4.3.1. Phân cấp trữ lượng
Phân cấp trữ lượng dầu khí có ý nghĩa quan trọng trong việc hoạch định vĩ mô các phương án cho các giai đoạn tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí, tính toán dự báo tiềm năng kinh tế của quốc gia.
Căn cứ vào mức độ hiểu biết về thân sản phẩm ứng với các giai đoạn tìm kiếm, thăm dò để phân cấp trữ lượng dầu khí. Mức độ nghiên cứu càng chi tiết, toàn diện bao nhiêu thì giá trị trữ lượng tính toán càng đáng tin cậy bấy nhiêu.
Hiện nay, trên thế giới tồn tại nhiều cách phân cấp trữ lượng dầu khí khác nhau, nhưng phổ biến có 2 cách phân loại: phân cấp trữ lượng dầu khí của Nga (Liên Xô cũ) và phân cấp trữ lượng dầu khí theo phương Tây.
4.3.1.1. Phân cấp trữ lƣợng dầu khí của Nga
Căn cứ vào mức độ hiểu biết về cấu tạo và thân sản phẩm, trữ lượng dầu khí được chia ra 4 cấp A, B, C1 + C2 và D.
Trữ lƣợng dầu khí cấp A: là cấp trữ lượng dầu khí đã được nghiên cứu tỉ mỉ
đến mức độ xác định chính xác hình dạng và kích thước thân dầu khí và vỉa, chiều dày chứa dầu khí, sự thay đổi tính chất Colector và độ bão hòa dầu khí của vỉa sản phẩm, chề độ năng lượng vỉa, nhiệt độ, áp suất vỉa, độ thấm của đá collector và các thông số khác. Trữ lượng cấp A được tính trong quá trình khai thác. Ranh giới tính trữ lượng cấp A là diện tích được khoanh bằng các giếng khoan cho lưu lượng dầu khí công nghiệp tính theo giếng ở vị trí thấp nhất.
Trữ lƣợng dầu khí cấp B: là trữ lượng dầu khí được xác định trên cơ sở thu
được dòng dầu công nghiệp ở 2 giếng khoan trên hai đường đẳng sâu khác nhau. Hình dạng, kích thước thân dầu khí và vỉa, chiều dày bão hòa dầu khí trong vỉa phải được nghiên cứu tương đối chính xác, đủ để thiết kế khai thác, thành phần dầu khí và các thành phần đi kèm phải được nghiên cứu tỉ mỉ.
Ranh giới trữ lượng cấp B được khoanh theo giếng khoan thấp nhất đã cho dòng dầu công nghiệp.
Trữ lƣợng dầu khí cấp C1: là cấp trữ lượng dầu khí đã được xác định trên cơ sở thu được dòng dầu công nghiệp ở ít nhất 1 vị trí giếng khoan trong thân dầu khí cà theo các thông số địa vật lý giếng khoan thuận lợi ở hàng loạt các giếng khác. Điều kiện thế nằm của thân dầu khí đã được xác định bằng các tài liệu địa chất và địa vật lý, tính chất Colector của vỉa sản phẩm đã được nghiên cứu ở từng giếng khoan riêng lẻ hoặc điều kiện tương tự với những mỏ lân cận đã được thăm dò. Ranh giới trữ lượng C1 khoanh theo giếng khoan thấp nhất cho dòng dầu khí không lẫn nước trong khu vực đã nghiên cứu bằng các giếng khoan.
Trữ lƣợng dầu khí 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 mà mức độ chứa sản phẩm của nó đã được xác định trên các mỏ khác có đặc điểm địa chất tương tự. Việc xác định trữ lượng cấp C2 chỉ được tiến hành bằng phương pháp thể tích.
Ngoài 4 cấp trữ lượng nêu trên, một số nhà nghiên cứu còn đề nghị trữ lượng dự đoán cấp D dựa vào nghiên cứu địa chất – địa vật lý lãnh thổ có so sánh tiềm năng dầu khí ở các khu vực lân cận.
