Nghiên cứu, đánh giá tượng ngưng tụ lỏng sử dụng mô hình mô tích hợp vỉa – giếng

TẬP ĐOÀN DẦU KHÍ QUỐC GIA VIỆT NAM
VIỆN DẦU KHÍ VIỆT NAM
-------------------------

TIỂU LUẬN 3
Luận án tiến sĩ kỹ thuật

"Nghiên cứu, đánh giá hiện tượng ngưng tụ lỏng sử dụng mô hình
mô phỏng tích hợp vỉa – giếng"

Chuyên ngành: Kỹ thuật dầu khí
Mã số: 62.52.06.04

Họ và tên NCS:

Nguyễn Minh Quý

Người hướng dẫn 1: TS. Phan Ngọc Trung
Người hướng dẫn 2: TS. Nguyễn Hữu Trung

Hà Nội, năm 2017

0


MỤC LỤC

MÔ PHỎNG DÒNG CHẢY TRONG VỈA CHỨA VÀ LÒNG GIẾNG HT-3P2
1.

Phương pháp nghiên cứu............................................................................ 4

2.

Xây dựng mô hình và khớp lịch sử ............................................................ 6

2.1

Cấu trúc ô lưới ......................................................................................... 6

2.2

Thông số PVT.......................................................................................... 7

2.3

Đường cong thấm pha ............................................................................. 8

2.4

Phục hồi lịch sử ....................................................................................... 9

2.5

Dự báo sử dụng phần mềm Eclipse E300 ............................................. 11

3.

Chính xác hóa kết quả dự báo dùng phần mềm Olga .............................. 14

3.1.

Phương trình IPR giếng khai thác ......................................................... 14

3.2

Tính chất chất lưu .................................................................................. 16

3.3

Kết quả mô phỏng tích hợp vỉa – giếng .................................................. 17

Tài liệu tham khảo ............................................................................................. 23

1


MÔ PHỎNG DÒNG CHẢY TRONG VỈA CHỨA VÀ LÒNG GIẾNG HT3P
Trong lịch sử phát triển của công nghệ mô phỏng phục vụ cho ngành dầu
khí, việc mô phỏng dòng chảy trong vỉa chứa và trong lòng giếng chủ yếu được
thực hiện một cách riêng rẽ. Lý do của việc này là do dòng chảy trong vỉa chứa
và trong lòng giếng là hai hiện tượng vật lý khác nhau: dòng chảy trong vỉa chứa
là quá trình khuếch tán tuân theo định luật bảo toàn khối lượng và định luật
Darcy; dòng chảy trong lòng giếng tuân theo định luật bảo toàn động lượng. Việc
kết hợp và giải cùng lúc các phương trình vi phân từng phần mô tả hai hiện tượng
vật lý khác nhau là công việc rất phức tạp và đỏi hỏi khả năng tính toán rất lớn
của máy tính, điều mà trong quá khứ và thậm chí hiện tại chưa có phần mềm
chuyên dụng nào giải quyết triệt để được. Việc tìm hiểu sự tương tác lưu thể giữa
vỉa chứa và lòng giếng trở nên cần thiết để giải quyết các vấn đề gặp phải trong
quá trình khai thác, ví dụ slugging, lưỡi nước, ngưng tụ lỏng và condensate
banking.

Mô hình tích hợp được xây dựng bằng cách kết hợp mô hình vỉa chứa khu
vực cận đáy giếng và mô hình dòng chảy đa pha trong lòng giếng. Nguyên tắc
cơ bản của việc xây dựng mô hình tích hợp là mô hình vỉa chứa tính toán hệ số
độ nhạy cho sản lượng khai thác trong đó có tính đến áp suất trong giếng đã được
thiết lập sẵn từ mô hình dòng chảy trong giếng. Tiếp theo, mô hình giếng sử dụng
hệ số độ nhạy này để giải ngược lại áp suất giếng mới. Hệ số độ nhạy được xuất
ra từ ma trận Jacobian của mô hình vỉa cận đáy giếng tại bước lặp cuối cùng.
Mô hình vỉa được xem xét như một phần tích hợp thêm (plugin) tới mô
hình giếng, và mô hình mô phỏng liên kết được kiểm soát toàn bộ bởi mô hình
giếng. Trong quá trình mô phỏng, mô hình giếng tạm thời cung cấp ranh giới áp
suất tới mô hình mỏ và mô hình mỏ tính toán lưu lượng dòng chảy của mỗi pha
tại mặt phân cách.

