Ứng dụng phương trình cân bằng vật chất và phần mềm MBAL để xác định thông số vỉa dầu khí

MỤC LỤC
TRANG PHỤ BÌA ...........................................................................................................i
NHIỆM VỤ ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP .............................................................................. ii
PHIẾU NHẬN XÉT ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP ................................................................ iii
LỜI CAM KẾT ................................................................................................................v
TÓM TẮT ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP ................................................................................vi
LỜI CẢM ƠN ............................................................................................................... vii
MỤC LỤC ................................................................................................................... viii
DANH MỤC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ ..................................................................................xi
DANH MỤC BẢNG BIỂU ...........................................................................................xv
DANH MỤC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT................................................................ xvii
MỞ ĐẦU .........................................................................................................................1
CHƯƠNG 1: CƠ SỞ LÝ THUYẾT PHƯƠNG PHÁP

CÂN

BẰNG VẬT CHẤT .........................................................................................................3
1.1. Đặc tính PVT của chất lưu ....................................................................................3
1.2. Phương trình cân bằng vật chất (Material Balance Equations – MBE) ................6
1.2.1. Giới thiệu lịch sử phương pháp cân bằng vật chất .........................................6
1.2.2. Giả thiết và giới hạn của phương trình cân bằng vật chất ..............................7
1.2.3. Xây dựng dạng tổng quát của phương trình cân bằng vật chất ......................9
1.3. Phương trình cân bằng vật chất biễu diễn các cơ chế năng lượng vỉa ................13
1.4. Phương trình cân bằng vật chất dưới dạng phương trình đường thẳng ..............16

viii


1.5. Phương pháp tìm nghiệm cho MBE dạng đường thẳng ......................................17
1.5.1. Xác định N ở vỉa thể tích dưới bão hòa (Volumetric Undersaturated-Oil
Reservoir) : .............................................................................................................17

1.5.2. Vỉa dầu thể tích bão hòa (Volumetric Saturated-Oil Reservoir): .................19
1.5.3. Vỉa dầu có mũ khí (Gas-Cap-Drive Reservoirs): .........................................19
1.5.4. Vỉa dầu có nước áp lực (Water-Drive Reservoirs): ......................................21
1.5.5. Vỉa dầu có cơ chế năng lượng tổng hợp (Combination-Drive Reservoirs): .28
CHƯƠNG 2: CƠ SỞ PHẦN MỀM MBAL ..................................................................30
2.1. Khả năng ứng dụng của phần mềm MBAL ........................................................30
2.2. Phương pháp cân bằng vật chất trong MBAL ....................................................31
2.3. Quy trình phân tích bằng phần mềm MBAL ......................................................32
2.2.1. Thu thập và kiểm tra tính chính xác của dữ liệu. .........................................34
2.2.2. Xây dựng mô hình MBAL ............................................................................37
2.2.3. Khớp lịch sử (History Matching)..................................................................39
2.3.4. Mô phỏng (Simulation).................................................................................44
2.3.5. Dự báo (Prediction) ......................................................................................47
CHƯƠNG 3: GIỚI THIỆU VỀ MỎ X..........................................................................49
3.1.1. Vị trí địa lý - kiến tạo ....................................................................................49
3.1.2. Địa tầng ........................................................................................................50
3.1.3. Hệ thống dầu khí ...........................................................................................51
3.2. Đặc điểm địa chất và tình trạng khai thác mỏ X .................................................52
3.2.1 Vị trí địa lý, lịch sử phát triển và tổ chức khai thác mỏ ................................52
ix


3.2.2. Tình trạng khai thác mỏ X ............................................................................56
CHƯƠNG 4: ÁP DỤNG PHẦN MỀM MBAL ............................................................58
4.1. Áp dụng phần mềm MBAL trong mỏ X .............................................................58
4.1.1. Mô hình tank trong MBAL ...........................................................................58
4.1.2. Nhập dữ liệu đầu vào ....................................................................................59
4.1.3. Phù hợp lịch sử (History matching) ..............................................................66
4.1.4. Mô phỏng lịch sử (History simulation) ........................................................71
4.1.5. Dự báo khai thác ...........................................................................................74

4.2. Đánh giá một số kết quả của MBAL...................................................................81
KẾT LUẬN & KIẾN NGHỊ..........................................................................................84
TÀI LIỆU THAM KHẢO .............................................................................................86

x


DANH MỤC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ
Hình 1.1: Dầu và khí khai thác được nhờ sự giãn nở của dầu/khí trong một vỉa dầu [2]
.........................................................................................................................................3
Hình 1.2: Sự phụ thuộc của các thông số PVT vào áp suất [1] .......................................5
Hình 1.3: Số liệu độ nhớt của dầu đo trong phòng thí nghiệm. ......................................5
Hình 1.4: Mô hình thùng chứa lý tưởng (Tank Model) [1] .............................................9
Hình 1.5: Giản đồ năng lượng (Energy graph) ..............................................................15
Hình 1.6: Phân loại vỉa [1] ............................................................................................18
Hình 1.7: F theo (Eo + Ew,f) [1] ......................................................................................18
Hình 1.8: F theo (Eo + mEg) [1] .....................................................................................19
Hình 1.9: (F/N − Eo) theo Eg [1] ....................................................................................20
Hình 1.10: (F/Eo) theo Eg /Eo [1] ...................................................................................21
Hình 1.11: Cấu trúc hình học của aquifer dạng Radial [1]............................................22
Hình 1.12: (F/Eo) theo (Δp/Eo) [1] ................................................................................23
Hình 1.13: Thể tích nước xâm nhập KTN WeD phụ thuộc vào thời gian KTN tD và các
giá trị tỷ số bán kình aquifer và bán kính vỉa re/rR [1] ...................................................25
Hình 1.14: Đường thẳng Havlena và Odeh [1] .............................................................26
Hình 1.15: Cambell plot [4]...........................................................................................28
Hình 1.16: Campbell Plot dùng trong MBAL [4] .........................................................29
Hình 2.1: So sánh hướng tiếp cận bằng cân bằng vật chất và mô phỏng số [7]............30
Hình 2.2: Minh họa mô hình tank chứa cân bằng vật chất [6] ......................................31
Hình 2.3: Quy trình tính toán trên MBAL....................................................................33
xi

