2.5.5.
2.5.5.2.5.5. CCCCáááácccc kikiểểểểukiki uuu bbbbẫẫẫyẫyyy vvvvààà ccccáà ááácccc playplayplayplay hydrocarbonhydrocarbonhydrocarbonhydrocarbon
Bồn trũng Cửu Long được phân ra 5 đối tượng chứa dầu khí: đá móng nứt nẻ trước Kainozoi, đá phun trào Oligocen, cát kết Oligocen dưới, cát kết Oligocen trên và cát kết Miocen dưới. Mỗi đối tượng chứa dầu khí thường gắn liền với những kiểu bẫy khác nhau: bẫy cấu tạo/cấu trúc (trong Miocen dưới), phi cấu tạo (trong Oligocen) và hỗn hợp (trong móng nứt nẻ và Miocen dưới). Và bể có 4 plays chính, đó là: đá móng granite nứt nẻ và granodiorite; cát kết Oligocen; cát kết Miocen giữa và muộn.
Mỏ Xương Rồng thuộc bể Cửu Long có các dạng bẫy chứa được xác định là các dạng khép kín bởi hệ thống đứt gãy (bẫy dạng địa lũy), bẫy cấu tạo, bẫy vòm với cao độ thấp. Và mỏ có 2 loại plays chính: móng granite nứt nẻ trước Kainozoi (play 1) và cát kết Oligocen-tập E (play 2) (Hình 2.14).
H H H
Kh Kh Kh
Khốốốốiiii nnnnâââângngngng mmmmóóóóngngngng trtrtrtrướướướướcccc KainozoiKainozoiKainozoiKainozoi: Đây là loại play đầu tiên của mỏ Xương Rồng nói riêng và lô 15-1 nói chung.
Tr Tr Tr
Trầầầầmmmm ttttííííchchchch vvvvụụụụnnnn Oligocen-tOligocen-tOligocen-tOligocen-tậậậậpppp EEEE: Đây là loại play thứ 2 ở mỏ Xương Rồng. Tập E có cấu trúc và địa tầng phức tạp được hình thành trong giai đoạn tách giãn Oligocen.
Cát Oligocen tập E tuổi Oligocen sớm được thử vỉa thành công ở giếng khoan XR-3X và được tích tụ như một tổ hợp quạt alluvial. Độ rỗng và thấm ở tập E thấp. Mặc dù, giếng khoan XR-3X thử vỉa thành công ở các tầng ở tập E nhưng vẫn chưa có bằng chứng rõ ràng và sự hiểu biết về các đới rỗng-thấm nên rất khó khăn để dự đoán thể tích chứa và sự phân bố ở loại play này trong mỏ Xương Rồng.
2.6. 2.6.
2.6.2.6. TrTrTrTrữữữữ llllượượượượngngng dngdddầầầầuuuu khkhkhkhíííí
Trữ lượng dầu khí tại chỗ được xác định bằng phương pháp thể tích (Baros Method). Các cấp trữ lượng của móng thể hiện ở Hình 2.15 và giá trị trữ lượng dầu khí tại chỗ tóm lược trong Bảng 2.5 và 2.6.
H
B B B
Bảảảảngngngng 2.5.2.5.2.5.2.5.Trữ lượng dầu tại chỗ của móng mỏ Xương Rồng [7].
P90
P90P90P90 P50P50P50P50 P10P10P10P10 Tr
Tr Tr
Trữữữ llllượữ ượượượngngngng xxáxxááácccc minhminhminhminh (P1)(P1) (tri(P1)(P1)(tri(tri(triệệệệuuuu ththththùùùùng)ng)ng)ng) 70.30 126.45 191.34
Tr Tr Tr
Trữữữữ llllượượượượngngngng ccccóóó khókhkhkhảảảả nnnnăăăăngngngng (P2)(P2)(P2)(P2) (tri(tri(tri(triệệệệuuuu ththththùùùùng)ng)ng)ng) 221.25 401.95 611.13
Tr Tr Tr
Trữữữữ llllượượượượngngngng ccccóóóó ththththểểểể (P3)(P3) (tri(P3)(P3)(tri(tri(triệệệệuuuu ththùththùùùng)ng)ng)ng) 251.92 460.50 700.65
1P 1P 1P 1P 70.30 126.45 191.34 2P 2P 2P 2P 291.55 528.40 802.47 T T T Tỉỉỉỉ ssssốốốố 1P/2P1P/2P1P/2P1P/2P (%)(%)(%)(%) 24 B
BBBảảảảngngngng 2.6.2.6.2.6.2.6.Trữ lượng khí tại chỗ của móng mỏ Xương Rồng [7].
