Xây dựng mô hình độ rỗng kép cho thân dầu móng nứt nẻ mỏ Cá Ngừ Vàng

Nội dung text: Xây dựng mô hình độ rỗng kép cho thân dầu móng nứt nẻ mỏ Cá Ngừ Vàng

1. T¹p chÝ KHKT Má - §Þa chÊt, sè 49, 01-2015, tr1-7 DẦU KHÍ (trang 1-30) XÂY DỰNG MÔ HÌNH ĐỘ RỖNG KÉP CHO THÂN DẦU MÓNG NỨT NẺ MỎ CÁ NGỪ VÀNG NGUYỄN HẢI AN, NGUYỄN HOÀNG ĐỨC, Tổng công ty Thăm dò & Khai thác dầu khí Việt Nam NGUYỄN THẾ VINH, LÊ XUÂN LÂN, Trường Đại học Mỏ - Địa chất NGUYỄN BẢO TRUNG, Viện dầu khí Việt Nam LÊ HUY HOÀNG, Công ty điều hành chung Hoàng Long (HLJOC) LÊ MẠNH CƯỜNG, Công ty điều hành chung Lam Sơn Tóm tắt: Trong thân móng nứt nẻ mỏ Cá Ngừ Vàng tồn tại ít nhất hai hệ thống độ rỗng riêng biệt có thể được mô phỏng bằng cách phân loại các đới nứt nẻ dựa trên tỷ phần giữa nứt nẻ lớn và vi nứt nẻ. Điều này có thể thấy được qua: (i) các kết quả phân tích mẫu từ các giếng khoan ở các mỏ lân cận như mỏ Bạch Hổ, (ii) các kết quả phân tích tài liệu thử giếng DST của mỏ Cá Ngừ Vàng. Ở Việt Nam hiện nay, tất cả các nhà điều hành dầu khí đều đang sử dụng kiểu mô hình một độ rỗng cho việc mô phỏng các động thái khai thác trong đối tượng móng nứt nẻ. Tuy nhiên, các kết quả đều cho thấy các mô hình này đều không phản ánh đúng động thái khai thác thực tế rất phức tạp của các thân dầu móng nứt nẻ, dẫn đến các dự báo không chính xác cho việc quản lý khai thác mỏ. Nhiều nhà điều hành dầu khí hiện đã, đang nghiên cứu xây dựng nhiều kiểu mô hình khác nhau và đã có nhiều ý tưởng đổi mới, tuy vậy vẫn chưa có được mô hình thích hợp cho việc đánh giá và dự báo khai thác. Thực tế cho thấy kiểu mô hình một độ rỗng không thể phản ánh được động thái khai thác của các đối tượng móng nứt nẻ, đặc biệt là trong vấn đề mô phỏng độ ngập nước và dự báo. Do vậy kiểu mô hình độ rỗng kép đã được lựa chọn cho việc mô phỏng động thái khai thác trong thân dầu móng nứt nẻ của mỏ CNV. Bài báo này trình bày phương pháp và quy trình cho việc xây dựng mô hình độ rỗng kép cho việc mô phỏng dòng chảy trong đối tượng móng nứt nẻ mỏ Cá Ngừ Vàng. 1. Tổng quan về mô hình khai thác cho đối ảnh hưởng lớn tới chỉ số khai thác giếng và hệ số tượng móng nứt nẻ thu hồi. Các đới nứt nẻ cần phải được nhận biết, Trong chiến lược phát triển và khai thác mỏ, đánh giá và xử lý một cách chi tiết, đồng bộ trước mô hình mô phỏng số thường được sử dụng như khi được tổng hợp và mô hình hóa [1], [2]. một công cụ không thể thiếu cho việc lựa chọn Hiện nay các nhà điều hành (NĐH) khai thác và ra quyết định đầu tư phát triển cho các phương dầu từ các đối tượng móng nứt nẻ ở bể Cửu Long án. Đối với một vỉa chứa cụ thể, mô hình mô thường sử dụng mô hình độ rỗng đơn để mô phỏng có thể đưa ra một số các phương án thu phỏng khai thác, tái lặp lịch sử khai thác cũng hồi dầu khí nhằm phân loại và lựa chọn phương như dự báo khai thác dài hạn [2]. Mô hình độ án thu hồi hợp lý nhất về khía cạnh kỹ thuật cũng rỗng đơn với những ưu điểm như đơn giản, gọn như thương mại; hoặc xây dựng biểu đồ sản nhẹ và không mất nhiều thời gian trong xây dựng lượng và tính toán chi phí đầu tư và trợ giúp trong và sử dụng mô hình. Thực tế cho thấy mô hình phân tích đánh giá các yếu tố rủi ro. Đối với công độ rỗng đơn đã phần nào thể hiện được đặc trưng tác quản lý mỏ nói chung và đặc biệt là đối tượng động thái khai thác dầu từ các giếng và các mỏ ở móng granit nứt nẻ, mô hình mô phỏng số đang thời kỳ đầu khai thác, khi mà dòng chảy của chất trở thành công cụ quan trọng trong suốt thời gian lưu từ vỉa vào giếng chỉ là một pha (dầu). Tuy phát triển và khai thác mỏ. Với vỉa nứt nẻ, các nhiên, các mô hình loại độ rỗng đơn thường cho đới nứt nẻ làm cải thiện độ thấm và từ đó sẽ có kết quả dự báo khai thác không chính xác, đặc 1
