Tiểu luận Dự báo khai thác vào thân dầu trong đá móng khu vực mỏ đông nam rồng bồn trũng Cửu Long

1.26 1.41 0.59 Na2O+K2O 8.13 7.26 8.21 4.27 4.39 9.70 1.Granit biotit Giếng khoan R203 (2785-2790 m). 2.Granodiorit Giếng khoan R116 (2730-2734.5 m). 3.Granit biotit Giếng khoan R201 (3023-3025.5 m). 4.Tonalit Giếng khoan R16 (2930-2932 m). 5.Diotit Giếng khoan R14 (2842.5-2844 m). 6.Granit biotit Giếng khoan R305 (2710-2715.8 m). Trích từ “ Phan Văn Kông. Đặc điểm thạch địa hóa các thành tạo magma móng mỏ Rồng, bồn trũng Cửu Long, Luận văn thạc sĩ, Trường ĐHKHTN, Tp.HCM, 2000 “. PHẦN II DỰ BÁO KHAI THÁC VÀO THÂN DẦU TRONG ĐÁ MÓNG KHU VỰC MỎ ĐÔNG NAM RỒNG BỒN TRŨNG CỬU LONG CHƯƠNG I CÁC ĐẶC TRƯNG VẬT LÝ –THỦY LỰC HỌC CỦA ĐÁ MÓNG MỎ ĐÔNG NAM RỒNG I. CÁC ĐẶC TRƯNG VẬT LÝ-THỦY LỰC HỌC VÀ PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH. Các đặc trưng vật lý – thủy lực học của đá móng khu vực Đông Nam Rồng xác định qua nghiên cứu thí nghiệm trên mẫu lõi bao gồm: + Áp suất mao dẫn và tỷ phần khe nứt lỗ hổng macro. + Hệ số đẩy dầu bằng nước và hệ số đẩy dầu mao dẫn. + Bão hòa nước thặng dư, dầu tàn dư và độ thấm theo dầu, nước. + Thấm pha tương đối dầu - nước, dầu - khí. + Độ nén của đá, sự biến đổi các tính chất thấm chứa theo áp suất. + Tính dính ướt của đá. ● Đường cong áp suất mao dẫn được xác định bằng các phương pháp màng bán thấm và ly tâm (máy ly tâm BECMAN, vận tốc 5000v/ph). Tỷ phần của nứt nẻ macro Cf được xác định qua đặc điểm biến đổi của đường cong này ở các mẫu có kích thước lớn và mẫu nguyên đường kính. Các mẫu này chứa đầy đủ các dạng lỗ hổng đặc trưng hơn so với các mẫu trụ kích thước tiêu chuẩn và sự có mặt của nứt nẻ, hang hốc macro với kích thước vượt trội so với vi nứt nẻ đã dẫn tới sự biến đổi đột biến của áp suất mao dẫn theo độ bão hòa. Sự biến đổi này thể hiện qua điểm uốn của đường cong thường trong khoảng 0,01~ 0,03 atm và độ bão hòa tương ứng với điểm uốn này chính là giá trị của Cf. ● Hệ số đẩy dầu bằng nước : - Hệ số đẩy dầu của matrix vi nứt nẻ đã được nghiên cứu trong quá trình đẩy dầu do mao dẫn theo cơ chế tự ngấm đối chiều. - Thấm pha tương đối của dầu - khí được xác định theo phương pháp dòng không ổn định, còn thấm pha tương đối của dầu - nước được xác định bằng các phương pháp dòng ổn định và không ổn định. Ở phương pháp dòng ổn định, dầu và nước được bơm đồng thời ở các tỷ lệ khác nhau trên các thiết bị “ Water Flooding “. Ở mỗi tỷ lệ dầu nước, độ thấm của mỗi pha dầu và nước được xác định chỉ sau khi độ bão hòa đã đạt được sự ổn định. ● Độ nén dẽ của đá và ảnh hưởng của điều kiện vỉa lên các tính chất thấm chứa đã được xác định ở áp suất địa tĩnh hiệu dụng (Peff) mô phỏng trên thiết bị CAPRI. Peff phụ thuộc vào áp suất địa tĩnh và áp suất vỉa, giá trị ban đầu có thể được xác định theo công thức: Peff = 0,013 x H . H: chiều sâu (m). Peff: áp suất địa tĩnh hiệu dụng (Mpa). II. KẾT QUẢ NGHIÊN CỨU THÍ NGHIỆM. * Áp suất mao dẫn và tỷ phần lỗ hổng macro. Các đường cong áp suất mao dẫn (hình II.1) cho thấy sự khác biệt rõ rệt trong đặc tính biến đổi của áp suất mao dẫn ở các độ thấm khác nhau. Ở các mẫu có độ thấm lớn đều có