2


Vì mô hình tích hợp chủ yếu được sử dụng để tính toán sự chuyển tiếp
dòng-áp suất tức thời trong thân giếng và khu vực vỉa cận giếng, không cần thiết
phải sử dụng toàn bộ mô hình vỉa vì các vùng xa giếng khai thác trong vỉa chứa
có ít ảnh hưởng đến sự chuyển tiếp dòng-áp suất tức thời trong thân giếng và khu
vực vỉa cận giếng.
Nghiên cứu mối tương tác dông chảy giữa vỉa và giếng cho đến nay vẫn
còn ít ỏi và hạn chế. Tiệm cận hướng nghiên cứu này có các công bố của Sturn
[1] vào năm 2004, Ali [2] và Dousi [3] vào năm 2005, Chupin [4] vào năm 2007,
Al-Darmaki [5] năm 2008 và Zhang [6], [7] & [8]. Hầu hết các nghiên cứu mối
quan hệ giữa vỉa giếng được tập trung vào trạng thái dòng chảy tức thời ở vùng
cận đáy giếng và trong giếng. Khi áp suất ở vùng cận đáy giếng giảm xuống dưới
giá trị áp suất bão hòa, lượng pha lỏng trong vùng đáy giếng tăng lên làm áp suất
thủy tĩnh tại đây tăng, ngăn cản dòng khí chuyển động từ vỉa vào giếng.
Đáng chú ý nhất là nghiên cứu của Zhang [6-8] về mô hình động học giữa

vỉa và giếng, tập trung vào phân tích và mô phỏng trạng thái dòng chảy khi áp
suất đáy giếng thay đổi. Zhang nhận thấy rằng tương tác động học giữa vỉa và
giếng là một quá trình liên tục và mỗi quá trình thay đổi xảy ra trong vùng cận
đáy giếng sẽ có ảnh hưởng tức thì đối với quá trình vận chuyển lưu chất trong
giếng khai thác, và ngược lại khi chế độ dòng chảy trong giếng thay đổi mà ở
đây là khi diễn ra liquid loading, áp suất đáy giếng sẽ thay đổi và có tác động trở
lại vùng cận đáy giếng.
Tuy nhiên kết quả của lĩnh vực này còn sơ khai, các phần mềm mô phỏng
chủ yếu ở dạng chứng minh khả năng (proof of concept). Mỗi phần mềm chỉ có
thể dùng để giải thích một vài hiện tượng đơn giản, chưa có tác dụng tổng quát
có thể áp dụng để giải thích nhiều hiện tượng, tương tác trong thực tế. Tốc độ
mô phỏng của các phần mềm còn chậm, chỉ thích hợp với những mô hình đơn
giản có kích thước nhỏ, rất khó để áp dụng cho mô hình thực tế với kích thước
hàm trăm nghìn hay hàng triệu ô lưới. Đặc biệt, do các phần mềm mô phỏng kết
3


hợp hiện nay đều được xây dựng dựa trên nguyên lý “black oil”, không phần
mềm nào có thể được sử dụng để mô phỏng hiện tượng condensate banking. Để
mô phỏng condensate banking, việc sử dụng mô hình thành phần là điều bắt
buộc. Tuy nhiên đây không phải là việc khả thi khi mà việc áp dụng mô hình
thành phần cho cả vỉa chứa và lòng giếng yêu cầu lời giải cùng lúc của một số
lượng lớn phương trình vi phân; điều này làm tăng mức độ phức tạp của bài toán
và tăng thời gian tính toán lên rất nhiều lần.
Bên cạnh việc xây dựng phần mềm để mô phỏng cùng lúc cả hai chế độ
dòng chảy, tồn tại những phương pháp đơn giản hơn để nghiên cứu sự tương tác
giữa lòng giếng và vỉa chứa (Oudeman [9]). Những phương pháp này chủ yếu
dựa trên việc kết hợp động thái khai thác đa pha với mối quan hệ áp suất - lưu
lượng trong ống khai thác (vertical flow performance) để dự báo quá trình ngưng
tụ lỏng trong điều kiện chuyển tiếp. Điểm hạn chế của phương pháp này là việc