Hình 2.4: Nhập tính chất chất lưu vỉa............................................................................34
Hình 2.5: Bảng PVT. .....................................................................................................34
Hình 2.6: Khớp dữ liệu PVT với các tương quan thực nghiệm được chọn. .................35
Hình 2.7: Thông số hàm Corey trong MBAL. ..............................................................36
Hình 2.8: Đường cong độ thấm tương đối. ...................................................................36
Hình 2.9: Xây dựng mô hình trên MBAL. ...................................................................37
Hình 2.10: Các thông số của vỉa chứa. ..........................................................................38
Hình 2.11: Thông số và mô hình aquifer được chọn. ....................................................38
Hình 2.12: Lịch sử khai thác. ........................................................................................38
Hình 2.13: Lựa chọn các thông số không chắc chắn để hồi quy. ..................................40
Hình 2.14: Giản đồ Analytical đã khớp được lịch sử và mô hình . ...............................40
Hình 2.15: Phương pháp đồ thị tính OIIP .....................................................................42
Hình 2.16: Giản đồ năng lượng. ....................................................................................43
Hình 2.17: Giản đồ WD.................................................................................................44
Hình 2.18: Kết quả mô phỏng MBAL thể hiện sự khớp giữa mô phỏng và lịch sử áp suất
và lượng dầu khai thác cộng dồn. ..................................................................................44
Hình 2.19: Đường cong tốc độ dòng chảy tỷ đối (fractional flow curve) và đường cong
độ thấm tương đối là hàm của độ bão hòa chất lưu [1]. ................................................46
Hình 2.20: Quy trình phù hợp dòng chảy tỷ đối (MBAL user manual, 2010) [6] ........46
Hình 2.21: Khớp fw theo các điểm lịch sử và đường cong lý thuyết. ...........................47
Hình 2.22: Phương pháp khai thác và dự báo. ..............................................................47
Hình 2.23: Các giới hạn khai thác. ................................................................................48
xii


Hình 2.24: Thời điểm vận hành giếng. ..........................................................................48
Hình 2.25: Chạy dự báo.................................................................................................48
Hình 3.1: Bản đồ các tỉnh địa chất bể Malay [5] ..........................................................49

Hình 3.2: Cột địa tầng tổng hợp bể Malay [5] ..............................................................50
Hình 3.3: Vị trí địa lý mỏ X [5] .....................................................................................53
Hình 3.4: Bản đồ biên độ địa chấn - cấu trúc nóc vỉa I-90U, mỏ X [5] ........................53
Hình 3.5: Mặt cắt địa chất hướng Tây - Đông qua tầng vỉa I-90U, mỏ X [5]...............54
Hình 3.6: Bản đồ cấu trúc đẳng sâu nóc vỉa vỉa I-90U, mỏ X [5] .................................54
Hình 3.7: Log địa vật lý ở các giếng thăm dò cho mỏ X [5] .........................................55
Hình 3.8: Vùng khai thác và bơm ép của các giếng trong mỏ X [5] ............................56
Hình 4.1: Tương quan địa chất và mô hình tank chứa của mỏ X xây dựng trên MBAL
.......................................................................................................................................59
Hình 4.2: Kết quả khớp tương quan thực nghiệm dữ liệu PVT của mỏ X. ...................61
Hình 4.3: Áp suất vỉa Buildup test cho 4 giếng trong vỉa X [6]....................................62
Hình 4.4: Biến thiên áp suất trong 2 khối của vỉa [5]. ..................................................64
Hình 4.5: Lịch sử khai thác trên toàn mỏ [5]. ...............................................................64
Hình 4.6: Hiệu quả bơm ép trên toàn mỏ. [5] ...............................................................65
Hình 4.7: Các đường cong độ thấm tương đối. .............................................................66
Hình 4.8: Analytic method cho 2 tank thể hiện trên MBAL. ........................................67
Hình 4.9: Kết quả hồi quy phi tuyến. ............................................................................68
Hình 4.10: Kết quả dạng đường thẳng của cân bằng vật chất. ......................................69
Hình 4.11: Cơ chế năng lượng vỉa ở 2 Tank thể hiện trên MBAL................................70
xiii


Hình 4.12: Kết quả history simulation trên MBAL.......................................................72
Hình 4.13: Phù hợp tốc độ dòng chảy tỷ đối trong 2 Tank. ..........................................73
Hình 4.14: VLP và IPR từ mô hình giếng Well 3 xây dựng trong PROSPER. ............75
Hình 4.15: Dự báo áp suất trong 2 Tank. ......................................................................76
Hình 4.16: Dự báo hệ số thu hồi ở 2 Tank. ...................................................................77
Hình 4.17: Dự báo lượng dầu khai thác cộng dồn ở 2 Tank. ........................................77
Hình 4.18: Dự báo sản lượng dầu khai thác ở 2 Tank. ..................................................78
Hình 4.19: Dự báo sản lượng dầu khai thác và water cut ở Well 03. ...........................79