sự biến đổi trong mối quan hệ áp suất mao dẫn – độ bão hòa trong khoảng chuyển tiếp từ các giá trị thấp (0,01 – 0,03) đến các giá trị cao hơn. Đặc tính biến đổi này phản ánh sự có mặt của các nứt nẻ macro - một nhân tố gây nên tính bất đồng nhất cao trong cấu trúc lỗ hổng. Đối với matrix vi nứt nẻ có độ thấm nhỏ, ở cùng một độ bão hòa thì áp suất mao dẫn có giá trị cao hơn hẳn so với trường hợp mẫu có độ thấm lớn. Do vai trò có tính quyết định của các lỗ hổng macro đối với khả năng thấm của đá và quá trình thu hồi dầu, tỷ phần của chúng trong tổng độ rỗng (Cf) trở thành một trong những thông số đặc trưng quan trọng cho đá móng nứt nẻ hang hốc. Tỷ phần của lỗ hổng macro trong đá móng khu vực Đông Nam Rồng được xác định trên mẫu lõi của 4 giếng khoan: R145, R203, R206 và R305. Trên tập hợp mẫu được nghiên cứu với độ thấm trong khoảng 11.6-39879 mD (trung bình 7674 mD), độ rỗng 1,6-17,2 % (trung bình 8,4 %), tỷ phần lỗ hổng macro có giá trị biến đổi trong khoảng 0,05-0,583 (trung bình 0,247). * Đặc trưng của quá trình đẩy dầu của nước đã được xác định trên 4 mẫu đơn và 6 mô hình đá nứt nẻ bao gồm 25 mẫu đá của 4 giếng khoan: R145, R203, R206 và R305. Sự đẩy dầu được tiến hành ở phương thẳng đứng từ dưới lên trên. Kết quả trong phụ lục 3, cho thấy hệ số đẩy dầu trong khoảng 0,504 – 0,671 ở các khoảng tương ứng của độ thấm là 18,1-1067 mD và tỷ phần lỗ hổng macro từ 0,108-0,468. Giá trị trung bình của hệ số đẩy dầu là 0,578 còn độ bão hòa dư có giá trị trung bình 25,1 %. Hình II.3 cho thấy hệ số đẩy dầu có xu hướng tăng cùng độ thấm và độ bão hòa, còn độ bão hòa dầu tàn dư thì giảm khi độ thấm tăng. Ngoài các giá trị cuối cùng của hệ số đẩy dầu, động thái biến đổi của hệ số này trong mối quan hệ với lượng nước bơm ép cũng có ý nghĩa quan trọng đối với việc tính toán cho các phương pháp khai thác. Động thái biến đổi của hệ số thu hồi dầu xác định trên các mô hình vỉa với mẫu lõi của các giếng R145, R203 cho thấy sau thời điểm xuất hiện nước thì vẫn còn có thể lấy ra một lượng dầu khá đáng kể. Tỷ lệ của lượng dầu khai thác trong giai đoạn này phụ thuộc vào tỷ phần độ rỗng macro. Kết quả xác định trên mẫu ở các giếng R203, R305 trong phụ lục 4, cho thấy hệ số đẩy dầu do tự ngấm mao dẫn của nước vào matrix vi nứt nẻ có giá trị trung bình là 0,411. * Độ thấm tương đối dầu – nước: Độ thấm tương đối của nước ở độ bão hòa dầu tàn dư (Sor trung bình 29,5 %) biến đổi trong khoảng 0,208 – 0,355 (trung bình 0,282). Nhìn chung kết quả thí nghiệm cho thấy rằng đối với đá móng nứt nẻ với cấu trúc hai độ rỗng bất đồng thì đường cong thấm pha tương đối khác biệt khá rõ rệt so với dạng đường cong thẳng trong trường hợp đá thuần nứt nẻ. Đặc trưng quá trình đẩy dầu bởi khí được xác định theo phương thẳng đứng từ trên xuống dưới trên 5 mô hình bao gồm 19 mẫu. Ta có hệ số đẩy dầu biến đổi trong khoảng 0,191-0,591 ở khoảng độ thấm tương ứng 4-7067 mD và tỷ phần độ rỗng macro 0,163-0,486. So với dầu đẩy nước, hiệu quả đẩy dầu bởi khí nhỏ hơn khá đáng kể, giá trị của hệ số đẩy dầu trung bình chỉ là 0,349 trong khi độ bão hòa dầu tàn dư lên tới 45,1%. Hiệu quả thấp của quá trình đẩy dầu bởi