Đề tài Cơ sở thiết kế giếng khoan thăm dò 15x khối ac - Cấu tạo đại hùng lô 05-1 bồn trũng nam côn sơn

PHẦN I: TÍNH TRỮ LƯỢNG BẰNG PHƯƠNG PHÁP THỂ TÍCH Chương I: PHÂN CẤP TRỮ LƯỢNG VÀ CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TRỮ LƯỢNG I.1. Khái niệm chung về trữ lượng I.1.1. Tài nguyên Tài nguyên là những tích tụ vật chất mà nó có ích đối với con người và cũng nằm trong tầm với của con người (có khả năng lấy được). Tài nguyên dầu khí là tổng lượng dầu khí tại chỗ tính được ở thời điểm nhất định bao gồm lượng dầu khí được chứa hoặc được khai thác từ các tích tụ dầu khí đã được phát hiện và lượng dầu khí dự báo có khả năng tồn tại trong các tích tụ sẽ được phát hiện. Tài nguyên dầu khí được phân thành: a. Tài nguyên đã phát hiện Tài nguyên đã phát hiện là tổng lượng dầu khí tại chỗ tính được ở thời điểm nhất định trong các tích tụ dầu khí đã được phát hiện bằng giếng khoan. Tài nguyên đã phát hiện bao gồm tổng lượng dầu khí thu hồi và tài nguyên thu hồi tiềm năng. Tổng lượng dầu khí thu hồi là lượng dầu khí đã và dự kiến sẽ được thu hồi thương mại từ các tích tụ đã được phát hiện bằng công nghệ, kỹ thuật hợp lý được lựa chọn phù hợp với các điều kiện kinh tế và pháp luật hiện hành. Tổng lượng dầu khí thu hồi bao gồm tổng lượng dầu khí đã khai thác và trữ lượng dầu khí còn lại vào thời điểm tính. Trữ lượng dầu khí còn lại bao gồm trữ lượng xác minh (chứng minh) (P1) và trữ lượng chưa xác minh (P2 và P3). b. Tài nguyên chưa phát hiện Tài nguyên chưa phát hiện là lượng dầu khí ước tính được ở thời điểm nhất định, dự báo có thể tồn tại và sẽ được phát hiện trong các tích tụ bằng các giếng khoan thăm dò trong tương lai. I.1.2. Trữ lượng dầu khí: Trữ lượng dầu khí là lượng dầu khí còn lại trong các tích tụ tự nhiên chứa dầu khí, có thể tính được ở thời điểm nhất định, được phát hiện với mức độ tin cậy khác nhau tùy theo kết quả thăm dò địa chất. (theo Quyết định số 38/2005/QĐ-BCN ngày 06/12/2005 của Bộ trưởng Bộ Công nghiệp về Phân cấp trữ lượng) Tùy theo mức độ tin cậy giảm dần, trữ lượng dầu khí được phân thành cấp trữ lượng xác minh (P1) và trữ lượng chưa xác minh (P2 và P3). I.1.3. Mối tương quan giữa tài nguyên và trữ lượng Từ các khái niệm trên ta thấy: vật chất có ích ( nói chung) mà con người lấy được thì gọi là tài nguyên. Khi khai thác có lãi thì gọi là trữ lượng. Chính vì vậy, trữ lượng chính là một bộ phận của tài nguyên mà với điều kiện khoa học của mình con người có thể khai thác có lãi. Nếu khai thác chưa có lãi thì chưa thể coi là trữ lượng. Nhưng vấn đề “có lãi” hay “chưa có lãi” lại thay đổi theo thời gian, theo quá trình phát triển khoa học kĩ thuật giúp con người khai thác ngày càng hiệu quả hơn. Do đó, ta thấy xuất hiện khái niệm: trữ lượng trong cân đối và trữ lượng ngoài cân đối cùng với giá trị Cut off. Hình 1.1: phân chia tài nguyên theo kinh tế * Trữ lượng trong cân đối: là trữ lượng mà người ta tính toán và khai thác có lãi, kinh tế nhất. * Trữ lượng ngoài cân đối: là trữ lượng hiện nay với trình độ khoa học kỹ thuật và công nghệ chưa hiệu quả hay chưa thực hiện được. Còn sau đó có thể bằng các biện pháp công nghệ mới, hoặc có thêm giếng thẩm lượng mới có thể chuyển được vào trữ lượng trong cân đối. Ngoài ra còn có trữ lượng thu hồi được trong điều kiện không có lãi, sử dụng các phương pháp kỹ thuật hiện đại. (đặc biệt phục vụ quốc phòng, an sinh xã hội). * Giá trị cut off: giá trị này có thể dịch chuyển về phía trái hoặc phía phải tuỳ thuộc vào điều kiện khai thác hoặc sự thay đổi của trữ lượng và tùy thuộc vào từng thời điểm tính toán. I.1.4. Mục đích của việc xác định trữ lượng: Trữ lượng dầu khí luôn là cơ sở quan trọng để lập các phương án tìm kiếm thăm dò và khai thác các mỏ. Trong quá trình tìm kiếm thăm dò để tiến tới quyết định khai thác, người ta phải trải qua giai đoạn then chốt là đánh giá trữ lượng để xác định tiềm năng thương mại của mỏ. Trong việc đánh giá trữ lượng thì việc phân cấp trữ lượng cũng rất quan trọng vì đây là một trong các chỉ tiêu để giúp các nhà đầu tư không những đảm bảo kết quả kinh tế trong khai thác mà còn giúp qui hoạch phát triển nghành công nghiệp dầu khí hợp lý. Bên cạnh đó, trữ lượng dầu khí cho phép khai thác lên có hiệu quả kinh tế còn phụ thuộc vào trình độ khoa học kĩ thuật và điều kiện kinh tế. Vì vậy, quan điểm về phân cấp trữ lượng sẽ thay đổi theo thời gian. Hình 1.2: Phân cấp tài nguyên và trữ lượng dầu khí (kèm theo Quyết định số 38/2005/QB-ĐCN) I.2. Các hệ thống phân cấp trữ lượng Có 2 hệ thống phân cấp trữ lượng: * Hệ thống của Mỹ - Tây Âu * Hệ thống của Nga I.2.1. Hệ thống của Mỹ - Tây Âu Đây là hệ thống phân cấp trữ lượng dựa vào mức độ hiểu biết về thân sản phẩm theo SPE ( Society of Petroleum Engineers) được sử dụng rộng rãi trên thế giới ( trừ Nga). Hình 1.3: Trữ lượng theo Mỹ - Tây Âu Chia làm các cấp trữ lượng sau đây: I.2.1.1. Trữ lượng chứng minh (Proved Reserves - P1) Trữ lượng chứng minh là lượng dầu khí tồn tại được tính dựa trên cơ sở các tài liệu địa chất, đã được xác minh bằng thử vỉa ở các giếng khoan cho dòng dầu khí công nghiệp, đã biết được các yếu tố về cấu trúc thân dầu: thể tích chứa dầu, tính đồng nhất (hay không đồng nhất) của đá chứa, độ rỗng, độ bão hòa, hệ số thu hồi và đường kính khép kín thân dầu với độ tin cậy chắc chắn thỏa đáng. Thuộc cấp trữ lượng này bao gồm: + Các vỉa đã được thử và cho dòng dầu khí tốt ít nhất từ 1 giếng khoan. + Thân chứa dầu khí được xác định ranh giới với mức độ tin cậy hợp lý theo tài liệu địa vật lý, địa chất và khoan. + Các vỉa mà qua phân tích Logs, mẫu lõi, RFT (Đặc tính thấm, chứa và độ bão hòa dầu khí của thân chứa dầu khí được khẳng định bằng tài liệu địa vật lý giếng khoan và mẫu lõi) có đặc trưng tương tự như các vỉa đã được thử và cho dòng