Chính xác hóa dự báo nhiệt độ thành hệ bằng cách sử dụng dữ liệu đồng hồ đáy ở các mỏ có nhiệt độ cao, áp suất cao Hải Thạch và Mộc Tinh bể Nam Côn Sơn, thềm lục địa Việt Nam
PETROVIETNAM
TẠP CHÍ DẦU KHÍ
Số 2 - 2019, trang 45 - 49
ISSN-0866-854X
CHÍNH XÁC HÓA DỰ BÁO NHIỆT ĐỘ THÀNH HỆ BẰNG CÁCH SỬ DỤNG
DỮ LIỆU ĐỒNG HỒ ĐÁY Ở CÁC MỎ CÓ NHIỆT ĐỘ CAO, ÁP SUẤT CAO
HẢI THẠCH VÀ MỘC TINH BỂ NAM CÔN SƠN, THỀM LỤC ĐỊA VIỆT NAM
Vũ Đức Hòa, Khúc Hồng Giang, Hoàng Kỳ Sơn
Công ty Điều hành Dầu khí Biển Đông
Email: hoavd@biendongpoc.vn
Tóm tắt
Nhiệt độ của mỏ Hải Thạch và Mộc Tinh trước đây được xác định dựa trên số liệu thử vỉa và/hoặc sử dụng kết quả đo nhiệt độ đáy
giếng khoan hiệu chỉnh theo phương pháp Horner truyền thống, có sai số cao (nhiệt độ dao động khá lớn từ 157 - 187°C ở độ sâu
4.200mTVD).
Bài báo giới thiệu phương pháp xác định nhiệt độ thành hệ chính xác hơn bằng cách sử dụng dữ liệu đồng hồ đáy của các giếng khai
thác, giúp giảm thiểu chi phí và rủi ro trong quá trình thi công giếng khoan và vận hành khai thác. Phương pháp mới này đã giúp chính
xác hóa dự báo nhiệt độ thành hệ, giảm sai số đáng kể chỉ còn 6oC đối với mỏ Hải Thạch và 4oC đối với mỏ Mộc Tinh.
Từ khóa: Áp suất cao nhiệt độ cao, nhiệt độ thành hệ, đồng hồ đáy, nhiệt độ trong quá trình đóng giếng, nhiệt độ trong quá trình khai
thác.
1. Giới thiệu
Bể trầm tích Nam Côn Sơn với diện tích
khoảng 90.000km², có tiềm năng chủ yếu là khí,
được hình thành qua 3 giai đoạn: trước tách
giãn, đồng tách giãn và sau tách giãn (Hình 1).
Giai đoạn trước tách giãn diễn ra trong khoảng
thời gian từ Eocene muộn đến Oligocene sớm.
Giai đoạn đồng tách giãn xảy ra trong thời kỳ
Miocene giữa. Giai đoạn sau tách giãn được tính
từ Miocene muộn cho đến nay.
Mỏ Hải Thạch nằm ở Lô 05-2 với chiều sâu
mực nước biển khoảng 130 - 140m. Năm 1995,
giếng khoan thăm dò đầu tiên 05-2-HT-AX đã
Hình 1. Địa chất khu vực bể trầm tích Nam Côn Sơn [1]
được khoan trên khối nâng cấu tạo Hải Thạch.
Sản phẩm khí ngưng tụ đã được phát hiện trong
các tập vỉa cát xen kep có tuổi từ Miocene sớm
đến Miocene muộn.
AEDC) đã khoan trên cấu tạo khép kín nằm phía Tây Bắc của mỏ
Mộc Tinh. Sản phẩm khí ngưng tụ được phát hiện trong các tập
turbidite tuổi Miocene muộn. Giếng khoan thăm dò 05-3-MT-BX
(1995, AEDC) được khoan ngay trên cấu tạo triển vọng mỏ Mộc Tinh
và sản phẩm khí ngưng tụ thu được nằm trong tập turbidite khác có
tuổi Miocene muộn tương đồng.
Mỏ Mộc Tinh nằm ở vị trí Lô 05-3 với chiều
sâu mực nước biển khoảng 114 - 118m. Giếng
khoan thăm dò đầu tiên 05-3-MT-AX (1993,
Nhiệt độ thành hệ cao ảnh hưởng trực tiếp đến quá trình thiết
kế giếng khoan và hoàn thiện giếng (như: giảm tuổi thọ của choòng
khoan và các thiết bị đo trong khi khoan); đẩy nhanh hiện tượng ăn
Ngày nhận bài: 1/11/2018. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 1 - 8/11/2018.
Ngày bài báo được duyệt đăng: 23/1/2019.
DẦU KHÍ - SỐ 2/2019
45
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
mòn các thiết bị bề mặt, làm hư hỏng các thiết bị trong
quá trình khai thác... Do đó, nhiệt độ thành hệ phải được
xác định với mức độ chính xác nhất có thể để xây dựng
biểu đồ gradient nhiệt độ phục vụ công tác khoan cũng
như khai thác.
Ngược lại với quá trình nhiệt độ giảm dần khi đóng
giếng, đồng hồ đáy sẽ cho số liệu nhiệt độ tăng dần khi
mở giếng khai thác và nhiệt độ này sẽ tiệm cận với nhiệt
độ vỉa khi lưu lượng đủ lớn và thời gian khai thác đủ dài.
Do đó, một ưu điểm lớn của việc sử dụng số liệu đồng hồ
đáy là có thể thu được số liệu nhiệt độ thành hệ cho hai độ
sâu khác nhau (độ sâu đồng hồ đáy và độ sâu của vỉa). Nếu
thời gian khai thác không đủ dài có thể sử dụng một số
mô hình tương đối phức tạp như của Kashikar và Arnold
[5] hay Duru và Horne [6] để xác định nhiệt độ vỉa. Tuy
nhiên trong trường hợp của BIENDONG POC do đặc thù
của khai thác khí nên có thể khai thác với cỡ van ổn định
trong một thời gian dài để thu được nhiệt độ vỉa chính
xác nhất.
Một trong những phương pháp phổ biến nhất để xác
định nhiệt độ thành hệ là sử dụng phương pháp Horner
cho số liệu nhiệt độ dung dịch khoan trong khi dừng tuần
hoàn giếng. Tuy nhiên, theo nghiên cứu của Dowdle và
Cobb [2], phương pháp này luôn cho kết quả thấp hơn
nhiệt độ thực của thành hệ. Dowdle và Cobb [2] cũng
chứng minh rằng thời gian tuần hoàn giếng càng dài thì
sai số càng lớn. Trong trường hợp thời gian dừng tuần
hoàn giếng ngắn, Roux và các cộng sự [3] đã đề xuất sử
dụng hệ số hiệu chỉnh thực nghiệm để tăng độ chính xác
của phương pháp Horner. Hasan và Kabir [4] cũng đề xuất
một số tinh chỉnh để tăng độ chính xác cho phương pháp
Horner. Tuy nhiên, do đặc thù của công tác khoan giếng
là phải tối đa hóa thời gian khoan và giảm thiểu thời gian
dừng khoan để giảm chi phí nên các phương pháp kiểu
Horner luôn cho nhiệt độ thành hệ ước tính thấp hơn
nhiệt độ thực của thành hệ. Do đó nếu chỉ sử dụng các
phương pháp này sẽ gây rủi ro cao trong khu vực có nhiệt
độ cao áp suất cao như mỏ Hải Thạch và Mộc Tinh.
Trước khi áp dụng phương pháp mới, nhiệt độ thành
hệ tính từ phương pháp Horner với số liệu đo nhiệt độ
đáy giếng khoan của các giếng thăm dò là 157 - 187°C
ở độ sâu 4.200mTVD. Sau khi áp dụng phương pháp mới
cho các giếng khai thác đã giảm được sai số và nhiệt độ
nằm trong khoảng 180 - 186°C cho mỏ Hải Thạch và 182
- 186°C cho mỏ Mộc Tinh ở cùng độ sâu 4.200mTVD. Việc
đạt được giới hạn sai số khá nhỏ 4 - 6°C đã giúp tối ưu
hóa các công tác khoan cũng như khai thác. Ngoài việc
đề xuất phương pháp mới để chính xác hóa việc xác định
nhiệt độ thành hệ thì các biểu đồ nhiệt độ với độ chính
xác cao của Hải Thạch và Mộc Tinh có thể được dùng làm
tài liệu tham khảo cho các giếng khoan của các khu vực
lân cận trong bể Nam Côn Sơn.
