Giáo trình địa vật lý giếng khoan part 9 doc

217 7.4.2. Phân tích các biểu hiện khí Khí có trong dung dịch khoan mà ta thu đợc bằng bộ tách khí không chỉ có khí đợc giải phóng từ thể tích đá bị phá vỡ mà còn có thể từ những nguồn khác nhau: - Khí từ các lớp sét tạo ra khí nền. - Khí từ tầng khai thác do nguyên nhân thay đổi đột ngột của nồng độ khí. - Khi tiếp cần khoan, ta kéo cần lên gây sự giảm áp suất cột dung dịch, các chất lu từ vỉa có thể thâm nhập vào giếng. - Khí tái tuần hoàn do máy tách khí không hết, khí sinh ra ở vòng tuần hoàn trớc lại đợc đa vào giếng để tham gia vòng tuần hoàn tiếp theo. Khí tái tuần hoàn khi lên mặt đất lại gây ra dị thờng giả giống nh dị thờng thật nhng có biên độ nhỏ hơn. - Khí khuyếch tán từ vỉa vào dung dịch khoan do ở tầng áp suất cao, áp suất vỉa lớn hơn áp suất dung dịch. - Ngoài ra còn có các yếu tố khác có thể làm xuất hiện khí nhng ít xảy ra nh: - Giếng khoan gặp các lớp than hay lignit. - Có các vật liệu núi lửa trong đá. - Gặp các đứt gy. Khi phân tích các biểu đồ đo khí tổng hoặc khí thành phần, cần phải tìm hiểu nguyên nhân họăc nguồn gốc gây ra các dị thờng khí. Trở lại với hình 7.12, ở phần trên cùng của băng Master Log có một phông nền khí methan trong dung dịch với nồng độ thấp 0,1% có tồn tại một vài pick ở những đoạn có thấu kính Dolomit, cát và sét từ chiều sâu 7321 đến 7420. Từ chiều sâu 7430, nồng độ khí tăng gồm có cả ethan, propane trong vỉa chứa. Vỉa chứa thực sự bắt đầu ở độ sâu 7465. ở vị trí bắt đầu vào vỉa chứa có biểu hiện tăng nhanh nồng độ khí, trong khi đó cũng thấy xuất hiện giảm mật độ ở dòng dung dịch chảy ra (dòng đối lu). Các hydrocacbon nặng có cả butan trong dung dịch, trong khi chỉ có methane là xuất hiện ngay cả nơi không phải là vỉa chứa. Có biểu hiện độ thấm khi có sự tổn hao dung dịch hay chất lu chảy vào giếng khoan. Hiện tợng mất dung dịch hay chất lu chảy vào giếng sẽ đợc phát hiện theo phép đo độ sai khác giữa tốc độ dung dịch vào và ra hay đo mức dung dịch trong bể. 7.4.3. Đánh giá định lợng các dị thờng khí Khi phân tích định lợng các dị thờng khí đối lu cần phải qua thử nghiệm. Số đo hàm lợng khí đợc tách qua bộ tách khí liên tục cần phải đợc chuẩn khắc độ thành phần phần trăm (%) khí tổng trong dung dịch. Việc này cần phải dùng máy tách khí quay tay tiến hành đồng thời với quá trình tách khí liên tục. Với các máy tách khí quay tay kiểu VMS (Vacunm Mud Still) có thể tách toàn bộ khí hoà tan trong dung dịch. 218 RO P D QG , t 2 019730= Ta giả thiết rằng: - Lợng khí chứa trong dung dịch là khí đợc tách ra từ thể tích đá bị choòng khoan phá huỷ (khí phông và khí tái tuần hoàn xem nh đ đợc loại bỏ). - Tất cả các hydrocacbon chứa trong phần đá bị phá vỡ đều xâm nhập hết vào dung dịch (không có phần nào ngấm vào đất đá ở đáy giếng). - Tốc độ bơm dung dịch và tốc độ khoan cơ học đều đợc xác định. Khi đó, tỷ số tiềm năng PSS có thể định nghĩa nh sau: (Thể tích khí + dung dịch)/ 1 đơn vị thời gian PSS = Thể tích đá đ đợc khoan/ 1 đơn vị thời gian Hoặc (7.5) ở đây: G t : Hàm lợng khí toàn phần (%) Q: Lu lợng bơm (l/min) ROP: Tốc độ khoan cơ học (m/min) D: Đờng kính choòng (in) Ví dụ ta có: Hàm lợng khí trong dung dịch = 0.54% Hàm lợng khí trong dòng bơm (khí tái tuần hoàn) = 0.364% Tốc độ bơm = 2175 (l/min) ROP = 20min/m, tơng đơng 0,05 m/min; D = " 4 1 12 Hàm lợng khí thoát ra từ đất đá bị phá huỷ sẽ là: G t = 0.54 - 0.364 = 0.186% Và tính đợc: PSS = 1.06m 3 khí/m 3 đất đá. Tỷ số tiềm năng PSS có thể nhỏ hơn một tại các vỉa nớc có chứa methan trong pha lỏng. 219 100.Z. PT PT PSSCGS va av = Quan hệ phụ thuộc giữa PSS với tiềm năng khai thác có thể đợc thiết lập cho từng mỏ cụ thể. 7.4.4. Tính chỉ số bo hoà khí ở đáy giếng Chỉ số bo hoà ở đáy giếng có thể định nghĩa nh là độ bo hoà khí tính toán (CGS), là tỷ số giữa thể tích khí trong điều kiện vỉa và thể tích đá chứa theo ký thuyết, (%): (7.6) Trong đó: T v và P v : Lần lợt là nhiệt độ và áp suất vỉa. T a và P v : Lần lợt là nhiệt độ và áp suất trên mặt đất. Z: Hệ số nén khí; bằng 1,0 đối với khí lý tởng và biến thiên từ 0,7 đến 1,2 đối với khí thực. Hệ số này có thể tính đợc theo toán đồ Katz (Hình 7.13) khi biết nhiệt độ và áp suất giả rút gọn 1 . Sau khi tìm đợc Z, thay giá trị hệ số nén ép Z vào (7.6) thì ta tính đợc CGS. 1. Nhiệt độ giả rút gọn T r là tỷ số của nhiệt độ vỉa T v và nhiệt độ tới hạn T c , cũng nh thế áp suất giả rút gọn P r là tỷ số của áp suất vỉa P v và áp suất tới hạn P c H ình 7.13. Toán đồ tính hệ số nén Z theo phơng pháp Katz Nhiệt độ giả rút gọ n á p suất giả rút gọn á p suất giả rút gọn Hệ số nén ép Z Hệ số nén ép Z 220 Độ bo hoà khí lý thuyết có mối quan hệ phụ thuộc với độ bo hoà khí S G nh sau: 100. CGS S G = (7.7) Ví dụ: Giá trị độ bo hoà khí lý thuyết xác định theo (7.6) bằng 0,5%; độ rỗng xác định theo phơng pháp điện trở hoặc phơng pháp hạt nhân bằng 15%. Độ bo hoà khí sẽ là: %, ,. S g 33 15 50100 == 7.4.5. Tỷ số hàm lợng khí Khí tự nhiên trong các thành hệ ở bể trầm tích có thành phần khác nhau phụ thuộc vào điều kiện thành tạo và lịch sử tồn tại cuối cùng của chúng. ở các tầng nông, gặp các khí CH 4 , CO 2 , N 2 , nhng chúng thờng không tích tụ lại trong các bẫy để tạo thành mỏ. Các khí mà phép đo khí dung dịch khoan quan tâm là khí ở các lớp có chiều dày lớn và thờng tích tụ lại để tạo thành mỏ trong các bẫy địa tầng hay bẫy kiến tạo. Thành phần chính của các khí này hydrocacbon, cacbonic và khí nitơ. Khí hydrocacbon đều có trong các mỏ dầu, khí hoặc than nhng thành phần của chúng ở các loại mỏ đó hoàn toàn khác nhau. Khí mỏ dầu đặc trng bằng nồng độ lớn những hydrocacbon nặng không chỉ có hydrocacbon ở thể khí nh ethan, propan, butan, iso butan mà còn có cả những hydrocacbon thuộc nhóm dầu nhẹ là C 5 H 12 , C 6 H 14 và cao hơn. ngời ta thấy trong khí đồng hành khi khai thác dầu, nồng độ hydrocacbon nặng thờng có từ 2 - 10%, hữu hạn có trờng hợp thành phần này chiếm tới 40 - 50%; hàm lợng CH 4 thờng 50 - 70%. Khí ở các mỏ khí sạch có nồng độ hydrocacbon nặng không cao và ít khi vợt quá 2 - 3%, còn CH 4 lại đạt tới 97 - 98%. Cũng có trờng hợp gặp hydrocacbon nặng chiếm tới 3 -6%, đó là trờng hợp liên quan đến các vỉa khí trong các mỏ dầu khí. Ngoài ra trong mỏ khí còn có thể gặp những khí H 2 S, CO 2 , H 2 , N 2 . Khí trong các mỏ than đặc trng bởi hàm lợng hydrocacbon nặng rất thấp khoảng từ 0,1 - 1% hoặc hầu nh không có. ở đây gặp chủ yếu là methan. Tất cả những khí tự nhiên có thể ở trạng thái tự do hoặc hoà tan trong nớc, trong dầu và hấp phụ trong đá. Những hydrocacbon nặng thờng hoà tan mạnh trong dầu. Nhiệt độ và áp suất có ảnh hởng lớn đến trạng thái khí và dầu ở trong vỉa chứa. ở dới sâu, nhiệt độ và áp suất cao các khí C 3 H 8 , nC 4 H 10 , iC 4 H 10 thờng ở thể lỏng và hoà tan vào trong dầu. Khi lên gần mặt đất, nhiệt độ và áp suất giảm, phần lớn các thành phần chuyển sang trạng thái hoá hơi. Theo hàm lợng hydrocacbon nặng, khí tự nhiên đợc phân loại nh sau: Khí mỏ dầu có hàm lợng hydrocacbon nặng 1 - 60% và lớn hơn. 221 %. C C n i i i 83100 1 < = %. C C n i i i 83100 1 > = = n i i C 1 Mỏ khí hoá lỏng hàm lợng hydrocacbon nặng 3 - 18%. Khí ở mỏ khí hàm lợng hydrocacbon nặng từ 0 - 3%. Khí ở mỏ than, hàm lợng hydrocacbon nặng từ 0 - 1%. Để dễ phân biệt giữa chúng ngời ta cần có thêm những dấu hiệu khác thể hiện sự khác nhau về tơng quan giữa các cấu tử riêng biệt trong khí tự nhiên. Dấu hiệu đợc sử dụng trong phân tích là tỷ số giữa hàm lợng các hydrocacbon với nhau. Trong mỏ dầu Trong mỏ khí ở đây: : Tổng hàm lợng của các cấu tử hydrocacbon từ C 1 đến C n . Theo phơng pháp tỷ số, các khí hydrocacbon lấy từ vỉa sản phẩm đợc phân tích bằng sắc ký khí để có hàm lợng của các khí thành phần C 1 , C 2 , C 3 , C 4 , Tính tỷ số 2 1 C C , 3 1 C C , 4 1 C C và 5 1 C C . Các giá trị tỷ số này đợc vẽ trên biểu đồ nh hình 7.14. Trên biểu đồ có các vùng giới hạn bằng các đờng thẳng không liền nét. Vùng có triển vọng dầu đối với các vỉa có tỷ số 2 < 2 1 C C 10; 2 < 4 1 C C 20; vùng có triển vọng khí 10 2 1 C C 35 và 20 4 1 C C 200. Bên ngoài các giới hạn trên là vùng không có sản phẩm. Các đờng đồ thị (nét đậm) nối các giá trị tỷ số 2 1 C C , 3 1 C C , 4 1 C C và 5 1 C C đối với từng vỉa nghiên cứu chỉ ra sự thay đổi của các tỷ số này. các đờng đồ thị này rơi vào vùng triển vọng nào trên biểu đồ (dầu hay khí) thì vỉa nghiên cứu đó đợc xếp vào vùng triển vọng đó. H ình 7.14. Khả năng chứa sản phẩm của vỉa n g hiên cứu T ỷ số h y drocacbon Khôn g sản p hẩm Khôn g sản p hẩm 222 Theo thứ tự: 2 1 C C , 3 1 C C , 4 1 C C nếu tỷ số đứng sau mà nhỏ hơn tỷ số đứng trớc thì vỉa đó có thể là vỉa nớc. Đặc biệt, tỷ số 3 2 C C đôi khi đợc sử dụng để xác định vị trí đới dị thờng áp suất làm cho chất lu từ vỉa chảy vào giếng dự báo nguy cơ phun. Hình 7.15 là một thí dụ về sự biến thiên của tỷ số 3 2 C C Ngoài phơng pháp phân tích trên biểu đồ tỷ số các cấu tử khí thành phần để đánh giá đặc trng của vỉa chứa, trong sản xuất còn sử dụng biểu đồ tam giác thành phần và phơng pháp tỷ số alkane nhẹ. Kỹ thuật biểu đồ tam giác dựa vào tơng quan giữa các tỷ số T C C 2 , T C C 3 và T C nC 4 (C T - hàm lợng khí tổng) trong các mẫu khí để đánh giá triển vọng của vỉa. Kỹ thuật tỷ số alkane nhẹ thì dựa vào 3 tham số: 54321 5432 CCCCC CCCC W h ++++ +++ = là tham số tỷ lệ với độ ẩm của dầu hoặc khí; 543 32 CCC CC B h ++ + = là tham số thể hiện khả năng chứa hydrocacbon của vỉa. B h càng cao triển vọng càng thấp và 3 54 C CC C h + = là tham số hỗ trợ để đánh giá đặc trng chứa của vỉa. C h < 2 1 vỉa thiên về khí ớt hoặc condensat; C h > 2 1 có khả năng là vỉa chứa dầu. 7.4.6. d- exponent Từ lâu ngời ta đ nhận thấy rằng khi khoan qua các lớp đá sét ở phần lát cắt có áp suất cao thì vận tốc khoan (ROP) tăng cao. hiện tợng này đợc giải thích nh sau: ở điều kiện địa chất bình thờng, sét đợc nén chặt do áp suất thạch tĩnh, vì thế càng ở chiều sâu lớn thì sét càng bị nén chặt làm cho mật độ, độ bền cơ học, độ cứng tăng, độ rỗng giảm và lợng chất lu trong các lớp sét vì vậy cũng giảm. Nhng ở vùng có dị thờng áp suất cao thì sét không bị nén chặt, bức tranh vừa nêu lại bị thay đổi, ngợc lại, nghĩa là độ rỗng và lợng chất lu tơng đối trong sét tăng, mật độ, độ bền cơ học giảm làm cho các tham số khoan thay đổi. H ình 7.15. Thay đổi tỷ số 3 2 C C ở vỉa có hiện tợng chất lu chảy vào giếng. Nóc dị thờng áp suất 223 ở đây, vấn đề đợc đặt ra là liệu dựa vào sự thay đổi của các thông số khoan nh vận tốc, vòng quay rotor (RPM), tải trọng của choòng (WOB), kích thớc choòng (BS) ta có thể tính đợc áp suất thành hệ trong tầng sét không?. Để trả lời câu hỏi đó, ngời ta đa ra một phơng trình có tên gọi là phơng trình khoan, biểu thị khả năng khoan. Một trong những phơng trình do Jorden và Shirley (1966) đa ra có dạng: d BS WOB RPMROP = (7.8) Từ đó, d- exponent là tham số biểu thị khả năng khoan có thể đợc tính BS WOB ln RPM ROP ln d exp = (7.9) Về sau (1971) phơng trình (7.9) đợc hiệu chỉnh sửa đổi khi tính đến sự khác nhau giữa áp suất của dung dịch ở đáy giếng và áp suất thuỷ tĩnh ở cùng chiều sâu. Một hiệu chỉnh khác cũng đợc đa vào là đệm (áo) choòng và loại choòng: ECD G . BS WOB., ln RPM a.ROP, ln d H p exp 3 10 7655 60 283 = (7.10) ROP tính bằng m/h G H - gradien áp suất thuỷ tĩnh - kg/dm 3 RPM tính bằng vg/ph ECD - Mật độ tuần hoàn tơng đơng- kg/dm 3 WOB tính bằng tấn a-hệ số phụ thuộc khoảng cách từ choòng đến áo, thay đổi từ 1 - 8 BS tính bằng m p-hệ số phụ thuộc loại choòng. p = 0,5 - 0,6 đối với choòng có răng. p = 0,2 choòng có gắn cacbit p = 0,01 choòng có gắn kim cơng. Giá trị d exp thờng gặp thay đổi từ 0,5 đến 3. Nó đợc ghi lại trên biểu đồ bán logarit (Hình 7.16) khi tiến hành đo đồng thời với quá trình khoan. Gradien áp suất thuỷ tĩnh (G H ) hay gradien áp suất vỉa bình thờng là gradien áp lực của cột nớc có cùng chiều cao bằng chiều sâu giếng khoan tính theo phơng thẳng đứng. 224 Mật độ tuần hoàn tơng đơng (ECD) là tham số tính đến sự giảm áp của cột dung dịch đối lu giữa bên ngoài cần khoan và thành giếng (vành xuyến). Khi vận động theo phơng thẳng đứng từ đáy lên miệng giếng, nếu thành giếng trơn nhẵn thì sự mất áp ít, ngợc lại thành giếng ghồ ghề, xần xìu thì mức giảm áp sẽ tăng cao. giá trị giảm áp của dung dịch đối lu trong vành xuyến P D bằng tổng P A của giá trị giảm áp trong toàn lát cắt của vành xuyến. Đại lợng này đợc tính tự động nhờ một chơng trình có tên là chơng trình thuỷ tĩnh đ cài đặt sẵn trong máy tính. Khi đó, mật độ tuần hoàn tơng đơng đợc tính: + = 3 09810 dm kg , Z, PP ECD V DH (7.11) Z V - chiều sâu của vỉa tính theo phơng thẳng đứng (chiều sâu tuyệt đối) Trong đó: P H = 0,0981. m .Z V (với m - mật độ dung dịch) gọi là áp suất lên thành hệ trong quá trình khoan (áp suất đáy giếng) tính bằng đơn vị [bar]. H ình 7.16. Thí dụ đo ghi d ex p , 225 Ngoài tham số d - exponent ngời ta còn chú ý đến một tham số ( ) căn bậc hai của ứng suất . Tham số )( cũng có quan hệ với ROP, RPM, WOP và BS theo một phơng trình thực nghiệm tơng tự nh d exp nhng không đợc sử dụng rộng ri. Một ứng dụng quan trọng của d exp là tính áp suất vỉa hay áp suất chất lu trong lỗ rỗng. Để tính áp suất chất lu trong lỗ rỗng của các thành hệ, việc đầu tiên là vạch đờng xu thế (trend) của d exp trong các vỉa sét có điều kiện nén ép bình thờng (d cn ) đờng trend đợc vẽ theo phơng trình: ln(d cn ) = Z V + (7.12) Trong đó: Z V Chiều sâu tuyệt đối của vỉa. và là các tham số có thể đợc xác định theo các cách: - Tự động theo phơng pháp tính hồi quy, chọn một điểm rơi vào giữa hai hay nhiều điểm đ biết trớc giá trị của tham số nghiên cứu. - Thủ công theo một vài điểm trớc khi dùng chơng trình tính bình phơng tối thiểu. - Ước lợng: ngời phân tích xác định đờng xu thế theo tính toán thực nghiệm. Hình 7.17 là sơ đồ chỉ rõ nên chọn các điểm (2, 3 và 4) hay loại bỏ (điểm 1) để xác định các hệ số cho phơng trình (7.12). Mọi phép phân tích của d exp theo tốc độ khoan đều dựa trên cơ sở của một gần đúng sát nhất với đờng xu thế. Việc này tơng đối dễ nếu làm cho toàn bộ lát cắt của giếng khoan nhng hơi phức tạp vì phải xác định tiến trình khoan. Ví dụ, ngang với chiều sâu Z n nào đó ta tính đợc d cn theo phơng trình (7.12) và d exp theo phơng trình (7.10). Khi đó, gradien áp suất lỗ rỗng (áp suất vỉa) G FP có thể tính nh sau: 2,1 cn d = exp HOBFP d ).G - (G G (7.13) Trong đó: G OB - Gradien áp suất thạch tĩnh. H ình 7.17. Xác định xu thế của d exp . Lề phải Lề trái á p suất cao Khoảng dịch hồi quy Đ ờn g xu thế ( Trend ) 226 G H - Gradien thuỷ tĩnh bình thờng. Phơng trình (7.13) cho thấy rằng nếu mọi điều kiện khác là nh nhau thì tốc độ khoan cơ học phụ thuộc vào sự chênh lệch giữa áp suất dung dịch và áp suất vỉa. Khi đó áp suất lỗ rỗng P FP có thể tính cho vỉa ở chiều sâu Z V theo phơng trình: P FP = 0,0981.G FP .Z V (7.14) ở đây: Z V - Chiều sâu vỉa tính theo phơng thẳng đứng (m). P FP - áp suất vỉa, tính bằng đơn vị bar. 7.5. Các chơng trình hỗ trợ ứng dụng Khi tiến hành đo khí dung dịch (khí nông) và khí mùn khoan (khí sâu) đồng thời với quá trình khoan ngời ta phải tính toán xử lý hơn 200 thông số địa chất, dung dịch, khoan. Các thông số này đợc thu nạp từ hồ sơ, từ phép đo theo định kỳ thời gian, chiều sâu hoặc đo liên tục bằng các loại cảm biến khác nhau. Để tính toán xử lý phân tích nhiều tham số cùng một lúc nhằm xử lý các tình huống trong khi khoan, giải quyết các nhiệm vụ địa chất, địa vật lý phải nhờ vào các chơng trình phần mềm có cài đặt trong các máy tính của trạm đo khí ở thực địa. Nhờ các chơng trình hỗ trợ nh vậy mà mọi tính toán đợc nhanh chóng, chính xác, giúp cho ngời đứng máy và kỹ s khoan đa ra các kết luận kịp thời đúng đắn, làm cho quá trình khoan an toàn và tối u. Các trạm đo khí đồng thời với quá trình khoan ngày nay đ đợc trang bị hiện đại có nhiều cảm biến, đầu dò và thiết bị phụ trợ cùng các máy tính chuyên dụng. Các chơng trình hỗ trợ ứng dụng đợc cài đặt trong các máy PC. Mỗi công ty dịch vụ có những chơng trình phần mềm riêng của mình, tuy nhiên các chơng trình đó đều có mục đích nh nhau: Xử lý các tình huống trong khi khoan, giải quyết các nhiệm vụ địa chất - địa vật lý, có thể chia chúng thành 3 nhóm chơng trình chính: a. Các chơng trình xử lý khoan - Thông báo chế độ thuỷ lực. - Chơng trình tham số dung dịch. - Chơng trình hút nén. - Chơng trình xử lý phun. - Chơng trình thông báo hớng đi của choòng khoan. - Chơng trình thông báo về choòng khoan. - [...]...b Các chơng trình địa chất - Chơng trình xác định dị thờng áp suất trong quá trình khoan (dexp) - Chơng trình đánh giá hydrocacbon - Chơng trình đo kết hợp (các phơng pháp địa vật lý, điện trở, GR, SGR, CNL đồng thời quá trình khoan) - c Các chơng trình đo điện trở gồm: các chơng trình liên quan đến xử lý tài liệu đo các phơng pháp điện kết hợp với phơng pháp đo khí dung dịch khoan 7.6 Nhận xét... sét ở thành giếng ), và xác định chiều dầy lớp vỏ sét: hmc= (db- dh)/2, với dh- đờng kính mũi khoan hay đờng kính danh định - Xác định thể tích giếng khoan để gia công thể tích khối xi măng cần thiết khi trám giếng khoan 2 29 - Phát hiện các phần lát cắt rắn chắc và kín để đặt các packer trong thể thử vỉa ở giếng khoan - Làm số liệu để hiệu chỉnh số đo của nhiều phơng pháp địa vật lý giếng khoan khác... sau đới phong hoá bào mòn điện trở giảm rõ rệt và đờng cong ít zíc zắc hơn 8.4 Đo nhiệt độ trong giếng khoan 8.4.1 Trờng nhiệt độ trong giếng khoan Phơng pháp nhiệt trong địa vật lý giếng khoan bắt đầu từ việc đo nhiệt độ của cột dung dịch khoan sau khi ngừng tuần hoàn dung dịch trong giếng Trong giếng khoan dung dịch và đất đá vây quanh luôn có sự trao đổi nhiệt Sự trao đổi nhiệt giữa pha lỏng (dung... vị của trục giếng khoan Khối lợng các giếng khoan co góc nghiêng lớn, khoan định hớng, khoan ngang ngày càng có tỷ trọng lớn trong công tác khoan tìm kiếm, thăm dò khai thác dầu khí Việc xác định hớng đi của giếng khoan trong không gian ở dới sâu trong lòng đất là rất quan trọng Muốn làm đợc việc đó thì ở những chiều sâu nhất định ta cần đo đợc góc nghiêng và góc phơng vị của trục giếng khoan ở chiều... hiệu chỉnh các số liệu đo của các phơng pháp địa vật lý giếng khoan khác nhau khi xử lý tài liệu 8.1.1 Sơ đồ nguyên tắc của phép đo Phép đo đờng kính giếng đợc thực hiện nhờ các cặp càng Các càng trong cặp đặt đối diện nhau qua trục máy giếng Khi thả tới đáy giếng các cặp càng này đợc điều khiển từ mặt đất để mở ra tỳ vào thành giếng Từ đây khi kéo lên miệng giếng để thực hiện phép đo thì độ mở rộng ra,... nứt nẻ hở hoặc kín, mặt bào mòn hay mặt tiếp giáp giữa hai phần khoáng vật có tính chất vật lý khác hẳn nhau) với mặt phẳng nằm ngang (hình 8.8) Khi giếng khoan ở chiều thẳng đứng xuyên qua những mặt nh vậy sẽ để lại Nm một vết cắt hình tròn, nếu mật độ vuông góc với trục giếng khoan hình elip nếu nó không vuông góc với trục giếng khoan Nh Góc cắm vậy, trên hình 8.8 ta thấy góc cắm của mặt phân lớp... dịch khoan 7.6 Nhận xét Hiện nay, các công tác khoan giếng trong thăm dò - khai thác đ chiếm một tỷ trọng lớn trong ngành công nghiệp dầu khí Công nghệ khoan đang có những thay đổi: Khoan nghiêng, khoan ngang, khoan đờng kính bé, thì các phơng pháp đo dung dịch khoan cũng đang đợc phát triển và trở thành một dạng dịch vụ quan trọng đáng tin cậy cho các giếng khoan ở những điều kiện khác nhau Đặc biệt các... cho cầu khi đo R6 hay R4 8.2.2 Xử lý tính toán các đại lợng nghiên cứu Chiều dài hình chiếu đoạn giếng khoan li lên mặt phẳng thẳng đứng (hình 8.6a) tính bằng công thức: liver = li Cosi Hình 8.5 Sơ đồ mạch điện của một thiết bị đo và của trục giếng khoan (8.1) N li li+1 i Nm liCosi li-1 liSini i+1 liSini P i+2 Sm S (b) (a) Hình 8.6 Hình chiếu của các đoạn giếng khoan giữa hai điểm đo lên mặt phẳng... hiện và tính toán trực tiếp 3 Tối u hoá giá thành khoan: Nhờ có các phép đo dung dịch khoan ở dạng tính toán trên máy tính, các thông số khoan đợc tối u hoá nh chọn tốc độ khoan tốt nhất và để tính toán giá thành một cách lâu dài xem cần duy trì nó hay chọn khả năng hạ thấp hơn, 227 Chơng 8 Các phơng pháp đo khác 8.1 Đo đờng kính giếng Đờng kính giếng khoan là một tham số thể hiện đặc tính cơ học rất... Nguyên lý của phép đo góc cắm Mặt phân lớp cắt qua giếng khoan tạo thành một vết cắt hình elip Trên vết cắt đó khi chọn đợc ít nhất ba điểm thì ta có thể dựng đợc mặt phẳng phân lớp Nhằm đo đợc góc cắm của một mặt phân lớp hay vết nứt nẻ cắt qua giếng khoan, ngời ta chế tạo một Zond đo có từ ba hoặc bốn điện cực gắn trên ba hoặc bốn tấm cách điện đợc tì sát vào thành giếng nhờ các lò so (hình 8 .9) Trên . pháp địa vật lý giếng khoan khác. - Dấu hiệu để phân biệt một số loại đá. 8.2. Xác định góc nghiêng và góc phơng vị của trục giếng khoan Khối lợng các giếng khoan co góc nghiêng lớn, khoan. choòng khoan. - Chơng trình thông báo về choòng khoan. - 227 b. Các chơng trình địa chất - Chơng trình xác định dị thờng áp suất trong quá trình khoan (d exp ). - Chơng trình đánh. - Chơng trình đo kết hợp (các phơng pháp địa vật lý, điện trở, GR, SGR, CNL đồng thời quá trình khoan) . - c. Các chơng trình đo điện trở gồm: các chơng trình liên quan đến xử lý tài liệu