Tính toán trữ lượng và suy giảm trữ lượng tại cấu tạo cá bạc thuộc mỏ hải ngư – bồn trũng cửu long

Tài nguyên dầu khí: là tổng lượng dầu khí tại chỗ tính được ở thời điểm nhất định bao gồm lượng dầu khí được chứa hoặc được khai thác từ các tích tụ dầu khí đã được phát hiện và lượng d

Trang 1

MỤC LỤC

LỜI MỞ ĐẦU 3

CHƯƠNG I: PHÂN CẤP TRỮ LƯỢNG - PHƯƠNG PHÁP TÍNH TRỮ LƯỢNG 4

I PHÂN CẤP TRỮ LƯỢNG 4

1 Tài nguyên dầu khí 4

2 Trữ lượng dầu khí 5

II PHƯƠNG PHÁP TÍNH TRỮ LƯỢNG 9

1 Phương pháp thể tích 9

2 Phương pháp cân bằng vật chất 9

3 Mô phỏng Monte Carlo 10

CHƯƠNG II: TÍNH TRỮ LƯỢNG TẠI CHỖ BẰNG PHƯƠNG PHÁP THỂ TÍCH 13

I CƠ SỞ LÝ THUYẾT 13

II CÁCH XÁC ĐỊNH CÁC THÔNG SỐ 13

1 Thể tích đá chứa 14

2 Cách xác định Net to Gross 14

3 Độ rỗng 14

4 Độ bão hoà nước 17

5 Hệ số thể tích 18

6 Ranh giới khí- dầu- nước 20

III TRỮ LƯỢNG TẠI CHỖ BẰNG PHƯƠNG PHÁP THỂ TÍCH TRONG ĐÁ MÓNG CẤU TẠO CÁ BẠC 21

1 Cách xác định các thông số 26

2 Tính toán trữ lượng 33

Trang 2

CHƯƠNG III: TÍNH TOÁN TRỮ LƯỢNG BẰNG PHƯƠNG PHÁP CÂN

BẰNG VẬT CHẤT 41

I CƠ SỞ LÝ THUYẾT 41

II NỘI DUNG PHƯƠNG PHÁP 41

III TRỮ LƯỢNG TẠI CHỖ BẰNG PHƯƠNG PHÁP CÂN BẰNG VẬT CHẤT TRONG ĐÁ MÓNG TẠI CẤU TẠO CÁ BẠC 45

VI SO SÁNH PHƯƠNG PHÁP THỂ TÍCH – CÂN BẰNG VẬT CHẤT 50

CHƯƠNG IV: TÍNH TOÁN CHỈ SỐ CÔNG NGHỆ KHAI THÁC 52

CHƯƠNG V: ƯU ĐIỂM VÀ NHƯỢC ĐIỂM CỦA HAI PHƯƠNG PHÁP THỂ TÍCH VÀ PHƯƠNG PHÁP CÂN BẰNG VẬT CHẤT 59

I ƯU ĐIỂM VÀ NHƯỢC ĐIỂM CỦA PHƯƠNG PHÁP THỂ TÍCH 59

II ƯU ĐIỂM VÀ NHƯỢC ĐIỂM CỦA PHƯƠNG PHÁP CÂN BẰNG VẬT CHẤT 59

KẾT LUẬN 61

TÀI LIỆU THAM KHẢO 63

Trang 3

LỜI MỞ ĐẦU

Như đã biết ngành dầu khí là một trong những ngành đã và đang tiếp tục phát triển nhất hiện nay và được cả thế giới quan tâm cùng với sự đầu tư rất mạnh vào ngành này Bên cạnh đó ngành công nghiệp dầu khí cũng là một nền công nghiệp còn rất non trẻ ở Việt Nam vào đầu thế kỷ 20 và bắt đầu phát triển ở thế kỷ 21 Tuy nhiên hiện nay Việt Nam đã dần dần hội nhập được với nền công nghiệp dầu khí của khu vực và từng bước hoàn thiện nó trong tương lai để nó trở thành nền công nghiệp mũi nhọn của đất nước

