Khóa luận Giải đoán tài liệu địa vật lý giếng khoan xác định các thông số vỉa tập chứa miocene hạ giếng khoan A-5X bồn trũng Malay – Thổ Chu

a trũng Pattani có hướng cấu trúc bắc – nam và bể Malay Thổ Chu có hướng TB-ĐN. Vì thế , đặc điểm cấu trúc địa chất và tiềm năng dầu khí ở đây bị chi phối và khống chế bởi sự hình thành và phát triển của các bể trên. Đặc điểm đứt gãy Hệ thống đứt gãy của bể Malay Thổ Chu hình thành và chịu sự chi phối của các hệ thống đứt gãy trượt bằng khu vực chính có hướng TB-ĐN là: -Hệ thống đứt gãy Hinge -Hệ thống đứt gãy Three Pagodas -Các đới phá hủy chính hướng B-N được xác định bởi các hệ đứt gãy: -Hệ thống đứt gãy Bergading- Kapal -Hệ thống đứt gãy Dulang -Hệ thống đứt gãy Laba- Mesah Về phía rìa Bắc của bể, hệ thống đứt gãy Dulang và Laba-Mesah chuyển sang hướng TB- ĐN và tạo nên một loạt các trũng hẹp kiểu kéo toạc. Ở khu vực thềm lục địa Tây Nam hệ thống đứt gãy chủ yếu là đứt gãy thuận có phương B-N, TB-ĐN. Ngoài ra còn có một số đứt gãy theo phương á vĩ tuyến. Chính các hệ thống đứt gãy này tạo nên kiểu cấu trúc sụt bậcnghiêng về phía trung tâm bể và hình thành các địa hào và bán địa hào xen kẽ nhau. Các đứt gãy phương B-N là đứt gãy thuận, xuyên cắt từ móng với biên độ dịch chuyển từ vài chục mét đến hành nghìn mét. Chúng hoạt động và phát triển đến cuối thời kỳ Miocene, thậm chí có đứt gãy hoạt động đến tận Pliocene. Hoạt động của hệ thống đứt gãy B-N làm cho đơn nghiêng có sự sụt bậc về phía Tây và hình thành một loạt nếp lồi, lõm xen kẽ nhau theo phương đứt gãy. Các đứt gãy có phương á vĩ tuyến và á kinh tuyến được phát hiện chủ yếu ở các lô 45, 46, 51. Các đứt gãy trên diện tích các lô 45- 51 hoạt động mạnh mẽ từ móng cho đến hết thời kỳ Miocene, một số thậm chí phát triển đến tận Pliocene. Các hệ thống đứt gãy chính của bể MaLay- Thổ Chu III.3. Lịch sử phát triển địa chất Lịch sử địa chất Đệ Tam bể Ma Lay- Thổ Chu nằm trong tiến trình phát triển địa chất chung của các bể trầm tích khu vực Đông Nam Á và Việt Nam, có thể được chia thành các giai đoạn chính: Giai đoạn tạo rift Eocene(?)- Oligocene: Hoạt động kiến tạo chủ yếu tác động mạnh mẽ đến khu vực nghiên cứu là quá trình tách giãn nội lục (Intra- Cratonic rifting) hay còn gọi là giai đoạn đồng tạo rift tạo nên các bồn trầm tích Đệ Tam chủ yếu ở bể Malay- Thổ Chu và trũng Pattani. Quá trình tách giãn Eocene(?) – Oligocene xảy ra dọc theo đới cấu trúc Trias cổ, dẫn tới việc hình thành hành loạt các đứt gãy thuận có hướng B-N ở phấn Bắc vịnh Thái lan và đứt gãy có hướngTB-ĐN ở bể Malay- Thổ Chu. Ban đầu quá trình trầm tích bị ngăn cách bởi các bán graben ( haft graben), sau đó là các thành tạo trầm tích lục nguyên có tướng lục địa- đầm hồ, tam giác châu và ven bờ lấp đầy các bể phụ mở rộng, bao gồm chủ yếu là cát sét, các tập bồi tích( fluviolacustrine), trầm tích dòng xoáy( braided streams); trầm tích cổ nhất là Oligocene. Do các đứt gãy phát triển từ móng trước Kainozoic, nên các thành tạo Oligocene thương bị phân dị, chia cắt mặt địa hình cổ thành các đới nâng hạ không đều của móng trước Kainozoic tạo ra một hình thái kiến trúc