Hình 4.20: Dự báo sản lượng dầu khai thác và water cut ở Well 05. ...........................80
Hình 4.21: Kết quả dự báo theo phương pháp DCA từ 30/12/2013 đến 31/12/2027. ..82
Hình A.1: Sản lượng dầu, khí, nước của khối East từ 2006 đến 2013 [6] ....................87
Hình A.2: Sản lượng dầu, khí, nước của khối West từ 2006 đến 2013 [6] ...................88
Hình A.3: Sản lượng khai thác và lượng bơm ép của hai khối từ 2006 đến 2013 [6] ..89

xiv


DANH MỤC BẢNG BIỂU
Bảng 1.1: Các tương quan thực nghiệm thông dụng trong ước tính thông số PVT [2] ..6
Bảng 1.2: Các ký hiệu dùng trong phương trình MBE theo SPE [1] ............................10
Bảng 1.3: Đặc điểm các mô hình Aquifer (MBAL User manual, 2010) [6] .................27
Bảng 2.1: Các phương pháp đồ thị dùng cho vỉa dầu ...................................................42
Bảng 3.1 : Tình trạng giếng trong mỏ X [5] ..................................................................56
Bảng 3.2 : Trữ lượng mỏ X (đơn vị MMTB) [5] ..........................................................56
Bảng 3.3 : Khai thác mỏ X [5] ......................................................................................56
Bảng 3.4 : Tình trạng khai thác mỏ X [5]......................................................................57
Bảng 4.1: Tính chất chất lưu vỉa I-90U .........................................................................59
Bảng 4.2: Tương quan thực nghiệm được dùng. ...........................................................60
Bảng 4.3: Dữ liệu PVT từ CCE test ..............................................................................60
Bảng 4.4: Thông số vỉa khối West hay Tank 01 ...........................................................61
Bảng 4.5: Thông số vỉa khối East hay Tank02 ..............................................................62
Bảng 4.6: Thông số aquifer khối East hay Tank02 .......................................................62
Bảng 4.7: Áp suất vỉa đo được từ Well test ở các giếng khác nhau được quy về cùng độ
sâu tầng vỉa ....................................................................................................................63
Bảng 4.8: Hàm Corey cho độ thấm tương đối. ..............................................................65
Bảng 4.9: Thông số aquifer khối East sau khi hồi quy..................................................68
Bảng 4.10: Phương pháp hoạt động của giếng. .............................................................74
Bảng 4.11: Thông số hoạt động của giếng. ...................................................................75

xv


Bảng 4.12: So sánh HCIIP của vỉa tính theo hai phương pháp: Volumetric và MBE. .81
Bảng 4.13: So sánh kết quả dự báo khai thác theo hai phương pháp: DCA và MBE. ..82

xvi


DANH MỤC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT

Kí hiệu

Thông số

Đơn vị

Bgi

Hệ số thể tích thành hệ khí ban đầu

bbl/scf

Bginj

Hệ số thể tích thành hệ khí bơm ép

bbl/scf

Bg

Hệ số thể tích thành hệ khí ở áp suất đang xét

bbl/scf

Bw

Hệ số thể tích thành hệ nước vỉa

bbl/STB

Boi

Hệ số thể tích thành hệ dầu ban đầu

bbl/STB

Bo

Hệ số thể tích thành hệ dầu ở áp suất đang xét

bbl/STB

Bt

Hệ số thể tích thành hệ của 2 pha dầu + khí hòa tan

cw

Hệ số nén đẳng nhiệt cùa nước

Psi-1

cf

Hệ số nén đẳng nhiệt của đá

Psi-1

co

Hệ số nén đẳng nhiệt của dầu

Psi-1

ct

Hệ số nén tổng

Psi-1

C

Hằng số water influx

bbl/scf

bbl/day/psi

CCE

Constant Composition Expansion

-

CVD

Constant volume Depletion

-

DDI

Depletion-drive index

-

DL

Differential Liberation

-

EDI

Expansion (rock and liquid)-drive index

-

EOR

Enhanced Oil Recovery

-

Eo

Lượng giãn nở của dầu và khí ban đầu

-

Eg

Lượng giãn nở của mũ khí
Lượng giãn nở của nước vỉa ban đầu và sự giảm thể tích lỗ
rỗng

-

Ef,w

-

Ex

Điểm cuối của phase x trên đường thấm tương đối

fg

Gas Fractional Flow

-

f

Góc xâm nhập của water influx vào vỉa

o

fw

Water Fractional Flow

-

F

Lượng dầu/khí khai thác cộng dồn quy về điều kiện vỉa

bbl

G

Thể tích khí tự do ban đầu trong vỉa

scf

xvii

Gp

Thể tích khí khai thác cộng dồn

scf

Ginj

Thể tích khí nén vào vỉa cộng dồn

scf

GOR

Tỷ số khí – dầu tức thời

GOC

Gas Oil Contact

feet

GWC

Gas Water Contact

feet

h

Độ dày vỉa/aquifer

feet

k

Độ thấm vỉa/aquifer

mD

K

Hệ số góc

-

krx

Độ thấm tương đối của pha x

-

kaq

Độ thấm của aquifer

KTN
m
MBAL

MBE

scf/STB

mD

Không thứ nguyên

-

Tỷ số thể tích mũ khí ban đầu và thể tích dầu ban đầu

bbl/bbl

Material Balance

-

Material Balance Equations

-

N

Thể tích dầu ban đầu trong vỉa

STB

Np

Thể tich dầu khai thác cộng dồn

STB

nx

Hàm mũ Corey

OOIP

-

Original Oil In Place

bbl

Áp suất trung bình theo thể tích vỉa

psi

Áp suất ban đầu vỉa

psi

pr

Áp suất trung bình của vỉa tại thời điểm đang xét

psi

Δp

Biến thiên áp suất vỉa = pi – pr

psi

pb

Áp suất điểm bọt khí

psi

Tổng thể tích lỗ rỗng chứa Hydrocarbon

bbl

p
pi (p*)

