Lơ 07/03 hiện tại đang trong q trình tìm kiếm thăm dị, nên trước khi có giếng khoan A1-1X người ta chưa có cơ sở gì để đánh giá trữ lượng, giếng khoan A1-1X do là một giếng khoan thăm dò đầu tiên do Premier Oil khoan vào năm 2009, qua kết quả giếng khoan sản phẩm là dầu và khí. Một sốthơng tin mà giếng khoan A1-1X dầu và khí được phát hiện trong các tập cát kết hệtầng Cau và Dừa. Với kết quả này đã làm tăng xác suất thành công cho các cấu tạo còn lại trong lô hợp đồng. Cát kết trong hệ tầng Cau
(Oligoxen) có độ rỗng dao động trong khoảng 19-21% và hệ tầng Dừa có độ rỗng dao động trong khoảng 20-23%. Độbão hòa của nước tính cho các cấu tạo B0 được lấy theo kết quả phân tích địa vật lý giếng khoan A1-1X của Premier Oil. Độ bão hòa của nước của các tầng dao động như sau: Cau 49-55%, Dừa 38-42%. Hệ sốthểtích của dầu và khí lấy theo kết quả nghiên cứu của Premier Oil. Giá trị B0 dao động từ 1.43-1.68 và 1/Bg dao động từ120- 180.
VII.4.3 Cách tính các thơng số - Diện tích vùng khép kín cấu tạo B0
Diện tích được lấy theo đường đồng mức khép kín lớn nhất của cấu tạo B0 trong hệ tầng Dừa (Mioxen dưới ), hệ tầng Cau ( Oligoxen ) và được tính tốn dựa vào phần mền Canvas.
-Độ rỗng của vỉa Фhd
Phần cát kết của vỉa độ rỗng được tham khảo dựa vào các tài liệu của giếng khoan A1 -1X và mộtsố giếng khoan ở các lơ lân cận
- Hệ số thể tích dầu , B0
Lấy kết quả thử vỉa tại giếng khoan A-1X và tài liệu ở các giếng khoan lân cận khu vực giáB0dao động trong khoảng 1.43-1.68 và 1/Bg dao động từ 120-180.
- tỷ số chứa trên tổng chiều dày, N/G
Phần cát kết của toàn bộ vỉa chứa được sử dụng tham khảo thông qua giếng khoan A- 1X. Phần Mioxen lấy N/G của đoạn trầm tích tương ứng trên giếng khoan trên giếng khoan A-1X trong khoảng độ sâu 2200- 3000m. Còn Oligoxen được lấy trong khoảng 3000-3800m như vậy dựa vào kết quả giếng khoan A1 –1X lấy N/G = 0.4
-Hệ số hình học, Gf
Khi tính tốn diện tích trên một cấu tạo triển vọng thì hệ số hình học là một tham số rất quan trọng. Bởi vì cấu tạo có hình dạng bất kỳ và khơng có kiểu hình dạng chuẩn như là hình trịn , chữ nhật , hình vng……..cho nên việc tinh tốn diện tích cấu tạo sẽ bị sai số, vì vậy diện tích sau khi tính được phải được hiệu chỉnh bằng cách nhân diện tích tính được với một hệ số gọi là hệ số hình học Gf. Dựa vào kết quả khoan của giếng khoan A1- 1X và kinh nghiệm ta chọn Gf = 0.4
Bảng VII.2 kết quả tính trữ lượng tầng M ioxen dưới
Min Trung bình Max
BRV(km3) 19.4 21.7 23.8 Ф 0.20 0.22 0.23 N/G 0.2 0.3 0.4 S0 0.58 0.6 0.62 B0 1.43 1.54 1.68 N(m3) 314.741.300 558.000.000 808.066.700
Bảng VII.3 kết quả tính trữ lượng tầng Oligoxen
Min Trung bình Max
BRV(km3) 9.2 10.8 11.4 Ф 0.19 0.20 0.21 N/G 0.2 0.3 0.4 S0 0.45 0.48 0.51 B0 1.43 1.54 1.68 N( m3) 110.014.000 201.974.000 290.700.000
Tổng trữ lượng cấu tạo B0 được xác định
Nmin= 424755300 m3 Ntb= 759974000 m3 Nmax= 1098766700 m3
VII.5 Đánh giá rủi ro của cấu tạo B0VII.5.1Đá sinh VII.5.1Đá sinh
Đá mẹ Oligoxen với kerogen loại II, III. Kerogen loại II có chỉ số HI cao, gần 600- có khả năng cho dầu và khí : Kerogen loại III có chỉ số HI thấp cho khí và các tập sét Mioxen sớm thuộc hệ tầng dừa dưới và hệ tầng Cau với chỉ số HI và TOC cao, sét kết
này được hình thành từ biển tiến. Ngồi ra cịn có các tập than ở phần trên hệ tầng Dừa có khả năng sinh khí tốt.
VII.5.2Đá chứa
Là các tập cát kết có tuổi Mioxen thuộc hệ tầng Dừa giữa và cát kết thuộc hệ tầng Cau có nguồn gốc châu thổ , alluvial, fluvial và biển nơng có độ rỗng trung bình khoảng 20%. Ngoài ra đối tượng chứa thứ 2 là các tầng cacbonat tuổi Mioxen giữa có độ rỗng trng bình khoảng 30%, độ thấm tốt. Từ các thông số trên ta nhận thấy rằng đá chứa ở đây rất tốt.
VII.5.3Đá chắn
Đá chắn là các sét kết Dừa giữa đóng vai trị là tầng chắn ở phía trê n cho các tập cát kết Dừa giữa, cịn các tập xen kẹp đóng vai trò chắn cho các tập cát kết riêng lẻ. Tập sét kết Dừa dưới đóng vai trị chắn cho các tập cát kết hệ tầng Cau. Ngồi ra cịn có các tập sét kết hệ tầng Biển Đông và Nam Cơn Sơn có vai trị chắn tốt.
VII.5.4 Bẫy
Bẫy cấu tạo kề áp đứt gãy, nhìn trên minh giải địa chấn thấy cấu tạo khép kín ở độ sâu 3800m.
Bảng VII.1 Đánh giá cấu tạo theo tài liệu của PVEP
Cấu tạo Source Reservoir Seal Trap Charge POS POS avg B0 Dừa 1 0.6 0.8 0.8 0.7 0.26 88 0.268 B0 Cau 1 0.6 0.8 0.8 0.7 0.26 88 B1 NCS 1 0.9 1 0.4 0.55 0.20 0.2 Biển Đông 1 0.7 0.8 0.8 0.5 0.22 0.22 B3 NCS 1 0.7 0.9 0.6 0.5 0.19 0.19 B3 Dừa 1 0.7 0.9 0.6 0.5 0.19 B3 Cau 1 0.5 0.9 0.6 0.5 0.14 B4 Dừa 1 0.7 0.8 0.7 0.6 0.235 0.235 B4 Cau 1 0.7 0.8 0.7 0.6 0.235 B5 Dừa 1 0.7 0.9 0.8 0.5 0.25 0.25 B5 Cau 1 0.7 0.9 0.8 0.5 0.25
CHƯƠNG VIII : THIẾT KẾ GIẾNG KHOAN TÌM KIẾM B0 - 1XVIII.1: Cơ sở địa chất để thiết kế giếng khoan VIII.1: Cơ sở địa chất để thiết kế giếng khoan
VIII.1.1 Mục đích của giếng khoanNhiêm vụ đặt ra cho giếng khoan Nhiêm vụ đặt ra cho giếng khoan
- Xác định các thơng số tính chất cơ lý đá, tính chất các chất lưu, nhiệt độ vầ áp suất - Phát hiện trực tiếp các tầng chứa sản phẩm trong tầng Cau (Oligoxen), Dừa (Mioxen dưới)
- Nghiên cứu chế độ năng lượng vỉa
- Nghiên cứu đặc điểm địa chất, cấu trúc địa chất của cấu tạo B0,đồng thời bổ sung thông tin địa chất cho khu vực. Với mục đích trên giếng khoan được xác định là giếng khoan tìm kiếmkí hiệu B0 - 1X.
VIII.1.2 Đối tượng nghiên cứu
Từ mục đích giếng khoan ta thấy giếng khoan có đối tượng nghiên cứu là các tập cát kết chứa dầu trong tầng Mioxen dưới và Oligoxen .
VIII.1.3 Vị trí giếng khoan
Để giải quyết tốt các mục tiêu trên cần chọn một vị giếng khoan phải thiết kế một cách tối ưu. Trên cơ sở tổng hợp kết quả nghiên cứu về đặc điểm cấu trúc và tiềm năng dầu khí của khu vực nói chung cũng như trên cấu tạo B0 nói riêng, sau khi cân nhắc về vị trí cấu tạo, nguồn đá mẹ và hướng dịch chuy ển dầu khí chính có thế nạp vào bẫy chứa của cấu tạo thì chọn vị trí giếng khoan B0- 1X là tốt nhất Tây Nam của cấu tạo, và đặt vào vị trí giao nhau giữa hai mặt cắt địa chất Đông Bắc- Tây Nam và Tây Bắc – Đông Nam.
VIII.1.4 Mô tả cột địa tầng dự kiến
Ranh giới cột địa tầng dự kiến được xác định trên cơ sở bản đồ cấu tạo và mặt cắt dọc của cấu tạo B0. Địa tầng dựa kiến của giếng khoan B0 -1X bao gồm :
Hệ tầng Biển Đông ( Plioxen)
Từ đầu miệng giếng đến độ sâu 1500m dày 1450m. Thành phần thạch học bao gồm chủ yếu gồm cát kết bở rời, khơng gắn kết và bột kết, có rất ít cát kết. Thành phần
chínhở hệ tầng này bao gồm cát kết chứa nhiều thạch anh với nhiều mảnh vụn sinh vật, xen kẹp bởi sét kết, bột sét kết.
Hệ tầng Nam Côn Sơn ( Mioxen trên )
Hệ tầng Nam Côn Sơn được chia thành 2 phần. Phần phía dưới là bất chỉnh hợp bao gồm các đá trầm tich ở phần phía Tây và cacbonatở phần phía Đơng bồn trũng. Hệ tầng bao gồm cát kết có nguồn gốc từ trước tam giác châu đến biển nơng và sét kết khơng có mặt của đá cacbonat. Thành phần thạch học thành phần thay đổi bởi sự xen kẹp của cát kết chứa thạch anh và bột kết chứa cát, có rất ít vỉa đá vơi hay bột kết dolomite.
Hệ tầng Mãng Cầu ( Mioxen giữa )
Trong lô 07/03 hệ tầng Mãng Cầu khơng có ở một số đới nâng do khơng tích tụ hoặc bào mịn. Sự khác biệt giữa hệ tầng Thơng và Mãng Cầu thường rất khó xác định. Nóc tầng Mãn g Cầu được đánh dấu bởi biến cố nghịch đảo do sự mở rộng biển Andaman bắt đầu từ 10,5 triệu năm trước và kéo dài tới 12,5 triệu năm sau. Thành phần thạch học chính bao gồm cát kết trộn lẫn sét kết và có nguồn gốc thềm lục địa, thỉnh thoảng có các lớp cacbonat mỏng.
Hệ tầng Thơng
Hệ tầng Thơng được đặc trưng bởi cát kết, sét kết có nguồn gốc thềm lục địa và thỉnh thoảng có các lớp than có nguồn gốc tam giác châu.
Hệ tầng Dừa
Hệ tầng Dừa được đánh dấu bởi một bất chỉnh hợp chính, đứt rời, theo đó là các tập cát kết biển tiến phủ lên trên nóc tầng Cau. Thành phần thạch học chính của hệ tầng này, phía dưới là các tập cát kết biển tiến, cịn phía trên là các tập sét kết Dừa dưới, các tầng cát kết Dừa giữa được chia thành 7 tập nhỏ ( MDS0- MDS6). Các tầng này phân bố rộng trong lơ 07/03 và có chiều dày thay đổi từ 15 đến 45m.
Hệ tầng Cau
Thành hệ phổ biến bởi trầm tích lắng đọng trong môi trường sông – tam giác châu, nằm ngay trên là trầm tích ven bờ phong phú thực vật, từ đó hình thành nên than. Phần trên của hệ tầng Cau gồm sét kết có màu xám đến xám xanh, thỉnh thoảng có màu đỏ xen kết bởi bột cát và than. Giữa tầng Cau gồm các tập cát kết có chiều dày khá lớn,
co sét và than nhưng chiều dày không đáng kể. Phần dưới của tầng Cau được đặc trưng bởi các tập cát kết, bột kết, sét và than có chiều dày nhỏ nằm xen kẹp nhau.
VIII.1.5 Dự báo về nhiệt độ và áp suấtVIII.1.5.1 Dự báo về nhiệt độ VIII.1.5.1 Dự báo về nhiệt độ
Nhiệt độ đáy biển trong khu vực là 200c. Dự báo về nhiệt độ được tiến hành trên kết quả thu thập được khi đo carota ở các giếng khoan của lơ 07/03 Gradien trung bình 3,30/ 100m. Trong thực tế Gradien có thể thay đổi, ta có thể dự đốn Gradien địa nhiệt ở các độ sâu và ranh giới như sau :
- nhiệt độ tại 64m là Tx= 150
- nhiệt độ ở độ sâu 750m được tính theo cơng thức
T750= Tx + (750-64) /100x G =15+ 6,86 x 3 = 35,580 - nhiệt độ tại độ sâu tại 1500m
T1500= T1500+ (1500-750)/100x G = 35,580+ 7,5 x 3,2 = 59,580
- nhiệt độ tại độ sâu 2150m
T2150= T2150 + (2150- 1500)/100 x G = 59,58 + 6,5 x 3,2 = 80,320 - nhiệt độ tại độ sâu 2700m
T4000= T1250 +( 4000-2150)/100 x G = 80,38 + 18,5 x 3,4 = 143,280 Dự kiến nhiệt độ theo chiều sâu thể hiện như sau
Bảng VIII.4 dự kiến nhiệt độ theo chiều sâu
Độ sâu Gradien nhiệt độ Nhiệt độ
64- 750 3 15-35,38
750 -1500 3,2 35,58 - 59,58
1500- 2150 3,2 59,58–80,32
VIII.1.5.2 Dự kiến áp suất
Nghiên cứu địa chất mỏ, khu vực này ta thấy rằng mỏ có thể dị thường ở một số khoảng độ sâu vậy ta cần tính tốn và dự báo áp suất cho tầng khoảng độ sâu đó nh ằm đảm bảo cho cơng tác khoan an tồn và hiệu quả
Thông qua các tầng không gặp dị thường ở một số khoảng độ sâu vậy ta cần tính tốn và dự báo áp suất cho mỗi khoảng độ sâu nhằm đảm bảo cho cơng tác an tồn và hiệu quả
Thơng thường qua các tầng không dị thường áp suất trong các khoảng độ sâu thì áp suất tínhtheo cơng thức áp suất thủy tĩnh
Ptt= H.P/10 và pv= Ptt
Nhưng ở một số tầng có thể suất hiện dị thường áp suất đặc biệt khi gặp khi gặp khống thể khí thì chắc chắn gặp dị thường áp suất ở đỉnh khoáng thể xấp xỉ bằng áp suất gặp ở ranh giới khí nước ) khi đó áp suất vỉa được tính theo cơng thức sau :
pv= Ptt. kdt trong đó:
Ptt= H.γH20/10
pv: áp suất vỉa ( at)
Ptt : áp suất thủy tĩnh ( at)
H : chiều sâu tính giá trị áp suất (m)
γH20 : tỷ trọng dung dịch lấy giá trị bằng 1 . kdt hệ số dị thường áp suất
Độ sâu đáy biển là 64m nước nên giá trị áp suất tại đáy biển là : Pđb= Ptt+ 1=( Hnước.γnước) / 10 + 1 = 7,4 at
Áp suất ở giếng khoan B0–1X dự kiến như sau Tại độ sâu 750m
Tương tự tính
Áp suất ở độ sâu 1500m
P1500= 75 +( 1500- 75)/10 x 1,1 = 157,5 (at) Áp suất tại độ sâu 2150m
P2150= 150 +(2150-1500)/10 x 1,28 = 233,2 (at) Áp suất tại độ sâu 2700m
P4000= 215 + ( 4000- 2150)/10x 1,28 = 451,8 (at)
Bảng VIII.5 Dự đoán áp suất theo chiều sâu
Chiều sâu Gradien áp suất Áp suất
64 1 7,4
750 1 96,94
1500 1,1 157,5
2200 1,28 233,2
4000 1,28 451,8
VIII.1.6 Dự báo sự cố xảy ra trong quá trình khoanVIII.1.6.1 Khả năng sập nở thành giếng khoan VIII.1.6.1 Khả năng sập nở thành giếng khoan
Trong quá trình khoan đất đai bị bở rời, qua các nứt nẻ, góc dốc lớn, dị thường áp suất vỉa nước ngấm làm cho liên kết đá yếu đi. Vì vậy khả năng này xảy ra tương đối với các trầm tích Plioxen – Đệ Tứ ( hệ tầng Biển Đơng ) vìđất đá ở đây có thành phần cát kết chứa thạch anh với nhiều mảnh đá vụn, sinh vật, xen kẹp với sét bột có độ gắn kết yếu.
VIII.1.6.2 Khả năng mất dung dịch
Khi khoan qua các tầng sản phẩm ở độ trên 2300m xảy ra hiện tượng mất dung dịch khoan.
VIII.1.6.3 Khả năng kẹt cần khoan
Hiện tương xảy ra khi khoan qua các tầng sét hay có hàm lượng sét cao, đặc biệt là monmorilonit, sẽ hút nước chương nở mạnh làm giảm đường kính giếng khoan gây kẹt bộ dụng cụ khoan.
VIII.1.6.4 Khả năng dầu khí phun
Đây là hiện tượng khi khoan qua các tầng sản phẩm có tỷ trọng khơng phù hợp làm cho Pv > Ptt sẽ xảy ra hiện tương dầu khí phun rất nguy hiểm. Nên khi khoan qua các tầng sản phẩm chúng ta phải để ý đến tỷ trọng sao
Pv< Ptt< Pphá vỉa Trong đó :
pv: áp suất vỉa ( at)
Ptt : áp suất thủy tĩnh ( at) Pphá vỉa: áp suất phá vỡ vỉa
VIII.1.6.5 Lập cấu trúc giếng khoanỐng chống định hướng Ống chống định hướng
Có tác dụng định hướng ban đầu cho lỗ khoan, ngăn chặn sự sập nở của đất đá ô nhiễm của dung dịch khoan với các tầng nước trên mặt. Tạo kênh dẫn cho dung dịch chảy vào máng, bảo vệ cho dng dịch xới sập nền khoan và móng thiết bị. Trong điều kiện biển nó có tác dụng ngăn chặn nước biển với giếng khoan, đảm bảo trong quá trình khoan được thực hiện đến độ sâu thiết kế ống chống được đóng.
Ống dẫn hướng
Có tác dụng ngăn chặn thành lỗ khoan ở phần trên khơng được xập lở, bảo vệ tầng nước phía trên khơng bị ơ nhiễm bởi dung dịch khoan. Đóng vai trị một trụ rỗng trên đó có lắp đặt các thiết bị miệng giếng như. Đầu ống chống, thiết bị chống phun, treo toàn bộ các cột chống tiếp theo và một phần thiết bị khai thác. Cột ống dẫn hướng chịu toàn bộ lực nén của các cột tiếp theo do vậy phải được trám toàn bộ xi măng ở phần chiều dài và phần nhô lên phải được phủ bền. Đây là cột đầu tiên nhất thiết phải có .
Cột ống chống trung gian
Cột ống chống này được gọi là cột ống chống kỹ thuật và được thả do yêu cầu điều