Luận văn Xác định đới chuyển tiếp, ranh giới dầu nước và các thông số vật lý thạch học của tầng sản phẩm R7-Cấu tạo X lô 11.1 bồn trũng Nam Côn Sơn

MỤC LỤC

Trang

CHƯƠNG 1: VỊ TRÍ ĐỊA LÍ – KINH TẾ - NHÂN VĂN KHU VỰC 1

1.1 Đặc điểm địa lí tự nhiên 1

1.1.1 Vị trí địa lí, đặc điểm địa hình địa mạo 1

1.1.2 Đặc điểm khí hậu thủy văn 2

1.2 Đặc điểm kinh tế nhân văn 2

1.2.1 Đặc điểm giao thông 2

1.2.2 Đặc điểm kinh tế xã hội 3

1.3 Lịch sử nghiên cứu khu vực lô 10, 11.1 4

CHƯƠNG 2: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT KHU VỰC NGHIÊN CỨU 6

2.1 Đặc điểm cấu kiến tạo 6

2.1.1 Vị trí giới hạn lô 10 và 11.1 6

2.1.2 Phân tầng cấu trúc 6

a. Tầng cấu trúc dưới 6

b. Tầng cấu trúc giữa 6

c. Tầng cấu trúc trên 7

2.1.3 Các đơn vị cấu trúc và kiến tạo 7

a. Vùng nền (Platform province) 7

b. Vùng thềm (Terrace province) 7

c. Vùng trũng (Basinal area) 9

2.1.4 Lịch sử phát triển địa chất 10

a. Giai đoạn trước tách giãn (Pre – rift): Paleogen – Eoxen 10

b. Giai đoạn đồng tách giãn (Syn-rift): Oligoxen - Mioxen sớm 10

c. Giai đoạn sau tách giãn (Post-rift): Mioxen giữa - Ðệ Tứ 10

2.2 Địa tầng và môi trường trầm tích 11

2.2.1 Hệ Paleogen 11

Thống Oligoxen 11

Hệ tầng Cau (E3c): 11

2.2.2 Hệ Neogen 11

Thống Mioxen 11

Phụ thống Mioxen sớm - Hệ tầng Dừa (N11 d): 11

2.2.3 Hệ Neogen 12

Thống Mioxen - Phụ thống Mioxen giữa 12

Hệ tầng Thông-Mãng Cầu (N12 t-mc): 12

2.2.4 Hệ Neogen 12

Thống Mioxen - Phụ thống Mioxen trên 12

Hệ tầng Nam Côn Sơn (N13 ncs): 12

2.2.5 Hệ Neogen 13

Thống Plioxen - Hệ tầng Biển Đông (N2 bd): 13

2.3 Hệ thống dầu khí lô 10 và 11.1 15

2.3.1 Tầng sinh 15

2.3.2 Tầng chứa 21

2.3.3 Tầng chắn 22

2.3.4 Di chuyển dầu khí và nạp bẫy 23

2.3.5 Các biểu hiện dầu khí 24

a. Các biểu hiện dầu khí 24

b. Các tính chất dầu khí tại Cá Chó và Phi Mã 26

c. Các phát hiện và các cấu tạo triển vọng 27

CHƯƠNG III: ĐỚI CHUYỂN TIẾP, RANH GIỚI DẦU NƯỚC, CƠ SỞ LÝ THYẾT VÀ PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU 29

3.1 Giới thiệu chung về đới chuyển tiếp, ranh giới dầu nước 29

3.1.1 Khái niệm 29

3.1.2 Mục đích nghiên cứu 31

3.1.3 Các kết quả nghiên cứu 32

3.2 Cơ sở lý thuyết phương pháp nghiên cứu 32

3.2.1 Các phương pháp xác định đới chuyển tiếp, ranh giới dầu nước 32

3.2.2 Giới thiệu về các phương pháp đo địa vật lý giếng khoan cơ bản 34

a. Phương pháp gamma tự nhiên 34

b. Phương pháp Neutron 36

c. Phương pháp mật độ 40

d. Phương pháp âm 42

e. Phương pháp điện trở 45

3.2.3 Phương pháp đo MDT 51

3.2.4 Phương pháp đo Carota khí – Mud Logs 55

CHƯƠNG IV: XÁC ĐỊNH VÙNG CHUYỂN TIẾP, RANH GIỚI DẦU NƯỚC, THÔNG SỐ VẬT LÝ THẠCH HỌC TẦNG R7 CẤU TẠO X 60

4.1 Khái quát thông tin về cấu tạo X 60

4.1.1 Địa tầng vùng cấu tạo X 61

a. Hệ Neogen 61

Thống Mioxen 61

phụ thống Mioxen dưới, hệ tầng Dừa (N11d) 61

b. Hệ Neogen 61

Thống Mioxen 62

Phụ thống Mioxen giữa, hệ tầng Thông- Mãng Cầu (N12 t-mc) 62

c. Hệ Neogen 62

Thống Mioxen 62

Phụ thống Mioxen trên, hệ tầng Nam Côn Sơn (N13ncs) 62

d. Hệ Neogen – Đệ Tứ, hệ tầng Biển Đông (N2-Qbd) 63

4.1.2 Hệ thống đứt gãy và bẫy chứa 65

a. Hệ thống đứt gẫy 65

b. Bẫy chứa 65

4.1.3 Hệ thống dầu khí 65

a. Tầng chứa 65

b. Tầng chắn 65

c. Tầng sinh 66

d. Dịch chuyển dầu khí 66

4.1.4 Tầng sản phẩm R7 66

4.2 Cơ sở dữ liệu và phương pháp tính toán trong minh giải 70

4.2.1 Các tài liệu của giếng khoan X2 70

4.2.2 Xác định các tham số 70

a. Xác định hàm lượng sét 70

Từ đường GR. 70

b. Xác định độ rỗng 70

c. Xác định độ bão hòa nước 71

Mô hình nước kép (dual- water model) 71

Phương trình Waxman-Smiths 72

Phương trình Indonesia 72

Phương trình Simadoux 72

4.3 Quá trình minh giải – lựa chọn tham số- kết quả 73

4.3.1 Tài liệu materlog và kết quả tính toán tỉ số khí 73

4.3.2 Sử dụng phần mềm GeoFrame module PetroViewPlus 76

4.4 Các kết quả về thông số vỉa và đánh giá chất lượng tầng sản phẩm R7 qua minh giải logs với module PetroViewPlus – GeoFrame 88

Kết luận 98

Các tài liệu tham khảo 99

Phụ lục 100

1. Kết quả minh giải theo mô hình Dual-water. 100

2. Kết quả theo mô hình Indonesia 102

3. Kêt quả theo mô hình Simadoux 104

 

 

doc114 trang | Chia sẻ: maiphuongdc | Lượt xem: 2640 | Lượt tải: 1download
Bạn đang xem trước 20 trang tài liệu Luận văn Xác định đới chuyển tiếp, ranh giới dầu nước và các thông số vật lý thạch học của tầng sản phẩm R7-Cấu tạo X lô 11.1 bồn trũng Nam Côn Sơn, để xem tài liệu hoàn chỉnh bạn click vào nút DOWNLOAD ở trên
ng sét và độ bão hòa chất lưu. Minh giải qua các mô hình tính toán sẽ thấy sự khác nhau về kết quả do đó sẽ phải biện luận phân tích đối chiếu với kết quả minh giải tài liệu carota khí, tài liệu áp suất để đưa ra được kết quả hợp lý. 3.2 Cơ sở lý thuyết phương pháp nghiên cứu 3.2.1 Các phương pháp xác định đới chuyển tiếp, ranh giới dầu nước Trong thực tế hiện nay có rất nhiều phương pháp, sự kết hợp kết quả trong các quá trình minh giải- phân tích tài liệu, cũng như công cụ phục vụ mục đích nghiên cứu, xác định đới chuyển tiếp và ranh giới dầu nước. Mỗi phương pháp, thiết bị được đưa vào sử dụng thì đều có những ưu nhược điểm nhất định và lựa chọn sử dụng cái gì thì nó hoàn toàn dựa trên các điều kiện thực tế như địa chất tầng chứa khảo sát (phụ thuộc vào loại thạch học- đá chứa loại gì- Cacbonat, lục nguyên hay đá móng…, loại chất lưu,…) và nó còn phụ thuộc trực tiếp vào chi phí mà nhà thầu muốn chi trả để thi công. Bảng 3. 1: Các phương pháp xác định đới chuyển tiếp, ranh giới dầu nước Phương pháp Kết quả Ưu điểm Tồn tại Lấy mẫu chất lưu a. Khai thác thử b. DST c. RFT Xác định trực tiếp các ranh giới chất lưu thông qua khảo sát các chất lưu thu được. Khảo sát trực tiếp ranh giới chất lưu. Khó đóng kín khoảng trống, các ranh giới dễ bị nội suy, vấn đề trong DST, RFT thu hồi là filrate, tạo nón nước, tách khí,dẫn đến kết quả bất thường Xác định độ bão hòa nước từ carota Xác định ranh giới chất lưu từ những thay đổi về độ linh động hay độ bão hòa của chất lưu theo độ sâu Chi phí thấp Kết quả sẽ chính xác đối với vùng đơn giản về thạch học Thi công nhanh chóng Độ phân giải cao Độ bão hòa có khả năng bị hiệu chỉnh, không khả thi trong khu vực phức tạp về mặt thạch học và trong các tầng cát điện trở thấp Xác định độ bão hòa từ phân tích mẫu lõi Xác định được ranh giới chất lưu từ sự thay đổi độ bão hòa của chất lưu theo độ sâu Xác định được độ bão hòa cả trong vùng thạch học phức tạp xác định được mối liên quan giữa độ bão hòa với các thông số vật lý thạch học khác Các phép đo độ bão hòa có thể không được chính xác Thông thường lẫy mẫu lõi không được liên tục do đó khảo sát độ bão hòa không được triệt để Chi phí cao Khảo sát áp suất Thử vỉa RFT Xác định được bề mặt nước tự do từ các điểm nối áp suất với độ sâu Ít bị ảnh hưởng bởi thay đổi thạch học và nón nước Thiếu chính xác- số liệu phụ thuộc vào phép hiệu chỉnh. Chỉ hữu ích khi xác định chiều dày tầng HC…. Hầu hết chỉ đáng tin với ranh giới khí Phụ thuộc vào chất lượng kết quả đo áp Khảo sát áp suất a. Thử vỉa b. Khai thác thử c. DST Xác định bề mặt nước tự do qua khảo sát áp suất và mật độ chất lưu Tận dụng nguồn tài liệu áp suất Số liệu phụ thuộc vào phép hiệu chỉnh Chỉ hữu ích với chiều dày tầng HC Hầu hết là chỉ đáng tin với ranh giới khí Phụ thuộc vào phép khảo sát cả hai đới chất lưu, và các phép đo mật độ chất lưu Chi phí cao Phép phân tích chất lưu đáy giếng Khảo sát chất lưu thu được để đánh giá ranh giới chất lưu Nhanh chóng Rẻ hơn so với các phép thử vỉa lớn Phụ thuộc vào nhiều yếu tố thành hệ Dựa trên các tài liệu thực tế thu thập được mà sinh viên áp dụng kết hợp minh giải tài liệu carota, carota khí, phân tích áp suất xác định đới chuyển tiếp, ranh giới dầu nước cho tầng sản phẩm R7 3.2.2 Giới thiệu về các phương pháp đo địa vật lý giếng khoan cơ bản a. Phương pháp gamma tự nhiên Log phóng xạ tự nhiên (GR) nghiên cứu trường phóng xạ tự nhiên do các bức xạ gamma tự nhiên của đất đá xung quanh thành giếng khoan gây ra. Kết quả thu được biểu diễn dưới dạng đường cong cường độ bức xạ γ theo chiều sâu. Bởi vì tia phóng xạ γ có khả năng đâm xuyên cao nên phép đo Gamma tự nhiên có thể tiến hành trong mọi môi trường, điều kiện giếng thân trần lẫn giếng đã hoàn thiện.Trong tự nhiên, phóng xạ gamma xuất phát từ ba nguyên tố đồng vị phóng xạ chính, đó là Uranium (U), Thorium (Th), Potassium (K), mỗi loại khi phân rã sẽ phát ra tia phóng xạ với những đặc trưng khác nhau (ứng với độ dài bước sóng, tần số, màu quang phổ), và sản phẩm của phản ứng cũng khác nhau. Thông thường log Gamma Ray được thể hiện cùng với log đường kính giếng khoan (Caliper), log đo thế tự nhiên (SP), Trên băng log (hình 3.4) bao gồm log đường kính giếng khoan, log Gamma Ray tổng và các track còn lại thể hiện các giá trị U, Th, K, Đất đá có tính phóng xạ khác nhau tùy thuộc vào hàm lượng các nguyên tố phóng xạ Uran, Thori và Kali trong thành phần của chúng. Các nguyên tố phóng xạ thường tập trung trong đá sét, GR sẽ tăng khi hàm lượng sét gia tăng. Ngoài ra, phóng xạ tự nhiên cũng liên quan đến sự có mặt của các nguyên tố phóng xạ, muối phóng xạ hòa tan trong nước, hoặc khí phóng xạ bên trong lỗ rỗng của đất đá. Hình 3. 4: Đường GR trên băng log Hình 3. 5: Nguyên lí hoạt động của thiết bị đo GR Trong tìm kiếm thăm dò dầu khí sử dụng thiết bị đo phóng xạ GR dựa trên nguyên tắc hoạt động của ống đếm Geiger – Mueller và ống đếm nhấp nháy (hình 3.5). Ngày nay, hầu hết các thiết bị đo log GR sử dụng ống đếm nhấp nháy thay cho ống đếm Geiger-Mueller, thiết bị có chứa tinh thể Sodium Iodide (NaI) lớn. Các thiết bị đo đã không ngừng được nghiên cứu và phát triển nhưng xét về nguyên lý hoạt động thì vẫn không thay đổi. Khi tia gamma đến đập vào tinh thể NaI, một photon được bứt ra và đến đập vào quang âm cực (được chế tạo bằng hợp kim Cesium – Antimony hay Bạc – Magnesium). Mỗi photon đập vào quang âm cực lại giải phóng một chùm electron, và các electron này lại được gia tốc và đập vào điện cực khác. Tiến trình này được lặp lại một số lần đủ để điện cực tạo ra một dòng xung điện đủ để nhận biết sự có mặt của phóng xạ trong môi trường. Các yếu tố ảnh hưởng đến giá trị GR: Tốc độ kéo cáp đo. Vị trí đặt của thiết bị đo. Đường kính giếng khoan. Đặc tính dung dịch khoan. Sự phân bố và tỷ trọng của đất đá, Vì có vô số tổ hợp của kích thước giếng, tỷ trọng mùn khoan, vị trí dụng cụ đo … Nên tùy thuộc vào điều kiện thực tế mà các công ty dịch vụ, các hãng chế tạo dụng cụ đo phải công bố các tài liệu hiệu chỉnh kết quả của dữ liệu đo về dạng tiêu chuẩn. Các ứng dụng của phương pháp phóng xạ gamma tự nhiên: Phân chia tỉ mỉ các lớp đất đá trong giếng khoan. Xác định ranh giới và chiều dày của các vỉa cát sét. Xác định hàm lượng sét. Liên kết các giếng khoan. Xác định môi trường trầm tích. Xác định vật chất hữu cơ và đá sinh. Phát hiện thân quặng chứa phóng xạ. b. Phương pháp Neutron Neutron là phương pháp đo độ rỗng, thông qua việc nghiên cứu mật độ neutron, cường độ bức xạ gamma trong môi trường sau khi bắn phá bằng chùm neutron có năng lượng cao (neutron nhanh). Hạt neutron là những hạt không tích điện, không bị ion hóa bởi môi trường xung quanh. Khối lượng của neutron gần bằng khối lượng của proton ký hiệu 01n, khối lượng bằng 1 và điện tích bằng 0. Do không điện tích nên neutron không bị mất năng lượng với electron tích điện và hạt nhân. Bởi vậy neutron có khả năng đâm xuyên cao. Năng lượng đo với đơn vị eV hay MeV và biểu hiện dưới dạng vận tốc chuyển động. Theo năng lượn chia làm 4 loại: neutron nhanh có En >0,1 MeV; neutron trung gian 100eV < En < 0,1MeV; neutron trên nhiệt 0,025eV< En<100eV; neutron nhiệt En < 0,0025Ev. Khi các neutron tương tác với các hạt nhân nguyên tử thì xảy ra các hiện tượng tán xạ neutron hoặc bị bắt giữ bởi hạt nhân. Có hai loại tán xạ neutron là tán xạ đàn hồi và tán xạ không đàn hồi. Nguyên lý: (hình 3.6) Khi chùm neutron nhanh được phát đi, chúng có năng lượng lớn khoảng vài MeV, khi neutron tương tác với các hạt nhân nguyên tử trong môi trường chúng sẽ mất dần năng lượng và trở thành neutron trên nhiệt và neutron nhiệt. Quá trình làm chậm các neutron nhanh để biến thành neutron trên nhiệt hay neutron nhiệt càng mau chóng khi trong môi trường nghiên cứu có nhiều hạt nhân nhẹ. Và vì khối lượng của hạt nhân nguyên tử hydro tương đương vơi hạt neutron nên tiêu hao năng lượng của neutron là lớn nhất khi tương tác với hạt nhân của hydro. Ở mức năng lượng thấp neutron nhiệt rất dễ bị một số hạt nhân trong môi trường bắt giữ. Sau khi bắt giữ neutron, hạt nhân nguyên tử rơi vào trạng thái kích thích và chúng thường thoát khỏi trạng thái này bằng cách phát xạ năng lượng dưới dạng một lượng tử gamma. Các lượng tử này còn được gọi là gamma chiếm giữ. Hình 3. 6: Mô hình tổng quát thiết bị đo Neutron Dễ dàng nhận thấy mật độ các neutron trên nhiệt, neutron nhiệt hay cường độ phóng xạ gamma chiếm giữ phụ thuộc vào hàm lượng nguyên tố hydro (chỉ số hydro- HI) có trong môi trường nghiên cứu. Trong tự nhiên, nguyên tố này có trong pha lỏng (dầu, nước) và pha khí của đá. Các chất lưu này bão hòa lấp kín trong lỗ rỗng của đá, do đó mật độ neutron hay cường độ gamma chiếm giữ đó sẽ có quan hệ chặt chẽ với độ rỗng f của thành hệ đá chứa. Hàm lượng hydro trong dầu và nước được coi là xấp xỉ bằng nhau. Trong khi đó hàm lượng của nguyên tố này trong pha khí thì ít hơn hẳn. Dựa vào thực tế đó người ta phân biệt được chất lưu bão hòa trong đá chứa là dầu, nước hay khí. Tùy theo cách đo ghi mà người ta phân ra thành các phương pháp cơ bản sau. Phương pháp neutron – gamma: là phương pháp đo cường độ phóng xạ gamma chiếm giữ. Thiết bị đo ghi GNT (Gamma-ray/neutron tool)có một detector đo các gamma chiếm giữ. Phép đo dùng đơn vị API. Phương pháp neutron nhiệt: là phương pháp đo mật độ neutron nhiệt sau khi bắn chùm neutron vào môi trường. Thiết bị đo ghi CNT (compensated neutron tool) (hình 3.7)dùng máy giếng có hai det để loại trừ ảnh hưởng của giếng khoan. Số đếm xung/giây từ các det xa và gần được đưa lên máy giếng trên mặt đất và tính chuyển thành đơn vị độ rỗng theo bản chuẩn riêng hoặc tự động tính theo công thức thực nghiệm cho các nền xương đá khác nhau. Hình 3. 7: Mô hình hiện nay của thiết bị CNL Các yếu tố ảnh hưởng đến kết quả đo Kích thước giếng khoan. Sự khác nhau của các thiết bị dò. Khoảng cách giữa nguồn và máy thu. Nhiệt độ của giếng. Độ mặn của dung dịch khoan, hay hàm lượng muối chứa trong đất đá. Thành phần thạch học của đất đá đặc biệt là hàm lượng sét chứa trong đó. Hàm lượng khí có trong đất đá. Ứng dụng của phương pháp neutron Đánh giá độ rỗng của đất đá. Kết hợp với phương pháp mật độ (RHOB) để xác định độ rỗng và thành phần thạch học của đất đá (Hình 3.8). Xác định vỉa khí (hình 3.9). Xác định lát cắt thành giếng khoan. Phân biệt các đới chứa khí hay hydrocacbon nhẹ trong vỉa sản phẩm. Hình 3. 8: Sự kết hợp của Neutron-Mật độ Hình 3. 9: Hiệu ứng khí thể hiện trên băng carota c. Phương pháp mật độ Carota mật độ là một phương pháp quan trọng trong địa vật lý giếng khoan. Đại lượng mật độ khối biểu kiến của đất đá được sử dụng làm đại lượng chỉ thị độ rỗng. Phương pháp này được sử dụng cùng với các phương pháp khác để xác định thành phần thạch học và tính chất của chất lưu trong vỉa, ngoài ra còn được sử dụng trong việc phân tích vận tốc truyền sóng trong khảo sát âm. Nguyên lý: Log mật độ là phương pháp độ rỗng, thông qua việc đo mật độ electron trong đất đá. Dụng cụ đo mật độ bao gồm nguồn phát ra tia gamma sao cho các tia gamma đi vào bên trong đất đá, Các tia gamma va chạm với các electron trong đất đá, kết quả là một số tia gamma bị mất năng lượng. Các tia gamma tán xạ đi đến các máy thu được đặt cố định cách nguồn phát tia gamma và được đếm như là chỉ số mật độ của đất đá. Số lượng tán xạ phụ thuộc trực tiếp vào số lượng electron trong đất đá (mật độ electron). Cuối cùng ta còn thấy là mật độ electron liên quan đến mật độ khối của đất đá (bulk density ρb có đơn vị là gam/cm3). Trong tự nhiên, tùy theo mức năng lượng của tia gamma mà bức xạ gamma sẽ tương tác với vật chất theo các hiệu ứng sau. Hình 3. 10: Tương tác của tia gamma với vật chất Tán xạ Compton: xảy ra khi tia gamma có năng lượng khoảng 100KeV – 10MeV va chạm với electron của nguyên tử làm cho electron bị lệch ra khỏi quỹ đạo, nguyên tử phát xạ photon và năng lượng tia gamma bị suy giảm dần sau mỗi lần va chạm. Hiệu ứng tạo cặp: xảy ra khi tia gamma có mức năng lượng lớn (>1,02 MeV) va chạm với hạt nhân nguyên tử. Kết quả là tạo thành một electron e- và một positon mang e+. Hiệu ứng quang điện: khi tia gamma va chạm với các electron trong đất đá, lúc này năng lượng của tia gamma không đủ để gây ra hiệu ứng Compton (<100KeV)nên nó sẽ truyền toàn bộ năng lượng cho electron, Các electron này sau khi nhận được năng lượng sẽ bị bắn ra khỏi quỹ đạo với động năng electron (ek). Trong quá trình đo, thiết bị được điều chỉnh sao cho mức năng lượng gây ra chủ yếu theo hiệu ứng tán xạ compton vì ở mức năng lượng này hệ số hấp phụ khối coi như là hằng số. Như vậy, cường độ tia gamma đo được chỉ phụ thuộc vào mật độ của electron có trong đất đá. Thiết bị đo: (hình 3.11) Hình 3. 11: Mô hình thiết bị đo ghi mật độ Thiết bị đo mật độ bao gồm một nguồn phát ra năng lượng tia gamma, nguồn gamma có thể là Co60 (Cobalt) hay Ce137 (Cesium) và hai hay nhiều đầu thu. Do đó, thiết bị này còn gọi là thiết bị gamma cảm ứng hay gamma – gamma. Các đầu thu này được đặt cách nguồn một khoảng nhất định, và tất cả được đặt trên một ván trượt (Hình3.11). Nguyên lý hoạt động của thiết bị đo dựa trên bản chất của phương pháp mật độ, khi mật độ của đất đá càng lớn, tia gamma càng bị suy yếu và cho tín hiệu thấp ở đầu thu và ngược lại. Các yếu tố ảnh hưởng: Dung dịch khoan. Phương pháp log mật độ có chiều sâu đo không lớn. Thường nhỏ hơn 10 inches, có nghĩa là phương pháp log mật độ chỉ đo trong phạm vi từ lớp mùn sét (mud cake) đến đới thấm. Đối với lớp mùn sét (mud cake), mức độ dày mỏng khác nhau sẽ ảnh hưởng khác nhau. Ảnh hưởng của bề mặt thành giếng khoan đối với log mật độ phụ thuộc vào mức độ xấu của thành giếng khoan. Nếu thành giếng khoan gồ ghề, dụng cụ đo sẽ bị ảnh hưởng bởi lưu chất trong vỉa giống như một lớp mùn sét mỏng. Ta thấy trên biểu đồ log mật độ giá trị Δρ được sử dụng để kiểm soát mức độ chính xác khi đo. ứng dụng: Xác định độ rỗng của đất đá. Xác định các khoáng vật lắng đọng từ sự bốc hơi của các dung dịch. Kết hợp với log Neutron để xác định các vỉa khí. Đánh giá hàm lượng sét trong đá và một số đặc điểm thạch học. d. Phương pháp âm Phương pháp sóng siêu âm dựa trên cơ sở sóng đàn hồi truyền qua các lớp đất đá, được dùng để đo thời gian truyền sóng đàn hồi của đất đá dọc thành lỗ khoan. Các lớp đất đá khác nhau thì tốc độ truyền sóng khác nhau có nghĩa là thời gian truyền sóng sẽ khác nhau. Các giá trị của đường cong DT sẽ được dùng trong việc tính độ rỗng của đất đá.. Nguyên lý: Carota sóng âm dựa vào sự lan truyền của sóng cơ học đàn hồi trong môi trường. Sự lan truyền của sóng làm các phần tử vật chất trong môi trường dao động. Năng lượng của sóng sẽ làm di chuyển các phần tử vật chất theo hướng song song hay vuông góc với hướng lan truyền của sóng ứng với hai loại sóng di chuyển trong đất đá. Sóng dọc (compressional wave – sóng P) có phương dao động trùng với phương truyền sóng. Sóng ngang (shear wave – sóng S) có phương dao động vuông góc với phương truyền sóng. Phương pháp sóng siêu âm là một trong những phương pháp log để tính độ rỗng, dùng để đo khoảng thời gian của sóng dọc khi đi qua một đơn vị chiều dài (thường là ft). Khoảng thời gian truyền sóng phụ thuộc vào thành phần thạch học, độ rỗng, độ bão hòa chất lưu (dầu, khí, nước) trong đất đá. Ví dụ khi độ rỗng của đất đá cao hay độ bão hòa của chất lưu cao thì làm cho vận tốc truyền sóng sẽ thấp có nghĩa là thời gian truyền sóng sẽ cao. Thiết bị. Hình 3. 12: Mô hình thiết bị đo âm Thiết bị (hình 3.12) đo log siêu âm gồm có một hay nhiều nguồn phát có tác dụng chuyển xung điện thành xung dao động cơ học và một hay nhiều nguồn thu có tác dụng chuyển xung dao động cơ học nhận được thành xung điện. Dụng cụ đo log siêu âm hiện đại có tính năng bù trong lỗ khoan (BHC), tính năng này làm giảm ảnh hưởng của sự thay đổi đường kính lỗ khoan cũng như các sai sót trong việc đặt nghiêng thiết bị đo log siêu âm. Hình 3. 13: Thiết bị đo âm với tính năng bù Các yếu tố ảnh hưởng: Khí trong dung dịch khoan: các bọt khí trong dung dịch khoan sẽ làm phân tán và hấp thụ năng lượng sóng âm, sự suy yếu tín hiệu đôi khi làm máy thu không nhận được hoặc nhận không đáng kể gây nên nhầm lẫn đến kết quả đo. Giếng khoan có đường kính lớn: trong các giếng khoan có đường kính đủ lớn, khoảng thời gian để sóng dọc hoặc sóng ngang đi từ máy phát – lớp sét (mud cake)– thành hệ - lớp mud cake – máy thu sẽ vượt qua khoảng thời gian truyền trực tiếp từ máy phát – lớp mud cake – máy thu của sóng dọc. Nếu điều này xảy ra nghĩa là ta không có được dữ liệu đo chính xác. Sự biến đổi trong đới thấm: quá trình khoan và sự xâm nhập trong đới thấm nhiễm của dung dịch khoan có thể làm biến đổi đất đá xung quanh thành giếng khoan. Có một số khoáng vật sét (monmorilonit chẳng hạn) khi gặp nước sẽ trương nở, vì thế làm ảnh hưởng đến kết quả đo. Ứng dụng: Xác định độ rỗng của đất đá. Kết hợp với các phương pháp độ rỗng khác để tính độ rỗng nứt nẻ trong các đá carbonate. Xây dựng băng địa chấn tổng hợp khi kết hợp với phương pháp mật độ. Phát hiện dị thường áp suất cao. Xác định thành phần thành học của đất đá khi kết hợp với phương pháp neutron (NPHI) và mật độ (RHOB) bằng cách xây dựng các biểu đồ trực giao như : biểu đồ M - N, biểu đồ khung đá MID (matrix identification). e. Phương pháp điện trở Phương pháp này nghiên cứu điện trở suất biểu kiến của đất đá xung quanh thành giếng khoan (hình 3.14). Điện trở suất của đất đá phụ thuộc vào thành phần đá và các chất lưu chứa bên trong lỗ rỗng của đất đá. Các khoáng vật tạo đá phổ biến có điện trở suất rất lớn hoặc không dẫn nên hầu như khả năng dẫn điện của đất đá là hoàn toàn do nước lỗ rỗng, độ dẫn điện của nước lại phụ thuộc vào nhiệt độ và độ khoáng hóa, Hydrocacbon cũng không dẫn điện, vì thế mà độ bão hòa của hydrocacbon càng cao thì điện trở suất của đất đá cũng tăng lên. Hình 3. 14: Môi trường xung quanh giếng khoan Hình 3. 15: Sự thay đổi điện trở suất theo các đới xung quanh giếng Trong quá trình khoan, dung dịch khoan sẽ xâm nhập vào trong thành hệ qua thành giếng khoan (vì áp suất của cột dung dịch khoan lớn hơn hoặc bằng áp suất của thành hệ) và trên lý thuyết sẽ hình thành ba đới tính từ giếng khoan vào trong thành hệ là: đới thấm nhiễm hoàn toàn, đới chuyển tiếp, và đới nguyên (Hình3.15). Trong quá trình thấm, nước của dung dịch khoan vào trong vỉa, sét của dung dịch khoan bị giữ lại ở thành giếng khoan tạo thành lớp vỏ sét (mud cake). Vì vậy, đối với những vỉa thấm tốt, ta thường quan sát thấy hiện tượng đường kính giếng khoan nhỏ hơn đường kính choòng khoan. Đới thấm hoàn toàn: dung dịch khoan sẽ chiếm toàn bộ phần không gian rỗng trong đới này. Đới chuyển tiếp: dung dịch khoan cùng với một lượng chất lưu vỉa tồn tại trong không gian rỗng. Đới nguyên: do dung dịch khoan không thấm sâu vào được, nên chất lưu vỉa chiếm toàn bộ không gian rỗng. Hiện nay, hầu hết các công ty dầu khí đều sử dụng tổ hợp các phương pháp đo sâu sườn (Laterolog) và phương pháp cảm ứng, mà chủ yếu là phương pháp đo sườn kép (Dual Latero Log – DLL) và phương pháp Dual Induction Log. Dual Latero log Hình 3. 16: Mô hình thiết bị đo điện trở- dòng hội tụ Phương pháp này hoạt động dựa vào nguyên tắc: dòng điện khảo sát không đổi được hội tụ vào trong thành hệ nhờ các điện cực chắn. Bằng cách quan sát hiệu điện thế cần thiết để bảo toàn cho dòng điện khảo sát không đổi, từ đó có thể đo được điện trở suất của đất đá, Ngày nay, người ta thường sử dụng phép đo sườn kép, phương pháp này đo đồng thời điện trở suất của đới nguyên Rt và điện trở suất của đới chuyển tiếp (R invaded). Thiết bị đo sườn kép gồm có hai phần: thiết bị đo sườn sâu LLD xác định giá trị Rt và thiết bị đo sườn nông LLS xác định giá trị R invaded (Hình3.16), Tại phần đo sâu LLD, dòng điện khảo sát I0 đi từ điện cực trung tâm A0 đuợc hội tụ do sự ép dòng điện từ hai điện cực chắn A2 - A’2 và được hỗ trợ thêm bởi hai điện cực A1 – A’1. Bốn điện cực chắn này được kết nối với nhau sẽ tạo ra một khả năng hội tụ dòng sâu vào bên trong đất đá. Do khả năng hội tụ sâu vào bên trong đất đá nên phương pháp LLD đo được điện trở suất của đới nguyên Rt. Còn phần đo nông LLS, dòng điện ép đi từ A1 đến A2 và A’1 đến A’2, điều này làm giảm sự hội tụ dòng vào trong đất đá. Do đó LLS không có khả năng hội tụ sâu vào trong đất đá như LLD và chỉ đo đuợc điện trở suất của đới chuyển tiếp R invaded. Ứng dụng: Liên kết các giếng khoan dựa trên sự giống nhau tương đối về hình dạng đường cong điện trở suất trong cùng một phạm vi, cùng một cấu tạo địa chất. Phân biệt giữa các vùng chứa dầu và nước. Chỉ ra các đới thấm. Xác định độ rỗng. Xác định độ bão hòa nước (hoặc độ bão hòa hydrocacbon). Dual Induction Log Phương pháp cảm ứng là phương pháp nghiên cứu lát cắt giếng khoan thông qua việc nghiên cứu trường điện từ cảm ứng xuất hiện trong môi trường nghiên cứu do bị kích thích bởi một trường điện từ nguyên sinh. Hiện tượng cảm ứng điện từ sẽ tạo ra một dòng điện trong thành hệ có độ lớn phụ thuộc vào độ dẫn điện của phần thành hệ mà dòng này đã đi qua. Từ số đo cảm ứng (độ dẫn điện) sẽ tính được điện trở suất của thành hệ. Hình 3. 17: Nguyên lí hoạt động thiết bị cảm ứng Nguyên lý tổng hợp: (hình 3.17) Cuộn dây phát dòng điện xoay chiều với tần số cao 20- 80 Hz và từ trường do đó được sinh ra trong thành hệ. Từ trường này sinh ra dòng cảm ứng và dòng cảm ứng này sinh ra trong thành hệ một từ trường thứ sinh. Hệ thống điện từ của máy giếng sẽ loại bỏ dòng cảm ứng do từ trường nguồn phát gây ra và đồng thời ở cuộn dây thu sẽ thu dòng cảm ứng được sinh ra bởi từ trường thứ sinh. Thiết bị DIL 6FF40 là thiết bị đo ghi dòng cảm ứng phương pháp làm hội tụ trường kích thích và tín hiệu đo. Với 6 cuộn dây mà khoảng cách giữa hai cuộn dây phát và đo chính là 40”, các cuộn dây phụ còn lại được bố trí vào giữa và hai bên 2 cuộn chính. Các cuộn dây phụ này có chức năng làm hội tụ định hướng trường kích thích vào vùng cần thiết để tín hiệu đo được có phần đóng góp của các vùng đó nhiều hơn. Thường thì việc làm hội tụ nhằm mục đích thu được các tín hiệu của vùng sâu hơn đới thấm dung dịch- là vùng đới nguyên. Các kết quả đạt được xem như ưu việt hơn các phương pháp khác là: Có khả năng phân dị lát cắt tốt hơn, hạn chế tối đa ảnh hưởng của các lớp vây quanh. Giảm thiểu ảnh hưởng của giếng khoan, tăng chiều sâu nghiên cứu, loại bỏ các tín hiệu ở đới ngấm. Hạn chế các tín hiệu không mong muốn. Dưới đây là hình so sánh về khả năng khảo sát của các thiết bị. Hình 3. 18: Chiều sâu khảo sát của các thiết bị 3.2.3 Phương pháp đo MDT Hình 3. 19: Thiết bị MDT MDT (Modular Dynamic Formation Tester) là thiết bị mà qua nó chúng ta có thể kiểm tra thông tin thành hệ, đo áp suất, nhiệt độ và lấy mẫu chất lưu trong vỉa. Thiết bị: Nguồn điện: cung cấp năng lượng thường nằm trên đầu dụng cụ. Thủy lực kế: dùng đo áp suất. Máy dò: áp vào thành giếng khoan và mở dòng. Bình thu mẫu. Piston và packer: ép chất lưu vào bình thu mẫu. Kế hoạch đo: Đo MDT được thiết kế sau khi đo carota trong giếng thân trần. Phải có sự sắp xếp lên kế hoạch cho các điểm đo đã định sẵn. Chọn những điểm độ sâu cho việc đo áp suất thành hệ. Chọn ít nhất 3 điểm đo áp suất cho một lớp. Những điểm áp suất nên được chọn sao cho nó rơi vào đới chứa dầu, khí hay nước. Chọn những điểm lấy mẫu cố gắng sao cho nó rơi vào nóc tầng chứa. Cũng nên chọn một điểm lấy mẫu nước rơi vào đới chứa nước. Mẫu oil, gas MDT thì rất thuận tiện cho việc phân tích PVT. Vận hành thiết bị MDT: Thiết bị đo nên được kiểm tra định cỡ. Kiểm tra vị trí điểm zero của tool. Thiết bị thăm dò nên được tương ứng với độ sâu. MDT packer phải được cài đặt cho chính xác. Nên tạo cột áp của dung dịch khoan lớn hơn áp thành hệ. Thận trọng khi lấy mẫu thành hệ. Mẫu lấy đại diện phải là chất lưu thành hệ chứ không phải là filtrate của dung dịch khoan. Nguyên tắc hoạt động. Packer áp sát vào thành giếng khoan và piston cứ hoạt động liên tục, chính nhờ sự ép của packer và hoạt động của piston làm chất lưu chảy ra và thu vào bình mẫu, thiết bị có 3 bình thu khác nhau, một bình thu H2S còn hai bình kia thu chất lỏng. So với phương pháp RFT thì phương pháp này được cải tiến hơn nên khoảng mở dòng được sâu hơn. Đồng thời cũng xác đình được áp suất và nhiệt độ của vỉa. Ứng dụng của MDT. Xác định nhanh chóng và chính xác áp suất vỉa. Trong thành hệ cacbonate kém thấm thì MDT packer kép tỏ ra là hiệu quả. Mẫu dầu, khí MDT rất hữu ích cho phân tích PVT và các phân tích thí nghiệm khác. Tính toán độ mặn của nước vỉa trong phòng thí nghiệm qua phân tích mẫu MDT. Phương pháp đo MDT trong quá trình lấy mẫu được điều khiển chính xác nên giảm được những biến cố như tắc nghẽn dòng hay mất tầng chắn. Dụng cụ trong đo MDT có bộ phận OFA nhằm phân tích chất lưu, cung cấp cho ta thành phần chất lưu ngay cả khi dòng chảy phức tạp. Minh giải MDT xác định ranh giới chất lưu- Free Fluid Level. Minh giải tài liệu MDT thì rất thú vị. Để minh giải thì phải tạo một đồ thị biểu diễn quan hệ giữa áp suất và độ sâu của thành hệ. Khi đã chấm lên được các điểm áp suất và độ sâu tương ứng sẽ nhận được sự thay đổi mật độ, Gas = 0,55 g/cm3, oi

Các file đính kèm theo tài liệu này:

  • docXác định đới chuyển tiếp, ranh giới dầu nước và các thông số vật lý thạch học của tầng sản phẩm R7-cấu tạo X lô 111 bồn trũng Nam Côn Sơn.doc
Tài liệu liên quan