Đang tải... (xem toàn văn)
Mục lục Chương 1: Giới thiệu chung về mỏ Ruby 1 1. Vị trí địa lý 1 2. Lịch sử thăm dò – khai thác 1 3. Đặc điểm địa chất – địa tầng 2 3.1. Đặc điểm địa chất cấu tạo thành hệ Miocene 2 3.2. Đặc điểm địa chất cấu tạo thành hệ Oligocene 4 3.3. Đặc điểm địa chất cấu tạo đá móng 4 Chương 2: Các khái niệm cơ bản 5 1. Độ rỗng 5 1.1. Khái niệm 5 1.2. Phân loại độ rỗng 6 1.2.1. Theo nguồn gốc hình thành 6 1.2.2. Theo mối liên hệ thuỷ động lực giữa các lỗ hổng 6 2. Độ bão hòa 6 3. Độ thấm 7 3.1. Quan hệ giữa độ thấm và độ rỗng 8 3.2. Hiện tượng mao dẫn trên bề mặt tiếp xúc giữa nước và đá 8 3.3. Độ thấm hiệu dụng và độ thấm tương đối 9 4. Điện trở suất và độ dẫn điện 10 4.1. Hệ số thành hệ F 11 4.2. Hệ số tăng điện trở Q 12 4.3. Công thức Archie 12 4.4. Quan hệ phụ thuộc giữa điện trở suất với độ khoáng hoá 14 4.5. Quan hệ phụ thuộc của điện trở với nhiệt độ 14 4.6. Điện trở suất của sét 15 4.7. Ảnh hưởng của độ sét lên giá trị điện trở suất và độ bão hoà của đá 16 Chương 3: Địa vật lý giếng khoan 19 1. Trạng thái giếng khoan khi sử dụng dung dịch khoan gốc nước 19 2. Log và thông tin từ log 20 3. Vai trò của log trong ngành công nghiệp dầu khí 21 4. Nguyên lý đo ghi 22 5. Truyền tải số liệu 22 Chương 4: Các phương pháp điện từ trường nghiên cứu giếng khoan 24 1. Phương pháp đo điện trở đất đá dưới tác dụng nguồn điện nhân tạo 24 1.1. Cơ sở lý thuyết 24 1.1.1. Nguyên lý bố trí điện cực 24 1.1.2. Các dạng bố trí điện cực 25 1.2. Các phương pháp đo điện nhân tạo 25 1.2.1. Thiết bị đo điện trở thường và đo sườn 25 1.2.2. Thiết bị đo điện trở có điều chỉnh (Lateral) 26 1.2.2.1. Đo sườn định hướng đôi (Duallaterolog) 27 1.2.2.2. Đo đo sườn định hướng 7 điện cực (Laterolog7; LL7) 27 1.2.2.3. Đo sườn định hướng 3 điện cực (Laterolog3; LL3) 29 1.2.2.4. Đo định hướng dạng cầu SFL (Spherically Focused Log) 29 1.2.3. Thiết bị đo vi điện cực 30 1.2.3.1. Đo vi điện cực đinh hướng MLL (Microlateralog) 30 1.2.3.2. Đo điện cực và vi điện cực khoảng gần PL PML (Proximity Log or Proximity Mini Log) 31 1.2.3.3. Đo vi điện cực định hướng dạng cầu MSFL (Microspherically Focused Log) 32 1.3. Các yếu tố ảnh hưởng đến hình dáng của đường cong đo điện trở trong giếng khoan 32 2. Phương pháp đo điện thế phân cực tự nhiên trong giếng khoan SP (Spontaneous potential) 33 2.1. Quá trình khuếch tán (distribution) và hút ion 33 2.2. Các phương pháp của SP 35 2.2.1. Phương pháp SP thông dụng (phương pháp thế SP). 35 2.2.2. Phương pháp Gradient SP 36 2.2.3. Phương pháp đo bằng điện cực tự chọn 36 2.2.4. Phương pháp đo hiệu chỉnh SP 36 2.3. Các yếu tố ảnh hưởng đến hình dáng và biên độ dị thường ΔUSP 37 2.4. Phạm vi ứng dụng của phương pháp SP: 37 3. Phương pháp đo cảm ứng điện từ trong giếng khoan (ID) 37 3.1. Nguyên lý hoạt động 37 3.2. Ứng dụng 38 4. Các yếu tố ảnh hưởng lên kết quả đo của các phương pháp điện trở 38 4.1. Thành phần đá 39 4.2. Kiến trúc đá 39 4.3. Góc dốc và cấu trúc các lớp đá 39 4.4. Nhiệt độ, áp suất nén ép 39 Chương 5: Các phương pháp phóng xạ nghiên cứu giếng khoan 41 1. Phương pháp Gamma Ray (GR) hay Gamma tự nhiên 41 1.1. Phương pháp Gamma tự nhiên tổng 41 1.1.1. Nguyên lý 41 1.1.2. Ứng dụng 43 1.2. Phương pháp Gamma