Đánh giá tính chất cơ lý đất đá và thông số PVT của giếng khoan 05-2-HT-2X bồn trũng nam Côn Sơn

[muatrencuoctinh_tvh_dn]

Download Khóa luận Đánh giá tính chất cơ lý đất đá và thông số PVT của giếng khoan 05-2-HT-2X bồn trũng nam Côn Sơn miễn phí

Mục Lục
 
CHƯƠNG 1: Đặc điểm địa lý tự nhiên và Lịch sử nghiên cứu thăm dò – khai thác dầu khí bồn trũng Nam Côn Sơn 1
1.1. Đặc điểm địa lý tự nhiên 1
1.2. Lịch sử nghiên cứu thăm dò – khai thác dầu khí bồn trũng Nam Côn Sơn 3
1.2.1. Từ năm 1975 trở về trước 3
1.2.2. Giai đoạn 1976-1980: 4
1.2.3. Giai đoạn 1981-1987 4
1.2.4. Giai đoạn 1988 đến nay 5
CHƯƠNG 2: Đặc điểm địa chất bồn trũng Nam Côn Sơn 6
2.1. Đặc điểm địa tầng 6
2.1.1. Thành tạo móng trước Kainozoi 6
2.1.2. Thành tạo trầm tích Kainozoi 6
2.2. Đặc điểm kiến tạo 9
2.3. Các cấu trúc hình thái bể[] 10
2.3.1. Cấu trúc nâng địa luỹ Đại Hùng 12
2.3.2. Võng sụt Trung tâm 12
2.3.3. Cấu trúc nâng dạng bậc Hồng 13
2.3.4. Cấu trúc nâng dạng khối Đông nam 13
2.3.5. Cấu trúc nâng phân dị Tây-Tây bắc 14
2.4. Lịch sử phát triển địa chất 15
2.4.1. Giai đoạn trước tạo Rift (Paleocene – Eocene) 15
2.4.2. Giai đoạn đồng tạo Rift (Oligocene) 15
2.4.3. Giai đoạn sau tạo Rift (Miocene sớm-Đệ Tứ) 15
2.5. Các tích tụ Hydrocacbon liên quan: 16
2.6. Hệ thống dầu khí – Đặc điểm các tầng Sinh Chứa Chắn 17
2.6.1. Đá sinh 17
2.6.2. Đá chứa 19
2.6.3. Đá chắn 21
CHƯƠNG 3: Giới thiệu về tính chất cơ lý đất đá và thông số PVT của vỉa 23
3.1. Tính chất cơ lý đất đá 23
3.1.1. Độ rỗng 23
3.1.2. Độ thấm 32
3.1.3. Độ bão hòa chất lưu 34
3.2. Thông số PVT 35
3.2.1. Áp suất vỉa 35
3.2.2. Nhiệt độ vỉa 37
3.2.3. Thể tích vỉa 38
CHƯƠNG 4: Đánh giá tính chất cơ lý của giếng khoan 05-2-HT-2X Bồn Trũng Nam Côn Sơn 40
4.1. Đánh giá tổng thể tính chất cơ lý giếng khoan ở điều kiện vỉa theo bảng số liệu nguyên cứu 40
4.1.1. Độ rỗng : Dựa vào bảng phân loại khả năng chứa theo độ rỗng ở bảng (hình 3.2) : 41
4.1.2. Độ thấm : Dựa vào bảng phân loại khả năng thấm của đất đá ở bảng (hình 3.3) 41
4.2. Đánh giá mối tương quan giữa hệ số điện trở suất và độ lổ rỗng 42
4.2.1. Mẫu lõi 1 42
4.2.2. Mẫu lõi 2&3 43
4.2.3. Mẫu lõi 1 và 2&3 44
Đánh giá 44
4.3. Sự thay đổi độ rổng theo chiều sâu mẫu 45
4.3.1. Mẫu lõi 1 45
4.3.2. Mẫu lõi 2&3 46
Đánh giá : 46
4.4. Mối tương quan của độ thấm theo chiều sâu 47
4.4.1. Mẫu lõi 1 47
4.4.2. Mẫu lõi 2&3 48
4.5. Mối tương quan giữa độ rổng và hệ số thấm 49
4.5.1. Mẫu lõi 1 49
4.5.2. Mẫu lõi 2&3 50
4.6. Đánh giá mối liên quan giữa hệ số bão hòa nước và chỉ số điện trở suất 51
4.6.1. Mẫu lõi 1 51
4.6.2. Mẫu lõi 2&3 52
4.6.3. Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước ở từng số hiệu mẫu trong mẫu lõi 1 54
4.6.4. Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước ở từng số hiệu mẫu trong mẫu lõi 2&3 59
4.6.5. Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước trong mẫu lõi 1 64
4.6.6. Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa nước trong mẫu lõi 2&3 65
4.6.7. Tương quan chỉ số điện trở suất và độ bão hòa trong mẫu lõi 1 và 2&3 66
KẾT LUẬN 67
 
