Đánh giá tính chất cơ lý đất đá và thông số pvt của giếng khoan 05 - 2 - ht - 2x bồn trũng nam Côn Sơn

lượng TOC thay đổi từ 0,45 đến 0,8%wt; S2 5%wt). Ở một số giếng khoan trong các lô 10, 11, 04 và 05-1 các mẫu sét than rất giàu vật chất hữu cơ và có khả năng sinh hydrocarbon tốt đến rất tốt nhưng thành phần maceral chủ yếu là vitrinit và inertrinit, còn tổ phần liptinit thường thấp 10%, điều này cho thấy đá mẹ khả năng sinh khí cao. Ở lô 12E tại giếng khoan 12C-1X có hàm lượng TOC đạt tới 0,84%wt và S2 đạt 18,55mg/g ở độ sâu 2.350 ÷ 2.510m trong tập sét màu xám thuộc loại đá mẹ trung bình và tốt. Môi trường lắng đọng và phân hủy vật chất hữu cơ. Căn cứ vào các tỷ số Pr/nC17 và Ph/nC18, cũng như mối tương quan giữa các tỷ số đó cho thấy vật chất hữu cơ trong các mẫu trầm tích Miocene dưới được lắng đọng chủ yếu trong môi trường lục địa, đầm lầy và hỗn hợp (ở các lô 03, 05, 06 và 12). Quá trình phân hủy vật chất hữu cơ xảy ra chủ yếu trong điều kiện oxy hóa và oxy hóa khử. Môi trường phân hủy vật chất hữu cơ của đá mẹ Oligocene mang tính khử cao hơn trong đá mẹ Miocene dưới. Dạng Kerogen. Mối quan hệ giữa hai chỉ số HI và Tmax cho thấy dạng đá mẹ Oligocene và Miocene ở bể Nam Côn Sơn có nguồn gốc vật chất hữu cơ loại III là chủ yếu và một ít loại II. Điều này phù hợp với các nhận định ở trên là vật chất hữu cơ được lắng đọng trong môi trường lục địa. Tóm lại, trầm tích có tuổi Miocene sớm và Oligocene có khả năng sinh dầu khí, đá mẹ thuộc loại trung bình đến tốt. Đặc biệt thành tạo sét than tuổi Oligocene thuộc loại đá mẹ giàu vật chất hữu cơ. Với dạng kerogen loại III là chủ yếu, lại lắng đọng trong môi trường lục địa, đá mẹ ở bể trầm tích Nam Côn Sơn có tiềm năng sinh khí condensat cao. Mặc dù môi trường phân hủy vật chất hữu cơ là thuận lợi: khử yếu và khử. Đá mẹ bể trầm tích Nam Côn Sơn đã trải qua các pha tạo dầu khí, quá trình di cư sản phẩm tới các bẫy chứa thuận lợi đã xảy ra. Đá chứa Nghiên cứu đá chứa và khả năng chứa dựa trên các chỉ tiêu sau: Thành phần thạch học, tướng đá và môi trường thành tạo. Mức độ biến đổi thứ sinh, dạng khe nứt, lỗ hổng. Độ rỗng, độ thấm. Dạng vỉa, bề dày và mức độ bảo tồn của chúng. Đá chứa dầu khí trong bể Nam Côn Sơn bao gồm móng phong hóa nứt nẻ trước Đệ Tam, cát kết Oligocene, Miocene, Pliocene dưới và đá carbonate Miocene giữa – Miocene trên. Đá chứa móng nứt nẻ phong hóa trước Kainozoi Theo các tài liệu hiện có, đá nứt nẻ phong hóa của móng trước Kainozoi mới được phát hiện ở các giếng khoan ở mỏ Đại Hùng bao gồm granit, granodiorit, ryolit, chúng đặc trưng bở độ nứt nẻ thay đổi khá lớn tuy còn thiếu số liệu để xác định. Đới phong hóa nứt nẻ của móng phát triển dọc theo các đứt gãy có thể được dự đoán theo tài liệu địa chấn 3D. Đá chứa cát kết tuổi Oligocene Đá chứa cát kết tuổi Oligocene đã được phát hiện ở tại giếng khoan lô 12, lô 05 chứa sản phẩm dầu nhẹ, condensat và khí. Môi trường thành tạo chủ yếu là vũng vịnh, biển nông, biển ven bờ, phần dưới có sườn tích, lũ tích và các loại dạng lấp đầy các rãnh sâu. Đá chứa chủ yếu cát kết thạch anh, mảnh vụn chủ yếu là calcit. Trầm tích Oligocene bị biến đổi mạnh, vì vậy cả hạt vụn và ximăng đều bị tái kết tinh. Các hạt vụn tiếp xúc với nhau chủ yếu theo kiểu tiếp xúc thứ sinh (>60%). Đá rắn chắc, đặc xít, hệ số chặt xít cao, dao động từ 0,75¸0,85, độ rỗng phổ biến từ 12¸16%, độ thấm từ 0,1¸1,0mD (đới nâng lô 12) và dự kiến có thế thấp hơn nhiều ở phần trung tâm và Đông – Đông Bắc (lô 04 và 05). Tại các giếng khoan 12A-1X, Dừa -1X và Dừa 2X phát hiện các vỉa chứa có bề dày biến đổi từ 2¸80m, thường gặp từ 15¸25m. Tỷ số cát trên toàn bộ lát cắt dao động từ 25¸35%. Đá chứa Miocene và Miocene muộn – Pliocene Trầm tích Miocene dưới của bể Nam Côn Sơn được thành tạo chủ yếu trong điều kiện delta và biển ven bờ (phần Tây, Tây Nam), biển nông, thềm nông (phần lô 12, 05, 04) và thềm sâu (outer-sublitoral) phần Trung tâm và Đông, Đông Bắc. Đá chứa gồm đá kết thạch anh, cát kết đa khoáng, màu xám sáng có xen kẽ bột và sét kết. Cát kết có độ lựa chọn tốt. Xi măng giàu carbonate bị biến đổi thứ sinh ở mức trung bình. Độ rỗng thứ sinh phát triển do carbonate tái kết tinh. Kiểu tiếp xúc nguyên sinh giữa các hạt chỉ đạt 30¸40%, nhường chỗ cho kiểu tiếp xúc thứ sinh (35¸55%). Hệ số chặt sít giảm xuống còn 0,50¸0,75, chủ yếu là khe hổng giữa các hạt. Trầm tích Miocene giữa được thành tạo chủ yếu trong điều kiện thềm nông, riêng phía Tây, Tây Nam gặp trầm tích sườn delta. Nét nổi bật là trầm tích Miocene giữa có bề dày từ 300¸500m phổ biến trong toàn vùng. Tương tự trầm tích Miocene dưới, trầm tích Miocene giữa cũng biến đổi ở mức trung bình. Cát bột kết gắn kết bởi ximăng sét và calcit tái kết tinh. Kiểu tiếp xúc thứ sinh từ 35¸45%, hệ số chặt sít dao động từ 0,5¸0,75. Độ rỗng thứ sinh phát triển do carbonate tái kết tinh. Trầm tích Miocene trên được thành tạo chủ yếu trong điều kiện biển nông trong – ngoài, trừ phần Tây, Tây Nam vẫn còn tiếp tục phát triển trầm tích ven bờ, sườn delta, bề dày dao động từ vài chục mét ở khu vực giếng khoan 04A-1X đến trên dưới 300m ở giếng khoan Dừa-1X và trên 500m ở phần Trung tâm bể. Nói chung cát, bột đã gắn kết khá rắn chắc hoặc trung bình. Thành phần các mảnh vụn chiếm ưu thế là các mảnh vụn dolomit. Trầm tích Miocene trên nói chung nằm trong giai đoạn tạo đá (diagenes) sớm. Các mảnh vụn biotit bị bạc màu, thủy hóa và clorit hóa. Các mảnh vụn thạch anh bị gặm mòn, fenspat bị calcit hóa, sét hóa, xuất hiện ximăng calcit tái kết tinh. Do quá trình biến chất, giữa các mảnh vụn, nếu như ở trầm tích Pliocene tiếp xúc nguyên sinh 100% thì ở Miocene trên đã xuất hiện kiểu tiếp xúc thứ sinh (<35%). Hệ số chặt sít <0,5. Đá chứa carbonate Đá chứa carbonate ở bể Nam Côn Sơn được phân bố chủ yếu ở phía đông bể trong các trầm tích Miocene giữa (hệ tầng Thông – Mãng Cầu) và Miocene trên (hệ tầng Nam Côn Sơn). Đá chứa carbonate Miocene giữa phát triển khá rộng rãi trong phạm vi các lô 04, 05, 06, … phía Đông của bể. tại các giếng khoan Dừa, Lan Tây, Lan Đỏ, Đại Hùng, 04B-1X gặp đá vôi sinh vật đồng nhất, dạng khối, màu trắng sữa, độ rỗng khoảng 20-30%. Kiểu độ rỗng chủ yếu là độ rỗng giữa các hạt do quá trình dolomit hóa và độ rỗng hang hốc do hòa tan, rửa lũa các khoáng vật carbonate. Tập đá vôi tại giếng khoan 12B-1X dày tới 228m, độ rỗng đạt tới 27% chiếm 55% chiều dày lát cắt Miocene trên. Đá chắn Ở bể Nam Côn Sơn tồn tại các tầng đá chắn địa phương và tầng đá chắn có tính khu vực. Đá chắn địa phương là các tập trầm tích hạt mịn bao gồm sét, bột, sét than và sét vôi của trầm tích Oligocene và Miocene nằm xen kẽ với các tập hạt thô. Chiều dày của các tập đá chắn địa phương thay đổi từ vài mét đến vài chục mét, chủ yếu phân bố trong các địa hào và bán địa hào, đặc biệt ở trũng phía Đông của bể, chúng được thành tạo trong môi trường đầm lầy, vũng vịnh và biển nông. Thành phần thạch học của sét có hàm lượng kaolinit từ 60¸70% và illit từ 30 ¸ 40%, phản ánh chất lượng chắn từ trung bình đến tốt. Đá chắn có tính khu vực là trầm tích hạt mịn tuổi Pliocene sớm có bề dày từ vài chục đến vài trăm mét, được thành tạo trong môi trường biển, phân bố rộng khắp trong phạm vi của bể. Ngoài các tầng đá chắn đã nêu ở trên, còn có màn chắn kiến tạo. Vai trò của các mặt trượt đứt gãy trong khả năng chắn cũng đã có một vị trí quan trọng đối với các mỏ (Đại Hùng, Rồng Đôi - Rồng Đôi Tây). Giới thiệu về tính chất cơ lý đất đá và thông số PVT của vỉa Tính chất cơ lý đất đá Độ rỗng Định nghĩa Độ rỗng là tỷ số giữa thể tích các khoảng trống trong đất đá và thể tích toàn phần của đất đá đó. (3.1) Trong suốt quá trình tồn tại, không gian rỗng luôn tồn tại có thể được lấp đầy hoàn toàn hay chỉ một phần bởi nhiều pha (rắn, lỏng, khí). Hình 3.1 Mô tả mật độ của khung đá và các lỗ rỗng bao gồm: hạt, ximăng, các thành phần bụi nằm trong các lỗ rỗng, nước, dầu và một số các vật thể độc lập Cần phân biệt không gian lỗ rỗng với khe nứt. Nếu các khoảng trống có dạng cầu, lồi thì người ta thường gọi chúng là lỗ rỗng; nếu chúng phẳng và có diện rộng thì gọi là khe nứt. Đặc điểm cơ bản của môi trường rỗng là nó có độ lỗ rỗng, nghĩa là có chứa các khoảng trống. Tuy nhiên do sự phát hiện một số các tích tụ dầu có trữ lượng lớn được chứa trong các khe nứt nên nhiều tài liệu phân chia độ rỗng dạng này thành độ rỗng do nứt nẻ. Cũng có một số tài liệu theo quan điểm của địa chất thuỷ văn thì cho rằng hai khái niệm độ rỗng và độ hỗng của đá khác nhau. Độ rỗng được hiểu là sự tồn tại của các lỗ mao dẫn trong đất đá, còn độ hỗng là sự có mặt của các không gian rỗng có hình dạng và kích thước khác nhau. Hình 3.2: Bảng đánh giá khả năng chứa của đá theo độ rỗng Phân loại độ rỗng Phân loại độ rỗng dựa vào nguồn gốc hình thành các lỗ rỗng: Lỗ rỗng nguyên sinh: Xuất hiện khi đất đá được hình thành và bị thay đổi về độ lớn, hình dạng do quá trình nén ép của các lớp đất đá bên trên, quá trình xi măng hóa và sự biến chất của đất đá. Nói chung là hình thành cùng với quá trình thành đá. Lỗ rỗng nguyên sinh được phân chia làm hai loại: Lỗ rỗng giữa các hạt (intergranular porosity): Thuộc tính lỗ rỗng giữa các hạt trầm tích của một loại đá, như lỗ rỗng giữa các mảnh vụn đá hoặc giữa các mảnh vụn sinh vật của một loại đá carbonate trầm tích. Thông thường các lỗ rỗng này liên kết với nhau và thấy được trong các loại cát kết, cát vôi … Tuy nhiên dạng lỗ rỗng này ít được bảo tồn và thường bị lấp đầy bởi quá trình xi măng hóa trong các thời kì tạo đá. Lỗ rỗng nội hạt (intragranular): Trong khung xương của các sinh vật hóa thạch, trong vật liệu khung của đá trầm tích carbonate … cũng cho thấy các lỗ rỗng. Dạng lỗ rỗng này thường được bảo tồn tốt và khó bị xi măng lấp đầy hơn các loại lỗ rỗng trên. Lỗ rỗng nội hạt phổ biến trong các đá cát vôi có cốt bộ của sinh vật được tích tụ sớm. Ngoài ra còn có lỗ rỗng dạng bọt hình thành trong các loại đá magma. Đó là do sự thoát hơi khí khi magma đông nguội thành đá cứng rắn Lỗ rỗng thứ sinh: Lỗ rỗng thứ sinh được hình thành sau quá trình tích tụ và tạo đá. Nhìn chung có 3 loại: Lỗ rỗng (gần) đồng sinh (Fenestral porosity): Là dạng lỗ rỗng phát triển khi các không gian rỗng trong khung đá lớn hơn không gian trống cho phép giữa các hạt. Dạng lỗ rỗng này hình thành gần đồng sinh với các pha tạo đá. Dạng lỗ rỗng này là tính chất đặc trưng cho các loại đá pelmicrite đầm phá (là dạng đá vôi chứa một lượng nhất định các thể vón cục và bùn carbonate, có thể chứa các mảnh vụn nội bồn, dạng trứng cá hoặc thể vón sinh vật). Môi trường này thường là môi trường khử nước nên tạo ra hiện tượng co rút thể tích. Từ đó có được dạng lỗ rỗng do sự co ngót thể tích. Tuy nhiên loại lỗ rỗng này không phổ biến. Lỗ rỗng giữa các tinh thể (intercrystalline porosity): Xuất hiện giữa các tinh thể và là dạng lỗ rỗng được phát hiện trong nhiều mỏ dầu và khí lớn trên thế giới. Trong đá vôi tái kết tinh, lỗ rỗng giữa các tinh thể thì không đáng kể trong khi đá dolomite kết tinh thường có lượng lớn các dạng lỗ rỗng này. Những loại đá có loại lỗ rỗng này thường có kiến trúc dạng đường (saccaroidal). Đây là kiến trúc kết tinh dạng hạt giống khối đường ổ và các hạt thường tha hình do đó làm cho chúng trở thành dạng đá chứa cực kì tốt. Độ rỗng hình thành do quá trình hòa tan : Đây là quá trình chủ đạo trong quá trình hình thành độ lỗ rỗng trong đá carbonate, nhưng chính quá trình này cũng có thể tạo ra các lỗ rỗng thứ sinh trong các đá cát kết. Một số các lỗ rỗng có dạng hình tròn. Đó là do những hạt tròn gồm bùn vôi bị chắt lọc ra và để lại lỗ rỗng trong đá. Dạng khung lỗ rỗng có chọn lọc được gọi là lỗ rỗng khuôn đúc (moldic porosity). Một số không gian rỗng bất quy tắc cắt qua khung đá cũng rất quan trọng và lỗ rỗng này được gọi là lỗ rỗng dạng cầu (vug), độ rỗng được định nghĩa là độ rỗng cầu (vuggy porosity). Các dạng đá vôi nếu trải qua quá trình hòa tan trên diện rộng, lỗ rỗng dạng cầu có thể trở nên rất lớn và tạo thành những hang hốc. Với hiện tượng tạo lỗ rỗng do sự hòa tan, những không gian rỗng ở xung quanh đó có thể được liên kết lại với nhau, do đó độ rỗng hiệu dụng có thể thấp hơn so với độ rỗng toàn phần (theo cách phân loại khác), và đương nhiên độ thấm cũng thấp. Những độ rỗng hang hốc như vậy có khi đạt đến 5 m như đá vôi Fusselman của đồng dầu Dollarhide vùng Texas (theo Stormont, 1949) và một số bồn dầu lớn trên thế giới. Độ rỗng do nứt nẻ: xuất hiện trong các tầng đất đá dòn và khi xảy ra các biến dạng thì dễ bị nứt nẻ hơn là xảy ra các biến dạng dòn. Do đó những vỉa chứa nứt nẻ trong đá sét, đá cát kết thạch anh bị ximăng hóa mạnh, đá vôi, đá dolomite, và dĩ nhiên là cả móng đá như đá granite và các loại đá biến chất.. Ngoài ra còn có các dạng lỗ rỗng thay thế : Đó là do khi các khoáng vật nguyên sinh bị mang đị do các quá trình hòa tan hay rữa lũa, thì môi trường khi đó sẽ quá bão hòa thành phần của một khoáng vật nào đó. Lúc đó khoáng vật từ môi trường sẽ kết tinh và thay thế vào vị trí khoáng vật nguyên sinh. Với kích thước nhỏ hơn, sự thay thế các khoáng vật thứ sinh này làm cho độ rỗng của đá tăng lên. Phân loại độ rỗng dựa vào mối quan hệ giữa các lỗ rỗng: Độ rỗng mở (opened porosity): là độ rỗng có mối liên hệ với nhau, tức là có sự liên thông giữa các không gian rỗng. Độ rỗng kín (closed porosity): là độ rỗng của các lỗ rỗng không có các mối liên hệ với nhau (lỗ rỗng trong đá sét). Độ rỗng toàn phần: tổng không gian rỗng bao gồm cả độ rỗng kín và độ rỗng mở. Phân loại theo tính chất chứa: Độ rỗng chung: là độ rỗng theo lý thuyết, cũng là độ rỗng toàn phần: là tỉ số giữa không gian rỗng với thể tích khối đá. Trên thực tế, chỉ có các lỗ rỗng thong nhau thì khả năng chứa của một loại đá chứa mới có tính thực tế. Độ rỗng hiệu dụng: chỉ xét đến không gian rỗng trong đá được lấp đầy bởi dầu và khí. Bản thân dầu khí có thể dịch chuyển qua lại trong các không gian rỗng này. Độ rỗng hiệu dụng chiếm từ 40 – 75% độ rỗng chung. Phân biệt lỗ rỗng theo hình thái và kích thước của lỗ rỗng : Lỗ rỗng hình mạng: kích thước gần bằng mạng tinh thể (vài amgstron (khoảng trống hình ống trong zeolite, khoảng cách giữa các lá trong philosilicat) ; Lỗ rỗng dạng lạch : chỉ hiện diện trong một số đất đá dễ hòa tan như đá vôi hay thạch cao và trong các thành phần núi lửa dạng pillow Lỗ rỗng dạng keo: kích thước từ 200 – 300 amgstron (kích thước keo sét) ; Vi lỗ rỗng: đường kính nhỏ hơn 1/10 micron. Nước trong dạng lỗ rỗng này chỉ có thể thoát ra do quá trình bay hơi ; Lỗ rỗng mao dẫn: đường kích từ 1/10 micron đến 2,5 mm ; Lỗ rỗng vĩ mô: kích thước đường kính lớn hơn 2,5 mm Các yếu tố ảnh hưởng đến độ rỗng Trong tự nhiên ta gặp tất cả dạng trung gian của đá cát và sét (cát, cát sét, sét cát, sét) do đó khả năng chứa dầu khác nhau, phải tính tới các hạt lớn hơn 0,1 mm, phải tính đến sự đồng nhất và độ lựa chọn (kích cỡ, loại hạt mịn). Như vậy ta phải nghiên cứu đến 3 yếu tố: Kích thước hạt: Trên lý thuyết không ảnh hưởng đến độ rỗng của đá trầm tích nếu như nó được tạo từ một loại đá trầm tích có dạng cầu lý tưởng. Khi đó độ rỗng chỉ phụ thuộc cách sắp xếp của các hạt độ này. Khi tâm của các quả cầu ở đỉnh hình lập phương thì khoảng trống giữa các quả cầu có giá trị lớn nhất. Nhưng sắp xếp như vậy là dạng kém bền vững nhất. Khi bị tác dụng bởi các lực có phương tiếp tuyến, các hạt có khuynh hướng xô chồng lên nhau và khối hình vuông bị nghiêng đi, góc ở đỉnh nhỏ dần khi đạt tới 60O. Lúc này, khoảng trống của các quả cầu đạt tới mức nhỏ nhất, lúc bấy giờ φ giảm dần từ 0,47 (khoảng trống lớn nhất) đến 0.26 (khoảng trống nhỏ nhất). Đứng về lý thuyết thì kích thước hạt không ảnh hưởng đến độ rỗng của đá. Nhưng thực tế càng giảm kích thước hạt thì độ dính và lực ma sát cũng như khả năng tạo vòm (có nhiều đường cong) tăng lên, do vậy tỉ diện tích bề mặt của hạt so với thể tích và khối lượng của đá tăng lên. Điều này có nghĩa là kích thước hạt càng nhỏ độ rỗng đá vụn càng lớn và những hạt nhỏ có hình dạng không đều đặn thì sự sắp xếp hạt càng trở nên không chặt => độ rỗng tăng. Theo nghiên cứu thì từ cát hạt thô tới sét có giá trị độ rỗng tuyệt đối như sau: Bảng 3.1: Độ rỗng tuyệt đối một số loại đá Thành phần thạch học Độ rỗng Cát hạt thô 39 – 41 Các hạt vừa 41 – 48 Các hạt nhỏ 44 – 49 Sét chứa cát hạt nhỏ 50 – 54 Sét mới lắng đọng 50 – 58 Kích thước tương đối của quả cầu cũng ảnh hưởng đến độ rỗng của đá. Nhìn chung, độ rỗng giảm khi có sự chênh lệch về kích thước hạt, vì một bộ phận không gian trống do hạt lớn tạo ra sẽ bị những hạt nhỏ đến chiếm lấy, do đó 1 loại đá có độ chọn lọc hạt tốt thì độ rỗng lớn. Hình dạng hạt: Trong đá cát kết, hình dạng lỗ rỗng phụ thuộc nhiều về hình dạng hạt.Về mặt lý thuyết, đá trầm tích có hạt cầu lý tưởng thì độ rỗng nhỏ nhất, những hạt gần với hình cầu sẽ có xu hướng sắp xếp sao cho khoảng không gian trống là nhỏ nhất. Như vậy, độ rỗng lớn nhất có ở những đá góc cạnh hoặc nửa góc cạnh và có độ lựa chọn tốt (khi kích thước đều thì không có hạt nào nhỏ hơn để chui vào khoảng trống giữa các hạt khác này). Độ rỗng của những hạt đồng nhất hình cầu sắp xếp theo dạng khối lập phương là 47.6%, của dạng hình thoi là 39.5%, của dạng mặt thoi là khoảng 26%. Mặc khác các phần góc cạnh của hạt cũng có thể chiếm bớt phần không gian trống giữa các hạt. Rõ ràng là mối quan hệ giữa hình dạng hạt và độ rỗng của đá là hết sức phức tạp và còn phụ thuộc vào nhiều yếu tố khác nữa. Phương thức trầm tích: Những hạt có độ chọn lọc kém thì độ rỗng nhỏ hơn so với hạt có độ chọn lọc cao, giới hạn độ rỗng phụ thuộc cao vào mức độ chọn lọc. Mức độ chọn lọc lại phụ thuộc sự vận chuyển vật liệu trầm tích: càng xa nguồn độ chọn lọc càng cao. Độ nén dẽ: Một loại đá khi bị chôn vùi xuống sâu sẽ chịu lực nén dẽ của các đá nằm trên, do đó độ rỗng giảm đi. Trong số các đá trầm tích vụn sét bị nén dẽ nhiều nhất, giảm thể tích một cách đặc biệt (cát và bột ít hơn). Như vậy độ rỗng đá trầm tích mảnh vụn giảm dần theo lực nén (tức là theo độ sâu chôn vùi). Cát kết thạch anh chịu nén dẽ 2% dưới tải trọng 25000 Kpas tương đương với độ sâu chôn vùi là 1000m, càng xuống sâu lực nén chậm lại (do xuất hiện kháng lực cân bằng trong bản thân các hạt). Yếu tố thời gian chôn vùi: Cũng ảnh hưởng đến độ rỗng. Ví dụ như cùng loại cát kết nhưng khác tuổi sẽ có độ rỗng khác nhau, những cát kết càng cổ thì độ rỗng càng kém. Rất khó xác định độ rỗng ban đầu đã thay đổi như thế nào trong quá trình nén dẽ đối với cát kết cổ, tuy nhiên với cát kết Đệ Tam thì độ rỗng ban đầu từ 35 – 40% nhưng khi xuống sâu khoảng 100m độ rỗng giảm đi 0,5 – 0,6%, do đó ta có thể