2. biệt là sự xuất hiện của nước trong giếng khai được sử dụng cho việc đặc tính hóa các vỉa chứa thác và mức độ sụt giảm rất mạnh của dòng dầu nứt nẻ tự nhiên. Các kiểu mô hình hai độ rỗng ngay cả khi lưu lượng chung của giếng đã được hiện nay đều được dựa trên cùng một ý tưởng là điều chỉnh và khảo sát [2]. Điều này có thể được có hai hệ thống độ rỗng riêng biệt. Chúng chỉ giải thích là do có sự bất đồng nhất rất cao giữa khác nhau hai vấn đề chính sau: mối quan hệ giữa độ thấm của các đới vi nứt và nứt nẻ cũng như hệ thống khung đá với nứt nẻ và hình dáng của mức độ phân bố không đều của hệ thống đứt gãy các khối khung đá nứt nẻ được xây dựng. trong đá móng, công tác mô hình hóa theo hướng độ rỗng đơn có thể không cung cấp đủ số Khung đá liệu/thông tin phục vụ cho việc xây dựng mô (matrix) hình mô phỏng khai thác cho đá granit nứt nẻ chứa dầu. Như vậy, việc sử dụng mô phỏng khai thác mỏ theo kiểu mô hình độ rỗng kép là cách tiếp cận mới phù hợp hơn và hứa hẹn sẽ có kết quả dự báo khai thác dài hạn tốt hơn cho đối tượng móng nứt nẻ mỏ CNV nói riêng và của bể Cửu Long nói chung. Nứt nẻ 2. Khái quát về mô hình hai độ rỗng Mô hình độ rỗng kép là kiểu mô hình có hai môi trường tính chất khác biệt nhau (hình 1). Môi trường thứ nhất là hệ thống nứt nẻ có chứa rất ít chất lưu nhưng lại có khả năng cho dòng chảy rất lớn. Môi trường thứ hai là hệ thống khung đá, nơi chứa phần lớn chất lưu nhưng lại cho khả năng Hình 1. Mô hình khái niệm của vỉa nứt nẻ chảy rất kém. Đây là những mô hình giả định tự nhiên a) b ) c) Hình 2. Các kiểu mô hình hóa khung đá 2
3. Có hai kiểu mô hình dòng chảy độ rỗng kép 3. Đặc tính hóa mô hình hai độ rỗng phụ thuộc vào sự tương tác giữa khung đá và hệ Ngoài các thông số thông thường là độ thấm thống nứt nẻ: kiểu thứ nhất là mô hình chảy trạng k, độ rỗng , chiều dày tầng sản phẩm h, độ nhớt thái giả ổn định giữa các lỗ rỗng, thường bỏ qua , hệ số thể tích thành hệ B và độ nén tổng của gradient áp suất trong khung đá; kiểu thứ hai là cả hệ thống đá chứa - chất lưu Ct thì mô hình hai mô hình chảy chuyển tiếp giữa các lỗ rỗng có độ rỗng còn được đặc trưng bởi 2 thông số bổ trợ tính đến gradient áp suất trong khung đá.  và . Thông số bổ trợ cho biết mức độ dễ Việc mô hình hóa các khối khung đá có thể dàng lưu thông của chất lưu giữa khung đá và được chia làm 3 dạng sau: tấm phẳng (hình 2a), khe nứt (hệ số thấm). Giá trị  cao có nghĩa là que (hình 2b) và khối (hình 2c). Ở mô hình dạng chất lưu dịch chuyển từ khung đá sang khe nứt tấm phẳng, mô hình là một chiều, các nứt nẻ dễ dàng hơn. Còn thông số  biểu thị khả năng được phân chia ra thành nhiều lớp. Ở mô hình lưu giữ của khe nứt như là tỷ phần trong khả năng dạng que, các khung đá được chia thành các ống lưu giữa của hệ thống (hệ số rỗng). Cả hai thông hình trụ song song với nhau, đây là mô hình hai số trên thông