4.3.1.2. Phân cấp trữ lƣợng dầu khí của phƣơng Tây
Trữ lƣợng đã chứng minh ( Proved P1 ): đây là cấp trữ lượng đã được xác
minh và khẳng định chắc chắn có và sẵn sàng đưa vào khai thác. Ranh giới để tính thể tích khoáng thể lấy đến đường đồng mức ở độ sâu thấp nhất cho sản phẩm có giá trị công nghiệp khi thử vỉa.
Trữ lƣợng có thể ( Probable P2 ): là trữ lượng khả quan tương đối chắc chắn
sẽ có, dùng để phát triển mỏ. Để tiến hành khai thác cần nghiên cứu thêm. Ranh giới để tính thể tích đá chứa được lấy đến đường đồng mức ở độ sâu tương ứng với điểm giữa của khoảng cách P1 và điểm tràn cấu tạo.
Trữ lƣợng khả năng ( Possible P3 ): trữ lượng các thân khoáng thể chưa được
phát hiện hoặc chưa được thử nghiêm trên diện tích khai thác. Ranh giới tính thể tích đá chứa lấy đến độ sâu tương ứng điểm tràn cấu tạo.
4.3.2.Các phương pháp tính trữ lượng
Việc xác định chính xác trữ lượng các thân dầu khí 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 thường áp dụng một số phương pháp tính toán và kiểm tra. Có 3 phương pháp chủ yếu được áp dụng trong thực tế.
4.3.2.1. Phƣơng pháp thể tích
Đây là phương pháp cơ bản và áp dụng rộng rãi trong các giai đoạn của các quá trình tìm kiếm thăm dò. Để tính trữ lượng bằng phương pháp này, ngoài việc nghiên cứu tính chất collector của đá trong vỉa sản phẩm, sự phân bố của dầu khí, ranh giới thân dầu khí phải nghiên cứu tính chất vật lý của dầu khí, sự thay đổi của các tính chất đó trong quá trình thay đổi nhiệt độ và áp suất. Đồng thời phải xác định áp suất và nhiệt độ của vỉa và các thông số cần thiết khác phục vụ cho quá trình tính toán.
4.3.2.2. Phƣơng pháp cân bằng vật chất
Là phương pháp tính trữ lượng dựa vào việc áp dụng các phương trình cân bằng vật chất trên cơ sở của sự bảo tồn về thể tích, từ đó sẽ tính được trữ lượng dầu khí ở các thời điểm khác nhau. Phương pháp này đơn giản, dễ áp dụng và cho kết quả khá chính xác. Phương pháp này dùng để kiểm tra và đối chiếu với trữ lượng tính bằng phương pháp thể tích và dùng nó để tính toán cho các giai đoạn khác nhau của quá trình khai thác mà chế độ năng lượng vỉa không phải là chế độ áp lực nước vận động.
4.3.2.3. Phƣơng pháp giảm áp
Phương pháp này dựa trên cơ sở theo dõi thường xuyên lưu lượng dầu khí khai thác trong ngày, lưu lượng dầu khí khai thác tích lũy trong tháng, quý, năm và tổng tích lũy trong quá trình khai thác, đồng thời người ta theo dõi lượng nước khai thác cùng dầu khí. Trong quá trình khai thác, lưu lượng của các giếng sẽ giảm theo thời gian so áp suất vỉa giảm. Sự suy giảm lưu lượng tuân theo quy luật nhất định cho mỗi vỉa. Dựa vào quy luật này, có thể tính được trữ lượng dầu cho các thân sản phẩm đang khai thác.