hết sức phức tạp. Vào cuối Oligocene do chuyển động nâng lên, quá trình trầm tích bị gián đoạn và bóc mòn. Sự kiện này được đánh dấu bằng bất chỉnh hợp cuối Oligocene, đầu Miocene sớm. Giai đoạn sau tạo rift Miocene- Đệ Tứ: Miocene sớm bắt đầu băng pha lún chìm, oằn võng- biển tiến, đây chính là giai đoạn đặc trưng cho pha chuyển tiếp từ đồng tạo rift đến sau tạo rift. Vào Miocene giữa tiếp tục thời kỳ lún chìm của bể mà nguyên nhân chủ yếu là do giảm nhiệt của thạch quyển. Hoạt động giao thoa kiến tạo do sự thay đổi hướng hút chìm của mảng Ấn Độ theo hướng Đông Bắc vả chuyển động của mảng Úc lên phía Bắc vào cuối Miocene giữa- đầu Miocene muộn có thể là nguyên nhân của chuyển động nâng lênvà dẫn tới việc hình thành bất chỉnh hợp Miocene giữa. Trên cơ sở kết quả định tuổi tập basalt liên quan tới bất chỉnh hợp chính ỏ bể Phisanulok, tuổi của bất chỉnh hợp trên là 10,4 triệu năm ( Legendre và nnk, 1988). Thời kỳ cuối Miocene muộn đến hiện tại là pha cuối cùng củat tiến trình phát triển bể, đó là sự tiếp tục của giai đoạn sau tạo rift. Vào Pliocene – Đệ Tứ, quá trình sụt lún chậm dần và ổn định, biển tiến rộng khắp, mạnh mẽ, các bể và các phụ bể lân cận trong cùng vịnh Thái Lan được liên thông với nhau. Lớp phủ trầm tích hầu như nằm ngang, không bị tác động bởi các hoạt động đứt gãy hay uốn nếp và tạo nên hình thái cấu trúc hiện tại của khu vực này. Sơ đồ lịch sử phát triển địa chất bể MaLay-Thổ Chu IV. ĐẶC ĐIỂM CÁC TẦNG SINH CHỨA CHẮN IV.1. Đá sinh Bồn trũng Malay được xác định có hai hệ thống chính: - Hệ thống Oligocene/ Miocene: hệ thống này có đá mẹ sinh kerogen loại I tuổi Oligocene, thành phần thạch học là đá phiến sét đầm hồ thành tạo trong giai đoạn đồng tạo rift. Loại này sinh dầu có độ nhớt cao là kết quả của quá trình chuyển hóa các vật liệu hữu cơ nguồn gốc thực vật môi trường đầm hồ. Đá chứa chính là các tập cát kết sông tuổi Miocene sớm và giữa hình thành trong giai đoạn đầu của quá trình sụt võng do nhiệt (nhóm địa tầng J, I, H). Chúng được chắn bởi các tầng trầm tích hạt mịn phân bố giữa các hệ tầng. - Hệ thống Miocene/ Miocene: đá mẹ sinh chủ yếu là các tầng sét than giàu vật chất hữu cơ tuổi Miocene sớm và giữa. Loại đá mẹ này đặc trưng sinh khí và khí/ condensate với kerogen loại III. Đá chứa và chắn cũng như hệ thống trên, riêng đá chứa tướng sông ngòi và châu thổ phân bố xen lẫn với đá sinh. Ngoài ra, tầng sét dày thuộc tập A và B cũng được xem là tầng chắn mang tính khu vực. Một số nghiên cứu cho thấy dầu khí trong khu vực có độ trưởng thành tương ứng độ phản xạ vitrinite Ro = 0.8%, tương đương khoảng 2800m sâu tính theo địa nhiệt trung bình. Do đó có thể kết luận rằng hầu hết đá mẹ phân bố trong khu vực nghiên cứu chưa đủ trưởng thành để có thể sinh ra hydrocarbon. Các nghiên cứu địa hóa cho thấy các phát hiện dầu khí trong khu vực có nguồn gốc dịch chuyển từ vùng sâu hơn phía trung tâm bồn. Và tầng J với tỷ lệ cát cao, lại nằm gần tầng sinh đóng vai trò là tầng dẫn lý tưởng. IV.2. Đá chứa và bẫy Ở bồn trũng Mã Lay Thổ Chu tồn tại những tập cát tiềm năng thành tạo trong các giai đoạn đồng và sau tạo rift, trong môi trường tam giác châu ven hồ, sông ngòi và châu thổ. Ở khu vực nghiên cứu nói riêng và bồn Mã Lay Thổ Chu nói chung quá trình diagenesis xảy ra rất sớm liên quan đến gradient địa nhiệt cao ở vùng này, điều đó đã làm giảm chất lượng đá chứa theo chiều sâu một cách đáng kể, đặc biệt là ở những tập cát kết hạt mịn. Ở độ sâu nông hơn 2100 m, quá trình diagenesis hầu như mới bắt đầu, đá chứa nhìn chung có chất lượng tốt (độ rỗng tối đa có thể lên đến 27%). Ở độ sâu lớn hơn, xảy ra quá trình hòa tan feldspar, thành tạo thạch anh thứ sinh và kaolinite, chuyển đổi kaolinite thành dickite ở nhiệt độ 130 - 140oC. Ở nhiệt độ cao hơn > 150 – 170oC ứng với độ sâu chôn vùi lớn, quá trình thành tạo thạch anh thứ sinh và illite mạnh mẽ hơn làm giảm rõ rệt khả năng thấm của đá, đặc biệt là cát kết hạt mịn. Tuy nhiên, với cát kết hạt thô ở bên dưới độ sâu 3000 m vẫn có thể cho khả năng chứa tốt. Một trong những nhân tố ảnh hưởng lớn đến chất lượng đá chứa cát kết là kích thước hạt vụn. Trong từng môi trường trầm tích cho những đặc trưng về thạch học nói chung và kích thước hạt nói riêng, chính vì vậy công tác thăm dò tập trung nhiều vào việc xác định môi trường trầm tích của đối tượng chứa nhằm hiểu rõ hơn về tiềm năng dầu khí của chúng. Nhìn chung, ở khu vực nghiên cứu có thể phân chia năm nhóm môi trường trầm tích của cát chứa dựa trên tài liệu mẫu và địa vật lý giếng khoan: - Môi trường chủ yếu là ở phần dưới của đồng bằng ven biển (Lower Coastal Plain): bao gồm những tướng cát sông có liên hệ mật thiết với những lớp than và/hoặc sét than và sét kết màu xám tích tụ trong môi trường sông ít uốn khúc cho đến uốn khúc mạnh (bao gồm cả các cửa kênh phân phối – distributary channel). - Môi trường chủ yếu là ở phần trên của đồng bằng ven biển (Upper Coastal Plain): bao gồm các tướng cát sông giống như trên chỉ trừ những nhóm tướng có liên hệ với các lớp than và sét than. Môi trường tích tụ này không bao gồm các cửa kênh phân phối và hầu như chỉ liên quan đến những tập sét màu đỏ/nâu lắng đọng trong điều kiện giàu oxy. - Môi trường Tam giác châu (Deltaic): liên quan là những cát kết tướng thô dần lên trên và sét kết màu xám. - Môi trường biển (Marine): hiện diện rất ít trong khu vực nghiên cứu, thường liên quan đến khoáng glauconite và phosphates. - Môi trường đầm hồ (Lacustrine): liên quan đến những tập sét có bề dày lớn màu xám đen đến xám tối và cát kết thuộc môi trường tam giác châu đầm hồ và quạt phù sa (fan delta). Bẫy Việc xác định các bẫy chứa dầu trong khu vực nghiên cứu chủ yếu dựa trên bản đồ cấu trúc, nhưng do tính phứa tạp của tầng chứa – không phải là tập cát lớn liên tục mà bao gồm nhiều dải cát có bề dày nhỏ phân bố không liên tục theo chiều sâu và chiều rộng – nên cho đến nay vẫn không thể xác định được sự phân bố của các tập chứa dầu. Mô hình địa chất cho các vỉa chứa cát lòng sông là những bẫy kết hợp địa tầng và những đứt gãy khép kín cấu trúc. IV.3.Đặc điểm tầng chắn Chia làm 2 phần: - Các tầng chắn hạt mịn - Màn chắn kiến tạo * Các tầng chắn hạt mịn - Tầng chắn I: các tập sét Pliocene-Đệ Tứ, dày hàng trăm mét, hàm lượng sét ởn định khoảng 85-90%,đợ hạt nhỏ hơn 0.001mm, xen kẻ trong tầng sét là các lớp bợt kết mỏng. - Tầng chắn II: là các tập sét đáy Miocene dưới, phân bớ khơng liên tục, dày 25-60m, hàm lượng sét dao đợng từ 75-85%, đợ hạt nhỏ hơn 0.001mm. - Tầng chắn III: sét trong tầng Oligocene, dày 50-200m, hàm lượng sét cao 80-90%, đợ hạt 0.001-0.003mm. *Màn chắn kiến tạo Các hệ thớng kiến tạo là màn chắn kiến tạo rất quan trọng của bể. Hầu hết các bẫy khép kín 3 chiều đều được chắn bởi các đứt gãy, đặc biệt là các cánh nâng của các đứt gãy. CHƯƠNG II CÁC PHƯƠNG PHÁP ĐỊA VẬT LÝ GIẾNG KHOAN XÁC ĐỊNH THÔNG SỐ VỈA ˜ & ™ I.PHƯƠNG PHÁP GAMMA RAY Phương pháp Gamma ray là phương pháp nghiên cứu trường phóng xạ tự nhiên do các bức xạ gamma tự nhiên của đất đá xung quanh thành giếng khoan gây ra. Tia phóng xạ phát ra từ các nguyên tố: Uranium, Thorium, Kalium có trong đất đá. Log gamma ray đơn giản chao ta sự kết hợp tính phóng xạ của 3 nguyên tố này. Đơn vị được chấp nhận cho log Gamma Ray là API (American Petroleum Institute). Hầu hết các đá đều có tính phóng xạ nhưng ở các mức độ khác nhau. Đá magma và biến chất thì có tính phóng xạ cao hơn đá trầm tích. Tuy nhiên, trong số các loại đá trầm tích thì đá phiến sét có tính phóng xạ cao nhất. Đó cũng là lý do log Gamma Ray còn được gọi là “Shale Log”. 1.Bản chất: Sự phân rã hạt nhân nguyên tử ở điều kiện tự nhiên bao giờ cũng kèm theo hiện tượng bức xạ các tia α, β, g. Tất cả bức xạ α, β, g tác động vào môi trường xung quanh và chúng sẽ bị hấp thụ một phần nào đó. Những tia α phần lớn kém bền vững, có khả năng ion hoá cao. Dòng tai này hầu như bị hấp phụ bởi lớp đá cực mỏng vài micromet. Dòng tia β có khả năng đăm xuyên cao hơn α và hầu như cũng bị hấp phụ bởi lớp đá có bề dày lớn hơn vài milimet. Dòng tia g được xem là bức xạ điện từ sóng ngắn có tần số cao, được đo ở đơn vị là MeV (Megaelectron vol). Khả năng đâm xuyên cao của bức xạ g có ý nghĩa thực tế trong nghiên cứu mặt cắt giếng khoan. Do tia gamma bị hấp phụ bởi lớp đất đá có bề dày gần 1 met, chính vì vậy nên khi ta đo trong điều kiện giếng khoan đã chống ống cũng không ảnh hưởng đến giá trị đo. Biểu đồ thẻ hiện một đoạn log Gamma Ray của giếng A-5X Tuỳ theo mức độ phóng xạ tự nhiên của đất đá mà người ta chia đất đá ra làm 3 loại: Đất đá có độ phóng xạ cao (1-3 Bq/g) Đất đá có độ phóng xạ trung bình (0.1-1 Bq/g) Đất đá có độ phóng xạ thấp (<0.04 Bq/g) Sét bitum đen Sét kết Muối kali Feldspar kali Sét phiến Thạch anh có ít feldspar Cát feldspar chứa kali Đá cacbbonat bị dolomite hoá Muối natri Vôi Than đá Thạch anh hạt to Cát Thạch cao Anhydrite Dolomit 2.Các yếu tố ảnh hưởng đến giá trị Gamma Ray: - Vị trí đặt của thiết bị đo. - Đường kính giếng khoan. - Tỷ trọng mùn khoan. - Sự phân bố và tỷ trọng của đất đá. - Xi măng (tạo bởi vôi và sét). Vì có vô số tổ hợp của những điều kiện trên nên tuỳ thuộc vào điều kiện thực tế mà các công ty dịch vụ, các hãng chế tạo dụng cụ đo phải công bố tài liệu hiệu chỉnh kết quả của dữ liệu đo về dạng tiêu chuẩn. Trong điều kiện chuẩn log Gamma Ray không có yêu cầu về hiệu chỉnh. Các điều kiện này gồm: kích thước đường kính giếng khoan là 8 inch, tỷ trọng của mùn khoan là 10 lb, kết hợp với đường kính của thiết bị đo là 3.5/8inch trong giếng. Tuy nhiên, với kích thước lơn và mùn khoan nặng hơn hoặc với thiết bị định tâm thì có sự hiện diện của vật liệu hấp phụ tia gamma giữa thành hệ và thiết bị, sự ghi nhận sẽ giảm đi. Vì vậy sự ghi nhận sẽ chính xác hơn trong giếng nhỏ hơn hoặc giếng rỗng. Các đường cong hiệu chỉnh co thể tìm thấy ở các công ty dịch vụ. Hệ số hiệu chỉnh thường ở mức độ vùa phải, trong pham vi từ 1.0-1.3. Chúng có thể được bỏ qua ngoại trừ Gamma Ray (GR) được dùng để xác định hàm lượng sét. Sự hiệu chỉnh rất quan trọng trong những trường hợp hiếm xảy ra như khi GR được dùng để phân tích chất trầm tích K2CO3 và Urani. Đôi khi hàm lượng kali hoặc urani trong mùn khoan quá mức, hoặc là do KCl được thêm vào mùn khoan để ngăn chặn sự trội sét. Chính điều này làm cho giá trị GR cao hơn bình thường. 3. Ứng dụng của phương pháp Gamma Ray: - phân tích thành phần thạch học của đất đá. - Xác định hàm lượng sét chứa trong vỉa. - Xác định ranh giới các lớp. II. PHƯƠNG PHÁP GAMMA GAMMA MẬT ĐỘ (DENSITY) Phương pháp Gamma Gamma mật độ là phương pháp đo mật độ khối của thành hệ đất đá. Mật độ khối là mật độ tổng cộng của đất đá bao gồm khung đất đá và chất lưu chiếm chổ trong các lỗ trống. 1.Bản chất: Bản chất của phương pháp Gamma Gamma mật độ là dựa vào đặc tính tán xạ của g bức xạ, xuất hiện khi kích thích lên đất đá một nguồn bức xạ g bên ngoài. Tia g được phát ra liên tục bởi một nguồn (khoảng o.66 MeV từ Cs137) được truyền vào thành hệ đất đá. Ơû đó chúng va chạm nhiều lần với các electron, làm cho chúng bị mất đi năng lượng và tán xậ theo hướng khác – gọi là tán xạ Compton. Khi năng lượng của chúng rơi xuống khoảng 0.1 MeV, tia g bị mất đi bởi một quá trình gọi là hấp thụ quang điện (photoelectric absorption). Sự tác động giữa g bức xạ và vật chất là việc tạo thành cặp điện tử Pozitron, hiệu ứng quang điện và hiệu ứng Compton. -Cặp điện tử Pozitron được tạo thành dưới tác động của g lượng tử có năng lượng rất lớn (5-10 MeV) với hạt nhân nguyên tử, kết quả g lượng tử mát đi và trong trường điện hạt nhân cặp electron pozitron được tạo thành. -Hiệu ứng quang điện diễn ra dưới sự hấp thụ g lượng tử từ một trong những electron của hạt nhân. Năng lượng của g lượng tử chuyển thành năng lượng động của electron. Electron này quay quanh hạt nhân. Thông thường thì ảnh hưởng của hiệu ứng quang điện đối với vật chất rất nhỏ. -Hiệu ưng Compton: khác với hiệu ứng quang điện là g lượng tử không mất đi mà chỉ mất một phần cho một trong những electron của hạt nhân và thay đổi hướng chuyển động (tán xạ). Tán xạ Compton chỉ phụ thuộc vào mật độ electron của thành hệ (số electron trong một đơn vị thể tích) mà gần như là liên quan tới mật độ khối. Đây là cơ sở của phép đo mật độ chuẩn. Nếu gọi Ne là số lượng electron trong một đơn vị thể tích của vật chất. Ne = NA x e x r / A NA :hằng số Avogadro (NA =6.02x1023 mol-1) e :số thứ tự nguyen tố trong thành phần vật chất. r : mật độ vật chất. A :khối lượng nguyên tử. Từ công thức trên bằng phương pháp Gamma Gamma người ta có thể xác định mật độ đất đá mà giếng khoan đi qua. 2. Đặc tính của log Gamma Gamma: Đường cong mật độ khối r được ghi nhận trên log với thước đo thay đổi từ 2.0-3.0 g/cc. Mật độ tiêu chuẩn thay đổi từ 2.0-2.7 g/cc khi độ rỗng thay đổi từ 0-40%. Đường hiệu chỉnh nhằm xác định tính ứng dụng của đường r, nó không coá nghĩa là cộng vào hoạc trừ đi giá trị r mà cho thấy tính chính xác của r. Khi phân tích một log Density, đầu tiên ta nên quan sát giá trị trên đường bù Dr vì đây là đường cong kiểm soát chất lượng. Trong giếng trơn nhẵn giá trị Dr gần với giá trị 0. Đường Dr sẽ bị lệch sang phải nếu vỏ bùn là loại bùn thường (không chứa barit), lệch sang trái nếu vỏ bùn là loại chứa nhiều barit. Khi gặp phải lớp vỏ bùn hoặc bề mặt giếng ghồ ghề thì giá trị Dr hiệu chỉnh sẽ tăng. Nếu Dr thấp hơn 0.15g/cc hiệu chỉnh là thích hợp và đường r có thể tin tưởng. Nếu Dr trên 0.15 g/cc thì hiệu chỉnh không thích hợp và đường r đã bị lỗi. Do một số thay đổi bất thường theo thống kê được mô tả trong phương pháp Gamma Ray thì đường cong mật độ cũng sẽ không lặp lại chính xác. Giá trị trung bình được chấp nhận nhưng độ lệch chuẩn giữa các đường chạy lập lịa khoảng 0.04 g/cc nơi mật độ cao và khoảng 0.02 g/cc nơi có mật độ thấp với thời gian trung bình là 2 giây và tốc độ khoan trung bình là 1800 ft/giờ. Sự không lập lại bị sai lệch thêm bởi thực tế là thiết bị có thể được thả ở các mặt khác nhau của giếng trên đường lặp lại. 3. Mối liên quan giữa mật độ electron và mật độ khối Thiết bị Density phản ánh mật độ electron của thành hệ, nhưng thông tin mà ta cần biết đó là mật độ khối. Hai mật độ này liên quan với nhau bởi tỷ số Z/A của nguyên tố tạo nên thành hệ. Với : Z là diện tích hạt nhân, A là trọng lượng nguyên tử của nguyên tố. Đối với tất cả các nguyên tố trong các thành hệ trầm tích ngoại trừ hydro thì tỷ số Z/A hầu như là hằng số, thay đổi chỉ từ 0.48-0.5. Đối với hydro thì giá trị này lá 1. Do đó, sự hiện diện của nước và dầu trong vỉa có yys nghĩa là làm nhiễu loạn tính cân đối thông thường giữa mật độ electron và mật độ khối. Sự khác biệt giữa mật độ khối thực r và mật độ khối do log xác định rlog được thể hiện qua bảng sau: Chất Công thức Mật độ thực tế r (g/cc) Mật độ do log xác định rlog (g/cc) Quartz SiO2 2.654 2.648 Calcite CaCO3 2.710 2.710 Dolomite CaCO3MgCO3 2.870 2.876 Anhydrite CaSO4 2.960 2.977 Sylvite KCl 1.984 1.863 Halite NaCl 2.165 2.032 Gypsum CaSO4.2H2O` 2.320 2.351 Anthracite 1.400 1.355 Coal 1.800 1.796 Bitummious 1.200 1.173 Fresh water H2O 1.000 1.000 Salt water 200000 ppm 1.146 1.135 Oil n(CH2) 0.850 0.850 Quan hệ giữa mật độ thực và mật độ đo được 4. Các yếu tố ảnh hưởng đến kết quả đo - Phương pháp log mật độ có chiều sâu đo không lớn. Thường nhỏ hơn 10 inch, có nghĩa là phương pháp mật độ chỉ đo trong phạm vi từ lớp vỏ bùn đến đới thấm. Mức độ dày mỏng khác nhau của lớp vỏ bùn sẽ ảnh hưởng đến kết quả đo. - Bề dày thành giếng khoan cũng ảnh hưởng đến kết quả đo. 5. Ứng dụng - Xác định độ rỗng và gián tiếp xác định mật độ hydrocacbon. - Xác định thành phần thạch học và thành phần