ĐỒ án CÔNG NGHỆ KHAI THÁC DẦU KHÍ PHÂN TÍCH VÀ DỰ BÁO KHAI THÁC CHO GIẾNG KHÍ

Matching: Trùng khớp Transient data: Dữ liệu trạng thái chuyển tiếp Type curve matching: Trùng khớp dạng đường cong Flowing Material Balance: Dòng chảy cân bằng vật chất Material Balance

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA KHOA KỸ THUẬT ĐỊA CHẤT & DẦU KHÍ

BỘ MÔN KHOAN KHAI THÁC

ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ KHAI THÁC DẦU KHÍ

PHÂN TÍCH VÀ DỰ BÁO KHAI THÁC CHO GIẾNG KHÍ

SVTH: Hoàng Nghĩa Trường MSSV: 1713740

GVHD: TS Mai Cao Lân

Thành phố Hồ Chí Minh, 2020

DANH MỤC HÌNH ẢNH

DANH SÁCH THUẬT NGỮ CHUYÊN NGÀNH

DANH SÁCH KÝ HIỆU TOÁN HỌC VÀ ĐƠN VỊ

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ TIGHT GAS RESERVOIR VÀ YÊU CẦU PHÂN

TÍCH SỐ LIỆU KHAI THÁC 1

1.1 Tình hình về khí thiên nhiên hiện nay 1

1.2 Tổng quan về Tight Gas Reservoir 2

1.3 Tổng quan về giếng khí Condensate ở Việt Nam 3

1.4 Yêu cầu phân tích số liệu khai thác 3

CHƯƠNG 2: QUY TRÌNH PHÂN TÍCH VÀ DỰ BÁO KHAI THÁC CHO GIẾNG KHÍ 4

2.1 Quy trình phân tích khai thác 4

2.2 Phân tích chế độ dòng chảy elip trong Tight Gas Reservoirs 5

2.3 Phương pháp Palacio-Blasingame 8

2.4 Cân bằng vật chất dòng chảy Mattar và Anderson 12

2.5 Phương pháp Fetkovich 13

CHƯƠNG 3: TÍNH TOÁN VÀ PHÂN TÍCH 18

3.1 Phương pháp Palacio-Blasingame 18

3.2 Phương pháp Fetkovich 20

KẾT LUẬN 22

TÀI LIỆU THAM KHẢO 23

Bảng 1: Bảng so sánh mức độ phát thải giữa các nhiên liệu 2 Bảng 2: Iteration for Infinite Conductivity case using initial values of k = 0.01mD and

xf = 300 ft 8Bảng 3: So sánh kết quả giữa 2 phương pháp Palacio-Blasingame và Fetkovich 22

Hình 1: Tiêu dung năng lượng toàn cầu 1 Hình 2: Vị trí Mỏ Sư Tử Trắng 3

Hình 3: Lưu đồ của phương pháp phân tích - Phân tích độ dẫn vô hạn 7

Hình 4: Infinite conductivity-Linear relationship of Pseudo-pressure drop vs 𝑙𝑛(𝐴 + 𝐵)

1𝑠𝑡 iteration, 𝑘 = 0.01𝑚𝐷, 𝑥𝑓 = 300𝑓𝑡 8 Hình 5: Đường cong điển hình Fetkovich 15 Hình 6: Match of Normalized Flow Rate Functions on Fetkovich and McCray Type Curves for a Simulated Case of Constant Bottomhole Pressure, Pwf = 500 psi 18 Hình 7: Đường cong điển hình của giếng A tại Tây Virginia 20

Matching: Trùng khớp

Transient data: Dữ liệu trạng thái chuyển tiếp Type curve matching: Trùng khớp dạng đường cong

Flowing Material Balance: Dòng chảy cân bằng vật chất Material Balance Time: Thời gian cân bằng vật chất

