Khóa luận Xem xét khả năng ứng dụng phương trình cân bằng vật chất để tính trữ lượng dầu trong móng mỏ Bạch Hổ

c, cổ sinh, tài liệu carota của các giếng khoan, tài liệu về địa chất và để thuận tiện trong công tác thăm dò và khai thác dầu khí các nhà địa chất dầu khí của liên doanh dầu khí Vietsovpetro đã phân chia và gọi tên các phân vị địa tầng theo tên địa phương cho cấu tạo này. Qua các giếng khoan cho thấy địa tầng mỏ Bạch Hổ gồm: + Các thành tạo đá móng trước Kainozoi. + Các thành tạo trầm tích Kainozoi. ( Bảng I-1: Địa tầng mỏ Bạch Hổ) 1. Đá móng trước Kainozoi Tầng móng được thành tạo bởi đá macma kết tinh chủ yếu là các đá macma axit gồm các thể xâm nhập Granioit, đa số là Granit biotit, Granit 2 mica, Granitđiorit có tuổi tuyệt đối từ 245 ± 7 triệu năm (Trias sớm) đến 89 ± 3 triệu năm (Creta). Đá bị thay đổi ở các mức độ khác nhau bởi quá trình biến đổi thứ sinh. Các bề mặt phân hóa không đều, không liên tục. Bề dày lớp phong hóa có thể lên tới 160m. Độ rỗng và độ nứt nẻ phân bố không đều và phức tạp. Lớp đá móng bị phong hóa và đới nứt nẻ là nơi chứa dầu khí, cung cấp sản lượng dầu thô quan trọng của mỏ (hơn nửa trữ lượng). 2. Các thành tạo Kainozoi Các thành tạo Kainozoi phủ trên đá móng không đồng nhất là trầm tích có tuổi từ Paleogen đến Đệ Tứ. a. Trầm tích Paleogen: + Oligoxen dưới Điệp Trà Cú (P31 tr.c): Gồm sét bột và cát kết xen lớp, có các vỉa mỏng sỏi kết, than và đá núi lửa có thành phần bazơ. Có bề dày lớn nhất là 750m ở cánh cấu tạo và không có ở đỉnh vòm Trung Tâm và phần vòm Bắc. Tướng sông hồ đầm lầy. Các tầng sản phẩm đã được xác định từ trên xuống VI, VII, VIII, IX, X chứa dầu công nghiệp. Đó là các tập cát kết có dạng thấu kính phức tạp gồm cát kết màu xám, hạt độ từ trung bình đến mịn, độ chọn lựa tốt, độ rỗng biến đổi từ 10-20%, tầng phản xạ 11 trùng với nóc điệp Trà Cú. + Oligoxen trên Điệp Trà Tân (P32 tt): Phụ Điệp Trà Tân dưới: dày từ 0 đến 801m, sét kết (40-70%) bột kết và cát kết, nằm giữa tầng phản xạ 10 và 11. Phụ Điệp Trà Tân trên: dày từ 50 đến 1000m chủ yếu là sét kết có màu đen chứa nhiều vật chất hữu cơ (1-10%), đây là tầng sinh dầu cũng như tầng chắn của mỏ, nằm giữa tầng phản xạ 7 và 10. Ở nhiều giếng có các vỉa và đai cơ đá bazơ gốc núi lửa: tuff, bazan, andesit,… có chiều dày tới 20m có các vỉa than mỏng. Các lớp chứa dầu phân bố không đều và không liên tục, được định danh từ IA, IB, II, III, IV và V. Ở vòm Bắc và Trung Tâm có các tầng sản phẩm 23 và 24. Phía Nam có các thấu kính cát kết 25, 26 và 27. b. Trầm tích Neogen: + Mioxen dưới Điệp Bạch Hổ (N11 bh): Phụ điệp Bạch Hổ dưới: Trầm tích của điệp là sự xen kẽ các lớp cát kết, sét kết và bột kết. Càng gần với