Tài liệu ảnh hưởng của hiện tượng tích tụ condensate vùng cận đáy giếng đến khả năng khai thác của các giếng khí trong bồn trũng nam côn sơn và malay thổ chu

Đại Học Quốc Gia Tp. Hồ Chí Minh TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA --------------------------- VÕ HÒA THÀNH ẢNH HƯỞNG CỦA HIỆN TƯỢNG TÍCH TỤ CONDENSATE VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG ĐẾN KHẢ NĂNG KHAI THÁC CỦA CÁC GIẾNG KHÍ TRONG BỒN TRŨNG NAM CÔN SƠN VÀ MALAY THỔ CHU Chuyên ngành: Kỹ Thuật Khoan Khai Thác và Công Nghệ Dầu Khí LUẬN VĂN THẠC SĨ TP. HỒ CHÍ MINH, tháng 7 năm 2008 2/98 Đại Học Quốc Gia Tp. Hồ Chí Minh TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA --------------------------- VÕ HÒA THÀNH ẢNH HƯỞNG CỦA HIỆN TƯỢNG TÍCH TỤ CONDENSATE VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG ĐẾN KHẢ NĂNG KHAI THÁC CỦA CÁC GIẾNG KHÍ TRONG BỒN TRŨNG NAM CÔN SƠN VÀ MALAY THỔ CHU Chuyên ngành: Kỹ Thuật Khoan Khai Thác và Công Nghệ Dầu Khí LUẬN VĂN THẠC SĨ TP. HỒ CHÍ MINH, tháng 7 năm 2008 3/98 CÔNG TRÌNH ĐƯỢC HOÀN THÀNH TẠI TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP. HỒ CHÍ MINH Cán bộ hướng dẫn khoa học 1: Ts. Mai Cao Lân Cán bộ hướng dẫn khoa học 2: Ts. Hoàng Minh Hải Cán bộ chấm nhận xét 1: Ts. Lê Phước Hảo Cán bộ chấm nhận xét 2: Ts. Nguyễn Chu Chuyên Luận văn thạc sĩ được bảo vệ tại HỘI ĐỒNG CHẤM BẢO VỆ LUẬN VĂN THẠC SĨ TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA, ngày ………… tháng ……. năm 2008 4/98 TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM PHÒNG DÀO TẠO SĐH ĐỘC LẬP-TỰ DO-HẠNH PHÚC Tp. Hồ Chí Minh, ngày…….tháng.….. năm 2008 NHIỆM VỤ LUẬN VĂN Họ tên học viên: Võ Hòa Thành Phái: Nam Ngày tháng năm sinh: 7/8/1972 Nơi sinh: Tp. Hồ Chí Minh Chuyên ngành: Kỹ thuật Khoan Khai thác và Công nghệ dầu khí MSHV: 03707422 I- TÊN ĐỀ TÀI: “ẢNH HƯỞNG CỦA HIỆN TƯỢNG TÍCH TỤ CONDENSATE VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG ĐẾN KHẢ NĂNG KHAI THÁC CỦA CÁC GIẾNG KHÍ TRONG BỒN TRŨNG NAM CÔN SƠN VÀ MALAY THỔ CHU” II- NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG: - Nghiên cứu ảnh hưởng của hiện tượng TTCDVCĐG đến khả năng khai thác của giếng khí trong bồn trũng Nam Côn Sơn và Malay Thổ Chu - Đề xuất các giải pháp hạn chế tác hại của hiện tượng TTCDVCĐG. III- NGÀY GIAO NHIỆM VỤ: 21/1/2008 IV- NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ: 30/6/2008 V- CÁN BỘ HƯỚNG DẪN: CÁN BỘ HƯỚNG DẪN (Học hàm, học vị, họ tên và chữ ký) CN BỘ MÔN QL CHUYÊN NGÀNH 5/98 TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM PHÒNG DÀO TẠO SĐH ĐỘC LẬP-TỰ DO-HẠNH PHÚC Tp. Hồ Chí Minh, ngày…….tháng.….. năm 2008 NHIỆM VỤ LUẬN VĂN Họ tên học viên: Võ Hòa Thành Phái: Nam Ngày tháng năm sinh: 7/8/1972 Nơi sinh: Tp. Hồ Chí Minh Chuyên ngành: Kỹ thuật Khoan Khai thác và Công nghệ dầu khí MSHV: 03707422 I- TÊN ĐỀ TÀI: “ẢNH HƯỞNG CỦA HIỆN TƯỢNG TÍCH TỤ CONDENSATE VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG ĐẾN KHẢ NĂNG KHAI THÁC CỦA CÁC GIẾNG KHÍ TRONG BỒN TRŨNG NAM CÔN SƠN VÀ MALAY THỔ CHU” II- NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG: - Nghiên cứu ảnh hưởng của hiện tượng TTCDVCĐG đến khả năng khai thác của giếng khí trong bồn trũng Nam Côn Sơn và Malay Thổ Chu - Đề xuất các giải pháp hạn chế tác hại của hiện tượng TTCDVCĐG. III- NGÀY GIAO NHIỆM VỤ: 21/1/2008 IV- NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ: 30/6/2008 V- CÁN BỘ HƯỚNG DẪN: CÁN BỘ HƯỚNG DẪN (Học hàm, học vị, họ tên và chữ ký) CN BỘ MÔN QL CHUYÊN NGÀNH 6/98 LỜI CÁM ƠN Hiện tượng TTCDVCĐG là hiện tượng chưa được nghiên cứu nhiều ở Việt Nam. Cho đến nay vẫn chưa một báo khoa học nào đề cập đến hiện tượng này tại Việt Nam. Do đó trong quáình tr nghiên