Một phương pháp khác để xác định nhiệt độ thành
hệ là sử dụng dữ liệu nhiệt độ của đồng hồ đáy trong quá
trình đóng giếng khai thác. Phương pháp này có ưu điểm
thời gian đóng giếng không phát sinh chi phí nhiều như
khi dừng tuần hoàn giếng trong khi khoan. Tuy nhiên
trong thực tế khai thác thường hạn chế đóng giếng nên
nếu thời gian đóng giếng không đủ dài thì nhiệt độ ước
tính bằng các phương pháp kiểu Horner cũng sẽ thấp hơn
nhiệt độ thực của thành hệ.
2. Kết quả dự báo nhiệt độ thành hệ cho mỏ Hải Thạch
và Mộc Tinh
Nguyên lý của phương pháp trình bày trong bài báo
này là xác định nhiệt độ dựa vào dữ liệu đồng hồ đáy thu
được khi đóng và mở giếng khai thác. Thiết bị đo đồng hồ
đáy được đặt tại vị trí trên khoảng bắn vỉa và được gắn cố
Đối với dự án Biển Đông 01, có 1 giếng đã khai
thác cát sau khi bắn vỉa một số tập thăm dò nên phải
đóng giếng trong thời gian hơn 3 tháng để nghiên cứu
phương án xử lý tiếp theo. Do thời gian đóng giếng dài
nên đã cho kết quả chính xác của nhiệt độ thành hệ
tại độ sâu đồng hồ đáy. Nhóm tác giả đã thu được một
đường cong chuẩn cho quá trình nhiệt độ giảm dần khi
đóng giếng. Bằng thực nghiệm đường cong chuẩn này
rất phù hợp khi áp dụng vào các giếng khai thác khác
trong cả 2 mỏ Hải Thạch và Mộc Tinh, có thể do đặc điểm
địa chất cũng như thiết kế các giếng khoan tương đồng.
Do đó đường cong giảm nhiệt độ chuẩn này đã được áp
dụng cho dữ liệu đồng hồ đáy của các giếng khai thác ở
mỏ Hải Thạch và Mộc Tinh để ngoại suy nhiệt độ thành
hệ trong khi đóng giếng.
Giếng khoan
Đồng hồ đáy
Vỉa sản phẩm
Hình 2. Minh họa của phương pháp đo khi đóng giếng
DẦU KHÍ - SỐ 2/2019
46
PETROVIETNAM
định vào ống khai thác (Hình 2). Khi đóng giếng
nhiệt độ ghi nhận bởi đồng hồ đáy có xu hướng
giảm dần và tiệm cận với giá trị nhiệt độ thực
của thành hệ. Ngược lại, khi mở giếng, nhiệt độ
đồng hồ đáy thay đổi khi lưu lượng khí khai thác
thay đổi và tiệm cận với giá trị nhiệt độ vỉa khi
lưu lượng khí khai thác đủ lớn. Xây dựng biểu
đồ nhiệt độ dựa trên phương pháp này sẽ cho
phép tính được gradient địa nhiệt của khu vực
nghiên cứu để phục vụ cho công tác khoan và
khai thác.
