PHÂN TÍCH THỬ vỉa DST TẦNG CHỨA đá MÓNG của GIẾNG KHOAN 11 1 GC 1x mỏ gấu CHÚA

Bể trầm tích Nam Côn Sơn với diện tích gần 100000km2 trước năm 1975 được mang tên SaigonSarawak sau đó được xác định lại vị trí, diện tích phân bố và tên của bể trong công trình tổng hợp của Hồ Đắc Hoài và Ngô Thường San năm 1975. Vị trí của bể nằm trong khoảng giữa 6o00 đến 9o45 vĩ độ Bắc và 106o00 đến 109o00 kinh độ Đông (Hình 1.1). Ranh giới phía Đông là bể Tư Chính – Vũng Mây và phía Đông Bắc là bể Phú Khánh, còn về phía Bắc là đới nâng Côn Sơn, phía Tây và Nam là đới nâng Khorat – Natuna. Tại bể trầm tích này dưới ảnh hưởng của các dòng đối lưu (có hướng và tốc độ dòng chảy chịu sự chi phối của hai hệ gió mùa chính là: gió mùa Đông Bắc bắt đầu từ tháng 11 năm trước tới tháng 3 năm sau và gió mùa Tây Nam bắt đầu từ cuối tháng 5 đến cuối tháng 9) cùng với dòng chảy của thủy triều đã hình thành nên các tích tụ trầm tích ở dưới đáy biển, những tích tụ trầm tích này chủ yếu là bùn, cát, ở một số nơi nhô cao hình thành nên đá cứng và san hô. Ngoài ra nước biển trong bể Nam Côn Sơn có độ sâu thay đổi rõ rệt từ Tây sang Đông (từ vài chục mét đến cả nghìn mét).

ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP

PHÂN TÍCH THỬ VỈA DST TẦNG CHỨA ĐÁ MÓNG CỦA GIẾNG KHOAN 11.1-GC-1X MỎ GẤU CHÚA

MỤC LỤC

CHƯƠNG 1: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ TỰ NHIÊN VÀ KINH TẾ NHÂN VĂN KHU