P.V
PETEX
PVT
PD
PLT

Petroleum Expert

-

Pressure, volume, temperature

-

Áp suất không thứ nguyên

-

Production logging test

-

pn

Áp suất tiêu chuẩn

psi

pwf

Áp suất đáy giếng

psi

ϕ

Độ rỗng vỉa/aquifer

-

xviii

q

Lưu lượng khai thác bề mặt

STB/day

QT

Tổng lưu lượng dòng đáy giếng

bbl

Qo

Lưu lượng dầu khai thác tại áp suất đáy giếng pwf

bbl

Rsi

Tỷ số khí hòa tan - dầu ban đầu

scf/STB

Rs

Tỷ số khí hòa tan – dầu ở áp suất đang xét

scf/STB

Rp

Tỷ số khí – dầu khai thác cộng dồn

scf/STB

Rd

Tỷ số bán kính vỉa/aquifer

re

Bán kính vỉa

feet

ra

Bán kính aquifer

feet

-

SDI

Segregation (gas-cap)-drive index

-

Swi

Độ bão hòa nước ban đầu

-

Sw

Độ bão hòa nước

-

Sx

Độ bão hòa pha x

-

Srx

Độ bão hòa tàn dư pha x

-

Smx

Độ bão hòa cực đại pha x.

-

t

Thời gian

day

tD

Thời gian không thứ nguyên

T

Hệ số Transmissibility

Tn

Nhiệt độ tiêu chuẩn

µi

Độ nhớt của pha i

cp

µo

Độ nhớt của dầu

cP

Vo

Thể tích dầu

bbl

Vg

Thể tích khí

scf

WC

Water Cut

%

Wi

Thể tích ban đầu của aquifer

bbl

Wp

Thể tích nước khai thác cộng dồn

STB

We

Thê tích nước xâm nhập vào vỉa cộng dồn

bbl

Winj

Thể tích nước nén vào vỉa cộng dồn

STB

WDI

Water-drive index

cp*bbl/
(day*psi)
K

-

xix


MỞ ĐẦU
Tính cấp thiết và lý do lựa chọn đề tài:
Ngày nay, để thực hiện chức năng dự báo ứng xử khai thác của vỉa, ta thường phải xây

dựng các mô hình 3D của toàn mỏ bằng các phần mềm mô phỏng số (simulator) như
ECLIPSE hay Tnavigator. Để xây dựng và hiệu chỉnh các mô hình này, đòi hỏi sự hợp
tác toàn diện của các ngành chuyên môn khác nhau (Geoscience, RE, Production,
Drilling… ), cùng biện luận để đảm bảo sự phù hợp của mô hình là công việc lâu dài và
tốn nhiều thời gian, công sức với rất nhiều thông số khác nhau. Và đôi khi kết quả từ
mô hình lại bị che lấp bởi rất nhiều các thông số, do đó người kỹ sư cần nhận thức được
các quá trình thực đang xảy ra trong điều kiện vỉa hay nguyên nhân nào dẫn đến sự sai
lệch của mô hình so với thực tế.
Một cách tiếp cận khác là sử dụng phương pháp cân bằng vật chất, xây dựng các mô
hình đơn giản hóa của vỉa bằng phần mềm MBAL (một phần mềm trong gói phần mềm
Petroleum Expert của PETEX) để đánh giá các ứng xử động của vỉa trong quá trình khai
thác. Phương pháp cân bằng vật chất xây dựng mô hình đơn giản hơn mô hình ECLIPSE
nhưng vẫn có thể giúp ta hiểu được các quá trình trong vỉa một cách tương đối dễ dàng
và nhanh chóng.
Tuy nhiên, ở Việt Nam hiện nay, hướng tiếp cận này vẫn còn ít được quan tâm, có phần
xem nhẹ khi so sánh với phương pháp mô phỏng số, trong khi ở khu vực và thế giới (Ví
dụ như PETRONAS, Talisman, SPE,...) đã sử dụng hiệu quả phương pháp này để hỗ trợ
cho mô phỏng số. Vì lý do trên, đề tài “ Áp dụng phương pháp cân bằng vật chất và
Phần mềm MBAL để xác định thông số vỉa dầu khí” được lựa chọn làm đề tài đồ án tốt
nghiệp đại học. Ngoài ra, em cũng muốn đóng góp đồ án như một tài liệu tham khảo cho
các bạn sinh viên khóa sau bên cạnh các đồ án khác.
Mục đích của đồ án:
 Góp phần làm rõ về tình trạng năng lượng vỉa.
 Xác dịnh lượng OIIP tại chỗ.
1


 Đánh giá mức độ hoạt động của cơ chế áp lực nước đối với quá trình khai thác.
 Tìm hiểu hiệu chỉnh thông số trung bình của vỉa.
 Dự báo khai thác (định tính) cho đối tượng nghiên cứu.