Từ khi mới thành lập cho đến nay, ngành dầu khí Việt Nam đã đóng góp một phần rất quan trọng trong quá trình phát triển kinh tế của nước nhà Đồng thời đây cũng là ngành công nghiệp đòi hỏi trình độ kỹ thuật cao cộng với sự đầu tư lớn, trong đó có công tác tìm kiếm thăm dò Từ lúc phát hiện ra bể chứa hydrocacbon cho đến lúc khai thác những giọt dầu cuối cùng trong vỉa chứa, tính toán trữ lượng đóng một vai trò quan trọng quyết định có tiếp tục phát triển mỏ đi tiếp hay không Với mục đích xác định trữ lượng tại chỗ và trữ lượng thu hồi được phục vụ cho việc xác định các phương án khai thác sao cho hợp lí để cho kết quả kinh tế tối ưu nhất Bên cạnh đó thì bằng việc áp dụng đường cong suy giảm sản lượung thì cũng có thể biết được quá trình khai thác ra sao và từ đó sẽ có kế hoạch xúc tiến khai thác và giúp các nhà quản lí cân bằng được bài toàn kinh tế hiện nay trong ngành công nghiệp dầu khí rất tốn kém hiện nay

Để làm sáng tỏ vấn đề này, nhóm em đã ứng dụng những kiến thức đã tiếp thu được

và các tài liệu từ hai bài khóa luận của chị Võ Thị Mỹ Yến - sinh viên khóa 2007, và anh Hạ Nguyên Vũ - sinh viên khóa 2000

tế của sự thu hồi dầu với khả năng kỹ thuật và công nghệ hiện tại và tiêu chuẩn về bảo vệ môi trường Với các chỉ tiêu đánh giá trữ lượng dầu cấu tạo và khí có thể khác nhau, vì vậy

dưới đây trình bày quy định phân cấp tài nguyên, trữ lượng dầu khí (theo Quyết định số

38/2005/QĐ - BCN ngày 06/12/2005 của Bộ Công nghiệp)

1 Tài nguyên dầu khí: là tổng lượng dầu khí tại chỗ tính được ở thời điểm nhất định bao

gồm lượng dầu khí được chứa hoặc được khai thác từ các tích tụ dầu khí đã được phát hiện và lượng dầu khí dự báo có khả năng tồn tại trong các tích tụ sẽ được phát hiện

Tài nguyên dầu khí được phân thành: tài nguyên đã được phát hiện và tài nguyên chưa phát hiện

Tài nguyên đã phát hiện: là tổng lượng dầu khí tại chỗ tính được ở thời điểm nhất

định trong các tích tụ dầu khí đã được phát hiện bằng giếng khoan Tài nguyên đã phát hiện bao gồm tổng lượng dầu khí thu hồi và tài nguyên thu hồi tiềm năng

� Tổng lượng dầu khí thu hồi là lượng dầu khí đã và dự kiến sẽ được thu hồi thương

mại từ các tích tụ đã được phát hiện bằng công nghệ, kỹ thuật hợp lý được lựa chọn phù hợp với các điều kiện kinh tế và pháp luật hiện hành Tổng lượng dầu khí thu hồi bao gồm tổng lượng dầu khí đã khai thác và trữ lượng dầu khí còn lại vào thời điểm tính

Tài nguyên chưa phát hiện là lượng dầu khí ước tính được ở thời điểm nhất định, có

thể tồn tại và sẽ được phát hiện trong các tích tụ bằng các giếng khoan thăm dò trong tương lai Tài nguyên chưa phát hiện bao gồm tài nguyên chưa phát hiện thu hồi dự tính (R1) và tài nguyên chưa phát hiện thu hồi lý thuyết (R2)

� Tài nguyên chưa phát hiện thu hồi dự tính (R1) là tài nguyên dự tính có thể thu hồi,

được đánh giá ở thời điểm nhất định từ các đối tượng triển vọng đã được lập bản

đồ nhưng chưa xác định được sự tồn tại của dầu khí bằng kết quả khoan hoặc các vỉa chứa nằm dưới các tầng sản phẩm của các cấu tạo đang khai thác với các điều kiện địa chất được coi là thuận lợi cho tích tụ dầu khí

� Tài nguyên chưa phát hiện thu hồi lý thuyết (R2) là tài nguyên dầu khí có thể thu

hồi, đánh giá ở thời điểm nhất định đối với các tích tụ dầu khí dự kiến có thể tồn tại theo lý thuyết trong một tập hợp triển vọng với điều kiện thuận lợi về quy luật địa chất cho dầu khí tích tụ nhưng chưa được lập bản đồ

2 Trữ lượng dầu khí là lượng dầu khí còn lại trong các tích tụ tự nhiên 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 dò địa chất

Tùy theo mức độ tin cậy giảm dần, trữ lượng dầu khí được phân thành cấp trữ lượng xác minh và trữ lượng chưa xác minh

