LINK TẢI LUẬN VĂN MIỄN PHÍ CHO AE KET-NOI
Chương 1
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, 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 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 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 1830F.
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 300API, các tầng OL-35, OL-40, OL-50, OL-65, OL-100 tỷ trọng thấp khoảng hơn 200API. 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.
Chương 2
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 Vp 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 Vp và thể tích của đất đá Vt được gọi là độ rỗng, ký hiệu là Ф.
(2.1)
Trong đó:
Vp: Thể tích của mọi không gian trống trong đá (thông thường trong Vp có chứa dầu, nước, khí).
Vs: Thể tích của vật liệu rắn.
Vt: 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…
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.
Giếng có khá nhiều vỉa chứa, thành phần thạch học chủ yếu là cát pha sét, phân bố thành các tập vỉa xen kẹp các vỉa sét kết mỏng.
Các tập cát kết ở độ sâu từ 1749m đến 1810m có độ rỗng hiệu dụng lớn (17,42 – 27.49%), với độ dày hiệu dụng trung bình khoảng 5m.
Các vỉa chứa trong khoảng độ sâu 1850 – 2470m là các tập cát xen kẹp nhiều lớp sét mỏng, có độ rỗng tốt thay đổi từ 6% đến 21%, trung bình 15%, có chiều dày hiệu dụng khoảng 7m.
Các vỉa chứa ở khoảng độ sâu 2475 – 2770m là các tập cát mỏng liên tiếp xen kẹp bởi các lớp sét mỏng, chúng có độ rỗng tốt (7% - 25%) trung bình 18%, độ dày hiệu dụng trung bình 6m. Riêng vỉa số 35 có bề dày lớn, nhưng độ rỗng hiệu dụng nhỏ (6%) và kết hợp với quan sát các đường điện thì vỉa này khả năng chứa kém (độ thấm kém).
Hầu hết các vỉa chứa đều có tiềm năng chứa hydrocarbon rất cao. Độ bão hoà nước dầu lớn, biến đổi trong khoảng 89 - 98%. Các vỉa số thứ tự từ 9 đến 20 và vỉa số 25, 26, 27, 30, 40, 41 có khả năng chứa khí. Nhìn chung mỏ có khả năng chứa khá tốt.
KẾT LUẬN
©
Phương pháp địa vật lý giếng khoan hiện đang được sử dụng rộng rãi trong công tác thăm dò, thẩm định, đánh giá tiềm năng dầu khí. Trong quá trình thăm dò – khai thác, việc đánh giá đặc tính thấm chứa và tiến hành tính trữ lượng cho một khu mỏ thì thông số vỉa như: độ rỗng, độ thấm, độ bão hoà … là tối cần thiết. Cùng với sự phát triển trình độ khoa học kỹ thuật, địa vật lý giếng khoan ngày càng phát triển, nhiều phương pháp mới ra đời, nhiều phần mền, nhiều phương pháp tính chính xác và hiệu quả hơn được sử dụng. Tuy nhiên, việc minh giải, tính toán, xử lý các tài liệu địa vật lý giếng khoan đều dựa trên những nền tảng, nguyên lý cơ bản, và vai trò của con người vẫn là chủ đạo.
Trong khuôn khổ của đề tài này, tác giả đã nghiên cứu, tìm hiểu các phương pháp địa vật lý cơ bản đang được sử dụng phổ biến hiện nay và dùng các kiến thức này để minh giải đặc tính chứa, tính toán các thông số vỉa cho giếng RB-XX thuộc mỏ Ruby.
Tuy nhiên do tài liệu không đầy đủ và thực hiện trong thời gian ngắn, đề tài chỉ mới minh giải, tính toán được các thông số cơ bản là độ rỗng, độ bão hòa chất lưu cho 1 giếng duy nhất dựa trên các thông số có sẵn từ log và một vài thông số chung của bể Cửu Long. Để nâng cao giá trị thực tế, tác giả kiến nghị cần thực hiện thêm một số việc như sau:
Cần thu thập thêm các mẫu lõi, tiến hành phân tích để đưa ra các giá trị giới hạn đặc trưng cho mỏ và làm tài liệu đối sánh nhằm nâng cao mức độ tin cậy cho các thông số vỉa được minh giải từ log.
Cần nghiên cứu thêm một số giếng khoan khác, tiến hành liên kết các giếng khoan để có cơ sở vững chắc hơn cho công tác đánh giá, thẩm định mỏ về sau.
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 (Dual-laterolog) 27
1.2.2.2. Đo đo sườn định hướng 7 điện cực (Laterolog-7; LL7) 27
1.2.2.3. Đo sườn định hướng 3 điện cực (Laterolog-3; 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
(Micro-spherically 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
1. Bảng hiệu chỉnh: Resistivity of NaCl Solutions của công ty Schlumberger.
2. Bảng 1: Kết quả giải đoán.
3. Bản log của giếng RB-XX.
Do Drive thay đổi chính sách, nên một số link cũ yêu cầu duyệt download. các bạn chỉ cần làm theo hướng dẫn.