khí cũng được thể hiện rõ qua động thái biến đổi của hệ số đẩy dầu theo lượng khí bơm ép. Ngoài ra sự xâm nhập khí xảy ra sớm hơn so với ngập nước (ở hệ số đẩy dầu 0,225 so với 0,36). Đặc điểm này được giải thích bởi tính không dính ướt và hệ số linh động khá cao của khí so với nước. Vì thế khí chỉ có thể đẩy dầu trong các lỗ dầu và các khe nứt macro và hầu như không tác động được dầu trong vi nứt nẻ. * Độ thấm tương đối dầu - khí được xác định trên 5 mô hình với độ thấm từ 4-1246 mD, độ bão hòa nước ban đầu 28,4-35,6 % và tỷ phần độ rỗng macro Cf = 0,163-0,486. Các tính chất của mô hình và kết quả thí nghiệm đưa ra trong phụ lục 4. Độ thấm tương đối của khí ở độ bão hòa dầu tàn dư biến đổi trong khoảng 0,103-0,372 (trung bình 0,223). * Sự biến đổi của tính chất thấm - chứa ở điều kiện vỉa và độ nén của lỗ hổng. Sự thay đổi tính chất thấm chứa ở điều kiện vỉa được xác định trên 24 mẫu giếng R145, R203, R305. Kết quả đưa ra ở phụ lục 5 cho thấy ở áp suất hiệu dụng 350 atm độ rỗng của mẫu lõi giếng R145, R203, R305 giảm đi tương ứng là 13,7%, 23,2 % và 16,9 %. Sự biến đổi độ thấm của đá móng nứt nẻ dưới tác động của áp suất hiệu dụng mạnh hơn nhiều so với độ rỗng. Ở áp suất địa tĩnh bằng 350 atm giá trị của độ thấm giảm đi hàng chục lần. Sự khác biệt khá lớn trong giá trị của độ thấm ở các chu kỳ tăng giảm áp suất khác nhau cho thấy biến dạng tàn dư chiếm một tỷ trọng đáng kể trong tổng biến dạng của đá móng. * Tính dính ướt . Tính dính ướt đối với nước đã được đánh giá một cách gián tiếp qua việc so sánh hiệu quả đẩy dầu do tự ngấm mao dẫn và do bơm bởi nước đẩy thủy động học. Phụ lục 4 cho thấy quá trình đẩy dầu do tự ngấm mao dẫn của các nước ở các mẫu matrix vi nứt nẻ tỏ ra khá hiệu quả với hệ số đẩy dầu trung bình là 0,411. So sánh giá trị này với hệ số đẩy dầu thủy động học (0,578, phụ lục 3) ta có giá trị của chỉ số dính ướt M là : M = 0,411/0,578 = 0,711. Giá trị M này cho phép kết luận về tính ưa nước của matrix đá móng ở khu vực Đông Nam Rồng . Hình II.1 . Các đường cong áp suất mao dẫn khí - nước. Hình II.2. Quan hệ giữ độ bão hòa nước dư và độ thấm của đá móng ( Đông Nam Rồng ). Hình II.3. Quan hệ giữa độ rỗng hở và độ thấm khí của đá móng: 1- GK R14, 2-GK R21 (Đông Nam Rồng). Hình II.4. Mối quan hệ của hệ số đẩy dầu bởi nước và độ bão hòa dầu tàn dư với độ thấm ban đầu. CHƯƠNG II ĐẶC TÍNH HÓA LÝ CỦA DẦU, KHÍ HÒA TAN VÀ NƯỚC VỈA TRONG ĐIỀU KIỆN TIÊU CHUẨN VÀ ĐIỀU KIỆN VỈA Các mẫu cho từng đối tượng nghiên cứu đã được tiến hành thí nghiệm tách vi phân sau đó quy về điều kiện bể chứa (P = 14.5 psi, T = 155 oF), trên cơ sở kiểm tra kết quả các lần phân tách: tỷ suất dầu khí, hệ số thể tích. Giá trị trung bình cộng của các chỉ số chính của dầu vỉa như sau: Áp suất bão hòa Pb = 6.87 Mpa. Tỷ suất dầu khí GOR = 50.6 m3/T. Hệ số thể tích của dầu Bo = 1.170 phần đơn vị. Độ nhớt trong điều kiện vỉa µvỉa = 1.969 mPa x s. Tỷ trọng dầu trong điều kiện vỉa γo vỉa = 769.4 kg/m3. Tỷ trọng dầu trong điều kiện tiêu chuẩn γo đktc = 851.1 kg/m3. Hệ số nén dầu vỉa Co vỉa = 0.00117 Mpa-. Nhìn chung, dầu vỉa trong đá móng Đông Nam Rồng thuộc loại trung bình với các thông số chính dao động trong khoảng sau: Áp suất bão hòa Pb = 6.67-7.24 Mpa. Tỷ suất khí-dầu GOR = 7.9-54.8 m3/T. Hệ số thể tích của dầu Bo = 1.166-1.172 phần đơn vị. Độ nhớt trong điều kiện vỉa µvỉa = 1.948-1.992 mPaxs. Tỷ trọng dầu trong điều kiện vỉa γo vỉa = 762.8-775.0 kg/m3. Phân tích so sánh các thông số chủ yếu của dầu vỉa cho thấy trong khoảng độ sâu nghiên cứu, từ mặt móng trở xuống co độ sâu tuyệt đối từ 2190-2929 m có sự phân dị các đặc tính của vỉa dầu theo chiều sâu. Qua xử lý bằng toán học đã xác định được các mối tương quan theo các biểu thức sau (độ sâu lấy giá trị tuyệt đối). Tỷ suất khí-dầu GOR = - 0.01231 x H + 82.15 m3/T. Áp suất bão hòa Pb = - 0.00103 x H + 9.51 Mpa. Hệ số thể tích của dầu Bo = - 0.00001122 x H + 1.198 phần đơn vị. Độ nhớt trong điều kiện vỉa µvỉa = 0.0000727 x H + 1.82 mPa*s. Tỷ trọng dầu trong điều kiện vỉa γo vỉa = 0.02406 x H + 707.7 kg/m3. Hệ số nén dầu của vỉa Co vỉa = - 0.00000062 x H + 0.00184 mPa-1. Tỷ trọng của dầu tách γo sep = 0.01150 x H + 821.9 kg/m3. Tỷ trọng khí γg = 0.000367 x H – 0.004196, không khí = 1. Phân tử lượng của dầu vỉa Mvỉa = 0.0314 x H + 975 g/mol. Các mẫu dầu tách là những mẫu được thu hồi từ dầu vỉa đem tách khí tới điều kiện bể chứa (P = 14,5 psi, T = 155 oF) và mẫu tách khí khi khai thác lấy tại miệng giếng hoặc ở bình tách sau khi ổn định ở điều kiện hiện trường . Các số liệu trên cho thấy rõ rằng dầu ở khu Đông Nam Rồng thuộc loại hơi nặng (tỷ trọng từ 847.0-866.5 kg/m3), ít lưu hùynh (hàm lượng lưu huỳnh từ 0,052-0,090 % khối lượng), nhiều paraffin (hàm lượng paraffin từ 16,35-21,91 % khối lượng), hàm lượng phân đoạn sáng màu cao (phân đoạn điểm sôi đầu đến 350oC từ 46,3-48,4 % khối lượng). Dầu có hàm lượng paraffin cao nên nhiệt độ đông đặc của dầu khá cao (từ 23-37oC). Nhìn chung, càng xuống sâu theo mặt cắt, tỷ trọng, độ nhớt, hàm lượng paraffin nhựa và asphalten càng cao hơn, có hàm lượng phân đoạn sáng màu lại giảm (nhiệt độ sôi đến 350oC). Thành phần của khí tách từ dầu vỉa tới điều kiện bể chứa (P = 14,5 psi, T =155 oF) được xếp vào loại sau: + Ít nitơ (N2 < 5,00 % mol). + Không chứa lưu hùynh (H2S < 0,01 % mol). + Ít dioxit cacbon (CO2 < 2,00 %). + Ít heli (He < 0,1 % mol). Thành phần ion và tính chất vật lý của nước vỉa trong điều kiện vỉa (độ sâu -3000 m), kết quả như sau: + Tỷ suất khí - nước ở điều kiện vỉa GWR = 3.286 m3/T. + Hệ số thể tích của nước ở điều kiện vỉa Bw vỉa = 1.0409 phần đơn vị. + Độ nhớt trong điều kiện vỉa µvỉa = 0.0004401 Mpa-1. + Tổng độ khoáng hóa M = 13.356 g/l . + Tỷ trọng nước biển trong điều kiện chuẩn γw = 1008.7 kg/m3. Nhìn chung, nước vỉa khu vực Đông Nam Rồng thuộc loại chlorur - calci với tổng khoáng hóa là 12.3 - 14.1 g/l. Các tính chất của nước bơm ép ở áp suất 30.0 Mpa và nhiệt độ 108.4oC như sau: + Hệ số thể tích của nước Bw = 1.0357 phần đơn vị . + Độ nhớt µ = 0.325 mPa*s. + Hệ số nén C = 0.0004213 Mpa-1. + Tổng độ khoáng hóa M = 34.0g/l. + Tỷ trọng nước ở điều kiện vỉa γw vỉa = 991.5 kg/m3. + Tỷ trọng nước vỉa trong điều kiện chuẩn γw đktc = 1023.7kg/m3. Tính chất vật lý và thành phần hóa học nước dưới đất. Đới chứa nướt khe nứt trong móng ở một số mỏ của Đông Nam Rồng Giếng khoan ToC Tổng khoáng hóa rNa+/rCl- rSO42-(x100)/ rCl- rNa+ - rCl-/ rSO42- rCl- - rNa+/rMg2+ rCa2+/ rMg2+ pH Phân loại nước theo Sulin R14 12.66 0.71 1.13 -26.09 63.82 72.66 7.16 Chlorur magnesi R14 13.72 0.76 2.11 -11.62 138.92 177.94 8 Chlorur calci R21 74 13.92 0.89 4.42 -2.56 0.75 0.30 7.2 Chlorur magnesi Trích từ “ Trần Văn Xuân. Trũng Cửu Long – Bồn Artesi, Đại Học Bách Khoa Tp.HCM, 2005 ”. CHƯƠNG III LỊCH SỬ KHAI THÁC Theo hiện trạng đến ngày 1/10/2003 vùng Đông Nam Rồng đã khoan xong và đưa vào khai thác 6 giếng, trong đó các giếng R145, R213, R206, R305, R303 nằm trong quỹ giếng khai thác ở chế độ tự phun, còn giếng R203 đang tiến hành bơm ép giữ áp suất vỉa. Việc khai thác thử các giếng được bắt đầu vào 6/1996 và bị gián đoạn trong khoảng thời gian từ 2/1997 đến 10/1998, do sự cố đường ống dẫn dầu (bị đóng paraffin) và kéo dài từ đó đến nay. Giếng R145: được đưa vào khai thác thử vào tháng 6/1996. Trong các khoảng có chiều sâu tuyệt đối từ -2356 đến - 2616 m của giếng khoan đã tiến hành bắn mìn có lựa chọn các đoạn có bề dày hiệu dụng chứa dầu với tổng bề dày 152 m. Lưu lượng ban đầu ứng với đường kính côn 16 mm là 650 tấn/ngày đêm dầu không nước.Về sau giếng được khai thác ở chế độ đường kính côn từ 12 - 20 mm, sự suy giảm rõ rệt lưu lượng dầu và áp suất miệng tăng lên do áp suất đường ống dẫn dầu tăng là điểm nổi bật đặc trưng của giếng này. Trước khi dừng lưu lượng dầu ứng với đường kính côn 12 mm là 300 tấn/ngày đêm và áp suất miệng là 4 Mpa. Sau giai đoạn tạm dừng giếng, lưu lượng ứng đường kính côn 20 mm là 680 tấn/ngày đêm. Sau đó với chế độ không thay đổi, lưu lượng dầu giảm chậm và trong 12/1999 còn 315 tấn/ngày đêm và áp suất miệng xấp xỉ 2.5 Mpa. Nguyên nhân chính dẫn đến việc giảm lưu lượng của giếng ở giai đoạn này là do áp suất vỉa giảm. Giá trị áp suất vỉa do đầu 9/1999 (chuyển đến độ sâu tuyệt đối -2500 m) là 23.1 Mpa, nghĩa là so với giá trị ban đầu đã giảm 3 Mpa. Tổng cộng tính từ đầu, giếng đã khai thác được 348.9 ngàn tấn dầu không nước. Lượng dầu khai thác trung bình trên mỗi đơn vị áp suất vỉa suy giảm là 128.3 ngàn tấn/Mpa. Giếng R213: là giếng có giá trị chiều sâu tuyệt đối mặt móng cao nhất trong số các giếng đã khoan trên vùng Đông Nam Rồng. Ở giếng này đã ở vào phần bão hòa dầu của móng từ -2194 đến -2929 m bằng thân trần. Giếng được đưa vào khai thác thử vào 6/1996 với lưu lượng ban đầu là 350 tấn/ngày đêm, dầu không nước ứng với đường kính côn 16 mm. Khi tăng đường kính côn lên 18 mm, lưu lượng giếng tăng đến 380 tấn/ngày đêm. Sau đó lưu lượng giảm nhanh do áp suất trong đường ống dẫn dầu tăng. Đến cuối năm 1996 lưu lượng còn 300 tấn/ngày đêm. Sau khoảng thời gian dài hoạt động, giếng tiếp tục khai thác vào 10/1998 với lưu lượng 440 tấn/ngày đêm ở chế độ đường kính côn 16 mm. Giai đoạn khai thác tiếp có đặc trưng là giảm lưu lượng, vào 12/1999 chỉ còn 320 tấn/ngày đêm và đã xuất hiện nước trong sản phẩm (đến 2.6 %). Tổng cộng từ đầu khai thác đã thu hồi được 212.9 ngàn tấn dầu và 2.9 ngàn tấn nước. Giếng R201: vì lý do công nghệ, thời gian khai thác thử của giếng R201 trong giai đoạn trước khi dừng khai thác không dài từ tháng 10-12-1996. Giếng mở thân trần vào đá móng bão hòa dầu ở chiều sâu tuyệt đối từ -2750 m đến -2847 m. Giếng làm việc ở chế độ tự phun với lưu lượng dầu là 280 tấn/ngày đêm ứng với đường kính côn là 22 mm. Giếng tiếp tục hoạt động sau khi thay thiết bị lòng giếng và xử lý vùng cận đáy giếng bằng dung dịch axit-dầu vào 8/1999. Lưu lượng giếng ứng với đường kính côn 18 mm là 440 tấn/ngày đêm dầu không nước. Trong tháng 12/1999, lưu lượng ở cùng chế độ này giảm xuống còn 320 tấn/ngày đêm với áp suất miệng gần 2 Mpa. Tổng cộng từ đầu khai thác giếng đã khai thác được 62.9 ngàn tấn dầu không nước. Giếng R206: mở thân trần vào tầng móng ở chiều sâu tuyệt đối từ -2535 m đến -2716 m. Giếng khai thác thử vào 11/1999 bằng cách bơm hỗn hợp khí-dầu từ giếng R305 vào khoảng giữa ống và van tuần hoàn. Lưu lượng dầu đo chung cho khoảng 180 tấn/ngày đêm. Áp suất vỉa được đo tại giếng vào 12/1999 trong quá trình tiến hành đo mặt cắt dòng (PLT) và sau khi tính chuyển đổi đến độ sâu tuyệt đối -2500 m là 23.7 Mpa. Giếng R305: đã tiến hành bắn vỉa có chọn lựa các đoạn bão hòa dầu trong khoảng có độ sâu tuyệt đối từ -2470 đến -2779 m với tổng bề dày 130 m. Giếng bắt đầu khai thác vào 6/1999 với lưu lượng 410 tấn/ngày đêm dầu không nước ứng với đường kính côn là 18 mm. Gần đây giếng làm việc chung với giếng R206 và lưu lượng gần như không thay đổi. Tổng cộng từ đầu khai thác, giếng đã khai thác được 76.6 ngàn tấn dầu không nước. Trước khi đưa vào khai thác, vào 1/1999 áp suất vỉa đo được là 25.4 Mpa thấp hơn áp suất ban đầu của thân dầu 0.7 Mpa chứng tỏ có sự tồn tại quan hệ thủy lực tốt cùng với vùng thu hồi của các giếng R145 và R213. Giá trị áp suất vỉa trong 12/1999 là 23.9 Mpa. Như vậy trong quá trình khai thác thử, trên vùng Đông Nam Rồng có 5 giếng hoạt động là R145, R213, R201, R206 và R305. Các giếng này khai thác tự phun ngoại trừ giếng R206 với lưu lượng ban đầu từ 280 đến 650 tần/ngày đêm dầu không nước. Đặc trưng khai thác các giếng là giảm lưu lượng dầu, trong giai đoạn 1 nguyên nhân chính là do áp suất trong đường ống dẫn dầu RC-2-RP-1 tăng, còn ở giai đoạn 2 là do áp suất vỉa của thân dầu giảm. Tổng cộng ngày 1/1/2000, đã khai thác được 743294 tấn dầu. Trong đó, ở giai đoạn 1 (trước khi dừng vì lý do công nghệ) là 192933 tấn và ở giai đoạn 2 là 550359 tấn. Khối lượng dầu khai thác chủ yếu (80,4 %) được khai thác từ hai giếng R145 và R213 khoan vào vùng cao nhất của cấu tạo . NHẬN XÉT Đây là thân dầu có loại đá chứa đặc biệt với hệ thống vi nứt nẻ và hang hốc nứt nẻ. Mỏ Đông Nam Rồng có lịch sử khai thác khá dài và ổn định. Áp suất bão hòa bọt khí tương đối nhỏ do đó chế độ tách khí xảy ra, chế độ năng lượng tư nhiên khá lớn nên cần xem xét khai thác theo chế độ năng lượng tự nhiên. Mỏ có chiều cao khá lớn, tiềm năng sử dụng năng lượng trọng lực cao trong công nghệ tác động nhân tạo là bơm ép nước. Do đó nên sử dụng công nghệ bơm ép nước để nâng cao hệ số thu hồi dầu. CHƯƠNG IV CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN DỰ BÁO CHÍNH CHO CÁC VỈA DẦU I. Phương pháp tương tự các chỉ số công nghệ khai thác cơ bản của toàn vỉa. Đây là phương pháp dựa vào động thái những chỉ số công nghệ khai thác cơ bản của một đối tượng khai thác đã biết (sản lượng khai thác dầu, khí, nước, áp suất vỉa…) có những đặc trưng địa chất - vật lý và chế độ khai thác vỉa tương tự. Trình tự tính toán dự báo được tiến hành như sau: + Trước tiên, người ta đánh giá được hệ số thu hồi dầu cuối cùng, lưu lượng dầu ban đầu của các giếng và sự biến thiên của chúng theo thời gian. Thông thường hệ số thu hồi dầu cuối cùng được tính từ đặc trưng địa chất - vật lý, chế độ khai thác vỉa và mật độ giếng khoan theo các công thức thực nghiệm hoặc bán thực nghiệm. + Trên cơ sở tương tự về đặc trưng địa chất - vật lý và chế độ khai thác vỉa, người ta lựa chọn các đường biến đổi áp suất, lưu lượng chất lưu, độ ngập nước, hệ số khí… theo hệ số thu hồi dầu cho vỉa thiết kế. + Các thông số khai thác chung của vỉa sẽ được dự báo tương ứng các đường đặc trưng lựa chọn, từ nhịp độ đưa giếng vào khai thác và lưu lượng ban đầu của giếng. + Phương pháp này mang tính trung bình hóa, được sử dụng trong giai đoạn tìm kiếm thăm dò, đánh giá tiềm năng dầu khí hoặc giai đọan khai thác thử các mỏ dầu khí mới phát hiện được do đặc điểm số liệu thông tin và yêu cầu tính toán ít. II. Phương pháp giếng cơ sở. Phương pháp này xác định động thái và những chỉ số công nghệ khai thác cơ bản của một giếng đặc trưng (sản lượng khai thác dầu, khí, nước, áp suất vỉa…), sử dụng các đường cong suy giảm sản lượng hoặc xác định từ tính toán trên cơ sở những phần tử điển hình. Phương pháp sử dụng các đường cong sản lượng suy giảm dựa vào số liệu đã có trong giai đoạn lịch sử để ngoại suy cho giai đoạn dự báo. Phương pháp này sử dụng các dạng suy giảm sản lượng các giếng theo thời gian đặc trưng Trên cơ sở tương tự suy giảm lưu lượng cho các giếng thiết kế và lịch đưa giếng vào khai thác, sản lượng khai thác chất lưu của cả vỉa được xác định từ tổng sản lượng khai thác của tất cả các giếng hiện có và đang thiết kế. Sử dụng phương pháp này đòi hỏi vỉa khai thác phải có số liệu thực tế. Đối với mỗi giếng dự báo, nếu lịch sử làm việc càng dài thì độ tin cậy trong dự báo càng cao. Hạn chế của phương pháp này là không đánh giá tác động tới sản lượng khai thác của các hoạt động trong vỉa như đưa thêm một giếng mới vào làm việc, tiến hành bơm ép và sai số lớn nếu chế độ làm việc của giếng bị thay đổi. III. Phương pháp mô hình số. III.1. Nguyên tắc cơ sở . Nguyên tắc cơ sở của phương pháp này là chia nhỏ vỉa thành nhiều ô mạng. Mỗi ô mạng chứa đựng các thông số đặc trưng của vỉa như độ rỗng, độ thấm, áp suất, nhiệt độ… Hệ thống ô mạng được thực hiện dưới dạng lưới hữu hạn theo không gian một chiều, hai chiều, tỏa tia, mặt cắt, ba chiều… Trong tính toán các thông số thủy động lực của từng giếng và của cả vỉa khai thác nhằm mục đích lựa chọn phương án thiết kế khai thác tối ưu. Chúng ta có thể chia các số liệu đầu vào thành hai nhóm như sau: Số liệu của đối tượng khai thác: đây là tập hợp tất cả các số liệu liên quan đến sự tồn tại khách quan của vỉa như vị trí trong không gian, cơ chế năng lượng, tính chất cơ lý và collector của đá chứa, tính chất của chất