4.3.3. Tính toán trữ lượng cấu tạo Y
Để tính toán trữ lượng dầu khí ta sử dụng 3 phương pháp: phương pháp thể tích, phương pháp cân bằng vật chất và phương pháp giảm áp. Hai phương pháp cân bằng vật chất và phương pháp giảm áp đòi hỏi đầy đủ thông số về tính chất cơ lý cũng như các thông số khai thác. Cho nên hai phương pháp này chỉ sử dụng tính trữ lượng sau một thời gian khai thác nhất định. Còn tính trữ lượng của cấu tạo Y là tính trong giai đoạn nghiên cứu nên chưa có đầy đủ các thông số cần thiết để tính toán trữ lượng bằng phương pháp cân bằng vật chất và phương pháp giảm áp. Vì vậy, để tính trữ lượng cấu tạo Y ta sử dụng phương pháp thể tích là phù hợp. (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
4.3.3.1. Công thức tính trữ lƣợng
Trữ lượng dầu khí tại chỗ được tính theo công thức: GIIP (triệu m3) = BRV x N/G x Φe x Sg x 1/Bg Trong đó:
GIIP: Trữ lượng khí tại chỗ ban đầu (m3). BRV: Thể tích đá chứa (m3
).
N/G: (Netpay/Gross) Hệ số chiều dày hiệu dụng. Φe: Độ rỗng hiệu dụng.
Sg: Độ bão hòa khí.
Bg: Hệ số thể tích của khí.
4.3.3.2. Biện luận các tham số tính trữ lƣợng
(BRV): Tính toán dựa trên bản đồ đẳng nóc của tầng chứa U240 và chiều
dày hiệu dụng được lựa chọn lấy từ kết quả của giếng khoan 103-C, có xem xét liên hệ với tài liệu địa chấn và kết quả phân tích môi trường trầm tích của các giếng khoan trong khu vực nghiên cứu và cột địa tầng của cấu tạo Y. Diện tích tầng đá chứa xác định tính đến đường đẳng sâu khép kín ngoài cùng của bản đồ cấu tạo nóc đối tượng. Bản đồ đẳng sâu tầng U240 khép kín lớn nhất ở độ sâu 3.000m. Chiều dày hiệu dụng trung bình tính cho tầng U240 là 26m.
Bảng 4.2: Đặc điểm tầng U240 cấu tạo Y (theo PVI:2014) Nóc ( mTVDSS ) 2.600 Đáy ( mTVDSS ) 3.000 Gross ( m ) 400 Netpay ( m ) 26 Diện tích ( m2 ) 37,8.106 BRV ( m3 ) 982,8.106
Độ rỗng hiệu dụng ( Φe ): Giá trị độ rỗng lựa chọn từ kết quả nghiên cứu
địa vật lý giếng khoan, mẫu lõi của giếng khoan lân cận ( GK 103-C ) và có xem xét vị trí, thế năng của các cấu tạo riêng biệt. Giá trị độ rỗng tầng U240 được lựa chọn thay đổi từ 0,10 – 0,18, trung bình là 0,14.
Độ bão hòa khí ( Sg ): Được lấy dựa vào kết quả thử vỉa đã gặp ở giếng khoan 103-C. Đối với cấu tạo Y, độ bão hòa khí tầng U240 được lựa chọn từ 0,3 – 0,75, trung bình là 0,53.
Hệ số thể tích khí ( Bg ): Cho biết 1 m3 khí ở điều kiện tiêu chuẩn sẽ chiếm một thể tích bao nhiêu m3 ở điều kiện vỉa. Hệ số thể tích khí được tính toán trên cơ sở tính chất khí ở các mỏ lân cận và GK 103-C, sự thay đổi về áp suất và nhiệt độ của tầng sản phẩm dự kiến ở cấu tạo Y. Hệ số 1/Bg dao động từ 140-220, trung bình là 180.
Trữ lƣợng khí tại chỗ tầng U240:
GIIP = BRV x N/G x Φe x Sg x 1/Bg
GIIP = 982,8 x 106 x 26/400 x 0,14 x 0,53 x 180 = 853,2 x 106 m3
Vậy trữ lượng khí tại chỗ tầng U240 của cấu tạo Y, lô 103-107 là 853,2 triệu m3
CHƢƠNG 5
THIẾT KẾ GIẾNG KHOAN TÌM KIẾM Y-1X TRÊN CẤU TẠO TRIỂN VỌNG Y 5.1. Cơ sở địa chất giếng khoan
Trong phạm vi khu vực nghiên cứu có phát hiện khí – condensate có giá trị công nghiệp trên cấu tạo X ( giếng khoan 103 – C, với 3 vỉa thử cho tổng lưu lượng khoảng 166.000 m3
khí và 20m3 condensat/ngày) và các cấu tạo triển vọng cao nằm gần đó.
Trên phạm vi khu vực của cấu tạo Y đã được tiến hành khảo sát bằng các tuyến địa chấn 2D với mạng lưới tuyến 1 x 1km và 1 x 2km do Total thu nổ (1990, 1998), PetroVietnam (1998), PIDC (2005) và mạng lưới địa chấn 3D thu nổ năm 2008. Kết quả minh giải tài liệu địa chấn 2D và tài liệu địa chấn 3D đã khẳng định sự tồn tại cấu tạo Y.
Qua việc đánh giá triển vọng dầu khí của cấu tạo Y cho thấy đây cũng là một tích tụ khí có triển vọng khá cao của khu vực lô 103-107. Tuy nhiên việc xác định tiềm năng của cấu tạo cũng chỉ mới ở mức độ xác định tương đối dựa trên giếng khoan lân cận. Để xác định chính xác hơn nữa cần có những nghiên cứu chi tiết, cụ thể về cấu tạo.
Vì vậy, việc tiến hành đặt giếng khoan tìm kiếm trên cấu tạo Y là cần thiết.
5.2. Mục đích và nhiệm vụ của giếng khoan tìm kiếm
Nghiên cứu cấu trúc địa chất của cấu tạo.
Bước đầu xác định các thông số về tính chất cơ lý đá, tinh chất các chất lưu, nhiệt độ, áp suất.
Xác định đặc điểm sinh, chứa, chắn của cấu tạo và các khoảng độ sâu của các tầng sản phẩm cho trầm tích Miocene dưới của cấu tạo Y. (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
Nhằm mục đích liên kết các giếng khoan lân cận trong khu vực.
5.3. Vị trí giếng khoan dự kiến, đối tƣợng và chiều sâu thiết kế
Vị trí dự kiến đặt tai giao điểm hai tuyến AB và CD có tọa độ là: - Vĩ độ: 19o32’40’’
- Kinh độ: 106o40’37’’
Tại vị trí này giếng khoan dự kiến cách giếng khoan 103 – C khoảng 22km về phía Đông Bắc, cách đỉnh cấu tạo Y khoảng 55m.
Đối tượng thăm dò chính của cấu tạo này là cát kết tuổi Miocene dưới từ chiều sâu 2.600m trở xuống.
Độ sâu giếng khoan dự kiến là 2.750m. Độ sâu nước biển tại vị trí giếng khoan là khoảng 35m.
Giếng khoan tìm kiếm trên cấu tạo Y là giếng khoan thiết kế theo phương thẳng đứng có tên là Y-1X.
5.4. Dự báo địa tầng
Mặt cắt địa chất giếng khoan Y-1X được thành lập trên cơ sở mặt cắt địa chất giếng khoan 103-C và các lát cắt địa chất, địa vật lý của cấu tạo thu được.
Mặt cắt địa chất giếng khoan Y-1X từ đáy biển (35m) đến độ sâu 750m : Trầm tích Pliocene- Đệ Tứ ( hệ tầng Vĩnh Bảo – Hải Phòng – Kiến Xương ). Đây là loạt trầm tích trẻ đặc trưng cho thời kì biển tiến. Thành phần thạch học chủ yếu là sự xen
kẹp giữa cát, cát kết, bột kết và sét kết. Cát màu xám sáng hạt mịn đến trung, đôi khi hạt thô, bở rời, độ chọn lựa trung bình đến tốt. Bột kết, sét kết màu xám sáng, xám lục mềm, dễ hòa tan, rửa trôi, dày 3-8m.
