Đánh giá hiệu quả nứt vỉa thủy lực nhiều giai đoạn cho đối tượng Miocene dưới, bể Cửu Long, thềm lục địa Việt Nam
PETROVIETNAM
TẠP CHÍ DẦU KHÍ
Số 9 - 2019, trang 35 - 44
ISSN-0866-854X
ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ NỨT VỈA THỦY LỰC NHIỀU GIAI ĐOẠN
CHO ĐỐI TƯỢNG MIOCENE DƯỚI, BỂ CỬU LONG, THỀM LỤC ĐỊA VIỆT NAM
Nguyễn Hữu Trường
Đại học Dầu khí Việt Nam
Email: truongnh@pvu.edu.vn
Tóm tắt
Bài báo đánh giá hiệu quả nứt vỉa thủy lực nhiều giai đoạn tầng sản phẩm cho đối tượng Miocene dưới, giếng đơn thuộc bể Cửu Long
tại thềm lục địa Việt Nam. Hiệu quả nứt vỉa thủy lực nhiều giai đoạn tầng sản phẩm tốt hơn so với các trường hợp chưa nứt vỉa và trường
hợp nứt vỉa một giai đoạn tầng sản phẩm như: bán kính hiệu dụng, trung bình hệ số skin, dẫn suất khe nứt, hiệu quả gia tăng khai thác
sau nứt vỉa, chiều dài và chiều rộng của khe nứt, áp suất khe nứt. Mô hình nứt vỉa thủy lực nhiều giai đoạn tích hợp bởi các thành phần: giá
trị ứng suất ngang nhỏ nhất và phương phát triển khe nứt, mô hình khe nứt, mô hình khai thác và mô hình kinh tế. Nghiên cứu cho thấy
nứt vỉa nhiều giai đoạn tầng sản phẩm cho sản lượng khai thác cộng dồn cao hơn so với các trường hợp giếng chưa nứt vỉa và trường hợp
giếng nứt vỉa một giai đoạn cho tầng sản phẩm.
Từ khóa: Nứt vỉa nhiều giai đoạn, đối tượng Miocene dưới, hiệu quả nứt vỉa nhiều giai đoạn, nứt vỉa một giai đoạn tầng sản phẩm, chưa nứt vỉa.
thác và bơm ép nằm trong khoảng 80 - 100oC, vỉa có áp suất
1. Giới thiệu
ban đầu lên tới 4.023psi, áp suất điểm bọt là 1.880psi, độ
Sản lượng khai thác dầu ở các mỏ thuộc đối tượng tầng
rỗng hở của vỉa phân bố không đều và khoảng chênh rất
đá móng bể Cửu Long đã suy giảm nghiêm trọng, hầu hết
rộng từ 0 - 33,5%, độ thấm thay đổi từ 0,5 - 1650mD, nhìn
trữ lượng ở các mỏ này đang bị suy kiệt sau thời gian dài
chung độ rỗng và độ thấm của vỉa giảm theo chiều sâu của
khai thác. Công tác tìm kiếm, khoan thăm dò và phát triển
giếng cần nứt vỉa. Vỉa chứa sản phẩm thường nằm ở độ sâu
các mỏ ở xa bờ vẫn đang tiến hành nghiên cứu và phát
từ 2.759 - 2.998m với thành phần thạch học chủ yếu là cát
triển, tuy nhiên khi đi vào thực hiện dự án có rất nhiều rủi
kết và bột kết, chúng được gắn kết bởi sét và carbonate xi
ro và chi phí lớn. Hiện nay còn một lượng tương đối lớn dầu
măng, theo địa vật lý giếng khoan thì kích cỡ hạt của cát kết
thuộc đối tượng đá móng ở các mỏ tại bể Cửu Long đang
ở mức trung bình. Thành phần thạch học chiếm 40 - 65% là
tiếp tục nghiên cứu để gia tăng thu hồi dầu thuộc giai đoạn
quartz, 10 - 25% feldspars, 2 - 5% micas, 2 - 13% fragments
khai thác thứ cấp hoặc tam cấp. Công tác bơm ép nước để
và 12 - 15% sét hoặc carbonate xi măng [1]. Như vậy, vỉa có
duy trì áp suất vỉa được tiến hành thường xuyên, tuy nhiên
cấu trúc phức tạp, xen kẽ là các lớp đất đá chặt sít không
vỉa bị ngập nước là vấn đề rất thách thức trong khai thác ở
chứa sản phẩm. Việc áp dụng công nghệ nứt vỉa thủy lực để
đối tượng móng. Ngày nay, đối tượng khai thác dầu ở bể
xử lý các lớp chứa sản phẩm nhằm tăng lưu lượng khai thác
Cửu Long là trầm tích tập Miocene dưới chứa dầu. Trầm tích
dầu và sẽ được thiết kế làm các giai đoạn nứt vỉa với giếng
Miocene dưới có đặc điểm dầu trong cát kết với mức độ
đơn sao cho sau khi kết thúc nứt vỉa thu được lưu lượng
bất đồng nhất và tính chất địa chất rất phức tạp. Trầm tích
dầu tối đa là rất cần thiết. Bài báo đánh giá hiệu quả của nứt
Miocene dưới của mỏ là khu vực phía Bắc và phía Nam. Đối
vỉa thủy lực nhiều giai đoạn so với nứt vỉa thủy lực một giai
với khu vực phía Bắc, tầng chứa có trữ lượng khoảng 12,8
đoạn tầng sản phẩm và trường hợp chưa nứt vỉa.
triệu m3 dầu với lượng thu hồi khoảng 3,97 triệu m3 dầu,
2. Giá trị ứng suất ngang nhỏ nhất và hướng phát triển
của khe nứt
với hệ số thu hồi dầu 31%. Đối với khu vực phía Nam, tầng
chứa có trữ lượng tại chỗ khoảng 9,3 triệu m3 dầu, có thể
thu hồi 1,38 triệu m3 dầu với hệ số thu hồi khoảng 14,8. Vỉa
có gradient nhiệt độ lên tới 3,5oC trên 100m thẳng đứng,
ở tầng trầm tích Miocene dưới nhiệt độ vỉa ở giếng khai
Trong công tác nứt vỉa thủy lực, giá trị ứng suất ngang
nhỏ nhất ứng với chiều sâu vỉa cần tiến hành nứt vỉa thủy
lực rất quan trọng vì cho phép lựa chọn loại hạt chèn có
cường độ nén phù hợp và đánh giá chính xác giá trị dẫn
suất của khe nứt với giá trị ứng suất đóng cụ thể với chiều
Ngày nhận bài: 20/2/2019. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 20/2 - 15/5/2019.
Ngày bài báo được duyệt đăng: 9/9/2019.
