Quan hệ giữa độ thấm tương đối với số liệu khai thác của các giếng trong thân dầu tầng đá móng nứt nẻ mỏ Bạch Hổ

Nội dung text: Quan hệ giữa độ thấm tương đối với số liệu khai thác của các giếng trong thân dầu tầng đá móng nứt nẻ mỏ Bạch Hổ

1. T¹p chÝ KHKT Má - §Þa chÊt, sè 45, 01-2014, tr.1-5 DẦU KHÍ (trang 1-5) QUAN HỆ GIỮA ĐỘ THẤM TƯƠNG ĐỐI VỚI SỐ LIỆU KHAI THÁC CỦA CÁC GIẾNG TRONG THÂN DẦU TẦNG ĐÁ MÓNG NỨT NẺ MỎ BẠCH HỔ NGUYỄN THẾ VINH, NGUYỄN KHẮC LONG, Trường Đại học Mỏ - Địa chất ĐINH THÀNH CHUNG, CAO XUÂN HÙNG, Viện Dầu Khí Việt Nam TULPARKHAN SH.SALAVATOV, HAJI KH.MALIKOV, Học viện dầu Azecbaizan Tóm tắt: Bài báo trình bày kết quả nghiên cứu độ thấm tương đối của các pha dầu-nước qua số liệu thực tế của các giếng đang khai thác dầu trong đối tượng đá móng nứt nẻ mỏ Bạch Hổ. Bằng cách xây dựng các công thức thực nghiệm biểu diễn mối quan hệ giữa độ bão hòa của các pha, độ thấm tương đối của các pha đã được xác định. Kết quả nghiên cứu cho thấy sự biến thiên đường cong thấm tương đối chủ yếu có dạng tuyến tính trong hầu hết các giếng ngập nước. Kết quả này sẽ là cơ sở để xây dựng các đường cong thấm tương đối cho các pha dầu-nước trong mô hình tính toán chỉ số công nghệ khai thác, nhằm nâng cao thu hồi trong đá móng mỏ Bạch Hổ. 1. Đặt vấn đề 2.1. Cơ sở lý thuyết phương pháp xây dựng Độ thấm tương đối dầu-nước của đá chứa đường cong thấm tương đối của các pha từ số thường được nghiên cứu và tổng hợp theo liệu khai thác của các giếng có nước phương pháp truyền thống trên mẫu lõi. Các Phương pháp tính độ thấm tương đối này mẫu lõi được gia công để thực hiện nghiên cứu được áp dụng qua các công thức thực nghiệm có kích thước khoảng 36cm3, tối đa không quá thể hiện quan hệ giữa độ bão hòa, các tham số 100cm3 và trên thực tế chỉ những mẫu lấy ở thực nghiệm xác định được và độ thấm tương những khoảng có mật độ nứt nẻ thấp mới không đối. bị vỡ, đảm bảo sử dụng được cho nghiên cứu Quan hệ giữa chênh áp làm việc p với lưu trong phòng thí nghiệm. Việc nghiên cứu mẫu lượng Q trong trường hợp tuân theo định luật với số lượng lớn cũng tương đối hạn chế do Darcy có dạng: 2 k h p lượng mẫu lấy từ các giếng khoan chỉ đạt 1% q x , (1) khoảng mở vỉa. Điều này có nghĩa kết quả r μ ln e s nghiên cứu chỉ cho độ thấm các vùng nứt nẻ với r độ mở rất nhỏ và thường đại diện cho độ thấm w chứa của khung đá hoặc đá chặt xít. Do vậy, Δp = pe – pwf, (2) tính đại diện của độ thấm đo được trên mẫu lõi Đối với dòng chảy rối: không đảm bảo cho toàn bộ đối tượng móng. Vì qμ r ρq2 1 1 Δp ln e ,(3) vậy, kết hợp với số liệu khai thác để xác định 2 2 kxh rw k x 2 h rw re độ thấm tương đối là hướng nghiên cứu mới. trong các phương trình trên: 2. Nội dung nghiên cứu pe, pwf- áp suất biên tháo khô và áp suất đáy Tìm ra mối quan hệ giữa độ thấm tương đối giếng; của các pha với số liệu khai thác thực tế của các kx, , - độ thấm pha, độ nhớt và mật độ giếng khai thác dầu trong tầng đá móng nứt nẻ của chất lưu; mỏ Bạch Hổ. rw, re, h- bán kính giếng khoan, bán kính 1