P90
P90P90P90 P50P50P50P50 P10P10P10P10 Tr
TrTrTrữữữữ llllượượượượngngngng xxxxáááácccc minhminhminhminh (P1)(P1)(P1)(P1) (t(t(t(tỷỷỷỷ feetfeetfeetfeet khkhkhkhốốốối)i)i)i) 5.06 9.11 13.78
Tr
TrTrTrữữữữ llllượượượượngngngng ccccóóóó khkhkhảkhảảả nnnnăăăăngng (P2)ngng(P2)(P2)(P2) (t(t(t(tỷỷỷỷ feetfeetfeet khfeetkhkhkhốốốối)i)i)i) 15.93 28.94 44.01
Tr
TrTrTrữữữữ llllượượượượngngngng ccccóóóó ththththểểểể (P3)(P3)(P3)(P3) (t(t(t(tỷỷỷỷ feetfeetfeetfeet khkhkhkhốốốối)i)i)i) 18.14 33.15 50.45
1P
1P1P1P 5.06 9.10 13.78
2P
2P2P2P 20.99 38.04 57.78
Từ Bảng 2.5, ta thấy tỉ số 1P/2P khoảng 24% mà theo điều 6, chương 2 của quyết định số 84/2010/QĐ-TTg về quy chế khai thác dầu khí thì 1P/2P phải lớn hơn 40%. Do vậy, để thực hiện đúng quy chế và giảm thiểu rủi ro, các chuyên gia và đối tác đã chấp nhận sử dụng trữ lượng dầu tại chỗ 2P của P50 với con số là 315 triệu thùng dầu làm trường hợp cơ sở cho việc thiết kế mỏ trong quá trình khai thác sớm, còn P10 và P90) lần lượt là 528 và 175 triệu thùng dầu tại chỗ.
Vì vậy trong đồ án này, tác giả cũng lấy trữ lượng dầu tại chỗ P50 có giá trị 315 triệu thùng làm trường hợp cơ sở để xây dựng mô hình khai thác nhằm tối ưu hệ thống khai thác cho móng trong việc phát triển mỏ Xương Rồng.
CH CH CH
CHƯƠƯƠƯƠƯƠNGNGNGNG 3:3: C3:3:CCCƠƠƠƠ SSSSỞỞỞỞ LLLLÝÝÝÝ THUYTHUYẾTHUYTHUYẾẾẾTTTT XXXÂXÂÂÂYYYY DDDDỰỰỰỰNGNGNGNG MMMMÔÔÔÔ HHHHÌÌÌÌNHNHNHNH KHAIKHAIKHAIKHAI THTHTHTHÁÁÁÁCCCC 3.1.
3.1.
3.1.3.1. TTTTổổổổngngngng quanquan vquanquanvvvềềềề xxxxââââyyyy dddựdựựựngngngng mmmmôôôô hhhhììììnhnhnhnh khaikhaikhaikhai ththththáááácccc 3.1.1.
3.1.1.
3.1.1.3.1.1. GiGiGiGiớớớớiiii thithithithiệệệệuuuu chungchungchungchung
Xây dựng mô hình khai thác là quá trình xây dựng một mô hình thể hiện các đặc tính cơ bản về địa chất, vật lý và các mối quan hệ toán học của các đặc tính đó cho vỉa chứa. Đó là một quá trình kết hợp hoàn hảo giữa các phương trình toán học, các định luật vật lý, kiến thức về công nghệ mỏ và chương trình máy tính để tạo ra một công cụ phần mềm nhằm xác định và dự báo các đặc tính cơ bản của hydrocarbon trong vỉa chứa dưới các điều kiện hoạt động khác nhau, đánh giá hệ số thu hồi và trữ lượng thu hồi, đồng thời đưa ra chiến lược quản lý và phát triển mỏ lâu dài nhất nhằm tối ưu hóa khai thác và tối ưu hệ số thu hồi (Hình 3.1).
H H H
Hììììnhnhnhnh 3.1.3.1.3.1.3.1.Ý nghĩa của xây dựng mô hình khai thác [3].
Ý Ý Ý
Ý nghnghnghnghĩĩĩĩaaaa ccccủủủủaaaa viviviviệệệệcccc xxxxââââyyyy ddddựựựựngngngng mmmmôôôô hhhhììììnhnhnhnh khaikhaikhaikhai ththththáááácccc
• Khảo sát, đánh giá tiềm năng khai thác của tầng sản phẩm khai thác với điều kiện suy giảm tự nhiên/ bơm ép nước/ bơm ép khí.
• Tìm ra phương pháp tối ưu cho việc phát triển toàn mỏ và hệ thống khai thác. • Đánh giá sự cần thiết của các số liệu và ảnh hưởng của nó lên động thái khai thác của vỉa sản phẩm.
•••• Xác định khoảng hoàn thiện giếng tốt nhất cho từng giếng và xác định khoảng khai thác cho mỗi giếng trong tầng sản phẩm.
3.1.2.3.1.2. 3.1.2.
3.1.2.3.1.2. CCCCơơơơ ssssởởởở ddddữữữ liữlililiệệệệuuuu vvvvàààà phphươphphươươươngngngng phphphpháááápppp nghinghinghinghiêêêênnnn ccccứứứứuuuu
C C C
Cơơơơ ssssởởởở ddddữữữữ lilililiệệệệuuuu
tạo,...).
• Tài liệu giếng khoan của các giếng thăm dò và thẩm lượng: tài liệu phân tích địa vật lý giếng khoan, phân tích mẫu lõi (thường xuyên và đặc biệt) và tài liệu thử vỉa.
• Tài liệu từ giếng khai thác: khoảng mở vỉa, vị trí và quỹ đạo giếng, số liệu thu được (áp suất, nhiệt độ, lưu lượng dầu, khí, nước,...).
Từ đó, có các thông số cần thiết trong xây dựng mô hình khai thác (Bảng 3-1).
B
BBBảảảảngngngng 3.1.3.1.3.1.3.1.Các thông số cần thiết trong mô phỏng vỉa [4].
C C C
Cáááácccc ththththôôôngôngngng ssssốốốố NguNguNguồNguồồồnnnn ddddữữữữ lilililiệệệệuuuu
Độ rỗng Phân tích mẫu thường, log và thử giếng
Độ thấm Phân tích mẫu thường, log, liên kết log với mẫu lõi và thử giếng.
Độ thấm tương
đối Phân tích mẫu đặc biệt và thử giếng Áp suất bão hòa Phân tích mẫu đặc biệt, log.
Áp suất mao dẫn Phân tích mẫu lõi đặc biệt và log. Độ nén lỗ hổng Phân tích mẫu.
Áp suất Thử vỉa DST và RFT. Hình dạng vỉa Địa chấn, log.
Ph Ph Ph
Phươươươươngngngng phphphpháááápppp nghinghinghinghiêêêênnnn ccccứứứứuuuu
Dựa trên cơ sở tìm hiểu nền tảng lý thuyết về thủy động lực học trong môi trường rỗng của vỉa cũng như phân tích số liệu khảo sát địa chất kết hợp với việc sử dụng các công cụ phần mềm chuyên ngành để xây dựng mô hình khai thác.
Mô hình khai thác chính là hình ảnh của tầng sản phẩm trong lòng đất với đầy đủ các đặc tính của vỉa cũng như sự dịch chuyển của dầu, khí, nước. Mô hình này được định dạng như một hình khối mà ở đó các số liệu đầu vào là các thông số đặc trưng cho tính chất của tầng sản phẩm. Các phương trình dòng chảy được định dạng như các phương trình toán học sau đó được sử dụng trong mô hình. Đầu ra của mô hình là nghiệm số của phương trình dòng chảy cho từng pha. Những nghiệm số này chính là áp suất và lưu lượng dòng chảy cho từng khối cũng như cho từng pha.
• Trình tự xây dựng mô hình khai thác được mô tả như sau: chọn đối tượng nghiên cứu, xây dựng mô hình ô lưới và chuyển đổi tỷ lệ mô hình; chạy và phân tích kết quả từ mô hình; thiết kế và tối ưu mạng lưới giếng (Hình 3.2).
• Nguyên tắc xây dựng mô hình như sau: vỉa sản phẩm được chia ra làm nhiều khối dưới dạng ô lưới; các thông số cơ bản của vỉa được cung cấp cho mỗi khối; vị trí thực tế của các giếng khoan được đặt tương đương trong từng khối; các số liệu về lưu lượng khai thác được định dạng như là một hàm thay đổi theo thời gian được đưa vào sử dụng trong mô hình.
H H H
Hììììnhnhnhnh 3.2.3.2.3.2.3.2.Trình tự xây dựng mô hình khai thác [4].
3.1.3.3.1.3. 3.1.3.
3.1.3.3.1.3. CCCCáááácccc phphphươphươươươngngngng trtrììììnhtrtrnhnhnh ccccơơơơ bbbbảảảảnnnn
Mô hình khai thác bao gồm 3 thành phần chất lưu là dầu, nước, khí tại điều kiện tiêu chuẩn và được phân bố thành 3 pha phân biệt: pha dầu, pha nước, pha khí. Trong khi pha dầu và pha nước là không thể trộn lẫn thì pha khí có thể tồn tại như là khí tự do hoặc khí đồng hành. Nhiệt độ trong tầng sản phẩm được giả thiết là không thay đổi và chất lưu chảy qua nó là cân bằng về nhiệt. Thông thường nước được coi là pha ướt, khí được coi là pha khô và dầu coi là pha trung gian.
Việc chạy mô hình khai thác chính là việc giải phương trình dòng chảy cho các pha dầu, nước, khí trong mô hình. Các nghiệm số của phương trình tìm được chính là áp suất và lưu lượng dòng chảy cho từng khối cũng như cho từng pha của từng giếng.
Các phương trình dòng chảy dựa trên phương trình Darcy (định luật bảo toàn động lượng) và phương trình cân bằng vật chất (định luật bảo toàn khối lượng).
Ph Ph Ph
Phươươươươngngngng trtrtrtrììììnhnhnhnh DarcyDarcyDarcyDarcy
Phương trình Darcy là một phương trình tương quan thực nghiệm thể hiện mối quan hệ tỷ lệ thuận giữa lưu lượng dòng chảy trong môi trường lỗ rỗng với gradient áp suất (Hình 3.3 và phương trình 3.1).
H H
HHììììnhnhnhnh 3.3.3.3.3.3.3.3.Hình minh họa cho dòng chảy theo định luật Darcy. Phương trình Darcy:[2] ( ) L P P kA Q µ 2 1− = (3.1) Trong đó:
Q: Lưu lượng dòng chảy (cm3/g). k: Độ thấm của đá (D).
A: Tiết diện dòng chảy (cm2). P1: Áp suất đầu vào (at). P2: Áp suất đầu ra (at). L: Chiều dài (cm).
µ: Độ nhớt của chất lỏng (cP).
L P P1− 2
: Giadient áp suất (at/m).