Đối tượng nghiên cứu: Tầng Mioxen sớm I-40U của mỏ X thuộc bể Malay -Thổ Chu
vùng chồng lấn thềm lục địa Việt Nam và Malaysia.
Bố cục đồ án: đồ án gồm phần mở đầu, 4 chương và phần kết luận kiến nghị:
 Chương 1: Cơ sở lý thuyết về phương pháp cân bằng vật chất
 Chương 2: Cơ sở phần mềm MBAL
 Chương 3: Địa chất khu vực nghiên cứu, tình trạng khai thác mỏ.
 Chương 4: X lý số liệu, áp dụng phần mềm và đánh giá kết quả của phương pháp.
Tóm tắt đồ án: Nội dung đầu tiên của đồ án được trình bày là cơ sở lý thuyết phương
pháp cân bằng vật chất, mô hình tầng ngậm nước, thông số PVT, các cơ chế năng lượng
vỉa. Chương hai trình bày cơ sở áp dụng của phần mềm MBAL. Chương ba trình bày
đặc điểm địa chất, thành phần chất lưu cũng như trữ lượng dầu khí tại khu vực nghiên
cứu, các số liệu đầu vào của mô hình cân bằng vật chất cũng được xử lý và trình bày.
Các dữ liệu này dùng làm số liệu đầu vào cho quá trình phân tích và làm tài liệu tham
khảo cho việc đánh giá kết quả. Phần chính của đồ án là xây dựng mô hình cân bằng vật
chất, phù hợp mô hình khai thác với lịch sử khai thác qua đó đưa ra các dự báo khai thác
cho đối tượng.

2


CHƯƠNG 1: CƠ SỞ LÝ THUYẾT PHƯƠNG PHÁP
CÂN BẰNG VẬT CHẤT
1.1. Đặc tính PVT của chất lưu
Tương quan giữa thể tích chất lưu ở điều kiện vỉa và điều kiện bề mặt: Thể tích dầu và
khí khai thác được từ vỉa được đo ở điều kiện tiêu chuẩn (áp suất 14.7 psia và nhiệt độ
60o F) có thể quy về thể tích tương ứng ở điều kiện vỉa (hoặc ngược lại) nhờ các hệ số
thể tích: Bo, Bg, Rs và GOR. Các hệ số này được xác định như hình 1.1 dưới đây.
Điều kiện vỉa: p, T

Điều kiện bề mặt: pn ,Tn

Vg

Vggn
Vgn

VP
Vogn
Vo
Von
Von

Hình 1.1: Dầu và khí khai thác được nhờ sự giãn nở của dầu/khí trong một vỉa dầu [2]
Các hệ số thể tích được xác định trong phòng thí nghiệm đối với các mẫu dầu và khí lấy
từ vỉa. Định nghĩa cụ thể của các hệ số này như sau:
Rs : Tỷ số thể tích của khí hòa tan trong dầu [scf/STB] là số feet khối tiêu chuẩn của khí
hòa tan (tại một áp suất p và nhiệt độ T xác định) trong một thùng dầu thương mại (stock
tank barrel) khi cả hai thể tích này cùng đo ở điều kiện bề mặt.
V
ogn
R 
s V
on

3

(1.1)


Bo: Hệ số thể tích thành hệ của dầu [bbl/STB] được định nghĩa là tỷ số thể tích của dầu

Vo [bbl] ở điều kiện vỉa (ở áp suất p, nhiệt độ T) và thể tích của lượng dầu đó (kèm khí
hòa tan) trong một thùng dầu thương mại ở điều kiện tiêu chuẩn Von [STB],
V
B  o
o V
on

(1.2)

Bg: Hệ số thể tích thành hệ của khí [bbl/scf] được định nghĩa là tỷ số thể tích của khí Vg
[bbl] ở điều kiện vỉa (ở áp suất p, nhiệt độ T) và thể tích của cùng lượng khí đó ở điều
kiện tiêu chuẩn [scf],
V
g
B 
g V
ggn

(1.3)

GOR: Tỷ số khí dầu tức thời (gas-oil ratio) [scf/STB], là tỷ số thể tích khí ở điều kiện
tiêu chẩn Vgn [scf] khai thác được và thể tích dầu khai thác được Von [STB] ở điều kiện
tiêu chuẩn.
GOR 

V
gn
V
on

(1.4)

Các hệ số Bo, Rs, Bg và GOR là các hàm phụ thuộc áp suất, như minh họa ở hình 1.2 .
Hệ số nén của dầu (Co): có thể được xác định cả trên hoặc dưới điểm bọt khí, tuy nhiên
giá trị cần trong quá trình mô phỏng phải được xác định ở điều kiện
chưa bảo hòa, khi đó hệ số nén được sử dụng để hiệu chỉnh cho hệ số thành thể tích
thành hệ dầu.
Hệ số nén của nước (Cw): được xác định thông qua các mối tương quan thực nghiệm,
thông thường ở điều kiện vỉa Cw vào khoảng 2.10-6 l/psi.
Hệ số nén của thành hệ (Cf): được xác định thông qua các mối tương quan thực nghiệm,
thông thường ở điều kiện vỉa Cf vào khoảng 3.10-6 1/psi. ÷ 8.10-6 l/psi.
Độ nhớt của nước (µw): được xác định trong phòng thí nghiệm dựa vào nhiệt độ và áp
suất của vỉa, giá trị thường trong khoảng 0.3÷0.8 cp.

4


Độ nhớt của khí (µg): được tính toán trong phòng thí nghiệm dựa vào áp suất khí quyển
hoặc áp suất vỉa, khi áp suất giảm thì độ nhớt của khí cũng giảm.
Rs

Bo

pb

pb

p

Bg

p

GOR

pb

p

pi

pvỉa = pb

p

p
Hình 1.2: Sự phụ thuộc của các thông số PVT vào áp suất [1]
Độ nhớt của dầu (μo): được xác định qua phân tích trong phòng thi nghiệm hoặc có thể
ước tính từ các mối tương quan thực nghiệm.

