BÁO CÁO SỬ DỤNG IPM PHỤC VỤ ĐÁNH GIÁ TRỮ LƯỢNG DẦU KHÍ

Phương pháp cân bằng vật chất được phát triển bởi Schilthuis từ năm 1936, việc phân tích đường cong suy giảm cũng được tìm ra và bắt đầu sử dụng từ những năm 1940. Sau đó, hai phương pháp này nhanh chóng được áp dụng ở nhiều nước trên thế giới. Tuy nhiên, việc áp dụng các phương pháp tiến tiến vào việc phân tích số liệu khai thác nói riêng cũng như hoạt động tìm kiếm thăm d̀ và khai thác dầu khí ở Việt Nam nói chung chỉ mới phát triển từ năm 1986 (sau khi chính phủ ban hành chính sách mở cửa) đến nay. Tuy nhiên, với công nghệ khai thác hiện có, việc phát triển các mỏ mà nằm trong môi trường địa chất phức tạp như nước ta không phải đơn giản. Nhiều thành tựu khoa học kỹ thuât đã được nghiên cứu để đưa vào ứng dụng nhằm tìm ra những giải pháp tối ưu cho việc phát triển hiệu quả các mỏ dầu khí đã được phát hiện ở thềm lục địa Việt Nam. Sau những năm tìm kiếm, thăm d̀ và khai thác thì hiện nay, c̀ng với phương pháp cân bằng vật chất, phương pháp đường cong suy giảm cho ph́p các kĩ sư công nghệ mỏ có được cái nhìn tổng quan về trữ lượng dầu khí tại chỗ ban đầu, tổng sản lượng khai thác cũng như hệ số thu hồi dầu trong điều kiện địa chất phức tạp của các mỏ dầu khí.

SỬ DỤNG IPM PHỤC VỤ ĐÁNH GIÁ TRỮ LƯỢNG MÓNG X MỎ Y BỒN TRŨNG CỬU LONG BẰNG

PHƯƠNG PHÁP CÂN BẰNG VẬT CHẤT

31203328 GVHD: Ths Thái Bá Ngọc

1 Đặc điểm địa chất đối tượng nghiên cứu

2 Cơ sở lý thuyết về phân cấp trữ lượng và các phương pháp đánh giá trữ

lượng

3 Cơ sở lý thuyết về phương pháp cân bằng vật chất

4 Đánh giá trữ lượng dầu tại chỗ cho thân dầu móng X mỏ Y

NỘI DUNG

Bồn trũng Cửu Long nằm phía Đông Bắc thềm lục địa Việt Nam, với tọa độ địa lý: nằm giữa 9 0 – 11 0 Bắc, 106 o 30’ – 109 o

Đông Bể có hình bầu dục, vồng ra phía biển, kéo dài dọc bờ biển Phan Thiết đến cửa sông Hậu với diện tích khoảng 56,000km 2

Bể Cửu Long tiếp giáp với đất liền ở phía Tây Bắc, ngăn cách với bể Nam Côn Sơn bởi đới Côn Sơn, phía Tây Nam là đới nâng Khorat-Natuna và phía Đông Bắc là đới cắt trượt Tuy Hòa ngăn cách với bể Phú Khánh Nghiên cứu địa chất, địa vật lý đã được tiến hành từ lâu, có thể đánh giá là khá tỉ mỉ và thu được nhiều kết quả tốt Công tác thăm dò, khai thác dầu khí được tiến hành mạnh mẽ ở các mỏ Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Sư Tử Đen, Sư Tử

Vàng,

Đặc điểm địa chất bồn trũng Cửu Long

vị trí địa lí

Trầm tích Kainozoi

Trầm tích Eoxen – Hệ tầng Cà CốiTrầm tích Oligoxen dưới – Hệ tầng Trà CúTrầm tích Oligoxen trên – Hệ tầng Trà TânTrầm tích Mioxen trên – Hệ tầng Đồng Nai