VỰC NGHIÊN CỨU 1

1.1 Đặc điểm địa lý tự nhiên 1

1.1.1Vị trí địa lý 1

1.1.2.Đặc điểm khí hậu 1

1.1.3 Đặc điểm sông ngòi 3

1.1.4 Chế độ dòng chảy 3

1.2 Đặc điểm kinh tế nhân văn vùng nghiên cứu 3

1.2.1 Dân cư 3

1.2.2 Kinh tế 4

1.2.3 Giao thông vận tải 6

1.2.4 Văn hóa - y tế - giáo dục 7

1.3 Thuận lợi và khó khăn 8

CHƯƠNG 2: CƠ SỞ LÝ THUYẾT PHÂN TÍCH THỬ VỈA 10

2.1 Giới thiệu chung về phương pháp thửa vỉa 10

2.1.1 Khái niệm thử vỉa dầu khí 10

2.1.2 Một số loại thử vỉa chính 11

2.1.2.1 Thử vỉa hồi áp 12

2.1.2.2 Thử vỉa giảm áp 12

2.1.2.3 Thử vỉa giao thoa 14

2.1.2.4 Thử vỉa trong quá trình bơm ép 15

2.1.2.5 Thử vỉa DST 16

2.1.2.6 Thử vỉa MDT 17

2.2 Phương pháp minh giải tài liệu thử vỉa DST 17

2.2.1 Khái niệm 17

2.2.2 Các loại thử vỉa DST 18

2.2.3 Mục đích của phương pháp 18

2.2.4 Các thông số vỉa chứa thu được từ thử vỉa và các phương pháp nghiên cứu thông số thu được từ thử vỉa 19

2.2.4.1 Phương pháp đồ thị Horner 19

2.2.4.2 Các phương pháp kết hợp dạng đường cong 19

2.2.4.3 Minh giải bằng phần mềm máy tính 20

2.2.5 Phương pháp đồ thị Horner 21

2.2.6 Phần mềm PanSystem 26

2.2.7 Nghiên cứu về dòng chảy trong đá 27

2.2.7.1 Định luật Daxi 27

2.2.7.2 Phương trình khuếch tán 28

2.2.7.3 Các giả thuyết giải phương trình khuếch tán 28

2.2.7.4 Các điều kiện để giải phương trình khuếch tán 29

CHƯƠNG 3: ĐỊA CHẤT DẦU KHÍ LÔ 11-1 VÀ MỎ GẤU CHÚA BỂ NAM

CÔN SƠN 33

3.1 Địa chất dầu khí lô 11-1 33

3.1.1 Giới thiệu về bể Nam Côn Sơn 33

3.1.2 Lịch sử nghiên cứu 34

3.1.3 Các đơn vị cấu trúc bể Nam Côn Sơn 36

3.1.3.1 Đới sụt phía Đông (A) 36

3.1.3.2 Đới phân dị chuyển tiếp (B) 37

3.1.3.3 Đới phân dị phía Tây (C) 38

3.2 Khái quát chung về lô 11-1 41

3.3 Địa chất dầu khí lô 11-1 43

3.3.1 Địa tầng trầm tích 43

3.3.2 Đặc điểm cấu trúc kiến tạo 46

3.3.3 Hệ thống dầu khí 48

3.3.3.1 Tầng sinh 48

3.3.3.2 Tầng chứa 50

3.3.3.3 Tầng chắn 52

3.3.3.4 Di chuyển dầu khí và nạp bẫy 52

3.4 Cấu trúc địa chất mỏ Gấu Chúa 53

3.4.1 Địa tầng 56

3.4.2 Kiến tạo 60

3.4.3 Lịch sử tiến hóa kiến tạo 61

3.4.4 Đặc điểm đá sinh 61

3.4.5 Đặc điểm đá chứa 62

3.4.6 Đặc điểm đá chắn 62

CHƯƠNG 4: PHÂN TÍCH KẾT QUẢ THỬ VỈA TRONG CẦN KHOAN GIẾNG KHOAN GẤU CHÚA 11-1 – GC – 1X 63

4.1 Tổng quan về thử vỉa giếng khoan Gấu Chúa 1X 63

4.1.1 Giới thiệu chung 63

4.1.2 Quy trình thử vỉa đã thực hiện: 63

4.2 Phân tích kết quả thử vỉa giếng khoan Gấu Chúa 1X 68

4.2.1 Các số liệu và thông số đầu vào 68

4.2.2 Các số liệu khác 70

4.2.3 Tính toán 70

4.2.4 Phần tính toán bằng phần mềm PanSystem 73

4.3.Thảo luận 79

KẾT LUẬN 80

KIẾN NGHỊ 80

DANH MỤC HÌNH VẼ

Hình 1.1: Bản đồ vị trí bể trầm tích Nam Côn Sơn.[5] 2

Hình 2.1: Biểu đồ thử vỉa hồi áp [4] 12

Hình 2.2: Biểu đồ thử vỉa giảm áp [4] 13

Hình 2.3: Biểu đồ thử vỉa giao thoa [4] 14

Hình 2.4: Biểu đồ thử vỉa bơm ép [4] 15

Hình 2.5: Biểu đồ thử vỉa DST [3] 16

Hình 2.6: Dạng cơ bản của đồ thị Horner [4] 21

Hình 3.1 : Sơ đồ các tuyến địa chấn 2D và 3D đã khảo sát trong lô 10 và 11-1[6] 35

Hình 3.2 : Bản đồ các yếu tố cấu trúc bể Nam Côn Sơn [5] 39

Hình 3.3: Bản đồ cấu trúc bề mặt móng trước Kainozoi bể Nam Côn Sơn [5] 40

Hình 3.4: Mặt cắt địa chấn minh họa các dạng bẫy cấu trúc [5] 41

Hình 3.5: Sơ đồ vị trí lô 11-1[6] 42

Hình 3.6: Cột địa tầng tổng hợp khu vực lô 10 và 11-1 [6] 45

Hình 3.7: Các cấu tạo triển vọng tại lô 10 và 11-1 [6] 47

Hình 3.8: Phân loại kerogen Oligoxen (a) và Mioxen khu (b) vực lô 10 và 11-1 [6] 50 Hình 3.9: Tiềm năng sinh của Oligoxen (a) và Mioxen (b) lô 10 và 11-1 [6] 51

Hình 3.10: Cấu tạo mỏ Gấu Chúa[6] 54

Hình 3.11: Mặt cắt địa chấn qua mỏ Gấu Chúa[6] 55

Hình 3.12: Mặt cắt địa chấn qua mỏ Gấu chúa [6] 56

Hình 3.13: Thành phần thạch học trong móng Gấu Chúa qua giếng khoan GC-1X (A: alkali-feldspar; P: plagioclase; Q: quartz)[6] 58

Hình 3.14: Cột địa tầng qua giếng khoan 11-1-GC-1X[6] 59

Hình 3.15: Cấu trúc mặt móng mỏ Gấu Chúa[6] 60

Hình 4.1a: thiết đồ thử vỉa giếng 11-1 – GC – 1X -DST#1[6] 66

Hình 4.1b : Thiết đồ thử vỉa giếng khoan 11-1 – GC – 1X-DST#1[6] 67

Hình 4.2: Đồ thị Horner giai đoạn hồi áp chính 71

Hình4.3: Nhập số liệu chất lưu nghiên cứu vào phần mềm 73

Hình 4.4: Nhập số liệu bán kính giếng vào phần mềm 74

Hình 4.5: Nhập số liệu chiều dày vỉa chứa và các thông số PVT vào phần mềm 74

Hình 4.6: Nhập các số liệu độ nén, độ nhớt, độ bão hòa chất lưu vào phần mềm 75

Hình 4.7: Tải tài liệu áp suất vào phần mềm 76

Hình 4.8: Đường áp suất 76

Hình 4.9: Kết quả tính toán phần chảy chính và phục hồi áp suất chính 77

Hình 4.10: Đồ thị hồi áp qua phần mềm 78 Hình 4.11: Đồ thị đạo hàm của áp suất theo thời gian bằng phầm mềm PanSystem 78

DANH MỤC BẢNG BIỂU

Bảng 4.1: Thời gian các giai đoạn thử vỉa 68 Bảng 4.2: Một số thông tin của dầu xác định từ phân tích mẫu dầu trong phòng thí

nghiệm của giếng khoan 11-1 -1 – GC – 1X 68

Bảng 4.3: Các chất lưu biến của dầu từ các phân tích PVT trong phòng thí nghiệm 69 Bảng 4.4: Thành phần dầu trong móng Gấu Chúa Giếng 11-1 – GC – 1X 69 Bảng 4.5:Kết quả phân tích thử vỉa bằng cơ sở lý thuyết và phần mềm PanSystem

đối với giai đoạn hồi áp chính của giếng khoan 11-1–GC–1X 79

CHƯƠNG 1: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ TỰ NHIÊN VÀ KINH TẾ NHÂN VĂN KHU VỰC NGHIÊN CỨU

1.1 Đặc điểm địa lý tự nhiên

1.1.1 Vị trí địa lý

Bể trầm tích Nam Côn Sơn với diện tích gần 100000km2 trước năm 1975 được mang tên Saigon-Sarawak sau đó được xác định lại vị trí, diện tích phân bố và tên của bể trong công trình tổng hợp của Hồ Đắc Hoài và Ngô Thường San năm 1975

Vị trí của bể nằm trong khoảng giữa 6o00' đến 9o45' vĩ độ Bắc và 106o00' đến

109o00' kinh độ Đông (Hình 1.1) Ranh giới phía Đông là bể Tư Chính – Vũng Mây và phía Đông Bắc là bể Phú Khánh, còn về phía Bắc là đới nâng Côn Sơn, phía Tây và Nam là đới nâng Khorat – Natuna

Tại bể trầm tích này dưới ảnh hưởng của các dòng đối lưu (có hướng và tốc độ dòng chảy chịu sự chi phối của hai hệ gió mùa chính là: gió mùa Đông Bắc bắt đầu

từ tháng 11 năm trước tới tháng 3 năm sau và gió mùa Tây Nam bắt đầu từ cuối tháng 5 đến cuối tháng 9) cùng với dòng chảy của thủy triều đã hình thành nên các tích tụ trầm tích ở dưới đáy biển, những tích tụ trầm tích này chủ yếu là bùn, cát, ở một số nơi nhô cao hình thành nên đá cứng và san hô Ngoài ra nước biển trong bể Nam Côn Sơn có độ sâu thay đổi rõ rệt từ Tây sang Đông (từ vài chục mét đến cả nghìn mét)

1.1.2 Đặc điểm khí hậu

Vùng nghiên mang đặc trưng khí hậu cận xích đạo, chỉ có hai mùa: mùa khô (bắt đầu từ thàng 11 năm trước kéo dài tới tháng 4 năm sau) và mùa mưa (bắt đầu

từ tháng 5 kéo dài tới tháng 10) Với khí hậu cận xích đạo như vậy nên nền nhiệt

độ tại đây là khá cao, trung bình hàng năm thay đổi từ 26,7o đến 27,8oC Vào mùa khô nhiệt độ dao động trong khoảng 26 – 27oC, còn mùa mưa là 28 – 29oC, những tháng 4, tháng 5 nhiệt độ tăng cao nhất và thấp nhất là vào tháng 12, tháng 1 Với hai mùa là mùa mưa và mùa khô đã cho thấy lượng mưa trong khu vực được phân bố không đều Vào mùa mưa đúng như tên gọi của nó lượng mưa đo được khá lớn 320 – 328mm/tháng với độ ẩm tương đối của không khí cao vào khoảng 89%, còn mùa khô lượng mưa đo được thấp 8,7 – 179mm/tháng, độ ẩm tương đối của không khí cũng thấp vào khoảng 65% Lượng mưa trung bình 2450 mm/năm, thấp nhất vào tháng 2 (0,6 – 6,1mm) và cao nhất vào tháng 10 (338mm)

Hình 1.1: Bản đồ vị trí bể trầm tích Nam Côn Sơn.[5]

Vùng nghiên cứu được đặc trưng bởi hai chế độ gió là chế độ gió mùa đông và chế

độ gió mùa hè Chế độ gió mùa đông có hướng gió chính là Đông Bắc, gió mùa hè

có hướng gió chính là Tây Nam Gió Đông Bắc có từ tháng 10 năm trước đến tháng 3 năm sau, gió lạnh, tốc độ khoảng 6 – 10m/s Gió Tây Nam kéo dài từ tháng

6 đến tháng 9, gió nhẹ, không liên tục, tốc độ nhỏ hơn 5m/s

Giông tố và bão lũ trong khu vực xảy ra không nhiều, chỉ chiếm khoảng 0,14% số cơn bão ở Việt Nam, chúng thường chỉ xảy ra vào các tháng 1, 7, 8, 9 Cường độ bão từ cấp 9 đến cấp 11, vận tốc gió từ 90 – 120 km/h.Vào mùa gió Tây

Nam và hai thời kì chuyển tiếp thì việc tiến hành công tác trên biển rất thuận lợi Tuy vậy, vào mùa mưa thường có kèm theo sét, giông tố và bão Theo kết quả quan sát nhiều năm, cường độ động đất ở khu vực không vượt quá 6 độ Richter Không chỉ có giông tố, bão lũ mới gây thiệt hại mà hạn hán cũng gây nhiều thiệt hại nặng nề tới cơ sở vật chất cũng như con người tại nơi đây

