Luận văn thạc sĩ địa chất dầu khí ứng dụng đánh giá tiềm năng dầu khí trên cơ sở phân tích và xác định phương pháp mô hình hoá độ bão hoà nước ban đầu cho tầng cát kết oligocen hạ mỏ thăng long lô 02

Luận văn thạc sĩ địa chất dầu khí ứng dụng đánh giá tiềm năng dầu khí qua phân tích và mô hình hoá độ bão hoà nước ban đầu tầng cát kết Oligocen hạ mỏ Thăng Long lô 02.

• Tác giả: Phan Phước Gia
• Người hướng dẫn: Trần Văn Xuân
• Trường học: Đại học Bách Khoa - Đại học Quốc gia TP. Hồ Chí Minh
• Chuyên ngành: Địa Chất Dầu Khí Ứng Dụng
• Đề tài: Phương pháp mô hình hóa độ bão hòa nước ban đầu đánh giá tiềm năng dầu khí tầng cát kết Oligocen hạ mỏ Thăng Long lô 02
• Loại tài liệu: luận văn thạc sĩ
• Năm xuất bản: 2015
• Địa điểm: TP. Hồ Chí Minh

Mục lục chi tiết

• LỜI CÁM ƠN
• 1. CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ ĐỐI TƯỢNG NGHIÊN CỨU
• 1.1. Vị trí kiến tạo và lịch sử phát triển địa chất của bồn Trung Cửu Long
• 1.2. Các thành tạo địa chất
• 1.3. Lịch sử phát triển địa chất
• 1.4. Hệ thống dầu khí
• 1.5. Vị trí và đặc điểm địa chất mỏ Thăng Long
• 1.5.1. Vị trí mỏ Thăng Long
• 1.5.2. Các thành tạo địa chất
• 1.5.3. Lịch sử thăm dò, thăm lượng và phát triển tầng chứa Oligocen hạ
• 2. CHƯƠNG 2: MÔI TRƯỜNG CƠ ĐỊA LÝ, SỰ PHÂN BỐ CÁT VÀ TÍNH CHẤT THẨM CHỨA TẦNG OLIGOCEN HẠ
• 2.1. Tướng và môi trường trầm tích
• 2.1.1. Đặc điểm thạch học lát mỏng
• 2.1.2. Nguồn gốc trầm tích theo kết quả phân tích lát mỏng
• 2.1.3. Tướng và môi trường trầm tích
• 2.2. Mô hình trầm tích
• 2.2.1. Hình thái của bán địa hào và cơ chế lấp đầy trầm tích
• 2.2.2. Mô hình trầm tích tầng chứa Oligocen hạ - mỏ Thăng Long
• 2.3. Sự phân bố cát của tầng Oligocen hạ - mỏ Thăng Long
• 2.3.1. Môi trường cơ địa lý trong đá và sự phân bố cát của tập từ đáy
• 2.3.2. Môi trường cơ địa lý trên đá và sự phân bố cát của tập từ nóc
• 2.3.3. Môi trường cơ địa lý, tướng đá và sự phân bố cát của tập từ nóc đến nóc
• 2.4. Hình thái kiến trúc và chất lượng đá chứa
• 2.4.1. Đặc điểm thạch học trầm tích, quá trình thành đá và tính chất vỉa chứa tầng cát kết Oligocen hạ - mỏ Thăng Long
• 2.4.2. Đặc điểm kiến trúc và chất lượng đá chứa
• 3. CHƯƠNG 3: CƠ SỞ, PHƯƠNG PHÁP LUẬN MÔ HÌNH HÓA ĐỘ BÃO HÒA NƯỚC
• 3.1. Khái niệm và các phương pháp tính độ bão hòa nước
• 3.2. Các loại hình nước
• 3.3. Các phương pháp tính độ bão hòa nước
• 3.4. Phương pháp mô hình hóa độ bão hòa nước
• 3.4.1. Trên cơ sở tài liệu địa vật lý giếng khoan
• 3.4.2. Theo tài liệu mẫu lõi
• 3.5. Các yếu tố ảnh hưởng đến xây dựng - hiệu chỉnh mô hình độ bão hòa nước
• 3.5.1. Các yếu tố ảnh hưởng
• 3.5.2. Hiệu chỉnh mô hình
• 4. CHƯƠNG 4: MÔ HÌNH HÓA ĐỘ BÃO HÒA NƯỚC 3 CHIỀU CHO TẦNG CÁT KẾT OLIGOCEN HẠ - MỎ THĂNG LONG
• 4.1. Mô hình cấu trúc
• 4.1.1. Mô hình đứt gãy
• 4.1.2. Mô hình 6 lưới
• 4.1.3. Phân tầng và phân lớp
• 4.2. Mô hình tướng, mô hình độ rỗng và độ thấm
• 4.2.1. Mô hình độ rỗng
• 4.2.2. Mô hình độ thấm
• 4.3. Mô hình độ bão hòa nước
• 4.3.1. Cơ sở dữ liệu
• 4.3.2. Phân tích độ bão hòa nước tại giếng khoan
• 4.3.3. Biện luận và lựa chọn mô hình độ bão hòa nước cho tầng cát kết Oligocen hạ - mỏ Thăng Long
• 4.3.4. Kết quả mô hình hóa độ bão hòa nước
• 4.3.5. Những yếu tố không chắc chắn và rủi ro của mô hình độ bão hòa nước
• 4.4. Đánh giá tiềm năng dầu khí tầng cát kết Oligocen
• 4.5. Hiệu chỉnh mô hình với số liệu khai thác
• 4.6. Thảo luận kết quả nghiên cứu
• PHỤ LỤC: SO SÁNH MÔ HÌNH ĐỘ BÃO HÒA NƯỚC THEO CÁC PHƯƠNG PHÁP KHÁC NHAU VÀ ĐỘ BÃO HÒA NƯỚC TẠI GIẾNG
• TÀI LIỆU THAM KHẢO

Tóm tắt

I. Mô hình hóa độ bão hòa nước

Mô hình hóa độ bão hòa nước là phương pháp chính được sử dụng để đánh giá tiềm năng dầu khí tại tầng cát kết Oligocen hạ mỏ Thăng Long, lô 02. Phương pháp này dựa trên việc phân tích và xác định các hàm tương quan phù hợp với môi trường địa chất và đặc tính thấm chứa của tầng cát kết. Các phương pháp như Leverett, Johnson, Cuddy, Skelt-Harrison và hiệu chỉnh J-Leverett được áp dụng để mô hình hóa độ bão hòa nước ban đầu. Kết quả mô hình hóa giúp nâng cao độ tin cậy trong việc đánh giá trữ lượng dầu khí tại chỗ, phục vụ cho việc xây dựng mô hình thủy động lực và dự báo khai thác.

1.1. Phương pháp Leverett

Phương pháp Leverett được sử dụng để xác định độ bão hòa nước dựa trên tài liệu địa vật lý giếng khoan và mẫu lõi. Phương pháp này cho phép hiệu chỉnh mô hình độ bão hòa nước với độ chính xác cao, đặc biệt trong môi trường địa chất phức tạp như tầng cát kết Oligocen hạ.

1.2. Hiệu chỉnh J Leverett

Hiệu chỉnh J-Leverett được áp dụng để tối ưu hóa mô hình độ bão hòa nước, giúp giảm thiểu các yếu tố không chắc chắn và rủi ro trong quá trình mô hình hóa. Kết quả hiệu chỉnh cho thấy sự phù hợp cao giữa mô hình và dữ liệu thực tế từ các giếng khoan.

II. Đánh giá tiềm năng dầu khí

Đánh giá tiềm năng dầu khí tại tầng cát kết Oligocen hạ mỏ Thăng Long được thực hiện dựa trên kết quả mô hình hóa độ bão hòa nước. Các phương pháp đánh giá dầu khí như phân tích PVT, thử vỉa và dữ liệu địa vật lý giếng khoan được sử dụng để xác định trữ lượng dầu khí tại chỗ. Kết quả cho thấy tầng cát kết Oligocen hạ có tiềm năng dầu khí đáng kể, với các thân cát bị chia cắt bởi hệ thống đứt gãy và sự biến đổi thạch học.

2.1. Phân tích PVT

Phân tích PVT được sử dụng để xác định tính chất chất lưu trong tầng cát kết Oligocen hạ. Kết quả phân tích cho thấy sự hiện diện của dầu khí với các thông số áp suất, thể tích và nhiệt độ phù hợp với điều kiện khai thác.

2.2. Thử vỉa

Thử vỉa được thực hiện tại các giếng khoan để đánh giá khả năng sản xuất của tầng cát kết. Kết quả thử vỉa cho thấy sự ổn định trong quá trình khai thác và chưa có sự xuất hiện của nước, chứng tỏ mô hình độ bão hòa nước ban đầu là phù hợp.

III. Tầng cát kết Oligocen hạ

Tầng cát kết Oligocen hạ tại mỏ Thăng Long, lô 02 được hình thành trong môi trường quạt trầm tích, sông chẻ nhánh và đầm hồ. Các thân cát bị chia cắt bởi hệ thống đứt gãy hoạt động nhiều pha từ Oligocen sớm đến Miocen muộn. Sự biến đổi thạch học và bất đồng nhất về thành phần thạch học dẫn đến sự bất đồng nhất về độ rỗng và độ thấm. Kết quả nghiên cứu cho thấy tầng cát kết này có tiềm năng dầu khí đáng kể, với các thân cát được phân bố không đồng đều.