phần trên của phụ điệp khuynh hướng cát hạt thô càng rõ. Cát kết thạch anh màu xám sáng, hạt độ từ nhỏ đến trung bình, dộ lựa chọn trung bình, được gắn kết chủ yếu bằng ximăng sét, kaolinit, lẫn với ít cacbonat. Bột kết từ xám đến nâu, xanh đến xanh tối, trong phần dưới chứa nhiều sét. Phụ điệp Bạch Hổ trên: Phần dưới của phụ điệp này là những lớp cát hạt nhỏ với những lớp bột rất mỏng. Phần trên chủ yếu là sét kết và bột kết, đôi chỗ gặp những vết than và glauconit. Trong trầm tích điệp Bạch Hổ rất giàu bào tử Magnastriatites howardi và phấn Shorae. Bề dày của điệp 600-700m. + Mioxen giữa Điệp Côn Sơn (N12 cs): Gồm chủ yếu các lớp các kết acco xen không đều và sét bột kết, còn có các lớp mỏng sỏi, sét vôi kẹp các lớp than nâu. Bề dày từ 850m-900m, trầm tích biển nông ven biển, không gặp dầu khí. + Mioxen trên Điệp Đồng Nai (N13 đn): Gồm cát kết thạch anh xen lớp sỏi và sét, sét bột kết các lớp mỏng vôi, thấu kính than thuộc môi trường biển nông, ven bờ. Bề dày từ 600-650m, không chứa dầu. c. Các trầm tích Plioxen-Đệ tứ Điệp Biển Đông (N2-Q bđ): Phủ bất chỉnh hợp trên trầm tích Mioxen. Thành phần thạch học chủ yếu là cát thô, sỏi xen kẽ các lớp mỏng bột nhiều Foraminifera, môi trường biển nông, dày từ 650m-700m, không chứa dầu. Bảng I-1: ĐỊA TẦNG MỎ BẠCH HỔ II. KIẾN TẠO MỎ BẠCH HỔ Bạch Hổ là một cấu tạo lồi gồm 3 vòm có phương theo á tuyến. Nó bị phức tạp bởi hệ thống phá hủy kiến tạo, biên độ kéo dài giảm dần về phía trên mặt cắt. Cấu tạo Bạch Hổ là một cấu tạo bất đối xứng. Đặc biệt, ở phần vòm góc dốc của đá tăng dần theo độ sâu từ 8-280 cánh Tây, từ 6-210 cánh Đông. Trục uốn nếp ở phần kề vòm thấp dần về phía Bắc dưới một góc 4-60, đi ra xa tăng lên 4-90, mức độ nghiêng chiều của đá khoảng 70-400m/km. Trục ở phía Nam sụt xuống thoải hơn, mức độ nghiêng chiều của đá khoảng 50-200m/km. Phá hủy kiến tạo chủ yếu của cấu tạo theo hai hướng: á kinh tuyến và đường chéo. Đứt gãy á kinh tuyến số I và II có hình dạng phức tạp, kéo dài trong phạm vi vòm Trung Tâm và vòm phía Bắc; biên độ cực đại đạt tới 900m ở móng và theo chiều ngang ở vòm Trung Tâm. Độ nghiêng của bề mặt đứt gãy khoảng 600 (?). + Đứt gãy I chạy theo cánh phía Tây của uốn nếp, theo móng và tầng tầng phản xạ địa chấn SH-11. Biên độ thay đổi từ 400m ở vòm Nam đến 500m theo chiều ngang của vòm Trung Tâm và kéo dài trong phạm vi vòm Bắc. Ở vòm Bắc đứt gãy I quay theo hướng Đông Bắc. + Đứt gãy II chạy theo dọc sườn Đông của vòm Trung Tâm, hướng của đứt gãy ở vòm phía Bắc thay đổi về hướng Đông Bắc. Sự dịch chuyển ngang bề mặt cũng được xác định bằng các đứt gãy cắt III, IV, V và đứt gãy số VIII. Hiện tượng lượn sóng của trục uốn nếp giữ vai trò quan