Ph Ph Ph
Phươươươươngngngng trtrtrtrììììnhnhnhnh ccccâââânnnn bbbbằằằằngngngng vvậvvậậậtttt chchchchấấấấtttt
Phương trình cân bằng vật chất(PTCBVC) đơn giản chỉ là phương trình diễn tả sự cân bằng về thể tích của đá và chất lưu trong vỉa với các trạng thái mà thể tích vỉa (được giới hạn bởi các biên ban đầu của nó) là không đổi, tổng đại số các thay đổi thể tích của dầu, khí tự do, nước và đá trong vỉa phải bằng 0. PTCBVC được sử dụng nhằm mục đích:
+ Đánh giá trữ lượng dầu khí tại chỗ ban đầu + Tính toán lượng nước xâm nhập
Với các giả thiết:
+ Thể tích vỉa là không đổi
+ Phần thể tích lỗ rỗng được chiếm đầy bởi các thành phần chất lưu: dầu, khí và nước. Ta hoàn toàn có được sự cân bằng tại mọi thời điểm trong vỉa, điều này cho phép ta thiết lập phương trình cân bằng vật chất tổng quát (PTCBVCTQ) thể hiện mối quan hệ giữa những lưu lượng dầu, khí và nước khai thác theo áp suất vỉa trung bình, lượng nước có thể xâm nhập từ tầng ngậm nước, lượng dầu và khí ban đầu trong vỉa (Phương trình 3.2). [2] ( ) ( ) ( ) e w p[ o ( p soi) g] p w wi f wi w oi gi g gi oi oi o P WB N B R R B W B S C S C NB m B B B NmB B B N ⎥∆ + = + − + ⎦ ⎤ ⎢ ⎣ ⎡ − − − + − + − 1 1 (3.2) Các giải thích về các thông số trong PTCBVCTQ được thể hiện ở Bảng 3.2. Phương trình (3.2) là PTCBVCTQ, trong đó mỗi số hạng ở vế trái của phương trình (3.2) kể đến một cơ chế năng lượng, còn số hạng ở vế phải biểu thị lượng dầu – khí và nước khai thác, cụ thể: ( ) ( g gi) gi oi oi t B B B NmB B B
N − + − : Sự giãn nở của vùng dầu và khí trong vỉa.
( ) P S C S C NB m wi f wi w oi ⎥∆ ⎦ ⎤ ⎢ ⎣ ⎡ − − − 1
1 : Sự giãn nở của nước và đá.
e
W : Thể tích nước xâm nhập vào vỉa.
( )
[ o p soi g]
p B R R B
N + − : Thể tích dầu và khí khai thác được.
p wW
B B B
Bảảảảngngngng 3.2.3.2.3.2.3.2.Các thông số và ký hiệu sử dụng trong PTCBVC [2].
3.2. 3.2.
3.2.3.2. XXXXââââyy dyydddựựựựngngngng mmmômôôô hhhhììììnhnhnhnh khaikhai thkhaikhaithththáááácccc ccccóóóó ssssựựự trựtrtrtrợợợợ gigigigiúúúúpppp ccccủủủủaaaa bbbbộộộộ phphphphầầầầnn mnnmmmềềềềmmmm ECLIPSEECLIPSEECLIPSEECLIPSE 3.2.1.
3.2.1.
3.2.1.3.2.1. GiGiGiGiớớớớiiii thithithithiệệệệuuuu chungchungchungchung
Eclipse là phần mềm ứng dụng của Công ty Schlumberger phát triển đang được sử dụng rộng rãi ở Việt Nam trong lĩnh vực xây dựng mô hình khai thác dầu khí. Eclipse được phát triển từ cuối những năm 1970. Đến nay, Eclipse đã trở thành công cụ phổ biến phục vụ cho công tác mô phỏng vỉa chứa trong hầu hết các công ty dầu khí.
Hiện nay có 2 loại mô phỏng phổ biến là Eclipse 100 (Eclipse Black-oil) và Eclipse 300 (Eclipse Compositional). Tùy thuộc vào từng đối tượng nghiên cứu khác nhau mà người ta sử dụng các công cụ mô phỏng khác nhau là Eclipse 100 hay Eclipse 300.