Xác định áp suất vỉa trong quá trình khoan theo năng lượng riêng cơ học và hiệu suất khoan
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
TẠP CHÍ DẦU KHÍ
Số 9 - 2020, trang 30 - 39
ISSN 2615-9902
XÁC ĐỊNH ÁP SUẤT VỈA TRONG QUÁ TRÌNH KHOAN THEO NĂNG LƯỢNG
RIÊNG CƠ HỌC VÀ HIỆU SUẤT KHOAN
Nguyễn Văn Hùng, Lương Hải Linh, Lê Minh Hiếu, Nguyễn Tùng Quân
Đại học Dầu khí Việt Nam
Email: hungnv@pvu.edu.vn
Tóm tắt
Bài báo giới thiệu DEMSE - phương pháp mới trong việc xác định áp suất vỉa theo thời gian thực phục vụ cập nhập hoặc hiệu chỉnh
thiết kế giếng khoan. Phương pháp này là sự kết hợp các thông số vận hành khoan (moment xoắn, tốc độ khoan cơ học, tốc độ xoay, tải
trọng lên choòng) và hiệu suất khoan (DE); dựa trên cơ sở năng lượng riêng cơ học (MSE) hay năng lượng cần thiết để phá một đơn vị
thể tích đá và chênh áp suất (hiệu số giữa áp suất đáy giếng và áp suất lỗ rỗng). Bằng cách xem xét cả moment xoắn và thông số cơ học,
DEMSE khắc phục được nhược điểm của phương pháp hệ số mũ - chỉ xem xét ảnh hưởng của tải trọng lên choòng, tốc độ xoay, tốc độ
khoan cơ học. Kết quả nghiên cứu chứng minh DEMSE có ưu điểm hơn so với phương pháp hệ số mũ khi tính toán áp suất vỉa và cho kết
quả phù hợp so với phương pháp sử dụng dữ liệu địa vật lý giếng khoan.
Từ khóa: Áp suất vỉa, năng lượng riêng cơ học, hệ số mũ, hiệu suất khoan.
1. Giới thiệu
Xây dựng/lập kế hoạch khoan giếng là nhiệm vụ
bị cảm ứng, mất dữ liệu,…) trong khi khoan so với các
phương pháp xác định áp suất lỗ rỗng trực tiếp đồng thời
giúp giảm chi phí khoan [1, 2].
chính của các kỹ sư khoan dầu khí và yêu cầu có dữ liệu
liên quan tới địa chất, địa vật lý. Để đảm bảo quá trình
khoan diễn ra an toàn, áp suất lòng giếng trong quá trình
khoan đòi hỏi phải nằm trong khoảng áp suất vỉa và áp
suất nứt vỉa. Trong trường hợp áp suất trong lòng giếng
thấp hơn áp suất vỉa, có thể gây hiện tượng xâm nhập khí
vào lòng giếng (kick) hoặc phun trào (blow-out) hay sập
lở thành hệ; trong trường hợp ngược lại có thể gây vỡ vỉa
gây mất dung dịch khoan. Do vậy, áp suất vỉa và áp suất
nứt vỉa được coi là 2 thông số quan trọng nhất cho việc
lập kế hoạch khoan và dự kiến triển khai chiến dịch khoan.
Ngoài ra, việc dự báo khu vực hay độ sâu có khả năng xuất
hiện áp suất dị thường cũng là yếu tố quan trọng trong
quá trình xây dựng kế hoạch khoan.
Một trong những phương pháp triển vọng đang
được nghiên cứu là DEMSE, thuật ngữ bắt nguồn từ tổ
hợp “Năng lượng riêng cơ học, MSE - mechanical specific
energy” và “Hiệu suất khoan, DE - drilling efficiency”.
Phương pháp này chủ yếu sử dụng các thông số khoan bề
mặt để xác định áp suất lỗ rỗng. Trên thế giới, kết quả của
phương pháp DEMSE cũng đã được so sánh với giá trị áp
suất lỗ rỗng từ phương pháp d-exponent (dXc) cổ điển.
Không giống như phương pháp dXc (chỉ xem xét tải trọng
lên choòng, WOB - weight on bit), DEMSE là một phương
pháp dựa trên năng lượng có tính đến cả moment xoắn và
WOB. Hơn nữa, dữ liệu đường xu hướng nén bình thường
(normal trend) sử dụng trong phương pháp DEMSE tương
quan với đường xu hướng nén độ rỗng thông thường.
Điều này khiến phương pháp DEMSE có lợi thế đáng kể so
với phương pháp dXc, đó là khả năng dự báo bằng cách
giảm tính chủ quan liên quan đến xác định áp suất lỗ rỗng
dựa trên dXc [3]. Ngoài ra, phương pháp mới này còn cho
phép tính toán áp suất vỉa theo thời gian thực, không cần
dừng khoan để thực hiện đo địa vật lý giếng khoan.