Giếng 05-2-HT-E có thời gian đóng giếng
rất dài (khoảng hơn 3 tháng, Hình 3) nên giá
trị nhiệt độ thành hệ tại độ sâu của đồng hồ
đáy (130,8°C) là chính xác. Nhóm tác giả đã xác
định được đường cong chuẩn cho quá trình
nhiệt độ giảm dần khi đóng giếng. Bằng thực
nghiệm đường cong chuẩn này rất phù hợp khi
áp dụng vào các giếng khoan khác trong mỏ
Hải Thạch và Mộc Tinh, có thể do đặc điểm địa
chất cũng như thiết kế các giếng khoan tương
đồng. Do đó đường cong giảm nhiệt độ chuẩn
của giếng 05-2-HT-E đã được áp dụng cho số
liệu của tất cả các giếng khoan ở mỏ Hải Thạch
và Mộc Tinh để ngoại suy nhiệt độ thành hệ
trong khi đóng giếng với kết quả thu được thể
hiện trong Bảng 1.
Thời gian (giờ)
Hình 3. Nhiệt độ suy giảm theo thời gian khi đóng giếng 05-2-HT-E
Bảng 1. Nhiệt độ thành hệ trong khi đóng giếng
Giếng khai
Độ sâu đồng hồ đáy Nhiệt độ thành hệ tại độ sâu
thác
(mTVD)
2.675
2.812
2.844
2.852
2.872
của đồng hồ đáy (°C)
05-2-HT-G
05-2-HT-B
05-2-HT-A
05-2-HT-E
05-2-HT-F
124,6
127,5
134,5
130,8
134,0
Giếng khoan
Đồng hồ đáy
Lưu lượng khí
Ngược lại với quá trình nhiệt độ giảm
dần khi đóng giếng, đồng hồ đáy sẽ cho số
liệu nhiệt độ tăng dần khi mở giếng khai thác
(Hình 4) và nhiệt độ này sẽ tiệm cận với nhiệt
độ vỉa khi lưu lượng đủ lớn. Các cỡ van khác
nhau sẽ có lưu lượng khí khác nhau, tương
ứng với nhiệt độ ổn định đo được trên đồng hồ
đáy khác nhau. Các giá trị nhiệt độ tương ứng
với lưu lượng khí được minh họa cho giếng
05-2-HT-F thể hiện trên Hình 5. Bằng phương
pháp thực nghiệm, đường cong chuẩn trong
quá trình đóng giếng được kiểm chứng khá
phù hợp với quy luật tăng nhiệt độ khi tăng
lưu lượng khai thác, nên đường cong chuẩn
này được dùng để ngoại suy và xác định giá
trị nhiệt độ thực của vỉa. Bằng phương pháp
này, nhiệt độ vỉa cho giếng 05-2-HT-F được
xác định là 158,8°C (Hình 5). Phương pháp trên
được áp dụng cho tất cả các giếng khai thác
của mỏ Hải Thạch và Mộc Tinh.
Vỉa sản phẩm
Hình 4. Minh họa của phương pháp đo nhiệt độ khi khai thác
Lưu lượng khí (MMscf/d)
Hình 5. Nhiệt độ theo lưu lượng khí tại giếng khoan 05-2-HT-F
DẦU KHÍ - SỐ 2/2019
47
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
4. Kết luận
Phương pháp xác định nhiệt độ thành hệ
Nhiệt độ (oC)
100
0
0
50
150
200
250
bằng cách sử dụng đồng hồ đáy và dữ liệu khai
thác là cách tiếp cận mới để dự báo nhiệt độ
thành hệ chính xác hơn, giảm chi phí và rủi
ro trong quá trình thi công giếng khoan, thu
thập số liệu và vận hành khai thác. Trước khi áp
dụng phương pháp mới, nhiệt độ của mỏ Hải
Thạch và Mộc Tinh được ước tính dựa trên số
liệu thử vỉa và số liệu nhiệt độ khi dừng tuần
hoàn của các giếng thăm dò, dao động trong
khoảng nhiệt độ khá lớn từ 157 - 187°C ở độ
sâu 4.200mTVD. Sau khi áp dụng phương pháp
mới, sai số nhiệt độ giảm đáng kể còn 6oC đối
với mỏ Hải Thạch (Hình 6) và 4oC đối với mỏ
Mộc Tinh (Hình 7). Từ các kết quả này, gradient
nhiệt độ khu vực mỏ Hải Thạch và Mộc Tinh
được xác định vào khoảng 4oC/100m. Kết quả
này đã được kiểm chứng là chính xác vì phù
hợp với dữ liệu khảo sát nhiệt độ tại 2 giếng
khoan 05-3-MT-C và 05-3-MT-G thực hiện năm
2018.