tự nhiên thành phần 43 1.3. Các yếu tố ảnh hưởng đến giá trị đo GR 43 1.4. Ứng dụng phương pháp đo gamma tự nhiên để tính hàm lượng sét trong đá 44 2. Phương pháp Gamma Gamma (Density) 45 2.1. Nguyên lý 45 2.2. Đường cong mật độ 47 2.3. Chiều sâu nghiên cứu và độ phân giải của các Zond đo gamma gamma 48 2.4. Ứng dụng của phương pháp Gamma Gamma 48 3. Phương pháp Neutron 48 3.1. Nguyên lý chung 48 3.2. Phương pháp Neutron Gamma 50 3.2.1. Nguyên lý 50 3.2.2. Đường cong Neutron Gamma 51 3.3. Phương pháp Neutron Neutron nhiệt và trên nhiệt 51 3.3.1. Đường cong Neutron Neutron nhiệt 51 3.3.2. Đường cong Neutron Neutron trên nhiệt 51 3.4. Các yếu tố ảnh hưởng tới kết quả đo 51 3.5. Ứng dụng của phương pháp neutron 51 Chương 6: Các phương pháp khác 53 1. Phương pháp đo đường kính giếng khoan (Caliper log) 52 1.1. Bản chất của phương pháp 52 1.2. Các yếu tố ảnh hưởng 54 1.3. Ứng dụng 54 2. Phương pháp sóng siêu âm (Sonic log DT) 54 2.1. Bản chất của phương pháp 55 2.2. Thiết bị 55 2.3. Các yếu tố ảnh hưởng đến kết quả đo 56 2.4. Ứng dụng của phương pháp siêu âm 56 3. Phương pháp đo nhiệt độ giếng khoan 57 Chương 7: Giải đoán log, tính toán các thông số về độ rỗng, độ bão hoà chất lưu của các vỉa chứa 58 1. Các giá trị sử dụng và các thông số kèm Log 58 2. Các bước giải đoán 58 3. Kết quả minh giải 62 KẾT LUẬN 64 Tài liệu tham khảo 65 Phụ Lục 65
Khóa Luận Tốt Nghiệp Hoàng Anh Đức Chương 1 Giới thiệu chung về mỏ Ruby Giới thiệu chung về mỏ Ruby 1. Vị trí địa lý: Mỏ Ruby thuộc phần Đông Bắc bể Cửu Long, nằm ở phía Tây Nam lô số 1, khu vực 01&02, cách cảng Vũng Tàu 155km về phía Đông Bắc. Lô số 1 thuộc rìa phía Đông Bắc của bồn trũng Cửu Long, phía Tây tiếp giáp với 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 vài trò phân định ranh giới của bồn trũng Cửu Long. Hình 1.1: Vị trí mỏ Ruby 2. Lịch sử thăm dò – khai thác: Hiện nay mỏ đang hoạt động theo hợp đồng PSC giữa Petronas CARIGALI với Petrovietnam ký ngày 10 tháng 9 năm 1991, Petronas CARIGALI và PVEP cùng tham gia thầu. Mỏ Ruby được phát hiện tháng 6 năm 1994 sau khi khoan giếng thăm dò RB- 1X. Giếng 1X khoan qua các tầng Miocene trung, sớm thuộc thành hệ Bạch Hổ, 1 Khóa Luận Tốt Nghiệp Hoàng Anh Đức Oligocene muộn thuộc thành hệ Trà Tân trung và thượng. Giếng đánh giá thẩm lượng RB-2X được khoan vào tháng 4 năm 1995 để mô tả đặc điểm phần Tây Nam của mỏ. Giếng RB-3X được khoan nhằm mục đích thẩm lượng phần Đông Bắc mỏ. Kết quả thu được từ 3 giếng và kết hợp với tài liệu địa chấn 2D đã củng cố sự hiện diện của hydrocarbon tại mỏ này. Chiến dịch khoan phát triển khai thác giai đoạn đầu tiên “Pilot Production Phase” được bắt đầu ngày 18/08/1998, kết thúc ngày 17/08/1999 với 10 giếng khoan mới và 2 giếng hoàn thiện lại. Kế hoạch đặt ra là sẽ khai thác lưu lượng tối đa là 27000 thùng/ngày giai đoạn đầu và thu hồi khoảng 45 triệu thùng dầu. Tháng 9 năm 2000, tiến hành khoan thêm 3 giếng khai thác, trong đó giếng 11P hoàn thiện 1 ống khai thác trung tâm vỉa Miocene, giếng 12P và 13P hoàn thiện kiểu ống khai thác đôi, khai thác trên các tầng Miocene và Andesite. Mỏ Ruby được đưa vào khai thác ngày 22/10/1998 với 2 giếng 1P, 2P. Trong năm 1999 và đầu năm 2000 lần lượt đưa thêm 7 giếng mới vào khai thác (từ RB-5P – RB-11P). Tháng 4 và tháng 5 năm 2001 đưa thêm RB-12P và RB-13P vào khai thác. Dầu mỏ Ruby được khai thác từ các tầng Miocene, Oligocene, và tầng móng Andesite. Trong đó, sản lượng dầu khai thác chủ yếu từ tầng Miocene. Hiện nay ngoài hoạt động khai thác, mỏ đang tiếp tục được thăm dò và thẩm lượng, nghiên cứu và phát triển toàn mỏ. Sản lượng khai thác 15.000 - 20.000 thùng/ngày từ 13 giếng khai thác. Năm 2003, khai thác 6.3 triệu thùng. Năm 2004, đã có 40,79 triệu thùng dầu thô được khai thác tại đây. 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. 3. Đặc điểm địa chất – địa tầng: 3.1. Đặc điểm địa chất cấu tạo thành hệ Miocene: Thành hệ Miocene gồm thành hệ Bạch Hổ hạ và trung được giới hạn bởi đáy của bất chỉnh hợp Oligoxen muộn và tại đỉnh của bất chỉnh hợp trong Mioxen sớm II (IEMU-II). Bất chỉnh hợp trong Mioxen sớm I (IEMU-I) thì tách riêng rẽ thành thành hệ Bạch Hổ hạ và giữa. Bạch Hổ hạ cho thấy mặt nghiêng cát với những lớp cát dày xen kẹp với những lớp phiến sét mỏng chỉ ra môi truờng biển hồ. Về thạch học, khu vực này có thể chia thành khu vực đá mảnh vụn và núi lửa xâm nhập và đôi khi cũng có khu vực mảnh vụn núi lửa. Vùng đá mảnh vụn trong Bạch Hổ giữa được chia thành hai vùng riêng rẽ bởi bề mặt biển tiến MI-60. Vùng thấp hơn thì có nhiều mặt nghiêng của cát trong khi phần cao hơn ở trước MI-60 thì được tạo ra bởi sự xen kẹp của các lớp cát và phiến sét. Bạch Hổ giữa được minh giải như là sự lắng đọng trong môi trường biển hồ tới môi trường duyên hải. Thành hệ tầng chứa Miocene là 1 thành hệ chính của mỏ Ruby được đánh giá chứa hơn 26% lượng dầu của mỏ. Tầng chứa bao gồm các tập cát tương đối mỏng độ 2 Khóa Luận Tốt Nghiệp Hoàng Anh Đức dày từ 5m đến 9m định vị trong các tập sét dày. Các tập cát được đặt tên là MI-09, MI- 10, MI-20, MI-30 hay còn gọi là các tầng khai thác. Hình 1.2: Cột địa tầng tổng hợp mỏ Ruby Tầng MI-09 có sự hiện diện của mũ khí, tầng MI-20 đã xác định đã xác định được ranh giới dầu-nước ở độ sâu 1771m. Các tầng MI-30, MI-20 không liên tục và độ 3 Khóa Luận Tốt Nghiệp Hoàng Anh Đức dày tăng dần về phía Bắc và hướng Tây Nam. Giá trị độ rỗng hiệu dụng trung bình trong phạm vi từ 16% - 20% và giá trị độ thấm khoảng 100mD – 200mD. Nhiệt độ vỉa khoảng 183 0 F. 3.2. Đặc điểm địa chất cấu tạo thành hệ Oligocene: Thành hệ Oligocene của mỏ Ruby nằm trong điệp Trà Tân giữa và dưới, bao gồm các tập cát mỏng và sét dày nằm xen kẹp nhau. Thành hệ Trà Tân giữa được giới hạn bởi bất chỉnh hợp Oligoxen muộn tại đỉnh và tại đáy của bất chỉnh hợp Oligoxen sớm. Thành phần thạch học nghiêng về phiến sét và sét kết với các lớp cát và bùn kết xen kẹp nhau. Thành hệ này được minh giải như là sự lắng đọng của môi trường biển hồ. Thành hệ Trà Tân hạ được giới hạn bởi bất chỉnh hợp Oligoxen sớm và móng granit trước Đệ Tam. Thành hệ Trà Tân hạ được minh giải như là sự lắng đọng của môi trường sông tới môi trường biển hồ. Chúng tạo ra các lớp sét đen dày xen kẹp lớp cát phủ chồm lên phần nâng khối nhô trung tâm của mỏ. Sét màu nâu đen, chắc, dễ vỡ vụn, chứa nhiều vật liệu vôi, một ít vảy mica, nhiều vệt đốm. Độ rỗng trung bình khoảng 10% - 18%. Trong các tầng OL-08, OL-09, OL-10 