Các phương pháp dự báo áp suất vỉa cũng như độ sâu
xuất hiện áp suất vỉa dị thường được chia thành 3 nhóm:
Phương pháp dự báo, tính toán và kiểm tra. Để không gây
gián đoạn trong quá trình khoan, việc xác định thông tin
áp suất lỗ rỗng trên cơ sở thông số vận hành khoan là rất
cần thiết. Việc xác định áp suất lỗ rỗng trên cơ sở thông
số vận hành khoan có thể giúp hạn chế rủi ro (hỏng thiết
Tiếp theo nghiên cứu về áp suất nứt vỉa đã được giới
thiệu trước đây [4], nhóm tác giả giới thiệu các phương
pháp xác định áp suất vỉa trong quá trình khoan theo
năng lượng riêng cơ học và hiệu suất khoan.
Ngày nhận bài: 27/4/2020. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 28/4 - 21/5/2020.
Ngày bài báo được duyệt đăng: 13/8/2020.
DẦU KHÍ - SỐ 9/2020
30
PETROVIETNAM
2. Cơ sở lý thuyết
Phần lớn trong tính toán áp suất vỉa không tính toán
tới hiệu ứng động và hiệu ứng nhiệt độ với lý do ảnh
hưởng nhỏ và khó xác định. Do đó, công thức tổng quát là
(1) và (2) được sử dụng trong các hệ đơn vị khác nhau khi
tính toán áp suất vỉa:
Các phương pháp để tính toán áp suất vỉa có thể chia
thành các nhóm cơ bản sau: Phân tích từ dữ liệu địa chấn,
phân tích đường log trong địa vật lý giếng khoan và ước
lượng khảo sát theo thời gian thực thông qua thông số
khoan.
(1)
Trong đó:
Nguồn thông tin và dữ liệu được sử dụng trong tính
toán áp suất vỉa với độ chính xác tăng dần được thể hiện
theo thứ tự: (1) Dự đoán (các thông số: mô hình hóa bồn
trũng, khảo sát địa vật lý ở bề mặt, địa chấn, đo trọng lực,
biều đồ lỗ khoan xa bờ; (2) Phát hiện (các thông số: chỉ
số đo trong khi khoan, LWD (logging while drilling/đo log
trong khi khoan), PWD (pressure while drilling/giá trị áp
suất trong khi khoan), dữ liệu log bề mặt; (3) Đo lường (cơ
sở: biểu đồ lỗ khoan, kiểm tra thành hệ, kiểm tra bộ dụng
cụ khoan).
PF: Áp suất vỉa (kg/cm2);
df: Khối lượng riêng (g/cc);
L: Chiều sâu thẳng đứng thực (m).
(2)
PF = 0,052 × df × L
Trong đó:
PF: Áp suất vỉa (psi);
0,052: Hệ số quy đổi đơn vị;
df: Khối lượng riêng (ppg);
L: Chiều sâu thẳng đứng thực (ft).
Dù lựa chọn bất kỳ mô hình nào, việc xác định áp suất
vỉa cần đảm bảo: Khoan an toàn, ổn định thân giếng, lựa
chọn giàn khoan, thiết kế và lựa chọn mùn khoan, tránh
các sự cố do áp suất dị thường.
Trong khoan dầu khí, áp suất vỉa chỉ có thể đo trực
tiếp sau khi quá trình khoan kết thúc bằng phương pháp
RFT (Repeat Formation Tester). Tuy nhiên, trong quá trình
khoan kỹ sư thường sử dụng công thức (1) hoặc (2) để xác
định áp suất vỉa. Thực tế, áp suất vỉa suy giảm trong quá
trình khai thác hay đời mỏ, vì vậy việc xác định hay so sánh
mô phỏng sự suy giảm áp suất vỉa (depletion) cần được làm
thường xuyên. Đối với công tác khoan, áp suất vỉa được xác
định cụ thể cho giếng đó và là cơ sở dữ liệu để cập nhật
áp suất vỉa, phục vụ công tác cập nhật hay phân tích hiện
tượng suy giảm áp suất vỉa tại khu vực mỏ khai thác.
2.1. Áp suất vỉa
Áp suất vỉa (pore pressure) (còn gọi là áp suất lỗ rỗng)
là áp suất của chất lưu trong các lỗ rỗng của vỉa (đất, đá),
thường là áp suất thủy tĩnh hay áp suất cột nước từ độ sâu
thành hệ đến mặt thoáng (mực nước ngầm hoặc mặt biển),
đôi khi có ngoại lệ như trường hợp áp suất dị thường [5].
Áp suất vỉa ở một độ sâu nhất định thể hiện giá trị trung
bình của áp suất vỉa trong một không gian lỗ rỗng được
liên kết với nhau, giá trị này bằng giá trị áp suất thủy tĩnh
được đo từ bề mặt trái đất [6]. Tuy nhiên, với loại đá không
thấm như đá phiến sét, chất lưu trong lỗ rỗng khó thoát ra
ngoài và dưới điều kiện chịu áp lực nén dẫn đến tăng thêm
áp suất trong đá. Do trong quá trình dầu, khí được khai
thác từ vỉa, áp suất vỉa thay đổi, giá trị áp suất phải được đo
và khảo sát theo thời gian, được gọi là áp suất vỉa tức thời.
Bảng 1 tổng hợp một số giá trị tham khảo gradient
áp suất vỉa của một số khu vực trên thế giới và Việt Nam.
2.2. Xác định áp suất vỉa bằng phương pháp truyền thống
2.2.1. Phương pháp hệ số mũ
Phương pháp này có tên gọi khác là d-exponent, được
Bảng 1. Gradient áp suất vỉa
Gradient áp suất vỉa (psi/ft)
Địa điểm
Khối lượng riêng (g/cm3)
Bể Anadarko
California
Vịnh Mexico
Mackenzie Delta
Malaysia
Biển Bắc
Rocky Mountain
Đông Africa
Đông Texas
Bể Cửu Long
0,433
0,439
0,465
0,442
0,442
0,052
0,436
0,442
1,000
1,014
1,074
1,021
1,021
1,044
1,007
1,021
1,000
1,900
0,433
0,530 - 0,707
DẦU KHÍ - SỐ 9/2020
31
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
đề xuất dựa trên phương trình (3) của Bingham (1965) và
phát triển để xem xét hiệu ứng chênh lệch áp suất trong
việc bình thường hóa tỷ lệ thâm nhập.
Trong đó:
Pf: Áp suất chất lưu thành hệ (psi);
α : Gradient ứng suất dị thường dương
;
( )
v
(3)
=
×
(
)
β: Gradient áp suất dung dịch bình thường
A = 82.779, B = 15.695;
;
Trong đó:
K: Hằng số độ cứng của đá;
σv: Ứng suất thẳng đứng (psi);
db: Đường kính choòng khoan (in);
RPM: Vận tốc quay (vòng/phút);
Δ : Thời gian truyền
;
(µ )
t
Z: Chiều sâu (ft).
ROP: Tốc độ khoan
;
(
ℎ
)
2.2.3. Xác định từ log điện trở
WOB: Tải trọng lên choòng (lbf).
Log điện trở suất ban đầu được sử dụng để nghiên
cứu áp suất; phản hồi của log dựa trên điện trở suất của
toàn bộ mẫu, bao gồm ma trận đá và độ rỗng chứa đầy
chất lưu. Eaton (1972, 1975) đã trình bày phương trình (8)
để dự báo độ dốc áp suất lỗ rỗng trong đá phiến sử dụng
log điện trở suất [7]:
Jorden and Shirley (1966) đã phát triển dựa trên
phương trình Bingham và phương trình (3) trở thành:
(
(
)
(4)
=
)
Rehm và McClendon (1971) đã sửa đổi phương trình
Jorden & Shirley, đưa vào tỷ trọng dung dịch khoan, được
biểu diễn ở phương trình (5):
(8)
=
−
−
Trong đó:
(5)
=
Ppg: Gradient áp suất lỗ rỗng;
Trong đó:
OBG: Gradient ứng suất dị thường dương;
Png: Gradient áp suất lỗ rỗng chứa đầy dung dịch;
R: Điện trở suất của sét từ dữ liệu giếng;
Rn: Điện trở suất của sét ở áp suất bình thường (áp
ρn: Tỷ trọng dung dịch khoan ở ứng suất bình thường
(ppg);
ρe: Tỷ trọng dung dịch tuần hoàn tương đương (ppg).
Cuối cùng áp suất vỉa được tính toán bằng phương
trình (6):
suất thủy tĩnh).
2.2.4. Phương pháp Matthews
,
(6)
=
Năm 1970, Matthews đã công bố các nghiên cứu thảo
luận về cách sử dụng dữ liệu log điện. Mục đích chính của
nghiên cứu là áp dụng độ dẫn (conductivity) (hoặc điện
trở suất, resistivity) trên độ sâu của các lớp địa chất xác
định. Biểu đồ tổng thể của khu vực nghiên cứu đã được
Matthews đưa ra từ các kết quả đo được của tác giả về
đường xu hướng nén bình thường (normal compaction
trendline). Đường xu hướng cho áp suất dị thường được
xác định dựa vào Cob (conductivity), với độ dẫn của áp suất
thông thường Cn; tương tự như của phương pháp của
Hottman và Johnson, Eaton.
Trong đó:
dXc,n: Giá trị dXc sau khi hiệu chỉnh theo đường
trendline;
pn: Áp suất bình thường;
p: Áp suất lỗ rỗng.
2.2.2. Xác định áp suất lỗ rỗng từ dữ liệu log
Hottmann (1965) và Zhang (2011) dự báo áp suất lỗ
rỗng từ các tính chất đá phiến có nguồn gốc từ dữ liệu
logs (thời gian di chuyển/vận tốc âm và điện trở suất).
Gardner (1974) đề xuất phương trình (7) để dự đoán áp
suất lỗ rỗng:
2.2.5. Phương pháp Eaton
Eaton (1975) đã trình bày phương trình thực nghiệm
(9) và (10) để dự đoán gradient áp suất lỗ rỗng từ thời gian
truyền sóng âm:
(
− )(
−
)
(7)
=
−
DẦU KHÍ - SỐ 9/2020
32
PETROVIETNAM
Trong đó:
(9)
=
−
−
U: Thông số đường hồi;
σmax: Ứng suất hiệu dụng lớn nhất;
(10)
=
−
−
Vp: Vận tốc ở độ sâu cho trước;
σe: Ứng suất hiệu dụng thẳng đứng;
Vml: Vận tốc ở bề mặt;
Trong đó:
Δt: Thời gian truyền sóng âm trong đá sét từ dữ liệu
địa vật lý giếng khoan;
A, B: Hằng số.
Δtn: Thời gian truyền sóng âm trong đá sét ở áp suất
bình thường.
Bảng 2 tổng hợp các phương pháp thông dụng có thể
tham khảo khi tính toán áp suất vỉa.
2.2.6. Phương pháp Bower
Việc lựa chọn sử dụng mô hình trong Bảng 2 tùy
thuộc vào giai đoạn của dự án là trước khi khoan, trong
khi khoan hay đo đạc thực tế. Ngoài ra, thông số đầu
vào có sẵn sẽ tương ứng với mô hình được liệt kê trong
bảng. Mô hình Eaton và Matthews cho kết quả tương
đối chính xác với loại đá có chứa sét hoặc xen kẹp sét.
Trong khi đó các mô hình Jorden, Shirley (1966), Rehm,
McClendon (1971) và Zamora được sử dụng cho toàn bộ
loại đất đá.
Bowers (1995) đã tính toán các ứng suất hiệu dụng từ
dữ liệu áp suất lỗ rỗng đo được của đá phiến sét. Áp suất
lỗ rỗng có thể được tính theo phương trình (11) và (12) [8]:
−
(11)
=
−
(12)
=
−
(
/
)
Bảng 2. Tổng hợp các phương pháp áp suất vỉa
TT
Mô hình
Công thức
Thông số
TLTK
Kỹ thuật dự báo trước khi khoan
Phân tích đường xu hướng thời gian truyền và độ sâu
tương đương
Xây dựng đường cơ sở
1
2
Địa chấn
Thời gian truyền
[5]
[9]
Matthews (1971)
Điện trở/điện trở suất
1.2
PF (n)
D
Cn(sh)
Cob(sh)
PF
D
σ
σ
Điện trở/điện trở suất, log
khối lượng riêng
OB
OB
3
Eaton (1975)
=
−
−
×
[10]
D
D
Kỹ thuật phát hiện trong khi khoan
R
60N
log
log
Tốc độ xoay, tải trọng lên
choòng, đường kính choòng
ROP =
4
5
Jorden và Shirley (1966)
[11]
[13]
12W
106 db
Tốc độ xoay, tải trọng lên
choòng, đường kính choòng,
tỷ trọng dung dịch khoan
ρ
n
Rehm và McClendon
(1971)
dm = dexp
ρ
e
Hằng số khoan, đường kính
choòng, hằng số tốc độ xoay,
tốc độ xoay, tải trọng lên
choòng
dexp
WO B
db
6
7
Bingham (1964)
Zamora
ROP = K×RPM ×
[12]
[13]
dmn
dm
dmn = dmoemD
Hệ số mũ m
Gf = Gn
Đo đạc thực nghiệm
Đo tính chất điện, sóng âm,
mật độ, neutron, điện trở, độ
dẫn điện
8
Thực nghiệm
Thực hiện kết thúc khoan
DẦU KHÍ - SỐ 9/2020
33
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
2.3. Xác định áp suất vỉa bằng phương pháp DEMSE
bền đất đá. Do đó, độ bền nén đa trục (CCS) tại điều
kiện ứng suất đa chiều có thể được tính toán từ UCS
như trong phương trình (17).
Phương pháp này là sự kết hợp của thông số cơ học từ
quá trình khoan và dữ liệu ứng suất tại chỗ bằng cách sử
dụng khái niệm năng lượng riêng cơ học (MSE) và hiệu suất
khoan (DE). Do đó, cần nắm rõ ý nghĩa của MSE và DE để
trước khi đi vào chi tiết phương pháp.
=
+ ∆ (
)
(17)
Trong phương trình (17), ∆p là ứng suất nén
(confining stress), thường được định nghĩa bằng
chênh lệch giữa áp suất đáy giếng (liên quan ECD) và
áp suất lỗ rỗng của thành hệ; θ là góc ma sát bên trong,
IFA (angle of internal friction).
2.3.1. Năng lượng riêng cơ học
MSE là tỷ số giữa năng lượng cơ học đầu vào và tốc độ
khoan cơ học (ROP - rate of penetration) tương ứng đầu ra,
được biểu diễn như phương trình (13):
Theo Reza và cộng sự [4], năng lượng riêng MSE có
thể được xác định bằng phương trình (18):
Năng lượng cơ học đầu vào
MSE =
(13)
×
×
×
+
×
ROP
(18)
=
×
Do đó, MSE càng thấp càng tốt vì giá trị MSE thấp đặc
trưng cho thể tích lớn đất đá bị phá hủy trên một đơn vị năng
lượng cơ học đầu vào. Nói cách khác, giá trị MSE càng thấp,
hiệu suất vận hành càng cao. Năng lượng cơ học đầu vào bao
gồm 2 lực: lực dọc trục và lực xoay.
Từ các phương trình (16) - (18) có thể thấy rằng
thông số CCS và UCS hoàn toàn có thể xác định từ
thông số khoan tại bề mặt. Ngoài ra, các thông số cơ
học cũng có thể xác định từ kết quả đo sóng âm hoặc
địa chấn:
Trong quá trình khoan, lực xoay có thể xem như là
moment xoắn T và lực dọc trục có thể xem là tải trọng lên
choòng WOB. Thể tích đất đá phá hủy trong một đơn vị thời
gian có thể biểu diễn dưới dạng diện tích cắt ngang của
choòng khoan nhân với ROP. Do vậy, MSE có thể được biểu
diễn như phương trình (14):
,
= 0,43
(19)
(20)
,
= 1,532
Việc ứng dụng MSE trong việc xác định và dự báo
áp suất lỗ rỗng là bước cải tiến lớn so với phương pháp
truyền thống d-exponent do dựa trên một mô hình vật
lý tính đến năng lượng cần để phá hủy một thể tích
đất đá.
Năng lượng thẳng đứng đầu vào mỗi đơn vị thời gian
MSE =
Thể tích đất đá phá hủy mỗi đơn vị thời gian
(14)
Năng lượng xoay đầu vào mỗi đơn vị thời gian
+
2.3.2. Phương pháp DEMSE
Thể tích đất đá phá hủy mỗi đơn vị thời gian
Đối với phương pháp truyền thống đã trình bày ở
trên, áp suất vỉa được tính toán thông qua đo địa vật lý
giếng khoan (vận tốc sóng âm, điện trở…) với nguyên
tắc giả định chiều sâu tương đương, đường xu thế
thông thường. Nếu coi đường xu hướng thông thường
Thay thế thuật ngữ trong phương trình (14) bằng công
thức toán học sẽ được phương trình (15).
͉̼͑ 2ꢀ.͡o͙͢͡t×͇͌͊
MSE =
(15)
+
S
S × ͉͌͊
có thể áp dụng cho đường DEtrend ( ̾̿
= ͕φb , với
)
Ngoài ra, năng lượng riêng cơ học cũng được sử dụng để
đánh giá hiệu suất khoan DE bằng cách giám sát năng lượng
cơ học đầu vào so với độ cứng đất đá ở độ sâu nghiên cứu.
Trong đó, DE là tỷ số giữa độ bền nén đa trục CCS (confined
compressive strength) của đất đá tại độ sâu nghiên cứu và
năng lượng riêng cơ học MSE tại vị trí tương ứng như phương
trình (16):
trend
͢
a, b tính từ dữ liệu giếng lân cận thông qua đường điện
trở hoặc sóng âm thì áp suất vỉa được tính như phương
trình (21):
Ɵ
=
+ ∆
×
×
(21)
Ɵ
Trong đó ∆DE = DEp - DEtrend
Từ các phương trình (16), (17), (21) có phương
trình (22):
(16)
DE =
Độ bền cơ học đất đá tăng theo độ sâu do đá bị nén
xuống và ứng suất nén đa trục tăng. Ứng suất nén đa trục
bao gồm cả ứng suất nén đơn trục (UCS) và sự thay đổi độ
Ɵ
Ɵ
=
− (
×
−
) ×
(22)
DẦU KHÍ - SỐ 9/2020
34
PETROVIETNAM
Do vậy, có thể tóm tắt quy trình tính toán áp suất vỉa theo
Hình 1.
Bước 1: Xác định CCS (psi), cần các thông số:
- UCS (psi)
3. Kết quả và trao đổi
- Góc ma sát trong θ (AIF) (radian)
- Δp (áp suất nén, Δp = ECD – PP)
1 +
3.1. Thông số đầu vào
Dữ liệu đầu vào gồm các thông số khoan: đường kính mũi
khoan qua các đoạn, vận tốc xoay, tốc độ khoan cơ học, moment
xoắn và tải trọng lên mũi khoan. Các thông số này được thể hiện
trong Hình 2.
=
+ ∆ (
)
1 −
Bước 2: Xác định MSE (psi), cần các thông số:
- T: Moment xoắn (ft.lb)
- ROB (ft/giờ)
3.2. Các bước tính toán
Để xác định áp suất vỉa từ các thông số đầu vào trên, nhóm tác
giả sử dụng quy trình như Hình 1 và được thể hiện theo các bước
như sau:
- WOB (lbf)
- RPM (phút-1)
- dbit (in)
Thông số khoan
(moment xoắn, WOB,
MSE
∆DE = DEp - DEtrend
DE
CCS
ROP, RPM, kích thước
mũi khoan)
480 ×
×
4 ×
=
+
×
×
Áp suất
lỗ rỗng
Bước 3: Tính DE dựa vào CCS và MSE
Dữ liệu dưới giếng
Log sonic/địa chấn (Vp,...)
áp suất đáy giếng (ECD,
tỷ trọng mùn khoan)
=
Đường xu hướng
DE (DEtrend) từ log
UCS & IFA
lỗ rỗng
Bước 4: Xác định ΔDE, cần các thông số:
Hình 1. Quy trình xác định áp suất vỉa từ DE và MSE (phương pháp DEMSE)
Bit size (in)
RPM (min-1)
ROP (ft/hour)
T (kft.lb)
WOB (klbf)
9
19
30 40 50 60 70 80 90 100 30 50 70 90 110 130 150 0
5
10
15
20
0
5
10
15
20 25
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
Hình 2. Thông số đầu vào cho phương pháp DEMSE
DẦU KHÍ - SỐ 9/2020
35
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
- DEp
hiệu chỉnh với kết quả đo thực tế. Đối với vùng nghiên cứu
ở đây, đoạn khoan qua có chứa sét mềm và việc chắc chắn
xuất hiện áp suất vỉa dị thường là cơ sở kiểm chứng tính
chính xác của phương pháp.
- DEtrend
∆DE = DEp - DEtrend
Bước 5: Xác định áp suất lỗ rỗng từ các thông số trên
3.3. Kết quả và trao đổi
1 −
1 +
Ɵ
Ɵ
Từ các Bước 1 và 2 cho thấy có thể tính toán trước các
thông số CCS và MSE (Hình 3). Trên thực tế, để tính toán
MSE cần phân biệt vị trí đo đạc các thông số khoan là trên
giàn hay tại khu vực gần mũi khoan. Nếu các thông số lấy
ở bộ khoan cụ đáy (BHA) sẽ có tính chính xác cao hơn;
ngược lại nếu thông số lấy trên giàn thì khi tính toán cần
xem xét hiệu chỉnh kết quả. Đối với nghiên cứu sử dụng
thông số (moment xoắn và tải trọng lên choòng) đo đạc
trên giàn sẽ ảnh hưởng tới sự chính xác, vì thế khi phân
tích các tác giả chỉ xem xét sự phù hợp về hướng biến đổi.
Lý do là bởi chỉ có moment xoắn và tải trọng lên choòng
ở sát mũi khoan mới thể hiện đúng bản chất, mối tương
quan thực của năng lượng phá hủy đất đá và mới đủ cơ sở
xác định tương đối chính xác giá trị áp suất.
=
+ ∆
×
×
Để tính toán DEtrend, nhóm tác giả sử dụng phương
pháp phân tích thống kê đối với dữ liệu các giếng khoan
lân cận để có các hệ số a, b trong Mục 2.3.2 tương ứng là
3,125 và 1,21. Kết quả tính các hệ số này được thực hiện
bằng trung bình 10 giếng khoan khi khớp kết quả thay đổi
DE theo độ rỗng cho đoạn áp suất vỉa có xu hướng thay
đổi bình thường. Sau đó kết quả tính toán áp suất vỉa theo
phương pháp MSE được vẽ và đối sánh với kết quả tính từ
sóng âm (phương pháp truyền thống) và phương pháp
hàm số mũ. Lý do của việc đối sánh này là phương pháp
xác định theo kết quả đo địa vật lý giếng khoan (sóng âm)
được coi là cách tính tin cậy nhất sau khi được đối sánh
MES (psi)
CCS (psi)
7000
0
4000
8000
12000 16000 20000
3000
0
5000
9000
11000 13000
0
500
500
1000
1000
1500
1500
2000
2000
2500
3000
2500
3000
3500
4000
3500
4000
Hình 3. Kết quả tính toán MSE và CCS
DẦU KHÍ - SỐ 9/2020
36
PETROVIETNAM
Hình 3 chỉ rõ mối tương quan năng lượng yêu cầu để
phá vỡ một đơn vị thể tích đất đá (MSE) tăng theo chiều
sâu đồng nghĩa với việc giá trị độ bền của đá (CCS) cũng
tăng theo. Đặc biệt, trong khoảng độ sâu 2.000 - 3.000
m, các giá trị MSE và CCS tăng lên đột biến và rời khỏi
xu hướng tăng thông thường. Hiện tượng tăng này gắn
liền với sự xuất hiện áp suất vỉa dị thường. Vùng áp suất
vỉa dị thường kết thúc từ chiều sâu 3.000 m trở đi. Điểm
đặc biệt cần lưu ý ở đây là giá trị MSE được xác định trong
phương trình (18) (hoặc trong Bước 2 trên đây) có thể chia
thành 2 cụm do WOB và T. Khi tính toán tỷ lệ, nhóm tác
giả nhận thấy tương ứng giá trị tối thiểu và tối đa của tỷ lệ
thành phần MSE do WOB và T là 0,1% và 1,1%. Điều đó có
nghĩa là, trong trường hợp do bộ khoan cụ gây ra thì đất
đá chủ yếu bị phá hủy cắt do moment xoắn tạo nên, trong
khi đó thành phần tải trọng lên choòng có tác dụng phá
hủy nghiền dập đất đá chiếm tỷ rất nhỏ. Điều này là hoàn
toàn phù hợp và thể hiện rõ nhất đối với mũi khoan PDC.
Do đó, kết quả tính toán MSE và DE phụ thuộc nhiều vào
thông số moment xoắn. Khi đối sánh với phương trình (4),
(5), (6) của mỗi hệ số mũ trong việc xác định áp suất vỉa
có thể thấy mô hình chỉ quan tâm tới WOB, ROP, RPM mà
không đề cập tới moment xoắn. Hiển nhiên là WOB và T
có tác động qua lại, nhưng trong mọi trường hợp cũng
cần khẳng định việc xác định moment xoắn là cần thiết
vì nó ảnh hưởng lớn tới khả năng phá hủy đất đá. Do đó,
việc không xét tới ảnh hưởng trực tiếp của moment xoắn
tới xác định áp suất vỉa là nhược điểm của phương pháp
hàm mũ.
Tiếp tục thực hiện các Bước 3, 4, 5, các giá trị DE và áp
suất vỉa theo phương pháp DEMSE có thể được xác định
như Hình 4 và 5.
Áp suất vỉa cho trường hợp nghiên cứu này được xác
định theo phương pháp mô hình hệ số mũ theo phương
trình (4), (5), (6). Phương pháp truyền thống này thường
được sử dụng để xem xét khả năng xuất hiện áp suất vỉa
dị thường. Sau khi tính toán được giá trị hệ số dX theo
DE
Áp suất vỉa (psi)
0
0,5
1
1,5
2
2,5
0
5000
10000
15000
0
500
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
3500
4000
DE
DEtrend
Hình 4. Tương quan giữa DEtrend và DE thực
Hình 5. Kết quả tính toán áp suất vỉa theo phương pháp kết hợp DEMSE
DẦU KHÍ - SỐ 9/2020
37
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
thông số khoan (ROP, WOB, RPM), tiến hành vẽ sự thay
đổi theo độ sâu khoan. Trên đường thay đổi này, nếu
xuất hiện vị trí thay đổi xu thế thông thường thì được
coi là vị trí xuất hiện áp suất vỉa dị thường. Cuối cùng, giá
trị áp suất vỉa trong khu vực dị thường được tính toán
trên cơ sở áp suất vỉa thông thường và nguyên lý chiều
sâu tương đương. Kết quả của phương pháp này được
trình bày trên Hình 6, đồng thời cũng được so sánh với
kết quả tính toán thông qua phương pháp đo địa vật lý
giếng khoan về thuộc tính sóng âm theo phương trình
(7) (Mục 2.2.2). Nội dung và các bước xác định áp suất
vỉa theo các phương pháp truyền thống này có thể tham
khảo tài liệu [14].
như: trong đoạn khoan trên 1.300 m có sự sai khác về giá
trị giữa 2 phương pháp. Tiếp theo từ độ sâu 1.300 m, rõ
ràng giá trị áp suất vỉa của phương pháp hàm mũ tính ra
kết quả sai khác lớn và ngược với xu thế của kết quả đo
sóng âm. Sự sai khác này có thể do vai trò của moment
xoắn đã không được tính tới trong phương pháp hệ số
mũ. Hiện tượng này lại gặp phải trong khoảng khoan
xung quanh độ sâu 2.800 m. Bên cạnh điểm phù hợp
của phương pháp DEMSE so với phương pháp hệ số mũ,
cũng có thể thấy hiện tượng sai khác tại 2 khoảng vị trí
trên. Sự khác biệt tuy không lớn này xuất phát từ khả
năng choòng khoan bị mòn, dẫn tới hiệu quả phá đá bị
giảm đáng kể.
Áp suất vỉa xác định từ kết quả đo sóng âm trong địa
vật lý giếng khoan được coi là phương pháp hợp lý trong
giai đoạn này và đã chứng minh được sự chính xác so với
kết quả đo thực tế FIT. Hình 6 và 7 cho thấy kết quả tính
toán áp suất vỉa theo DEMSE khá phù hợp với kết quả
địa vật lý giếng khoan. Đồng thời, từ Hình 6 có thể thấy
được một số nhược điểm của phương pháp hệ số mũ
4. Kết luận
Trên cơ sở tổng hợp, tính toán, so sánh và phân tích áp
suất vỉa theo phương pháp truyền thống (hệ số mũ, sóng
âm), tích hợp hiệu suất khoan DE và năng lượng riêng cơ
học cho đối tượng nghiên cứu, một số kết luận chính được
rút ra như sau:
Áp suất vỉa (psi)
Áp suất vỉa(psi)
0
5000
10000
15000
0
5000
10000
15000
0
500
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
Pp_Sonic
Pp_dXc
Pp_MSE
Pp_sonic
Hình 6. So sánh kết quả xác định áp suất vỉa theo phương pháp hàm số mũ và sóng âm
Hình 7. So sánh kết quả xác định áp suất vỉa theo phương pháp DEMSE và sóng âm
DẦU KHÍ - SỐ 9/2020
38
PETROVIETNAM
- Phương pháp hệ số mũ có nhược điểm chưa tính
toán tới vai trò của moment xoắn: kết quả áp suất vỉa sai
khác và cho xu thế ngược nhau tại một số vị trí.
[6] Mark
Cambridge University Press, 2007.
D.Zoback,
Reservoir geomechanics.
[7] Ahmed Zakaria Noah, “New pore pressure
evaluationtechniquesforLAGIA-8well, Sinai”,International
Journal of Geosciences, Vol. 7, No. 1, pp. 32 - 46, 2015.
- Phương pháp kết hợp hiệu suất khoan DE và năng
lượng riêng cơ học MSE cho kết quả phù hợp với phương
pháp địa vật lý giếng khoan (sóng âm): về độ lớn và xu
hướng.
[8] Glenn L.Bowers, “Pore pressure estimation from
velocity data: Accounting for overpressure mechanisms
besides under compaction”, SPE Drilling and Completions,
Vol. 10, No. 2, pp. 89 - 95, 1995.
- Phương pháp DEMSE cần được tiếp tục vận dụng
nghiên cứu cho các trường hợp khác: khả năng áp dụng
thời gian thực, tiết kiệm chi phí đo địa vật lý giếng khoan,
thời gian khoan…
[9] William R.Matthews, “Here is how to calculate
pore pressure from logs”, Geology, 1971.
Tài liệu tham khảo
[10] M.King Hubbert Mk and William W.Rubey,
“Role of fluid pressure in mechanics of overthrust
faulting: I.Mechanics of fluid-filled porous solids and its
applications to overthrust faulting”, Geological society of
America bulletin, Vol. 70, No. 2, pp. 115 - 166, 1959.
[1] Juan Rivas Cardona, Fundamental investigation of
pore pressure prediction during drilling from the mechanical
behavior of rock. Texas A&M University, 2011.
[2] Erling Fjaer, R.M.Holt, P.Horsrud, A.M.Raaen, and
R.Risnes, Petroleum related rock mechanics. Elsevier, 2008.
[11] J.R.Jorden and O.J.Shirley,“Application of drilling
performance data to overpressure detection”, Journal of
Petroleum Technology, Vol. 18, No. 11, 1966.
[3] Reza Majidi, Martin Albertin, and Nigel Last,
“Method for pore pressure estimation using mechanical
specific energy and drilling efficiency”, IADC/SPE Drilling
Conference and Exhibition, Fort Worth, Texas, USA, 1 - 3
March, 2016.
[12] M.G.Bingham, “How rock properties are related
to drilling”, The Oil and Gas Journal, pp. 94 - 101, 1964.
[13] Bill Rehm and Ray McClendon, “Measurement
of formation pressure from drilling data”, Fall Meeting of
the Society of Petroleum Engineers of AIME New Orleans,
Louisiana, 3 - 6 October, 1971.
[4] Nguyễn Văn Hùng và Đặng Hữu Minh, “Ứng dụng
ANN trong dự báo áp suất nứt vỉa”, Tạp chí Dầu khí, Số 3:
tr. 32 - 41, 2019.
[5] Adam T.Bourgoyne Jr, Keith K.Millheim, Martin
E.Chenevert, and F.S.Young Jr, Applied drilling engineering,
2nd edition. Society of Petroleum Engineers, 1991.
[14] Nguyễn Văn Hùng, Báo cáo thực hiện đề tài: “Dự
báo áp suất vỉa, áp suất nứt vỉa cho đối tượng vỉa Miocene
của mỏ X”, PVU, 2020.
PORE PRESSURE ESTIMATION DURING DRILLING BASED ON
MECHANICAL SPECIFIC ENERGY AND DRILLING EFFICIENCY
Nguyen Van Hung, Luong Hai Linh, Le Minh Hieu, Nguyen Tung Quan
Petrovietnam University
Email: hungnv@pvu.edu.vn
Summary
This paper describes DEMSE, a new method that uses surface drilling data to determine, in real time, the pore pressure needed to update
the well design. This pore pressure estimation method is a combination of available drilling data (such as torque, rate of penetration and
weight on bit), and drilling efficiency (DE), based on the concepts of mechanical specific energy (MSE) or the energy spent at the bit to remove
a volume of rock and the differential pressure (wellbore pressure minus pore pressure). Unlike the d-exponent methodology (dXc), which is
an empirical correlation considering only weight on bit (WOB), rotation per minute (RPM), and rate of penetration (ROP), DEMSE is an energy-
based approach that also takes into account the torque (T) and mechanical properties in addition to WOB, RPM, ROP. The result shows that
DEMSE has a significant benefit over the dXc method, in terms of predictive capability, by reducing the subjectivity that is involved in dXc-
based pore pressure estimates. Moreover, the results of DEMSE are consistent with the pore pressure estimated by the well log data method.
Key words: Pore pressure, mechanical specific energy, d-exponent, drilling efficiency.
DẦU KHÍ - SỐ 9/2020
39
10 trang
16/04/2022
2180
Bạn đang xem tài liệu "Xác định áp suất vỉa trong quá trình khoan theo năng lượng riêng cơ học và hiệu suất khoan", để tải tài liệu gốc về máy hãy click vào nút Download ở trên
File đính kèm:
- xac_dinh_ap_suat_via_trong_qua_trinh_khoan_theo_nang_luong_r.pdf
