ĐỒ án CÔNG NGHỆ KHAI THÁC DẦU KHÍ PHÂN TÍCH VÀ DỰ BÁO KHAI THÁC CHO GIẾNG KHÍ

ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP. HỒ CHÍ MINH
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
KHOA KỸ THUẬT ĐỊA CHẤT & DẦU KHÍ
BỘ MƠN KHOAN KHAI THÁC

ĐỜ ÁN CƠNG NGHỆ KHAI THÁC DẦU KHÍ
PHÂN TÍCH VÀ DỰ BÁO KHAI THÁC CHO GIẾNG KHÍ

SVTH: Hồng Nghĩa Trường
MSSV: 1713740
GVHD: TS. Mai Cao Lân

Thành phố Hồ Chí Minh, 2020


MỤC LỤC
DANH MỤC BẢNG
DANH MỤC HÌNH ẢNH
DANH SÁCH THUẬT NGỮ CHUYÊN NGÀNH
DANH SÁCH KÝ HIỆU TOÁN HỌC VÀ ĐƠN VỊ
CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ TIGHT GAS RESERVOIR VÀ YÊU CẦU PHÂN
TÍCH SỐ LIỆU KHAI THÁC ........................................................................................ 1
1.1. Tình hình về khí thiên nhiên hiện nay ................................................................... 1
1.2. Tổng quan về Tight Gas Reservoir........................................................................ 2
1.3. Tổng quan về giếng khí Condensate ở Việt Nam.................................................. 3
1.4. Yêu cầu phân tích số liệu khai thác ...................................................................... 3
CHƯƠNG 2: QUY TRÌNH PHÂN TÍCH VÀ DỰ BÁO KHAI THÁC CHO GIẾNG
KHÍ ................................................................................................................................. 4
2.1. Quy trình phân tích khai thác ................................................................................ 4
2.2. Phân tích chế độ dòng chảy elip trong Tight Gas Reservoirs ............................... 5
2.3. Phương pháp Palacio-Blasingame ......................................................................... 8

2.4. Cân bằng vật chất dòng chảy Mattar và Anderson .............................................. 12
2.5. Phương pháp Fetkovich ....................................................................................... 13
CHƯƠNG 3: TÍNH TỐN VÀ PHÂN TÍCH ............................................................ 18
3.1. Phương pháp Palacio-Blasingame ....................................................................... 18
3.2. Phương pháp Fetkovich ....................................................................................... 20
KẾT LUẬN .................................................................................................................. 22
TÀI LIỆU THAM KHẢO ............................................................................................ 23


DANH MỤC BẢNG
Bảng 1: Bảng so sánh mức độ phát thải giữa các nhiên liệu .......................................... 2
Bảng 2: Iteration for Infinite Conductivity case using initial values of k = 0.01mD and
xf = 300 ft .................................................................................................................... 8
Bảng 3: So sánh kết quả giữa 2 phương pháp Palacio-Blasingame và Fetkovich ..........22


DANH MỤC HÌNH ẢNH
Hình 1: Tiêu dung năng lượng tồn cầu ......................................................................... 1
Hình 2: Vị trí Mỏ Sư Tử Trắng ....................................................................................... 3
Hình 3: Lưu đồ của phương pháp phân tích - Phân tích độ dẫn vơ hạn ........................ 7
Hình 4: Infinite conductivity-Linear relationship of Pseudo-pressure drop vs 𝑙𝑛(𝐴 + 𝐵)
1𝑠𝑡 iteration, 𝑘 = 0.01𝑚𝐷, 𝑥𝑓 = 300𝑓𝑡....................................................................... 8
Hình 5: Đường cong điển hình Fetkovich .................................................................... 15
Hình 6: Match of Normalized Flow Rate Functions on Fetkovich and McCray Type
Curves for a Simulated Case of Constant Bottomhole Pressure, Pwf = 500 psi .......... 18
Hình 7: Đường cong điển hình của giếng A tại Tây Virginia ...................................... 20


DANH SÁCH THUẬT NGỮ CHUYÊN NGÀNH
Matching:

Trùng khớp

Matchpoint:

Điểm trùng khớp

Transient data:

Dữ liệu trạng thái chuyển tiếp

Type curve matching:

Trùng khớp dạng đường cong

Decline curve:

Đường cong suy giảm

Flowing Material Balance:

Dòng chảy cân bằng vật chất

Material Balance Time:

Thời gian cân bằng vật chất

Pressure Nomarized Flow Rate:

Lưu lượng chuẩn hoá theo áp suất

Drainage Area:

Vùng dẫn lưu

Drainage Radius:

Bán kính dẫn lưu

Transient Flow:

Dịng chảy chuyển tiếp

Pseudo – Steady State Flow:

Dịng chảy giả ổn định

Pore Volume:

Thể tích lỗ rỗng

Tight Gas Reservoir:

Vỉa khí chặt sít

Gas Condensate:

Khí ngưng tụ

Infinite Conductivity:

Độ dẫn vô hạn

Pseudo-pressure drop:

Giả sụt áp


DANH SÁCH KÝ HIỆU TOÁN HỌC VÀ ĐƠN VỊ
pi :

Áp suất ban đầu, psi.

m(pi ):

Áp suất giả ban đầu, psi2 /cp.

pwf :

Áp suất đáy giếng, psi.

m(pwf ):

Áp suất giả đáy giếng, psi2 /cp.

T:

Nhiệt độ vỉa, °R.

h:

Bề dày tầng sản phẩm, ft.

ϕ:

Độ rỗng, %.

Swi :

Độ bão hoà nước tại áp suất pi , %.

cti :

Độ nén tổng tại áp suất pi , psi−1 .

s:

Hệ số skin.

k:

Độ thấm, md.

rw :

Bán kính giếng, ft.

Bgi :

Hệ số thể tích thành hệ khí, bbl/scf.

re :

Bán kính ảnh hưởng, ft.

μg :

Độ nhớt khí, cp.

γg :

Tỷ trọng khí.

rwa :

Bán kính giếng hiệu dụng, ft.

q:

Lưu lượng, MSCF.

ta:

Thời gian giả tương đương, days.

G:

Trữ lượng khí tại chỗ, BSCF

qt:

Lưu lượng dịng khí tại thời gian t, Mscf/day

reD :

Bán kính ảnh hưởng không thứ nguyên

Di :

Lưu lượng suy giảm, day −1

q Dd :

Lưu lượng suy giảm không thứ nguyên.

t Dd :

Thời gian suy giảm khơng thứ ngun.

bpss:

Hằng số trạng thái dịng chảy giả ổn định không thứ nguyên.


ĐỒ ÁN CƠNG NGHỆ KHAI THÁC DẦU KHÍ

GVHD: TS. Mai Cao Lân

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ TIGHT GAS RESERVOIR VÀ U CẦU PHÂN
TÍCH SỚ LIỆU KHAI THÁC

1.1. Tình hình về khí thiên nhiên hiện nay
Thế giới đang chuyển dịch sang nền kinh tế carbon thấp, giảm dần sự phụ thuộc vào
năng lượng hóa thạch, thích ứng với biến đổi khí hậu... Việc phát triển công nghệ xử lý
carbon dioxide (như cơng nghệ thu giữ carbon) địi hỏi có sự đầu tư rất lớn về vốn, công
nghệ, kỹ thuật, vốn đầu tư và cần có thời gian. Với năng lượng tái tạo, vấn đề quan trọng
nhất là công nghệ và chi phí.
Trong bối cảnh hiện nay, khí tự nhiên được coi là cầu nối trong quá trình chuyển đổi
các nguồn năng lượng truyền thống sang sử dụng năng lượng tái tạo. Khí tự nhiên là
năng lượng sạch so với dầu mỏ và than đá (Bảng 1). Khi bị đốt cháy cùng một lượng
như nhau, khí tự nhiên phát thải ra rất ít CO2 , chỉ bằng một nửa so với than đá, bằng
75% so với dầu mỏ, ít tạo ra bụi cũng như thủy ngân. Vì vậy, khí tự nhiên được coi là
nguồn nhiên liệu thân thiện với con người và mơi trường.
Khí tự nhiên đang là nguồn năng lượng được sử dụng nhiều thứ 3 trên thế giới sau
dầu mỏ và than đá. Theo báo cáo của BP năm 2019, tiêu thụ khí tự nhiên đã tăng gần 4
lần từ 891 Mtoe (năm 1970) lên đến 2209 Mtoe (năm 2018). Tỷ lệ khí trong tổng tiêu
thụ năng lượng tồn cầu đã tăng từ 18% năm 1970 lên 25% năm 2018 (Hình 1)

Hình 1: Tiêu dung năng lượng tồn cầu
Vào cuối năm 2018, theo số liệu thống kê của BP, trữ lượng khí tự nhiên đã được
chứng minh là khoảng 197 Tỉ m3 và tương đương với hơn 51 năm tiêu thụ với ở mức
hiện tại.

1


ĐỒ ÁN CƠNG NGHỆ KHAI THÁC DẦU KHÍ

GVHD: TS. Mai Cao Lân

Bảng 1: Bảng so sánh mức độ phát thải giữa các nhiên liệu

Nhu cầu gia tăng dự kiến đối với khí có thể được đáp ứng một phần nhờ các vỉa khí
có độ thấm thấp (Tight Gas Reservoir). Các vỉa này tại chỗ có dung tích lớn nhưng rất
khó phát triển. Cần có một số lượng lớn các giếng bị nứt vỡ thủy lực, có khoảng cách
gần nhau để đảm bảo rằng tốc độ và khối lượng khí được khai thác từ các vỉa này
(Holditch, 2006).
1.2. Tổng quan về Tight Gas Reservoir
Tight Gas Reservoir thường được định nghĩa là một vỉa có độ thấm nhỏ hơn 0,1 mD
và tạo ra khí thiên nhiên khơ là chủ yếu. Do độ thấm thấp của các vỉa này, ban đầu giếng
sẽ không chảy với tốc độ có thể đo được và khơng thể áp dụng thử nghiệm giếng thơng
thường. Do đó, kích thích đứt gãy phải được xem xét. Nhiều vỉa có độ thấm thấp đã được
phát triển trong quá khứ là cát kết, nhưng một lượng khí đáng kể cũng được tạo ra từ
cacbonat, đá phiến sét và vỉa than có độ thấm thấp.
Tight Gas Reservoir có một điểm chung với một giếng thẳng đứng được khoan và
hoàn thiện trong Tight Gas Reservoir phải được kích thích thành cơng để khai thác với
tốc độ dịng khí thương mại và tạo ra lượng khí thương mại. Thơng thường, cần xử lý
nứt vỉa thủy lực lớn để khai thác khí một cách kinh tế. Trong một số Tight Gas Reservoir
bị nứt vỡ tự nhiên, giếng nằm ngang hoặc giếng đa phương có thể được sử dụng để tạo
ra sự kích thích cần thiết cho tính thương mại.
Để tối ưu hóa việc phát triển Tight Gas Reservoir, các nhà khoa học địa chất và kỹ
sư phải tối ưu hóa số lượng giếng khoan, cũng như quy trình khoan và hồn thiện cho
mỗi giếng. Thơng thường, cần nhiều dữ liệu và nhiều nhân lực kỹ thuật hơn để hiểu và
phát triển các Tight Gas Reservoir hơn so với yêu cầu về độ thấm cao hơn của các vỉa
thông thường. Trên cơ sở giếng riêng lẻ, một giếng trong Tight Gas Reservoir sẽ tạo ra
ít khí hơn trong một khoảng thời gian dài hơn so với mong đợi từ một giếng được hoàn
thiện trong bể vỉa thơng thường có độ thấm cao hơn. Do đó, nhiều giếng hơn (hoặc
khoảng cách giếng nhỏ hơn) phải được khoan trong một Tight Gas Reservoir để thu hồi
một phần lớn trữ lượng khí tại chỗ (OGIP: Original Gas In Place), khi so sánh với vỉa
thông thường.

2

ĐỒ ÁN CƠNG NGHỆ KHAI THÁC DẦU KHÍ

GVHD: TS. Mai Cao Lân

1.3. Tổng quan về mỏ khí Condensate ở Việt Nam ( Mỏ Sư Tử Trắng )
Mỏ Sư Tử Trắng nằm ở Đông Nam Lô 15-1 thềm lục địa Việt Nam, ở độ sâu 56m
nước, cách đất liền khoảng 62km và cách Vũng Tàu khoảng 135km về phía Đơng. Mỏ
Sư Tử Trắng được phát hiện từ giếng thăm dò ST-1X năm 2003 và thẩm lượng qua các
giếng ST-2X, ST-3X và ST-4X kết thúc năm 2006. Đối tượng vỉa chứa chính của mỏ Sư
Tử Trắng là khí condensate tại tầng cát kết Oligocene E và F với tiềm năng được xác
nhận bởi các giếng thăm dò/thẩm lượng ST-1X, ST-2X và ST-3X. Giếng thẩm lượng
ST-4X phát hiện thêm dầu nhẹ tại điều kiện vỉa.

Hình 2: Vị trí Mỏ Sư Tử Trắng
Tính chất đá chứa của mỏ Sư Tử Trắng được đặc trưng bởi sự bất đồng nhất, với đá
chứa đặc sít hơn theo độ sâu và khả năng cao về sự tồn tại của các đứt gãy chắn gần các
thân giếng khoan thăm dò được xác nhận qua đánh giá tài liệu địa vật lý giếng khoan và
kết quả thử vỉa. Ngoài ra, khí mỏ Sư Tử Trắng rất giàu condensate dẫn đến lắng đọng
condensate ảnh hưởng tiêu cực đến khả năng cho dòng của giếng khi áp suất vỉa giảm
dưới điểm sương.
1.4. u cầu phân tích số liệu khai thác
Thơng số vỉa
Áp suất vỉa ban đầu

: Pi = 4800 psia

3

ĐỒ ÁN CƠNG NGHỆ KHAI THÁC DẦU KHÍ

GVHD: TS. Mai Cao Lân

Áp suất giả ban đầu

: m(Pi): 1.342 ∗ 109 psi2 /cp

Áp suất đáy giếng

: Pwf = 500 psi

Áp suất giả đáy giếng

: m(Pwf ): 2.174 ∗ 107 psi2 /cp

Nhiệt độ vỉa

: Tr = 620 °R

Bề dày tầng sản phẩm

: h = 70 ft

Độ thấm

: ϕ = 0.06

Độ bão hoà nước

: Swi = 0.35

Độ nén tổng cộng

: cti = 0.000177 psi−1

Hệ số skin

: s = -5.4

Độ thấm

: k = 0.082 md

Hệ số b

: b = 0.5

Hệ số FCD

: FCD = 5

Tỷ lệ re /rwa

: re /rwa = 20

Thông số lưu chất vỉa
Tỉ trọng khí

: γg = 0.57

Độ nhớt của khí

: μgi = 0.0172 cp

Hệ số thể tích thành hệ khí

: Bgi = 0.0005498 bbl/scf

Thơng số giếng
Bán kính giếng

: rw = 0.35 ft

Số liệu khai thác lấy từ sách “Reservoir Engineering Handbook”
a/ u cầu tính tốn OGIP (Original Gas In Place).
b/ Ước tính diện tích vùng dẫn lưu, độ thấm thành hệ và hệ số skin.
CHƯƠNG 2: QUY TRÌNH PHÂN TÍCH VÀ DỰ BÁO KHAI THÁC CHO GIẾNG
KHÍ
2.1. Quy trình phân tích khai thác
1. Thu thập số liệu:
•

Dữ liệu khai thác: Lưu lượng và áp suất đáy giếng.
4


ĐỒ ÁN CƠNG NGHỆ KHAI THÁC DẦU KHÍ

•
•
•
•

GVHD: TS. Mai Cao Lân

Thơng số giếng: Bán kính giếng.
Đặc tính chất lưu: Độ nén tổng cộng, độ nhớt chất lưu, hệ số thể tích thành hệ,
độ bão hồ nước dư (irreducible water saturation).
Đặc tính thành hệ: Đỗ rỗng, bề dày tầng sản phẩm.
Áp suất vỉa.

2. Thực hiện phân tích dạng đường cong suy giảm nhằm xác định thời gian và lưu
lượng điểm trùng khớp, sau đó ước tính các thơng số:
•
•

Trữ lượng khí tại chỗ OGIP (Original Gas In Place).
Ước tính diện tích vùng dẫn lưu, độ thấm thành hệ và hệ số skin.

2.2. Phân tích chế độ dịng chảy elip trong Tight Gas Reservoirs
Phương trình dịng chảy elip được xem xét bởi Badazhkov và cộng sự. (2008) bắt
nguồn từ phương trình dịng khí cơ bản trong mơi trường độ rỗng khi có sự mất hẳn độ
dẫn. Họ tiếp tục đơn giản hóa phương trình bằng cách bỏ qua các tác động của trọng lực;
và giả định rằng dòng chảy qua hệ thống khe nứt là dòng chảy tầng. Bằng cách kết hợp
các điều kiện biên cho một mơ hình elip vào phương trình khuếch tán khí thực, phương
trình khuếch tán cổ điển được chuyển thành các dạng sau, như được thể hiện trong Công
thức sau được coi là cơ sở cơ bản của nghiên cứu hiện tại. Cơng thức có dạng:
2

𝜕 2 𝛹 𝜕 2 𝛹 𝜑𝜇𝑐(𝑥𝑓 )
𝜕𝛹
2
2
(𝑠𝑖𝑛ℎ
+
=
𝑢
+
𝑠𝑖𝑛
𝑣)
𝜕𝑢2 𝜕𝑣 2
𝑘
𝜕𝑡
Trong đó 𝛹 là hàm giả áp suất khí khơng thứ ngun, và 𝑢, và 𝑣 là các trục đường
cong-tuyến tính tùy ý, có thể được biến đổi thành tọa độ Descartes như: 𝑥 = sinh 𝑣 sin 𝑢
và 𝑦 = cosh 𝑣 cos 𝑢. Các điều kiện biên được xem xét được đưa ra bởi Công thức:
𝛹 = 𝛹𝑥𝑓 𝑡ạ𝑖 − 𝑋𝑓 < 𝑥 < 𝑋𝑓 , 𝑦 = 0; 𝑣à
𝛹 = 𝛹𝑒 𝑡ạ𝑖 𝐴2 − 𝐵2 = 𝑋𝑓 2
Trong đó 𝐴 và 𝐵 lần lượt là các trục chính và trục phụ của hình elip của vùng dịng
chảy hình elip, biểu thị về mặt vật lý chiều dài / bán kính dẫn lưu của vỉa theo hướng x
và y, tương ứng. Các điều kiện không thứ nguyên về thời gian và áp suất được xem xét
bằng cách kết hợp phương trình tốc độ với phương trình khuếch tán ở trên giúp xác định
diện tích thốt nước như một hàm của thời gian. Đối với trạng thái không ổn định này,
bán kính dẫn lưu được giả định sẽ mở rộng theo thời gian, nhưng lưu lượng được giả
định là cố định cho từng khu vực dẫn lưu.
Các biến thời gian và áp suất không thứ nguyên được coi là thời gian cần thiết để đạt
được sự ổn định trong khu vực dẫn lưu; và có thể được biểu thị bằng Cơng thức:

5


ĐỒ ÁN CƠNG NGHỆ KHAI THÁC DẦU KHÍ

GVHD: TS. Mai Cao Lân

𝑡𝐷 =

𝑝𝐷 =

𝑘𝑡
𝜇𝑐∅𝐵2

𝜋𝑇𝑠 𝑘ℎ (𝛹𝑒 − 𝛹𝑋𝑓 )
𝑝𝑠 𝑇𝑄𝑠𝑐

Trong đó 𝑇𝑠 , 𝑝𝑠 và 𝑄𝑠𝑐 tương ứng là nhiệt độ, áp suất và lưu lượng ở điều kiện tiêu
chuẩn, và ℎ và 𝜇 lần lượt là bề dày của vỉa và độ nhớt của khí. Thời gian khơng thứ
ngun tương quan với chế độ dòng chảy ổn định giống như dịng chảy xun tâm trong
khu vực thốt nước có thể được tính gần đúng là, 𝑡𝐷 = 0,38 (Jones, 1963). Sử dụng giá
trị thời gian không thứ nguyên này và kết hợp nó với thuật ngữ áp suất khơng thứ nguyên
bán kính dẫn lưu chính và phụ (𝐴) và (𝐵) có thể được biểu thị như sau:
𝐴 = √𝐵2 + 𝑋𝑓2

𝐵 = 0.02634√

𝑘𝑡
𝜑𝜇𝑐

Các biến 𝐴 và 𝐵 được sử dụng để mơ tả khu vực hình elip mà trong đó dịng trạng
thái giả ổn định có thể được giả định. Từ các mối quan hệ được phát triển trong phương
trình phân tích này, một biểu đồ chẩn đốn về sự khác biệt của độ giảm áp suất giả (Δ𝛹)
so với ln(𝐴 + 𝐵) sẽ tạo ra một đường thẳng trong chu kỳ dòng elip. Độ dốc của đồ thị
giới hạn độ thấm thành hệ này, trong khi phần giao nhau mang lại một nửa chiều dài khe
nứt. Với độ thấm và nửa chiều dài khe nứt chưa được biết, ban đầu, cần phải tuân theo
một quy trình lặp đi lặp lại.
Độ dẫn khe nứt không thứ nguyên được giới thiệu bởi Badazhkov và cộng sự, (2008)
dưới dạng tỷ số giữa chiều dài đứt gãy (𝑋𝑓 ) với bán kính giếng hiệu dụng (𝑟𝑤𝑒 ); và được
biểu thị dưới dạng một hàm của độ dẫn khe nứt không thứ nguyên như đã cho trong Công
thức:
𝑅=

𝑋𝑓
𝜋
=
+1
𝑋𝑓𝑒 2𝐶𝐹𝐷

Tỷ lệ này được sử dụng để cập nhật định nghĩa của các biến vùng elip, 𝐴 và 𝐵 như
được đưa ra bởi Công thức tương ứng:
𝐴′ = √𝐵′2 + 𝑋𝑓2
𝐵′ = 𝑅 × 𝐵

6


ĐỒ ÁN CƠNG NGHỆ KHAI THÁC DẦU KHÍ

GVHD: TS. Mai Cao Lân

Trong đó 𝐴′ và 𝐵′ đại diện cho các trục chính và phụ được cập nhật hoặc sửa đổi của
mơ hình elip để tính đến tác động của độ dẫn khe nứt đối với sự lan truyền của sự giảm
áp suất; và được yêu cầu giải quyết lặp đi lặp lại. Một lần nữa, dữ liệu dòng elip sẽ cho
thấy một đường thẳng của Δ𝛹 so với ln(𝐴′ + 𝐵′). Đối với một độ dẫn khe nứt hữu hạn,
thuật toán được giới thiệu bởi Badazhkov và cộng sự. (2008) được coi là chu kỳ chế độ
dòng chảy song tuyến, và được giải quyết bằng đồ thị. Đồ thị của sự sụt áp giả (Δ𝛹) so
với 𝑡 0.25 (để đặc trưng cho dòng song tuyến) được sử dụng để xác định độ dẫn đứt gãy.
Để xác định điểm bắt đầu và điểm kết thúc của dòng elip từ dữ liệu khai thác, phương
pháp này sử dụng độ dốc 0,36 của đường thẳng trên đồ thị phái sinh sụt áp suất giả loglog. Độ dốc 0,36 này được xem xét từ một nghiên cứu được hoàn thành bởi Chacon et
al. (2004) và áp dụng cho giếng nứt ngang và giếng đứng.

Hình 3: Lưu đồ của phương pháp phân tích - Phân tích độ dẫn vơ hạn

7


ĐỒ ÁN CƠNG NGHỆ KHAI THÁC DẦU KHÍ

GVHD: TS. Mai Cao Lân

Results for Each Iteration - Infinite Conductivity
𝑋𝑓 (𝑓𝑡)
Iteration
𝑘(𝑚𝐷)
Initial Value
0.01
300
1
0.0454

216.2
2
0.0603
263.8
3
0.06
307.8
4
0.0588
320.1
5
0.0584
321.9
6
0.0583
321.7

Bảng 2: Iteration for Infinite Conductivity case using initial values of 𝑘 = 0.01𝑚𝐷 and
𝑥𝑓 = 300 𝑓𝑡

Hình 4: Infinite conductivity - Linear relationship of Pseudo-pressure drop vs 𝑙𝑛(𝐴 + 𝐵)
1𝑠𝑡 iteration, 𝑘 = 0.01𝑚𝐷, 𝑥𝑓 = 300𝑓𝑡
2.3. Phương pháp Palacio-Blasingame
Palacio và Blasingame (1993) đã trình bày một kỹ thuật để chuyển đổi dữ liệu khai
thác giếng khí với lưu lượng và áp suất dòng chảy thay đổi ở đáy giếng thành “dữ liệu
lưu lượng chất lưu không đổi tương đương” cho phép các dung dịch lỏng để sử dụng mơ
hình dịng khí. Lý do cho cách tiếp cận này là các giải pháp đường cong kiểu lưu lượng
không đổi cho các bài tốn dịng chất lưu của giếng được thiết lập từ phương pháp phân
tích số liệu thử vỉa. Giải pháp mới cho vấn đề khí dựa trên một hàm thời gian giống như
cân bằng vật chất và một thuật toán cho phép thực hiện ba điều sau:

-

Việc sử dụng các đường cong suy giảm được phát triển đặc biệt cho chất lưu
Mơ hình hóa các điều kiện khai thác lưu lượng thay đổi - áp suất thay đổi thực tế
Tính tốn lượng khí tại chỗ
8


ĐỒ ÁN CƠNG NGHỆ KHAI THÁC DẦU KHÍ

GVHD: TS. Mai Cao Lân

Đối với hệ thống khí chảy trong điều kiện trạng thái giả ổn định có cơng thức:
m(pi ) − m(pwf ) ∆m(p) 711T
4A
56.54 T
=
=
(ln
)
+
[
]t
2
q
q
kh
1.781CA rwa
ϕ(μg cg ) Ah

(2.1)

i

và ở dạng tuyến tính như:
m(p)
= bpss + mt
q

(2.2)

Tương tự đối với hệ chất lỏng, Công thức 2-1 chỉ ra rằng đồ thị của Δm(p)/q so với t sẽ
tạo thành một đường thẳng với các đặc điểm sau:
Intecept: bpss =
Slope: m =

711T
4A
(ln
)
2
kh
1.781CA rwa

56.54 T
(μg ct ) (ϕAh)
i

=

56.54 T
(μg ct ) (pore volume)
i

Trong đó:
q: lưu lượng khai thác, Mscf/day
A: vùng dẫn lưu, ft 2
T: Nhiệt độ, °R
t: thời gian, days
Mối liên kết cho phép chuyển đổi dữ liệu khai thác khí thành dữ liệu lưu lượng chất
lưu không đổi tương đương dựa trên việc sử dụng một hàm thời gian mới được gọi là
thời gian giả tương đương hoặc giả thời gian cân bằng vật chất chuẩn hóa, được xác định
như sau:
ta =

(μg cg )

i

qt

t

∫[
0

(μg cg ) Zi G
qt
i
[m(p̅i ) − m(p̅)]

] dt =
μ̅g c̅g
qt 2pi

Trong đó:
t a : thời gian giả tương đương (cân bằng vật chất chuẩn hoá), days
t: thời gian, days
G: lượng khí tại chỗ (OGIP), Mscf
qt : lưu lượng dịng khí tại thời gian t, Mscf/day

9

(2.3)


ĐỒ ÁN CƠNG NGHỆ KHAI THÁC DẦU KHÍ

GVHD: TS. Mai Cao Lân

p: áp suất trung bình, psi
μg : độ nhớt cua dầu tại áp suất trung bình, cp
c̅g : độ nén của khí tại áp suất trung bình, psi−1
m(p̅): giả áp suất khí chuẩn hố, psi2 /cp
Để thực hiện phân tích đường cong suy giảm dưới các lưu lượng và áp suất thay đổi,
các tác giả đã rút ra một biểu thức lý thuyết cho phân tích đường cong suy giảm kết hợp
các yếu tố sau:
-

Mối quan hệ cân bằng vật chất
Phương trình trạng thái giả ổn định

Thời gian cân bằng vật chất chuẩn hoá, t a

để đưa ra mối quan hệ sau:
[

qg
1
] bpss =
m
m
̅ (pi ) − m
̅ (pwf )
1 + (b ) t a

(2.4)

pss

trong đó m
̅ (p) là áp suất giả chuẩn hóa được xác định bởi:
pi

m
̅ (pi ) =

μgi Zi
p
∫[
] dp
pi

μg Z

(2.5)

0

p

μgi Zi
p
m
̅ (p) =
∫[
] dp
pi
μg Z

(2.6)

0

và
m=
bpss =

1
Gcti

70.6μgi Bgi
4A

)]
[ln (
2
kgh
1.781CA rwa

Trong đó:
G: lượng khí tại chỗ, Mscf
cgi : độ nén của khí tại pi , psi−1
cti : độ nén tổng cộng tại pi , psi−1

10

(2.7)
(2.8)


ĐỒ ÁN CƠNG NGHỆ KHAI THÁC DẦU KHÍ

GVHD: TS. Mai Cao Lân

qg : lưu lượng dịng khí, Mscf/day
m
̅ (p): áp suất giả chuẩn hoá, psi2 /cp
pi : áp suất ban đầu
rwa : bán kính giếng biểu kiến, ft
Bgi : Hệ số thể tích thành hệ khí tại pi , bbl/Mscf
Lưu ý rằng phương trình 2-5 về cơ bản được biểu diễn ở dạng không thứ nguyên
hoặc:
1

1 + (t a )Dd

(2.9)

qg
]b
m
̅ (pi ) − m
̅ (pwf ) pss

(2.10)

qDd =
Với:
qDd = [

(t a )Dd = (

m
)t
bpss a

(2.11)

Thiết lập điểm đối sánh và bán kính khơng thứ ngun tương ứng giá trị reD để xác
nhận giá trị cuối cùng của G và để xác định tính chất:
G=

(qDd )i
1 ta

]
[ ] [
cti t Dd mp qDd mp
A=

5.615 G Bgi
h ϕ (1 − Swi )
re = √
rwa =

re
reD

s = − ln (
k=

A
π

rwa
)
rw

141.2 Bgi μgi
re
1 (q Dd )i
]
[ln ( ) − ] [
h
rw

2
q Dd mp

11


ĐỒ ÁN CƠNG NGHỆ KHAI THÁC DẦU KHÍ

GVHD: TS.
Mai Cao Lân
(2.13)

Trong đó:
G: trữ lượng khí tại chỗ (OGIP), Mscf
Bgi : hệ số thể tích thành hệ khí tại 𝑝𝑖 , bbl/Mscf
A: vùng dẫn lưu, ft 2
s: hệ số skin
reD: bán kính dẫn lưu khơng thứ ngun
Swi : độ bão hồ nước nguyên sinh
2.4. Cân bằng vật chất dòng chảy Mattar và Anderson
Phương pháp cân bằng vật chất dòng chảy là một kỹ thuật mới có thể được sử dụng
để ước tính trữ lượng khí ban đầu tại chỗ (OGIP). Phương pháp, như được giới thiệu
bởi Mattar và Anderson (2003), sử dụng khái niệm lưu lượng chuẩn hóa và giả thời
gian cân bằng vật chất để tạo ra một biểu đồ tuyến tính đơn giản, ngoại suy cho trữ
lượng chất lưu tại chỗ.
Phương pháp sử dụng dữ liệu khai thác có sẵn theo cách tương tự như cách tiếp cận
của Palacio và Blasingame. Các tác giả đã chỉ ra rằng đối với một vỉa khí dẫn động
chảy trong điều kiện trạng thái giả ổn định, hệ thống dịng chảy có thể được mơ tả bằng
phương trình sau:
q

q
−1
1
=
= ( \ ) QN + \
m(pi ) − m(pwf ) ∆m(p)
Gbpass
bpass
Q N là lưu lượng khai thác tích luỹ chuẩn hố được tính bằng công thức:
QN =

2q t pi t a
(ct μi Zi )∆m(p)

Và t a là thời gian giả cân bằng vật chất Blasingame được tính bằng cơng thức:
ta =

(μg cg ) Zi G
i
[m(p̅i ) − m(p̅)]
qt 2pi

\

Các tác giả đã định nghĩa bpss là chỉ số năng suất nghịch đảo, trong 𝑝𝑠𝑖 2 / cpMMscf, như sau:
\

bpss =

1.417 ∗ 106 T

re
3
[ln ( ) − ]
kh
rwa
4

12


ĐỒ ÁN CƠNG NGHỆ KHAI THÁC DẦU KHÍ

GVHD: TS. Mai Cao Lân

Trong đó:
pi : áp suất ban đầu, psi
G: trữ lượng khí tại chỗ (OGIP)
re : bán kính dẫn lưu, ft
rwa : bán kính giếng biểu kiến, ft
2.5. Phương pháp Fetkovich
Type-curve matching là một dạng phân tích suy giảm tiên tiến do Fetkovich (1980)
đề xuất. Tác giả đề xuất rằng khái niệm về phương pháp tiếp cận biến không thứ
nguyên có thể được mở rộng để sử dụng trong phân tích đường cong suy giảm nhằm
đơn giản hóa các tính tốn. Ơng đã giới thiệu các biến cho lưu lượng dịng chảy khơng
thứ ngun của đường cong suy giảm, qDd và thời gian không thứ nguyên của đường
cong suy giảm, t Dd , được sử dụng trong tất cả các kỹ thuật phân tích đường cong suy
giảm và đường cong điển hình. Do đó, các mối quan hệ của Arps có thể được thể hiện
dưới các dạng khơng thứ ngun sau:
𝐇𝐲𝐩𝐞𝐫𝐛𝐨𝐥𝐢𝐜:

qt
1
=
qi [1 + bDi t]1/b

Ở dạng không thứ nguyên:
q Dd =

1
[1 + bDi t]1/b

(2.14)

Trong đó các biến khơng thứ ngun của đường cong suy giảm qDd và t Dd được xác
định bởi:
qt
qi

(2.15)

t Dd = Di t

(2.16)

qDd =

Exponential:
qt
1
=

qi exp [Di t]
Đơn giản hố phương trình:
qDd =

1
exp [t Dd ]

13

(2.17)


ĐỒ ÁN CƠNG NGHỆ KHAI THÁC DẦU KHÍ

GVHD: TS. Mai Cao Lân

Harmonic:
qt
1
=
qi 1 + Di t
Hoặc:
qDd =

1
1 + t Dd

(2.18)

Tỷ lệ re /rwa thường được gọi là bán kính dẫn lưu không thứ nguyên rD:

rD =

re
rwa

(2.19)

Với:
rwa = rw 𝑒 −𝑠
Tỷ lệ re /rwa trong phương trình của Darcy có thể được thay thế bằng rD để cho:
qi =

kh(pi − pwf )
1
141.2Bμ [ln(rD) − 2]

Lưu lượng không thứ nguyên, qD được xác định:
qD =

141.2𝐵𝜇𝑞𝑖
1
=
1
𝑘 ℎ ∆𝑝
ln(𝑟𝐷 ) − 2

(2.20)

Fetkovich (1980) đã chứng minh rằng các giải pháp phân tích cho các phương trình
này, phương trình khuếch tán dịng q độ và phương trình đường cong suy giảm trạng

thái giả ổn định, có thể được kết hợp và trình bày trong một họ các đường cong không
thứ nguyên loglog. Để phát triển mối liên kết này giữa hai chế độ dòng chảy, Fetkovich
đã biểu thị các biến không thứ nguyên của đường cong suy giảm qDd và t Dd dưới dạng
lưu lượng, qDd và thời gian, t Dd không thứ nguyên chuyển tiếp. Kết hợp phương trình
2-15 với phương trình 2-20 cho kết quả:
qDd =

qt
=
qi

qt
kh(pi − pwf )

1
141.2Bμ [ln(rD) − 2]

Hoặc:
1
qDd = qD [ln(rD) − ]
2

14


ĐỒ ÁN CƠNG NGHỆ KHAI THÁC DẦU KHÍ

GVHD: TS. Mai Cao Lân

Fetkovich biểu thị thời gian không thứ nguyên của đường cong suy giảm, t Dd theo

thời gian không thứ nguyên chuyển tiếp,t D theo cách này:
t Dd =

tD
1 2
1
[rD − 1] [ln(rD) − ]
2
2

(2.21)

