Lựa chọn quy trình thử vỉa dầu khí cho các giếng khoan thăm dò đối tượng đá móng bồn trũng Cửu Long và phương thức triển khai thực tế
Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất Tập 60, Kỳ 1 (2019) 71 - 80
71
Lựa chọn quy trình thử vỉa dầu khí cho các giếng khoan thăm
dò đối tượng đá móng bồn trũng Cửu Long và phương thức
triển khai thực tế
Nguyễn Anh Tuấn 1,*, Nguyễn Thanh Tùng 1, Lê Vũ Quân 1, Lê Quốc Trung 1, Nguyễn
Văn Đô 1, Nguyễn Văn Thịnh 2
1 Viện Dầu khí Việt Nam (VPI), Việt Nam
2 Khoa Dầu khí , Trường Đại học Mỏ - Địa chất, Việt Nam
THÔNG TIN BÀI BÁO
TÓM TẮT
Quá trình:
Việc triển khai công tác thử vỉa đối tượng móng tại các giếng khoan thăm
dò ở bồn trũng Cửu Long thềm lục địa Nam Việt Nam thường gặp nhiều khó
khăn, thách thức do các nguyên nhân khác nhau như cấu trúc địa chất phức
tạp, bất đồng nhất cao của đá móng và đặc biệt là ảnh hưởng của việc mất
dung dịch trongquátrình khoan. Bài báo nàytrình bày việc giải quyết những
khó khăn thách thức nêu trên, qua đó đề xuất lựa chọn quy trình thử vỉa
hoàn chỉnh và phương thức triển khai thực tế. Bên cạnh đó, các thiết bị thử
vỉa cần được sử dụng đúng, nhằm mục đích nâng cao hiệu quả công tác thử
vỉa, góp phần thu được những dữ liệu đầy đủ và tin cậy nhất phục vụ công
tác đánh giá trữ lượng, phát triển và điều hành quá trình khai thác các vỉa
dầu khí tại bồn trũng Cửu Long.
Nhận bài 10/12/2018
Chấp nhận 05/01/2019
Đăng online 28/02/2019
Từ khóa:
Tầng móng
Giếng khoan thăm dò
Bồn trũng Cửu Long
© 2019 Trường Đại học Mỏ - Địa chất. Tất cả các quyền được bảo đảm.
5 khoảng cho dòng dầu với bề dày mỗi khoảng chỉ
từ 1 đến 20 m (Trần Lê Đông, Mai Văn Dư, 2000;
1. Mở đầu
Các khoảng chứa dầu trong đá móng nứt nẻ
của các mỏ như Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Sư Tử
Đen, Sư Tử Vàng, Sư Tử Nâu, Cá Ngừ Vàng, Nam
Rồng-Đồi Mồi, ... được đặc trưng bởi tính bất đồng
nhấtcao của đáchứa theo chiều sâu cũng như diện
rộng (Trần Lê Đông, Mai Văn Dư, 2000). Kết quả
thử vỉa các giếng thăm dò tại đây cho thấy, mặc dù
các giếng dược khoan vào thân đá móng lên đến
hàng nghìn mét nhưng thường thì chỉ có từ 2 đến
Trần Lê Đông, Mai Văn Dư, 2001). Khi thi công
khoan qua các đới nứt nẻ kể trên, hiện tượng mất
dung dịch thường xuyên xảy ra với tính chất cũng
nhưmức độ tại mỗi giếng khoan và ởcác chiều sâu
khác nhau rất khác nhau, từ vài chục thùng/giờ
đến vài trăm thùng/giờ, cá biệt có những khoảng
khoan bị mất dung dịch hoàn toàn. Nhiều Nhà
thầu Dầu khí tại Việt nam áp dụng quy trình thử
vỉa cho các vỉa dầu truyền thống cho các vỉa dầu
móng dẫn đến hoăc thời gian thử vỉa bị kéo dài
quá mức cần thiết, hay không thu nhận được đầy
đủ thông tin cần thiết tin cậy để phục vụ công tác
_____________________
*Tác giả liên hệ
E - mail: leducvinh@humg.edu.vn
72
Nguyễn Anh Tuấn và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 71 - 80
đánh giá trữ lượng, phát triển và điều hành quá
trình khai thác các vỉa dầu khí tại bồn trũng Cửu
Long một cách tốt nhất. Rút kinh nghiệm từ những
tồn tại từ thực tiễn triển khai công tác thừ vỉa của
các Nhà thầu dầu khí hiện nay, tác giả đề xuất lựa
chọn Quy trình thử vỉa hoàn phù hợp với các vỉa
dầu móng tại bồn trũng Cửu Long dựa trên
nguyên tắc vẫn giữ các bước chính của Quy trình
đang áp dụng cho vỉa dầu truyền thống nhưng có
điều chỉnh phương thức, thiết bị và ước thời gian
triển khai cho phù hợp với vỉa dầu trong móng cụ
thể cho các bước sau: Bổ sung việc áp dụng bơm
khí nâng N2 bằng Coil Tubing cho các giếng bị mất
dung dịch trong khi khoan cũng như đo kiểm tra
các khoảng cho dòng (PLT) thành các hạng mục
chắc chắn hay rút gọn thời gian đóng giếng cho các
chế độ phục hồi áp suất vỉa hay đề xuất sơ đồ ra
quyết định linh hoạt trong triển khai thực địa. và
được trình bày tại nội dung chính của bài báo.