Password giải nén nếu cần: ket-noi.com | Bấm trực tiếp vào Link để tải:
Chương 1
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, 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 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 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 1830F.
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 300API, các tầng OL-35, OL-40, OL-50, OL-65, OL-100 tỷ trọng thấp khoảng hơn 200API. 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.
Chương 2
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 Vp 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 Vp và thể tích của đất đá Vt được gọi là độ rỗng, ký hiệu là Ф.
(2.1)
Trong đó:
Vp: Thể tích của mọi không gian trống trong đá (thông thường trong Vp có chứa dầu, nước, khí).
Vs: Thể tích của vật liệu rắn.
Vt: 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…
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.
Giếng có khá nhiều vỉa chứa, thành phần thạch học chủ yếu là cát pha sét, phân bố thành các tập vỉa xen kẹp các vỉa sét kết mỏng.
Các tập cát kết ở độ sâu từ 1749m đến 1810m có độ rỗng hiệu dụng lớn (17,42 – 27.49%), với độ dày hiệu dụng trung bình khoảng 5m.
Các vỉa chứa trong khoảng độ sâu 1850 – 2470m là các tập cát xen kẹp nhiều lớp sét mỏng, có độ rỗng tốt thay đổi từ 6% đến 21%, trung bình 15%, có chiều dày hiệu dụng khoảng 7m.
Các vỉa chứa ở khoảng độ sâu 2475 – 2770m là các tập cát mỏng liên tiếp xen kẹp bởi các lớp sét mỏng, chúng có độ rỗng tốt (7% - 25%) trung bình 18%, độ dày hiệu dụng trung bình 6m. Riêng vỉa số 35 có bề dày lớn, nhưng độ rỗng hiệu dụng nhỏ (6%) và kết hợp với quan sát các đường điện thì vỉa này khả năng chứa kém (độ thấm kém).
Hầu hết các vỉa chứa đều có tiềm năng chứa hydrocarbon rất cao. Độ bão hoà nước dầu lớn, biến đổi trong khoảng 89 - 98%. Các vỉa số thứ tự từ 9 đến 20 và vỉa số 25, 26, 27, 30, 40, 41 có khả năng chứa khí. Nhìn chung mỏ có khả năng chứa khá tốt.
KẾT LUẬN
©
Phương pháp địa vật lý giếng khoan hiện đang được sử dụng rộng rãi trong công tác thăm dò, thẩm định, đánh giá tiềm năng dầu khí. Trong quá trình thăm dò – khai thác, việc đánh giá đặc tính thấm chứa và tiến hành tính trữ lượng cho một khu mỏ thì thông số vỉa như: độ rỗng, độ thấm, độ bão hoà … là tối cần thiết. Cùng với sự phát triển trình độ khoa học kỹ thuật, địa vật lý giếng khoan ngày càng phát triển, nhiều phương pháp mới ra đời, nhiều phần mền, nhiều phương pháp tính chính xác và hiệu quả hơn được sử dụng. Tuy nhiên, việc minh giải, tính toán, xử lý các tài liệu địa vật lý giếng khoan đều dựa trên những nền tảng, nguyên lý cơ bản, và vai trò của con người vẫn là chủ đạo.
Trong khuôn khổ của đề tài này, tác giả đã nghiên cứu, tìm hiểu các phương pháp địa vật lý cơ bản đang được sử dụng phổ biến hiện nay và dùng các kiến thức này để minh giải đặc tính chứa, tính toán các thông số vỉa cho giếng RB-XX thuộc mỏ Ruby.
Tuy nhiên do tài liệu không đầy đủ và thực hiện trong thời gian ngắn, đề tài chỉ mới minh giải, tính toán được các thông số cơ bản là độ rỗng, độ bão hòa chất lưu cho 1 giếng duy nhất dựa trên các thông số có sẵn từ log và một vài thông số chung của bể Cửu Long. Để nâng cao giá trị thực tế, tác giả kiến nghị cần thực hiện thêm một số việc như sau:
Cần thu thập thêm các mẫu lõi, tiến hành phân tích để đưa ra các giá trị giới hạn đặc trưng cho mỏ và làm tài liệu đối sánh nhằm nâng cao mức độ tin cậy cho các thông số vỉa được minh giải từ log.
Cần nghiên cứu thêm một số giếng khoan khác, tiến hành liên kết các giếng khoan để có cơ sở vững chắc hơn cho công tác đánh giá, thẩm định mỏ về sau.
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 (Dual-laterolog) 27
1.2.2.2. Đo đo sườn định hướng 7 điện cực (Laterolog-7; LL7) 27
1.2.2.3. Đo sườn định hướng 3 điện cực (Laterolog-3; 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
(Micro-spherically 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
1. Bảng hiệu chỉnh: Resistivity of NaCl Solutions của công ty Schlumberger.
2. Bảng 1: Kết quả giải đoán.
3. Bản log của giếng RB-XX.
Do Drive thay đổi chính sách, nên một số link cũ yêu cầu duyệt download. các bạn chỉ cần làm theo hướng dẫn.
Password giải nén nếu cần: ket-noi.com | Bấm trực tiếp vào Link để tải:
You must be registered for see links
Last edited by a moderator: