Chương 3: Khai Thác Khí Thiên Nhiên

3.1 Giới Thiệu

Tính toán năng suất và dự báo khai thác giếng khí là cốt lõi của kỹ thuật vỉa chứa. Khác với giếng dầu, giếng khí có những đặc thù quan trọng như: dòng chảy phi-Darcy (turbulent flow), thay đổi tính chất khí theo áp suất và nhiệt độ, và cơ chế liquid loading khi mỏ suy giảm.

3.2 Dòng Chảy Darcy và Phi-Darcy Trong Vỉa Xốp

Dòng chảy trong vỉa chứa tuân theo phương trình Darcy ở lưu lượng thấp (Re < 1):

−dp/dx = (μg/kg) × vg

Tuy nhiên, ở vùng gần giếng (sandface) với vận tốc cao, dòng chảy rối (turbulent/non-Darcy) xuất hiện, gây thêm tổn thất áp suất:

−dp/dx = (μg/kg) × vg + β × ρg × vg²

Trong đó β là hệ số gia tốc Forchheimer. Hiệu ứng phi-Darcy quan trọng khi độ thấm thấp và lưu lượng cao, dẫn đến khái niệm D-rate factor hoặc rate-dependent skin.

3.3 Dòng Vào Giếng Khí — Dòng Chảy Darcy

3.3.1 Trạng Thái Ổn Định và Giả Ổn Định

Phương trình IPR (Inflow Performance Relationship) cho giếng đứng trong vỉa chứa đẳng nhiệt, trạng thái giả ổn định (pseudosteady state):

qg = kgh(p̄² − pwf²) / [1.422μgT(ln(re/rw) − 0,75 + S)]

Trong đó: q_g (Mscf/d), k_g (mD), h (ft), T (°R), p̄ và p_wf (psia), S là skin factor.

Hàm giả áp suất m(p) — hoặc "real gas potential" — được dùng cho khí nén có độ thấm thay đổi theo áp suất, giúp tuyến tính hóa phương trình dòng chảy.

3.3.2 Dòng Chảy Tạm Thời (Transient Flow)

Trong giai đoạn đầu khai thác trước khi áp suất biên giới được cảm nhận:

pi² − pwf² = 1.637 × 10⁶ × qgμgZgT/kgh × [log(kgt/φμgctrw²) − 3,2275 + 0,87S]

3.4 Dòng Vào Giếng Khí — Dòng Phi-Darcy

Trong giếng khí thực tế, phương trình hiệu suất phải kết hợp cả thành phần Darcy và phi-Darcy:

p̄² − pwf² = A × qg + B × qg²

Trong đó A là hệ số Darcy và B là hệ số phi-Darcy (turbulence coefficient). Xác định A và B từ thử nghiệm đa lưu lượng (Back-pressure test hoặc Isochronal test).

3.5 Giếng Nằm Ngang

Giếng nằm ngang (horizontal well) tăng diện tích tiếp xúc với vỉa chứa, đặc biệt có lợi khi:

• Vỉa chứa mỏng (h < 20 ft).
• Vỉa có độ thấm thấp (khí chặt, khí phiến sét).
• Cần tránh coning nước hoặc khí (trong mỏ dầu).

Phương trình Joshi (1988) cho năng suất giếng nằm ngang:

qg = kHh(p̄² − pwf²) / [1.422μgT(ln(a+√(a²−(L/2)²)/(L/2)) + (βHh/L)ln(h/2rw))]

3.6 Nứt Vỉa Thủy Lực (Hydraulic Fracturing)

3.6.1 Tổng Quan

Nứt vỉa thủy lực là kỹ thuật bơm chất lỏng ở áp suất cao xuống giếng để tạo vết nứt trong vỉa chứa, sau đó bơm hạt chèn (proppant) để giữ vết nứt mở. Kỹ thuật này tăng diện tích tiếp xúc giữa giếng và vỉa, đặc biệt hiệu quả cho vỉa chứa độ thấm thấp.

Tại Việt Nam (Biển Đông), nứt vỉa thủy lực được áp dụng ở các mỏ khí chặt và mỏ có skin dương cao.

3.6.3 Thiết Kế Nứt Vỉa Tối Ưu (UFD — Unified Fracture Design)

UFD là phương pháp tối ưu hóa phối hợp giữa kích thước vết nứt và lượng proppant, dựa trên:

• Chỉ số năng suất không thứ nguyên (J_D): đo lường hiệu quả khai thác.
• Số Proppant (C_fD): tỷ lệ giữa độ dẫn vết nứt và độ thấm vỉa × bán chiều dài vết nứt.
• Giá trị tối ưu C_fD ≈ 1,6 cho hiệu suất tối đa.

3.7 Khả Năng Khai Thác Giếng (Well Deliverability)

Khả năng khai thác là giao điểm giữa đường IPR (Inflow) và đường VLP (Vertical Lift Performance — đặc tính đường ống từ đáy lên đầu giếng).

Điểm làm việc của giếng: qg,actual = điểm giao IPR và VLP

3.8 Dự Báo Khai Thác và Cân Bằng Vật Liệu

Phương trình cân bằng vật liệu cho mỏ khí (không có water influx):

p/Z = pi/Zi × (1 − Gp/G)

Trong đó G là trữ lượng khí tại chỗ (IGIP), G_p là sản lượng tích lũy. Đồ thị p/Z vs. G_p là đường thẳng, ngoại suy đến p/Z = 0 cho G.

Phân tích suy giảm theo Arps (1945) — mũ mũ, hàm mũ, harmonic — vẫn là công cụ thực dụng nhất; bổ sung bằng mô phỏng vỉa chứa hiện đại cho giếng phức tạp.