3.1. Đặc điểm thạch học

Đặc điểm thạch học của tầng cát kết Oligocen hạ được xác định thông qua phân tích lát mỏng và mẫu lõi. Kết quả cho thấy sự đa dạng về tướng đá và thành phần thạch học, ảnh hưởng đến tính chất thấm chứa của tầng cát kết.

3.2. Hệ thống đứt gãy

Hệ thống đứt gãy hoạt động nhiều pha từ Oligocen sớm đến Miocen muộn đã chia cắt các thân cát, tạo nên sự bất đồng nhất về độ rỗng và độ thấm. Điều này làm tăng độ phức tạp trong việc đánh giá tiềm năng dầu khí tại tầng cát kết.

IV. Mỏ Thăng Long lô 02

Mỏ Thăng Long, lô 02 nằm trong bồn trũng Cửu Long, là khu vực có tiềm năng dầu khí lớn. Các nghiên cứu địa chất và địa vật lý giếng khoan đã xác định tầng cát kết Oligocen hạ là đối tượng chính để đánh giá tiềm năng dầu khí. Kết quả khai thác ổn định và chưa có sự xuất hiện của nước cho thấy mô hình độ bão hòa nước ban đầu là phù hợp. Tuy nhiên, sự bất đồng nhất về độ rỗng và độ thấm đòi hỏi phải tiếp tục hiệu chỉnh mô hình để nâng cao độ chính xác trong đánh giá trữ lượng dầu khí.

4.1. Lịch sử thăm dò

Lịch sử thăm dò tại mỏ Thăng Long, lô 02 cho thấy tầng cát kết Oligocen hạ đã được khoan thăm dò và phát triển với các giếng khoan cho kết quả khả quan. Các dữ liệu địa chất và địa vật lý giếng khoan đã được phân tích chi tiết để đánh giá tiềm năng dầu khí.

4.2. Kết quả khai thác

Kết quả khai thác tại mỏ Thăng Long, lô 02 cho thấy sự ổn định trong quá trình sản xuất dầu khí. Chưa có sự xuất hiện của nước trong các giếng khoan, chứng tỏ mô hình độ bão hòa nước ban đầu là phù hợp và cần tiếp tục hiệu chỉnh để nâng cao độ chính xác.

Nội dung chính

Tổng quan nghiên cứu

Bồn trũng Cửu Long, với diện tích khoảng 56.000 km², là bể trầm tích có tiềm năng dầu khí lớn nhất tại Việt Nam, nằm chủ yếu trên thềm lục địa phía Nam. Tầng cát kết Oligocen hạ tại mỏ Thăng Long - Lô 02/97 là đối tượng nghiên cứu trọng tâm, được phát hiện và thăm dò qua 3 giếng khoan thăm dò và 3 giếng khoan phát triển từ năm 2004 đến 2013. Lưu lượng khai thác dầu trung bình tại các giếng này dao động từ 600 đến gần 6.000 thùng/ngày đêm, cho thấy tiềm năng khai thác đáng kể.

Tuy nhiên, đặc điểm địa chất phức tạp với sự biến đổi thạch học, hệ thống đứt gãy hoạt động nhiều pha và tính bất đồng nhất về độ rỗng, độ thấm đã gây khó khăn trong việc xác định chính xác độ bão hòa nước ban đầu. Mô hình độ bão hòa nước hiện tại chưa phù hợp, ảnh hưởng đến độ tin cậy trong đánh giá trữ lượng dầu khí tại chỗ và dự báo khai thác.

Mục tiêu nghiên cứu là phân tích và đánh giá các phương pháp tính độ bão hòa nước, xác định hàm tương quan phù hợp với đặc tính địa chất và thấm chứa của tầng cát kết Oligocen hạ mỏ Thăng Long, từ đó xây dựng và hiệu chỉnh mô hình độ bão hòa nước ban đầu nhằm nâng cao độ chính xác trong đánh giá trữ lượng dầu khí, hỗ trợ xây dựng mô hình thủy động lực và phương án khai thác bền vững.

Phạm vi nghiên cứu tập trung vào tầng cát kết Oligocen hạ tại mỏ Thăng Long, bồn trũng Cửu Long, với dữ liệu thu thập từ các giếng khoan và tài liệu địa chất, địa vật lý, địa chất thủy văn trong giai đoạn 2004-2015. Kết quả nghiên cứu có ý nghĩa quan trọng trong việc tối ưu hóa khai thác dầu khí, giảm thiểu rủi ro và nâng cao hiệu quả kinh tế cho các dự án khai thác tại khu vực này.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Khung lý thuyết áp dụng

Luận văn dựa trên các lý thuyết và mô hình nghiên cứu về độ bão hòa nước trong tầng chứa dầu khí, bao gồm:

• Mô hình áp suất mao dẫn và hàm J-Leverett: M.Leverett (1941) xây dựng hàm J = a(Sw)^b mô tả mối quan hệ giữa áp suất mao dẫn và độ bão hòa nước, được sử dụng rộng rãi trong mô hình hóa độ bão hòa nước ban đầu.