Trang 6

Trữ lượng xác minh (P 1 ) 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 đượcphát hiện và dự kiến đưa vào khai thác trong các điều kiện kỹ thuật, côngnghệ, kinh tế và xã hội hiện tại Trữ lượng được xếp vào cấp xác minh khiđảm bảo thỏa mãn các điều 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 địa vật lý giếng khoan và mẫu lõi

- Kết quả thử vỉa cho dòng thương mại ít nhất từ một giếng khoan

Trữ lượng chưa xác minh gồm trữ lượng khả năng và trữ lượng có thể

� Trữ lượng có khả năng (P 2 ): 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 thử vỉa

Thuộc cấp trữ lượng này gồm:

+ Trữ lượng các vỉa sản phẩm có thể khai thác thương mại nếu áp dụng công nghệ tiên tiến hơn

+ Trữ lượng ở phần mở rộng của thân khoáng đã được xác định

Ranh giới để xác định thể tích thân dầu tạm thời lấy từ ranh giới trữ lượng cấp P1 đến điểm giữa (1/2) ranh giới cấp P1 tức là từ vị trí của LKO và điểm tràn của cấu tạo (spill point) hoặc chiều sâu ngập nức cao nhất (WUT)

Đối với vỉa sản phẩm không tiến hành thử vỉa, ranh giới cấp P2 được tính đến chiều sâu gặp sản phẩm cuối cùng (LKO) xác định trên tài liệu ĐVLGK

� Các trường hợp sau đây cũng được xếp vào cấp trữ lượng P 2

- Trữ lượng của các phần vỉa nếu khoan đan dày hoặc bằng cách khác sẽ gia tăng được và đủ điều kiện xếp vào cấp xác minh, nhưng ở thời điểm tính trữ lượng việc khoan đan dày chưa được thực hiện

- Trữ lượng trong diện tích của tầng đã xác minh cho dòng sản phẩm dầu khí ở các diện tích khác của cấu tạo nhưng diện tích này biểu hiện bị phân cách bằng đứt gãy hoặc bằng thể địa chất và có vị trí cấu tạo cao hơn theo kết quả phân tích, minh giải tài liệu địa chất so với diện tích của cấp xác minh

- Trữ lượng do áp dụng phương pháp gia tăng thu hồi đã hoàn thiện và thương mại hóa khi đề án hoặc chương trình thử nghiệm đã lập và lắp đặt nhưng chưa vận hành, và các đặc tính của đá chứa, chất lưu và thông số vỉa đảm bảo thuận lợi cho việc áp dụng thương mại các phương pháp đó

- Trữ lượng gia tăng được của vỉa xác minh đang khai thác do phân tích, minh giải lại động thái vỉa hoặc các tài liệu về tham số thể tích cho thấy ngoài trữ lượng đã được xếp vào cấp xác minh vẫn còn có trữ lượng lớn hơn đáng kể

� Trữ lượng có thể (P 3 ): là lượng dầu khí có thể thu hồi thương mại, tính được ở thời điểm nhất định với độ tin cậy thấp và chưa được khẳng định bằng kết quả khoan 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 cụ thể của thân chứadầu 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 như hình 1

Trang 8

Hình 1 Phân cấp trữ lượng dầu khí Việt Nam.

3 Ý nghĩa việc đánh giá trữ lượng

Trữ lượng dầu khí luôn là cơ sở quan trọng để thiết lập phương án tìm kiếm, thăm dò,

và khai thác các mỏ Trong quá trình tìm kiếm thăm dò, để tiến tới quyết định khai thác, người ta phải trải qua giai đoạn then chốt là đánh giá trữ lượng để xác định tiềm năng thương mại của cấu tạo

Phân cấp trữ lượng ngoài việc giúp các nhà đầu tư đảm bảo kinh tế khai thác mà còn giúp qui hoạch phát triển ngành công nghiệp dầu khí hợp lý

Trang 9

II PHƯƠNG PHÁP TÍNH TRỮ LƯỢNG

Việc tính trữ lượng dầu, khí, khí ngưng tụ có thể áp dụng các phương pháp thể tích, phương pháp cân bằng vật chất và các phương phá p khác phù hợp với mô hình địa chất và mức độ tài liệu hiện có, trong đó phương pháp thể tích bắt buộc phải được áp dụng còn các phương pháp khác thì tùy thuộc vào điều kiện cụ thể nhưng khi áp dụng cần có lập luận về

sự lựa chọn Trữ lượng dầu khí cần được tính toán trên cơ sở sử dụng mô phỏng Monte Carlo, các giá trị trữ lượng phải được thể hiện ở các mức Tối thiểu, Kỳ vọng và Tối đa

