Khóa luận Đặc điểm cơ lý của một vài giếng khoan ở mỏ Đại Hùng – bồn trũng Nam Côn Sơn

gãy 27 28 CH-3 7 8 3.5 10 CH-4 13 23 58 6-15 CH-5 17 30 18 29 CH-6 29 15 5 19 Tập sét chắn CH-1: là tấp sét mịn phủ trực tiếp lên mặt phản xạ SH10, phân biệt trên đường GR, có bề dày 6-30m. Bề dày tập chắn khá ổn định ở vùng trung tâm, mỏng dần về phía nam khu vực giếng DH-2 do sự cắt gọt của các đứt gãy. Tập sét chắn CH-2: là tập sét mịn nằm trong tầng phản xạ CM (tầng than chuẩn), có chứa 2 lớp than, dễ nhận biết trong toàn bộ lát cắt. Tập sét này phân bố liên tục và rộng rãi toàn bộ khu vực mỏ. Chiều dày thay đổi từ 20-30m. Tập sét chắn CH-3: nằm trong 2 mặt phản xạ H10 và H15, dễ phân biệt trên đường GR, chiều dày từ 4-10m, phân bố liên tục trên toàn khu vực mỏ Đại Hùng. Tập sét chắn CH-4: có chiều dày từ 6-58m, tập có độ dày lớn nhưng không cố định phân bố trong các tầng phản xạ SH-3, H133, H135. Trong tập này có phân bố lát cắt mỏng và không liên tục, phân bố không đều trong khu vực mỏ. Tập sét chắn CH-5: phân bố trên các mặt phản xạ H147 và H148, khá đồng nhất, dễ nhận biết trên đường GR, chiều dày thay đổi từ 17-70m. Tập sét chắn CH-5 phân bố liên tục trong khu vực mỏ, là tập chắn có tính khu vực. Tập sét chắn CH-6: tập sét chắn nằm bên dưới mặt phản xạ H150, có chiều dày thay đổi từ 5-44m. Các yếu tố chắn kiến tạo Đối với các đứt gãy có biên độ dịch chuyển trên 50m thì yếu tố chắn đảm bảo thì yếu tố chắn đảm bảo vì các vỉa chứa có chiều dày không quá 50m, nhưng đối với các đứt gãy có biên độ dịch chuyển trong khoảng 20-30m đòi hỏi phải có sự nghiên cứu chi tiết hơn. Qua các tài liệu địa chấn 3D, tài liệu thử vỉa, tài liệu giếng khoan, qua nghiên cứu chi tiết về sự phân bố, biên độ dịch chuyển của các đứt gãy, ta có thể kết luận rằng các đứt gãy F12, F4, F6 là đứt gãy kề cận với cấu tạo, là các đứt gãy mang tính chất chắn, biên độ dịch chuyển lớn, đá ở vùng xung quanh mặt trượt bị ximăng hóa bởi khoáng vật sét. D. CHẾ ĐỘ ÁP SUẤT VÀ ĐỊA NHIỆT Chế độ thủy động và chế độ áp suất của mỏ Đại Hùng được nghiêu cứu dựa trên kết quả thử vỉa và kết quả đo áp suất khi lấy mẫu dầu sâu. Nhìn chung, ở các giếng khoan không thấy dị thường áp suất đột biến. Ở giếng DH-2, độ sâu 2700m, áp suất vỉa cao hơn áp suất thủy tĩnh nhưng hệ số dị thường áp suất chỉ đạt 1.2-1.3, tức là chỉ đạt ở mức áp suất tăng cao chứ chưa ớ mức áp suất đột biến. Trong quá trình khoan, nhiệt độ của giếng khoan luôn thay đổi theo chiều sâu, sự thay đổi phụ thuộc vào nhiều yếu tố khác nhau. Trong khu vực mỏ Đại Hùng, nhiệt độ được đo liên tục từ độ sâu 2000m – đáy. Trước khi đo nhiệt, giếng khoan được rửa bằng cách cho tuần hoàn dung dịch, do vậy giá trị đo nhiệt độ bao giờ cũng thấp