xây đựng các mối quan hệ áp suất - lưu lượng thường chỉ dựa trên các hàm quan
hệ thay vì mô hình mô phỏng, ví dụ Hargedon & Brown, Beggs & Brill... Các
hàm quan hệ thường cho kết quả chấp nhận được khi áp dụng cho điều kiện bình
thường nhưng có thể cho sai số lớn khi áp dụng cho những điều kiện phức tạp
như ngưng tụ lỏng.
Trong chuyên đề này, nghiên cứu sinh nghiên cứu sự tương tác giữa hiện
tượng condensate banking trong vỉa và hiện tượng ngưng tụ lỏng trong lòng
giếng theo một hướng khác. Thay vì sử dụng các hàm quan hệ, phần mềm mô
phỏng dòng chảy trong lòng giếng Olga được sử dụng để đánh giá khả năng
ngưng tụ lỏng và ảnh hưởng của nó đến hoạt động khai thác của giếng. Mô tả chi
tiết của phương pháp tiến hành và kết quả nghiên cứu sẽ được trình bày trong
các phần tiếp theo của chuyên đề.
1.

Phương pháp nghiên cứu
Để nghiên cứu ảnh hưởng của condensate banking đến quá trình ngưng tụ

lỏng trong lòng giếng, tác giả sử dụng kết hợp phần mềm Eclipse (E300) và phần
4


mềm Olga. E300 là phần mềm mô phỏng thành phần, có khả năng mô phỏng
tương đối chính xác quá trình condensate banking diễn ra trong vỉa chứa. Tuy
nhiên do E300 không có khả năng mô phỏng sự dịch chuyển và biến đổi của chất
lưu đa pha trong lòng giếng, tất cả chất lưu đi vào trong giếng đều được coi như
có khả năng lên tới miệng giếng. Với cách làm như vậy, E300 bỏ qua sự tương
tác giữa 2 pha lỏng và khí trong lòng giếng. Trong thực tế nếu vận tốc dòng khí
không đủ lớn thì phần lỏng sẽ không được nâng lên tới miệng giếng, đọng lại ở
đáy giếng và có thể gây ra dừng hoạt động giếng. Để bổ sung cho sự thiếu hụt
này của E300, nghiên cứu sinh đã kết hợp kết quả chạy mô phỏng dòng chảy đa

phase trong vỉa như input đầu vào trong phần mềm mô phỏng dòng chảy trong
giếng Olga. Đây là phần mềm mô phỏng thành phần sự tương tác giữa các chất
lưu trong lòng giếng. Phần mềm có khả năng tính đến sự biến đổi tính chất và
biến đổi pha của chất lưu do thay đổi áp suất, nhiệt độ dọc theo chiều dài thân
giếng (từ khu vực nhiệt độ cao, áp suất cao lên khu vực nhiệt độ thấp, áp suất
thấp).
Phương thức nghiên cứu sinh sử dụng để kết hợp E300 và Olga như sau:
đầu tiên mô hình E300 được sử dụng mô phỏng lấy các thông số dự báo về áp
suất vỉa chứa, lưu lượng và thành phần chất lưu tại những thời điểm cần xem xét.
Sau đó các thông số này sẽ được chuyển thành dữ liệu đầu vào của mô hình Olga
để tính toán lại lưu lượng chất lưu và khả năng nâng lỏng lên miệng giếng, qua
đó dự đoán thời điểm dừng giếng. Quy trình cụ thể gồm 3 bước như sau:
1. Bước 1 – Xây dựng mô hình E300 và khớp lịch sử.
2. Bước 2 – Dự báo động thái khai thác sử dụng mô hình E300 đã khớp
lịch sử.
3. Bước 3 – Tại các thời điểm cần xem xét, sử dụng kết quả mô hình E300
làm số liệu đầu vào cho mô hình Olga và chạy mô hình. Các dữ liệu
cần phải cung cấp cho mô hình Olga gồm có:
 Áp suất vỉa chứa,
5


 Phương trình IPR của vỉa chứa,
 Thành phần và tính chất PVT của chất lưu,
Áp suất, nhiệt độ dọc theo chiều dài thân giếng.
2.

Xây dựng mô hình và khớp lịch sử

2.1

Cấu trúc ô lưới
Để mô phỏng và dự báo động thái khai thác giếng HT-3P, mô hình 3D cho

tầng MMF30 được xây dựng sử dụng phần mềm Eclipse E300. Mô hình có kích
cỡ 20 x 20 x 4 với kích thước mỗi ô lưới 100 ft x 100 ft x 20 ft. Thể tích của mô
hình được tính toán để có độ lớn tương đương với vùng ảnh hưởng của giếng
HT-3P theo kết quả thử vỉa. Để tăng độ chính xác cho kết quả mô phỏng, 2 cấu
trúc ô lưới chia nhỏ (local grid refinement - LGR) được thiết lập ở vùng xung
quanh giếng HT-3P. Cấu trúc LGR đầu tiên bao phủ vùng bán kính 250 ft quanh
giếng với kích thước mỗi ô lưới 10 ft x 10 ft x 20 ft. Cấu trúc LGR thứ hai bao
phủ vùng bán kính 5 ft quanh giếng với bán kính mỗi ô lưới 1 ft x 1 ft x 20 ft.
Cấu trúc ô lưới được thể hiện trong Hình 1.

Hình 1. Cấu trúc ô lưới mô hình mô phỏng tầng MMF30 mỏ Hải Thạch
Áp suất ban đầu của vỉa chứa là 8439 psia đo tại độ sâu 11677 ft với áp
suất điểm sương 7091 psia. Giá trị ban đầu của độ thấm ngang và thấm dọc lần
lượt là 4.5 mD và 0.45 mD. Độ thấm là một biến có giá trị chưa chắc chắn và sẽ
6


được thay đổi trong quá trình khớp lịch sử. Các thông số cơ bản về tính chất vỉa
chứa được thể hiện trong Bảng 1.
Bảng 1. Tính chất vỉa chứa mô hình

2.2

Đại lượng

Đơn vị

Giá trị

Độ thấm ngang

mD

4.5

Độ thấm dọc

mD

0.45

Độ rỗng

%

14.795

Áp suất vỉa ban đầu

psia

8439

Độ sâu quy chiếu

ft

11677

Chiều dày hiệu dụng

ft

80

Thông số PVT
Khi mô phỏng một mỏ khí condensate, đặc biệt là khi sử dụng mô hình

thành phần, sự lựa chọn thông số PVT có ý nghĩa tối quan trọng tới độ chính xác
của kết quả mô phỏng do trong quá trình khai thác, thành phần chất lưu thay đổi
nhanh chóng, đặc biệt tại khu vực cận đáy giếng, dẫn tới sự thay đổi các tính chất
chất lưu như tỉ trọng, độ nhớt, hệ số thể tích dầu và các tương tác đa pha. Bởi
những lý do trên, một mô hình PVT sử dụng phương trình trạng thái PengRobinson đã được xây dựng dựa trên kết quả nghiên cứu thực nghiệm chất lưu
lấy từ giếng HT-3P. Thành phần và giản đồ pha của chất lưu lấy từ giếng HT-3P
được thể hiện trong Bảng 2 và Hình 2.

7


Bảng 2. Thành phần chất lưu tầng MMF30 mỏ Hải Thạch

Hình 2. Giản đồ pha chất lưu tầng MMF30 mỏ Hải Thạch
2.3

Đường cong thấm pha
Đối với các vỉa chứa đa pha, đặc biệt là với một mỏ khí condensate có điều

kiện phức tạp như Hải Thạch, thấm pha có ảnh hưởng lớn đến tính chất dòng
chảy và chỉ số năng suất giếng (well productivity index). Tốc độ dòng chảy của
8


khí và lỏng ở vùng cận đáy giếng phụ thuộc rất nhiều vào sự thay đổi thấm pha
gây nên bởi quá trình condensate banking. Các đường thấm pha được sử dụng
trong mô hình mô phỏng được xây dựng từ dữ liệu phân tích mẫu đặc biệt giếng
HT-3P (Hình 3).

Hình 3. Thấm pha chất lưu tầng MMF30 mỏ Hải Thạch
2.4

Phục hồi lịch sử
Quá trình khớp lịch sử được thực hiện để bảo đảm mô hình mô phỏng phản

ánh đúng các động thái khai thác của vỉa. Để khớp lịch sử, các thông số về độ
thấm và chỉ số năng suất giếng được thay đổi. Kết quả khớp lịch sử được thể hiện
trong Hình 4. Kết quả khớp lịch sử khá tốt làm tăng độ tin cậy về khả năng dự
báo của mô hình.