 



Để tải bản DOC Đầy Đủ thì Trả lời bài viết này, mình sẽ gửi Link download cho

Tóm tắt nội dung:

delta plain) gồm các kết hạt mịn, bột kết, sét kết với các lớp than mỏng. Pha kiến tạo vào cuối Oligocene đã chấm dứt giai đoạn này và làm thay đổi bình đồ cấu trúc của bể, hình thành bất chỉnh hợp khu vực cuối Oligocene – đầu Miocene.
Giai đoạn sau tạo Rift (Miocene sớm-Đệ Tứ)
Do ảnh hưởng của sự giãn đáy và tiếp tục mở rộng Biển Đông, đồng thời kèm theo sự nâng cao mực nước biển đã gây nên hiện tượng biển tiến, diện tích trầm đọng được mở rộng đã hình thành hệ tầng Dừa (N11-d) và hệ tầng Thông-Mãng Cầu (N12tmc) phân bố rộng rãi trong bể từ Tây sang Đông. Song ở phía đông của bể do ảnh hưởng của pha căng giãn xảy ra chủ yếu vào Miocene giữa mà một số nhà nghiên cứu gọi là thời kỳ phát triển rift muộn, tạo thành các trầm tích có tướng từ biển nông đến biển sâu, trong đó trầm tích carbonate phổ biến khá rộng rãi ở các lô phía Đông của bể (các lô 04,05 và 06).
Trong giai đoạn này nhìn chung chế độ kiến tạo khá bình ổn hơn so với giai đoạn trước. Song ở một số nơi vẫn quan sát thấy sự nâng lên bào mòn và cắt cụt một số cấu trúc dương đã có (ở các lô 04, 05). Về cơ bản chế độ kiến tạo oằn võng và lún chìm nhiệt, cũng như các pha biển tiến và ngập lụt khống chế trên diện tích toàn bể. Hầu hết các đứt gãy đều kết thúc hoạt động vào cuối Miocene. Trong Pliocene – Đệ Tứ phát triển thềm lục địa, bình đồ cấu trúc không còn mang tính kế thừa các giai đoạn trước ranh giới giữa các trũng gần như được đồng nhất trên toàn khu vực.
Bể Nam Côn Sơn (số 3, hình trên) có vị trí đúng vào phần kéo dài của phần tách giãn đáy Biển Đông, thể hiện rõ nhất qua bản đồ từ và trọng lực, vì thế có thể xếp bể này vào kiểu căng giãn dạng rift điển hình nhất ở Việt Nam, nhất là cho giai đoạn tạo rift Miocen giữa.
Như đã đề cập ở phần trên, trong bể Nam Côn Sơn có hai hệ đứt gãy rõ nét là hệ đứt gãy B-N phân bố ở sườn phía Tây bể và hệ đứt gãy ĐB-TN phân bố từ Trung Tâm bể về phía Đông và chúng có thể đã thể hiện hai giai đoạn kiến tạo, hai giai đoạn căng giãn có cơ chế khác nhau, đó là sự trượt bằng cục bộ theo phương B-N trong Oligocen ở phía Tây và tác động của sự mở rộng do giãn đáy ĐB-TN của Biển Đông trong Miocen giữa có ảnh hưởng chủ yếu ở Trung Tâm và phía Đông bể.
Các tích tụ Hydrocacbon liên quan:
Dầu và khí được phát hiện trong trong tất cả các đối tượng:
Móng nứt nẻ Đệ Tam( mỏ Đại Hùng, các cấu tạo 04-A, Bồ Câu)
Cát kết tuổi Oligocene ( các cấu Dừa, Hải Thạch, Thanh Long…)
Cát kết tuổi Miocene (các mỏ Đại Hùng, Rồng Đôi, Rồng Đôi Tây…)
Carbonate tuổi Miocene (các mỏ Lan Tây, Lan Đỏ, Đại Hùng…)
Cát kết tuổi Pliocene ( mỏ Hải Thạch, các cấu tạo Mộc Tinh, Thanh Long)
Tương ứng với các dạng bẫy trong bồn Nam Côn Sơn chủ yếu sau:
Bẫy cấu trúc gồm những nếp oằn cuốn, những khối đứt gãy nghiêng kéo dài.
