Luận Văn Phân tích thử vỉa DST giếng khoan S-9 tầng chứa Hamra mỏ S, lô 433a & 416b, Angiêri

Cấu trúc đồ án gồm 4 chương: Chương 1: Đặc điểm tự nhiên và kinh tế nhân văn khu vực nghiên cứu Chương 2: Cấu trúc địa chất mở S, lô 433a & 416b Chương 3: Cơ sở lý thuyết của phương phá

Trong giai đoạn hiện nay, các công ty tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí,

đi đầu là PVEP đã triển khai hàng chục hợp đồng dầu khí với các châu lục Để đánh giá tiềm năng dầu khí với các lô, các cấu tạo đã ký, trước khi đưa vào khai thác thì công tác thử vỉa luôn được tiến hành một cách tỷ mỉ

Phân tích tài liệu thử vỉa góp phần đánh giá điều kiện giếng khoan, dự báo mô hình vỉa chứa, tính chất của chất lưu trong vỉa và khả năng cho sản phẩm có giá trị thương mại của một vỉa chứa Từ đó quyết định phát triển mỏ chứa, vỉa chứa hay không

Với tầm quan trọng như vậy nên tôi chọn đề tài cho đồ án tốt nghiệp chuyên

nhành Địa chất Dầu khí là: “ Phân tích thử vỉa DST giếng khoan S-9 tầng chứa Hamra mỏ S, lô 433a & 416b, Angiêri.” Đề tài hướng đến nghiên cứu phân tích

kết quả thử vỉa DST để đánh giá điều kiện giếng, vỉa chứa và xác định các thông số đặc trưng của vỉa và chất lưu bão hòa trong vỉa Đây là một giếng trong cấu tạo nước ngoài nên việc tiếp cận với các nguồn tài liệu có những hạn chế và khó khăn vượt tầm của một sinh viên

Cấu trúc đồ án gồm 4 chương:

Chương 1: Đặc điểm tự nhiên và kinh tế nhân văn khu vực nghiên cứu Chương 2: Cấu trúc địa chất mở S, lô 433a & 416b

Chương 3: Cơ sở lý thuyết của phương pháp thử vỉa

Chương 4: Phân tích thử vỉa DST giếng khoan S-9, tầng chứa Hamra, mỏ S Kết luận và kiến nghị

Đồ án được hoàn thành dưới sự hướng dẫn của các thầy giáo trong bộ môn Địa chất Dầu khí trường Đại học Mỏ - Địa chất và sự chỉ bảo của các anh chị trong phòng Thiết kế mỏ thuộc Ban Công nghệ mỏ của Tổng công ty Thăm dò và Khai thác Dầu khí, PVEP

Trong quá trình làm đồ án, do thời gian hạn chế, nguồn tài liệu thu thập chưa

đủ cùng với sự hiểu biết hạn hẹp nên đề tài khó tránh khỏi thiếu sót về mặt nội dung lẫn hình thức trình bày Kính mong nhận được đóng góp ý kiến của các thầy cô giáo, cán bộ chuyên môn cùng các bạn sinh viên để đồ án được hoàn thiện hơn Tôi xin được bay tỏ lòng biết ơn sâu sắc thời thầy giáo Phan Từ Cơ và toàn thể thầy cô trong bộ môn Địa chất Dầu khí trường đại học Mỏ - Địa chất; đồng thời tôi xin gửi lời biết ơn tới Thạc sĩ Nguyễn Hoàng Đức cùng các anh chị trong Ban Công nghệ Mỏ Tổng công ty Thăm dò và Khai thác dầu khí, PVEP đã tạo điều kiện thuận lợi và tận tình giúp đỡ tôi hoàn thành đồ án này

Xin chân thành cảm ơn!

CHƯƠNG I: ĐẶC ĐIỂM TỰ NHIÊN VÀ KINH TẾ - NHÂN VĂN

KHU VỰC NGHIÊN CỨU 1.1 Đặc điểm địa lý tự nhiên

1.1.1 Vị trí địa lý

Angiêri là một quốc gia rộng lớn nằm bên bờ biển Địa Trung Hải, phần lớn diện tích lãnh thổ là sa mạc, có hai miền tự nhiên khác biệt Diện tích lãnh thổ vào khoảng 2,38 triệu km2 Phía Bắc là biển Địa Trung Hải, phía Đông giáp với các nước Tuynidi, Libi; phía Nam giáp với các nước Nigie, Mali; phía Tây giáp với Môritani, Xarauy và Marốc Phần lớn biên giới nội địa là các đường thẳng qui ước vạch ra trên sa mạc Sahara

1.1.2 Đặc điểm khí hậu

Angiêri gồm hai miền tự nhiên khác nhau rõ rệt

Miền Bắc với diện tích khoảng 341 ngàn km2 gồm các khu vực núi, cao nguyên và bình nguyên phía Bắc, có độ cao trung bình hơn 500 m, rất ít các bình nguyên dưới 200 m Phía Nam của dãy núi là các bình nguyên nội địa xen lẫn một

số thung lũng sông, đất đai khá phì nhiêu, thuận lợi sản xuất nông nghiệp

Phần lớn diện tích miền Bắc có khí hậu Địa Trung Hải mùa đông ấm, nhiều mưa, mùa hè mát, nhiệt độ trung bình của Angiêri là 240 C Càng đi sâu vào lục địa

do ảnh hưởng của khí hậu sa mạc nên biên độ năm khá cao, trên các cao nguyên nội địa mùa hè nhiệt độ trung bình 250 ÷ 280 C, tối đa 500 C, mùa đông nhiệt độ trung bình -100 ÷ -170 C có mưa tuyết và băng trên các đỉnh núi cao

Miền đồng bằng duyên hải lượng mưa trung bình 600 ÷ 800 mm, các cao nguyên nội địa lượng mưa 400 ÷ 600 mm, sườn nam Atlát Sahara lượng mưa 200 ÷

400 mm

Miền Nam Angiêri là sa mạc Sahara với diện tích khoảng 2 triệu km2 Là một bình sơn nguyên có độ cao thấp hơn miền Bắc, gồm các sa mạc cát và sỏi đá nối tiếp, mênh mông, khô cằn hoang vắng, lác đác có một số điểm dân cư tại các ốc đảo hoặc các vùng khai thác khoáng sản Phía Đông Nam là vùng núi Ahacga có những đỉnh núi cao trên 2.500 m, có lượng mưa 100 mm/năm, nên có một số điểm dân cư sống nhờ chăn nuôi và trồng trọt

Khí hậu của sa mạc Sahara là rất khắc nghiệt Nhiệt độ trung bình tháng 7 vào khoảng 500 C, có ngày 700 C, mùa đông nhiệt độ thấp hơn 00 C Thường có những trận gió xoáy tung cát bụi lên cao trên 1.000 m, rất nguy hại đối với sự sống và sản

xuất Lượng mưa rất thấp và thất thường, không có dòng chảy thường xuyên Thực vật nghèo nàn, gồm các loại cây hàng năm mọc rất nhanh sau khi mưa, ra hoa kết trái nhanh chóng, đời sống chỉ tồn tại sau vài tuần Càng đi sâu vào trung tâm sa mạc càng nghèo động vật Riêng ở các ốc đảo cây cối phát triển khá xanh tốt, có giá trị kinh tế cao là cây chà là

1.1.3 Đặc điểm sông ngòi

Sông ngòi tập trung tại khu vực đồng bằng duyên hải, sông ngòi mang tính chất sông miền núi: nhỏ, ngắn, dốc nhiều thác gềnh, có giá trị thủy điện, cung cấp nước cho sinh hoạt Ngoài ra còn có nhiều sông cạn (oued)

1.2 Đặc điểm kinh tế nhân văn

1.2.1 Dân cư

Dân số hiện tại của Angiêri là 37.367.226 người (năm 2012)

Khoảng 70% người Angiêri sống ở miền bắc, vùng ven biển; một bộ phận nhỏ sống tại sa mạc Sahara và chủ yếu tập trung tại các ốc đảo, có khoảng 1,5 triệu người vẫn sống kiểu du mục hay bán du mục 99% dân số thuộc chủng tộc Ả Rập/Berber và làtín đồ Hồi giáo; các tôn giáo khác chỉ hạn chế trong những cộng đồng rất nhỏ, chủ yếu là người nước ngoài Người Châu Âu chiếm chưa tới 1% dân

số

Trong thời thuộc địa, có một cộng đồng Châu Âu lớn (chủ yếu là người Pháp)

"chân đen" tại Angiêri, tập trung ở ven biển và tạo thành một cộng đồng đa số trong nhiều thành phố Hầu như toàn bộ số người này đã rời đi ngay sau khi nước này giành lại độc lập từ Pháp

Đa phần người dân Angiêri là người Ả Rập theo ngôn ngữ và đặc tính, và có

tổ tiên hòa trộn giữa Berber-Ả Rập Người Berber đã sống ở Angiêri trước khi các

bộ lạc Ả Rập tới đây trong thời đạo Hồi bành trướng ảnh hưởng ở thế kỷ thứ 7 Vấn

đề chủng tộc và ngôn ngữ đã trở thành khá nhạy cảm sau nhiều năm hạn chế văn hóa Berber (hay Imazighen, như một số người muốn dùng) của chính phủ Ngày nay, vấn đề Ả Rập-Berber thường là về việc tự đồng hóa hay đồng hóa thông qua ngôn ngữ và văn hoá, chứ không phải là vấn đề phân biệt nguồn gốc hay chủng tộc Khoảng chừng 20% dân số tự cho mình là người Berbers, và chủ yếu sử dụng các ngôn ngữ Berber (cũng được gọi bằng thuật ngữ Tamazight), và được chia thành nhiều nhóm chủng tộc, đáng chú ý gồm Kabyle (lớn nhất) ở vùng núi phía bắc miền trung, Chaoui ở phía Đông núi Atlas, Mozabite sống tại thung lũng M’zab và phía Nam Tuareg

Tỷ lệ sinh: Khoảng 1,6 % (trong giai đoạn từ năm 1990 đến 2000), trung bình đạt 1,4 % vào năm 2002

Tuổi thọ trung bình: 70,5tuổi

1.2.2 Kinh tế

Tổng thu nhập quốc nội: 108,5 tỷ USD (theo số liệu thống kê năm 2006); Phân

bổ tổng thu nhập quốc nội (không tính từ dầu khí): 65 % tư nhân và 35% nhà nước;

1.2.2.1 Công nghiệp

Kinh tế Angiêri gặp nhiều khó khăn, dân số tăng cao làm cho tình hình trở nên trầm trọng hơn Cơ cấu nông nghiệp bị xáo trộn do chính sách tập thể hóa (1971) và

tư nhân hóa (1990) Việc lựa chọn phát triển các ngành công nghiệp nặng đã để lộ

ra những nhược điểm tai hại: các sản phẩm của ngành công nghiệp luyện kim và công nghiệp hóa học không phù hợp với nhu cầu nội địa và xuất khẩu gặp nhiều khó khăn Lợi nhuận thu được từ xuất khẩu dầu mỏ và khí đốt đã làm giảm bớt những tác động của khủng hoảng Lĩnh vực năng lượng hóa thạch là xương sống của nền kinh tế, Angiêri có trữ lượng khí tự nhiên đứng thứ 7 trên thế giới,đứng thứ hai về xuất khẩu khí tự nhiên và đứng thứ 14 về trữ lượng dầu mỏ với 11,8 tỷ thùng trữ lượng đã được chứng minh và ước tính số thực có thể vượt mức trên Nguồn khí

tự nhiên đóng góp vào 60% nguồn ngân sách, 30% GDP và 95% giá trị xuất khẩu

Cơ quan Thông tin Năng lượng đã thông báo rằng năm 2005, Angiêri có 4,528 tỷ

m3 trữ lượng khí tự nhiên đã được khảo sát, đứng hàng thứ 8 thế giới

Ngoài công nghiệp dầu mỏ, Angiêri còn phát triển ngành công nghiệp nhẹ, điện hóa dầu và chế biến thực phẩm

1.2.2.2 Ngành du lịch thương mại

Sự phát triển của ngành du lịch tại Angiêri trước đây bị cản trở do thiếu phương tiện, nhưng từ năm 2004, chiến lược phát triển du lịch rộng rãi đã được thực hiện dẫn đến nhiều khách sạn có chất lượng cao được xây dựng

Angiêri có một số Di sản thế giới được UNESCO công nhận bao gồm Al Qal'a của Beni Hammad,thủ đô đầu tiên của đế quốc Hammadid; Tipasa, thị trấn Phoenician và sau này là thị trấn La mã; Djémila và Timgad, cả hai đều là di tích La Mã; Thung lũng M'Zab là một thung lũng đá vôi chứa một ốc đảo lớn; còn Casbah

là một tòa thành quan trọng Di sản thế giới tự nhiên là dãy núi Tassili n'Ajjer Cán cân thương mại: nhập siêu khoảng 28 tỷ USD trong năm 2006; Lạm phát: 2,6 % trong năm 2003, 2,5 % trong năm 2005 và 3,0 % trong năm 2006; Tỷ lệ thất

nghiệp: 30 % lực lượng lao động trong năm 2004, và giảm thấp hơn còn 18 % cuối năm 2005; Nợ nước ngoài: dưới 6 tỷ USD theo thống kế vào cuối năm 2006

1.2.2.3 Nông – Lâm – Ngư nghiệp

Nông nghiệp: Khu vực nông nghiệp chiếm khoảng 10 % tổng thu nhập quốc nội;ngũ cốc: trung bình cho giai đoạn 1991÷ 2003 đạt 1,2 triệu tấn, trong năm 2003 sản lượng đạt kỷ lục 2,2 triệu tấn;chà là: 420 nghìn tấn trong năm 2003 và 516 nghìn tấn trong năm 2005 Trong những năm gần đây, Chính phủ đã quan tâm hơn tới nông nghiệp nhưng vẫn chưa đảm bảo tự túc được lương thực Các sản phẩm nông nghiệp chính của Angiêri là lúa mì, lúa mạch, nho, ôliu, cam, quýt và gia súc.Lâm nghiệp: Angiêri chủ yếu là sa mặc do đó lâm nghiệp không phát triển Ngư nghiệp: Ngư nghiệp tại Angiêri chỉ phát triển ở khu vực miền Bắc, nơi giáp với biển Địa Trung Hải Với đường bờ biển tương đối dài, tại đây diễn ra các hoạt động nuôi trồng và đánh bắt thủy hải sản, góp phần vào hoạt động kinh tế của đất nước

1.2.3 Giao thông vận tải

Mạng lưới giao thông của Angiêri dày đặc nhất châu Phi, ước tính chiều dài đường cao tốc lên đến 180.000km Mạng lưới này cần được bổ sung một vài cơ sở

hạ tầng đường cao tốc lớnđang được hoàn thiện, đó chính là Đại lộ Đông-Tây Nó là

có độ dài 1216 km, nối thành phố Annaba ở phía Đông với thành phố Tlemcen ở phía Tây Angiêri cũng có đường cao tốc được trải nhựa cắt qua 2/3 sa mạc Sahara Con đường này được chính phủ Angiêri hỗ trợ để tăng cường hoạt động thương mại giữa sáu nước (Angiêri, Mali, Nigiê, Nigiêia, Sát Và Tuynidi)

1.2.4 Văn hóa - y tế - giáo dục

1.2.4.1 Văn hóa

Văn hoá Angiêri đã bị ảnh hưởng mạnh mẽ bởi Hồi giáo, tôn giáo chính của quốc gia này Các tác phẩm của gia đình Sanusi thời tiền thuộc địa và của Emir Abdelkader và Sheikh Ben Badis thời thuộc địa, rất đáng chú ý Văn học hiện đại Angiêri, bị phân chia giữa Ả Rập và Pháp, bị ảnh hưởng mạnh mẽ bởi lịch sử gần đây của đất nước Các nhà văn nổi tiếng thế kỷ 20 gồm Mohammed Dib, Albert Camus và Kateb Yacine, còn Assia Djebar là nhà văn có số lượng tác phẩm được dịch khá lớn Những nhà văn nổi bật thập niên 1980 gồm Rachid Mimouni, sau này

là phó chủ tịch tổ chức Ân xá Quốc tế và Tahar Djaout, bị một nhóm Hồi giáo giết hại năm 1993 vì các quan điểm thế tục của ông Ngay từ thời La Mã, Apuleius, sinh tại Mdaourouch, đã có tư tưởng về một quốc gia Angiêri

Trong triết học và nhân loại học, Malek Bennabi và Frantz Fanon được chú ý

về các tư tưởng của họ với quá trình giải thực, trong khi Augustine thành Hippo sinh tại Tagaste (khoảng 60 dặm từ thành phố Annaba hiện nay), và Ibn Khaldun, dù sinh tại Tunis, đã viết ra Muqaddima khi đang sống ở Angiêri

Thể loại âm nhạc Angiêri nổi tiếng nhất trên thế giới là rạ, một loại nhạc cĩ

khuynh hướng pop, dựa trên âm nhạc dân gian, được các ngơi sao quốc tế như Khaled và Cheb Mami thể hiện Tuy nhiên, tại chính Angiêri kiểu âm nhạc cổ điển hơn, biểu diễn rõ từng chữ là chaabi lại phổ biến hơn, với các ngơi sao như El Hadj El Anka hay Dahmane El Harrachi, trong khi thể loại âm nhạc cĩ các giai điệu

du dương Kabyle, được Idir, Ait Menguellet, hay Lounès Matoub biểu diễn, thu hút được rất đơng thính giả Về các thị hiếu âm nhạc cổ điển hơn, âm nhạc cổ điển Andalusia, do những người tị nạn Morisco từ Al-Andalus đưa tới, vẫn được gìn giữ trong nhiều thị trấn cổ ven biển

Trong lĩnh vực hội hoạ, Mohammed Khadda và M'Hamed Issiakhem là hai khuơn mặt đáng chú ý trong những năm gần đây

1.2.4.3 Giáo dục

Giáo dục ở Angiêri là bắt buộc và miễn phí 9 năm (bắt đầu từ năm 6 tuổi) Học sinh được giảng dạy chủ yếu bằng tiếng Ả Rập (trước đây là tiếng Pháp) Angiêri cĩ một số trường Đại học ở các thành phố lớn Alger, Oran, Qacentina và Constantine

Cơ cấu hệ thống trường

Trường Trung học cơ sở: kiểu trường cung cấp dịch vụ giáo dục này: Retared,

Trường cơ sở, thời gian chương trình: 9 năm, độ tuổi: 6 tới 15 tuổi Chứng

nhận/bằng được cấp: Bằng giáo dục cơ sở

Trường Trung học phổ thông: kiểu trường cung cấp dịch vụ giáo dục này:

Trung học phổ thông, trung học đa ngành, thời gian chương trình: 3 năm; độ tuổi:

15 tới 18 tuổi Chứng nhận/bằng được cấp: Bằng trung học phổ thông

Trung học kỹ thuật: kiểu trường cung cấp dịch vụ giáo dục này: Trung học kỹ thuật, thời gian chương trình: 3 năm Chứng nhận/bằng được cấp: Tú tài kỹ thuật

1.3 Thuận lợi và khó khăn đối với công tác tìm kiếm thăm dò

1.3.1 Thuận lợi

Trải qua hơn 50 năm kể từ khi thiết lập quan hệ ngoại giao (năm 1962), quan

hệ hợp tác hữu nghị truyền thống Việt Nam-Angiêri đã không ngừng được các thế

hệ lãnh đạo và nhân dân hai nước quan tâm, gìn giữ và vun đắp

Quan hệ hữu nghị truyền thống, sự tin cậy, hiểu biết giữa Việt Nam và Angiêri vẫn được duy trì, củng cố, thể hiện qua các chuyến thăm, trao đổi đoàn giữa các bộ, ngành của hai nước và sự hợp tác, ủng hộ lẫn nhau tại các diễn đàn quốc tế

Quan hệ kinh tế giữa Việt Nam-Angiêri tiếp tục phát triển Kim ngạch thương mại hai chiều tăng mạnh Trong năm 2013 Việt Nam trực tiếp xuất khẩu sang Angiêri gần 150 triệu USD, tăng 30% so với năm 2012 và nhập khẩu từ Angiêri khoảng 3 triệu USD Các mặt hàng của Việt Nam xuất khẩu chủ yếu sang Angiêri là cà phê, gạo, hạt tiêu, thủy sản, giày dép và máy móc thiết bị

Trong các lĩnh vực quan hệ kinh tế giữa hai nước, lĩnh vực hợp tác tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí được đặc biệt chú trọng Hợp đồng thăm dò và khai thác dầu khí Việt Nam - Angiêri được ký ngày 10-7-2002 giữa Công ty PIDC (nay

là PVEP) và SONATRACH Đây là hợp đồng lớn nhất của ngành dầu khí Việt Nam ở nước ngoài do phía ta trực tiếp điều hành

Hợp đồng này là một bước tiến lớn của ngành dầu khí nước ta trong việc mở rộng hợp tác khai thác dầu khí ở châu Phi Hợp đồng gồm PVEP chiếm 40% và là nhà điều hành, PTTEP (công ty dầu khí Thái Lan) chiếm 35% và Sonatrach (Angiêri) chiếm 25%

Liên doanh giữa Tổng Công ty Thăm dò và Khai thác dầu khí Việt Nam và các đối tác Angiêri đang tiến triển thuận lợi Dự kiến cuối năm 2014, liên doanh sẽ

chính thức đi vào khai thác dầu Sản lượng dầu dự kiên trong giai đoạn đầu khoảng 20.000 thùng dầu/ngày sau đó sẽ tăng lên 40.000 thùng/ngày

Nguồn nhân lực ở đây rất ít, chủ yếu là dân du mục, được điều động từ các nơi khác đến vì vậy việc bố trí nhân lực làm việc gặp khó khăn

Điều kiện địa chất mỏ phức tạp, độ sâu giếng khoan lớn, đất đá có độ cứng cao Nên gặp nhiều khó khăn trong quá trình khoan giếng…

Ngoài ra, do khủng bố ở khu vực mỏ dầu phía nam, toàn bộ các nhà thầu rút

về hết Vì vậy cần đưa ra một số hỗ trợ hợp lý để các nhà thầu quay trở lại, để đảm bảo tiến độ phát triển mỏ

CHƯƠNG 2: CẤU TRÚC ĐỊA CHẤT MỎ S 2.1 Vị trí địa lý và lịch sử tìm kiếm thăm dò dầu khí trong lô

2.1.1.1 Lịch sử Tìm kiếm thăm dò lô 433a & 416b

Giai đoạn trước năm 2003: Từ năm 1960 đến năm 2001 đã có một số công tác

thăm dò thẩm lượng (TDTL) dầu khí được các Công ty Sonatrach và Mobil tiến hành trên diện tích lô Hợp đồng, với kết quả phát hiện mỏ S bởi Sonatrach vào năm 1990 và phát hiện mỏ M bởi Mobil vào năm 1995-1997 Tổng quan về các hoạt động trong giai đoạn này có thể tóm tắt như trong các bảng 2.1 và bảng 2.2 dưới đây

Bảng 2.1: Tóm tắt khối lượng khảo sát địa chấn trước 2003[4]

Chiều sâu (m) Kết quả chính

Công ty điều hành

Phát hiện dầu từ tầng SI Triat, lưu lượng 300 thùng/ngày đêm

Sonatrach

Phát hiện dầu từ tầng T1 Triat, lưu lượng 1.006 thùng/ngày đêm

Mobil

Giai đoạn từ năm 2003 cho đến hiện tại: Hoàn thành các mục tiêu của giai

đoạn 1 và 2 thăm dò với kết quả được trình bày ở bảng 2.3 và bảng 2.4 trình bày

kết quả các giếng khoan TDTL trên lô hợp đồng

Bảng 2.3: Tóm tắt tình hình thực hiện công tác TDTL cho đến hiện tại [4] Giai đoạn

Khoan 03 giếng: (trong đó 01

giếng thăm dò)

Thu nổ địa chấn

2D: 312 km 3D: 100 km 2

Khoan 9 giếng: (chắc chắn)

trong đó 01 giếng thăm dò

Khoan 20 giếng (dự phòng)

trong đó có 17 giếng thẩm lượng và 3 giếng thăm dò

Thu nổ địa chấn

2D: 208 km và 3D: 888 km 2

Khoan 07 giếng: S-7b, S-8,

HBHJ-1 (thăm dò) 1(thăm dò),

HBRO-M-3, M-4 và S-9

Bảng 2.4: Tóm tắt các kết quả chính của các giếng khoan TDTL đã được

khoan trên toàn lô Hợp đồng từ 2003 đến nay.[4]

STT Tên

giếng

Năm khoan

Chiều sâu (m) Kết quả chính và ghi chú Công ty

1 S-5 2005 3.998 Xác định ranh giới dầu nước

của T1 Triat, không thử vỉa

STT Tên

giếng

Năm khoan

Chiều sâu (m) Kết quả chính và ghi chú Công ty

Lưu lượng dầu khi thử tầng Hamra đạt 1.450 thùng/ngày đêm với đường kính côn tiết lưu bằng 32/64”

GĐ 2 TD Lưu lượng dầu khi thử SI

Triat 300 thùng/ngày đêm với đường kính côn tiết lưu bằng 32/64”

Lưu lượng dầu khi thử M’Kratta 300 thùng/ngày đêm với đường kính côn tiết

GĐ 2 TD Lưu lượng dầu khi thử T1

Triat 1.250 thùng/ngày đêm với đường kính côn tiết lưu bằng 24/64”

8 M-4 2007 3.895 Thử T1 Triat, không có dòng PVEP,

PVEP,

GĐ 2 TD

Kết quả thăm dò& thẩm lượng:

Với các hoạt động thăm dò và thẩm lượng (TDTL) tích cực trên đây đã đưa tới các kết quả quan trọng dưới đây:

 Đã hoàn thành chương trình thẩm lượng cho mỏ S và xác định được trữ lượng cấp Xác minh mỏ S là 688 triệu thùng

 Phát hiện dầu tại cấu tạo M và hoàn thành công tác thẩm lượng;

 Phát hiện dầu trên cấu tạo HBHJ, tuy nhiên các kết quả đánh giá tiếp sau cho thấy cấu tạo này có chất lượng đá chứa kém không có khả năng phát triển thương mại;

 Làm rõ tiềm năng phần phía Bắc của lô Hợp đồng với giếng khoan HBRO-1, không có phát hiện dấu hiệu dầu khí;

 Đối với các khu vực BAT và NEMR: Công tác thẩm lượng được tiến hành cùng lúc với các khu vực tiềm năng khác trong lô Đã hoàn thành công tác thu nổ

540 km2 địa chấn trên hai khu vực này và hoàn thành công tác xử lý và minh giải tài liệu Tuy nhiên do tính phức tạp của các tầng chứa chính tiềm năng Triat trên các

cấu tạo này nên khả năng thành công thương mại tại đây là rất thấp

2.1.1.2 Công tác TDTL cấu tạo S

Trước năm 2003: Tính cho đến hết năm 2003 đã có tổng cộng 4 giếng khoan

TDTL được tiến hành trên khu vực mỏ S và 1 giếng khoan trên cấu tạo M Về mặt tài liệu địa chấn có 522 km2 địa chấn 3D và một số tuyến địa chấn 2D trên mỏ S và

cấu tạo M như trình bày ở bảng 2.1 và bảng 2.2

Từ năm 2003 cho đến nay: Công tác thẩm lượng S đã hoàn tất vào ngày

15/04/2008 với 5 giếng khoan thẩm lượng, bao gồm S-5, S-6b, S-7b, S-8 và S-9, được khoan thêm trong đó có ba giếng (S-6b, S-8 và S-9) đã được hoàn thiện sẵn

sàng cho kết nối và khai thác dầu sau này

Công tác thẩm lượng cấu tạo M đã hoàn thành cho phát hiện này “Báo cáo cuối cùng về phát hiện dầu khí M” đã được trình cho nước chủ nhà vào ngày 19/05/2008

Tóm tắt kết quả giếng khoan S-10

Giếng khoan khai thác S-10 được khoan xiên với góc nghiêng lớn nhất đạt 79,36o Đối tượng Hamra bắt gặp trong giếng S-10 có tính chất đặc trưng gần tương

tự như các giếng giếng S-6b, S-8 và S-9 Kết quả thử vỉa tầng Hamra cho lưu lượng dầu lớn nhất và đạt khoảng 3.600 thùng dầu/ngày đêm Giếng S-10 đã được hoàn thiện sẵn sàng kết nối để khai thác dầu sau này

So sánh trữ lượng mỏ S trong Báo cáo đầu tư Giai đoạn 2 và Báo cáo đầu tư Giai đoạn phát triển khai thác

2.2 Đặc điểm địa tầng

Trên lãnh thổ Angiêri có thể tóm tắt một số điểm chính như sau: Phía Nam là khiên Hogga tiền Cambri Phần trung tâm là thềm Sahara Giới Paleozoi (Đại Cổ

Sinh) / Giới Mesozoi (Đại Trung Sinh) với hàng loạt các bồn trầm tích còn phía Bắc

là vành đai uốn nếp với hệ thống An-pơ chạy theo hướng Đông Tây

Lô Hợp đồng 433a & 416b nằm ở phần phía Bắc của đới nâng cao Hassi Messaoud trong thềm Sahara, phía Đông của đới nâng là bồn trũng Berkin và phía Tây là bồn trũng Oued Mya, hình 2.2 và 2.4

Hình 2.2: Bản đồ các bể trầm tích và kiến tạo [4]

Hình 2.3: Cột địa tầng tổng hợp của mỏ S [4]

2.2.1 Móng Tiền Cambri

Kết quả nghiên cứu thạch học cho thấy đá móng của lô 143a & 416b được cấu tạo bởi các đá biến chất và đá xâm nhập sâu thuộc nhóm đá granit được thành tạo bởi nhiều pha khác nhau, Tiền Cambri, hình 2.3

Mỏ S được hình thành trong một giai đoạn hoạt động tạo núi chính vào giữa

kỷ Cacbon Quá trình bào mòn xảy ra mạnh mẽ trong giai đoạn nén ép Hercyni ở cuối thời kỳ Paleozoi, kết quả là hầu hết trầm tích Paleozoi đã bị bào mòn, trừ phần dưới là trầm tích Silua với thành phần sét là chủ yếu và trầm tích bên dưới có Cambri – Ocđovic

2.2.2.1 Hệ Cambri

Trong thời kỳ từ cuối Tiền Cambri đến Cambri dưới xảy ra hoạt động xói mòn trong hoạt động nâng lên Pan African Trầm tích bị xói mòn và lắng đọng trên móng kết tinh Tiền Cambri, chứa cát kết, quăczit và cuội kết cơ sở tạo thành tập cát dày đặc trưng là thành hệ Mourizidie và Hassaouna Các tập trầm tích này được biết đến nhiều nhất trên các tỉnh địa chất Trias, nơi hình thành các vỉa chứa Tại các tỉnh địa chất khác,các tập trầm tích này được chia thành các đơn vị hoặc thành hệ khác nhau, với chiều dày trung bình khoảng 300 m, hình 2.3

2.2.2.2 Hệ Ocdovic

Thống Ocdovic dưới: Nằm phủ lên thành hệ Hassouna là thành hệ Achebyat

Trầm tích chủ yếu sét kết và cát kết giàu quăczit được lắng đọng trong môi trường biển và ven biển, đây là những vỉa dầu và khí chính (theo nghiên cứu của Montgomery, 1993 và van Weerd và Ware, 1994)

Thống Ocdovic giữa: Thành hệ Hamranằm chỉnh hợp trên thành hệ cát kết

Haounza, có thành phần chủ yếu là sét kết và cát kết hạt mịn

Thống Ocdovic trên: Trầm tích chủ yếu là cát kết hạt mịn và sét kết, ngoài ra

còn chứa lớp mỏng đá vôi của thành hệ Memouniat

2.2.3 Giới Mesozoi

Nằm phủ trực tiếp trên mặt bất chỉnh hợp Hercyni là các trầm tích trẻ hơn Triat bao gồm các tập cát xen kẽ trong các lớp sét cùng các lớp muối và vật liệu cacbonat thành tạo trong một giai đoạn biển tiến chậm diễn ra đồng thời với quá trình sụt lún Tiến trình này còn tiếp diễn trong kỷ Jura và kỷ Creta với trầm tích mang nhiều đặc trưng biển hơn

2.2.3.1 Hệ Trias

Hệ Trias gồm tập trầm tích hạt vụn chứa cát kết có kích thước từ mịn đến trung bình xen kẹp các lớp sét, lắng đọng ngay trên bề mặt bất chỉnh hợp Hercyni, tập trầm tích muối và một phần trầm tích evaporit và có chiều dày thay đổi, ở phía Bắc dày và mỏng dần về phía Nam và phía Đông (ở phía Bắc khoảng 500m)

Thống Jura dưới: thành hệ Zazaitine Moyon với thành phần chủ yếu là muối

và muối evaparit xen các tập sét vôi, lắng đọng trong môi trường biển nông

Thống Jura giữa: thành hệ Zarzatine Supererieur trên chủ yếu là tập trầm tích

cacbonat tương đối dày, trong đó có thành phần chủ yếu sét vôi, đá muối evaparit

Thống Jura trên: thành phần chủ yếu là các lớp mỏng xen kẹp giữa đá vôi và

đá vôi đôlômit, ngoài ra xen kẹp lớp cát và sét mỏng Môi trường lắng đọng là môi trường biển nông

Thống Creta dưới: thành hệ Serie de Taouratine thành phần chủ yếu là cát kết

lắng đọng trong môi trường lục địa (tam giác châu) Phía dưới chứa các tập mỏng sét vôi và đôlômit và evaparit Chiều dày các lớp cát kết tương đối lớn, xen kẹp giữa các lớp cát kết là các lớp đá đôlômit

Thống Creta trên: thành hệ Serie D’In Akamil thành phần chủ yếu là trầm tích

chứa cacbonat, với các lớp xen kẹp giữa đôlômit, sét vôi và đá evaparite, lắng động trong môi trường biển nông và thềm lục địa

2.2.4 Giới Kainozoi

Giới Kainozoi được đánh dấu với mặt bất chỉnh hợp Austria liên quan tới một quá trình nén ép xảy ra vào cuối kỷ Creta, chính quá trình nén ép này đã làm hoạt động lại một số đứt gãy, tái cấu trúc trong thời kỳ Mesozoi

Vào cuối Eoxen giai đoạn nén ép tiếp tục diễn ra nhưng không ảnh hưởng tới

lô nghiên cứu Trầm tích lắng đọng trong môi trường đầm hồ và lục địa với thành phần hạt vụn chủ yếu xen kẽ vật liệu cacbonat, hình 2.3

Hình 2.4: Mặt cắt địa chất mỏ S [4]

Khoảng thử vỉa

2.3 Kiến tạo

Lịch sử địa chất của miền nền Sahara rất cổ Sự phát triển của nó chịu ảnh hưởng bởi sự có mặt của một vài khiên cổ, như Reguibet, nhưng đã ổn định khoảng 1800÷2000 triệu năm và khiên trẻ hơn là Touareg, là kết quả của hoạt động kiến tạo Pan-African khoảng 500 triệu năm trước

Hướng chính của cấu trúc được thể hiện qua sự có mặt của các đứt gãy á kinh tuyến lớn thấy rõ bởi các dải đá mylonit (đá cà nát) Những đứt gãy á kinh tuyến bị dịch chuyển bởi một hệ thống các đứt gãy liên hợp Các đứt gãy có hướng Bắc-Nam, ĐB-TN và TB-ĐN ít nhất có tuổi Pan-African Hệ thống đứt gãy này có một vai trò quan trọng trong cấu trúc và quá trình trầm tích của nền tảng sa mạc Sahara, hình 2.5

Các pha hoạt động kiến tạo như tách giãn hoặc nén ép trên các tầng nứt nẻ, uốn nếp, bào mòn và lớp phủ trầm tích là cơ sở hình thành cấu trúc ngày nay Các hoạt động kiến tạo này thường liên quan đến chuyển động của mảng thạch quyển do

sự tách vỡ Pangea từ Triat trở đi Hệ thống khe nứt trong các lưu vực có hướng Bắc-Nam và ĐB-TN

Hình 2.5: Mặt cắt địa chất khu vực sa mạc Sahara [9]

Hoạt động tách giãn và nấp đầy trầm tích ở Cambri-Ocdovic

Pha tạo núi Pan-African kết thúc ở Cambri đi cùng với giai đoạn bào mòn chính đã san bằng các cấu trúc và các địa hình Từ đó hình thành một bậc thang trước núi rộng được gọi là Intra-Tassilian

Môi trường cổ địa lý Cambri-Ocdovic chịu tác động của kiến tạo không ổn định được đánh dấu bởi sự khác nhau về độ dày và tướng ở hai bên của đứt gãy á kinh tuyến, điển hình là nếp lồi Foum Belrem

Một vài giếng khoan ở khu vực Hassi Mesaoud và Oued Mya đã khoan qua đá núi lửa xen kẹp với cát kết Cambri và Ocdovic Theo BEICIP-Sonatrach (1972), ở phạm vi lớn hay nhỏ thì các dòng bazơ và các mảnh vụn spilit tái lắng đọng cùng thời gian với cát kết ở Hassi Messaoud

Hoạt động kiến tạo Hercyni

Hoạt động kiến tạo Hercyni được chia thành giai đoạn đầu và giai đoạn chính (Paleozoi muộn) Giai đoạn Hercyni đầu đã xảy ra, ảnh hưởng đến lắng đọng trầm tích Ở khu vực phía đông (Illizi), sự hình thành của một số cấu trúc tĩnh trên đứt gãy hướng TB-ĐN cũng có thể được quan sát Mặt khác, hoạt động Hercyni có một tầm quan trọng trong cấu trúc khác nhau của nền sa mạc Sahara và sự phân bố của các tập đá chứa Kết quả thấy rõ trên bề mặt dưới Mesozoi của khu vực Hassi Messaoud, hình 2.6

Hình 2.6: Bản đồ khu vực mỏ Hassi Messoud và các khu vực lân cận Mezozoi [9]

2.4 Tiềm năng dầu khí

2.4.1 Đá sinh

Trong khu vực này đá sinh dầu là các tập sét có Silua, được bắt gặp ở nhiều giếng khoan trong khu vực với độ sâu thay đổi khoảng từ 3.850 m đến 4.100 m, trầm tích chủ yếu trong môi trường sông ngòi và biển Đây là tập đá sinh có khả năng sinh dầu khí hàm lượng cao, giàu vật chất hữu cơ với giá trị TOC: 4÷17%, và chỉ số HI: 370 ÷ 470, có tính phóng xạ và cũng là tập đá sinh dầu quan trọng trong vùng thềm Sahara

Các nghiên cứu cho thấy đá mẹ Silua bắt đầu pha tạo dầu cách đây khoảng

148 triệu năm với pha tạo dầu cực đại vào khoảng 70 triệu năm trước Quá trình giải phóng và dịch chuyển diễn ra vào khoảng 66 triệu năm trước đây Quá trình dầu di chuyển được cho là từ khu vực phía Nam nơi tập sét Silua dày, đạt độ trưởng thành

và rất giàu thành phần vật chất hữu cơ

2.4.2 Các tầng chứa dầu khí

Trên toàn lô Hợp đồng nói chung cũng như tại mỏ S các tập cát kết Ocđovic

và Triat đóng vai trò là các tầng chứa dầu khí Cho tới hiện tại trên khu vực lô 433a

& 416b đã có các phát hiện dầu khí từ các tầng chứa Ocđovic như Hamra, Ouargla, M’kratta và Triat như T1, SI ở các cấu trúc khác nhau như S, M, BAT và HBHJ Tại mỏ S dầu khí được tìm thấy ở các tầng chứa Hamra, T1; phát hiện M dầu khí chỉ phát hiện ở tầng T1 và được chứng minh là có giá trị thương mại, trong đó Hamra là tầng chứa dầu chính Các tài liệu giếng khoan cũng cho thấy khả năng dầu khí của tầng chứa SI và M’ Kratta, tuy nhiên điều này chưa được chứng minh qua kết quả thử vỉa với dòng dầu ổn định

2.4.2.1 Tầng chứa Hamra

Tầng chứa Hamra đã được phát hiện và nghiên cứu trong các giếng khoan Hình 2.7 cho biết cấu tạo mặt nóc tầng chứa Hamra, mỏ S

Hình 2.7: Bản đồ cấu tạo mặt nóc tầng chứa Hamra [13]

Tầng chứa Hamra Ocđovic với đặc trưng cát kết dạng quăczit có nguồn gốc trầm tích ở môi trường ven bờ nên phát triển khá tốt, có khả năng phát triển rộng với chiều dày khá ổn định khoảng 60 ÷ 70 m ngoại trừ ở các vị trí vỉa bị cắt mỏng hoặc biến mất hoàn toàn do mặt bào mòn Hercyni Các tài liệu như địa vật lý giếng khoan, mẫu lõi thu thập từ các giếng khoan cho thấy tầng chứa Hamra có sự phân lớp từ trên xuống dưới theo đó phần trên của vỉa đá chứa phát triển khá tốt và đồng nhất trong khi phần đáy của vỉa nói chung có chất lượng đá chứa kém hơn Độ rỗng thay đổi từ 6 ÷ 12%, trung bình là 9,7% và độ thấm 0,01 ÷ 160 mD (thay đổi theo diện và theo chiều sâu) Mối quan hệ giữa độ thấm và độ rỗng tầng Hamra được trình bày trong hình 2.8

Hình 2.8: Mối quan hệ giữa độ thấm và độ rỗng tầng Hamra [4]

Dựa vào đặc tính của tầng chứa thì tầng Hamra được chia thành 3 tầng nhỏ (#1, #2 và #3) tính từ nóc đến đáy Từ tài liệu mẫu lõi, minh giải ĐVLGK và các tài liệu khác, tầng #1 và #2 có độ rỗng thay đổi từ 7÷14% nhưng độ thấm của tầng #1

là 3mD trong khi đó tầng #2 thấp hơn chỉ khoảng 1mD Tầng #3 có độ thấm rất thấp, khoảng 0,05mD, điều này kết hợp với tài liệu lát mỏng đây là tầng không có khả năng chứa

Đây là tầng chứa dầu khí chính và quan trọng nhất của mỏ S, hình 2.3 Tại một

số cấu trúc khác cũng bắt gặp tầng đá này (như ở M hoặc HBHJ), tuy nhiên không

có phát hiện dầu khí Hình 2.9 biểu thị tài liệu ĐVLGK của giếng S-6b ở tầng Hamra

Hình 2.9: Tài liệu ĐVLGK giếng S-6b, tầng Hamra [4]

Tầng #1

Tầng #2

Tầng #3

2.4.2.2 Tầng chứa T1

Là tầng chứa thuộc thành hệ Triat, nguồn gốc trầm tích châu thổ với các doi cát hoặc cát lòng sông có chiều dày biến đổi từ 5 ÷ 20 m (như ở S hoặc M) Trên khu vực lô Hợp đồng, so sánh với các các tập cát Triat khác như SI hoặc T2 thì các tập cát T1 có chất lượng tốt hơn, cát chứa tương đối sạch, hạt tương đối mịn, độ chọn lọc và độ mài tròn hạt tốt hơn, gắn kết ở mức trung bình Theo tài liệu giếng khoan, độ rỗng của đá biến đổi từ 7 ÷ 15%, trung bình 11,3% Độ thấm trung bình khoảng 12mD Đã có các phát hiện dầu khí từ tầng T1 trong một số giếng khoan tại

S và M Hình 2.10 thể hiện mối quan hệ giữa độ thấm và độ rỗng tầng T1

Hình 2.10: Mối quan hệ giữa độ thấm và độ rỗng trong tầng chứa T1 [4]

Đây là đối tượng phụ ở mỏ S (sau Hamra), hình 2.3 và là đối tượng chính duy nhất ở M Hình 2.11 biểu diễn tài liệu ĐVLGK tầng Triat T1 ở giếng S-1

Hình 2.11: Tài liệu ĐVLGK giếng S-1, tầng T1 [4]

2.4.2.3 Các tầng chứa khác

Dưới đây sẽ đề cập đến một số tầng chứa khác trong lô Hợp đồng, có phát hiện dầu khí ở một số các cấu trúc khác, nhưng cho đến thời điểm hiện tại không phải là đối tượng quan tâm ở mỏ S

 Tầng chứa SI

Là tầng chứa thuộc thành hệ Triat, trong phạm vi lô Hợp đồng, các tập cát kết

SI có chất lượng trung bình đến kém, chiều dày thay đổi từ vài mét đến lớn hơn

10 m Môi trường trầm tích được xác định là sông ngòi hoặc đôi chỗ dọc theo các

hệ thống đứt gãy cổ Cũng như các tập cát T1, SI được dự đoán phân bố theo diện trầm tích và phức tạp do tính không liên tục của các thân cát, trong nhiều giếng khoan không gặp cát Kết quả giếng khoan cho thấy chất lượng đá chứa SI thay đổi mạnh và kém hơn nếu so sánh với T1, độ rỗng khoảng 6 ÷ 12% Kết quả thử vỉa tầng SI tại các giếng BAT-1 và HBHJ-1 thu được dòng dầu với lưu lượng thấp,

không ổn định Tại mỏ S, tầng SI phát triển kém hơn và chưa thử được dòng dầu tuy các số liệu giếng khoan cho thấy có khả năng có dầu khí

 Tầng chứa Ouargla

Tầng chứa Ouargla, thuộc thành hệ Ocđovic, gặp ở phần phía nam mỏ S trong các giếng khoan S-3, S-4, S-6b và HBHJ-1 Tổng chiều dày biến đổi từ khoảng 45

m tới 90 m Trầm tích từ ven bờ đến biển nông, phần dưới nhiều sét, các tập cát xen

kẽ có chiều dày biến đổi từ một vài mét đến trên dưới 10 m chủ yếu nằm ở phía trên Tuy nhiên các số liệu giếng khoan cũng như các kết quả thử vỉa cho thấy đá chứa có chất lượng kém đến rất kém.Thử vỉa Ouargla ở giếng S-6b cho thấy là vỉa chặt xít Ở giếng khoan HBHJ-1 thu được dầu khí thử vỉa nhưng lưu lượng thấp, không ổn định cho thấy vỉa chứa có chất lượng rất kém

 Tầng chứa M’ Kratta (Ocđovic)

Bao gồm một vài tập cát mỏng từ 1 m đến 3 m, dạng thấu kính phân bố trong các tập sét dày, thành tạo trong môi trường biển nông Tầng chứa này được thấy điển hình trong các giếng ở cấu tạo M, tuy nhiên chất lượng đá chứa từ trung bình đến kém, độ rỗng dưới 10% Kết quả thử vỉa tại giếng khoan M-3 cho lưu lượng dầu thấp, không ổn định

 Tầng chứa T2 (Triat)

Nằm bên trên Triat T1, bao gồm các lớp cát sét mỏng xen kẽ, đôi chỗ xen kẹp các lớp cacbonat mỏng Tính chất vỉa kém nhất trong các tầng chứa Triat Trên phạm vi lô Hợp đồng chưa có phát hiện dầu khí nào từ tầng này

2.4.3 Đá chắn

Sự bảo tồn dầu khí trong các bẫy cấu tạo cho thấy yếu tố chắn khá hiệu quả trong khu vực, chủ yếu là các tập sét và muối có chiều dày đáng kể Hiện tượng dầu khí bị biến đổi và phân hủy do yếu tố vi sinh hóa không xảy ra với các đối tượng chứa do có độ sâu lớn và nhiệt độ cao

Các hệ thống đứt gãy cũng là một màn chắn kiến tạo hết sức quan trọng cho sự tích tụ dầu khí Tuy nhiên tại khu vực nghiên cứu vẫn chưa có nhiều bằng chứng chỉ

rõ vai trò chắn của các đứt gãy này

2.4.4 Quá trình dịch chuyển của dầu khí

Dầu khí từ tập sét sinh Silua sau đó dịch chuyển tới các tầng đá chứa trong các cấu trúc đã được thành tạo trong khu vực Trên toàn khu vực lô Hợp đồng nói chung

và ở mỏ S nói riêng các tầng đá chứa là các tập cát Triat và Ocđovic Hình 2.12 biểu

diễn mô hình về sự dịch chuyển của dầu khí từ tập sét sinh Silua tới tầng đá chứa cát kết dạng Quăczit Hamra Ocđovic Kết quả từ các nghiên cứu trong khu vực chỉ

ra thời điểm dầu khí dịch chuyển muộn nhất là vào khoảng đầu Kainozoi, như vậy khi đó các bẫy chứa Ocđovic và Triat đều đã được tạo thành

Hình 2.12: Mô hình dịch chuyển dầu đối với tầng chứa Hamra [4]

Hình 2.13: Sơ đồ đặc điểm của các dạng bẫy chứa cấu tạo [9]

Bẫy địa tầng liên quan tới các thân cát được kép kín bởi các nêm ở bên, hình 2.14

Hình 2.14: Bẫy địa tầng [9]

CHƯƠNG 3: CƠ SỞ LÝ THUYẾT CỦA PHƯƠNG PHÁP THỬ VỈA 3.1 Giới thiệu chung về phương pháp thử vỉa

3.1.1 Khái niệm thử vỉa

Thử vỉa dầu khí là phương pháp nghiên cứu dòng chảy của chất lưu được tiến hành ở các giếng khoan nhằm thu được các thông tin về giếng và vỉa chứa Bản chất của phương pháp này là đo sự thay đổi lưu lượng của giếng và sự phản hồi của áp suất giếng như một hàm của thời gian tại cùng một giếng hay một cụm giếng

3.1.2 Các tài liệu thu có thể được từ thử vỉa dầu khí

Thử vỉa dầu khí có thể thu được các thông tin sau:

- Tỷ số hư hại của vỉa

- Khoảng cách đến đứt gãy (nếu có)

- Chiều dài khe nứt

- Hệ số tích chứa giếng khoan

- Lấy mẫu chất lưu

- Xác định tính chất bất đồng nhất của vỉa chứa như: khe nứt, phân lớp và sự thay đổi tính chất lưu động của vỉa

3.1.3 Các phương pháp thử vỉa

Thử vỉa có nhiều loại khác nhau phụ thuộc vào một số yếu tố:

- Giếng khoan cần thử là giếng khai thác hay giếng bơm ép

- Thử vỉa trong quá trình khai thác hay quá trình đóng giếng

- Việc thử vỉa có liên quan đến một giếng khoan hay nhiều giếng khoan

Dưới đây là các phương pháp thử vỉa phổ biến

3.1.3.1 Thử vỉa phục hồi áp suất (Buildup Test)

Thử vỉa phục hồi áp suất thực hiện bằng cách đóng một giếng đang chảy với lưu lượng không đổi sau đó theo dõi sự phục hồi áp suất ở đáy giếng theo thời gian trong khoảng ∆t nào đó, hình 3.1 Áp suất phục hồi được ghi lại nhiều giờ hoặc trong nhiều ngày phụ thuộc vào độ thấm của vỉa đã được dự đoán trước Phân tích giá trị áp suất được ghi lại có thể đánh giá độ thấm k, áp suất trong vùng tháo khô p,

hệ số skin, áp suất trung bình của vỉa, tính không đồng nhất hoặc biên Phương pháp

phân tích tài liệu hồi phục áp có nhiều kỹ thuật khác nhau, trong đó phổ biến nhất là

kỹ thuật đồ thị Horner Kỹ thuật này chính xác cho mỏ biên hở và cũng có thể áp dụng cho mỏ biên kín

Nhược điểm của phương pháp thử vỉa phục hồi áp suất này là giếng khoan đóng trong quá trình thử vỉa nên việc khai thác phải dừng lại trong quá trình thử vỉa

Hình 3.1: Biểu đồ phục hồi áp suất [1]

Trong hình 3.1 thì:

Pwf = Flowing well pressure: Áp suất giếng có dòng chảy

Pws = Shut-in well pressure = Áp suất giếng đóng Build-up period: Giai đoạn phục hồi áp suất (hồi áp)

3.1.3.2 Thử vỉa giảm áp (Drawdown Test)

Thử vỉa giảm áp được thực hiện khi giếng khoan (giếng khoan đã được đóng giếng trong một thời gian đủ dài để đạt trạng thái cân bằng về áp suất) sau đó tiến hành thử vỉa khi giếng khoan đã được đưa vào khai thác với một lưu lượng không đổi, hình 3.2 Áp suất đáy giếng khi có dòng chảy và lưu lượng khai thác được đo lại trong nhiều giờ hoặc nhiều ngày phụ thuộc vào tính chất của vỉa đã được dự đoán trước và đối tượng được thử Các giá trị áp suất và lưu lượng đo được có thể dùng để xác định độ thấm vỉa, hệ số skin, áp suất vỉa trung bình, khoảng cách tới đứt gãy, tính không liên tục hoặc biên Tuy nhiên nhược điểm của phương pháp này

là việc duy trì dòng chảy với lưu lượng không đổi rất khó có thể thực hiện và hơn

nữa việc giếng khoan để tĩnh cũng khó thực hiện khi giếng đã được khoan và cho lưu lượng trước đó

Hình 3.2: Biểu đồ thử vỉa giảm áp [1]

Một phương pháp của thử vỉa giảm áp nữa là phương pháp thử vỉa đa lưu lượng (Multirate Test), trong đó lưu lượng khai thác thay đổi theo kiểu bậc thang và tương ứng là sự phản hồi áp suất đáy giếng được đo như một hàm của thời gian Sự phản hồi áp suất đó được và lưu lượng khai thác có thể được nghiên cứu để xác định

độ thấm của vỉa, hệ số skin, áp suất trung bình của vỉa tại thời điểm xác định

3.1.3.3 Thử vỉa giao thoa (Interference Test)

Phương pháp thử vỉa này có liên quan đến hơn một giếng khoan trong cùng một vỉa Trong phương pháp này, một giếng được duy trì khai thác trong khi đó ở một giếng khác bị đóng (giếng quan sát), áp suất đáy giếng được ghi lại trong nhiều giờ hoặc nhiều ngày phụ thuộc vào các đặc tính của vỉa được dự đoán trước dự đoán trước hoặc vị trí giếng khoan Các giá trị áp suất được đo lại có thể được phân tích

để xác định độ rỗng và độ thấm của vỉa giữa các giếng Nếu các giá trị phản hồi áp suất được ghi lại ở nhiều giếng quan sát, chúng có thể được phân tích để xác định trực tiếp giái trị độ thấm Một dạng đặc biệt của phương pháp thử vỉa giao thoa là thử vỉa giao động (Pulse Test), trong đó, giếng khai thác được trải qua các giai đoạn khai thác và đóng giếng kế tiếp nhau hoặc giếng được khai thác theo nhịp điệu trong khi áp suất phản hồi được đo ghi liên tục tại các giếng quan sát Các giá trị áp suất phản hồi có thể được phân tích để xác định độ thấm và độ rỗng vỉa giữa các giếng

và trong trường hợp có nhiều giếng quan sát có thể xác định trực tiếp được giá trị độ thấm

Thử vỉa giao thoa rất hữu ích trong việc mô tả vỉa chứa hơn các thử vỉa khác

do có khoảng cách giữa các giếng

3.1.3.4 Thử vỉa bơm ép (Injection Test)

Phương pháp thử vỉa này được tiến hành trong các giếng bơm ép và có cơ chế tương tự như phương pháp thử vỉa giảm áp Giếng được đóng nên áp suất đáy giếng được ổn định như áp suất vỉa tĩnh Chất lưu sau đó được bơm và trong giếng với lưu lượng không đổi đồng thời lưu lượng bơm và áp suất đáy giếng được đo lại như hàm của thời gian, hình 3.3 Các giá trị áp suất phản hồi đo được có thể được phân tích để xác định độ thấm của vỉa và hệ số skin

3.1.3.5 Thử vỉa hạ áp trong giếng bơm ép (Pressure Falloff Test)

Phương pháp này được tiến hành trong giếng bơm ép và tương tự như phương pháp thử vỉa hồi áp Một giếng bơm ép được đóng và phản hồi áp suất ở đáy giếng được ghi lại như một hàm của thời gian, hình 3.4 Phản hồi áp suất có thể được phân tích để xác định độ thấm của vỉa, hệ số skin và áp suất trung bình của vỉa tại thời điểm đo

Hình 3.3: Thử vỉa bơm ép [1] Hình 3.4: Thử vỉa hạ áp trong giếng bơm ép [1]

3.1.3.6 Thử vỉa lưu lượng từng phần (Step Rate Test)

Phương pháp này được tiến hành ở giếng khoan bơm ép để xác định gradient nứt nẻ của vỉa Trong phương pháp này, chất lưu được bơm vào giếng gia tăng dần trong những khoảng thời gian như nhau và đồng thời áp suất đáy giếng bơm ép được ghi lại Số liệu áp suất đo được và lưu lượng bơm có thể được phân tích để tính gradient nứt nẻ của vỉa

3.1.3.7 Thử vỉa trong cần khoan (Drillstem Test, DST)

Phương pháp thử vỉa DST là phương pháp thử vỉa phổ biến nhất hiện nay, phương pháp được tiến hành ngay sau khi khoan và trước khi hoàn thiện giếng Mục đích chính của phương pháp này là khơi dòng chất lưu từ vỉa trước khi áp dụng biện pháp đối với vỉa sản phẩm Có thể coi phương pháp này như là “khai thác tạm thời” trước khi hoàn thiện giếng Trong phương pháp này người ta nghiên cứu sự phục hồi áp suất nhưng chỉ trong một thời gian ngắn, nó gồm các giai đoạn chảy của chất lưu và các giai đoạn phục hồi áp suất đáy giếng Một phương pháp DST thông thường bao gồm hai giai đoạn chảy (tương ứng với giai đoạn giảm áp) và hai giai đoạn đóng giếng (tương ứng với giai đoạn hồi áp) và giá trị áp suất cũng như lưu lượng được đo ghi lại như một hàm của thời gian

Phương pháp thử vỉa DST giúp xác định các loại chất lưu trong thành hệ và xác định độ thấm của vỉa, hệ số skin, áp suất vỉa ban đầu, áp suất trung bình của vỉa,

sự bất đồng nhất vỉa và biên

3.1.3.8 Thử vỉa lặp lại (Repeat Formation Test, RFT)

Thử vỉa RFT dùng để xác định tiềm năng khai thác của khu vực chứa hydrocacbon, trước khi hoàn thiện giếng giống phương pháp thử vỉa DST Nhờ có bơm thủy lực điện tự hành nên phương pháp này có thể lặp lại các phép thử Kết quả phân tích tài liệu phương pháp RFT có thể xác định: như sự tiêu hao năng lượng vỉa, xác định sự có mặt của các màn chắn thấm, xác định ranh giới các chất lưu, các tính chất của chất lưu nhờ phân tích mẫu chất lưu thu được

3.1.3.9 Thử vỉa MDT (Modular Dynamic Test)

Đây là phương pháp thử vỉa được áp dụng ở giai đoạn trước khi hoàn thiện giếng khoan MDT là phương pháp thử vỉa hiện đại với thiết bị sử dụng trên đó có gắn thiết bị DST nhưng có phần vượt trội hơn khi có thể lấy được cả mẫu chất lưu

và mẫu đá lên cho ta những giá trị có độ tin cậy cao Thử vỉa MDT dùng để xác định đặc tính của chất lưu, mô tả tính bất đồng nhất của vỉa chứa, xác định sự liên thông giữa các giếng khoan, thu thập thông số áp suất đáy giếng trong quá trình thử vỉa Cũng như thử vỉa DST sau khi phân tích sự phục hồi áp suất đáy giếng cùng với phân tích PVT giúp ta có thể xác định các thông số vỉa như độ thấm, độ dẫn thủy,

độ dẫn chất lưu, hệ số skin, áp suất trung bình của vỉa, khoảng cách đến đứt gãy nếu

có, độ dài và khả năng liên thông của các khe nứt…

3.2 Thử vỉa DST và các phương pháp minh giải tài liệu

3.2.1 Thử vỉa trong cần khoan (Drillstem Test, DST)

3.2.1.1 Khái niệm

Thử vỉa trong cần khoan (DST) là phương pháp hoàn thiện tạm thời một giếng khoan để xác định lưu lượng chất lưu của vỉa và khả năng khai thác của vỉa đó Chất lưu được thu hồi qua cần khoan bởi sự chênh áp tạm thời giữa đáy giếng với vỉa Áp suất thủy tĩnh, áp suất dòng chảy và áp suất đóng giếng được ghi lại theo thời gian

3.2.1.2 Mục đích thử vỉa DST

Thử vỉa giúp xác định các loại chất lưu chảy trong vỉa và khả năng cũng như tốc độ chảy của chúng Thử vỉa DST nhằm các mục đích:

- Đánh giá vỉa chứa: Để đi tới quyết định làm thế nào khai thác tốt nhất của

vỉa chứa ta cần phải biết kích thước, các thuộc tính và khả năng cho dòng của vỉa

Vì thế cần phải xác định được độ dẫn thủy (kh), áp suất vỉa ban đầu (Pi) và các giới

hạ của tầng chứa Đồng thời, phải lấy mẫu chất lưu để xác định tính chất hóa lý và PVT của chúng trong phòng thí nghiệm Cần nghiên cứu điều kiện đới sát giếng khoan để đánh giá hiệu suất của giếng có bị ảnh hưởng của hệ số skin và hệ số tích chứa giếng khoan hay không

- Mô tả vỉa chứa: Các thành hệ chứa dầu, khí, nước thường phức tạp và có thể

chứa nhiều loại đá, nhiều bề mặt phân lớp địa tầng, nhiều đứt gãy, nhiều màn chắn thấm và nhiều phông chất lưu khác nhau Một trong những đặc điểm này cũng làm ảnh hưởng đến động thái của áp suất tức thời trong phạm vi đo đạc và hầu hết đều tác động đến hiệu suất tầng chứa Sử dụng phân tích thử vỉa trong mô tả tầng chứa

là công cụ hỗ trợ to lớn khi dự áo hiệu suất tầng chứa

- Quản lý vỉa: Hiệu suất và điều kiện của giếng phải được giám sát trong suốt

đời sống của mỏ Theo dõi áp suất vỉa trung bình hữu ích cho việc cải tiến các dự báo trước đó về hiệu suất tầng chứa trong tương lai Bằng việc theo dõi điều kiện của các giếng, cho phép đề xuất biện pháp sửa chữa hay cải thiện giếng thích hợp Trong những trường hợp đặc biệt, nó còn ghi nhận sự di chuyển của các phông chất lưu trong vỉa chứa, điều này cho phép đánh giá hiệu quả của quá trình xử lý và dự báo hiệu suất theo sau nó

3.2.1.3 Đồ thị thử vỉa DST

Thử vỉa DST có thể được coi là một phép thử hoàn thiện giếng tạm thời được thực hiện trước hoặc sau khi chống ống Nó cho phép “nhìn” sâu hơn vào trong vỉa Một thiết bị DST đơn giản nhất là một hệ thống gồm có một hoặc nhiều nút (packe)

có tác dụng cách ly khoảng thử vỉa, van điều khiển dòng chảy (van đóng: mở), thiết

bị đo ghi áp suất liên tục, buồng chứa chất lưu và một thiết bị bắn vỉa cho chất lưu

đi vào thiết bị Thiết bị thử được thả xuống giếng khoan đầy hoặc gần đầy, một phương pháp DST thông thường bao gồm hai giai đoạn chảy và hai giai đoạn đóng giếng

Đồ thị thử vỉa DST được trình bày trên hình 3.5

Hình 3.5: Biểu đồ thử vỉa DST [8]

Đoạn AB biểu thị sự thy đổi áp suất theo chiều sâu thả dụng cụ vào lòng giếng, áp suất này thể hiện qua áp suất của dung dịch khoan trong giếng

Đoạn BC thể hiện sự suy giảm áp suất ở đáy giếng khi van mở

Đoạn CD cho biết sự thay đổi áp suất trong giai đoạn chảy “khởi động” hoặc chảy giai đoạn đầu

Tới điểm D, đóng van lại và áp suất vỉa được khôi phục Sự khôi phục này tiến triển theo đường DE Điểm E biểu thị tốt nhất giá trị áp suất ban đầu của vỉa Pi Đoạn EF biểu thị sự suy giảm áp suất khi van lại được mở cho chảy giai đoạn

2 Dòng chảy giai đoạn này thể hiện bằng đoạn FG Đoạn GH biểu thị đóng giếng lần hai

Đoạn HI thể hiện sự suy giảm áp suất khi kéo thiết bị ra khỏi giếng và sự trở lại của dung dịch khoan qua vành xuyến giếng khoan

Hình 3.6 mô tả thiết bị DST hoạt động trong giai đoạn 2

Hình 3.6: Sơ đồ dòng chảy giai đoạn 2 thử vỉa DST [8]

3.2.1.4 Các kết quả thử vỉa DST

Việc ngoại suy áp suất phục hồi khi đóng giếng từ giai đoạn đóng giếng ban đầu và giai đoạn đóng giếng chính có thể được tiến hành để xác định áp suất vỉa ban đầu Ngoài ra còn có giai đoạn chảy phụ cuối cùng để phục vụ công tác lấy mẫu chất lưu tại đáy giếng (cho kết quả phân tích PVT chính xác nhất) để xác định các thông số cơ lý của nó và tính độ thấm hiệu dụng và chỉ số sản phẩm riêng của từng khoảng mở vỉa

Ngoài mục đích lấy mẫu, thử vỉa DST còn giúp ta xây dựng đồ thị Horner để xác định thông số vỉa, tính khả thi khi tiến hành khai thác thương mại đưa vào tính chất của chất lưu thu được và lưu lượng dòng chảy quan sát được và đánh giá trạng thái giếng Phân tích những số liệu áp suất tức thời thu được từ thử vỉa DST có thể đánh giá được đặc tính của vỉa chứa và sự hư hại của giếng khoan Những tài liệu này có thể được dùng để đánh giá tiềm năng cho dòng của giếng

Tóm lại phân tích tài liệu thử vỉa thu được các kết quả:

- Áp suất và nhiệt độ tầng chứa

- Lưu lượng chảy của chất lưu

- Xác định đặc tính PVT các loại chất lưu chảy trong thành hệ

- Khoảng cách đến đứt gãy nếu có

Việc xác đinh áp suất vỉa bằng tài liệu DST có độ tin cậy cao, nhưng do nhiều nguyên nhân khác nhau, trong đó yếu tố kinh tế là quan trọng nhất, nên phương pháp này được áp dụng hạn chế, được dùng chủ yếu để xác định tiềm năng khai thác của các đối tượng chính Tuy nhiên trên cơ sở phân tích tài liệu DST ở một số vỉa

có độ thấm kém, áp suất vỉa ban đầu đã không được xác định một cách chính xác do thời gian phục hồi dài Ngoài ra trong quá trình thử vỉa được áp dụng chế độ chảy ban đầu, biện pháp này rất dễ gây hiện tượng bít vỉa tức thời Đây là sự suy giảm năng lượng vỉa nếu kéo dài lâu do vỉa chưa nhận được bổ sung năng lượng cùng với

độ thấm của vỉa thấp, mức độ liên thông kém sẽ dẫn đến hiện tượng bịt vỉa Vì vậy thử vỉa DST có khó khăn khi áp dụng các đối tượng có độ thấm kém

3.2.2 Các phương pháp minh giải tài liệu DST

3.2.2.1 Phương pháp đồ thị Horner

Một phép minh giải thử vỉa thông thường được dựa trên bài toán thử vỉa nguyên thủy của Horner (Horner, 1951) trong giai đoạn phục hồi áp suất Phép phân tích này thực hiện trên mô hình giếng khoan giả định (một vỉa chứa đồng nhất biên

vô hạn với các lớp nằm trên và dưới không thấm, áp suất ban đầu không đổi)

Trong trường hợp này, khi đã xác định được chiều dày của vỉa, độ nhớt của chất lưu trong vỉa và thời gian đóng giếng đủ dài những số liệu về lưu lượng và sự phục hồi áp suất được đo ghi theo thời gian ta sẽ xây dựng đồ thị Horner Đồ thị Horner của tài liệu phục hồi áp suất sẽ có dạng là một đoạn thẳng với độ dốc m, giá trị m này sẽ được dùng để tính toán các đặc tính vỉa

Đồ thị được xây dựng giữa áp suất đáy giếng Pws và thời gian log[(tp+∆t)/∆t] ta

sẽ tạo ra dạng như, hình 3.7 Ta có thể nhận thấy rằng đồ thị Horner không phải là một đường thẳng lý tưởng (đường A) mà là một đường cong có dạng như đường cong B Nguyên nhân là do sự phục hồi áp suất chịu ảnh hưởng của các yếu tố như

hệ số skin, hiện tượng tích chứa giếng khoan, dòng chảy rối, dòng chảy đa pha, đặc tính của biên

Đối với hệ vô hạn và hữu hạn khi nhiễu áp chưa truyền đến biên ngoài, kết quả tốt nhất thu được từ đồ thị Pws và log[(tp+∆t)/∆t] , trong đó t là thời gian chảy hiệu dụng (thời gian chảy trước khi đóng giếng để đo phục hồi áp suất), ∆t là khoảng thời gian sau đóng giếng tương ứng với giá trị áp suất đáy giếng Pws đo được Trong khi đó với hệ hữu hạn (nhiễu áp đã truyền đến biên), ta dùng đồ thị Pws và log∆t (thời gian chảy trước khi đóng giếng để phục hồi áp suất)