Hình 1.3: Số liệu độ nhớt của dầu đo trong phòng thí nghiệm.
5


Các thông số vừa trình bày ở trên có thể thu được từ kết quả trong phòng thí nghiệm
PVT hoặc từ các tương quan thực nghiệm được nêu ở bảng 1.1 tùy theo điều kiện vỉa và
tính chất chất lưu vỉa
Bảng 1.1: Các tương quan thực nghiệm thông dụng trong ước tính thông số PVT [2]
Tính chất
Pb, Bo, Rs

Rs

Tương quan thực nghiệm

Phạm vi áp dụng

Vasquez - Beggs (1980)
Lasater (1958)

15 < API < 30

Standing (1947)

API < 15

μo

Beggs - Robinson (1975)

16 < API < 58

Bg

Corresponding states

Non-polar hydrocarbons

μg

Lee et al. (1966)

P < 8000 psia, 100 < T < 340 K

Bw

McCain (1988)

-

Rsw

McCain (1988)

1000 < P < 10,000 psia, 100 < T < 250 F, S < 30%

cw

Osif and McCain(1984)

1000 < P < 20,000 psia và

Pb, Bo, Rs

200 < T < 270 F, CNaCl < 200 g/L
μw

McCain (1973)

P < 15,000 psia, 100 < T < 400 F, S < 26%

1.2. Phương trình cân bằng vật chất (Material Balance Equations – MBE)
1.2.1. Giới thiệu lịch sử phương pháp cân bằng vật chất
Năm 1936, Schilthius lần đầu tiên đã giới thiệu phương trình cân bằng vật chất tổng quát
dựa trên nguyên lý bảo toàn khối lượng cho các chất lưu tồn tại trong vỉa. Kể từ đây,
phương trình này được máy tính hỗ trợ để xây dựng các mô hình hoàn thiện và phức tạp
hơn, cho phép xử lý chính xác hơn.
DeSorcy (1979) ước tính được độ chính xác của các biến trong phương trình cân bằng
vật chất. Galas (1994) khảo sát kỹ thuật khớp lịch sử bằng hàm hồi quy phi tuyến (nonlinear regression function) cho phương pháp cân bằng vật chất và kết luận rằng cần xác
định miền giá trị của các thông số đã khớp.
Bui et al. (2006) dùng phương pháp phân tích cân bằng vật chất để xác định đặc tính
phân chia các khối (compartmentalization) của mỏ Samarang. Tác giả đã xây dựng quy
trình phân tích tích cân bằng vật chất và đánh giá ảnh hưởng của đường cong độ thấm
tương đối đến khả năng khớp lịch sử (history match).
6


Mazloom et al, (2007) đã so sánh kết quả từ cân bằng vật chất theo mô hình single tank
và mô hình multi-tank với kết quả từ mô hình số dạng ô lưới (grid simulation model).
Tác giả kết luận rằng mô hình single-tank dự báo hệ số thu hồi cao hơn hai mô hình kia
và không thể đánh giá được tính bất đồng nhất của vỉa cho mỏ condensate mà họ nghiên
cứu, trong khi mô hình multi-tank cho kết quả trong miền chấp nhận được khi so sánh
với kết quả mô phỏng số.
Hơn nữa, một số nghiên cứu thể hiện khả năng dịch chuyển của chất lưu vỉa qua hệ số
truyền qua (transmissibility). Vera et al. (2009) phân tích hệ số truyền qua cho mô hình
single-tank và multi-tank và kết luận rằng kỹ thuật cân bằng vật chất multi-tank là
phương pháp hiệu quả để kiểm tra sự dịch chuyển của chất lưu vỉa.
Garcia et al. (2007) đề xuất phương pháp đánh giá các thông số ảnh hưởng tính toán cân
bằng vật chất, cụ thể OOIP tính được sẽ rất nhạy với dữ liệu áp suất vỉa và PVT
Amudo et al (2011) và Esor et al. (2004) đã áp dụng phương pháp cân bằng vật chất và
phần mềm MBAL để thiết lập sự liên kết giữa thể tích hydrocarbon in place và các cơ

chế năng lượng vỉa (drive mechanism).
1.2.2. Giả thiết và giới hạn của phương trình cân bằng vật chất
MBE đã được xem là công cụ cơ sở của kỹ sư công nghệ mỏ cho việc minh giải và dự
báo ứng xử của vỉa. MBE được áp dụng để:
 Tính trữ lượng hydrocarbon ban đầu tại chỗ;
 Dự báo áp suất vỉa;
 Tính toán lượng nước xâm nhập vào vỉa (water influx);
 Dự báo ứng xử của vỉa trong tương lai;
 Dự báo hệ số thu hồi cuối cùng dưới tác dụng của các cơ chế năng lượng khác
nhau.
Các giả thiết cơ bản của MBE bao gồm:
 Nhiệt độ vỉa là hằng số: Sự biến đổi áp suất - thể tích trong vỉa diễn ra đẳng nhiệt.