bồn trũng Cửu Long cần phải giải quyết được các
vấn đề có tính chất đặc thù riêng như sau:
Tính bất đồng nhất rất cao của vỉa cả theo
chiều sâu và diện rộng với khoảng chiều sâu mở
vỉa có thể lên đến hàng trăm mét thậm chí hàng
nghìn mét nhưng chỉ có từ 2 đến 5 khoảng cho
dòng chính với bề dày từ 1 vài mét, ít khi lên đến
vài chục mét (Bảng 1, 2 và Hình 1).
Mức độ mất dung dịch trong khi khoan cao
dẫn đến tốn nhiều thời gian để làm sạch dòng chất
lưu từ vỉa;
Việc xác định các khoảng cho dòng dầu và
ranh giới dưới cho dòng cần phải thực hiện bằng
phương pháp đo kiếm tra khai thác (PLT) để có
thông số xác định ranh giới trữ lượng cấp P2 một
cách tin cậy nhất;
Việc xác định áp suất, nhiệt độ vỉa ban đầu
một cách tin cậy cũng gặp nhiều thách thức do hậu
quả của quá trình mất dung dịch cường độ lớn khi
khoan.
2. Nội dung về quy trình thử vỉa cho các giếng
thăm dò bồn trũng Cửu Long
Với mục tiêu và yêu cầu như đề cập trên đây,
tác giả lựa chọn quy trình hoàn chỉnh để triển khai
chương trình thử vỉa dầu khí đối với một giếng
khoan thăm dò vỉa dầu đá móng bồn trũng Cửu
Long bao gồm các bước chính như sau:
- Công tác chuẩn bị: Thả thiết bị thử vỉa lòng
giếng; Chế độ dòng ban đầu; Chế độ đóng giếng đo
phục hồi áp suất vỉa ban đầu; Chế độ làm sạch
dòng; Chế độ đóng giếng đo phục hồi áp suất vỉa
chính, đo PLT; Các chế độ dòng chính, đo PLT và
chế độ dòng lấy mẫu sâu PVT (multi-rate flow,
sampling flow); Chế độ dòng tối đa; Chế độ đóng
giếng đo phục hồi áp suất vỉa cuối (chỉ cần cho
trường hợp tính trữ lượng bằng phương pháp cân
bằng vậtchất); Dập giếng ; Kéo thiết bị thửvỉa lòng
giếng, tháo các thiết bị thử vỉa bề mặt kết thúc thử
vỉa.
Công tác chuẩn bị bao gồm các hạngmục công
việc như tập kết lắp đặt thiết bị bề mặt thử kín áp
suất (pressure test), thử các chức năng của thiết bị
thử vỉa, tính toán lựachọn phương thức gây chênh
áp (bằng nước, dầu diesel hay áp dụng thiết bị
bơm khí N2 bằng ống mềm (coil tubing)). Thông
thường thời gian thực hiện công tác chuẩn bị vào
khoảng từ 60 đến 80 giờ.
Công đoạn thả thiết bị lòng giếng được tiến
hành theo thiết kế ban đầu và kết quả tính toán tạo
chênh áp. Đối với thử vỉa ở đá móng bồn trũng
Cửu Long thường lựa chọn việc tạo chênh áp bằng
rót đầy cốt nước biển trong thiết bị lòng giếng.
2.1. Mục tiêu và yêu cầu đối với công tác thử vỉa
các giếng khoan thăm dò móng bồn trũng Cửu
Long
Mặc dù mục tiêu và yêu cầu thử vỉa dối với
mỗi Nhà thầu dầu khí có thể khác nhau, nhưng
việc thử vỉa các giếng khoan thăm dò cần phải đạt
được các nhiệm vụ chính sau (Schlumberger,
2006; Warren et al., 1963):
Xác định khả năng cho dòng của vỉa dầu, hệ số
sản phẩm, mức độ cho dòng tối đa, mức độ khai
thác tạp chất cơ học và mức độ nhiễm bẩn vỉa
(Skin damage); Xác định các khoảng cho dòng và
tỷ phần đóng góp của từng khoảng. Xác định các
thông số ban đầu của vỉa như: áp suất vỉa, độ thấm,
nhiệt độ vỉa.