DẦU KHÍ - SỐ 9/2019
35
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
sâu nhất định. Việc xác định áp suất đóng của
khe nứt tương ứng giá trị ứng suất ngang nhỏ
nhất được thực hiện theo nhiều cách khác nhau
như phương pháp lý thuyết và phương pháp
kiểm tra thực nghiệm ngoài hiện trường (LOT),
hay kiểm tra thực nghiệm ngoài hiện trường mở
rộng (XLOT). Với phương pháp xác định ứng suất
nhỏ nhất của thành hệ theo phương pháp thực
nghiệm hiện trường, thủ tục giếng được đóng
bởi đối áp sau đó tiến hành bơm với lưu lượng
nhỏ cho đến khi thành hệ xuất hiện vết nứt, khi
đó giá trị áp suất trên bề mặt được gọi là áp suất
gây ra vết nứt thành hệ (LOP), tiếp tục bơm cho
đến khi thành hệ bị phá hủy (break down) và
tiến hành tắt bơm. Áp suất đáy giếng lúc tắt bơm
giảm dần theo thời gian bởi vì nó là một hàm số
phụ thuộc vào hệ số thất thoát dung dịch nứt
vỉa. Thông thường thành hệ có độ thấm và độ
rỗng thấp, chặt sít thì hệ số thất thoát dung dịch
qua diện tích khe nứt là nhỏ hơn so với hệ số
thất thoát dung dịch nứt vỉa ở tầng đất đá có độ
thấm và độ rỗng cao. Trong công tác nứt vỉa thủy
lực, trước khi tiến hành nứt vỉa thủy lực chính
cần tiến hành nứt vỉa thử nghiệm để xác định
hệ số thất thoát dung dịch, mô hình khe nứt,
tính chất đất đá. Hệ số thất thoát dung dịch phụ
thuộc vào tính chất của đất đá thành hệ, tính
chất của hệ dung dịch nứt vỉa sử dụng, độ rỗng
và độ thấm của thành hệ nghiên cứu, độ nén
của thành hệ. Nhiều năm qua, đã có nhiều tác
giả đưa ra các cách khác nhau để xác định ứng
suất ngang nhỏ nhất như Hubbert và Willis [2],
phương pháp tương quan của Matthews và Kelly
[3], phương pháp tương quan của Pennebaker
[4], phương pháp tương quan của Eaton [5], công
thức Christman [6] và phương pháp MacPherson
và Berry [7]. Tuy nhiên phương pháp XLOT và
phương pháp kiểm tra thực nghiệm (LOT) đối
với thành hệ cho giá trị ứng suất ngang nhỏ nhất
chính xác và nhanh hơn. Ví dụ đối với phương
pháp Eaton, để xác định ứng suất ngang nhỏ
nhất theo chiều sâu của giếng khoan là sau khi
khoan cần rất nhiều bộ số liệu gồm: phải đo áp
suất địa tĩnh theo tài liệu địa vật lý giếng khoan,
đo áp suất lỗ rỗng theo đường điện trở suất, đo
hệ số poisson’s động khi biết số liệu của đường
sóng dọc và sóng ngang. Phương pháp XLOT
xác định ứng suất nhỏ nhất chính xác hơn so với
phương pháp LOT và các phương pháp trên bởi
vì phương pháp XLOT thực hiện nhiều hơn một lần kiểm tra thử
nghiệm ngoài hiện trường và cho kết quả ngay tại giếng cần nứt
vỉa. Đối với trường ứng suất thông thường, trong quá trình bơm
nứt vỉa thủy lực thử nghiệm thì khe nứt phát triển theo mặt phẳng
có chứa ứng suất thẳng đứng và ứng suất ngang lớn nhất và mặt
phẳng đó vuông góc với ứng suất ngang nhỏ nhất [8]. Với nứt vỉa
giai đoạn một thì áp suất đóng của khe nứt sẽ là 4.861psi và ứng
suất đóng của khe nứt ở giai đoạn nứt vỉa thứ hai, thứ ba lần lượt là
5.071psi, 4.916psi. Đối với áp suất đóng của nứt vỉa một giai đoạn
tầng sản phẩm, thì áp suất đóng của khe nứt là 4.704psi.
3. Mô hình khe nứt
Các mô hình khe nứt hay dùng để mô phỏng khe nứt phát triển
và lan truyền trong khi thực hiện bơm nứt vỉa thủy lực đã được sử
dụng rộng rãi gồm: mô hình khe nứt 2 chiều, mô hình khe nứt 3
chiều và mô hình khe nứt giả 3 chiều. Do đặc điểm của tầng đất
đá Miocene dưới có tính chất cát kết và xen kẹp với bột kết, đất đá
có tính bất đồng nhất và địa chất phức tạp, đất đá tương đối chặt
sít. Theo yêu cầu tính toán hiệu quả nứt vỉa thì mô hình khe nứt 2
chiều PKN có tính tới hệ số thất thoát dung dịch sẽ được sử dụng để
mô tả sự phát triển và sự sự lan truyền của khe nứt khi nứt vỉa tầng
Miocene dưới. Trong bài báo này tác giả sử dụng mô hình khe nứt 2
chiều PKN có tính tới hệ số thất thoát dung dịch [9].
Giải bài toán cho phương trình cân bằng nứt vỉa thủy lực theo
Cater II, có tính tới lưu lượng bơm không thay đổi, hệ số thất thoát
dung dịch nứt vỉa (Cl) và hệ số mất dung dịch, Sp. Do đó nửa chiều
dài của khe nứt được biểu diễn như sau [10]:
(1)
Với:
Hiệu quả nứt vỉa được tính theo công thức sau:
(2)
hay
Chiều rộng lớn nhất của khe nứt tại thân giếng trong điều kiện
mô hình phi newton Power Law giới hạn bởi các thông số n và K.
Chiều rộng lớn nhất của khe nứt được cho bởi công thức sau:
2n+2
h1-n
2n+2
1+(π-1)
2
(3)
2n+2
2n+2
2n+2
= 9,15
× 3,98
E'
Trong đó:
E' =
1-ν
DẦU KHÍ - SỐ 9/2019
36
PETROVIETNAM
E: Module đàn hồi của đất đá (psi);
E’: Module biến dạng phẳng của đất đá (psi);
ν: Hệ số Poisson.
4. Mô hình khai thác
Trong mô hình khai thác ở vỉa dầu có độ thấm thấp,
lưu lượng khai thác dầu của giếng đã được nứt vỉa sẽ bắt
đầu là chế độ khai thác chuyển tiếp. Khi chế độ khai thác
chuyển tiếp kết thúc, chế độ khai thác dầu của giếng sẽ
chuyển sang chế độ khai thác giả ổn định. Ở chế độ khai
thác chuyển tiếp thì thời gian khai thác thường ngắn hơn.
Rahman (2002) đưa ra công thức thực nghiệm mối
liên hệ giữa độ nhớt của hệ dung dịch nứt vỉa với chỉ số
ứng xử của dung dịch nứt vỉa và chỉ số độ sệt như sau:
n = 0,1756(μ)-0,1233
4.1. Chế độ khai thác chuyển tiếp
K = (0,5μ – 0,0159) × 47.880
Dựa trên hiện trạng của áp suất đáy giếng không đổi,
chế độ khai thác dầu chuyển tiếp của giếng đã nứt vỉa
được biểu diễn như sau [9, 12]:
μ: Độ nhớt của dung dịch nứt vỉa (pa.s)
n: Chỉ số ứng xử của dung dịch nứt vỉa
K: Chỉ số độ sệt của dung dịch nứt vỉa (Pa-secn)
162,6q
(
- pwf) =
(logt + log
- 3,23 + s) (8)
kh
μc
Sneddon [11] đưa ra mô hình toán học biểu diễn áp
suất tạo khe nứt. Trong đó khe nứt phát triển theo mô
hình elliptical, chiều rộng của khe nứt được viết như sau:
Trong đó:
Pi: Áp suất vỉa ban đầu (psi);
4p
E'
(4)
( )
=
-x
t: Thời gian khai thác ở chế độ chuyển tiếp (tháng);
k: Độ thấm vỉa (mD);
Trong đó:
ct: Tổng độ nén, (psi-1);
Po: Áp suất không đổi dưới đáy giếng tác dụng lên bề
mặt của 2 cánh khe nứt;
s: Hệ số skin đạt được sau nứt vỉa;
h: Chiều dày vỉa (ft);
c: Nửa chiều dài của khe nứt (khoảng cách từ tâm của
khe nứt đến đỉnh của khe nứt và x thông số chiều dài biến
đổi tính từ tâm của khe nứt.
μ: Độ nhớt của vỉa dầu (cp);
Bo: Hệ số thể tích vỉa dầu (res bbl/STB).
r’w là bán kính hiệu dụng đạt được sau nứt vỉa được
cho bởi công thức: r’w = rwe-sf, sf là hệ số skin được tính từ
công thức mối liên hệ (Valko và các cộng sự, 1997) [13]:
Khi x tiến tới 0 và giá trị c bằng một nửa chiều cao khe
nứt. Từ (4) chiều rộng khe nứt lớn nhất được viết là:
2h
E'
net hay áp suất khe nứt là:
(5)
=
=
net
E'
2h
. Hệ số F được tính như sau:
= F - ln
Áp suất bơm xử lý nứt vỉa thủy lực được cho bởi công
thức sau đây:
1,65 - 0,328u + 0,116u
1 + 0,18u + 0,064u
(9)
F =
(6)
Ptreat = Pnet + σ1
Trong đó:
Trong đó:
u = ln(FCD) và FCD = (kwf/kxf), kwf là dẫn suất của khe nứt
trong các điều kiện cụ thể như: áp suất đóng của khe nứt,
sự phân bố của hạt chèn bên trong khe nứt, loại hạt chèn,
kích thước hạt chèn, độ rỗng của gói hạt chèn và mức độ
thấm của gói hạt chèn dưới tác dụng của áp suất đóng,
cường độ nén của hạt chèn.
σ1: Áp suất đóng khe nứt (psi).
Công suất bơm yêu cầu:
͊
treat × q
HHP =
(7)
40,81
Trong đó:
q: Lưu lượng bơm (bpm);
FCD là dẫn suất không thứ nguyên của khe nứt trong
điều kiện số hạt chèn, cùng với tỷ số sự phát triển, lan
truyền của khe nứt với bán kính ảnh hưởng (2xf/xe) dựa
trên cơ sở thể tích khe nứt được thiết lập bên trong khe
nứt.
Pnet: Áp suất bên trong khe nứt (psi);
hf: Chiều cao của khe nứt (ft);
Ptreat: Áp suất xử lý nứt vỉa thủy lực (psi).
DẦU KHÍ - SỐ 9/2019
37
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
Số hạt chèn được tính theo mô hình (Economides và
các cộng sự, 2001) [14, 15] như sau:
hoạt động cao hơn so với lúc máy bơm chưa hoạt động.
Do đó, tổng chi phí cho một nứt vỉa thủy lực là một hàm
số bao gồm tổng chi phí của khối lượng hạt chèn, loại hạt
chèn, tổng thể tích dung dịch nứt vỉa cũng như loại dung
dịch nứt vỉa, chi phí cho công suất bơm, và các chi phí cố
định khác.
2k
prop
=
(10)
prop
res
Trong đó:
Giá trị hiện tại thuần (NPV) là lợi nhuận ròng thu được
từ việc gia tăng sản lượng khai thác dầu khí từ việc nứt vỉa
thủy lực trừ đi giá trị hiện tại ròng từ sản lượng khai thác
dầu khí của vỉa đó tại thời điểm chưa nứt vỉa trừ đi tổng chi
phí thực hiện trong quá trình nứt vỉa. Mô hình công thức
tính toán lợi nhuận thuần được cho bởi công thức sau [15]:
kf: Độ thấm hiệu dụng của gói hạt chèn (mD);
k: Độ thấm của vỉa (mD);
Vprop: Thể tích khe nứt phát triển trong đất đá (ft3);
Vres: Thể tích tháo khô của vỉa chứa (ft3).
Mô hình thời gian khai thác chuyển tiếp (8) tiếp tục
được thực hiện cho đến khi bắt đầu xuất hiện chế độ
khai thác giả ổn định, mô hình đó được đánh giá bởi
Economides và các cộng sự.
(
)
( )
(12)
NPV =
-
- Ctr
(1+i )
(1+i )
j=1
j=1
Mô hình chi phí giá thành cho một nứt vỉa có dạng
như sau:
4.2. Chế độ khai thác giả ổn định
Dựa trên chỉ số khai thác của giếng đã được thực hiện
nứt vỉa thủy lực, phương trình sau được sử dụng để đánh
giá lưu lượng khai thác ở chế độ giả ổn định như sau [12]:
Ctr = Pfl × Vtfl + Ppr × Wpr + Ppump × HPav + Ppumpi
(13)
× thi + Ppumppr × thr + FC
Trong đó:
141,2q
kh
0,472r
NPV: Giá trị hiện tại thuần (USD);
- Pwf
=
ln
+ s + ln
(11)
Vf: Giá trị lợi nhuận thu được từ việc nứt vỉa (USD);
Trong đó:
Vo: Giá trị lợi nhuận thu được từ vỉa chưa được nứt vỉa
(USD);
re: Bán kính ảnh hưởng của vỉa dầu (ft);
: Áp suất trung bình của vỉa dầu (psi);
Pwf: Áp suất đáy giếng (psi);
i: Tỷ suất chiết khấu (%);
Ctr: Tổng giá trị chi phí trong quá trình nứt vỉa (USD);
N: Số năm khai thác dầu khí (năm);
k: Độ thấm của vỉa chứa (md);
q0: Lưu lượng khai thác (STB/ngày);
B0: Hệ số thể tích của vỉa dầu;
μ: Độ nhớt của vỉa dầu (cp);
Pfl: Giá thành của dung dịch nứt vỉa (USD/gallon);
Vtfl: Thể tích của dung dịch nứt vỉa chưa có hạt chèn
(gallons);
Ppr: Giá thành của hạt chèn (USD/lb);
xf: Nửa chiều dài khe nứt (ft);
rw: Bán kính tubing (ft).
Wpr: Khối lượng hạt chèn sử dụng (lbs)
Ppump: Giá thành thuê máy bơm (USD/HHP);
HPav Công suất trung bình của máy bơm (HHP);
5. Mô hình kinh tế
Ppumpi: Giá thành thuê bơm lúc bơm không hoạt động,
bơm chết (USD/giờ);
Mô hình chi phí cho một nứt vỉa thủy lực là một phần
trong mô hình kinh tế, chi phí thực hiện một nứt vỉa thủy
lực cụ thể cũng rất khác nhau tùy theo thời gian, thời
điểm thực hiện dịch vụ nứt vỉa thủy lực và nhu cầu thuê
dịch vụ. Tổng chi phí giá thành bơm để thực hiện một nứt
vỉa thủy lực phụ thuộc vào giá thành thuê máy bơm (công
suất máy bơm đi thuê), thời gian chờ đợi chưa bơm, thời
gian bơm. Thông thường chi phí giá thành lúc bơm đang
thi: Thời gian bơm không hoạt động, bơm chết (giờ);
Ppumpr: Giá thành bơm vận hành nứt vỉa thủy lực (USD/
giờ);
thr: Thời gian bơm nứt vỉa thủy lực (giờ);
FC: Chi phí cố định ban đầu (USD).
DẦU KHÍ - SỐ 9/2019
38
PETROVIETNAM
6. Áp dụng xử lý nứt vỉa thủy lực nhiều giai đoạn cho
giếng đơn, đối tượng Miocene dưới
phẩm thường có độ thấm từ 3 - 12mD và độ rỗng khoảng
10%. Ngược lại độ rỗng và độ thấm của lớp đất đá xen kẹp
chặt sít thường rất thấp, cụ thể độ rỗng là khoảng 1% và
độ thấm là khoảng 0,001mD, do đó lớp đất đá này không
có khả năng chứa sản phẩm khai thác. Bảng 1 nêu ra các
lớp chứa sản phẩm khác nhau của các lớp cát kết của tầng
sản phẩm chưa nứt vỉa của giếng đơn, xen giữa chúng
là các lớp đất đá chặt sít có tính thấm thấp và rỗng thấp.
Cụ thể như sau, giai đoạn 1 nứt vỉa từ độ sâu từ 9.487,7 -
9.279,5ft, giai đoạn 2 từ độ sâu 9.224 - 9.149ft, giai đoạn
3 từ độ sâu 9.086ft tới độ sâu 8.942ft. Đối với nứt vỉa một
giai đoạn tầng sản phẩm có thể được hiểu như là nứt vỉa
chỉ có một lần duy nhất, nghĩa là thực hiện công việc nứt
vỉa một lần cho tất cả các lớp chứa sản phẩm ở các giai
đoạn nứt vỉa thứ nhất, các lớp chứa sản phẩm giai đoạn
Việc chứng minh hiệu quả nứt vỉa thủy lực nhiều giai
đoạn so với phương pháp nứt vỉa thủy lực một giai đoạn
cho tầng sản phẩm và trường hợp chưa nứt vỉa cho đơn
giếng sẽ được trình bày trong nghiên cứu này. Tính chất
đất đá của tầng chứa Miocene dưới có tính chất là cát kết
xen kẹp và bột kết với các lớp đất đá có độ rỗng và độ thấm
rất khác nhau. Với các lớp đất đá xen kẹp chặt sít thường có
module đàn hồi lớn hơn, có độ rỗng và độ thấm rất thấp,
lớp đất đá này không có khả năng chứa hydrocarbon, bên
cạnh đó có các lớp đất đá có khả năng chứa sản phẩm hy-
drocarbon với module đàn hồi của đất đá thấp hơn, độ
rỗng và độ thấm tốt hơn. Lớp vỉa chứa cát kết có chứa sản
Bảng 1. Các thông số nứt vỉa [13, 14]
Nứt vỉa 1 giai đoạn
Thông số
Giai đoạn 1
Giai đoạn 2
Giai đoạn 3
tầng sản phẩm
1640
0,328
265
Bán kính ảnh hưởng (ft)
Đường kính tubing (ft)
Chiều cao khe nứt (ft)
Độ rỗng (%)
1640
0,328
88,6
1640
0,328
90
1640
0,328
86,4
13
13
13
13
Độ thấm vỉa (mD)
12
12
12
12
Áp suất vỉa, Pi (psi)
Áp suất đáy giếng (psi)
Hệ số Poisson cát kết
Hệ số Poisson shale
Module đàn hồi cát kết (psi)
Nhiệt độ vỉa (oC)
2970
2000
0,25
0,35
3.500.000
109
2970
2000
0,25
0,35
3.500.000
109
2970
2000
0,25
0,35
3.500.000
109
2970
2000
0,25
0,35
3.500.000
109
Oil API
35
35
35
35
Hệ số tích của dầu (RB/STB)
Hệ số nén vỉa (psi-1)
Độ nhớt dầu vỉa (cp)
Áp suất điểm bọt (psi)
Áp suất đóng (psi)
1,4
1,4
1,4
1,4
1.45E-05
1.074
2000
4861
1.45E-05
1.074
2000
4844
1.45E-05
1.074
2000
4916
1.45E-05
1.074
2000
4704
Bảng 2. Các thông số nứt vỉa
Nứt vỉa 1 giai đoạn
tầng sản phẩm
Thông số
Giai đoạn 1
Giai đoạn 2
Giai đoạn 3
Lưu lượng bơm (thùng/phút)
Thời gian bơm (phút)
20
20
80
20
95
20
90
100
Nồng độ hạt chèn khi kết thúc bơm,
EOJ (ppg)
10
10
10
10
Ứng xử dung dịch nứt vỉa (n)
Chỉ số độ sệt, K (lbf.sn/ft2)
Hệ số thất thoát (ft/min0,5)
0,341
0,12
0,341
0,12
0,341
0,12
0,341
0,12
0,00227
0,00227
0,00227
0,00227
Hạt chèn (Sintered Ball Bauxite 16/30): Cường độ nén trung bình (ISIP), tỷ trọng 3,65, đường kính trung bình 0,038in, độ thấm gói
hạt chèn 400,000mD, độ rỗng gói hạt chèn 0,35. Ở áp suất đóng 6.680psi và phân bố hạt chèn 2lbm/ft2, dẫn suất của hạt chèn là
9.505md.ft, giả thiết mức độ hư hại dẫn suất hạt chèn là 0,5
Hệ dung dịch nứt vỉa (YF540HT) gồm: chất hoạt động bề mặt surfactant 2pptg, chất ổn định Stabilizer 15pptg, Crosslinker
0,35pptg, Buꢀer 7,5pptg, chất làm giảm độ nhớt Breaker Na2S2O8 8pptg, Encapsulated, gelling agent 11,2pptg, activator 1pptg
và Biocide 0,5pptg [16, 17]
DẦU KHÍ - SỐ 9/2019
39
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
2 và giai đoạn 3 với độ sâu 9.487,7 - 8.942ft, để từ đó
tiến hành nghiên cứu và so sánh các chỉ tiêu như dẫn
suất khe nứt, trung bình hệ số skin, chỉ số hiệu quả
khai thác của nứt vỉa thủy lực nhiều giai đoạn với nứt
vỉa một giai đoạn tầng sản phẩm với trường hợp tầng
sản phẩm chưa được nứt vỉa [16, 17, 21].
nứt vỉa 1 giai đoạn cho tầng sản phẩm đạt được chỉ là 0,330in,
điều này cho thấy chiều rộng khe nứt tỷ lệ thuận với chiều dài
của khe nứt. Ngoài ra áp suất khe nứt được thiết kế sao cho
phải nhỏ hơn 1000psi [18], vì khi áp suất khe nứt vượt quá
1000psi thì nguy cơ vỉa bị sập lở trong khi bơm nứt vỉa là rất
lớn và vỉa có nguy cơ bị hư hại, do đó mong muốn gia tăng dẫn
suất của khe nứt sẽ không đạt được. Bảng 3 biểu diễn áp suất
khe nứt của nứt vỉa 1 giai đoạn cho tầng sản phẩm là 195psi,
trong khi nứt vỉa thủy lực nhiều giai đoạn của giai đoạn 1 có áp
suất khe nứt là 665,3psi, giai đoạn 2 là 625psi và giai đoạn 3 là
7. Kết quả và thảo luận
Mô hình khe nứt PKN-C [9] mô tả chiều dài và
chiều rộng của khe nứt khi thực hiện nứt vỉa thủy lực
nhiều giai đoạn và nứt vỉa thủy lực 1 giai đoạn tầng
sản phẩm, chiều dài và chiều rộng lớn nhất của khe
nứt và chiều rộng trung bình được thể hiện ở Bảng
3. Chiều dài khe nứt ở nứt vỉa 1 giai đoạn cho tầng
sản phẩm ngắn hơn chiều dài của khe nứt ở nứt vỉa
thủy lực nhiều giai đoạn do chiều dài của khe nứt tỷ
lệ nghịch với chiều cao khe nứt. Như vậy, chiều cao
khe nứt ở nứt vỉa 1 giai đoạn cho tầng sản phẩm cao
hơn (265ft) trong khi nứt vỉa thủy lực nhiều giai đoạn
có chiều cao khe nứt ngắn hơn. Ngoài ra, chiều rộng
khe nứt lớn nhất ở nứt vỉa thủy lực nhiều giai đoạn
rộng hơn so với chiều rộng lớn nhất của nứt vỉa 1 giai
đoạn cho tầng sản phẩm. Cụ thể ở giai đoạn 1 nứt vỉa
thủy lực, chiều rộng lớn nhất là 0,379in và giai đoạn 2
chiều rộng lớn nhất là 0,362in và chiều rộng lớn nhất
ở giai đoạn 3 là 0,376in so với chiều rộng lớn nhất ở
12
10
8
6
4
2
0
0
50
100
150
Thời gian bơm (phút)
Giai đoạn 1
Giai đoạn 2
Giai đoạn 3
Nứt vỉa một giai đoạn tầng sản phẩm
Hình 1. Quy trình bơm nứt vỉa thủy lực nhiều giai đoạn và nứt vỉa thủy lực 1 giai đoạn
cho tầng sản phẩm
Bảng 3. Kết quả về yêu cầu áp suất nứt vỉa thủy lực và hình dáng khe nứt
Nứt vỉa 1 giai đoạn
tầng sản phẩm
195
Thông số
Giai đoạn 1
Giai đoạn 2
Giai đoạn 3
Áp suất khe nứt, Pnet (psi)
Áp suất bề mặt, Ptreat (psi)
Công suất bơm (HHP)
Nửa chiều dài khe nứt (ft)
Chiều rộng khe nứt lớn nhất (in)
Chiều rộng trung bình khe nứt (in)
Chiều cao khe nứt (ft)
665,3
5526
2708
729,1
0,379
0,24
625
5469
2680
634,1
0,362
0,22
90
677
5593
2741
726,3
0,376
0,236
86,4
5068
2483
234,2
0,330
0,207
265
88,6
Bảng 4. Các thông số bơm liên quan vữa hạt chèn
Nứt vỉa 1 giai đoạn
tầng sản phẩm
124.138,2
75.600
Thông số
Giai đoạn 1
Giai đoạn 2
Giai đoạn 3
Diện tích khe nứt (ft2)
129.198,1
84.000
16.654,85
0,2
114.129,9
67.200
14.050,24
0,21
125.505,7
79.800
16.055,76
0,2
Thể tích bơm, Vi (gal)
Thể tích khe nứt (Vf)
14.139,62
0,187
Hiệu quả nứt vỉa (Vf/Vi)
Thể tích pad (gal)
56.201,89
67
43.958,81
52
53.067,13
63
51.776,52
62
Thời gian bơm pad (phút)
Nồng độ hạt chèn trung bình (ppg)
Khối lượng hạt chèn (lb)
Phân bố hạt chèn trong khe nứt (lb/ft2)
6
6,1
6
5,9
166.548,5
1,29
14.0502,4
1,23
160.557,6
1,28
141.396,2
1,14
DẦU KHÍ - SỐ 9/2019
40
PETROVIETNAM
677psi, trong khi áp suất khe nứt ở nứt vỉa 1 giai đoạn cho
tầng sản phẩm thấp hơn. Trong kỹ thuật nứt vỉa thủy lực,
áp suất khe nứt đủ lớn có tác dụng làm cho chiều dài và
chiều rộng khe nứt lan truyền và phát triển, nếu áp suất
khe nứt nhỏ như ở nứt vỉa 1 giai đoạn cho tầng sản phẩm,
thì chiều dài và chiều rộng khe nứt đạt được rất hạn chế
so với chiều dài và chiều rộng ở nứt vỉa thủy lực nhiều giai
đoạn. Việc thiết kế đường kính lỗ bắn mở vỉa tương ứng
với mật độ hạt chèn trên một gallon hay đường kính hạt
chèn nhằm hạn chế hiện tượng screen out cũng được lưu
ý và tuân theo tiêu chuẩn API. Bảng 3 chỉ ra chiều rộng
trung bình khe nứt ở nứt vỉa thủy lực nhiều giai đoạn nằm
trong khoảng (0,22 - 0,236in) lớn hơn bốn lần đường kính
trung bình hạt chèn (0,038in), theo Schechter 1992 [19],
đây là điều kiện để vận chuyển hạt chèn bên trong khe
nứt vì khi đó thỏa mãn chiều rộng khe nứt lớn hơn 4 lần
đường kính trung bình của hạt chèn, vì vậy hạt chèn dễ
dàng đi vào trong khe nứt dẫn tới sự phân bố hạt chèn tốt
hơn, hiệu quả hơn trong quá trình nứt vỉa thủy lực.
thể tích pad tiến hành bơm dung dịch nứt vỉa có chứa
hạt chèn Sintered Ball Bauxite 16/30 có tỷ trọng 3,65 sao
cho thiết kế nồng độ hạt chèn theo lịch trình bơm hình
1, trong quá trình bơm thì gói hạt chèn thêm vào dung
dịch nứt vỉa cho đến khi kết thúc bơm tại nồng độ hạt
chèn đạt được là 10ppg, hạt chèn dễ dàng đi vào khe
nứt và giữ khe nứt luôn mở vì trước đó đã tiến hành bơm
pad đã tạo khe nứt. Sau khi kết thúc bơm dung dịch nứt
vỉa có chèn ta tiến hành bơm thể tích dung dịch nứt vỉa
không có hạt chèn để súc rửa hệ thống đường ống cũng
như trong hệ thống đường ống khai thác. Bảng 4 còn
chỉ ra trung bình phân bố của hạt chèn trong khe nứt
khi thực hiện nứt vỉa thủy lực nhiều giai đoạn lớn hơn
phân bố hạt chèn bên trong khe nứt khi thực hiện bơm
nứt vỉa thủy lực 1 giai đoạn cho tầng sản phẩm, điều đó
có nghĩa dẫn suất khe nứt ở nứt vỉa thủy lực nhiều giai
đoạn cao hơn so với dẫn suất khe nứt ở nứt vỉa 1 giai
đoạn cho tầng sản phẩm bởi vì sự phân bố hạt chèn tốt
có tác dụng tăng dẫn suất khe nứt và cho phép dòng sản
phẩm dễ dàng đi từ vỉa vào giếng. Ngoài ra trung bình
hiệu quả nứt vỉa thủy lực ở nứt vỉa thủy lực nhiều giai
đoạn cao hơn 0,2 so với hiệu quả nứt vỉa một giai đoạn
tầng sản phẩm (0,187). Điều đó chứng tỏ thể tích khe nứt
tạo ra ở nứt vỉa 1 giai đoạn cho tầng sản phẩm thấp hơn
so với thể tích tạo ra khi thực hiện nứt vỉa thủy lực nhiều
giai đoạn.
7.1. Quy trình bơm nứt vỉa thủy lực
Nolte (1986) [20] dựa trên phương trình cân bằng vật
chất trong khi bơm nứt vỉa thủy lực khi khối lượng hạt
chèn thêm vào liên tục trong dung dịch nứt vỉa cho đến
khi hiệu quả nứt vỉa tốt nhất theo thời gian, mối quan hệ
giữa nồng độ hạt chèn theo thời gian trong khi bơm cho
bởi mô hình như sau:
7.2. Phân tích khai thác
t-tpad
1- η
1+ η
( )
; ε=
Bảng 5 biểu diễn các thông số sau khi nứt vỉa thủy
lực ở công việc nứt vỉa thủy lực nhiều giai đoạn và nứt
vỉa một giai đoạn tầng sản phẩm, các chỉ số sau nứt vỉa
có ảnh hưởng tới chỉ số khai thác sản phẩm. Chỉ số khai
thác sau nứt vỉa phụ thuộc vào giá trị dẫn suất khe nứt tại
chỗ trong khe nứt vì cho phép chất lưu dầu khí trong vỉa
từ khe nứt đi vào giếng để khai thác một cách dễ dàng
hay không [18]. Mặt khác dẫn suất khe nứt phụ thuộc rất
nhiều yếu tố như áp suất đóng khe nứt, sự phân bố của
hạt chèn bên trong khe nứt, loại hạt chèn, cường độ nén
hạt chèn, tỷ trọng hạt chèn, độ rỗng và độ thấm của gói
hạt chèn dưới tác dụng áp suất đóng cụ thể, ở đây ta lấy áp
suất đóng tương đương ứng suất nhỏ nhất và mức độ hư
hại của dẫn suất khe nứt và ảnh hưởng bởi quá trình hạt
chèn bị quay trở lại bề mặt khi gọi dòng sản phẩm. Ngoài
ra dẫn suất không thứ nguyên ở nứt vỉa đơn tầng lớp phủ
(FCD = 0,93) cao hơn so với dẫn suất không thứ nguyên
trung bình ở nứt vỉa thủy lực nhiều giai đoạn (FCD = 0,3).
Điều này giải thích là do dẫn suất không thứ nguyên tỷ
lệ nghịch với nửa chiều dài của khe nứt, do nửa chiều dài
khe nứt tạo ra ở nứt vỉa đơn tầng lớp phủ ngắn hơn so với
-tpad
Trong đó:
Cp(t): Nồng độ hạt chèn/gallon (ppg);
Cf: Nồng độ hạt chèn/gallon tại giai đoạn bơm kết
thúc nứt vỉa (ppg);
tpad: Thời gian bơm pad mà dung dịch nứt vỉa không
chứa hạt chèn (phút);
t: Thời gian bơm nứt vỉa thủy lực (phút);
η: Hiệu quả nứt vỉa, hệ số.
Hình 1 mô tả lịch trình bơm nứt vỉa thủy lực cho
nhiều giai đoạn và 1 giai đoạn cho tầng sản phẩm. Trong
công tác nứt vỉa thủy lực, lịch trình bơm nứt vỉa gồm 3
bước chính, bước thứ nhất thực hiện bơm thể tích dung
dịch nứt vỉa pad mà không chứa hạt chèn với mục đích
để mở khe nứt và tạo chiều rộng khe nứt yêu cầu sao cho
sau khi kết thúc bơm thể tích pad thì khe nứt sẽ cho phép
hạt chèn dễ dàng đi vào khe nứt, sau khi kết thúc bơm
DẦU KHÍ - SỐ 9/2019
41
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
Bảng 5. Dẫn suất khe nứt và hiệu quả khai thác
Nứt vỉa một giai đoạn
Thông số
Giai đoạn 1
Giai đoạn 2
Giai đoạn 3
tầng sản phẩm
5.224
Dẫn suất khe nứt (md.ft)
Áp suất đóng (psi)
5.232
4.861
0,3
5.244
4.844
0,34
5.194
4.916
0,3
4.704
Dẫn suất không thứ nguyên (FCD)
Hệ số Pseudo-skin (Sf)
0,93
-7,04
374,6
5,8
-6,90
325,8
5,3
-7,03
373,2
5,8
-5,90
Bán kính hiệu dụng, r’w (ft)
Hiệu suất khai thác (J/Jo )
120,3
3,3
chiều dài tạo ra trong nứt vỉa thủy lực nhiều giai
đoạn. Thực tế khi thực hiện nứt vỉa cho tầng
Miocene dưới có độ thấm tương đối thấp thì
việc ưu tiên tạo ra chiều dài khe nứt là rất quan
trọng để nâng cao dẫn suất khe nứt. Trung
bình hệ số skin âm ở nứt vỉa thủy lực nhiều giai
đoạn (sf = -7) thấp hơn nhiều so với hệ số skin
âm sau nứt vỉa ở nứt vỉa 1 giai đoạn cho tầng
sản phẩm (sf = -5,9), do đó bán kính hiệu dụng
trung bình ở nứt vỉa thủy lực nhiều giai đoạn
là (r’w = 357,9ft) và bán kính hiệu dụng tạo ra
sau nứt vỉa ở nứt vỉa 1 giai đoạn cho tầng sản
phẩm (r’w = 120,3ft). Chỉ số gia tăng khai thác
trung bình của nứt vỉa thủy lực nhiều giai đoạn
là (PI = 5,6) và chỉ số gia tăng khai thác ở nứt vỉa
1 giai đoạn tầng sản phẩm là (PI = 3,3). Hình 2
biểu diễn lưu lượng khai thác sau nứt vỉa là nứt
vỉa thủy lực nhiều giai đoạn, nứt vỉa 1 giai đoạn
tầng sản phẩm và chưa nứt vỉa với thời gian
khai thác chuyển tiếp khoảng 3 năm, cho thấy
lưu lượng khai thác ở nứt vỉa thủy lực nhiều giai
đoạn cao hơn nhiều so với nứt vỉa 1 giai đoạn
tầng sản phẩm và cao hơn trường hợp chưa
nứt vỉa. Bảng 8 cho thấy, sản lượng khai thác
cộng dồn sau nứt vỉa của nứt vỉa thủy lực nhiều
giai đoạn (7.854.300 thùng) cao hơn so với nứt
vỉa 1 giai đoạn của tầng sản phẩm (5.789.800
thùng), ngược lại với trường hợp giếng đơn
chưa nứt vỉa thì sản lượng khai thác dầu cộng
dồn thấp hơn với mức là 2.382.800 thùng. Lợi
nhuận ròng thu được ở nứt vỉa thủy lực nhiều
giai đoạn cũng cao nhất đạt hơn 393 triệu USD
và nứt vỉa 1 giai đoạn tầng sản phẩm đạt hơn
289 triệu USD, đối với giếng đơn chưa nứt vỉa
thì lợi nhuận ròng thu được hơn 118 triệu USD,
xét trong 3 năm. Đây là yếu tố quan trọng để
nhà thầu có quyết định sử dụng công nghệ tiến
hành bơm nứt vỉa thủy lực nhằm nâng cao sản
lượng khai thác sau nứt vỉa.
35000
30000
25000
20000
15000
10000
5000
0
0
200
400
600
Thời gian (ngày)
Nứt vỉa một giai đoạn tầng sản phẩm
Nứt vỉa nhiều giai đoạn
800
1000
1200
Chưa nứt vỉa
Hình 2. Lưu lượng dầu khai thác dầu chuyển tiếp: chưa nứt vỉa, nứt vỉa thủy lực nhiều giai đoạn,
nứt vỉa 1 giai đoạn tầng sản phẩm
9000
8000
7000
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
Thời gian (ngày)
Nứt vỉa một giai đoạn tầng sản phẩm
Chưa nứt vỉa
Nứt vỉa nhiều giai đoạn
Hình 3. Lưu lượng dầu khai thác cộng dồn ở chế độ khai thác chuyển tiếp ở các trường hợp
vỉa chưa nứt vỉa, nứt vỉa thủy lực nhiều giai đoạn tầng sản phẩm, nứt vỉa 1 giai đoạn tầng sản phẩm
Bảng 6. Các thông số đầu vào để tính toán hiệu quả kinh tế
Thông số
Các giá trị
Giá hạt chèn (USD/lbm)
Giá dung dịch nứt vỉa (USD/gallon)
Giá bơm, USD/giờ/HHP
Giá sửa chữa (USD )
0,4
1
3,25
15.000
10
Tỷ suất chiết khấu (%)
Giá dầu (USD/thùng)
60
Số năm thu lợi nhuận ròng, NPV
3
DẦU KHÍ - SỐ 9/2019
42
PETROVIETNAM
Bảng 7. Chi phí thực hiện bơm nứt vỉa và vận hành
Dung dịch nứt vỉa Khối lượng hạt chèn
Công suất
bơm
Giá sửa chữa
(USD)
Chi phí
(USD)
Thông số
sử dụng (gals)
sử dụng (lbs)
Nứt vỉa 1 giai đoạn tầng sản phẩm
Nứt vỉa thủy lực nhiều giai đoạn
70.956,32431
141.396,2
5.068
15.000
158.985,8
215.642,9945
467.608,5
16.588
15.000
471.597,4
Bảng 8. Phân tích kinh tế trong 3 năm
Dầu khai thác
cộng dồn (thùng)
2.382.800
Giá trị
(USD)
142.968.000
347.388.000
471.258.000
Tổng chi
(USD)
0
Lợi nhuận ròng, NPV
(USD)
Thông số
Chưa nứt vỉa
118.617.326,82
289.544.184,75
393.807.290,65
Nứt vỉa một giai đoạn tầng sản phẩm
Nứt vỉa thủy lực nhiều giai đoạn
5.789.800
158.986
471.597
7.854.300
điều đó dẫn tới dẫn suất khe nứt, lưu lượng khai thác, hiệu
quả kinh tế sau nứt vỉa cũng cao hơn.
450
400
350
300
250
200
150
100
50
- Áp suất khe nứt cao hơn so với áp suất khe nứt ở nứt
vỉa đơn tầng lớp phủ, đây là tiền đề để phát triển khe nứt.
- Khi bơm nứt vỉa 1 giai đoạn tầng sản phẩm cho
giếng đơn sẽ tăng tổn hao áp suất để phát triển khe nứt
không cần thiết phục vụ cho khai thác sản phẩm sau này,
có thể sự phát triển khe nứt phụ (khe nứt không có khả
năng cho dòng sản phẩm để khai thác sau nứt vỉa) với
chiều cao khe nứt cao hơn. Vì vậy, áp suất khe nứt cần
thiết để phát triển khe nứt chính (khe nứt cho phép dòng
sản phẩm dễ dàng đi vào giếng) bị giảm đi và do đó chiều
dài khe nứt chính sẽ không đạt được.
0
Chưa nứt vỉa
Nứt vỉa một
giai đoạn
tầng sản phẩm
Nứt vỉa
nhiều giai đoạn
tầng sản phẩm
Hình 4. So sánh lợi nhuận ròng (NPV) cho các trường hợp: giếng chưa nứt vỉa,
nứt vỉa 1 giai đoạn tầng sản phẩm, nứt vỉa nhiều giai đoạn tầng sản phẩm
Tài liệu tham khảo
8. Phân tích yếu tố kinh tế (Bảng 6 - 8, Hình 4)
9. Kết luận
1. Huu Truong Nguyen, Van Hung Nguyen. Lesson
learned from hydraulic fracturing stimulation for improved
oil Production rate in the lower Miocene reservoir, offshore
Viet Nam. Proceedings of the 1st Vietnam Symposium on
Advances in Offshore Engineering. Springer. 2018; 18:
p. 559 - 565.
Nghiên cứu nứt vỉa thủy lực nhiều giai đoạn cho giếng
đơn ở đối tượng Miocene dưới, bể Cửu Long rút ra các kết
luận sau:
- Về chỉ số gia tăng khai thác sau nứt vỉa thủy lực
nhiều giai đoạn cao hơn nhiều so với chỉ số gia tăng khai
thác sau nứt vỉa 1 giai đoạn tầng sản phẩm, hay trường
hợp chưa nứt vỉa. Bởi vì sau nứt vỉa, hệ số skin âm trung
bình của nứt vỉa thủy lực nhiều giai đoạn thấp hơn so với
hệ số skin âm ở nứt vỉa thủy lực 1 giai đoạn cho tầng sản
phẩm, hay hệ số skin âm trung bình ở trường hợp chưa nứt
vỉa, do tầng trầm tích Miocene dưới có tính chất tương đối
chặt sít thể hiện ở độ thấm và độ rỗng hiệu dụng tương
đối thấp. Vì vậy, cần phát triển khe nứt có chiều dài tối ưu,
tối đa dẫn suất khe nứt để từ đó cho phép dòng sản phẩm
dễ dàng đi từ khe nứt vào giếng khai thác sau khi nứt vỉa.
2. M.King Hubbert, David G.Willis. Mechanics of
hydraulic fracturing. Society of Petroleum Egineers. 1957;
210: p. 153 - 168.
3. W.R.Matthews, J.Kelly. How to predict formation
pressure and fracture gradient from electric and sonic logs.
Oil and Gas Journal. 1967; 65: p. 92 - 1066.
4. E.S.Pennebaker. An engineering interpretation
of seismic data. Fall Meeting of the Society of Petroleum
Engineers of AIME. 29 September - 2 October, 1968.
5. Ben A.Eaton. Fracture gradient prediction and its
application in oilfield operations. Journal of Petroleum
Technology. 1969; 21(10): p. 1353 - 1360.
- Sự phân bố hạt chèn ở nứt vỉa thủy lực nhiều giai
đoạn cao hơn so với nứt vỉa 1 giai đoạn tầng sản phẩm,
DẦU KHÍ - SỐ 9/2019
43
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
6. Stan A.Christman. Offshore fracture gradients.
Journal of Petroleum Technology. 1973; 25(8): p. 910 - 914.
Ehlig-Economides, Ding Zhu. Petroleum production
systems (2nd edition). Prentice Hall. 2012.
7. L.N.Berry, L.A.MacPherson. Prediction of fracture
gradients from log derived elastic moduli. The Log Analyst.
1972; 13(5 ).
14. P.P.Valko, R.E.Oligney, M.J.Economides. High
permeability fracturing of gas wells. Petroleum Engineer
International. 1998;71(1).
8. Nguyễn Hữu Trường, Nguyễn Quốc Dũng, Phạm
Đình Phi, Nguyễn Viết Khôi Nguyên. Nghiên cứu ảnh
hưởng của các thông số vận hành nứt vỉa tới dẫn suất khe
nứt và khối lượng hạt chèn khi thực hiện bơm nứt vỉa tầng
Oligocene chặt sít. Tạp chí Dầu khí. 2018; 12: trang 31 - 44.
15. Nguyễn Hữu Trường, nnk. Thiết kế nứt vỉa thủy lực
tối ưu cho tầng Oligocene dưới nhằm tăng cường khai thác
dầu bằng phương pháp tối đa lợi nhuận ròng. Tạp chí Dầu
khí. 2015; 12: trang 28 – 37.
16. BJ. Hydraulic fracturing post job report for wells.
9. Peter Valkó, Michael J.Economides. Hydraulic
fracture mechanics. Wiley & Sons. 1995.
2010.
17. BJ-PVDrilling JV Company Ltd. Fracturing report
summary. 2011.
10. M.M.Rahman, M.K.Rahman. A review of hydraulic
fracture models and development of an improved Pseudo-
3D model for stimulating tight oil/gas sand. Energy Sources,
Part A: Recovery, Utilization, and Environmental Effects.
2010; 32(15): p. 1416 - 1436.
18. Haiqing Yu, M.Motiur Rahman. Pinpoint
multistage fracturing of tight gas sands: An integrated
model with constraints. SPE Middle East Unconventional
Gas Conference and Exhibition, Abu Dhabi, UAE. 23 - 25
January, 2012.
11. G.I.Barenblatt. The mathematical theory of
equilibrium cracks in Brittle fracture. Advances in Applied
Mechanics. 1962; 7: p. 55 - 129.
19. Robert S.Schechter. Oil well stimulation. Prentice
Hall. 1991.
12. Heber Cinco-Ley, Fermando Samaniego-V.
Transient Pressure analysis for fractured wells. Journal of
Petroleum Technology. 1981; 33(9): p. 1749 - 1766.
20. K.G.Nolte. Determination of proppant and fluid
schedules from fracturing - pressure decline. SPE Production
Engineering. 1986; 1(4): p. 255 - 265.
13. Michael J.Economides, A.Daniel Hill, Christine
INVESTIGATION OF MULTIPLE-STAGE HYDRAULIC FRACTURING
EFFICIENCY FOR LOWER MIOCENE, CUU LONG BASIN, CONTINENTAL
SHELF OF VIET NAM
Nguyen Huu Truong
Petrovietnam University
Email: truongnh@pvu.edu.vn
Summary
The paper evaluates the multiple-stage hydraulic fracturing efficiency for single wells in the Lower Miocene formation of Cuu Long
basin on the continental shelf of Vietnam. The efficiency of multiple-stages is better than that of the base case and single-stage hydraulic
fracturing for well stimulation such as the effective radius, average skin factor, fracture conductivity, oil productivity at post-fractured
well, fracture length and width, and net pressure. The integrated multiple-stage hydraulic fracturing model includes the minimum
horizontal stress and fracture propagation orientation, the fracture geometry model, the production model and the economic model.
The study showed that multiple-stage fracturing for single wells produces higher cumulative oil production than unstimulated cases and
well single-stage fracturing.
Key words: Multiple-stage hydraulic fracturing, Lower Miocene reservoir, multiple-stage fracturing efficiency, single-stage hydraulic
fracturing, base case.
DẦU KHÍ - SỐ 9/2019
44
10 trang
16/04/2022
2460
Bạn đang xem tài liệu "Đánh giá hiệu quả nứt vỉa thủy lực nhiều giai đoạn cho đối tượng Miocene dưới, bể Cửu Long, thềm lục địa Việt Nam", để tải tài liệu gốc về máy hãy click vào nút Download ở trên
File đính kèm:
- danh_gia_hieu_qua_nut_via_thuy_luc_nhieu_giai_doan_cho_doi_t.pdf