tỷ trọng hydrocarbon hơn 30 0 API, các tầng OL-35, OL-40, OL-50, OL-65, OL-100 tỷ trọng thấp khoảng hơn 20 0 API. Riêng phần đỉnh tầng OL-40, OL-60, OL-100 phát hiện thấy mũ khí. Tính chất của tầng Oligocene nói chung không tốt với độ rỗng và độ thấm thấp, đôi khi rất thấp. Độ rỗng hiệu dụng trung bình khoảng 5 – 12%, độ thấm nhỏ hơn 20mD. 3.3. Đặc điểm địa chất cấu tạo đá móng: Đá móng là granit với một vài cấu tạo andesite và basalt phun trào. Tầng móng phức tạp do ảnh hưởng của kiến tạo và sự xuất hiện nhiều đứt gãy địa tầng tạo nên do những biến cố cục bộ. Dầu được khai thác ở khoảng địa tầng sâu khoảng 200 - 300m dưới tầng móng. Tuy nhiên khó khăn lớn nhất là tính toán trữ lượng dầu trong vùng đứt gãy này do sự phức tạp của cường độ, hướng và độ thấm. Độ rỗng trong móng được tạo ra bởi hệ thống đứt gãy và sự biến đổi khoáng vật học. 4 Khóa Luận Tốt Nghiệp Hoàng Anh Đức Chương 2 Các khái niệm cơ bản Các khái niệm cơ bản 1. Độ rỗng: 1.1. Khái niệm: Đất đá được hình thành từ 3 pha: pha rắn, pha lỏng và pha khí. Một phần thể tích của đất đá được cấu thành từ pha rắn, không gian phần còn lại được lấp đầy bởi những pha khác (pha lỏng, pha khí). Thể tích lỗ rỗng V p của đất đá không thuộc pha rắn ở trạng thái không xác định, thể tích đó được gọi là thể tích rỗng. Thể tích rỗng được cấu thành từ những phần không gian khác nhau gọi là lỗ hổng. Các lỗ hổng có nguồn gốc, hình dáng, kích thước và mối liên hệ giữa chúng khác nhau. Tỷ số giữa thể tích không gian rỗng V p và thể tích của đất đá V t được gọi là độ rỗng, ký hiệu là Ф. p t s t t V V V V V − φ = = (2.1) Trong đó: V p : Thể tích của mọi không gian trống trong đá (thông thường trong V p có chứa dầu, nước, khí). V s : Thể tích của vật liệu rắn. V t : Thể tích toàn khối đá. Độ rỗng đất đá phụ thuộc vào nhiều yếu tố khác nhau như: -Cấu trúc, đường kính hạt -Các hoạt động thứ sinh diễn ra trong đất đá -Hoạt động kiến tạo -Áp suất nén lên trên đất đá… 5 Khóa Luận Tốt Nghiệp Hoàng Anh Đức 1.2. Phân loại độ rỗng: Căn cứ vào những đặc điểm riêng người ta chia lỗ rỗng ra nhiều loại: 1.2.1. Theo nguồn gốc hình thành: • Độ rỗng nguyên sinh (primary porosity): Xuất hiện khi đất đá được hình thành và bị thay đổi về độ lớn, hình dáng do quá trình nén ép của các lớp đất đá bên trên, quá trình xi măng hóa và sự biến chất của đất đá. Độ rỗng nguyên sinh phụ thuộc vào kiểu, kích thước hạt và cách sắp xếp của các hạt trong pha cứng. • Độ rỗng thứ sinh (secondary porosity): là tỷ phần thể tích các hang hốc, khe nứt trong đất đá được tạo thành do quá trình hoà tan, phong hoá, tinh thể hoá, đolomit hoá đá vôi, hoạt động kiến tạo và quá trình hoá sinh. 1.2.2. Theo mối liên hệ thuỷ động lực giữa các lỗ hổng: • Độ rỗng mở(opend porosity): Là độ rỗng của các lổ hổng có mối liên thông với nhau, có đường kính các kênh nối thông đủ lớn để cho dòng các chất lưu có thể đi qua dễ dàng (lớn hơn 50 µm đối với dầu, và 5 µm đối với khí). Độ lỗ rỗng mở đôi khi có giá trị nhỏ hơn độ rỗng kín. Ví dụ các lớp sét có độ rỗng kín rất cao từ 50 - 85% nhưng hoàn toàn không có lỗ rỗng mở vì lẽ lỗ rỗng và kênh nối thông trong đá sét rất bé, sét lại có đặc điểm hấp phụ bề mặt cao nên độ thấm rất kém, do vậy các lớp sét thường đóng vai trò lớp màn chắn. • Độ rỗng kín (closed porosity): Là độ rỗng của các lỗ hổng không có mối liên thông với nhau. Trường hợp đá bọt là một ví dụ, chúng có độ rỗng vào cỡ 50%, nhưng vì các bọt không có kênh nối thông với nhau nên độ rỗng chủ yếu ở đây là độ rỗng kín. • Độ rỗng toàn phần hay độ rỗng chung Ф t (total porosity): là tỷ phần thể tích của tất cả không gian rỗng (giữa hạt, kênh thông nối, nứt nẻ, hang hốc, bọt ) cộng lại có trong đá. Độ rỗng toàn phần là tổng của độ rỗng kín và độ rỗng mở. • Độ rỗng hiệu dụng Ф ef (effective porosity): là thuật ngữ được sử dụng trong phân tích tài liệu địa vật lý giếng khoan. Độ rỗng hiệu dụng là thể tích lớn nhất của lỗ hổng chứa nước, dầu, khí mà ở đó nước dầu, khí nằm ở trạng thái tự do, nghĩa là không tính đến phần thể tích của các lớp nước bao, nước hydrat sét (nước hấp phụ trên bề mặt các hạt sét), nước tàn dư. Chú ý: Độ rỗng, hay tỷ phần thể tích lỗ rỗng trong đá là đại lượng không thứ nguyên có thể biểu thị bằng phần trăm (ví dụ 30%), bằng số thập phân (0,3) hay đơn vị độ rỗng (30pu). 2. Độ bão hòa: Độ bão hòa chất lưu của một thành hệ là tỷ số phần trăm của chất lưu đó choán chỗ trong không gian lỗ rỗng. Do đó độ bão hòa nước là tỷ số phần trăm của thể tích rỗng thành hệ chứa nước, kí hiệu S W (%). 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 6 Khóa Luận Tốt Nghiệp Hoàng Anh Đức 100%. Tương tự ta có những khái niệm về độ bão hòa dầu S O , độ bão hòa khí S G , hoặc là độ bão hòa hydrocarbon S HC (S h ). tổng lượng nước V W S W = = tương tự với S O và S G . (2.2) tổng lỗ rỗng V r 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% nhưng bao gồm độ bão hòa của các chất lưu thành phần (đôi lúc còn có sự tham gia của CO 2 hay không khí). Do đó: S = ΣS i =1, trong đó S i là độ bão hòa của các chất lưu hiện diện trong thành hệ: S W + S h = S W + S G + S O = 1 . Độ 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 hydrocarbon do tác dụng của sức căng bề mặt, các tác dụng điện hoá và mật độ. Độ bão hòa này thường được gọi là độ bão hòa nước dư S Wir và lượng nước này chính là nước liên kết. Giá trị S Wir phụ thuộc vào loại lỗ rỗng, kích thước kênh rỗng, độ bão hoà nước dư, tính chất của hạt đá, một số chất rắn sót lại trong nước cũng ảnh hưởng lớn đến hiện tượng này. 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 hydrocarbon này được gọi là độ bão hòa hydrocarbon thặng dư, S hir hay S rh . Mặc dù chúng ta thường quan tâm đến độ bão hoà hydrocarbon, nhưng các phương pháp địa vật lý thường chỉ cho phép ta ước lượng độ bão hoà nước vỉa, và chúng ta chỉ có thể tính toán độ bão hoà hydrocarbon khi đã biết độ bão hoà nước vỉa. 3. Độ thấm: Đá thấm là đá có độ lỗ rỗng mở. Độ thấm của đá là khả năng cho chất lưu có độ nhớt nhất định đi qua đá đó dưới một đơn vị gradient áp lực. Độ thấm tuyệt đối K biểu thị dòng chất lưu đồng nhất không có những tác động hoá học với đá ở pha cứng được biểu thị theo định luật Darcy như sau: ( ) 1 2 S Q k. p p h = − µ (2.3) Trong đó: 7 Khóa Luận Tốt Nghiệp Hoàng Anh Đức Q: Lưu lượng (cm/s) μ : Độ nhớt của chất lưu (cp) S: Diện tích tiết diện ngang (cm 2 ) h: Chiều dài tính bằng cm của phần môi trường qua đó có dòng thấm đi theo phương thấm p 1 , p 2 : áp suất (atmosphere) ở hai mặt phẳng chắn vuông góc với dòng thấm ở đầu và cuối dòng k: Độ thấm tuyệt đối tính bằng Darcy. 3.1. Quan hệ giữa độ thấm và độ rỗng: Hiện chưa tìm được một quan hệ chung về mặt toán học giữa độ thấm và độ rỗng để dùng cho mọi trường hợp. Nói chung, đối với các đá hạt vụn, độ thấm có chiều hướng tăng lên khi độ rỗng tăng. Tuy vậy trong thực tế có trường hợp độ rỗng rất cao nhưng độ thấm lại rất kém. Có thể lấy thí dụ trường hợp của đá bọt và đá sét. Trường hợp các đá bọt có độ rỗng rất cao nhưng độ thấm bằng không vì các bọt rỗng trong đá không có kênh thông nối với nhau; trường hợp của đá sét thì do lực ma sát bề mặt của dung dịch thấm với mạng tinh thể sét là rất lớn. Cả hai trường hợp vừa nêu có thể độ rỗng của đá tới 80%, nhưng độ thấm thì gần như triệt tiêu. Điều đó cho thấy rằng giá trị độ rỗng không quyết định cho khả năng thấm của đá mà kiến trúc lỗ rỗng mới là quan trọng. 3.2. Hiện tượng mao dẫn trên bề mặt tiếp xúc giữa nước và đá: Lỗ rỗng hay thông nối với nhau qua các đường ống có bán kính r cỡ dưới 1μm. Trên thành các ống đó xảy ra hiện tượng kéo nước thấm dâng lên tới chiều cao h tạo ra một áp lực P e gọi là áp lực mao dẫn (hình 2.1). Phương trình Laplace biểu thị quá trình trên như sau: 2 e Tcos P r θ = (2.4) Trong đó: P e là áp lực mao dẫn (dyn/cm 2 ) T là sức căng trên bề mặt tiếp xúc giữa nước với thuỷ tĩnh (dyn/cm) θ là góc tiếp giáp giữa mặt cong với thành ống (độ) r là bán kính ống (cm) Có thể tính (2.4) tương đương như sau: 8 Khóa Luận Tốt Nghiệp Hoàng Anh Đức 2 e Tcos P h g r θ = = ρ (2.5) với h là chiều cao cột nước (cm); ρ là mật độ của nước (g/cm 3 ); g là gia tốc trọng lực (cm/s 2 ) Từ (2.5) ta có: 2Tcos h r g θ = ρ (2.6) Phương trình (2.6) là phương trình chiều cao cột nước theo định luật Jurin. Từ (2.6) ta thấy ngay là khi bán kính ống mao dẫn càng nhỏ thì chiều cao dâng cột nước càng lớn. Ví dụ, đối với nước trong ống thuỷ tinh, T = 73 dyn/cm ở 20 o C và θ = 0 o ; nếu r = 1mm thì h = 1,5cm, và nếu r = 1m thì h = 15m. Áp lực mao dẫn trong đá cát phụ thuộc vào độ hạt của đá, và thay đổi trong khoảng 3000 dyn/cm 2 , đối với cát hạt thô, và 60000 dyn/cm 2 đối với cát hạt rất mịn. 3.3. Độ thấm hiệu dụng và độ thấm tương đối: Trong phần lớn các đá chứa là đá trầm tích, thoạt đầu chúng bão hoà nước, khi dầu di cư từ nơi khác tới thì dầu sẽ lấn dần choán chỗ thay nước trong lỗ rỗng. Sự lấn dần đó chỉ xảy ra khi lực đẩy nước của dầu trên bề mặt tiếp xúc dầu - nước lớn hơn lực mao dẫn giữa nước với đá. Với các đá có độ hạt càng mịn, đường kính kênh dẫn càng nhỏ, lực mao dẫn càng lớn thì dầu không thể đẩy được nước khỏi không gian lỗ rỗng. Trong trường hợp đó đá sẽ không thấm dầu. Vì vậy một cách tương đối (phụ thuộc áp lực) đá có thể chỉ thấm nước, không thấm dầu và có trường hợp đá có thể thấm cả hai lưu chất dầu nước. Nếu trong hệ thấm chỉ có một trong hai chất lưu kể trên thì dòng thấm sẽ phù hợp với định luật Darcy (2.3). Trường hợp tồn tại cả hai, hoặc nhiều hơn số chất lưu trong hệ thì hoạt động động học của các pha thành phần đó sẽ không đơn giản như vậy. Ví dụ trong hệ thấm có cả dầu lẫn nước, độ thấm hiệu dụng tính cho mỗi thành phần đó sẽ là: • Đối