Mặt cắt địa chất giếng khoan Y-1X từ độ sâu từ 750 – 2.180m: Trầm tích Miocene trên ( hệ tầng Tiên Hưng ). Thành phần trầm tích bao gồm các lớp cát, cát kết xen kẽ với các lớp sét kết, bột kết. Cát kết hạt nhỏ tới thô, màu xám sáng bở rời, gắn kết yếu. Phần trên của Miocene trên có thành phần cát trội hơn, trong khi các phần còn lại thành phần sét nhiều hơn.
Mặt cắt địa chất giếng khoan Y-1X từ độ sâu từ 2.180 – 2.630m: Trầm tích Miocene giữa ( hệ tầng Phù Cừ ). Ở đây bắt gặp sự xen kẽ giữa cát kết với bột kết – sét kết và một vài lớp than mỏng. Cát kết màu xám sáng hạt trung bình đến mịn đôi chỗ hạt thô. Độ mài tròn, chọn lọc từ trung bình đến tốt. Xi măng gắn kết là hỗn hợp cacbonat – silic, sét. Sét kết màu xám, gắn kết trung bình.
Mặt cắt địa chất giếng khoan Y-1X từ độ sâu 2630 – (TD) 2.750m: Trầm tích Miocene dưới ( hệ tầng Phong Châu ). Thành phần trầm tích bao gồm cát kết, bột kết màu xám đến xám sẫm hạt nhỏ đến vừa, ít hạt thô, độ chọn lọc trung bình đến tốt và xen kẽ sét kết màu xám sáng đến xám sẫm và nâu đỏ nhạt, gắn kết trung bình.
5.5. Dự báo áp suất và nhiệt độ
5.5.1. Dự báo áp suất
Áp suất là yếu tố hết sức quan trọng trong quá trình khoan. Dị thường áp suất có thể gây ra sự cố khi khoan. Vì vậy, ta phải dự đoán áp suất để có biện pháp phòng chống.
Các số liệu áp suất theo kết quả thử vỉa RFT và DST của các giếng khoan 103-B, 103-C, 102A cho thấy giá trị áp suất của các giếng khoan trong vùng là khá gần nhau.
- Từ độ sâu đáy biển đến độ sâu 2.200m áp suất thành hệ tương đương áp suất thủy tĩnh (Gradient áp suất thủy tĩnh k = 1 at/10m).
- Từ 2.200m đến đáy giếng khoan gradient áp suất 1,05 – 1,47 at/10m. Do vậy, có thể sử dụng để dự đoán áp suất cho giếng khoan trên cấu tạo Y.
Hình 5.1: Biểu đồ quan hệ áp suất và độ sâu.
Áp suất ở giếng khoan Y-1X (hình 5.1) có thể dự đoán như sau:
- Từ độ sâu đáy biển (35m) đến độ sâu 2.200m gradient áp suất k = 1,01 - 1,05. - Từ độ sâu 2.200m đến đáy giếng khoan 2.750m gradient áp suất k = 1,05 - 1,3.
Áp suất đáy giếng khoan khoảng 376,38 at ( 5.532,79 Psi ). Giá trị áp suất được tính theo công thức:
Pv = Ptt x k. Trong đó: Ptt =
Pv: Áp suất vỉa (at). Ptt: Áp suất thủy tĩnh (at).
H: Chiều sâu tính giá trị áp suất (m).
γ H2O: Tỷ trọng dung dịch nước biển lấy giá trị là 1,05 g/cm3 (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
. k : Hệ số dị thường áp suất.
Các giá trị áp suất sau khi tính toán sẽ cộng với 1 at (áp suất ở bề mặt nước biển). Dưới đây là bảng kết quả tính toán giá trị áp suất theo độ sâu của giếng khoanY-1X.
Bảng 5.1: Tính toán áp suất theo độ sâu giếng khoan Y-1X