đồ án địa vật lý giếng khoan karota

đồ án tốt nghiệp môn địa vật lý giếng khoan. Phương pháp nghiên cứu đánh giá tầng chứa. Địa vật lý giếng khoan (ĐVLGK) là một lĩnh vực của địa vật lý ứng dụng bao gồm việc sử dụng nhiều phương pháp vật lý hiện đại nghiên cứu vật chất để khảo sát lát cắt địa chất ở thành giếng khoan nhằm phát hiện và đánh giá các khoáng sản có ích, các thông tin về vận hành khai thác mỏ và về trạng thái kỹ thuật của giếng khoan. Bắt đầu sang thập kỷ 80, công tác đo địa vật lý trong các giếng khoan thăm dò và khai thác dầu khí phát triển nhanh cùng với sự phát triển của ngành công nghiệp dầu khí non trẻ ở Việt Nam. Song dầu khí là nguồn tài nguyên không tái tạo, vì vậy việc nghiên cứu chính xác và chi tiết các tham số thạch học cho việc đánh giá trữ lượng cũng như quyết định khai thác luôn đặt ra những yêu cầu bức thiết nhất. Được sự đồng ý của trường Đại học Mỏ Địa chất Hà Nội và Tổng Công ty thăm dò khai thác dầu khí (PVEP), tôi đã được thực tập tại Trung tâm Hỗ trợ Kỹ thuật của tổng công ty, trong thời gian từ ngày 12122011 đến ngày 12032012. Dưới sự hướng dẫn nhiệt tình và ân cần của các cán bộ trong công ty, đặc biệt là sự giúp đỡ của trưởng phòng ĐVLGK Vũ Khắc Học và kỹ sư Nguyễn Lĩnh Thái đã giúp tôi hoàn thành đợt thực tập này. Tôi đã thực hiện đề tài: “Tổ hợp các phương pháp địa vật lý giếng khoan nghiên cứu, đánh giá tầng chứa giếng C (mỏ Đại Hùng, bể Nam Côn Sơn)”. Đề tài được hoàn thành tại bộ môn Địa vật lý, khoa Dầu khí, trường Đại học Mỏ Địa chất Hà Nội dưới sự hướng dẫn nhiệt tình của PGS.TS.Lê Hải An. Đồ án của tôi tập trung vào việc tính toán tính thấm

LỜI CAM ĐOAN

TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT

Tôi xin cam đoan đây là đồ án của tôi không sao chép Các tài liệu được sửdụng có sự đồng ý của cơ quan thực tập Phòng hỗ trợ Kỹ thuật (PVEP) và sự chấpnhận của thầy hướng dẫn PGS.TS Lê Hải An.

Tác giả đồ ánSinh viên : Đỗ Thị Hiên

DANH MỤC THUẬT NGỮ, CHỮ VIẾT TẮT.

ĐVLGK : Địa vật lý giếng khoan

ρfl : Mật độ của chất lưu

mTVDSS : Chiều sâu thẳng đứng tính từ mặt biển

Netpay (Heff ) : Chiều dày vỉa chứa hiệu dụng

PHIE (Φeff ) : Độ rỗng hiệu dụng

Rmacro : điện trở suất nứt nẻ lớn

Rmicro :điện trở suất nứt nẻ nhỏ

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ

01 Hình 1.1 Vị trí giếng C nghiên cứu 4

02 Hình 1.2 Mặt cắt địa chấn qua giếng C theo tuyến

13 Hình 2.5 Sơ đồ nguyên lý đo Laterolog 31

15 Hình 2.7 Sơ đồ nguyên lý đo điện trở theo các phương

vị

33

16 Hình 2.8 Tia gamma tương tác với môi trường vật chất 34

17 Hình 2.9 Sơ đồ phương pháp mật độ 34

18 Hình 2.10 Sơ đồ nguyên lý đo nguồn phát Neutron 36

19 Hình 2.11 Sự lan truyền của sóng âm trong môi trường 37

20 Hình 2.12 Sơ đồ nguyên lý đo âm 37

21 Hình 2.13 Sơ đồ và nguyên lý đo âm 38

22 Hình 3.1 Tính hàm lượng sét theo phương pháp

24 Hình 3.3 Mô hình Dual – Water đá chứa cát sét 43

25 Hình 3.4 Picket Xpot để xác định Rw khi đã biết các

giá trị a, m, n

45

26 Hình 3.5 Độ rỗng cut – off trong đá clastic của giếng C

và các giếng xung quanh

51

27 Hình 3.6 Sơ đồ quy trình minh giải 53

28 Hình 4.1 Giá trị độ rỗng trong đá móng theo chiều sâu 55

29 Hình 4.2 Kết quả minh giải giếng C ở vỉa chứa số 1 56

30 Hình 4.3 Kết quả minh giải giếng C ở vỉa chứa số 2 57

31 Hình 4.4 Kết quả minh giải giếng C ở vỉa chứa số 3 58

32 Hình 4.5 Kết quả minh giải giếng C ở vỉa chứa số 4 59

33 Hình 4.6 Kết quả minh giải giếng C ở vỉa chứa số 5 60

34 Hình 4.7 Kết quả minh giải giếng C ở vỉa chứa số 6 61

35 Hình 4.8 Kết quả minh giải giếng C ở vỉa chứa số 7 62

01 Bảng 3.1 Thông số đầu vào

MỞ ĐẦU

Địa vật lý giếng khoan (ĐVLGK) là một lĩnh vực của địa vật lý ứng dụng baogồm việc sử dụng nhiều phương pháp vật lý hiện đại nghiên cứu vật chất để khảosát lát cắt địa chất ở thành giếng khoan nhằm phát hiện và đánh giá các khoáng sản

có ích, các thông tin về vận hành khai thác mỏ và về trạng thái kỹ thuật của giếngkhoan Bắt đầu sang thập kỷ 80, công tác đo địa vật lý trong các giếng khoan thăm

dò và khai thác dầu khí phát triển nhanh cùng với sự phát triển của ngành công

nghiệp dầu khí non trẻ ở Việt Nam Song dầu khí là nguồn tài nguyên không tái tạo,

vì vậy việc nghiên cứu chính xác và chi tiết các tham số thạch học cho việc đánhgiá trữ lượng cũng như quyết định khai thác luôn đặt ra những yêu cầu bức thiếtnhất Được sự đồng ý của trường Đại học Mỏ - Địa chất Hà Nội và Tổng Công tythăm dò khai thác dầu khí (PVEP), tôi đã được thực tập tại Trung tâm Hỗ trợ Kỹthuật của tổng công ty, trong thời gian từ ngày 12/12/2011 đến ngày 12/03/2012.Dưới sự hướng dẫn nhiệt tình và ân cần của các cán bộ trong công ty, đặc biệt là sựgiúp đỡ của trưởng phòng ĐVLGK Vũ Khắc Học và kỹ sư Nguyễn Lĩnh Thái đã

giúp tôi hoàn thành đợt thực tập này Tôi đã thực hiện đề tài: “Tổ hợp các phương pháp địa vật lý giếng khoan nghiên cứu, đánh giá tầng chứa giếng C (mỏ Đại Hùng, bể Nam Côn Sơn)” Đề tài được hoàn thành tại bộ môn Địa vật lý, khoa

Dầu khí, trường Đại học Mỏ - Địa chất Hà Nội dưới sự hướng dẫn nhiệt tình củaPGS.TS.Lê Hải An Đồ án của tôi tập trung vào việc tính toán tính thấm chứa vàđánh giá khả năng chứa của giếng C thuộc mỏ Đại Hùng (bể Nam Côn Sơn) Đồ áncủa tôi bao gồm 4 chương:

Chương I: Đặc điểm địa chất khu vực nghiên cứu

Chương II: Các tham số thạch học và các phương pháp xác định từ Địa Vật

Lý Giếng Khoan

Chương III: Mô hình minh giải

Chương IV: Kết quả minh giải địa vật lý giếng khoan tại giếng khoan C

Tôi xin chân thành cảm ơn PGS.TS Lê Hải An, các Thầy Cô giáo trong Bộmôn Địa Vật lý, khoa Dầu khí đã tạo mọi điều kiện thuận lợi giúp tôi hoàn thành đồ

Tôi xin chân thành cảm ơn!

Hà Nội, tháng 06 năm 2012

Sinh viên: Đỗ Thị Hiên

Lớp :Địa vật lý – k52

CHƯƠNG I ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT KHU VỰC NGHIÊN CỨU

I 1 Bể Nam Côn Sơn.

Bể Nam Côn Sơn có diện tích gần 100.000km2, nằm trong khoảng giữa 6000’đến 90045’ vĩ độ Bắc và 106000’ đến 109000’ kinh độ Đông Ranh giới phía Bắccủa bể là đới nâng Côn Sơn, phía Tây và Nam là đới nâng Khorat - Natuna, cònphía Đông là bể Tư Chính - Vũng Mây và phía Đông Bắc là bể Phú Khánh Độ sâunước biển trong phạm vi của bể thay đổi rất lớn, từ vài chục mét ở phía Tây đến hơn1.000m ở phía Đông Trên địa hình đáy biển các tích tụ hiện đại được thành tạo chủyếu do tác động của dòng chảy thuỷ triều cũng như dòng đối lưu, mà hướng và tốc

độ của chúng phụ thuộc vào hai hệ gió mùa chính: hệ gió mùa Tây Nam từ cuốitháng 5 đến cuối tháng 9 và hệ gió mùa Đông Bắc từ đầu tháng 11 năm trước đếncuối tháng 3 năm sau Trầm tích đáy biển chủ yếu bùn và cát, ở nơi bờ cao và đảo là

đá cứng hoặc san hô Hoạt động tìm kiếm thăm dò dầu khí ở đây được bắt đầu từnhững năm 1970 của thế kỷ trước Đã có 26 nhà thầu dầu khí nước ngoài tiến hànhkhảo sát gần 60.000km địa chấn 2D và 5.400km2 địa chấn 3D, khoan 78 giếngkhoan thăm dò, thẩm lượng và khai thác, xác lập được 5 mỏ và 17 phát hiện dầukhí Hiện tại còn 7 nhà thầu đang hoạt động Công tác nghiên cứu tổng hợp nhằmđánh giá địa chất và tài nguyên dầu khí của bể Nam Côn Sơn đã có hàng chục côngtrình khác nhau, đặc biệt các đề tài và nhiệm vụ cấp Ngành đã góp phần kịp thời,hiệu quả cho hoạt động thăm dò và khai thác Tuy nhiên do điều kiện địa chất hếtsức phức tạp đòi hỏi phải tiếp tục nghiên cứu bằng các phương pháp, quan điểmcông nghệ mới để xác lập cơ sở khoa học cho việc hoạch định công tác thăm dò vàkhai thác tiếp theo

I.2 Mỏ Đại Hùng.

I.2.1 Vị trí địa lý khu vực mỏ Đại Hùng.

Mỏ Đại Hùng nằm trong lô 05-1 ở thềm lục địa Nam Việt Nam, cách Vũng Tàu

về phía Đông Nam 262 km Mỏ Đại Hùng nằm ở rìa Tây-Bắc bồn trũng Nam CônSơn, hay nói một cách chính xác hơn là nằm ở rìa Tây-Nam của đới nâng MãngCầu Đới nâng này chia cắt bồn trũng thành hai phụ bồn: phụ bồn phía Bắc và phụbồn phía Nam Ba yếu tố cấu tạo này đều có hướng cấu trúc là ĐB-TN cùng với bánđịa hào có hướng Bắc Nam ở khu vực các lô 19, 20, 21 là các yếu tố cấu tạo chínhtạo thành bồn trũng Nam Côn Sơn

Hình1.1: Vị trí giếng C nghiên cứu.

Vùng mỏ có chiều sâu đáy biển thay đổi từ 110m – 120m Địa hình đáy biển ởphần lớn diện tích của mỏ tương đối bằng phẳng, tạo điều kiện thuận tiện để xâydựng các công trình khai thác dầu khí

I.2.2 Lịch sử tìm kiếm thăm dò và khai thác mỏ.

I.2.2.1 Lịch sử nghiên cứu địa chất

Giếng khoan ĐH-1X (Vietsovpetro-1988) đã phát hiện dòng dầu đầu tiên trongtrầm tích Miocen ở khoảng 2037-3320m Từ đó đến nay với nhiều lần thay đổi nhàđiều hành mỏ, tổng cộng 22 giếng khoan (trong đó có 14 giếng thăm dò/thẩmlượng: ĐH1X, 2X, 3X, 4X, 5X, 6X, 7X, 8X, 9X, 10X, 11X, 12X, 14X, 15X và 8giếng khai thác:1P, 2P, 3P, 4P, 5P, 8P, 9P,10P) đã được thực hiện

Dựa vào hệ thống đứt gãy, mỏ Đại Hùng được chia thành nhiều khối khác nhautheo thứ tự A, B, C, D, E, F, G, H, J, K, L, M, MM, N, NN, S, R và trên cơ sở môhình vỉa của tập trầm tích lục nguyên đã đưa ra 29 tập vỉa chứa như sau: H90, H91,H94, H95, H98, H100, H102, H105, H110, H115, H120, H121, H125, H130, H133,H135, H137, H140, H142, H144, H145, H146, H147, H148, H150, H160, H170,H180, H200 Đối với tập đá vôi từ H30 – H80 cũng được tiến hành đánh giá trữlượng, tuy nhiên về phân bố các tập đá vôi này, BHP vẽ rất lược mang tính chấtphỏng đoán, do đó mức độ rủi ro là cao

Hình 1.2: Mặt cắt địa chấn qua giếng C theo tuyến ngang.

Hình 1.3: Mặt cắt địa chấn qua giếng C theo tuyến dọc.

I.2.2.2 Địa tầng trầm tích

Hiện tại mỏ Đại Hùng đã có 22 giếng khoan thăm dò và khai thác, trong đó 15giếng đã khoan vào móng granit từ 20m (ĐH -7X) đến 976,4m (ĐH-10X) và hầuhết các giếng khoan đã khoan qua mặt cắt trầm tích với đầy đủ các phân vị địa tầng

có tuổi từ Miocen sớm đến Pliocene-Đệ tứ:

Hình 1.4: Cột địa tầng tổng hợp mỏ Đại Hùng.

a) Móng macma trước Đệ Tam.

Móng macma được phát hiện ở mỏ Đại Hùng, từ chiều sâu 2622m (ĐH-2X)đến 4005m (ĐH-8X) Thành phần móng chủ yếu là granit, granodiorit với hạt từ rấtnhỏ đến trung, sắc cạnh, bị nứt nẻ, bị cà nát Granite có thành phần tạo đá gồm: 30-35% plagioclas, 35 -38% thạch anh và fenpat 20-23% Đối với granodiorite thìkhoáng vật tạo đá gồm: 40-50% plagioclas, 20-38% thạch anh, Felspat 5-18%,

biotit (5-8%), ngoài ra còn có một vài khoáng vật phụ phổ biến gồm: sphen, apatit,zircon, và khoáng vật quặng Đá thuộc nhóm granodiorit kiểu granit I

Cho đến nay, tuổi của móng mỏ Đại Hùng chưa được nghiên cứu một cách chitiết, một vài mẫu phân tích tuổi tuyệt đối Kali-Argon cho tuổi 109 ± 5 triệu nămtương đương với J3-K1

b) Trầm tích Đệ Tam.

Tại khu vực mỏ Đại Hùng không tồn tại trầm tích Paleogen do thời kỳ này đámóng khu vực nhô cao hơn so với các khu vực lân cận Do đó lát cắt trầm tích Đệtam tại khu vực mỏ Đại Hùng có tuổi từ Miocen đến Đệ tứ Nhìn chung, các tập cátchứa trong trầm tích Miocen hạ (Hệ tầng Dừa) được thành tạo trong môi trườngđồng bằng bồi tích sông, đồng bằng thủy triều, xen kẽ vũng vịnh nước nông, venbiển Hướng vận chuyển vật liệu trầm tích chủ yếu từ phía Bắc và phía Tây, liênquan tới đới nâng Côn Sơn Đá vôi ám tiêu san hô trong trầm tích Miocen trung (Hệtầng Thông Mãng Cầu) thành tạo trên các khối có địa hình cao

Theo kết quả phân tích cổ sinh và địa tầng, lát cắt trầm tích Đệ Tam ở các giếngkhoan ở mỏ Đại Hùng có tuổi từ Miocen sớm đến hiện tại, được đánh dấu bởi các

đơí planktonic forams từ N5-N23 như sau:.

Hệ Neogen

Thống Miocen

Phụ thống Miocen dưới

Hệ tầng Dừa (N1 1d)

Bao gồm các trầm tích chứa than phân bố rộng rãi trên toàn mỏ Đại Hùng , có

xu hướng mỏng dần về phía Bắc và Tây-Bắc Nằm giữa tầng phản xạ H76 vàH200, trầm tích hệ tầng Dừa bắt gặp ở chiều sâu từ 2112m ( ĐH-1P) đến 3340m(ĐH -14X), bao gồm chủ yếu là cát kết màu xám sáng, phớt trắng, sét kết, bột kếtxen kẽ nhau; thỉnh thoảng gặp than mỏng và đá đá vôi Có thể chia thành 3 tậpchính (từ dưới lên):

Trầm tích lục nguyên lót đáy:

Phủ trực tiếp lên móng granit là các trầm tích lục nguyên hạt thô và hạt mịnxen kẽ sét, bột kết,độ hạt giảm dần về phía trên Đỉnh của tập được đánh dấu bởicác lớp than (H150) nên ranh giới này còn được gọi là ”coal marker” Các lớp thannày phân bố rộng ở phần trung tâm và phần phía Nam của mỏ, mỏng dần về phíaTây-Bắc và được nhận biết một cách dễ dàng trên tài liệu ĐVLGK

Các tập cát kết từ móng đến H150 bao gồm cát kết đa khoáng, sét, bột kết Cátkết có độ hạt từ thô đến mịn, độ rỗng, độ thấm thấp Độ dày các thân cát cũng thayđổi, giảm dần về phía Nam,Tây- Nam, vát mỏng và biến mất về phía Bắc của mỏ

Môi trường lắng đọng trầm tích của tập này là đồng bằng châu thổ, đồng bằngthủy triều, ven biển.

Với sự có mặt của các đới planktonic forams N5 và các đới nannofossils NN2

trầm tích lót đáy được xếp váo phần dưới cùng của Miocen sớm, tương ứng phầndưới của hệ tầng Dừa Theo liên kết khu vực, cũng có ý kiến cho rằng tập này cótuổi Oligocene muộn Chiều dày của tập này thay đổi từ 43-176m

Tập trầm tích lục nguyên chứa than :

Đỉnh của tập trầm tích lục nguyên này là ranh giới H100, được đánh dấu bởi sự

có mặt của trầm tích chứa than cuối cùng của giai đoạn tạo châu thổ lần thứ nhất.Đặc điểm đáng chú ý của tập trầm tích này là bao gồm các tập cát chứa sản phẩmchính của mỏ Thành phần các trầm tích lục nguyên bao gồm cát kết đa khoáng, bộtkết, sét và than phân lớp nằm ngang, lượn sóng và xiên chéo Cát kết hạt nhỏ đếntrung, có thành phần chủ yếu là thạch anh, fenpat và một phần nhỏ mảnh đá, chúngđược gắn kết bởi xi măng đá vôi và xi măng sét Nhìn chung hạt vụn có độ lựa chọn

và mài tròn tốt, bán góc cạnh đến bán tròn cạnh Sét bột kết có màu xám xẫm đếnxám nhạt, phân lớp mỏng chứa khoáng vật glauconit, siderite và nhiều hoá thạchbiển

Dựa trên cơ sở các tài liệu vi cổ sinh, thạch học, trầm tích, được xác định thànhtạo trong môi trường biển nông, đồng bằng thủy triều, đồng bằng ngập lụt, lòngsông, bãi bồi

Theo kết quả phân tích cổ sinh của Viện Dầu Khí, tuổi Miocen sớm được xác

định bởi sự có mặt của trùng lỗ Globoquadrina dehiscens, Globoquadrina prodehiscens Theo tài liệu sinh địa tầng planktonic forams và nannofossil thì tập này kết thúc các đới N6 và NN3 Chiều dày của tập thay đổi từ 200-380m.

-Môi trường lắng đọng trầm tích của tập này là vũng vịnh, biển nông, châu thổven biển

Tổng chiều dày trầm tích lục nguyên có tuổi Miocen sớm từ 480-980m

Hệ Neogen.

Thống Miocen.

Phụ thống Miocen giữa.

Hệ tầng Thông – Mãng Cầu (N1 t-mc).

Hệ tầng Thông-Mãng Cầu được giới hạn trên và dưới bởi các mặt phản xạ địachấn H30 và H76, chúng phân bố rỗng rãi khắp toàn mỏ và đã bắt gặp ở tất cả cácgiếng khoan tại mỏ Đại Hùng

Trầm tích hệ tầng này có thể chia thành 2 phần chính: phần dưới chủ yếu là cátkết hạt trung, các lớp đá vôi ám tiêu và đá vôi silic dạng thềm xen kẽ với sét kết.Cát kết màu xám đến xám nhạt, hạt mịn đến rất mịn đôi khi trung bình, á tròn cạnhđến á góc cạnh, độ chọn lựa trung bình, gắn kết trung bình đến yếu với xi măng là

đá vôi và sét Sét kết màu xám sáng đến xám trung bình, mềm đến rắn chắc Phầntrên chủ yếu là các lớp đá vôi dày, màu kem sáng, trắng sữa xen lẫn các lớp mỏngcát, bột kết và ít lớp mỏng dolomit Đá vôi tái kết tinh rất mạnh với sự phát triển củacác hang hốc, vi nứt nẻ và nứt nẻ Bề dày đá vôi từ 7-50m

Tuổi Miocen trung của tập trầm tích này được xác định trên cơ sở sự có mặt

của trùng lỗ Globorotalia menardii, Globorotalia mayeri va các đới planktonic forams N9,N10,N11, N12 và N13

Môi trường trầm tích của hệ tầng Thông – Mãng Cầu là biển nông ven bờ

Hệ tầng Thông – Mãng Cầu bề dày thay đổi từ 150-1159m và phủ bất chỉnhhợp lên hệ tầng Dừa

Hệ Neogen

Thống Miocen

Phụ thống Miocen trên

Hệ tầng Nam Côn Sơn (N1 3 ncs)

Nằm giữa tầng phản xạ H20 và H30, hệ tầng Nam Côn Sơn phân bố rộng rãitrong toàn mỏ, có mặt ở tất cả các giếng khoan ở mỏ Đại Hùng

Trầm tích của hệ tầng này có 2 thành phần cơ bản là: trầm tích lục nguyên và đávôi Phần dưới hệ tầng chủ yếu là trầm tích lục nguyên với các đá vụn, gồm cát kết,bột kết màu xám, xen kẽ các tầng sét mỏng Cát kết ở đây có độ hạt từ nhỏ đến vừa,

độ lựa chọn và mài tròn tốt, chứa hoá thạch động vật biển và glauconit, có độ gắnkết trung bình bởi xi măng đá vôi Sét kết màu xám sáng, xám tối, đôi khi xámxanh, hồng và xám vàng, chứa nhiều mảnh đá vôi

Phần trên của hệ tầng có thành phần chủ yếu là đá vôi màu xám trắng, mềmchứa cát

Tuổi Miocen muộn của hệ tầng được xác định bằng sự có mặt của các trùng lỗ

G tumida, Lepidosyclina.

Hệ tầng Nam Côn Sơn được lắng đọng trong môi trường biển nông, đến biểnsâu

Các trầm tích của hệ tầng Nam Côn Sơn có bề dày thay đổi từ 325m – 420m,phủ bất chỉnh hợp trên hệ tầng Thông - Mãng Cầu.

Hệ Neogen - Đệ Tứ.

Hệ tầng Biển Đông (N2-Qbd).

Hệ tầng Biển Đông phát triển rộng rãi trên toàn khu vực, căn cứ vào sự có mặtcủa một số hóa thạch sinh vật biển và các tập trầm tích, hệ tầng Biển Đông đượcchia làm hai phần :

- Phần dưới : Pliocen

Trầm tích Pliocen của hệ tầng biển Đông bao gồm cát kết màu xám, vàng nhạt

và bột kết, sét kết chứa nhiều glauconit và hóa thạch sinh vật biển

- Phần trên : Đệ Tứ

Trầm tích Đệ Tứ thuộc phần trên hệ tầng biển Đông gồm đá cát xen kẽ vớibùn, sét và một vài tập đá vôi mỏng

Tuồi Pliocen-Đệ tứ của hệ tầng được xác định trên cơ sở sự có mặt của trùng lỗ

Pseudorotalia, Asterorotalia trispinosa, Ammonia.

Hệ tầng Biển Đông được lắng đọng trong môi trường biển nông giữa thềm đếnbiển sâu

Bề dày của hệ tầng thay đổi từ 700m – 1700m, phủ bất chỉnh hợp trên hệ tầngNam Côn Sơn

I.2.2.3 Đặc điểm kiến tạo.

Các hoạt động đứt gãy của pha tách giãn muộn trong Miocen sớm cùng vớichuyển động nghịch đảo trong Miocen trung là những yếu tố kiến tạo chính tạo nên

mỏ Đại Hùng

Vào cuối Oligocene đầu Miocen sớm khu vực vùng mỏ nằm ở rìa bồn trũng vàtrầm tích ở giai đoạn này được hình thành trong môi trường sông ngòi, đồng bằngchâu thổ Hình thái của tập trầm tích trong thời kỳ này giống như một cái nêm vátmỏng về phía Tây-Bắc Giai đoạn tiếp theo bồn trũng được mở rộng về phía Tây,chiều dày trầm tích ở khu vực mỏ bình ổn hơn trừ khu vực đới yên ngựa và cánh sụtphía Đông của mỏ do sự bắt đầu hoạt động của các đứt gãy liên quan nên có sự độtbiến về chiều dày Pha tách giãn thứ hai của bồn trũng bắt đầu với sự hoạt động củacác đứt gãy vào cuối thời kỳ Miocen sớm đã hình thành cấu trúc mỏ, với các trầmtích thành tạo trong môi trường biển nông, đồng bằng ven biển, đồng bằng tam giácchâu Sự hút chìm của Biển Đông xuống cung Luson - Đài Loan theo máng sâuManila đã đẩy cung Luson chuyển dịch về phía Tây và tạo áp lực dồn ép từ Miocengiữa và mạnh mẽ trong Miocen muộn Trường ứng suất của biển Đông đã chuyểnđổi từ căng giãn chiếm ưu thế sang dồn ép là chủ yếu Cuối Miocen giữa, sự dồn ép

phát triển mạnh mẽ dẫn đến sự hình thành hàng loạt các cấu tạo dạng vòm có kích

cỡ khác nhau Mặt bất chỉnh hợp cuối Miocen giữa đã cắt cụt một phần trầm tíchđược hình thành trước đó, đánh dấu sự kết thúc pha nghịch đảo kiến tạo tại bể NamCôn Sơn Pha nghịch đảo kiến tạo này gây ra sự phát triển gián đoạn khu vực vàhình thành nhiều cấu tạo vòm địa phương trong trong đó có đới nâng Đại Hùng

I.2.2.4 Đặc điểm cấu trúc.

Mỏ Đại Hùng nằm ở rìa Tây Nam của đới nâng Mãng cầu, bồn trũng Nam CônSơn Nó được hình thành do quá trình hoạt động của các hệ thống đứt gãy và nghịchđảo kiến tạo trong thời kỳ Miocen, vì vậy cấu trúc địa chất của mỏ có dạng đứt gãy,khối , vòm Các đứt gãy có vai trò vô cùng quan trọng trong sự hình thành cấu trúcđịa chất hiện tại của mỏ Mặt cắt địa chất mỏ Đại Hùng bao gồm hai tầng cấu trúc:tầng cấu trúc móng granit trước Kainozoi và tầng cấu trúc trầm tích trầm tích lụcnguyên có tuổi Miocen đến hiện nay

Hình 1.5: Mặt cắt địa chấn – địa vật lý qua khối nâng mỏ Đai Hùng.

a) Tầng cấu trúc trước Kainozoi.

Các kết quả nghiên cứu của các Nhà thầu BHPP, Petronas Carigali và VSPtrước đây cũng như kết quả nghiên cứu của PVEP đều khẳng định rằng về mặt hìnhthái của nóc tầng móng mỏ Đại Hùng (H200) có thể chia thành 3 đới cấu trúc đó làđới trung tâm, cánh sụt phía Đông và cánh sụt phía Tây

Cánh sụt phía Đông và phía Tây được phân cách với địa luỹ trung tâm bởi hai

hệ thống đứt gẫy lớn có hướng 450 và 150, với chiều sâu của móng tương ứng là lớnhơn 5000 m và 3500 m Ngoài giếng khoan ĐH-3X được khoan ở cánh sụt phíaTây, và giếng khoan ĐH-15X ở cánh sụt phía Đông khoan vào đối tượng đá vôi,nhìn chung hai đới cấu trúc này còn ít được quan tâm nghiên cứu

Đới trung tâm là phần chính của mỏ với cấu trúc dạng địa lũy và có thể chialàm 3 phụ đới: phụ đới phía Bắc, phụ đới phía Nam và phụ đới yên ngựa ở giữa.Phụ đới phía Bắc bao gồm khối nhô cao nhất của móng (Khối L) và các khốikhác thấp hơn theo dạng cấu trúc bậc thềm thấp dần về phía Tây (K+G+J, D, R) vàphía Bắc (J, M), bị chia cắt bởi các đứt gãy có hướng chủ yếu là ĐB-TN với hai hệthống là 150 và 450, á vĩ tuyến và TB-ĐN Trong khi đó phụ đới phía Nam có cấutrúc dạng địa lũy chồng gối, với khối nhô cao nhất (Khối B) nằm ở giữa và thấp dần

về hai phía Đông (F, A) và Tây (T và cánh sụt phía Tây ), và cũng bị chia cắt bởicác đứt gẫy có hướng ĐB-TN 150 Giữa hai phụ đới phía Bắc và phía Nam là phụđới yên ngựa với khối nhô cao nhất là khối V, thấp dần về phía Nam là khối N và

A, và lên phía bắc là khối H Phụ đới yên ngựa được phân cách với hai đới Bắc vàNam bằng các đứt gãy có hướng TB-ĐN và á vĩ tuyến Các hệ thống đứt gẫy nàyđóng một vai trò quan trọng đối với sự hình thành các đới có khả năng nứt nẻ caotrong móng

đáng kể Trầm tích ở giai đoạn này thuộc tướng biển gần bờ ở phần dưới mặt cắt,tướng đá vôi thềm và ám tiêu san hô ở phần trên mặt cắt Thành phần của chúngchủ yếu là các lớp cát, bột, sét kết, đá vôi vụn và các sét vôi thành tạo trong môitrường vũng vịnh đến biển nông ven bờ Trong Miocen dưới có trầm tích đá vôinhưng trầm tích lục nguyên vẫn chiếm ưu thế

Bậc cấu trúc Miocen giữa đến hiện nay: tương ứng với thời kỳ nghịch đảo kiếntạo, bóc mòn và lún chìm nhiệt nên bản đồ cấu tạo vẽ cho đỉnh tầng đá vôi tuổiMiocen giữa tương ứng với mặt phản xạ địa chấn H30 có bình đồ cấu trúc khá bình

ổn, hình thái dạng vòm đã biến mất, chỉ còn lại hai đỉnh ở khối phía Bắc và Nam và

đó cũng chính là nơi đủ điều kiện để các tập chứa đá vôi phát triển Các hoạt độngđứt gãy giảm hẳn về biên độ và số lượng, chỉ còn hệ thống đứt gãy chính phía Đông

là vẫn còn hoạt động đáng kể Do hoạt động kiến tạo bình ổn kết hợp với quá trìnhbiển tiến dần từ Đông sang Tây đã tạo điều kiện hình thành những tập cácbonat códiện tích và chiều dày đáng kể là một trong những đối tượng chứa của mỏ

Nóc tầng Miocen trên tương ứng với tầng H20, đến thời kỳ này mỏ Đại Hùngtrở thành một đơn nghiêng còn hệ thống đứt gãy phía Đông thì hoạt động yếu dần

và chấm dứt vào cuối Miocen

Trầm tích Miocen giữa của bậc cấu trúc này chủ yếu là trầm tích đá vôi dạng

ám tiêu và Đá vôi thềm xen các trầm tích lục nguyên mịn chứa vôi, còn Miocen trênđược thành tạo chủ yếu bởi các trầm tích lục nguyên mịn và sét chứa vôi trong môitrường biển nông đến biển sâu

I.2.2.5 Hệ thống đứt gãy và bẫy chứa.

hệ thống đứt gẫy của mỏ Đại Hùng có thể thấy rằng hệ thống đứt gãy hoạt độngsớm nhất ở khu vực này là các hệ thống ĐB-TN 450 ở phía Đông và hệ thống TB-

ĐN phân chia phụ đới phía Nam và đới yên ngựa Các hệ thống đứt gãy này có lẽ

liên quan đến pha tách giãn đầu tiên của bôn trũng, nó cũng cho thấy đến thời điểmnày mỏ Đại Hùng chưa được hình thành Kết quả phân tích tài liệu địa chấn cũngnhư bản đồ đẳng dày thời kỳ H100-H76 cho thấy hầu hết các đứt gãy của mỏ ĐạiHùng đều bắt đầu hoạt động trong thời kỳ cuối Miocen sớm và tiếp tục hoạt độngđến đầu Miocen giữa; một vài hệ thống đứt gẫy còn hoạt động kéo dài đến Miocen

muộn và Pliocene Đệ Tứ Việc các hệ thống đứt gãy bắt đầu hoạt động vào cuốiMicene sớm (H100) cho thấy rằng hầu hết các đứt gãy ở mỏ Đại Hùng là các đứtgãy sau trầm tích cho các tầng trước H100 và đặc trưng này cũng đã được kiểmchứng qua tài liệu giếng khoan Tính chất này vô cùng quan trọng trong việc sửdụng tầng H100 là tầng tựa để xây dựng các bản đồ nóc, đáy các tầng sản phẩm chotoàn mỏ Một tính chất khác không kém phần quan trọng của các đứt gãy là tínhchất chắn Các kết quả nghiên cứu cũng như kết quả khoan đã xác nhận rằng: hầuhết các đứt gẫy ở khu vực mỏ Đại Hùng đóng vai trò là đứt gẫy chắn, điều đó cónghĩa là các khối phân cách bởi các đứt gẫy có thể độc lập với nhau.

Hình 1.6: Sơ đồ phân bố các khối thuộc mỏ Đại Hùng

b) Bẫy chứa.

Các bẫy chứa dầu khí đã được phát hiện ở mỏ Đại Hùng đều thuộc loại bẫycấu tạo hỗn hợp, đứt gãy dạng khối và thạch học Lớp phủ chắn giữ dầu khí là cácthành tạo lục nguyên mịn, chứa vôi có độ dày từ 10-70m

c) Hệ thống dầu khí.

Tầng Chứa :

Tại mỏ Đại Hùng dầu, khí đã được phát hiện trong 3 loại tầng chứa chính là :

•Đá móng granit trước Kainozoi

•Trầm tích lục nguyên Miocen dưới

•Đá vôi Miocen giữa

Đá móng granit trước Kainozoi

Đây là tầng chứa đã được phát hiện tại một vài giếng khoan 4X, 8X, 9X và10X Thành phần thạch học của đá móng mỏ ĐH gồm 02 loại chính là granit vàgranodiorit

Độ rỗng tổng của tầng chứa chỉ 1–2%, cá biệt có nơi 3–5% do hang hốc và nứt

nẻ mạnh Bề dày hiệu dụng của tầng chứa đá móng ở các giếng khoan là rất khácnhau và thay đổi tùy thuộc vào mức độ nứt nẻ của chúng Tại những nơi đá móng

có hang hốc và nứt nẻ liên thông với nhau, tính thấm của tầng chứa rất cao (tới hàngtrăm mD) Tuy nhiên, cho đến nay vẫn chưa gặp tầng sản phẩm nào có giá trị côngnghiệp trong tầng đá móng nứt nẻ ở mỏ Đại Hùng

Các tầng trầm tích lục nguyên Miocen dưới

Tầng trầm tích lục nguyên chứa dầu ở mỏ Đại Hùng là các tập cát kết tuổiMiocen sớm nằm giữa tầng phản xạ địa chấn H76 và H200 Thành phần thạch họccủa cát kết chủ yếu gồm: thạch anh từ 50-70%, fenpat từ 3,5-24%, tỉ lệ mảnh đáthay đổi từ 11-47% Theo phân loại của R.L Folk (1974) thì cát kết thuộc lọai cátkết arkose, arkose mảnh đá, được thành tạo trong môi trường biển nông, đồng bằngven biển, đồng bằng tam giác châu Dựa vào đặc điểm trầm tích, sự phân bố màtầng chứa này được chia làm 7 tập chứa chính và được đánh số và gọi tên từ Tập cát

số 0 (H80 - H100) đến tập cát số 6 (H150 - H200), theo thứ tự từ trên xuống:

Tập cát số 0 (H80-H100)

Tập cát này nằm giữa mặt H80 và H100, chiều sâu thay đổi từ 2130 - 3422 m,chiều dày từ 5.7 – 92.4 m (trung bình khoảng 60m) Tập cát số 0 có xu hướng dàydần về phía Tây Nam của mỏ (ĐH -8X : 92,4m) Độ rỗng của tập cát này từ 15-24%, độ rỗng cao tại khu vực trung tâm mỏ (khối G, K,L), các vỉa sản phẩm chứadầu khí được phát hiện ở khu vực khai thác sớm và các khối phía Tây Nam mỏ(khối B, F)

Tập cát số 1 (H100-H115)

Nằm giữa mặt H100 và H115, tập cát số 1 nằm ở độ sâu thay đổi từ 2164 - 3336

m, chiều dày từ 6-30 m (trung bình khoảng 15m) Tập cát này phân bố khắp toàn

mỏ và có xu hướng dày dần về phía Đông Nam mỏ Độ rỗng của tập cát này thay

đổi từ 13 đến 20%, khả năng chứa của tập tương đối tốt tại hầu hết các khối trongmỏ.

Tập cát số 2 (H115-H130)

Tập cát số 2 nằm giữa mặt H115 và H130 ở chiều sâu thay đổi từ 2200 –3380m, chiều dày của tập từ 6 - 41m (trung bình khoảng 25m) Tập cát này có xuhướng dầy dần về phía Đông, Đông Nam (khối D, K, L), tại khu vực khối K tậptrầm tích có chiều dày tới 40m (DH-1P) Tập H115 - H130 có khả năng chứa dầu ởkhu vực khai thác sớm khối K, L Về phía Nam của mỏ (khối F) đã gặp khí vàcondensat trong tập cát này ( ĐH-1X)

Tập cát số 3 (H130-H140)

Nằm ở chiều sâu thay đổi từ 2271 – 3442 m giữa mặt H130 và H140, tập cát số

3 có chiều dày thay đổi từ 10 – 30 m (trung bình khoảng 13m), chiều dày của tậpcát này dầy ở phần trung tâm mỏ và giảm dần về hai phía Nam, Bắc của mỏ Tạikhu vực DH-8X khối B, phía Nam mỏ thì tập này chỉ dày 4.2m, còn phía Bắc tạikhối M tập trầm tích này vắng mặt ( ĐH-6X) Độ rỗng của tập này từ 13 -28%, độrỗng cao tại khu vực các khối trung tâm mỏ, khả năng chứa dầu của tập cát này nàytốt tại khu vực khai thác sớm

Tập cát số 4 (H140-H145)

Tập tập cát số 4 nằm giữa mặt H140 và H145 ở chiều sâu thay đổi từ 2352 –

3525 m, chiều dày từ 3,5– 26 m (trung bình khoảng 19m) Tập cát này phân bốkhắp toàn mỏ Độ rỗng của tập này vào loại trung bình (13-18%), độ rỗng cao tậpchung ở khu vực khai thác sớm (ĐH-1P, 2P độ rỗng 17-18%), như vậy chất lượngchứa của tập này tốt tại khu vực khai thác sớm (J, L, K), đặc biệt là khối L, khảnăng chứa trung bình tại khu vực Tây Nam mỏ (khối B, F) còn các khối khác khảnăng chứa kém hơn

Tập cát số 5 (H145-H150)

Nằm ở chiều sâu thay đổi từ 2424 – 3594 m giữa mặt H145 và H150, tập cát số

5 có chiều dày thay đổi từ 5– 22m (trung bình khoảng 10m) Tập cát này có chiềudày khá đều ở phía Nam, Tây Nam, còn phía Bắc, Đông Bắc thì phân bố không đều

có chỗ mất hẳn (khu vực DH-1P ) Độ rỗng của tập cát này thay đổi từ 14-20%, độrỗng tốt tập chung tại khu trung tâm mỏ (ĐH-2P, 10P độ rỗng 20%) như vậy khảnăng chứa tốt của tập là khu vực này (khối L, K, D, F)

Tập cát số 6 (H150-H200)

Tập cát số 6 nằm giữa mặt H150 và H200 ở chiều sâu từ 2571–3702 m, chiềudày từ 10–49 m (trung bình khoảng 22m) Tập cát này phân bố khá đều trên toàn

mỏ tuy nhiên phần phía Tây mỏng hơn (khoảng 10m tại các giếng DH-4X DH-5X,DH-6X ) Độ rỗng của tập cát này từ 13-18%, khả năng chứa tốt của tập này chủyếu tại khu vực khai thác sớm

Tầng đá vôi Miocen giữa

Tầng đá vôi chứa dầu tuổi Miocen trung mỏ Đại Hùng nằm giữa mặt phản xạH76 và H30 ở độ sâu từ 1976mTVDss (DH-3P) – 2961mTVDss (DH-12X), chiềudày của tập từ 37m (ĐH-3P) đến 40m ( ĐH -10X) phân bố làm 03 khu vực chính :khu vực 1 nằm ở cánh sụt phía Đông; đây là khu vực có diện tích phân bố lớn nhất

21 km2 với chiều dày của tập đá vôi từ 12-21m Khu vực 2 nằm ở khu vực giữa haiđới yên ngựa và phụ đới phía Nam, diện tích của khu vực này khoảng 8 km2, chiềudày từ 11-40m Khu vực 3 nằm tại trung tâm mỏ (khu vực khối L), diện tích là 1,4

km2 chiều dày từ 18-36m

Hình 1.7: Bản đồ các giếng khoan tập DV2 - 1

Độ rỗng tầng chứa đá vôi phụ thuộc nhiều vào nguồn gốc, môi trường thành tạocũng như quá trình phong hóa và biến đổi của chúng Chính vì thế, giá trị độ rỗngthay đổi trong khoảng rất rộng, từ 11,9% (ĐH-12X) đến 28,4% (ĐH-5X) Đá vôi

mỏ Đại Hùng có hai loai chính là ám tiêu san hô và đá vôi dạng thềm Đá vôi chứadầu tốt chủ yếu là dạng ám tiêu (độ rỗng có thể tới 28%) còn đá vôi dạng thềm khảnăng chứa rất kém ( độ rỗng < 10%)

I.2.2.6 Các tầng sản phẩm.

Mặt cắt trầm tích lục nguyên và đá vôi chứa sản phẩm của mỏ có tuổi Miocensớm và kết quả minh giải tài liệu địa chấn, tài liệu ĐVLGK và kết quả minh giải tàiliệu RFT đã được sử dụng để liên kết chi tiết các tầng sản phẩm cho các giếngkhoan Ngoài ra tầng móng granit nứt nẻ cũng có khả năng chứa và được xem như

là một đối tượng chứa của mỏ

a) Đá móng nứt nẻ:

Đá móng nứt nẻ mỏ Đại Hùng được khoan qua 13 giếng khoan trong tổng số 22giếng đã khoan với độ sâu khoan vào móng từ 20m (giếng DH-7X) đến 976m(giếng DH-10X) đặc trưng bởi granit và granodiorit nứt nẻ kém Các dấu hiệu biểuhiện dầu khí như mất dung dịch, xuất hiện khí, dấu vết dầu chỉ có ở một số giếngkhoan DH-1X (Khối F), DH-8X, DH-10X (Khối B) và DH-9X (khối L)

Kết quả thử vỉa ở giếng DH-4X tầng móng thu được lưu lượng nước 115thùng/ngày Giếng khoan DH-9X đã tiến hành thử một DST trong tầng móng, kếtquả cho dòng dầu yếu 146 thùng /ngày đêm, không có nước Trên tài liệu ĐVLGKthì đá móng ở khu vực này rất chặt xít

Giếng khoan DH-10X đã tiến hành thử 05 DST trong tầng móng lưu lượngcondensate từ 47-1358 thùng/ngày và từ 104-662 ngàn m3 khí/ngày

Giếng DH-8X đã được tiến hành thử 2 khoảng vỉa Khoảng thân trần được chọnsau khi xử lý axít đã có dòng dầu yếu với lưu lượng 30-120 thùng/ngày và gầnkhoảng 0.55 tr ft3 khí/ngày đêm Điều đặc biệt được ghi nhận ở đây là dầu ở móngtrong giếng khoan DH-8X biểu hiện tới độ sâu (3437m) sâu hơn ranh giới khí nướctại giếng khoan DH-10X (3260m) Điều này cho thấy rằng các khối móng granitcủa mỏ tương đối độc lập về tính chất chứa mặc dù ranh giới giữa chúng rất khó xácđịnh Trong trường hợp này có khả năng tồn tại một đới chắn giữa chúng

Từ kết quả trên nhận thấy rằng tiềm năng dầu khí của tầng móng mỏ Đại Hùngkhông lớn và chỉ tập trung ở khu vực khối B (giếng khoan DH-8X, DH-10X)

b) Các tập chứa cát kết lục nguyên:

Tập hợp các vỉa chứa cát lục nguyên có tuổi Miocen sớm của mỏ Đại Hùng cómặt ở hầu hết ở tất cả các giếng khoan với chiều dày từ 400m (giếng DH-6X, khối

M) đến 850m (giếng DH-1X, khối F) Lát cắt trầm tích được chia làm nhiều khốibởi các hệ thống đứt gẫy, trong từng khối hầu như chỉ có một giếng khoan ngoại trừkhu vực khai thác sớm, nên việc liên kết các vỉa sản phẩm có nhiều khó khăn

Theo số liệu giếng khoan kết hợp với tài liệu địa chấn và tài liệu áp suất, mặtcắt trầm tích mỏ Đại Hùng có thể chia và liên kết theo các tập nhỏ bao gồm: H30,H76, H80, H90, H95, H100, H105, H115, H125, H130, H137, H140, H145, H150,H160, H170, H200

Theo kết quả thử vỉa và tài liệu minh giải ĐVLGK của các giếng khoan thì tậpnày được chia làm 03 tập nhỏ là H200-H170, H170-H160 và H160-H150:

H200 – H170

Trên tài liêu đo Karota tập này có khoảng 03 vỉa cát liền nhau xen kẽ các vỉa sétmỏng thể hiện ở hầu hết các giếng khoan, các vỉa cát có mật độ và điện trở cao, giátrị đường cong siêu âm thấp, chứng tỏ các tập cát trong tầng này có độ rỗng, độthấm kém không có khả năng chứa dầu trên hầu hết các giếng khoan ngoại trừ một

số giếng như DH-4X, DH-9X và DH-10X có một vài vỉa móng chứa dầu nhưng khảnăng khai thác khó

H170 - H160

Tầng H170 là đáy của tập cát, trên đường GR thể hiện đây là tập cát biển tiến

chứa sản phẩm chính của tập H150 - H200 ở khu vực khai thác sớm Kết quả thử

vỉa DST của các giếng khoan, như ở giếng 2X cho dòng 3771 thùng/ngày, 9P có 9m chứa dầu, DH-5P có 7m chứa dầu, DH-2P có 10m chứa dầu

DH-H160-H150

Tập này hầu như không chứa sản phẩm ngoại trừ khối L có từ 3-4m chứa dầu,gồm các vỉa cát sét biển tiến nhưng trên toàn mỏ thì tập này sét chiếm ưu thế Kếtthúc tập này là vỉa than phân bố rộng toàn mỏ (H150) rất rễ nhận biết trên tài liệuĐVLGK

Như vậy tập H150 - H200 ở khu vực khai thác sớm có khả năng chứa dầu tốthơn những khu vực khác Điều này cũng dễ hiểu vì theo tài liệu ĐVL GK, tại cáckhu vực khác, các vỉa cát của tập H150 - H200 hầu như là chứa nước hoặc bị sét

Tập H150-H145.

Gồm các tập cát sét xen kẽ, lắng đọng trong thời kỳ kết thúc chu kỳ biển thoá

và bắt đầu chu kỳ biển tiến với đặc trưng là các trầm tích được thành tạo trong môitrường vũng vịnh (H150-H148); chuyển dần lên là trầm tích lắng đọng trong môitrường thuỷ triều xen kẽ với các trầm tích được cung cấp từ hệ thống sông ngòi cóhướng chảy từ phía Bắc và phía Đông Tầng H145 là đáy của một vỉa sét dầy 20-25m phủ hầu như toàn mỏ

Các vỉa cát trong tập này có chiều dày từ 5-30m ở tất cả các khối, riêng ở khuvực khai thác sớm (khối L, K, D, F) có chiều dày chứa dầu từ 5-28m Theo tài liệuĐVLGK tại phần bắc (khối M) và phần Tây-Nam (khối H, B, N) tập H145 - H150chứa nước

Các giếng khoan DH-1X; DH-2X; DH-4X đã được thử vỉa với lưu lượng từ

374 -3700 thùng/ngày

Tập H145-H140

Trong thời kỳ này mực nước biển dâng lên các trầm tích châu thổ được thànhtạo trong khoảng giữa H148-H145 tái hoạt động, vật liệu được lắng đọng thành mộtlớp cát mỏng trên bề mặt đánh dấu H145 Chuyển tiếp lên trên là các trầm tíchtướng đồng bằng ven biển (H145-H144) và các trầm tích thuộc tướng trầm tích vịnhnước nông hoặc hồ (H144- H142) Tầng H140 là đỉnh của tập sét dày 10-50m thểhiện rõ ở DH-8X, DH-4X và DH-6X

Các tập cát chứa trong tập H140 - H145 với chiều dày từ 3.5m đến 25m (giếngDH-2P, khối L), nhưng vỉa chứa dầu chỉ thấy ở các khối vùng khai thác sớm (khốiK+J, L) có chiều dày chứa dầu từ 3m (DH-4P) đến 18 m (DH-1P) và tại vùng TâyNam (khối B và F) có hai giếng được thử vỉa là DH-1X và DH-2X cho lưu lượng từ3100-3300 thùng/ngày Tại các khối khác, các vỉa cát có tính chất chứa kém hoặcchứa nước

Tập H140-H130

Gồm các tập cát sét xen kẽ lắng đọng trong môi trừơng trầm tích tướng vịnhnước nông và các trầm tích ven biển thuộc chu kỳ biển tiến tiếp tục phát triển tronggiai đoạn này, tuy nhiên nó không phát triển một cách tràn lan mà có xu hướngchuyển dần lên từ phía Tây Nam của mỏ

Tập này được chia làm hai tập nhỏ là H140-H137 và H137-H130

H140-H137.

Là vỉa cát chứa dầu trong tập này có chiều dầy hiệu dụng từ 2m ở giếng khoanDH-9X đến 12m ở giếng khoan DH-8P, có mặt hầu như ở toàn bộ các khối, ngoại

trừ cá khối N và H chúng có khả năng chứa kém Hai giếng khoan đã được thử vỉa

là DH-4X và DH-2X với lưu lượng từ 1100-3300 thùng/ngày

H137-H130

Vỉa cát trong tầng này chỉ chứa dầu khí ở khối L và G, ở giếng khoan DH-9Xchứa 10m, giếng khoan DH-5P chứa 2m Ở các khối khác chủ yếu là không có khảnăng chứa hoặc bị sét hoá

Tập H130-H115.

Gồm các tập cát sét xen kẽ lắng đọng trong môi trừơng trầm tích phát triển kếthừa từ các thành tạo ở trên, với đặc trưng là trầm tích ven biển, trầm tích thuỷ triều

và thuỷ triều nông (H130-H120) Quá trình lún chìm vẫn tiếp tục diễn ra trong toàn

mỏ điều này đã được minh chứng bởi các trầm tích chứa than hình thành trong môitrường trầm tích ngập lụt và đầm lầy thuỷ triều, phát triển sau pha dịch chuyểnđường bờ (H120-H110), cũng như sự góp mặt của một số trầm tích hình thành trongmôi trường khá yên tĩnh là eo biển hoặc vũng vịnh Trong tập này chia làm hai tậpnhỏ H130-H125 và H125-H115

H130-H125

Đây là vỉa cát liên kết khá rõ trên tài liệu giếng khoan và tài liệu áp suất, ngaytrên tầng H125 xuất hiện một lớp than mỏng phân bố hầu hết trên toàn mỏ, vỉa nàychỉ chứa dầu ở các khối L, K, J, F và khối B với chiều dầy hiệu dụng từ 6.5m ởgiếng DH-4P đến 18m ở giếng DH-3P Các khối khác đều không chứa sản phẩm.H125-H115

Trên đường cong GR vỉa này thể hiện khá rõ, tầng này chỉ tồn tại dầu khí ở khuvực khai thác sớm (khối L, K, J và khối G) có chiều dày hiệu dụng từ 8m ở giếngkhoan 3P đến 29 m ở giếng khoan 4P

Khi thử các vỉa cát tập H115 - H130 đã thu được các dòng dầu với lưu lượnglớn, 3255 thùng/ngày ở giếng DH-4X và 4080 thùng/ngày ở giếng DH-1P Khi thửvỉa trong giếng DH-1X nhận được 89000m3 khí/ngày và 5.4m3 condensat

Tập H115-H100.

Trong khoảng chiều sâu này trầm tích được xác định chủ yếu là các thành tạotrong môi trường lòng sông hoặc bồi tích châu thổ (H110-H100) Yếu tố đặc trưngnhất của tập này là hai tập trầm tích cát được phân ra bởi hai lớp than liền nhau gặptrong hầu hết các giếng khoan Trong tập này chia làm hai tập nhỏ H115-H105 vàH105-H100 thể hiện khá rõ trên tài liêu ĐVL GK và tài liệu đo RFT

H115-H105

Vỉa sản phẩm của tầng này phân bố ở các khối L, J, K, D, H và khối N có chiếudầy từ 5m ở giếng khoan DH-4X đến 17m ở giếng DH -3P

Các vỉa sản phẩm của tầng này có chiều dầy hiệu dụng từ 2m ở giếng khoanDH-5P đến 8m ở giếng khoan DH -10P và 11m ở DH-1X, chúng phân bố ở cáckhối khai thác sớm (L, K, J, D) và khối F

Kết quả các lần thử của các vỉa sản phẩm ở tập H100 - H115 của các giếng(DH-1X - khối F, DH-2X – khối L, DH-4X – khối D, DH-7X – khối N, DH-5X –khối H) với lưu lượng từ 800 -2800 thùng/ngày, cho thấy khả năng chứa dầu khí rấtđáng kể của tập này Cát chứa tập H100 - H115 theo số liệu ĐVL GK và thử vỉađược phân bố tương đối đồng đều cho toàn mỏ

Tập H100-H80

Trong thời kỳ này sự dịch chuyển đường bờ theo hướng từ Đông Nam lên TâyBắc trong quá trình biển tiến đã hình thành nên những đặc điểm điển hình cho cáctập trầm tích của giai đoạn này Phía Đông được đặc trưng bởi trầm tích châu thổdịch chuyển, đồng bằng châu thổ ven biển với nguồn vật liệu được vận chuyển từphía Bắc xuống, trong khi ở phía Tây và phía Nam là những trầm tích được thànhtạo trong môi trường vũng vịnh hoặc biển nông

Hình 1.8: Bản đồ phân bố độ rỗng tập vỉa H95-H100

Trên bản đồ đá chứa phân bố tốt tại khối khai thác sớm (J2, K, L) và khối Btuy nhiên tại giếng DH-8X đã thử DST cho dòng, vỉa chứa lại phân bố với độ rỗngthấp (<10%)

Trong tập H80 – H100 được chia làm 03 tập nhỏ H100-H95, H95-H90, H80 Kết quả thử vỉa giếng DH-1X chứng minh sự hiện diện các vỉa sản phẩm chứadầu khí ở các khối Tây Nam mỏ (khối B, F, N)

H90-Theo số liệu ĐVL GK, chiều dày vỉa chứa từ 10.7m (ở giếng DH-7X, khối N)đến 57m (giếng DH-8X, khối B)

c) Các tập đá vôi.

Dựa trên tài liệu địa chấn kết hợp với tài liệu ĐVLGK đã liên kết và xác địnhđược 6 tập đá vôi chứa dầu cũng như sự phân bố của chúng ở ba khu vực với cáctên gọi tập đá vôi 1 đến tập đá vôi 6 Kết quả phân tích tài liệu ĐVLGK cho thấychúng xuất hiện chủ yếu ở phần phía Đông và Đông Nam của mỏ, ở giếng DH-5X(khối M), DH-8X (khối B), DH-1X (khối F), DH-7X và DH-14 (khối N), giếngkhoan ĐH-12X (khối A) và tại vùng khai thác sớm (khối L) Việc thử vỉa các tầng

đá vôi chứa sản phẩm được tiến hành ở 5 giếng và đều cho dòng dấu khí với lưulượng cao, cao nhất là 6456 thùng/ngày (giếng DH-12X).

I.2.2.7 Khối K.

Khối K có diện tích phân bố khoảng 1,24 km2, nằm ở trung tâm khu vực khaithác sớm mỏ Đại Hùng, cùng đặc điểm như khối L, bị ngăn cách với các khối khácbằng hệ thống đứt gãy kín hoặc gần kín Phía Tây của khối K là khối D, và phía TâyNam là khối G, theo tài liệu RFT và khai thác mỏ cho thấy ở 2 phía này hầu nhưkhông có sự lưu thông về thủy động lực với nhau Khối K giáp khối L ở phía Đông,giữa 2 khối này có thể có sự lưu thông thủy động lực hạn chế trên cơ sở quan sát tàiliệu RFT của giếng DH-1P và DH-4X cho thấy giữa H100 - H115 của giếng DH-1P

và H115 - H130 của giếng DH-4X có thể lưu thông do có sự giống nhau về gradient

áp suất và áp suất vỉa tính về cùng một chiều sâu Ngoài ra giữa khối K và khối J ởphía Bắc, theo tài liệu địa chấn thể hiện sự phân cách không rõ ràng và theo tài liệuthử vỉa mới nhất khi hoàn thiện giếng DH-10P cho thấy áp suất vỉa có bị suy giảmthấp hơn áp suất giếng DH-1P khi bắt đầu đưa vào khai thác Điều này cho thấy rấtnhiều khả năng giữa khối K và J có sự lưu thông thủy lực, nhưng mức độ lưu thông

bị hạn chế do hệ thống đứt gãy ranh giới giữa 2 khối

Giếng C được đưa vào khai thác từ 15-10-1994 với lưu lượng dầu ban đầu

11.000 thùng/ngđ, tỷ số khí dầu 1.400 ft3/thùng cao hơn tỷ số khí dầu hoà tan banđầu (610 ft3/thùng), chứng tỏ ngay từ khi bắt đầu khai thác đã có sự xâm nhập khícủa các vỉa khí tự do

Giếng C nằm ở vị trí gần như trung tâm của khối K, các tầng sản phẩm chính

là H90 - H100, H100 - H115, H115 - H130, H150 - H200 Khác với các giếng thuộckhối L, tầng H145 - H150 ở giếng khoan này gần như bị vát nhọn hoàn toàn vàkhông cho sản phẩm Sơ đồ hoàn thiện của giếng khoan C được chia làm 4 khoảngkhác nhau cho các tập sản phẩm trầm tích lục nguyên từ H90 - H100 đến H150 -H200 và được khai thác chung vào một ống khai thác Hệ số sản phẩm của giếng Ccao hơn nhiều so với các giếng khác vào khoảng 30 thùng/ngđ/psi, trong đó khoảnghoàn thiện C bao gồm H130 - H140 và H140 - H145 bị ảnh hưởng của các vỉa khínên hệ số sản phẩm được xác định có thể bị sai số đáng kể Giếng C sau khi đượcđưa vào khai thác hơn một năm do bị rò rỉ đường ống dẫn từ miệng giếng tới giàn

C, phải dừng khai thác trong các năm 1996-1997, cuối năm 1997 giếng C được đưavào khai thác trở lại Mặc dù giếng được đóng phục hồi trong thời gian khá dàinhưng khi khai thác trở lại lưu lượng dòng vẫn thấp hơn nhiều so với khi bắt đầuđưa giếng vào khai thác, nguyên nhân chính là do năng lượng vỉa bị hạn chế nguồncung cấp, áp suất vỉa phục hồi kém Cùng với việc giảm năng lượng, tỷ số khí dầu

tăng khá nhanh từ 1.800 ft3/thùng lên đến 6.000 ft3/thùng do khí tách ra từ dầu khi

áp suất vỉa nhỏ hơn áp suất bão hoà và khí xâm nhập từ vỉa khí tự do

Trong các năm tiếp theo từ 1999-2003, lưu lượng dầu của giếng C bị giảmliên tục từ 4.000 thùng/ngđ xuống còn 1.200 thùng/ngđ do áp suất vỉa bị giảm Tuynhiên tỷ số khí dầu cao trong giai đoạn này cũng có ý nghĩa nhất định có tác dụngnhư gastlift tự nhiên, nhưng do bị khai thác nhiều không được áp dụng các biệnpháp duy trì năng lượng vỉa, áp suất vỉa bị giảm nhanh hơn làm hiệu qủa khai thác

bị giảm Hàm lượng nước khai thác trong giếng C từ khi khai thác đến hiện nay tăngkhông đáng kể khoảng trên dưới 2% Tổng sản lượng dầu khai thác từ giếng nàyđến thời điểm hiện tại là 7,7 triệu thùng, hệ số thu hồi dầu khoảng 6%

CHƯƠNG II CÁC THAM SỐ THẤM CHỨA VÀ CÁC PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH TỪ

ĐỊA VẬT VẬT LÝ GIẾNG KHOAN (ĐVLGK).

Muốn phân tích và minh giải tổng hợp tài liệu Địa vật lý giếng khoan(ĐVLGK), trước ta phải xác định chính xác các tham số đặc trưng cho khả năngchứa của tầng đá mà giếng khoan cắt qua Các tham số đó là: độ rỗng, độ sét, độbão hoà nước…Phân tích và minh giải tổng hợp tài liệu ĐVKGK là công việc kháphức tạp Công việc này đòi hỏi phải nắm rõ các tham số vật lý thạch học cũng như

sự hiểu biết cặn kẽ địa chất của vùng nghiên cứu Trước tiên, chúng ta phải xác địnhcác tham số vật lý thạch học cho tầng đá mà giếng khoan cắt qua Các tham số đóđược đặc trưng bởi: hàm lượng sét, độ rỗng hiệu dụng, độ bão hòa nước, độthấm….Trong đồ án này chỉ tập trung tính toán các thông số hàm lượng sét, độ bãohoà nước, độ rỗng

II.1 Các tham số sử dụng trong minh giải tổng hợp tài liệu ĐVLGK.

II.1.1 Hàm lượng sét.

Cát kết (đá cát) là đá trầm tích vụn cơ học với thành phần gồm các hạt cát chủyếu là fenspat và thạch anh được gắn kết bởi xi măng silic, canxi, oxit sắt Tuỳtheo từng loại xi măng mà cát kết có màu sáng, xám, lục đỏ Do cát kết thôngthường tạo ra các vách đá dễ nhận thấy và các hình khối tự nhiên bằng đá khác nênmàu sắc của đá cát có thể coi giống hệt như là màu sắc của khu vực đó

Cát kết là đá trầm tích mảnh vụn khác với các loại đá hữu cơ, như đá phấn hay

than Chúng được tạo thành từ các hạt bị gắn kết mà các hạt này lại có thể là cácmảnh vỡ của đá đã tồn tại trước đó hoặc là đơn tinh thể của các khoáng vật Cácchất kết dính hay còn gọi là xi măng gắn kết có tác dụng gắn các hạt này với nhauchủ yếu là canxit, các khoáng vật sét và các khoáng vật silica Kích thước các hạtcát trong đá cát nằm trong khoảng 0,1 mm tới 2 mm Các loại đá với kích thước hạtnhỏ hơn, bao gồm bột kết và sét kết Cát kết được hình thành qua hai giai đoạn Đầutiên là quá trình lắng đọng các hạt cát thành các lớp trầm tích Các trầm tích cát này

có thể được lắng đọng trong các môi trường như sông, hồ, biển hay không khí Saukhi lắng đọng, các hạt cát bị nén ép bởi các lớp đất nằm bên trên và được liên kếtvới nhau bởi các vật liệu khác (xi măng) lắng đọng cùng lúc với chúng Các loại ximăng phổ biến nhất là silica và cacbonat canxi vì chúng được tạo ra từ sự hòa tanhoặc thay thế của cát khi chúng bị chôn vùi

Môi trường trầm tích sẽ quyết định các đặc trưng của đá cát được tạo ra như

kích thước hạt, độ chọn lọc, thành phần ở mức độ vi mô (kiến trúc) và cấu tạo của

đá ở mức độ vĩ mô như tính phân lớp Các môi trường chủ yếu của quá trình trầmtích là môi trường lục địa (lục nguyên) và môi trường biển

Trong thực tế, phần lớn cát đều chứa sét Các khoáng vật sét có ảnh hưởng rất lớnđến các tính chất vật lý thạch học của thành hệ Sét làm giảm độ rỗng hiệu dụng, độthấm của thành hệ cũng như làm thay đổi điện trở suất Vì vậy, hàm lượng sét làmột tham số quan trọng ta phải tính toán Trong phân tích ĐVL, ta chú ý đến bakiểu phân bố của sét trong đá như hình:

• Sét phân lớp

• Sét cấu trúc

• Sét xâm tán

cát sét

Hình 2.1: Các kiểu phân bố khác nhau của sét trong đá.

Sét phân lớp: đây là các lớp mỏng hay màng sét kẹp giữa các lớp của tập đácát, cát kết Loại sét này làm thay đổi cả độ rỗng và phần matrix

Sét xâm tán: sét dạng xâm tán bám phủ trên bề mặt các hạt đá tạo thành lớp màngbao và lấp nhét một phần kênh thông nối giữa các nang rỗng Sét phân tán làm thayđổi các tính chất vật lý thạch học của đá nhiều hơn là sét phân lớp Nó có ảnhhưởng rất lớn tới độ rỗng nhưng không làm thay đổi matrix

Sét cấu trúc: là các hạt hay phiến sét cấu thành của pha cứng như những hạtthạch anh hoặc các khoáng vật khác Loại sét này có nhiều đặc tính giống với sétphân lớp vì chúng cùng phụ thuộc vào độ nén ép Sét cấu trúc không làm ảnh hưởngtới độ rỗng nhưng lại làm tăng phần matrix

Không có loại đá nào chỉ có sét phân lớp mà không có sét xâm tán, cũng nhưchỉ có sét xâm tán mà không có loại hình sét khác Vì vậy, chúng ta phải luôn chú ýđến loại hình tồn tại của sét trong đá khi tính hàm lượng sét Bên cạnh loại hình sétthì loại khoáng vật sét cũng có ảnh hưởng đáng kể đến tính chất vật lý thạch học củathành hệ Chúng ta thường quan tâm tới bốn loại khoáng vật sét chủ yếu là:montmorillonit, illit, chrolit, kaolinit

Như vậy, để có những thông số thành hệ đáng tin cậy chúng ta phải luôn luônchú ý đến việc xác định hàm lượng sét và hiệu chỉnh ảnh hưởng của chúng

II.1.2 Độ rỗng (Φ, PHI).

Độ rỗng là tỷ phần không gian lấp đầy chất rắn trong thể tích toàn phần củakhối đá Đối với các đá trầm tích hạt vụn, độ rỗng được định nghĩa là tỷ số của tổngthể tích không gian rỗng giữa các hạt vụn hoặc tinh thể với tổng thể tích của đátương ứng và được tính theo công thức sau:

Ф = t

P

VV

s t

V

V

V −

(%) (2.1)Trong đó: VP: là thể tích không gian rỗng

Vt: là tổng thể tích của đá

Vs: là thể tích pha cứng

Căn cứ vào những đặc điểm riêng người ta phân loại độ rỗng như sau:

Độ rỗng toàn phần (Фt, PHIT): là tỷ phần thể tích của tất cả không gian rỗng (giữahạt, các kênh thông nối, nứt nẻ, hang hốc, bọt…) cộng lại trong đá:

Ф = t

P

VV

s t

V

V

V −

(%) (2.2)Trong đó:

VP:là thể tích không gian rỗng trong đá (thường chứa Hydrocacbon và nước)

Vt: là thể tích toàn phần của đá

Vs: là thể tích pha cứng

Độ rỗng toàn phần gồm có: độ rỗng nguyên sinh và độ rỗng thứ sinh

Độ rỗng nguyên sinh (Ф1): được thành tạo trong quá trình trầm tích của đá, là

độ rỗng giữa các hạt hay các tinh thể Nó phụ thuộc vào kiểu, kích thước và cáchsắp xếp của các hạt trong pha cứng

Độ rỗng thứ sinh (Ф2): được thành tạo do quá trình biến đổi thứ sinh như: hòatan, nứt nẻ, tái kết tinh, ximăng hóa… Nó là phần lỗ rỗng được thành tạo do quátrình phát triển của đá, do các lực ép nén kiến tạo theo các chiều khác nhau và doquá trình biến đổi các vật chất hữu cơ trong đá

Độ rỗng hở hay độ rỗng thông nối (Фthn): là phần lỗ rỗng thông nối với nhau màchất lưu có thể di chuyển từ nơi này qua nơi khác trong đá Độ rỗng thông nốithường nhỏ hơn độ rỗng toàn phần bởi có nhiều trường hợp các lỗ rỗng trong đákhông có sự liên thông với nhau như đá bọt

Độ rỗng tiềm năng (Фp): là phần lỗ rỗng hở có đường kính các kênh thông nối đủlớn để dòng chất lưu có thể đi qua dễ dàng Đối với dầu đường kính kênh thông nốiphải > 50μm, còn đối với khí > 5μm Độ rỗng tiềm năng đôi khi có giá trị nhỏ hơn

độ rỗng hở

Khungđá Khung đá

Độ rỗng hiệu dụng Φeff

Độ rỗng phi dụng

Độ rỗng (ΦT)

Ví dụ, các tập sét có độ rỗng hở rất cao từ 50% - 85% nhưng hoàn toàn không

có lỗ rỗng tiềm năng do các kênh thông nối trong đá cát sét rất bé, hơn nữa sét lại cóđặc điểm hấp thụ bề mặt cao nên độ thấm rất kém, khi đó các lớp sét đóng vai trònhư một màng chắn ngăn cản chất lưu di chuyển

Độ rỗng hiệu dụng (Фeff ,PHIE): là phần lỗ rỗng chứa chất lưu tự do trongkhông gian của lỗ rỗng hở hoặc lỗ rỗng tiềm năng, nghĩa là khi không tính đến phầnthể tích của lớp nước bao, nước hấp thụ trên bề mặt các hạt sét, nước tàn dư

Hình 2.2: Độ rỗng toàn phần và độ rỗng hiệu dụng trong đá chứa

II.1.3 Độ bão hoà nước.

Độ bão hoà nước của đá chứa là tỷ số giữa thể tích của không gian lỗ rỗng

chứa nước và thể tích không gian rỗng của đá chứa (Hình 2.3) Nếu chất lưu là nước

vỉa thì đó là độ bão hoà nước Sw và tính bằng công thức:

Sw = Snước dư + Snước tự do

So = Sdầu dư + Sdầu tự do

Hình 2.3: Mô hình đá chứa

Trong trường hợp lỗ rỗng không có chất lưu khác, Vw = Vp, thì Sw = 1, khi đó

đá chứa gọi là đá chứa nước

Nếu trong lỗ rỗng có các thành phần chất lưu khác như hydrocacbon (Vhy) thì

Cũng như độ rỗng, độ bão hoà là đại lượng không thứ nguyên có thể biểu thị

độ bão hoà bằng phần trăm (%) hoặc bằng thập phân

cứu nào chỉ ra được mối quan hệ giữa độ thấm và độ rỗng chung mà mỗi vùng cóthể xác định được một mối quan hệ riêng.

II.2 Các phương pháp ĐVLGK.

II.2.1 Phương pháp Gamma tự nhiên.

a) Cơ sở của phương pháp.

Gamma tự nhiên là phương pháp đo cường độ phóng xạ tự nhiên của thành hệ.Các tia phóng xạ được phát ra từ các đồng vị phóng xạ, chúng gồm 3 nhóm:Uranium, Thorium và Potassium Trong đá trầm tích các nguyên tố phóng xạ nàythường liên quan chặt chẽ với hàm lượng sét Độ phóng xạ tăng khi hàm lượng séttăng, trừ trường hợp đá trầm tích có chứa khoáng vật phóng xạ hàm lượng Uraniumtăng lên do nứt nẻ, do tăng vật chất hữu cơ v.v…

Hình 2.4: Sơ đồ nguyên lý đo GR.

Đặc điểm đường cong GR:

- Đối xứng ở vỉa đồng nhất

- Biên độ phụ thuộc vào chiều dày của vỉa

- Một trong những ưu điểm của phương pháp GR là có thể đo ở mọi môi trường,mọi điều kiện, trong giếng khoan đã chống ống, trong giếng khoan bằng dung dịch

cơ sở gốc nước, gốc dầu

b) Ứng dụng của phương pháp.

- Phân chia tỉ mỉ các lớp đất đá trong thành giếng khoan.

- Xác định ranh giới và chiều dày của các vỉa cát sét

II.2.2 Các phương pháp điện trở.

Phương pháp hệ điện cực hội tụ (Laterolog, LL).

Laterolog là phép đo điện trở suất bằng một hệ điện cực có khả năng hội tụdòng phát đi thẳng vào thành hay sườn của giếng khoan Phép đo rất có hiệu quảtrong trường hợp vỉa nghiên cứu là những vỉa mỏng có điện trở suất cao hoặc trongtrường hợp dung dịch mặn

Hiệu quả của phép đo có hội tụ dòng là: tăng khả năng phân giải lát cắt củađường cong điện trở suất biểu kiến

thẳng vào môi trường nghiên cứu

Kết quả là tín hiệu đo sẽ ít chịu ảnh

hưởng của giếng khoan và các lớp

vây quanh

Hình 2.5: Sơ đồ nguyên lý đo Laterolog