Khóa luận Minh giải tài liệu địa vật lý giếng khoan để xác định và đánh giá khả năng thấm chứa của vỉa sản phẩm ở giếng khoan RB-2X, mỏ Ruby, bồn trũng Cửu Long

bồn trũng Cửu Long còn chịu ảnh hưởng của các pha hoạt động magma với sự có mặt ở đây các thân đá phun trào như : bazan, andezit… phần bên dưới của trầm tích Oligoxen thượng bao gồm xen kẽ các lớp cát kết hạt mịn – trung, các lớp sét và các tập đá phun trào, lên trên đặc trưng bằng lớp sét đen dày. Ơû khu vực đới nâng Côn Sơn phần trên của mặt cắt tỉ lệ cát nhiều hơn. Ơû một vài nơi trầm tích Oligoxen thượng có dị thường áp suất cao. Chiều dày của điệp thay đổi từ 100 -1000m. Các thành tạo trầm tích Neogen Trầm tích Mioxen hạ – điệp Bạch Hổ ( N11 bh ): Trầm tích điệp Bạch Hổ bắt gặp trong hầu hết giếng khoan đã được khoan ở bồn trũng Cửu Long. Trầm tích điệp này nằm bất chỉnh hợp trên các trầm tích cổ hơn. Bề mặt của bất chỉnh hợp được phản xạ khá tốt trên mặt cắt địa chấn. Đây là bề mặt bất chỉnh hợp quan trọng nhất trong địa tầng Kanozoi. Dựa trên tài liệu thạch học, cổ sinh, địa vật lý điệp này được chia thành 3 phụ điệp + Phụ điệp Bạch Hổ dưới ( N11 bh1 ): trầm tích của phụ điệp này gồm các lớp cát kết lẫn với các lớp sét kết và bột kết. Càng gần với phần trên của phụ điệp khuynh hướng cát hạt thô càng rõ. Cát kết thạch anh màu xám sáng, hạt độ từ nhỏ đến trung bình, độ lựa chọn trung bình , được gắn kết chủ yếu bằng xi măng sét, kaolinit lẩn với ít cacbonat. Bột kết màu từ xám đến nâu, xanh đến xanh tối, trong phần dưới chứa nhiều sét. Trong phần rìa của bồn trũng Cửu Long cát chiếm một phần lớn ( 60% ) và giảm dần ở trung tâm bồn trũng. + Phụ điệp Bạch Hổ giữa ( N11 bh2 ): phần dưới của phụ điệp này là những lớp cát hạt nhỏ lẫn với những lớp bột rất mỏng. Phần trên chủ yếu là sét kết và bột kết, đôi chỗ gặp những lớp than và glauconit. + Phụ điệp Bạch Hổ trên ( N11 bh3 ): chủ yếu là sét kết xanh xám, xám sáng. Phần trên cùng của mặt cắt là tầng sét kết rotalia có chiều dày 30 – 300m, chủ yếu trong khoảng 50 -100m là tầng chắn khu vực tuyệt vời cho toàn bể. Trong trầm tích điệp Bạch Hổ rất giàu bào tử Magnastriatites howardi và phấn Shorae. Trầm tích của điệp có chiều dày thay đổi từ 500-1250m được thành tạo trong điều kiện biển nông và ven bờ. Trầm tích Mioxen trung – điệp Côn Sơn ( N21 cs ) : Trầm tích điệp này phủ bất chỉnh hợp trên trầm tích Mioxen hạ, bao gồm sự xen kẽ giữa các tập cát dày gắn kết kém với các tập sét vôi màu xanh thẫm, đôi chỗ gặp các lớp than. Trầm tích Mioxen thượng – điệp Đồng Nai ( N31 đn): Trầm tích được phân bố rộng rãi trên toàn bộ bồn trũng Cửu Long và một phần của đồng bằng sông Cửu Long trong giếng khoan Cửu Long 1. Trầm tích của điệp này nằm bất chỉnh hợp trên trầm tích điệp Côn Sơn. Trầm tích phần dưới gồm những lớp cát xen lẫn những lớp sét mỏng, đôi chỗ lẫn với cuội, sạn kích thước nhỏ. Các thành phần chủ yếu là thạch anh, một ít những mảnh đá biến chất, tuff và những tinh thể pirit. Trong sét đôi chỗ gặp than nâu hoặc bột màu xám trắng. Phần trên là cát thạch anh với kích thước lớn, độ lựa chọn kém, hạt sắc cạnh. Trong cát gặp nhiều mảnh hoá thạch sinh vật, glauconit, than và đôi khi cả tuff. Trầm tích Plioxen – Đệ Tứ – điệp Biển Đông ( N2 – Q bđ): Trầm tích của điệp này phủ bất chỉnh hợp lên trầm tích Mioxen. Trầm tích của điệp này đánh dấu một giai đoạn mới của sự phát triển trên toàn bộ trũng Cửu Long, tất cả bồn trũng được bao phủ bởi biển. Điệp này được đặc trưng chủ yếu là cát màu xanh, trắng có độ mài tròn trung bình, độ lựa chọn kém, có nhiều glauconit. Trong cát có cuội thạch anh hạt nhỏ. Phần trên các hoá thạch giảm, cát trở nên thô hơn, trong cát có lẫn bột chứa glauconit. Hình 3. Cột địa tầng tổng hợp bể Cửu Long. Tiềm năng tài nguyên dầu khí : Tiềm năng tài nguyên dầu khí của bể Cửu Long được đánh giá trong nhiều công trình và nhiều phương pháp khác nhau. Theo phương pháp thể tích nguồn gốc ( phương pháp địa hóa) tài nguyên dầu khí của bể dao động từ 2,375 đến 3,535 tỉ tấn quy dầu. Dựa theo kết quả đánh giá tiềm năng dầu khí bằng phương pháp thể tích – xác suất cho từng đối tượng triển vọng , bể Cửu Long có tổng trữ lượng và tiềm năng dầu khí thu hồi dao động trong khoảng 800-850 triệu tần dầu quy đổi, tương đương trữ lượng và tiềm năng HC tại chỗ khoảng 3,2 – 3,4 tỉ tấn quy dầu. Trong đó khoảng 70% tập trung vào đối tượng móng, còn lại 18% trong Oligocen và 12% trong Miocen. Theo những số liệu thống kê về tài nguyên dầu khí trong bể đã phát hiện và khai thác khoảng 70% tổng tài nguyên dầu khí trong bể. Như vậy lượng tài nguyên dầu khí còn lại trong bể chưa được phát hiện còn khá lớn và đây sẽ là tiền đề cho việc triển khai tiếp công tác tìm kiếm thăm dò, dầu khí trong bể Cửu Long. CHƯƠNG II NHỮNG ĐẶC ĐIỂM CHUNG CỦA MỎ RUBY Vị trí địa lý mỏ Ruby Mỏ Ruby (thuộc lô 01 và 02) phân bố ở phần Đông Bắc của bồn trũng Cửu Long, cách Vũng Tàu 155 km về phía Đông. Vùng nghiên cứu là một trong những vùng có triển vọng về tiềm năng dầu khí. Mỏ Ruby thuộc rìa phía Đông Bắc của bồn trũng Cửu Long, phía Tây tiếp giáp lô 15.1, phía Tây Nam tiếp giáp với lô 15.2, phía Nam giáp lô 09.2. Phía Tây Bắc của mỏ Ruby được giới hạn bởi đơn nghiêng Thuận Hải, đồng thời sự dịch chuyển của đơn nghiêng này đóng vai trò phân định ranh giới của bồn trũng Cửu Long. hình 4 . Vị trí mỏ Ruby  Lịch sử nghiên cứu , tìm kiếm , thăm dò và khai thác dầu khí Mỏ Ruby lô 01-02 được công ty Petronas Carigali Việt nam phát hiện vào tháng 6-1994. Đây là dự án thăm dò và khai thác tại nước ngoài đầu tiên do chính Petronas điều hành theo phương pháp ký kết hơp đồng phân chia sản phẩm. Vào tháng 8-1995, mỏ Ruby được tuyên bố có trữ lượng thương mại. Dầu khí đã được phát hiện ở ba tầng chứa Mioxen, Oligoxen và tầng đá móng. Ngày 22-10-1998, dòng dầu đầu tiên đã được khai thác từ mỏ Ruby. Sự kiện này đáng để ghi nhớ vì thủ tướng Malayxia và thủ tướng Việt Nam đến dự mừng dòng dầu đầu tiên vào ngày 17-12-1998 ti Hà Nội. Trung bình sản lượng khai thác tại mỏ Ruby là 12500 thùng/ngày. Tính đến hết năm 2000, khai thác được 2,260 triệu tấn dầu thô. Năm 2004, đã có 40,79 triệu thùng dầu thô được khai thác tại nay. Giàn Ruby -B đã được đưa vào hoạt động vào cuối năm 2004, nâng mức khai thác dầu của mỏ này lên 20.000 thùng/ngày. Sáng 30/9/2005 tại cảng Dịch vụ Kỹ thuật dầu khí, Công ty Dịch vụ Kỹ thuật dầu khí (PTSC) đã tổ chức lễ hạ thủy giàn đầu giếng Ruby B (WHP-RBDP-B). Giàn đầu giếng Ruby B là giàn khai thác tự động không người ở, có 4 chân đế ở độ sâu khoảng 50 m, 12 miệng giếng, 1 sàn chân đế và phần thượng tầng Topsides có sân đậu cho máy bay trực thăng. Trên giàn có lắp đặt nhiều máy móc hiện đại của công nghệ khai thác dầu khí như: các hệ thống điều khiển tự động quá trình khai thác, hệ thống đìều khiển bằng thủy lực, hệ thống máy phát điện (diesel và tua bin khí), hệ thống xử lý dầu, nước, hóa chất, hệ thống thông tin liên lạc... với tổng trọng lượng hơn 1.140 tấn. Giàn Ruby B do cán bộ, kỹ sư, công nhân viên Công ty PTSC thực hiện trong hơn 10 tháng với 800.000 giờ làm việc an tòan, tổng trị giá 18 triệu USD. Giàn đã được chủ đầu tư Petronas và cơ quan đăng kiểm giám định quốc tế Germanischer Lloyd đánh giá cao Đặc điểm địa tầng: Phức hệ trước Đệ Tam được biết như là đá móng kết tinh bao gồm: Granit, Granodiorit Biotit, Quartz Diorit, Granit Biotit …Đá móng tại đây bị nứt nẻ, phong hóa và hình thành lổ rỗng bên trong chúng, đây là sản phẩm của quá trình phong hóa. Móng đá nứt nẻ và phong hóa là các vỉa dầu khí quan trọng. Phức hệ tuổi Đệ Tam được đại diện bởi các thành tạo tuổi Paleogen và Neogen. Trong đó Paleogen bao gồm các thành tạo tuổi Eoxen và Oligoxen, còn Neogene gồm các thành tạo Mioxen và Plioxen. Các trầm tích tuổi Eoxen trong bồn trũng Cửu Long được xác lập trong hệ tầng Trà Cú. Chúng không được nhận thấy qua các giếng khoan trong vùng nghiên cứu nhưng các trầm tích của hệ tầng này thường gặp trong các lõi khoan trên đất liền ( CL-1 và HG-1 ) ( Cửu Long-1 và Hậu Giang-1 ) trong vùng rìa Tây Nam của bồn trũng Cửu Long. Hệ tầng này có nguồn gốc lục địa với các quần thể động vật và thực vật gồm các trầm tích sông có thành phần cuội kết, cát có hạt độ trung bình. Các trầm tích tuổi Oligoxen trong hệ tầng Trà Tân được quan sát hầu hết trong các giếng khoan và bao gồm: Trà Tân hạ ( loạt “E” ), Trà Tân giữa ( loạt “D” ) và Trà Tân thượng ( loạt “C” ). Theo các dữ liệu về cổ sinh học và trầm tích học cho thấy các trầm tích tuổi Oligoxen được hình thành trong giai đoạn tạo rift ( trầm tích đồng tạo rift ) trong lịch sử thành tạo bồn trũng Cửu Long. Loạt “E” bắt đầu được hình thành vào thời gian bắt đầu của pha tạo rift. Các đá của loạt này được quan sát chỉ trên các tuyến địa chấn, nhưng hiếm khi gặp được trong giếng khoan, bởi vì chúng trải dài trong các đới chôn vùi của bề mặt móng đá trước Đệ Tam. Cổ môi trường xác định là môi trường đầm hồ tại vùng trung tâm lún chìm ( tạo bồn trũng từ rift nội lục ), cát phù sa và sông trong phần rìa lún chìm. Các trầm tích của loạt này đóng vai trò là đá sinh và lớp kênh dẫn trong hệ thống dầu khí của vùng. Giai đoạn tạo rift kéo dài liên tục cho đến kỳ Oligoxen muộn. Bằng chứng cho sự thay đổi này là sự phân bố rộng lớn của các thành tạo than bùn đầm hồ trong khu vực của bồn trũng. Than bùn đầm lầy không chỉ phát triển trong đới trung tâm mà còn trong hầu hết bồn trũng, từ lô 17 trong vùng Tây Nam đến lô 01 trong vùng Đông Bắc. Trên mặt cắt địa chấn, các trầm tích này được đánh dấu loạt “D”. Trong phòng thí nghiệm các đá của tầng này được mô tả là phân lớp lớn của đá phiến sét xám phớt nâu và giàu vật liệu hữu cơ và chắc hẳn là một đá sinh dầu tốt. Đồng thời loạt trầm tích “D“ cũng đóng vai trò là đá bẫy cho các vỉa chứa hình thành từ đá móng phong hóa và nứt nẻ. Phần bên trên Oligoxen muộn là loạt “C”, được hình thành vào giai đoạn cuối của thời kỳ đồng tạo rift. Cổ địa lý môi trường thời kỳ này là đầm hồ với khuynh hướng chuyển sang môi trường biển và kết thúc tại đây. Vì vậy kích thước của hạt trầm tích loạt “C” là thô dần khi đi từ dưới lên, các đá của loạt “C” thì từ tốt đến giàu khả năng sinh dầu khí. Các lớp chắn nằm trong phần thấp hơn và vỉa chứa nằm ở phần bên trên. Thành tạo tuổi Mioxen sớm phủ bất chỉnh hợp lên các thành tạo tuổi Oligoxen bao gồm cát kết xen kẹp với bột kết có màu phớt lục và xám. Một tầng sét được gọi tên là “Tập Rotalid” tại phần trên của Mioxen hạ. Thời Oligoxen sớm là thời kỳ bắt đầu chế độ biển của bồn trũng Cửu Long. Thành tạo tuổi Mioxen giữa trong phần trung tâm và các vùng phía Đông của bồn trũng, thành tạo Mioxen bao gồm cát kết có kích thước hạt trung bình đến thô và thay đổi dần dần sang sét kết màu xám ở vùng ven rìa. Chế độ biển tiếp tục ảnh hưởng đến điều kiện trầm tích. Thành tạo tuổi Mioxen muộn mang các đặc trưng biển với sự có mặt của cát kết hạt độ từ mịn đến trung bình, xen kẹp bột kết với sét kết có màu xám. Thành tạo tuổi Mioxen – Đệ Tứ phủ lên trên các trầm tích của Mioxen thượng. Trầm tích bao gồm cát hạt mịn và mang đặc trưng của trầm tích biển. Về mặt địa tầng, một vài bất chỉnh hợp được tìm thấy. Gián đoạn đầu tiên do xói mòn địa tầng được tìm thấy giữa thành tạo tuổi Oligoxen với Mioxen (loạt “C”). Tại phần kết thúc của Oligoxen có một thời kỳ ngắn tạm dừng dẫn đến xói mòn các trầm tích. Trong các phần cao của bồn trũng, vật liệu trầm tích tại đỉnh của Oligoxen có thể bị vắng mặt một phần. Trong thời kỳ kết thúc Mioxen sớm, pha biển tiến xảy ra lần nữa. Đây là lý do để giả thuyết cho sự thiếu mất bề dày tại phần đỉnh của Mioxen sớm (B1). Chiều dày bị bào mòn ước tính là khoảng 150 đến 300m tùy thuộc từng nơi và có thể nhận diện qua được trong các giải đoán địa chấn vùng. Một gián đoạn khác được tìm thấy tại phần kết thúc của Mioxen là kết quả của sự hạ thấp dần mực nước biển tĩnh, gây ra một bào mòn nhỏ trong Mioxen giữa. Sự gián đoạn cũng có thể xác định được trên địa chất khu vực ở độ sâu từ 1000 m đến 1200 m trong vùng. Dựa theo các đặc điểm vừa đề cập ở bên trên. Lịch sử địa chôn vùi của vùng được tái lập lại trong quá trình nghiên cứu với các sự kiện địa chất. Hình 5: Cột địa tầng mỏ Ruby Cấu trúc mỏ Ruby hình 6: cấu trúc mỏ Ruby – vị trí các giếngkhoan. Tiềm năng dầu khí Đặc điểm tầng sinh Ở mỏ Ruby, ta nghiên cứu các kết quả phân tích địa hóa khác nhau như chỉ số TOC (tổng hàm lượng cacbon hữu cơ), nhiệt phân, tách chiết từ các mẫu vụn khoan, các mẫu sườn, và các mẫu lõi từ các giếng trong các lô lân cận (15-1, 15-2). Trong số các mặt cắt ngang qua các giếng RD-3X, 15-C-1X, Jade-1X, đá phiến sét giàu vật liệu hữu cơ Oligocen có TOC là 1 – 6 %. TOC trong đá phiến sét của loạt “D” là cao nhất và tiềm năng sinh của nó là rất tốt. Hầu hết các mẫu có chỉ số hydrogen hơn 350mgHC/gTOC. Trong đá phiến tại giếng 15-2-RD-3X của loạt “D” và “E” có giá trị từ tốt đến rất tốt về tiềm năng sinh dầu. Trong số 19 mẫu phân tích chỉ có 02 mẫu của loạt “C” là rơi vào hướng tạo dầu khí, 17 mẫu của loạt “D” và “E” là có chiều hướng xuất hiện dầu. Trong loạt “B1” ( Mioxen dưới ) hầu hết các mẫu phân tích cho biểu hiện kém vật liệu hữu cơ. Chỉ có một vài mẫu trong giếng 15-C-1X và 02-C-1X có thể là đá sinh dầu khí từ khá đến tốt. Phân tích thành phần maceral được thực hiện cho mặt cắt Oligoxen của giếng khoan 02-c-1X ( Jade-1X ) và Pearl-1X. Trong Jade-1X có trên 80% mẫu chứa từ 10-40% lipinite ( kiểu vật liệu hữu cơ có khuynh hướng tạo dầu ). Trong 5 mẫu đá phiến sét lấy trong độ sâu từ 2490 – 2950 m của giếng Pearl-1X, vật liệu hữu cơ kiểu tạo dầu ( amorphous OM, alginite, cutinite, cporite, resinite…) thay đổi từ 60 – 80%. Điều này là một điềm chỉ tốt cho kerogen kiểu II và III. Nhiều thông số địa hóa được sử dụng để đánh giá nguồn gốc vật liệu hữu cơ. Tổng quát được biểu hiện trên đồ thị mối quan hệ giữa C27-C28-C29. Sự tập trung cao của C30 với sự phong phú và sự giảm của nó theo hướng làm cao hơn số nguyên tử Cacbon là một bằng chứng tốt cho các vật liệu hữu cơ có nguồn gốc không phải từ biển. Sự hiện diện của C30 4-Methyl sterane nói lên vai trò đóng góp vật liệu hữu cơ từ các vi khuẩn mono skeleton (sinh vật đơn bào ) hoặc các vi khuẩn sống trong môi trường đầm hồ ( đôi khi có biển). Sự phong phú của sterane thường liên quan đến các tướng trầm tích ở môi trường nước (đầm lầy hay biển). Khi quan sát các tướng hữu cơ cho thấy có tướng đầm hồ trong các trầm tích Oligoxen. Phân tích chi tiết từ các vùng riêng biệt chứng tỏ nguồn gốc vật liệu hữu cơ thuộc kiểu hỗn hợp và được duy trì trong các điều kiện khác nhau. Đặc điểm tầng chứa Các đá kênh dẫn Các tầng đá mà hydrocacbon đi xuyên qua nó để đến bẫy. Cuội kết tại tầng đáy và tầng cát kết bên trên của loạt “E” là đường kênh dẫn tốt cho dầu từ đá sinh của loạt “D” và “E” đến các vỉa của móng đá phong hóa và nứt nẻ. Các đá chứa Ở mỏ Ruby đá chứa hydrocacbon là cát kết thuộc trầm tích Oligoxen – Mioxen. Trong mỏ Bạch Hổ, dầu được phát hiện ban đầu có nguồn gốc từ Mioxen hạ và cát kết Oligoxen. Sau này dầu được phát hiện trong các đá móng nứt nẻ, phong hóa. Đá móng nứt nẻ, phong hóa là đá chứa quan trọng trong bồn trũng Cửu Long. Kinh nghiệm trong thăm dò và khai thác dầu khí tại bồn trũng Cửu Long chứng rỏ rằng có hơn 80% dầu chứa trong các tầng của bồn trũng là thuộc các bẫy nơi đá móng. Các khối nâng lên của đá móng có thể là đối tượng quan tâm cho thăm dò và khai thác dầu khí. Ở mỏ Ruby, hệ tầng Bạch Hổ trung có thể được chia hai phần. Phần trên chủ yếu là phiến sét, phần dưới là cát. Dựa vào sự phân tích vật lý thì độ rỗng hiệu dụng trung bình 13,2% - 16,3%, độ bão hòa nước trung bình là 51,1% - 58,2%. Còn ở hệ tầng Trà Tân trung thì độ rỗng hiệu dụng là 12,4% - 15% và độ bảo hòa nước trung bình 50,5% - 64,1%. Đặc điểm tầng chắn Tầng chắn là một bộ phận không thể thiếu trong bẫy dầu. Đá chắn là đá có độ rỗng và độ thấm thấp đủ để ngăn ngừa sự dịch chuyển của hydrocacbon. Đá chắn còn gọi là đá mái nằm ở trên, trong trường hợp dầu dịch chuyển nằm ngang đá chắn gọi là đá tường. Đá chắn chính là đá bị xi măng hóa mạnh hoặc do quá trình trầm tích tiếp theo chứa nhiều phần tử sét. Đá chắn thực hiện được nhiệm vụ của mình khi có một áp lực vừa đủ. Vì vậy khi áp lực thay đổi, áp xuất tăng cao thì đá chắn không còn chắn được nửa. Hầu hết các đá mái có độ thấm < 10-4 Darcy. Đá chắn tốt nhất là đá trầm tích có tính dẻo là đá sét và đá phiến. Trong bồn trầm tích Cửu Long, các thành tạo sét có bề dày khá lớn và phân bố khá rộng lớn. Chúng vừa đóng vai trò là đá sinh dầu và tầng chắn có hiệu quả. Như đã mô tả ở trên, đá trong các bẫy nơi đá móng của mỏ Ruby là đá phiến loạt “D”. Thu thập từ các trầm tích cho thấy có thể các tầng mịn hạt phủ bên trên là tầng chắn cho các tích tụ dầu khí. Tầng Rotalid là tầng chắn tốt mang tính khu vực trong Mioxen dưới với hàm lượng sét 90 – 95 %, kiến trúc phân tán với cỡ hạt < 0.001 mm. Thành phần khoáng sét chủ yếu là montmoriolit. Đây là tầng chắn tốt cho cả dầu lẫn khí. PHẦN II CÁC PHƯƠNG PHÁP ĐỊA VẬT LÝ GIẾNG KHOAN VÀ XÁC ĐỊNH ĐẶC TÍNH THẤM CHỨA CỦA HAI GIẾNG KHOAN RUBY-2X CHƯƠNG I : CÁC PHƯƠNG PHÁP ĐỊA VẬT LÝ GIẾNG KHOAN PHƯƠNG PHÁP ĐIỆN A.1. PHƯƠNG PHÁP ĐO ĐIỆN NHÂN TẠO Theo độ dài của dôn ( khoảng cách sắp xếp giữa các điện cực ) người ta chia làm 2 loại : Đo sườn Đo vi điện cực I. Đo sườn I.1. Đo sườn định hướng 7 điện cực Ao là điện cực trung tâm , ba cặp điện cực bố trí đối xứng qua qua Ao là M1 và M2 ; M’1 và M’2 ; A1 và A2 Nguyên lý hoạt động: Ao , A1 , A2 phóng ra dòng điện định hướng. Dưới tác dụng của dòng điện không đổi Io được phóng ra bởi điện cực Ao, dòng điện định hướng được phóng ra từ điện cực định hướng A1 và A2 được điều chỉnh sao cho không phụ thuộc điện trở của đất đá kế bên và điện trở của dung dịch trong giếng khoan , đảm bảo sự cân bằng điện thế giữa các điện cực Ao, A1 và A2. Điều kiện để điện thế giữa các điện cực được cân bằng là hiệu điện thế giữa hai cặp điện cực ghi M1M’1 và M2M’2 bằng 0 dưới sự thay đổi cường độ dòng điện định hướng. Nếu như điện thế của điện cực Ao, A1, A2 là bằng nhau thì sẽ không có dòng điện chạy dọc theo giếng khoan mà chỉ hướng vào đất đá nghiên cứu . (Hình 7) I.2. Đo sườn định hướng 3 điện cực Bao gồm 3 điện cực hình trụ dài Ao, A1, A2. Ao là điện cực trung tâm , hai điện cực đối xứng qua Ao là A1 và A2. Nguyên lý hoạt động: cũng giống như 7 điện cực I.3. Đo sườn định huớng đôi DLL ( Dual Laterolog ) I.3.1. Đo sâu sườn LLD ( deep laterolog) Bao gồm 9 điện cực Ao, A1, A’1, A2, A’2, M1, M1’, M2, M2’. Nguyên lý hoạt động cũng giống như 7 điện cực . A1, A1, A2’, A2’ được nối với nhau và dùng để phóng ra dòng điện định hướng. Dòng này sau khi đi qua đất đá sẽ bị uốn cong và quay trở lại điện cực thu. I.3.2. Đo nông LLS ( shallow laterolog) Cũng bao gồm 9 điện cực nhưng khác phương pháp đo sâu là điện cực A1,A1’ phóng ra dòng điện định hướng còn A2,A2’ được sử dụng như là điện cực thu. Ưùng dụng: Phương pháp đo sâu sườn LLD và đo nông LLS dùng để nghiên cứu: Điện trở thực của vỉa Điện trở của vùng thấm Đường kính của vùng thấm LLD LLS A2 A1 M2 M1 Io AO M’1 M’2 A’1 A’2 Hình 7. Mơ hình cấu tạo của LLS và LLD II. Đo vi điện cực II.1. Đo vi điện cực không định hướng ML ( MicroLog) Gồm 3 điện cực Ao, M1, M2 được bố trí trên một đệm lót cao su dùng để chống lại sự nén ép của thành giếng khoan khi thiết bị tiếp xúc với thành giếng. Các điện cực này cách nhau1 inch. II.2. Đo vi điện cực định hướng MLL( MicroLateroLog) Bao gồm điện cực nhỏ Ao bao quanh bởi 3 điện cực tròn A1, M1và M2 được bố trí trên một đệm lót cao su. Điện cực Ao phát ra dòng điện không đổi Io để duy trì hiệu điện thế không đổi bằng 0 giữa M1 và M2 khi Ao phóng ra dòng điện. Đối với lớp bùn sét có đường kính > 3/8 inch thì giá trị điện trở của MLL phải hiệu chỉnh. Độ phân giải của MLL khoảng 1,7 inch và độ sâu nghiên cứu từ 1-2 inch. II.3. Đo vi điện cực định hướng dạng cầu MSFL ( Micro Spherically Focus Log) Phương pháp MSFL được thay thế cho ML và MLL khi được kết hợp đo một lượt với các thiết bị khác như DLL. ( Hình 8) Thiết bị đo bao gồm điện cực trung tâm Ao , điện cực phát A1 , điện cực ghi Mo và hai điện cực điều chỉnh điện thế. So với MLL thì MSFL ít bị ảnh hưởng bởi chiều dày lớp bùn sét vì vậy nó có thể đo chính xác giá trị điện trở của đới ngấm hoàn toàn trong cả điều kiện vỉa có độ thấm kém. Trong trường hợp lớp bùn sét có bề dày lớn hơn ½ inch thì giá trị điện trở MSFL cần phải hiệu chỉnh thông qua hai thông số là chiều dày hmc và điện trở của lớp bùn sét Rmc. Bùn khoan Bùn io ia Vỉa AO MO A1 DV=0 Hình 8. Mô hình cấu tạo của MSFL. A.2. PHƯƠNG PHÁP ĐO ĐIỆN THẾ PHÂN CỰC TỰ NHIÊN TRONG ĐẤT ĐÁ SP là phương pháp nghiên cứu trường điện tĩnh trong giếng khoan, trường điện này được tạo thành do các quá trình lý hoá xảy ra giữa mặt cắt giếng khoan với đất đá và giữa các lớp đất đá có thành phần thạch học khác nhau. ( hình 9) Các quá trình lý hoá bao gồm : Quá trình khuyếch tán muối từ nước vỉa đến dung dịch giếng khoan và ngược lại Quá trình hút các ion ở trên bề mặt của các tinh thể đất đá Quá trình thấm từ dung dịch giếng vào đất đá và nước vỉa vào giếng khoan Phản ứng oxi hoá khử diễn ra trong đất đá và trên bề mặt tiếp xúc giữa đất đá với dung dịch giếng khoan Trong bốn quá trình trên , quá trình khuyếch tán muối và hút ion đóng vai trò chính trong việc tạo ra trường điện tự nhiên trong đất đá . Khi hàm lượng muối của dung dịch khoan và nước vỉa bằng nhau thì không có SP Nếu dung dịch khoan gốc dầu thì cũng không có SP Các phương pháp của SP Phương pháp SP thông dụng Phương pháp Gradien SP Phương pháp đo bằng điện cực tự chọn Phương pháp đo hiệu chỉnh SP Đơn vị ghi của SP là Milivon Ưùng dụng chung Phương pháp SP khi kết hợp với các đường cong khác người ta có thể : Nghiên cứu mặt cắt thạch học của giếng khoan Liên kết lát cắt : xác định vỉa sản phẩm Xác định độ khoáng hoá của nước vỉa và nước dung dịch giếng khoan Xác định độ sét , độ rỗng , độ thấm và độ bão hoà