 cấp: cấp xác minh, cấp có
khả năng và cấp có thể.
đã biết, nhưng có đủ thông tin khẳng định khả năng chứa dầu sâu hơn hoặc nông hơn với độ chính xác không cao.
6.2.2.Phương pháp tính toán trữ lượng hydrocacbon.
Trong việc tính toán trữ lượng dầu khí thường có 3 phương pháp tính là phương pháp thể tích, phương pháp cân bằng vật chất và phương pháp thống kê.
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 dò.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 toán.
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 toán trữ lượng để kiểm tra
lại số liệu tính toán bằng phương pháp thể tích, nó còn áp dụng trong phân tích và tính toán 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 thống kê
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 hoành 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 hoá tốc độ giảm lưu lượng qua các mốc thời gian và đường thẳng biểu hiện
sản lượng khai thác nhỏ nhất còn có thể đem lại hiệu quả kinh tế. Gióng điểm từ đó xuống trục hoành ta sẽ biết được Tổng trữ lượng dầu có thể khai thác. Trong
phần này tôi đi cụ thể hơn về phương pháp thể tích. Phương pháp thể tích.
Trong đó:
HCIIPlà thể tích hydrocacbon tại chỗ.
A là diện tích chứa HC.
H là chiều dày chứa hiệu dụng.
Φe là độ rỗng hiệu dụng.
1-Sw là độ bão hòa Hydrocabon.
1/Bg là hệ số giãn nở khí.
GF là yếu tố hình học của vỉa.
Chiều dày hiệu dụng ta xác định dựa trên các đường cong địa vật lý giếng
khoan trên giếng khoan 04-1ST-1X, dựa vào 2 đường cong neutron và mật độ, gamma và các đường cong khác như PEF, DT. Đặc điểm của đới chứa khí đó là có mật độ thấp, vì vậy chỉ số hydro cũng thấp nên chồng 2 đường cong neutron và mật độ ta thấy hiện tượng cắt nhau ( cross over) với độ rỗng mât độ lớn, độ rỗng
neutron thấp. Qua đó ta xác định được ở Miocen thượng có tầng chứa khí dày 6.7m (từ 2951.6m – 2958.3m);ở Miocen trung xác định là có 3 đới chứa khí với đới 1 chiều dày là khoảng 4.2m (từ 3080m đến 3084.2m), đới thứ 2 chiều dày khoảng 2.4m (từ 3190m – 3192.4m), đới 3 dày khoảng 7.9m (từ 3194.4m –
3202.3m);ở Miocen hạ xác định là có 3 đới chứa khí, đới 1 dày khoảng 2.3m ( từ
khoảng 3468.9m – 3471.2m ), đới 2 dày khoảng 2.6m (từ 3615.5m – 3618.1m),
đới 3 dày khoảng 11.7m (từ 3756.3m –3768.0m).
Độ rỗng hiệu dụng xác định qua phưong pháp tiếp cận của Bateman –Konen, những công thức sau được sử dụng:
ΦD là độ rỗng mật độ ΦNlà độ rỗng neutron
Φ là độ rỗng neutron đọc trênđường neutron
ρma là mật độ xương đá
ρ là mật độkhối đọc trên đường mật độtại điểm tính
ρsh là mật độ của sét ρfllà mật độ của chất lưu
Vsh là thểtích của sét
Độ rộng hiệu dụng của vỉa chứa khí là sự kết hợp giữa độ rỗng neutron và mật độ qua công thức sau:
Φe = sqrt((Φ2D+Φ2N)/2)
Ta xác định thể tích của sét thì thường xác định giá trị của chỉ số GR rồi lấy
tuyến tính giá trị đó:
IGr= (Gr–Grmin)/(Grmax–Grmin)
Trong đó:
IGr: Là chỉ số gamma ray
Gr: Là giá trị gamma đo tại điểm tính toán trên đường cong gamma ray
Grmin:Là giá trị gamma ray nhỏ nhất trong khoảng tính thường đó là tại điểm
cát sạch.