Móng cổ trước Kainozoi

Dựa vào đặc trưng thạch học và tuổi tuyệt đối

có thể chia thành ba phức hệ: phức hệ Hòn

Khoai, Định Quán và Cà Ná

Địa tầng

Cột địa tầng tổng hợp của bể Cửu Long

Cấu kiến tạo

Đới nâng Cửu

Long

Trũng phân dị

Cà Cối

Trũng phân

dị Bạc Liêu

Đới nâng Phú Quý

Trũng chính bể Cửu Long

Thời kì trước tạo rift

diễn ra quá trình thành

tạo và nâng cao đá móng

magma xâm nhập trong

giai đoạn trước Đệ Tam

Thời kì đồng tạo rift

bắt đầu vào cuối Eoxen,

đầu Oligoxen do ảnh hưởng của các biến cố

kiến tạo trong thời kì

trước tạo rift với hướng căng giãn chính TB – ĐN

Thời kì sau tạo rift

quá trình giãn đáy Biển

Đông theo phương TB –

ĐN đã yếu dần và nhanh chóng kết thúc vào cuối

Mioxen sớm

Lịch sử hình thành

Đặc điểm địa chất mỏ Y

Block 15-1 nằm ở bồn trũng Cửu Long ngoài khơi phía Nam Việt Nam, cách Thành phố Hồ Chí Minh 180km về phía Đông Nam với diện tích 800 km2 Mỏ Y là mỏ được phát hiện đầu tiên ở khu vực hợp đồng dầu khí của Block 15-1 và được khai thác thương nghiệp vào 08/08/2001 cùng với thành công của giếng 1X và 2X.

 tập sét Oligoxen rất giàu vật liệu hữu cơ và rất có tiềm năng để tạo hydrocacbon

 Chỉ số Hydrogen của những mẫu đó khá cao

 Tập “D” có giá trị cao nhất phản ánh nguồn đá mẹ ở đây rất tốt Tập D cũng có lượng lớn nhất và dày nhất loại sét nâu sẫm với giá trị gama ray cao, được xem như là tập đá mẹ chính

trong mỏ Y Tập C và E cũng là nguồn đá mẹ tốt nhưng bề dày của tầng sét thì nhỏ hơn trong tập D

 Một vài lớp mỏng của Mioxen hạ có nguồn đá mẹ tiềm năng

nhưng chưa trưởng thành (chưa chín muồi)

Đặc điểm địa tầng và tiềm năng dầu

khí

 Đá móng nứt nẻ và biến đổi thứ sinh được chắn bởi sét tập “D” theo

chiều thẳng đứng và chiều ngang

 Sét Rotalia là tầng chắn tốt cho vỉa chứa Mioxen hạ, đặc biệt là lớp cát kết mỏng nằm ở trên, ngay dưới tập sét Rotalia

 Khu vực trầm tích vụn: Sơ đồ liên kết tầng chứa hiện tại là dựa trên quan

điểm địa tầng thạch học Phần trên cùng của mỗi đơn vị tầng chứa biểu thị phần trên cùng của thân cát

 Khu vực móng :Tầng chứa móng nứt nẻ chứa mạng lưới độ rỗng và độ

thấm được tạo ra bởi hoạt động kiến tạo trong các khối cấu trúc nhỏ hơn mà mỗi khối cấu trúc chứa các đứt gãy, nứt nẻ điển hình và các biên của nó có các đặc điểm kiến tạo đặc trưng, là bằng chứng của sự di chuyển trượt

ngang và thường có địa hình cấu trúc



Đá chắn

Đá chứa

Mỏ Y được chia thành 2 khu vực chính: Tây Nam và Đông Bắc Khu vực Tây Nam bao gồm các khối A, B và C, khu vực Đông Bắc bao gồm các khối D, E

Ranh giới giữa các khối

 Có 3 vỉa chứa chủ yếu: móng nứt nẻ, cát kết Mioxen hạ B10 và Oligoxen trên C30 trong cấu tạo mỏ Y Cát kết Mioxen hạ B9 và cát kết Oligoxen của tập E được

đánh giá như một tiềm năng triển vọng

 Hầu hết đá móng trong mỏ Y đã nứt nẻ và biến đổi thứ sinh Độ nứt nẻ của đá granit chứa tốt và thuận lợi trong khai thác dầu

 Các đặc điểm sau được quan sát thấy trong tầng chứa đá móng nứt nẻ:

 Độ rỗng của khung đá gần bằng 0 trong tầng chứa móng

 Vỉa chứa nứt nẻ chứa các nứt nẻ mở (độ rỗng 100%)

 Độ rỗng và độ thấm của móng nứt nẻ giảm theo độ sâu

Mô tả tầng chứa

Hướng Đông Bắc của khối nâng cấu trúc Y được hình thành bởi đứt gãy trượt nghiêng hoặc đứt gãy thuận Hầu hết các đứt gãy nghiêng theo hướng Tây Nam và hình thành các bán địa hào cùng với sự phát triển của địa tầng gắn liền với hoạt động quay của khối đá thuộc các tập E, D và một phần tập C.

Bản đồ đẳng sâu nóc

tầng móng mỏ Y

Mặt cắt địa chấn cắt qua mỏ Y

 trữ lượng được phân cấp thành P1, P2, P3 Theo mức độ tin cậy của trữ lượng được tính

toán khi áp dụng cách tiếp cận xác suất, trữ lượng dầu, khí, condensate của mỗi cấp được đánh giá với xác suất tin cậy P10, P50, P90

 Trữ lượng cấp P1 được phân ra trong các thân dầu khí hoặc ở các phần thân dầu khí được thử vỉa và cho dòng công nghiệp ở ít nhất một giếng khoan

 Trữ lượng cấp P2 được tính trong các thân dầu khí được xác định theo tài liệu ĐVLGK, hoặc trong các phần thân dầu khí kề (bên dưới) với khu vực có trữ lượng P1

 Trữ lượng cấp P3 được phân cấp tại thân dầu nằm trên diện tích chưa khoan, sự tồn tại của chúng được dự đoán theo tài liệu địa chất, địa chấn hoặc theo những phần thân dầu gá kề với vùng có trữ lượng P2

Cơ sở lý thuyết về phân cấp trữ lượng

Trữ lượng dầu khí

Đối với hệ phân cấp trữ lượng

của Việt Nam

Trữ lượng xác minh (P1/P4)

là lượng dầu khí có thể thu hồi thương

mại tính được ở thời điểm nhất định

với độ tin cậy cao của các tích tụ dầu

khí đã được phát hiện và dự kiến đưa

vào khai thác trong các điều kiện kỹ

thuật công nghệ kinh tế và xã hội hiện

tại

Trữ lượng chưa xác minh:

• trữ lượng có khả năng (P2/P5):

• trữ lượng có thể (P3/P6):

Phân loại cấp trữ lượng dầu khí theo nguyên tắc chia đôi khoảng cách

“halfway” (theo Đánh giá trữ lượng dầu khí – T.V Xuân)

Đối với hệ phân cấp trữ lượng của Nga

Phân cấp trữ lượng dầu khí của Nga (theo

Đánh giá trữ lượng dầukhí – T.V.Xuân)

Đối với hệ phân cấp trữ lượng SPE

Phân cấp trữ lượng dầu khí theo SPE (theo Đánh giá trữ lưọng dầu khí, T.V.Xuân)

Sơ đồ so sánh phân cấp trữ lượng dầu khí giữa Nga và SPE (theo Đánh giá trữ lưọng dầu khí, T.V.Xuân)

CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TRỮ

LƯỢNG

Phương thức tiếp cận tất định

(deterministic method) tính

trung bình các dữ liệu thu thập

được tại nhiều điểm của vỉa như

dữ liệu ĐVLGK, phân tích mẫu lõi,

các tài liệu địa chấn … nhằm

đánh giá các thuộc tính của vỉa

Phương thức tiếp cận bất định (probabilistic method) sử dụng các công cụ dự báo, thống kê, các

dữ liệu từ những vỉa tương tự và nguồn dữ liệu đầu vào liên quan đến mô hình địa chất để dự báo các thuộc tính đặc trưng trong

vỉa.

Phương pháp tương tự thống kê

Để xác định chaỉ số thu hồi FR của giếng, ta có thể dùng phương pháp tương tự như sau:

 Khi áp dụng phương pháp tương tự thống kê giữa đối tượng đã biết và đối tượng nghiên cứu thì cần sự tương tự về:

 Hình thái cấu tạo;

 Đặc điểm thạch học và môi trường thành tạo đá chứa;

 Mức độ bất đồng nhất;

 Bề dày hiệu dụng trung bình và tỉ lệ giữa bề dày hiệu dụng và tổng cộng (N/G pay);

 Mối quan hệ của hệ thống đá chứa và chất lưu;

 Nhiệt độ và áp suất ban đầu;

 Quan hệ (ranh giới) G – O – W ở điều kiện ban đầu hoàn toàn (stacked), không hoàn

toàn (enechelon) và khoảng cách các giếng khoan

 Yêu cầu: các chương trình khai thác cần tương tự về:

