Giáo trình địa vật lý giếng khoan part 9 doc

Phân tích các biểu hiện khí Khí có trong dung dịch khoan mà ta thu được bằng bộ tách khí không chỉ có khí được giải phóng từ thể tích đá bị phá vỡ mà còn có thể từ những nguồn khác nhau:

7.4.2 Phân tích các biểu hiện khí

Khí có trong dung dịch khoan mà ta thu được bằng bộ tách khí không chỉ có khí

được giải phóng từ thể tích đá bị phá vỡ mà còn có thể từ những nguồn khác nhau:

- Khí từ các lớp sét tạo ra khí nền

- Khí từ tầng khai thác do nguyên nhân thay đổi đột ngột của nồng độ khí

- Khi tiếp cần khoan, ta kéo cần lên gây sự giảm áp suất cột dung dịch, các chất lưu từ vỉa có thể thâm nhập vào giếng

- Khí tái tuần hoàn do máy tách khí không hết, khí sinh ra ở vòng tuần hoàn trước lại được đưa vào giếng để tham gia vòng tuần hoàn tiếp theo Khí tái tuần hoàn khi lên mặt đất lại gây ra dị thường giả giống như dị thường thật nhưng có biên độ nhỏ hơn

- Khí khuyếch tán từ vỉa vào dung dịch khoan do ở tầng áp suất cao, áp suất vỉa lớn hơn áp suất dung dịch

- Ngoài ra còn có các yếu tố khác có thể làm xuất hiện khí nhưng ít xảy ra như:

- Giếng khoan gặp các lớp than hay lignit

- Có các vật liệu núi lửa trong đá

đoạn có thấu kính Dolomit, cát và sét từ chiều sâu 7321’ đến 7420’

Từ chiều sâu 7430’, nồng độ khí tăng gồm có cả ethan, propane trong vỉa chứa Vỉa chứa thực sự bắt đầu ở độ sâu 7465’ ở vị trí bắt đầu vào vỉa chứa có biểu hiện tăng nhanh nồng độ khí, trong khi đó cũng thấy xuất hiện giảm mật độ ở dòng dung dịch chảy ra (dòng đối lưu) Các hydrocacbon nặng có cả butan trong dung dịch, trong khi chỉ có methane là xuất hiện ngay cả nơi không phải là vỉa chứa Có biểu hiện độ thấm khi có sự tổn hao dung dịch hay chất lưu chảy vào giếng khoan Hiện tượng mất dung dịch hay chất lưu chảy vào giếng sẽ được phát hiện theo phép đo độ sai khác giữa tốc

độ dung dịch vào và ra hay đo mức dung dịch trong bể

7.4.3 Đánh giá định lượng các dị thường khí

Khi phân tích định lượng các dị thường khí đối lưu cần phải qua thử nghiệm Số

đo hàm lượng khí được tách qua bộ tách khí liên tục cần phải được chuẩn khắc độ thành phần phần trăm (%) khí tổng trong dung dịch Việc này cần phải dùng máy tách khí quay tay tiến hành đồng thời với quá trình tách khí liên tục Với các máy tách khí quay tay kiểu VMS (Vacunm Mud Still) có thể tách toàn bộ khí hoà tan trong dung dịch

ROP D

Q G

2 01973 0

=

Ta giả thiết rằng:

- Lượng khí chứa trong dung dịch là khí được tách ra từ thể tích đá bị

choòng khoan phá huỷ (khí phông và khí tái tuần hoàn xem như đ∙ được loại bỏ)

- Tất cả các hydrocacbon chứa trong phần đá bị phá vỡ đều xâm nhập hết

vào dung dịch (không có phần nào ngấm vào đất đá ở đáy giếng)

- Tốc độ bơm dung dịch và tốc độ khoan cơ học đều được xác định

Khi đó, tỷ số tiềm năng PSS có thể định nghĩa như sau:

(Thể tích khí + dung dịch)/ 1 đơn vị thời gian PSS =

Thể tích đá đ∙ được khoan/ 1 đơn vị thời gian

ở đây:

Gt: Hàm lượng khí toàn phần (%)

ROP: Tốc độ khoan cơ học (m/min)

Ví dụ ta có:

Hàm lượng khí trong dung dịch = 0.54%

Hàm lượng khí trong dòng bơm (khí tái tuần hoàn) = 0.364%

ROP = 20min/m, tương đương 0,05 m/min; D = 1214"

Hàm lượng khí thoát ra từ đất đá bị phá huỷ sẽ là:

Z P T

P T PSS CGS

v a

a v

=

Quan hệ phụ thuộc giữa PSS với tiềm năng khai thác có thể được thiết lập cho từng mỏ cụ thể

7.4.4 Tính chỉ số b∙o hoà khí ở đáy giếng

Chỉ số b∙o hoà ở đáy giếng có thể định nghĩa như là độ b∙o hoà khí tính toán (CGS), là tỷ số giữa thể tích khí trong điều kiện vỉa và thể tích đá chứa theo ký thuyết, (%):

(7.6) Trong đó:

1 Nhiệt độ giả rút gọn Tr là tỷ số của nhiệt độ vỉa Tv và nhiệt độ tới hạn Tc, cũng như thế áp suất giả rút gọn Pr là

tỷ số của áp suất vỉa P v và áp suất tới hạn P c

Hình 7.13 Toán đồ tính hệ số nén Z theo phương pháp Katz

Độ b∙o hoà khí lý thuyết có mối quan hệ phụ thuộc với độ b∙o hoà khí SG như sau:

% , ,

15

50

Khí hydrocacbon đều có trong các mỏ dầu, khí hoặc than nhưng thành phần của chúng ở các loại mỏ đó hoàn toàn khác nhau

Khí mỏ dầu đặc trưng bằng nồng độ lớn những hydrocacbon nặng không chỉ có hydrocacbon ở thể khí như ethan, propan, butan, iso butan mà còn có cả những hydrocacbon thuộc nhóm dầu nhẹ là C5H12, C6H14 và cao hơn người ta thấy trong khí

đồng hành khi khai thác dầu, nồng độ hydrocacbon nặng thường có từ 2 - 10%, hữu hạn

có trường hợp thành phần này chiếm tới 40 - 50%; hàm lượng CH4 thường 50 - 70%

Khí ở các mỏ khí sạch có nồng độ hydrocacbon nặng không cao và ít khi vượt quá 2 - 3%, còn CH4 lại đạt tới 97 - 98% Cũng có trường hợp gặp hydrocacbon nặng chiếm tới 3 -6%, đó là trường hợp liên quan đến các vỉa khí trong các mỏ dầu khí Ngoài ra trong mỏ khí còn có thể gặp những khí H2S, CO2, H2, N2

Khí trong các mỏ than đặc trưng bởi hàm lượng hydrocacbon nặng rất thấp khoảng từ 0,1 - 1% hoặc hầu như không có ở đây gặp chủ yếu là methan

Tất cả những khí tự nhiên có thể ở trạng thái tự do hoặc hoà tan trong nước, trong dầu và hấp phụ trong đá Những hydrocacbon nặng thường hoà tan mạnh trong dầu Nhiệt độ và áp suất có ảnh hưởng lớn đến trạng thái khí và dầu ở trong vỉa chứa ở dưới sâu, nhiệt độ và áp suất cao các khí C3H8, nC4H10, iC4H10 thường ở thể lỏng và hoà tan vào trong dầu Khi lên gần mặt đất, nhiệt độ và áp suất giảm, phần lớn các thành phần chuyển sang trạng thái hoá hơi

Theo hàm lượng hydrocacbon nặng, khí tự nhiên được phân loại như sau:

Khí mỏ dầu có hàm lượng hydrocacbon nặng 1 - 60% và lớn hơn

%

C

C

n i i

C

C

n i i

hiÖn sù kh¸c nhau vÒ t−¬ng quan gi÷a c¸c

cÊu tö riªng biÖt trong khÝ tù nhiªn DÊu

hiÖu ®−îc sö dông trong ph©n tÝch lµ tû sè

gi÷a hµm l−îng c¸c hydrocacbon víi nhau

làm cho chất lưu từ vỉa chảy vào giếng dự báo

nguy cơ phun Hình 7.15 là một thí dụ về sự

biến thiên của tỷ số

3

2

C C

Ngoài phương pháp phân tích trên biểu

đồ tỷ số các cấu tử khí thành phần để đánh giá

đặc trưng của vỉa chứa, trong sản xuất còn sử

dụng biểu đồ tam giác thành phần và phương

pháp tỷ số alkane nhẹ Kỹ thuật biểu đồ tam

giác dựa vào tương quan giữa các tỷ số

trong các mẫu khí để đánh giá triển vọng của

vỉa Kỹ thuật tỷ số alkane nhẹ thì dựa vào 3

tham số:

5 4 3 2 1

5 4 3 2

C C C C C

C C C C

W h

+ + + +

+ + +

lệ với độ ẩm của dầu hoặc khí;

5 4 3

3 2

C C C

C C

B h

+ +

+

= là tham số thể hiện khả năng chứa hydrocacbon của vỉa Bh

càng cao triển vọng càng thấp và

3

5 4

C

C C

Từ lâu người ta đ∙ nhận thấy rằng khi khoan qua các lớp đá sét ở phần lát cắt có

áp suất cao thì vận tốc khoan (ROP) tăng cao hiện tượng này được giải thích như sau:

ở điều kiện địa chất bình thường, sét được nén chặt do áp suất thạch tĩnh, vì thế càng ở chiều sâu lớn thì sét càng bị nén chặt làm cho mật độ, độ bền cơ học, độ cứng tăng, độ rỗng giảm và lượng chất lưu trong các lớp sét vì vậy cũng giảm Nhưng ở vùng có dị thường áp suất cao thì sét không bị nén chặt, bức tranh vừa nêu lại bị thay đổi, ngược lại, nghĩa là độ rỗng và lượng chất lưu tương đối trong sét tăng, mật độ, độ bền cơ học giảm làm cho các tham số khoan thay đổi

ở đây, vấn đề được đặt ra là liệu dựa vào sự thay đổi của các thông số khoan như vận tốc, vòng quay rotor (RPM), tải trọng của choòng (WOB), kích thước choòng (BS) ta có thể tính được áp suất thành hệ trong tầng sét không?

Để trả lời câu hỏi đó, người ta đưa ra một phương trình có tên gọi là “phương trình khoan”, biểu thị khả năng khoan Một trong những phương trình do Jorden và Shirley (1966) đưa ra có dạng:

d

BS

WOB RPM

ROP ln

Về sau (1971) phương trình (7.9) được hiệu chỉnh sửa đổi khi tính đến sự khác nhau giữa áp suất của dung dịch ở đáy giếng và áp suất thuỷ tĩnh ở cùng chiều sâu Một hiệu chỉnh khác cũng được đưa vào là đệm (áo) choòng và loại choòng:

ECD

G BS

WOB , ln RPM

a ROP , ln

p

exp

3 10

7

65560

28 3

ROP tính bằng m/h GH - gradien áp suất thuỷ tĩnh - kg/dm3

RPM tính bằng vg/ph ECD - Mật độ tuần hoàn tương đương- kg/dm3

WOB tính bằng tấn a-hệ số phụ thuộc khoảng cách từ choòng đến áo, thay đổi từ 1 - 8

BS tính bằng m p-hệ số phụ thuộc loại choòng

p = 0,5 - 0,6 đối với choòng có răng

p = 0,2 choòng có gắn cacbit

p = 0,01 choòng có gắn kim cương Giá trị dexp thường gặp thay đổi từ 0,5 đến 3 Nó được ghi lại trên biểu đồ bán logarit (Hình 7.16) khi tiến hành đo đồng thời với quá trình khoan

Gradien áp suất thuỷ tĩnh (GH) hay gradien áp suất vỉa bình thường là gradien áp lực của cột nước có cùng chiều cao bằng chiều sâu giếng khoan tính theo phương thẳng

đứng

Mật độ tuần hoàn tương đương (ECD) là tham số tính đến sự giảm áp của cột dung dịch đối lưu giữa bên ngoài cần khoan và thành giếng (vành xuyến) Khi vận

động theo phương thẳng đứng từ đáy lên miệng giếng, nếu thành giếng trơn nhẵn thì sự mất áp ít, ngược lại thành giếng ghồ ghề, xần xìu thì mức giảm áp sẽ tăng cao giá trị giảm áp của dung dịch đối lưu trong vành xuyến PD bằng tổng ∑PA của giá trị giảm áp trong toàn lát cắt của vành xuyến Đại lượng này được tính tự động nhờ một chương trình có tên là “chương trình thuỷ tĩnh” đ∙ cài đặt sẵn trong máy tính

Khi đó, mật độ tuần hoàn tương đương được tính:







 +

0981

0, Z , kg dm

P P ECD

V

D

ZV - chiều sâu của vỉa tính theo phương thẳng đứng (chiều sâu tuyệt đối)

Trong đó: PH = 0,0981.ρm.ZV (với ρm - mật độ dung dịch) gọi là áp suất lên thành hệ trong quá trình khoan (áp suất đáy giếng) tính bằng đơn vị [bar]