thường được tính toán trong việc chiều. Còn ở mô hình dạng khối là mô hình ba phân tích dòng chảy chuyển tiếp. Mối quan hệ chiều, các khung đá được chia thành các hình giữa các thông số đặc tính vỉa được xác định bởi cầu. Sự khác biệt giữa các mô hình trên (tấm các công thức sau [3]: phẳng, que và khối) cho kết quả sai khác không km 2 đáng kể trong lời giải chuyển tiếp của dòng chảy  rw , (1) qua các môi trường rỗng. k  c Các lời giải bằng phương pháp giải tích khác  t f , (2) nhau cho các mô hình dòng chảy của dòng chảy  ct f  ct m hướng tâm đã được nhiều người đưa ra [3, 10]. ở đây làhệ số hình học, phụ thuộc vào hình Sự khác biệt ở các lời giải là về giả thiết chế độ dáng và kích thước của khối khung đá, có thứ dòng chảy (giả ổn định hay chuyển tiếp) và sự 2 nguyên là (chiều dài) , rw là bán kính giếng khoan. khác nhau về các điều kiện biên. Các tác giả của Các chỉ số m và f biểu thị cho khung đá và khe nứt. những lời giải quan trọng nhất cho dòng chảy Các biến không thứ nguyên được sử dụng hướng tâm ở mô hình độ rỗng kép [9, 11] được trong mô hình độ rỗng kép cũng không có sự khác liệt kê trong bảng 1. biệt nhiều so với việc sử dụng trong mô hình vỉa đồng nhất thông thường. Mối quan hệ giữa chúng Bảng 1. Các lời giải cho dòng chảy hướng tâm được biểu diễn theo các công thức sau [4]: trong mô hình hai độ rỗng k h pi pwf pwD , (3) Trường hợp Dòng giả Dòng chuyển 141.2qB ổn định tiếp 0.00633 kt t Lưu lượng khai Warren and Serra, Reynolds, D , (4) c c  r2 thác không đổi Root (1963) and Raghavan t fm t w Biên vô hạn (1983) trong đó: tD- thời gian không thứ nguyên; Áp suất khai Mavor and Ozkan, Ohaeri, pwD- áp suất không thứ nguyên; thác không đổi Cinco-Ley and Raghavan pi- áp suất vỉa ban đầu; Biên vô hạn (1979) (1987) pwf- áp suất đáy giếng. Lưu lượng khai Mavor and Chen, Serra, 4. Xây dựng mô hình hai độ rỗng cho mỏ Cá thác không đổi Cinco-Ley Reynolds, and Ngừ Vàng Biên hữu hạn (1979) Raghavan (1985) 4.1. Quy trình xây dựng mô hình Áp suất khai Da Prat, Ozkan, Ohaeri, Mỏ Cá Ngừ Vàng (CNV) hiện mới chỉ có đối thác không đổi Cinco-Ley, and Raghavan tượng móng granit nứt nẻ đang khai thác dầu với Biên hữu hạn and Ramey (1987) diện tích 39km2 tại điểm khép kín lớn nhất và (1981) đỉnh cấu tạo có độ sâu 3666 mTVDss. Tổng cộng 3
4. đã có đến 4 giếng khoan thăm dò và thẩm lượng Từ các kết quả minh giải tài liệu thử vỉa DST được khoan trên toàn bộ diện tích đới nâng, bao và kết quả phân tích mẫu lõi đặc biệt từ các mỏ gồm các giếng: CNV-1X, 2X, 3X, và 4X. Hiện lân cận có thể thấy được rằng thân dầu móng nứt nay có 4 giếng đang khai thác dầu CNV-1PST1, nẻ mỏ CNV là môi trường hai độ rỗng. Kết quả 2P, 3P (chuyển đổi từ giếng 3X), 4X và giếng từ mô hình mô phỏng khai thác kiểu một độ rỗng bơm ép 6PST1. hiện tại đã không phản ánh được đúng động thái Ở mỏ CNV, thân đá móng granite nứt nẻ đã khai thác thực tế của mỏ. Trên cơ sở đó [2] mô được đưa vào khai thác từ tháng 7 năm 2008. Phần hình độ rỗng kép đã được xây dựng để phản ánh đá móng nứt nẻ của mỏ CNV được chia cắt thành được đúng bản chất môi trường dòng chảy trong các khối nhỏ bởi đứt gãy thuận theo hướng Tây hệ thống hai độ rỗng của mỏ. Sơ đồ khối về quy Bắc – Đông Nam, các khối này được đặt tên lần trình xây dựng mô hình khai thác độ rỗng kép