2.1 Mục đích và nhiệm vụ của giếng khoan GT-1X 2.1.1 Mục đích
Giếng khoan GT-1x khoan tại cấu tạo Gấu Trắng nhằm mục đích tìm kiếm các vỉa dầu khí và đánh giá tiềm năng chứa dầu khí của phức hệ trầm tích Mioxen- Oligoxen và đá móng nứt nẻ
2.1.2 Nhiệm vụ
Làm rừ cỏc tầng chứa sản phẩm trong trầm tớch lục nguyờn và trong tang múng, nghiên cứu các tính chất, đặc tính thấm chứa của chúng.
Tiến hành thử vỉa, nghiên cứu các đặc tính thủy động lực học của các đối tượng chứa dầu khí, đánh giá giá trị công nghiệp của chúng phục vụ cho công tác thăm dò thẩm lượng và phát triển tiếp theo tại khu vực nghiên cứu.
Tiến hành lấy mẫu mựn khoan và mẫu lừi phục vụ cho cụng tỏc nghiờn cứu tỉ mỉ về thạch học, địa tầng, các đặc trưng tầng chứa, bẫy chứa, tầng chắn và tuổi của chúng.
Tiến hành lấy mẫu chất lưu và nghiên cứu các đặc tính lý-hóa của chúng trong điều kiện vỉa cũng như trong điều kiện bề mặt.
Thu thập các số liệu cần thiết về mô hình cận tốc của lát cắt nhằm chính xác hóa cấu trúc địa chất của cấu tạo và các vỉa chứa
Chuyển tiềm năng dầu khí từ cấp p3 lên cấp p2 và p1
2.2 Vị trí giếng khoan dự kiến, chiều sâu thiết kế và khoảng độ sâu gặp tầng sản phẩm
Qua việc đánh giá triển vọng dầu khí của cấu tạo GT bên trên cho thấy đây cũng là một cấu tạo có triển vọng khí khá cao của khu vực nghiên cứu.
Tuy nhiên việc xác định tiềm năng của cấu tạo mới ở mức độ tương đối, dựa vào giếng khoan lân cận. Để xác định chính xác hơn nữa cần có những nghiên cứu chi tiết, cụ thể về cấu tạo GT. Vì vậy, việc tiến hành khoan giếng khoan tìm kiếm trên cấu tạo GT là cần thiết.
2.2.1 Vị trí đặt giếng khoan GT-1X:
Trên cơ sở phân tích tổng hợp tài liệu địa chất địa vật lý, khả năng tồn tại các tích tụ dầu khí, đánh giá trữ lượng tiềm năng dầu khí, kết hợp với các phân tích đông học trường sóng và các đánh giá mức độ rủi ro, nhóm tác giả đề xuất khoan giếng khoan thăm dò GT-1X nhằm đánh giá tiềm năng dầu khí của khu vực nghiên cứu. Vị trí và quỹ đạo giếng khoan được thiết kế trên cơ sở:
• Xác suất gặp các tầng sản phẩm cao nhất
• Vị trí được lựa chọn có mật độ trữ lượng cao
• Có vị trí tối ưu trên bản đồ cấu trúc
• Quỹ đạo giếng thuận lợi cho thi công tác thi công các giếng khoan.
Trên cơ sở đó giếng khoan được lựa chọn với vị trí và quỹ đạo như sau:
2.2.2 Chiều sâu thiết kế Tọa độ của giếng khoan GT
Đối tượng Tọa độ
X(m) Y(m)
Độ sâu(M)
SH-1 717800 1062800 660
SH-3 717800 1062800 2193
SH-5 717800 1062800 2652
SH-7 717800 1062800 2930
SH-8 717800 1062800 3160
SH-10 717800 1062800 3820
SH-11 717800 1062800 4323
Đáy GK 717800 1062800 4700
Trên cơ sở phân tích và tổng hợp tất cả các tài liệu hiện tôi đề xuất đặt giếng khoan tìm kiếm GT-1X tại vị trí tọa độ:
X=717800m, Y=1062000m
Giếng được khoan xiên đến chiều sâu thiết kế là 4700m
2.2.3 Dự kiến khoảng độ sâu gặp sản phẩm:
Tầng có khả năng gặp dầu khí là các tầng cát kết, bột kết và sét, tướng biển nông, đầm lầy vũng vịnh , gắn kết trung bình, xi măng cacbonat - silic, tuổi và Mioxen dưới.
Dự kiến tầng Mioxen dưới trong khoảng độ sâu 2600- 2800m sẽ gặp sản phẩm.
Hình. 3.3. Bản đồ cấu tạo theo tầng phản xạ mặt móng SH-BSM
F1 F1
F1 F1
Hình 3.4. Bản đồ cấu tạo theo tầng phản xạ SH-11
Hình 3.5. Bản đồ cấu tạo theo tầng phản xạ SH-10
F1
Hình 3.6. Bản đồ cấu tạo theo tầng phản xạ SH-8
F3 F2
86
Hình 3.7. Bản đồ cấu tạo theo tầng phản xạ SH-7
Hình. 3.8. Mặt cắt địa chấn qua GK GT-1X, БТ-7 và БТ-17
Hình. 3.9. Mặt cắt địa chấn qua GK. GT-1XK
2.3.Dự báo địa tầng
Giếng khoan A-1X dự kiến khoan xiên với chiều sâu thiết kế là 4350m qua các địa tầng Biển Đông, Đồng Nai, Côn Sơn, Bạch Hổ và Trà Tân, Trà Cú.
Độ sâu địa tầng dự kiến - giếng khoan GT-1X
Stt Hệ tầng Khoảng chiều sâu (m) Chiều dày(m)
1 Biển Đông 85-660 575
2 Đồng Nai 660-1240 580
3 Côn Sơn 1240-2193 953
4 Bạch Hổ 2193-2930 737
5 Trà Tân 2930-4323 1393
6 Trà Cú 4323-4550 227
2.4 Dự kiến nhiệt độ
Theo tài liệu khu vực nghiên cứu và tham khảo tài liệu của các giếng khoan lân cận ( các giếng Nam Bạch Hổ và Đông Bắc Rồng) thì Gradient địa nhiệt có giá trị thay đổi từ 2,5 0C/100m ÷ 2,9 0C/100m thay đổi qua từng tập địa chất.
Ta có công thức tính nhiệt độ giếng khoan ở các độ sâu khác nhau như sau:
Tv=Trt+ *G
- TV: Nhiệt độ vỉa tại độ sâu tính toán (0C) - Trt: Nhiệt độ tại ranh giới trên (Trt =25 0C) - Hrt: Chiều sâu ranh giới trên (m).
- Hrd: Chiều sâu ranh giới dưới (m).
- G: Gardient nhiệt độ trong khoảng độ sâu khảo sát
Thay số vào ta được nhiệt độ dự kiến có giếng khoan GT – 1X trong khoảng độ sâu 0 ÷ 690m:
T690=25+ * 2,5=40,125
Tương tự cho các khoảng độ sâu khác trong giếng khoan GT – 1X.Từ đó dự đoán nhiệt
độ của các tầng trầm tích trong giếng khoan GT – 1X như bảng sau:
Bảng 3.1. Bảng dự kiến nhiệt độ của giếng khoan GT – 1X theo chiều sâu
Nhiệt độ giếng khoan GT – 1X tại độ sâu 4615m dự đoán dao động trong khoảng 140,45-149,61 và không có dị thường.
2.5 Dự kiến áp suất vỉa
Dựa vào các tài liệu nghiên cứu áp suất của lô 09-1 và kết quả đo và tài liệu thuer vỉa các giếng khoan khu vực Nam Bạch Hổ và Đông Bắc Rồng ta có thể dự đoán Gradient áp suất ở các độ sâu của cấu tạo.
Thông thường qua các tầng không gặp dị thường áp suất trong các khoảng độ sâu thì áp suất vỉa có thể tính theo công thức tính áp suất thủy tĩnh, khi đó áp suất vỉa được tính theo công thức:
Ptt = và Pv = Ptt cụ thể
Pv= Ptt = Ptttr+ *d
Nhưng ở một số tầng có suất hiện dị thường áp suất (đặc biệt khi gặp khoáng thể khí thì chắc chắn gặp dị thường áp suất vì áp suất ở đỉnh khoáng thể xấp xỉ bằng áp suất gặp ở ranh giới khí nước), khi đó áp suất vỉa được
Kí hiệu các phân vị địa
tầng
Độ sâu (m)
Garadient nhiệt độ (0C/100m)
Nhiệt độ (0C)
N2+Q 85 ÷ 660 2,5-2,7 39,375-40,525
N13 660 ÷ 1240 2,5-2,7 53,875-56,185
N12 1240 ÷2193 2,5-2,7 77,77-81,92
N11 2193 ÷ 2930 2,5-2,7 96,195-101,82
E32 2930 ÷ 4323 2,5-2,7 131,02-139,431
E31 4323-4550 2,5-2,7 136,7-145,56
Đá móng trước Kainozoi
4550-4700 2,7-2,9 140,45-149,61
tính theo công thức:
�� = ��� ∗ ��� cụ �ℎể �� = Ptttr - … Trong đó:
- Pv: Áp suất vỉa tại chiều sâu H (áp suất dự kiến của giếng khoan), (at).
- Ptt: Áp suất thủy tĩnh (at).
- Pttrt: Áp suất thủy tĩnh tại ranh giới trên (mặt đất bằng 1at, đáy biển), (at).
- Hrd: Độ sâu ranh giới dưới, (m).
- Hrt: Độ sâu ranh giới trên, (m).
- d: Trọng lượng riêng của nước (N/m3).
- kdt: Hệ số dị thường áp suất.
- kdtv: Hệ số dị thường áp suất tại khoảng khảo sát.
- H: Chiều sâu nghiên cứu, (m).
Khi giếng khoan các tầng sản phẩm thường xuất hiện dị thường áp suất.
Tuy vậy tham khảo ở
giếng khoan lân cận thì dị thường rất nhỏ, dự kiến dị thường áp suất của các tầng được thể hiện ở bảng 3.2 như sau:
Độ sâu (m) Hệ số dị thường áp suất (k)
0 ÷ 660 1
660 ÷ 1240 1
1240÷ 2193 1
2193 ÷ 2652 1.07
2652 ÷ 2930 1,11
2930 ÷ 3160 1,15
3160 ÷ 3820 1,36
3820÷4323 1,45
4323÷4550 1,27
4550÷4700 1
Như vậy ta tính được áp suất vỉa dự kiến của giếng khoan GT– 1X là:
Trong hệ tầng Plioxen – Đệ Tứ không có dị thường áp suất kdt=1, (Pv=Ptt). Tại độ sâu 660m
(đáy của Plioxen – Đệ Tứ) áp suất vỉa dự báo có giá trị Pv = 1 + (660 – 0)*1,0*1,0/10 = 67 at
Trong hệ tầng Côn Sơn và Đồng Nai không có dị thường áp suất kdt= 1,0 (Pv=Ptt).
Tại độ sâu 1240(đáy của hệ tầng Côn Sơn) áp suất vỉa dự báo có giá trị Pv = 67 + (1240 – 660)*1,0*1 /10 = 125 at
Tại độ sâu 2193 ( Đáy của hệ tầng Đồng Nai ) áp suất vỉa dự báo có giá trị:
Pv= 125+ ( 2193 – 1240)* 1,0 *1/10= 220,3 at
Trong hệ tầng Bạch Hổ trên dị thường áp suất nhỏ Kdt= 1,07tại độ sau 2652m áp suất vỉa
dự báo có giá trị:
Pv= 220,3 +(2652- 2193)* 1,0* 1,07/10=269,4 at
Trong hệ tầng Bạch Hổ dưới có dị thường áp suất Kdt= 1,11tại độ sau 2652m áp suất vỉa
dự báo có giá trị:
269,4+(2930-2652)*1,0*1,11/10=300,2 at
Trong hệ tầng Trà Tân trên có hệ số dị thường áp suất Kdt= 1,15. Tại độ sâu 3160m áp suất vỉa
dự báo có giá trị:
Pv= 300,2 +( 3160- 2930)* 1,0* 1,15/10= 326,66 at
Trong hệ tầng Trà Tân trung có hệ số dị thường áp suất Kdt= 1,36. Tại độ sâu 3820m áp suất vỉa
dự báo có giá trị:
Pv= 326,66+( 3820- 3160) * 1,0* 1,36/10= 416,4 at
Trong hệ tầng Trà Tân dưới có hệ số dị thường áp suất Kdt= 1,45. Tại độ sâu 4323m áp suất vỉa
dự báo có giá trị:
Pv= 416,4+( 4323- 3820) * 1,0* 1,45/10= 489,34 at
Trong hệ tầng Trà Tân dưới có hệ số dị thường áp suất Kdt= 1,27. Tại độ sâu 4550m áp suất vỉa
dự báo có giá trị:
Pv= 489,34+( 4550- 4323) * 1,0* 1,27/10= 518,17 at
Trong đá móng nứt nẻ Kainozoi có hệ số dị thường áp suất Kdt= 1. Tại độ sâu 4700m áp
suất vỉa dự báo có giá trị:
Pv= 518,17+ ( 4700- 4550)* 1,0* 1/10= 533,17at
Kết quả tính toán áp suất vỉa dự báo trên ranh giới các phân vị địa tầng của giếng khoan
GT – 1X được thể hiện trong bảng 3.3 sau:
Bảng 3.2. Hệ số dị thường ở các khoảng độ sâu Độ sâu (m) Át suất Vỉa
(at)
Hệ số dị
thường (kdt) Ghi chú
85 ÷ 660 67 1 Không có dị thường
660 ÷ 1240 125 1 Không có dị thường
1240÷ 2193 220,3 1 Không có dị thường
2193 ÷ 2652 269,4 1.07 Dị thường nhỏ
2652 ÷2930 300,2 1,11 Dị thường
2930 ÷ 3160 326,66 1,15 Dị thường
3160 ÷ 3820 416,4 1,36 Dị thường lớn
3820÷4323 489,34 1,45 Dị thường lớn
4323÷4550 518,17 1,27 Dị thường lớn
4550 ÷ 4700 533,17 1 Dị thường
2.6 Dự kiến khả năng phức tạp có thể gặp khi khoan
Do điều kiện địa chất đất đá ở dưới lòng đất rất phức tạp, do vậy có thể xảy ra nhiều những tình huống phức tạp trong khi khoan như sập lở thành giếng, mất dungdịch khoan, mút cần, bó cần khoan, phun khí gây nguy hiểm.
Để giếng khoan đạt được chỉ tiêu về yêu cầu kỹ thuật, chất lượng, hoàn thành đúng tiến độ và đảm bảo an toàn cho người và các thiết bị thì chúng ta cần phải dự đoán trước những tình huống phức tạp có thể xảy ra như ở trên để từ đó có các phương án thiết kế đề phòng, khắc phục những tình huống xấu xảy ra.
Như vậy các sự cố địa chất phức tạp có thể gặp ở giếng khoan GT– 1X là:
2.6.1 Khả năng mất dung dịch khoan:
Thường xảy ra ở các khoảng độ sâu có dị thường áp suất nhỏ Pvỉa < Ptt, qua các vỉa có độ rỗng hay độ thấm lớn, hoặc gặp qua các đứt gãy. Trong khoảng độ sâu 2930- 4323 hệ tầng Trà Tân thuộc Oligoxen trên và từ 4323- 4554m hệ tầng Trà Cú thuộc Oligoxen dưới, nới xuất hiện tầng sản phẩm, có thể gặp các đứt gãy cũng có thể gây ra hiện tượng mất dug dịch khoan. Để khắc phục hiện tượng mất dung dịch khoan, chúng ta có thể sử dụng các biện pháp như: Thay đổi tính chất cơ học của dung dịch, giảm tỷ trọng dung dịch, bơm ép xi măng có chất độn lấp đầy như mùn cưa, vỏ chấu…
2.6.2 Khả năng sập lở thành giếng khoan:
Khi khoan qua đât đá bở rời, qua nứt bẻ, gắn kết yếu, góc dốc lớn, có dị thường áp suất vỉa, nước ngấm làm cho liên kết đá yếu đi.Vì vậy khả năng xảy ra đới với các trầm tích Plioxen- Đệ tứ ( Hệ tầng Biển Đongi/ và trầm tích Mioxen thượng Hệ tầng Đồng Nai vì đất đá ở đây có thành phần bao gồm cát kết xen kẽ với sét kết và đá vôi có sự gắn kết yếu, bở rời. Nếu sử dụng dung dịch ức chế, Thường xuyên kiểm tra tỉ trọng dung dịch ( không để quá thấp) và độ thấn của vỉa cho phép được hiện tượng sập lở thành giếng. Do vậy, khi khoan khoảng địa tầng từ 0 đến 1240 của hệ tầng Biển Đông và Đồng Nai cần chú ý đề phòng chống khả năng sập lở thành giếng.
2.6.3 Khả năng khí phun:
Đây là hiện tượng khi khoan qua các tầng sản phẩm mà sử dụng dung dịch có tỷ trọng không phù hợp làm cho áp suất vỉa lớn hơn áp suất thủy tĩnh (Pv > Ptt) sẽ xảy ta hiện tượng dầu khí phun rất nguy hiểm. Vì vậy khi khoan qua các tầng này chúng ta phải chú ý điều chỉnh tỷ trọng dung dịch khoan sao cho áp suất thủy tĩnh lớn hơn áp suất vỉa và nhỏ hơn áp suất phá vỉa:
Pv < Ptt <Pnv Pv: Áp suất vỉa
Ptt: Áp suất thủy tĩnh Pnv: Áp suất phá vỉa
Khả năng gặp hiện tượng này trong các tầng có biểu hiện dầu khí và ta dự đoán có thể gặp trong các khoảng độ sâu: 4100- 4323m thuộc hệ tầng Trà Tân và từ 4323 đến 4550m thuộc hệ tầng trà Cú.
Ngoài ra: Tài liệu khu vực cho thấy có thể xảy ra khả năng gặp khí H2S hoặc CO2, tuy nhiên khả năng gặp các khí này với hàm lượng cao tại cấu tạo GT là rất hạn chế. Ít có khả năng gặp tầng khí nông.
2.6.4 Khả năng trương nở thành giếng:
Sự cố này có thể xảy ra ở độ sâu 2193- 2930 tâng Mioxen sớm ( hệ tầng Bạch Hổ), từ 3900 đến 4323 hệ tầng Trà Tân, vì ở các khoản này có thành phần sét cao. Nên khi tiếp xúc dung dịch sẽ bị trương nở.