Xác định chỉ số khí-dầu (GOR), hàm lượng
nước-tạp chất cơ học (BSW), hàm lượng CO2, H2S,
thủy ngân... Lấy mẫu chất lưu vỉa phục vụ công tác
phân tích PVT. Xác định các ranh giới biên của vỉa
dầu.
2.2. Lựa chọn quy trình các bước triển khai thử
vỉa cho các giếng khoan thăm dò vỉa dầu móng
bồn trũng Cửu Long và phương thức, thời gian
thực hiện.
Việc lựa chọn quy trình và các bước triển khai
công tác thử vỉa đối với đối tượng vỉa dầu đá móng
Nguyễn Anh Tuấn và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 71 - 80
73
Bảng 1. Thông tin về mất dung dịch tại một số giếng khoan thăm dò móng bồn trũng Cửu Long (Thang
Long JOC, Hoan Vu JOC, VRJ, Lam Son JOC, JVPC).
Tên giếng
Khoảng mở vỉa (mBRT)
3397
Lưu lượng mất dung dịch (thùng/giờ)
Loại đá
Granit
Granit
Granit
Granit
Granit
Granit
Granit
Granit
Granit
Granit
Granit
Granit
Granit
Granit
Granit
Granit
Granit
Granit
Granit
Granit
Granit
Granit
Granit
Granit
Granit
Granit
Granit
60.00
11-23
189.00
14.00
121.00
10.00
13.00
17.00
3425-3480
3494
3504-3517
3517
3517-3520
3520-3537
3537-3542
3984
A-2X
Không có tuần hoàn dung dịch
Không có tuần hoàn dung dịch
3988.8
3988-3990
4030-4041
4097-4188
3276-3345
3345-3479
3479-3650
3650-3714
3714-3727
3727-3777
3777-3800
3800-4040
4040-4048
4048-4230
4230-4475
4475-4815
4815-4822
4822-5204
145.00
Không có tuần hoàn dung dịch khoan
Không có tuần hoàn dung dịch khoan
0
0
4-90
16-81
30-221
70-168
150-200
41-186
50-186
17-200
29-216
23-75
126-140
50-170
A-3X
Bảng 2. Thông tin về các khoảng cho dòng thuộc giếng A mỏ B bồn trũng Cửu Long theo kết quả PLT
(Thang Long JOC, Hoan Vu JOC, VRJ, Lam Son JOC, JVPC).
Khoảng cho dòng
MDRT, m MSL, m
Từ đến
3565 3568
Khoảng đóng góp dòng
Thứ Kích cỡ
Lưu lượng
(thùng/ngày)
Lưu lượng
(thùng/ngày)
tự
côn
%
Từ
3441
đến
3443.4
1
2
3
4
5
2665
2665
2665
2665
2665
2665
2665
2665
2665
2665
2665
2
53.3
3579 3580 3452.4
3588 3591 3459.7
3600 3601 3469.2
3638 3642 3498.5
3653 3656 3509.6
3750 3753 3572.2
3984 3988 3670.6
4007 4011 3675.9
4024 4028 3679.5
4052 4054 3684.2
3453.2 rất nhỏ
3462.1 rất nhỏ
3470
rất nhỏ
3501.6 rất nhỏ
6
40/64"
3511.8
3573.9
3671.6
3676.8
3680.2
3684.5
2
60
2
53.3
1599
53.3
7
8
9
10
11
12
10
10
319.8
266.5
266.5
74
Nguyễn Anh Tuấn và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 71 - 80
Hình 1. Các khoảng cho dòng giếng A mỏ B bồn trũng Cửu Long theo kết quả đo PLT (Thang Long JOC,
Hoan Vu JOC, VRJ, Lam Son JOC, JVPC).
Nếu sau khi mở van thử vỉa tạo chênh áp bằng
sau khi thả xong thiết bị thử vỉa sẽ tiến hành bơm
kiểm tra kín áp suất (Pressure test). Thời gian
thực hiệncông đoạn thả thiết bị lòng giếng thường
kéo dài từ 24 đến 36 giờ.