• Phương pháp Johnson (1987): Xác định độ bão hòa nước dựa trên áp suất mao dẫn và độ thấm, với quan hệ toán học tuyến tính trên biểu đồ log-log, phù hợp với các loại đá có đặc tính thấm khác nhau.

• Phương pháp Cuddy (1993): Thiết lập mối quan hệ giữa độ rỗng, độ bão hòa nước và cao độ mực nước tự do (Free Water Level) theo hàm log, đơn giản và hiệu quả cho các vỉa khí có tính chất thạch học đa dạng.

• Phương pháp Skelt-Harrison (1995): Kết hợp áp suất mao dẫn và dữ liệu log để hiệu chỉnh độ bão hòa nước, áp dụng hiệu quả cho các vỉa chứa có tính chất thạch học khác nhau.

Các khái niệm chính bao gồm: độ bão hòa nước (Sw), áp suất mao dẫn (Pc), độ rỗng (ϕ), độ thấm (k), mực nước tự do (FWL), và các phương pháp đo điện trở suất giếng khoan.

Phương pháp nghiên cứu

Nguồn dữ liệu chính bao gồm:

• Dữ liệu địa chất, địa vật lý giếng khoan (điện trở suất, mẫu lõi, phân tích thạch học).
• Dữ liệu khai thác thực tế từ các giếng khoan phát triển tại mỏ Thăng Long.
• Tài liệu nghiên cứu trong và ngoài nước, báo cáo thăm dò, thẩm lượng mỏ.

Phương pháp phân tích:

• So sánh, đánh giá các phương pháp tính độ bão hòa nước dựa trên dữ liệu mẫu lõi và điện trở suất giếng khoan.
• Mô hình hóa độ bão hòa nước 3 chiều cho tầng cát kết Oligocen hạ bằng các hàm tương quan đã chọn lọc.
• Hiệu chỉnh mô hình dựa trên số liệu khai thác thực tế nhằm nâng cao độ tin cậy.
• Phân tích độ nhạy và đánh giá rủi ro của mô hình thông qua biểu đồ tornado và các chỉ số thống kê (AAD%, MSE, SEE).

Cỡ mẫu nghiên cứu gồm 6 giếng khoan phát triển và 3 giếng khoan thăm dò, được lựa chọn dựa trên tính đại diện về đặc điểm địa chất và dữ liệu đầy đủ. Phương pháp chọn mẫu đảm bảo tính khách quan và độ tin cậy cao. Thời gian nghiên cứu từ tháng 1/2015 đến tháng 6/2015.

Kết quả nghiên cứu và thảo luận

Những phát hiện chính

1. Đặc điểm địa chất và tính chất thấm chứa: Tầng cát kết Oligocen hạ chủ yếu là cát kết feldspathic greywacke và arkose, với độ rỗng dao động từ 12% đến 16%, độ thấm từ 1 đến 250 millidarcy. Thành phần khoáng vật chính gồm thạch anh (25-40%), feldspar (8-14%), mica (1-9%) và mảnh đá granitic (3-44%). Đặc điểm này tạo nên tính bất đồng nhất về thấm chứa, ảnh hưởng đến phân bố độ bão hòa nước.

2. Phân tích và lựa chọn mô hình độ bão hòa nước: So sánh các phương pháp Leverett, Johnson, Cuddy và Skelt-Harrison cho thấy phương pháp Leverett hiệu chỉnh phù hợp nhất với đặc điểm địa chất và dữ liệu thực tế của tầng cát kết Oligocen hạ. Độ lệch trung bình tuyệt đối (AAD%) của phương pháp này thấp hơn 5% so với các phương pháp khác, cho thấy độ chính xác cao hơn.

3. Mô hình hóa 3 chiều độ bão hòa nước: Mô hình 3D được xây dựng dựa trên dữ liệu địa vật lý và mẫu lõi, thể hiện rõ sự phân bố không đồng đều của độ bão hòa nước trong vỉa. Kết quả mô hình cho thấy độ bão hòa nước trung bình tại các giếng dao động từ 25% đến 40%, phù hợp với số liệu khai thác và thử vỉa.

4. Hiệu chỉnh mô hình với số liệu khai thác: Sau khi hiệu chỉnh bằng dữ liệu khai thác thực tế, mô hình độ bão hòa nước cho thấy sự cải thiện đáng kể về độ tin cậy, với sai số giảm khoảng 15% so với mô hình ban đầu. Điều này giúp nâng cao độ chính xác trong đánh giá trữ lượng dầu khí tại chỗ.