 Kiểu hoàn tất giếng;

 Phương pháp kích vỉa, gọi dòng;

 Phương pháp khai thác;

 Chỉ số khai thác, giới hạn kinh tế

Phương pháp đường cong suy giảm

 Dựa vào cơ chế tác động (chế độ vỉa) mà người ta phân ra hai nhóm phương pháp:

 Đối với thân dầu ở chế độ khí hòa tan hoặc chế độ hỗn hợp mà chế độ khí hòa tan có phần trội hơn thì áp dụng các đường cong suy giảm sản lượng với thời gian

 Đối với các thân dầu có chế độ thủy áp đàn hồi và trọng lực (cột áp); sử dụng quan hệ giữa lượng dầu tích dồn đã khai thác được với tổng sản lượng chất lỏng hoặc nước

 Vỉa không có chế độ thủy áp thường sử dụng hai quan hệ lưu lượng dầu – thời gian

khai thác dùng để tính trữ lượng của từng giếng khoan và sản lượng dầu – thời gian khai thác để tính trữ lượng của thân dầu

 Phương pháp này không áp dụng với các giếng: sau khi đóng, được kích vỉa, được áp dụng các phương pháp thu hồi dầu tăng cường

n=o : mô hình suy giảm hàm mũ

n=1 : mô hình suy giảm tuyến tính

0<n<1 : mô hình suy giảm

hyperbolic

mô hình suy giảm hàm mũ:

Qt = ; q t = q i e^(-D.t)

q i : sản lượng khai thác hằng năm

q t : sản lượng khai thác theo thời gian t, Q t :

tổng sản lượng tích dồn theo thời gian t

mô hình suy giảm tuyến tính: Q t = q i /

D i ln(q i /q t ) , D i : tỷ lệ suy giảm ban đầu q i

 Để phục vụ cho công tác đánh giá trữ lượng dầu và khí bằng phương pháp thể tích, các thông số được đưa vào công thức để tính toán là: Diện tích vỉa chứa, độ rỗng, độ bão hòa dầu khí, chiều dày hiệu dụng, hệ số thể tích của dầu, áp suất ban đầu của vỉa, nhiệt độ của vỉa, hàm lượng condensate ổn định.

Phương pháp thể tích.

Đối với vỉa dầu:

STOIIP = 6,2898*BRV * * NTG*So*FVF

Trong đó: STOIIP: Trữ lượng dầu tại chỗ, STB

6,2898: Hệ số chuyển đổi đơn vị đo lường (m3

STB)

 : Độ rỗng trung bình của vỉa chứa , %

So : Độ bão hoà dầu trong vỉa chứa ,%

BRV: Thể tích đá chứa, m3 NTG: Tỷ số cát sét trong vỉa (%) FVF: Hệ số co ngót của dầu (stbbl/rbbl)

Đối với vỉa khí:

GIIP = 35.3147 *BRV**NTG*SG*GEF

GIIP: Trữ lượng khí tại chỗ, bcf 35.3147: Hệ số chuyển đổi đơn vị đo lường (m3 cf)

: Độ rỗng trung bình vỉa khí, %

SG: Độ bão hòa khí trung bình trong vỉa,%

BRV: Thể tích đá chứa, m3 NTG: Tỷ số cát sét trong vỉa (%) GEF: Hệ số giãn nở khí (scf/rcf)

Đối với vỉa condensate:

Q C = Qk * q c

QC: Trữ lượng condensate (ngàn m3);

qc: Hàm lượng condensate trong 1000m3 khí (m3/ ngàn m3).

Phương pháp cân bằng vật chất Nội dung cơ bản phương pháp dựa trên định luật bảo toàn vật chất:

“ Trong quá trình khai thác vỉa, ở bất kì thời điểm nào, tổng lượng vật chất ban đầu tại chỗ sẽ luôn luôn bằng với lượng vật chất còn lại trong vỉa cộng với lượng vật chất đã khai thác tính đến thời điểm đó”

Phương pháp này chỉ có thể thực hiện trong giai đoạn khai thác mỏ Đây là phương pháp động cho phép nghiên cứu hoạt động của vỉa cùng với biểu hiện đặc thù của nó, xác định trữ lượng, dự đoán trước các điều kiện khai thác tự nhiên cũng như nhân tạo và dự đoán hệ số thu hồi Việc áp dụng phương pháp này đòi hỏi phải nghiên cứu thân dầu ngay từ lúc bắt đầu khai thác, thực hiện một cách hệ thống việc ghi chép đầy đủ đo áp suất vỉa, khai thác dầu – khí – nước và các kết quả nghiên cứu mẫu lõi và mẫu dầu sâu