9


(a) Lưu lượng khí

(b) Lưu lượng condensate

10

(c) Áp suất đáy

Hình 4. Kết quả khớp lịch sử giếng HT-3P
2.5

Dự báo sử dụng phần mềm Eclipse E300
Sau khi mô hình E300 của tầng MMF30 mỏ Hải Thạch đã được khớp lịch

sử, mô hình được chạy tiếp cho đến hết năm 2036 để dự báo động thái khai thác
giếng HT-3P. Các thông số khống chế trong giai đoạn dự báo gồm có:
 Áp suất đáy tối thiểu: 800 psia.
 Lưu lượng khí tối đa: 3390.21 Mscf/D
Với các thông số trên, kết quả dự báo động thái khai thác được thể hiện
trong Hình 5. Theo kết quả dự báo bằng E300 thì giếng HT-3P có thể được khai
thác đến cuối năm 2036 mặc dù áp suất vỉa đã xuống rất thấp (~1000 psia). Dự
báo này có xu hướng lạc quan và cần được kiểm chứng lại bằng phần mềm Olga
vì nhiều khả năng vận tốc khí sẽ trở nên quá thấp để có thể nâng phần lỏng lên
miệng giếng.

11


Hình 5. Dự báo động thái khai thác giếng HT-3P. Hồng: áp suất vỉa, đỏ: áp
suất đáy, cam: lưu lượng khí, lục: lưu lượng condensate.
Sự thay đổi áp suất và bão hòa condensate trong vỉa chứa được thể hiện
trong Hình 6 và 7. Từ hình vẽ có thể nhận thấy cùng với sự sụt giảm áp suất vỉa
chứa theo thời gian, lượng condensate trong vỉa chứa cũng giảm dần. Điều này
chứng tỏ quá trình ngưng tụ ngược đã kết thúc sau khi thời gian dự báo bắt đầu.

Tuy nhiên, độ bão hòa condensate trong vỉa chứa vẫn duy trì ở mức cao (20%38%), gây khó khăn cho quá trình sản xuất.

(a) 1/1/2016

(b) 1/1/2018
12

(c) 1/1/2020


(d) 1/1/2022

(e) 1/1/2024

(f) 1/1/2026

Hình 6. Sự thay đổi áp suất vỉa chứa theo thời gian.

(a) 1/1/2016

(b) 1/1/2018

(c) 1/1/2020

(d) 1/1/2022

(e) 1/1/2024

(f) 1/1/2026

Hình 7. Sự thay đổi bão hòa condensate theo thời gian.

13


Sự biến đổi thành phần của chất lưu khai thác (chất lưu đi từ vỉa vào giếng)
theo thời gian được thể hiện trong Hình 8. Từ hình vẽ có thể nhận thấy trong thời
gian đầu, tỷ lệ mole của C1 tăng dần theo thời gian, đồng nghĩa với việc chất lưu
ngày càng trở nên nhẹ hơn. Điều này có thể được lý giải bởi quá trình condensate
banking, các thành phần nặng có xu hướng tồn tại trong dạng lỏng và ở lại trong
vỉa, chỉ có phần nhẹ đi vào trong giếng. Trong thời gian sau, tỷ lệ mole của C1
giảm dần cho quá trình ngưng tụ ngược đã kết thúc, các thành phần nặng không
còn ở lại trong vỉa mà đi vào giếng nhiều hơn.

Hình 8. Sự biến đổi thành phần chất lưu theo thời gian. Đỏ: C1, Lục: C2, C3,
CO2.
3.

Chính xác hóa kết quả dự báo dùng phần mềm Olga

3.1.

Phương trình IPR giếng khai thác
Phương trình IPR sử dụng làm đầu vào cho mô hình Olga được tính toán

từ kết quả mô hình Eclipse. Trong nghiên cứu này tác giả sử dụng phương trình
IPR dạng back-pressure, là dạng phương trình được sử dụng phổ biến cho các
mỏ khí. Công thức chung của phương trình IPR có dạng như sau:
14

Q = C (PR2 – Pwf2), với
 Q: lưu lượng khí khai thác (scf/D)
 PR: áp suất vỉa chứa (psia)
 Pwf: áp suất đáy (psia)
 C: hệ số khả năng khai thác (scf/(D.psia2))
Ở đây, C là tham số chưa biết và thay đổi theo thời gian. Sử dụng các số
liệu Q, PR và Pwf từ kết quả dự báo từ mô hình E300, có thể tính được giá trị của
C tại từng thời điểm cần xem xét. Bảng 3 thống kê hệ số C tại các thời điểm khác
nhau trong thời gian dự báo.
Bảng 3. Sự biến thiên phương trình IPR theo thời gian
Time

qg (Mscf/D)