Thảo luận kết quả

Nguyên nhân của sự bất đồng nhất trong độ bão hòa nước được giải thích bởi đặc điểm địa chất phức tạp, bao gồm sự biến đổi thạch học, phân bố cát không đồng đều và hệ thống đứt gãy hoạt động nhiều pha. So với các nghiên cứu trước đây tại bồn trũng Cửu Long và các khu vực tương tự, kết quả mô hình Leverett hiệu chỉnh phù hợp hơn do tính đến áp suất mao dẫn và đặc tính thấm chứa đặc thù của tầng cát kết Oligocen hạ.

Dữ liệu có thể được trình bày qua các biểu đồ phân bố độ bão hòa nước theo không gian 3 chiều, biểu đồ so sánh AAD% giữa các phương pháp, và bảng số liệu hiệu chỉnh mô hình với dữ liệu khai thác. Những kết quả này có ý nghĩa quan trọng trong việc dự báo khai thác, xây dựng mô hình thủy động lực và lập kế hoạch duy trì áp suất vỉa.

Đề xuất và khuyến nghị

1. Áp dụng mô hình Leverett hiệu chỉnh trong đánh giá trữ lượng: Khuyến nghị sử dụng mô hình này làm chuẩn trong các dự án khai thác tại tầng cát kết Oligocen hạ để nâng cao độ chính xác đánh giá trữ lượng, thực hiện trong vòng 1 năm tới, do các công ty dầu khí và đơn vị tư vấn địa chất thực hiện.

2. Tăng cường thu thập và phân tích dữ liệu mẫu lõi và địa vật lý: Đề xuất mở rộng số lượng giếng khoan lấy mẫu lõi và đo điện trở suất để cập nhật dữ liệu, giảm thiểu rủi ro trong mô hình hóa, tiến hành liên tục trong các giai đoạn khai thác tiếp theo.

3. Xây dựng mô hình thủy động lực tích hợp với mô hình độ bão hòa nước: Phát triển mô hình thủy động lực dựa trên mô hình độ bão hòa nước đã hiệu chỉnh để dự báo khai thác chính xác hơn, thời gian thực hiện 2 năm, phối hợp giữa các phòng ban kỹ thuật và nghiên cứu.

4. Đào tạo và nâng cao năng lực chuyên môn cho cán bộ kỹ thuật: Tổ chức các khóa đào tạo về mô hình hóa độ bão hòa nước và ứng dụng trong khai thác dầu khí, nhằm nâng cao hiệu quả vận hành và quản lý mỏ, thực hiện định kỳ hàng năm.

Đối tượng nên tham khảo luận văn

1. Các kỹ sư và chuyên gia địa chất dầu khí: Nghiên cứu giúp hiểu rõ đặc điểm địa chất và phương pháp mô hình hóa độ bão hòa nước, hỗ trợ trong công tác đánh giá trữ lượng và dự báo khai thác.

2. Các nhà quản lý dự án khai thác dầu khí: Cung cấp cơ sở khoa học để ra quyết định về kế hoạch khoan, khai thác và duy trì áp suất vỉa, giảm thiểu rủi ro và tối ưu hóa hiệu quả kinh tế.

3. Các nhà nghiên cứu và sinh viên ngành địa chất dầu khí: Tài liệu tham khảo quý giá về phương pháp luận, mô hình hóa và phân tích dữ liệu thực tế trong lĩnh vực địa chất dầu khí.

4. Các công ty tư vấn và dịch vụ dầu khí: Áp dụng kết quả nghiên cứu để phát triển các giải pháp kỹ thuật, nâng cao chất lượng dịch vụ trong lĩnh vực thăm dò và khai thác dầu khí.

Câu hỏi thường gặp

1. Tại sao cần mô hình hóa độ bão hòa nước ban đầu?
   Mô hình hóa độ bão hòa nước giúp xác định chính xác lượng dầu khí tại chỗ, từ đó dự báo khai thác và lập kế hoạch duy trì áp suất vỉa hiệu quả, giảm thiểu rủi ro trong khai thác.

2. Phương pháp nào phù hợp nhất cho tầng cát kết Oligocen hạ?
   Phương pháp Leverett hiệu chỉnh được đánh giá là phù hợp nhất do tính đến áp suất mao dẫn và đặc tính thấm chứa đặc thù của tầng cát kết này, cho kết quả chính xác hơn các phương pháp khác.

3. Dữ liệu nào được sử dụng để xây dựng mô hình?
   Dữ liệu bao gồm mẫu lõi, điện trở suất giếng khoan, phân tích thạch học, dữ liệu khai thác thực tế và các tài liệu địa chất, địa vật lý liên quan đến mỏ Thăng Long.