trọng trong việc thành tạo cấu trúc mỏ hiện nay như các đứt gãy chéo (ở phần vòm hầu như á kinh tuyến), đã phá hủy khối nâng thành một loạt đơn vị cấu trúc kiến tạo. · Vòm Trung Tâm: là phần cao nhất của cấu tạo. Đó là những mõm địa lũy lớn nhất của phần móng. Trên sơ đồ, nó được nâng cao hơn so với vòm Bắc và vòm Nam tương ứng của móng là 300m và 500m. Phía Bắc ngăn cách bằng đứt gãy thuận số IX, có phương kinh tuyến và hướng đổ bề mặt quay về hướng Tây Bắc. Phía Nam được giới hạn bằng đứt gãy số IV có phương vĩ tuyến với hướng đổ bề mặt về Nam. Các phá hủy chéo IIIa, IIIb, IV làm cho cánh Đông của vòm bị phá hủy thành một loạt khối dạng bậc thang lún ở phía Nam. Biên độ của những phá hủy tăng dần về phía Đông, đạt tới 900m và tắt hẳn ở vòm. · Vòm Bắc: là phần phức tạp nhất của khối nâng. Nếp uốn địa phương được thể hiện bởi đứt gãy thuận số I có phương kinh tuyến và các nhánh của nó. Hệ thống này chia vòm ra hai khối cấu trúc riêng biệt. Ở phía Tây nếp uốn dạng lưỡi trai tiếp nối với phần lún chìm của cấu tạo. Cánh Đông và vòm của nếp uốn bị chia cắt thành nhiều khối bởi một loạt các đứt gãy thuận VI, VII, VIII có phương chéo đổ về hướng Đông Nam tạo thành dạng địa hào, dạng bậc thang. Trong đó, mỗi khối phía Nam lún thấp hơn khối phía Bắc kề cận. Theo mặt móng, bẫy cấu tạo của vòm Bắc được khép kín bởi đường đồng mức 4300m. Lớp Oligoxen-Đệ tứ của phần này cấu tạo đặc trưng bởi bề dày trầm tích. · Vòm Nam: là phần lún chìm sâu nhất của cấu tạo. Phía Bắc được giới hạn bởi đứt gãy thuận á vĩ tuyến số IV. Các phần khác được giới hạn bởi đường đồng mức 4250m theo mặt móng. Phần nghiêng xoay của cấu tạo bị phân chia ra nhiều khối riêng biệt bởi các đứt gãy thuận á vĩ tuyến số V. Tại đây phát hiện một vòm nâng cách giếng khoan 15 khoảng 750m về phía Bắc, đỉnh vòm thấp hơn vòm Trung Tâm 950m. Như vậy, hệ thống đứt gãy của mỏ Bạch Hổ thể hiện khá rõ trên mặt móng và Oligoxen dưới. Số lượng đứt gãy, biên độ và mức độ liên tục của chúng giảm dần từ dưới lên trên và hầu như mất đi ở Mioxen trên. Với đặc điểm cấu trúc như trên cùng với đặc điểm địa tầng của mỏ Bạch Hổ, có thể chia cấu tao Bạch Hổ với 2 tầng cấu trúc chính: · Tầng cấu trúc trước Đệ Tam được thành tạo bởi các đá biến chất, phun trào và đá xâm nhập có tuổi khác nhau. Về mặt hình thái của tầng cấu trúc này có cấu trúc phức tạp. Chúng đã trãi qua những giai đoạn hoạt động kiến tạo, hoạt hóa macma vào cuối Mezozoi gây ra sự biến dị mạnh, bị nhiều đứt gãy với biên độ lớn phá hủy đồng thời cũng bị nhiều pha Granitoit xâm nhập. · Tầng cấu trúc thứ hai gồm các đá có tuổi Kainozoi và được chia ra 3 phụ tầng cấu trúc. Các phụ tầng cấu trúc được phân biệt nhau bởi sự