dầu khí tốt. Về mặt thể tích, ranh giới để xác định thể tích chứa dầu khí được lấy từ đỉnh cấu tạo đến chiều sâu thấp nhất của các khoảng hoàn thiện hoặc thử vỉa cuối cùng cho sản phẩm không lẫn nước (ODT) có biểu hiện dòng dầu khí công nghiệp (LKO). Đối với các khu vực có sự dịch chuyển lớn mà chỉ có 1 giếng khoan, ranh giới phân bố trữ lượng được xác định trong vòng bán kính 400m tính từ thân giếng khoan. Tùy theo điều kiện khai thác, cấp trữ lượng P1 còn phân ra trữ lượng phát triển và trữ lượng chưa phát triển. * Trữ lượng phát triển ( Proved developed Reserves): Là trữ lượng thu hồi từ các giếng khoan hiện có với kỹ thuật hiện tại và chi phí hợp lý. Trữ lượng phát triển chia ra thành trữ lượng khai thác và trữ lượng chưa khai thác. Trong đó, trữ lượng chưa khai thác là trữ lượng nằm ở các vỉa mà hiện tại các giếng khoan chưa gặp nhưng các vỉa đó ở các giếng lân cận đang được khai thác công nghiệp, chỉ cần đầu tư thêm một số giếng là có thể đưa vào khai thác. * Trữ lượng chưa phát triển ( Proved undeveloped Reserves): Là trữ lượng có thể thu hồi được khi phải có thêm mạng lưới giếng khoan khai thác hay thay đổi công nghệ khai thác tiên tiến nhằm nâng cao hệ số thu hồi. I.2.1.2. Trữ lượng có thể (Probable Reserves P2 ) Trữ lượng có thể là cấp trữ lượng chưa được chứng minh bằng sản phẩm thu được khi khoan mà ở đó lượng dầu khí tồn tại được xác định từ các số liệu địa chất, địa vật lý và công nghệ mỏ với độ tin cậy vừa đủ từ các tích tụ dầu khí đã biết. (Trữ lượng có khả năng đối với từng thân chứa dầu khí được xác định theo nguyên tắc ngoại suy phù hợp với điều kiện địa chất cụ thể của thân chứa dầu khí.) Thuộc cấp trữ lượng này gồm: + Trữ lượng các vỉa sản phẩm có thể khai thác thương mại nếu áp dụng công nghệ tiên tiến hơn. + Trữ lượng ở phần mở rộng của thân khoáng đã được xác định. Ranh giới để xác định thể tích thân dầu tạm thời lấy từ ranh giới trữ lượng cấp P1 đến điểm giữa (1/2) ranh giới cấp P1 tức là từ vị trí của LKO và điểm tràn của cấu tạo (spill point) hoặc chiều sâu ngập nước cao nhất (WUT). Đối với vỉa sản phẩm không tiến hành thử vỉa, ranh giới cấp P2 được tính đến chiều sâu gặp sản phẩm cuối cùng (LKO) xác định trên tài liệu ĐVLGK. I.2.1.3. Trữ lượng ước tính (Possible Reserves – P3) Trữ lượng ước tính là cấp trữ lượng chưa được chứng minh mà ở đó các số liệu địa chất, địa vật lý, công nghệ mỏ chỉ đưa ra giả thuyết có độ tin cậy thấp từ các tích tụ dầu khí đã biết. (Tương tự cấp trữ lượng P2, trữ lượng cấp P3 đối với từng thân chứa dầu khí được xác định theo nguyên tắc ngoại suy phù hợp với điều kiện địa chất cụ thể của thân chứa dầu khí.) Các vỉa sản phẩm trong cấp trữ lượng này được phát triển từ ranh giới cấp trữ lượng P2 đến điểm tràn của cấu tạo (spill point) hoặc chiều sâu gặp nước cao nhất và có ý nghĩa trong công tác thăm dò. Khu vực chưa có giếng khoan chỉ tính cho những