khoáng vật . - Đánh giá hàm lượng vật chất hữu cơ. - Xác định dị thường áp suất và độ rỗng khe nứt. * Tính độ rỗng từ log Density: Độ rỗng thu được từ mật độ khối theo một cách khá đơn giản, đối với những vỉa sạch với mật độ khung là rma , mật độ chất lưu là rf , mật độ khối của vỉa là r và độ rỗng của vỉa là F. Ta có: r = F.rf + (1-F). rma Từ đó ta tính được độ rỗng: F = (rma -r) / (rma - rf) Mật độ khung một số chất Loại đá Mật độ khung rma (g/cc) Cát kết 2.65 Đá vôi 2.71 Dolomite 2.78 III. PHƯƠNG PHÁP NEUTRON (NPHI) Phương pháp neutron là phương pháp ghi nhận liên tục sự phản ứng của thành hệ đất đá xung quanh thành giếng khoan với sự bắn phá của các hạt neutron nhanh. Sự phản ứng này liên tục với chỉ số hydro của vỉa – thông số xác định sự phong phú hydro của vỉa. 1. Bản chất Hạt neutron là hạt không tích điện, nên hạt nó không bị mất năng lượng khi tương tác với các hạt electron tích điện và hạt nhân, vì vậy mà neutron có khả năng đâm xuyên cao. Năng lượng của neutron biểu hiện ở vận tốc chuyển động của nó,được đo bằng đơn vị MeV. Theo mức năng lượng của hạt neutron người ta chia làm 4 loại: - Neutron nhanh: 1-15 MeV. - Neutron trung bình: 10 eV-1 MeV. - Neutron nhiệt: 0.1-10 eV. - Neutron trên nhiệt: 0.025 eV. Khi nghiên cứu mặt cắt giếng khoan bằng phương pháp neutron người ta phóng vào đất đá những hạt neutron nhanh và ghi bức xạ g (xảy ra khi neutron bị bắt giữ). Tia neutron nhanh (khoảng 5 MeV) liên tục được phát ra bởi nguồn neutron và di chuyển theo nhiều hướng vào thành hệ đất đá. Khi di chuyển chúng trở nên chậm hoặc giảm bớt năng lượng do va chạm với các hạt nhân trên đường đi. Khi năng lượng giảm tới một mức rất thấp (khoảng 0.025 eV – năng lượng nhiệt), chúng có dạng zigzag hoặc khuếch tán theo các hướng cho đến khi chúng bị hấp thụ hoặc bị bắt giữ bởi sự hiện diện cảu hạt nhân. 2. Đặc tính của log Netron Log Neutron hiếm khi chạy một mình do ảnh hưởng của sét và matrix, nó thường được kết hợp với log Density và log Gamma Ray. Trước đây mỗi công ty đo log sử dụng các đơn vị khác nhau cho thiết bị đo của chính họ. Có một mối liên hệ giữa các giá trị thi được từ thiết bị và độ rỗng của vỉa đá vôi sạch. Các giá tri này đại diện cho độ rỗng thực tế chải dưới điều kiện chuẩn của vải đá vôi sạch. Để tìm độ rỗng thực của những vỉa có thành phần thạch học khác thì giá trị của log neutron có thể được chuyển đổi bằng bảng hiệu chỉnh hoặc định theo kinh nghiệm. Giá trị của log Neutron thay đổi từ 45 đến -15 đơn vị độ rỗng. 3. Các yếu tố ảnh hưởng đến kết quả đo - Độ bền của nguồn. - Khoảng cách giữa nguồn và máy thu. - Bề dày ống chống. - Bề dày lớp xi măng. - Sự hiện diện của khí. - Tốc độ khoan và thời gian khoan. - Thành phần thạch học của đất đá. 4. Ứng dụng Phương pháp Neutron khi được kết hợp với các phương pháp khác dùng để: - Đánh giá độ rỗng của vỉa. - Xác định ranh giới dầu khí. - Xác định thành phần thạch học của đất đá. IV. PHƯƠNG PHÁP SIÊU ÂM (SONIC – DT) Phương pháp siêu âm là phương pháp dùng để đo thời gian truyền sóng đàn hồi của đất đá dọc theo thành giếng khoan để nghiên cứu tính chất vật lý cũng như