biến dạng cấu trúc, phạm vi phân bố và bất chỉnh hợp. * Phụ tầng cấu trúc thứ nhất: gồm các trầm tích có tuổi Oligoxen. Phân biệt với tầng cấu trúc dưới bằng bất chỉnh hợp nằm trên móng phong hóa, bào mòn mạnh và với phụ tầng trên bằng bất chỉnh hợp Oligoxen-Mioxen. Phụ tầng này được tạo bởi hai tập trầm tích. Tập trầm tích dưới cũng có tuổi Oligoxen tương đương điệp Trà Cú. Trên tập trầm tích cuối cùng là tập trầm tích có phạm vi mở rộng đáng kể tương đương với trầm tích điệp Trà Tân chủ yếu là sét, bột được tích tụ trong điều kiện sông hồ châu thổ. * Phụ tầng cấu trúc thứ hai: gồm trầm tích của các hệ tầng Bạch Hổ, Côn Sơn, Đồng Nai có tuổi Mioxen. So với phụ tầng vừa nêu trên, phụ tầng cấu trúc này ít bị biến dạng hơn. Đứt gãy chỉ tồn tại ở phần dưới, càng lên trên càng mất dần cho đến mất hẳn ở tầng trên cùng. * Phụ tầng cấu trúc thư ba: gồm trầm tích của hệ tầng Biển Đông có tuổi từ Plioxen đến hiện nay, có cấu trúc đơn giản, phân lớp đơn điệu hầu như nằm ngang. So sánh các phụ tầng cấu trúc cho thấy không có sự tương quan hài hòa, sự kế thừa tuần tự của các tầng cấu trúc. Phụ tầng cấu trúc thứ nhất được bắt đầu bởi trầm tích được tích tụ theo kiểu lấp đầy trên địa hình cổ của tầng cấu trúc trước Kainozoi. Sau đó được mở rộng ra và có sự thay đổi trầm tích lớn hơn, tích tụ trong điều kiện môi trường ven bờ, châu thổ. Phụ tầng cấu trúc thứ hai có chiều dày lớn và có sự thay đổi bình đồ cấu trúc rõ rệt, ở phần dưới còn tồn tại nếp uốn cũng như đứt gãy. Hình II-1: BẢN ĐỒ CẤU TẠO TẦNG MÓNG MỎ BẠCH HỔ Hình III-1: VỊ TRÍ MỎ BẠCH HỔ TRÊN BÌNH ĐỒ CẤU TRÚC KHU VỰC III. LỊCH SỬ PHÁT TRIỂN ĐỊA CHẤT MỎ BẠCH HỔ Mỏ Bạch Hổ từ khi được hình thành đã trãi qua các thời kỳ khác nhau do tác động của kiến tạo khu vực, các hoạt động địa phương: nâng, sụt hoặc sụp trầm tích. Giai đoạn Mezozoi muộn - đầu Kainozoi Trong thời kỳ này, dưới ảnh hưởng của các pha hoạt động kiến tạo mạnh mẽ xảy ra ở bồn trũng Cửu Long, là thời kỳ tạo rift ảnh hưởng trực tiếp của quá trình hình thành Biển Đông các thành tạo trước Kainozoi bị phân cắt thành nhiều khối có kích thước và biên độ sụt lún không đồng nhất tạo nên dạng địa lũy, địa hào. Mỏ Bạch Hổ là một bộ phận của địa lũy trung tâm của bồn, bị khống chế bởi các đứt gãy sâu ở hai bên sườn Đông và Tây. Có cấu tạo phức tạp với các hoạt động macma xâm nhập và phun trào. Giai đoạn Oligexen sớm Dọc theo các đứt gãy hình thành các địa hào lấp đầy trầm tích điệp Trà Cú có tướng lục địa với bề dày lớn, do quá trình tách giãn gây sụt lún mạnh. Biên độ sụt lún thay đổi theo chiều dày, ở phía Đông lớn hơn phía Tây của mỏ. Riêng phần nhô cao của khu vực Trung Tâm vắng mặt trầm tích Oligoxen sớm. Giai