thành lập biểu đồ độ rỗng của cát kết trong một bồn trầm tích theo độ sâu chôn vùi. Mặt khác, các đá sét chịu tác động nén dẽ hoàn toàn khác với đá cát. Độ nén dẽ và độ rỗng của phiến sét: Hoạt động của đá sét dưới độ nén dẽ khác so với cát kết. Có 2 lý do: Độ rỗng nội tại cao của sét vừa mới được trầm tích, khoảng 50% ; Theo James Momper, đường kính của lỗ rỗng một loại đá sét tiêu biểu từ 1– 3 nm. Lỗ rỗng có kích thước này thì không giảm nhiều trong quá trình nén dẽ, nhưng 10 – 30% của tổng độ rỗng của sét chứa nhiều lỗ rỗng lớn hơn, có đường kính từ 0,05 – 20 μm ; L.F.Athy (1930) đưa ra phương trình liên hệ giữa độ rỗng của phiến sét với độ sâu chôn vùi: (3.2) Trong đó: φo =độ rỗng trung bình của bề mặt sét . y = độ sâu chôn vùi (y = 0 ứng với φo . c = hệ số nén dẽ (1,42×10-3 m-1). Đường cong của độ rỗng suy giảm khi gia tăng độ sâu, sự suy giảm xảy ra theo 3 giai đoạn: Xuống khoảng 450m, độ nén dẽ xảy ra, nước trong các lỗ rỗng bị mất với tốc độ nhanh và sau đó giảm dần theo chiều sâu. Từ 450 – 1700m, sự mất nước liên kết với tốc độ đều theo chiều sâu, do đó độ rỗng giảm theo đường thẳng. Ở khoảng chiều sâu hơn 1700m, độ rỗng của đá giảm dưới 15%. Lỗ rỗng riêng lẻ có kích thước nhỏ hơn 10-3 μm. Trên thực tế tốc độ giảm độ rỗng theo chiều sâu cũng phụ thuộc vào gradient địa nhiệt trong vùng đó. Ảnh hưởng thực tế của quá trình suy giảm độ rỗng chưa được các nhà địa chất. Ta có mối quan hệ giữa độ rỗng và mật độ. Lấy trung bình của nhiều giá trị đo được của mật độ đá phiến sét tại độ sâu (ρ g ) và tại bề mặt ( ρo ), ta có: (3.3) Thay thế mật độ (I.2) cho độ rỗng ở công thức (I.3), ta có: (3.4) Sự suy giảm độ rỗng của sét gây ra 1 phần bởi đá từng phủ lên phiến sét nhưng đã bị xói mòn. Nếu gọi lượng bị xói mòn là X, chiều sâu hiện tại là Y (với Z là hằng số): (3.5) Khi những lớp đá bị uốn nếp, đá phiến sét có khuynh hướng trở nên mỏng đi ở cánh của nếp uốn và tích tụ ở đỉnh và ở chổ trũng. Như vậy, độ rỗng giảm nhanh ở cánh. Theo Rubey: (3.6) Trong đó: φ u =Độ rỗng ban đầu (khi chưa uốn nếp) ; φ p = Độ rỗng hiện tại (khi uốn nếp) ; D = Góc dốc. Độ rỗng của phiến sét giảm khoảng 30% nếu độ dốc khoảng 500 Độ thấm Định nghĩa Độ thấm là đặc tính của môi trường lỗ rỗng cho phép chất lưu dịch chuyển qua nó khi có sự chênh lệch về áp lực với điều kiện không làm biến đổi cấu trúc môi trường, được rút ra từ định luật Darcy. (3.7) (3.8) Trong đó, Q = Lưu lượng tổng cộng trong một đơn vị thời gian, cm3/g ; A = Tiết diện thẳng góc với hướng chảy, cm2 ; l = Chiều dài (quãng đường) dòng chảy, cm ; h2 – h1 = Sự giảm thủy lực theo hướng dòng chảy, atm/cm ; ρ = Mật độ chất lưu, g/cm2 ; μ = Độ nhớt chất lưu, mpa ; K = Hằng số thấm Darcy, D hoặc Md ; Như vậy để diễn tả đơn vị độ thấm bằng 1 Darcy thì từ diện tích 1 cm2 chất lưu có độ nhớt là 1 mpa, sau khoảng thời gian là 1s với độ chênh áp là 1atm/cm. Do hầu hết các đá chứa dầu đều có độ thấm nhỏ hơn 1 Darcy nhiều. Trong công nghiệp dầu khí thường sử dụng đơn vị nhỏ hơn 1000 lần và gọi là miliDarcy (mD). Độ thấm trung bình của đá thường thay đổi từ 5 – 500 mD. Từ giá trị độ thấm có thể đánh giá định hướng độ thấm của mỏ dầu. Hình 3.3: Bảng phân loại đá theo tính thấm Các đá có độ thấm tốt là cát kết, sỏi kết, cuội kết, dăm kết, đá vôi nứt nẻ, dolomit và sét vôi có nhiều khe nứt, than đá bị vỡ vụn. Những đá có độ thấm yếu là đá sét, thạch cao và anhydrit không bị nứt nẻ, đá sét vôi, bột kết, cuội kết, cát kết xi măng, sét. Phân loại độ thấm Độ thấm tuyệt đối: Khi chỉ có 1 chất lưu trong đá, độ thấm xác định theo đại lượng darcy, gọi là độ thấm tuyệt đối, không phụ thuộc bản chất chất lưu mà chỉ phụ thuộc mt chứa. Trong thực tế đá đồng thời có 1 hay nhiều chất lưu khác (nước, dầu, khí) thì độ thấm tương đối không có giá trị như thực tế vì giữa các chất lưu có sự giao thoa phức tạp, lúc bấy giờ ta có khái niệm độ thấm hiệu dụng. Độ thấm hiệu dụng: Thực tế đối với một chất lưu khi nó lưu thong cùng một chất lưu khác, ví dụ: một hệ gồm hai chất lưu dầu, nước cùng gradient áp suất thì dầu và nước cùng chảy qua lỗ rỗng. Khi đó, với độ thấm hiệu dụng của dầu KD và của nước KN, ta sẽ có QD và QN, thì ∑ Q = QD + QN . Trong thực tế ta thấy Q ∑ bé hơn QN hoặc QD nếu chỉ có một pha chảy qua. Có thể giải thích là do 2 pha ngăn cản sự dịch chuyển của nhau in mạng lỗ rỗng, Q mỗi pha tuỳ thuộc vào tỉ số K, μ, các đá chứa khí thì cần độ thấm vài mD còn đá chứa dầu thì tối thiểu cần vài chục mD. Độ thấm tương đối: Là tỉ số giữa hiệu dụng ở độ bão hoà chất lưu với độ thấm Ktuyệt đối ở độ bão hoà 100% chất lưu đó. Vậy in môi trường có 3 chất lưu dầu, khí, nước ta có các giá trị độ thấm tương đối là: (3.9a) (3.9b) (3.9c) Phần lớn các đá chứa là đá dính ướt với nước (water wet rock) bởi vì nó đã chứa nước trước khi hydrocarbon đi vào trong nó và hydrocarbon ưu tiên chiếm những lổ hổng lớn hơn buộc nước đi vào lổ hổng nhỏ hơn nhờ vào lực mao dẫn . Ban đầu các đá chứa chỉ có nước, nếu ta khai thác đá chứa mà dầu thay thế cho nước cao hơn 20% thì chỉ khai thác nước cùng một ít dầu, do độ bão hoà càng tăng thì KN dần đến 0, khi đó ta được 100% dầu. Ta sẽ gặp 1 vỉa chiếm 100% nước, khi khai thác lượng nước này sẽ có lẫn dầu, tiếp tục khai thác thì lượng dầu càng ưu thế hơn nước và tiếp tục tăng cho đến khi khai thác hoàn toàn 100% dầu. Trên thực tế ở độ bão hoà vài phần trăm nước thì độ nước này gọi là nước không đổi và KN = 0 (nước lúc nào cũng còn vài phần trăm được duy trì bởi lực mao dẫn, còn gọi là nước dư, độ bão hoà lượng nước này gọi là độ bão hòa nước dư). Nếu các lổ hổng bị chiếm cả dầu lẫn khí thì sự có mặt của khí làm giảm KRD; nếu độ bão hoà khí đủ cao để cho dòng liên tục thì khí và dầu cùng chảy vào giếng khoan; nếu độ bão hoà của khí cao hơn nữa thì độ bão hoà dầu không tạo điều kiện tạo dòng dầu liên tục (chỉ là những hạt dầu nằm trong khí). Và khi KRD dần đến không thì sẽ không thu hồi được dầu. Độ bão hòa chất lưu Độ bão hòa là tỷ số giữa thể tích của từng lưu thể chiếm chổ với tổng thể tích không gian lổ rổng. Sg + So + Sw = 1 (3.10) Sg: độ bão hòa khí So : độ bão hòa dầu Sw : độ bão hòa nước Độ bão hòa chất lưu của một thành hệ là tỷ số phần trăm của chất lưu đó choáng chỗ trong không gian lỗ rỗng. Do đó độ bão hòa nước là tỷ số phần trăm của thể tích rỗng chứa nước thành hệ, kí hiệu SW (%). Nếu trong thành hệ chỉ tồn tại nước mà không có sự hiện diện của bất kì chất lưu nào khác thì độ bão hòa nước là 100%. Tương tự ta có những khái niệm về độ bão hòa dầu SO, độ bão hòa khí SG, hoặc là độ bão hòa hydrocarbon SHC. Thực chất không gian rỗng trong đất đá ít khi nào chỉ tồn tại duy nhất một chất lưu mà thường là chúng được bão hòa bởi một vài chất lưu khác nhau. Do đó độ bão hòa tổng cộng trong một thành hệ tuy luôn là 100% những bao gồm độ bão hòa của các chất lưu thành phần (đôi lúc còn có sự tham gia của CO2 hay không khí). Do đó: = ΣSi = 1 , trong đó Si là độ bão hòa của các chất lưu hiện diện trong thành hệ. Đô bão hòa nước của thành hệ có thể biến đổi từ 100% đến giá trị khá thấp nhưng không bao giờ bằng 0. Dù cho lượng hydrocarbon bão hòa trong các vỉa chứa giàu đến đâu thì luôn có một lượng nước nhỏ không thể bị thay thế bởi bởi lượng hydrocarbon này. Độ bão hòa này thường được gọi là độ bão hòa nước dư SW ir và lượng nước này chính là nước liên kết. Tương tự, đối với một vỉa đá sinh dầu khí, thực sự khó có thể ép tất cả các hydrocarbon được hình thành vào các đá chứa rỗng thấm hơn bởi các chế độ chất lưu cũng như các biện pháp kỹ thuật nâng cao hệ số thu hồi. Luôn tồn tại một lượng hydrocarbon vẫn còn bị giữ lại trong thể tích lỗ rỗng. Lượng bão hòa hydrocarbon này được gọi là độ bão hòa hydrocarbon thặng dư. Thông số PVT Áp suất vỉa Chất lỏng và khí nằm trong vỉa dưới tác dụng của một áp suất nhất định, áp suất đó được gọi là áp suất vỉa. Áp suất vỉa ban đầu là áp suất của vỉa trước khi khai thác. Áp suất vỉa ban đầu luôn tỷ lệ thuận với độ sâu của vỉa tương ứng với áp suất thủy tỉnh của cột nước. Áp suất vỉa ban đầu (Pvbđ): là áp suất tĩnh trước khi đưa vỉa vào hoạt độngtheo một chế độ nhất định và được áp dụng theo công thức: Pvbđ = gH = rgH (3.11) Trong đó, g là trọng lượng riêng của chất lỏng (N/m3) Áp suất vỉa ban đầu (Pvbđ): là áp suất tĩnh trước khi đưa vỉa vào hoạt động theo một chế độ nhất định và được áp dụng theo công thức: Pvbđ = gH = rgH (3.12) Trong đó: g: Trọng lượng riêng của chất lỏng (N/m3) r: Khối lượng riêng của chất lỏng (Kg/m3) g: Gia tốc trọng trường (m/s2) H: Chiều cao cột chất lỏng- r: Khối lượng riêng của chất lỏng (Kg/m3) g: Gia tốc trọng trường (m/s2) H: Chiều cao cột chất lỏng Trong trường hợp giếng khoan chứa đầy nước khi đóng thì áp suất trên đáy giếng sẽ bằng áp suất vỉa: Pv = Hrg + Pm (3.13) Ở đây : pm- áp suất ở trên miệng giếng. Lúc này, lúc chúng ta ở van ở miệng giếng thì nước sẽ ào ra, tức là giếng đã tự phun. Nếu mức nước trong giếng chỉ dâng lên độ cao H1, thì áp suất vỉa : Pv = Hrg (3.14) Trên thực tế, áp suất vỉa được xác định nhờ áp kế đo sâu : Áp suất vỉa còn được xác đinh nhờ công thức thực nghiệm. nếu biết được trong khoảng không ngoài cần có một cột khí đẩy được nước tới đế cột ống khai thác (OKT), thì: (3.15) Ở đây: e = 2,718; rk – mật độ tương đối của khí theo không khí L – độ dài của cột OKT, m ; Z – hệ số nén của khí ; Ttb – nhiệt độ trung bình của khí trong khoảng không hình xuyến, tính bằng K0. Thông thường, cột OKT được thả xuống giếng tới đầu phần óng lọc. Nếu để cột OKT được thả cao hơn khoảng ΔH thì áp suất vỉa được thêm một đại lượng : Pv = 104.ΔH.r.g (3.16) Trước khi mở vỉa dầu khí , ở những điểm khác nhau trong cấu trúc vỉa có áp suất vỉa khác nhau. Đại lượng của chúng phụ thuộc độ sâu của điểm cần xác định trong vỉa, trọng lượng riêng chất lỏng ,khí vỉa và các yếu tố khác. Cũng như trước khi đưa vỉa vào khai thác ,áp suất vỉa đưa về một mức xác định nào đó, thì áp suất qui đổi bằng cách đó hầu như có giá trị giống nhau. Nhiệt độ vỉa Nhiệt độ vỉa đóng vai trò quan trọng trong việc xác định tính chất của chất lỏng trong vỉa và là một trong những yếu tố có ảnh hưởng đến mức độ khai thác dầu khí. Nó còn đóng vai trò không nhỏ khi giải quyết 1 loạt các vấn đề kỹ thuật có liên quan đến việc trám xi măng giếng khoan, tiến hành công tác địa vật lý, ngăn cách nước trong các giếng khai thác ,vv… Nhiệt độ vỉa tăng theo chiều sâu vào lòng đất, mức độ tăng của nhiệt độ theo chiều sâu Đồng đều, tuy nhiên đối với những địa điểm khác nhau trên bề mặt thì mức độ tăng của nhiệt độ theo chiều sâu lại không giống nhau. Khoảng chiều sâu thẳng đứng trong vỏ trái đất ( dưới vùng có nhiệt độ không đổi ) ở đó nhiệt độ tăng theo qui luật lên 10 C thì được gọi cấp địa nhiệt. Giá trị của cấp địa nhiệt xác định theo công thức : (3.17) Ở đây : G : là cấp địa nhiệt, m/0C H-độ sâu mà nhiệt độ được đo, m; h- độ sâu lớp đất đá có nhiệt độ không đổi, m ; t1- nhiệt độ tại độ sâu H, oC t2- nhiệt độ trung bình trong năm của không khí trên bề mặt tại địa điểm đo, oC; Để có được giá trị cấp địa nhiệt chính xác hơn, người ta phải tiến hành đo nhiệt độ dọc theo thân giếng. Theo các số liệu đo sẽ tính được giá trị của cấp địa nhiệt trong từng khoảng mặt cắt khác nhau, đồng thời xác định gradient địa nhiệt( mức gia tăng nhiệt độ ở từng độ sâu thêm 100m ). Giá trị gradient địa nhiệt Gr là : (3.18) Như vậy cấp địa nhiệt và gradient địa nhiệt liên hệ với nhau theo biểu thức : (3.19) Nhiệt độ vỉa được đo nhờ nhiệt kế đo sâu. Thể tích vỉa Là tổng khối lượng thể tích dầu hoặc khí được ước tính sau quá trình nguyên cứu bản đồ: Bản đồ đường viền dưới đất ( subsurface contour map ) : trình bày những đường đẳng cao ( nối những điểm cùng cao độ ) Bản đồ đẳng dày ( isopachous map ) : trình bày những đường đẳng dày ( nối những điểm có cùng chiều dày ) Đo diện tích Ai giới hạn bằng mỗi đường đẳng dày. Ước tính thể tích ΔVb giữa hai đường đẳng dày liên tiếp i và ( i +1 ) : Dùng biểu thức chóp cụt : khi (3.20) Dùng biểu thức hình thang: khi (3.21) Ước tính thể tích vỉa: Vb= (3.22) Đánh giá tính chất cơ lý của giếng khoan 05-2-HT-2X Bồn Trũng Nam Côn Sơn Đánh giá tổng thể tính chất cơ lý giếng khoan ở điều kiện vỉa theo bảng số liệu nguyên cứu @ Điều Kiện Vỉa Độ bão hòa, ppm Mẫu Lõi # 1 : 21,500 Mẫu Lõi # 2&3 : 23,000 Điện trở thực của nước vỉa @ 77 oF, ohm –meter Mẫu Lõi # 1 : 0.292 Mẫu Lõi # 2&3 : 0.276 Mẫu Lõi Số hiệu mẫu Độ sâu m GD gm/cc Điếu kiện Vỉa Hệ số thấm md Độ rổng Φ,% Hệ số điện trở suất FF m 1 5 3004.35 2.66 906 28.2 9.7 1.79 12 3006.65 2.65 1297 29 9.3 1.8 21 3009.04 2.67 47 21.8 13.9 1.73 24 3010.05 2.66 213 25.5 11.5 1.79 31 3012.35 2.73 2.1 15.2 14.6 1.42 Trung bình 493.02 23.94 11.8 1.78 2&3 62 3591.65 2.68 11 16.2 28.3 1.84 82 3598.25 2.67 19 16.2 22.3 1.71 91 3601.25 2.68 16 15.4 29.3 1.81 100 3604.25 2.67 0.73 12.7 36.7 1.75 105 3605.65 2.69 6.1 13.9 24.5 1.62 Trung bình 10.56 14.88 28.22 1.74 Độ rỗng : Dựa vào bảng phân loại khả năng chứa theo độ rỗng ở bảng (hình 3.2) : Mẫu lõi 1: Ta thấy độ rỗng rất cao, độ rỗng trung bình tới 23,94%, mẫu cao nhất độ rỗng lên tới 29%, và thấp nhất cũng 15.2%. Với độ rỗng như vậy thì khả năng chứa dầu khí của vỉa này rất cao. Có sự giảm độ rỗng theo chiều sâu tăng dần của giếng khoan, nguyên nhân chính do lực nén ép của tải trọng đất đá theo chiều sâu Mẫu lõi 2&3 : Ta thấy độ rỗng tốt, độ rỗng trung bình là 14.88%, cao nhất là 16.2 %. Với độ rỗng như vậy, khả năng chứa của vỉa vẫn tốt, và có thể cho trữ lượng lớn. Độ rỗng giảm theo độ sâu không đáng kể vì lúc này đất đá đã tới hạn nén ép. Độ thấm : Dựa vào bảng phân loại khả năng thấm của đất đá ở bảng (hình 3.3) Mẫu lõi 1 : Ta thấy đá thấm tốt đến cực tốt, độ thấm trung bình là 493 Md, cao nhất lên tới 1297 Md và thấp nhất là 2,1 Md. Có thể cho dòng dầu với lưu lượng lớn. Có sự thay đổi mạnh của độ thấm, vì khi độ rỗng giảm thì lưu tốc của dòng dầu giảm mạnh, dẫn đến hệ số thấm giảm. Mẫu lõi 2&3 : Ta thấy đá thấm xấu đến trung bình, độ thấm trung bình chỉ có 10,56 Md, và độ thấm cao nhất chỉ có 19 Md và thấp nhất thì gần như là không thấm. Từ đó ta thấy khả năng khai thác được dầu khí ở mẫu lõi 2 là khá thấp, do lưu lượng dòng dầu vào vỉa sẽ rất thấp nếu không có biện pháp kỷ thuật can thiệp. Đánh giá mối tương quan giữa hệ số điện trở suất và độ lổ rỗng Để khảo sát vùng cần nghiên cứu, ta không thể khoan hết các cấu trúc của khu vực cần nghiên cứu mà chỉ khoan ở những đới cấu tạo chủ yếu. Từ các giếng khoan đó, ta tìm được công thức thực nghiệm của mỗi liên hệ của độ rỗng và độ thấm. Dựa vào tỉ lệ giữa điện trở suất và độ rỗng lấy mẫu, ta có thể xác định tương đối độ rỗng của toàn khu vực dựa theo hệ số điện trở suất đo được. Khảo sát với mẫu lõi 1 và mẫu lõi 2&3, ta có kết quả tương quan giữa điện trở suất và độ rỗng thể hiện ở các biểu : Hình 4.1, Hình 4.2, Hình 4.3 Mẫu lõi 1 Độ bão hòa, ppm 21,500 Điện trở thực của nước vỉa @ 77 oF, ohm –meter 0.292 Độ dốc ( m ) 1,78 Hình 4.1: Mối tương quan giữa độ rỗng và hệ số điện trở suất của mẫu lõi 1 Mẫu lõi 2&3 Độ bão hòa, ppm 23,000 Điện trở thực của nước vỉa @ 77 oF, ohm –meter 0.276 Độ dốc ( m ) 1,74 Hình 4.2: Mối tương quan giữa độ rỗng và hệ số điện trở suất của mẫu lõi 2 và 3 Mẫu lõi 1 và 2&3 Độ dốc ( m ) 1,76 Hình 4.3: Mối tương quan giữa độ rỗng và hệ số điện trở suất của mẫu lõi 1, 2 và 3 Đánh giá Hệ số điện trở suất tỷ lệ nghịch với độ rỗng theo công thức thực nghiệm trên. Vì vậy để đở tốn kém về thời gian và tiền bạc trong quá trình thăm dò-khai thác các vùng lân cận, các nhà khai thác thường sử dụng biểu đồ “Mối tương quan giữ độ rỗng và hệ số điện trở suất” này để tính độ rổng tương đối, từ đó có thể tính được trữ lượng sơ bộ. Cụ thể hệ số độ dốc cho 3 trường hợp trên lần lượt là 1.78, 1.74 và 1.76. Sự thay đổi độ rổng theo chiều sâu mẫu Việc khảo sát độ rỗng theo chiều sâu nhằm cung cấp thêm một căn cứ tham khảo dự đoán độ rỗng bên cạnh số liệu tham khảo về mối tương quan giữa độ rộng và điện trở suất. Đồng thời, còn cho thấy sự phân bố của độ rỗng theo chiều sâu cũng như xu hướng chung về tương quan giữa độ rỗng theo chiều sâu của vĩa.Từ đó, cho ta cái nhìn khái quát về cấu trúc đất đá của giếng khoan và khu vực nghiên cứu. Mẫu lõi 1 Độ bão hòa, ppm Mẫu Lõi # 1 : 21,500 Điện trở thực của nước vỉa @ 77 oF, ohm –meter Mẫu Lõi # 1 : 0.292 Mẫu Lõi Số hiệu mẫu Độ sâu Độ rổng 1 5 3004.35 28.2 12 3006.65 29 21 3009.04 21.8 24 3010.05 25.5 31 3012.35 15.2 Trung bình 23.94  Hình 4.4: Mối tương quan giữa độ rỗng và độ sâu của mẫu lõi 1 Mẫu lõi 2&3 Độ bão hòa, ppm Mẫu Lõi # 2&3 : 23,000 Điện trở thực của nước vỉa @ 77 oF, ohm –meter Mẫu Lõi # 2&3 : 0.276 Mẫu Lõi Số hiệu mẫu Độ sâu Độ rổng 2&3 62 3591.65 16.2 82 3598.25 16.2 91 3601.25 15.4 100 3604.25 12.7 105 3605.65 13.9 Trung bình 14.88 Hình 4.5: Mối tương quan giữa độ rỗng và độ sâu của mẫu lõi 2 và 3 Đánh giá : Nhìn chung, độ rỗng giảm cùng với với sự tăng lên của độ sâu. Với mẫu lõi 1, sự biến thiên giảm mạnh do lực tải trọng và nén ép của những lớp đất đá bên trên, và dần đi tới ổn định khi độ sâu lớn. Điều này thể hiện trong các mẫu lõi 2 và 3. Mối tương quan của độ thấm theo chiều sâu Nghiên cứu sự thay đổi của độ thấm theo từng chiều sâu khác nhau trong quá trình khoan. Nhìn chung độ thấm giảm theo chiều sâu, song vẫn có trường hợp độ đặc biệt độ thấm tăng có thể do giếng khoan đi vào các thấu kín cát. Mẫu lõi 1 Độ bão hòa, ppm Mẫu Lõi # 1 : 21,500 Điện trở thực của nước vỉa @ 77 oF, ohm –meter Mẫu Lõi # 1 : 0.292 Mẫu Lõi Số hiệu mẫu Độ sâu Hệ số thấm 1 5 3004.35 906 12 3006.65 1297 21 3009.04 47 24 3010.05 213 31 3012.35 2.1 Trung bình  493.02 Hình 4.6 Mối tương quan của độ thấm theo chiều sâu mẫu lõi 1 Mẫu lõi 2&3 Độ bão hòa, ppm Mẫu Lõi # 2&3 : 23,000 Điện trở thực của nước vỉa @ 77 oF, ohm –meter Mẫu Lõi # 2&3 : 0.276 Mẫu Lõi Số hiệu mẫu Độ sâu Hệ số thấm 2&3 62 3591.65 11 82 3598.25 19 91 3601.25 16 100 3604.25 0.73 105 3605.65 6.1 Trung bình 10.56  Hình 4.7 Mối tương quan của độ thấm theo chiều sâu mẫu lõi 2&3 Độ thấm không có sự thay đổi đáng kể, do đất đá ở độ sâu này đã gần đặc khít, không thể bị nén được nữa. Mối tương quan giữa độ rổng và hệ số thấm Mẫu lõi 1 Độ bão hòa, ppm Mẫu Lõi # 1 : 21,500 Điện trở thực của nước vỉa @ 77 oF, ohm –meter Mẫu Lõi # 1 : 0.292 Mẫu lõi Số hiệu mẫu Hệ số thấm, md Độ lổ rổng 1 5 906 28.2 12 1297 29 21 47 21.8 24 213 25.5 31 2.1 15.2 Trung bình 493.02 23.94 Hình 4.8 Mối tương qua giữa độ lỗ rổng và hệ số thấm mẫu lõi 1 Mẫu lõi 2&3 Độ bão hòa, ppm Mẫu Lõi # 2&3 : 23,000 Điện trở thực của nước vỉa @ 77 oF, ohm –meter Mẫu Lõi # 2&3 : 0.276 Mẫu lõi Số hiệu mẫu Hệ số thấm, md Độ lổ rổng 2&3 62 11 16.2 82 19 16.2 91 16.1 15.4 100 0.73 12.7 105 6.1 13.9 Trung bình 10.56 14.88 Hình 4.9 Mối tương qua giữa độ lỗ rổng và hệ số thấm mẫu lõi 2&3 Đánh giá mối liên quan giữa hệ số bão hòa nước và chỉ số điện trở suất Dựa vào chỉ số điện trở suất được tính toán trong phòng thí nghiệm, và đưa ra ngoài thực tế để tính tương đối độ bão hòa nước thông qua công thức liên hệ giữa hệ số bão hòa nước và chỉ số điện trở suất. Từ đó xác định độ bão hòa dầu khí dựa vào độ bão hòa nước. Mẫu lõi 1 Độ bão hòa, ppm 21,500 Điện trở thực của nước vỉa @ 77 oF, ohm –meter 0.292 Mẫu Lõi Số hiệu mẫu Độ sâu m GD gm/cc Điều Kiện Vỉa Hệ số thấm md Độ rổng Φ ,% Hệ số bão hòa nước Sw % Chỉ số điện trở suất n 1 5 3004.35 2.66 906 28.2 28.1 8.59 1.7 22 14.89 1.78 20.5 17.84 1.82 18.4 21.89 1.82 17.6 24.53 1.84 Trung bình 26.65 17.54 1.79 12 3006.65 2.65 1297 29 25.5 10.33 1.7 19.9 17.48 1.77 18.5 21.47 1.82 17.4 24.55 1.83 15.9 28.55 1.82 Trung bình 19.44 20.47 1.78 21 3009.04 2.67 47 21.8 60.6 2.09 1.47 60 2.25 1.58 58.9 2.37 1.63 Trung bình 59.8 2.23 1.56 24 3010.05 2.66 213 25.5 51.2 3.47 1.86 36.3 5.97 1.76 33.4 7.74 1.87 29.5 9.74 1.87 28.5 9.78 1.82 Trung bình 35.37 7.34 1.83 31* 3012.35 2.73 2.1 15.2 81.2 1.34 1.41 81 1.38 1.53 80.4 1.42 1.59 Trung bình 80.86 1.38 1.51 Trung bình tổng 39.49 1,76 Mẫu lõi 2&3 Độ bão hòa, ppm 23,000 Điện trở thực của nước vỉa @ 77 oF, ohm –meter 0.276 Mẫu Lõi Số hiệu mẫu Độ sâu m GD gm/cc Điếu Kiện Vỉa Hệ số thấm md Độ rổng Φ ,% Hệ số bão hòa nước % Chỉ số điện trở suất n 2&3 62 3591.65 2.68 11 16.2 53.3 3.5 1.99 51.8 3.8 2.03 51.3 3.94 2.05 Trung bình 52.13 3.74 2.02 82 3598.25 2.67 19 16.2 57.2 3.52 2.25 50.7 4.65 2.26 41.6 5.95 2.03 41.1 6.09 2.03 Trung bình 47.65 5.05 2.14 91 3601.25 2.68 16 15.4 63.2 3.14 2.49 57.4 3.73 2.38 49 5.25 2.32 47.2 5.46 2.26 Trung bình 54.2 4.39 2.37 100 3604.25 2.67 0.73 12.7 88.8 1.21 1.61 82.4 1.32 1.42 77 1.47 1.47 Trung bình 82.7 1.33 1.5 105 3605.65 2.69 6.1 13.9 61.2 2.59 1.94 59.1 2.77 1.94 57.3 3.06 2.01 Trung bình 59.2 2.8 1.96 Trung bình tổng 58.43 3.58 2,03 Đánh giá tổng thể mối liên quan giữa hệ số bão hòa nước và chỉ số điện trở suất : Ở mẫu lõi 1: Mẫu số hiệu 31: Có độ bão hòa nước cao nhất, 80.86 % Mẫu số hiệu 12: Có độ bão hòa nước thấp nhất,19.44 % Độ bão hòa nước trung bình : 39.49 %. Từ đó cho thấy độ bão hòa nước vừa đến thấp. Điều đó chứng tỏ độ bão hòa hydrocacbon khá cao. Có khả năng khai thác với trữ lượng lớn. Ở mẫu lõi 2&3: Mẫu số hiệu 100 : Có độ bão hòa nước cao nhất, 82.7 % Mẫu số hiệu 82 : Có độ bão hòa nước thấp nhất, 47.65 % Độ bão hòa nước trung bình : 58.43 %. Từ đó cho thấy độ bão hòa nước vừa đến khá cao. Điều đó chứng tỏ độ bão hòa hydrocacbon trung bình đến thấp. Có khả năng khai thác với trữ lượng vừa đến thấp. Ở cả mẫu 1 và 2&3 : Độ bão hòa nước trung bình: 48.96 %. Đây là tiền đề quan trọng để tiến hành xem xét khả năng khai thác của vỉa. Và đây là vỉa có khả năng khai thác. Về mối tương quan giữa độ bão hòa nước và chỉ số điện trở suất: Độ bão hòa nước tỉ lệ nghịch với chỉ số điện trở suất theo công thức thực nghiệm : với n : độ dốc , được đo từ thực nghiệm. Từ chỉ số điện trở suất được đo từ địa vật lý giếng khoan ta có thể tính được tương đối độ bão hòa nước và từ đó tính được độ bão hòa hydrocacbon trong vỉa. Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước ở từng số hiệu mẫu trong mẫu lõi 1 Số hiệu mẫu : 5 Độ bão hòa, ppm 21,500 Điện trở thực của nước vỉa @ 77 oF, ohm –meter 0.292 Độ dốc ( n ) 1,79 Mẫu Lõi Số hiệu mẫu Độ sâu m GD gm/cc Điều Kiện Vỉa Hệ số thấm md Độ rổng Φ ,% Hệ số bão hòa nước % Chỉ số điện trở suất n 1 5 3004.35 2.66 906 28.2 28.1 8.59 1.7 22 14.89 1.78 20.5 17.84 1.82 18.4 21.89 1.82 17.6 24.53 1.84 Trung bình 26.65 17.54 1.79 Hình 4.10 Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước, mẫu 5 Số hiệu mẫu : 12 Độ bão hòa, ppm 21,500 Điện trở thực của nước vỉa @ 77 oF, ohm –meter 0.292 Độ dốc ( n ) 1,79 Mẫu Lõi Số hiệu mẫu Độ sâu m GD gm/cc Điều Kiện Vỉa Hệ số thấm Md Độ rổng Φ ,% Hệ số bão hòa nước Sw % Chỉ số điện trở suất n 1 12 3006.65 2.65 1297 29 25.5 10.33 1.7 19.9 17.48 1.77 18.5 21.47 1.82 17.4 24.55 1.83 15.9 28.55 1.82 Trung bình 19.44 20.47 1.78 Hình 4.11 Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước, mẫu 12 Số hiệu mẫu : 21 Độ bão hòa, ppm 21,500 Điện trở thực của nước vỉa @ 77 oF, ohm –meter 0.292 Độ dốc ( n ) 1,56 Mẫu Lõi Số hiệu mẫu Độ sâu m GD gm/cc Điều Kiện Vỉa Hệ số thấm md Độ rổng Φ ,% Hệ số bão hòa nước Sw % Chỉ số điện trở suất n 21 3009.04 2.67 47 21.8 60.6 2.09 1.47 60 2.25 1.58 58.9 2.37 1.63 Trung bình 59.8 2.23 1.56 Hình 4.12 Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước, mẫu 21 Số hiệu mẫu : 24 Độ bão hòa, ppm 21,500 Điện trở thực của nước vỉa @ 77 oF, ohm –meter 0.292 Độ dốc ( n ) 1,83 Mẫu Lõi Số hiệu mẫu Độ sâu m GD gm/cc Điều Kiện Vỉa Hệ số thấm md Độ rổng Φ ,% Hệ số bão hòa nước Sw % Chỉ số điện trở suất n 24 3010.05 2.66 213 25.5 51.2 3.47 1.86 36.3 5.97 1.76 33.4 7.74 1.87 29.5 9.74 1.87 28.5 9.78 1.82 Trung bình 35.37 7.34 1.83 Hình 4.13 Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước, mẫu 24 Số hiệu mẫu : 31* Độ bão hòa, ppm 21,500 Điện trở thực của nước vỉa @ 77 oF, ohm –meter 0.292 Độ dốc ( n ) 1,51 Mẫu Lõi Số hiệu mẫu Độ sâu m GD gm/cc Điều Kiện Vỉa Hệ số thấm md Độ rổng Φ ,% Hệ số bão hòa nước Sw % Chỉ số điện trở suất n 31* 3012.35 2.73 2.1 15.2 81.2 1.34 1.41 81 1.38 1.53 80.4 1.42 1.59 Trung bình 80.86 1.38 1.51 Hình 4.14 Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước, mẫu 31* Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước ở từng số hiệu mẫu trong mẫu lõi 2&3 Số hiệu mẫu : 62 Độ bão hòa, ppm 23,000 Điện trở thực của nước vỉa @ 77 oF, ohm –meter 0.276 Độ dốc ( n ) 2,02 Mẫu Lõi Số hiệu mẫu Độ sâu m GD gm/cc Điều Kiện Vỉa Hệ số thấm md Độ rổng Φ ,% Hệ số bão hòa nước Sw % Chỉ số điện trở suất n 2&3 62 3591.65 2.68 11 16.2 53.3 3.5 1.99 51.8 3.8 2.03 51.3 3.94 2.05 Trung bình 52.13 3.74 2.02 Hình 4.15 Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước, mẫu 62 Số hiệu mẫu : 82 Độ bão hòa, ppm 23,000 Điện trở thực của nước vỉa @ 77 oF, ohm –meter 0.276 Độ dốc ( n ) 2,14 Mẫu Lõi