Nghiên cứu đặc tính cơ lý đất đá tầng oligocene bể Cửu Long nhằm tối ưu phương pháp khai thác dầu áp dụng kỹ thuật nứt vỉa thủy lực
ThS. Cao Hữu Bình, ThS. Bùi Thiều Sơn, TS. Phùng Văn Hải ThS. Nguyễn Hữu Danh, ThS. Nguyễn Vũ Thiên Tú ThS. Vũ Thị Xuân Hương, KS. Phan Thanh Lợi Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí (PVEP) Email: haipv@pvep.com.vn

Tóm tắt

Bài viết giới thiệu nguyên lý hình thành vỉa chặt sít tầng Oligocene và mối quan hệ giữa địa tầng với các đặc tính cơ lý đất đá trong tập Oligocene E và F, bể Cửu Long. Đồng thời, nhóm tác giả đưa ra phương pháp luận nhằm xây dựng tính chất cơ lý đá nói chung dựa trên tài liệu, kết quả thử vỉa một số giếng khoan áp dụng kỹ thuật nứt vỉa thủy lực được thực hiện từ năm 2012 đến nay.

Từ khóa: Overburden, áp suất lỗ rỗng, hệ số Young’s modulus, hệ số Poisson, lực ma sát trong, ứng suất nén một trục, ứng suất ngang lớn nhất, ứng suất ngang nhỏ nhất, nứt vỉa thủy lực.

1.    Giới thiệu

Tầng Oligocene ở bể Cửu Long với đặc thù trầm tích Fluvial - Lacustrine cát sét xen kẹp, phần lớn nằm trên đá móng nứt nẻ trước Đệ Tam. Các giếng khoan qua đối tượng này có biểu hiện dầu khí tốt, tuy nhiên thử vỉa phần lớn không cho dòng tự nhiên. Kết quả phân tích mẫu lõi cho thấy các vỉa sản phẩm có đặc tính chặt sít, độ rỗng khoảng 10% và độ thấm rất nhỏ khoảng vài mD (Hình 1) [1].

Theo thống kê, trữ lượng dầu khí tại chỗ của đối tượng này xấp xỉ 1 tỷ thùng, trong đó tầng Oligocene E và F chiếm tỷ trọng lớn. Hiện nay, các mỏ dầu đang khai thác suy giảm nhanh, mỏ mới đưa vào khai thác chủ yếu là mỏ nhỏ, cần nghiên cứu các giải pháp duy trì sản lượng khai thác. Trong đó, giải pháp áp dụng công nghệ nứt vỉa thủy lực đã được thử nghiệm ở các giếng thăm dò, thẩm lượng và khai thác ở các mỏ Jade, Kình Ngư Trắng, Ruby, Hải Sư Đen… mặc dù số lượng giếng áp dụng/thử nghiệm không nhiều nhưng bước đầu được đánh giá khả quan (Hình 2).

Để đánh giá, phân tích chi tiết hơn kết quả các giếng đã áp dụng nhằm loại trừ các rủi ro tiềm ẩn và tiến tới áp dụng công nghệ nứt vỉa thủy lực rộng rãi trong tương lai, cần nghiên cứu và xây dựng tính chất cơ lý đất đá đáng tin cậy của khu vực sẽ áp dụng.

Kết quả của Hình 1 và 2 cho thấy các vỉa độ thấm < 1mD sẽ có hiệu quả cao khi áp dụng công nghệ nứt vỉa thủy lực.




2.    Địa tầng bể Cửu Long và nguyên nhân hình thành vỉa chặt sít ở tầng Oligocene E và F

Theo cơ chế tăng áp suất lỗ rỗng [2] ở tầng Oligocene có thể thấy:

-    Trầm tích Oligocene E và F hầu hết nằm trên đá móng tuổi Đệ Tam. Các giếng khoan qua tầng Oligocene E và F bắt gặp các lớp đá magma xâm nhập, từ đó hình thành cơ chế tăng áp suất do tăng nhiệt độ (aquathermal pressurisation). Sự phân rã các nguyên tố phóng xạ của các tinh thể magma làm cho các lỗ rỗng bị giãn nở và bị giới hạn bởi các lớp   đất đá không nén ép từ móng (basement) dẫn đến việc tăng áp suất vỉa.

-    Trầm tích các tầng Oligocene E và F là các trầm tích sét mất nước được thể hiện rõ với cơ chế phản ứng khử nước (dehyration reaction) [3, 4]. Nói cách khác, có sự chuyển đổi rõ rệt từ sét ngậm nước sang sét mất nước. Điển hình là sự có mặt của kaolinite, illite, chlorite trong thành phần sét giếng mỏ Hải Sư Đen (Bảng 2).

-    Ngoài ra, việc xác định áp suất vỉa từ các tài liệu DST, MDT/RCI cho thấy áp suất ở các tầng Oligocene cao hơn rất nhiều so với áp suất thủy tĩnh [5 - 7]. Một cơ chế quan trọng khác làm tăng áp suất lỗ rỗng ở đây là mất cân bằng trầm tích (disequilibrium compaction). Quá trình lắng đọng trầm tích nhanh dẫn đến việc đẩy chất lưu trong lỗ rỗng ra nhanh hơn so với việc mất lỗ rỗng. Áp suất thành hệ thu được từ kết quả MDT/RCI của các giếng  mỏ Kình Ngư Trắng, Hải Sư Đen, Sư Tử Trắng được thể hiện trong Bảng 3.

Các giếng khoan gặp những vỉa mới có các biểu hiện trên có thể khẳng định là vỉa chặt sít và cần có kế hoạch áp dụng công nghệ nứt vỉa thủy lực trong công tác phát triển mỏ trong tương lai.

3.    Đặc tính cơ lý đá của bể Cửu Long để xây dựng nứt vỉa thủy lực

Việc xác định các thông số cơ lý đá như lực ma sát trong (internal friction), ứng suất nén một trục (UCS), các hệ số Poisson, Young’s modulus, độ bền nứt nẻ (fracture toughness), ứng suất ngang nhỏ nhất (Shmin) và hướng ứng suất ngang lớn nhất (Shmax) rất quan trọng để xây dựng nứt vỉa thủy lực cho các mỏ. Tuy nhiên, việc xác định các thông số trên cần có tài liệu mẫu lõi để so sánh và kiểm tra. Sơ đồ số lượng giếng khoan tối thiểu để tối ưu việc xây dựng nứt vỉa thủy lực được thể hiện như Hình 4.

Các thông số cơ lý đá đối với các mỏ không có mẫu  lõi được xây dựng dựa trên nguyên lý lý tưởng và được kiểm tra lại với các số liệu có được của giếng khoan như dữ liệu log, áp suất… Hướng xây dựng (workflow) và các phương pháp luận để xây dựng các thông số cơ lý đá làm đầu vào cho nứt vỉa thủy lực tầng Oligocene E và F bể Cửu Long như sau [8, 9] (workflow chung cho các mỏ tầng Oligocene bể Cửu Long Hình  5).

4.    Ứng dụng xác định cơ lý đá cho giếng khoan mỏ Kình Ngư Trắng

Overburden được tính toán dựa trên đường cong mật độ tại độ sâu từ ~2.250m TVD đến đáy giếng. Đường cong số mũ được tính toán xấp xỉ bằng mật độ của mud line ~ 1,95g.cc đến độ sâu ~2.250m TVD.

Áp suất lỗ rỗng (Pore pressure) được tính từ đường cong điện trở suất, Sonic và được hiệu chỉnh bằng áp suất lấy từ MDT/RCI và  DST.

Xác định các thông số cơ lý đá

Xác định ứng suất nén một  trục  (UCS), lực ma sát trong (internal friction), hệ số tĩnh Poisson và Young’s Modulus được tính toán thông qua các tài liệu địa vật lý giếng khoan như Sonic, Compression velocity, Shear velocity. Mặc dù giếng Kình Ngư Trắng không phân tích cơ lý đá trên mẫu lõi nên kết quả vẫn còn rủi ro. Tuy nhiên, kết quả này đã được so sánh với mỏ có cùng cấu tạo là Dương Đông và kết quả khá phù hợp.

Xác định hướng Shmax dựa trên tài liệu FMI

Đối với giếng của mỏ Kình Ngư Trắng, do không đo FMI nên việc xác định hướng Shmax có thể xây dựng dựa trên hướng Shmax của tầng móng nứt nẻ Đệ Tam. Kết hợp với thời gian hình thành đứt gãy giữa tầng móng và tầng Oligocene có thể xác định được Shmax của tầng Oligocene và tầng móng cùng hướng.

Xác định Shmin dựa trên dữ liệu áp suất đóng khe nứt - FCP (fracture closure pressure) cho elastic (nguyên lý lý tưởng) và được so sánh lại bằng poroelastic (được xây dựng trên các dữ liệu địa vật lý giếng khoan), xác định độ bền nứt nẻ (fracture toughness) theo hệ số Young’s modulus.




5.    Kết luận và kiến nghị

Tiềm năng dầu khí trong tầng Oligocene E và F, bể Cửu Long rất lớn. Để khai thác được các đối tượng này cần áp dụng công nghệ nứt vỉa thủy lực. Để giảm thiểu rủi ro khi áp dụng công nghệ nứt vỉa thủy lực cần có các nghiên cứu tính cơ lý đất đá qua các mẫu lõi để hiệu chỉnh lại các kết quả tính toán bằng tài liệu địa vật lý giếng khoan.

Phần lớn hướng Shmax tầng Oligocene E bể Cửu Long là Bắc Tây Bắc - Nam Đông Nam đến Bắc - Nam (khảo sát theo các mỏ Hải Sư Đen, Dương Đông, Kình Ngư Trắng…). Nứt vỉa thủy lực cho tầng Oligocene E đặc biệt có hiệu quả cao với độ thấm 1mD.

Nhóm tác giả kiến nghị cần có kế hoạch lấy mẫu các mỏ chặt sít và làm các thí nghiệm cơ lý    đá để hiệu chỉnh kết quả trong mô hình xây dựng cơ lý đá. Việc lấy áp suất từ leak-off test trong sét và minifrac test trong cát nên được thực hiện tại nhiều độ sâu khác nhau và khuyến khích sử dụng thiết bị wireline cho các  giếng.


Tài liệu tham khảo

1.    Bingjian Li, Nguyen Nhi, Nguyen Quoc Quan, Hoang Dong, Cao Duy, Dave     Weichman, 
Sherif M.Farag, The Phuong. The natural fracture evaluation in the unconventional tight Oligocene reservoirs - Case studies from Cuu Long basin, Southern offshore Vietnam. SPE-145909-MS. Society of Petroleum Engineers. 2011.
2.    Mark    D.Zoback.    Reservoir    geomechanics. Cambridge University Press. 2010.
3.    Jade  and  Ruby  Core  analysis  report  of Petronas.
October 2010 and 2012.
4.    Hai Su Den Core analysis report of Thang Long JOC.
December 2009.
5.    Su Tu Trang MDT test of Cuu Long JOC. October 2003.
6.    Hai Su Den MDT test of Thang Long JOC. October 2009.
7.    Kinh Ngu Trang RCI test of PVEP POC. August 2010.
8.    Hai Su Den Geomechanical modelling and Hydraulic fracturing report of Thang Long JOC. February 2015.
9.    Duong Dong Hydraulic fracturing report. April 2010.
10.    Duong Dong FMI interpretation report of JVPC. August 2013.
11.    Kinh Ngu Trang FMI interpretation report of PVEP POC. September 2012.
12.    Nguyen Thi Thanh Binh, Tomochika Tokunaga, Hoang Phuoc Son, Mai Van Binh. Present-day stress and pore pressure fields in the Cuu Long and Nam Con Son basins, offshore Vietnam. Marine and Petroleum Geology. 2007; 24: p. 607 - 615.
13.    The Geological Society, London United Kingdom. The geology of geomechanics. 28 - 29 October 2015.

 
Study of the mechanical properties of Oligocene rocks in Cuu Long basin for optimisation of oil production using hydraulic fracturing

Cao Huu Binh, Bui Thieu Son, Phung Van Hai, Nguyen Huu Danh Nguyen Vu Thien Tu, Vu Thi Xuan Huong Phan Thanh Loi Petrovietnam Exploration Production Corporation
Email:  haipv@pvep.com.vn 

Summary

The article introduces the principle of Oligocene tight reservoir formation as well as the relationship between the stratigraphy and the mechanical properties of Oligocene sequences E and F in Cuu Long basin. In addition, the authors present the methodology to estimate the geomechanical properties of rocks based on documentation and well test re- sults using hydraulic fracturing technique from 2012 to date.

Key words: Overburden, pore pressure, Young’s modulus, Poisson’s ratio, internal friction, uniaxial compressive strength, Shmax, Shmin, hydraulic fracturing.




Bình luận
Họ tên
Email
Mã xác nhận
 
 

Tin khác

Cơ quan chủ quản: Tập đoàn Dầu khí Việt Nam.
Trưởng ban biên tập: Nguyễn Quốc Thập, Phó Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam.
Số giấy phép: 10/GP-TTĐT, cấp ngày: 25/01/2013. Website: www.pvn.vn
Địa chỉ: Số 18 Láng Hạ, Hà Nội. Tel: (84-24) 38252526. Fax (84-24) 38265942
Liên hệ     |    Đánh giá     |    Sitemap     |    Điều khoản sử dụng
Phát triển bởi www.paic.pvn.vn