NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG: Sử dụng các phương pháp phân tích, đánh giá cácchỉ số khác nhau dé xác định thành phan khí trong quá trình khoan, từ đó so sánh vàđưa ra đánh giá sơ bộ chung nhất v
Trang 1NGUYÊN MẠNH HƯỚNG
PHAN TÍCH — MINH GIẢI TÀI LIEUMUD LOGGING DE PHAN LOAI VAĐÁNH GIA DAC TRUNG PHAN BO
DAU KHI MO BO CAP VANG BON
TRUNG NAM CON SON
CHUYEN NGANH: KY THUẬT DAU KHÍ
MA SO NGANH: 60 52 06 04
LUẬN VAN THẠC SĨ
TP HO CHÍ MINH, NĂM 2015
Trang 2Luận văn Thạc sĩ GVHD: PGS.TS Trần Vĩnh Tuân
CÔNG TRÌNH ĐƯỢC HOÀN THÀNH TẠI
TRƯỜNG ĐẠI HOC BACH KHOA — ĐHQG — HCM
Cán bộ hướng dẫn khoa học 1: PGS.TS Trần Vĩnh Tuân
Cán bộ hướng dẫn khoa học 2: NCS Nguyễn Mạnh Hùng
Trang 3ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP.HCM CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAMTRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
NHIEM VỤ LUẬN VAN THẠC SĨ
Họ tên học viên: Nguyễn Mạnh Hưởng MSHV: 13410338
Ngày, tháng, năm sinh: 12/02/1986 Nơi sinh: TP Hải Phòng
Chuyên ngành: Địa chất dầu khí ứng dụng Mã số : 60520604
I TÊN DE TÀI: Phân tích — Minh giải tài liệu Mud Logging để phân loại và đánhgiá đặc trưng phân bố dau khí mỏ Bò Cap Vang bồn trũng Nam Côn Sơn
H NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG: Sử dụng các phương pháp phân tích, đánh giá cácchỉ số khác nhau dé xác định thành phan khí trong quá trình khoan, từ đó so sánh vàđưa ra đánh giá sơ bộ chung nhất về tầng sản phẩm Minh giải các tài liệu địa vật lýgiếng khoan từ đó phân loại và đánh giá đặc trưng phân bố của dầu khí
Ill NGÀY GIAO NHIỆM VU : 07/07/2014
IV NGAY HOAN THANH NHIEM VU: 07/12/2014V CÁN BO HUONG DAN: PGS.TS TRAN VĨNH TUAN
NCS NGUYEN MANH HUNG
Tp HCM, ngày 28 tháng 12 năm 2014CÁN BỘ HƯỚNG DÂN CHỦ NHIỆM BỘ MÔN ĐÀO TẠO
(Họ tên và chữ ký) (Họ tên và chữ ký)
TRUONG KHOA
(Họ tên và chữ ký)
Trang 4Luận văn Thạc sĩ GVHD: PGS.TS Trần Vĩnh Tuân
LỜI CÁM ƠN
Đề hoàn thành luận văn này, lời đầu tiên, học viên xin được gửi lời cảm ơn chânthành sâu sắc nhất tới sự hướng dẫn nhiệt tình, tận tuy của thầy PGS.TS Trần Vĩnh
Tuân và NCS Nguyễn Mạnh Hùng Mặc dù trong quá trình thực hiện luận văn có những
thời điểm không thực sự được thuận lợi nhưng cả thay va tro da cung nhau cố ganghoàn thành Hoc viên rat trân trọng khoảng thời gian quý bau được làm việc cùng thay
Học viên xin gửi lời cảm ơn đến tập thể cán bộ giảng viên khoa Dia chất & Dầukhí — Dai học Bách Khoa TP HCM vi đã tận tâm giảng dạy, truyền đạt kiến thức trongsuốt quá trình học viên học tập tại trường, là cơ sở cho học viên hoàn thành luận văn
này.
Bên cạnh đó học viên cũng xin được gửi lời cảm ơn đến Ban lãnh đạo, các đồngnghiệp đặc biệt là tập thể các anh chị em thuộc Phòng Mud Logging (Surface LoggingSystem) — Công ty TNHH Weatherford Việt Nam đã giúp đỡ và tạo điều kiện dé họcviên có thé hoàn thành luận van của mình
Và sau cùng, học viên xin được gửi lời cảm ơn sâu sắc tới gia đình, bạn bè đã luônluôn ủng hộ và tạo điều kiện tốt nhất cho học viên trong suốt quá trình học tập tạitrường cũng như quãng thời gian thực hiện luận văn tốt nghiệp này
Do sự hạn chế về mặt thời gian, tài liệu của khu vực nghiên cứu chưa đủ cũng nhưkinh nghiệm nghiên cứu chưa nhiều nên ít nhiều đã ảnh hưởng đến kết quả giải đoán,tham vấn đối chiếu kết quả từ các phương pháp khác Rất mong nhận được ý kiến đónggóp của Quy thay, cô và các anh chị học viên
Trân trọng cảm ơn!
Học viên
Nguyễn Mạnh Hưởng
Trang 5TÓM TAT LUẬN VANMỏ Bò Cap Vàng toa lạc tại lô 12W trong vùng bỗổn trũng Nam Côn Son, cách bờbiên Vũng Tàu khoảng 350km Công ty khai thác dầu khí Premier Oil (Anh) và các đối
tác đã phát hiện ra mỏ Mo Bò Cap Vàng vào tháng 11-2006, được Chính phủ Việt Namcho phép khai thác vào năm 2009 Tháng 10-2011, Công ty Premier Oil đã đón dòng
dau đầu tiên, đánh dau việc khai thác thành công dau và khí tại mỏ Bò Cap Vàng.Giàn khoan Ensco 107 đã khoan tổng độ sâu là 85 km trong thời gian hai (02) nămbao gồm chín (09) giếng khai thác, sáu (06) giếng bơm ép và ba (03) giếng khoan xiên.Tầng sản phẩm hydrocacbon chủ yếu đến từ các tập cát MDS-1, MDSO, MDS1, MDS2,MDS3 tại tầng chứa Mioxen sớm Luận văn được trình bày trong bốn (04) chương, cụthé như sau:
Chương 1: Điều kiện tự nhiên bồn tring Nam Côn Sơn và mỏ Bò Cap Vàng
- Khái quát chung về bồn Nam Côn Son
- Khai quat chung mo Bo Cap Vang
Chương 2: Các phương pháp phân loại và đánh giá đặc trưng phân bo dầu khí
- Cac phuong phap phan loai
- Các phương thức đánh giá đặc trưng phân bố
Chương 3: Các phương pháp ghi nhận và phân tích khí
- Co sở lý thuyết- Các thiết bị ghi nhận và phân tích khíChương 4: Kết quả phân tích — minh giải tài liệu mud logging trong việc phânloại và đánh gia đặc trưng phân bố dau khí
- Két qua phan loai- Đánh giá đặc trưng phân bố
Trang 6Luận văn Thạc sĩ GVHD: PGS.TS Trần Vĩnh Tuân
SUMMARY
The Bo Cap Vang field is located at Block 12W, approximately 350 km SouthSouth — Eastward of Vung Tau and in the Nam Con Son Basin, Offshore Vietnam.Premier Oil is the operator of the Bo Cap Vang field and Partners discovered in Nov2006 Vietnam government permitted to produce in 2009 Production commenced on 11October 2011 with an initial production, sign about successful exploitation at Bo CapVang field.
The drilling rig, Ensco 107, drilled 85 kilometers of hole in Bo Cap Vang in a 2year drilling program As per the original plan, 9 producers and 6 water injectors weredrilled Predominantly produce hydrocarbons from the MDS-1, MDSO, MDSI, MDS2,MDS3 in the Early Miocene Sandstones The thesis was presented as below:
Chapter 1: The natural conditions of Nam Con Son basin and Bo Cap Vang field
- Overview of the Nam Con Son basin- Overview of the Bo Cap Vang fieldChapter 2: The classification methods and evaluation about oil and gasdistribution characteristic
- The classification methods- The specific methods distribution evaluationChapter 3: Recorded methods and gas analyses
- Theoretical foundations- The recorded devices and gas analysesChapter 4: The analysis results — Mud Logging data interpretation in theclassification and evaluation of oil and gas distribution characteristic
- Classification Results- Distribution characteristic evaluation
Trang 7LỜI CAM ĐOAN
Tôi xin cam đoan:L ]
(i) Luan văn nay là san phâm nghiên cứu của tôi.Gi) — Các sô liệu trong luận văn được thu thập trung thực và chính xác.(iii) Tên của câu tao, toa độ và vi trí của mỏ đã được chỉnh sửa nhăm mục đích
bảo mật theo yêu cầu của khách hàng
(iv) Tôi xin chịu trách nhiệm về kêt quả nghiên cứu của minh.
Học viên
Nguyễn Mạnh Hưởng
Trang 8Luận văn Thạc sĩ GVHD: PGS.TS Trần Vĩnh Tuân
MỤC LỤC
LOT CAM 890 :‹:ÈI1ã:: iiiTOM TAT LUẬN VĂN - c1 1 E1 1211211111111 1115111111111 1111111 xe iv
SUMMARY - 5-5223 1 12 1215151111215 1111511111111 11 1111010111 11711 0111111111 y0 V
MUC LUC 2 viiDANH MỤC CAC CHU VIET TAT VÀ THUAT NGO ue x
DANH MUC HÌNH ẢNH - 2 SE SE 2E 1215112111111 111111 xiDANH MỤC BIEU BÁNG - - - 552222123 1212111121 0121 1111101111111 xe xiiiMỞ oN Occ XIV
CHUONG 1: DIEU KIEN TU NHIEN BON TRUNG NAM CON SON VA MOBO CAP 0c 1
1.1 Khai quát chung về bồn trũng Nam Côn Sơn ccceccseccsseseseseseeseeeeeees 1
1.1.1 Vị trí địa lý -c- 5c c1 S* S3 1E 1 3E 2111111111111 1111111111111 1t 2
1.1.2 Đặc điểm địa chất - 5c cSt t2 3112112121111 2111 111111111111 re 2
1.2 Khai quát chung mỏ Bò Cap Vàng - SH 1 ng 61.2.1 Vị trí địa lý c-5c tt 3 1 E1 1112111111511 11 11111111 111111 111111 11g grrre 6
1.2.2 Đặc điểm địa chất 6-5 c St S23 1 1911112111111 111k 8CHUONG 2: CAC PHƯƠNG PHAP PHAN LOẠI VÀ DANH GIÁ ĐẶCTRUNG PHAN BO DAU KKHÍ, - 5° 5 5< 5£ s2 se SsessEseEseseEsesseseesee 13
2.1 Cac phương pháp phân loa - <1 111 S9 vseeese 13
2.1.1 Phân loại theo mầu SAC - - + E12 E312 E3 gi 132.1.2 Phân loại dựa theo thành phần nhóm hydrocacbon - 142.1.3 Phân loại dựa theo thành phan phi hydrocacbon - 15
2.1.4 Phân loại theo phương pháp hoá học - 5< + eeseeess 172.1.5 Phân loại theo phương pháp vật lý -ẶẶ ST se 19
Trang 92.2 Các phương thức đánh giá đặc trưng phân bố -. -5- 5+: 202.2.1 Phương pháp địa chan (Seismic) -¿-¿-5- 5+ c2 S2£e+E+tzesrrerereee 21
2.2.2 Phương pháp mẫu lõi (Core Sample) - 5-55 2 2 c+c+c+s+szs+s+ 22
2.2.3 Phương pháp Thử vỉa (Well test) Ă SH SH hy 232.2.4 Phương pháp Carota khí (Mud Logging) «« «<< <<<<<<<s 24CHƯƠNG 3: CÁC PHƯƠNG PHAP PHAN LOẠI - GHI NHAN VA PHAN
¡09.89.0055 26
3.1 Cơ Sở lý thUYẾT 6-5-5213 S* S312 1 1911121111111 111111111 tre 263.1.1 Các phương pháp phân loại -« «555 ++<<s<<s+s 263.1.2 Thiết bị Total Gas và Varian óc s xxx sEsEskekserersesed 323.1.3 Thiết bị GC — TTAC€F - SG G112 S312 SESEskekrereresed 323.2 Cac thiết bị ghi nhận và phân tích khí 2-2 - 2z s+szcezszsze 333.2.1 Thiết bị Varian - cv 1 129v E1 ng ng rerrki 333.22 Khí thành phan (Gas Component Tracer — GCT) 34
3.2.3 Khí Tổng (Total Ga$) - 2 c2 tt 2 SE E12 1 EEEcErree 37CHUONG 4: KET QUA PHAN TICH - MINH GIẢI TÀI LIEU MUDLOGGING TRONG VIỆC PHAN LOẠI VA ĐÁNH GIÁ ĐẶC TRUNG PHAN;5950.108 9.i00577 ) 41
4.1 _ Kết quả phân loại - - ¿+5 Sz+E+ESEESESEEEEEEEEEEEEEEErkrrkrkrrrrrrree 414.1.1 Phân loại theo Sắc ký khí tam giác (TriangularChromatograph) - - -«c s0 ve 424.1.2 Phân loại dựa theo các chỉ số chính của GC — Tracer 50
4.1.2.1 Phân loại theo Tổng hàm lượng hydrocacbon (THC) 50
4.1.2.2 Phân loại theo Hàm lượng Metan (MC) - 50
4.1.2.3 Phân loại theo Độ linh động chất lỏng (Fluid Mobility) 51
^ ryan Cl4.1.2.4 Phan loại theo Ty 16 —— - TY ko 52
C2
Trang 10Luận văn Thạc sĩ GVHD: PGS.TS Trần Vĩnh Tuân
4.1.2.6 Phân loại theo Wetness, Balance va Character Ratio 54
42 Đánh giá đặc trưng phân bồ - ¿+2 - + +2 £E+E£E+EeEeEErkrkreereee 57KET LUAN Vi 62KTEN NGHI ccccccscssscssssssssescssssesessssssssssecscssssssssacsesesesecassesssesssassesesssssasessssesessceces 63TÀI LIEU THAM KHẢO -5- <5 << £ se se sesseseesesscse 64
Trang 11DANH MỤC CÁC CHỮ VIET TAT VÀ THUAT NGỮSTT Cac thuat ngtr Viết tat Nghia
1 | Bo Cap Vang BCV Mo Bo Cap Vang
2 | Balance Hydrocarbon Ratio Bh Chỉ số cân bang3 | Character Hydrocarbon Ratio | Ch Chi số đặc trưng4 | Constant Volume Trap CVT Thiết bị bay khí (giỗng Gas Trap)5 | Flame Ionization Detector FID Đâu dò ion bang lửa
6 | Fluid Mobility FM Độ linh động của chat lỏng
7 | Gas/Liquid G/L Ty lệ Khi/Long
8 | Gas Trap GT Bay khi
9 | Measured Depth mMD | Độ sâu theo trục giéng
10 | Measured While Drilling MWD | Do trong khi khoan
11 | Methane — Decan C1-C10 | Day đồng đăng của ankan
12 | Methane Content MC Ham luong metan13 | Middle Dua Sand MDS Tap cát Dừa giữa
14 | Quantitative Gas Measurement | QGM _ | Thiết bị bay khí (giống Gas Trap)15 | Thermal Conductivity Detector | TCD Đâu dò cảm ứng nhiệt
16 | Total Gas TG Khí tông17 | Total Hydrocarbon THC Tổng ham lượng hydrocacbon18 | Triangular Chromatograph TC Sac ký khí tam giác
19 | True Vertical Depth mTVD | Độ sâu thăng đứng20 | Wetness Hydrocarbon Ratio Wh Chi số âm ướt
Trang 12Luận văn Thạc sĩ GVHD: PGS.TS Trần Vĩnh Tuân
DANH MỤC HÌNH ANHSTT | Hình Tiêu dé Trang
1} 1.1 Sơ đồ vị trí bề trầm tích Nam Côn Sơn l2|1.2_ | Cột địa tầng tổng hợp bé Nam Côn Sơn 33/13 | Bản đồ khu vực nghiên cứu 64|1.⁄4_ | Kế hoạch khoan tại mỏ Bò Cạp Vàng S511.5 | Sơ đồ cấu trúc giếng khoan BCV-S16P 96|1.6_ | Bản đồ cấu trúc tang MDS1 107|1.7_ | Mặt cắt địa chan giếng BCV-S16P 118] 2.1 | Mô hình khái quát hệ thống địa chan 219|2.2 | Thí dụ về lát cat dia chan 2210} 2.3 | Thí dụ về việc khoan và lay mẫu lõi 2211|3.1 | Nguyên tắc hoạt động của Gas Trap 3212|3.2 | Đầu dò thiết bi GC — Tracer (probe) 32