Số hiệu mẫu Độ sâu m GD gm/cc Điều Kiện Vỉa Hệ số thấm md Độ rổng Φ ,% Hệ số bão hòa nước Sw % Chỉ số điện trở suất n 82 3598.25 2.67 19 16.2 57.2 3.52 2.25 50.7 4.65 2.26 41.6 5.95 2.03 41.1 6.09 2.03 Trung bình 47.65 5.05 2.14 Hình 4.16 Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước, mẫu 82 Số hiệu mẫu : 91 Độ bão hòa, ppm 23,000 Điện trở thực của nước vỉa @ 77 oF, ohm –meter 0.276 Độ dốc ( n ) 2,36 Mẫu Lõi Số hiệu mẫu Độ sâu m GD gm/cc Điều Kiện Vỉa Hệ số thấm md Độ rổng Φ ,% Hệ số bão hòa nước Sw % Chỉ số điện trở suất n 91 3601.25 2.68 16 15.4 63.2 3.14 2.49 57.4 3.73 2.38 49 5.25 2.32 47.2 5.46 2.26 Trung bình 54.2 4.39 2.37 Hình 4.17 Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước, mẫu 91 Số hiệu mẫu : 100 Độ bão hòa, ppm 23,000 Điện trở thực của nước vỉa @ 77 oF, ohm –meter 0.276 Độ dốc ( n ) 1.50 Mẫu Lõi Số hiệu mẫu Độ sâu m GD gm/cc Điều Kiện Vỉa Hệ số thấm md Độ rổng Φ ,% Hệ số bão hòa nước Sw % Chỉ số điện trở suất n 100 3604.25 2.67 0.73 12.7 88.8 1.21 1.61 82.4 1.32 1.42 77 1.47 1.47 Trung bình 82.7 1.33 1.5 Hình 4.18 Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước, mẫu 100 Số hiệu mẫu : 105 Độ bão hòa, ppm 23,000 Điện trở thực của nước vỉa @ 77 oF, ohm –meter 0.276 Độ dốc ( n ) 1.96 Mẫu Lõi Số hiệu mẫu Độ sâu m GD gm/cc Điều Kiện Vỉa Hệ số thấm md Độ rổng Φ ,% Hệ số bão hòa nước Sw % Chỉ số điện trở suất n 105 3605.65 2.69 6.1 13.9 61.2 2.59 1.94 59.1 2.77 1.94 57.3 3.06 2.01 Trung bình 59.2 2.8 1.96 Hình 4.19 Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước, mẫu 105 Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước trong mẫu lõi 1 Độ bão hòa, ppm 21,500 Điện trở thực của nước vỉa @ 77 oF, ohm –meter 0.292 Độ dốc ( n ) 1.76 Hình 4.20 Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước, mẫu lõi 1 Nhận xét : Tất cả các điểm nghiên cứu trên mẫu lõi 1 đều nằm tương đối sát trên đường tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước. Vì vậy, có thể sử dụng đường này để tính tương đối các trường hợp còn lại với n = 1.76 Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước trong mẫu lõi 2&3 Độ bão hòa, ppm 23,000 Điện trở thực của nước vỉa @ 77 oF, ohm –meter 0.276 Độ dốc ( n ) 2.03 Hình 4.21 Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước, mẫu lõi 2&3 Nhận xét : Tất cả các điểm nghiên cứu trên mẫu lõi 2&3 đều nằm tương đối sát trên đường tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước. Vì vậy, có thể sử dụng đường này để tính tương đối các trường hợp còn lại với n = 2.03. Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa trong mẫu lõi 1 và 2&3 Độ dốc ( n ) 1,86 Hình 4.22 Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước, mẫu lõi 1 và 2&3 Nhận xét : Tất cả các điểm nghiên cứu trên mẫu lõi 1 và 2&3 đều nằm hơi tương đối sát trên đường tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước. Vì vậy, có thể sử dụng đường này để tính tương đối các trường hợp còn lại với n = 1.86. KẾT LUẬN Qua nguyên cứu khái quát về Bồn Trũng Nam Côn Sơn. Đặc biệt là đánh giá chi tiết tính chất cơ lý và thông số PVT của của giếng khoan 05-2-Ht-2X của bồn trũng, em có những kết luận sau: Bể Nam Côn Sơn có tiềm năng dầu khí lớn với nhiều play và loại bẩy khác nhau, rất có tiềm năng về hydrocacbon và đặc điểm Sinh Chứa Chắn khá thuận lợi cho quá trình hình thành và phát triển các mỏ dầu khí lớn. Song cho đến nay, trữ lượng và tiềm năng đã phát hiện mới chỉ chiếm gần 25 % tổng tiềm năng có khả năng thu hồi của bể. Vì vậy, phải đẩy mạnh công tác nghiên cứu tìm kiếm thăm dò, trong đó nghiên cứu về đặc điểm và tính chất cơ lý trầm tích lục nguyên: độ rổng thấm và mối tương quan của chúng theo độ sâu đóng vai trò quan trọng. Nó là tiền đề để phát hiện, đánh giá trữ lượng và khai thác vỉa dầu. Giếng 05-2-HT-2X thuộc Nam Côn Sơn sau quá trình nghiên cứu, đánh giá đặc điểm tính chất cơ lý: Ở độ sâu trong khoảng 3000m, độ rổng, thấm và độ bão hòa dầu khí của giếng khoan rất cao : Độ rổng cao nhất 29 %, trung bình 23.94 %, thấm nhất 15.2 % Độ thấm cao nhất 1297 Md, trung bình 493 Md , thấm nhất 2.1 Md. Độ bão hòa dầu khí cao nhất 81.66 %, trung bình 39.49 %, thấp nhất 19,14 % Từ kết quả đó cho thấy: có khả năng vỉa chứa lượng dầu khí rất lớn và cho dòng dầu khí với sản lượng công nghiệp. Ở độ sâu trên 3600m, ta thấy độ rổng khá tốt, độ thấm khá thấp và độ bão hòa dầu khí kha cao. Độ rổng cao nhất 16.2 %, trung bình 14.88 %, thấm nhất 12.7 % Độ thấm cao nhất 19 Md, trung bình 10.56 Md , thấm nhất 0.73 Md. Độ bão hòa dầu khí cao nhất 52.35 %, trung bình 41.57 %, thấp nhất 17,3 % Từ kết quả đó cho thấy: ở độ sâu này, áp suất tải trọng và lực nén ép làm độ rổng thấm giảm khá mạnh, song vẫn có thể cho dòng dầu khai thác khi sử dụng công nghệ khai thác tiên tiến. Từ những kết quả trên, có thể khẳng định giếng có khả năng khai thác được với sản lượng cao. KIẾN NGHỊ Do trong quá trình làm khóa luận, thời gian hạn hẹp, thiếu tài liệu về cấu trúc địa chất, mẫu lõi toàn giếng và các thông số liên quan nên em chưa nghiên cứu chi tiết thêm các yếu tố ảnh hưởng đến tính chất cơ lý và thông số PVT mà con người có thể tác động được trong quá trình khai thác. Từ đó tối thiểu khả năng làm giảm tính thấm, chứa và độ bão hòa, nhằm nâng cao tổng sản lượng thu hồi dầu khí của giếng cũng như của vỉa. Tài liệu tham khảo hiệu quả để nghiên cứu tiền năng dầu khí các khu vực lân cận giếng, hoặc các vùng có cấu trúc địa chất tương tự. Tài liệu tham khảo Phan Văn Kông, 2007. Bài giảng Địa chất khai thác dầu khí. Bộ môn Địa Chất Dầu Khí và khoáng sản-Đại học Khoa Học Tự Nhiên Nguyễn hiệp, 2007. Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam. Tập đoàn dầu khí Việt Nam. Nhà xuất bản khoa hoc kỷ thuật. J.GROLIER, A.FERNANDEZ, M.HUCHER, J.RISS, 1991. Các tính chất vật lý của đá – lý thuyết và mô hình, TS.Lê Phước Hảo (chủ biên) và TS.Phan Thị San Hà dịch,1995. Nhà xuất bản Giáo Dục. BP Exploration VN, Số liệu khoan của giếng 05-2-HT-2X Nguyễn Đình Thực, 1999. Công nghệ và kỷ thuật khai thác dầu khí. Nhà xuất bản giáo dục. Môt số tiểu luận và khóa luận liên quan, thư viện Khoa địa chất –Đại học Khoa Học Tự Nhiên Một số thông tin được tham khảo từ Internet.