Địa chất dầu khí và phương pháp tìm kiếm thăm dò, theo dõi mỏ part 8 pdf

CHƯƠNG 11 379 thành công trong công tác tìm kiếm các vỉa nước ở các tầng nông từ vài chục đến vài trăm mét. c. Phương pháp thăm dò trọng lực Nguyên tắc chỉ dựa vào mật độ khác nhau của đất đá. Các dò thường trọng lực các cấu trúc dương lại có giá trò âm của gia tốc trọng trường. Các cấu tạo dương không chứa nước hay dầu thường có giá trò dương, còn nếu chứa dầu hay nước lại có giá trò âm do mật độ của đá chứa dầu hay nước bò giảm đi khá nhiều. Nhược điểm của phương pháp là không phản ảnh chính xác các cấu trúc, nên phương pháp này không được dùng trong công tác tìm kiếm dầu khí. d. Phương pháp thăm dò đòa từ tính Phương pháp sử dụng trường cảm ứng từ nên khi thăm dò không phản ánh hòan toàn cấu trúc đòa chất của các đơn vò kiến trúc. Vì vậy, nó ít được dùng trong tìm kiếm thăm dò dầu khí Tóm lại, trong công tác tìm kiếm dầu khí công cụ chủ đạo là phương pháp thăm dò đòa chấn 2D, 3D. Ưu điểm phương pháp là áp dụng cho mọi đòa hình và cho phép xác đònh các loại bẫy chứa khác nhau ở các tướng trầm tích khác nhau, kể cả bẫy chứa ở cấu trúc sâu. 11.2.2. Các phương pháp đòa vật lý giếng khoan Các phương pháp đòa vật lý giếng khoan dựa trên các tính chất vật lý khác nhau của các lớp đất đá khác nhau và tính chất của các lưu thể chứa trong chúng. Sau khi khoan qua một đoạn nào đó thường tiến hành đo các phương pháp thăm dò: điện, điện trở, điện trường, xạ, đường kính, siêu âm, cảm ứng, cảm ứng hai chiều. Các phương pháp này phản ánh tính chất của đất đá như lượng hydrogen, tốc độ tryền sóng, độ xạ, độ rỗng, độ thấm, độ dẫn điện, độ bão hòa nước, dầu, khí cũng như đặc điểm thạch học, độ chặt xít. a. Phương pháp điện trường (spontaneous potential logs – SP logs), nhằm xác đònh các lớp thấm chứa và chỉ ra ranh giới trên, dưới của lớp đá, ví dụ nếu qua lớp cát chứa dầu đường điện trường có giá trò âm, khi đó đường điện trở lại có tín hiệu dương rất cao. Tầng chứa CÁC PHƯƠNG PHÁP TÌM KIẾM THĂM DÒ VÀ THEO DÕI MỎ 380 nước điện trở cũng cao nhưng thấp hơn nhiều so với lớp chứa dầu. b. Phương pháp điện trở (resistivity logs). Nhằm phát hiện lớp chứa dầu. Phương pháp điện trở cho kết quả trái ngược với phương pháp điện. Vì vậy, cần kết hợp với các phương pháp pháp khác để kiểm nghiệm kết quả đo. c. Phương pháp điện cực (electrode logs). Phương pháp điện cực cho phép chỉ ra các thành hệ có độ thấm hiệu dụng. Tuy nhiên, khi gặp các lớp muối (halogen) phương pháp này bò hạn chế. d. Phương pháp xạ (radioactivity logs, gamma ray), cùng với phương pháp điện mật độ (density) nhằm phân biệt lớp cát và ranh giới lớp sét. Ưu điểm của phương pháp là có thể tách lớp cacbonat với các bẫy lục nguyên khác. Phương pháp cho phép xác đònh độ rỗng của đất đá, cùng với phương pháp gamma mật độ để xác đònh mật độ của đá. e. Phương pháp gamma mật độ Áp dụng để xác đònh mật độ của đá. f. Phương pháp siêu âm (acoustic logs), cũng giống như các phương pháp đo mật độ, neutron siêu âm dùng để đo tốc độ truyền sóng của lớp đá. Tốc độ truyền sóng phụ thuộc vào độ rỗng, độ thấm, thành phần thạch học của đất đá… khi xác đònh độ thấm của đá cần phải phối hợp các phương pháp xạ, neutron, mật độ….để cho chính xác hơn. g. Phương pháp neutron logs (neutron nhanh, neutron nhiệt), đo hàm lượng ion hydrogen trong đá. Nếu lớp đá chứa nước, đặc biệt chứa dầu thì dò thường càng cao do chứa nhiều hydrogen. h. Phương pháp cảm ứng (induction logs), đo độ thấm của lớp cát, tức là đo trở kháng của đới bò thâm nhập của chất lỏng, có thể là nước hoặc các dung dòch. i. Phương pháp cảm ứng hai chiều (dual induction focused logs hay focused micro induction - FMI), đo cảm ứng trở kháng của thành hệ và phân biệt các vỉa mỏng. CHƯƠNG 11 381 j. Phương pháp carota khí, đo hàm lượng và thành phần khí (HC và phi HC) , C 1 , C 2 , C 3 , C 4 ,và C 5 + , CO 2 , H 2 S, He, Ar… Phương pháp cho phép xác đònh vỉa chứa sản phẩm dầu khí và đới chứa sản phẩm thông qua việc xác đònh các cấu tử HC tách từ dung dòch khoan. Cần chú ý rằng mỗi phương pháp trên điều kèm theo biến dạng của nó, nhằm loại bỏ nhiễu và sai số có thể xảy ra trong quá trình đo cũng như đặc điểm biến tướng của đá, nhằm chính xác hóa đo đặc điểm vật lý của đối tượng nghiên cứu (nhận dạng tính chất vật lý của các lớp đá và của các vỉa chứa sản phẩm cũng như tính chất vật lý của chất lưu). 11.3 Các phương pháp đòa hóa tìm kiếm thăm dò dầu khí Các phương pháp đòa hóa nhằm dự đoán mức độ chứa dầu khí được áp dụng cùng với các phương pháp đòa chất, đòa vật lý khác. Nhiệm vụ của nó là đánh giá triển vọng chứa dầu khí của các bể trầm tích, xác đònh đới sinh dầu khí và khả năng tích lũy chúng trong lát cắt. Đánh giá tiềm năng nguồn dầu khí, dự báo thành phần, chất lượng dầu, condensat và khí theo diện tích cũng như theo độ sâu. Đánh giá mức độ chứa kim loại trong dầu, khí. Xác đònh các tầng sản phẩm trong lát cắt ở cấu tạo nào đó hay ở một giếng khoan. Tóm lại cần xác đònh tầng đá mẹ, loại vật liệu hữu cơ, độ trưởng thành và loại sản phẩm có thể có. Ngoài ra cần xác đònh mức độ phân hủy dầu khí do sinh học hay do nhiệt, hoạt động kiến tạo 11.3.1 Dự đoán mức độ chứa dầu khí của bể trầm tích 11.3.1.1 Dự đoán triển vọng dầu khí Nhiệm vụ chiến lược quan trọng là chọn bể trầm tích có triển vọng để tiến hành tìm kiếm dầu khí. Để lựa chọn bể trầm tích cần xem kích thước bể có lớn không (>vài ngàn km 2 )? bề dày trầm tích có lớn không (>2 km)? Nghóa là xem ở nơi đó có trầm tích sinh dầu hay không?. Độ sâu chôn vùi của tầng này phải đủ lớn để đá mẹ trải qua pha chủ yếu sinh dầu, sau cùng là xem xét tướng đá đó là biển hay lục đòa hoặc hỗn hợp. Chế độ kiến tạo của bể, lòch sử chôn vùi có liên quan tới chế độ nhiệt xác đònh được đới nhiệt xúc tác CÁC PHƯƠNG PHÁP TÌM KIẾM THĂM DÒ VÀ THEO DÕI MỎ 382 (MK 1–2 ). Nếu tập đá mẹ chưa qua pha PK 3 thì pha chủ yếu sinh dầu chưa thực hiện được. Nếu lượng đá mẹ đã qua pha MK 1–2 thì đới chủ yếu sinh dầu thực hiện được sau khi đá mẹ chuyển sang giai đoạn MK 3 và các bậc cao hơn cho phép dự đoán vùng nghiên cứu có chứa dầu, khí hay không? Vì vậy đối với vùng ít nghiên cứu cần quan tâm tới các điểm sau đây: tuổi của đá mẹ, thời gian, độ sâu chôn vùi, gradient nhiệt độ. Nếu có thể xem xét loại vật liệu hữu cơ, tốc độ chôn vùi. Trên cơ sở đó tính được tiềm năng của đá mẹ, điều kiện nhiệt độ theo độ sâu và thời điểm sinh dầu Xem xét quá trình sinh dầu khí, thể tích đá sinh cũng như mức độ trưởng thành của đá sinh. Từ đó tìm được đới sinh dầu, đới sinh khí, đới chưa sinh. Thời gian hình thành cấu trúc (bẫy chứa), có lớp chắn khu vực hay đòa phương. Độ tin tưởng của tài liệu đòa chất, đòa vật lý cho phép xem xét cấu trúc và lòch sử phát triển bể trầm tích, sự tiến hóa của vật liệu hữu cơ sau khi có dự đoán về triển vọng cần được kiểm nghiệm bằng khoan tìm kiếm thăm dò. Sau khi có số liệu đòa hóa ở giếng khoan trong đó bao gồm điều kiện chôn vùi, loại vật liệu hữu cơ, mức độ chuyển hóa (trưởng thành), thành phần và lượng bitum, kerogen có các dấu hiệu đá chứa dầu khí ta có thể dự đoán được lát cắt chứa dầu, khí. 11.3.1.2 Phân chia đới sinh và đới tích lũy dầu khí Trên cơ sở số liệu đòa hóa thu thập được xác đònh tầng đá mẹ sinh dầu và tầng đá mẹ sinh khí. Lập được bản đồ tầng sinh theo độ sâu, bề dày và loại vật liệu hữu cơ, mức độ trưởng thành của vật liệu hữu cơ. Sau đó tính tiềm năng sinh dầu. Trên bản đồ phân từng đới sinh và đới tích lũy, xây dựng các bản đồ, mặt cắt cổ kiến tạo, cổ đòa lý và lòch sử tiến hóa của vật liệu hữu cơ. Trên mỗi bản đồ hiện tại cũng như theo thời gian có chia các đới biến chất PK, MK 1-2 (pha chủ yếu sinh dầu và pha chủ yếu sinh khí condensat MK 3 -MK 4 và đới chủ yếu sinh khí khô MK 5 -AK 1+2 ). Vạch ranh giới đới triển vọng và không triển vọng. Tuy nhiên cần lưu ý đới tích lũy có thể không nằm trong đới trưởng thành mà ở cao hơn hay xa hơn (20- 50km) so với đới lún chìm, nơi có đới chủ yếu sinh dầu. Tức là tìm đới khả dó có di cư ngang theo lớp chứa, không có đập chắn kiến tạo, ở nền bằng khoảng cách di cư tới 50-100km. Tách các bẫy CHƯƠNG 11 383 chứa dạng cấu trúc, vát nhọn đòa tầng, thấu kính, biến đổi thạch học tướng đá, màn chắn kiến tạo, lòng sông cổ, nơi có bẫy chứa thuận lợi không bò phá hủy bởi hoạt động thủy đòa chất. Trong các pha MK 1 -MK 2 đới chủ yếu sinh dầu đối với vật liệu hữu cơ sapropel, còn có khả năng chứa khí condensat và khí đối với vật liệu hữu cơ hỗn hợp, chứa khí đối với vật liệu hữu cơ humic. Triển vọng dầu khí hòan toàn tỷ lệ thuận với bề dày lớp đá mẹ. Đối với bất kỳ loại vật liệu hữu cơ nào nằm ở đới biến chất cao hơn (>MK 3 ) đều cho GK và khí cho tới tận AK 2 . Ở các vùng sinh khí mạnh có thể có áp suất dò thường và có khả năng chọc thủng các lớp phủ lên phía trên. Điều đó cũng chứng tỏ ở dưới sâu cường độ sinh khí rất mạnh do bề dày lớp trầm tích (đá mẹ) khá lớn đang nằm ở pha chủ yếu sinh khí. Sau khi sinh dầu khí nếu thời gian càng dài, hoạt động kiến tạo càng mạnh thì dầu khí có thể di cư lên trên càng xa. 11.3.1.3 Tách đới chứa dầu khí theo lát cắt Khi lún chìm nhiệt độ trong bể tăng cao tạo tiền đề cho sự chuyển hóa vật liệu hữu cơ sinh dầu khí. Có thể tóm tắt như sau: Ở giai đoạn PK sinh ra khí CO 2 là chính và khí mêtan sinh hóa (T ° ≤ 80-90 ° C). Nếu chìm sâu hơn tới giai đoạn MK 1 -MK 2 là đới chủ yếu sinh dầu (ở T ° =150-160 ° ) xảy ra phân hủy mạnh nhất chất lipide cho ra các hydrocacbon (HC) lỏng. Sau đó ở các giai đoạn MK 3-4 sinh ra khí condensat (T ° =160-260 ° C, mạnh nhất 180 ° C). Tiếp theo MK 5 -AK 2 sinh khí mêtan mạnh mẽ tới T ° =260-300 ° C (khí khô). Nếu T ° >300 ° C cường độ sinh metan giảm hẳn, khi đó khí CO 2 và H 2 S lại đóng vai trò quan trọng). Như vậy trong các bẫy chứa lúc đầu là tích lũy HC lỏng, sau đó bổ sung GK và khí khô, cũng có thể dự đoán ở đới chủ yếu sinh dầu có tích lũy dầu, sâu hơn là GK và khí khô, sâu nữa là khí mêtan - carbonic. Tuy nhiên ở bẫy chứa gần kề đứt gãy sâu có thể tích lũy cả ba loại sản phẩm ở ba thời kỳ sinh thành khác nhau. Có thể nói các đới sản phẩm có giới hạn hẹp thường gặp ở các bể nền bằng (ổn đònh lâu dài) còn có giới hạn rộng, biến thiên lớn ở các bể trầm tích thuộc miền uốn nếp, ven rìa, trước núi, giữa núi, v.v. Ví dụ ở bể Cửu Long: đới chủ yếu sinh dầu từ 3200-3400 đến 4000-5000 m, đới chủ yếu sinh condensat từ 4000- CÁC PHƯƠNG PHÁP TÌM KIẾM THĂM DÒ VÀ THEO DÕI MỎ 384 5000m đến 6000-6500m, còn đới sinh khí khô > 6000-6500m. Còn đới tích lũy dầu chỉ ở độ sâu 2200m tới 4500m tức là cao hơn nhiều so với đới sinh. Đới sinh dầu, khí condensat, khí khô hòan toàn lệ thuộc vào bề dày trầm tích, đặc tích thạch học, loại vật liệu hữu cơ, chế độ kiến tạo và đặc biệt vào chế độ nhiệt được cung cấp cho bể trầm tích. Điều này đã phân tích ở mục 3.2. 11.3.1.4 Đánh giá phạm vi sinh dầu khí và tiềm năng Mô hình lý thuyết sinh di cư đã được đề cập ở chương 3. Phần đánh giá đònh lượng được thể hiện ở mục 3.2.3. Về nguyên tắc mỗi bể trầm tích đều chứa lượng vật liệu hữu cơ nhất đònh và đã xảy ra sự chuyển hóa của nó sang dầu khí. Giới hạn vật liệu hữu cơ có thể có dầu khí rất khác nhau Larskaia E.S. cho rằng tối thiểu C org >0,3%, còn Bajenova T. K cho rằng lớn hơn 0,1% đối với đá carbonat và lớn hơn 0,2% đối với đá sét. Theo họ, mật độ tối thiểu là 10 6 T/km 2 . Tuy nhiên trong thực tế, lượng carbon hữu cơ thường phải lớn hơn 0,5% mới có khả năng có các tích lũy công nghiệp. Cần lập bản đồ đẳng dày tầng đá mẹ, phân bố C org và loại vật liệu hữu cơ, mức độ chuyển hóa của nó. Nên chia bể ra từng vùng có cùng giá trò Corg và bề dày, từng loại vật liệu hữu cơ để tính toán. Cần lưu ý là ở một bẫy chứa đã bão hòa dầu sau đó được bổ sung lượng khí sinh ra ở đới chủ yếu sinh khí bẫy chứa dầu có thể bò phá hủy dưới dạng dầu bò khí đẩy ra khỏi bẫy. Vì vậy sau khi dựng bản đồ mật độ cho từng tầng đá mẹ cần dựng bản đồ tổng hợp để thấy tiềm năng toàn bộ. 11.3.2 Dự đoán thành phần và chất lượng dầu khí Dầu, khí được sinh ra dưới tác động của nhiều yếu tố do đó tính chất lý hóa cũng khác nhau. Nhiệm vụ chính là tìm ra quy luật biến đổi thành phần và tính chất của dầu, khí. Chúng lệ thuộc nhiều vào loại vật liệu hữu cơ, điều kiện sinh thành, di cư và tích lỹ, bảo tồn hay phân hủy trong thời gian đòa chất lâu dài. Yếu tố quan trọng nhất là nguồn gốc vật liệu hữu cơ. Tuy nhiên sau khi sinh ra còn bò thay đổi do nhiều yếu tố khác như di cư, tái phân bố lại, vận động của nước ngầm, oxy hóa, biến chất và v.v. Vì vậy cần sử dụng các chỉ tiêu về nguồn gốc và tập hợp các chỉ tiêu khác, trong đó có chỉ tiêu về đánh dấu sinh vật (biomarker). CHƯƠNG 11 385 11.3.2.1 Dự đoán thành phần và chất lượng dầu Trên cơ sở loại vật liệu hữu cơ và mức độ biến chất của nó. Ví dụ loại vật liệu hữu cơ sapropel tích lũy trong môi trường khử mạnh ở giai đoạn MK 1 -MK 2 sẽ liên quan tới chứa lưu huỳnh, ít parafin có các pic cực đại của n-alkan-C 15 -C 19 và các đặc trưng khác Pr/Ph<1 (bảng 11.1). Đối với vật liệu hữu cơ hỗn hợp (cát sét tướng glauconit biển nông, delta có các thành hệ molass trong môi trường khử ở giai đoạn MK 1 -MK 2 có các đặc trưng sau: ít lưu huỳnh, hơi ít parafin có pic cực đại của alkan C 15 ÷ 27 hay là hai đỉnh (bimodal) C 15 ÷19 và C 22 ÷30 , Pr/Ph ≥ 1-2. Đối với thành hệ cát sét chứa than và á than thường có các đặc trưng sau: nhiều parafin, ít lưu huỳnh, có các pic cực đại của n-alkan C 22 -C 29 và các tính chất khác. Pr/Ph ≥ 2- 4 đối với vật liệu hữu cơ thực vật bậc cao thì Pr/Ph > 4. Các chỉ tiêu cụ thể đã nói ở chương 4. Càng chìm sâu biến chất càng mạnh, càng sinh ra nhiều HC nhẹ, hệ số KmC 6 càng tăng Các chỉ tiêu chủ yếu dự đoán tính chất và thành phần dầu được thể hiện ở bảng sau đây (ở đới chủ yếu sinh dầu). CÁC PHƯƠNG PHÁP TÌM KIẾM THĂM DÒ VÀ THEO DÕI MỎ 386 Bảng 11.1: Thành phần và tính chất của dầu Loại dầu Thông số đòa hóa Chỉ tiêu đòa chất 1-Loại dầu ở đới nhiệt xúc tác Có xu hướng tăng: HC nhẹ, KmC6, ΣCh/ΣCp, alkan- izoalkan, alkan- cyclane, giảm: tỉ trọng, Kizo, ethylbenzol/∑cxylen, αcytostan/izocytostan C 29 . Chìm dần vỉa dầu đã được tích lũy ở đới chủ yếu sinh dầu xuống sâu hơn; ở vùng có nghòch đảo kiến tạo hình thành cấu trúc mới. 2- Loại phân dò ngược pha (fazoretro- grad) Có xu hướng giảm tỷ trọng khi xảy ra phân dò ngược mạnh mẽ, càng tăng: MCP/Ch, izoalkan/cyclan alkan/aren, benzol/toluel, Pr/Ph đến 5 ÷ 10 và hơn, có thành phần dầu trong vỉa condensat. Tác động của dòng khí từ dưới sâu đối với vỉa dầu cổ, xuyên qua lên các tập trên theo đứt gãy vào các vỉa dầu, condensat nguyên sinh từ dưới lên theo lát cắt. 3- Loại thấm lọc Hàm lượng nhựa - asfalten càng thấp, HC aromatic càng thấp, ngược lại phần xăng chất lượng cao và dầu càng tăng trên đường di cư. Di cư khó khăn (thấm lọc) của HC trong đới phát triển các thành hệ sulfat - halogen hay là sét - silic mòn. 4- Loại thủy sinh (hypergen) Tăng quá trình thủy lực, giảm hàm lượng HC nhẹ, n-alkan, n-alkan/izoalkan, tăng liên tục Kizo từ 0.6 đến 10 và hơn, thường dầu nặng. Phân hủy sinh học các vỉa dầu ở đới T o thấp và bò oxy hóa do có nước vỉa chảy qua. 5- Loại cổ thủy sinh Tập hợp tính chất của mục 1 và 4. HC nhẹ cao, tăng Kizo, giảm phân đoạn <130 o C, giảm: alkan/izoalkan, alkan/cyclan, đôi khi asfalten đạt tới 16 ÷ 18% (dầu oxy hóa nhiệt độ cao, phong hóa) Vỉa hình thành nhiều giai đoạn trong điều kiện gián đoạn lớn và bất chỉnh hợp trong các thành hệ trầm tích (thường ở độ sâu lớn). 6- Loại từ đá carbonat Tăng hàm lượng S và HC aromatic nhẹ tăng gấp 1.5 ÷ 2 lần so với phông của phức hệ carbonat, mercaptan tăng tới 50 (90% ở phân đoạn <200 o C, H 2 S từ 6 ÷ 8 đến 23%. Quan hệ rõ giữa tỷ trọng dầu với S. Phát triển đá carbonat đặc biệt ám tiêu san hô tức là có liên quan tới nguồn. Cung cấp carbonat 7- Loại do nguồn nhiệt magma Giảm giá trò của các phân đoạn thấp đến cao (từ 35 xuống 25), parafin - 20%, aromat - 35 ÷ 40% (phân đoạn <300 0 C). Giá trò thấp của ethylbenzol/(kcylen) ở các tầng sâu ưu thế là các HC parafinic, aromatic, có mặt olefin, S nguyên tố. Xuất hiện hoạt động nhiệt magma trong bể trầm tích. 8- Loại do biến chất Phong phú dầu parafin nhẹ, vắng hòan toàn các HC phân chuỗi (cyclic HC) và cả các dò nguyên tố. Biến chất khu vực. CHƯƠNG 11 387 - Đối với dạng nhiệt xúc tác do tăng nhiệt độ cổ mà tăng thành phần HC metanic-aromatic, giảm HC naftenic. Nếu tăng cao pic của n-alkan C 5 -C 10 chứng tỏ ở gần vỉa dầu bão hòa khí nhẹ. - Đối với dạng phân dò pha ngược trong dầu giảm tỷ số Pr/Ph, còn trong condensat lại tăng Pr/Ph có khi lớn 10-11. - Đối với dạng thủy sinh và cổ thủy sinh đặc trưng bằng dầu nặng, độ nhớt cao do oxy hóa, phong hóa, đôi khi vắng n-alkan. Đặc trưng M/N, (mono+bicyclic)/ polycyclic. Trong thành phần aren đặc trưng tỷ số naftalen/phenantren. - Tỷ số aren/asfalten có giá trò cao 50-53 ở đới chủ yếu sinh dầu, giảm xuống 33-35 đối với dầu ở đới thủy sinh yếu, xuống đến 20- 28% ở đới thủy sinh mạnh mẽ. Có thể tóm tắt hiện tượng tác động thủy sinh như sau: đó là tác động của nước đặc biệt nước ngọt vào dầu. Vì nước có O 2 và vi khuẩn mang hoạt tính cao. Có ba loại nguồn gốc thủy sinh: cơ học, hóa học và sinh học. 1- Thủy sinh cơ học: gây nên hiện tượng mất dần thành phần nhẹ, tăng tỷ trọng, tăng lượng nhựa, asfalten, giảm lượng benzen (sôi đầu- 200 ° C), tăng phần n-alkan so với izo-alkan nếu không bò phân hủy sinh học. 2- Thủy sinh hóa học: gây nên quá trình oxy hóa hay lưu huỳnh hóa các hydrocacbon. - Oxy hóa dầu đến mất các hợp chất tham gia vào độ khóang của nước. Trong dầu tăng cường lượng oxygen do đó tăng phần cồn benzen, nhựa, acid asfaltenic. - Nếu xảy ra lưu huỳnh hóa tức là khử sinh hóa các sulfat tạo nên các hỗn hợp chứa lưu huỳnh mà cấu tử chính là H 2 S sẽ tương tác với các hỗn hợp chứa các dò nguyên tố đã có trong quá trình oxy hóa. 3- Thủy sinh sinh học: lưu huỳnh hóa đầu tiên liên kết với phần cao phân tử của dầu do đó dẫn đến tăng lượng nhựa - asfalten. Tỷ trọng dầu sẽ tăng, sau đó lưu huỳnh hóa bao gồm phần HC tạo thành sulfide và mercaptan có mùi hôi. Lưu huỳnh (S) có thể lấy hydrogen của hexanaften, để tách ra aromat mà nó không tác động với n-alkan. Do đó giảm các cyclohexan, tăng các alkan, còn phần CÁC PHƯƠNG PHÁP TÌM KIẾM THĂM DÒ VÀ THEO DÕI MỎ 388 aren trong benzen giảm dần. Lưu huỳnh nguyên tố gắn với các nhân aromat tạo các hỗn hợp cao phân tử chuyển sang các cấu tử sôi ở nhiệt độ cao. Trong dầu thấy tăng lượng asfalten, aren ở phân đoạn trung bình (200-420 ° C). Thấy tăng lượng n-alkan, ít aren ở phân đoạn <200 ° C. Tăng lượng hợp chất cyclopentan so với hợp chất cyclohexan. Tóm lại, trong quá trình phân hủy của dầu phát hiện tăng tỷ trọng, không có thành phần nhẹ, thành phần nhóm vắng n-alkan. Nếu tăng quá trình phân hủy sinh học thấy mất dần n- alkan, izo- alkan, phần còn lại chủ yếu là naften đa chuỗi, thay đổi diện phân bố. Điều này giải thích vì sao có mặt 25-norhopane và có cả n-alkan phản ánh vùng bò phân hủy sinh học mạnh. Còn n-alkan có được lúc này là do phân hủy các hỗn hợp chứa O, N, S. (phân hủy asfalten ở nhiệt độ cao hay bởi sinh học) do đứt mạnh của các cấu tử chứa O+N+S+ (Volkman 1983, Toluholar 1986 và nnk). Ngược lại khi phân hủy sinh học một số chỉ tiêu không thay đổi giá trò tan tan tan ,/, , tan tan hop normore hopan adian CC more hopan adian trisnorhopan + + 30 29 , ít thay đổi pasnopt naftenic; nhiệt phân asfalten không thay đổi. Theo Petrov Al, A dầu parafin chuyển sang naften, sẽ tăng tỷ trọng, tăng lượng nhựa, tăng aromat và naften, dầu mất tới 13-31% trọng lượng n- alkan, vắng benzen và toluen, tăng lượng HC cao phân tử và tăng lượng HC chứa oxygen (mất HC từ C 12 -C 18 ), mất isoprenoid, pasport naften còn nguyên, tỷ số Pr/Ph ít thay đổi, mất mạch thẳng. Khi đó ta có dầu ít hoặc vắng parafin, chứa nhiều nhựa bôi trơn. a) Để phân biệt các tích lũy dầu, khí, condensat (bảng 11.2). Cần xem xét các chỉ tiêu c A B t , .cb A B t , β = c A B t / .cb A B t , S 0 , S 1 , S 2 , S 3 , PI, HI, T max , R 0 , tương quan C 1 - C n và () C CC∑÷ 1 25 , CCCC C Z C C + +++ =+ 1234 2 3 5 [...]... hóa thuận lợi: dầu nặng, phong phú kim loại trong nhựa - asfalten và S 4- Tập hợp của dầu có nhựa nặng và dầu nhẹ bão hòa khí CÁC PHƯƠNG PHÁP TÌM KIẾM THĂM DÒ VÀ THEO DÕI MỎ 3 98 5- Có trong lát cắt dầu oxy hóa tàn dư và malta Một số mỏ có V = 1250- 5900g/ T; Ni = 520- 1200g/T; Mo = 2045g/T, Re, Sb, Au, Co, Ti, S và Theo tính toán của các chuyên gia thì để có mỏ phong phú V như trên dầu nguyên sinh... thuộc vào nhiều yếu tố như vật lý, hóa, đòa hóa, điều kiện đòa chất, hoạt động kiến tạo, đồng thời lệ thuộc vào chính năng lượng và tính chất của các vỉa sản phẩm 11.3.5.2 Các phương pháp đòa hóa tìm kiếm dầu khí Tùy từng nhiệm vụ tìm kiếm thăm dò, tùy từng đối tượng mà đề ra các phương pháp đòa hóa tìm kiếm (có 8 phương pháp) 1- Đòa hóa khí 2- Đòa hóa bitum 3- Đòa hóa nhiệt phân Rock - Eval 4- Đòa... lấy mẫu và đưa vào máy sắc ký khí (GC) Cách lấy mẫu: có hai loại Hình 11.1: Dụng cụ lấy mẫu khí 1- Tại giếng khoan hay dùng trạm carotaj khí Dòng khí từ máng dung dòch đưa qua phễu chân không, sau đó đưa qua màng lọc CÁC PHƯƠNG PHÁP TÌM KIẾM THĂM DÒ VÀ THEO DÕI MỎ 4 08 Khí được tách ra và đưa trực tiếp vào buồng phân tích (H.11.1a) 2- Lấy khí vào bình sau đó chuyển vào máy phân tích - Lấy khí từ các vết... cứ vào tài liệu đòa vật lý giếng khoan, đặc biệt carotaj khí có thể tách ra vỉa sản phẩm với vỉa không sản phẩm, lớp chứa với lớp chắn, xác đònh được ranh giới dầu - nước, khí - nước v.v CHƯƠNG 11 401 11.3.5 Các phương pháp đòa hóa tìm kiếm dầu khí 11.3.5.1 Cơ sở lý thuyết Đòa hóa tìm kiếm dầu khí là một trong phức hệ các phương pháp như đòa chất, đòa vật lý, hàng không và đòa hóa Đòa hóa dầu khí. .. yếu sinh dầu, sinh condesat và khí - Xác đònh khả năng di cư và hướng di cư - Tính tiềm năng Hydrocacbon trong phạm vi bể nói chung và phạm vi thu nạp của cấu tạo (hoặc bẫy) nói riêng CÁC PHƯƠNG PHÁP TÌM KIẾM THĂM DÒ VÀ THEO DÕI MỎ 402 Đặc biệt cần kết hợp với điều kiện cổ kiến tạo, xây dựng mô hình thời điểm sinh dầu, di cư và tích lũy vào bẩy chứa Chỉ có thể như vậy mới có hướng tìm kiếm thăm dò... hóa đồng vò 8- Đòa hóa dấu tích sinh vật Trong đó đòa hóa khí, bitum, nhiệt phân, đồng vò và dấu tích sinh vật trực tiếp với vỉa dầu, khí, còn các phương pháp gián tiếp khác không liên quan trực tiếp tới dầu và khí 1- Phương pháp đòa hóa khí Đối tượng chủ yếu là khí tách ra từ đá (mẫu lõi, mẫu vụn) vết lộ, trong dung dòch khoan, nước vỉa hay nước mặt nhờ phân tích sắc ký khí Chỉ tiêu đòa hóa khí được... lát cắt đòa hóa khí nghòch đảo đặc trưng như sau: 1- Hàm lượng hydrocacbon không ổn đònh 2- Hàm lượng thấp của C2H6, C3H8, C4H10 (< 3%), tăng dần khi lên gần bề mặt 3- Vắng hòan toàn đồng vò nhẹ của metan trong thành phần khí 4- Hàm lượng cao của H2S giao động trong khoảng rộng (đến vài chục phần trăm) CÁC PHƯƠNG PHÁP TÌM KIẾM THĂM DÒ VÀ THEO DÕI MỎ 394 5- Hàm lượng cao của khí N2 (vài phần chục tới... C4)/C5 Đối với mỏ dầu thì yếu tố khí < 400 m3/m3, còn đối với mỏ khí thì yếu tố khí >1000m3/m3 - Ngoài ra cần xem sét phân đoạn nhẹ 100 ÷ 150 ° C/150 ÷ 200 ° C Trong thành phần xăng (< 150 ° C) dầu rất đặc trưng hydrocacbon cyclohexan, có ưu thế cyclohexan Ch, MCh, tăng tỷ số para và meta cxylen/ortocxylen - Trong mỏ khí hay GK thì bitum cloroform 40kg/m3 Nếu mỏ dầu gần với phần... đoạn 1 Thành phần khí rất phức tạp vì có tính linh động cao và nhẹ + Nếu theo hàm lượng của các thành phần cháy có thể đưa ra ba loại: - Loại khí cháy có nhiệt lượng cao > 10000 kcalo/ m3 CÁC PHƯƠNG PHÁP TÌM KIẾM THĂM DÒ VÀ THEO DÕI MỎ 392 - Loại khí cháy có nhiệt lượng thấp < 10000 kcalo/ m3 - Loại không cháy (hydrocacbon chỉ chiếm < 20%) + Nếu theo thành phần metan có thể chia ra như sau + - Metanic... tiêu đòa hóa khí được phân ra các nhóm sau đây: 1- Chỉ tiêu đònh lượng HC khí Các dò thường khí ở phía trên mỏ, vùng vòm, gần vòm, ở đới phá hủy kiến tạo, khe nứt Các khí CÁC PHƯƠNG PHÁP TÌM KIẾM THĂM DÒ VÀ THEO DÕI MỎ 406 được tách ra hai phần: phần ở lỗ hổng tự do lưu thông, phần ở các lỗ hổng khép kín Các giá trò dò thường của khí đôi khi liên quan tới vùng phong phú vật liệu hữu cơ hay nơi giải toả . thuận lợi: dầu nặng, phong phú kim loại trong nhựa - asfalten và S. 4- Tập hợp của dầu có nhựa nặng và dầu nhẹ bão hòa khí. CÁC PHƯƠNG PHÁP TÌM KIẾM THĂM DÒ VÀ THEO DÕI MỎ 3 98 5- Có trong. yếu sinh dầu) . CÁC PHƯƠNG PHÁP TÌM KIẾM THĂM DÒ VÀ THEO DÕI MỎ 386 Bảng 11.1: Thành phần và tính chất của dầu Loại dầu Thông số đòa hóa Chỉ tiêu đòa chất 1-Loại dầu ở đới nhiệt xúc tác. toàn cấu trúc đòa chất của các đơn vò kiến trúc. Vì vậy, nó ít được dùng trong tìm kiếm thăm dò dầu khí Tóm lại, trong công tác tìm kiếm dầu khí công cụ chủ đạo là phương pháp thăm dò đòa chấn