hơn nhiệt độ thực của vỉa rất nhiều (khoảng 15-20oC), cho nên kết quả đo nhiệt chủ yếu dùng để xác định điện trở dung dịch giếng khoan, điện trở lớp bùn sét, phục vụ cho việc hiệu chỉnh điện trở thực của vỉa Rt. Gradient nhiệt độ trng bình từ 3-3.5oC/100m, nhiệt độ cao nhất đo được ở chiều sâu 3510m của giếng DH-3 là 132oC. PHẦN 2 ĐẶC ĐIỂM CƠ LÝ ĐÁ CHỨA MỎ ĐẠI HÙNG CHƯƠNG III: CƠ SỞ LÝ THUYẾT CÁC PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU TÍNH CHẤT CƠ LÝ CỦA VỈA A. ĐỘ RỖNG ĐỊNH NGHĨA Độ rỗng là tỉ lệ phần trăm của tổng số thể tích không gian rỗng của đá, dù những lỗ rỗng đó có thông với nhau hay không. Độ rỗng hiệu dụng là đơn vị của không gian lỗ rỗng được lấp đầy bởi dầu hoặc khí có thể lấy được: tổng số không gian lỗ rỗng được liên kết đủ để sản xuất dầu hoặc khí có thể lấy được. Độ rỗng hiệu dụng thường chiếm khoảng 40 – 70 % độ rỗng chung, ngoại trừ trong những đá trầm tích không vứng chắc. Độ rỗng thường được biểu thị bởi chữ Latin phi (Ф), được đưa ra bởi phương trình: Ф = Trong trường hợp không phải thể tích mà là mật độ, thì độ rỗng được biểu thị bằng đơn vị thay vì tỉ lệ phần trăm: ρbd = ( 1 – Ф ) . ρg Trong đó ρbd và ρg là mật độ khối khô và mật độ hạt. Do đó: Ф = (1 - ρbd ) / ρg Nếu chúng ta xem xét đá không khô như thế nhưng bão hòa chất lưu, và do đó mật độ khối: ρbw = Фρf + (1- Ф)ρ = ρg – Ф(ρg – ρf) Trong đó: ρbw : mật độ khối ρf : mật độ chất lưu ρg : mật độ hạt Các loại giá trị độ rỗng dành cho những loại đá chứa thông thường dưới những điều kiện tác dụng trung bình, giá trị độ rỗng có thể được xếp như sau: Ф (%) Định giá chất lượng 0 – 5 Không đáng kể 5 – 10 Nghèo 10 – 15 Khá tốt 15 – 20 Tốt > 20 Rất tốt PHÂN LOẠI Theo nguồn gốc hình thành Độ rỗng nguyên sinh (primary porosity): xuất hiện khi đất đá được hình thành và bị thay đổi về độ lớn, hình dáng trong quá trình nén ép của các lớp đá bên trên, quá trình ximăng hóa và sự biến chất của đất đá. Độ rỗng thứ sinh (secondary porosity): các hang hốc, khe nứt trong đất đá được tạo thành do quá trình hòa tan, phong hóa, tinh thể hóa, kết tinh, dolomit hóa đá vôi, quá trình thành tạo và hóa sinh. Theo mối quan hệ thủy động lực giữa các lỗ hổng Độ rỗng mở (opened porosity – connect & interconnect porosity): là độ rỗng của các lỗ hổng có mối liên thông với nhau. Độ rỗng kín (closed porosity – isolated porosity): là độ rỗng của các lỗ hổng không có mối liên thông với nhau. Độ rỗng chung (total porosity): là tổng của độ rỗng kín và độ rỗng mở. Độ rỗng hiệu dụng (effective porosity): là thể tích lớn nhất của lỗ hổng chứa nước, dầu, khí mà ở đó nước, dầu, khí nằm ở trạng thái tự do. NHỮNG NHÂN TỐ QUYẾT ĐỊNH ĐỘ RỖNG Kích thước hạt Thực tế, kích thước hạt theo lý thuyết không quan trọng. Tuy nhiên, tất cả những cơ chế lắng đọng thông thường là hạt thô kích thước trung bình lớn hơn toàn bộ kích thước khác. Những đá trầm tích mịn hạt thường có độ rỗng cao hơn những đá trầm tích hạt thô vì nó không bị thay đổi bởi nhiều nhân tố khác trong quá trình thành tạo. Ví dụ: đá sét vừa mới bị nén ép có độ rỗng 50 – 80%, đá sét cát tốt đạt tới 52%, đá cát tốt là 48%, nhưng đá cát hạt thô thì không quá 40%. Trong đá cát, kích thước của lỗ rỗng và khoảng trống giữa các lỗ rỗng thường liên quan đến kích thước hạt. Trong đá carbonat không biến đổi còn có sự liên hệ chung, đường kính lỗ rỗng nhỏ hơn đường kính hạt, nhưng đá carbonat chịu nhiều sự biến đổi khác nhau, mà những sự biến đổi đó thường bị che khuất hoặc bị phá hủy. Hình dạng hạt Trong đá cát, hình dạng của lỗ rỗng phụ thuộc vào hình dạng hạt. Trong đá carbonat thì trường hợp này ít khi xảy ra, trừ khi xảy ra quá trình dolomit hóa. Tuy nhiên, mối liên hệ giữa hình dạng hạt và tổng không gian rỗng là không rõ ràng. Theo lý thuyết, độ rỗng lớn nhất là các đá có những hạt hình cầu với nhiều kích thước khác nhau. Độ rỗng của những hạt hình cầu đều nhau kết thành khối (cubic) đạt 48%, rhombohedral là 26%. Độ rỗng thấp nhất theo lý thuyết là những đá cấu tạo bởi những hạt góc cạnh. Trong thực tế, hình dạng hạt có ảnh hưởng lớn. Những hạt có độ cầu cao đạt được sự nén chặt với không gian rỗng tối thiểu, những hạt có hình dạng hạt đều tuyệt đối là điều không thể xảy ra, dù cho đó là cát do gió hay đá vôi trứng cá, kiểu kích thước bimodal và polymodal thấp hơn độ rỗng lý thuyết. Thực tế, độ rỗng tốt nhất thường là những đá có độ lựa chọn tốt, những hạt góc cạnh hay subangular. TRÌNH ĐỘ SẮP XẾP (ĐỘ LỰA CHỌN) TRÌNH ĐỘ SẮP XẾP (ĐỘ LỰA CHỌN) ĐỘ CẦU TRÒN Phương cách lắng đọng Trầm tích có độ lựa chọn kém thường có độ rỗng kém hơn trầm tích có độ lựa chọn tốt, như vậy, độ rỗng phụ thuộc nhiều vào mức độ lựa chọn. Quá trình lắng đọng được tiếp tục bởi quá trình nén ép sau lắng đọng: sự nén ép dưới sự chồng chất ngày càng nhiều của trầm tích bên trên. Sự nén ép có thể được định nghĩa như quá trình mà độ rỗng bị giảm xuống bên dưới mực ranh giới giữa trạng thái dẻo và trạng thái nửa rắn (semi-solid), được gọi là giới hạn dẻo Atterberg). Quá trình gây ra bởi ứng suất, hạt bị biến dạng và vừa không co dãn được vừa không thay đổi được: nó không thu hồi hình dạng và kích thước khi vật nặng bên trên bị dời đi. Cát nén ép chỉ khoảng 2% dưới áp suất 25000 kPa (tương đương 1000 m chôn sâu). Khi sự giảm độ rỗng với sự chôn vùi chủ yếu là theo qui luật số mũ, nó trở nên chậm hơn tại những độ sâu lớn hơn. Tuy nhiên, khi thời gian của quá trình chôn vùi càng lớn, những đá cát kết có tuổi khác nhau có thể càng khác biệt với nhau về độ rỗng. Đối với đá cát cổ, rất khó để biết được độ rỗng nguyên sinh của chúng và sự giảm độ rỗng của chúng khi bị nén ép. Theo biểu đồ địa nhiệt, giới hạn đá chứa tốt nhất có thể được xác định cho mỗi bồn ở kỷ Đệ Tam, là độ sâu mà tại đó độ rỗng bị giảm 15%. B. ĐỘ THẤM (permeability) CÁC ĐỊNH NGHĨA Độ thấm là một tính chất của đất đá cho phép lưu thể đi qua nó nhưng không làm thay đổi cấu trúc hay thành phần của đất đá. Hằng số độ thấm K được định nghĩa bằng phương trình biểu diễn định luật Darcy (Henry Darcy, 1856). Phương trình này được biểu diễn dưới nhiều dạng khác nhau. Trên quan điểm từ kinh nghiệm và thực tiễn về nước kĩ thuật, chúng ta có thể xem dạng phương trình trên như dạng được biểu diễn bởi King Hubbert vào năm 1940: Q = Với Q : tổng lưu lượng của lưu thể trong một đơn vị thời gian (cm3s-1) A : tiết diện khu vực dòng chảy đi qua (cm2) l : độ dài dòng chảy (cm) ρ : mật độ của lưu thể (g.cm-3) η : độ nhớt của lưu thể (mPa.s) h2 – h1 : chiều cao cột lưu thể, hay áp suất tác động vào dòng chảy (g.cm-2) K : hằng số độ thấm darcys. Nếu lưu thể là nước thì lưu lượng riêng (q) hay tốc độ lưu lượng trong vài cm mỗi giây được cho bởi công thức: q = = - K Từ quan điểm của mỏ dầu khí trầm tích, ta có thể thay bằng công thức của Kenneth Hsu: q = (NF) () [ - grad(gh)] Với N : tham biến với gồm một nhóm các đặc tính của đá như là hình dạng hạt và cách sắp xếp hạt – nó có thể là một hằng số cho mỗi loại đá xác định l : chiều dài của cấu tạo lỗ rỗng trong chất rắn (là kích thước lỗ rỗng và tính khúc khuỷu, và do đó liên hệ gián tiếp với cỡ hạt, độ chọn lọc và độ rắn chắc) grad(gh) : tượng trưng cho lượng công yêu cầu để di chuyển lưu thể suốt chiều dài l Độ thấm tuyệt đối độc lập với lưu thể tự nhiên; nó chỉ phụ thuộc vào môi trường (không tính đến các khe hở). Do đó hệ số thấm k trở thành: k = N.l Nếu khí, dầu và nước đều hiện diện, thì độ thấm tuyệt đối chỉ có ý nghĩa thực tiễn. Lưu thể di chuyển qua lại tác động vào nhau và xuất hiện độ thấm hiệu dụng cho mỗi lưu thể trong sự có mặt của các lưu thể (kg, ko và kw). Tổng của chúng nhỏ hơn kabsolube (độ thấm tuyệt đối), bởi vì sự gây trở ngại qua lại giữa chúng làm giảm độ thấm chứ không tăng lên. Lưu thể bão hòa của đá chứa là thể tích lưu thể được biểu diễn như một phần của tổng không gian các lỗ rỗng. Độ thấm tương đối của một loại đá đối với một lưu thể là tỉ số của độ thấm hiệu dụng khi lưu thể bão hòa với độ thấm tuyệt đối khi 100 % lưu thể bão hòa. Nhiều đá trong tự nhiên bị ẩm ướt và chứa nước trước khi hydrocarbon di chuyển vào, và ưu tiên chiếm nơi có không gian lỗ rỗng lớn hơn và đẩy nước đi đến nơi mà chúng bị tác động bởi lực mao dẫn. Ngay khi dầu bắt đầu di chuyển vào, đá chứa có thể chỉ chứa nước. Nếu có thể tìm ra và khai thác một mỏ dầu mà ở đó sự thay đổi vị trí của nước bởi dầu chỉ đến 20%, thì mỏ dầu có thể chứa nước cộng với một ít dầu. Khi lưu thể bão hòa bởi dầu tăng lên, độ thấm của mỏ liên quan đến việc lượng nước giảm xuống đến 0, và dầu tăng lên 100%. Ở vài phần trăm nước bão hòa (45%, nhưng dĩ nhiên phụ thuộc vào đá chứa tự nhiên cũng như các tính chất vật lý của nước và dầu), độ thấm tương đối với nước có thể giảm xuống 0 một cách hiệu quả. Mỏ có khả năng tạo dầu không có nước, mà trước đây không có độ thấm. Độ thấm liên quan đến dầu tăng lên nhanh chóng và áp suất mao dẫn tăng đột ngột đến mức tối đa. Ơû giai đoạn này, dầu thay thế toàn bộ nước mà nó có thể thay thế; nước còn lại sẽ di chuyển vào những lỗ rỗng nhỏ mà dầu không thể vào và tạo thành nước bão hòa không thể giảm nữa. Nếu không gian lỗ rỗng bị chiếm bởi cả dầu và khí, sự hiện diện của khí làm giảm độ thấm tương đối của đá chứa với dầu. Nếu sự bão hòa khí đủ lớn để trở nên liên tục, khí và dầu có thể cùng nhau di chuyển ra khỏi mỏ và đi vào giếng khoan. Khi khí bão hòa vẫn còn cao hơn dầu bão hòa thì sẽ không còn liên tục, độ thấm tương đối của mỏ với dầu sẽ giảm xuống 0 và dầu không thể thu hồi từ giếng nữa. Giá trị của định luật Darcy bị hạn chế ở dòng lưu thể một pha, đồng nhất hay thành lớp, và trong trường hợp không có sự thay thế qua lại giữa đá và lưu thể. Định luật dù vậy vẫn không có giá trị cho những điều kiện dầu khí tự nhiên bị chi phối bởi cả nước và dầu thô. Ý nghĩa của định luật nằm ở việc làm sáng tỏ vai trò của độ thấm. ẢNH HƯỞNG CỦA CÁC TÍNH CHẤT CỦA ĐÁ LÊN ĐỘ THẤM Lý thuyết chung về mối quan hệ giữa độ rỗng và độ thấm được biểu diễn bằng hàm mũ: Ф = a + b . log k Thông thường, độ thấm bên trong một khu vực nào đó (ít nhất là của đá cát) thay đổi bởi một yếu tố của 10 cho mỗi X phần trăm thay đổi trong độ rỗng. Trong trầm tích kỉ Thứ Ba, X 7. Độ thấm nguyên sinh có thể không lớn hơn độ rỗng liên kết, nhưng trong một số trường hợp độ thấm có thể thay đổi mạnh hơn độ rỗng. Phần trăm độ rỗng không định nghĩa cho việc kéo sự di chuyển ngược lại của lưu thể qua bức tường lỗ rỗng có vảy nhỏ và thô, và cả chiều dài đường đi mà lưu thể di chuyển qua (yếu tố uốn khúc). Sự thay đổi đó thực chất là thay đổi độ thấm nhưng không thay đổi độ rỗng. Một sự khác nhau lớn hơn giữa độ rỗng và độ thấm là khi cả hai đều là thứ sinh. Đặc biệt trong mỏ carbonate, nguồn gốc của lỗ rỗng có thể là kết quả của các vết nứt, khe nứt hay sự tái kết tinh. Nó trở nên định hướng mạnh mẽ. Sự thêm vào những lớp xuyên cắt bởi nước làm độ thấm ngang (kh) dễ dàng; đứt gãy có thể làm độ thấm dọc (kv) dễ dàng hơn. Trong những trường hợp phổ biến nhất, kh / kv = 1.5 – 5.0 hay nhiều hơn. tuy nhiên, trong đứt gãy rộng xuyên qua lớp kh / kv 1.0. Việc mở rộng đứt gãy trong các loại đá chứa, hay các kênh dẫn trong đá carbonate làm tăng độ thấm hàng trăm lần đối với những đá chứa không đổi: Xuyên qua một rãnh của đứt gãy có độ dài w cm: k = 8w2 x 106 darcys. Xuyên qua một ống kênh dẫn chất lỏng có đường kính d cm: k = 3d2 x 106 darcys. MỐI QUAN HỆ ĐỘ RỖNG – ĐỘ THẤM Cấu trúc của đá cũng ảnh hưởng đến độ thấm bằng những cách khác nhau từ những ảnh hưởng của độ rỗng. Độ thấm biến đổi theo 4 lần bán kính trung bình lỗ rỗng và bình phương đường kính hạt, những thứ khác thì không đổi (hằng số rỗng và không có sự khác thường về hình dạng hạt và cỡ hạt). Điều này không giống như độ rỗng. Thông thường, độ lựa chọn hạt kém trong đá cát có cỡ hạt trung bình làm giảm độ thấm. Độ thấm cũng phụ thuộc vào hình dạng của không gian lỗ rỗng, chứ không chỉ vào kích thước của chúng. Độ rỗng thực được xác định bởi cửa của lỗ rỗng chứ không phải kích thước lớn nhất của lỗ rỗng. Vì vậy, nó phụ thuộc vào hình dạng và đặc tính hình học của hạt, vào cách lắng đọng và sắp xếp. Mối quan hệ đó rõ rãng phức tạp và khó hiểu. Phương trình Kozeny đã kết hợp độ rỗng và độ thấm trong chất rắn: k = Ф3 / KS2 Với k : hệ số thấm Ф : độ rỗng S : diện tích bề mặt của mỗi thể tích chất rắn (đá) K : hằng số Kozeny Độ thấm của một loại đá xốp khác bởi tỉ số : Ф3 : (1 – Ф)2 Công thức trên không thật sự chính xác và không thể áp dụng chung cho tất cả các đá chứa trong tự nhiên. GIÁ TRỊ ĐỘ THẤM VÀ CÁCH TÍNH Độ thấm được tính bằng cách truyền một chất lưu thích hợp qua một loại đá đã biết áp suất. Độ thấm có giá trị 1 darcy được xác định khi 1 cm2 của bề mặt đá thoát ra 1 cm3 chất lưu có độ nhớt ML-1T-1 trong 1 giây dưới tác động của áp suất ở 1atm.cm-1. Giá trị darcy thể hiện: L2mlt-2ll-1 l3t-3ml-1t-1 Dễ dàng thấy rõ là độ thấm cho phép việc thoát ra 1 cm3 chất lưu từ 1 cm2 bề mặt đá trong thời gian 1 giây là độ thấm rất cao cho một loại đá. Độ thấm của đá chứa thường được tính bằng milidarcy (mD). Tương tự cũng dễ nhận ra là một đơn vị SI của độ thấm, sử dụng mét và pascal, sẽ thích hợp với một ống dẫn hơn là một loại đá. Để làm cho đơn vị SI có thể so sánh với đơn vị darcy thì giá trị L được tính bằng micrometre (μm hay 10-5 m). Đơn vị SI của độ thấm trở thành bình phương micrometre (μm2), và 1 μm2 gần tương đương với 1 darcy (1 darcy = 0.987 μm2); dùng cho mục đích địa chất, cả hai đơn vị có thể xem như nhau. Căn cứ vào quy định của Nga, sự phân loại độ thấm của các đá trầm tích chung như sau: Mô tả đặc tính Giá trị k (mD) Thô < 1.0 – 1.5 Trung bình 15 – 50 Tốt 50 – 250 Rất tốt 250 – 1000 Cực tốt > 1000 Phần trăm của đá Độ thấm (darcys) 80 0 – 10-6 13 10-6 – 10-3 5 10-3 – 1 2 > 1 Chỉ các loại đá trong bồn trầm tích thật sự không thấm đối với nước là đá muối bốc hơi và băng hà. Thông thường đá sét kết có thể thấm nước khá, mặc dù chúng không thấm dầu hay khí. Độ thấm của chúng đặc trưng trong phạm vi từ khoảng 5.10-5 darcys ở độ sâu 1000 m đến 1.10-8 darcys ở độ sâu 5000 m, khi độ rỗng của chúng giảm từ khoạng 25% xuống thấp hơn 10%. Rõ ràng là từ những tài liệu của Nga cho thấy là khoảng 80% đá trầm tích có những dấu hiệu tiềm năng tốt cho các tích tụ dầu khí. Độ thấm trong sự sắp xếp của 0.1 mD hay ít hơn được gọi là đá khít chặt, không có khả năng sản xuất 5 thùng dầu mỗi ngày (ít hơn 300 m3yr-1) hay tương đương với sự không có khả năng sản xuất của giếng. Theo những nghiên cứu thực tế, độ thấm của đá trầm tích sét từ Kerta hạ của miền Tây Canada vào khoảng 10-4 đến 10-7 mD, giảm xuống đối với đá có độ sét cao hơn. Mặt khác, nhiều đá chứa có độ thấm rất cao. Trong đá cát sẽ bao gồm việc miêu tả của tất cả các môi trường trầm tích: thuộc sông, thuộc tam giác châu, kết hợp giữa tam giác châu và ven bờ, bãi chắn, kết hợp giữa cồn và ven biển và vật liệu trầm tích biển. Độ thấm cao (cũng như khả năng tạo dầu) trong đá chứa carbonate thường phần lớn từ đá vôi hơn là từ đá dolomit và luôn gần như có nguồn gốc thứ sinh, từ cả dung dịch lẫn kiến trúc. CÔNG THỨC TÍNH ĐỘ THẤM TRUNG BÌNH Tùy thuộc vào vị trí giếng khoan so với vỉa mà ta có các cách tính giá trị độ thấm trung bình khác nhau: Nếu giếng bố trí vuông góc vỉa thì lúc đó dòng chảy cũng vuông góc với giếng: Ta tính độ thấm trung bình số học theo công thức: Ki: độ thấm hiệu dụng của vỉa i có chiều dày hiệu dụng hi. Nếu giếng bố trì gần song song với vỉa thì lúc đó dòng chảy cũng gần như song song với vỉa. Độ thấm trung bình được tính theo công thức độ thấm điều hòa: Nếu giếng khoan bố trí xiên so với vỉa thì độ thấm trung bình được tính theo độ thấm trung bình hình học: KG = ( K1h1. K2h2. K3h3 … Knhn ) . C. ĐỘ BÃO HÒA KHÁI NIỆM CHUNG Không gian rỗng trong đá collector còn chứa một lượng dầu, khí và nước. Nếu chỉ tính đến trọng trường thì các lưu thể trong mỏ phải được phân chia theo trong lượng riêng của chúng. Nghĩa là phía trên cùng là khí, sau đó là dầu và nước. Vì vậy, nếu ta lấy một mẫu đá trong khoảng chứa dầu thì phải được bão hòa 100% dầu trong nước. Tuy vậy, do tính chất mao dẫn nên mặt phân cách dầu-nước hay khí-nước không phải là mặt phẳng. Giả thuyết rằng trước khi tạo thành mỏ, các đá chứa được bão hòa 100% nước vỉa, sau đó dưới tác dụng của áp suất sinh ra trong quá trình tạo dầu của đá mẹ, ảnh hưởng của gia tốc trọng trường dần dần thay thế nước trong không gian lỗ rỗng. Quá trình thay thế nước tuân theo định luật chảy của các chất lỏng không đồng tính và trong vòng chứa dầu bao giờ cũng còn lại một lượng nước đáng kể trong trạng thái cân bằng nhiệt động lực giữa trọng trường và hiệu ứng mao dẫn của đá. Mặc dù hầu hết các phương pháp xác định độ bão hòa dầu-nước trong đá rất khó chính xác, thì một vấn đề vẫn tồn tại là việc thu được một mẫu nguyên dạng là hết sực khó khăn. Hàm lượng bão hòa của đá bị thay đổi khá nhiều do quá trình xâm nhiễm của dung dịch khoan và nước của nó, sự mất mát một phần dầu, nước trong quá trình đưa mẫu từ điều kiện áp suất giếng lên mặt đất với điều kiện áp suất khí quyển thông thường. Đến nay, người ta đã thử nghiệm nhiều phương pháp lấy mẫu nhưng vẫn không thể loại trừ triệt để sự xâm nhiễm vào mẫu kể trên. Từ các yếu tố trên ta đi đến định nghĩa độ bão hòa: Định nghĩa Độ bão hòa là tỉ số giữa thể tích của từng lưu thể chiếm chỗ với tổng diện tích không gian lỗ rỗng. Sg + So + Sw = 1 Sg : Độ bão hòa khí So : Độ bão hòa dầu Sw : Độ bão hòa nước Các yếu tố ảnh hưởng đến độ bão hòa Độ bão hòa dầu được xác định trên mẫu chỉ biểu thị một phần độ bão hòa ban đầu của mỏ. Độ bão hòa nước của mẫu trong phòng thí nghiệm luôn lớn hơn độ bão hòa nước trong mỏ, trong trường hợp khoan lấy mẫu bằng dung dịch ban đầu là nước. Khi khoan lấy mẫu bằng dung dịch dầu, có thể xem độ bão hòa nước của mẫu là tương đương với độ bão hòa nước dư ban đầu. Trường hợp này phải phân tích ngay vì chất lỏng giảm dần theo thời gian bảo quản. Ý nghĩa của việc xác định độ bão hòa Ngoài việc sử dụng các số liệu phục vụ tính trữ lượng thì độ bão hòa lưu thể còn cho ta một lượng thông tin về khả năng khai thác của mỏ. Quá trình xâm nhiễm, việc thoát dầu ra khỏi mẫu do sự giãn khí bão hòa trong dầu vỉa là các hiện tượng tương tự với quá trình đẩy nước lẫn dầu, khí trong quá trình khai thác mỏ, do vậy việc xác định hàm lượng lưu thể trong mẫu sẽ cho những thông tin nhất định về hiệu suất khi khai thác. CÁC PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH ĐỘ BÃO HÒA TRONG PHÒNG THÍ NGHIỆM Xác định độ bão hòa dầu, nước bằng phương pháp chưng cất ở điều kiện khí quyển (phương pháp Retort) Dầu và nước được chưng cất thành hơi trong buồng kín ở áp suất khí quyển, sau đó được làm lạnh để thu hồi ở ống nghiệm chia độ để xác định thể tích dầu, nước. Độ bão hòa dầu, nước được xác định theo công thức: Nếu ta biết: , độ rỗng sẽ được tính: m : khối lượng đất đá : mật độ đất đá Hoặc: Sw : độ bão hòa nước (%) So : độ bão hòa dầu (%) VT : thể tích tổng thể của mẫu (cm3) Ф : độ rỗng của mẫu (%) Vw : thể tích nước (cm3) Vo : thể tích dầu (cm3) Vk : thể tích khí (cm3) Xác định độ bão hòa