c ứu tác giả đã gặp rất hiều khó khăn. Nhưng nhờ sự quan tâm giúp đỡ và đặc biệt là sự hướng dẫn tận tình của TS. Mai Cao Lân và TS. Hoàng Minh Hải nên tác giả có hướng tiếp cận và đánh giá tác hại của hiện tượng TTCDLVCĐ một cách khoa học và đầy đủ hơn. Chân thành cảm ơn những hỗ trợ từ phía khoa Địa chất dầu khí - Trường ĐHBK TP. HCM , công ty KNOC, đặc biệt là TS. Mai Cao Lân và TS. Hoàng Minh Hải đã hướng dẫn tôi thực hiện đề tài này. Cám ơn sự quan tâm, giúp đỡ của Ths. Võ Văn Minh và KS. Nguyễn Văn Út người đã khuyên bảo nhiều ý kiến vô cùng quý báu trong suốt quá trình thực hiện luận văn thạc sĩ. Cám ơn sự giúp của gia đình. Gia đình đã t ạo điều kiện thuận lợi nhất cho tôi trong suốt quá trình học tập và làm luận này. TP.HCM, ngày 30 tháng 6năm 2008 Người thực hiện Võ Hòa Thành 7/98 TÓM TẮT LUẬN VĂ N THẠC SĨ Luận văn này được thực hiện dựa trên lý thuyết về tính chất vật lý của khícondensate, lý thuyết dòng chảy nhiều pha trong vỉa và phương pháp mô phỏng số. Tác giả đã sử dụng các phần mềm chuyên dụng trên nguồn số liệu thực thu thập được trong quá trình khoan th ăm dò đ ể giải quyết nhiệm vụ đã đư ợc nêu ở trên. Nhưng vì hạn chế về nguồn số liệu cũng như yêu cầu về tính bảo mật, nên tác giả chỉ có thể nghiên cứu chi tiết hiện tượng TTCDVCĐG ở mỏ Rồng Đôi trong bồn trũng Nam Côn Sơn. Hơn thế nữa, qua kết quả đánh giá sơ bộ, mỏ Rồng Đôi là một đối tượng sẽ chịu ảnh hưởng của hiện tượng TTCDVCĐG nặng nề nhất so với các mỏ khí khác trong bồn trũng Nam Côn Sơn và Malay Thổ Chu. Nên đó là lý do t ại sao tác giả chỉ tập trung nghiên cứu hiện tượng TTCDVCĐG ở mỏ Rồng Đôi. Những mỏ khác như Lan Tây, Lan Đỏ và các mỏ khí Tây Nam sẽ dừng lại ở mức độ đánh giá định tính. Các công trình nghiên cứu của các tác giả ngoài nước về hiện tượng TTCDVCĐG được tóm lược và phân tích để thấy được phương pháp luận và cách tiến hành nghiên cứu. Sau khi xem xét đánh giá các phương pháp nghiên cứu, phương pháp mô phỏng với mô hình mạng lưới tinh cục bộ (Local Grid Refinement –LGR) kết hợp với mô hình nhiều thành phần được tác giả đề xuất để tiến hành nghiên cứu về hiện tượng TTCDVCĐG. Kết quả nghiên cứu cho thấy hiện tượng TTCDVCĐG xảy ra ở mỏ Rồng Đôi là không thể tránh khỏi. Khả năng khai thác của giếng sẽ suy giảm đáng kể (khoảng 40%) khi áp suất thành giếng thấp hơn áp suất điểm sương. Giếng khoan ngang có mức độ suy giảm nhiều nhất, nhưng do có hệ số khai thác ban đầu lớn nên cho dù bị tác động bởi hiện tượng TTCDVCĐG thì hệ số khai thác của giếng khoan ngang luôn lớn hơn hệ số khai thác của giếng đứng và nghiêng. Thân ngang của giếng khoan ngang cho trường hợp mỏ Rồng Đôi là 300 m là tối ưu. Giếng khoan nghiêng với góc nghiêng lớn (60o) có hệ số khai thác lớn cũng sẽ là một giải pháp để hạn chế tác hại của hiện tượng TTCDVCĐG. Các giải pháp khác như xử lý bằng hóa chất, nứt vỉa thủy lực nhằm hạn chế và khắc phục tác hại của hiện tượng TTCDVCĐG đã được xem xét. Căn cứ trên tính 8/98 hiệu quả, mức độ áp dụng thực tế của giải pháp, đặc thù địa chất của mỏ Rồng Đôi, tác giả đề xuất phương án áp dụng hai giếng khoan ngang (thân ngang 300m) và ba giếng khoan nghiêng 60o, kết hợp với kỹ thuật hoàn thiện giếng thân trần để phát triển mỏ khí Rồng Đôi. Phương án này đã đáp ứng các yêu cầu về lưu lượng khí khai thác, hệ số thu hồi tối thiểu của mỏ và quan trọng nhất là hiệu quả kinh tế. Giá trị gia tăng từ phương án này so với phương án cơ sở (năm giếng khoan thẳng đứng) là rất lớn (82 triệu USD). Những mỏ khí khác trong bồn trũng Nam Côn Sơn và Malay Thổ Chu do có tỉ lệ condensate khí (CGR) thấp và độ thấm không nhỏ, nên ảnh hưởng của hiện tượng TTCDVCĐG là không đáng kể. Tuy nhiên, phương án khoan giếng có góc nghiêng lớn nên chủ động áp dụng để đảm bảo giếng luôn đáp ứng nhu cầu khai thác ngay cả khi có hiện tượng TTCDVCĐG xảy ra. 9/98 MỤC LỤC Chương 1: Mở đầu ....................................................................................................18 Chương 2: Tổng quan ...............................................................................................20 2.1. Tóm tắt các nghiên cứu về hiện tượng TTCDVCĐG của các tác giả trong và ngoài nước ........................................................................................................20 2.2. Hướng nghiên cứu ......................................................................................22 2.2.1. Phân loại các phương pháp nghiên cứu đã được áp dụng...................22 2.2.2. Nhận định về các phương pháp nghiên cứu ........................................22 2.2.2.1. Phương pháp giải tích sử dụng phương trình của Muskat và Fetkovich .....................................................................................................22 2.2.2.2. Phương pháp mô phỏng với mạng lưới thô sử dụng phương trình do Fevang và Whitson đề xuất ......................................................................23 2.2.3. Lựa chọn phương pháp nghiên cứu ....................................................24 Chương 3: Cơ sở lý thuyết ........................................................................................27 3.1. Tính chất của khí tự nhiên ..........................................................................27 3.2. Phương trình trạng thái ...............................................................................29 3.2.1. Phương trình trạng thái Redlich –Kwong ...........................................29 3.2.2. Phương trình trạng thái Soave-Redlich-Kwong .................................30 3.2.3. Phương trình trạng thái Peng - Robinson............................................31 3.2.3.1. Phương trình trạng thái một hydrocarbon ...................................31 3.2.3.2. Phương trình trạng thái cho hỗn hợp hydrocarbon......................32 3.2.4. 3.3. Ứng dụng phương trình trạng thái ......................................................33 3.2.4.1. Fugacity của một hỗn hợp ...........................................................33 3.2.4.2. Tính tỉ lệ mole của pha lỏng khí ..................................................34 3.2.4.3. Tính áp suất điểm sương..............................................................36 3.2.4.4. Tính khối lượng riêng dầu (hoặc condensate) và khí ..................37 3.2.4.5. Tính độ nhớt dầu (hoặc condensate) và khí .................................38 Ảnh hưởng của độ thấm tương đối và độ bão hòa đến khả năng khai thác của giếng và phương trình dòng chảy tổng quát ...................................................38 3.3.1. Biểu hiện vật lý của hiện tượng tích tụ condensate vùng lân cận đáy giếng .............................................................................................................38 10/98 3.3.2. Áp suất mao dẫn ..................................................................................40 3.3.3. Mô hình độ thấm tương đối ba pha .....................................................42 3.4. Mô phỏng khả năng khai thác của giếng khí ..............................................43 3.4.1. Giếng khoan đứng ...............................................................................43 3.4.2. Giếng khoan ngang .............................................................................45 3.5. Mạng lưới tinh cục bộ ................................................................................46 3.5.1. Ảnh hưởng của việc chia