Grmax: Là giá trị gamma ray lớn nhất thường đó là điểm sét
Từ đây ta lấy giá trị Vsh= IGr
Ta đi xác định cho vỉa khí trong Miocen thư ợng từ độ sâu 2951.6m –2958.3m. Ta xác định các giá trị trên tại độ sâu 2953.9m. tại độ sâu này xác định được
Gr = 47 API, giá trị nhỏ nhất là Gr =45 API, Grmax= 91API Vậy ta có Vsh= IGr = (47-45)/(91-45) = 0.043478
ΦN,sh = 0.288 gióng ngang từ điểm giá trị gamma cao đó là biểu hiện của sét
vàρsh= 2.405 g/cm3
thường ρma của cát và đá vôi lần lượt là 2.65 và 2.71g/cm3
ΦN= 0.2 -0.043478*0.288 = 0.187478
ΦD = (2.65 - 2.103)/(2.65 - 1) - 0.043478 *(2.65 - 2.405)/(2.65 - 1) = 0.325059327
Vậy: Φe= sqrt(((0.187478)2 + (0.325059327)2 ) /2) = 0.265340881
Xác định độ bão hòa của nước dựa trên công thức indonesia:
Sw= n w 0,5m sh sh sh t aR R 0,5.V 1 . V . R 1 Trong đó:
Sw: là độ bão hòa nước vỉa
Rt: điện trở suất thực của vỉa (Ohm.m) Vsh: hàm lượng sét
Rwlà điện trở suất thực của nước vỉa
Rsh là điện trở suất của sét (Ohm.m)
a là hệ số uốn khúc
Hình VI.1. Xácđịnh khoảng khí trên phần mềm IP
sau:
Tpc= 168 + 325γg– 12.5 γg2
Ppc= 677 + 15.0 γg– 37.5 γg2 Trong đó:
Tpclà nhiệt độ giả tới hạn ( Pseudo- critical Temperature ) Ppclà áp suất giả tới hạn ( Pseudo –critical Pressure )
γglà tỷ trọng của khí
Trong Miocen thượng ta có γg=0.8962 vậy Tpc= 449.42oR, Ppc= 660.3 psi Trong Miocen trung ta cóγg= 0.9226 vậy Tpc= 457.2oR, Ppc= 658.9 psi Trong Miocen hạ ta có γg = 0.8738 vậy Tpc= 442.4oR, Ppc = 661.5 psi Ta có chiều sâu tạicác vỉa có khả năng là:
Độ sâu Miocen thượng = 1750m
Độ sâu Miocen trung = 1960m
Độ sâu Miocen hạ =2350m
Công thức tính nhiệt độ vỉa như sau:
T = Tab + (Dub–Dab) * G/100
Trong đó:
Tab là nhiệt độ ranh giới trên ( oC )
Dab là độ sâu ranh giới trên ( m )
Dub là độ sâu ranh giới dưới ( m ) Thường nhiệt độ đáy là 20 oC Vậy nhiệt độ tại Miocen thượng là:
T = 20 + ( 1750–160 ) * 3.06/100 =68.65oC =615.58oR Nhiệt độ tại Miocen trung là:
T =68.65 + ( 1960–1750 ) * 3.06/100 =75.08oC =627.14oR
Nhiệt độ tại Miocen hạ là:
T = 75.08 + (2350–1960) * 3.06/100 =87.01oC =648.63oR
Nhiệt độ tại vỉa chứa tại độ sâu 1900m – 1940m là:
T = 68.65 + (1920 – 1750)*3.06/100 = 73.85oC = 624.93oR (tại độ sâu 1920m) Nhiệt độ tại vỉa chứa tại độ sâu 1960m – 2100m là:
T = 73.85 + (2030 – 1920)*3.06/100 = 77.22oC = 631oR (tại độ sâu 2030m) Nhiệt độ tại vỉa chứa tại độ sâu 2230m -2310m là:
T = 77.22 + ( 2270 – 2030)*3.06/100 = 84.56oC = 644.21oR (tại độ sâu 2270m) Nhiệt độ tại vỉa chứa tại độ sâu 2370m - 2730m là:
T = 84.56 + ( 2470 – 2270)* 3.06/100 = 90.68oC = 655.22oR (tại độ sâu 2470m)
Ta có
ρw= 1 + 0.695 * TDS * 10-6
Trong đó TDS là lượng chất hòa trong nước biển ( ppm) TDS nước biển trung bình là 35,000 ppm
Vậy ρw= 1.024 g/cm3
Nước ngọt có gradient áp suất trung bình là 0.433 psi/ft = 0.095 at/m Vậy gradient áp suất của nước biển là 1.024 *0.095 =0.09728 at/m hay 9.728 at/100m. Tại độ sâu đáy biển thì có áp suất là:
P = 1 + 160 * 9.728/100 = 16.56 at
Áp suất trung bình cho vùng lân cận là 46.5psi/ft tức là 10.38 at/ 100m. Vậy áp suất tại Miocen thượng là :
P =181.60 + ( 1920–1750)*10.38/100 = 199.246at = 2928.916psi ( tại độ sâu 1920m)
Áp suấttại vỉa chứa tại độ sâu 1960m – 2100m là:
P =199.246 + (2030–1920)*10.38/100 = 210.664at = 3096.761psi (tại độ sâu 2030m)
Áp suất tại vỉa chứa tại độ sâu 2230m -2310m là:
P =210.664+ ( 2270 – 2030)*10.38/100=235.576at = 3462.967psi (tại độ sâu 2270m)
Nhiệt độ tại vỉa chứa tại độ sâu 2370m - 2730m là:
P =235.576+ ( 2470 – 2270)* 10.38/100 =256.336at = 3768.139psi(tại độ sâu 2470m)
Công thức tính nhiệt độ, áp suất rút gọn như sau:
Tpr= Tres/Tpc , Ppr= Pres/Ppc Vậy:
Tại Miocen thượng ta có nhiệt độ và áp suất rút gọn như sau:
Tpr= 615.58/449.42 = 1.37 Ppr= 2669.55/660.3 =4.04 Tại Miocen trung:
Tpr= 627.14/457.2 = 1.37 Ppr= 2989.95/658.9 = 4.54 Tại Miocen hạ:
Tpr= 648.63/442.4 = 1.47 Ppr= 3585.07/661.5 = 5.42
Từ các giá trị trên theo đồ thị trên ta xác định được hệ số lệch c ủa khí như sau: Miocen thượng: Z = 0.68
Miocen trung: Z = 0.73 Miocen hạ: Z =0.82
Ta có công thức tính hệ số thể tích như sau:
Bg= (Psc/Tsc)*(Tres/Pres)*Zres
Trong đó:
Bg: Là hệ số thể tích của khí
Tsc,Psc: Là nhiệt độ và áp suất ở điều kiện tiêu chuẩn
Zres: Là hệ số lệch so với khí lý tưởng
Vậy hệ số thể tích của khí tại thống Miocen là như sau:
Miocen thượng: Bg = (14.7/520)*(615.58/2669.55)*0.68 = 0.004692 Hay hệ số giãn nở thể tích của khí là 213.13. Miocen trung: Bg= (14.7/520)*(627.14/2989.95)*0.73 = 0.004599 Hay hệ số giãn nở thể tích của khí là 217.44 Miocen hạ: Bg= (14.7/520)*(648.63/3585.07)*0.83 = 0.004482 Hay hệ số giãn nở thể tích của khí là 223.11 Hình VI.5 Đồ thị xác định hệ số lệch khí
CO2 44.01 2.7 4.58 1.19 N2 28.01 0.13 0.14 0.04 C1 16.04 82.29 50.84 13.20 C2 30.07 5.33 6.17 1.60 C3 44.1 2.82 4.79 1.24 iC4 58.12 0.63 1.41 0.37 nC4 58.12 0.87 1.95 0.51 iC5 72.15 0.34 0.94 0.25 nC5 72.15 0.28 0.78 0.20 C6 86.17 0.45 1.49 0.39 Benzene 78.1 0.37 1.11 0.29 C7 100.2 0.4 1.54 0.40 Toluene 92.2 0.57 2.02 0.53 C8 114.23 0.21 0.92 0.24 Xylenes 106.17 0.29 1.19 0.31 C9 128.26 0.16 0.79 0.21 C10 142.28 0.27 1.48 0.38 C11 156.31 0.19 1.14 0.30 C12 170.34 0.17 1.12 0.29 C13 184.36 0.19 1.35 0.35 C14 198.39 0.17 1.30 