4.6.1: Play đá móng nứt nẻ (play 1).
Gồm đá magma xâm nhập granitoid và một phần đá biến chất. Đá móng nứt nẻ, phong hóa là đối tượng chứa dầu khí quan trọng của bể. Các bẫy chứa nằm trong các khối móng nhô dạng địa lũy, hoặc núi sót bị chôn vùi, khép kín 3 chiều bởi các tập trầm tích Oligocen
hạt mịn phủ lên trên và nằm kề áp xung quanh. Bẫy chứa dạng hỗn hợp, có liên quan mật thiết với đứt gãy và phá hủy kiến tạo. Thân dầu dạng khối thường có chiều cao lớn, tùy thuộc vào mức độ chắn và biên độ khép kín của khối móng nâng cao.
Dầu được nạp vào bẫy từ các tầng sinh bao quanh E23 và E31 + E2, rủi ro lớn nhất của play này là khả năng bao kín của đá chắn và mức độ giập vỡ của đá móng.
Những phát hiện dầu khí lớn trong bể Cửu Long đều liên quan đến play này: Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Sư Tử Đen…
4.6.2: Play Oligocen (play 2).
Bao gồm 2 phụ play: Oligocen dưới và Oligocen trên.
Play Oligocen dưới:
Là một trong những đối tượng thăm dò, khai thác chính của bể Cửu Long. Các vỉa dầu thương mại được phát hiện trên mỏ Bạch Hổ và Rồng. Đá chứa là cát kết hạt thô, màu xám có nguồn gốc đồng bằng bồi tích, sông ngòi, nằm kề áp vào móng, đôi chỗ cát kết cùng với đá móng hợp thành một thân dầu thống nhất hoặc cát kết lòng sông xếp chồng lên nhau tạo thành một tập cát dày, bị các đứt gãy cắt qua tạo thành các khối riêng biệt.
Bẫy chứa dầu thuộc kiểu địa tầng hay phi cấu tạo, có ranh giới dầu nước riêng, bị chắn thạch học và kiến tạo.
Play Oligocen trên:
Bao gồm cát kết chứa dầu Oligocen trên, là cát kết arkos xám sáng, nâu vàng nhạt xen kẹp với các lớp mỏng sét, bột kết và đá vôi có nguồn gốc đầm hồ, đồng bằng, sông ngòi. Tầng chắn đồng thời cũng là tầng sinh của play này, chính là các tập sét nằm trong lát cắt.
Các vỉa dầu đã phát hiện trên mỏ Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông… thuộc dạng bẫy địa tầng, bị chắn thạch học mọi phía.
4.6.3: Play Miocen hạ (play 3).
Cát kết chứa dầu Miocen dưới có nguồn gốc sông ngòi, đồng bằng và biển nông ven bờ. Tại một số mỏ Rồng cát kết chứa dầu phần trên dạng arkos hạt mịn đến thô xen kẹp với các lớp sét mỏng có điện trở suất thấp (3,5 đến 7m), còn phần dưới dầu chứa trong các vỉa cát dày hơn, độ hạt trung bình, có điện trở suất từ 7 đến 20 m. Các bẫy có cấu trúc chủ yếu là dạng vòm, thạch học và kiến tạo.
Các thân dầu trong cấu tạo X có cấu trúc dạng kiến tạo, là các vỉa bị chắn bởi các hệ thống đứt gãy.
Kết luận:Bể trầm tích Cửu Long là một loại bể đặc biệt trên thế giới. Ngoài các mỏ dầu được phát hiện trong trầm tích, còn có một số lượng rất lớn dầu được phát hiện trong đá móng. Nó mở ra một chương mới cho việc tìm kiếm và thăm dò dầu khí. Bể Cửu Long có hệ thống dầu khí hoàn chỉnh từ sinh - chứa - chắn đến các yếu tố thuận lợi như di chuyển, nạp bẫy.
PHẦN 2: NGHIÊN CỨU MỐI TƯƠNG QUAN GIỮA ĐỘ THẤM, ĐỘ RỖNG THEO KÍCH THƯỚC HẠT TRUNG BÌNH CỦA ĐỐI TƯỢNG
CHƯƠNG 5: PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU 5.1: Phương pháp xác định độ rỗng
5.1.1: Khái niệm và phân loại độ rỗng.
khái niệm:
Độ rỗng của đá là tỷ số giữa thể tích không gian rỗng và thể tích của mẫu đá:
Φ = 𝑉
𝑉𝑏
Trong đó: Φ: độ rỗng; V: thể tích lỗ rỗng (cm3); Vb: thể tích đá (cm3).
Theo đặc điểm điển hình thái lỗ rỗng, đá chứa dầu khí được phân làm ba loại chính: - Đá có lỗ rỗng giữa hạt: Điểm hình là đá cát kết cấu tạo từ các hạt nhỏ và được
hình thành chủ yếu trong điều kiện môi trường trầm tích.
- Đá nứt nẻ - hang hốc: Thường gặp là đá carbonat, đá cát kết và đá macma phun trào.
- Đá có độ rỗng hỗn hợp: bao gồm đồng thời hai loại lỗ hổng nói trên
Các lỗ rỗng trong đá có thể liên thông hoặc không liên thông với nhau. Điều đó có ý nghĩa quan trọng đối với khả năng thấm chứa của đá và trên cơ sở đó có thể phân chia như sau:
- Độ rỗng hở: Đặc trưng cho tỷ phần thể tích của các lỗ rỗng hoặc hang hốc, nứt nẻ liên thông với nhau. Đây là thông số rất quan trọng, vì nó trực tiếp sử dụng trong đá giá trữ lượng dầu khí. (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
- Độ rỗng toàn phần: là tỷ số giữa độ rỗng toàn phần (bao gồm tất cả các loại lỗ hổng liên thông và không liên thông) và thể tích đá. Nó được xác định như sau:
Φ = 𝑉
𝑉𝑏
- Độ rỗng hiệu dụng: độ rỗng hiệu dụng của dầu khí là tỉ số giữa thể tích chứa dầu khí so với thể tích đá, vì trong các lỗ hỏng còn chứa nước.
Φef = Φ×(1 – Swi)
Trong đó: Φef: độ rỗng hiệu dụng; Φ: độ rỗng toàn phần; Swi: độ bão hòa nước dư
5.1.2: Phương pháp xác định độ rỗng
Chuẩn bị mẫu thí nghiệm.
Để xác định độ rỗng của mẫu cần phải khoan cắt mẫu có dạng hình học chuẩn ( hình khối chữ nhật, hình trụ) với kích thước: đường kính từ 2.5 – 5cm và chiều dài từ 5 – 8cm.
Đầu tiên mẫu cần phải được chiết rửa sạch bằng các dung môi hữu cơ như toluene hoặc benzene, sau đó sấy khô ở nhiệt độ 80 – 100oC ít nhất 48 giờ và được đặt trong bình hút ẩm khoảng 12 giờ trước khi phân tích.
Xác định thể tích mẫu đá.
Thể tích mẫu đá có thể xác định bằng ba phương pháp” bão hòa chất lỏng, thể tích và hình học.
Trong phương pháp bão hòa chất lỏng, thể tích của mẫu đá được xác định dựa trên định luật Ảrchimedes. Đầu tiên không gian của mẫu đá được bão hòa bởi một chất lỏng trong chân không (thường là nước hoặc dầu) và tiếp theo xác định trọng lượng của mẫu bão hòa. Sau đó mẫu được cân khi treo chìm trong bình chứa chính chất lỏng dùng để bão hòa mẫu. Thể tích của mẫu đá là tỷ số giữa hiệu của hai trọng lượng nói trên chia cho mật đó chất lỏng bão hòa:
𝑉𝑟 =𝑚1− 𝑚2
𝜌
Trong đó: m1 – trọng lượng mẫu bão hòa trong không khí(g); m2 – trọng lượng mẫu bão hòa khi ngâm chìm trong chất lỏng(g); ρ – mật độ của chất lỏng bão hòa(cm3/g); Vr
– thể tích của đá (cm3).
Trong phương pháp thể tích, thể tích của mẫu đá được xác định qua sự thay đổi của mực thủy ngân khi ngâm chúng dưới thủy ngân.
chuẩn. Tuy nhiên ở các trường hợp mẫu có dạng hình học không chuẩn thì phương pháp này có thể không đảm bảo được độ chính xác cần thiết.
Xác định thể tích lỗ rỗng.
- Phương pháp bão hòa:
Thể tích lỗ rỗng được xác định qua hiệu số giữa trọng lượng của mẫu bão hòa chất lỏng với trọng lượng khô của mẫu.
𝑉𝑝 = 𝑚1− 𝑚0
𝜌
Trong đó: m0 – trọng lượng mẫu khô (g); m1 – trọng lượng mẫu bão hòa xác định trong không khí (g); ρ – mật độ của chất lỏng bão hòa mẫu (cm3/g); Vp – thể tích lỗ rỗng (cm3).
- Phương pháp khí:
Thể tích lỗ rỗng còn có thể được xác định dựa vào định luật boyle (PV=const ở T=const). Việc xác định bao gồm đo sự thay đổi áp suất trong các buồng chứa khí Helium với thể tích đã được chuẩn định trước khi có mẫu và không có mẫu đá.
Thể tích lỗ rỗng toàn phần được xác định một cách gián tiếp qua thể tích của mẫu đá và thể tích của hạt khoáng vật:
𝑉𝑝𝑡 = 𝑉𝑟 − 𝑉𝑔𝑟
Trong đó: Vpt – thể tích lỗ rỗng toàn phần (cm3); Vr – thể tích mẫu đá (cm3); Vgr – tổng thể tích hạt đá (cm3). (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
5.2: Phương pháp xác định độ thấm. 5.2.1: Khái niệm và phân loại độ thấm 5.2.1: Khái niệm và phân loại độ thấm
Khái niệm
Độ thấm là đại lượng đặc trưng cho khả năng thấm qua môi trường của chất lưu.
𝐾 = 𝑄. 𝜇. ∆𝑙
∆𝑃. 𝐴
Trong đó: K – độ thấm (mD); Q – lưu lượng thấm (cm3/s); µ - độ nhớt của chất lưu (cP); Δl – chiều dài thấm (cm); ΔP – chênh áp giữa hai đầu môi trường thấm (at); A – tiết diện môi trường thấm (cm2).
Phân loại độ thấm:
Độ thấm tuyệt đối: là khả năng thấm qua môi trường của hệ chất lưu (có thể là một hay nhiều loại chất lưu). Kí hiệu là: K
Độ thấm pha: là khả năng thấm qua môi trường của một chất lưu duy nhất (dầu, khí hoặc nước). kí hiệu Ko – độ thấm pha dầu; Kw – độ thấm pha nước; Kg – độ thấm pha khí.
Độ thấm tương đối: độ thấm tương đối của một pha nào đó là tỉ số giữa độ thấm của pha đó với độ thấm tuyệt đối.
Độ thấm tương đối của pha dầu Kro: 𝐾𝑟𝑜 =𝐾𝑜
𝐾
Độ thấm tương đối của pha khí Krg: 𝐾𝑟𝑔 =𝐾𝑔
𝐾
Độ thấm tương đối của pha nước Krw: 𝐾𝑟𝑤 =𝐾𝑤
𝐾
5.2.2: Phương pháp xác định độ thấm
Ở đây chúng tôi tiến hành xác định độ thấm khí và độ thấm pha tương đối của dầu – nước và dầu – khí.
Xác định độ thấm khí:
- Chuẩn bị thí nghiệm:
Khoan cắt mẫu có hình dạng hình trụ chuẩn với kích thước: Đường kính từ 30 - 50 mm, chiều dài 50 - 80 mm;
Chiết rửa sạch bằng các dung môi như toluen hoặc benzen, chlorophorm, xylen, ...; Sấy ở nhiệt độ 80-100oC trong 48 giờ và đặt trong bình hút ẩm khoảng 12 giờ trước khi phân tích.
- Quy trình thí nghiệm
Chúng tôi sử dụng máy đo độ thấm khí Poroperm để đo độ thấm khí.
+ Mở chương trình đo trong máy tính, bật máy Poroperm lên và đợi khoảng nửa tiếng.
+ Kiểm tra tổng quát trước khi đo.
Van “Confining Pressure” để ở vị trí VENT; “Metering Valve” đóng;
Để van “Backward - Forward” ở vị trí Forward khi đo theo chế độ Single step; ở vị trí Backward khi đo theo chế độ Multi step;
“Source Valve” ở vị trí OFF; 2 van “Pressure Regulator” mở;
Mở van “Inlet” và “Outlet” ở Bộ giữ mẫu. “Matrix Valve” để ở vị trí VENT. (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
+ Các bước đo:
Mở van 2 bình khí cung cấp khí và điều chỉnh áp suất cho nén hông khoảng 300 psi; áp suất cho đầu vào khoảng 100 psi;
Lắp mẫu vào bộ giữ mẫu (nếu mẫu dài thì tháo cục đệm đồng ra);
Chọn Digram và bấm“Offset all” cho các đồng hồ hiển thị về 0 hết (nếu cần thiết); Nhập thông tin mẫu và điều kiện môi trường hiện tại vào phần “Experiment data”; chọn đường kính thích hợp, chế độ đo …
Chế độ đo Single step (đo 1 lần)
Bấm “START” và làm theo các yêu cầu của chương trình đưa ra như: Mở van “Confining Pressure”; ∆P ON; “Backward - Forward” ở vị trí Forward; “Source Valve” ON; nâng áp suất đầu vào bằng 1 trong 2 van “Pressure Regulator” sao cho ∆P nằm trong khoảng giới hạn cho phép (xem bảng ∆P) và cập nhật kết quả ở cột “BA” của file đo khi cột “K Stabilised” hiện chữ OK.
Hình 5.1: giao diện thao tác của chương trình thiết lập trong máyPoroperm chế độ đo Single step
Chế độ đo Multi step (đo nhiều lần)
Bấm “START” và làm theo các yêu cầu của chương trình đưa ra tương tự như chế độ đo Single step cho đến khi ra kết quả. Tiếp tục đo các cấp áp suất khác bằng cách nâng áp suất đầu vào lên mà vẫn giữ ∆P không đổi (điều chỉnh bằng “Metering Valve”). Cập nhật kết quả đo ở 2 cột “BD” và “BE” của file đo.
Hình 5.2: giao diện thao tác của chương trình thiết lập trong máyPoropermchế độ đo Multi step
Chú ý: Các cấp áp suất tiếp theo phải lần lượt cao hơn (gấp đôi, gấp ba, gấp bốn và gấp năm hoặc hơn) cấp áp suất đầu tiên.
Ngoài ra chúng tôi còn tiến hành đo độ thấm pha tương đối của dầu bằng cách bơm đồng thời hai pha dầu – nước, dầu – khí. Khi đó trong môi trường thấm có mặt đồng thời hai pha (dầu-nước, dầu - khí) thì độ thấm của mỗi pha sẽ phụ thuộc vào độ bão hòa và sự phân bố của mỗi pha trong không gian lỗ rỗng của đá. Đường độ thấm tương đối được sử dụng để biện luận các giá trị tới hạn của các tính chất colecto, xác định vùng chuyển tiếp của ranh giới dầu-nước, tính toán khai thác, dự đoán động thái quá trình ngập nước/khí của vỉa.Phương pháp này được tiến hành thông qua máy CFS 700.
Hình 5.3: Sơ đồ thiết bị CFS 700
5.3: Các phương xác định kích thước hạt
Kích thước hạt ở đây được hiểu là kích thước cơ học của các hạt đất, đá hay các chất rắn khác. Đá trầm tích rất đặc trưng về kiến trúc hạt và khi phân tích thì tiêu chuẩn trước hết là độ hạt của đá trầm tích.
Đối với mỗi đơn vị sẽ có cách phân chia kích thước hạt khác nhau. Ví như đối với Nga và Hoa Kỳ có cách phân chia như sau:
Kachinski
Khoảng kích thước hạt, mm Tên gọi hạt
>0.001 Bùn 0.001 – 0.005 Bụi nhỏ 0.005 – 0.01 Bụi trung bình 0.01 – 0.05 Bụi lớn 0.05 – 0.25 Cát nhỏ 0.25 – 0.5 Cát trung bình 0.5 – 1 Cát lớn
Bảng 5.1: Bảng phân loại hạt theo thang Kachinski (Nga)
Thang phi ϕ Khoảng kích thước hạt (mm) Tên gọi hạt
< -8 > 256 Đá tảng -6 đến -8 64 – 256 Đá cuội -5 đến -6 32 – 64 Sỏi rất thô -4 đến -5 16 – 32 Sỏi thô -3 đến -4 8 – 16 Sỏi trung bình -2 đến -3 4 – 8 Sỏi mịn -1 đến -2 2 – 4 Sỏi rất mịn 0 đến -1 1 – 2 Cát rất thô 1 đến 0 0.5 – 1 Cát thô 2 đến 1 0.25 – 0.5 Cát trung bình 3 đến 2 0.125 – 0.25 Cát mịn 4 đến 3 0.0625 – 0.125 Cát rất mịn 8 đến 4 0.0390625 – 0.0625 Bùn (bột)
10 đến 8 0.01 – 0.0390625 Sét
> 10 < 0.001 Keo
Bảng 5.2: Bảng phân loại hạt theo Hoa Kỳ. Trong đó ϕ = - log2(kích thước hạt theo mm).
Hiện nay có một số phương pháp phân tích độ hạt tiêu biểu như: phân tích độ hạt bằng phương pháp rây, sàng; phân tích độ hạt dưới kính hiểm vi;…
Phân tích độ hạt theo phương pháp rây, sàng tương đối phổ biến. Trong đề tài nghiên cứu này chúng tôi đã áp dụng phương pháp rây , sàng để phân tích độ hạt cát kết theo thang chia độ hạt như sau:
Bảng 5.3: Bảng chia kích thước cát kết theo Vietsopetro
Với đồ án này, tôi tiến tính toán và phân chia nhóm kích thước hạt trung bình của tầng Oligocen trên và Miocen dưới trên phần mềm microsoft excel. Trong đó sử dụng các hàm có sẵn để tiến hành phân tích như: hàm Normdist để tính toán giá trị tần suất tích lũy độ hạt theo thang logarit kích thước hạt, dùng solver để tính toán giá trị kích thước hạt trung bình và độ lệch chuẩn của kích thước hạt trung bình theo logarit. Qua đó xây dựng các biểu đồ tương quan giữa độ thấm – độ rỗng theo kích thước hạt trung bình; kích thước hạt trung bình – độ rỗng, kích thước hạt trung bình – độ thấm.
Hàm Normdist là hàm phân bố chuẩn tuần suất tích lũy ( ở đây là hàm phân bố chuẩn tần suất tích lũy của logarit kích thước hạt) vì giá trị lo-gic là TRUE, nó sẽ trả về (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
Kích thước hạt (ϕ) Kích thước hạt (mm) <-1 >2 -1 – 0 2 – 1 0 – 1 1 – 0.5 1 – 2 0.5 – 0.25 2 – 3.21928 0.25 – 0.1 3.21928 – 4.321928 0.1 – 0.05 4.321928 – 6.643856 0.05 – 0.01 >6.643856 <0.01
phân bố chuẩn của giá trị x theo độ lệch chuẩn và giá trị trung bình xác định (ở đây x là giá trị kích thước hạt, có độ lêch chuẩn std và kích thước hạt trung bình Md tương ứng). Cú pháp của hàm Normdist là:
Normdist(x,mean,standard_dev,cumulative) Trong đó:
x – giá trị cần phân bố
mean – giá trị trung bình xác định standard_dev – giá trị độ lệch chuẩn
cumulative – giá trị lo-gic bắt buộc là TRUE hoặc FALSE
Chú ý: nếu giá trị lo-gic là TRUE thì hàm trả về hàm phân bố tần suất tích lũy nếu giá trị lo-gic là FALSE thì hàm trả về hàm khối xác suất