7


 Áp suất cân bằng toàn vỉa: Mỗi thời điểm, mọi vị trí trong vỉa đều có cùng một
áp suất và tính chất PVT từng loại chất lưu là giống nhau tại cùng điều kiện nhiệt áp.
Nếu áp suất khác biệt đáng kể giữa các vùng trong vỉa sẽ gây sai số khi tính toán.
 Thông số PVT được sử dụng từ thí nghiệm giãn nở đẳng thành phần (Constant
Compositional expansion hay CCE) đối với mẫu chất lưu có thành phần cố định và đại
diện cho toàn vỉa. Do đó đó dữ liệu PVT được dùng là hàm của nhiệt độ - áp suất, sẽ
kém chính xác ở vỉa khí condensate có thành phần chất lưu thay đổi ảnh hưởng đến tính
chất PVT.
 Thể tích vỉa là hằng số: ngoại lệ là khi ta xét sự giãn nở của khung đá và chất lưu
vỉa trong phương trình cân bằng vật chất.
 Dữ liệu khai thác chính xác, đáng tin cậy: Dữ liệu khai thác phải được ghi nhận
đầy đủ và thường xuyên theo thời gian, bao gồm: tỷ trọng dầu, tỷ trọng khí, lưu lượng
bơm ép khí /nước, sản lượng dầu, khí, nước, áp suất vỉa trung bình…
Giới hạn của phương pháp cân bằng vật chất.

•

Tính toán của MBE dựa trên sự thay đổi điều kiện vỉa theo thời gian lịch sử khai

thác. Do các giả thiết trên mà độ chính xác của phương pháp này bị ảnh hưởng ở thời
gian đầu của quá trình khai thác, khi mà sự dịch chuyển của chất lưu vỉa bị giới hạn và
áp suất vỉa thay đổi nhỏ. Phương pháp này cũng giảm độ chính xác đối với vỉa được
phát triển từng phần, không đồng đều trên toàn vỉa.
• Kết quả tính toán của MBE nhạy với áp suất vỉa và sự chính xác của thông số
PVT. Áp suất vỉa được xác định bằng cách lấy trung bình trọng số áp suất tĩnh đo được
tại các giếng ở các vùng khác nhau trong vỉa. Nếu vỉa gồm các vùng khác biệt độ thấm,
áp suất đo được ở các vùng độ thấm thấp thường cao, ở các vùng độ thấm cao áp suất
thường thấp và áp suất đo được lại thường lại thường gần giá trị vùng độ thấm cao hơn
nên áp suất trung bình của vỉa sẽ thấp hơn và kết quả tính sẽ ít dầu hơn thực tế. Hiện
tượng này là do dầu ở vùng thấm cao hoạt động hơn (active oil) nên dễ quan sát hơn,
trong khi dầu ở vùng thấm thấp giãn nỡ chậm hơn để bù lại sự giảm áp suất, khiến lượng
active oil quan sát được tăng từ từ theo thời gian. hiện tượng trên cũng quan sát được ở
các vỉa chỉ khai thác một phần, không phát triển đồng đều toàn vỉa khiến áp suất ghi

8


nhận được chỉ từ một phần của vỉa mà không phải áp suất cao hơn tại vùng chưa phát
triển.
•

Áp suất trong MBE dùng để xác định hiệu các giá trị PVT như: (Bo – Boi); (Bg

– Bgi); (Rsi – Rs). Sai số đo áp suất có thể ảnh hưởng kết quả tính OIIP và water influx
tùy theo tỷ số sai số đo trên áp suất vỉa suy giảm. Trong vỉa dầu dưới bão hòa hay vỉa

có nước áp lực hoạt động mạnh hoặc mũ khí lớn để bù sự suy giảm áp suất, áp suất suy
giảm ít nên tỷ số vừa nêu sẽ lớn, làm sai số tính toán tăng cao
1.2.3. Xây dựng dạng tổng quát của phương trình cân bằng vật chất
Xem không gian lỗ rỗng vỉa như một bình chứa lý tưởng (có thể tích không đổi) như
minh họa trên hình 1.4, ta có thể suy ra cân bằng thể tích dựa trên sự biến thiên thể tích
của chất lưu vỉa trong suốt đời mỏ.

Hình 1.4: Mô hình thùng chứa lý tưởng (Tank Model) [1]
9


Để xây dựng phương trình MBE, SPE quy định ký hiệu các thông số theo bảng 1.2.
Bảng 1.2: Các ký hiệu dùng trong phương trình MBE theo SPE [1]
Đối tượng Kí hiệu

Áp suất

Dầu

Khí

Dầu-Khí

Đá

Đơn vị

pi

Áp suất ban đầu của vỉa

psi

p

Áp suất trung bình theo thể tích vỉa

psi

Δp

Biến thiên áp suất vỉa = pi – pr

psi

pb

Áp suất điểm bọt khí

psi

N

Thể tích dầu ban đầu trong vỉa

STB

Np

Thể tich dầu khai thác cộng dồn

STB

Boi

Hệ số thể tích thành hệ dầu ban đầu

bbl/STB

Bo

Hệ số thể tích thành hệ dầu ở áp suất đang xét

bbl/STB

G

Thể tích khí tự do ban đầu trong vỉa

scf

Gp

Thể tích khí khai thác cộng dồn

scf

Ginj

Thể tích khí nén vào vỉa cộng dồn

scf

Bgi

Hệ số thể tích thành hệ khí ban đầu

bbl/scf

Bginj

Hệ số thể tích thành hệ khí bơm ép

bbl/scf

Bg

Hệ số thể tích thành hệ khí ở áp suất đang xét

bbl/scf

Rsi

Tỷ số khí hòa tan - dầu ban đầu

scf/STB

Rs

Tỷ số khí hòa tan – dầu ở áp suất đang xét

scf/STB

Rp

Tỷ số khí – dầu khai thác cộng dồn

scf/STB

Bt

Hệ số thể tích thành hệ của 2 pha dầu + khí hòa tan bbl/scf

GOR

Wp

Tỷ số khí –dầu tức thời
scf/STB
Tỷ số thể tích mũ khí ban đầu và thể tích dầu ban
bbl/bbl
đầu
Thể tích nước khai thác cộng dồn
STB