Thời gian không thứ nguyên chuyển tiếp,t D được tính bằng cơng thức:
tD =

0.00026kt
2
ϕμct rw

Thay thế thời gian khơng thứ ngun t D bằng phương trình trên ta được:
t Dd =

1

0.00026kt
]
2
1 2
1
[rD − 1] [ln(rD ) − ] ϕμct rw

2
2
[

(2.22)

Hình 5: Đường cong điển hình Fetkovich
Tính lưu lượng dịng khí ban đầu, qi , tại t = 0 từ điểm trùng khớp lưu lượng (rate
matchpoint):
qi = ⌈

qt
⌉
qDt mp

(2.23)

Tính tỷ lệ suy giảm ban đầu, Di , từ thời điểm khớp với thời gian (time matchpoint):
(2.24)
15


ĐỒ ÁN CƠNG NGHỆ KHAI THÁC DẦU KHÍ

GVHD: TS. Mai Cao Lân

Di = ⌈

t Dt
⌉

t mp

Tính độ thấm thành hệ, k trong trường hợp áp suất giả (pseudo-pressure):
k=

1422T[ln(re /rw ) − 0.5]q i
h[m(pi ) − m(pwf )]

(2.25)

Trong đó:
k: độ thấm, md
qi : lưu lượng khí ban đầu, MSCF/day
pi : áp suất ban đầu, psi
pwf : áp suất đáy giếng, psi
T: nhiệt độ, °R
m(pi ): áp suất giả, psi2 /cp
h: bề dày tầng sản phẩm, ft
Xác định thể tích lỗ rỗng của vỉa (PV) của vùng tháo nước của giếng.
PV =

56.54T
qi
( )
(μg ct ) [m(pi ) − m(pwf )] Di

(2.26)

i

Tính bán kính dẫn lưu, re và vùng tháo nước, A:
PV
πhϕ

(2.27)

πre2
43560

(2.28)

re = √

A=
Trong đó:
PV: thể tích lỗ rỗng, ft 3
Φ: độ rỗng
μg : độ nhớt của khí, cp
ct : hệ số độ nén tổng, psi−1
qi : lưu lượng khí ban đầu, MSCF/day

16


ĐỒ ÁN CƠNG NGHỆ KHAI THÁC DẦU KHÍ

GVHD: TS. Mai Cao Lân

Di : lưu lượng suy giảm, day −1
re : bán kính dẫn lưu của giếng, ft

A: vùng tháo nước, ft 2
Tính hệ số skin, s:
S = ln [(

re
rw
)
( )]
rwa mp re

(2.29)

Tính trữ lượng khí tại chỗ (OGIP), G:
G=

(PV)(1 − Sw )
5.615Bgi

(2.30)

Trữ lượng khí tại chỗ cũng có thể được ước tính từ mối quan hệ sau:
G=

qi
Di (1 − b)

Trong đó:
G: trữ lượng khí tại chỗ (OGIP), SCF
Sw : độ bão hồ nước ban đầu
Bgi : hệ số thể tích thành hệ khí tại Pi, bbl/scf

PV: thể tích lỗ rỗng, ft 3

17

(2.31)


ĐỒ ÁN CƠNG NGHỆ KHAI THÁC DẦU KHÍ

GVHD: TS. Mai Cao Lân

CHƯƠNG 3: TÍNH TOÁN VÀ PHÂN TÍCH
3.1. Phương pháp Palacio-Blasingame

Hình 6: Match of Normalized Flow Rate Functions on Fetkovich and McCray Type
Curves for a Simulated Case of Constant Bottomhole Pressure, Pwf = 500 psi
Dựa vào hình 6 ta xác định được:
(qDd )mp = 1
(qDd )i = 1.85 MSCF/day/psi
(t a )mp = 325 days
(t Dd )mp = 1
(reD)mp = 3725
Tính OGIP, G? A? re ? rwa ? s? k?
Áp dụng công thức 2.12:
G=

G=

(qDd )i
1 ta

]
[ ] [
cti t Dd mp qDd mp

1
325 1.85
(
)(
) = 3396892.655 MSCF = 3396892655 SCF = 3.397 BSCF
0.000177 1
1

18


ĐỒ ÁN CƠNG NGHỆ KHAI THÁC DẦU KHÍ

GVHD: TS. Mai Cao Lân

Tính vùng dẫn lưu, A:
A=
A=

5.615 G Bgi
h ϕ (1 − Swi )

5.615 (3396892655) (0.0005498)
= 3841259.719 ft 2 = 88.18 arces
(70) (0.06) (1 − 0.35)

Tính bán kính dẫn lưu re :
re = √

re = √

A
π

3841259.719
= 1105.76221 ft
π

Tính bán kính giếng biểu kiến, rwa :
rwa =
rwa =

re
reD

1105.76221
= 0.2968 ft
3725

Tính hệ số skin, s:
s = − ln (
s = − ln (

rwa
)
rw

0.2968
) = 0.1647
0.35

Tính độ thấm, k:
K=

k=

141.2 Bgi μgi
re
1 (q Dd )i
]
[ln ( ) − ] [
h
rw
2
q Dd mp

141.2 (0.5498) (0.0172)
1105.76221
1 1.85
)− ] (
) = 0.2667 md
[ln (
(70)
0.35
2
1

19