Hình 7.16 Thí dụ đo ghi d exp ,

Ngoài tham số d - exponent người ta còn chú ý đến một tham số ( σ ) căn bậc hai của ứng suất σ Tham số ( σ ) cũng có quan hệ với ROP, RPM, WOP và BS theo một phương trình thực nghiệm tương tự như dexp nhưng không được sử dụng rộng r∙i

Một ứng dụng quan trọng của dexp là tính áp suất vỉa hay áp suất chất lưu trong

lỗ rỗng

Để tính áp suất chất lưu trong lỗ rỗng của các thành hệ, việc đầu tiên là vạch

đường xu thế (trend) của dexp trong các vỉa sét có điều kiện nén ép bình thường (dcn)

đường trend được vẽ theo phương trình:

quy, chọn một điểm rơi vào giữa hai hay

nhiều điểm đ∙ biết trước giá trị của tham số

Mọi phép phân tích của dexp theo tốc

độ khoan đều dựa trên cơ sở của một gần đúng sát nhất với đường xu thế

Việc này tương đối dễ nếu làm cho toàn bộ lát cắt của giếng khoan nhưng hơi phức tạp vì phải xác định tiến trình khoan

Ví dụ, ngang với chiều sâu Zn nào đó ta tính được dcn theo phương trình (7.12)

và dexp theo phương trình (7.10) Khi đó, gradien áp suất lỗ rỗng (áp suất vỉa) GFP có thể tính như sau:

2 , 1

d ).

G - (G

GH - Gradien thuỷ tĩnh bình thường

Phương trình (7.13) cho thấy rằng nếu mọi điều kiện khác là như nhau thì tốc độ khoan cơ học phụ thuộc vào sự chênh lệch giữa áp suất dung dịch và áp suất vỉa

Khi đó áp suất lỗ rỗng PFP có thể tính cho vỉa ở chiều sâu ZV theo phương trình:

ở đây:

ZV - Chiều sâu vỉa tính theo phương thẳng đứng (m)

PFP - áp suất vỉa, tính bằng đơn vị bar

7.5 Các chương trình hỗ trợ ứng dụng

Khi tiến hành đo khí dung dịch (khí nông) và khí mùn khoan (khí sâu) đồng thời với quá trình khoan người ta phải tính toán xử lý hơn 200 thông số địa chất, dung dịch, khoan Các thông số này được thu nạp từ hồ sơ, từ phép đo theo định kỳ thời gian, chiều sâu hoặc đo liên tục bằng các loại cảm biến khác nhau Để tính toán xử lý phân tích nhiều tham số cùng một lúc nhằm xử lý các tình huống trong khi khoan, giải quyết các nhiệm vụ địa chất, địa vật lý phải nhờ vào các chương trình phần mềm có cài đặt trong các máy tính của trạm đo khí ở thực địa Nhờ các chương trình hỗ trợ như vậy mà mọi tính toán được nhanh chóng, chính xác, giúp cho người đứng máy và kỹ sư khoan

đưa ra các kết luận kịp thời đúng đắn, làm cho quá trình khoan an toàn và tối ưu

Các trạm đo khí đồng thời với quá trình khoan ngày nay đ∙ được trang bị hiện

đại có nhiều cảm biến, đầu dò và thiết bị phụ trợ cùng các máy tính chuyên dụng Các chương trình hỗ trợ ứng dụng được cài đặt trong các máy PC Mỗi công ty dịch vụ có những chương trình phần mềm riêng của mình, tuy nhiên các chương trình đó đều có mục đích như nhau: Xử lý các tình huống trong khi khoan, giải quyết các nhiệm vụ địa chất - địa vật lý, có thể chia chúng thành 3 nhóm chương trình chính:

- Chương trình thông báo hướng đi của choòng khoan

- Chương trình thông báo về choòng khoan

-

b Các chương trình địa chất

- Chương trình xác định dị thường áp suất trong quá trình khoan (dexp)

- Chương trình đánh giá hydrocacbon

- Chương trình đo kết hợp (các phương pháp địa vật lý, điện trở, GR, SGR,

CNL đồng thời quá trình khoan)

1 An toàn khoan: Trong lĩnh vực này, các phương pháp đo khí dung dịch là phương tiện chủ đạo và chính xác nếu nó được tiến hành cẩn thận cho dù không phải là tất cả

2 Đánh giá các thành hệ đá chứa: Các tính chất cơ học của thành hệ được tính toán trực tiếp theo đặc tính dễ khoan của chúng và bản chất của đá được xác định theo mùn khoan đưa lên mặt đất Sự xuất hiện và thành phần của hydrocacbon sẽ được phát hiện và tính toán trực tiếp

