CÁC PHƯƠNG PHÁP ĐỊA VẬT LÝ GIẾNG KHOAN DÙNG ĐỂ PHÂN TÍCH THÔNG SỐ VỈA CỦA GIẾNG DH1A, MỎ ĐỊA HỔ, BỂ NAM CÔN SƠN

CHƯƠNG 2: CÁC PHƯƠNG PHÁP ĐỊA VẬT LÝ GIẾNG KHOAN DÙNG ĐỂ PHÂN TÍCH THÔNG SỐ VỈA162.1.KHÁI NIỆM CƠ BẢN162.1.1.Độ rỗng162.1.2.Độ thấm172.1.3.Hệ số thành hệ F182.1.4.Điện trở suất và độ dẫn điện192.1.5.Hệ số tăng điện trở192.1.6.Độ sét của đất đá trầm tích192.1.7.Độ bão hòa nước202.2.MỘT SỐ PHƯƠNG PHÁP ĐỊA VẬT LÝ GIẾNG KHOAN202.2.1.Các phương pháp điện202.2.1.1.Phương pháp điện trường tự nhiên202.2.1.2.Phương pháp đo điện nhân tạo222.2.2.Phương pháp đo cảm ứng điện từ trong đất đá242.2.3.Các phương pháp phóng xạ252.2.3.1.Phương pháp Gamma ray tự nhiên (GR)252.2.3.2.Phương pháp Gamma Gamma (Density)262.2.3.3.Phương pháp Neutron282.2.3.4.Phương pháp sóng siêu âm (Sonic log DT)28CHƯƠNG 3: BIỆN LUẬN VÀ TÍNH TOÁN CÁC THÔNG SỐ VỈA TẦNG MIOCENE DƯỚI CỦA GIẾNG DH1A, MỎ ĐỊA HỔ, BỂ NAM CÔN SƠN303.1.Phân tích các thông số vỉa303.1.1.Xác định hàm lượng sét303.1.2.Xác định độ rỗng313.1.2.1.Độ rỗng theo đường cong mật độ (Density)313.1.2.2.Tính độ rỗng bằng phương pháp siêu âm323.1.2.3.Tính độ rỗng bằng phương pháp Neutron – Neutron333.1.3.Xác định độ bão hòa343.1.4.các giá trị a, m, n363.1.5.Độ khoáng hóa nước vỉa363.1.6.Nhiêt độ vỉa363.1.7.Biện luận các giá trị tới hạn (Φ, Sw, VSH cutoff)373.1.7.1.Giá trị cut off độ rỗng và độ thấm.373.1.7.2.Giá trị tới hạn độ sét Vsh393.1.7.3.Giá trị tới hạn bão hòa của nước393.2.Quy trình minh giải tài liệu địa vật lý giếng khoan39Dầu khí là một tài nguồn tài nguyên thiên nhiên vô giá và quan trọng đối với đất nước. Dầu khí không chỉ có ý nghĩa to lớn về mặt kinh tế, quốc phòng mà còn có giá trị về mặt ý nghĩa chính trị xã hội, tạo ra một lượng vật chất to lớn giúp con người thoát khỏi khủng hoảng, góp phần xoay chuyển và khởi sắc nền kinh tế của một nước. Ngành Dầu Khí đang và sẽ giữ vai trò vô cùng quan trọng góp phần cho nhiều ngành kinh tế kỹ thuật khác ra đời và phát triển.Trong tìm kiếm thăm dò và khai thác Dầu Khí, tài liệu địa vật lý giếng khoan đã mang một lượng thông tin rất lớn giúp ta định hướng vùng có triển vọng, đánh giá các tiềm năng chứa chắn thông qua các tham số vật lý như độ rỗng , độ thấm, độ bão hòa… xác định thành phần thạch học, môi trường cổ địa chất của tất cả các đối tượng nằm dọc theo các lát cắt giếng khoan bao gồm các tầng sinh, các tầng chứa, các tầng chắn.Chính vì thế, em chọ đề tài: “Xác định các thông số vỉa cho tầng Miocene dưới mỏ Đại Hổ, bồn trũng Nam Côn Sơn bằng tài liệu địa vật lý giếng khoan của giếng DH1A”. Đề tài hướng đến nghiên cứu, tiềm hiểu các phương pháp địa vật lý giếng khoan phổ biến hiện nay, áp dụng các quy trình minh giải để tính các thông số vỉa của giếng DH10P để làm tài liệu cho quy trình tính trữ lượng và lập các phương án về sau.

Lời đầu tiên, em xin tỏ lòng biết ơn sâu sắc đến gia đình, thầy cô, các anh chị,bạn bè, những người đã luôn sát cánh và giúp đỡ em về mặt vật chất cũng như tinhthần trong suốt quãng thời gian sinh viên vừa qua.

Xin gửi đến quý thầy cô, đặt biệt là các thầy cô trong bộ môn chuyên ngànhĐịa Chất Dầu Khí, các thầy cô trong khoa Đại Chất cũng như các thầy cô trongtrường Đại học Khoa Học Tự Nhiên TP.HCM đã tận tình truyền đạt cho em nhữngkiến thức và kinh nghiệm quý báu trong suốt quãng thời gian còn ngồi trên giảnđường Đại Học Đây là cơ sở và cũng là hành trang giúp em vững chắc trên conđường thành công sau này

Xin gửi đến Thầy Th.s Phạm Tuấn Long và Anh Phạm Tuấn Anh cùng Cô Phùng Thị Lý Hương– Kỹ sư địa vật lý tham số trong Trung Tâm Kỹ Thuật (PVEP ITC) thuộc Tổng công ty thăm dò khai thác Dầu khí (PVEP) lòng biết ơn

chân thành Thầy và Anh đã tận tình giúp đỡ em từ việc định hướng đề tài luận vănđến việc góp ý chỉnh sửa để luận văn của em được hoàn thiện hơn Không biết nói gìhơn, em xin được gửi đến Thầy, Cô và Anh lời chúc sức khỏe, niềm vui và ngàycàng thành công trong cuộc sống

Cuối cùng, em xin chân thành cảm ơn các cô chú, anh chị trong Trung Tâm

Kỹ Thuật (PVEP ITC) thuộc Tổng công ty thăm dò khai thác Dầu khí (PVEP).

Các cô chú, anh chị đã rất nhiệt tình giải đáp các thắc mắc cũng như cung cấp tàiliệu cần thiết cho em để thực hiện luận văn tốt nghiệp một cách thuận lợi Chúc các

cô chú, anh chị thật nhiều niềm vui, có nhiều sức khỏe và công tác tốt

TP HCM, ngày…tháng…năm 2016 GVHD NHẬN XÉT CỦA GIẢNG VIÊN PHẢN BIỆN

TP HCM, ngày…tháng…năm 2016

GVPB

MỤC LỤC

DANH MỤC HÌNH ẢNH

Chương 1 Chương 3

3

Hình 3.1: Đồ thị hiệu chỉnh giá trị trở suất theo nhiệt độ vỉa và độ khoáng hóa củaNaCl

Hình 3.2: Quan hệ rỗng thấm (đá vôi), xác định giá trị cut-off độ rỗng

Hình 3.3: Quan hệ rỗng thấm (đá vôi), xác định giá trị cut-off độ rỗng

Hình 3.4: Giao diện phần mềm Interactive Petrophysics (IP)

Hình 3.5: Các đường log của giếng khoan DH-1A, mỏ Đại Hổ, bể Nam Côn SơnHình 3.6: Kết quả minh giải IP vỉa H90

Hình 3.7: Kết quả minh giải IP vỉa H98 và H100

Hình 3.8: Kết quả minh giải IP vỉa H105 và H115

Hình 3.9: Kết quả minh giải IP vỉa H125

Hình 3.10: Kết quả minh giải IP vỉa H143 và H145

Hình 3.11: Vị trí giếng khoan DH-4X, DH-1A (giếng đang xét) và DH-18A trong

TVD: True vertical depth ( độ sâu thẳng đứng thực, được đo theo chiều thẳng đứng

từ sàn khoan đến đáy giếng khoan )

TVDSS: True vertical depth subsea ( độ sâu thẳng đứng thực tính từ mặt nước biểnđến đáy giếng khoan )

GR: Đường cong gammaray

GOC: Gas oil contact ( ranh giới dầu khí )

BDCM1 (RHOB) : Đường cong mật độ

NHPI: Đường cong neutron

RPCEHM (LLD): Đường cong đo điện sâu

RPCELM (LLS): Đường cong đo điện nông

DT: Đường cong sonic

N/G: Net to Gross

IP: Interactive Petrophysics

LỜI MỞ ĐẦU

Dầu khí là một tài nguồn tài nguyên thiên nhiên vô giá và quan trọng đối vớiđất nước Dầu khí không chỉ có ý nghĩa to lớn về mặt kinh tế, quốc phòng mà còn cógiá trị về mặt ý nghĩa chính trị xã hội, tạo ra một lượng vật chất to lớn giúp conngười thoát khỏi khủng hoảng, góp phần xoay chuyển và khởi sắc nền kinh tế củamột nước Ngành Dầu Khí đang và sẽ giữ vai trò vô cùng quan trọng góp phần chonhiều ngành kinh tế kỹ thuật khác ra đời và phát triển

Trong tìm kiếm thăm dò và khai thác Dầu Khí, tài liệu địa vật lý giếng khoan

đã mang một lượng thông tin rất lớn giúp ta định hướng vùng có triển vọng, đánhgiá các tiềm năng chứa chắn thông qua các tham số vật lý như độ rỗng , độ thấm, độbão hòa… xác định thành phần thạch học, môi trường cổ địa chất của tất cả các đốitượng nằm dọc theo các lát cắt giếng khoan bao gồm các tầng sinh, các tầng chứa,các tầng chắn

Chính vì thế, em chọ đề tài: “Xác định các thông số vỉa cho tầng Miocene dưới mỏ Đại Hổ, bồn trũng Nam Côn Sơn bằng tài liệu địa vật lý giếng khoan của giếng DH-1A” Đề tài hướng đến nghiên cứu, tiềm hiểu các phương pháp địa

vật lý giếng khoan phổ biến hiện nay, áp dụng các quy trình minh giải để tính cácthông số vỉa của giếng DH-10P để làm tài liệu cho quy trình tính trữ lượng và lậpcác phương án về sau

 Đối tượng nghiên cứu

Tầng Miocene dưới, mỏ Đại Hổ, bồn trũng Nam Côn Sơn

 Mục tiêu của luận văn

− Tính toán các thông số cơ bản của vỉa: hàm lượng sét, độ rỗng, độ bãohòa

− Từ kết quả tính toán, xử lý tài liệu địa vật lý giếng khoan để phát hiện cácvùng triển vọng

 Nhiệm vụ của khóa luận

− Tìm hiểu đặc điểm địa chất của bể Nam Côn Sơn và khu vực nghiên cứu

5

− Tìm hiểu các phương pháp xác định các thông số đặc trưng của đá chứabằng tài liệu địa vật lý giếng khoan

− Dựa vào các phương pháp trên và tài liệu mudlogging để xác định cáctầng sản phẩm cụ thể của giếng khoan

 Bố cục của luận văn

Luận văn gồm phần mở đầu, 3 chương, phần kết luận và phần tài liệu thamkhảo

Chương 1: Khái quát đặc điểm địa chất khu vực nghiên cứu

Chương 2: Các phương pháp địa vật lý giếng khoan dùng để phân tích cácthông số vỉa

Chương 3: Biện luận và tính toán các thông số vỉa của giếng DH-1A, mỏ Đại

Hổ, bồn trũng Nam Côn Sơn

Do kiến thức còn hạn hẹp và chưa có nhiều kinh nghiệm cũng như giới hạn về thời gian nên không thể tránh khỏi những sai sót Em kính mong nhận được sự đánh giá

và đóng góp ý kiến quý báu của quý Thầy Cô và các bạn sinh viên để nội dung khoa học của đề tài hoàn thiện hơn

CHƯƠNG 1: KHÁI QUÁT ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT KHU VỰC

Bồn trũng Nam Côn Sơn bao gồm các lô 03 – 30 và một phần các lô 130,

131, 132, 133, 134 và 135 (Hình 1.1)

7Hình 1.1: Vị trí bể Nam Côn Sơn trong thềm lục địa Việt Nam

Mỏ Đại Hổ nằm ở rìa Tây - Bắc bồn trũng Nam Côn Sơn, hay nói một cáchchính xác hơn là nằm ở rìa Tây – Nam ở đới nâng Mãng Cầu Đới nâng này chia cắtbồn trũng thành hai phụ bồn: phụ bồn phía Bắc và phụ bồn phía Nam Mỏ Đại Hổnằm trong lô 05-1 ở thềm lục địa Việt Nam, cách Vũng Tàu về phía Đông Nam262km vùng mỏ có chiều sâu đáy biển thay đổi từ 110 – 120 m (Hình 1.2).

Địa hình đáy biển ở phần lớn diện tích của mỏ tương đối bằng phẳng vàkhông có các vật chướng ngại, tạo điều kiện thuận lợi cho việc xây dưng các côngtrình khai thác dầu khí

1.1.2. Lịch sử nghiên cứu địa chất mỏ Đại Hổ

Trước năm 1975 công ty Mobil tiến hành thu nổ địa chấn 2D với mạng lướiđịa chấn 4x4 km trong khu vực bồn trũng Nam Côn Sơn, trong đó mỏ Đại Hổ đã thu

nổ khoảng 360 km tuyến địa chấn 2D

Năm 1985 công ty liên doanh Vietsovpetro đã tiến hành thu nổ 1050 km địachấn 2D mang lưới 1x1 km trên vùng mỏ Đại Hổ

Hình 1.2: Vị trí mỏ Đại Hổ trong bể Nam Côn Sơn

Năm 1991 Liên doanh dầu khí Vietsovpetro đã tiến hành khảo sát địa chấn3D do công ty GECO-PRAKLA thu nổ với diện tích 238 km2 Ngoài ra còn nhiềutuyến địa chấn liên kết của nhiều công ty khác nhau thu nổ qua các giếng khoan của

1.2.ĐẶC ĐIỂM ĐỊA TẦNG VÀ KIẾN TẠO

1.2.1. Đặc điểm địa tầng

Hiện tại mỏ Đại Hổ đã có 22 giếng khoan thăm dò và khai thác, trong đó 15giếng đã khoan vào móng granite 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 Miocene sớm đến Pliocene - Đệ tứ Cột địa tầng tổng hợp mỏ Đại Hổ

được thể hiện (Hình 1.3)

9

1.2.1.1. Các thành tạo trước Cenozoic

Móng macma được phát hiện ở mỏ Đại Hổ, từ chiều sâu 2622 m (DH-2X)đến 4005 m (DH-8X) Thành phần móng chủ yếu là granite, granodiorite với hạt từrất nhỏ đến trung, sắc cạnh, bị nứt nẻ, bị cà nát

Hình 1.3: Cột địa tầng tổng hợp mỏ Đại Hổ (Theo PVEP - ITC)

1.2.1.2. Các thành tạo Cenozoic

Theo kết quả phân tích cổ sinh và địa tầng, lát cắt trầm tích Cenozoic ở cácgiếng khoan ở mỏ Đại Hổ có tuổi từ Miocene sớm đến hiện tại, được đánh dấu bởicác đới planktonic forams từ N5-N23 như sau:

1.2.1.2.1. Hệ Neogene – Thống Miocene – Phụ thống Miocene dưới – Hệ tầng Dừa (N 1 1 d)

Bao gồm các trầm tích chứa than phân bố rộng rãi trên toàn mỏ Đại Hổ, có xuhướng mỏng dần về phía Bắc và Tây Bắc Nằm giữa tầng phản xạ H76 và H200,trầm tích hệ tầng Dừa bắt gặp ở chiều sâu từ 2112m (DH-1P) đến 3340m (DH –14X), bao gồm chủ yếu là cát kết màu xám sáng Phớt trắng, sét kết, bột kết xen kẽnhau; thỉnh thoảng gặp than mỏng và đá đá vôi Có thể chia thành 3 tập chính (từdưới lên):

a. Trầm tích lục nguyên lót đáy:

Phủ trực tiếp lên móng granite 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

Các tập cát kết từ móng đến H150 bao gồm cát kết đa khoáng, sét, bột kết.Cát kết có độ hạt từ thô đến mịn, độ rỗng, độ ẩm 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

Với sự có mặt của các đới planktonic forams và nannofossils trầm tích lót đấyđược xếp vào phần dưới cùng của Miocene sớm, tương ứng phần dưới của hệ tầngDừa Theo liên kết khu vực, cũng có ý kiến cho rằng tập này có tuổi Oligocenemuộn Chiều dày của tập này thay đồi từ 43-176m

b. 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 phẩm

11

chính của mỏ (trước đây BHDH chia thành 5 tập cát chứa từ tập cát số 5 đến tập cát

số 1 kể từ dưới lên) Thành phần các trầm tích lục nguyên bao gồm cát kết đakhoáng, bột kết, sét và than phân lớp nằm ngang, lượn sóng và xiên chéo Cát kếthạt nhỏ đến trung, có thành phần chủ yếu là thạch anh, feldspar và một phần nhỏmảnh đá, chúng được gắn kết bởi xi măng đá vôi và xi măng sét Nhìn chung hạtvụn có độ lựa chọn và mài tròn tốt, bán góc cạnh đến bán tròn cạnh Sét bột kết cómàu xám xẫm đến xám nhạt, phân lớp mỏng chứa khoáng vật glauconite, siderite vànhiều hoá thạch biển

Dựa trên cơ sở các tài liệu vi cổ sinh, thạch học, trầm tích, được xác địnhthành tạo trong môi trường biển nông, đồng bằng thuỷ triều, đồng bằng ngập lụt,lòng sông, bãi bồi

Theo kết quả phân tích cổ sinh của Viện Dầu Khí, tuổi Miocene 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 N Chiều dày của tập thay đổi tứ 200-380m

c. Tập trầm tích lục nguyên hạt mịn:

Phần trên cùng của trầm tích Miocene sớm với nóc của tập là tầng H76 baogồm các tập cát kết, bột kết, sét kết xen kẽ các lớp sét vôi và đá vôi mỏng Các thâncát chứa dầu và khí ở trong phần trên của Miocene sớm trước đây được gọi là H80 –H100 có chiều dày thay đổi, không phát triển liên tục theo chiều ngang và mức độchứa dầu cũng hạn chế Môi trường lắng đọng trầm tích của tập này là vũng vịnh,biển nông, châu thổ ven biển Tổng chiều dày trầm tích lục nguyên có tuổi Miocenesớm từ 480 – 980m

1.2.1.2.2. Hệ Neogene – Thống Miocene – Phụ thống Miocene giữa – Hệ tầng Thông – Mãng Cầu (N 1 tc)

Hệ tầng Thông – Mãng Cầu được giới hạn trên và dưới bởi các mặt phản xạđịa chấn H30 và H76, chúng phân bố rộng rãi khắp toàn mỏ và đã bắt gặp ở tất cảcác giếng khoan tại mỏ Đại Hổ

Trầm tích hệ tầng này có thể chia thành 2 phần chính: phần dưới chủ yếu làcát kết 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 đávôi và sét Sét kết màu xám sáng đến xám trung bình, mềm đến rắn chắc Phần trênchủ yếu là các lớp đá vôi dày, màu kem sáng, trắng sữa xen lẫn các lớp mỏng cát,bột kết và ít lớp mỏng dolomit Đá vôi tái kết tinh rất mạnh với sự phát triển của cáchang hốc, vì nứt nẻ và nứt nẻ Bề dầy đá vôi từ 7-50m.

Môi trường trầm tích của hệ tầng Thông – mãng Cầu là biển nông ven bờ Hệtầng Thông – Mãng Cầu bề dày thay đổi từ 150-1159m và phủ bất chỉnh hợp lên hệtầng Dừa

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

của trùng lỗ Globorotalia menardii, Globorotalia mayeri và các đới Planktonic

Trầm tích của hệ tầng này có 2 thành phần cơ bản là: trầm tích lục nguyên và

đá vôi Phần dưới hệ tầng chủ yếu là trầm tích lục nguyên với các đá vụn, gồm cátkết, bột kết màu xám, xen kẽ các tầng sét mỏng Cát kết ở đây có độ hạt từ nhỏ đếnvừa, độ lựa chọn và mài tròn tốt, chứa hoá thạch động vật biển và glauconite, có độgắn kết 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

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 325 – 420m, phủbất chỉnh hợp trên hệ tầng Thông – Mãng Cầu

13

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

G.tumida, lepidosyclina.

1.2.1.2.4. Hệ Neogene – Thống Pliocene – Hệ tầng Biển Đông (N 2 bd)

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

Phần dưới là Pliocene: Trầm tích Pliocene của hệ tầng biển Đông bao gồm cátkết màu xám, vàng nhạt và bột kết, sét kết chứa nhiều glauconite và hoá thạch sinhvật biển

Phần trên là Đệ Tứ: Trầm tích Đệ Tứ thuộc phần trên hệ tầng biển Đông gồm

đá cát xen kẽ với bùn, sét và một vài tập đá vôi mỏng

Hệ tầng Biển Đông được lắng đọng trong môi trường biển nông giữa thềmđến biển sâu Bề dày của hệ tầng thay đổi từ 700 – 1.700m, phủ bất chỉnh hợp trên

hệ tầng Nam Côn Sơn

Tuổi Pliocene - Đệ tứ của hệ tầng được xác định trên cơ sở sự có mặt của

trùng lỗ Pseudorotalia, Asterorotalia trispinosa, Ammonia.

1.2.2. Đặc điểm kiến tạo

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

mỏ Đại Hổ

Vào cuối Oligocene đầu Miocene sớm khu vực vùng mỏ nằm ở rìa bồn trũng

và trầm 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 của các đứt gãyvào cuối thời kỳ Miocene sớm đã hình thành cấu trúc mỏ, với các trầm tích thànhtạo trong môi trường biển nông, đồng bằng ven biển, đồng bằng tam giác châu Sựhút chìm của Biển Đông xuống cung Luson – Đài Loan theo máng sâu Manila đãđẩy cung Luson chuyển dịch về phía Tây và tạo áp lực dồn ép từ Miocene giữa vàmạnh mẽ trong Miocene muộn Trường ứng suất của biển Đông đã chuyển đổi từcăng giãn chiếm ưu thế sang dồn ép là chủ yếu Cuối Miocene giữa, sự dồn ép pháttriển mạnh mẽ dẫn đến sự hình thành hàng loạt các cấu tạo dạng vòm có kích cỡkhác nhau Mặt bất chỉnh hợp cuối Miocene giữa đã cắt cụt một phần trầm tích đượchình thành trước đó, đánh dấu sự kết thúc pha nghịch đảo kiến tạo tại bề Nam CônSơn Pha nghịch đảo kiến tạo này gây ra sự phát triển gián đoạn khu vực và hìnhthành nhiều cấu tạo vòm địa phương trong trong đó có đới nâng Đại Hổ.

1.3.HỆ THỐNG ĐỨT GÃY VÀ BẪY CHỨA

1.3.1. Hệ thống đứt gãy

Khu vực mỏ Đại Hổ có các hệ thống đứt gẫy phức tạp với 3 hướng chính sau(Hình 1.4) Hướng Đông Bắc – Tây Nam: chủ yếu là các đứt gãy thuận tạo nên cấutrúc dạng bậc thang của mỏ Phát triển theo hướng này gồm các đứt gãy F1, F2, F3,F6, F7, F9 Hướng Đông – Tây: phát triển theo chỉ có đứt gãy F8 và một phần đứtgãy F7 Hướng Đông Nam – Tây Bắc: gồm các đứt gãy F4, F5, F13 và một phần củađứt gãy F7

15Hình 1.4: Hệ thống đứt gãy mỏ Đại Hổ

Các đứt gãy F1, F7, F8 là các đứt gãy chính, chạy dọc theo cánh Đông vàcánh Tây tạo nên hình dáng khối nhô của mỏ Hai đứt gãy F1 và F7 tạo thành mũinhô tại giếng khoan DH2 Đứt gãy F8 phân cách phần phía Nam với trung Tâm phíaBắc của mỏ.

1.3.2. Bẫy chứa

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

1.4.TIỀM NĂNG DẦU KHÍ

1.4.1. Tầng sinh

Khi nghiên cứu tầng sinh và dịch chuyển dầu khí tại mỏ Đại Hổ chúng tôithấy có mặt dầu di cư vì vậy việc chỉ nghiên cứu tầng sinh Miocene tại mỏ Đại Hổ làchưa đủ, do đó sử dụng thêm số liệu ở vùng lân cận, đánh giá khả năng sinh cho cảtầng Oligocene và Miocene

Việc đánh giá khả năng sinh dầu của các tầng trầm tích được thực hiện dựatrên các chỉ tiêu sau:

− Tổng hàm lượng vật chất hữu cơ

− Loại Kerogen

− Độ trưởng thành

− Khả năng phản xạ Vitrinite (Ro)

Một tầng đá được xếp vào loại có khả năng sinh khi hàm lượng vật chất hữu

cơ TOC ≥ 0,5 – 1% đối với trầm tích lục nguyên; TOC ≥ 0,25 – 0,5% đối với trầmtích đá vôi VPI và S2 > 2kg/tấn Dựa vào các thông số này chúng ta sẽ đánh giá khảnăng sinh dầu, khí của các tầng sinh tại mỏ Đại Hổ và khu vực lân cận

1.4.1.1. Tầng Oligocene

Hàm lượng TOC trung bình thay đổi từ 0,73% đến 4% Hàm lượng vật chấthữu cơ không cao, nhưng khá ổn định Ở phần dưới thường là sét than với hàmlượng TOC cao (từ 4,83 – 7,91%) Hàm lượng S2 cũng ổn định trong dãy từ trungbình đến tốt (S2 thay đổi từ 5kg/T đến 13,71kg/T) Hàm lượng TOC và S2 không chỉ

ổn định theo chiều sâu mà còn ổn định theo cả không gian

Như vậy, khả năng sinh của tầng Oligocene rơi vào loại trung bình, khí đượctạo ra là chủ yếu.

1.4.1.2. Tầng Miocene dưới

Tầng Miocene dưới có thông số TOC thay đổi từ 0,68 đến 3,53% (ĐH : 0.62– 0.82%), nằm trong dãy thể hiện nguồn sinh trung bình Các mẫu phân tích cho kếtquả trên chủ yếu tập trung ở các tập sét Nói chung, các mẫu có lượng TOC cao nênlượng S2 cũng cao Tất cả những yếu tố trên cho thấy khả năng sinh hydrocacbonthuộc loại trung bình Theo tài liệu địa chất giếng khoan thì bề dày của tầng sinh nàykhông lớn

1.4.1.3. Tầng Miocene giữa

Tầng Miocene giữa có hàm lượng TOC trung bình là 1,93% Việc nghiên cứucác mẫu đá cho thấy trong phần rộng lớn trầm tích hạt mịn bắt gặp tại các giếngkhoan ở lô 04 giàu vật chất hữu cơ và có nhiều khả năng sinh khí

1.4.1.4. Tầng Miocene trên

Đây là tầng trầm tích nghèo vật chất hữu cơ Hàm lượng cacbon hữu cơ

%TOC trung bình có giá trị thấp nhất, chỉ khoảng 0,3%; Lượng S2 cũng rất thấp, chủyếu rơi vào phạm vi các nguồn có tiềm năng kém Nhìn chung tầng Miocen trên làtầng có khả năng sinh kém và nghèo vật chất hữu cơ

1.4.2. Tầng chứa

Tại mỏ Đại Hổ dầu, khí đã được phát hiện trong 3 loại tầng chứa chính: Đámóng granite trước Cenozoic, trầm tích lục nguyên Miocene dưới và đá vôi Miocenegiữa

1.4.2.1. Đá móng trước Cenozoic

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 Đại Hổ gồm 02 loại chính là granite vàgranodiorite Độ rỗng tổng của tầng chứa chỉ 1-2%, cá biệt có nơi 3-5% do hang hốc

và nứt nẻ mạnh Bề dầy hiệu dụng của tầng chứa đá móng ở các giếng khoan là rấtkhác nhau và thay đổi tuỳ thuộc vào mức độ nứt nẻ của chúng Tại những nơi đá

17

móng có hang hốc và nứt nẻ liên thông với nhau, tính thấm của tầng chứa rất cao(tới hàng trăm mD).

1.4.2.2. Các tầng trầm tích lục nguyên Miocene dưới

Tầng trầm tích lục nguyên chứa dầu ở mỏ Đại Hổ là các tập cát kết tuổiMiocene 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%, feldspar từ 3,5 – 24%, tỉ lệ mảnh đáthay đổi từ 11-47% Theo phân loại của R.L.Folk (1974) thì cát kết thuộc loại cát kếtarkose, arkose mảnh đá, được thành tạo trong môi trường biển nông, đồng bằng venbiển, đồng bằng tam giác châu Dựa vào đặc điểm trầm tích, sự phân bố mà tầngchứa 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 – 3422m, chiều dày từ 5.7 – 92.4m (trung bình khoảng 60 m).Tập cát số 0 có xu hướng dày dần về phía Tây Nam của mỏ (DH-8X : 92,4m) Độrỗng của tập cát này từ 15-24%, độ rỗng cao tại khu vực trung tâm mỏ (khối G, K,L), các vỉa sản phẩm chứa dầu khí được phát hiện ở khu vực khai thác sớm và cáckhối phía Tây Nam mỏ (khối B, F)

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 bìnhkhoảng 13 m), chiều dày của tập cát này dầy ở phần trung tâm mỏ và giảm dần vềhai phía Nam Bắc của mỏ Tại khu vực DH-8X khối B, phía Nam mỏ thì tập này chỉdày 4,2 m, còn phía Bắc tại khối M tập trầm tích này vắng mặt (DH-6X) Độ rỗngcủa tập này từ 13 – 28%, độ rỗng cao tại khu vực các khối trung tâm mỏ, khả năngchứa dầu của tập cát này tốt tại khu vực khai thác sớm

Tập cát số 4 (H140 – H145): 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 bố khắp toàn mỏ Độ rỗng của tập này vào loại trung bình (13– 18%), độ rỗng cao tập trung ở khu vực khai thác sớm (DH-1P, 2P độ rỗng 17-18%), như vậy chát lượng chứa của tập này tốt tại khu vực khai thác sớm (J, L, K),đặc biệt là khối L, khả năng chứa trung bình tại khu vực Tây Nam mỏ (khối B, F)còn các khối khác khả năng 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 – 22 m (trung bìnhkhoảng 10 m) Tập cát này có chiều dày khá đều ở phía Nam, Tây Nam, còn pháiBắc, Đông Bắc thì phân bố không đều có chỗ mất hẳn (khu vực DH-1P) Độ rỗngcủa tập cát này thay đổi từ 14-20%, độ rỗng tốt tập trung tại khu trung tâm mỏ (DH-2P, 10P độ rỗng 20%) như vậy khả năng 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 – 3702m, chiều dày từ 10-49 m (trung bình khoảng 22 m) Tập cátnày phân bố khá đều trên toàn mỏ tuy nhiên phần phía Tây mỏng hơn (khoảng 10 mtại các giếng DH-4X, DH-5X, DH-6X) Độ rỗng của tập cát này tử 13-18%, khảnăng chứa tốt của tập này chủ yếu tại khu vực khai thác sớm

1.4.2.3. Tầng đá vôi Miocene giữa

19

Tầng đá vôi chứa dầu tuổi Miocene trung mỏ Đại Hổ nằm giữa mặt phản xạH76 và H30 ở độ sâu từ 1976 m TVDSS (DH-3P) – 2961 m TVDSSS (DH-12X),chiều dày của tập từ 37 m (DH-3P) đến 40 m (DH-10X).

Độ rỗng tầng chứa đá vôi phụ thuộc nhiều vào nguồn gốc, môi trường thànhtạo cũng như quá trình phong hoá và biến đổi của chúng Chính vì thế, giá trị độrỗng thay đổi trong khoảng rất rộng, từ 11,9% (DH-12X) đến 28,4% (DH-5X) Đávôi mỏ Đại Hổ có hai loại 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%)

1.4.3. Tầng chắn

Tính chất chắn của mỏ Đại Hổ liên quan đến hai yếu tố:

− Các tập sét chắn tuổi Miocene sớm, trung

− Tính chất chắn của đứt gãy

Các tập sét chắn tại mỏ Đại Hổ chủ yếu là các tầng chắn địa phương Khoángvật sét chủ yếu của tầng chắn là hydromica, kaolinit và hỗn hợp monmorilonit –kaolinit Bề dày các tập chắn thay đổi tứ 6 – 40 m, thường gặp bề dày từ 20 – 30 m

Tỉ lệ sét trong tầng chắn thay đổi từ 70 – 90%, có xu hướng tăng từ Tây sang Đông.Khả năng chắn của các tập sét từ trung bình đến tốt, tuỳ thuộc vào hàm lượng séttrong chúng

Trong trầm tích Miocene của mỏ Đại Hổ hiện có 07 tập chắn chính, chiều dày

và diện phân bố của từng tập cụ thể như sau:

Tập sét chắn 1: Tập sét này nằm giữa mặt phản xạ H95 và H100 (ngay trên

H100) trong khoảng độ sâu thay đổi từ 2000 – 2750 m, tập sét này rất dễ nhận biếttrên đường cong carota, chiều dày tập thay đổi từ 10-40 m, trung bình khoảng 30m,

có xu hướng tăng dần về phía Đông, Đông Bắc Tuy nhiên tại giếng khoan (ĐH-2P,5P) (khối G) do hoạt động kiến tạo mà các tập sét này mỏng hoặc mất hẳn (2P : 6m;5P không có)

Tập sét chắn 2: Tập sét này nằm giữa mặt phản xạ H100 và H105 trong

khoảng độ sâu thay đổi từ 2100 – 2850m tập sét này có chiều dày tương đối ổn định

từ 25-30m, phân bố khắp toàn mỏ Tỉ lệ sét trong tập > 80% Đây là tầng chắn tốt và

ổn định nhất mỏ Đại Hổ

Tập sét chắn 3: Tập sét này nằm giữa mặt phản xạ H105 và H115, trong

khoảng độ sâu thay đổi từ 2155 – 2895 m, chiều dày tập sét thay đổi từ 9 – 43 m,trung bình khoảng 20 m, dày nhất tại giếng khoan (DH – 7X 43 m) và mỏng tạigiếng khoan (DH-1P 10m) Tầng chắn này có tính liên tục và ổn định cao do đóđóng vai trò là tầng chắn tốt cho toàn mỏ

Tập sét chắn 4: Tập này nằm giữa mặt phản xạ H130 và H137, trong khoảng

độ sâu thay đổi từ 2247 m (DH-2P) – 2935 m (DH-8X), chiều dày thay đổi từ 45m, trung bình khoảng 30 m, chiều dày tập sét này tăng tại khối trung tâm giếngkhoan (DH - 1P : 45m) và khối B giếng khoan (DH - 8X : 30m) Trên mặt cắt liênkết thì tập sét này có độ liên tục kém và còn bị xen kẹp bởi các tập cát mỏng, do đókhả năng chắn kém hơn tập sét

18-Tập sét chắn 5: Nằm giữa mặt phản xạ H140 và H145 ở độ sâu thay đổi từ

2307 m (DH-2P) – 2985 m (DH-8X), chiều dày tập sét thay đổi từ 13-45 m, trungbình khoảng 40 m, chiều dày tập sét này tăng về phía các khối H, D, J (10P : 45 m;4X, 5X : 44 m) và mỏng tại khối N (7X : 13 m) Tập sét này phân bố rộng khắp toàn

mỏ và cũng là một trong những tầng chắn chính của mỏ

Tập sét chắn 6: Tương tự tập sét 5, tập sét 6 cũng nằm giữa tập phản xạ

H140 và H145 ở độ sâu thay đổi từ 2335 m (DH-2P) – 3068 m (DH-8X), chiều dàytập sét thay đổi từ 14-51 m, trung bình khoảng 20 m, chiều dày tập sét này tăng vềphía Tây Nam mỏ (DH-1X: 51 m) và mỏng khu vực khai thác sớm (ĐH-1P : 14 m).Tập sét này có tính liên tục tốt và tỉ lệ sét trong tập cao do đó khả năng chắn đượcxếp vào loại tốt

Tập sét chắn 7: Nằm giữa mặt phản xạ H145 và H150 ở độ sâu thay đổi từ

2390 – 3140 m, chiều dày tập sét thay đổi từ 16-67 m, trung bình khoảng 30 m,chiều dày tập sét này tăng tại khu vực khai thác sớm (DH-1P : 67 m; DH-10P : 54m) Tập sét này đồng nhất, bề dày lớn, tính liên tục tốt do đó khả năng chắn đượcxếp vào loại tốt cho toàn khu vực mỏ

21

CHƯƠNG 2: CÁC PHƯƠNG PHÁP ĐỊA VẬT LÝ GIẾNG KHOAN

DÙNG ĐỂ PHÂN TÍCH THÔNG SỐ VỈA

2.1.KHÁI NIỆM CƠ BẢN

2.1.1. Độ rỗng

Đất đá được hình thành từ 3 pha: pha rắn, pha lỏng và pha khí Một phần thểtích của đất đá được cấu thành từ pha rắn, không gian phần còn lại được lấp đầy bởinhững pha khác (pha lỏng, pha khí)

Thể tích lỗ rỗng Vp của đất đá không thuộc pha rắn ở trạng thái không xácđịnh, thể tích đó được gọi là thể tích rỗng

Thể tích rỗng được cấu thành từ những phần không gian khác nhau gọi là lỗhổng Các lỗ hổng có nguồn gốc, hình dáng, kích thước và mối liên hệ giữa chúngkhác nhau

Độ rỗng là tỉ số giữa thể tích không gian rỗng và thể tích của toàn bộ khối đất

đá và tính theo đơn vị % Kí hiệu độ rỗng: Φ

Công thức tính độ rỗng :

Độ rỗng của đất đá phụ thuộc vào nhiều yếu tố khác nhau:

- Cấu trúc, đường kính hạt

- Các hoạt động thứ sinh diễn ra trong đất đá

- Hoạt động kiến tạo

- Áp suất nén lên trên đất đá

Phân loại độ rỗng:

 Theo nguồn gốc hình thành:

- Độ rỗng nguyên sinh: Xuất hiện khi đất đá được hình thành và bị thay đổi về độ lớn,hình dáng do quá trình nén ép các lớp đất đá bên trên, quá trình xi măng hóa và biếnchất của đất đá

- Độ rỗng thứ sinh: Các hang hốc, khe nứt trong đất đá được tạo thành do quá trìnhhòa tan, phong hóa, tinh thể hóa, kết tinh, dolomit hóa đá vôi, quá trình kiến tạo vàhóa sinh

 Theo mối liên hệ thủy động lực giữa các lổ rỗng:

- Độ rỗng mở: Là độ rỗng của các lỗ rỗng có mối liên thông với nhau

- Độ rỗng kín: Là độ rỗng của các lỗ rỗng không có mối liên thông với nhau

- Độ rỗng chung: Là tổng của độ rỗ mở và độ rỗng kín

23

- Độ rỗng hiệu dụng: Là thể tích lớn nhất của lỗ rỗng chứa nước, dầu, khí mà ở đónước, dầu, khí nằm ở trạng thái tự do.

Theo A.Perodon, đối với đá chứa thông thường, độ rỗng được đánh giá theo khả

năng chứa của nó:

2.1.2. Độ thấm

Khả năng của đất đá tự nhiên truyền dẫn chất lỏng, khí hoặc hỗn hợp chất lỏng

và khí đi qua nó dưới tác dụng của gradient áp suất ∆p/l được gọi là tính chất thấmcủa đất đá

Giả sử có một lượng Q chất lỏng, khí hoặc hỗn hợp chất lỏng và khí đi qua đất

đá, có tiết diện F, dưới tác dụng gradient áp suất ∆p/l, chất lỏng đi qua có độ nhớt µ

- Độ thấm pha của khí, dầu, nước: Khí hỗn hợp (khí-dầu, khí-nước, dầu-nước hoặc

dầu-khí-nước) đi qua đất đá, độ thấm đo được cho từng loại khí, dầu, nước riêng biệtđược gọi là độ thấm pha của khí, dầu, nước

- Độ thấm tương đối của khí, dầu, nước: Là tỷ số giữa độ thấm pha của khí, dầu, nước

với độ thấm tuyệt đối

2.1.3. Hệ số thành hệ F

Khi nguyên cứu sự phụ thuộc của điện trở từ độ rỗng ( loại trừ ảnh hưởng của

độ khoáng hóa nước vỉa ) thông thường người ta sử dụng giá trị tương đối của điệntrở Khi những lỗ rỗng của đất đá được bão hòa 100% nước vỉa ta có:

R t: điện trở của vỉa ( đã bão hòa 100% nước vỉa )

R w:điện trở của nước vỉa

F: thống số của độ rỗng hay hệ số thành hệ

Bằng thực nghiệm người ta đã đưa ra sự tương quan giữa F và Φ như sau:

a: Hệ số thông của đất đá

m: Hệ số kết dính phụ thuộc vào thành phần xi măng có trong đất đá

− Ở mỗi vùng đều có giá trị a, m khác nhau phụ thuộc vào thành phần,

tính chất của đất đá ở vùng đó a, m được xác định trong phòng thí nghiệm Thôngthường a=1 và m=2

2.1.4. Điện trở suất và độ dẫn điện

Điện trở suất đặc trưng cho tính dẫn điện của đất đá Điện trở suất phụ thuộcvào thành phần thạch học, độ rỗng, độ bão hòa của các chất lưu trong đất đá và phụthuộc vào nhiệt độ và áp suất

2.1.5. Hệ số tăng điện trở

Để nguyên cứu sự ảnh hưởng của độ bão hòa dầu lên điện trở, người ta sửdụng tỷ số giữa điện trở của vỉa chứa dầu Rt (dầu) hay khí Rt (khí) và điện trở củachính vỉa đó được bão hòa 100% nước vỉa Rt ( nước)

Tỷ số đó Q được gọi là hệ số tăng điện trở

25

(1)

(2)

(3)

Đối với vỉa dầu hay khí thì giá trị Q chỉ rằng vỉa chứa bao nhiêu phần trămdầu và khí thì Q tăng lên bấy nhiêu lần so với vỉa nước

Bằng thực nghiệm người ta đã thiết lập mối quan hệ như sau:

hoặc n: Hệ số bão hòa Cũng giống như a, m hệ số n đặc trưng cho từng

loại đất đá và cũng được xác định trong phòng thí nghiệm

2.1.6. Độ sét của đất đá trầm tích

− Là bản chất của đất đá khi chứa các hạt có đường kính nhỏ hơn 0.01mm, có khi nhỏhơn 0.001mm hoặc 0.002mm và 0.005mm Các hạt có kích thước bé sẽ ảnh hưởngđặc biệt đến tính chất của đất đá trầm tích

− Các hạt sét là những khoáng vật thuộc nhóm kaolinite, montmorillonite, illite cóđường kính thông thường nhỏ hơn 0.005mm, mảnh vụn thạch anh, feldspar, khoángvật nặng, cacbonate, pyrite và các loại khoáng vật khác

2.1.7. Độ bão hòa nước

Định nghĩa: Độ bão hòa là tỉ số giữa thể tích của từng lưu thể chiếm chỗ với

tổng thể tích không gian lỗ trống

Gọi Sg là độ bão hòa khí

So là độ bão hòa dầu

Sw là độ bão hòa nướcThì ta có công thức: Sg +So +Sw = 1

Công thức tính độ bão hòa

Áp dụng công thức Archie dùng cho vỉa cát sạch:

Từ (1), (2), (3) và (4) ta suy ra độ bão hòa nước:

Độ bão hòa Hydrocacbon:

2.2.MỘT SỐ PHƯƠNG PHÁP ĐỊA VẬT LÝ GIẾNG KHOAN

(4)

2.2.1 Các phương pháp điện

2.2.1.1 Phương pháp điện trường tự nhiên

• SP là phương pháp nghiên cứu trường điện tỉnh trong giếng khoan, trường điện nàyđược tạo thành do các quá trình lý hóa diễn ra giữa mặt cắt giếng khoan với đất đá

và giữa các lớp đất đá có thành phần thành học khác nhau

• Các quá trình lý hóa bao gồm:

- Quá trình khuếch tán muối từ nước vỉa đến dung dịch giếng và ngược lại

- Quá trình hút các ion ở trên bề mặt của các tinh thể đất đá

- Quá trình thấm từ dung dịch giếng vào đất đá và nước vỉa vào giếng khoan

- Phẩn ứng oxi hóa khử diễn ra trong đất đá và bên trên bề mặt tiếp xúc giữa đá vớidung dịch giếng khoan

• Trong các quá trình trên thì quá trình khuếch tán và hút ion đóng vai trò chính

trong việc tạo ra trường điện tự nhiên trong đất đá

• Khi hàm lượng muối của dung dịch khoan và nước vỉa bằng nhau thì không có SP

• Nếu dung dịch khoan gốc dầu thì cũng không có SP ( dầu không dẫn điện )

• Các phương pháp của SP:

 Phương pháp SP thông dụng

 Phương pháp Gradient SP

 Phương pháp đo bằng điện cực tự chọn

 Phương pháp đo hiệu chỉnh SP

• Đơn vị ghi của SP là Milivon

• Ứng dụng chung:

Phương pháp SP khi kết hợp với các đường cong khác người ta có thể:

 Nghiên cứu mặt cắt thạch học của giếng khoan

27

 Liên kết lát cắt: xác định vỉa sản phẩm

 Xác định độ khoáng hóa của nước vỉa và nước dung dịch giếng khoan

 Xác độ sét, độ rỗng, độ thấm, độ bão hòa dầu trong đất đá

2.2.1.2 Phương pháp đo điện nhân tạo

Theo độ dài của dôn ( khoảng cách sắp xếp giữa các điện cực ) người ta chialàm 2 loại:

- Đo sườn

- Đo vi điện cực

a) Đo sườn

 Đo sườn định hướng 7 điện cực

Ao là điện cực trung tâm, ba cặp điện cực bố trí đối xứng nhau qua Ao là M1 vàM2, M’ 1 và M ’ 2, A1 và A2

Hình 2.2: Hình ảnh minh họa cho đường cong SP

Nguyên lý hoạt động

Ao, A1, A2 phóng ra dòng điện định hướng Dưới tác dụng của dòng điện khôngđổi Io được phóng ra bởi điện cực Ao, dòng điện định hướng được phóng ra từ điệncực định hướng A1 và A2 được điều chỉnh sao cho không phụ thuộc điện trở của đất

đá kế bên và điện trở của dung dịch trong giếng khoan, đảm bảo sự cân bằng điệnthế giữa các điện cực Ao, A1 và A2 Điều kiện để điện thế giữa các điện cực được cânbằng là hiệu điện thế giữa 2 cặp điện cực ghi M1M1’ và M2M’ 2 bằng 0 dưới sự thayđổi cường độ dòng điện định hướng Nếu như điện thế của điện cực Ao, A1, A2 làbằng nhau thì sẽ không có dòng điện chạy qua theo giếng khoan mà chỉ hướng vàođất đá nghiên cứu

 Đo sườn định hướng 3 điện cực

Bao gồm 3 điện cực hình trụ dài Ao, A1, A2, Ao là điện cực trung tâm, hai điệncực đối xứng qua Ao là A1 và A2

Nguyên lý hoạt động: cũng giống như 7 điện cực

 Đo sườn định hướng đôi DLL ( dual laterlog)

 Đo sâu sườn LLD (deep laterlog)

Bao gồm 9 điện cực Ao, A1, A1’, A2, A2’, M1, M1’, M2, M2’ Nguyên lý hoạt độngcũng gống như 7 điện cực

A1, A1’, A2, A2’ được nối với nhau và dùng để phóng ra dòng điện định hướng.Dòng này sau khi qua đất đá sẽ bị uốn cong và quay trở lại điện cực thu

 Đo nông LLS ( shalow laterlog)

Cũng bao gồm 9 điện cực nhưng khác phương pháp đo sâu là điện cực A1, A1’phóng ra dòng điện định hướng còn A2, A2’ được sử dụng như là điện cực thu

 Ứng dụng:

Phương pháp đo sâu sườn LLD và đo nông LLS dùng để nghiên cứu :

• Điện trở thực của vỉa

• Điện trở của vùng thấm

29

• Đường kính của vùng thấm

b) Đo vi điện cực

 Đo vi điện cực không định hướng ML ( microlog)

Gồm 3 điện cực Ao, M1, M2 được bố trí trên một đệm lót cao su dùng để chốnglại sự nén ép của thành giếng khoan khi thiết bị tiếp xúc với thành giếng Các điệncực này cách nhau 1 inch

 Đo vi điện cực định hướng MLL ( microlaterlog)

Bao gồm điện cực nhỏ Ao bao quanh bởi 3 điện cực tròn A1, M1 và M2 được bốtrí trên một đệm lót cao su Điện cực Ao phát ra dòng điện không đổi Io để duy trìhiệu điện thế không đổi bằng 0 giữa M1 và M2 khi Ao phóng ra dòng điện Đối vớilớp bùn sét có đường kính > 3/8 inch thì giá trị điện trở MLL phải hiệu chỉnh Độphân giải của MLL khoảng 1,7 inch và độ sâu nghiên cứu từ 1-2 inch

 Đo vi điện cực định hướng dạng cầu MSFL ( micro spherically focus log)

Phương pháp MSFL được thay thế cho ML và MLL khi được kết hợp đo mộtlượt với các thiết bị khác như DLL

Hình 2.3: Mô hình cấu tạo của LLS và LLD

Thiết bị đo bao gồm điện cực trung tâm Ao, điện cực phát A1, điện cực ghi Mo

và hai điện cực điều chỉnh điện thế

So với MLL thì MSFL ít bị ảnh hưởng bởi chiều dày lớp bùn sét vì vậy nó cóthể đo chính xác giá trị điện trở của đới ngấm hoàn toàn trong cả điều kiện vỉa có độthấm kém

Trong trường hợp lớp bùn sét có bề dày lớn hơn ½ inch thì giá trị điện trởMSFL cần phải hiệu chỉnh thông qua hai thông số là chiều dày hmc và điện trở củalớp bùn sét Rmc

2.2.2 Phương pháp đo cảm ứng điện từ trong đất đá

Phương pháp cảm ứng điện từ là phương pháp đo trong giếng khoan điện thếcủa từ trường thay đổi tạo ra bởi dòng điện xoáy, dòng điện này đi trong đất đá vàđược tạo ra bởi cuộn dây nguồn

Phương pháp cảm ứng điện từ có thể sử dụng (đo) trong giếng khoan ngập nướcdung dịch, thậm chí trong giếng khoan dung dịch không dẫn điện như: dầu, khôngkhí hoặc khí tự nhiên

31Hình 2.4: Mô hình cấu tạo của MSFL