1 Phương pháp thể tích

Phương pháp thể tích được dùng khi số liệu về bản đồ cấu tạo tầng nóc, đáy và bản đồ đẳng dày của cấu tạo hay vỉa đã có đầy đủ, đòi hỏi sự hiểu biết về điều kiện địa chất thế nằm

của dầu khí trong vỉa

Ưu điểm của phương pháp này là với một số điểm rời rạc dưới bề mặt trong điều kiện địa chất chưa được biết một cách hoàn toàn đầy đủ thì có thể đánh giá có cơ sở lượng dầu khí tại chỗ Việc đánh giá lượng dầu khí ngày càng chính xác hay không tùy thuộc vào mức độ chính xác củ a bả n đồ cấu tạo, bản đồ đẳng dày cũng như tùy thuộc vào số lượng, chất lượng

của số liệu gốc và các phương pháp tính trung bình, đặc điểm địa chất của thân khoáng

Phương pháp thể tích được áp dụng rộng rãi trong việc tính toán trữ lượng của vỉa và

có thể áp dụng trong bất cứ chế độ nào của vỉa và ở bất cứ giai đoạn nào Đặc biệt là trong

giai đoạn tìm kiếm thăm dò thì phương pháp này được xem là hữu hiệu nhất

Theo qui luật, phương pháp thể tích thực hiện đo vẽ bản đồ thể tích để xác định lượng

dầu khí tại chỗ và tính phần dầu khí được thu hồi có giá trị thương mại

2 Phương pháp cân bằng vật chất

Phương pháp cân bằng vật chất dựa trên cơ sở định luật bảo toàn vật chất nói chung

và được phát biểu như sau: “Lượng hydrocacbon có trong thân khoáng trước khi bắt đầu khai

3 Mô phỏng Monte Carlo

Monte Carlo là phương pháp xác suất, ta có thể thực hiện nhiều phép thử để thu được kết quả là một hàm phân bố xác suất về trữ lượng Mô phỏng Monte Carlo sử dụng phần mềm Crystal Ball để bổ trợ cho hai phương pháp thể tích và phương cân bằng vật chất

Độ tin cậy của kết quả tính toán luôn là vấn đề được đặt ra Do tính đa trị của việc giải bài toán ngược trong thăm dò, do có sự sai lệch khi minh giải tài liệu để tính các thông số và việc lựa chọn mô hình địa chất mà độ không tin cậy luôn tồn tại một cách khách quan Bởi vậy để hạn chế độ không tin cậy, nâng cao độ chính xác đòi hỏi người tính phải có nhiều kinh nghiệm hiểu sâu sắc về địa chất cấu tạo, vùng để lựa chọn mô hình địa chất cho phù hợp nhất Bên cạnh đó mức độ của tài liệu hiện có, việc tính định lượng các thông số cũng phải tiến hành một cách công phu

Công thức của phép toán cơ bản được dựa trên công thức tương tự phương pháp thể tích chỉ thay bằng các hàm phân bố xác suất

Trong đó: 1 < i < N (N > 5000)

F (Qi) : hàm phân bố xác suất trữ lượng dầu tại chỗ

Trang 11

V (i) : hàm phân bố xác suất thể tích đá chứa

N/G (i): hàm phân bố xác suất tỷ số chiều dày hiệu dụng và chiều dày vỉa chứa

Phi (i): hàm phân bố độ rỗng đá chứa

Sw(i) : hàm phân bố độ bão hòa nước

Bo(i) : hàm phân bố xác suất hệ số chuyển đổi thể tích từ điều kiện vỉa sang điều kiện chuẩn

C : hệ sổ chuyển đổi đơn vị đo lường

Với phương pháp này cho phép ta mở rộng việc đánh giá phân loại xác suất và có thể đánh giá trữ lượng dầu khí ở bất cứ xác suất nào với một giá trị tương ứng Nhằm tính nhanh trữ lượng của cấ u tạo, giả sử phân bố độ rỗng, độ bão hòa và chiều dày hiệu dụng là không đổi trong phạm vi của cấu tạo Những giá trị trung bình về độ rỗng, độ bão hòa dầu khí và chiều dày hiệu dụng được tính theo kết quả phân tích tại giếng khoan của mỏ Các giá trị thể tích tính ở những ranh giới dầu khí khác nhau Các giá trị trên được đặt trong phân bố tam giác và chữ nhật Hệ số thu hồi cũng có sự phân bố tương tự