3 Tối ưu hoá giá thành khoan: Nhờ có các phép đo dung dịch khoan ở dạng tính toán trên máy tính, các thông số khoan được tối ưu hoá như chọn tốc độ khoan tốt nhất

và để tính toán giá thành một cách lâu dài xem cần duy trì nó hay chọn khả năng hạ thấp hơn,

Chương 8

Các phương pháp đo khác

8.1 Đo đường kính giếng

Đường kính giếng khoan là một tham số thể hiện đặc tính cơ học rất quan trọng, mặt khác nó lại là một số liệu dùng để thể hiệu chỉnh các số liệu đo của các phương pháp địa vật lý giếng khoan khác nhau khi xử lý tài liệu

8.1.1 Sơ đồ nguyên tắc của phép đo

Phép đo đường kính giếng được thực hiện nhờ

các cặp càng Các càng trong cặp đặt đối diện nhau qua

trục máy giếng Khi thả tới đáy giếng các cặp càng này

được điều khiển từ mặt đất để mở ra tỳ vào thành

giếng Từ đây khi kéo lên miệng giếng để thực hiện

phép đo thì độ mở rộng ra, hay khép vào của mỗi cặp

càng đều phụ thuộc vào đường kính của giếng rộng hay

hẹp Sự thay đổi đường kính giếng làm cho một điểm

tiếp xúc trượt chạy dẫn đến sự thay đổi điện trở của thể

Nhờ hai cặp càng đo vuông góc với nhau (hình 8.2) nên thiết bị có thể đo chính xác đường kính giếng trên hai mặt phẳng vuông góc giao nhau theo trục giếng:

d1 và d2 Nếu d1 = d2 chứng tỏ giếng tròn, còn d1 khác d2giếng bị ovan

Thiết bị đo đường kính giếng BGT do Schlumberger chế tạo (hình 8.2) có chiều dài 13’4’’;

đường kính khép 4’’; Trọng lượng 205lb; làm việc được ở nhiệt độ 3500F, áp suất 2000psi; độ nghiêng lớn nhất của giếng khoan 720

Trong thiết bị này có lắp đặt đo đồng

thời các tham số góc phương vị và góc

nghiêng của trục giếng

Với thiết bị BGT của Schlumberger

phép đo thực hiện vẽ (hình 8.3) các đường

cong d1 và d2, độ căng dây cáp σ và các vạch

tích luỹ chỉ thể tích giếng (ở cột bên phải)

Các đường cong chỉ giá trị góc nghiêng và

góc phương vị của trục giếng khoan theo

chiều sâu (cột thứ nhất bên trái)

8.1.2 Các yếu tố ảnh hưởng

Các yếu tố địa chất có ảnh hưởng

nhiều nhất lên giá trị đường kính của giếng

xói lở khi tiếp xúc với dung dịch khoan ở

dòng đối lưu (ví dụ như cát, sét, ) sinh ra sập lở thành giếng

- Đất đá bị co ngót trong trường hợp đó giếng khoan cũng sẽ rộng ra

+ Kiến trúc và cấu trúc của đá Các lớp đất đá trong lát cắt có độ rỗng và thấm cao (cát kết, đá vôi nứt nẻ), dưới áp lực của cột dung dịch filtrat thấm qua thành giếng

để lại trên đó một lớp vỏ sét có chiều dài tới hàng chục milimet Trong trường hợp đó

đường kính của giếng nhỏ lại, có khi nhỏ hơn các cả đường kính danh định Đây là một trong các dấu hiệu của vỉa thấm trong lát cắt lục nghuyên Mặc dù, nên nhớ là tuy gặp

ít nhưng cũng có trường hợp trong vỉa do bị nén ép chặt khi bị tác động của lực kiến tạo hay do mũi khoan công phá cũng để lại những vi khe nứt, có khả năng thấm

8.1.3 áp dụng

Những tài liệu đo đường kính giếng đượng sử dụng để:

- Phát hiện các đới có độ rỗng và khả năng thấm (sự xuất hiện lớp vỏ sét ở thành giếng ), và xác định chiều dầy lớp vỏ sét: hmc= (db- dh)/2, với dh- đường kính mũi khoan hay đường kính danh định

- Xác định thể tích giếng khoan để gia công thể tích khối xi măng cần thiết khi trám giếng khoan

Hình 8.3 Thí dụ đo góc nghiêng

và phương vị bằng máy BGT