đoạn Oligoxen muộn Hoạt động của rift kế thừa giai đoạn trước kéo dài đến cuối Oligoxen tạo các trầm tích điệp Trà Tân mịn hạt và màu đen với nhiều chất hữu cơ thuộc môi trường đầm hồ, châu thổ lấp đầy phần trên của địa hào. Hoạt động kiến tạo ở phía Tây mạnh hơn phía Đông và mang tính chất nén ép. Hệ thống đứt gãy phía Tây có hướng chủ yếu về phía sụt lún của móng, đây là con đường dẫn Hydrocacbon vào bẫy sau này. Giai đoạn Mioxen Tiếp sau thời kỳ tách giãn Oligoxen là giai đoạn sụt lún oằn võng mang tính chất khu vực xảy ra trên toàn bộ bồn trầm tích trong đó có mỏ Bạch Hổ. Hoạt động đứt gãy giảm dần, biển tiến theo hướng Đông Bắc-Tây Nam thành tạo các tập sét hạt mịn, điển hình là tập sét Rotalit tạo tầng chắn của mỏ. Hiện tượng tái hoạt động trong quá trình oằn võng của thời kỳ này của các đứt gãy là nguyên nhân cơ bản thúc đẩy quá trình dịch chuyển Hydrocacbon vào bẫy. Giai đoạn Plioxen - Đệ Tứ Do ảnh hưởng của quá trình biển tiến toàn bộ khu vực, tạo trầm tích có chiều dày lớn, có tính ổn định gần như nằm ngang trên các thành tạo trước. PHẦN II: TÍNH TRỮ LƯỢNG DẦU TRONG MÓNG MỎ BẠCH HỔ BẰNG PHƯƠNG PHÁP CÂN BẰNG VẬT CHẤT CHƯƠNG I: PHƯƠNG PHÁP CÂN BẰNG VẬT CHẤT I. Mở đầu II. Giới thiệu phương pháp III.Nội dung của phương pháp CHƯƠNG II: ỨNG DỤNG PHƯƠNG TRÌNH CÂN BẰNG VẬT CHẤT ĐỂ TÍNH TRỮ LƯỢNG DẦU TRONG MÓNG BẠCH HỔ I. Phương trình cân bằng vật chất đối với móng mỏ Bạch Hổ II. Biện luận công thức tính trữ lượng cho móng mỏ Bạch Hổ III. Kết quả tính toán CHƯƠNG I: PHƯƠNG PHÁP CÂN BẰNG VẬT CHẤT MỞ ĐẦU Hoạt động tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí ở Việt Nam đã gia tăng mạnh mẽ vào nửa đầu thập kỷ 90, khi chính sách mở cửa của chính phủ ban hành. Trong giai đoạn ban đầu này, Việt Nam được xem như là quốc gia có tiềm năng to lớn về dầu khí và kết quả là hàng loạt các cuộc khảo sát thăm dò được thực hiện cùng với nhiều tuyến địa chấn đã được tiến hành và minh giải. Tuy nhiên, sau khi phân tích các thông tin có được của các mỏ dầu khí đang đưa vào khai thác, có thể kết luận rằng môi trường địa chất của khu vực thềm lục địa phía Nam Việt Nam là hết sức phức tạp. Các hệ thống đứt gãy dày đặc, cùng với sự bất đồng nhất của các thông số đặc trưng trong các tầng chứa tạo sự không liên thông giữa các bẫy chứa dầu khí dạng khối. Với công nghệ khai thác hiện có, việc phát triển các mỏ dầu khí trên không phải là đơn giản. Và đây cũng là nguyên nhân chính của sự suy giảm đầu tư nước ngoài vào ngành dầu khí trong những năm qua. Với xu hướng hòa nhập để phát triển, việc chuyển giao công nghệ mới cũng như các phương pháp đánh giá tiên tiến đã và đang góp phần rất lớn trong việc nâng cao hiệu quả của công nghiệp dầu khí Việt Nam. Nhiều thành tựa khoa học kỹ thuật 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. Trong bài khóa luận này xin trình bày ứng dụng phương pháp cân bằng vật chất đánh giá trữ lượng dầu khí tại mỏ Bạch Hổ. GIỚI THIỆU PHƯƠNG PHÁP Phương trình cân bằng vật chất tổng quát đề cập trong bài khóa luận này gọi là phương trình Schilthuis, công bố vào năm 1935. Từ lâu, phương trình Schilthuis đã được các nhà địa chất xem như là một công cụ cơ bản để tính trữ lượng và dự đoán trạng thái vỉa. Phương pháp cân bằng vật chất được áp dụng khi mỏ hoặc vỉa đã được khai thác một thời gian, đã có đủ số liệu về áp suất và khai thác để xác định chắc chắn lượng Hidrocacbon ban đầu. Đây là phương pháp động được dùng để tính toán trữ lượng dầu khí trong các điều kiện địa chất phức tạp và đa dạng nhất. Nó cho phép nghiên cứu hoạt động của thân khoáng dưới mọi biểu hiện đặc điểm khác nhau, hiểu một cách sâu sắc các quá trình xảy ra trong thân khoáng, xác định trữ lượng trong cân đối, thấy trước khả năng thay đổi các điều kiện khai thác tự nhiên và nhân tạo, đánh giá mức độ nhả dầu cuối cùng. NỘI DUNG CỦA PHƯƠNG PHÁP Phương pháp cân bằng vật chất được xây dựng dựa trên cơ sở định luật bảo tồn vật chất; điều đó đảm bảo cho phương pháp có một quan điểm khoa học vững chắc. Phát biểu như sau: “lượng Hidrocacbon có trong thân khoáng ban đầu trước khi khai thác thì bằng lượng Hidrocacbon đã được khai thác cộng với lượng Hidrocacbon còn lại trong thân khoáng tính đến một ngày nào đó”. Hay nói cách khác: “Tổng lượng Hidrocacbon đã khai thác và lượng Hidrocacbon còn lại trong thân khoáng đối với một thân khoáng cụ thể là một đại lượng không đổi ở bất kỳ thời điểm nào”. Lượng Hidrocacbon tại chổ ban đầu Lượng Hidrocacbon đã khai thác Lượng Hidrocacbon còn lại trong vỉa = + Khi khai thác vỉa (một lượng chất lưu được lấy đi), trạng thái cân bằng ban đầu bị phá vỡ, một trạng thái cân bằng mới được thành lập biểu hiện bằng sự thay đổi áp suất vỉa. Sự thay đổi áp suất vỉa tạo ra các quá trình biến đổi sau: Giãn nở của dầu Giãn nở của khí hòa tan tách ra từ dầu Giãn nở của mũ khí Giãn nở của đất đá và nước liên kết Xâm nhập của nước đáy Các quá trình giãn nở (1,2,3) được gọi chung là sự giãn nở của chất lưu. Do đó, phương trình cân bằng vật chất được dùng để xác định mối tương quan giữa lượng vật chất thu hồi và lượng vật chất bị biến đổi trong mỏ tại một thời điểm nào đóù. (Bảng II-2: Sơ đồ trạng thái vỉa) Hay là: TỔNG LƯỢNG THU HỒI = TỔNG CÁC SỰ THAY ĐỔI THỂ TÍCH CHẤT LƯU Như vậy có các thông số tham gia vào phương trình cân bằng vật chất tổng quát, với các ký hiệu, định nghĩa và đơn vị trình bày trong bảng III-2. Bảng