cốt nước biển vẫn không cho dòng sẽ áp dụng
phương pháp bơm khí N2 bằng coil tubing (CT) để
tạo chênh áp hút dòng từ vỉa ra. Trong thời gian và
Nguyễn Anh Tuấn và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 71 - 80
75
Mục tiêu của chế độ dòng ban đầu là kết nối
lưu thông dòng chất lưu từ vỉa vào thân giếng sau
khi mở van thử vỉa để sau đó đóng giếng đo phục
hồi ápsuất vỉa banđầu tin cậy nhất vì vậy thời gian
của bước này thường rất ngắn (khoảng từ 10 đến
15 phút sau khi mở van thử vỉa). Thời gian cho chế
độ đóng giếng đo phục hồi áp suất vỉa ban đầu
thường kéo dài từ 30 phút đến 1 giờ. Nhiều Nhà
thầu dầu khí lựa chọn việc bỏ qua các bước chế độ
dòng và đo phục hồi áp suất vỉa ban đầu ở các
giếng bị mất dung dịch nhiều và tiến hành ngay
chế độ làm sạch dòng sau đó mới quyết định có
thựchiệnhaykhôngcác bướcnày vìsợảnh hưởng
đến độ tin cậy của số liệu thu được, tuy nhiên tác
giả cho rằng không nhất thiết phải bỏ qua không
thực hiện các bước này vì chúng không tốn nhiều
thời gian mà thu được thêm thông tin quý về áp
suất vỉa ban đầu. Hơn nữa, nếu tiến hành các bước
này sau chế độ làm sạch dòng cũng có nguy cơ
không thu được kết quả tuyệt đối tin cậy về áp
suất vỉa ban đầu do ảnh hưởng của mất dung dịch
cũng như thời gian kéo dài của chế độ làm sạch
dòng.
Chế độ làm sạch dòng chất lưu từ vỉa được
thực hiện ngay sau chế độ đóng giếng đo phục hồi
áp suất vỉa ban đầu. Giếng được mở ở chế độ côn
lớn nhất có thể để làm sạch các nhiễm bẩn khi
khoan. Do hàng loạt các giếng khoan thăm dò
móng bồn trũng Cửu Long bị mất dung dịch rất
nhiều cho nên thường khi mở giếng không nhận
được dòng tự nhiên mà phải áp dụng thiết bị bơm
khí N2 bằng ống mềm CT để hút rửa hết dung dịch
nhiễm bẩn trong vỉa. Thời gian làm sạch giếng
bằng bơm khí N2 qua CT sẽ kéo dài tùy theo mức
độ giếng khoan mất dung dịch nhiều hay ít (thông
thường từ 10 tiếng đến nhiều ngày thậm chí hàng
tuần các biệt lên đến nhiều tuần). Sau khi làm sạch
dòng với hàm lượng nước-tạp chất cơ học đạt
dưới 1% giếng sẽ được chuyển sang chế côn làm
việc ổn định khoảng 6 đến 8 giờ để đo thông số
dòng ổn định của chế độ này trước khi đóng giếng
đo phục hồi áp suất vỉa chính. Trong thời gian này
tác giả khuyến cáo thực hiện thả thiết bị PLT đo
xác định các khoảng cho dòng vào thân giếng.
Sau khi kết thúc chế độ làm sạch, giếng sẽ đực
đóng bởi van thử vỉa để thực hiện chế độ đo phục
hồi áp suất vỉa chính. Do hầu hết các giếng khoan
thăm dò móng bồn trũng Cửu Long đều khoan qua
các đới có độ thấm cao nên tác giả cho rằng thời
gian thực hiện chế độ này sẽ ngắn hơn so với các
giếng khoan thăm dò các vỉa dầu truyền thống vì
vậy thông thường chỉ cần từ 12 đến 16 giờ là đủ
để kết thúc chế độ này và thu được sự phục hồi
hoàn toàn áp suất vỉa. Việc đo PLT trong khi giếng
đóng nên thực hiện vào cuối giai đoạn đo phục hồi
áp suất vỉa chính.
Ngay sau khi kết thúc chế độ đo phục hồi áp
suất vỉa chính sẽ tiến hành thực hiện nghiên cứu
các chế độ dòng chính trong đó có chế độ dòng lấy
mẫu chất lưu sâu và sau đó là chế độ cho dòng tối
đa. Trước tiên giếng được mở làm việc ở chế độ
côn nhỏ nhất và sau khoảng 4 giờ cho dòng ổn
định sẽ tiếnhành lấy mẫu sâu chấtlưu vỉa tại chiều
sâu ngay gần với nóc vỉa để thu hồi được mẫu có
chấtlượng nhưdầu thực trong vỉa(representative
samples). Sau khi lấy mẫu xong sẽ tiếp tục thực
hiệnđo các chếđộ dòngchính cho khoảng từ 3đến
5 chế độ côn cho dòng ổn định. Trong thời gian
này sẽ tiến hành đo PLT xác định các khoảng cho
dòng từ vỉa vào thân giếng ở từ 2 đến 3 chế độ côn
cho dòng ổn định. Thời gian thực hiện mỗi chế độ
côn cho dòng ổn định nên kéo dài từ 6 đến 8 giờ là
đủ đảm bảo thu nhận được tài liệu chất lượng. Sau
khi kết thúc thực hiện các chế độ đo dòng chính,
giếng sẽ được chuyển qua chế độ côn lớn nhất cho
dòng chảy để đánh giá khả năng cho dòng tối đa
trong khoảng thời gian từ 3 đến 4 tiếng. Ngay sau
khi kết thúc chế độ cho dòng tối đa, nếu cần số liệu
tính toán trữ lượng bằng phương pháp cân bằng
vật chất sẽ tiến hành đóng giếng đo chế độ phục
hồi áp suất vỉa lần cuối trong thời gian khoảng từ
18 đến 24 giờ và sau đó là giập giếng kéo thiết bị
thử vỉa và kết thúc quy trình còn trong trường hợp
nếu không cần số liệu tính toán trữ lượng bằng
phương pháp cân bằng vật chất sẽ tiến hành ngay
việc giập giếng kéo thiết bị thử vỉa và kết thúc quy
trình.
