Phát triển mô hình hàm độ thấm phụ thuộc áp suất vỉa

Chia sẻ: _ _ | Ngày: | Loại File: PDF | Số trang:5

Thêm vào BST

Báo xấu

28
lượt xem 2
download

Download Vui lòng tải xuống để xem tài liệu đầy đủ

Đề tài này sẽ tập trung xây dựng mô hình bán cơ học để nghiên cứu ảnh hưởng của độ thấm phụ thuộc áp suất (Permeability Compliance-PC) đến mối quan hệ hiệu suất dòng vào của các vỉa không thông thường, đặc biệt là sự hình thành đá phiến sét. Các tác giả đã phát triển hai mô hình dựa trên phương trình của Yilmaz và phương trình của Raghavan và Chin. Mời các bạn cùng tham khảo!

Chủ đề:

Bình luận(0) Đăng nhập để gửi bình luận!

Lưu

Nội dung Text: Phát triển mô hình hàm độ thấm phụ thuộc áp suất vỉa

PHÁT TRIỂN MÔ HÌNH HÀM ĐỘ THẤM PHỤ THUỘC ÁP SUẤT VỈA LƢƠNG Ả LN * NGUYỄN T NG QUÂN Development of pressure-dependent permeability model Abstract: This paper develops a pressure-dependent permeability model for unconventional reservoirs, especially shale formation, from that relevant factors such as pressure drawdown are considered to find the optimal value of pressure drawdown ensuring a normal and efficient production process, and we simulate permeability distribution in the reservoir simultaneously. Therefore, this topic will focus on developing a semi-mechanical model to study the effect of pressure-dependent permeability (Permeability Compliance-PC) on the inflow performance relationship of unconventional reservoirs, especially shale formation. The authors developed two models based on the equation of Yilmaz and the equation of Raghavan and Chin. The results show that at the optimum PC values, there exists a pressure drawdown at which the maximum flow rate is present. Keywords: Permeability compliance, pressure drawdown, inflow performance relationship. 1. G Ớ T ỆU * thấm phụ thuộc áp suất trong các phép tính toán Ngày nay với nguồn tài nguyên dầu khí bởi vì thiếu dữ liệu trong thí nghiệm để xác định thông thƣờng (chủ yếu là dầu) không còn dồi mức độ phụ thuộc của độ thấm vào áp suất. dào nữa thì trọng tâm của ngành công nghiệp đã Khi tốc độ khai thác suy giảm, các phƣơng chuyển sang các nguồn tài nguyên phi truyền pháp khai thác nhân tạo thƣờng đƣợc triển khai thống, nhƣ khí than metan (coal bed methane), vào giếng để duy trì sản xuất trƣớc khi các mô đá phiến và vỉa chặt sít có độ thấm thấp. Những phỏng vỉa đắt đỏ khác đƣợc xem xét nhƣ công kết quả trong phòng thí nghiệm dƣới những điều nghệ thu hồi dầu tăng cƣờng. Nguyên tắc chính kiện đƣợc điều chỉnh đã chỉ ra tính chất của đá của bất kỳ phƣơng pháp khai thác nhân tạo là sử phụ thuộc ứng suất thể hiện rất rõ ở những vỉa dụng nguồn năng lƣợng bên ngoài (nhân tạo) chặt sít. đƣa vào giếng để giảm áp suất đáy giếng hoặc Áp suất suy giảm là một hiện tƣợng tự nhiên để tăng chênh áp. Sự chênh áp cao này có thể trong vỉa chứa một khi quá trình khai thác bắt làm cho thành hệ bị nén dẫn đến giảm độ thấm. đầu. Một trong những thông số quan trọng trong Do đó, việc tìm ra một chênh áp tối ƣu cho một việc xác định tiềm năng khai thác của giếng là hệ thống khai thác đối với một vỉa cụ thể là rất độ thấm của đá vỉa. Các kỹ sƣ trong ngành công quan trọng để tối đa hóa sản lƣợng khai thác nghiệp dầu khí đôi khi không xem xét đến độ hoặc hệ số thu hồi. Phƣơng pháp thông thƣờng để mô hình hóa * Trường Đại học Dầu khí Việt Nam đặc tính dòng chảy của vỉa trong các giếng 762 Cách mạng tháng tám, P. Long Toàn, Tp. Bà Rịa, thẳng đứng và giếng ngang giả định tính thấm tỉnh Bà Rịa - Vũng Tàu Email: linhlh@pvu.edu.vn của vỉa không đổi trong suốt vòng đời của vỉa 76 ĐỊA KỸ THUẬT SỐ 1 - 2021
(Phƣơng trình cân bằng vật chất quan tâm đến nhiều khi γ lớn. Gradient áp suất gần giếng khả năng nén của thành hệ cũng nhƣ chất lƣu lớn tạo ra trong quá trình khai thác bởi γ lớn trong giếng với sự suy giảm của áp suất. Độ nén có thể gây ra hiện tƣợng sinh cát và sụp lở của thành hệ thay đổi khi độ rỗng và độ thấm thành giếng do tốc độ khai thác quá mức. thay đổi. Hơn thế nữa, khi độ nén của chất lƣu Raghavan và Chin (2004) [2] đƣa ra sự phụ thay đổi tức là chất lƣu giãn nở, độ bão hòa chất thuộc của độ thấm vào áp suất nhƣ sau: lỏng thay đổi, do đó độ thấm tƣơng đối thay (3) đổi). Tuy nhiên trong quá trình khai thác, đất đá Với m là biến thể hiện sự suy giảm độ thấm. thành hệ giãn nở dẫn đến sự thay đổi tính thấm Ngoài ra, Kozeny (1927) [3], Darling (2005) của vỉa. Mục tiêu chính của nghiên cứu này là [4], Kotyakhove (1956) [5] , Willie và Rose phát triển một mô hình bán cơ học để nghiên (1950) [6], Timur (1968) [7] cũng đã phát triển cứu ảnh hƣởng của thông số độ thấm phụ thuộc hàm độ thấm cho cho các loại đá khác nhau. áp suất (Permeability Compliance-PC) trên Đối với đá phiến sét, giá trị γ nằm trong khoảng đƣờng đặc tính dòng vào của các vỉa phi truyền từ 0.83E-4psi-1 đến 6.83E-4psi-1 [8], [9]. thống, đặc biệt là vỉa phiến sét. Trong nghiên cứu này nhóm tác giả xét đến 2. P ƢƠNG P P dòng chảy một chiều tuyến tính ổn định qua Sự phụ thuộc của độ thấm vào áp suất lỗ một khối thể tích nhất định của chất lƣu không rỗng tạo nên sự không tuyến tính của phƣơng nén đƣợc. Phƣơng trình liên tục có thể đƣợc trình dòng chảy trong vỉa. Để nghiên cứu dòng viết nhƣ sau: chất lƣu đi qua môi trƣờng lỗ rỗng phụ thuộc vào ứng suất, một thông số mới – module thấm “γ” đƣợc xác định bởi Nur và cộng sự. [1] Với Q là lƣu lƣợng chất lƣu qua khối thể tích nhất định. (1) Sử dụng phƣơng trình Darcy để mô tả mối -1 Trong đó, là PC (psi ), k là độ thấm quan hệ giữa lƣu lƣợng và sụt áp do ma sát cho (mD). Thông số này đóng một vai trò quan dòng chảy của chất lƣu Newton không nén đƣợc trọng khi xét đến môi trƣờng lỗ rỗng có độ qua một khối thể tích nhất định, đƣợc viết lại thấm bị ảnh hƣởng khi thay đổi ứng suất hiệu nhƣ sau: dụng. Độ thấm thay đổi theo hàm mũ với áp suất lỗ rỗng nhƣ sau: (2) Trong đó là độ thấm, mD; là độ nhớt, cp Trong đó, P i và P là áp suất vỉa ban đầu và và là gradient áp suất do ma sát, psi/ft. áp suất đáy giếng. Các thí nghiệm của Nur và Kết hợp giải 2 cụm phƣơng trình (2), (4), cộng sự cho thấy độ lớn của PC tƣơng đƣơng (5) và (3), (4), (5) áp dụng 2 điều kiện biên: với độ nén trong vỉa, chỉ ra sự quan trọng của tại thành giếng (x = r w), áp suất bằng áp suất thông số PC trong suốt quá trình khai thác hay đáy giếng (P = Pwf); tại biên ngoài của vỉa (x = bơm ép. Ảnh hƣởng của hệ số độ thấm phụ re), áp suất bằng áp suất vỉa ((P = P e), nhóm thuộc vào áp suất có thể rất quan trọng đối với tác giả thu đƣợc phƣơng trình phân bố áp suất việc bơm ép chất lƣu và khai thác từ vỉa. Ví theo hƣớng x trong vỉa nhƣ công thức (6), (7). dụ, chênh áp quá mức có thể gây ra bít tắc Tại các giá trị khác nhau của và m, phƣơng dòng gần giếng. Ngoài ra, ƣớc tính khả năng trình dự báo các sự phân bố áp suất khác nhau lƣu trữ của các vỉa có thể đƣợc điều chỉnh rất trong vỉa. ĐỊA KỸ THUẬT SỐ 1 - 2021 77
Phƣơng trình Joshi (1988) [10] đƣợc sử dụng để tính toán đặc tính dòng vào cho giếng ngang đƣợc thể hiện ở công thức (6) Trong đó: suất đáy giếng (3000psi), bán kính vỉa (10000ft) và bán kính giếng (0.25ft) đƣợc sử , ft dụng. Các thông số để tính toán đƣờng đặc tính dòng vào cũng nhƣ mô phỏng trên phần mềm thƣơng mại đƣợc trình bày trong các bảng dƣới đây. Ngoài ra còn có các thông số : độ thấm ngang, mD độ bão hòa và độ thấm tƣơng đối dầu- nƣớc : độ thấm dọc, mD cũng đƣợc sử dụng trong mô phỏng trên phần : bán kính tháo lƣu (radius of drainage mềm thƣơng mại. area), ft : chiều dài của giếng ngang, ảng 1. Thông số đầu vào để dự báo sự ph n , ft bố áp suất trong vỉa và hiệu chỉnh đƣờng PR Kết quả từ phƣơng trình (6) và (8) sẽ đƣợc Chiều sâu thực (MD) (ft) 14000 xác thực bằng cách sử dụng các kết quả mô Chiều sâu thẳng đứng (TVD) (ft) 9500 phỏng từ một phần mềm thƣơng mại. Phần mềm tính toán dòng vào của vỉa theo công thức: Đƣờng kính Tubing (ft) 0,25 Áp suất vỉa (psi) 5000 Chiều dày vỉa (ft) 100 Trong đó: Bán kính vỉa (ft) 6000 là độ linh động của dầu Độ thấm dọc, Kv (mD) 1 Độ thấm ngang, Kh (mD) 1 : áp suất ở block thứ j, psi Hệ số nhiễm bẩn 0 PI: là chỉ số khai thác (Productivity Index), Độ nhớt (cp) 5 STB/day/psi ϵ 0,001 3. K T QUẢ VÀ T ẢO LUẬN Iani 1 Để biểu diễn sự thay đổi của độ thấm theo Hệ số thể tích thành hệ 1,1 sự thay đổi của áp suất, ta sử dụng Excel để Specific Gravity 0,934 tính toán. Để dự báo sự phân bố áp suất trong Áp suất đầu giếng (psi) 300 psi vỉa, các thông số nhƣ áp suất vỉa (5000psi), áp 78 ĐỊA KỸ THUẬT SỐ 1 - 2021
ảng 2. Thông số đầu vào cho mô phỏng trên phần mềm thƣơng mại Áp suất vỉa ban đầu, Pe (psi) 5000 Áp suất đáy giếng, Pwf (psi) 3000 Bán kính vỉa, re (ft) 10000 Bán kính giếng, rw (ft) 0,25 Chiều sâu thẳng đứng (TVD) (ft) 9500 H nh 2. Sự thay đổi độ thấm theo chênh áp ΔP Chiều dài đoạn giếng ngang (ft) 4500 (xét theo hàm phụ thuộc Raghavan) Chiều dày của vỉa (ft) 1,4 hoặc100 Độ thấm ban đầu (mD) 1 Độ rỗng của thành hệ (%) 10 Độ bão hòa dầu ban đầu (%) 90 Độ bão hòa nƣớc ban đầu (%) 10 Tổng số ô lƣới trong block 2323 Các kết quả đƣợc minh họa trong hình 1 và H nh 3. Sự phân bố áp suất trong vỉa theo PC hình 2 mô tả mối quan hệ giữa độ chênh áp và (xét theo hàm phụ thuộc Yilmaz) độ thấm tính toán theo Yilmaz, Raghavan và Chin. Ở giai đoạn ban đầu của vỉa, độ thấm tính toán giống nhƣ độ thấm ban đầu, ki = 1 mD cho các giá trị khác nhau của và m. Khi chênh áp tăng, độ thấm tính toán giảm theo từng giá trị cụ thể của PC. Mặc dù chênh áp là giống nhau cho tất cả các giá trị của PC, nhƣng sự phân bố áp suất trong vỉa thay đổi đáng kể do sự thay đổi của giá trị PC (hình 3, hình 4). Kết quả trong hình 3 cho thấy rằng có sự sụt áp diễn ra nhanh H nh 4. Sự phân bố áp suất trong vỉa theo m gần thành giếng và áp suất khá ổn định khi cách (xét theo hàm phụ thuộc Raghavan) xa thành giếng, điều này không đƣợc thể hiện rõ nhƣ trên hình 4. Hình 5. So sánh sự phân bố áp suất giữa kết quả H nh 1. Sự thay đổi độ thấm theo chênh áp từ phương tr nh (6) và phần mềm thương mại ΔP (xét theo hàm phụ thuộc Yilmaz) với PC = 0.001 ĐỊA KỸ THUẬT SỐ 1 - 2021 79
Trên hình 5 so sánh sự phân bố áp suất giữa mà tại đó lƣu lƣợng là lớn nhất; (4) Cần chú kết quả trên Excel (áp dụng phƣơng trình 6) và trọng đến ảnh hƣởng của áp suất đến sự thay đổi phần mềm thƣơng mại. Có sự khác biệt giữa hai của độ thấm trong các vỉa phi truyền thống để phƣơng pháp và sự chênh lệch kết quả đƣợc quan có cái nhìn chính xác cũng nhƣ dự báo đúng về sát là khoảng 8%. Ở hình 6 mô tả dữ liệu về lƣu khả năng ƣớc tính thu hồi dầu cuối cùng. lƣợng so với chênh áp. Với giá trị PC ngày càng tăng, đặc tính dòng vào sẽ khác với đƣờng đặc TÀ L ỆU T AM K ẢO tính của Joshi, và chênh áp tăng làm cho lƣu lƣợng giảm. Vậy có thể nhận thấy có mối tƣơng 1. Nur A., and Yilmaz, O.: Pore pressure in quan tối ƣu mô tả lƣu lƣợng tối đa ở các giá trị fronts in fractured rock systems, Dept. of khác nhau của chênh áp và PC (hình 7). Geophysics, Stanford U., Stanford, CA,1985. 2. Raghavan R., Chin L. Y.: Productivity Changes in Reservoirs With Stress-Dependent Permeability, SPE Reservoir Evaluation & Engineering, Vols. SPE-88870-PA, 2004. 3. Kozeny J., "U¨ ber kapillare Leitung des Wassers im Boden (Aufstieg Versikerung und Anwendung auf die Bemasserung)," Sitzungsber Akad., Wiss, Wein, Math. Naturwiss. , vol. 136, p. 271–306, 1927. 4. Darling, T.: Well Logging and Formation Evaluation, Gulf Profess. Publishers/Elsevier H nh 6. Mối quan hệ giữa lưu lượng và chênh Inc., Amsterdam, Boston, Heidelberg, London, NY, Oxford, Paris, San Diego, San Francisco, áp thông qua mô h nh Joshi hiệu chỉnh Singapore, Sydney, Tokyo, 2005. 5. Kotyakhov FI.: Approximate method of determining petroleum reserves in fractured rocks, Neftyanoe Khozyaystvo, vol. 4, pp. 40- 46, 1956. 6. Wyllie MRJ, Rose WD.: Some theoretical considerations related to the quantitative evaluation of the physical characteristics of reservoir rock from electric log data," Trans AIME, vol. 189, pp. 105-118, 1950. 7. Timur A.,: An investigation of permeability, porosity and residual water Hình 7. Mối quan hệ giữa PC và chênh áp tối saturation relation for sandstone reservoirs, The ưu tại áp suất vỉa khác nhau Log Analyst, vol. 9, no. 4, pp. 8-17, 1969. 8. Yasser M., Metwally M., and Sondergeld Carl H.: Measuring low permeabilities of gas- 4. CONCLUSIONS sands and shales using a pressure transmission Trên cơ sở tính toán, phát triển mô hình hàm technique, International Journal of Rock độ thấm phụ thuộc áp suất vỉa, đồng thời so Mechanics and Mining Sciences, vol. 48, pp. sánh kết quả với phần mềm thƣơng mại có thể 1135-1144, 2011. rút ra một vài kết luận sau: (1) Phƣơng trình 6 9. Jyotadiya S.: Steady state permeability đáng tin cậy hơn phƣơng trình 7 trong việc xác measurements in shales, Thesis. Master of định phân bố áp suất trong vỉa có độ thấm phụ science, University of Oklahoma, 2018. thuộc áp suất; (2) Khi PC= 0.0003 psi-1 hoặc cao 10. Joshi S.: Augmentation of Well hơn, có một giá trị Pwf tối ƣu mà tại đó lƣu Productivity with Slant and Horizontal Wells, Journal of Petroleum Technology, Vols. 729- lƣợng đạt giá trị lớn nhất; (3) Khi PC = 0.0003 739, June 1988. psi-1 hoặc cao hơn, tồn tại một giá trị chênh áp Người phản biện: TS. PHAN TỬ CƠ 80 ĐỊA KỸ THUẬT SỐ 1 - 2021