Pressure Nomarized Flow Rate: Lưu lượng chuẩn hoá theo áp suất

Transient Flow: Dòng chảy chuyển tiếp

Pseudo – Steady State Flow: Dòng chảy giả ổn định

Tight Gas Reservoir: Vỉa khí chặt sít

Infinite Conductivity: Độ dẫn vô hạn

Pseudo-pressure drop: Giả sụt áp

pi: Áp suất ban đầu, psi

m(pi): Áp suất giả ban đầu, psi2/cp

pwf: Áp suất đáy giếng, psi

m(pwf): Áp suất giả đáy giếng, psi2/cp

T: Nhiệt độ vỉa, °R

h: Bề dày tầng sản phẩm, ft

ϕ: Độ rỗng, %

Swi: Độ bão hoà nước tại áp suất pi, %

cti: Độ nén tổng tại áp suất pi, psi−1

qt: Lưu lượng dòng khí tại thời gian t, Mscf/day

reD: Bán kính ảnh hưởng không thứ nguyên

Di: Lưu lượng suy giảm, day−1

qDd: Lưu lượng suy giảm không thứ nguyên

tDd: Thời gian suy giảm không thứ nguyên

bpss: Hằng số trạng thái dòng chảy giả ổn định không thứ nguyên

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ TIGHT GAS RESERVOIR VÀ YÊU CẦU PHÂN TÍCH SỐ LIỆU KHAI THÁC

1.1 Tình hình về khí thiên nhiên hiện nay

Thế giới đang chuyển dịch sang nền kinh tế carbon thấp, giảm dần sự phụ thuộc vào năng lượng hóa thạch, thích ứng với biến đổi khí hậu Việc phát triển công nghệ xử lý carbon dioxide (như công nghệ thu giữ carbon) đòi hỏi có sự đầu tư rất lớn về vốn, công nghệ, kỹ thuật, vốn đầu tư và cần có thời gian Với năng lượng tái tạo, vấn đề quan trọng nhất là công nghệ và chi phí

Trong bối cảnh hiện nay, khí tự nhiên được coi là cầu nối trong quá trình chuyển đổi các nguồn năng lượng truyền thống sang sử dụng năng lượng tái tạo Khí tự nhiên là năng lượng sạch so với dầu mỏ và than đá (Bảng 1) Khi bị đốt cháy cùng một lượng như nhau, khí tự nhiên phát thải ra rất ít CO2 , chỉ bằng một nửa so với than đá, bằng 75% so với dầu mỏ, ít tạo ra bụi cũng như thủy ngân Vì vậy, khí tự nhiên được coi là nguồn nhiên liệu thân thiện với con người và môi trường

Khí tự nhiên đang là nguồn năng lượng được sử dụng nhiều thứ 3 trên thế giới sau dầu mỏ và than đá Theo báo cáo của BP năm 2019, tiêu thụ khí tự nhiên đã tăng gần 4 lần từ 891 Mtoe (năm 1970) lên đến 2209 Mtoe (năm 2018) Tỷ lệ khí trong tổng tiêu thụ năng lượng toàn cầu đã tăng từ 18% năm 1970 lên 25% năm 2018 (Hình 1)

Hình 1: Tiêu dung năng lượng toàn cầu Vào cuối năm 2018, theo số liệu thống kê của BP, trữ lượng khí tự nhiên đã được chứng minh là khoảng 197 Tỉ m3 và tương đương với hơn 51 năm tiêu thụ với ở mức hiện tại

Bảng 1: Bảng so sánh mức độ phát thải giữa các nhiên liệu Nhu cầu gia tăng dự kiến đối với khí có thể được đáp ứng một phần nhờ các vỉa khí

có độ thấm thấp (Tight Gas Reservoir) Các vỉa này tại chỗ có dung tích lớn nhưng rất khó phát triển Cần có một số lượng lớn các giếng bị nứt vỡ thủy lực, có khoảng cách gần nhau để đảm bảo rằng tốc độ và khối lượng khí được khai thác từ các vỉa này (Holditch, 2006)