2. tháo khô và chiều dày hiệu dụng của vỉa; kro f(S w ,a,a 1 2 ,a, ) 3 S-hệ số Skin. , (8) krw f(S w ,b,b,b, ) 1 2 3 Các giá trị r , r , h thay đổi theo từng giếng, w e trong đó a , b là các tham số cần phải xác định. tuy nhiên khi biểu diễn thông qua hàm logarit, i i Để xác định các tham số a , b của hệ r và r trở nên gần như không thay đổi nhiều i i w e phương trình (8), cần chú ý một số đặc tính của cho mỗi giếng mà chỉ có chiều dày hiệu dụng đường cong thấm tương đối của pha dầu, nước "h" là ảnh hưởng nhiều hơn cả. Độ nhớt và mật như sau: độ chất lưu coi như không thay đổi (trong một - Ứng với mỗi giá trị độ thấm tương đối của khoảng biến thiên áp suất, nhiệt độ cho phép dầu thì có 1 giá trị độ thấm tương đối của nước, nào đó). hoặc nói cách khác, chúng là ánh xạ của nhau. Nếu dòng chảy tuân theo định luật Darcy, - Độ thấm tương đối của dầu nghịch biến biến đổi kết hợp phương trình (1) và (3) thu theo độ bão hòa nước S , còn độ thấm tương đối được phương trình xác định độ thấm pha như w của nước đồng biến theo độ bão hòa nước Sw. re Như vậy, mối liên kết được chuyển đổi q ln s rw ngược thành: sau: k x . (4) 2 h p Sw f (krw ,a1,a2 ,a3, ) . (9) Trường hợp, khi giếng khai thác chỉ có một S f(k ,b ,b ,b , ) . (10) w ro 1 2 3 pha, nếu trong giếng bắt đầu xuất hiện nước lúc Để loại bỏ Sw, biến đổi kết hợp phương này độ thấm của từng pha sẽ được xác định theo trình (8, 9 và 10) thu được hàm tổng quát để tìm công thức (5), (6). các tham số cho phương trình biểu diễn đường r cong thấm tương đối. q  ln e s o o k f(k ,a ,a ,a , b ,b ,b , ) . (11) rw ro rw 1 2 3 1 2 3 ko . (5) 2 h p krw f(kro ,a1,a2,a3, b1,b2,b3, ) . (12) r Công thức (11) và (12) cho thấy độ bão hoà q  ln e s nước đã bị triệt tiêu. Vì số lượng các tham số a w w r i w và bi khá lớn nên chỉ có thể thực hiện tìm k w . (6) 2 h p nghiệm bằng phương pháp lặp. Nghiệm được Độ thấm pha thay đổi phụ thuộc vào thời tìm thấy sau một số vòng lặp nhất định và thỏa gian và độ bão hòa của mỗi chất lưu. Như vậy, mãn sai số bình phương nhỏ nhất của quan hệ tại mỗi thời điểm ti khác nhau ta có các thông số giữa các điểm tính. Độ bão hòa nước Sw sẽ được áp suất đáy giếng pwf[i], áp suất vỉa pr[i], lưu xác định qua các công thức (9) và (10). Do hàm lượng dầu qo[i] và lưu lượng nước qw[i]. Dựa số là hàm gần đúng nên Sw cũng là giá trị sát trên các thông số này, sẽ xác định được độ thấm nhất thỏa mãn cả 2 phương trình trên. pha tại từng thời điểm cho mỗi loại chất lưu. Khi đó, nếu biết độ thấm tuyệt đối "k"sẽ xác định được độ thấm tương đối cho mỗi loại chất lưu theo công thức: k [i] k [i] k [i] w ; k [i] o (7) rw k ro k với mọi thời điểm đo i=1 n trong đó: krw là độ thấm tương đối của nước; kro là độ thấm tương đối của dầu. Để mô tả hàm phụ thuộc vào độ bão hòa nước (Sw), giá trị độ thấm tương đối của dầu và nước được tổng quát hóa dưới dạng hệ phương Hình 1. Quan hệ độ thấm tương đối của dầu và trình như sau: nước theo thời gian của giếng 802 2