We

Thê tích nước xâm nhập vào vỉa cộng dồn

bbl

Winj

Thể tích nước nén vào vỉa cộng dồn

STB

Bw

Hệ số thể tích thành hệ nước vỉa

Swi

Độ bão hòa nước ban đầu

cw

Hệ số nén đẳng nhiệt cùa nước

Psi-1

Tổng thể tích lỗ rỗng chứa Hydrocarbon

bbl

Hệ sô nén đẳng nhiệt của đá

Psi-1

m

Nước

Thông số

P.V
cf

10

bbl/STB
-


Phương trình MBE tổng quát có thể viết như sau:
Thể tích OIIP tại pi + Thể tích khí ở mũ khí ban đầu tại pi
= Thể tích dầu còn lại tại p + Thể tích khí của mũ khí tại p
+ Thể tích khí hòa tan giải phóng tại p + Thể tích của net water influx tại p
+ Thể tích connate-water giãn nở + Thể tích lỗ rỗng giảm do khung đá giãn nở tại p
+ Thể tích nước bơm ép tại p

+ Thể tích khí bơm ép tại p

(1.5)

Trong quá trình tính toán, ta xem tổng thể tích phần lỗ rỗng chứa Hydrocarbon P.V chỉ
chứa dầu và khí.
Tỷ số thể tích mũ khí và thân dầu ban đầu:

m

G.Bgi
Initial volume of gas cap
=
Volume of oil initially in place N.Boi

(1.6)

Thể tích mũ khí ban đầu:
Initial volume of the gas cap = G.Bgi = m.N.Boi

(1.7)

Tổng thể tích Hydrovarbon ban đầu là:

Initial oil volume  initial gas cap volume   P.V  (1  Swi )
 P.V 

N.Boi 1  m 
1  Swi

(1.8)

(1.9)

Thể tích OIIP tại pi

Initial volume oil-in-place = N.Boi

(1.10)

Thể tích khí ở mũ khí ban đầu tại pi
Initial volume of gas cap  G.Bgi  m.N.Boi

11

(1.11)


Thể tích dầu còn lại tại p
Volume of remaining oil  ( N  Np ).Bo

(1.12)

Thể tích khí của mũ khí tại p (giả sử mũ khí không bị khai thác)

 m.N.Boi 
Volume of gas cap  
 Bg
 Bgi 

(1.13)

Thể tích khí hòa tan giải phóng tại p = Thể tích khí ban đầu trong dầu tại pi
- Thể tích khí đã khai thác tại p – Thể tích khí còn lại trong dầu tại p
Vol. released solution gas   N.R si  N p .R p   N  N p  R s  Bg

(1.14)

Thể tích của net water influx tại p

(1.15)

Net water influx =We - Wp .Bw

Thể tích connate-water giãn nở

V  V.c.p => Expansion of connate water  [ pore volume  .Swi ]. cw .p
Expansion of connate water 

N.Boi 1  m 
Swi . cw .p
1  Swi

(1.16)

Thể tích lỗ rỗng giảm do khung đá giãn nở tại p

Change in Pore volume 

N.Boi 1  m 
.cf .p
1  Swi

(1.17)

Thể tích nước + khí bơm ép tại p
Total Injected volume  Ginj.Bginj  Winj.Bw

(1.18)

Thể tích khí khai thác cộng dồn:
G p  R p Np

(1.19)

Tổ hợp các phương trình từ (1.9) đến (1.19), ta được phương trình MBE tổng quát:
12


N

N p  Bo  (R p  R s ).Bg    We  Wp Bw   (G inj .Bginj  Winj .Bw )
B

 S .c + c
 Bo  Boi   (R si  R s ).Bg  m.Boi  g  1  Boi 1  m   wi w f
 Bgi 
 1  Swi


 .p


(1.20)

Ta đặt hệ số thể tích thành hệ 2 pha:
Bt  Bo  (R si  R s ).Bg

(1.21)

Để đơn giản, giả sử không có bơm ép nước hay khí
N

N p  Bt  (R p  R si ).Bg    We  Wp Bw 
B

 S .c + c
 Bt  Bti   m.Bti  g  1  Bti 1  m   wi w f
 Bgi 
 1  Swi


 .p


(1.22)

Trong vỉa có cơ chế năng lượng tổng hợp, tất cả các cơ chế năng lượng có thể cùng có
mặt, ta có thể xác định cường độ tương đối của các cơ chế năng lượng khác nhau đóng
góp vào quá trình khai thác bằng cách sắp xếp lại phương trình (1.22):
 S .c + c
N.Boi . 1  m   wi w f
N  Bt  Bti  N.m.Bti .  Bg  Bgi  / Bgi We  Wp Bw
 1  Swi



A
A
A

A


 .p

1

(1.23)

Với hệ số A:

A  Np Bt  (R p  R si ).Bg 

(1.24)

1.3. Phương trình cân bằng vật chất biễu diễn các cơ chế năng lượng vỉa
Phương trình (1.23) có thể biểu diễn dưới dạng:

DDI  SDI  WDI  EDI  1

(1.25)

Với: DDI = depletion-drive index = chỉ số năng lượng khí hòa tan
SDI = segregation (gas-cap)-drive index = chỉ số năng lượng mũ khí
WDI = water-drive index = chỉ số năng lượng nước áp lực
EDI = expansion (rock and liquid)-drive index = chỉ số năng lượng giãn nở (của
đá + chất lưu)
13