với pha dầu: . O O O Q h k P S µ = ∆ (2.7) • Đối với pha nước: 9 Khóa Luận Tốt Nghiệp Hoàng Anh Đức . W W W Q h k P S µ = ∆ (2.8) Trong đó: Q O và Q W là lưu lượng thấm của dầu và nước µ O và µ W là độ nhớt của dầu và của nước ΔP = P 1 – P 2 là áp lực thấm h và S có ý nghĩa như ở (2.3) Trong thực tế, thường gặp đồng thời cả hai pha dầu và nước, khi đó k t = k O + k W sẽ nhỏ hơn độ thấm tuyệt đối k, và đương nhiên Q t = Q O + Q W cũng nhỏ hơn lưu lượng thấm của dòng đơn pha. Điều đó có nghĩa là hai pha cản trở lẫn nhau khi thấm qua môi trường lỗ rỗng. Có một cách đánh giá hiện tượng này theo định nghĩa của độ thấm tương đối: Độ thấm tương đối là tỷ số của độ thấm hiệu dụng của đá đối với một pha chia cho độ thấm tuyệt đối, và biến thiên theo giá trị độ bão hoà của pha đó. k ro = k o /k là độ thấm tương đối của dầu (2.9) k rw = k w /k là độ thấm tương đối của nước (2.10) Trên hình 2.2 ta thấy độ thấm tương đối của dầu (k ro ) ở giá trị bão hòa nước dư (S Wir ) nhỏ hơn 1,0 và nó tiếp tục giảm khi độ bão hoà nước (S W ) tăng, nhưng cuối cùng tiến tới không khi S W có giá trị tới hạn, tương đương với giá trị bão hoà dầu dính (Sor). Độ thấm tương đối của nước tiến tới không ngay ở giá trị bão hoà nước dư (S Wir ). Ta có nhận xét trong đá cát sét, độ bão hoà nước dư thường lớn hơn độ bão hoà dầu dính và tăng theo độ bão hoà nước S W . Ở vùng bão hoà chuyển tiếp S W ≤ S Wir chỉ có dòng dầu thấm, ngược lại ở vùng S o ≤ S or chỉ có dòng nước thấm. Trong thực tế ta hay gặp k ro = k rw ở giá trị độ bão hoà S W = 60%. 4. Điện trở suất và độ dẫn điện: Điện trở suất (R) của vật chất là số đo đánh giá sự cản dòng điện đi qua chất đó. Điện trở suất được đo bằng đơn vị Ohm.m 2 /m hay Ohm.m (Ωm). 10 [...]... Chương 3 Địa vật lý giếng khoan Địa vật lý nghiên cứu giếng khoan là một lĩnh vực của ngành địa vật lý, bao gồm những phương pháp vật lý, sử dụng để nghiên cứu lát cắt địa chất mà giếng khoan đi qua từ đó có thể phát hiện và đánh giá trữ lượng khoáng sản, thu thập những thông tin về vùng mỏ khai thác và trạng thái giếng khoan Hiện nay có rất nhiều phương pháp địa vật lý khác nhau, theo bản chất ta có... sau: -Phương pháp điện trường -Phương pháp cơ lý -Phương pháp phóng xạ -Phương pháp từ trường -Phương pháp sóng siêu âm -Phương pháp chụp ảnh -Phương pháp nhiệt -Phương pháp địa hóa Bản chất của những phương pháp này là đo dọc theo thành giếng khoan để ghi một vài thông số nhất định, những thông số này đặc trưng cho một hay vài tính chất vật lý của đất đá nơi giếng cắt qua 1 Trạng thái giếng khoan. .. ghi trong địa vật lý giếng khoan chủ yếu là thể hiện sự biến đổi của một tham số vật lý nào đó theo chiều sâu của giếng khoan Mỗi lần kéo thả cáp để đo trong giếng khoan người ta có thể phối hợp một số phép đo để cùng tiến hành Các phép đo trong cùng một lần kéo thả cáp phải độc lập không làm ảnh hưởng lẫn nhau Không nên kết hợp các phương pháp cần đo với tốc độ kéo cáp chậm với các phương pháp có thể... điện cực nguồn Phương pháp này có tác dụng giảm ảnh hưởng độ dày của vỉa và điện trở của đất đá lên ΔUSP nên được dùng để phân chia những vỉa sét và vỉa có độ thấm cao nằm giữa đất đá có điện trở cao 2.2.4 Phương pháp đo hiệu chỉnh SP: Các phương pháp trên giá trị ΔUSP ghi được cần phải hiệu chỉnh: độ dày vỉa, điện trở vỉa, điện trở vùng thấm, đường kính giếng khoan và vùng thấm Ở phương pháp đo hiệu... thường bao gồm các phần chính sau: * Phần đầu log: phần này chứa các thông tin chung về giếng và những dữ liệu cốt yếu sử dụng trong minh giải log Thông thường gồm các thông tin như: tên và vị trí giếng, thời điểm ghi, đường kính cho ng khoan, loại bùn khoan và tính chất của bùn khoan, độ sâu giếng, nhiệt độ đáy giếng, tên công ty tiến hành đo, tên bộ dụng cụ đo, … * Phần Remark: các lưu ý (cần thiết)... cứu giếng khoan 1 Phương pháp đo điện trở đất đá dưới tác dụng nguồn điện nhân tạo: Trong tất cả các công cụ đo log, các thiết bị đo điện trở là những kiểu mẫu đầu tiên được sử dụng Chúng được Conrad Schlumberger áp dụng lần đầu ở công ty của ông vào năm 1919 1.1 Cơ sở lý thuyết: Phương pháp đo điện trở đất đá dưới tác dụng nguồn điện nhân tạo là phương pháp sử dụng nguồn điện phóng vào trong thành giếng. .. vào các yếu tố: loại và chiều dài của hệ điện cực đo, đường kính giếng, chiều sâu đới ngấm, điện trở suất và chiều dày của các lớp đất đá trong lát cắt 2 Phương pháp đo điện thế phân cực tự nhiên trong giếng khoan SP (Spontaneous potential): Thế điện phân cực tự nhiên là kết quả của các quá trình hoá lý xảy ra khi dung dịch khoan tiếp xúc với đất đá và chất lưu bão hoà trong vỉa nghiên cứu và các. .. cũng nhanh chóng trung hoà điện tích Khi đó, kết quả là ranh giới giữa các lớp đá cát và sét không thể hiện rõ quá trình điện hoá 2.2 Các phương pháp của SP: 2.2.1 Phương pháp SP thông dụng (phương pháp thế SP) Gồm hai điện cực M và N, N cố định, M chạy dọc theo giếng khoan Các điện cực M và N làm bằng chất liệu kim loại ít bị phân cực điện cực trong môi trường dung dịch khoan và có độ khoáng hoá khác... nâng cao sản lượng thu hồi Nhà vật lý dầu khí kết hợp với mỗi nhà khoa khoa học địa chất, mỗi kĩ sư để thực hiện các nhiệm vụ sau: Với nhà địa vật lý: • Xác định mối liên hệ thời gian với độ sâu khi khoan • Tổng hợp tín hiệu địa chấn • Dự báo sự thay thế chất lưu Với nhà địa chất: • Xác định thành phần thạch học từ việc giải đoán log và mẫu lõi • Xác định các mặt địa tầng, hệ thống khe nứt, đứt gãy... độ sóng siêu âm, làm thay đổi độ thấm, độ bão hoà của tầng chứa theo nhiều cách khác nhau • Sét phân lớp: đây là các lớp mỏng hay màng sét kẹp giữa các lớp của tập đá chứa (cát, vôi ) trong đá chứa như hình 2.7 Bởi vậy trong trường hợp này sét không làm thay đổi độ rỗng hiệu dụng, độ bão hoà hay độ thấm trong vỉa chứa, nó không tạo ra những bờ chắn thấm theo chiều dọc mặt phân lớp Cố nhiên theo chiều . giếng khoan Địa vật lý giếng khoan Địa vật lý nghiên cứu giếng khoan là một lĩnh vực của ngành địa vật lý, bao gồm những phương pháp vật lý, sử dụng để nghiên cứu lát cắt địa chất mà giếng khoan. giếng khoan để ghi một vài thông số nhất định, những thông số này đặc trưng cho một hay vài tính chất vật lý của đất đá nơi giếng cắt qua. 1. Trạng thái giếng khoan khi sử dụng dung dịch khoan. áp suất của cột dung dịch giếng khoan lớn hơn áp suất vỉa nên nước của dung dịch khoan ngấm vào trong đất đá có độ thấm tốt (cát, đá vôi), nước dung dịch khoan đẩy toàn bộ chất lưu trong