Hình 2.14 mô tả một sơ đồ tổng quan hệ thống MDP, bao gồm 2 thiết bị chính đó là đối áp xoay (RCD) và cụm van điều áp.
Hình 2.14 Sơ đồ tổng quan hệ thống MPD
Hình 2.15 là một sơ đồ chi tiết hệ thống đường ống và thiết bị MPD được lắp đặt trên giàn khoan. Việc bố trí hệ thống đường ống, dây dẫn, vị trí các thiết bị được khảo sát, tính toán kĩ lưỡng để đảm bảo việc lắp đặt thuận tiện, hợp lý và tiết kiệm tối đa thời gian.
39 CHƯƠNG 3
ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT MỎ SƯ TỬ TRẮNG VÀ GIẾNG ST-1P 3.1 Đặc điểm địa chất mỏ Sư Tử Trắng
3.1.1 Vị trí địa lý
Mỏ Sư Tử Trắng thuộc bồn trũng Cửu Long trên thềm lục địa phía Nam nước ta, nằm ở phía đông nam lô 15-1, cách Vũng Tàu 135km về phía đông, độ sâu nước biển trung bình là 56m.
Hình 3.1 Vị trí địa lý mỏ Sư Tử Trắng
Hiện nay Mỏ Sư Tử Trắng được điều hành bởi Công ty Liên Doanh điều hành Cửu Long (CLJOC) gồm 5 đơn vị thành viên: Tổng công ty thăm dò và khai thác dầu khí Việt Nam, Perenco, Tập đoàn Dầu Khí Quốc gia Hàn Quốc và Geopetrol. Có thể nói liên doanh đã hoàn thành việc thăm dò và
40
thẩm lượng các khu vực cấu tạo chính ở mỏ Sư Tử Trắng, với 4 giếng khoan thăm dò và thẩm lượng ST-1X, ST-2X, ST-3X và ST-4X.
3.1.2 Địa tầng
Dựa vào các đặc điểm thạch học, cổ sinh học, tài liệu Karota giếng khoan của mỏ, các nhà địa chất đã phân chia và gọi tên các đơn vị địa tầng theo tên địa phương cho các cấu tạo địa chất vùng mỏ. Từ trên xuống cột địa tầng tổng hợp của mỏ Sư Tử Trắng (Hình 3.2) được mô tả như sau:
Trầm tích Neogen và Đệ Tứ
Trầm tích Plioxen – Đệ Tứ (Điệp Biển Đông, tập A): Trầm tích Biển Đông phủ bất chỉnh hợp lên trầm tích Mioxen. Thành phần thạch học bao gồm cát, sét và sét bột xen kẽ sỏi đá màu xám, màu vàng và màu xanh. Thường gặp ở đây nhiều mảnh vôi sinh vật biển. Lên trên thành phần gồm cát bở rời xen kẽ với cát màu xám sáng và xám xanh với một ít mác nơ, có một số lượng lớn foraminifera. Chiều dày của điệp từ 600 ÷ 700m.
Trầm tích Mioxen trên ( Điệp Đồng Nai, tập BII): Điệp Đồng Nai gồm các lớp cát bở rời và cát không gắn kết màu xanh lẫn sét nhiều màu. Chiều dày điệp từ 500 ÷ 800 m. Bề dày tăng dần ra phía cánh của lớp cấu tạo và phủ dày lên trầm tích Điệp Côn Sơn.
Trầm tích Mioxen giữa (Điệp Côn Sơn, tập BII): Phần dưới của điệp
này được cấu tạo bởi các lớp hạt thô màu xám và xám trắng với sét màu nâu đỏ, trong sét có lớp kẹp than. Đây là những đất đá lục nguyên dạng khối, bở rời. Thành phần chính là thạch anh chiếm 80%, Fenpat và các đá phun trào, xi măng sét và sét vôi có màu loang lổ, bở rời mềm dẻo. Đất đá này thành tạo trong điều kiện biển nông, độ muối trung bình, chịu tác động của dòng biển, nơi lắng đọng khá gần nguồn vật liệu. Bề dày của điệp từ 400 ÷ 800 m.
Trầm tích Mioxen dưới (Điệp Bạch Hổ, tập BI): Điệp Bạch Hổ là sự
xen kẹp các lớp cát, sét và sét bột, cát xám sáng, xẫm, sét màu sặc sỡ loang lổ kết dính dẻo (đặc biệt là tầng trên của điệp – tầng sét Rotalia). Đá bột xám, nâu đỏ ở phần dưới của điệp. Đây là tầng đá chắn mang tính chất khu vực rất tốt. Đá bột kết xám và nâu đỏ. Ở phần dưới của điệp chiều dày lớp kẹp cát kết tăng lên. Căn cứ vào đặc điểm thạch học và cổ sinh người ta chia Điệp Bạch Hổ ra làm 2 điệp phụ: Phụ điệp Bạch Hổ trên và phụ điệp Bạch Hổ dưới. Bề dày của điệp thay đổi từ 300 ÷ 1200 m.
41
Trầm tích Paleogen
Trầm tích Oligoxen trên (Điệp Trà Tân, tập C và D): Trầm tích này bao gồm các lớp cát kết hạn mịn đến trung, màu xám sáng xen kẽ với các tập dày sét kết màu nâu chuyển dần sang đen về phía dưới. Điệp Trà Tân được chia ra làm 2 điệp phụ: Phụ điệp Trà Tân trên – tập C và phụ điệp Trà Tân dưới – tập D. Phụ điệp Trà Tân trên được đánh dấu bởi sự xuất hiện của các đá sét giàu hữu cơ xẫm màu, phụ điệp có sự xen kẽ giữa cát kết,. Tập D được xem như địa tầng tương đương với phụ điệp Trà Tân dưới, được khám phá và đặt tên trong quá trình khoan giếng 15-A-1X tại cấu trúc Trà Tân, bề dày của tập D trong giếng vào khoảng 307 ÷ 950 m.
Trầm tích Oligoxen dưới (Điệp Trà Cú, tập E và F): Trầm tích này bao gồm các lớp cát – sét xen kẽ hạt trung và hạt nhỏ màu nâu xám lẫn với bột kết màu nâu đỏ bị nén chặt nhiều và nứt nẻ. Ở đáy của điệp gặp sỏi kết và các mảnh đá móng tạo thành tập lót đáy của lớp phủ trầm tích. Điệp Trà Cú được chia làm 2 điệp phụ: Phụ điệp Trà Cú trên – Tập E và phụ điệp Trà Cú dưới – tập F. Vỉa sản phẩm nằm trong tập cát E và F ở độ sâu hơn 4000m và là vỉa khí condensate.
Tập E (Oligoxen dưới, Điệp Trà Cú trên): được xem như phần địa tầng phía trên của Điệp Trà Cú, xác định lần đầu tiên tại giếng CL-1X qua các đặc trưng đồng nhất trong các đoạn của giếng. Các lớp trầm tích của tập E được phát hiện trong tất cả 4 giếng tại mỏ Sư Tử Trắng với bề dày từ 185m ở phần đỉnh và mở rộng tới hơn 550m ở phần cánh. Ranh giới phía trên của tập E là một bề mặt xói mòn được xác định như nền móng của lớp cát kết ở tập D phía trên, chính vì vậy tập E có thể vắng mặt hay bị xói mòn trong phần phía trên của cấu trúc mỏ Sư Tử Trắng. Tập E bao gồm chủ yếu là các lớp đá sét nâu vàng và tối màu, hoặc sự xen kẽ giữa cát kết và bột kết.
Tập F (Oligoxen dưới, Điệp Trà Cú dưới): được xem như địa tầng phía dưới của Điệp Trà Cú, cũng giống như tập E, tập F được xác định lần đầu tiên tại giếng CL-1X và các lớp trầm tích của tập F được phát hiện trong tất cả 4 giếng tại mỏ Sư Tử Trắng với bề dày thay đổi từ 207m ở phần đỉnh và mở rộng đến hơn 500m ở phần cánh của cấu tạo. Các loại đá sét có màu từ nâu nhạt tới nâu sẫm, độ cứng từ mềm tới rất cứng hoặc đặc biệt cứng, mức độ cứng tăng dần theo chiều sâu.
42
43
Hình 3.3 Tập cát E và F
Tập cát E có bề dày từ 185 ÷ 550m, tập cát F có bề dày từ 207 ÷ 500m. Phía dưới tập E và F là tầng đá móng granite. Tầng chắn là tập sét D đóng vai trò như đá mẹ, giàu vật liệu hữu cơ với TOC = 1÷10% và bề dày từ 30 ÷ 900m. Do bề dày của tập sét mở rộng về phía Tây Bắc và thu hẹp dần về phía Đông Nam, cho nên độ thấm của hai tập cát này phân bố không đồng đều, phần trên đỉnh của tập cát có độ thấm lớn nhưng càng xuống sâu độ thấm càng nhỏ. Độ thấm dao động trong khoảng rất lớn từ cao (hơn 50md), trung bình (7 ÷ 50md) đến thấp (0,02 ÷ 7md) và rất thấp (khoảng 0,001 ÷ 0,002md).
44
Theo kết quả đo log độ thấm 4 giếng thăm dò ST-1X, ST-2X, ST-3X, ST-4X, các nhà địa chất đã chia tập cát E và F ra thành từng khu vực với độ thấm khác nhau từ thấp đến cao (Hình 3.4). Khu vực màu vàng là nơi có triển vọng dầu khí.
Hình 3.5 Gradient áp suất mỏ Sư Tử Trắng
Phân bố áp suất trong cấu tạo Sư Tử Trắng rất phức tạp và không đồng nhất. (Hình 3.5) Tại vị trí 2 giếng khoan thăm dò và thẩm lượng ST-1X, ST- 2X gradient áp suất ổn định trong cả 2 tập E và F. Đối với giếng ST-3X, gradient áp suất ở tập F tương đương với 2 giếng ST-1X và ST-2X, tuy nhiên gradient áp suất trong tập E của giếng ST-3X lại lớn hơn tập F. Gradient áp suất trong tập E tại vị trí giếng ST-4X lớn hơn gradient áp suất trong tập E của giếng ST-3X. Có thể thấy trong cấu tạo Sư Tử Trắng tồn tại ít nhất 2 hệ thống áp suất riêng biệt. Sự phức tạp và không đồng nhất về phân bố áp suất gây rất nhiều khó khăn cho công tác khoan, đòi hỏi phải có được kiến thức, kinh nghiệm kĩ thuật và sự hiểu biết rõ ràng để đạt được thành công.
3.2 Đặc điểm địa chất giếng ST-1P
3.2.1 Biều đồ áp suất dự kiến
Áp suất lỗ rỗng của giếng ST-1P được dự kiến dựa trên dữ liệu thu được từ các giếng khoan thăm dò và thẩm lượng ST-1X, ST-2X, ST-3X và ST-4X cũng như một số giếng khác trong mỏ Sư Tử Đen, mỏ Sư Tử Vàng và
45
những mỏ lân cận. Áp suất lỗ rỗng của các giếng ở khu vực mỏ Sư Tử Đen thay đổi trong khoảng từ 8,4 đến 9,5ppg EMW (Equivalent Mud Weight). Tuy nhiên, khu vực mỏ Sư Tử Trắng lại có một sự khác biệt nhỏ về địa tầng vào khoảng 1000m của tập E và F (hạt vụn Oligoxen) nằm ngay trên tầng móng. Chính vì thế áp suất lỗ rỗng ở mỏ Sư Tử Trắng dự kiến tăng lên tới 13,3ppg. Sự gia tăng áp suất đầu tiên được phát hiện gần nóc của tập D với một lớp sét dày ở khoảng độ sâu 2825mTVD (True Vertical Depth), và sự gia tăng thứ hai phát hiện được tại lớp cát trên nóc tập E vào khoảng độ sâu 3655mTVD. Áp suất lỗ rỗng của giếng ST-1P được dự kiến thay đổi từ 8,4 ÷ 14ppg EMW (Hình 3.6).
Hình 3.6 Áp suất lỗ rỗng dự kiến
Biểu đồ áp suất dự kiến giếng ST-1P (Hình 3.7) bao gồm đường biểu diễn áp suất lỗ rống (màu xanh) và đường biểu diễn áp suất vỡ vỉa (màu đỏ),
46
được xây dựng dựa trên cơ sở thông tin áp suất lỗ rỗng của thành hệ và quá trình kiểm tra thử độ tiếp nhận của vỉa (Formation Intake Test – FIT). Sau khi khoan và chống ống ta tiếng hành kiểm tra độ tiếp nhận vỉa cho đoạn thân giếng 12-1/4’’ với dung dịch có trọng lượng riêng 13,5ppg và sử dụng dung dịch có trọng lượng riêng 15,3ppg cho đoạn thân giếng 8-1/2” mà không gây vỡ vỉa.
Hình 3.7 Biểu đồ áp suất dự kiến giếng ST-1P
3.2.2 Biểu đồ nhiệt độ dự kiến
Biểu đồ nhiệt độ dự kiến giếng ST-1P (Hình 3.8) được tính toán từ các kết quả thăm dò khảo sát và dữ liệu của các giếng trong khu vực mỏ Sư Tử Đen và Sư Tử Trắng. Gradient nhiệt độ của mỗi giếng trong khu vực khác nhau thay đổi trong khoảng 3,23 ÷ 3,50 oC/100mTVD. Gradient nhiệt độ trung bình thông thường trong khu vực rơi vào khoảng 3,37 ÷ 3,47 o
C/100mTVD.
So sánh với gradient nhiệt độ của khu vực này với Lô 01&02 (2,78 ~ 3,3 oC/100mTVD), Lô 15-2 (2,8 ~ 3,2 oC/100mTVD), and mỏ Rồng (2,7 ~
47
3,5 oC/100mTVD), có thể thấy gradient nhiệt độ của mỏ Sư Tử Trắng là tương đối cao.
Nhiệt độ cao nhất của giếng ST-1P được dự kiến có thể lên tới 153oC ở chiều sâu 3916m TVD (4471m MD).
Hình 3.8 Biểu đồ nhiệt độ dự kiến của giếng ST-1P
3.3 Các điều kiện địa chất ảnh hưởng tới quá trình khoan giếng ST-1P
Như đã trình bày ở các phần trước, điều kiện địa chất của mỏ Sư Tử Trắng là rất phức tạp và gây nhiều khó khăn cho công tác khoan như:
48
- Đất đá mềm, bở rời từ tầng Mioxen giữa (Điệp Côn Sơn) trở lên có thể gây ra hiện tượng sập lở thành giếng khoan.
- Các đất đá trầm tích nhiều sét trong tầng Mioxen dưới và tầng Oligoxen có thể gây bó hẹp thành giếng khoan do sự trương nở của sét.
- Nhiệt độ cao và dị thường áp suất cao trong tầng Oligoxen có thể gây ra hiện tượng kick và những phức tạp đáng kể khác.
3.4 Những khó khăn trong công tác khoan giếng HPHT ST-1P
Giếng ST-1P được xem là một giếng có nhiệt độ và áp suất cao (High Pressure High Temperature – HPHT) khi nhiệt độ đáy giếng trong trạng thái tĩnh lớn hơn 150 o
C (Hình 3.8) và áp suất vỉa dự kiến trên 10000psi (Hình 3.7).
Hình 3.9 Vùng xác định nhiệt độ và áp suất cao
Trong môi trường giếng HPHT, trạng thái pha của các thành phần khác nhau trong dung dịch khoan sẽ bị thay đổi theo nhiệt độ và áp suất trong giếng. Những thành phần chính trong dung dịch khoan là nước, dầu nền và chất làm nặng. Hai loại dung dịch khoan thường được sử dụng đó là dung dịch gốc nước (WBM) và dung dịch gốc dầu tổng hợp (Synthetic Based Mud - OBM). Dung dịch khoan khác nhau sẽ chịu ảnh hưởng khác nhau của nhiệt độ và áp suất. N h iệ t đ ộ v ỉa tĩ nh , o C
49
Tỉ trọng, tính lưu biến của dung dịch khoan chịu ảnh hưởng của cả nhiệt độ và áp suất, đặc biệt trong những giếng có khoảng khoan an toàn nhỏ giữa áp suất vỉa và áp suất vỡ vỉa như giếng HPHT. Do đó việc tính toán, xác định chính xác sự phân bố áp suất và nhiệt độ trong giếng là rất cần thiết.
Có sự khác nhau rất lớn về sự xâm nhập của hydrocacbon vào dung dịch gốc dầu và dung dịch gốc nước. Khả năng hòa tan hydrocacbon của dung dịch gốc dầu lớn hơn nhiều so với dung dịch gốc nước, điều này tạo ra sự khác biệt đáng kể khi có dòng xâm nhập vào giếng. Ví dụ khi có sự xâm nhập của một dòng dầu dễ bay hơi vào dung dịch gốc nước trong giếng, khí tự do trong dầu sẽ được giải phóng khi dung dịch khoan tuần hoàn lên trên bề mặt do có sự giảm áp, và khí tự do sẽ giãn nở theo các định luật của chất khí. Tuy nhiên khi dòng dầu dễ bay hơi xâm nhập vào dung dịch gốc dầu, nó sẽ hòa tan hoàn toàn vào dung dịch khoan và tạo ra một hệ dung dịch mới với đặc tính khác biệt.
Trong trạng thái trên cân bằng trong quá trình khoan, áp suất đáy giếng được duy trì lớn hơn áp suất thành hệ để ngăn chặn dòng xâm nhập từ vỉa vào giếng. Nhưng nếu một giếng HPHT được khoan trên cân bằng qua một tầng chứa khí và áp suất giảm xuống trong những giai đoạn nhất định như ngừng tuần hoàn bơm để nối cần, khí sẽ bắt đầu xâm nhập và khuếch tán vào dung dịch khoan làm thay đổi đặc tính của dung dịch. Điều này có thể dẫn tới những nguy cơ tiềm ẩn có thể xảy ra khi dung dịch khoan được tuần hoàn trở lại.
3.4.1 Ảnh hưởng của nhiệt độ
Trong công tác khoan những giếng có nhiệt độ và áp suất cao, sự thay đổi nhiệt độ đáng kể xuất hiện trong quá trình thay đổi trạng thái tuần hoàn đóng mở bơm. Nhiệt độ cao làm giãn nở, tăng thể tích và giảm tỉ trọng của dung dịch khoan, do đó trọng lượng của dung dịch khoan ở đáy giếng nơi chịu ảnh hưởng trực tiếp của nhiệt độ sẽ nhỏ hơn trọng lượng của dung dịch trên bề mặt. Dung dịch khoan được tuần hoàn xuống thông qua cột cần khoan, nó làm mát phần dưới giếng, trong khi dung dịch khoan có nhiệt độ cao từ đáy giếng lại làm nóng phần phía trên của giếng trong quá trình đi lên bề mặt. Khi ngừng tuần hoàn, nhiệt độ trong giếng sẽ dần trở lại gradient địa nhiệt của khu vực. Nghĩa là nhiệt độ phần trên của giếng sẽ giảm xuống và nhiệt độ
50
phần dưới sẽ tăng lên. Nếu nhiệt độ tổng thể của hệ dung dịch tăng lên, sẽ xảy ra sự giãn nở nhiệt. Dung dịch gốc dầu chịu ảnh hưởng của sự giãn nở nhiệt này lớn hơn so với dung dịch gốc nước. Chúng ta có thể theo dõi sự gia tăng thể tích dung dịch trong bể chứa trên bề mặt, và nếu giếng đang ở trạng thái đóng, sẽ xuất hiện sự tăng áp trong giếng. Hiểu biết về khả năng giãn nở nhiệt của dung dịch rất quan trọng trong công tác kiểm soát vì tỉ trọng và tính chất