Trong thực tế triển khai, nhiều Nhà thầu dầu
khí đã thực hiện hết các bước, một số Nhà thầu
chưa thực hiện đầy đủ hết các hạng mục nêu của
quy trình nêu trên (bảng 3, hình 2, 3) dẫn đến phát
sinh một số vấn đề về thiếu thông tin dữ liệu cần
thiết cho giai đoạn sau này với các mỏ đi vào giai
đoạn phát triển, khai thác ví dụ như: Nhiều giếng
khoan thăm dò vỉa dầu móng bồn trũng Cửu Long
không đo PLT dẫn đến thiếu số liệu về các khoảng
cho dòng và đây cũng là số liệu tin cậy nhất để xác
định ranh giới dưới tính trữ lượng cấp P2. Việc lấy
ranh giới dưới tính trữ lượng cấp P2 theo tài liệu
biểu hiện dầu khí trong khi khoan dễ dẫn đến kết
76
Nguyễn Anh Tuấn và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 71 - 80
quả lạc quan vì kết quả đo PLT các giếng thăm dò
móng cho thấy không phải tất cả các đới chiều sâu
có biểu hiên dầu khí đều cho dòng nhất là ở
khoảngchiều sâu phía dưới thândầu. Ngoài ra, đối
với các giếng khoan thăm dò treo lại sau đó để
chuyển sang giếng khai thác nếu không đo PLT
trong quá trình thử vỉa sẽ thiếu thông tin cần thiết
cho điều hành quá trình khai thác sau này khi bắt
đầu bị ngập nước sẽ khó khăn cho việc xác định
chiều sâu để tiến hành áp dụng các biên pháp ngăn
cách nước. Một số Nhá thầu chỉ ra nguyên nhân
không đo PLT là do giếng có độ lệch lớn, hay giếng
á ngang không thể thả thiết bị đo PLT tuy nhiên có
thể khắc phục được bằng cách thả thiết bị đo PLT
bằng Coil Tubing… Để linh hoạt trong ra quyết
định, một số nhà thầu còn sử dụng sơ đồ ra quyết
định (Hình 4)để thuận tiện cho việc điều hành quá
trình thử vỉa ngoài thực địa.
Bảng 3. Tổng hợp số liệu các bước thử vỉa một số giếng khoan thăm dò móng Cửu Long (Thang Long JOC,
Hoan Vu JOC, VRJ, Lam Son JOC, JVPC). Giếng A mỏ X Tổng hợp thử vỉa (DST#1); Giếng B mỏ X Tổng hợp
thử vỉa (DST#1).
Giếng A mỏ X Tổng hợp thử vỉa (DST#1)
Thời
gian
Giờ
Áp suất Nhiệt độ Lưu lượng
Lưu lượng
nước
Tỷ trọng
dầu
API
Lưu lượng khí
GOR WTC
Kích cỡ
côn
đầu giếng đầu giếng
dầu
Giai đoạn
Psia
°C
Thùng/ngày Triệu ft3/ngày Thùng/ngày ft3/thùng
%
0
1
2
3
4
5
Rửa giếng
Hồi áp ban đầu 12,8
Dòng chính
Hồi áp chính
Dòng lớn
15 128/64 372,2
47,1
28,2
63,5
26,6
46,7
3351
2455
3116
7,49
6,81
7,88
0
0
0
2235
2774
2529
43,1
834,6
1066
944,5
36 48/64
56
0
0
46,5
3,2 181/64 317,4
45,63
Giếng B mỏ X Tổng hợp thử vỉa (DST#1)
Thời
gian
Giờ
Áp suất Nhiệt độ
đầu giếng đầu giếng
Lưu lượng
nước
Tỷ trọng
dầu
API
Lưu lượng dầu Lưu lượng khí
GOR WTC
Kích cỡ
côn
Giai đoạn
Psia
°C
107
30
Thùng/ngày Triệu ft3/ngày Thùng/ngày ft3/thùng
%
1
Rửa giếng
247 64/64
2 Hồi áp ban đầu 65
1667
3883
1774
3862
3638
3801
2263
1263
4951
15
2531
3110
33
43
3
4
Dòng chính
Hồi áp chính 96
62 64/64
108
28
5593
17
1848
3093
25
43
4
4
4
32/64
48/64
64/64
59,9
92
101
104
4216
7260
8031
6425
10
17
20
21
25
176
3660
386
2355
2528
0,5
0,3
2
44
43
44
44
5
Dòng lớn
0,2 96/64
36
Hình 2. Các bước trong quy trình thử vỉa giếng A mỏ B Bồn trũng Cửu Long (Thang Long JOC, Hoan
Vu JOC, VRJ, Lam Son JOC, JVPC).