1.2 Tổng quan về Tight Gas Reservoir

Tight Gas Reservoir thường được định nghĩa là một vỉa có độ thấm nhỏ hơn 0,1 mD

và tạo ra khí thiên nhiên khô là chủ yếu Do độ thấm thấp của các vỉa này, ban đầu giếng

sẽ không chảy với tốc độ có thể đo được và không thể áp dụng thử nghiệm giếng thông thường Do đó, kích thích đứt gãy phải được xem xét Nhiều vỉa có độ thấm thấp đã được phát triển trong quá khứ là cát kết, nhưng một lượng khí đáng kể cũng được tạo ra từ cacbonat, đá phiến sét và vỉa than có độ thấm thấp

Tight Gas Reservoir có một điểm chung với một giếng thẳng đứng được khoan và hoàn thiện trong Tight Gas Reservoir phải được kích thích thành công để khai thác với tốc độ dòng khí thương mại và tạo ra lượng khí thương mại Thông thường, cần xử lý nứt vỉa thủy lực lớn để khai thác khí một cách kinh tế Trong một số Tight Gas Reservoir

bị nứt vỡ tự nhiên, giếng nằm ngang hoặc giếng đa phương có thể được sử dụng để tạo

ra sự kích thích cần thiết cho tính thương mại

Để tối ưu hóa việc phát triển Tight Gas Reservoir, các nhà khoa học địa chất và kỹ

sư phải tối ưu hóa số lượng giếng khoan, cũng như quy trình khoan và hoàn thiện cho mỗi giếng Thông thường, cần nhiều dữ liệu và nhiều nhân lực kỹ thuật hơn để hiểu và phát triển các Tight Gas Reservoir hơn so với yêu cầu về độ thấm cao hơn của các vỉa thông thường Trên cơ sở giếng riêng lẻ, một giếng trong Tight Gas Reservoir sẽ tạo ra

ít khí hơn trong một khoảng thời gian dài hơn so với mong đợi từ một giếng được hoàn thiện trong bể vỉa thông thường có độ thấm cao hơn Do đó, nhiều giếng hơn (hoặc khoảng cách giếng nhỏ hơn) phải được khoan trong một Tight Gas Reservoir để thu hồi một phần lớn trữ lượng khí tại chỗ (OGIP: Original Gas In Place), khi so sánh với vỉa thông thường

1.3 Tổng quan về mỏ khí Condensate ở Việt Nam ( Mỏ Sư Tử Trắng )

Mỏ Sư Tử Trắng nằm ở Đông Nam Lô 15-1 thềm lục địa Việt Nam, ở độ sâu 56m nước, cách đất liền khoảng 62km và cách Vũng Tàu khoảng 135km về phía Đông Mỏ

Sư Tử Trắng được phát hiện từ giếng thăm dò ST-1X năm 2003 và thẩm lượng qua các giếng ST-2X, ST-3X và ST-4X kết thúc năm 2006 Đối tượng vỉa chứa chính của mỏ Sư

Tử Trắng là khí condensate tại tầng cát kết Oligocene E và F với tiềm năng được xác nhận bởi các giếng thăm dò/thẩm lượng ST-1X, ST-2X và ST-3X Giếng thẩm lượng ST-4X phát hiện thêm dầu nhẹ tại điều kiện vỉa

Hình 2: Vị trí Mỏ Sư Tử Trắng Tính chất đá chứa của mỏ Sư Tử Trắng được đặc trưng bởi sự bất đồng nhất, với đá chứa đặc sít hơn theo độ sâu và khả năng cao về sự tồn tại của các đứt gãy chắn gần các thân giếng khoan thăm dò được xác nhận qua đánh giá tài liệu địa vật lý giếng khoan và kết quả thử vỉa Ngoài ra, khí mỏ Sư Tử Trắng rất giàu condensate dẫn đến lắng đọng condensate ảnh hưởng tiêu cực đến khả năng cho dòng của giếng khi áp suất vỉa giảm dưới điểm sương

1.4 Yêu cầu phân tích số liệu khai thác

Thông số vỉa

Áp suất vỉa ban đầu : Pi = 4800 psia

Áp suất giả ban đầu : m(Pi): 1.342 ∗ 109 psi2/cp

Áp suất đáy giếng : Pwf = 500 psi

Áp suất giả đáy giếng : m(Pwf): 2.174 ∗ 107 psi2/cp

Số liệu khai thác lấy từ sách “Reservoir Engineering Handbook”

a/ Yêu cầu tính toán OGIP (Original Gas In Place)

b/ Ước tính diện tích vùng dẫn lưu, độ thấm thành hệ và hệ số skin

CHƯƠNG 2: QUY TRÌNH PHÂN TÍCH VÀ DỰ BÁO KHAI THÁC CHO GIẾNG KHÍ

2.1 Quy trình phân tích khai thác

1 Thu thập số liệu:

• Dữ liệu khai thác: Lưu lượng và áp suất đáy giếng

• Thông số giếng: Bán kính giếng

• Trữ lượng khí tại chỗ OGIP (Original Gas In Place)

• Ước tính diện tích vùng dẫn lưu, độ thấm thành hệ và hệ số skin

2.2 Phân tích chế độ dòng chảy elip trong Tight Gas Reservoirs

Phương trình dòng chảy elip được xem xét bởi Badazhkov và cộng sự (2008) bắt nguồn từ phương trình dòng khí cơ bản trong môi trường độ rỗng khi có sự mất hẳn độ dẫn Họ tiếp tục đơn giản hóa phương trình bằng cách bỏ qua các tác động của trọng lực;

và giả định rằng dòng chảy qua hệ thống khe nứt là dòng chảy tầng Bằng cách kết hợp các điều kiện biên cho một mô hình elip vào phương trình khuếch tán khí thực, phương trình khuếch tán cổ điển được chuyển thành các dạng sau, như được thể hiện trong Công thức sau được coi là cơ sở cơ bản của nghiên cứu hiện tại Công thức có dạng:

và 𝑦 = cosh 𝑣 cos 𝑢 Các điều kiện biên được xem xét được đưa ra bởi Công thức:

𝛹 = 𝛹𝑥𝑓 𝑡ạ𝑖 − 𝑋𝑓 < 𝑥 < 𝑋𝑓, 𝑦 = 0; 𝑣à

𝛹 = 𝛹𝑒 𝑡ạ𝑖 𝐴2− 𝐵2 = 𝑋𝑓2Trong đó 𝐴 và 𝐵 lần lượt là các trục chính và trục phụ của hình elip của vùng dòng chảy hình elip, biểu thị về mặt vật lý chiều dài / bán kính dẫn lưu của vỉa theo hướng x

và y, tương ứng Các điều kiện không thứ nguyên về thời gian và áp suất được xem xét bằng cách kết hợp phương trình tốc độ với phương trình khuếch tán ở trên giúp xác định diện tích thoát nước như một hàm của thời gian Đối với trạng thái không ổn định này, bán kính dẫn lưu được giả định sẽ mở rộng theo thời gian, nhưng lưu lượng được giả định là cố định cho từng khu vực dẫn lưu

Các biến thời gian và áp suất không thứ nguyên được coi là thời gian cần thiết để đạt được sự ổn định trong khu vực dẫn lưu; và có thể được biểu thị bằng Công thức:

𝑡𝐷 = 𝑘𝑡𝜇𝑐∅𝐵2

𝑝𝐷 =𝜋𝑇𝑠𝑘ℎ (𝛹𝑒− 𝛹𝑋𝑓)

𝑝𝑠𝑇𝑄𝑠𝑐Trong đó 𝑇𝑠, 𝑝𝑠 và 𝑄𝑠𝑐 tương ứng là nhiệt độ, áp suất và lưu lượng ở điều kiện tiêu chuẩn, và ℎ và 𝜇 lần lượt là bề dày của vỉa và độ nhớt của khí Thời gian không thứ nguyên tương quan với chế độ dòng chảy ổn định giống như dòng chảy xuyên tâm trong khu vực thoát nước có thể được tính gần đúng là, 𝑡𝐷 = 0,38 (Jones, 1963) Sử dụng giá trị thời gian không thứ nguyên này và kết hợp nó với thuật ngữ áp suất không thứ nguyên bán kính dẫn lưu chính và phụ (𝐴) và (𝐵) có thể được biểu thị như sau:

𝐴 = √𝐵2+ 𝑋𝑓2

𝐵 = 0.02634√ 𝑘𝑡

𝜑𝜇𝑐Các biến 𝐴 và 𝐵 được sử dụng để mô tả khu vực hình elip mà trong đó dòng trạng thái giả ổn định có thể được giả định Từ các mối quan hệ được phát triển trong phương trình phân tích này, một biểu đồ chẩn đoán về sự khác biệt của độ giảm áp suất giả (Δ𝛹)

so với ln(𝐴 + 𝐵) sẽ tạo ra một đường thẳng trong chu kỳ dòng elip Độ dốc của đồ thị giới hạn độ thấm thành hệ này, trong khi phần giao nhau mang lại một nửa chiều dài khe nứt Với độ thấm và nửa chiều dài khe nứt chưa được biết, ban đầu, cần phải tuân theo một quy trình lặp đi lặp lại

Độ dẫn khe nứt không thứ nguyên được giới thiệu bởi Badazhkov và cộng sự, (2008) dưới dạng tỷ số giữa chiều dài đứt gãy (𝑋𝑓) với bán kính giếng hiệu dụng (𝑟𝑤𝑒); và được biểu thị dưới dạng một hàm của độ dẫn khe nứt không thứ nguyên như đã cho trong Công thức:

𝑅 = 𝑋𝑓

𝑋𝑓𝑒=

𝜋2𝐶𝐹𝐷+ 1

Tỷ lệ này được sử dụng để cập nhật định nghĩa của các biến vùng elip, 𝐴 và 𝐵 như được đưa ra bởi Công thức tương ứng:

𝐴′= √𝐵′2+ 𝑋𝑓2

𝐵′ = 𝑅 × 𝐵

Trong đó 𝐴′ và 𝐵′đại diện cho các trục chính và phụ được cập nhật hoặc sửa đổi của

mô hình elip để tính đến tác động của độ dẫn khe nứt đối với sự lan truyền của sự giảm

áp suất; và được yêu cầu giải quyết lặp đi lặp lại Một lần nữa, dữ liệu dòng elip sẽ cho thấy một đường thẳng của Δ𝛹 so với ln(𝐴′ + 𝐵′) Đối với một độ dẫn khe nứt hữu hạn, thuật toán được giới thiệu bởi Badazhkov và cộng sự (2008) được coi là chu kỳ chế độ dòng chảy song tuyến, và được giải quyết bằng đồ thị Đồ thị của sự sụt áp giả (Δ𝛹) so với 𝑡0.25 (để đặc trưng cho dòng song tuyến) được sử dụng để xác định độ dẫn đứt gãy

Để xác định điểm bắt đầu và điểm kết thúc của dòng elip từ dữ liệu khai thác, phương pháp này sử dụng độ dốc 0,36 của đường thẳng trên đồ thị phái sinh sụt áp suất giả log-log Độ dốc 0,36 này được xem xét từ một nghiên cứu được hoàn thành bởi Chacon et

al (2004) và áp dụng cho giếng nứt ngang và giếng đứng

Hình 3: Lưu đồ của phương pháp phân tích - Phân tích độ dẫn vô hạn

- Việc sử dụng các đường cong suy giảm được phát triển đặc biệt cho chất lưu

- Mô hình hóa các điều kiện khai thác lưu lượng thay đổi - áp suất thay đổi thực tế

- Tính toán lượng khí tại chỗ

Intecept: bpss =711T

k h (ln

4 A1.781CArwa2 )

Slope: m = 56.54 T

(μgct)

i(ϕAh)=

56.54 T(μgct)

i(pore volume)Trong đó:

q: lưu lượng khai thác, Mscf/day

A: vùng dẫn lưu, ft2

T: Nhiệt độ, °R

t: thời gian, days

Mối liên kết cho phép chuyển đổi dữ liệu khai thác khí thành dữ liệu lưu lượng chất lưu không đổi tương đương dựa trên việc sử dụng một hàm thời gian mới được gọi là thời gian giả tương đương hoặc giả thời gian cân bằng vật chất chuẩn hóa, được xác định như sau:

ta =(μgcg)i

qt ∫ [

qtμ̅gc̅g] dt =

(μgcg)

i

qt

ZiG2pi[m(p̅i) − m(p̅)]

t

0

Trong đó:

ta: thời gian giả tương đương (cân bằng vật chất chuẩn hoá), days

t: thời gian, days

G: lượng khí tại chỗ (OGIP), Mscf

qt: lưu lượng dòng khí tại thời gian t, Mscf/day

p: áp suất trung bình, psi

μg: độ nhớt cua dầu tại áp suất trung bình, cp

c̅g: độ nén của khí tại áp suất trung bình, psi−1

m(p̅): giả áp suất khí chuẩn hoá, psi2/cp

Để thực hiện phân tích đường cong suy giảm dưới các lưu lượng và áp suất thay đổi, các tác giả đã rút ra một biểu thức lý thuyết cho phân tích đường cong suy giảm kết hợp các yếu tố sau:

- Mối quan hệ cân bằng vật chất

- Phương trình trạng thái giả ổn định

- Thời gian cân bằng vật chất chuẩn hoá, ta

để đưa ra mối quan hệ sau:

Trong đó:

G: lượng khí tại chỗ, Mscf

cgi: độ nén của khí tại pi, psi−1

cti: độ nén tổng cộng tại pi, psi−1

(2.9)

(2.10)

(2.11)

qg: lưu lượng dòng khí, Mscf/day

m̅ (p): áp suất giả chuẩn hoá, psi2/cp

pi: áp suất ban đầu

rwa: bán kính giếng biểu kiến, ft

qDd = [ qg

m̅ (pi) − m̅ (pwf)] bpss(ta)Dd = ( m

bpss) taThiết lập điểm đối sánh và bán kính không thứ nguyên tương ứng giá trị reD để xác nhận giá trị cuối cùng của G và để xác định tính chất:

qDd ]mp

reD: bán kính dẫn lưu không thứ nguyên

Swi: độ bão hoà nước nguyên sinh

2.4 Cân bằng vật chất dòng chảy Mattar và Anderson

Phương pháp cân bằng vật chất dòng chảy là một kỹ thuật mới có thể được sử dụng

để ước tính trữ lượng khí ban đầu tại chỗ (OGIP) Phương pháp, như được giới thiệu bởi Mattar và Anderson (2003), sử dụng khái niệm lưu lượng chuẩn hóa và giả thời gian cân bằng vật chất để tạo ra một biểu đồ tuyến tính đơn giản, ngoại suy cho trữ lượng chất lưu tại chỗ

Phương pháp sử dụng dữ liệu khai thác có sẵn theo cách tương tự như cách tiếp cận của Palacio và Blasingame Các tác giả đã chỉ ra rằng đối với một vỉa khí dẫn động chảy trong điều kiện trạng thái giả ổn định, hệ thống dòng chảy có thể được mô tả bằng phương trình sau:

qm(pi) − m(pwf)=

Và ta là thời gian giả cân bằng vật chất Blasingame được tính bằng công thức:

ta =(μgcg)i

qt

ZiG2pi[m(p̅i) − m(p̅)]

Các tác giả đã định nghĩa bpss\ là chỉ số năng suất nghịch đảo, trong 𝑝𝑠𝑖2 / MMscf, như sau: