Ở bể Nam Côn Sơn rất nhiều sự cố xảy ra trong thi công khoan như phun khí, kẹt cần, kick, mất dung dịch gây thiệt hại nhiều về vật chất mà nhiều khi mục tiêu thăm dò đề ra ban đầu vẫn chưa đạt được. Nghiên cứu dị thường áp suất có tầm quan trọng đặc biệt đối với các nhà thầu dầu khí, nó giúp cho việc lập kế hoạch khoan để đảm bảo an toàn khi khoan, đồng thời tiết kiệm đƣợc rất nhiều chi phí không để dị thƣờng áp suất gây ra sự cố. Việc nghiên cứu dị thường áp suất còn giúp chúng ta giải quyết được một số khía cạnh khoa học của công tác tìm kiếm thăm dò như mối quan hệ cộng sinh giữa dị thường áp suất và điều kiện trầm tích, kiến tạo, cấu trúc và địa tầng, ảnh hưởng của dị thường áp suất đến quá trình trưởng thành nhiệt của vật chất hữu cơ, đến việc di cư, tích tụ và bảo tồn dầu khí khi mà áp suất được coi như là một tác nhân quan trọng trong quá trình di cư cũng như phá hủy các tích tụ đã hình thành từ trước.v.v. Như vậy, sự hiểu biết về nguyên nhân và đặc điểm dị thường áp suất của bể sẽ giúp công việc dự báo có độ tin cậy cao hơn.
MỤC LỤC LỜI CẢM ƠN I MỤC LỤC II DANH MỤC HÌNH ẢNH IV DANH MỤC BẢNG BIỂU V MỞ ĐẦU CHƢƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ KHU VỰC NGHIÊN CỨU 1.1 Lịch sử tìm kiếm thăm dò 1.2 Đặc điểm cấu kiến tạo 1.3 Đặc điểm địa tầng 1.4 1.3.1 Móng 1.3.2 Hệ tầng Cau-Oligocen 10 1.3.3 Hệ tầng Dừa-Miocen dƣới 10 1.3.4 Hệ tầng Thông-Mãng Cầu-Miocen 11 1.3.5 Hệ tầng Nam Côn Sơn-Miocen 11 1.3.6 Hệ tầng Biển Đông-Đệ Tứ 12 Hệ thống dầu khí 14 1.4.1 Đá sinh 14 1.4.2 Dịch chuyển dầu khí 19 1.4.3 Đá chứa 20 1.4.4 Bẫy chứa 22 1.4.5 Đá chắn 23 CHƢƠNG 2: CƠ SỞ LÝ THUYẾT VỀ ÁP SUẤT LỖ RỖNG VÀ CÁC PHƢƠNG PHÁP DỰ BÁO DỊ THƢỜNG ÁP SUẤT 25 2.1 Áp suất lỗ rỗng dị thƣờng áp suất cao 25 2.2 Các nguyên nhân gây nên dị thƣờng áp suất 27 2.3 Các phƣơng pháp nhận biết đánh giá dị thƣờng áp suất cao 34 2.3.1 Phƣơng pháp nghiên cứu trực tiếp 35 2.3.2 Phƣơng pháp sử dụng tài liệu địa chấn 35 2.3.3 Phƣơng pháp độ sâu tƣơng đƣơng 37 2.3.4 Phƣơng pháp sử dụng thông số khoan (D-exponent) 38 2.3.5 Phƣơng pháp Eaton sử dụng tài liệu địa vật lý giếng khoan 40 II CHƢƠNG 3: ỨNG DỤNG PHƢƠNG PHÁP EATON DỰ BÁO ÁP SUẤT GIẾNG KHOAN TƢ-3X, CẤU TẠO THIÊN ƢNG, BỂ NAM CÔN SƠN 43 3.1 3.2 Tổng quan cấu tạo Thiên Ƣng 43 3.1.1 Mô tả cấu tạo 43 3.1.2 Trữ lƣợng 44 Giếng khoan dự kiến 04-3-TƢ-7X 46 3.2.1 Dữ liệu giếng khoan TƢ-7X 47 3.2.2 Dự báo áp suất vỉa áp suất vỡ vỉa 48 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 57 TÀI LIỆU THAM KHẢO 59 III DANH MỤC HÌNH ẢNH Hình 1.3.1-1: Sơ đồ kiến tạo khu vực lơ 04-3 Hình 1.3.6-1: Cột địa tầng tổng hợp lơ 04-3 13 Hình 1.4.1-1: Quan hệ HI-Tmax, Miocen dƣới lô 05-1B 16 Hình 1.4.1-2 Sơ đồ phân bố độ trƣởng thành VCHC Miocen lô04-3 vùng lân cận 17 Hình 1.4.1-3: Sơ đồ phân bố độ trƣởng thànhcủa VCHC Miocen dƣới lô 04-3 vùng lân cận 17 Hình 1.4.1-4: Sơ đồ phân bố độ trƣởng thành VCHC thời kỳ muộn Oligocen lô 04-3 vùng lân cận 18 Hình 1.4.1-5 Sơ đồ phân bố độ trƣởng thành VCHC thời kỳ sớm Oligocen lô 04-3 vùng lân cận 18 Hình 1.4.5-1 Lịch sử phát triển địa chất khu vực phía Đơng bể Nam Cơn Sơn 30 Hình 1.4.5-2 Lịch sử phát triển địa chất khu vực phía Tây bể Nam Cơn Sơn 31 Hình 1.4.5-3 Mặt cắt phục hồi bể Nam Cơn Sơn 32 Hình 1.4.5-4 Phục hồi q trình tiến hóa địa chất bể Nam Côn Sơn 33 Hình 2.3.2-1 Đồ thị xác định đƣờng xu nén ép thƣờng 36 Hình 2.3.2-2 Đồ thị phân bố áp suất địa tĩnh theo chiều sâu 36 Hình 2.3.3-1 Xác định dị thƣờng áp suất phƣơng pháp độ sâu tƣơng đƣơng 38 Hình 2.3.4-1 Phƣơng pháp D-exponent xác định dị thƣờng áp suất 40 Hình 2.3.5-1 Chu trình dự báo áp suất vỉa vỡ vỉa phƣơng pháp Eaton 42 Hình 3.1.2-1 Bản đồ tính trữ lƣợng cho cấu tạo Thiên Ƣng H200, H80_3; H80_2; H80_1; H76_1 H70_3 (Theo Báo cáo trữ lƣợng Thiên Ƣng, 2011, Vietsopetro) 46 Hình 3.1.2-2 Bản đồ tính trữ lƣợng cho cấu tạo Thiên Ƣng H30_3; H30_2 H30_1 (Theo Báo cáo trữ lƣợng Thiên Ƣng, 2011, Vietsopetro) 46 Hình 3.2.2-1 Đƣờng cong xu nén ép theo độ sâu 49 Hình 3.2.2-2 Biểu đồ xác định hệ số Poisson theo chiều sâu 52 Hình 3.2.2-3 Đồ thị xác định gradient áp suất vỡ vỉa theo chiều sâu 53 Hình 3.2.2-4 Biểu đồ phân bố áp suất vỉa 54 IV DANH MỤC BẢNG BIỂU Bảng 3.1.2-1 Trữ lƣợng Hydrocarbon ban đầu Mỏ Thiên Ƣng (Theo Báo cáo trữ lƣợng Thiên Ƣng, 2011, Vietsopetro) 45 Bảng 3.2.2-1 Kết tính tốn áp suất vỉa áp suất vỡ vỉa 56 V MỞ ĐẦU Tính cấp thiết đề tài Ở bể Nam Côn Sơn nhiều cố xảy thi cơng khoan nhƣ phun khí, kẹt cần, kick, dung dịch gây thiệt hại nhiều vật chất mà nhiều mục tiêu thăm dò đề ban đầu chƣa đạt đƣợc Nghiên cứu dị thƣờng áp suất có tầm quan trọng đặc biệt nhà thầu dầu khí, giúp cho việc lập kế hoạch khoan để đảm bảo an toàn khoan, đồng thời tiết kiệm đƣợc nhiều chi phí khơng để dị thƣờng áp suất gây cố Việc nghiên cứu dị thƣờng áp suất giúp giải đƣợc số khía cạnh khoa học cơng tác tìm kiếm thăm dò nhƣ mối quan hệ cộng sinh dị thƣờng áp suất điều kiện trầm tích, kiến tạo, cấu trúc địa tầng, ảnh hƣởng dị thƣờng áp suất đến trình trƣởng thành nhiệt vật chất hữu cơ, đến việc di cƣ, tích tụ bảo tồn dầu khí mà áp suất đƣợc coi nhƣ tác nhân quan trọng trình di cƣ nhƣ phá hủy tích tụ hình thành từ trƣớc.v.v Nhƣ vậy, hiểu biết nguyên nhân đặc điểm dị thƣờng áp suất bể giúp công việc dự báo có độ tin cậy cao Mục tiêu đề tài Nhận thức đƣợc vấn đề trên, đồ án đề mục tiêu là: - Nghiên cứu nguyên nhân yếu gây dị thƣờng áp suất trung tâm bể Nam Côn Sơn - Tổng hợp nghiên cứu phƣơng pháp thƣờng đƣợc sử dụng để dự báo dị thƣờng áp suất cơng tác tìm kiếm, thăm dò dầu khí - Ứng dụng vào thực tế, dự báo áp suất giếng khoan Thiên Ƣng-7X, lô 04-3, bể Nam Côn Sơn nhằm phục vụ cho cơng tác thực tiễn ngành dầu khí khu vực Phƣơng pháp thực - Thu thập tài liệu đặc điểm địa chất nói chung, nhƣ lịch sử phát triển địa chất nói riêng nhằm phân tích nguyên nhân gây dị thƣờng áp suất khu vực trung tâm bể Nam Côn Sơn - Tổng hợp phân tích phƣơng pháp đánh giá áp suất đƣợc sử dụng phổ biến torng công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí - Thu thập tài liệu Địa vật lý giếng khoan (ĐVLGK) giếng khoan TƢ-7X số liệu đo áp suất giếng khoan lân cận lơ 04-3, sau phân tích tài liệu sử dụng phƣơng pháp độ sâu tƣơng đƣơng để đánh giá chế độ áp suất khu vực Cơ sở tài liệu - Phạm Việt Âu “Nghiên cứu điều kiện địa chất để thực giếng khoan cấu tạo lô 04-3” Viện nghiên cứu khoa học NIPI, Vietsov Petro - Lester R Louden“Origin and maintainence of abnormal pressure” AIME, 1972 - N.C.Dutta “Abnormal formation pressure estimation using velocity: basic concepts and field examples” BP Exploration, 1993 - Alan Mitchell Jean-Paul Mouchet “Abnormal Pressures While Drilling: Origins, Prediction, Detection, Evaluation (Fundamentals of Exploration and Production)” Editions Technips, 1989 - Tài liệu composite log, master log marker lô 04-3, Bể Nam Côn Sơn - Tài lieu kết đo nhiệt độ áp suất theo kết khoan giếng lô 04-3 giếng lân cận Nội dung đồ án Báo cáo đề tài đồ án gồm có ba chƣơng Chƣơng nêu tổng quan khu vực lô 043, bể Nam Côn Sơn, gồm mục lịch sử tìm kiếm thăm dò, đặc điểm cấu kiến tạo, đặc điểm địa tầng hệ thống dầu khí Chƣơng trình bày sở lý thuyết áp suất lỗ rỗng bao gồm khái niệm áp suất lỗ rỗng, phân tích nguyên nhân gây nên dị thƣờng áp suất khu vực nghiên cứu tổng hợp phƣơng pháp dùng để dự báo dị thƣờng áp suất Chƣơng sử dụng tài liệu ĐVLGK, ứng dụng phƣơng pháp ĐVLGK để dự báo áp suất giếng khoan TƢ-7X, lô 04-3, bể Nam Côn Sơn Dựa kết phân tích đƣợc với biểu đồ, đồ thị tài liệu liên quan, tác giả đƣa kết luận đặc điểm phân bố áp suất đối tƣợng nghiên cứu khu vực lô 04-3, bể Nam Côn Sơn CHƢƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ KHU VỰC NGHIÊN CỨU 1.1 Lịch sử tìm kiếm thăm dò Tại lơ 04-3, thơng tin cấu trúc địa chất phức tạp khu vực nghiên cứu có đƣợc từ kết khảo sát địa vật lý tổng hợp vào năm 1974 Từ đến năm 1995, nhữnghoạt động nghiên cứu phƣơng pháp địa vật lý khu vực đƣợc đẩy mạnh; tổng khối lƣợng thăm dò địa chấn 2D thực giai đoạn 6446 km tuyến Ngồi ra, diện tích lơ tiến hành thăm dò từ trọng lực với khối lƣợng 3040 km tuyến Tại khu vực trung tâm lô (khu vực cấu tạo Mãng Cầu, Đại Bàng – Ƣng Trắng) mạng lƣới tuyến khảo sát nâng từ 1x2 lên 1x1 km Từ năm 2001 Liên doanh Vietsovpetro bắt đầu điều hành cơng tác tìm kiếm thăm dò lơ 04-3 Vào năm 2001, theo hợp đồng với Vietsovpetro, công ty PGS tiến hành công tác thăm dò địa chấn 3D diện tích 785 km2 cấu tạo Thiên Ƣng – Mãng Cầu Đại Bàng – Ƣng Trắng Tài liệu đƣợc công ty Goldеn Pacific xử lý chuyên gia Viện NCKH&TK – Liên doanh Vietsovpetro minh giải (2003) Với mục đích làm rõ khác biệt cấu trúc địa chất lựa chọn vị trí tối ƣu để đặt giếng khoan tìm kiếm - thăm dò, Viện NCKH&TK đồng thời tiến hành tính tốn thuộc tính địa chấn minh giải tài liệu địa chấn theo phƣơng pháp AVO Kết minh giải xây dựng đƣợc đồ đẳng thời, đẳng tốc đồ cấu tạo theo tầng địa chấn SH-30, SH-76, SH-80 SH-200 Vào năm 2004, Schlumberger ký hợp đồng với Vietsovpetro minh giải lại tài liệu địa chấn 3D lô 04-3; kết xây dựng đƣợc đồ cấu tạo không khác biệt lớn so với đồ mà Viện NCKH&TK xây dựng Trên cấu tạo Hoàng Hạc Hải Âu chƣa tiến hành khoan; cấu tạo Mãng Cầu, giếng khoan A-1X hãng AGIP tiến hành vào năm 1979, khoan trực tiếp lên vòm Mãng Cầu Khi thử vỉa tập trầm tích Miocen nhận đƣợc dòng dầu lƣu lƣợng 13,35 m3 /ngày đêm khí 45 ngàn m3 /ngày đêm từ khoảng chiều sâu 22632276 m 318,83 m3/ngày đêm từ khoảng chiều sâu 2248-2255 m Trong phạm vi cấu tạo Thiên Ƣng, năm 2004-2005 khoan giếng TƢ-1X tiến hành thử vỉa năm (5) đối tƣợng, có bốn đối tƣợng cho dòng sản phẩm Về trạng thái pha, vỉa sản phẩm đƣợc phát khí-condensat Giếng MC-2X đƣợc khoan vào năm 2005, từ trầm tích Miocen nằm khoảng chiều sâu 2504-2520 m (-2478-2494 m), 2460-2462 m 2472-2482 m (-2434-2436 m, 2446-2458 m) 2196-2202 m, 2210-2213 m (-2170-2176 m, -2184-2187 m) thu đƣợc dòng khí condensat, từ khoảng chiều sâu 2432-2437 m (-2406-2411 m) nhận đƣợc dòng dầu Giếng TƢ-2X khoan vào ngày 10 tháng năm 2005, giếng thử vỉa năm (5) đối tƣợng nhận đƣợc dòng condensat khí từ khoảng chiều sâu 3136-3152 m (-3110-3126 m), 3081-3090 m (-3055-3064 m) 3031-3036 m (-30053010m), 3025-3029 m (-2999-3003 m) 3017-3019m (-2991-2993 m) Giếng TƢ-3X khoan vào năm 2008-2009, kết thử vỉa năm đối tƣợng nhận đƣợc dòng khí condensat tự phun xác lập đƣợc diện vỉa khícondensat đới trầm tích Miocen dƣới Miocen Giếng TƢ-4X khoan vào năm 2010, kết thử vỉa sáu đối tƣợng nhận đƣợc dòng khí yếu trầm tích Miocen Giếng TƢ-5XP khoan vào năm 2010-2011, kết thử vỉa bảy đối tƣợng nhận đƣợc dòng khí yếu từ tầng móng từ trầm tích Miocen hạ Tổng số mét khoan tìm kiếm, thăm dò cấu tạo Thiên Ƣng – Mãng Cầu 25289 m Mức độ nghiên cứu địa chất theo khoan thấp, mật độ khoan đạt giếng 5,98 km2 toàn diện tích cấu tạo (330 km2), nghiên cứu lát cắt địa chất đạt 76,6 m khoan km2 Mức độ nghiên cứu lát cắt mẫu lõi thấp; khối lƣợng mẫu lõi theo thiết kế 173,04 m, thực tế 149,96 m đạt 86,7% 1.2 Đặc điểm cấu kiến tạo Trên bình diện cấu trúc, bồn trũng Nam Côn Sơn cấu tạo lớn chạy song song với đới nâng Côn Sơn theo hƣớng Đông Bắc – Tây Nam Trong phạm vi thềm lục địa Việt Nam, diện tích bồn trũng Nam Cơn Sơn chiếm 550x250 km Bồn trũng đƣợc phủ đầy tập hợp trầm tích Kainozoi với chiều dày khu vực sâu lên đến 11-12 km Trên bình đồ cấu tạo mặt móng, bồn trũng Nam Cơn Sơn chia hai phần: Trũng Bắc Trũng Nam tách đới nâng Sông Đồng Nai Đới nâng Sông Đồng Nai tập hợp khối nâng không đồng móng, phân bố kéo dài theo hƣớng Đơng – Đơng Bắc từ phía Nam đới nâng Cơn Sơn Trong đới nâng Sơng Đồng Nai gồm cấu tạo nhô cao nhƣ Thần Mã, Bồ Câu, Đại Hùng, Thiên Ƣng - Mãng Cầu, Đại Bàng - Ƣng Trắng…; chúng đƣợc liệt vào cấu trúc bậc hai đới nâng Sơng Đồng Nai (Hình 1.3.1-1) - Theo cấp Р2: 888 ng m3 condensat 5785 tr m3 khí - Theo cấp Р3: 523 ng m3 condensat 2921 tr m3 khí Bảng 8.3.2 TRỮ LƢỢNG HYDROCACBON BAN ĐẦU CỦA MỎ THIÊN ƢNG - MÃNG CẦU Trữ lƣợng địa chất ban đầu STT Tầng Khu vực GK Cấp trữ lƣợng P10 P50 P90 P10 P50 P90 TU-3X, TU-5XP P1 P2 P3 P1 P2 P3 P1 P2 P3 P2 P3 P1 P1 P2 P3 P1 P2 P1 P2 P1 P2 P3 P1 P2 776 256 325 671 187 542 219 250 579 106 525 901 106 222 131 249 2960 156 1271 527 475 1007 525 729 695 230 293 600 167 493 197 223 520 95 468 806 95 199 119 223 2649 140 1139 479 432 915 470 653 618 204 264 532 148 444 174 198 460 84 418 717 84 176 107 198 2346 124 1007 431 389 824 418 579 297 98 123 283 78 229 38 47 100 18 90 65 266 88 112 253 70 208 34 41 89 16 80 58 236 78 101 224 62 187 30 37 79 14 72 52 36 422 21 168 177 160 339 32 377 18 150 161 145 308 28 334 16 133 145 131 277 P3 1018 926 842 3705 5787 9492 3734 362 3296 5131 8427 3359 321 916 990 1906 881 822 888 1710 797 731 789 1520 716 372 330 200 178 12 23 234 702 1168 325 1493 965 11 21 207 622 1036 288 1324 907 Dầu, ng m3 P10 30_1 TU-3X, TU-5XP 30_2 TU-1X 30_3 TU-1X 70_3 TU-2X 76_1 TU-2X 80_1 TU-1X 80_2 TU-1X 80_3 TU-3X, TU-5XP TU-1X, TU-2X, Móng TU-3X, TU-5XP Cộng theo Thiên Ƣng 10 11 20_1 MC-2X 30_2 MC-2X Р1 Р2 P1+P2 Р3 P1 P1 P1 P2 P1 P3 P1 P2 P1 P3 P2 P3 Р1 Р2 P1+P2 Р3 P50 Khí, tr m3 P90 Condensat, ng m3 3072 125 3197 2766 112 2878 4130 6456 10586 4128 1879 404 589 415 101 247 264 223 101 14 25 262 785 2468 1303 101 363 2569 1666 1074 3072 125 3197 3197 2766 112 2878 2878 2468 5433 4873 4332 101 6819 6112 5419 2569 12252 10985 9750 5202 4699 4265 2569 17454 15684 14016 2340 731 2107 659 A-1Xlƣợng Hydrocarbon ban đầu Mỏ Thiên Ƣng (Theo Báo cáo trữ lƣợng Bảng 3.1.2-1 Trữ 91 81 12 70_1 221 196 MC-2XVietsopetro) Thiên Ƣng, 2011, 240 264 A-1X 13 70_2 MC-2X 14 70_3 TU-4X, MC-2X Cộng theo Mãng Cầu Р1 Р2 Tổng cộng toàn mỏ P1+P2 TƢ-MC Р3 P1+P2+P3 125 112 916 990 1906 881 2787 822 888 1710 797 2507 731 789 1520 716 2236 45 Hình 3.1.2-1 Bản đồ tính trữ lƣợng cho cấu tạo Thiên Ƣng H200, H80_3; H80_2; H80_1; H76_1 H70_3 (Theo Báo cáo trữ lƣợng Thiên Ƣng, 2011, Vietsopetro) Hình 3.1.2-2 Bản đồ tính trữ lƣợng cho cấu tạo Thiên Ƣng H30_3; H30_2 H30_1 (Theo Báo cáo trữ lƣợng Thiên Ƣng, 2011, Vietsopetro) 3.2 Giếng khoan dự kiến 04-3-TƢ-7X 46 3.2.1 Dữ liệu giếng khoan TƯ-7X Dữ liệu giếng khoan Thiên Ưng Tên giếng: TƢ - Loại giếng khoan: Khai thác Bể: Nam Côn Sơn Lô: 04-3 Cấu tạo: Thiên Ƣng Vị trí giếng: Tọa độ N/E Y/X: N 947037,502 m; E 806312,212 m Độ sâu nƣớc biển: 110-120 m Độ sâu dự kiến: 4290 m Đối tƣợng: tập trầm tích Miocen, Oligocen Các tài liệu địa vật lý giếng khoan sử dụng để dự báo áp suất bao gồm: - Tài liệu đo DT RHOB 2790-4277 m để xác định xu nén ép thƣờng, xây dựng đƣờng cong áp suất địa tĩnh, áp suất vỉa áp suất vỡ vỉa - Tiều liệu đo áp suất MDT giếng lân cận: TƢ-1X, TƢ-2X, TƢ-3X, MC2X, DH-1X, DH-2X, DH-3X dùng để đối sánh với kết dự báo áp suất - Tài liệu gamma ray từ độ sâu 2695-4283 m để xác định vỉa có tỉ lệ sét/cát cao nhằm xác định đƣờng cong xu nén ép thƣờng Vị trí đối tượng nghiên cứu 47 Giếng khoan TU-7 dự kiến qua tầng Oligocenvà dừng độ sâu 4290 mms Tuy nhiên, giá trị chiều sâu giếng khoan đƣợc điều chỉnh phụ thuộc vào điều kiện trình khoan thực tế để định sau 3.2.2 Dự báo áp suất vỉa áp suất vỡ vỉa Phƣơng pháp luận dự báo dị thƣờng áp suất dựa suy giảm vận tốc truyền sóng tầng dị thƣờng áp suất so với tầng nén ép bình thƣờng Kết dự báo sau đƣợc so sánh với liệu đo áp suất giếng để từ hiệu chỉnh kết xác Dựa vào tài liệu vận tốc địa chấn từ kết xử lý tài liệu địa chấn 3D, đồ thị thời khoảng truyền sóng DT theo độ sâu giếng đƣợc xác lập Bƣớc xác định đƣờng cong xu nén ép bình thƣờng đƣờng cong xu nén ép địa tĩnh Đƣờng cong xu nén ép bình thƣờng DT đƣợc xây dựng từ vỉa có hàm lƣợng sét chiếm ƣu (tỉ số sét/cát cao), xác định theo đƣờng cong gamma tự nhiên quan sát đồ thuộc tính địa chấn Áp suất địa tĩnh (Overburden) đƣợc gây tầng trầm tích chất lƣu bên trên, có ý nghĩa quan trọng việc tính toán áp suất vỉa, áp suất vỡ vỉa gradient áp suất Do đó, cần chuẩn bị tài liệu đo đạc mật độ siêu âm xác để xây dựng đƣờng cong áp suất địa tĩnh Sau chuẩn bị tài liệu ĐVLGK, xu áp suất địa tĩnh (overburden) khu vực giếng khoan dự kiến đƣợc dự báo từ phân bố mật độ theo chiều sâu Giá trị mật độ đƣợc xây dựng từ xu biến đổi vân tốc địa chấn theo phƣơng pháp Gardner: RHOB= 0.23*V^0.25; V vận tốc truyền sóng địa chấn Phƣơng pháp Gardner đƣợc áp dụng để tính giá trị mật độ (bulk density) trƣờng hợp giá trị mật độ đo khơng xác 48 hay khơng có sẵn Thơng thƣờng, hai liệu DT RHOB khơng có sẵn lát cắt giếng khoan (từ đáy biển đến khoảng độ sâu 1000 mms) Vì giá trị vận tốc địa chấn đƣợc sử dụng để ƣớc lƣợng mật độ giả cho tồn lát cắt Sau áp suất địa tĩnh đƣợc tính từ phƣơng trình: OBa=1.4222 * dZi * RHOBi; dZi: khoảng độ sâu i ứng với RHBOi Kết dự báo xu nén ép thƣờng áp suất địa tĩnh giếng TƢ-7X đƣợc thể Hình 3.2.2-1 Đồ thị xu nén ép theo độ sâu GD-1X_LN(DT-55seismic) LN(DT-55) Normal Compaction 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 Độ sâu (mms) Hình 3.2.2-1 Đƣờng cong xu nén ép theo độ sâu Sau xây dựng đƣờng cong xu nén ép đƣờng cong áp suất, gradient áp suất địa tĩnh từ tài liệu đo siêu âm, tiến hành dự báo áp suất vỉa phƣơng pháp độ 49 sâu tƣơng đƣơng (nhƣ trình bày trên) Theo đó, gradient áp suất theo độ sâu tính đƣợc từ phƣơng trình GrPPa = GrOBa - (GrOBe - GrPPe) * (Heq/Ha); (*) Trong đó: GrPPe: áp suất lỗ rỗng độ sâu Heq GrPPa: gradient áp suất lỗ rỗng độ sâu Ha GrOBa: gradient áp suất địa tĩnh độ sâu Ha GrOBe: gradient áp suất địa tĩnh độ sâu Heq Gía trị độ sâu tƣơng đƣơng Heq đƣợc tính giá trị DT nhƣ sau: Heq=(4.95-LN(DT-55))/0.0004717 Cuối cùng, áp suất lỗ rỗng độ sâu hồn tồn tính đƣợc có giá trị độ sâu, DT, áp suất độ sâu tƣơng đƣơng áp suất địa tĩnh, sử dụng phƣơng trình (*) Dự báo áp suất vỡ vỉa Các nứt nẻ thành hệ nảy sinh áp suất giếng vƣợt ứng suất ngang tối thiểu Gía trị ứng suất ngang tối thiểu phụ thuộc vào hệ số Poisson đất đá Thành hệ với hệ số Poisson nhỏ có ứng suất ngang tối thiểu nhỏ nhƣ vậy, dễ bị nứt nẻ hay vỡ Áp suất vỡ vỉa thành hệ đƣợc tính tốn phƣơng trình Eaton FrP = Shmin = PP + (PR/(1-PR))*(OB-PP); Trong FrP: áp suất vỡ vỉa (psi) Shmin: ứng suất ngang nhỏ (psi) 50 PP: Áp suất thành hệ (psi) OB: Áp suất địa tĩnh (psi) PR: hệ số Poisson Tại độ sâu cho trƣớc, có sẵn giá trị DT, áp suất địa tĩnh áp suất lỗ rỗng xác định đƣợc Nhƣ vậy, ta tính đƣợc áp suất vỡ vỉa biết hệ số Poisson Sử dụng ba cách sau PR=(0.5-(Vp/Vs)^2)/(1-(Vp/Vs)^2) PR = (LOT-PP)/(LOT+OB-2PP) Trong LOT: leak off test pressure psi PP: áp suất vỉa psi xác định từ RFT OB: áp suất địa tĩnh xác định từ tài liệu đo RHOB Tuy nhiên, tài liệu Vs, Vp LOT khơng có sẵn khu vực nghiên cứu Do ta sử dụng biểu đồ xác định hệ số Poisson theo độ sâu Eaton, dựa vào phƣơng trình: PR=0.23*(DEPTH)^0.0603 Trong DEPTH: độ sâu từ mực nƣớc biển trung bình (m) 51 Hình 3.2.2-2 Biểu đồ xác định hệ số Poisson theo chiều sâu 52 Hình 3.2.2-3 Đồ thị xác định gradient áp suất vỡ vỉa theo chiều sâu Sau xác định đƣợc áp suất vỡ vỉa, ta dễ dàng suy giới hạn tỷ trọng dung dịch khoan nhằm đảm bảo an tồn cho thi cơng khoan Quy trình xác định gradient áp suất vỡ vỉa cho áp suất đất đá phủ (áp suất địa tĩnh) bao gồm áp suất khung đá áp suất chất lƣu dịch chuyển Ở vùng biển, nƣớc biển khơng có áp suất khung đá gây ra, gradient vỡ vỉa thấp đất liền độ sâu Nếu chiều sâu nƣớc biển tăng, gradient áp suất vỡ vỉa giảm Vì vậy, tính tốn gradient vỡ vỉa vùng biển sâu, cần phải tính tốn đến ảnh hƣởng cột nƣớc khoảng không bên mực nƣớc biển trung bình Kết dự báo áp suất vỉa giếng khoan TƢ-7X đƣợc trình bày Hình 3.2.2-4 53 BIỂU ĐỒ PHÂN BỐ ÁP SUẤT VỈA Áp suất (psi) 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 500 1000 1500 Độ sâu (mmss) 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 OB Pressure Pore pressure Fracture P MDT 3X MDT TƯ-1X MDT TƯ-2X MDT MC-2X MDT DH-3X MDT DH-1X MDT DH-2X Hình 3.2.2-4 Biểu đồ phân bố áp suất vỉa 54 Qua kết dự báo ta đƣa số nhận định áp suất vỉa giếng khoan TƢ-7X Từ đỉnh đến khoảng độ sâu 2850 m, áp suất vỉa không cao tăng dần Đến khoảng độ sâu 2850-3000 m, áp suất giếng tăng đột ngột từ 4000 psi đến 5500 psi, đạt 8000 psi đáy giếng (4500 mms) Gradient áp suất vỉa tăng từ đến 10 ppg khoảng từ 2800m đến 4400m, khoảng độ sâu 4400-4500 m, tăng lên đến 1011,5 ppg Cùng với đó, áp suất vỡ vĩa tăng đột ngột từ khoảng 6000 psi 2750 m đến khoảng 12000 psi đáy giếng Tại khoảng độ sâu 2750-2850 m có dị thƣờng áp suất cao, chênh lệch áp suất vỉa áp suất vỡ vỉa giảm từ 2800 xuống 980 psi Tuy nhiên, từ khoảng độ sâu xuống đáy giếng, giá trị tăng dần đạt đến 2000 psi đáy giếng Dựa vào biểu đồ phân bố áp suất, ta xác định giá trị tỷ trọng dung dịch khoan phù hợp Gía trị dao động từ 8-13 ppg từ đỉnh giếng đến độ sâu 2800 m Nhƣng từ khoảng độ sâu 2800 m trở xuống, khoảng giá trị dung dịch khoan an toàn rút ngắn lại 10.5-13 ppg dị thƣờng áp suất cao So sánh kết dự báo áp suất vỉa phƣơng pháp độ sâu tƣơng đƣơng với giá trị đo MDT giếng khoan lân cận, cho thấy xu áp suất giếng TƢ-7X phù hợp với xu khu vực Vì dùng phƣơng pháp để dự báo khoảng có khả gặp dị thƣờng áp suất cao Tuy nhiên, có sai khác kết dự báo áp suất (giá trị tuyệt đối) giá trị thực đo Do độ xác phƣơng pháp phụ thuộc vào việc xác định giá trị vận tốc trình xử lý (kinh nghiệm ngƣời bắt vận tốc, nhiễu xử lý, có rủi ro q trình chuyển đổi thời gian – độ sâu) 55 Depth(m) Pore Pres (psi) PPG (ppg) Fr Pres (psi) FPG (ppg)) Fr Pres-Pore Pres (psi) 500 711.16 8.35 1040.93 12.21 329.78 1000 1422.31 8.35 2212.89 12.98 790.57 1200 1706.78 8.35 2695.68 13.18 988.91 1400 1991.24 8.35 3185.57 13.35 1194.33 1600 2275.7 8.35 3682.2 13.5 1406.5 1700 2417.93 8.35 3932.97 13.57 1515.03 1800 2560.16 8.35 4185.33 13.64 1625.16 1900 2702.4 8.35 4439.26 13.71 1736.87 2000 2844.63 8.35 4694.75 13.77 1850.13 2100 2986.86 8.35 4951.78 13.83 1964.93 2200 3129.09 8.35 5210.34 13.9 2081.25 2300 3271.32 8.35 5470.4 13.95 2199.08 2400 3413.55 8.35 5731.96 14.01 2318.41 2500 3555.78 8.35 5995.01 14.07 2439.22 2600 3698.02 8.35 6259.53 14.13 2561.51 2700 3840.25 8.35 6525.52 14.18 2685.27 2794 3982.48 8.35 6792.96 14.23 2810.48 2894 4377.18 8.86 7224.89 14.62 988.91 2994 4981.43 9.75 7791.36 15.24 1194.33 3094 5323.31 10.09 8188.67 15.5 1406.5 3194 5534.01 10.16 8502.77 15.59 1515.03 3294 5747.9 10.23 8820 15.68 1625.16 3394 5961.9 10.3 9138.4 15.77 1736.87 3494 6172.79 10.36 9455.94 15.85 1850.13 3594 6386.7 10.42 9776.49 15.93 1964.93 3694 6600.45 10.48 10098.05 16.01 2081.25 3794 6669.03 10.31 10330.65 15.95 329.78 3894 6879.97 10.36 10653.09 16.03 790.57 3994 6938.51 10.19 10882.83 15.96 988.91 4094 7191.55 10.06 11430.94 15.97 1194.33 4194 7427.6 9.91 11974.83 15.97 1406.5 4294 7447.7 9.51 12394.88 15.81 1515.03 4394 7605.12 9.31 12904.95 15.77 1625.16 4494 8348.08 9.81 13769.42 16.16 1736.87 4594 9097.44 10.28 14639.71 16.52 1850.13 Bảng 3.2.2-1 Kết tính tốn áp suất vỉa áp suất vỡ vỉa 56 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ Đƣợc giảng dạy hƣớng dẫn tận tình, chu đáo q Thầy Cơ q quan, chúng tơi thực hồn thành báo cáo cách với nội dung theo nhƣ hƣớng dẫn Thầy hƣớng dẫn Thầy Cô Bộ môn Địa chất – Địa vật lý, Khoa Dầu khí, Trƣờng Đại học Dầu khí Việt Nam Kết cụ thể báo cáo đề tài đồ án chuyên ngành I “Đánh giá dị thƣờng áp suất lô 04-3, bể Nam Côn Sơn phƣơng pháp dự báo’’ nhóm thực cách tổng hợp, phân tích tài liệu, kết hợp sử dụng phần mềm chuyên ngành cho phép viết số nhận xét: Về nguyên nhân gây dị thƣờng áp suất cao khu vực trung tâm bể Nam Cơn Sơn: ngun nhân yếu gây dị thƣờng áp suất khu vực chế độ kiến tạo bể, nhƣ lịch sử phát triển địa chất khu vực Tại khu vực bể Nam Côn Sơn xảy hai giai đoạn sụt lún; giai đoạn thứ vào Miocen sớm giai đoạn sụt lún mở rộng thứ hai vào Miocen muộn-Pliocen-Đệ Tứ Chính q trình sụt lún lắng đọng trầm tích nhanh chóng làm bề dày tập sét tăng cao, có nơi lên đến 3000 m Các tập sét dày đóng vai trò nhƣ lớp chắn không thấm, ngăn không cho nƣớc tập trầm tích bên dƣới lên từ làm tăng áp lực vỉa Bên cạnh đó, chế độ địa nhiệt cao góp phần làm tăng áp lực vỉa Ngồi có ngun nhân khác đóng góp gây nên dị thƣờng áp suất cao nhƣ: trình biến đổi sau trầm tích, trƣơng nở nƣớc nhiệt độ hay hình thành dầu khí Hiện có nhiều phƣơng pháp để dự báo áp suất vỉa vỡ vỉa nhƣ phƣơng pháp sử dụng tài liệu địa chấn, tài liệu địa vật lý giếng khoan hay thông số khoan Tuy nhiên, phƣơng pháp Eaton đơn giản, dễ áp dụng phổ biến Độ 57 xác phƣơng pháp Eaton công tác dự báo áp suất mức tƣơng đối, phụ thuộc vào yếu tố khách quan lẫn chủ quan nhƣ: kinh nghiệm thao tác ngƣời đo xử lý số liệu, nhiễu trình đo xử lý hay chất lƣợng tài liệu Để đƣa kết dự báo xác nhất, cần kết hợp với số liệu đo RFT, MDT, DST, số liệu LOT hay kết đo giếng lân cận Từ kết dự báo áp suất phƣơng pháp độ sâu tƣơng đƣơng giếng TƢ-7X, lơ 04-3, bể Nam Cơn Sơn, ta đƣa số lƣu ý nhƣ sau: Áp suất giếng khoan TƢ-7X nhìn chung khơng cao Áp suất vỉa tăng dần đến khoảng độ sâu 2800m Tuy nhiên khoảng độ sâu 2850-3000m, áp suất vỉa tăng đột ngột từ 4000psi đến 5500psi gần với áp suất vỡ vỉa Bên khoảng độ sâu tập trầm tích hạt mịn nén ép tốt Do khoan vào tập cát kết xen kẽ với tập trầm tích hạt mịn sét bột kết ta cần lƣu ý đến tƣợng giá trị áp suất vỉa cao bình thƣờng để chọn tỷ trọng dung dịch khoan phù hợp Tuy nhiên, kết dự báo áp suất phƣơng pháp Eaton sử dụng tài liệu ĐVLGK mang tính chất tham khảo Để đƣa nhận định xác, tổng qt xu phân bố áp suất khu vực lô 04-3, cần kết hợp với phƣơng pháp khác kết hơp tài liệu đo áp suất giếng khoan lân cận Từ đó, phục vụ cơng tác tìm kiếm thăm dò dầu khí đƣợc an toàn, hiệu 58 TÀI LIỆU THAM KHẢO [1] Phạm Việt Âu “Nghiên cứu điều kiện địa chất để thực giếng khoan cấu tạo lô 04-3” Viện nghiên cứu khoa học NIPI, Vietsov Petro [2] Nguyễn Hiệp, 2005 “Địa chất tài nguyên dầu khí Việt Nam” NXB Tổng cơng ty dầu khí Việt Nam” [3] Tài liệu composite log, master log marker lô 04-3, Bể Nam Côn Sơn Viện nghiên cứu khoa học NIPI, Vietsov Petro [4] Tài liệu kết đo nhiệt độ áp suất theo kết khoan giếng lô 04-3 giếng lân cận Viện nghiên cứu khoa học NIPI, Vietsov Petro [5] Lester R Louden, 1972 “Origin and maintainence of abnormal pressure” AIME [6] N.C.Dutta, 1993 “Abnormal formation pressure estimation using velocity: basic concepts and field examples” BP Exploration [7] Alan Mitchell Jean-Paul Mouchet, 1989 “Abnormal Pressures While Drilling: Origins, Prediction, Detection, Evaluation (Fundamentals of Exploration and Production)” Editions Technips 59