Nguyễn Anh Tuấn và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 71 - 80
77
Hình 3. Các bước trong quy trình thử vỉa giếng C mỏ D Bồn trũng Cửu Long (Thang Long JOC, Hoan
Vu JOC, VRJ, Lam Son JOC, JVPC ).
Hình 4. Sơ đồ ra quyết định các bước trong quy trình thử vỉa giếng M mỏ N (Thang Long JOC, VRJ).
78
Nguyễn Anh Tuấn và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 71 - 80
chọn thiết bị bề mặt cần lưu ý một số điểm chính
sau: các bình tách và bình đo cần đáp ứng được
biên độ đo lưu lượng dầu khí cao lên đến 20 nghìn
thùng/ngày đêm. Các bình chứa chất lưu cũng cần
đảm bảo chứa và bơm chuyển ra tàu một lượng
lớn chất lưu nhiễm dung dịch bị mất trong khi
khoan.
Các thiết bị bề mặt trong thử vỉa dưới sâu cho
các giếng thăm dò đá móng bồn trũng Cửu Long
hoàn toàn tương tự như thử vỉa các đối tượng
truyền thống chi tiết như ở Hình 6 bao gồm các
thiết bị chính sau: Parker, Van thử vỉa, Ổ lắp máy
đo nhiệt độ, áp suất, máy lấy mẫu, Van tuần hoàn…
2.3. Các thiết bị bề mặt và lòng giếng sử dụng
trong thử vỉa dầu khí các giếng thăm dò móng
bồn trũng Cửu Long
Các thiết bị bề mặt trong thử vỉa dầu khí các
giếng thăm dò đá móng bồn trũng Cửu Long hoàn
toàn tương tự như thử vỉa các đối tượng truyền
thống chi tiết như ở Hình 5 bao gồm các thiết bị
chính sau: cụm đầu giếng, cụm điều tiết chế độ
côn, bình tách 3 pha, bình chứa chất lưu thử vỉa,
Cụm máy bơm, cụm van điều tiết dòng dầu, cụm
van điều tiết dòng khí, máy nén khí, cụm điều
khiển van đóng giếng sự cố… Tuy nhiên, khi lựa
Client :VRJ
Surface Layout
1
Surface Equipment Layout
( Trrident 17)
RIG FLOOR
1
Test separator and
Surge tank overboard
2
12
4
8
6
CAT
5
WALK
WALK
WAY
Test Deck
3
7
Rig line
Cantilever Deck
MainDeck
9
10
11
Item Equipment Description
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Flowhead
Choke Manifold
Separator
Surge tanktwin compartment 100bbl
Transfer Pump
Oil manifold
Gas manifold
Well test container
Air Compressor
10 Acquisition Cabin
11 DSTContainer
12 ESDStation
Hình 5. Sơ đồ thiết bị thử vỉa các giếng thăm dò đá móng bồn trũng Cửu Long (Thang Long JOC, VRJ;
Schlumberger, 2000).
Nguyễn Anh Tuấn và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 71 - 80
79
DST String Configuration - IRDV/Bearfoot Test String, 9 5/8" Casing
Reference depth to top of tool joint - Measured depth RKB.
Connection Type.
Top.
O.Dia. I.Dia. Length. Depth
Inch.
String Description.
Bottom.
6 1/2" - 4 SA Box.
5" - 4 SA Box.
5" - 4 SA Pin.
5" - 4 SA Pin.
5" - 4 SA Box.
4.5" - 4 SA Pin.
5" - 4 SA Pin.
5" - 4 SA Box.
3 1/2" PH6 Pin.
3 1/2" PH6 Pin.
3 1/2" PH6 Pin.
3 1/2" PH6 Pin.
3 1/2" IF Pin.
3 1/2" IF Pin.
3 1/2" IF Pin.
3 1/2" IF Pin.
4 1/2" IF Pin.
4 1/2" IF Pin.
3 1/2" IF Pin.
3 1/2" IF Pin.
4 1/2" IF Pin.
4 1/2" IF Pin.
3 1/2" IF Pin.
3 1/2" IF Pin.
3 1/2" IF Pin.
3 1/2" IF Pin.
3 1/2" IF Pin.
3 1/2" EUE Pin.
N / A.