II-2: SƠ ĐỒ TRẠNG THÁI VỈA Hidrocacbon còn lại trong vỉa Hidrocacbon đã được khai thác Hidrocacbon còn lại trong vỉa Mũ khí giãn nở Khí hòa tan mới Dầu giãn nở Đất đá và nước liên kết giãn nở Nước xâm nhập Hidrocacbon tại chổ ban đầu > Trước khi khai thác Sau khi khai thác Bảng III-2:CÁC THÔNG SỐ CƠ BẢN TRONG PHƯƠNG TRÌNH CÂN BẰNG VẬT CHẤT Vật liệu Kí hiệu Thông số Đơn vị N Thể tích dầu (d) ban đầu trong vỉ STB Dầu Np Thể tích d khai thác cộng dồn STB Boi Hệ số thể tích thành hệ d ban đầu bbl/STB Bo Hệ số thể tích thành hệ d áp, suất đang xét bbl/STB G Thể tích khí (k) tự do SCF Gi Thể tích k tự do trong vỉa, áp suất đang xét SCF Khí Gp Thể tích k khai thác cộng dồn SCF Bgi Hệ số thể tích thành hệ k ban đầu bbl/STB Bg Hệ số thể tích thành hệ k, áp suất đang xét bbl/STB Rsi Tỉ số hòa tan k-d ban đầu SCF/STB Rs Tỉ số hòa tan k-d ở áp suất đang xét SCF/STB Dầu-Khí Rp = Tỉ số k-d khai thác cộng dồn SCF/STB m = Hệ số mũ khí Không thứ nguyên W Thể tích nước ban đầu trong vỉa bbl Wp Thể tích nước khai thác cộng dồn STB We Thể tích nước xâm nhập vào vỉa bbl Nước Bw Hệ số thể tích thành hệ nước bbl/STB Cw Hệ số nén đẳng nhiệt nước Psi Swi Độ bão hòa nước ban đầu Không thứ nguyên Vf Thể tích lỗ rỗng hiệu dụng bbl LƯỢNG THU HỒI 1. Thể tích dầu lấy ra từ vỉa (điều kiện vỉa) NpBo (1) 2. Thể tích khí tự do lấy ra khỏi vỉa Tổng thể tích khai thác Thể tích khí hòa tan Thể tích khí tự do = – = NpRpBg – NpRsBg = Np(Rp – Rs)Bg (2) SỰ THAY ĐỔI THỂ TÍCH CHẤT LƯU 1. Sự giãn nở của dầu Thể tích dầu khi giảm áp Thể tích dầu ban đầu Sự giãn nở của dầu = – = NBo – NBoi  = N(Bo – Boi) (3) 2. Sự giãn nở của khí hòa tan Ban đầu, dầu đã có khí hòa tan. Khi giảm áp, khí hòa tan sẽ được giải phóng ra khỏi dầu. Tổng lượng khí hòa tan trong dầu ở thời điểm chưa giảm áp là NRsi (STB). Tổng lượng khí hòa tan trong dầu còn lại là NRs (STB). Như vậy, lượng khí được giải phóng khi thay đổi áp suất là: NRsiBg - NRsBg = N Bg(Rsi - Rs) (4) 3. Sự giãn nở của mũ khí Thể tích mũ khí sau khi giảm áp Thể tích mũ khí lúc ban đầu Sự giãn nở của mũ khí = + = GBg – GBgi = G(Bg – Bgi) = (Bg – Bgi) (Với m = nên G = ) = mNBoi() (5) 4. Sự giãn nở của đất đá và nước liên kết Giãn nở của nước liên kết = CwSwiVf rp Giãn nở của đất đá = Cf Vfrp Vậy thể tích giãn nở của đất đá và nước liên kết là: = (CwSwiVf rp) + (Cf Vfrp) = Vfrp (CwSwi + Cf) (Với Vf = (1+m) ) = (1+m)rp (CwSwi + Cf) (6) 5. Thể tích nước đáy xâm nhập vào vỉa Tổng lượng nước khai thác Tổng lượng nước xâm nhập Thể tích nước đáy xâm nhập = – = WeBw – WpBw = Bw (We – Wp) (7) Đã nói ở trên: TỔNG LƯỢNG THU HỒI = TỔNG CÁC SỰ THAY ĐỔI THỂ TÍCH CHẤT LƯU Nên từ (1), (2), (3), (4), (5), (6) và (7) ta nhận được: NpBo + Np(Rp – Rs)Bg = N(Bo – Boi) + N(Rsi – Rs)Bg + mNBoi() + (1+m)rp (CwSwi + Cf) + Bw (We – Wp) (8) Vậy phương trình cân bằng vật chất tổng quát là: Np[Bo + Bg(Rp – Rs)] = N[(Bo – Boi) + (Rsi – Rs)Bg + mBoi() + (1+m)Boi()rp] + Bw (We – Wp) (9) Để ý nếu tách riêng các cụm số hạng, ta có: + + = + + + + Hay nói cách khác: Khí khai thác Nước khai thác Dầu khai thác Dầu giãn nở + + = + Mũ khí giãn nở Nước và đất đá giãn nở Khí hòa tan mới sinh Nước xâm nhập + + + + CHƯƠNH II ỨNG DỤNG PHƯƠNG TRÌNH CÂN BẰNG VẬT CHẤT ĐỂ TÍNH TRỮ LƯỢNG DẦU TRONG MÓNG MỎ BẠCH HỔ Móng Bạch Hổ là granitoit nứt nẻ, hang hốc với các đới bị biến đổi thứ sinh với khoáng vật chủ yếu là zeolit tuổi từ Jura tới Creta muộn thuộc ba phức hệ Hòn Khoai, Định Quán, Cà Ná. Đá granit chủ yếu tập trung ở vòm trung tâm của mỏ Bạch Hổ, granodiorit và monzodiorit - ở vòm Bắc. Theo tài liệu địa chấn, khối móng khép kín theo đường bình độ -4450m. Móng mỏ Bạch Hổ được đưa vào khai thác từ năm 1988. Đến nay, từ móng đã khai thác được hơn 100 triệu tấn dầu. Thân dầu móng là thân dầu không có mũ khí với áp suất vỉa hiện thời cao hơn áp suất bão hòa. Việc đánh giá trữ lượng dầu của móng chủ yếu được thực hiện bằng phương pháp thể tích. Tuy nhiên, việc đánh giá gặp rất nhiều khó khăn liên quan tới hình học hóa thân dầu như việc xác định ranh giới dưới, các tham số tính như chiều dày hiệu dụng chứa dầu, độ rỗng, độ bão hòa nước dư. Trong điều kiện lát cắt đá móng granit nứt nẻ - hang hốc, điện trở cao, không đồng nhất về thành phần thạch học - kết quả của các quá trình địa chất: kiến tạo, biến đổi thứ sinh; nghiên cứu đối tượng này bằng mẫu lõi hay địa vật lý giếng khoan có độ tin cậy không cao như vậy ảnh hưởng đến độ tin cậy của giá trị trữ lượng tính được. Vì vậy, để kiểm tra đánh giá trữ lượng theo phương pháp thể tích trong những năm qua thì việc đánh giá trữ lượng dầu trong móng bằng phương pháp cân bằng vật chất được thực hiện. PHƯƠNG TRÌNH CÂN BẰNG VẬT CHẤT ĐỐI VỚI MÓNG MỎ BẠCH HỔ Từ phương trình cân bằng vật chất tổng quát: Np[Bo +(Rp – Rs)Bg] = N[(Bo – Boi) + (Rsi - Rs)Bg + mBoi() + (1+m)Boi()rp] + Bw (We – Wp) (9) Thân dầu là thân dầu không có mũ khí với áp suất vỉa trung bình trong móng cao hơn áp suất bão hòa của hệ hydrocacbon. Tỷ số khí-dầu vẫn ở khoảng giá trị thể hiện độ ngậm khí của dầu, do đó ta có: m = 0 Rp Rs Rsi Phương trình (9) trở thành: NpBo = N[(Bo – Boi) + Boi()rp] + Bw (We – Wp) (10) Đây chính là phương trình cân bằng vật chất móng mỏ Bạch Hổ. Hay : NpBo = N Boi [ + ()rp ] + Bw (We – Wp) (11) Theo định nghĩa của hệ số nén: Co = (12a) Nếu lấy Voi = 1STB dầu, công thức (12a) viết lại: Co = (12b) Nhận xét: khi p > pb thì chỉ có dầu và nướ