tập vỉa tương ứng với tập vỉa đã xác định sản phẩm trong khối kế bên. I.2.1.4. Trữ lượng giả thuyết (Hypothetical Reserves) Trữ lượng giả thuyết là cấp trữ lượng chưa được chứng minh mà ở đó các số liệu địa chất, địa vật lý, công nghệ mỏ chỉ đưa ra giả thuyết có độ tin cậy thấp từ các tích tụ dầu khí đã biết. Quá trình trên được tóm tắt trên hình vẽ sau: Hình 1.4: Ranh giới dầu-khí-nước theo phân cấp trữ lượng I.2.2. Hệ thống của Nga A B C1 C2 D1 D2 TRỮ LƯƠNG CÔNG NGHIỆP TRỮ LƯỢNG CHẨN ĐOÁN Bảng 1.1: Trữ lượng theo Nga a1. Cấp A: Là cấp trữ lượng (của một vỉa hay một phần vỉa) đã thăm dò tỉ mỉ đảm bảo chắc chắn về kiểu, hình dạng, kích thước, bề dày hiệu dụng chứa dầu, khí trên một diện tích mỏ đã có thẩm định bằng các lỗ khoan cho dòng dầu hoặc khí công nghiệp hoặc các mỏ đang được khai thác. - Đối với mỏ đơn giản bố trí giếng khoan rộng. - Đối với mỏ phức tạp bố trí giếng khoan hẹp. Trữ lượng cấp A được tính theo vỉa hay một phần vỉa phù hợp với phương án thiết kế khai thác. a2. Cấp B Là trữ lượng trên diện tích chứa dầu hoặc chứa khí công nghiệp phải được chứng minh bằng carota thuận lợi trong lỗ khoan hoặc các dòng dầu hay khí công nghiệp ít nhất phải thấy ở 2 lỗ khoan bắt gặp vỉa sản phẩm ở cùng một độ cao khác nhau. Tức là trữ lượng được thiết lập dựa trên cơ sở nhận được dòng dầu, khí công nghiệp ở các giếng khai thác thử. Các vỉa được xác lập rõ ràng về kiểu dáng, hình thái, kích thước vỉa, bề dày hiệu dụng chứa dầu, khí và tính chất thấm chứa. Phân tích thành phần, tính chất của dầu, khí trong điều kiện chuẩn và điều kiện vỉa. Xác định các thông số của vỉa cũng như của dầu, khí đủ tin cậy để thiết kế khai thác. Trữ lượng cấp B được tính trên diện tích đã tiến hành khai thác thử. a3. Cấp C1 Là cấp trữ lượng của các thân khoáng mà điều kiện thế nằm của dầu và khí đã được phát hiện theo số liệu công tác tìm kiếm địa chất hoặc địa vật lý khi trên một diện tích đánh giá đã thu được một dòng dầu hay khí công nghiệp chỉ ở một lỗ khoan, tức là được xác định có dầu khí, trên cơ sở các thông số lấy từ các giếng khai thác thử và một phần các giếng thăm dò đã thử vỉa, dòng dầu khí công nghiệp đã được xác định. Thuộc cấp này kể cả dầu hay khí trên các diện tích kế cận các thân khoáng cấp A và B cũng như trữ lượng dầu hay khí trong các vỉa có đặc trưng carota tốt và nằm trong phạm vi mỏ giữa các thân khoáng đã thu được dòng dầu hay khí công nghiệp. Ngoài ra, còn phải có các kết quả tốt về nghiên cứu địa chất, địa vật lý ở một số giếng chưa thử vỉa. Xác định thành phần và tương quan dầu khí, sản lượng giếng, độ dẫn thủy và dẫn áp của vỉa, áp lực vỉa, nhiệt độ vỉa, lưu lượng theo kết quả thử vỉa và nghiên cứu giếng, điều kiện thủy địa chất, địa động lực cần được xác định ở các giếng khoan và có thể áp dụng tương tự như các giếng thăm dò bên cạnh. a4. Cấp C2 Là cấp trữ lượng dầu hay khí thuộc cấu tạo mới trong phạm vi các tĩnh chứa dầu – khí theo các vỉa mà mức độ sản phẩm của chúng đã được xác định trên các mỏ khác cũng như trữ lượng dầu và khí ở các khối kiến tạo và các vỉa riêng biệt chưa được thăm dò thuộc các mỏ đã biết trước mà mức độ sản phẩm của chúng được dự kiến trên cơ sở số liệu địa chất và địa vật lý thuận lợi. Cấp C2 là trữ lượng được tính ở diện tích có các thông số đáng tin cậy về nghiên cứu địa chất, địa vật lý. Cấp C2 được tính trên diện tích kề với các diện tích đã được tính ở cấp cao hơn, ở vùng có vỉa chưa được thử vỉa, ở mỏ đã thăm dò. Cấp C2 được sử dụng để đánh giá triển vọng của mỏ, lập kế hoạch thăm dò hay nghiên cứu địa chất mang tính công nghiệp nhằm thiết lập phương án khai thác thử và một phần để thiết kế khai thác mỏ. a5. Cấp D1 Là trữ lượng dầu và khí được tính trong phức hệ địa tầng-thạch học có độ chứa dầu khí đã được chứng minh trong giới hạn của một cấu trúc kiến tạo bậc I đã biết hay tiềm năng dự báo dầu khí trên cơ sở xác định của các phức hệ trầm tích thạch học của các cấu tạo lớn, vùng hay bể đã chứng minh có dòng dầu khí công nghiệp. Đánh giá tiềm năng D1 được tiến hành trên cơ sở kết quả nghiên cứu khu vực về địa chất, địa vật lý và địa hóa theo đặc điểm tương tự với các mỏ đã thăm dò trong phạm vi vùng nghiên cứu. a6. Cấp D2 Là trữ lượng dầu và khí được tính trong các phức hệ địa tầng- thạch học có độ chứa dầu khí đã được xác định các kiến trúc cấu tạo bậc I giống nhau về mặt cấu tạo địa chất cùng nằm ở đới chứa dầu-khí cũng như từng điệp riêng biệt trong phạm vi lãnh thổ có độ chứa dầu khí rõ ràng mà không được xếp vào trữ lượng cấp D1 do mức độ nghiên cứu chưa đầy đủ. Đánh giá định lượng tiềm năng dự báo cấp D2 được tiến hành trên cơ sở các tiền đề địa chất tương tự như các mỏ, các vùng đã thăm dò. I.2.3. So sánh 2 hệ thống phân loại trữ lượng * Giống nhau: - Về cơ bản đều thể hiện được sự liên hệ giữa các nhóm phân cấp với mức độ nghiên cứa thăm dò ngày càng chi tiết. Các cấp trữ lượng thấp hơn là sự mở rộng về không gian và dựa trên các đặc điểm, tính chất đã được thăm dò trước của các cấp cao hơn (chính xác hơn). * Khác nhau: - Sự không thống nhất trong các hệ thống phân cấp do những nguyên tắc cơ sở cho việc phân cấp là khác nhau. Mà những nguyên tắc đó là do điều kiện thiên nhiên và phương pháp thăm dò cụ thể đối với từng khu vực quyết định. Hệ thống của Mỹ - Tây Âu Hệ thống của Nga - Trữ lượng được tính theo diện tích (lô). - Các giếng khoan là giếng khoan khai thác. - Khoan càng nhiều thì cấp càng cao. - Trữ lượng tính theo thân khoáng. - Các giếng khoan là giếng khoan thăm dò. - Khoan nhiều nhưng lượng thông tin ít, chưa chứng minh dòng dầu thì cấp thấp. Hình 1.5: So sánh hai hệ thống phân cấp trữ lượng I.3. Các phương pháp tính trữ lượng Trong thực tế việc tính trữ lượng thăm dò được người ta sử dụng các phương pháp sau: - Phương pháp thể tích ( Volumetric Method ). - Phương pháp cân bằng vật chất ( Material Balance Method ). - Phương pháp xác suất Monte – Carlo. Việc lựa chọn phương pháp để tính trữ lượng phụ thuộc vào số lượng và chất lượng các tài liệu gốc cũng như chế độ hoạt động của giếng khoan và mức độ nghiên cứu thăm dò khai thác của mỏ. I.3.1. Phương pháp thể tích - Phương pháp thể tích được dùng khi số liệu về bản đồ cấu tạo tầng nóc, đáy và bản đồ đẳng dày của mỏ hay vỉa đã có đầy đủ, đòi hỏi sự hiểu biết về điều kiện địa chất thế nằm của dầu khí trong vỉa. - Ưu điểm của phương pháp này là với một số điểm rời rạc dưới bề mặt trong điều kiện địa chất chưa được biết một cách hoàn toàn đầy đủ thì có thể đánh giá có cơ sở lượng dầu khí tại chỗ. Việc đánh giá lượng dầu khí ngày càng chính xác hay không tùy thuộc vào mức độ chính xác của bản đồ cấu tạo, bản đồ đẳng dày cũng như tùy thuộc vào số lượng, chất lượng của số liệu gốc và các phương pháp tính trung bình, đặc điểm địa chất của thân khoáng. - Phương pháp thể tích được áp dụng rộng rãi trong việc tính toán trữ lượng của vỉa và có thể áp dụng trong bất cứ chế độ nào của vỉa và ở bất cứ giai đoạn nào. Đặc biệt là trong giai đoạn tìm kiếm thăm dò thì phương pháp này được xem là hữu hiệu nhất. - Theo qui luật, phương pháp thể tích sẽ thực hiện: đo vẽ bản đồ thể tích để xác định lượng dầu khí tại chỗ và tính phần dầu khí được thu hồi có giá trị thương mại. I.3.2. Phương pháp cân bằng vật chất - Phương pháp cân bằng vật chất dựa trên cơ sở định luật bảo toàn vật chất nói chung và được phát biểu như sau: “Lượng Hydrocacbon có trong thân khoáng trước khi bắt đầu khai thác thì bằng lượng Hydrocacbon đã được khai thác cộng với số còn lại trong thân khoáng tại bất cứ thời điểm nào”. - Phương pháp cân bằng vật chất được áp dụng khi mỏ, vỉa đã được khai thác một thời gian, đã có đủ số liệu về áp suất và điều kiện khai thác để xác định lượng dầu Hydrocacbon ban đầu trong vỉa. Trong giai đoạn tìm kiếm thăm dò rất hạn chế các thông số cần thiết cho việc tính thể tích bằng phương pháp cân bằng vật chất mà chủ yếu áp dụng hai phương pháp còn lại. I.3.3. Phương pháp Monte-carlo - Monte-Carlo là phương pháp xác suất, ta có thể thực hiện nhiều phép thử để thu được kết quả là một hàm phân bố xác suất về trữ lượng. - Độ tin cậy của kết quả tính toán luôn là vấn đề được đặt ra. Do tính đa trị của việc giải bài toán ngược trong thăm dò, do có sự sai lệch khi minh giải tài liệu để tính các thông số và việc lựa chọn mô hình địa chất mà độ không tin cậy luôn tồn tại một cách khách quan. Bởi vậy để hạn chế độ không tin cậy, nâng cao độ chính xác đòi hỏi người tính phải có nhiều kinh nghiệm hiểu sâu sắc về địa chất mỏ, vùng để lựa chọn mô hình địa chất cho phù hợp nhất. Bên cạnh đó mức độ của tài liệu hiện có, việc tính định lượng các thông số cũng phải tiến hành một cách công phu. Công thức của phép toán cơ bản được dựa trên công thức tương tự phương pháp thể tích chỉ thay bằng các hàm phân bố xác suất. Trong đó: 15000) F(Qi): hàm phân bố xác suất trữ lượng dầu tại chỗ V(i): hàm phân bố xác suất thể tích đá chứa N/G(i): hàm phân bố xác suất tỷ số chiều dày hiệu dụng và chiều dày vỉa chứa. (i): hàm phân bố độ rỗng đá chứa Sw(i): hàm phân bố độ bão hòa nước Bo(i): hàm phân bố xác suất hệ số chuyển đổi thể tích từ điều kiện vỉa sang điều kiện chuẩn. C: hệ sổ chuyển đổi đơn vị đo lường. Với phương pháp này cho phép ta mở rộng việc đánh giá phân loại xác suất và có thể đánh giá trữ lượng dầu khí ở bất cứ xác suất nào với một giá trị tương ứng. Nhằm tính nhanh trữ lượng của cấu tạo, giả sử phân bố độ rỗng, độ bảo hòa và chiều dày hiệu dụng là không đổi trong phạm vi của cấu tạo. Những giá trị trung bình về độ rỗng, độ bão hòa dầu khí và chiều dày hiệu dụng được tính theo kết quả phân tích tại giếng khoan của cấu tạo. Các giá trị thể tích tính được ở những ranh giới dầu khí khác nhau. Các giá trị trên được đặt trong phân bố tam giác và chữ nhật. Hệ số thu hồi cũng có sự phân bố tương tự. Kết quả tính bằng phương pháp này có thể dùng đối sánh với phương pháp thể tích, nhưng đòi hỏi phải có sự lý giải thấu đáo, từ đó có thể điều chỉnh các tham số để dự báo một cách tốt nhất với cả những vỉa chưa có số liệu thử. Việc lựa chọn phương pháp nào để tính trữ lượng phụ thuộc vào số lượng và chất lượng tài liệu gốc cũng như chế độ hoạt động của thân khoáng và mức độ nghiên cứu thăm dò nó. Hiện tại khu vực nghiên cứu chưa có giếng khoan khai thác (khí), các giếng khoan đều là giếng khoan thăm dò, tuy nhiên tài liệu thu được từ các giếng khoan thăm dò nay cũng chưa thực sự đầy đủ. Do đó, phương pháp tính trữ lượng tốt nhất trong giai đoạn này là phương pháp thể tích. Chương II: TÍNH TRỮ LƯỢNG TẠI CHỖ BẰNG PHƯƠNG PHÁP THỂ TÍCH II.1. Cơ sở lý thuyết II.1.1. Bản chất phương pháp Phương pháp thể tích ứng dụng khi số liệu về bản đồ cấu tạo và bản độ đẳng dày của mỏ hay vỉa đã có đầy đủ. Nó đòi hỏi phải có sự hiểu biết về điều kiện địa chất, thế nằm của dầu khí trong vỉa. * Đối với vỉa khí: G = G: thể tích khí ở điều kiện chuẩn 60oF, 14.7Psi (SCF) V: thể tích đá chứa (ft3) N/G: tỷ số chiều dày hiệu dụng và chiều dày vỉa chứa (net/gross) : độ rỗng (%) Sw: độ bão hòa nước (%) Bg: hệ số thể tích khí (ft3/SCF), hệ số chuyển đổi từ điều kiện mặt sang điều kiện vỉa. Trong giai đoạn đầu khi thể tích vỉa chứa chưa xác định thì vẫn có thể xác định thể tích khí trên một đơn vị thể tích vỉa. * Đối với dầu : No: thể tích dầu (STB) ở điều kiện chuẩn Bo: hệ số thể tích dầu (bbl/STB) Khi sự giãn nở của đất đá lớn thì phải tính lại thể tích của đất đá ở các giai đoạn khác nhau. II.1.2. Ưu - khuyết điểm của phương pháp * Ưu điểm: Có thể áp dụng trong bất cứ giai đoạn nào, có thể áp dụng trước hoặc sau khi có số liệu khai thác (đặc biệt tr