Đánh giá tính chất cơ lý đất đá và thông số PVT của giếng khoan 05-2-HT-2X tại bồn Trũng Nam Côn Sơn
MỤC LỤC
Đặc điểm kiến tạo
Quá trình tách, giãn đáy Biển Đông đã đẩy rời xa hai khối vi lục địa Hoàng Sa, Trường Sa và kiến sinh phá huỷ (Taphrogeny) trên cùng thềm lục địa phía Nam, từ đó phát triển các trầm tích Kainozoi tương ứng. Đới Nam Côn Sơn với hai đới trũng sâu: trũng Bắc và trũng Trung Tâm có hướng trục sụt lún cùng hướng trục giãn đáy Biển Đông và nằm phù hợp trực tiếp trên phương kéo dài của trục giãn đáy Biển Đông là bằng chứng của sự ảnh hưởng này. Đới nâng được cấu thành bởi tập hợp các thành tạo lục nguyên tuổi Carbon – Permi, Jura – Creta và các đá biến chất Paleozoi, Mesozoi cũng như các đá magma axit – trung tính tuổi Kainozoi, nằm trong đai núi lửa miền Đông Á.
Lịch sử phát triển địa chất
Giai đoạn trước tạo Rift (Paleocene – Eocene)
Phía tây của đứt gãy Sông Hậu, nơi tiếp xúc với khối nâng Khorat-Natuna, địa hình móng tương đối ổn định, phát triển như là một đơn nghiêng, nghiêng dần về phía đông. Bên cạnh những hệ thống đứt gãy chạy theo phương kinh tuyến, tại đây còn gặp những hệ thống đứt gãy chạy theo phương đông bắc - tây nam. Các cấu trúc hình thái này cũng bị khống chế bởi những hệ thống đứt gãy có phương khác nhau: phương đông bắc - tây nam và phương á kinh tuyến bắc-nam.
Giai đoạn đồng tạo Rift (Oligocene)
Sự mở rộng của Biển Đông về phía Đông cùng với hoạt động tích cực của hệ thống đứt gãy Đông Bắc – Tây Nam đã làm xuất hiện địa hào Trung Tâm của bể kéo dài theo hướng đông bắc – tây nam và dọc theo các đứt gãy này đã có phun trào hoạt động. Các thành tạo trầm tích Oligocene gồm các trầm tích vụn chủ yếu thành tạo trong các môi trường đầm hồ và đới nước lợ ven bờ (brackish littoral zone) với các tập sét kết, bột kết dày xen kẽ cát kết hạt mịn và môi trường đồng bằng châu thổ thấp (lower delta plain) gồm các kết hạt mịn, bột kết, sét kết với các lớp than mỏng. Pha kiến tạo vào cuối Oligocene đã chấm dứt giai đoạn này và làm thay đổi bình đồ cấu trúc của bể, hình thành bất chỉnh hợp khu vực cuối Oligocene – đầu Miocene.
Giai đoạn sau tạo Rift (Miocene sớm-Đệ Tứ)
Đây là giai đoạn chính thành tạo bể gắn liền với giãn đáy Biển Đông.
Các tích tụ Hydrocacbon liên quan
Hệ thống dầu khí – Đặc điểm các tầng Sinh Chứa Chắn
Ở một số giếng khoan trong các lô 10, 11, 04 và 05-1 các mẫu sét than rất giàu vật chất hữu cơ và có khả năng sinh hydrocarbon tốt đến rất tốt nhưng thành phần maceral chủ yếu là vitrinit và inertrinit, còn tổ phần liptinit thường thấp 10%, điều này cho thấy đá mẹ khả năng sinh khí cao. Theo các tài liệu hiện có, đá nứt nẻ phong hóa của móng trước Kainozoi mới được phát hiện ở các giếng khoan ở mỏ Đại Hùng bao gồm granit, granodiorit, ryolit, chúng đặc trưng bở độ nứt nẻ thay đổi khá lớn tuy còn thiếu số liệu để xác định. Trầm tích Miocene trên được thành tạo chủ yếu trong điều kiện biển nông trong – ngoài, trừ phần Tây, Tây Nam vẫn còn tiếp tục phát triển trầm tích ven bờ, sườn delta, bề dày dao động từ vài chục mét ở khu vực giếng khoan 04A-1X đến trên dưới 300m ở giếng khoan Dừa-1X và trên 500m ở phần Trung tâm bể.
Tính chất cơ lý đất đá
Độ bão hòa chất lưu
Độ bão hòa là tỷ số giữa thể tích của từng lưu thể chiếm chổ với tổng thể tích không gian lổ rổng. Độ bão hòa chất lưu của một thành hệ là tỷ số phần trăm của chất lưu đó choáng chỗ trong không gian lỗ rỗng. Nếu trong thành hệ chỉ tồn tại nước mà không có sự hiện diện của bất kì chất lưu nào khác thì độ bão hòa nước là 100%.
Tương tự ta có những khái niệm về độ bão hòa dầu SO, độ bão hòa khí SG, hoặc là độ bão hòa hydrocarbon SHC. Thực chất không gian rỗng trong đất đá ít khi nào chỉ tồn tại duy nhất một chất lưu mà thường là chúng được bão hòa bởi một vài chất lưu khác nhau. Do đó độ bão hòa tổng cộng trong một thành hệ tuy luôn là 100% những bao gồm độ bão hòa của các chất lưu thành phần (đôi lúc còn có sự tham gia của CO2 hay không khí).
Đô bão hòa nước của thành hệ có thể biến đổi từ 100% đến giá trị khá thấp nhưng không bao giờ bằng 0. Dù cho lượng hydrocarbon bão hòa trong các vỉa chứa giàu đến đâu thì luôn có một lượng nước nhỏ không thể bị thay thế bởi bởi lượng hydrocarbon này. Độ bão hòa này thường được gọi là độ bão hòa nước dư SW ir và lượng nước này chính là nước liên kết.
Tương tự, đối với một vỉa đá sinh dầu khí, thực sự khó có thể ép tất cả các hydrocarbon được hình thành vào các đá chứa rỗng thấm hơn bởi các chế độ chất lưu cũng như các biện pháp kỹ thuật nâng cao hệ số thu hồi.
Thông số PVT 1. Áp suất vỉa
Nhiệt độ vỉa
Nhiệt độ vỉa đóng vai trò quan trọng trong việc xác định tính chất của chất lỏng trong vỉa và là một trong những yếu tố có ảnh hưởng đến mức độ khai thác dầu khí. Nó còn đóng vai trò không nhỏ khi giải quyết 1 loạt các vấn đề kỹ thuật có liên quan đến việc trám xi măng giếng khoan, tiến hành công tác địa vật lý, ngăn cách nước trong các giếng khai thác ,vv…. Nhiệt độ vỉa tăng theo chiều sâu vào lòng đất, mức độ tăng của nhiệt độ theo chiều sâu.
Đồng đều, tuy nhiên đối với những địa điểm khác nhau trên bề mặt thì mức độ tăng của nhiệt độ theo chiều sâu lại không giống nhau. Khoảng chiều sâu thẳng đứng trong vỏ trái đất ( dưới vùng có nhiệt độ không đổi ) ở đó nhiệt độ tăng theo qui luật lên 10 C thì được gọi cấp địa nhiệt. Để có được giá trị cấp địa nhiệt chính xác hơn, người ta phải tiến hành đo nhiệt độ dọc theo thân giếng.
Theo các số liệu đo sẽ tính được giá trị của cấp địa nhiệt trong từng khoảng mặt cắt khác nhau, đồng thời xác định gradient địa nhiệt( mức gia tăng nhiệt độ ở từng độ sâu thêm 100m ).
Thể tích vỉa
Đánh giá tính chất cơ lý của giếng khoan 05-2-HT-2X Bồn Trũng Nam Côn Sơn. Đánh giá tổng thể tính chất cơ lý giếng khoan ở điều kiện vỉa theo bảng số liệu.
Đánh giá tổng thể tính chất cơ lý giếng khoan ở điều kiện vỉa theo bảng số liệu nguyên cứu
Độ rỗng : Dựa vào bảng phân loại khả năng chứa theo độ rỗng ở bảng (hình 3.2)
Với độ rỗng như vậy thì khả năng chứa dầu khí của vỉa này rất cao. Có sự giảm độ rỗng theo chiều sâu tăng dần của giếng khoan, nguyên nhân chính do lực nén ép của tải trọng đất đá theo chiều sâu. Với độ rỗng như vậy, khả năng chứa của vỉa vẫn tốt, và có thể cho trữ lượng lớn.
Độ rỗng giảm theo độ sâu không đáng kể vì lúc này đất đá đã tới hạn nén ép. Độ thấm : Dựa vào bảng phân loại khả năng thấm của đất đá ở bảng (hình.
Độ thấm : Dựa vào bảng phân loại khả năng thấm của đất đá ở bảng (hình 3.3)
Đánh giá mối tương quan giữa hệ số điện trở suất và độ lổ rỗng
Mẫu lừi 1
Mẫu lừi 2&3
Mẫu lừi 1 và 2&3
Hệ số điện trở suất tỷ lệ nghịch với độ rỗng theo công thức thực nghiệm trên. Vì vậy để đở tốn kém về thời gian và tiền bạc trong quá trình thăm dò-khai thác các vùng lân cận, các nhà khai thác thường sử dụng biểu đồ “Mối tương quan giữ độ rỗng và hệ số điện trở suất”.
Sự thay đổi độ rổng theo chiều sâu mẫu
Mẫu lừi 1
Với mẫu lừi 1, sự biến thiên giảm mạnh do lực tải trọng và nén ép của những lớp đất đá bên trên, và dần đi tới ổn định khi độ sõu lớn.
Mối tương quan của độ thấm theo chiều sâu
Mẫu lừi 1
Mẫu lừi 2&3
Mối tương quan giữa độ rổng và hệ số thấm 1. Mẫu lừi 1
Mẫu lừi 2&3
Đánh giá mối liên quan giữa hệ số bão hòa nước và chỉ số điện trở suất
Đây là tiền đề quan trọng để tiến hành xem xét khả năng khai thác của vỉa. Từ chỉ số điện trở suất được đo từ địa vật lý giếng khoan ta có thể tính được tương đối độ bão hòa nước và từ đó tính được độ bão hòa hydrocacbon trong vỉa. Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước ở từng số hiệu mẫu trong mẫu lừi 1.
Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước ở từng số hiệu mẫu trong mẫu lừi 2&3. Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bóo hũa nước trong mẫu lừi 1. Nhận xột : Tất cả cỏc điểm nghiờn cứu trờn mẫu lừi 1 đều nằm tương đối sỏt trờn đường tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước.
Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bóo hũa nước trong mẫu lừi 2&3. Nhận xột : Tất cả cỏc điểm nghiờn cứu trờn mẫu lừi 2&3 đều nằm tương đối sỏt trờn đường tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước. Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bóo hũa trong mẫu lừi 1 và 2&3.
Nhận xột : Tất cả cỏc điểm nghiờn cứu trờn mẫu lừi 1 và 2&3 đều nằm hơi tương đối sỏt trên đường tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước.
