86
Độ nén của đá chứa
Phân tích độ nén thể tích lỗ rỗng trên 8 mẫu lõi của giếng HD-2X cho kết quả cho giá trị độ nén khoảng 2E-06/psi đến 9E-06/psi.
4.2.1.2 Tính chất chất lưu vỉa
Tổng hợp kết quả phân tích DST
Tại đối tượng nghiên cứu (tập F) có 4 giếng khoan thăm dò và thẩm lượng được khoan qua để tiến hành nghiên cứu. Tuy nhiên, quá trình thử vỉa tại tập F chỉ được tiến hành tại 3 trong 4 giếng khoan trên, (bảng 4.3) tóm tắt các thông số thử vỉa.
Bảng 4.3 các thông số cơ bản của quá trình thử vỉa mỏ khí Hừng Đông Giếng HD-1X HD-3X HD-4X DST # 2 1 1 Tập "F" "F" "F" Khoảng thử vỉa (mMDRT) 4043-4115 4383 - 4483 4681 - 4876 Khoảng thử vỉa (mTVDSS) 3733 – 3788 4349- 4448 4646.4 - 4840.2 Phần thân giếng mở vỉa 7" 7" 5"
Lưu lượng khí tối đa (tr.bộ
khối khí/ngày) 32.1 8.7 Hủy
Dầu đồng hành (thùng/ngày) 3751 1086 Không có CGR (thùng/triệu bộ khối khí) 117 125 Không có
Độ API của Condensate 51-55 49-53
H2S (ppm) 35 25
Cỡ Côn 56/64" 64/64"
Áp suất miệng giếng (psig) 2636 603
Áp suất vỉa (psia) 8157 8501
Độ sâu đo (mTVDSS) 3703 4306
Áp suất vỉa ước đoán Đóng giếng
87
Số liệu thử vỉa DST trong tập F
Trong tập F có tất cả 3 quá trình thử vỉa HD-1X (DST#2), HD-3X (DST#1), HD- 4X (DST#1). Tuy nhiên, quá trình DST thực hiện tại giếng HD-4X (DST#1) đã không thành công. Do đó, kết quả phân tích thử vỉa chủ yếu dựa vào hai kết quả còn lại, bảng
4.4 và 4.5 thể hiện các thông số vỉa trong quá trình phân tích tài liệu áp suất (PTA). Tập F giếng HD-1X (DST#2)
Quá trình thử vỉa được thực hiện trong ống chống 7”, khoảng mở vỉa 4043 – 4115 mMDRT (13265 -13501 ft).
Các mẫu PVT được lấy và phân tích trong tập F cho thấy chất lưu là khí condensat ngưng tụ ngược. Trong suốt giai đoạn mở dòng chính, lưu lượng khí trung bình là 22,8 triệu bộ khối khí/ngày và lưu lượng condensat là 2802 thùng/ngày với chênh áp đáy giếng khoảng 480 psi, cỡ côn 40/64”. Trong giai đoạn thử lưu lượng từng cấp, lưu lượng khí tối đa là 32 triệu bộ khối khí/ngày và condensat là 3604 thùng/ngày với chênh áp đáy giếng là 720 psi và áp suất dòng chảy đầu giếng tối thiểu là 2636 psig, cỡ côn 56/64”. Ngoại suy số liệu đáy giếng của DST cho thấy áp suất và nhiệt độ vỉa ban đầu xấp xỉ 8154 psia và 311,5oF , ở độ sâu 3733 mTVDss.
Tập F giếng HD-3X (DST#1)
Quá trình thử vỉa này đã được tiến hành trong ống chống 7”, khoảng mở vỉa 4383-4483 mMDRT (14381 – 14709 ft). Kết quả phân tích chất lưu vỉa tập F cho thấy là condensat ngưng tụ ngược. Lưu lượng khí tối đa là 8,7 triệu bộ khối khí/ngày và lưu lượng condensat là 1686 thùng/ngày với chênh áp đáy giếng là 6900 psi và áp suất đầu giếng 603 psig, cỡ côn 64/64” trong suốt giai đoạn mở dòng chính. Hình 4.27 biểu diễn
đồ thị đạo hàm áp suất theo thời gian của thử vỉa DST này. Áp suất và nhiệt độ vỉa ban đầu được ngoại suy từ số liệu áp suất thử vỉa DST là khoảng 8501 psia và 340OF ở độ
sâu 3843 mTVDss (12609 ft).
Kết quả thử vỉa DST#1 của giếng HD-3X cho thấy tiềm năng của giếng thấp, hệ số skin của tập F là +9, nguyên nhân gây ra có thể là do hiện tượng tách pha lỏng hình thành xung quanh đáy giếng. Kết quả phân tích thành phần mẫu chất lưu đáy giếng của giếng HD-3X tập F tương đối giống với các mẫu lấy được của các giếng ST-1X.
88
Bảng 4.4 và 4.5 tóm tắt một số kết quả phân tích thử vỉa giếng HD-1X(DST#2)
và HD-3X(DST#1).
Bảng 4.4 Thông số vỉa được sử dụng cho phân tích tài liệu thử vỉa giếng 1X, tập F Bg: 0,0036 ft3/scf Độ rỗng: 12 % Rw: 0,354 ft Cg: 4,55e-5 Cf: 8,6e-6 Cw: 3,8e-6 Sw: 20% Ct: 20,55e-6 Ug: 0,051cp
Bảng 4.5 Thông số vỉa được sử dụng cho phân tích tài liệu thử vỉa giếng 3X, tập F Bg: 0,0036 ft3/scf Độ rỗng: 12 % Rw: 0,354 ft Cg: 4,56e-5 Cf: 4,1e-6 Cw: 3,8e-6 Sw: 20% Ct: 20,11e-6 Ug: 0,051503cp
Tính chất PVT của chất lưu vỉa
Phần này trình bày kết quả phân tích PVT của các mẫu chất lưu được thu thập từ giếng thăm dò HD-1X và 3 giếng thẩm lượng (HD-2X, HD-3X, HD-4X), tập trung vào phân tích các kết quả PVT đặc trưng cho tập F.
Bảng 4.6, tổng hợp các mẫu chất lưu thu thập được tại tập F trong quá trình thẩm
lượng mỏ khí Hừng Đông. Trong có các mẫu chất lưu lấy tại đáy giếng và bình tách mang tính đại diện cho chất lưu vỉa (mẫu chất lưu thu thập tại giếng HD-3X và HD- 1X).
Bảng 4.6 Các loại mẫu chất lưu thu thập được trong tập F Giếng Tập Mẫu MDT Mẫu đáy giếng
(mẫu sâu) Mẫu bình tách Ghi chú
HD-1X F Có Có Có
HD-2X F Có Không Không
HD-3X F Không Có Có
HD-4X F Không Không Không
Kết quả phân tích PVT sơ bộ theo từng giếng
Trong phần này sẽ tổng hợp các mẫu chất lưu lấy trong các giếng thăm dò và thẩm lượng, đặc biệt tập trung vào các tính chất PVT của chất lưu đặc trưng cho tập F và sự biến đổi thành phần của chúng theo từng giếng của mỏ khí Hừng Đông.
89
Giếng HD-1X
Các mẫu chất lưu lấy tại bình tách và đáy giếng cho kết quả các thành phần chính khá tương đồng. Một số kết luận được đưa ra dựa trên kết quả phân tích mẫu chất lưu của giếng HD-1X như sau:
Kết quả phân tích áp suất điểm sương riêng biệt của 3 mẫu chất lưu thu thập được từ DST bao gồm các mẫu lấy từ bình tách (DST#2) và các mẫu đáy giếng (DST#2) tầng sản phẩm F cho thấy: áp suất điểm sương của chất lưu khoảng 4920 psig.
Lượng khí ngưng tụ của LPG (C2-C4) và condensat (C5+) của khí này lần lượt là 61 triệu bộ khối khí/ngày và 147,8 thùng/ngày. Những đặc tính PVT chỉ ra rằng khí trong tập F là khí giàu hàm lượng lỏng. Hệ số thể tích khí thành hệ (giãn nở khí) xấp xỉ 275 SCF/RCF đối với khí ẩm tại điều kiện vỉa 305oF và 8150 psi.
Giếng HD-2X
Số liệu áp suất MDT của giếng HD-2X chỉ ra rằng khu vực này có chung một cơ chế áp suất như giếng HD-1X.
Giếng HD-3X
Số liệu MDT thu thập được từ giếng HD-3X cho thấy cơ chế áp suất ở tập F khu vực giếng HD-3X có cùng cơ chế với khu vực giếng HD-1X và HD-2X. Kết quả phân tích áp suất điểm sương mẫu chất lưu đáy giếng thu thập được từ DST#1, cho kết quả áp suất điểm sương của giếng HD-3X tương tự với mẫu của giếng HD-1X.
Giếng HD-4X
Giếng HD-4X không có số liệu đo MDT, cũng như mẫu chất lưu thu thập từ tập F.
Thí nghiệm PVT chất lưu đặc trưng của tập F
Các thí nghiệm PVT được thực hiện đối với khí condensat chủ yếu là CCE và CVD, cụ thể:
HD-1X: Thí nghiệm CCE được thực hiện trên các mẫu đáy giếng và mẫu bình tách khác nhau, kết quả tương đối giống với các lần đo, vì vậy chỉ dùng một mẫu giếng HD-1X trong báo cáo.
90
Dựa vào các kết quả phân tích cho thấy đặc tính PVT của tập F là giống nhau giữa các giếng HD-1X và HD-3X. Tập F có tỷ số CGR đo được trong quá trình thử vỉa khoảng 120 thùng/triệu bộ khối, API của dầu là 50 và áp suất ngưng tụ là 4920 psia (HD-3X). Vì sự tương đồng giữa chất lưu thu thập tại giếng HD-1X và HD-3X (hình
4.8) nên dữ liệu đầu vào về tính chất chất lưu trong mỏ khí Hừng Đông trong mô hình
thủy động lực được tính toán dựa trên kết quả phân tích PVT mẫu đáy giếng HD-3X. Kết quả xây dựng mô hình mô phỏng ứng xử pha bằng phương trình trạng thái SRK3 của chất lưu này đã được trình bày tại chương 3 của luận văn.