lượt là khối 1, 2, 3, 11 [2]. Các nghiên cứu địa cho mỏ Cá Ngừ Vàng được trình bày trong hình chất kiến tạo được tiến hành từ năm 2001 đã cho 4. Phân bố độ rỗng trong hệ thống khung đá và thấy rằng dưới tác động địa kiến tạo, cánh Tây là nứt nẻ được trình bày trong hình 5. vùng khai thác chính của mỏ CNV (hình 3). Hình 3. Sơ đồ phân khối mỏ CNV Mô hình địa chất HALO Số liệu DST Đánh giá lại hệ thống đứt gãy và mô hình HALO Xác định các thông Xây dựng hệ thống khung đá và nứt nẻ số  và  (matrix, fractured) Thô hóa ô lưới Số liệu giếng khoan Số liệu khai thác Mô hình khai thác độ rỗng kép Số liệu phân tích mẫu đặc biệt Không Số liệu PVT Khớ p lịch sử khai thác Đạt yêu cầu Dự báo các phương án khai thác Hình 4. Quy trình xây dựng mô hình hai độ rỗng cho mỏ Cá Ngừ Vàng 4
5. 4.2. Kết quả khớp số liệu lịch sử khai thác Quá trình tái lặp lịch sử được thực hiện bằng cách tái lặp các số liệu khai thác cơ bản (đến 31/12/2012) như áp suất đáy giếng, lưu lượng dầu khai thác, lưu lượng nước bơm ép, tỷ số khí dầu khai thác GOR v.v Để phản ánh được đúng động thái mỏ, mô hình cũng tiến hành khớp cả sự phân bố dòng theo số liệu khảo sát PLT (production logging tool) và tài liệu ghi nhận mất dung dịch khoan. Các tham số chính được hiệu chỉnh ở đây là sự phân bố độ rỗng và thấm. Việc thay đổi phân bố rỗng, thấm được thực hiện trực tiếp trên mô hình địa chất 3D bằng phương pháp “krigging”. Sau khi tiến hành các hiệu chỉnh như đã trình bày ở trên, kết quả khớp tái lặp lịch sử cho kết quả khớp số liệu áp suất và phân bố dòng chảy rất tốt. Đặc biệt là ở giếng CNV-3P, giếng có hiện tượng nước xâm nhập trong quá trình khai thác, mô hình đã phản ánh được rất đúng động thái ngập nước (hình 6 và 7). Như vậy so với kiểu mô hình một độ rỗng, mô hình độ rỗng kép đã thể hiện được nhiều ưu điểm, phản ánh được chính xác hơn các động thái khai thác của mỏ, Hình 5. Phân bố độ rỗng ở hai hệ thống matrix đặc biệt là về động thái ngập nước (hình 8) và và nứt nẻ mỏ Cá Ngừ Vàng phân bố dòng chảy dọc thân giếng. Hình 6. Kết quả khớp lịch sử khai thác giếng CNV-3P [2] 5
6. Hình 7. Kết quả khớp phân bố dòng giếng CNV-3P [2] Hình 8. So sánh kết quả mô phỏng độ ngập nước giữa mô hình một độ rỗng và mô hình độ rỗng kép [2] 5. Kết luận mô hình độ rỗng đơn cho mô phỏng thu hồi dầu Mô hình độ rỗng kép thể hiện nhiều ưu điểm bằng phương pháp thứ cấp (có bơm ép nước) có khi có thể áp dụng được các hệ số đặc trưng cho thể được khắc phục, chẳng hạn như mô phỏng tốt tác động hoặc chảy qua lại giữa đới vi nứt nẻ hơn nhiều về sự xuất hiện sớm của dòng nước (hoặc các đới nứt nẻ lớn nhưng bị lấp nhét bởi trong giếng khai thác ở những đới nứt nẻ mạnh khoáng vật thứ sinh) chứa dầu có độ thấm thấp có liên thông với giếng bơm ép. Từ đó cho phép với hệ thống nứt nẻ lớn đóng vai trò dẫn dầu và mô hình độ rỗng kép có thể dự báo đúng về khả chất lưu khác từ vỉa vào giếng. Nhiều nhược năng cho dòng cũng như thu hồi cuối cùng của điểm hoặc sai số khi mô phỏng khai thác bằng các giếng khai thác bị ảnh hưởng đáng kể do các 6
7. đới thấm tốt liên thông trực tiếp tới giếng bơm ép [6]. Da Prat, G., Cinco-Ley, H., and Ramey, H.J., Jr., hoặc vùng nước kề áp. 1981. Decline Curve Analysis Using Type Curves for Two-Porosity Systems. SPEJ, p 354-362. TÀI LIỆU THAM KHẢO [7]. Chen, C.C., Serra, K., Reynolds, A.C., and Raghavan, R., 1985. Pressure Transient Analysis [1]. Nguyễn Hải An, 2012. Nghiên cứu ứng dụng Methods for Bounded Naturally Fractured giải pháp thu hồi dầu tam cấp bằng bơm ép CO2 Reservoirs. SPEJ, p 451-464. cho tầng móng nứt nẻ mỏ STĐ. Luận án tiến sỹ [8]. Ozkan, E., Ohaeri, U., and Raghavan, R., kỹ thuật khai thác dầu khí. Trường Đại học Mỏ - 1987. Unsteady Flow to a Well Produced at a Địa chất Hà Nội. Constant Pressure in a Fractured Reservoir. [2]. Nguyen Hai An, Nguyen Hoang Duc, et al, SPEFE, p 186-200. 2010. Building a dual-porosity/dual- [9]. Houze, O.P., Horne, R.N., and Ramey, H.J., permeability reservoir models for the Jr., 1988. Pressure-Transient Response of an CaNguVang naturally fractured basement Infinite-Conductivity Vertical Fracture in a reservoir. Applied study for HoanVu JOC. Reservoir with Double-Porosity Behavior. [3]. Warren, J.E. and Root, P.J., 1963. The SPEFE, p 510-518. Behavior of Naturally Fractured Reservoirs. [10]. Ben Naceur, K. and Economides, M.J., SPEJ, p. 245-255. 1989. Production From Naturally Fissured [4]. Serra, K., Reynolds, A., and Raghavan, R., 1983. Reservoirs Intersected by a Vertical Hydraulic New Pressure Transient Analysis Methods for Fracture. SPEFE, p 550-558. Naturally Fractured Reservoirs. JPT, p 2271-2283. [11]. Cinco-Ley, H. and Meng, H.Z., 1988. [5]. Mavor, M.J. and Cinco-Ley, H., 1979. Pressure Transient Analysis of Wells With Finite Transient Pressure Behavior Of Naturally Conductivity Vertical Fractures in Double Fractured Reservoirs. Paper SPE 7977. Porosity Reservoirs. Paper SPE 18172. SUMMARY Building the dual-porosity/dual-permeability reservoir models for the CaNguVang naturally fractured basement reservoir Nguyen Hai An, Nguyen Hoang Duc, Petro Vietnam E&P Corporation Nguyen The Vinh, Le Xuan Lan, Hanoi University of Mining and Geology Nguyen Bao Trung, Vietnam Petroleum Institute Le Huy Hoang, Hoang Long JOC Le Manh Cuong, Lam Sơn JOC Ca Ngu Vang fractured granitic basement reservoir consists of at least two porosity- permeability system that could be modeled by classifying of fractured zones based on the proportion of micro fracture and macro fracture. It's indicated by: (i) The results of core analysis from wells of neighbour field as BachHo basement reservoir; (ii) The DST analysis results of CaVang wells. In Vietnam, the operators have been used single porosity model to simulate production performance in fractured basement reservoirs. However, well behavior shows difficulties in production prediction that usually leading to overestimation. Many operators have had researches, development and building difference modeling method, even with dual porosity model. Although there are several innovative ideas, but still lacks appropriate model for forecasting and evaluating. In fact, the single porosity model behavior could not capture production data, especially water- breakthrough and production forecast. Therefore, the second concept of dual porosity model was used for modeling Ca Ngu Vang fractured basement reservoir. This paper is focused on the modeling methodology for setting up reliable flow model of heterogeneous fractured granitic basement reservoir with inteagrated data. 7