1000
2000
3000
4000
Hình 6. Dự báo nhiệt độ cho mỏ Hải Thạch
Tài liệu tham khảo
Nhiệt độ (oC)
1. Son T.Nguyen, Son K.Hoang, Giang
H.Khuc, Hung N.Tran. Pore pressure and fracture
gradient prediction for the challenging high
pressure and high temperature well, Hai Thach
field, block 05-2, Nam Con Son basin, offshore
Vietnam, a case study. SPE/IATMI Asia Pacific Oil
& Gas Conference and Exhibition, Nusa Dua,
Bali, Indonesia. 20 - 22 October, 2015.
0
0
50
100
150
200
250
500
1000
1500
2000
2500
3000
2. W.L.Dowdle,W.M.Cobb. Static formation
temperaturefromwelllogs-anempiricalmethod.
Journal of Petroleum Technology. 1975; 27(11):
p. 1326 - 1330.
3. Brian Roux, Subir K.Sanyal, Susan
L.Brown. An improved approach to estimating
true reservoir temperature from transient
temperature data. SPE California Regional
Meeting, Los Angeles, California. 9 - 11 April,
1980.
3500
4000
4500
4. A.R.Hasan, C.S.Kabir. Static reservoir
temperature determination from transient data
after mud circulation. SPE Drilling & Completion.
1994; 9(1).
Hình 7. Dự báo nhiệt độ cho mỏ Mộc Tinh và số liệu kiểm chứng (màu hồng và màu xanh da trời)
DẦU KHÍ - SỐ 2/2019
48
PETROVIETNAM
temperature transients and matching to permeanent
downhole gauge data for reservoir parameter estimation.
SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Denver,
Colorado, USA. 21 - 24 September, 2008.
5. S.V.Kashikar, F.C.Arnold. Determinationofformation
temperature from flow tests: A new solution. SPE Production
Operations Symposium, Oklahoma City, Oklahoma, USA.
7 - 9 April, 1991.
6. Obinna Duru, Roland N.Horne. Modeling reservoir
IMPROVING FORMATION TEMPERATURE ESTIMATION USING
PRODUCTION DOWNHOLE GAUGE DATA IN HAI THACH AND MOC TINH
HIGH TEMPERATURE AND HIGH PRESSURE FIELDS, NAM CON SON
BASIN, OFFSHORE VIETNAM
Vu Duc Hoa, Khuc Hong Giang, Hoang Ky Son
Bien Dong Petroleum Operating Company (BIENDONG POC)
Email: hoavd@biendongpoc.vn
Summary
Formation temperature in Hai Thach and Moc Tinh fields used to be estimated based on DST data and wireline logging data using
the conventional Horner analysis method, resulting in large uncertainty (wide range of 157 - 187°C at 4,200mTVD). This paper introduces
a more accurate method for formation temperature estimation using downhole gauge data, facilitating cost optimisation and risk
reduction in drilling as well as production. The new method has significantly reduced the formation temperature uncertainty to only 6°C
for Hai Thach field and 4°C for Moc Tinh field.
Key words: HTHP, formation temperature, downhole gauge, shut-in temperature, production temperature.
DẦU KHÍ - SỐ 2/2019
49
5 trang
16/04/2022
3320
Bạn đang xem tài liệu "Chính xác hóa dự báo nhiệt độ thành hệ bằng cách sử dụng dữ liệu đồng hồ đáy ở các mỏ có nhiệt độ cao, áp suất cao Hải Thạch và Mộc Tinh bể Nam Côn Sơn, thềm lục địa Việt Nam", để tải tài liệu gốc về máy hãy click vào nút Download ở trên
File đính kèm:
- chinh_xac_hoa_du_bao_nhiet_do_thanh_he_bang_cach_su_dung_du.pdf