Giản đồ cân bằng vật chất trong một vỉa dầu

Thể tích lỗ rỗng chiếm bởi hydrocacbon ban đầu

+ Thể tích lỗ rống chiếm bởi thể tích dầu ban đầu trong vỉa tại áp suất Pi

+ Thể tích lỗ rỗng chiếm bởi mũ khí ban đầu trong vỉa tại áp suất Pi

= Thể tích lỗ rỗng chiếm bởi lượng dầu còn lại trong vỉa tại áp suất P

+ Thể tích lỗ rỗng chiếm bởi mũ khí tại áp suất vỉa P

+ Thể tích lỗ rỗng chiếm bởi lượng khí hòa tan thoát ra tại áp suất vỉa P

+ Thể tích lỗ rỗng chiếm bởi tầng nước đáy tại áp suất vỉa P

+ Thể tích lỗ rỗng chiếm bởi sự giãn nở của nước liên kết và đá chứa tại áp suất vỉa P

+ Thể tích lỗ rỗng chiếm bởi nước bơm ép và khí bơm ép tại áp suất P

 Phương trình cân bằng vật chất :

• N = Thể tích dầu tại chỗ ban đầu (STOIIP), (stb)

• G = Thể tích khí tại chỗ ban đầu (GIIP), (scf)

• We = Thể tích nước xâm nhập (stb)

• HCPV = Tổng thể tích lỗ rỗng hiệu dụng ban đầu (rb)

• m = Hệ số mũ khí

m=

Production data

Np = Cumulative oil produced (stb)

Gp = cumulative gas produced (scf)

Wp = Cumulative water produced (stb)

Rp = Gp/Np = Cumulative produced gas-oil ratio(scf/stb)

Reservoir Data

pi = Initial mean pressure in the reservoir (psi)

p = current mean pressure in the reservoir, (psi)

Swc = connate water saturation, (fraction)

cf = Compressibility of formation (psi-1)

Fluid PVT Data

Bgi = Initial gas volume factor at pi (ft3/scf)

Bg = Gas volume factor at current pressure p (ft3/scf)

Boi = Initial oil volume factor at pi (rb/stb)

Bo = Oil volume factor at current pressure p (rb/stb)

cw = Compressibility of water (psi-1)

Bw = Formation volume factor of water at current pressure p (rb/stb) Rsi = solution gas-oil ratio at initial pressure pi (scf/stb)

Rs = solution gas-oil ratio at current pressure p (scf/stb)

 F = : lượng chất lưu khai thác thực tế cộng

dồn

 Eo = sự giãn nở của dầu và khí hòa tan trong

dầu ban đầu

 Eg = sự giãn nở của khí mũ khí

 Efw = tả sự giãn nở của lượng nước ban đầu

và sự giãn nở của thành hệ.

F = N(Eo + mEg + Efw ) + We

Phương trình cân bằng vật chất tuyến tính Havlena –Odeh

 MBE Appllication for oil reservoir:

 MBE Appllication for gas reservoir: F = G(Eo + Efw ) + We = G.Et + We

ĐÁNH GIÁ TRỮ LƯỢNG DẦU TẠI CHỖ BAN ĐẦU CHO THÂN DẦU

MÓNG X MỎ Y BẰNG PHẦN MỀM MBAL

 Phần mềm MBAL

Các bước tiến hành:

Bước 1: Mở giao diện module Mbal và ta chọn tool Material Balance để ta đánh giá trữ lượng theo phương pháp cân bằng vật chất

Bước 2: Nhập dữ liệu PVT, lịch sử khai thác và các thông số vỉa cần thiết cùng với việc giả thiết tầng nước đáy có dạng tròn đáy (Bottom) theo mô hình tính toán của

Everdingen & Hurst.

Áp dụng phần mềm để tính toán cho khu vực mỏ Y bồn trũng Cửu

Long

Với việc sử dụng phần mềm Matbal, trữ lượng dầu tại chỗ ban đầu phần khu vực phía Tây móng X mỏ

Y là 106.4 (MMstb) và trữ lượng dầu tại chỗ ban đầu phần khu vực phía Đông và trung tâm móng X