lưới .............................................................46 3.5.2. Độ dẫn truyền với mạng lưới LGR .....................................................48 3.6. Phương trình dòng chảy tổng quát .............................................................49 Chương 4: Mô hình hóa mỏ Rồng Đôi .....................................................................51 4.1. Giới thiệu ....................................................................................................51 4.2. Mục đích của việc mô hình hóa .................................................................51 4.3. Mô hình hóa................................................................................................51 4.4. Xây dựng mô hình mỏ Rồng Đôi ...............................................................55 4.4.1. Xây dựng mạng lưới ...........................................................................55 4.4.2. Thông số đất đá ...................................................................................56 4.4.3. Thông số chất lưu ................................................................................57 4.4.4. Phục hồi lịch sử ...................................................................................61 Chương 5: Nghiên cứu thực tế trên các mỏ khí trong bồn trũng Nam Côn Sơn ......62 5.1. Giới thiệu ....................................................................................................62 5.2. Đặc trưng địa chất, địa lý và tiềm năng của mỏ Rồng Đôi ........................62 5.3. Đánh giá sơ bộ nguy cơ xảy ra hiện tượng tích tụ condensate vùng lân cận đáy giếng mỏ Rồng Đôi.........................................................................................65 5.3.1. Tính chất khí .......................................................................................65 5.3.2. Đặc trưng thấm chứa của mỏ Rồng Đôi .............................................65 5.3.3. Kết quả thử giếng ................................................................................66 5.4. Nghiên cứu ảnh hưởng của hiện tượng TTCDVCĐG đế khả năng khai thác của giếng khí condensate mỏ Rồng Đôi ................................................................68 5.4.1. Giếng khoan đứng ...............................................................................68 5.4.2. Giếng khoan nghiêng ..........................................................................72 5.4.3. Giếng khoan ngang .............................................................................74 11/98 5.5. Giải pháp để cải thiện khả năng khai thác của giếng .................................76 5.5.1. Giới thiệu các giải pháp ......................................................................76 5.5.2. Giải pháp giảm giá trị skin ..................................................................76 5.5.3. Giải pháp thay đổi đặc tính thấm pha của vùng cận đáy giếng ..........77 5.5.4. Giải pháp gia tăng diện tích tiếp xúc giữa giếng và vỉa ......................77 5.5.5. Lựa chọn giải pháp hạn chế ảnh hưởng của hiện tượng TTCDVCĐG ... .............................................................................................................78 5.5.5.1. Nhận xét các giái pháp ................................................................78 5.5.5.2. Các nghiên cứu chi tiết để lựa chọn cấu trúc giếng tối ưu ..........81 Chương 6: Nghiên cứu thực tế trên các nỏ khí trong bồn trũng Malay – Thổ Chu ..87 6.1. Đặc trưng địa chất, địa lý và tiềm năng của mỏ khí trong bồn trũng Malay Thổ Chu .................................................................................................................87 6.2. Đánh