Inch. Meter. m(top)
1
2
3
4
2
4
2
5
6
3.00
3.00
3.00
3.00
3.00
3.00
3.00
3.00
3.00
3.83
3.83
3.39
0.46
2.59
1.83
0.46
2.70
0.40
1.53
0.49
9.60
3.00
-4.35
-0.96
-0.50
2.09
3.92
4.38
7.08
7.48
9.01
9.50
19.10
Flowhead.
Crossover.
Stiff joint 1.
Stiff joint 2
Crossover.
Stiff joint 3
Crossover.
Lubricator Valve assembly.
Crossover.
3 1/2" PH6 tubing.- 1 single
3 1/2" PH6 tubing.- xxx pups
3 1/2" PH6 tubing.- XXX stands
Crossover.
Slip joint - SLPJ-F ( Open )
Slip joint - SLPJ-F ( 50% Close )
Slip joint - SLPJ-F ( Close )
Crossover.
6 1/2" Drill collar ( 3 Stand.)
Crossover.
Single shot reversing valve ( SHRV -F )
Crossover.
6 1/2" Drill collar ( 2 Jts.)
Crossover.
6 1/2" Q.Union.
6 1/2" - 4 SA Pin.
5" - 4 SA Pin.
5" - 4 SA Box.
5" - 4 SA Box.
5" - 4 SA Pin.
4.5" - 4 SA Box.
5" - 4 SA Box.
5" - 4 SA Box.
3 1/2" PH6 Box.
3 1/2" PH6 Box.
3 1/2" PH6 Box.
3 1/2" PH6 Box.
3 1/2" IF Box.
3 1/2" IF Box.
3 1/2" IF Box.
3 1/2" IF Box.
4 1/2" IF Box.
4 1/2" IF Box.
3 1/2" IF Box.
3 1/2" IF Box.
4 1/2" IF Box.
4 1/2" IF Box.
3 1/2" IF Box.
3 1/2" IF Box.
3 1/2" IF Box.
3 1/2" IF Box.
3 1/2" IF Box.
3 1/2" EUE Box.
N / A.
8.50
5.00
5.00
8.50
5.00
8.50
8.25
5.00
4.50
4.50
4.50
4.50
5.00
5.00
5.00
6.50
6.50
6.50
5.00
6.50
6.50
6.50
5.00
5.00
5.00
5.00
4.75
8.25
8.25
7
8
9
3.83 3322.39 22.10
10
11
12
13
6
14
6
16
6
3.83
2.25
2.25
2.25
2.50
2.81
2.50
2.38
2.50
2.81
2.50
2.25
2.25
2.25
2.25
2.25
2.25
2.25
2.45
2.25
2.44
2.43
3344.49
3344.84
3353.43
3361.27
3368.34
3368.82
3454.32
3454.80
3455.87
3456.35
3475.35
3475.83
3481.83
3485.14
3487.55
3488.06
0.35
8.59
7.83
7.07
0.48
85.50
0.48
1.07
0.48
19.00
0.48
6.00
3.31
2.41
0.52
0.31
17
6
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
Tester valve ( IRDV-Dual Valve )
Gauge adaptor ( DGA ) - MP - XXXX m.
Hydraulic jar - Closed ( JAR-F )
Safety joint ( SJB-F )
Crossover.
1.63 3488.37
1.00 3490.00
2.60
0.26
37.96
0.30
9 5/8" Positrieve packer ( Top )
9 5/8" Positrieve packer ( Btm )
31/2" Perforated pup joint.
Crossover.
4 Joints 2 7/8" EUE tubing.
Wireline re entry guide
Bottom of the string
3 1/2" EUE Pin.
3 1/2" EUE Pin.
2 7/8" EUE Pin.
2 7/8" EUE Pin.
N/A
3491.00
3493.60
3493.86
3531.82
3532.12
3525.70
3 1/2" EUE Box.
3 1/2" EUE Box.
2 7/8" EUE Box.
3 1/2" EUE Box.
4.50
4.75
2.88
3.50
Casing Shoe
NOTE
-
-
STRING DESIGN IS FOR TEST IN BOTH 9 5/8" CASING WITH RETRIEVABLE PACKER
FINAL STRING DIAGRAM WILL BE ISSUED ON SITE.
Hình 6. Sơ đồ thiết bị thử vỉa dưới sâu cho giếng thăm dò A mỏ B bồn trũng Cửu Long (Thang Long
JOC, VRJ; Schlumberger, 2000).
Kết quả thử vỉa áp dụng quy trình nêu trên tại
bồn trũng Cửu Long mang lại hiệu quả kinh tế rõ
nét cho các nhà thầu dầu khí, ví dụ: Giếng A mỏ B
(Hình 2) tiết kiệm 01 ngày thuê giàn.
sạch dòng; Chế độ đóng giếng đo phục hồi áp suất
vỉa chính; Các chế độ dòng chính và chế độ dòng
lấy mẫu sâu PVT; Chế độ dòng tối đa; Chế độ đóng
giếng đo phục hồi áp suất vỉa cuối (lựa chọn); Chế
độ làm sạch dòng đối với các giếng thăm dò tầng
móng bồn trũng Cửu Long thường kéo dài rất lâu
từ vài chục đến vài trăm giờ do hầu hết các giếng
bị mất dung dịch nhiều. Phương pháp bơm khí
nén N2 bằng Coil Tubing được khuyến cáo áp
dụng cho tất cả các chiến dịch thử vỉa các giếng
trên; Thời gian của chế độ đóng giếng đo phục hồi
áp suất vỉa đối với các giếng thăm dò tầng móng
bồn trũng Cửu Long thường ngắn hơn nhiều so
với các giếng thăm dò đối tượng truyền thống.
3. Kết luận
Trên cơ sở Quy trình thử vỉa cho các vỉa dầu
khí truyền thống, tác giả đã hiệu chỉnh bổ sung
một số bước cũng như phương thức triển khai
thực tế và để đề xuất Quy trình thử vỉa hoàn chỉnh
phù hợp với các giếng khoan thăm dò vỉa dầu đá
móng bồn trũng Cửu Long bao gồm các bước
chính như sau: chế độ dòng ban đầu; chế độ đóng
giếng đo phục hồi áp suất vỉa ban đầu; Chế độ làm
80
Nguyễn Anh Tuấn và nnk./Tạp chí Khoa học Kỹ thuật Mỏ - Địa chất 60 (1), 71 - 80
Phương pháp đo kiểm tra dòng khai thác PLT
các giếng khoan thăm dò trong móng Bồn
trũng Cửu long.
được tác giả khuyến cáo áp dụng cho các giếng
thăm dò tầng móng bồn trũng Cửu Long để có đủ
thông tin cần thiết tin cậy trong tính toán trữ
lượng và đưa ra định hướng khai thác mỏ một
cách hiệu quả.
Trần Lê Đông, Mai Văn Dư, 2000. Các đặc tính
thấm chứa đặc trưng của thân dầu trong móng
mỏ Bạch Hổ qua phân tích tài liệu khảo sát
giếng khoan. Tuyển tập hội nghị khoa học công
nghệ 2000 “Ngành dầu khí trước thềm thế kỷ
21”.
Tài liệu tham khảo
Schlumberger, 2000. Downhole Testing Services.
Trần Lê Đông, Mai Văn Dư, 2001. Đặc điểm phân
bố các đới cho dòng sản phẩm và tiếp nhận
nước trong thân dầu móng mỏ Bạch Hổ. Hội
nghị khoa học kỷ niệm 20 năm thành lập Xí
nghiệp liên doanh Vietsovpetro, Vũng Tàu 2001.
Schlumberger, 2006. Fundamentals of Formation
Testing.
Thang Long JOC, Hoan Vu JOC, VRJ, Lam Son JOC,
JVPC, 2010. Báo cáo thử vỉa các giếng khoan
thăm dò trong móng Bồn trũng Cửu long.
Warren, J. E., and Root, P. J., 1963. The behavior of
naturally fractured reservoirs. Soc. Petrol. Eng.
245-255.
Thang Long JOC, VRJ, 2009. Chương trình thử vỉa
ABSTRACT
Selection process for petroleum reservoir testing exploration well in
Cuu Long Basin foundation and actual deployment
Tuan Anh Nguyen 1, Tung Thanh Nguyen 1, Quan Vu Le 1, Trung Quoc Le 1, Do Van Nguyen 1,
Thinh Van Nguyen 2
1 Vietnam Petroleum Institute (VPI) , Vietnam
2 Faculty of Oil and Gas, Hanoi University of Mining and Geology, Vietnam
The practice of well test operations in the exploration wells for the basement target of the Cuu long
basin normally faces numerous of challenges due to various reasons such as the high heterogeneity of
reservoir roks and especially the impact of severe mud losses during drilling. This paper seeks to
overcome the above mentioned challenges by recommending an appropriate complete testing procedure
together with the practical application methodology. Beside on that, the used testing equipment in order
to improve the efficiency of the well testing jobs, obtaining the most reliable sufficient data for the
reservoir evaluation, reserve calculation and production management of the basement oil reservois in
the Cuu long basin.
Bạn đang xem tài liệu "Lựa chọn quy trình thử vỉa dầu khí cho các giếng khoan thăm dò đối tượng đá móng bồn trũng Cửu Long và phương thức triển khai thực tế", để tải tài liệu gốc về máy hãy click vào nút Download ở trên
File đính kèm:
- lua_chon_quy_trinh_thu_via_dau_khi_cho_cac_gieng_khoan_tham.pdf