Khóa luận Minh giải tài liệu địa vật lý giếng khoan để tính toán thông số vỉa và đề xuất khoảng thử vỉa giếng A-1X, cấu tạo B, block 11.1, bể Nam Côn Sơn

MỤC LỤC

MỤC LỤC 2

LỜI MỞ ĐẦU 5

CHƯƠNG I: ĐẶC ĐIỂM KHU VỰC 6

I. Vị trí địa lý – điều kiện tự nhiên 6

II. Lịch sử tìm kiếm thăm dò- thẩm lượng 7

II.1. Lịch sử tìm kiếm thăm dò 7

II.2. Thẩm lượng cấu tạo B 10

CHƯƠNG II: CẤU TRÚC ĐỊA CHẤT 11

I. Đặc điểm cấu trúc địa chất và bề mặt bất chỉnh hợp 11

1. Cấu trúc địa chất 11

1.1. Cấu trúc địa chất khu vực 11

1.2. Cấu trúc địa chất cấu tạo B 14

2. Bề mặt bất chỉnh hợp 15

II. Lịch sử tiến hóa kiến tạo 17

II.1. Toàn cảnh kiến tạo bồn trũng 17

II.2. Khung cảnh kiến tạo lô 11.1 20

III. Địa tầng trầm tích 22

III.1. Địa tầng bồn trũng Nam Côn Sơn 22

III.2. Địa tầng trầm tích lô 11.1 30

IV. Hệ thống dầu khí 35

IV.1. Hệ thống dầu khí khu vực 35

IV.2. Hệ thống dầu khí lô 11.1 39

CHƯƠNG III: CƠ SỞ TÀI LIỆU GIẾNG KHOAN

VÀ PHƯƠNG PHÁP 43

A. Phương Pháp 43

I. Khái niệm cơ bản 43

I.1. Độ rỗng 43

I.2. Hệ số thành hệ F 46

I.3. Điện trở suất và độ dẫn điện 47

I.4. Độ bão hòa 48

II. Các phương pháp điện 49

1. Phương pháp điện trường tự nhiên 49

2. Phương pháp điện trở suất 51

III. Các phương pháp phóng xạ 55

1. Phương pháp Gamma ray tự nhiên 55

2. Phương pháp Neutron 58

3. Phương pháp Gamma Gamma ( Density) 61

IV. Phương pháp sóng siêu âm (Sonic log - DT) 65

B. Cơ Sở Tài Liệu Giếng Khoan 68

1. Tài liệu địa chấn 68

2. Tài liệu giếng khoan 69

CHƯƠNG IV: CƠ SỞ TÍNH TOÁN ĐỊA VẬT LÝ GIẾNG KHOAN VÀ ĐỀ XUẤT KHOẢNG THỬ VỈA 72

I. Cơ Sở Tính Toán Địa Vật Lý Giếng Khoan 72

1. Tính Vsh 72

2. Tính độ rỗng (density, neutron,sonic) 74

3. Tính nhiệt độ vỉa và nhiệt độ giếng khoan 78

4. Biện luận giá trị a,m,n 80

5. Tính độ bão hòa nước 80

6. Biện luận các giá trị cutt-off 82

II. Đề Xuất Khoảng Thử Vỉa 85

CHƯƠNG V: KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 87

TÀI LIỆU THAM KHẢO 88

PHỤ LỤC

doc92 trang | Chia sẻ: maiphuongdc | Ngày: 10/09/2013 | Lượt xem: 2389 | Lượt tải: 15download
Bạn đang xem nội dung tài liệu Khóa luận Minh giải tài liệu địa vật lý giếng khoan để tính toán thông số vỉa và đề xuất khoảng thử vỉa giếng A-1X, cấu tạo B, block 11.1, bể Nam Côn Sơn, để tải tài liệu về máy bạn click vào nút DOWNLOAD ở trên
âng. Tuổi Miocene muộn của hệ tầng Nam Côn Sơn được xác định dựa vào Foram đới N16-N18, tảo cacbonat đới NN10-NN11 và bào tử phấn hoa đới Forschuezia meridionals, hệ tầng tương đương với phần trên của hệ tầng Terumbu (Agip 1980) ở trũng Đông Natuna. Pliocene – Đệ Tứ Hệ tầng Biển Đông (N2- Q bđ) Hệ tầng Biển Đông không chỉ phân bố trong bể Nam Côn Sơn mà trong toàn khu vực biển Đông liên quan đến đợt biển tiến Pliocene. Trầm tích Pliocene gồm cát kết màu xám, vàng nhạt và bột kết xen lẫn với sét kết nhiều vôi chứa nhiều glauconit và rất nhiều hóa thạch trùng lỗ, gắn kết yếu và bở rời. Tuổi Pliocene được xác định dựa vào Foram đới N19- N21, tảo cacbonat đới NN12 - NN18 và bào tử phấn hoa đới Dacrydium, hệ tầng tương đương với tầng muda của Agip (1980). Trầm tích Đệ Tứ bao gồm cát gắn kết yếu, xen kẽ với cát và bùn chứa nhiều di tích sinh vật biển. Tuổi Đệ Tứ được xác định dựa vào Foram đới N22-N23, tảo cacbonat NN19-NN21 và bào tử phấn hoa đới Phyllocladus. Sự hình thành trầm tích của hệ tầng Biển Đông liên quan tới giai đoạn biển tiến Pliocene, trong môi trường biển nông ven bờ, biển nông đến biển sâu. Hệ tầng Biển Đông có bề dày trầm tích thay đổi rất lớn từ vài trăm mét đến vài nghìn mét, nằm bất chỉnh hợp trên hệ tầng Nam Côn Sơn. III.2. Địa tầng trầm tích lô 11.1 Đá móng Đá móng của lô 11.1 được đánh gía từ giếng 11.1-CPD-1X và 11.1-GC-1X thành phần bao gồm Granite, Granodiorite và Tonalitic. Qua kết quả phân tích mẫu từ giếng 10- BM-1X cho thấy đá móng có tuổi Kreta sớm. Biểu hiện dầu khí được phát hiện trong tầng móng giếng 10-GC-1X và CPD-1X và chính đới nứt nẻ của móng được xem là đới tích lũy dầu khí tiềm năng trong lô 11.1. Các thành tạo trầm tích. Oligocene Hệ tầng Cau (E3c) Bồn trũng Nam Côn Sơn trầm tích Oligocene chỉ thấy ở một số giếng. Môt trường trầm tích Oligocene trên chủ yếu là môi trường đầm hồ và đồng bằng ven biển (hình 8). Hạt độ trầm tích thay từ thô tới mịn được đánh giá từ kết quả phân tích thành phần thạch học giếng 11.1-CPD-1X. Hình 8: Môi trường trầm tích Oligocene Miocene sớm Hệ tầng Dừa (N11 - d) Trầm tích Miocene sớm được đánh giá từ kết quả phân tích 9 giếng khoan: 10-PM-1X, 10-PD-1X, 10-TM-1X, 10-GDP-1X, A-1X, 11.1-CPP-1X, 11.1-CT-1X, 11.1-CH-1X và 11.1-GC-1X . Tuy nhiên hệ tầng này đã vắng mặt trong mặt cắt giếng khoan 10-BM-1X. Vật liệu trầm tích Miocene sớm được lắng đọng từ môi trường đồng bằng châu thổ tới ven biển. Hệ tầng Dừa có nhiều giếng biểu hiện hydrocacbon như: Phi Mã (10-PM-1X), Ngựa Bay (04.2-NB-1X), Đại Hùng, Thanh Long (05.1-TL-1X), Hải Thạch (05.2-HT-1X), Rồng Vĩ Đại (11.2-RVD-1X), Rồng Đôi (11.2-RD -1X), Rồng Tre (11.2-RT-1X ), Rồng Bay (11.2-RB-1X), Hải Âu (11.2-HA-1X). Trầm tích Miocene sớm được đánh giá là một trong những tầng chứa chính của lô 11.1. Miocene giữa Hệ tầng Thông- Mãng Cầu (N21tmc). Trong hệ tầng Thông Mãng Cầu thấy xuất hiện trầm tích cacbonat chứng tỏ quá trình biển tiếp tục được nâng lên. Dọc thành giếng khoan của giếng BM-1X bắt gặp bề dày đá vôi khoảng 20m. Môi trường trầm tích trong giai đoạn này biến đổi từ môi trường đồng bằng châu thổ chuyển tiếp tới biển khơi (hình 9). Thành phần chủ yếu là cát kết xen kẽ với sét và một số mạch nhỏ đá vôi. Địa hào Phi Mã và địa hào B trở thành trung tâm trầm tích chính trong suốt thời kì Miocene giữa. Tốc độ sụt lún cũng như lắng tụ khu vực thuộc bồn khác so với thềm trung tâm. Vật liệu trầm tích trong thời gian này chủ yếu là cát. Hình 9: Môi trường trầm tích Miocene giữa Biểu hiện hydrocacbon trong những vỉa mảnh vụn Miocene giữa và những vỉa cacbonat được đánh giá từ các giếng như: Mãng Cầu- Thiên Ứng (04.3-MC-2X, 04.3-TU-1X, 04.3-TU-2X), Thanh Long (05.1-TL-1X), Đại Hùng (DH-1X, 2X, 10X), Hải Thạch (05.2-HT-1X), Kim Cương Tây(05.2-KCT-1X), Rồng Vĩ Đại (11.2-RVD-1X), ), Rồng Đôi (11.2-RD-1X), Rồng Tre (11.2-RT-1X ), Phi Mã (10-PM-1X), A-1X, Gấu Ngựa (11.1-GC-1XST). Miocene trên Hệ tầng Nam Côn Sơn (N13 nsc). Trầm tích Miocene trên chủ yếu là cát và sét xen kẹp. Môi trường trầm tích ở phía Đông của bồn trũng là sườn lục địa. Biểu hiện hydrocacbon trong những vỉa cacbonat Miocene trên của bồn trũng được đánh giá từ các giếng: Mãng Cầu- Thiên Ứng (04.3-MC-2X, 04.3-TU-1X, 04.3-TU-2X), Đại Hùng (DH-9X, 12X), Lan Đỏ (06-LD-1X), Lan Tây (06-LT-1X), và những vỉa mảnh vụn ở giếng: Hải Thạch (05.2-HT-1X), Mộc Tinh( 05.3-MT-1X), Bảo Mã (10-BM-1X). Pliocene – Đệ Tứ Hệ tầng Biển Đông (N2- Q bđ) Môi trường trầm tích Pliocene chủ yếu là từ giữa thềm tới ngoài thềm. Vật liệu bao gồm phần lớn là cát kết bao phủ toàn bộ phía Tây khu vực nền cho tới phía Đông khu vực thuộc bồn. Cho tới nay không phát hiện hydrocacbon ở hệ tầng này. HỆ THỐNG DẦU KHÍ IV.1. Hệ thống dầu khí khu vực Đặc điểm và tiềm năng tầng sinh. Tầng sinh cho tất cả tập hợp triển vọng ở bể Nam Côn Sơn 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. Tầng sét than, sét bột Oligocene có bề dày từ 100 – 1000m, có tiềm năng hữu cơ từ trung bình đến tốt, khả năng sinh hỗn hợp dầu và khí, TOC = 0.44-78.3% wt, S2= 0.97-166.12mg/g, phân bố chủ yếu ở phần trung tâm và phần Nam của đới trũng phía Đông và một phần phía Đông của đới phân dị chuyển tiếp. Ở hầu hết diện tích, đá mẹ tuổi Oligocene đã kết thúc pha tạo dầu mạnh, chủ yếu tạo khí ẩm condensate và khí khô. Tầng Miocene dưới có bề dày 400 – 2500m, tiềm năng hữu cơ từ trung bình đến thấp, khả năng sinh khí là chủ yếu, TOC = 0.45 – 0.8wt, S2 < 2mg/g. Đặc điểm tầng chứa Đá móng Granit, Granodiorit, Ryolit hang hóc, nứt nẻ là một trong những đối tượng có khả năng chứa tốt, nứt nẻ và hang hóc được hình thành do hai yếu tố: Độ rỗng nguyên sinh: Sự co rút của đá magma khi nguội lạnh và quá trình kết tinh. Độ rỗng thứ sinh: Hoạt động kiến tạo và quá trình phong hóa và biến đổi nhiệt. Đối với đá móng thì độ rỗng thứ sinh đóng vai trò chủ đạo. Hoạt động thủy nhiệt có thể làm tăng kích thước các hang hóc, nứt nẻ được hình thành từ trước nhưng có khi lấp đầy hoàn toàn hoặc một phần các nứt nẻ bởi các khoáng vật thứ sinh. Đá chứa cát kết tuổi Oligocene, chủ yếu là cát kết thạch anh, mảnh vụn chủ yếu là canxit, trầm tích Oligocene bị biến đổi mạnh vì vậy cả hạt vụn và xi măng đều bị tái kết tinh. Độ rỗng dao động từ 12 – 16 %, độ thấm 0.1 – 1.0 mD. Đá chứa Miocene dưới: trầm tích Miocene dưới bao gồm cát kết thạch anh, cát kết đa khoáng, màu xám sáng có xen kẽ bột và sét kết. Độ rỗng dao động từ 18 – 25%, độ thấm từ 8 - 25 mD. Đá chứa cát kết Miocene giữa, trầm tích Miocene giữa được hình thành trong điều kiện thềm nông, trầm tích Miocene giữa biến đổi trung bình, cát bột kết gắn kết bởi xi măng và canxit tái kết tinh. Tầng Miocene trên: trầm tích Miocene trên được thành tạo chủ yếu trong điều kiện biển nông, thành phần là cát bột đã gắn kết từ trung bình đến tốt, trầm tích Miocene trên nói chung nằm trong giai đoạn tạo đá. Độ rỗng từ 13 – 14%. Đá chứa cacbonat: đá chứa cacbonat ở bể Nam Côn Sơn phân bố chủ yếu ở phía Đông của bể trong các trầm tích Miocene giữa (hệ tầng Thông Mãng Cầu) và Miocene trên (hệ tầng Nam Côn Sơn). Đá chứa cacbonat 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, 04-1X gặp đá vôi sinh vật đồng nhất dạng khối màu trắng sữa, độ rỗng khoảng 20 – 38%. Kiểu độ rỗng chủ yếu là độ rỗng giữa hạt do quá trình dolomite hóa và độ rỗng hang hóc do hòa tan. Đặc điểm tầng chắn. Dựa vào đặc điểm thạch học, cấu tạo, bề dày các diện tích phân bố của các tập sét trong mặt cắt trầm tích bể Nam Côn Sơn, ta có thể phân ra một tầng chắn khu vực và các tầng chắn địa phương: Tầng chắn khu vực là trầm tích hạt mịn có tuổi Pliocene sớm có bề dày từ vài chục đến hàng trăm mét được hình thành trong môi trường biển, phân bố rộng khắp bể. Tầng 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 trầm tích hạt thô. Chiều dày của các tập 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 hình thành trong môi trường đầm lầy, vũng vịnh và biển nông. Thành phần thạch học của sét có hàm lượng kaolinit từ 60% - 70% và ilit từ 30% - 40%, phản ánh chất lượng chắn từ trung bình đến tốt. Ngoài ra 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). Sự di cư và nạp bẫy. Kết quả phân tích địa hóa cho thấy đá mẹ Miocene có hàm lượng vật chất hữu cơ không cao, hầu hết đang ở trạng thái chưa trưởng thành nên khả năng sinh hydrocacbon hạn chế, vì vậy sản phẩm dầu khí có mặt trong lát cắt Miocene – Pliocene dưới chủ yếu được di cư từ đá mẹ nằm ở độ sâu lớn hơn. Kết quả phân tích dầu thô trong Oligocene ở mỏ Đại Hùng cho thấy hydrocacbon no chiếm tỷ lệ lớn (từ 80% - 90%), điều này chứng tỏ dầu ở đây không phải tại sinh mà là di cư tới. Sự tăng dần của hydrocacbon no theo chiều sâu ở mỏ Đại Hùng thể hiện quá trình dịch chuyển và nạp dầu khí vào bẫy theo phương chéo ngang từ đá mẹ nằm sâu hơn. Hydrocacbon sinh ra từ đá mẹ tuổi Oligocene bắt đầu di cư cách đây 18.2 triệu năm, còn đá mẹ tuổi Miocene sớm 2.8 triệu năm. Như vậy, các kiểu bẫy có thời gian thành tạo và được hoàn thiện trước Miocene giữa đều có khả năng đón nhận sản phẩm dầu khí. Đặc biệt các bẫy cấu tạo và hỗn hợp phát triển kế thừa trên các đá móng nhô cao. Song, do hoạt động kiến tạo ở bể Nam Côn Sơn xảy ra rất mạnh kể từ Oligocene cho đến cuối Pliocene sớm với nhiều pha khác nhau, nên nhiều tích tụ dầu khí đã không được bảo tồn. Dầu khí đã bị thoát ra khỏi bẫy và dịch chuyển theo các đứt gãy. Dấu vết dầu nặng gặp trong đá móng nứt nẻ ở một số giếng khoan (lô 10, 12, 28, 29) đã chứng minh cho nhận xét trên. IV.2. Hệ thống dầu khí lô 11.1 Đá sinh và độ trưởng thành Từ kết quả nghiên cứu địa hóa bởi VPI cho thấy đá sinh lô 11.1 chủ yếu gồm bột sét, sét than và than ở Oligocene, Miocene giữa và dưới. Vật liệu hữu cơ Oligocene có nguồn gốc trầm tích từ môi trường đầm hồ và môi trường lục địa với Kerogen loại I/ II/III. Bên cạnh đó vật liệu hữu cơ Miocene có nguồn gốc chủ yếu thực vật bậc cao. Bảng tóm tắt về tiềm năng đá mẹ lô 11.1: Hệ tầng Loại đá sinh TOC(%wt) S2 HI Oligiocene Sét 1.17 3.05 272  Sét than 11.48 223.25 323  Than 70.14 1.98 332 Miocene dưới  Sét 0.92 1.98 170  Sét than 17.19 70 343  Than 51.32 192 340 Miocene giữa  Sét 0.67 2.2 222  Sét than 10.42 49.28 473  Than 48.49 142 282 Tỷ trọng dầu ở lô 11.1 được đánh giá là từ nhẹ tới trung bình với tỷ trọng API từ 35 tới 39o, hàm lượng Paraphin >10%, hàm lượng Sulphur <0.1%. Nhìn chung dầu trong bồn Nam Côn Sơn có tỷ lệ Pristane/Phytan cao. Qua kết quả thử vỉa bằng phương pháp RFT giếng 10-PM-1X, giếng A-1X cho thấy đá mẹ sinh dầu chủ yếu là sét và than. Phân tích địa hóa giếng khoan 11.1-CH-1X cho thấy khu vực thềm có tiềm năng đá mẹ. Chất lượng tốt và đá mẹ trưởng thành được thể hiện ở vùng có tiềm năng như phía Tây Bắc và phần dưới sâu của cấu tạo tiềm năng Gấu Chúa. Ngưỡng sinh dầu ở khu vực thuộc bồn được đánh giá ở độ sâu 3900 tới 4200m trong khi đó ở khu vực thềm ở độ sâu 2900-3900m. Nhìn chung tất cả biểu hiện dầu có nguồn gốc chủ yếu liên quan tới nguồn gốc lục địa ( Kerogen loại III). Nguồn thực vật có ý nghĩa sinh dầu là thực vật hạt kín và thực vật hạt trần. Sinh khối tạo dầu lô 11.1 giống với lô 05, 04, 11, 12… ở phía Nam của bồn Nam Côn Sơn. Tuy nhiên, mỗi giếng lại có những biệu hiện dầu khí khác nhau do tính chất môi trường trầm tích khác nhau. Hình 10: Bản đồ thể hiện đới trưởng thành lô 10 và 11.1 Kết quả phân tích địa hóa tầng Miocene giữa và dưới của giếng A-1X: Tầng Miocene giữa Miocene dưới Min Max Min Max Độâ sâu(MD) 1691 3472 3472 4248 TOC(%) 0.2 2.06 0.08 14.15 S1 0.06 0.35 0.03 1.52 S2 0.11 3.05 0.02 65.69 S1+S2 0.18 3.37 0.05 67.21 PI 0.09 0.38 0.01 0.25 HI(mg/g) 47 234 13 464 OI(mg/g) 71 1246 7 2213 Tmax(degC) 419 452 370 451 %Ro 0.52 0.56 0.64 Đặc điểm tầng chứa Sự phát hiện dầu - khí và sự mất dung dịch trong khi khoan của giếng GC-1X đã chứng tỏ khả năng chứa của đá móng nứt nẻ. Từ kết quả nghiên cứu đá móng do Con Sơn JOC và Schlumberger đã xác nhận sự tồn tại của nhiều hệ thống nứt nẻ mở ở đá móng Gấu Chúa, đá móng ở đây có độ mở nứt nẻ cao (được xác nhận bằng kết quả phân tích thạch học) và góc nghiêng của các khe nứt cao (>500) với phương chủ yếu theo hướng BĐB- TNN (20-2000). Sự biểu hiện hydrocacbon trong giếng 10-GO-1X và CPD -1X cùng với sự phát hiện dầu, gần đây là trong cấu tạo Gấu Chúa thì đá móng nứt nẻ được xem là một mục tiêu tiềm năng cho sự tích lũy dầu và khí trong lô 11.1. Nhiều giếng cho tới này đã phát hiện hydrocacbon ở những vỉa chứa mảnh vụn trong tầng Miocene dưới trong bồn trũng Nam Côn Sơn như là Phi Mã (10-PM-1X), A-1X, Ngựa Bay (04.2- NB-1X), Đại Hùng, Thanh Long (05.1-TL-1X), … Tầng Miocene dưới được xem là một trong những tầng chứa chính của lô 11.1. Hydrocacbon được phát hiện trong vỉa cacbonat và mảnh vụn Miocene giữa bằng giếng khoan như là: Mãng Cầu- Thiên Ứng (04.3-MC-2X, 04.3-TU-1X, 04.3-TU-2X), Thanh Long (05.1-TL-1X), Đại Hùng (DH-1X, 2X, 10X), Hải Thạch (05.2-HT-1X), … Tầng chứa trong cấu tạo B chủ yếu là cát kết Miocene giữa và dưới ở dưới tầng phản xạ màu Vàng (độ sâu 3612mMD). Từ kết quả phân tích tài liệu địa vật lý giếng khoan cho thấy cát kết ở đây có nguồn gốc chủ yếu từ lục địa với hạt độ từ tốt tới trung bình, độ mài tròn từ góc cạnh tới tròn cạnh và độ rỗng từ kém đến tốt. CHƯƠNG III: CƠ SỞ TÀI LIỆU GIẾNG KHOAN VÀ PHƯƠNG PHÁP PHƯƠNG PHÁP KHÁI NIỆM CƠ BẢN Độ rỗng. Định nghĩa Độ rỗng là tỉ số giữa thể tích không gian rỗng và thể tích của toàn bộ khối đất đá và tính theo đơn vị %. Ký hiệu độ rỗng: F. Công thức tính độ rỗng: F = (Tổng thể tích đất đá – Thể tích hạt) x 100 Tổng thể tích F = Thể tích rỗng x 100 Tổng thể tích Theo A. Perodon, đối với đá chứa thông thường, độ rỗng được đánh giá theo khả năng chứa của nó: F (%) Khả năng chứa 0 – 5 Chứa không đáng kể 5 – 10 Chứa kém 10 – 15 Chứa trung bình 15 – 20 Chứa tốt > 20 Chứa rất tốt Phân loại Trong đá, độ rỗng có kích thước khác nhau, tuỳ thuộc vào nguyên nhân thành tạo và mục đích nghiên cứu vật lý vỉa mà có thể có các loại độ rỗng khác nhau. Theo nguồn gốc hình thành Độ rỗng nguyên sinh: xuất hiện khi đất đá được hình thành và bị thay đổi về độ lớn, hình dáng do quá trình nén ép của các lớp đất đá bên trên, quá trình xi măng hoá và sự biến chất của đất đá. Độ rỗng thứ sinh: được hình thành do các quá trình biến đổi muộn hơn ở các đá đã thành tạo trước, các hang hốc, khe nứt và lỗ rỗng trong đất đá được thành tạo do quá trình hoà tan, do sự co rút thể tích, do quá trình kết tinh và tái kết tinh, do chuyển động kiến tạo của vỏ trái đất, do quá trình phong hoá, do quá trình dolomite hoá đá vôi và hoá sinh. Theo mối quan hệ thuỷ động lực giữa các lỗ hổng Độ rỗng kín: là độ rỗng của các lỗ hổng mà không có mối liên thông với nhau. Độ rỗng mở: là độ rỗng các lỗ hổng có mối liên thông với nhau. Độ rỗng chung: là tổng của độ rỗng kín và độ rỗng mở. Độ rỗng hiệu dụng: là những khoảng trống trong đất đá được lấp đầy bởi nước, dầu, khí mà có thể thu hồi. Các lỗ hổng này phải thông với nhau, đủ để dầu, khí hoặc nước dịch chuyển đi qua nó khi ta khai thác. Độ rỗng hiệu dụng là tỉ số thể tích giữa các lỗ hổng được nối với nhau bằng các kênh có kích thước khác nhau và thể tích của đá. Độ rỗng hiệu dụng của đá thay đổi và phụ thuộc vào nhiều yếu tố khác nhau. Để xác định được độ rỗng hiệu dụng của đá, người ta tiêm nhựa bakelit vào các lỗ hổng của đá đã được hút hết không khí. Sau đó từ mẫu đá này tiến hành mài các lát mỏng, trên diện tích các lát mỏng này tính diện tích các lỗ hổng đã được nhựa bakelit lấp đầy, tỉ số giữa diện tích lấp đầy nhựa và diện tích chung của lát mỏng được coi là độ rỗng hiệu dụng của đá. Các yếu tố ảnh hưởng đến độ rỗng Kích thước hạt Kích thước hạt càng nhỏ thì độ rỗng của các đá càng lớn. Nhưng nếu không kể đến sự đồng nhất các hạt thì kích thước hạt không ảnh hưởng đến độ rỗng. Ta lý tưởng hóa các hạt này là đồng nhất và có dạng cầu giống nhau thì độ rỗng của đá lý tưởng chỉ phụ thuộc vào độ sắp xếp các hạt. Sự sắp xếp của hạt không chặt không bền vững thì độ rỗng tăng. Độ lựa chọn Tập hợp ngẫu nhiên các quả cầu có kích thước khác nhau trộn lẫn với nhau thì các kích thước tương đối của quả cầu có ảnh hưởng đến độ rỗng của đá. Độ rỗng của đá sẽ giảm đi khi độ chênh lệch kích thước lớn vì một bộ phận không gian trống bị các hạt có kích thước nhỏ xen vào. à Đá có độ chọn lọc hạt tốt thì có độ rỗng lớn. Hình dạng hạt Trong cát kết thì hình dạng lỗ rỗng phụ thuộc nhiều vào hình dạng hạt. Đá trầm tích hình thành từ các hạt lý tưởng thì có độ rỗng nhỏ. Những hạt càng gần với hình cầu thì có xu hướng sắp xếp không gian trống nhỏ nhất. à Nói cách khác, độ rỗng lớn thường tìm thấy ở các đá có các hạt góc cạnh hoặc nửa góc cạnh mà có độ lựa chọn tốt. Độ nén Một loại đá khi bị chôn vùi xuống sâu sẽ chịu lực nén của các đá nằm trên dẫn đến độ rỗng giảm. Độ rỗng của tất cả các trầm tích vụn đều giảm đi theo chiều sâu chôn vùi. à Giảm độ rỗng cơ bản là theo chiều sâu nhưng tốc độ chậm dần ở độ sâu càng lớn. I.2. Hệ số thành hệ F Khi nghiên cứu sự phụ thuộc của điện trở từ độ rỗng (loại trừ ảnh hưởng của độ khoáng hoá nước vỉa) thông thường người ta sử dụng giá trị tương đối của điện trở. Khi những lỗ hổng của đất đá được bão hòa 100% nước vỉa ta có: Rt - Điện trở của vỉa (đã bão hòa 100% nước vỉa) Rw- Điện trở của nước vỉa F - Thông số của độ rỗng hay hệ số thành hệ (Formation factor). Bằng thực nghiệm người ta đã đưa ra sự tương quan giữa F vànhư sau: a - Hệ số thông của đất đá (mức độ thông được định nghĩa như độ phức tạp của các đường thông nối giữa các lỗ rỗng của thành hệ rỗng thấm. Đường dẫn càng quanh co, hệ số càng lớn). Giá trị của a thay đổi từ 0.62 với cát chưa cố kết, đến 0.81 cho cát cố kết, 1.0 cho đá cacbonat. m- Hệ số kết dính, là một hàm của cỡ hạt, phân bố cỡ hạt và độ quanh co, phụ thuộc vào thành phần xi măng có trong đất đá. Giá trị thay đổi trong khoảng 1.4 đến 3.8. Ở mỗi vùng đều có giá trị a, m khác nhau phụ thuộc vào thành phần, tính chất của đất đá ở vùng đó. a, m được xác định trong phòng thí nghiệm. Thông thường được làm tròn: a =1 và m = 2. I.3. Điện trở suất và độ dẫn điện Điện trở suất đặc trưng cho tính dẫn điện của đất đá. Điện trở suất phụ thuộc vào thành phần thạch học, độ rỗng, độ bão hòa của các chất lưu trong đất đá và phụ thuộc vào nhiệt độ, áp suất. Tại bể Nam Côn Sơn, điện trở suất của đá trầm tích chứa nước tăng dần theo chiều sâu từ Pliocene đến Oligocene. Đối với sét, giá trị điện trở suất khoảng 1 Wm ở chiều sâu 1000m, tăng lên đến 6 Wm ở hệ tầng Dừa và đến 10 – 15 Wm ở hệ tầng Cau. Cát kết chứa nước có giá trị điện trở suất bằng 3 Wm trong Miocene và tăng lên đến 5 – 7 Wm trong Oligocene. Điện trở suất của cát thấp hơn sét khoảng 3 – 5 Wm, đối với cacbonat thì điện trở suất phụ thuộc vào độ rỗng, mức độ nứt nẻ hang hốc và chất lưu trong vỉa. Cacbonat chứa nước thì điện trở suất từ 1 – 10 Wm, còn chứa dầu thì điện trở suất đạt 200 – 300 Wm. I.4. Độ bão hòa Định nghĩa Độ bão hòa là tỉ số giữa thể tích của từng lưu thể chiếm chỗ với tổng thể tích không gian lỗ trống Gọi Sg là độ bão hòa khí So là độ bão hòa dầu Sw là độ bão hoà nước Thì ta có công thức : Sg + So + Sw = 1 Công thức tính độ bão hòa Áp dụng công thức Archie dùng cho vỉa cát sạch: Độ bão hòa nước: Swn= a * Rw RT * Fm S0 + Sg = 1 – Sw Độ bão hoà Hydrocacbon: Đối với đá trầm tích lục nguyên thì các giá trị a = 1, n = 2 Với a : hệ số thông của đất đá m: hệ số kết dính phụ thuộc và thành phần xi măng có trong đất đá n : hệ số bão hòa. CÁC PHƯƠNG PHÁP ĐIỆN Phương pháp điện trường tự nhiên (Spontaneous Potential – SP): Trong các phương pháp địa vật lý giếng khoan thì phương pháp điện trường tự nhiên (SP) là đơn giản hơn cả. Nguồn gốc xuất hiện điện trường trong lỗ khoan là: Sự khuếch tán muối từ nước trong vỉa ra dung dịch khoan hoặc từ dung dịch khoan vào vỉa, và sự hấp phụ các ion của chúng bởi bề mặt của các hạt tạo thành đá. Sự ngấm lọc của nước vỉa hoặc nước của dung dịch khoan. Các phản ứng oxy hóa – khử xảy ra ưu tiên trên các mặt tiếp xúc giữa đá và môi trường xung quanh (với các đá khác hoặc với dung dịch khoan) Đối với môi trường trong lỗ khoan, quá trình khuếch tán hấp phụ là quá trình chính tạo nên trường điện tự nhiên, sau đó là quá trình ngấm lọc. Việc đo thế của trường điện tự nhiên được tiến hành nhờ hai điện cực thu làm bằng chì và có thể dùng phương pháp đo thế và đo gradient. Thông thường người ta tiến hành phương pháp đo thế, nghĩa là đặt một cực thu trên miệng giếng khoan, còn điện cực thu thứ hai được dịch chuyển trong giếng khoan. Trong một số trường hợp khi có nhiễu lớn, có thể dùng phương pháp đo gradient, khi đó cả hai điện cực thu đều được dịch chuyển trong giếng khoan và khoảng cách giữa chúng là không đổi (khoảng 1 – 2m). Kết quả thu được là các đồ thị biểu diễn sự thay đổi thế điện tự nhiên theo chiều sâu dọc giếng khoan. Dòng điện có nguồn gốc chủ yếu từ các yếu tố điện hóa trong lỗ khoan, tạo nên hiệu ứng SP. Đặc trưng của các yếu tố điện hóa này là sự khác nhau về hàm lượng khoáng hóa giữa dung dịch khoan và nước vỉa trong tầng thấm. Do đó, dung dịch của chất dẫn điện là cần thiết trong lỗ khoan để cho phương pháp SP hoạt động, không nên sử dụng các loại dung dịch khoan cách điện (như dung dịch khoan gốc dầu). Các yếu tố ảnh hưởng lên log điện trường tự nhiên (SP): Bề dày của lớp. Điện trở suất của lớp. Hàm lượng sét (sự hiện di

Các file đính kèm theo tài liệu này:

  • docluan van tot nghiep.doc
  • docbialot.doc
  • xlsthong so tinh toan.xls
Tài liệu liên quan