giá sơ bộ nguy cơ xảy ra hiện tượng tích tụ condensate vùng lân cận đáy giếng mỏ khí Tây Nam ...................................................................................88 6.3. Những lưu ý khi nghiên cứu phát triển mỏ có liên quan đến các giải pháp khắc phục tác hại của hiện tượng TTCDVCĐG ở các mỏ khí Tây Nam...............89 Kết luận và kiến nghị ................................................................................................90 Tài liệu tham khảo .....................................................................................................92 Phụ lục A ...................................................................................................................94 Phụ lục B ...................................................................................................................96 Phụ lục C ...................................................................................................................97 12/98 DANH SÁCH HÌNH VẼ VÀ ĐỒ THỊ Hình 2.1 Phạm vi ứng dụng của hai loại mô hình.....................................................25 Hình 2.2 Minh họa cho mạng lưới LGR....................................................................26 Hình 3.1 Giản đồ pha của một loại hydrocarbon ......................................................27 Hình 3.2 Sự kết hợp của n thành phần tạo nên pha lỏng và pha khí. ........................27 Hình 3.3 Biểu đồ pha của hỗn hợp khí tự nhiên. ......................................................28 Hình 3.4 Giản đồ pha và điều kiện hình thành condensate .......................................29 Hình 3.5 Trình tự tính toán tỉ lệ mole pha lỏng và khí tại điều kiện áp suất p và nhiệt độ T ............................................................................................................................35 Hình 3.6 Đường thấm pha đặc trưng cho hai pha dầu khí .......................................39 Hình 3.7 Ví dụ về phân bố độ bão hòa chất lỏng trong vỉa khí condensate không có sự xâm nhập của nước vỉa .........................................................................................40 Hình 3.8 Quan hệ áp suất mao dẫn và đô bão hòa nước cho từng độ thấm ..............41 Hình 3.9 Một ví dụ về hàm J (được trình bày bởi Leverett 1944) ............................42 Hình 3.10 Quan hệ giữa độ bão hòa và độ thấm tương đối ......................................43 Hình 3.11 Giếng tại ô i,j lớp k trong hệ trục Decard ................................................44 Hình 3.12 Giếng được hoàn thiện từ lớp 1 đến m .....................................................45 Hình 3.13 Mô hình giếng khoan ngang.....................................................................45 Hình 3.14 Phương pháp chia lưới .............................................................................46 Hình 3.14 Phân bố áp suất và độ bão hòa condensate trong giếng khí - condensate 47 Hình 4.1 Mô hình hóa quá trình tính hệ số khai thác ................................................54 Hình 4.2 Mô hình 3D ................................................................................................55 Hình 4.3 Chia lưới cục bộ cho giếng đứng và ngang................................................55 Hình 4.4 Hàm J .........................................................................................................56 Hình 4.5 Độ thấm tương đối của pha dầu, khí và nước ............................................57 Hình 4.6 So sánh áp suất điểm sương từ đo đạc và mô phỏng với thành phần khí được trình bày trong bảng 4.1. ..................................................................................58 Hình 4.7 Giản đồ pha ................................................................................................60 Hình 4.8 Giản đồ thí nghiệm CCE ............................................................................60 Hình 4.9 Giản đồ thí nghiệm CVD ............................................................................61 Hình 4.10 Phục hồi áp suất đáy giếng thăm dò RD-1X DST#4 ...............................61 13/98 Hình 5.1 Vị trí lô 11-2 và mỏ Rồng Đôi ...................................................................63 Hình 5.2 Cột địa tầng mỏ Rồng Đôi. ........................................................................64 Hình 5.3 Kết quả đo áp suất điểm bọt khí .................................................................65 Hình 5.4 Phân bố xác suất độ thấm của mỏ Rồng Đôi .............................................66 Hình 5.5 Phân bố xác suất độ bão hòa nước của mỏ Rồng Đôi ................................66 Hình 5.6 Một ví dụ cho thấy dấu hiện xuất hiện condensate trong vỉa.....................67 Hình 5.7 Kết quả thử giếng thăm dò RD-1X ............................................................67 Hình 5.8 tương quan giữa CGR và áp suất thành giếng ............................................69 Hình 5.9 Sự thay đổi CGR ........................................................................................69 Hình 5.10 Condensate hình thành và tích tụ quanh đáy giếng..................................69 Hình 5.11 Sự lan tỏa condensate của trường hợp giếng đứng ..................................70 Hình 5.12 Phân bố độ bão hòa condensate tại một giếng thẳng đứng ......................71 Hình 5.13 Hệ số khai thác của giếng khoan đứng ....................................................72 Hình 5.14 Hệ số khai thác của giếng khoan nghiêng 30o .........................................73 Hình 5.15 Hệ số khai thác của giếng khoan nghiêng 60o .........................................73 Hình 5.16 Condenate hình thành và tích tụ quanh đáy giếng khoan ngang..............74 Hình 5.17 Hệ số khai thác của giếng ngang ..............................................................75 Hình 5.18 So sánh hệ số khai thác của các cấu trúc giếng ........................................75 Hình 5.19 Các phương án hoàn thiện giếng thẳng đứng hoặc nghiêng ....................79 Hình 5.20 Hệ số skin trong trường hợp giếng được hoàn thiện bằng kỹ thuật chống ống, trám xi măng và bắn vỉa ....................................................................................79 Hình 5.21 Swell packer .............................................................................................80 Hình 5.22 Cấu trúc giếng khoan ngang.....................................................................80 Hình 5.23 Sức bền dọc trục (UCS) của các mẫu lỏi .................................................81 Hình 5.24 So sánh các phương án có độ dài thân ngang khác nhau với phương án 1 ...................................................................................................................................83 Hình 5.25 So sánh các phương án với phương án 1 .................................................84 Hình 5.26 Dự báo sản lượng khí ...............................................................................85 Hình 5.27 Dự báo sản lượng condensate ..................................................................86 Hình 6.1 Vị trí các mỏ khí Tây Nam.........................................................................87 Hình 6.2 Minh họa cho mức độ cấu tạo phức tạp của các vỉa 27 ..............................88 14/98 DANH SÁCH CHỮ VIẾT TẮT CCE: Constant Composition Expansion CGR: Condensate Gas Ratio CVD: Consatnt Volume Depletion LGR: Local Grid Refinement PI: Productivity Index PVT: Pressure Volume Temperature RĐ: Rồng Đôi TTCDVCĐG: Tích tụ condensate vùng cận đáy giếng UCS: Uniaxial Compressive Strenght 15/98 DANH SÁCH CÁC KÝ HIỆU α: hệ số trong phương trình trạng thái αi là những hệ số tương ứng với thành phần thứ i a1: hệ số, 1/(2π .141.2) Ax : diện tích tiếp xúc vuông góc với phương x, L2 B: hệ số thể tích thành hệ (L3/L3) Bgd: hệ số thể tích thành hệ của khí khô, thể tích / thể tích Bo: hệ số thể tích thành hệ của dầu hay condensate, thể tích / thể tích βc: hệ số chuyển đổi, 1.127 C: thể tích condensate ở điều kiện vỉa trên thể tích khí đơn vị (ft3/ ft3) d: chiều dài của phần nằm ngang, ft ∆x: là kích thước của ô theo phương x ∆y : là kích thước của ô theo phương y ε: dung sai φ: độ rỗng, phần của 1 f: fugacity, psia ΦiL Fugacity Φ cho thành phần i ở trạng thái lỏng ΦiV Fugacity Φ cho thành phần i ở trạng thái khí h: bề dày vỉa, ft i,j: tọa độ của ô kHk : độ thấm theo phương ngang của lớp thứ k, mD kji là hệ số tương tác giữa hai thành phần ivà j krg: độ thấm tương đối của phá khí krocw: độ thấm tương đối của dầu tại độ bão hòa nước Swi krog: độ thấm tương đối của dầu so với khí krow: độ thấm tương đối của dầu so với nước krw: độ thấm tương đối của nước kx: độ thấm theo phương x, mD hoặc L2 ky: độ thấm theo phương y, mD hoặc L2 kz: độ thấm theo phương z, mD hoặc L2 Mg : khối lượng phân tử của hỗn hợp khí Mo : khối lượng phân tử của dầu (hoặc condensate) Mi : khối lượng phân tử của thành phần thứ i µ : độ nhớt, cp µg: độ nhớt của khí, cp µo : độ nhớt của dầu hay condensate, cp n : số lượng thành phần trong hỗn hợp hydrocarbon. 16/98 P : áp suất, psia Pc: áp suất tới hạn, psia Pg áp suất pha khí Po: áp suất pha dầu hoặc condensate Pi,j,k : áp suất ô thứ i,j,k, psi PIk: Hệ số khai thác của lớp k, ngàn ft3/ngđ/psi pR : áp suất vỉa, psia Pwf: áp suất đáy giếng, psia qg: lưu lượng khí, ft3/ ngày đêm qgk: lưu lượng khí của giếng tại lớp thứ k, ft3/d R: hằng số khí, 10.73 psi-ft3/lb-mol-oR re: bán kính ảnh hưởng, ft req: bán kính tương đương, ft ρg : khối lượng riêng của pha khí, khối lượng / thể tích ρo : khối lượng riêng của pha dầu hoặc condensate, khối lượng / thể tích Rs : hệ số khí hòa tan trong dầu, thể tích / thể tích rw: bán kính giếng, ft σ : sức căng bề mặt, dynes/cm S: hệ số skin Sg: độ bão hòa khí, phần của 1 Sgc: độ bão hòa khí tới hạn, phần của 1 Slc: độ bão hòa lỏng tới hạn, phần của 1 So: độ bão hòa dầu hay condensate, phần của 1 So: độ bão hòa dầu hoặc condensate, phần của 1 Soc: độ bão hòa dầu hay condensate tới hạn, phần của 1 Sw: độ bão hòa nước, phần của 1 Swi: độ bão hòa nước ban đầu T: nhiệt độ vỉa hoặc hệ thống, oR hoặc oF t: thời gian, ngày Tc: nhiệt độ tới hạn, oR hoặc oF V: thể tích, ft3/mol ω: hệ số đặc trưng từng thành phần khí Ωa: hệ số trong phương trình trạng thái Ωb: hệ số trong phương trình trạng thái xm : tỉ lệ mole thành phần thứ m trong dầu hoặc condensate ym : tỉ lệ mole thành phần thứ m trong khí 17/98 Zg: hệ số lệch của dầu, khí Zm: hệ số lệch của một hỗn hợp Zo: hệ số lệch của dầu, khí 18/98 Chương 1: Mở đầu Sản lượng dầu và khí đồng hành của Việt Nam đang ở giai đoạn đỉnh và sẽ giảm dần trong thời gian tới. Do đó việc tìm kiếm và phát triển những mỏ dầu khí mới trong và ngoài nước là nhiệm vụ sống còn của ngành dầu khí Việt Nam. Việc nghiên cứu trên các bồn trũng tiềm năng như Nam Côn Sơn và Malay Thổ Chu có ý nghĩa quan trọng, tạo tiền đề để phát triển hiệu quả các mỏ dầu khí trong khu vực này, góp phần ổn định sản lượng khí và condensate trong thời gian tới. Ngành công nghiệp khí Việt Nam còn rất non trẻ. Tính đến nay có khoảng 12 