Bẫy trong khối đá móng nhô cao do bị phong hóa nứt nẻ.
Bẫy ám tiêu được hình thành trong các thành tạo carbonate, chúng nằm chủ yếu ở tầng Miocene trung và Miocene thượng.
Bẫy địa tầng, có dạng vát nhọn trên cánh đới nâng. Các đá chứa này gồm cát kết thạch anh xen lẫn các mảnh vụn calcite và chúng nằm trong tầng trầm tích lục nghuyên Oligocene và Miocene.
Ở bể Nam Côn Sơn, chiều sâu của vỉa dầu khí trong trầm tích Đệ Tam đạt tới gần 4600m (GK 05-1B-TL-2X) là chiều sâu lớn nhất phát hiện dầu khí trên thềm lục địa Việt Nam hiện nay.
Hệ thống dầu khí – Đặc điểm các tầng Sinh Chứa Chắn
Đá sinh
Tầng sinh cho tất cả tập hợp triển vọng ở bể Nam Côn Sơn đã được phát triển cho đến nay chủ yếu là đá mẹ có tuổi Oligocene phân bố trong các địa hào và trầm tích Miocene sớm phân bố rộng rãi trong bể. Để đánh giá tiềm năng sinh dầu, khí sẽ nghiên cứu các vấn đề sau:
Tiềm năng hữu cơ.
Môi trường lắng đọng và phân hủy vật chất hữu cơ.
Dạng kerogen.
Quá trình trưởng thành vật chất hữu cơ.
Đặc điểm hydrocarbon.
Tiềm năng hữu cơ
Trầm tích Oligoxen
Trầm tích Oligocene chủ yếu là cát kết, bột kết và than, mới chỉ được mở ra ở một số giếng khoan trong các lô: 05,06,12,20,21 và 22. Do quá trình trầm tích lắng đọng và bảo tồn vật chất hữu cơ trong từng khu vực khác nhau nên tiềm năng hữu cơ cũng khác nhau. Có thể có những nhận xét riêng cho từ lô qua các thông số địa hóa đặc trưng cho từng vấn đề cần giải quyết.
Trầm tích Oligocene có khả năng sinh được mở ra ở các giếng khoan DH-1X và DH-3X đặc trưng bởi các tập sét kết, bộ kết có hàm lượng TOC biến thiên từ 0,44 – 1,35%wt. Như vậy, đá mẹ thuộc loại từ trung bình đến tốt. Xen kẹp với các tập sét kết, bột kết là các tập than, sét than cũng có khả năng sinh hydrocarbon tốt. Tại giếng khoan DH-1X ở độ sâu 2.900 – 2.960m than chiếm 15% trong mẫu TOC: 65,18%wt; S2: 166,12mg/g, giếng khoan DH-3X ở độ sâu 3.750m có TOC: 58,27@wt; S2: 154,48mg/g. Tại GK 05-1B-TL-2X ở độ sâu 4.164-4.825m mẫu sét kết có TOC:0.92 ÷ 4%, S2: 0.97 ÷ 6.57 mg/g.
Ở lô 20 trầm tích Oligocene có mặt từ độ sâu 2.837 ÷ 3.637m (GK 20-PH-1X) với hàm lượng TOC: 0,16 ÷2,9%wt, S2: 1,8mg/g và HI: 140mgHC/gTOC không đủ cho các chỉ tiêu của một tầng sinh hydrocarbon. Đá mẹ ở đây có khả năng sinh khí thuộc loại trung bình đến tốt. Cũng như lô 20, ở lô 21 và lô 22 mới chỉ khoan 2 giếng khoan: 21-S-1X và 22-TT-1X, cho thấy hàm lượng TOC trung bình, 1,46%wt, S2: 1,78mg/g và HI: 95mgHC/gTOC.
Tóm lại, trầm tích Oligocene ở bể Nam Côn Sơn thuộc loại đá mẹ trung bình đến tốt, khả năng sinh khí – condensat cao. Tuy nhiên, vẫn gặp những tập sét bột giàu vật chất hữu cơ (lô 05,12E) và các tập sét than có ý nghĩa tốt cho việc sinh thành dầu.
Trầm tích Miocene dưới.
Các mẫu phân tích địa hóa trầm tích Miocene dưới ở các lô 04-3, 05-3, 06, 10, 11-1, 11-2, 20, 21 và 12E cho thấy hàm 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 ...