PR (WBP9, psia)

Pwf (psia)

C

1/1/2016

3,390.2

5,241.5

2,657.1

0.166

1/1/2017

3,390.2

4,433.1

2,070.2

0.221

1/1/2018

3,390.2

3,680.2

1,323.9

0.288

1/1/2019

2,990.6

2,983.8

800.0

0.362

1/1/2020

2,125.2

2,476.1

800.0

0.387

1/1/2021

1,544.1

2,120.4

800.0

0.400

1/1/2022

1,151.8

1,864.0

800.0

0.406

1/1/2023

879.7

1,672.2

800.0

0.408

1/1/2024

686.6

1,525.3

800.0

0.407

1/1/2025

546.3

1,410.2

800.0

0.405

1/1/2026

441.7

1,318.2

800.0

0.402

Một điểm quan trọng cần chú ý là trong mô hình Olga, lưu lượng được
kiểm soát bằng áp suất miệng giếng thay vì áp suất đáy giếng như mô hình
Eclipse. Do đó khi mô phỏng sử dụng Olga, chỉ có PR và C được sử dụng làm
15


thông số đầu vào. Q và Pwf sẽ được tính toán lại dựa trên các tương tác giữa khí
và lỏng xảy ra trong lòng giếng.
3.2

Tính chất chất lưu
Trong quá trình khai thác, do thành phần chất lưu đi từ vỉa vào giếng thay

đổi theo thời gian (Hình 45), tính chất của chất lưu cũng thay đổi. Sử dụng phần
mềm PVT Sim, sự thay đổi giản đồ pha ứng với mỗi thay đổi thành phần chất
lưu được tính toán và dùng làm dữ liệu đầu vào cho mô hình Olga. Hình 9 thể
hiện sự biến đổi giản đồ pha của chất lưu theo thời gian. Từ hình vẽ có thể nhận
thấy so với năm 2016, diện tích khu vực hai pha của các năm sau nhỏ hơn. Điều
này chứng tỏ khí đi vào giếng chứa nhiều thành phần nhẹ hơn và khô hơn, phù

hợp với các nhận định ở phần trước.

(a) 1/1/2016

(b) 1/1/2018

(c) 1/1/2020

(d) 1/1/2022

16


(e) 1/1/2024

(f) 1/1/2026

Hình 9. Sự thay đổi giản đồ pha chất lưu khai thác theo thời gian.
3.3

Kết quả mô phỏng tích hợp vỉa – giếng
Mô hình mô phỏng trong giếng được chạy định kỳ 1 năm 1 lần trong thời

gian dự báo để kiểm tra khả năng nâng lỏng trong lòng giếng. Phần mềm Olga
sử dụng dữ liệu về áp suất vỉa và phương trình IPR từ mô hình Eclipse để chính
xác hóa lại lưu lượng khí trong lòng giếng. Kết quả mô phỏng lưu lượng khí bằng
mô hình Olga được so sánh với kết quả từ Eclipse trong Hình 10. Từ hình vẽ có
thể nhận thấy giếng HT-3P theo mô phỏng dòng chảy trong lòng giếng dừng khai
thác sớm hơn rất nhiều so với dự báo của Eclipse. Điều này có thể được lý giải
do vào giai đoạn sau của đời mỏ, lưu lượng khí nhỏ khiến cho vận tốc khí xuống

thấp, không còn khả năng nâng lỏng lên miệng giếng. Mô hình Eclipse do chỉ
được xây dựng để mô phỏng dòng chảy của chất lưu ở trong vỉa chứa nên không
mô phỏng được cơ chế này.

17


4,000

400

Lưu lượng khí (Mscf/D)

3,500

350

3,000

300

2,500

250

2,000

200

1,500

150

1,000

100

500

Áp suất vỉa (bar)

qg E300
qg Olga
PR

50

0

0

Hình 10. So sánh sản lượng khí dự báo dùng Olga và Eclipse E300
Một điểm đáng chú ý khác là vào thời điểm dừng giếng, áp suất vỉa ở vào
khoảng 150 bar; giá trị này thấp hơn giá trị dừng giếng trong mô hình giếng riêng
lẻ (230 bar). Lý do của hiện tượng này là do mô hình giếng riêng lẻ không tính
đến sự thay đổi tính chất chất lưu theo thời gian khi chất lưu càng ngày càng trở
nên nhẹ và khô hơn. Việc này cho thấy tính cần thiết của việc kết hợp mô hình
vỉa chứa và mô hình lòng giếng để có đánh giá chính xác nhất về tình trạng giếng.
Để hiểu rõ hơn về quá trình dừng giếng, các chuyển động của chất lưu
trong lòng giếng tại thời điểm đầu năm 2021 được mô tả trong Hình 11. Bắt đầu

tại thời điểm 0 ngày, giếng đang đóng và trong giếng không có thể lỏng. Sau đó
giếng được mở và hai pha lỏng, khí bắt đầu đi vào giếng. Tại thời điểm 1 ngày,
lượng chất lỏng ở trong giếng còn chưa nhiều và tồn tại ở dạng màng mỏng; lúc
này khí vẫn có thể chảy tự do từ đáy giếng lên miệng giếng. Tại thời điểm 2 ngày,
lượng chất lỏng trong giếng bắt đầu nhiều lên và tập trung ở gần khu vực kickoff. Lúc này chất lỏng chảy theo dạng slug và gây ảnh hưởng khá nhiều đến lưu
lượng khí. Từ thời điểm 3 ngày trở đi, chất lỏng dồn lại ở phần dưới của giếng

18


và khí phải chảy dưới chế độ dòng chảy bọt xuyên qua cột chất lỏng. Đến thời
điểm 5 ngày, giếng dừng khai thác hoàn toàn.

(a) 0 ngày

(b) 1 ngày

(c) 2 ngày

(d) 3 ngày

(b) 4 ngày

(c) 5 ngày

Hình 11. Quá trình chết giếng tại thời điểm đầu năm 2018
Hình 12 thể hiện vận tốc khí và lỏng tại thời điểm 1.7 ngày sau khi mở
giếng (năm 2021) tại các vị trí khau dọc theo chiều dài thân giếng. Từ hình vẽ có
thể nhận thấy vào lúc này, mặc dù khí vẫn di chuyển lên trên, vận tốc khí rất nhỏ,
chỉ ở mức 0.2 m/s. Vận tốc khí nhỏ như vậy không thể nâng toàn bộ lượng chất

lỏng từ đáy giếng lên miệng giếng, thể hiện bằng việc lượng chất lỏng đi xuống
(vận tốc < 0) nhiều hơn lượng chất lỏng đi lên (vận tốc > 0). Quá trình này tiếp
19


tục trong các thời điểm tiếp theo và việc chất lỏng bị dồn lại ở đáy giếng và gây
dừng giếng là không thể tránh khỏi.

Hình 12. Vận tốc dầu và khí tại thời điểm 1.7 ngày sau khi mở giếng (năm
2021)

20


KẾT LUẬN
Việc đánh giá bản chất và các yếu tố ảnh hưởng tới quá trình ngưng tụ lỏng
trong vỉa và trong giếng đã được thực hiện chi tiết trong 2 phần độc lập của
tiểu luận này. Để làm sáng tỏ vấn đề 2 quá trình trong vỉa và trong giếng ảnh
hưởng tới nhau như thế nào, hiện tượng ngưng tụ lỏng trong một hệ thống
hoàn chỉnh vỉa - giếng đã được mô phỏng và thực hiện đánh giá. Các kết quả
có thể được tổng hợp như sau:
 Qua đánh giá các tài liệu tham khảo trên thế giới và thực tế nghiên cứu
của mình, có thể nhận định cho đến thời điểm hiện tại chưa có phần
mềm thương mại hoàn chỉnh nào thành công trong mô phỏng tích hợp
vỉa-giếng. Modun ROCKX của phần mềm OLGA là modun thương
mại duy nhất được giới thiệu đã phát triển để mô phỏng tích hợp. Tuy
nhiên khi thực hiện nghiên cứu chuyên sâu NCS đã nhận thấy modun
trên chưa đủ năng lực để mô phỏng điều kiện mỏ thực tế. Khi liên hệ,
nhà sản xuất phần mềm SPT đã thừa nhận và thông báo đang cố gắng
khắc phục, phát triển.

 Giải pháp tích hợp theo hướng mới: kết hợp kết quả mô hình mô phỏng
vỉa chứa trong mô phỏng dòng chảy trong giếng được đề xuất và thực
hiện thành công. Các kết quả mô phỏng vỉa chứa như trạng thái pha,
thành phần chất lưu và động thái năng lượng vùng cận đáy
giếng…được sử dụng làm số liệu đầu vào để xây dựng mô hình dòng
chảy trong giếng.
 Kết quả đã cho thấy với việc tính đến sự thay đổi động thái pha, thành
phần chất lưu và động thái năng lượng trong vỉa chứa và trong lòng
giếng trong suốt đời mỏ, mô phỏng kết hợp cho dự báo phù hợp với
thực tế hơn so với mô phỏng riêng lẻ trong vỉa chứa hoặc trong lòng
giếng.
 Kết luận quan trọng cụ thể cho mỏ Hải Thạch có thể rút ra: Khi chỉ
đánh giá khai thác thông qua mô phỏng vỉa chứa như cách nhà thầu
21


đang thực hiện sẽ cho tổng sản lượng dự báo khai thác được cao hơn
thực tế với thời điểm giếng không còn khả năng cho dòng trong mô
hình muộn hơn thực tế do không tính đến quá trình ngưng tụ lỏng ở đáy
giếng. Ngược lại, khi chỉ đánh giá dòng chảy trong lòng giếng sẽ cho
kết quả thời điểm giếng bị dừng do ngưng tụ lỏng tại đáy giếng quá
sớm so với thực tế do không tính đến sự thay đổi thành phần chất lưu
đi vào giếng ngày càng khô hơn do đã mất phần nặng trong vỉa.
 Với việc mô phỏng kết hợp vỉa giếng theo cách tiếp cận mới, các kết
quả mô phỏng trên là một điểm mới quan trọng của nghiên cứu này
giúp cho việc dự báo chính xác hơn động thái khai thác mỏ Hải Thạch
nói riêng cũng như mỏ khí-condensate nói chung.

22

Tài liệu tham khảo
1.

Sturn W.L., Belfroid S.P.C., Van Wolfswinkel O., Peters M.C.A.M

and Verhelst F.J.P.C.M.G., "Dynamic reservoir well interaction," SPE paper
90108-MS presented at the SPE annual Technical Conference and Exhibition
held in Houston. TX, USA, 26-29 September 2004.
2.

Ali A.M., Falcone G., Hewitt G.F., Bozorgzadeh M., Gringarten

A.C., "Experimental investigation of wellbore phase redistribution effects on
pressure-transient data," SPE paper 96587-MS presented at by an SPE program
Committee following review of information contained in a proposal by the
authors, 2005.
3.

Dousi N., Veeken C.A.M., and Curri P.K., "Numerical and

analytical modeling of the gas well liquid loading process," SPE paper 95282MS presented at the SPE Offshore Europe Aberdeen, 6-9 September 2005.
4.

Chupin G., Hu B., Haugset T. an Claudel M., "Intergrated

wellbore/reservoir models predicts flow transient in liquid loading gas wells,"
SPE paper 110461-MS presented at the SPE annual Technical Conference and
Exhibition held in Anaheim, CA, USA, 2007.
5.

Al-Darmaki S., Falcone G., Hale C.P and Hewitt G.F.,

"Experimental investigation and modeling the effects of rising gas bubbles in a
closed pipe," SPE paper 103129-PA presented at the SPE annual Technical
Conference and Exhibition held in San Antonio, TX, USA, 24-27 September
2006.
6.

He Zhang, Gioia Falcone, Valko P., Catalin Teodoriu, "Numerical

modeling of fully transient two phase flow in the near wellbore region during
liquid loading in gas well," SPE paper 122785-MS presented at the SPE
LACPEC conference held in Cartagena, Colombia, 31 May – 3 June 2009.
7.

He Zhang, Gioia Falcone, Catalin Teodoriu, "Modeling fully

transient two phase flow in the near wellbore region during liquid loading in gas
23


well," Journal of natural gas science and engineering, vol. 2 (2010), pp. 122131, 2010.
8.

He Zhang, Gioia Falcone, Catalin Teodoriu, "Relative permeability

hysteresis effects in near-wellbore region during liquid loading in gas well," SPE
paper 139062 presented at the SPE Latin American & Caribean Petroleum
engineering conference held in Lima, Peru, 1-3 December 2010.

9.

Pieter

Oudeman,

“Improved

Performance”, SPE paper 19103, 1990

24

Prediction

of

Wet-Gas-Well