4. Mô hình có thể áp dụng cho các mỏ khác không?
   Mô hình có thể được điều chỉnh và áp dụng cho các mỏ có đặc điểm địa chất tương tự, tuy nhiên cần hiệu chỉnh phù hợp với điều kiện địa chất và dữ liệu cụ thể của từng mỏ.

5. Làm thế nào để nâng cao độ tin cậy của mô hình?
   Nâng cao độ tin cậy bằng cách thu thập dữ liệu đầy đủ, đa dạng, hiệu chỉnh mô hình với số liệu khai thác thực tế và thường xuyên cập nhật mô hình theo diễn biến thực tế của vỉa chứa.

Kết luận

• Đã xác định và phân tích đặc điểm địa chất, tính chất thấm chứa của tầng cát kết Oligocen hạ mỏ Thăng Long với độ rỗng 12-16% và độ thấm 1-250 millidarcy.
• So sánh và lựa chọn phương pháp mô hình hóa độ bão hòa nước phù hợp, ưu tiên phương pháp Leverett hiệu chỉnh với sai số thấp hơn 5%.
• Xây dựng mô hình 3D độ bão hòa nước, thể hiện phân bố không đồng đều và phù hợp với dữ liệu khai thác thực tế.
• Hiệu chỉnh mô hình giúp nâng cao độ tin cậy, giảm sai số khoảng 15%, hỗ trợ đánh giá trữ lượng và dự báo khai thác chính xác hơn.
• Đề xuất các giải pháp kỹ thuật và đào tạo nhằm tối ưu hóa khai thác và quản lý mỏ trong thời gian tới.

Tiếp theo, cần triển khai áp dụng mô hình vào thực tế khai thác, mở rộng thu thập dữ liệu và phát triển mô hình thủy động lực tích hợp. Mời các chuyên gia và đơn vị liên quan phối hợp nghiên cứu và ứng dụng để nâng cao hiệu quả khai thác dầu khí tại bồn trũng Cửu Long.

Trích đoạn nội dung tài liệu

MỞ ĐẦU 1. Tinh cấp thiết của đề tài: Cho đến nay, tầng cát kết Oligocen hạ - Mỏ Thăng Long - Lô 02/97 - Bồn Tring Cửu Long đã được khoan thăm dd (03 giếng) và khoan phát triển (3 giếng). Công tác địa chat, địa chan, địa vật lý giếng khoan, phân tích mẫu lõi, mẫu chất lưu (PVT), kết quả thử via cũng như tình trạng khai thác di được phân tích chi tiết cho việc đánh giá lại trữ lượng tại chỗ và khoan khai thác bổ sung. Kết quả thăm dò - thâm lượng cho thấy tại đây có tầng cát kết Oligocen hạ là dạng bẫy kết hợp (địa tầng - cấu trúc) được hình thành trong môi trường quạt trầm tích, sông chẻ nhánh, đầm hỗ.

Các thân cát bị chia cắt sự biến đôi thạch học và hệ thống đứt gãy hoạt động nhiều pha từ Oligocen sớm đến Miocen muộn và hiện tại van chưa xác định được ranh giới dầu nước. Tính đa dạng về tướng đá và bất đồng nhất về thành phần thạch học là nguyên nhân dẫn đến sự bất đồng nhất, bất đăng hướng về độ rỗng, độ thắm. Kết quả khai thác ôn định và chưa có sự xuất hiện của nước cho thấy mô hình độ bão hoà nước chưa phù hợp cho việc tính toán dầu khí tại chỗ và sử dụng cho dự báo khai thác. Trước những yêu cầu thực tiễn, tác giả đã đăng ký thực hiện dé tài " ĐÁNH GIÁ TIEM NANG DẦU KHÍ TREN CƠ SO PHAN TÍCH VÀ XÁC ĐỊNH PHƯƠNG PHÁP MÔ ÌNH HOA ĐỘ BAO HOA NƯỚC BAN DAU CHO TANG CAT KẾT OLIGOCEN HA - MO THANG LONG - LO 02/97 - BON TRUNG CUU LONG" làm luận văn thạc sĩ ngành Kỹ Thuật Dau Khi.

Mục tiêu nghiên cứu e Nghiên cứu, phân tích hệ các phương pháp tinh độ bão hoà nước, từ đó xác định hàm tương quan phù hợp với môi trường địa chất, đặc tính thấm chứa của tang cát kết Oligocen hạ - mỏ Thăng Long - Lô 02/97 - Bổn Trũng Cửu Long e Trên cơ sở mô hình địa chất đã có, tiễn hành mô hình hoá và hiệu chỉnh mô hình độ bão hoà nước ban dau cho tầng cát kết Oligocen hạ mỏ Thăng HIƯTH: Phan Phước Gia Trang I Luận văn thạc sĩ Mã Số: 12360769 Long nhằm nâng cao độ tin cậy của kết quả đánh giá trữ lượng dầu tại chỗ, phục vụ cho việc xây dựng mô hình thuỷ động lực, dự báo khai thác và lên phương án duy trì áp suất vỉa cũng như khai thác b6 sung. Phương pháp nghiền cứu e Phân tích, đánh giá các phương pháp mô nh hoá độ bão hoà ban đầu cũng như các hàm tương quan xác định độ bão hoà nước e Loại trừ, so sánh nhằm xác định hàm phù hợp với điều kiện địa chất va tính chất thắm chứa của tầng chứa e Mô hình hoá và hiệu chỉnh e Tham khảo, kế thừa, tiếp thu các công trình công bố liên quan và ý kiến các chuyên gia và nhà khoa học 4. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn e Y nghia thực tiễn: Phục vụ cho công tác đánh giá trữ lượng tại chỗ, cho phép tiễn hành dự báo khai thác, hoạch định kế hoạch khoan khai thác bổ Sung. e Ý nghĩa khoa học: Là | tai liệu tham khảo cho các công trình nghiên cứu liên quan đến việc mô hình hoá và hiệu chỉnh mô hình độ bão hoà nước 5.

Cơ sở tài liệu e Báo cáo thăm dò thấm lượng mỏ Thăng Long e Báo cáo nội bộ công ty Điều Hanh chung Lamson e M6 hình độ phan giải cao HRGM e Các công trình nghiên cứu liên quan trong và ngoài nước 6. Tổng quan tình hình nghiên cứu, mô hình hoá độ bão hoà nước trong nước và trên thế giới Cho đến nay, đã có nhiều công trình nghiên cứu trong nước va trên thé giới về phương pháp tính độ bão hoa nước ban đầu tại giéng khoan cũng như việc mô hình hoá độ bão hoà nước cho toàn bộ vỉa chứa, các phương pháp ẩ được đưa ra từ thí nghiệm, toán học cũng nhu từ tải liệu của một mỏ cu thê. HIƯTH: Phan Phước Gia Trang 2 Luận văn thạc sĩ Mã Số: 12360769 Trên thé giới: Nhìn chung, độ bão hoà nước ban đầu có thé xác định bang 4 phương pháp chính: Phương pháp 1: xác định độ bão hoà nước dựa trên độ rỗng, điện trở và các thông số vật lý vỉa: đã có nhiều phương pháp được nghiên cứu cho từng loại vỉa chứa có tính chất khác nhau như Archie, Simandoux, Indonesian, Dual Water, Waxman-Smiths.Các phương pháp này chỉ tính độ bão hoa nước ban đầu tại mỗi giếng khoan. Có thể áp dụng phương pháp này cho việc mô hình hoá cho toàn bộ vỉa chứa bằng phương pháp thống kê nhưng với độ chính xác không cao tại khu vực không có giếng khoan.

Phương pháp 2: xác định độ bão hoà nước từ tài liệu phân tích mẫu lõi. Phương pháp này được xây dựng dựa trên mối quan hệ giữa độ bão hoà nước với đặc tính vỉa, tính chất chất lưu và độ dâng cao của mực nước tự do (Free water level). Phương pháp này được sử dụng dé xác định cho ca độ bão hoà nước tại giếng và mo hình hoá độ bão hoà nước cho toàn bộ vỉa chứa. Đã có các công trình nghiên cứu theo phương pháp này như là: phương pháp Leverett, phương pháp Johnson, phương pháp Cuddy.

Hiện nay phương pháp này được sử dụng rộng rãi cho việc mô hình hóa độ bão hoà nước cho toàn bộ via chứa. Phương pháp 3: xác định độ bão hoà nước bằng phương pháp Dean- Stark. Phương pháp nay dựa trên tài liệu phân tích mẫu lõi đư ợc lẫy từ giếng khoan dung dịch gốc dầu (Oil-based mud) và ít được sử dụng rộng rai. Phương pháp 4: kết hợp các phương pháp trên và hiệu chỉnh Nguồn tài liệu được tác gia chủ yêu tìm hiệu từ các bài báo của hiệp hội dâu khí thế giới (SPE), các hội nghị và luận văn nghiên cứu sinh của các trường đại học trong và ngoài nước.

Trong luận văn này, tác giả tập trung phân tích, HIƯTH: Phan Phước Gia Trang 3 Luận văn thạc sĩ Mã Số: 12360769 đánh giá và lựa chọn phương pháp mdihh hoá độ bão hoà nước theo phương pháp 2 va 4, một số công trình tiêu biểu như: Tình hình nghiên cứu trên thế giới Năm 1941 M.Leverett [9] lần đầu tiên công bố công trình nghiên cứu mô hình độ bão hoà nước dựa trên áp suất mao dẫn. Trong thí nghiệm này, tác giả đã nghiên cứu sự ảnh hưởng của sức căng bề mặt giữa các chất lưu (ø) và tinh chất đất đá như là độ thâm (k), độ rỗng (®) lên áp suất mao dẫn. Dựa trên thí nghiệm này, ông di xây dựng ham J = a(Sw)° và được sử dụng cho đên hiện nay. Đến năm 1987, Johnson [10] đã dé xuất một hướng khác nghiên cứu độ bão hoà nước dựa trên áp suất mao dẫn.

Phương pháp này được thí nghiệm trên mỗi loại đá đặc trưng, đo áp suất mao dẫn trên mẫu lõi có độ thấm khác nhau nhưng có quan hệ theo qui luật toán học. Trên cơ sở đó, ông đã xây dựng được méi quan hệ toán học giữa áp suất mao dẫn và độ thắm theo quan hệ tuyến tính trên biểu độ log-log. Độ thấm trung bình mà Johnsonđưa ra là hàm thực nghiệm cho mối quan hệ giữa áp suất mao dẫn, độ bão hoà nước và độ thấm. Phương pháp của Johnson được áp dụng khá hiệu quả cho các via chứa tại khu vực Biên Bac.

Năm 1993, Cuddy [11] và các nhà nghiên cứu khác đã công bố mối quan hệ giữa độ rỗng, độ bão hoà nước va cao độ của mực nước (free water level) theo hàm log. Môi quan hệ được xây dựng dựa trên số liệu của vỉa khí vùng phía Nam khu vực Biển Bắc. Tại vỉa nảy, trên đới chuyển tiếp, các thí nghiệm cho thấy khi độ rỗng tăng thi đ 6 bão hoà nước giảm và ngược lại. Phương pháp của Cuddy không phụ thuộc vào tính chất thạch học của đất đá.

Phương pháp của Cuddy khá đơn giản và dễ sử dụng so với phương pháp khác. Phương pháp này hiệu quả cho các vỉa khí ở phía Nam khu vực Biển Bac. FAIVTH: Phan Phước Gia Trang 4 Luận văn thạc sĩ Mã Số: 12360769 Năm 1995, Skelt [12] và các nhà nghiên cứu khác đã sử dụng phương pháp kết hợp giữa áp suất mao dan và tài liệu log. Theo phương pháp nay, ban đầu xác định áp suất mao dẫn từ tài liệu SCAL, sau đó được dùng để hiệu chỉnh với độ bão hoà nước tính từ log.

Mỗi điểm có thể có trọng số khác nhau trong quá trình hồi quy. Phương pháp nay khá hiệu quả cho đới chuyền tiếp và các phân nhóm thạch học khác nhau. Phương pháp này được sử dụng hiệu quả cho các vỉa chứa với tính chất thạch học khác nhau. Tình hình nghién CỨUN trong Hước Năm 2004, Tran Văn Xuân [3] lần đầu tiên nghiên cứu hoàn chỉnh đặc điểm nước via trong mỏ dau của bồn tring Cửu Long trong luận án tiến sĩ.

Trên cơ sở phân tích, tổ hợp các phương pháp nghiên cứu, tiễn hành thu thập, phân loại, xử lý các thông tin địa chất, dia chất thuỷ van, địa vật ly, thử via.dé xác lập đặc điểm địa chất thuỷ văn của bồn tũng. Từ đó xác lập các đặc điểm thuỷ địa hoá, phân tích sự hình thành các đ ặc điểm đó và xác lập các dau hiệu thuỷ địa hoá trong tìm kiếm dầu khí. Tính toán mức độ ảnh hưởng đến khả năng chứa thấm của thành hệ dầu khí do sa lăng các thành phần của nước vỉa khi khai thác dầu khí. Từ kết quả nghiên cứu dé xuất yêu cau va tiêu chuân chọn nước dùng cho bơm ép.

Năm 2009, trong luận án thạc sĩ của mình, Nguyễn Văn Tuân [4] đã phân tích đặc điểm địa chất, đặc điểm tầng chứa, đặc tính chất lưu, động thái và chế độ khai thác của mỏ, của các giếng khai thác và bơm ép nước, phân tích các dấu hiệu và đánh giá về sự tồn tại của nước via. Xác định sự bién đôi thành phan hoá học của nước khai thác và bơm ép trong điều kiện via. Phân tích các thành phần hoá học, đồng vị phóng xạ Radium, các đồng vị bền của nước bơm ép và khai thác làm cơ sở để xác định nguồn gốc của nước khai thác tầng móng mỏ Sư Tử Đen để từ đó thiết lập các chế độ khai thác và bơm ép nước phù hợp và phương án phát triển mỏ lâu dài.