0.34 C15 212.42 0.2 1.64 0.42 C16 226.44 0.13 1.13 0.29 C17 240.47 0.11 1.02 0.26 C18 254.5 0.13 1.27 0.33 C19 268.52 0.09 0.93 0.24 C20 282.55 0.07 0.76 0.20 C21 296.58 0.07 0.80 0.21 C22 310.6 0.06 0.72 0.19 C23 324.63 0.05 0.63 0.16 C24 338.66 0.05 0.65 0.17 C25 352.69 0.04 0.54 0.14 C26 366.71 0.03 0.42 0.11 C27 380.74 0.03 0.44 0.11 C28 394.77 0.02 0.30 0.08 C29 408.79 0.02 0.31 0.08 C30 422.82 0.01 0.16 0.04 C31 436.85 0.01 0.17 0.04 C32 450.87 0.01 0.17 0.05 C33 464.9 0.01 0.18 0.05 C34 478.93 0 0.00 0.00 C35 492.95 0 0.00 0.00 C36+ 584 0.03 0.67 0.18 Tổng 100.01 25.96 Tỷtrọng 0.8962
Thành phần khối lượng
phân tử % tỷphần mol % khối lượng
khối lượng riêng CO2 44.01 5.65 9.30 248.66 N2 28.01 0.09 0.09 2.52 C1 16.04 79.78 47.88 1279.67 C2 30.07 5.18 5.83 155.76 C3 44.1 2.74 4.52 120.83 iC4 58.12 0.60 1.30 34.87 nC4 58.12 0.85 1.85 49.40 iC5 72.15 0.34 0.92 24.53 nC5 72.15 0.28 0.76 20.20 C6 86.17 0.36 1.16 31.02 Benzene 78.1 0.37 1.08 28.90 C7 100.2 0.4 1.50 40.08 Toluene 92.2 0.59 2.04 54.40 C8 114.23 0.22 0.94 25.13 Xylenes 106.17 0.29 1.15 30.79 C9 128.26 0.16 0.77 20.52 C10 142.28 0.24 1.28 34.15 C11 156.31 0.17 0.99 26.57 C12 170.34 0.15 0.96 25.55 C13 184.36 0.18 1.24 33.18 C14 198.39 0.16 1.19 31.74 C15 212.42 0.19 1.51 40.36 C16 226.44 0.13 1.10 29.44 C17 240.47 0.11 0.99 26.45 C18 254.5 0.13 1.24 33.09 C19 268.52 0.09 0.90 24.17 C20 282.55 0.07 0.74 19.78 C21 296.58 0.06 0.67 17.79 C22 310.6 0.06 0.70 18.64 C23 324.63 0.05 0.61 16.23 C24 338.66 0.05 0.63 16.93 C25 352.69 0.04 0.53 14.11 C26 366.71 0.04 0.55 14.67 C27 380.74 0.03 0.43 11.42 C28 394.77 0.02 0.30 7.90 C29 408.79 0.02 0.31 8.18
CO2 44.01 4.7 8.17 206.85 N2 28.01 0.17 0.19 4.76 C1 16.04 81.14 51.42 1301.49 C2 30.07 5.2 6.18 156.36 C3 44.1 3 5.23 132.30 iC4 58.12 0.64 1.47 37.20 nC4 58.12 0.88 2.02 51.15 iC5 72.15 0.33 0.94 23.81 nC5 72.15 0.28 0.80 20.20 C6 86.17 0.34 1.16 29.30 Benzene 78.1 0.26 0.80 20.31 C7 100.2 0.37 1.46 37.07 Toluene 92.2 0.43 1.57 39.65 C8 114.23 0.19 0.86 21.70 Xylenes 106.17 0.21 0.88 22.30 C9 128.26 0.15 0.76 19.24 C10 142.28 0.21 1.18 29.88 C11 156.31 0.14 0.86 21.88 C12 170.34 0.12 0.81 20.44 C13 184.36 0.13 0.95 23.97 C14 198.39 0.12 0.94 23.81 C15 212.42 0.15 1.26 31.86 C16 226.44 0.11 0.98 24.91 C17 240.47 0.09 0.85 21.64 C18 254.5 0.11 1.11 28.00 C19 268.52 0.08 0.85 21.48 C20 282.55 0.06 0.67 16.95 C21 296.58 0.05 0.59 14.83 C22 310.6 0.05 0.61 15.53 C23 324.63 0.04 0.51 12.99 C24 338.66 0.04 0.54 13.55 C25 352.69 0.04 0.56 14.11 C26 366.71 0.03 0.43 11.00 C27 380.74 0.03 0.45 11.42 C28 394.77 0.02 0.31 7.90