Việc lựa chọn phương pháp nào để tính trữ lượng phụ thuộc vào số lượng và chất lượng tài liệu gốc cũng như chế độ hoạt động của thân khoáng và mức độ nghiên cứu thăm

dò nó

Hiện tại khu vực nghiên cứu chưa có giếng khoan khai thác (khí), các giếng khoan đều là giếng khoan thăm dò, tuy nhiên tài liệu thu được từ các giếng khoan thăm dò nay cũng chưa thực sự đầy đủ Do đó, phương pháp tính trữ lượng tốt nhất trong giai đoạn này là phương pháp thể tích

Sau đây là hình tóm tắt phương pháp Monte – Carlo dựa trên phần mềm mô phỏng Crystal Ball

Trang 12

Trong đó:

V : thể tích khí hoặc dầu ỏ điều kiện chuẩn (Đơn vị: SCF - vỉa khí hoặc STB - vỉa dầu)

BRV : thể tích đá chứa (ft3) N/G : tỷ số chiều dày hiệu dụng và chiều dày vỉa chứa (net/gross) :

∅ ∶ Độ rỗng (%)

Sw : độ bão hòa nước (%) FVF : hệ số chuyển đổi từ điều kiện mặt sang điều kiện vỉa (Đơn vị: cuft/SCF - vỉa khí, bbl/STB - vỉa dầu)

II CÁCH XÁC ĐỊNH CÁC THÔNG SỐ

Để tính thể tích thông thường cần các dữ liệu sau: bản đồ cấu tạo tầng nóc, bản đồ cấu tạo đáy, các ranh giới khí dầu nước, bản đồ đẳng dày để xác định thể tích vỉa chứa Các dữ liệu khác: carota giếng khoan, số liệu đo dung dịch khoan (mud log), phân tích vật lý vỉa, số liệu áp suất, nhiệt độ, thành phần chất lưu nhằm xác định độ rỗng, độ bão hòa nước, hệ số thể tích

Trang 14

1 Thể tích đá chứa

Thể tích (đất đá) chứa dầu khí chính là phần không gian được giới hạn bởi tầng nóc chứa dầu (bản đồ cấu trúc tầng nóc), tầng đáy (bản đồ cấu trúc tầng đáy) và ranh giới dầu - nước (khí - nước) Bằng cách kết hợp dữ liệu địa chấn 2D, 3D liên kết với giếng khoan sâu các kĩ sư địa chất, địa chấn cho ra được các bản đồ đẳng thời, đẳng sâu với các tỉ lệ khác nhau phục vụ trong công tác thăm dò tìm kiếm

Trong đó:

W(log) : Hàm lượng Hydro chứa trong đá W(f) : Chỉ số Hydro trong nước thấm lọc

Trang 15

W(ma) : Chỉ số Hydro trong khung đá

Phương pháp Siêu Âm

Phương pháp siêu âm là một phương pháp đơn giản áp dụng để xác định độ rỗng đối với khoảng đá không bị phá hủy thứ sinh và không có những hang hốc nguyên sinh độc lập

Trong đó:

t : Thời gian truyền sóng siêu âm trong đá t(cl) : Thời gian truyền song trong chất lưu t(ma) : Thời gian truyền song trong khung đất đá

Phương pháp Gamma Gamma (Density)

Phương pháp gamma mật độ là một trong những phương pháp đơn lẻ xác định độ rỗng không phụ thuộc vào đặc điểm phân bố của nứt nẻ và hang hốc trong đá

Trang 16

Anhydrit : ρ(đđk) = 2.98 g/cm3

Độ rỗng xác định bằng phương pháp Gamma mật độ đối với đá móng nứt nẻ tốt hơn

so với phương pháp siêu âm do phương pháp mật độ không bị ảnh hưởng bởi sự có mặt của nứt nẻ và hang hốc

Ngoài ra, trong tính toán độ rỗng thì mỗi Công Ty áp dụng các công thức riêng

Bài báo cáo này chỉ nêu phương pháp ứng dụng theo công thức của Công Ty JVPC

Để tính toán độ rỗng người ta chỉ dùng điện trở suất sâu Các khe nứt trong đá Granit gồm có khe nứt lớn và vi khe nứt trong khung đá Các khe nứt cho ta độ thấm thấp và giữ không thay đổi sau quá trình khoan tối thiểu trong đới LLD đo được từ khe nứt lớn lấp đầy với mùn thấm lọc và vi khe nứt không thay đổi

4 Độ bão hòa nước

Sự có mặt của dầu trong đá colector (đá chứa) được thể hiện qua độ bão hòa của nó Theo lý thuyết mặt phân cách dầu - nước, dầu khí phải là một mặt phẳng trong các vỉa sản phẩm Song do hiệu ứng của hiện tượng mao quản, các mặt phân cách này rất phức tạp Cũng theo lý thuyết, trong mũ khí độ bão hòa khí phải 100%; trong vùng dầu cũng phải là 100%; tương tự đối với vùng nước

Nhưng thực tế, ta không thể gặp những trường hợp lý tưởng trên Trong vùng dầu, nước chiếm các lỗ hổng nhỏ nên Sw > 0

Độ bão hòa của chất lưu nào đó trong đá chứa biểu thị bằng công thức:

S = Trong đó:

V(L) : Thể tích của chất lưu nào đó, ví dụ như Vw, V0, Vg cho nước, dầu, khí V( ): Thể tích các lỗ hổng trong mẫu

Công thức Archie

Trang 18

Trong đó:

Sw : Độ bão hòa nước vỉa

Rw : Điện trở nước vỉa

Rt : Điện trở thực của vỉa : Độ rỗng hiệu dụng

n : Hệ số bão hòa

a : Hệ số thong của đất đá

m : Hệ số dính kết (phụ thuộc vào thành phần xi măng trong đất đá)

Để xác định hệ số a, m, n cần phải phân tích mẫu lõi đặc biệt, mỗi vùng đều có các giá trị khác nhau và chúng khác nhau phụ thuộc tính chất đất đá vùng đó

Thông thường a = 1, m = 2, n = 2, khi vỉa có nhiều sét thì n < 1,5 và n thay đổi từ 1,73 – 4,33 phụ thuộc tính chất thạch học, tính chất dầu khí và nước chứa trong các lỗ rỗng

5 Hệ số thể tích ( FVF)

Dùng để chuyển đổi từ điều kiện vỉa sang điều kiện chuẩn bề mặt

Đối với vỉa khí

Trong đó:

Bg : Hệ số thể tích khí (cuft/SCF)

Vres : Thể tích khí ở điều kiện nhiệt độ và áp suất vỉa (ft3)

Vsc : Thể tích khí ở điều kiện chuẩn 60oF; 14,7 psia (SCF)

+ Công thức thường dùng để tính toán B g

Trang 19

Trong đó:

z : Hệ số lệch khí

T, P : Nhiệt độ (oF) và áp suất (psia) khí ở điều kiện vỉa

Đối với vỉa dầu

Hệ số thể tích Bo của dầu (1pha) ở áp suất nhất định là thể tích (bbl) mà 1 STB (dầu

và khí hòa tan) chiếm chỗ trong vía tại áp suất đó Đơn vị là : bbl/STB

Tuy nhiên dầu thô gồm nhiều thành phần hơn khí thiên nhiên Hỗn hợp các thành phần chất lỏng tạo ra nhiều tính chất không lí tưởng hơn so với hỗn hợp khí Do vậy, trên thực tế ta thường quan tâm nhiều hơn với biểu thức thực nghiệm để xác định Bo của Standing và Beggs Bo = f (Rso, γg, γo, T) với hai trường hợp:

Trang 20

Trong đó:

Pb : Áp suất điểm bọt khí

Bob : Hệ số thể tích dầu ở áp suất điểm bọt

CB : Hệ số nén đẳng nhiệt của dầu (psia-1)

6 Ranh giới khí –dầu –nước:

Để xác định ranh giới dầu nước của các tập, vỉa cần sử dụng tổ hợp các dữ liệu đầu vào như: mud logging, mẫu vụn, mẫu lõi, wireline logging, log LWD, thử MDT và kết quả thử DST

Trong những trường hợp không xác định được ranh giới khí - dầu - nước bằng log (chủ yếu do giếng khoan không đi qua giới ranh khí - dầu - nước) thì vẫn thường sử dụng áp suất để xác định

Tại một số vị trí trong giếng khoan áp suất vỉa được đo kèm theo lấy mẫu chất lưu để xác định mật độ Từ đó xác định được gradient áp suất, lập phương trình áp suất chất lưu theo độ sâu Giao điểm của các đường áp suất này trên đồ thị chính là các ranh giới tiếp xúc