I3 3.3 | Varian CP-4900-GC 33
14|3.4_ | Kết qua Varian hiến thị trên màn hình trong quá trình khoan 3415|3.5 | Thiết bi GC-Tracer 3516|3.6 | Kết qua GC — Tracer hiển thị trên màn hình trong quá trình khoan 3617|3.7_ | Các thông số của GC — Tracer 3718|3.8 | Các bộ phận bên trong thiết bị Khí Tổng 3819|3.9 | Bảng điều khiến khí Tổng 4020 |4.1 | Đồ thị Triangular Chromatograph tại 4293.5 mMD 42214.2 | Đồ thị Triangular Chromatograph tại 4305.5 mMD 4322 |4.3_ | Đồ thị Triangular Chromatograph tại 4367.5 mMD 4423/44 | Đồ thi Triangular Chromatograph tại 4420 mMD 4524|4.5 | Đồ thi Triangular Chromatograph tai 4458.5 mMD 4625 | 4.6 | Đồ thi Triangular Chromatograph tai 4458.5 mMD 47
Trang 1326| 4.7 | Đồ thị Triangular Chromatograph tại 4559.5 mMD 4827|4.8 | Đồ thi Triangular Chromatograph tại 4611.5 mMD 492814.9 | Đặc trưng phân bố dau khí tai đỉnh 4293.5 & 4305.5 5729 | 4.10 | Đặc trưng phân bố dau khí tại đỉnh 4367.5 5830 | 4.11 | Đặc trưng phân bố dau khí tại đỉnh 4420 & 4458.5 5931 | 4.12 | Đặc trưng phân bố dau khí tại đỉnh 4534 & 4559.5 6032 | 4.13 | Đặc trưng phân bố dau khí tại đỉnh 4611.5 6l33|5.1 | Thiết bi QGM 6334|5.2 | Thiét bi CVT 63
Trang 14Luận văn Thạc sĩ GVHD: PGS.TS Trần Vĩnh Tuân
DANH MỤC BIEU BANG
STT | Bang Tiéu dé Trang1} 1.1 Bảng tóm tắt thông số giếng khoan 72|1.2_ | Các tập trầm tích giếng BCV-S16P 1]3 |2.1 | Thành phan và tính chat vật ly co ban của các chất lưu (Wall, 1982) 134|2.2 | Phân loại dầu thô theo phương pháp của Viện dầu mỏ Hoa Kỳ 17512.3 Phân loại dầu thô theo Groznii 186|2.4 | Phân loại dau thô theo Viện dầu mỏ Pháp (IFP) 19
713.1 Phân loại theo Balance và Wetness Ratio 3l
8|3.2 | Tốc độ phân tích mẫu bởi GC — Tracer 36914.1 Các đỉnh khí (Gas Peaks) của giếng BCV-S16P 4]10 | 4.2 Phân loại theo tong hàm lượng hydrocacbon 50
11 | 4.3 Phan loại theo ham lượng Metan 51
I214.4 Phân loại theo độ linh động của chất lỏng 52
13|4.5 | Phân loại theo tỷ lệ ` 53
14 | 4.6 Phân loại theo tỷ lệ khí/lỏng 34
15 | 4.7 Két qua phan loai theo Balance va Wetness Ratio 55
16)48 |Kết qua phan loai theo Character Ratio 56
Trang 15MỞ ĐẦU
1 Tinh cấp thiết của dé tàiDâu khí là một ngành công nghiệp mũi nhọn và then chốt trong ngành côngnghiệp nặng của Việt Nam nói riêng cũng như trên phạm vi toàn thế giới nói chung.Dau khí là tài nguyên thiên nhiên không tái tạo, nhu cau tiêu thụ ngày càng nhiều, trữlượng ngày càng cạn kiệt và chưa thể thay thế băng các dạng nhiên liệu khác Khôngcòn những mỏ lớn nằm nông trên đất liền và dễ khai thác như ở những thập niên đầu thếkỷ 20 Hiện nay công tác tìm kiếm và khai thác được triển khai ra các vùng nước sâu, xabờ, trên ba hoặc bốn ngàn mét trong lòng đất và sâu hơn, và ngay cả ở vùng quanh nămbăng giá như Bắc Băng dương và sa mạc xa xôi Mỏ thường có trữ lượng nhỏ, đầu tưlớn, giá thành khai thác cao, trong khi giá dầu luôn biến động là một rủi ro lớn, bất kỳlúc nào cũng có thể tạo cuộc khủng hoảng về năng lượng Áp lực về năng lượng và kinhtế đòi hỏi phải phát triển nhanh những mỏ cận biên đó
Xu thế chung hiện nay trong ngành công nghiệp dau khí là tập trung nỗ lực vàoviệc mở rộng và phát triển các mỏ hiện có hơn là tìm kiém thêm các mỏ mới dé duy trìtrữ lượng Những năm trước đây, sản lượng dau khí đã khai thác được của Việt Nam tậptrung chủ yếu trong đá móng nứt nẻ (móng Bạch Hồ, Rang Đông, Ruby, ), đóng góptrên 80% sản lượng hàng năm, nhưng hiện tại sản lượng dầu khí khai thác được trong đámóng chỉ chiếm 40 — 50% tổng sản lượng Tiêm năng dầu khí hầu hết được chứa trongcác tầng chứa đá trầm tích mảnh vụn Mioxen, Oligoxen và ngày đang có dấu hiệu suygiảm về sản lượng Chính vi lý do đó học viên đã chon đề tài “Phân tích — Minh giảitài liệu Mud Logging để phân loại và đánh giá đặc trưng phân bố dau khí mỏ Bò CapVang bon trũng Nam Côn Sơn” Với mục tiêu nghiên cứu là phân loại và đánh giá đặcđiểm dầu khí dựa trên các đỉnh khí (gas peaks) trong các tập cát kết Mioxen sớm, có ýnghĩa thiết thực trong công tác nghiên cứu điều tra cơ bản về đánh giá tiềm năng vàtriển vọng dầu khí của đối tượng này, năm trong mục tiêu dé ra của ngành dau khí tronggiai đoạn phát triển tiếp theo: “ øia tăng trữ lượng giai đoạn 2012-2015 và về sau đượccho rằng s dựa vào nguồn tài nguyên của bé Nam Côn Sơn” (trích nội dung Báo cáođịnh hướng công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí giai đoạn 2011-2015 của Tập đoàn Dầu
khí Việt Nam, tháng 12/2009).
Trang 16Luận văn Thạc sĩ GVHD: PGS.TS Trần Vĩnh Tuân
2 Tổng quan tình hình nghiên cứuSử dụng dữ liệu mudlogging dé đánh thành hệ địa chất (Geologic formationevaluation during Mud Logging) Tác gia đã đánh giá thành hệ địa chất tại nơi hạ đặtgiàn khoan dựa trên cơ sở phân loại chất lưu (theo Bh, Ch, Wh), đặc tính của chất lưu,độ rỗng, độ thấm, áp suất đất đá, các thông tin liên quan tới địa chất, thạch học và địa
vật lý (Petrowiki and OnePetro).
Hội nghị quốc tế lần thứ 18 về Kỹ thuật cơ khí, 06/11/2005, Hệ thông phân loại tuđộng cho giếng khoan dâu trong việc sử dung dit liệu Mud Logging (Automated
classification system for petroleum well drilling using Mud Logging data) dựa vào
bốn thông số khoan chính: Bit Depth, Weight on Hook (WOH), Stand Pipe Pressure(SPP) va Drillstring Rotation (RPM) Sự phát triển của một hệ thong phân loại tự độngdựa trên các thông số khoan trong giai đoạn cơ bản của hoạt động khoan là nỗ lực banđầu dé xây dựng một hệ thống phân loại phức tạp hơn ở các giai đoạn phức tạp hơn Hệthống phân loại có thé được sử dụng hoặc dé phân loại dữ liệu Mud Logging được lưutrữ trong tập dữ liệu (database) hoặc là phân loại dữ liệu Mud Logging trực tuyến ngaytrên giàn khoan Do mức độ chi tiết liên quan tới các giai đoạn thực hiện được cung cấpbởi hệ thống phân loại, nó có thể là hữu ích để phân tích hiệu quả cho mỗi giếng khoanriêng biệt Thông tin về tong thời gian cho từng giai đoạn kết hợp với các chi phí kinh tếliên quan có thé được sử dụng để đánh giá các lợi ích nhằm giảm chi phí thực tế bởichương trình khoan tôi ưu và việc giới thiệu các công nghệ khoan mới
3 Mục dich nghiên cứu
Mục đích của dé tài là phân loại và đánh giá đặc điểm dau khí dựa trên các đỉnhkhí (gas peaks) trong các tập cát kết Mioxen sớm có được từ tập dữ liệu (database)trong quá trình khoan bằng các phương pháp khác nhau Từ tài liệu phân loại dầu khíbang mud logging có tác dụng dự đoán/phân loại nhanh tang sản phẩm trong quá trìnhkhoan Kết quả thu được là nguén tài liệu tham khảo cho công tác nghiên cứu và phát
triên mỏ trong các giai đoạn tiép theo.4 Nhiệm vụ nghiên cứu
Trang 17Nhiệm vụ nghiên cứu của đề tài là sử dụng các phương pháp phân tích, đánh giácác chỉ số khác nhau (thiết bị Varian, GC — Tracer va Total Gas) để xác định thành phankhí trong quá trình khoan, từ đó so sánh va đưa ra đánh giá sơ bộ chung nhất về tangsản phẩm Minh giải các tài liệu địa vật lý giếng khoan từ đó phân loại và đánh giá đặctrưng phân bố của dầu khí.
5 Đối twong nghiên cứuĐối tượng nghiên cứu của đề tài là các tập cát, cát bột kết trong mở Bò Cạp Vàng.Học viên lựa chọn phạm vi nghiên cứu cho đề tài này là khu vực giếng BCV — S9P,
BCV — SI6P.6 Phương pháp nghiên cứu (phương pháp luận)
Phương pháp nghiên cứu là phân tích và minh giải tài liệu mudlogging kết hợp vớicác tài liệu địa chất, tài liệu địa vật lý, tổng hợp tài liệu, đánh giá kết quả nghiên cứu.7 Nguôn tài liệu tham khảo
Thu thập dữ liệu từ các giếng khoan thăm dò và khai thác từ công ty Premier Oil(Anh) kết hợp với số tay, phần mềm, thiết bị phân tích khí (Basic — Advanced MudLogging, Mud Logging handbook, GC — Tracer Operator Manual) và kiến thức thực tế.8 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn
Y nghĩa khoa học: Luận van làm rõ hơn về việc phân loại và đánh giá đặc trưngphân bồ của dau khí trong khu vực, tuổi Mioxen sớm Từ tài liệu phân loại dầu khí bangMud Logging có tác dụng dự đoán/phân loại nhanh tầng sản phẩm trong quá trìnhkhoan Kết quả là nguồn tài liệu tham khảo cho công tác nghiên cứu va phát triển mỏtrong giai đoạn tiếp theo Luận văn cũng góp phần làm hoàn thiện hơn các phương pháptìm kiếm thăm dò tại khu vực nghiên cứu nói riêng và cho toàn bộ bồn Nam Côn Sơn
nói chung.
Y nghĩa thực tiễn: Luận văn góp phan nâng cao hiệu quả công tác tìm kiếm thămdò ở bể Nam Côn Sơn trong giai đoạn tới Kết quả nghiên cứu là tài liệu có giá trị thamkhảo dé dự báo tang sản pham trong via; đồng thời góp phần xây dựng dé án nghiên cứukỹ thuật — thiết kế sơ bộ cho mỏ Dừa, một mỏ cận biên với mỏ Bò Cạp Vàng
Trang 18Luận văn Thạc sĩ 1 GVHD: PGS.TS Trần Vĩnh Tuân
CHUONG 1: DIEU KIEN TỰ NHIÊN BON TRUNG NAM CON SƠN VA
MO BO CAP VANG1.1 Khái quát chung về bồn tring Nam Côn Son
Bồn trũng Nam Côn Sơn hay còn gọi là bể Nam Côn Sơn là một bồn tring lớncó diện tích khoảng 100.000 km2, nam trong khoảng giữa 6900° đến 9945° vĩ độBắc, 106°00’ đến 109900” kinh độ Đông nam ở thêm lục dia Nam Việt Nam (Hình1.1) Cùng với bé Cửu Long, Nam Côn Sơn là một trong những bể có tiềm năng daukhí lớn nhất Việt Nam
WWE TE OE
¬ BACH HO gam / 09-2 \LOẠI
aS Modau - Đường ống dan khí NCS
SP Mo khi memes Ranh giới bể Nam Côn Sơn
Hình 1.1: Sơ đỗ vị trí bể trầm tích Nam Côn Son
Trang 191.1.1 Vị trí địa lý
Bề Nam Côn Sơn bị giới hạn về phía Bắc bởi đới nâng Phan Rang ngăn cáchvới bể Phú Khánh ở phía Tây Bắc bởi đới nâng Côn Son, ngăn cách với bé Cửu
Long ở phía Tây và phía Nam bởi đới nâng Khorat — Natuna Ranh giới phía Đông,
Đông Nam của bể được giới han bởi đơn nghiêng Đà Lạt — Vũng Mây và bểTrường Sa, phía Đông Nam là bể Vũng Mây Bề này năm trên kiểu vỏ chuyển tiếpgiữa các miền vỏ lục địa và kiểu vỏ đại dương Độ sâu nước biển trong phạm vi củabể thay đổi rất lớn, từ vài chục mét ở phía Tây đến hơn 1000m ở phía Đông
1.1.2 Đặc điểm địa chấtCác vùng ngoài khơi Việt Nam liên quan dé các chuyển động tương đối phứctạp của khối Indochina, bán đảo Malaysia, Borneo và biển Đông Việt Nam trongsuốt đại Kainozoi, điều này đã tạo nên những cau trúc địa chất phức tạp trong đó cóbê Nam Côn Sơn
Móng của bom trũng bao gồm các đá macma, trầm tích va đá núi lửa có tuôithuộc Đại Trung Sinh Có hơn 100 giếng khoan ở thêm lục địa miền Nam Việt Namđã được tiến hành cho đến năm 1991 và một nửa trong số đó gặp đá móng của bổntrũng Đặc điểm thạch học của các mau lõi khoan trong 26 giếng trong móng chủyếu là granit và granitoid có tuôi từ 178 đến 98 triệu năm, tức thuộc Jura Trung —
Creta Trung.
Phủ trên móng là các trầm tích Mioxen trung cách đây khoảng 15 triệu nămtrên cùng là trầm tích Mioxen muộn — Đệ Tứ Nguồn cung cấp trầm tích chính chobể Nam Côn Son được cho là từ hệ thống sông Cửu Long
- Địa tang:
Trong Paleogen, có các trầm tích được xếp vào hệ tang Cau (E3c) Hệ tangnày bao gdm cát kết thạch anh thô đến min, độ chon lọc kém, xi măng sét, cacbonatvới bề dày trung bình khoảng 358m
Trang 20L-š š Sét, bột, cắt kết xen kế phan lớp | Z 2 & |
— „ mong, giàu hợp chất hitu cơ, ad E
Ẽ S độ gan kết trung bình, giàu hop S| os B 5 sp:E
: chất hiữu cơ, hoá đá > z zee §Zz “ EAs
> - Phun trào
rn Ẽ
we Biểu hiện dấu khífTắng chứa 34 Dau khí có giá trị công nghiệp << Dé sinh
Hình 1.2: Cột địa tang tong hợp be Nam Côn Son
Trang 21Trong Neogen, bao gồm các trầm tích từ dưới lên thuộc hệ tầng Dừa, hệ tầngThông — Mang Cau, và hệ tang Nam Côn Sơn (Hình 1.2).
Trong Plioxen — Đệ Tứ, gồm hệ tầng Biên Đông, hệ tang này phân bố ra ngoàikhu vực bé Nam Côn Sơn ra khắp thêm lục địa Việt Nam
- Cầu trúc địa chất:
Hai yếu tố chính chi phối cau trúc bổn trũng là sự va chạm của mảng Ấn Độ
với A — Au và tách giãn biển Đông (Việt Nam) Thêm vào đó, một yếu tố nữa là sựhút chìm ở rãnh Sunda — Java và sự xoay chuyển phần lớn các khối vỏ lục địa và
đại dương Sự va chạm làm cho cao nguyên Thanh Tạng được nâng lên trong kỷ
Neogen đã ảnh hưởng phan lớn cau trúc của bồn trũng Đầu tiên là sự tách giãn batđầu từ Eoxen — Oligoxen sớm, sau đó là hoạt động nâng lên và xoay của các phầnvỏ vào Oligoxen muộn Quá trình bào mòn các phần được nâng lên đánh dấu sựchuyển đổi từ cơ chế tách giãn sang sụt lún khu vực thuộc bể Cửu Long Tach giãntrong giai đoạn hai (02) bắt đầu trong bé Nam Côn Sơn kéo dài cho đến Mioxenmuộn Các phan của bể Nam Côn Son trải qua giai đoạn đảo ngược từ Mioxen
trung đên Mioxen muộn.
Trong công tác tìm kiếm, thăm dò dau khí, việc nhận dang các bay là rat quantrọng Các bay cau trúc được phát hiện ở bé Nam Côn Sơn gồm: bay nẻ/phong hóa,bay thạch học trong đá cacbonat va bay địa tầng với kích thước từ 6 x 2km? đến 20
x 8km.
- Thăm dò & khai thác dau khí:Hoạt động tìm kiếm thăm dò dau khí ở đây được bắt dau từ thập niên 1970 củathế kỷ 20 Đã có 26 nhà thầu dau khí nước ngoài tiễn hành khảo sát gần 60.000 kmđịa chân 2D và 5400 km2 địa chân 3D, khoan 78 giếng khoan thăm dò, thắm lượngvà khai thác, xác lập được 5 mỏ và 17 phát hiện dầu khí (tính tới năm 2004)
Năm 2006, Santos thông báo đạt được thỏa thuận thăm dò dầu khí ngoài khơiViệt Nam Theo thỏa thuận, Santos giữ 37,5% cô phần Premier Oil (37,5%, diéu
Trang 22Luận văn Thạc sĩ 5 GVHD: PGS.TS Trần Vĩnh Tuân
hành), Delek Energy (25%) theo hình thức Hợp đồng phân chia sản phẩm (PSC) ởlô 12W (được gộp từ lô 12W và 12E) với diện tích khoảng 3.447,5 km? thuộc bểNam Côn Sơn Hai giếng thăm dò được khoan vào năm 2006, với khí và dầu thôđược phát hiện trong cau trúc Dừa, và dau trong giếng Chim Sáo
Tháng 11 năm 2006, KNOC và Tập đoàn Dau khí Quốc gia Việt Nam bat đầukhai thác khí thiên nhiên tại hai mỏ mới là Rồng Đôi (Twin Dragon) va Rong Đôi
Tây (Twin Dragon West) Vào tháng 5 năm 2007, sản lượng khí khai thác tại hai
mỏ này đạt 130 triệu foot khối/ngày (47,5 tỷ foot khối/năm) Các mỏ này có trữlượng dự báo đạt 856 tỷ foot khối, và KNOC cũng đang khoan các giếng thăm dòkhác trong khu vực này Hầu hết lượng khí khai thác từ hai mỏ này được dẫn vàobờ phục vụ cho tổ hợp điện Phú Mỹ
- Các mỏ dâu, khí đã được thăm do và khai thác:Mỏ Đại Hùng được Xí nghiệp Liên doanh Vietsovpetro phát hiện trong cát kết
Mioxen năm 1988.
Mỏ khí Lan Đỏ là mỏ khí không đồng hành được phát hiện tại Lô 06.1 năm
1992 và mỏ khí Lan Tây được phát hiện năm 1993, cách mỏ khí Lan Do 25 km, trữ
lượng hai mỏ này khoảng 58 tỷ mét khối khí và được dự kiến khai thác trong 20
năm Mỏ khí Lan Tây được đưa vào khai thác từ năm 2002.
Mỏ khí Thạch Hải được phát hiện vào năm 1995 bởi tổ hợp công ty BP,Statoil Đối tượng chứa sản phẩm chính của mỏ là các đá có tudi từ Mioxen sớmđến Mioxen muộn, và có trữ lượng trung bình là 0,7 tỷ bộ khối khí và 87.3 triệu
thùng condensat, năm 2007.
Mỏ khí Mộc Tinh được xác định trữ lượng trung bình là 0,5 tỷ bộ khối khí và
9 59 triệu thùng condensat, năm 2007.
Rồng Đôi và Rồng Đôi Tây, có trữ lượng dự báo đạt 856 tỷ foot khối, vớicông suất khai thác năm 2007 là 130 triệu foot khối/ngày
Trang 231.2 Khái quát chung mo Bo Cap Vang
1.2.1 Vị trí địa lý
Mỏ Bò Cap Vàng nam trong lô 12W và 12E thuộc bé Nam Côn Sơn Vị trí mỏBò Cap Vang được giới han trong khoảng 7°19'57.391" vĩ độ Bac và108°17'48.828" kinh độ Đông, cách bờ biển Vũng Tàu 350 km (Hình 1.3) Mựcnước biến tại nơi hạ đặt giàn khoan là 95.5 mét Mỏ Bò Cạp Vàng có trữ lượngkhoảng 50 triệu thùng, trong đó Premier Oil của Anh giữ 53,125% cô phần khaithác, tập đoàn Santos cua Australia giữ 31,875% và PetroVietnam chiếm 15%
ông ngâm đề vận chuyên dâu khí
Trang 24Luận văn Thạc sĩ 7 GVHD: PGS.TS Trần Vĩnh Tuân
Bảng 1.1: Bảng tóm tắt thông số giếng khoan
Tên giếng BCV-S16P
Vi tri Ngoài khơi Việt Nam
Lô 12W„ Premier Oil Vietnam Offshore B.V 53.125%Đôi tac
Santos 31.875%PVEP 15%
Kiểu giếng Giéng khai thácTọa độ 7°19'57.391" vĩ độ Bắc 108°17'48.828" kinh độ Đông
Giàn khoan / Nhà giàn ENSCO 107 / ENSCO
Chiéu cao san khoan 42.17 m
Ap suất và Nhiệt độ
MDSO 3198.3 132°CMDSI 3237.4 133°CTD 3410.8 138°C
Thời gian dự kiến 18.0 ngày (bao gồm lỗ khoan 12-1/4” và 8-1/2”)Chi phi dự kiến 14.575 triệu đô la Mỹ (bao gồm lỗ khoan 16”)
Tình trạng giếng sau cùng Giéng khai thác
Dâu thô từ mỏ Bò cạp Vàng được chuyên đến tàu FPSO Lewek Emas có côngsuất xử lý khoảng 50.000 thùng dau/ngay, sau đó xuất qua các tàu chở dau Khí đốtthu được sẽ được chuyển vào đất liền cung cấp cho các nha máy nhiệt điện ở Việt
Nam.
Trang 251.2.2 Đặc điểm địa chấtGiếng BCV-S16P tọa lạc tại phía Nam của mỏ Bò Cap Vang, được khoannghiêng 52° tới các tang sản phẩm hydrocacbon trong tập cát MDS1 (Hình 1.6) tạitầng cát kết Dừa giữa Giếng sẽ được khoan vào phân trung tâm phía Nam của mỏ,gan đỉnh của cấu trúc (Hình 1.5).
Giàn khoan Ensco 107 đã khoan tong độ sâu là 85 km trong thoi gian hai (02)năm bao gồm chín (09) giếng khai thác, sáu (06) giếng bơm ép và ba (03) giếng
khoan xiên (Hình 1.4).
Trang 264570 A A
00
0
000
Lower DuaShale
ADDITIONAL NOTESNONE
B1 ot location Easting 20 1548.00 m13-3/8" batch 0 Northing 811416.89 m13-3/8" batch order 0 Lat 7°19'57,391°N
9-5/8" batch 0 Long 108°17°48,828"E
9-5/8" batch order 0 —Completion order 0
121/4"X13" hole -MW (ppg) 9.2-9.6 max inc 52.0°
3527 m MD brt 2567 m TVD brt
8-1/2" COMMENTS8-1/2" pilot hole - No7" liner - 29 1%Cr-LB0, JFE Bear
TOL 3369 m MD bri
Wireline logging NONE
8.5"hole - MW (ppg) 11.5 max inc 34.0°
4613 m MD bet 3401 m TVD brt
Hình 1.5: Sơ đồ cau trúc giếng khoan BCV-S16P
Trang 27199200 200000 200800 201600 202400 203200
00Z9L8——g00ttL8009€L80089ZL8
Trang 28Luận văn Thạc sĩ 11 GVHD: PGS.TS Trần Vinh Tuân
- Đ»—= A COmpos! & COrpoel CoTmoos! r h >¥ 0 SS 5
Composite fine 30 S12” SP-7 mame 4110 «Compose lineSS Compose Ine 90 S1DB% SP-3
iL 4087 41 4166 4205XL 4002 3996
MIOCENE GIỮA | DUA TREN 2961.1 3003.3 4129.8 20.5 25.3
Trang 29| DUT GAY/SET DUA
MIOCENE DƯỚI - 2981.6 3023.8 4155.1 164.5 200.1
GIỮA
MIOCENE DUOI | Dinh MDS-I 3146.2 3188.3 4355.2 52.1 63
MIOCENE DUOI | Dinh MDSO 3198.3 3240.4 4418.2 16.5 19.9MIOCENE DUOI | Dinh MDS1 3237.4 3279.5 4465.5 44.8 54.2
MIOCENE DUOI | Dinh MDS2 3294.7 3336.9 4534.9 11.7 14.2MIOCENE DUOI | Dinh MDS3 3323.5 3365.6 4569.7 32.9 39.8
TD 3359.0 3401.0 4612.6
NHIET DO DU KIEN GRADIENT DIA NHIET (°C/100 m)
Dinh Độ sâu mTVDSS Nhiệt độ 12E-BCV-1X 3.53
Mudline 95.5 20°C 12E-BCV-1XST1 3.58
MDSO 3198.3 132°C 12W-BCV-2X 3.61MDSI 3237.4 133°C 12E-LK-1X 3.32
TD 3359.0 138°C AP SUAT DU KIEN
S.4— 8.5 ppg
Trang 30Luận văn Thạc sĩ 13 GVHD: PGS.TS Trần Vĩnh Tuân
CHUONG 2: CÁC PHƯƠNG PHAP PHAN LOẠI VA DANH GIÁ ĐẶC
TRUNG PHAN BO DẦU KHÍ2.1 Cac phương pháp phan loại
Dâu mỏ là một hỗn hợp phức tạp gồm hàng trăm phối tử khác nhau nhưng chủyếu gom cac nguyén t6 hod hoc co ban nhu cacbon (82-87%), hydro (11-15%), oxy(dưới 1,5%), nito (dưới 2,2%), lưu huỳnh (0,1-0,7%), Như vậy, về thành phandau thô là hỗn hợp các chất hữu cơ rất phức tạp với các chất lỏng chiếm ưu thế,trong đó có các hợp chất hữu cơ rắn hoà tan (hoặc ở trạng thái keo) và các khíhydrocacbon (khí đồng hành) Trên thé giới có rất nhiều phương pháp phân loại dầu
thô khác nhau, trong phạm vi luận văn này, học viên xin được trình bay năm (05)
phương pháp chính thường dùng: Phân loại theo màu sắc, Phân loại dựa theo thànhphần nhóm hydrocacbon, Phân loại dựa theo thành phần phi hydrocacbon, Phân
loại theo phương pháp hoá học và Phân loại theo phương pháp vát lý.
2.1.1 Phân loại theo màu sắcTuy thuộc vào thành phần khác nhau, dau thô sẽ có màu sắc khác nhau (Bảng2.1) Thông thường, dau thô có màu từ vàng sáng đến nâu sam và đen Dầu mỏ cótính huỳnh quang Nếu phát huỳnh quang hợp phần nhẹ, dầu có màu xanh da trời(sáng màu); hợp phan nặng hơn thay màu vàng va hợp phan nặng nhất sẽ thay màuda cam (đậm màu) Ngày nay, người ta sử dụng huỳnh quang để thăm dò, nghiêncứu dé xác định thành phan dau
Bảng 2.1: Thành phân và tính chất vật lý cơ bản của các chất lưu (Wall, 1982)
Thanh phan Pau nang Dau nhe Condensate KhíMetan 48.83 64.36 87.07 95.85
Etan 2.75 7.52 439 2.67Propan 1.93 4.74 2.29 0.34Butan 1.60 4.12 1.74 0.52
Trang 31Pentan 1.15 2.97 0.83 0.08Hecxan 1.59 1.38 0.60 0.12C7+ 43.15 14.91 3.80 0.42
Khôi lượng phân tử C7+ 225 181 112 157Ty sô khi/dau (scf/bbl) 625 2000 182000 105000Ty sô long/khi (bbI/MMscf) 1600 500 55 9.5
Ty trong API < 343 50.1 60.8 54.7
Mau sac Xanh/den | Nâu/phớt đỏ | Vàng nhạt | Không mau
2.1.2 Phân loại dựa theo thành phần nhóm hydrocacbonHydrocacbon parafin (alkan): Các parafin thap (C1-C4) ở thé khí Các parafintừ Pentan (C5) trở lên trong điều kiện thông thường ở thé lỏng Các parafin từ C17trở lên ở điều kiện thường tôn tại ở thé ran, có nhiệt độ nóng chảy tăng khi phân tử
lượng tăng.
Hydrocacbon không no (alken, alkadien): Trong dầu thô hiém gặp olefin.Olefin và hydrocacbon không no khác có trong các sản phẩm dau là kết quả của chếbiến phá huỷ cau trúc Các hydrocacbon này có hoạt tính cao và do đó dé polymerhoá, tao nhựa dẫn đến giảm thời gian tồn tại và sử dụng của sản phẩm dau.Hydrocacbon không no là thành phần không mong muốn cho nhiên liệu động cơ vàdầu bôi trơn Nhiều hydrocacbon không no như acetylen, etylen, propylen, butylen,butadien được ứng dụng trong sản xuất polyetylen, polypropylen, alcohol, cao sutong hợp, chất dẻo và các sản phẩm khác
Hydrocacbon naphten (cycloalkan): Trong dầu thô thường chứa cáchydrocacbon naphten một, hai, ba và bốn vòng Sự phân bố của naphten trong cácphân đoạn rất khác nhau Trong một số dầu hàm lượng naphten tăng khi phân đoạnnặng dan, trong các dầu khác hàm lượng của chúng lại không đổi hoặc giảm
Trang 32Luận văn Thạc sĩ 15 GVHD: PGS.TS Trần Vĩnh Tuân
Naphten được ứng dụng chính làm nguyên liệu để sản xuất hydrocacbon thơm:
benzen, toluen, xylen.
Hydrocacbon thơm (aromat): Các hydrocacbon thơm có số vòng từ một đếnbốn Chúng phân bố khác nhau trong các phân đoạn, có tỷ trọng cao nhất trong cácnhóm hydrocacbon kề trên Ngày nay, hydrocacbon thơm được ứng dụng làm thànhphan của sản phẩm dau, dung môi, sản xuất chất nỗ và là nguyên liệu cho tong hợphoá dau
2.1.3 Phân loại dựa theo thành phân phi hydrocacbonHợp chất lưu huỳnh: Lưu huỳnh có mặt trong tat cả các loại dầu thô Hàmlượng lưu huỳnh tăng từ phân đoạn nhiệt độ sôi thấp đến cao và đạt cực đại trongcặn chung cất chân không Trong một số dau chứa lưu huỳnh tự do, trong thời giantôn trữ dài chúng lắng trong thùng chứa dưới dạng cặn vô định hình Trong cáctrường hợp khác chúng tôn tại dưới dang hợp chất như hydrosulfua va hợp chất lưuhuỳnh hữu co (mercaptan, sulfua, disulfua, thiophen, thiophan) Các hợp chất lưuhuỳnh làm giảm độ bên hoá học và khả năng cháy hoàn toàn của nhiên liệu động cơvà làm cho chúng có mùi hôi, gây ăn mòn động cơ Trong xăng, ngoai các van détrên chúng còn làm giảm tính chống kích nỗ và làm tăng lượng phụ gia chì Ngàynay, bang các phương pháp loại lưu huỳnh hiện đại như dùng xúc tác và làm sạchbang hydro, các hợp chất lưu huỳnh sẽ chuyền hoá thành hydrosulfua, sau đó được
lay ra và tan dụng dé sản xuât axit sulfuric và lưu huynh.
Nito và hợp chất nito: Nito trong dầu tôn tại dưới dạng hợp chất có tính kiềm,trung hòa hoặc axit Hàm lượng nito tăng khi nhiệt độ sôi tang, phân lớn nito nămtrong cặn chưng cất Giữa hàm lượng nitơ, lưu huỳnh và nhựa trong dầu có mốiquan hệ: các dầu nặng, nhựa chứa nhiều hợp chất nitơ và lưu huỳnh; dầu nhẹ, nhựachứa ít nitơ Hợp chất chứa nitơ được ứng dụng làm chất sát trùng, chất ức chế ănmòn, phụ gia cho dau bôi trơn và bitum, chất chống oxy hoá, Bên cạnh những tácdụng tích cực, hợp chất nitơ có những tác dụng không mong muốn như làm giảm
hoạt độ xúc tac trong quá trình chê biên dau, tạo nhựa và làm sam mau sản phầm.
Trang 33Hàm lượng nito trong xăng cao dẫn tới tạo khí và cốc hoá mạnh trong quá trìnhreforming Lượng nhỏ hợp chất nitơ trong xăng có thể tạo lớp nhựa trong piston củađộng cơ va lắng nhựa trong buông đốt Hop chất nito được loại bỏ hoàn toàn bang
dung dịch axit sulfuric 25%.
Hợp chất chứa oxy: Oxy được chứa dưới dạng hợp chất như axit naphten,
phenol, nhựa asphant Axit naphten là chất lỏng ít bay hơi, đặc, tỷ trọng 0,96 — 1,0,
có mùi rat hôi Chúng không hoà tan trong nước nhưng hoà tan trong sản pham dau,benzen, rượu va eter Hàm lượng axit naphten trong dầu được đặc trưng bang trị sốaxit, là số mg KOH dùng để trung hoa 1g chat trong dung dịch cồn — benzen với sự
hiện diện của phenolphtalein.
Nhựa — asphant là phức của hop chất đa vòng, dị vòng (vòng chứa các nguyêntố N,O, S) và hợp chất co kim Hàm lượng và thành phan hoá hoc của chúng quyếtđịnh phương hướng chế biến dau và chon quá trình công nghệ trong các nha máychế biến dầu Hàm lượng nhựa — asphant trong dầu nhẹ thường không quá 4 — 5%khối lượng, trong dầu nặng là 20% khối lượng hoặc cao hơn
Các chất nhựa — asphant được chia thành bốn nhóm:vx Nhựa trung hoà: Là chất bán lỏng, đôi khi là chất ran, màu đỏ sam, ty trọng
sap xỉ một Trong thành phan ngoài cacbon va hydro còn có lưu huỳnh, oxy vànito Hydrocacbon trong nhựa tồn tại dưới dạng vòng thơm và naphten với
mạch nhánh parafin dài Ty lệ khói lượng C/H là 8/1 Tinh chat vat ly cua
nhựa phụ thuộc vào việc chúng được tách ra từ phan đoạn dầu nào Nhựa từ
phân đoạn nặng hơn có tỷ trọng, phân tử lượng cao hơn, và hàm lượng lưuhuỳnh, oxy và nito cao hơn.
vx Asphanten: Là chất rắn đen, giòn, có ty trọng lớn hon một Ở nhiệt độ trên300°C asphanten phân huỷ và tạo thành khí và cốc Asphanten hoà tan trong
pyridin, cacbuadisulfua (CS2), CCl4, benzen và các hydrocacbon thom Tỷ lệ
C/H xấp xi 11/1 Hàm lượng lưu huỳnh, oxy và nito cao hon so với nhựa
Trang 34Luận văn Thạc sĩ 17 GVHD: PGS.TS Trần Vĩnh Tuân
Y Cacben và carboid: Đây là sản pham phân huỷ của asphanten Cacben khônghoà tan trong benzen, hoà tan một phan trong pyridin và H2S Carboid khônghoà tan trong bất cứ dung môi và khoáng nào Thành phần nguyên tố của
carboid (theo % khối lượng): C — 74,2; H-—5,2;S—8,3; N-1,1; 0-108
Y Axit asphanten va alhydrit: Vẻ ngoài giỗng nhựa trung hoa Đây là chất lỏngquánh hoặc răn, không hoà tan trong eter dầu mỏ và hoà tan tốt trong benzen,
rượu và cloroform Ty trọng của axit asphanten cao hơn mot.
Nhìn chung, việc phân loại dầu thô theo hàm lượng lưu huỳnh, parafin, nhựacũng như hàm lượng dau nhờn distilat và dầu cặn cho phép giải quyết van dé lựachọn ứng dụng hệ công nghệ này hay hệ công nghệ khác trong thiết kế nhà máy chếbiển dau mới
2.1.4 Phân loại theo phương pháp hoá học
Phân loại theo Viện dâu mỏ của Hoa Kỳ: Dựa trên cơ sở kết hợp giữa tỷ trọngvà thành phân hoá học Theo cách phan loại nay dầu được chia thành hai phân đoạn:
Phân đoạn I: Nhiệt độ sôi trong khoảng 250-275°C ở áp suất khí quyền.Phân đoạn II: Nhiệt độ sôi trong khoảng 275-300°C ở áp suất dư 40 mmHg.Theo phân loại này dầu được chia thành bay (07) loại (Bang 2.2)
Bang 2.2: Phân loại dau thô theo phương pháp của Viện dầu mỏ Hoa Kỳ
Ộ Tý trọng dâu d
Loại dâu
Phân đoạn I Phân đoạn II[— Parafin < 0.8251 < 0.87622 — Parafin — trung gian < 0.8251 0.8767 — 0.93343 — Trung gian — parafin < 0.8256 — 0.8597 < 0.87624 — Trung gian < 0.8256 — 0.8597 0.8767 — 0.93345 — Trung gian - naphten 0.8256 — 0.8597 > 0.9340
Trang 356 — Naphten — trung gian > 0.8502 0.8767 — 0.93347 — Naphten 0.8602 > 0.9334
Phân loại theo phương pháp Nelson, Watson va Murphy: Watson va Nelson
đã đề xuất thừa số đặc trưng K xác định theo phương trình sau:
_1216 VTdK
Trong đó: T — Nhiệt độ sôi trung bình mol, K
d— Tỷ trọng tương đối ở 15,6°CTheo số liệu của Nelson, dầu parafin có thừa số đặc trưng: K = 12,15 — 12.9;dau naphten: K = 10,5 — 11.45; dầu trung gian: K = 11.5 - 12.1
Phân loại theo phương pháp của Viện nghiên cứu chế biến dau Groznii củaNga: Theo phân loại của Groznii có sáu (06) loại dầu (Bảng 2.3)
Bảng 2.3: Phân loại dầu thô theo Groznii
Hàm lượng hydrocacbon trong | Hàm lượng trong dâu
Loại dầu phân đoạn 250 — 300°C, % thô, %
Parafin | Naphten | Aromat | Parafin răn | Asphanten
[— Parafin 46-61 | 23-32 | 12-25 | 1,15-10 0-62 — Parafin — naphten 42-45 | 38-39 | 16-20 1-6 0-6
3 — Naphten 15-26 | 61-76 | 8-13 Vết 0-6
4 — Parafin — naphten — aromat | 27-35 | 36-47 | 26-33 05-1 0-105 — Parfin — aromat 0-8 57-58 | 20-25 0—0,5 0—206 — Aromat - - - - -
Phân loại theo phương pháp của Viện đầu mỏ Pháp (IFP): Viện dầu mỏ Pháp(TFP) phân loại dầu thô dựa vào tỷ trọng (Z7) của phân đoạn 250 — 300°C của dầutrước và sau khi xử lý băng axit sulfuric (Bảng 2.4)
Trang 36Luận văn Thạc sĩ 19 GVHD: PGS.TS Trần Vĩnh Tuân
Bảng 2.4: Phân loại dầu thô theo Viện dầu mỏ Pháp (IEP)
Tỷ trọng phân đoạn 250 — 300°C, Z7
Loại dâu
Trước xử lý H2SO4 Sau xử lý H2SO41 — Parafin 0,825 — 0,835 0,800 — 0,8082 — Parafin — naphten 0.839 — 0,851 0.818 — 0,8283 — Naphten 0,859 — 0,869 0,847 — 0,8634 — Parafin — naphten — aromat 0.817 — 0,869 0.813 — 0,8415 — Naphten — aromat 0,878 — 0,890 0,844 — 0,866
2.1.5 Phan loai theo phuong phap vat ly
Phân loại theo ty trong dau (d): Theo tinh chat vat ly, ty trong dau thé la hamsố của sự phân bố phân đoạn trong dau thô
Phân loại theo tỷ trọng, phân loại sơ khởi.
Dầu nhẹ: d< 0,828Dau trung binh: 0,828 <d < 0,884Dau nang: d>0,885
Phân loại tinh tế, chi tiết có năm loại dầu thô sau:Dầu rất nhẹ: d<0,830
Dầu nhẹ vừa: 0,830 <d < 0,850Dau hoi nang: 0,850 <d < 0,865Dau nang: 0.865 < d< 0.905Dâu rất nặng: d>0,905
Trang 37Thực tê cho thay, dau nhẹ có khôi lượng tương đôi của phan đoạn xăng và dauhoả lớn, ít lưu huynh và nhựa Từ loại dầu này sản xuât được dâu nhờn chât lượngcao Dau nặng, ngược lại, có hàm lượng nhựa cao, ít khả năng sản xuât dau nhờn, là
nguyên liệu cho sản xuất bitum chất lượng tốt và hiệu suất sản phẩm sáng thấp.Phân loại theo chỉ số °API: Chỉ số °API có thê thay thé cho ty trọng dau trongphân loại dầu thô Quan hệ giữa API và d được biểu thị dưới dạng:
141,5PAPI = -131,5
Dau thô thường có °API từ 40 (d=0,825) đến 10 (d=1) Giá dau thô thường laygiá của dầu có 36 °API (d=0,8638) làm gốc, nếu dau thô có °API trên 36 mà hàmlượng lưu huỳnh bình thường, giá dầu sẽ tăng
Phân loại theo chỉ số tương quan: Smith đưa ra chỉ số tương quan dé phân loạidầu thô Chỉ số tương quan được xác định theo phương trình sau:
Trang 38Luận văn Thạc sĩ 21 GVHD: PGS.TS Trần Vĩnh Tuân
thức co bản thường sử dụng là: Phương pháp địa chấn (Seismic), Phương pháp mau
lõi (Core sample), Phương pháp Thư via (Well Test) va Phương pháp Carota khí(Mud Logging).
2.2.1 Phương pháp địa chan (Seismic)Thăm dò địa chấn là phương pháp địa vật lý nghiên cứu quá trình truyền sóngđàn hồi khi tiến hành phát và thu sóng ở trên mặt, nhằm xác định đặc điểm môitrường địa chất Dé tiến hành thăm dò địa chan, cần phát sóng tạo ra các dao độngđàn hồi bằng nỗ min, rung, đập (khi khảo sát trên đất liền) hoặc ép hơi (khi khảo sáttrên biển), các dao động này truyền trong môi trường dưới dạng sóng đàn hỏi Khigặp các mặt ranh giới có tinh chất đàn hồi khác nhau sẽ hình thành các sóng thứ
cấp, như sóng phản xạ, sóng khúc xạ Với hệ thống thiết bị máy móc thích hợp đặt ở
trên mặt có thé thu nhận và ghi giữ các dao động sóng nay trên các băng địa chan.Sau quá trình xử lý và phân tích tài liệu sẽ tao ra các lát cat, các bản đồ địa chan vàcác thông tin can thiết, phản ánh đặc điểm hình thái và bản chất môi trường vùng
Hình 2.1: Mô hình khái quát hệ thống địa chan
Kêt quả xử lý sô liệu địa chan được biêu dién dưới dang mat cat thời gian haymặt căt độ sâu Phân tích mặt căt địa chân nhăm mục đích nghiên cứu đặc điêm củacác tâng phản xạ sóng, phát hiện các câu tạo địa chât và đứt gãy, là cơ sở đưa ra
Trang 39đánh giá về đặc trưng phân bố của dầu khí trong khu vực nghiên cứu như trong đứtgãy, nếp lỗi, mặt bat chỉnh hop, (Hình 2.2).
DUT GAY (48 sứ với? Wien ried cis Nedeise Lett Xét )
Hình 2.2: Thi dụ về lát cat địa chan
2.2.2 Phương pháp mau lõi (Core Sample)
Khi khoan tới mục tiêu cần lấy mẫu lõi (core target), dừng khoan, kéo cần vàthả thiết bị lẫy mẫu lõi xuống giếng
Trang 40Luận văn Thạc sĩ 23 GVHD: PGS.TS Trần Vĩnh Tuân
Mục đích chính của việc lay mẫu lõi (core sample) là phân tích độ rỗng, độ
thấm, lượng dầu dư bám trên mẫu (residual oil) và độ bão hoà nước cua vỉa (Hình2.2).
Bên cạnh đó, việc phân tích mẫu lối còn làm rố tính chất vật lý của thành hệ,cung cấp dữ liệu cổ sinh vật học để xác định tuổi và tướng đá tương quan, xác địnhcâu trúc và hướng năm đất da, dữ liệu thạch hoc, môi trường trầm tích và quá trình
tạo đá Dựa vào đặc tính của vỉa khi phân tích mẫu lõi cũng là cơ sở đánh giá được
đặc trưng phân bô của dau khí trong vùng lây mẫu lõi nói riêng và toàn bộ giếng
khoan nói chung.2.2.3 Phương pháp Thử vỉa (Well test)
Thử vỉa là một quá trình kiểm tra đồng thời thời gian, áp suất và nhiệt độ củavỉa nhằm đánh giá đặc tính của via nói riêng và của giếng nói chung Thử via còncho phép tiễn hành lây mẫu chat lưu dé tính được thông sô vật lý thành hệ, cung cấpdữ liệu về thuộc tính chất lưu cũng như thành hệ của chúng, từ đó xác định khảnăng khai thác của via, xây dung mô hình chi tiết hơn về via chứa, cho phép quản lývỉa một cách tổng quát và đưa ra những phương án thích hợp cho công tác đâu tư và
khai thác mỏ.
Thử vỉa giúp xác định loại chất lưu chảy trong thành hệ, khả năng và tốc độchảy của chúng Mục đích của thử via là đánh giá tang chứa, mô hình hoá tầng chứavà quản lý tang chứa, từ đó xác định được đặc trưng phân bố của dâu khí trongthành hệ Thử via có thé được tiên hành cả trong giếng thăm dò, giếng thâm lượngvà giếng khai thác Việc thiết kê, tiến hành và minh giải thử vỉa sẽ khác nhau trongtừng trường hop cu thé
Thử via trong giéng thăm dò hoặc thẩm lượng chủ yêu được tiễn hành dé đánhgiá khả năng tôn tại của các phát hiện hydrocacbon như là các mỏ dâu và khíthương mại Vi thé mục đích chính là xác định khả năng cho dòng của via(deliverability — kh/u''; xác định mức độ nhiễm ban của thành hệ do dung dịch