Khóa luận Đánh giá tính chất cơ lý đất đá và thông số PVT của giếng khoan 05-2-HT-2X bồn trũng nam Côn Sơn

Mục Lục

 

CHƯƠNG 1: Đặc điểm địa lý tự nhiên và Lịch sử nghiên cứu thăm dò – khai thác dầu khí bồn trũng Nam Côn Sơn 1

1.1. Đặc điểm địa lý tự nhiên 1

1.2. Lịch sử nghiên cứu thăm dò – khai thác dầu khí bồn trũng Nam Côn Sơn 3

1.2.1. Từ năm 1975 trở về trước 3

1.2.2. Giai đoạn 1976-1980: 4

1.2.3. Giai đoạn 1981-1987 4

1.2.4. Giai đoạn 1988 đến nay 5

CHƯƠNG 2: Đặc điểm địa chất bồn trũng Nam Côn Sơn 6

2.1. Đặc điểm địa tầng 6

2.1.1. Thành tạo móng trước Kainozoi 6

2.1.2. Thành tạo trầm tích Kainozoi 6

2.2. Đặc điểm kiến tạo 9

2.3. Các cấu trúc hình thái bể[] 10

2.3.1. Cấu trúc nâng địa luỹ Đại Hùng 12

2.3.2. Võng sụt Trung tâm 12

2.3.3. Cấu trúc nâng dạng bậc Hồng 13

2.3.4. Cấu trúc nâng dạng khối Đông nam 13

2.3.5. Cấu trúc nâng phân dị Tây-Tây bắc 14

2.4. Lịch sử phát triển địa chất 15

2.4.1. Giai đoạn trước tạo Rift (Paleocene – Eocene) 15

2.4.2. Giai đoạn đồng tạo Rift (Oligocene) 15

2.4.3. Giai đoạn sau tạo Rift (Miocene sớm-Đệ Tứ) 15

2.5. Các tích tụ Hydrocacbon liên quan: 16

2.6. Hệ thống dầu khí – Đặc điểm các tầng Sinh Chứa Chắn 17

2.6.1. Đá sinh 17

2.6.2. Đá chứa 19

2.6.3. Đá chắn 21

CHƯƠNG 3: Giới thiệu về tính chất cơ lý đất đá và thông số PVT của vỉa 23

3.1. Tính chất cơ lý đất đá 23

3.1.1. Độ rỗng 23

3.1.2. Độ thấm 32

3.1.3. Độ bão hòa chất lưu 34

3.2. Thông số PVT 35

3.2.1. Áp suất vỉa 35

3.2.2. Nhiệt độ vỉa 37

3.2.3. Thể tích vỉa 38

CHƯƠNG 4: Đánh giá tính chất cơ lý của giếng khoan 05-2-HT-2X Bồn Trũng Nam Côn Sơn 40

4.1. Đánh giá tổng thể tính chất cơ lý giếng khoan ở điều kiện vỉa theo bảng số liệu nguyên cứu 40

4.1.1. Độ rỗng : Dựa vào bảng phân loại khả năng chứa theo độ rỗng ở bảng (hình 3.2) : 41

4.1.2. Độ thấm : Dựa vào bảng phân loại khả năng thấm của đất đá ở bảng (hình 3.3) 41

4.2. Đánh giá mối tương quan giữa hệ số điện trở suất và độ lổ rỗng 42

4.2.1. Mẫu lõi 1 42

4.2.2. Mẫu lõi 2&3 43

4.2.3. Mẫu lõi 1 và 2&3 44

Đánh giá 44

4.3. Sự thay đổi độ rổng theo chiều sâu mẫu 45

4.3.1. Mẫu lõi 1 45

4.3.2. Mẫu lõi 2&3 46

Đánh giá : 46

4.4. Mối tương quan của độ thấm theo chiều sâu 47

4.4.1. Mẫu lõi 1 47

4.4.2. Mẫu lõi 2&3 48

4.5. Mối tương quan giữa độ rổng và hệ số thấm 49

4.5.1. Mẫu lõi 1 49

4.5.2. Mẫu lõi 2&3 50

4.6. Đánh giá mối liên quan giữa hệ số bão hòa nước và chỉ số điện trở suất 51

4.6.1. Mẫu lõi 1 51

4.6.2. Mẫu lõi 2&3 52

4.6.3. Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước ở từng số hiệu mẫu trong mẫu lõi 1 54

4.6.4. Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước ở từng số hiệu mẫu trong mẫu lõi 2&3 59

4.6.5. Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước trong mẫu lõi 1 64

4.6.6. Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước trong mẫu lõi 2&3 65

4.6.7. Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa trong mẫu lõi 1 và 2&3 66

KẾT LUẬN 67

 

 

doc78 trang | Chia sẻ: maiphuongdc | Ngày: 10/09/2013 | Lượt xem: 2091 | Lượt tải: 8download
Bạn đang xem nội dung tài liệu Khóa luận Đánh giá tính chất cơ lý đất đá và thông số PVT của giếng khoan 05-2-HT-2X bồn trũng nam Côn Sơn, để tải tài liệu về máy bạn click vào nút DOWNLOAD ở trên
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) Do ảnh hưởng của sự giãn đáy và tiếp tục mở rộng Biển Đông, đồng thời kèm theo sự nâng cao mực nước biển đã gây nên hiện tượng biển tiến, diện tích trầm đọng được mở rộng đã hình thành hệ tầng Dừa (N11-d) và hệ tầng Thông-Mãng Cầu (N12tmc) phân bố rộng rãi trong bể từ Tây sang Đông. Song ở phía đông của bể do ảnh hưởng của pha căng giãn xảy ra chủ yếu vào Miocene giữa mà một số nhà nghiên cứu gọi là thời kỳ phát triển rift muộn, tạo thành các trầm tích có tướng từ biển nông đến biển sâu, trong đó trầm tích carbonate phổ biến khá rộng rãi ở các lô phía Đông của bể (các lô 04,05 và 06). Trong giai đoạn này nhìn chung chế độ kiến tạo khá bình ổn hơn so với giai đoạn trước. Song ở một số nơi vẫn quan sát thấy sự nâng lên bào mòn và cắt cụt một số cấu trúc dương đã có (ở các lô 04, 05). Về cơ bản chế độ kiến tạo oằn võng và lún chìm nhiệt, cũng như các pha biển tiến và ngập lụt khống chế trên diện tích toàn bể. Hầu hết các đứt gãy đều kết thúc hoạt động vào cuối Miocene. Trong Pliocene – Đệ Tứ phát triển thềm lục địa, bình đồ cấu trúc không còn mang tính kế thừa các giai đoạn trước ranh giới giữa các trũng gần như được đồng nhất trên toàn khu vực. Bể Nam Côn Sơn (số 3, hình trên) có vị trí đúng vào phần kéo dài của phần tách giãn đáy Biển Đông, thể hiện rõ nhất qua bản đồ từ và trọng lực, vì thế có thể xếp bể này vào kiểu căng giãn dạng rift điển hình nhất ở Việt Nam, nhất là cho giai đoạn tạo rift Miocen giữa. Như đã đề cập ở phần trên, trong bể Nam Côn Sơn có hai hệ đứt gãy rõ nét là hệ đứt gãy B-N phân bố ở sườn phía Tây bể và hệ đứt gãy ĐB-TN phân bố từ Trung Tâm bể về phía Đông và chúng có thể đã thể hiện hai giai đoạn kiến tạo, hai giai đoạn căng giãn có cơ chế khác nhau, đó là sự trượt bằng cục bộ theo phương B-N trong Oligocen ở phía Tây và tác động của sự mở rộng do giãn đáy ĐB-TN của Biển Đông trong Miocen giữa có ảnh hưởng chủ yếu ở Trung Tâm và phía Đông bể. Các tích tụ Hydrocacbon liên quan: Dầu và khí được phát hiện trong trong tất cả các đối tượng: Móng nứt nẻ Đệ Tam( mỏ Đại Hùng, các cấu tạo 04-A, Bồ Câu) Cát kết tuổi Oligocene ( các cấu Dừa, Hải Thạch, Thanh Long…) Cát kết tuổi Miocene (các mỏ Đại Hùng, Rồng Đôi, Rồng Đôi Tây…) Carbonate tuổi Miocene (các mỏ Lan Tây, Lan Đỏ, Đại Hùng…) Cát kết tuổi Pliocene ( mỏ Hải Thạch, các cấu tạo Mộc Tinh, Thanh Long) Tương ứng với các dạng bẫy trong bồn Nam Côn Sơn chủ yếu sau: Bẫy cấu trúc gồm những nếp oằn cuốn, những khối đứt gãy nghiêng kéo dài. Bẫy trong khối đá móng nhô cao do bị phong hóa nứt nẻ. Bẫy ám tiêu được hình thành trong các thành tạo carbonate, chúng nằm chủ yếu ở tầng Miocene trung và Miocene thượng. Bẫy địa tầng, có dạng vát nhọn trên cánh đới nâng. Các đá chứa này gồm cát kết thạch anh xen lẫn các mảnh vụn calcite và chúng nằm trong tầng trầm tích lục nghuyên Oligocene và Miocene. Ở bể Nam Côn Sơn, chiều sâu của vỉa dầu khí trong trầm tích Đệ Tam đạt tới gần 4600m (GK 05-1B-TL-2X) là chiều sâu lớn nhất phát hiện dầu khí trên thềm lục địa Việt Nam hiện nay. Hệ thống dầu khí – Đặc điểm các tầng Sinh Chứa Chắn Đá sinh Tầng sinh cho tất cả tập hợp triển vọng ở bể Nam Côn Sơn đã được phát triển cho đến nay chủ yếu là đá mẹ có tuổi Oligocene phân bố trong các địa hào và trầm tích Miocene sớm phân bố rộng rãi trong bể. Để đánh giá tiềm năng sinh dầu, khí sẽ nghiên cứu các vấn đề sau: Tiềm năng hữu cơ. Môi trường lắng đọng và phân hủy vật chất hữu cơ. Dạng kerogen. Quá trình trưởng thành vật chất hữu cơ. Đặc điểm hydrocarbon. Tiềm năng hữu cơ Trầm tích Oligoxen Trầm tích Oligocene chủ yếu là cát kết, bột kết và than, mới chỉ được mở ra ở một số giếng khoan trong các lô: 05,06,12,20,21 và 22. Do quá trình trầm tích lắng đọng và bảo tồn vật chất hữu cơ trong từng khu vực khác nhau nên tiềm năng hữu cơ cũng khác nhau. Có thể có những nhận xét riêng cho từ lô qua các thông số địa hóa đặc trưng cho từng vấn đề cần giải quyết. Trầm tích Oligocene có khả năng sinh được mở ra ở các giếng khoan DH-1X và DH-3X đặc trưng bởi các tập sét kết, bộ kết có hàm lượng TOC biến thiên từ 0,44 – 1,35%wt. Như vậy, đá mẹ thuộc loại từ trung bình đến tốt. Xen kẹp với các tập sét kết, bột kết là các tập than, sét than cũng có khả năng sinh hydrocarbon tốt. Tại giếng khoan DH-1X ở độ sâu 2.900 – 2.960m than chiếm 15% trong mẫu TOC: 65,18%wt; S2: 166,12mg/g, giếng khoan DH-3X ở độ sâu 3.750m có TOC: 58,27@wt; S2: 154,48mg/g. Tại GK 05-1B-TL-2X ở độ sâu 4.164-4.825m mẫu sét kết có TOC:0.92 ÷ 4%, S2: 0.97 ÷ 6.57 mg/g. Ở lô 20 trầm tích Oligocene có mặt từ độ sâu 2.837 ÷ 3.637m (GK 20-PH-1X) với hàm lượng TOC: 0,16 ÷2,9%wt, S2: 1,8mg/g và HI: 140mgHC/gTOC không đủ cho các chỉ tiêu của một tầng sinh hydrocarbon. Đá mẹ ở đây có khả năng sinh khí thuộc loại trung bình đến tốt. Cũng như lô 20, ở lô 21 và lô 22 mới chỉ khoan 2 giếng khoan: 21-S-1X và 22-TT-1X, cho thấy hàm lượng TOC trung bình, 1,46%wt, S2: 1,78mg/g và HI: 95mgHC/gTOC. Tóm lại, trầm tích Oligocene ở bể Nam Côn Sơn thuộc loại đá mẹ trung bình đến tốt, khả năng sinh khí – condensat cao. Tuy nhiên, vẫn gặp những tập sét bột giàu vật chất hữu cơ (lô 05,12E) và các tập sét than có ý nghĩa tốt cho việc sinh thành dầu. Trầm tích Miocene dưới. Các mẫu phân tích địa hóa trầm tích Miocene dưới ở các lô 04-3, 05-3, 06, 10, 11-1, 11-2, 20, 21 và 12E cho thấy hàm lượng TOC thay đổi từ 0,45 đến 0,8%wt; S2 5%wt). 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. Ở lô 12E tại giếng khoan 12C-1X có hàm lượng TOC đạt tới 0,84%wt và S2 đạt 18,55mg/g ở độ sâu 2.350 ÷ 2.510m trong tập sét màu xám thuộc loại đá mẹ trung bình và tốt. Môi trường lắng đọng và phân hủy vật chất hữu cơ. Căn cứ vào các tỷ số Pr/nC17 và Ph/nC18, cũng như mối tương quan giữa các tỷ số đó cho thấy vật chất hữu cơ trong các mẫu trầm tích Miocene dưới được lắng đọng chủ yếu trong môi trường lục địa, đầm lầy và hỗn hợp (ở các lô 03, 05, 06 và 12). Quá trình phân hủy vật chất hữu cơ xảy ra chủ yếu trong điều kiện oxy hóa và oxy hóa khử. Môi trường phân hủy vật chất hữu cơ của đá mẹ Oligocene mang tính khử cao hơn trong đá mẹ Miocene dưới. Dạng Kerogen. Mối quan hệ giữa hai chỉ số HI và Tmax cho thấy dạng đá mẹ Oligocene và Miocene ở bể Nam Côn Sơn có nguồn gốc vật chất hữu cơ loại III là chủ yếu và một ít loại II. Điều này phù hợp với các nhận định ở trên là vật chất hữu cơ được lắng đọng trong môi trường lục địa. Tóm lại, trầm tích có tuổi Miocene sớm và Oligocene có khả năng sinh dầu khí, đá mẹ thuộc loại trung bình đến tốt. Đặc biệt thành tạo sét than tuổi Oligocene thuộc loại đá mẹ giàu vật chất hữu cơ. Với dạng kerogen loại III là chủ yếu, lại lắng đọng trong môi trường lục địa, đá mẹ ở bể trầm tích Nam Côn Sơn có tiềm năng sinh khí condensat cao. Mặc dù môi trường phân hủy vật chất hữu cơ là thuận lợi: khử yếu và khử. Đá mẹ bể trầm tích Nam Côn Sơn đã trải qua các pha tạo dầu khí, quá trình di cư sản phẩm tới các bẫy chứa thuận lợi đã xảy ra. Đá chứa Nghiên cứu đá chứa và khả năng chứa dựa trên các chỉ tiêu sau: Thành phần thạch học, tướng đá và môi trường thành tạo. Mức độ biến đổi thứ sinh, dạng khe nứt, lỗ hổng. Độ rỗng, độ thấm. Dạng vỉa, bề dày và mức độ bảo tồn của chúng. Đá chứa dầu khí trong bể Nam Côn Sơn bao gồm móng phong hóa nứt nẻ trước Đệ Tam, cát kết Oligocene, Miocene, Pliocene dưới và đá carbonate Miocene giữa – Miocene trên. Đá chứa móng nứt nẻ phong hóa trước Kainozoi 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. Đới phong hóa nứt nẻ của móng phát triển dọc theo các đứt gãy có thể được dự đoán theo tài liệu địa chấn 3D. Đá chứa cát kết tuổi Oligocene Đá chứa cát kết tuổi Oligocene đã được phát hiện ở tại giếng khoan lô 12, lô 05 chứa sản phẩm dầu nhẹ, condensat và khí. Môi trường thành tạo chủ yếu là vũng vịnh, biển nông, biển ven bờ, phần dưới có sườn tích, lũ tích và các loại dạng lấp đầy các rãnh sâu. Đá chứa chủ yếu cát kết thạch anh, mảnh vụn chủ yếu là calcit. Trầm tích Oligocene bị biến đổi mạnh, vì vậy cả hạt vụn và ximăng đều bị tái kết tinh. Các hạt vụn tiếp xúc với nhau chủ yếu theo kiểu tiếp xúc thứ sinh (>60%). Đá rắn chắc, đặc xít, hệ số chặt xít cao, dao động từ 0,75¸0,85, độ rỗng phổ biến từ 12¸16%, độ thấm từ 0,1¸1,0mD (đới nâng lô 12) và dự kiến có thế thấp hơn nhiều ở phần trung tâm và Đông – Đông Bắc (lô 04 và 05). Tại các giếng khoan 12A-1X, Dừa -1X và Dừa 2X phát hiện các vỉa chứa có bề dày biến đổi từ 2¸80m, thường gặp từ 15¸25m. Tỷ số cát trên toàn bộ lát cắt dao động từ 25¸35%. Đá chứa Miocene và Miocene muộn – Pliocene Trầm tích Miocene dưới của bể Nam Côn Sơn được thành tạo chủ yếu trong điều kiện delta và biển ven bờ (phần Tây, Tây Nam), biển nông, thềm nông (phần lô 12, 05, 04) và thềm sâu (outer-sublitoral) phần Trung tâm và Đông, Đông Bắc. Đá chứa gồm đá kết thạch anh, cát kết đa khoáng, màu xám sáng có xen kẽ bột và sét kết. Cát kết có độ lựa chọn tốt. Xi măng giàu carbonate bị biến đổi thứ sinh ở mức trung bình. Độ rỗng thứ sinh phát triển do carbonate tái kết tinh. Kiểu tiếp xúc nguyên sinh giữa các hạt chỉ đạt 30¸40%, nhường chỗ cho kiểu tiếp xúc thứ sinh (35¸55%). Hệ số chặt sít giảm xuống còn 0,50¸0,75, chủ yếu là khe hổng giữa các hạt. Trầm tích Miocene giữa được thành tạo chủ yếu trong điều kiện thềm nông, riêng phía Tây, Tây Nam gặp trầm tích sườn delta. Nét nổi bật là trầm tích Miocene giữa có bề dày từ 300¸500m phổ biến trong toàn vùng. Tương tự trầm tích Miocene dưới, trầm tích Miocene giữa cũng biến đổi ở mức trung bình. Cát bột kết gắn kết bởi ximăng sét và calcit tái kết tinh. Kiểu tiếp xúc thứ sinh từ 35¸45%, hệ số chặt sít dao động từ 0,5¸0,75. Độ rỗng thứ sinh phát triển do carbonate tái kết tinh. 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. Nói chung cát, bột đã gắn kết khá rắn chắc hoặc trung bình. Thành phần các mảnh vụn chiếm ưu thế là các mảnh vụn dolomit. Trầm tích Miocene trên nói chung nằm trong giai đoạn tạo đá (diagenes) sớm. Các mảnh vụn biotit bị bạc màu, thủy hóa và clorit hóa. Các mảnh vụn thạch anh bị gặm mòn, fenspat bị calcit hóa, sét hóa, xuất hiện ximăng calcit tái kết tinh. Do quá trình biến chất, giữa các mảnh vụn, nếu như ở trầm tích Pliocene tiếp xúc nguyên sinh 100% thì ở Miocene trên đã xuất hiện kiểu tiếp xúc thứ sinh (<35%). Hệ số chặt sít <0,5. Đá chứa carbonate Đá chứa carbonate ở bể Nam Côn Sơn được phân bố chủ yếu ở phía đông bể trong các trầm tích Miocene giữa (hệ tầng Thông – Mãng Cầu) và Miocene trên (hệ tầng Nam Côn Sơn). Đá chứa carbonate Miocene giữa phát triển khá rộng rãi trong phạm vi các lô 04, 05, 06, … phía Đông của bể. tại các giếng khoan Dừa, Lan Tây, Lan Đỏ, Đại Hùng, 04B-1X gặp đá vôi sinh vật đồng nhất, dạng khối, màu trắng sữa, độ rỗng khoảng 20-30%. Kiểu độ rỗng chủ yếu là độ rỗng giữa các hạt do quá trình dolomit hóa và độ rỗng hang hốc do hòa tan, rửa lũa các khoáng vật carbonate. Tập đá vôi tại giếng khoan 12B-1X dày tới 228m, độ rỗng đạt tới 27% chiếm 55% chiều dày lát cắt Miocene trên. Đá chắn Ở bể Nam Côn Sơn tồn tại các tầng đá chắn địa phương và tầng đá chắn có tính khu vực. Đá chắn địa phương là các tập trầm tích hạt mịn bao gồm sét, bột, sét than và sét vôi của trầm tích Oligocene và Miocene nằm xen kẽ với các tập hạt thô. Chiều dày của các tập đá chắn địa phương thay đổi từ vài mét đến vài chục mét, chủ yếu phân bố trong các địa hào và bán địa hào, đặc biệt ở trũng phía Đông của bể, chúng được thành tạo trong môi trường đầm lầy, vũng vịnh và biển nông. Thành phần thạch học của sét có hàm lượng kaolinit từ 60¸70% và illit từ 30 ¸ 40%, phản ánh chất lượng chắn từ trung bình đến tốt. Đá chắn có tính khu vực là trầm tích hạt mịn tuổi Pliocene sớm có bề dày từ vài chục đến vài trăm mét, được thành tạo trong môi trường biển, phân bố rộng khắp trong phạm vi của bể. Ngoài các tầng đá chắn đã nêu ở trên, còn có màn chắn kiến tạo. Vai trò của các mặt trượt đứt gãy trong khả năng chắn cũng đã có một vị trí quan trọng đối với các mỏ (Đại Hùng, Rồng Đôi - Rồng Đôi Tây). Giới thiệu về tính chất cơ lý đất đá và thông số PVT của vỉa Tính chất cơ lý đất đá Độ rỗng Định nghĩa Độ rỗng là tỷ số giữa thể tích các khoảng trống trong đất đá và thể tích toàn phần của đất đá đó. (3.1) Trong suốt quá trình tồn tại, không gian rỗng luôn tồn tại có thể được lấp đầy hoàn toàn hay chỉ một phần bởi nhiều pha (rắn, lỏng, khí). Hình 3.1 Mô tả mật độ của khung đá và các lỗ rỗng bao gồm: hạt, ximăng, các thành phần bụi nằm trong các lỗ rỗng, nước, dầu và một số các vật thể độc lập Cần phân biệt không gian lỗ rỗng với khe nứt. Nếu các khoảng trống có dạng cầu, lồi thì người ta thường gọi chúng là lỗ rỗng; nếu chúng phẳng và có diện rộng thì gọi là khe nứt. Đặc điểm cơ bản của môi trường rỗng là nó có độ lỗ rỗng, nghĩa là có chứa các khoảng trống. Tuy nhiên do sự phát hiện một số các tích tụ dầu có trữ lượng lớn được chứa trong các khe nứt nên nhiều tài liệu phân chia độ rỗng dạng này thành độ rỗng do nứt nẻ. Cũng có một số tài liệu theo quan điểm của địa chất thuỷ văn thì cho rằng hai khái niệm độ rỗng và độ hỗng của đá khác nhau. Độ rỗng được hiểu là sự tồn tại của các lỗ mao dẫn trong đất đá, còn độ hỗng là sự có mặt của các không gian rỗng có hình dạng và kích thước khác nhau. Hình 3.2: Bảng đánh giá khả năng chứa của đá theo độ rỗng Phân loại độ rỗng Phân loại độ rỗng dựa vào nguồn gốc hình thành các lỗ rỗng: Lỗ rỗng nguyên sinh: Xuất hiện khi đất đá được hình thành và bị thay đổi về độ lớn, hình dạng do quá trình nén ép của các lớp đất đá bên trên, quá trình xi măng hóa và sự biến chất của đất đá. Nói chung là hình thành cùng với quá trình thành đá. Lỗ rỗng nguyên sinh được phân chia làm hai loại: Lỗ rỗng giữa các hạt (intergranular porosity): Thuộc tính lỗ rỗng giữa các hạt trầm tích của một loại đá, như lỗ rỗng giữa các mảnh vụn đá hoặc giữa các mảnh vụn sinh vật của một loại đá carbonate trầm tích. Thông thường các lỗ rỗng này liên kết với nhau và thấy được trong các loại cát kết, cát vôi … Tuy nhiên dạng lỗ rỗng này ít được bảo tồn và thường bị lấp đầy bởi quá trình xi măng hóa trong các thời kì tạo đá. Lỗ rỗng nội hạt (intragranular): Trong khung xương của các sinh vật hóa thạch, trong vật liệu khung của đá trầm tích carbonate … cũng cho thấy các lỗ rỗng. Dạng lỗ rỗng này thường được bảo tồn tốt và khó bị xi măng lấp đầy hơn các loại lỗ rỗng trên. Lỗ rỗng nội hạt phổ biến trong các đá cát vôi có cốt bộ của sinh vật được tích tụ sớm. Ngoài ra còn có lỗ rỗng dạng bọt hình thành trong các loại đá magma. Đó là do sự thoát hơi khí khi magma đông nguội thành đá cứng rắn Lỗ rỗng thứ sinh: Lỗ rỗng thứ sinh được hình thành sau quá trình tích tụ và tạo đá. Nhìn chung có 3 loại: Lỗ rỗng (gần) đồng sinh (Fenestral porosity): Là dạng lỗ rỗng phát triển khi các không gian rỗng trong khung đá lớn hơn không gian trống cho phép giữa các hạt. Dạng lỗ rỗng này hình thành gần đồng sinh với các pha tạo đá. Dạng lỗ rỗng này là tính chất đặc trưng cho các loại đá pelmicrite đầm phá (là dạng đá vôi chứa một lượng nhất định các thể vón cục và bùn carbonate, có thể chứa các mảnh vụn nội bồn, dạng trứng cá hoặc thể vón sinh vật). Môi trường này thường là môi trường khử nước nên tạo ra hiện tượng co rút thể tích. Từ đó có được dạng lỗ rỗng do sự co ngót thể tích. Tuy nhiên loại lỗ rỗng này không phổ biến. Lỗ rỗng giữa các tinh thể (intercrystalline porosity): Xuất hiện giữa các tinh thể và là dạng lỗ rỗng được phát hiện trong nhiều mỏ dầu và khí lớn trên thế giới. Trong đá vôi tái kết tinh, lỗ rỗng giữa các tinh thể thì không đáng kể trong khi đá dolomite kết tinh thường có lượng lớn các dạng lỗ rỗng này. Những loại đá có loại lỗ rỗng này thường có kiến trúc dạng đường (saccaroidal). Đây là kiến trúc kết tinh dạng hạt giống khối đường ổ và các hạt thường tha hình do đó làm cho chúng trở thành dạng đá chứa cực kì tốt. Độ rỗng hình thành do quá trình hòa tan : Đây là quá trình chủ đạo trong quá trình hình thành độ lỗ rỗng trong đá carbonate, nhưng chính quá trình này cũng có thể tạo ra các lỗ rỗng thứ sinh trong các đá cát kết. Một số các lỗ rỗng có dạng hình tròn. Đó là do những hạt tròn gồm bùn vôi bị chắt lọc ra và để lại lỗ rỗng trong đá. Dạng khung lỗ rỗng có chọn lọc được gọi là lỗ rỗng khuôn đúc (moldic porosity). Một số không gian rỗng bất quy tắc cắt qua khung đá cũng rất quan trọng và lỗ rỗng này được gọi là lỗ rỗng dạng cầu (vug), độ rỗng được định nghĩa là độ rỗng cầu (vuggy porosity). Các dạng đá vôi nếu trải qua quá trình hòa tan trên diện rộng, lỗ rỗng dạng cầu có thể trở nên rất lớn và tạo thành những hang hốc. Với hiện tượng tạo lỗ rỗng do sự hòa tan, những không gian rỗng ở xung quanh đó có thể được liên kết lại với nhau, do đó độ rỗng hiệu dụng có thể thấp hơn so với độ rỗng toàn phần (theo cách phân loại khác), và đương nhiên độ thấm cũng thấp. Những độ rỗng hang hốc như vậy có khi đạt đến 5 m như đá vôi Fusselman của đồng dầu Dollarhide vùng Texas (theo Stormont, 1949) và một số bồn dầu lớn trên thế giới. Độ rỗng do nứt nẻ: xuất hiện trong các tầng đất đá dòn và khi xảy ra các biến dạng thì dễ bị nứt nẻ hơn là xảy ra các biến dạng dòn. Do đó những vỉa chứa nứt nẻ trong đá sét, đá cát kết thạch anh bị ximăng hóa mạnh, đá vôi, đá dolomite, và dĩ nhiên là cả móng đá như đá granite và các loại đá biến chất.. Ngoài ra còn có các dạng lỗ rỗng thay thế : Đó là do khi các khoáng vật nguyên sinh bị mang đị do các quá trình hòa tan hay rữa lũa, thì môi trường khi đó sẽ quá bão hòa thành phần của một khoáng vật nào đó. Lúc đó khoáng vật từ môi trường sẽ kết tinh và thay thế vào vị trí khoáng vật nguyên sinh. Với kích thước nhỏ hơn, sự thay thế các khoáng vật thứ sinh này làm cho độ rỗng của đá tăng lên. Phân loại độ rỗng dựa vào mối quan hệ giữa các lỗ rỗng: Độ rỗng mở (opened porosity): là độ rỗng có mối liên hệ với nhau, tức là có sự liên thông giữa các không gian rỗng. Độ rỗng kín (closed porosity): là độ rỗng của các lỗ rỗng không có các mối liên hệ với nhau (lỗ rỗng trong đá sét). Độ rỗng toàn phần: tổng không gian rỗng bao gồm cả độ rỗng kín và độ rỗng mở. Phân loại theo tính chất chứa: Độ rỗng chung: là độ rỗng theo lý thuyết, cũng là độ rỗng toàn phần: là tỉ số giữa không gian rỗng với thể tích khối đá. Trên thực tế, chỉ có các lỗ rỗng thong nhau thì khả năng chứa của một loại đá chứa mới có tính thực tế. Độ rỗng hiệu dụng: chỉ xét đến không gian rỗng trong đá được lấp đầy bởi dầu và khí. Bản thân dầu khí có thể dịch chuyển qua lại trong các không gian rỗng này. Độ rỗng hiệu dụng chiếm từ 40 – 75% độ rỗng chung. Phân biệt lỗ rỗng theo hình thái và kích thước của lỗ rỗng : Lỗ rỗng hình mạng: kích thước gần bằng mạng tinh thể (vài amgstron (khoảng trống hình ống trong zeolite, khoảng cách giữa các lá trong philosilicat) ; Lỗ rỗng dạng lạch : chỉ hiện diện trong một số đất đá dễ hòa tan như đá vôi hay thạch cao và trong các thành phần núi lửa dạng pillow Lỗ rỗng dạng keo: kích thước từ 200 – 300 amgstron (kích thước keo sét) ; Vi lỗ rỗng: đường kính nhỏ hơn 1/10 micron. Nước trong dạng lỗ rỗng này chỉ có thể thoát ra do quá trình bay hơi ; Lỗ rỗng mao dẫn: đường kích từ 1/10 micron đến 2,5 mm ; Lỗ rỗng vĩ mô: kích thước đường kính lớn hơn 2,5 mm Các yếu tố ảnh hưởng đến độ rỗng Trong tự nhiên ta gặp tất cả dạng trung gian của đá cát và sét (cát, cát sét, sét cát, sét) do đó khả năng chứa dầu khác nhau, phải tính tới các hạt lớn hơn 0,1 mm, phải tính đến sự đồng nhất và độ lựa chọn (kích cỡ, loại hạt mịn). Như vậy ta phải nghiên cứu đến 3 yếu tố: Kích thước hạt: Trên lý thuyết không ảnh hưởng đến độ rỗng của đá trầm tích nếu như nó được tạo từ một loại đá trầm tích có dạng cầu lý tưởng. Khi đó độ rỗng chỉ phụ thuộc cách sắp xếp của các hạt độ này. Khi tâm của các quả cầu ở đỉnh hình lập phương thì khoảng trống giữa các quả cầu có giá trị lớn nhất. Nhưng sắp xếp như vậy là dạng kém bền vững nhất. Khi bị tác dụng bởi các lực có phương tiếp tuyến, các hạt có khuynh hướng xô chồng lên nhau và khối hình vuông bị nghiêng đi, góc ở đỉnh nhỏ dần khi đạt tới 60O. Lúc này, khoảng trống của các quả cầu đạt tới mức nhỏ nhất, lúc bấy giờ φ giảm dần từ 0,47 (khoảng trống lớn nhất) đến 0.26 (khoảng trống nhỏ nhất). Đứng về lý thuyết thì kích thước hạt không ảnh hưởng đến độ rỗng của đá. Nhưng thực tế càng giảm kích thước hạt thì độ dính và lực ma sát cũng như khả năng tạo vòm (có nhiều đường cong) tăng lên, do vậy tỉ diện tích bề mặt của hạt so với thể tích và khối lượng của đá tăng lên. Điều này có nghĩa là kích thước hạt càng nhỏ độ rỗng đá vụn càng lớn và những hạt nhỏ có hình dạng không đều đặn thì sự sắp xếp hạt càng trở nên không chặt => độ rỗng tăng. Theo nghiên cứu thì từ cát hạt thô tới sét có giá trị độ rỗng tuyệt đối như sau: Bảng 3.1: Độ rỗng tuyệt đối một số loại đá Thành phần thạch học Độ rỗng Cát hạt thô 39 – 41 Các hạt vừa 41 – 48 Các hạt nhỏ 44 – 49 Sét chứa cát hạt nhỏ 50 – 54 Sét mới lắng đọng 50 – 58 Kích thước tương đối của quả cầu cũng ảnh hưởng đến độ rỗng của đá. Nhìn chung, độ rỗng giảm khi có sự chênh lệch về kích thước hạt, vì một bộ phận không gian trống do hạt lớn tạo ra sẽ bị những hạt nhỏ đến chiếm lấy, do đó 1 loại đá có độ chọn lọc hạt tốt thì độ rỗng lớn. Hình dạng hạt: Trong đá cát kết, hình dạng lỗ rỗng phụ thuộc nhiều về hình dạng hạt.Về mặt lý thuyết, đá trầm tích có hạt cầu lý tưởng thì độ rỗng nhỏ nhất, những hạt gần với hình cầu sẽ có xu hướng sắp xếp sao cho khoảng không gian trống là nhỏ nhất. Như vậy, độ rỗng lớn nhất có ở những đá góc cạnh hoặc nửa góc cạnh và có độ lựa chọn tốt (khi kích thước đều thì không có hạt nào nhỏ hơn để chui vào khoảng trống giữa các hạt khác này). Độ rỗng của những hạt đồng nhất hình cầu sắp xếp theo dạng khối lập phương là 47.6%, của dạng hình thoi là 39.5%, của dạng mặt thoi là khoảng 26%. Mặc khác các phần góc cạnh của hạt cũng có thể chiếm bớt phần không gian trống giữa các hạt. Rõ ràng là mối quan hệ giữa hình dạng hạt và độ rỗng của đá là hết sức phức tạp và còn phụ thuộc vào nhiều yếu tố khác nữa. Phương thức trầm tích: Những hạt có độ chọn lọc kém thì độ rỗng nhỏ hơn so với hạt có độ chọn lọc cao, giới hạn độ rỗng phụ thuộc cao vào mức độ chọn lọc. Mức độ chọn lọc lại phụ thuộc sự vận chuyển vật liệu trầm tích: càng xa nguồn độ chọn lọc càng cao. Độ nén dẽ: Một loại đá khi bị chôn vùi xuống sâu sẽ chịu lực nén dẽ của các đá nằm trên, do đó độ rỗng giảm đi. Trong số các đá trầm tích vụn sét bị nén dẽ nhiều nhất, giảm thể tích một cách đặc biệt (cát và bột ít hơn). Như vậy độ rỗng đá trầm tích mảnh vụn giảm dần theo lực nén (tức là theo độ sâu chôn vùi). Cát kết thạch anh chịu nén dẽ 2% dưới tải trọng 25000 Kpas tương đương với độ sâu chôn vùi là 1000m, càng xuống sâu lực nén chậm lại (do xuất hiện kháng lực cân bằng trong bản thân các hạt). Yếu tố thời gian chôn vùi: Cũng ảnh hưởng đến độ rỗng. Ví dụ như cùng loại cát kết nhưng khác tuổi sẽ có độ rỗng khác nhau, những cát kết càng cổ thì độ rỗng càng kém. Rất khó xác định độ rỗng ban đầu đã thay đổi như thế nào trong quá trình nén dẽ đối với cát kết cổ, tuy nhiên với cát kết Đệ Tam thì độ rỗng ban đầu từ 35 – 40% nhưng khi xuống sâu khoảng 100m độ rỗng giảm đi 0,5 – 0,6%, do đó ta có thể thành lập biểu đồ độ rỗng của cát kết trong một bồn trầm tích theo độ sâu chôn vùi. Mặt khác, các đá sét chịu tác động nén dẽ hoàn toàn khác với đá cát. Độ nén dẽ và độ rỗng của phiến sét: Hoạt động của đá sét dưới độ nén dẽ khác so với cát kết. Có 2 lý do: Độ rỗng nội tại cao của sét vừa mới được trầm tích, khoảng 50% ; Theo James Momper, đường kính của lỗ rỗng một loại đá sét tiêu biểu từ 1– 3 nm. Lỗ rỗng có kích thước này thì không giảm nhiều trong quá trình nén dẽ, nhưng 10 – 30% của tổng độ rỗng của sét chứa nhiều lỗ rỗng lớn hơn, có đường kính từ 0,05 – 20 μm ; L.F.Athy (1930) đưa ra phương trình liên hệ giữa độ rỗng của phiến sét với độ sâu chôn vùi: (3.2) Trong đó: φo =độ rỗng trung bình của bề mặt sét . y = độ sâu chôn vùi (y = 0 ứng với φo . c = hệ số nén dẽ (1,42×10-3 m-1). Đường cong của độ rỗng suy giảm khi gia tăng độ sâu, sự suy giảm xảy ra theo 3 giai đoạn: Xuống khoảng 450m, độ nén dẽ xảy ra, nước trong các lỗ rỗng bị mất với tốc độ nhanh và sau đó giảm dần theo chiều sâu. Từ 450 – 1700m, sự mất nước liên kết với tốc độ đều theo chiều sâu, do đó đ

Các file đính kèm theo tài liệu này:

  • docĐánh giá tính chất cơ lý đất đá và thông số pvt của giếng khoan 05-2-ht-2x bồn trũng nam côn sơn.doc