giếng khí đang khai thác trong bồn trũng Nam Côn Sơn. Chưa có giếng khai thác khí – condensate trong bồn trũng Malay Th ổ Chu do Việt Nam điều hành. Do đó kinh nghiệm về các giếng khai thác khí còn rất hạn chế. Sẽ có rất nhiều vấn đề phát sinh trong quá trình khai thác các giếng khí. Một số hiện tượng ảnh hưởng xấu đến sản lượng khí chẳng hạn như hiện tượng tích tụ condensate lên vùng lân cận đáy giếng (TTCLVLCĐG). Các nghiên cứu của nhiều tác giả ngoài nước đã cho th ấy điều đó. Mỏ khí Arun – Indonesia là một ví dụ điển hình, hệ số khai thác (PI) giảm 50% khi có hiện tượng tích tụ condensate trong vùng lân cận đáy giếng1. Một ví dụ khác từ mỏ Cal Cana – Mỹ, hệ số thu hồi giảm 10% khi có hiện tích tụ condensate và nước trong vùng lân cận đáy giếng 2. Hiện tượng TTCDVCĐG hầu như là không thể tránh khỏi ở những mỏ khí có áp suất điểm sương lớn hơn 1000 psi. Tác hại của hiện tượng này ở các mỏ khí condensate là hầu như không thể tránh khỏi. Tuy nhiên chúng ta hoàn toàn có thể dự báo và hạn chế hậu quả của hiện tượng này nếu có những nghiên cứu và giải pháp kỹ thuật thích hợp trong giai đoạn xây dựng các giếng khai thác khícondensate. Vì vậy những nghiên cứu về TTCDVCĐG có vai trò cực kỳ quan trọng để phát triển hiệu quả các mỏ khí-condensate trong bồn trũng Nam Côn Sơn và Malay Thổ Chu. 19/98 Do nguồn số liệu thu thập được bị hạn chế, yêu cầu về tính bảo mật, và hơn thế nữa là mong muốn đề tài có tính ứng dụng cao nên tác giả chỉ tập trung nghiên cứu chi tiết mỏ Rồng Đôi trong bồn trũng Nam Côn Sơn. Những nghiên cứu về hiện tượng TTCDVCĐG trên các đối tượng khác thuộc bồn trũng Nam Côn Sơ n và Malay Thổ Chu sẽ chỉ dừng lại ở mức độ định tính. 20/98 Chương 2: Tổng quan 2.1. Tóm tắt các nghiên cứu về hiện tượng TTCDVCĐG của các tác giả trong và ngoài nước Như đã trình bày ở phần mở đầu, kinh nghiệm khai thác các giếng khí ở Việt Nam còn rất hạn chế, hầu như chưa có nghiên cứu nào về ảnh hưởng của hiện tượng TTCDVCĐG lên các giếng khai thác khí-condensate ở Việt Nam. Trong khi đó hiện tượng TTCDVCĐG là hiện tượng phổ biến tại các mỏ khí-condensate và đã có r ất nhiều nghiên cứu về vấn đề này trên thế giới. Nhiều lý thuyết, phương pháp được đề xuất để dự báo khả năng khai thác của giếng. Dựa vào đó chúng ta có những công cụ để đánh giá ảnh hưởng của hiện tượng TTCDVCĐG. • Muskat3 (1949): Khi bàn luận về các vấn đề liên quan đến hiện tượng TTCDVCĐG, Muskat cũng đã giới thiệu phương trình biểu diễn mối tương quan giữa sự biến đổi độ bão hòa chất lỏng theo thời gian, lưu lượng khí, độ rỗng của đá, và tính chất của khí. Đây là một phương pháp thuần giải tích. • Kniazeff, Naville, và Eilert CK4 (1965): Ứng dụng lần đầu tiên phương pháp mô phỏng trên mô hình một chiều dòng chảy hướng tâm (radial flow) và hai thành phần (black oil) để nghiên cứu khả năng khai thác giếng khí. Các nghiên cứu này chứng tỏ độ bão hòa condensate quanhđáy gi ếng và sự thay đổi áp suất là một hàm của thời gian và những thông số liên quan đến quá trình vận hành như lưu lượng khí. Dựa vào số liệu nghiên cứu, Kniazeff và nhóm nghiên cứu đã kh ẳng định hiện tượng TTCDVCĐG làm giảm khả năng khai thác của giếng. Ảnh hưởng của dòng chảy không Darcy (non-Darcy flow) đến khả năng khai thác của giếng cũng được nghiên cứu. • Gondouin5 (1967): Nâng sự hiểu biết về những ảnh hưởng của hiện tượng TTCDVCĐG đến khả năng khai thác của giếng khí-condensate lên một tầm cao mới. Bằng cách sử dụng mô hình một chiều dòng chảy hướng tâm và hai thành phần, Gondouin và nhóm của ông đã phát tri ển các công trình nghiên cứu trước đ ó của Kniazef và các đồng tác giả. Các nghiên cứu của nhóm Gondouin đã ch ứng tỏ rằng hiện tượng TTCDVCĐG và dòng chảy không