3. Hình 2. Quan hệ độ thấm tương đối của dầu và Hình 3. Các đường quan hệ đặc trưng P-Q nước theo thời gian của giếng 456 2.2. Các đường cong chỉ thị và quan hệ giữa Nghiên cứu đường cong chỉ thị của khoảng chênh áp với lưu lượng 42 giếng khai thác dầu trong tầng đá móng nứt Các đường cong này được xây dựng ở các nẻ của mỏ Bạch Hổ cho thấy số đường cong chỉ chế độ khai thác với áp suất vỉa cao hơn áp suất thị dạng 2 và 3 chiếm tỷ lệ không nhiều so với bão hòa, chúng gồm có 3 dạng chính (hình 3): các giếng có đường cong chỉ thị theo dạng 1. Dạng 1 (Dạng tuyến tính): Biểu diễn các dòng Ngay cả trong trường hợp đường cong chỉ thị có chảy ổn định, đặc trưng cho các giếng lưu lượng dạng 2 và 3, khi xây dựng mối quan hệ giữa không quá cao và tuân theo định luật Darcy. chênh áp và lưu lượng theo đường tuyến tính thì Dạng 2: Thu được khi giếng khai thác với hệ số tương quan R2 cũng rất cao và thường dao sản lượng cao ở chế độ chảy tầng và chuyển động trong khoảng 0,9 đến1. Hình 4 thể hiện tiếp. Khi chênh áp tăng lên, tới mức nào đó sự kết quả so sánh 2 trường hợp biểu thị mối quan tăng lưu lượng không còn tỷ lệ thuận, thậm chí hệ giữa chênh áp và lưu lượng của giếng 456. không tăng nữa. Hệ số tương quan trong 2 trường hợp đều rất Dạng 3: Khi chênh áp tăng tới một giá trị cao cho thấy có thể áp dụng cả 2 trong những tới hạn nào đó sẽ xuất hiện dòng chảy trong các tính toán thực tế, sai số đều trong giới hạn cho vỉa có độ thấm nhỏ mà trước đây các vỉa này phép. không tham gia vào quá trình thấm lọc. Đường cong chỉ thị giếng 456 Đường cong chỉ thị giếng 456 Chênh áp, atm Chênh áp, atm 0 200 400 600 800 1000 0 200 400 600 800 1000 0 0 2 2 4 4 ng, t/ngđ 6 ng, t/ngđ 6 ợ ợ 8 y = 0.00001x2 + 0.00478x 8 y = 0.01040x Lưu lư Lưu lư 2 10 R2 = 0.99936 10 R = 0.96082 12 12 Hình 4. Đường cong chỉ thị giếng 456 thể hiện qua đa thức bậc 2 và qua hàm bậc 1 3
4. 2.3. Các bước thực nghiệm xác định đường hàm phù hợp nhất để biểu diễn các mối quan hệ cong thấm tương đối của các pha dầu, nước mà chúng ta đang cần xác định. theo số liệu khai thác 2.4. Số liệu tính toán đường cong thấm tương Khi chấp nhận một hàm tổng quát biểu diễn đối cho các giếng ở tầng móng mỏ Bạch Hổ. sự biến thiên đường cong thấm tương đối của 1. Các đường mô tả quan hệ giữa độ thấm các pha dầu, nước (dạng hàm Corey, đa thức tương đối với độ bão hòa dầu dù được tính cho bậc 3 ), các bước tính toán được thực hiện như các giếng khác nhau phân bố khá đều trên toàn sau: bộ thân dầu móng nhưng đều thể hiện xu thế 1. Chọn các giếng ngập nước có độ biến biến đổi khá phù hợp, cùng chung một đặc tính. thiên ngập nước đủ rộng (dải biến thiên cực đại 2. Có 2 loại đường cong thấm tương đối rất của độ ngập nước là từ 0 tới 100%) và đã có các đặc trưng, một loại biến thiên gần giống với nghiên cứu về dòng ổn định trong giếng. đường cong thấm tương đối có được qua nghiên 2. Xây dựng đường chỉ thị biểu diễn mối cứu mẫu lõi của đá chứa trong móng. Loại quan hệ giữa chênh áp và lưu lượng, quan hệ đường này có biến thiên theo hàm mũ rõ ràng này có dạng Δp = aQf. với độ cong đặc trưng. Giá trị độ thấm tương 3. Xác định chênh áp dựa trên lưu lượng đối của nước, khi độ bão hòa nước cực đại, dao chất lưu khai thác thực tế ở từng thời điểm động từ 0.5 trở xuống. Các giếng có loại đường nghiên cứu với độ ngập nước nhất định. cong thấm tương đối biến đổi theo dạng này 4. Từ số liệu khai thác giếng như lưu lượng không nhiều, khoảng 8 giếng (hình 5). Các dầu, nước, chênh áp, độ thấm ban đầu cực đại giếng này có đường cong chỉ thị chênh áp và tìm được các cặp số liệu độ thấm tương đối lưu lượng thuộc dạng số 3. Trong những giếng kro[i], krw[i], theo thời gian ngập nước thực tế. này sau khi chênh áp tăng cao đã xuất hiện các 5. Xây dựng mô hình đường cong thấm nứt nẻ có độ thấm kém và chúng bắt đầu hoạt tương đối. động. 6. Chọn tập hợp các tham số ban đầu (a1, Normalized Oil And Water Relative Permeabilities a2, , b1, b2 ) trong phạm vi dao động cho 1.0 Well:Giếng phép, sử dụng phương pháp số xây dựng mối BH - 409 0.9 quan hệ k ro f(k rw ) . 0.8 7. Tính sai số theo phương pháp bình 0.7 phương nhỏ nhất cho bộ tham số (a1, a2, , b1, 0.6 b2 ), lặp lại các bước để hệ số tương quan đạt giá trị lớn nhất. 0.5 kro 8. Xây dựng đường cong thấm tương đối 0.4 krw theo độ bão hòa nước. Đường cong này được 0.3 xem là đường cong thấm tương đối quy chuẩn. Oil and Oil Water Relattive 0.2Permeabilities 9. Dựa trên các số liệu tổng hợp thu được từ tương đối Độ thấm 0.1 nghiên cứu mẫu lõi về độ bão hòa nước liên kết, độ bão hòa dầu tàn dư , xây dựng đường cong 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 Water Saturation thấm tương đối của các pha dầu, nước theo độ Sw bão hòa nước Sw khi biết các giá trị độ bão hòa dầu tàn dư Sor, độ bão hòa nước liên kết Swc. Hình 5. Đường cong thấm tương đối quy chuẩn Chỉ có 2 hàm có thể biểu diễn quan hệ độ giếng 409 thấm tương đối với độ bão hòa nước: hàm đa Loại đường cong thấm tương đối thứ 2 phổ thức bậc 3 và hàm Corey. Tuy nhiên, hàm đa biến hơn, loại này biến thiên gần như theo một thức bậc 3 khó ứng dụng vì trong khoảng biến đường thẳng. Giá trị độ thấm tương đối cực đại thiên từ 0 - 1 của độ bão hoà nước bắt buộc của nước cao hơn trường hợp trên và dao động không được có cực trị, nhưng trong thực tế trong khoảng 0.6-0.8, phổ biến trong khoảng thường xuất hiện các cực trị này. Hàm Corey là 0.6. (hình 6). 4
5. Normalized Oil And Water Relative Permeabilities Normalized Oil And Water Relative Permeabilities 1.0 Well:Giếng 1.0 Wells:Giếng BH - 802 1111 0.9 0.9 1113 1117 0.8 0.8 1118 1119 0.7 7005 0.7 krw 904 kro krw 910 0.6 kro 0.6 918 923 0.5 0.5 0.4 0.4 0.3 0.3 Oil and Oil Water Relattive 0.2Permeabilities Oil and Oil Water Relattive 0.2Permeabilities Độ thấm tương đối Độ thấm Độ thấm tương đối Độ thấm 0.1 0.1 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 Water Saturation 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 S Water Saturation w S Hình 6. Đường cong thấm tương đối quy chuẩn w giếng 409 Hình 7. Tập hợp đường cong thấm tương đối quy chuẩn Khác với đường cong thấm tương đối thu 3. Kết luận được từ nghiên cứu trên mẫu lõi, đường cong - Kết quả nghiên cứu cho thấy sự biến thiên thấm tương đối của nước trong trường hợp này đường cong thấm tương đối theo đường thẳng biến thiên theo độ bão hòa nước nhanh hơn và rõ ràng chiếm ưu thế trong gần như toàn bộ các giá trị cực đại của chúng cũng cao hơn, gần như giếng. gấp đôi. Ngược lại đường cong thấm tương đối - Dạng đường cong thấm tương đối của của dầu lại suy giảm chậm hơn. nước có xu hướng có bậc Corey giảm xuống 1, 4. Đường cong thấm tương đối của các pha đường cong thấm tương đối của dầu có xu dầu, nước thu được qua phương pháp này thể hướng bậc 2. Điều này sẽ là những phân tích hiện dòng chảy tổng hợp của môi trường độ mới áp dụng cho mô hình thủy động lực học rỗng kép: độ rỗng macro và micro nứt nẻ, trong hiện nay. đó độ rỗng macro nứt nẻ chiếm ưu thế. TÀI LIỆU THAM KHẢO Trên hình 7 trình bày các đường cong thấm [1]. Đinh Thành Chung, 2010. PetroVietnam, tương đối của một số giếng đã được xử lý. Sự “Phân tích và mô hình hóa động thái ngập nước giống nhau của chúng biểu thị môi trường thấm trong thân dầu móng nứt nẻ mỏ Bạch Hổ’’. lọc nứt nẻ. Lựa chọn loại đường cong thấm [2]. Viện NIPI - Xí nghiệp Vietsovpetro, 2007, tương đối có hình dạng gần như đường thẳng là “Sơ đồ công nghệ khai thác mỏ Bạch Hổ”. có cơ sở, tham khảo kết quả thí nghiệm của [3]. Viện NIPI,1998 – 2009. Phân tích hiện Romm. trạng khai thác mỏ Bạch Hổ và Rồng. Các phân tích trên cho thấy việc xử lý các [4]. Bailey B, Crabtree M, Tyrie J, Elphick J, số liệu tính toán theo phương pháp này và tổng Kuchuk F, Romano C and Roodhart L: “Water hợp với những phương pháp truyền thống là rất Control,” Oilfield Review 12, no. 1 (Spring quan trọng. Số lượng lớn các số liệu tính toán 2000): 30–51. và sự phù hợp của chúng về dạng biến thiên là [5]. Texas USA, 1999. Water Control. Bill Bailey. minh chứng cho thấy chúng có thể là duy nhất [6]. SPE 077569, (Bondar), “WOR Analysis”. khi biểu diễn động thái ngập nước của giếng [7]. SPE 30775, October 22–25, 1995, Dallas, khai thác trong môi trường nứt nẻ một cách vĩ Texas, USA, SPE Annual Technical mô, bao trùm không gian thấm lân cận giếng Conference and Exhibition. hoặc xa hơn nữa. (xem tiếp trang 12) 5
6. SUMMARY The relation between relative permeability and productive data of wells in fractured basement reservoir at the white tiger oil field Nguyen The Vinh, Nguyen Khac Long, Hanoi University of Mining and Geology Dinh Thanh Chung, Cao Xuan Hung, Vietnam Petroleum Institute Tulparkhan SH.Salavatov, Haji KH.Malikov, Azerbaijan State Oil Academy The article presents the research results determining the relative permeability of the oil- water phases through productive data from producing wells in White Tiger Field fractured basement reservoir. By building the empirical formulas displaying the relationship between the saturation of phases, relative permeability of the phases have been identified. The study results showed that the variation relative permeability curves is mainly linear almost all of the flooded wells. The results of this study will be used as the basis to build the relative permeability curves of the oil-water phases applied in hydrodynamic model for the calculation of production rate, to enhance recovery in basement of White Tiger Field 6