lưu. Số liệu liên quan đến tiến độ đầu tư, phương pháp và chế độ khai thác (các yếu tố chủ quan) xuất phát từ yêu cầu, khả năng và trình độ quản lý và mức độ hiểu mỏ của người thiết kế. Những số liệu của đối tượng khai thác nhóm 1 chi phối và ảnh hưởng rất lớn, nhiều khi có tính chất quyết định đến số liệu nhóm 2. Ngành khai thác dầu khí có đặc điểm là đối tượng khai thác tồn tại ở xa vùng kiểm soát trực tiếp của con người. Do vậy phần lớn các số liệu cần được cập nhật chính xác lại trong quá trình khoan khai thác dầu khí. Để có mô hình vỉa sát với thực tế cần phải nghiên cứu, cập nhật, xử lý, chính xác hóa tất cả các tài liệu liên quan đến đối tượng khai thác (mô hình vỉa). Hay nói cách khác là các mô hình vỉa cần phải được nhìn nhận và xây dựng một cách biện chứng. Trong mô hình số, các thông số tầng chứa được đưa vào qua mô hình đá chứa (một độ rỗng, một độ thấm, hai độ rỗng, hai độ thấm…) và các thông số của chất lưu qua mô hình chất lưu trong điều kiện vỉa (Black Oil, Compositional..). III.2. Mô hình đá chứa. Trong phần tính toán này, ta sử dụng phầm mềm IMEX để mô phỏng vỉa. Bộ phần mềm IMEX của hãng CGM cho phép mô hình vỉa dầu khí có đá chứa một độ rỗng (rỗng giữa hạt hay thuần rỗng nứt nẻ), hai độ rỗng và rỗng nhiều lớp (với sự kết hợp các khối rỗng giữa hạt), khi đó có thể khảo sát môi trường hai độ rỗng có tính thấm qua hệ thống các nứt nẻ (các khối trao đổi vật chất với nhau thông qua hệ thống nứt nẻ xung quanh) hay thấm qua nứt nẻ và khối đá (các khối đá tiếp xúc nhau không chỉ qua hệ thống nứt nẻ mà còn qua những khối đá kế cạnh). Chọn lựa kiểu mô hình thủy động học phụ thuộc vào kích thước khối đá, độ mở và sự phát triển của nứt nẻ, tương quan độ thấm và độ rỗng giữa khối đá và nứt nẻ. Thông thường tốt nhất nên sử dụng mô hình một độ rỗng do sự đơn giản trong việc chuẩn bị số liệu đầu vào, quá trình tính toán các phương pháp ổn định, tin tưởng và không đòi hỏi thời gian lớn. Khi ấy phải đảm bảo rằng sai số tính toán bằng mô hình một độ rỗng tương đương đủ nhỏ và chấp nhận được đối với vỉa dầu đang nghiên cứu. Theo tài liệu nghiên cứu mẫu lõi đã chứng tỏ rằng trong tầng móng mỏ Rồng, khoảng cách gần nhất giữa các nứt nẻ lớn thấm (có độ mở lớn hơn 50 micro mét) đo được vài centimet. Với các khối đá có kích thước nhỏ, áp suất bên trong sẽ nhanh chóng cân bằng với áp suất nứt nẻ sau thời gian một ngày hay lớn hơn và với khoảng thời gian này, việc tính toán trên máy tính quá trình đẩy dầu với hai giá trị áp suất: một cho khối đá và một cho nứt nẻ sẽ không có ý nghĩa, thậm chí đối với khối đá có kích thước hàng mét, sự cân bằng áp suất xảy ra trong khoảng 100 giây có nghĩa chỉ sau vài phút. Do đó việc đưa vào mô hình hai độ rỗng thật sự cần thiết khi kích thước khối đá đủ lớn (3 mét trở lên). Một thực tế chứng minh gián tiếp việc chấp nhận mô hình độ rỗng cho vỉa dầu trong tầng móng mỏ Rồng là đặc trưng của đường cong phục hồi áp suất vỉa trong các giếng khoan R145, R201, R305 và R213. Trong tất cả các đường cong này không nhận thấy sự xuất hiện điểm uốn đặc trưng cho hai môi trường đá khung - nứt nẻ, thường có dạng bậc thang ngang. Thực tế các khố