1.1.3 Đặc điểm sông ngòi

Việt Nam là một đất nước có đường bờ biển kéo dài từ Bắc xuống Nam với mạng lưới sông ngòi dày đặc, nhiều sông lớn nhỏ tập trung phần lớn ở phía Nam Việt Nam cụ thể là đồng bằng châu thổ sông Cửu Long Tại đây Cửu Long là con sông lớn nhất với lượng nước cung cấp trung bình hàng năm là 4000 tỷ m3 nước và lượng vật liệu phù sa lên tới 100 triệu tấn, sông Cửu Long là một trong những con sông đóng vai trò hết sức quan trọng trong suốt quá trình đồng bằng châu thổ này được hình thành Trong quá trình vận chuyển một phần những vật liệu trầm tích có thể sẽ bị lắng đọng trên dọc theo những nơi mà sông chảy qua, tại đây chúng có thể hình thành nên những đê cát tự nhiên với chiều cao lên tới 3 – 4m nhưng cuối cùng thì tất cả đều được vận chuyển tới cửa sông và lắng đọng tại đó như một châu thổ

1.1.4 Chế độ dòng chảy

Tại khu vực nghiên cứu có nhiều loại dòng chảy khác nhau nhưng chủ yếu là dòng triều và dòng trôi dạt được hình thành do sự tác động chủ yếu của gió mùa tạo nên các dòng đối lưu và một vài yếu tố khác như chế độ gió địa phương, địa hình đáy biển, thủy triều, sự bất đồng nhất về khối lượng riêng của nước Nếu như dòng triều đúng với tên gọi có hướng và tốc độ thay đổi theo chế độ thủy triều có tốc độ cực đại trong khoảng 0,3 – 0,77m/s thì dòng đối lưu lại là kết quả của sự kết hợp dòng gió bề mặt và dòng tuần hoàn khu vực tạo nên tốc độ dòng chảy dao động từ 0,77 – 1,5m/s

1.2 Đặc điểm kinh tế nhân văn vùng nghiên cứu

1.2.1 Dân cư

Dân cư toàn tỉnh Bà Rịa – Vũng Tàu có tổng số là 994189 người, trong đó dân

số thành thị chiếm 44,9%, dân số nông thôn chiếm 55,1%, mật độ trung bình: 484 người/km2 Riêng thành phố Vũng Tàu có dân cư tập trung cao nhất với mật độ là

1771 người/km2

Thành phần dân tộc ở tỉnh chủ yếu là người Kinh, ngoài ra có các dân tộc khác như Hán, Châu Ro, Mường, Tày

Là một tỉnh có cơ cấu dân số tương đối trẻ, lực lượng lao động trong độ tuổi có khả năng lao động ở Bà Rịa – Vũng Tàu tăng lên nhanh chóng, dự kiến đến 2011

có khoảng 780 ngàn người

Bên cạnh đó, đời sống người dân của tỉnh cũng luôn được chú trọng quan tâm Cho đến nay toàn tỉnh đã huy động được nhiều nguồn vốn đầu tư phát triển của toàn xã hội, đời sống của nhân dân được nâng cao, ổn định sản xuất và đã đóng góp được nhiều cho ngân sách nhà nước Hiện nay, thu nhập GDP bình quân đầu người đến năm 2010 đạt trên 5580 USD/người/năm (Báo Bà Rịa – Vũng Tàu số ngày 13/06/2011 )

1.2.2 Kinh tế

Qua hơn 15 năm thành lập tỉnh, với cơ cấu kinh tế hợp lý, đến nay Bà Rịa - Vũng Tàu đã có một nền kinh tế phát triển với tốc độ cao, tạo nên sự phát triển vượt bậc trên lĩnh vực kinh tế

1.2.2.1 Công nghiệp dầu khí:

Là ngành công nghiệp tiêu biểu của tỉnh, chiếm tỷ trọng lớn trong tổng giá trị sản xuất công nghiệp, quyết định tốc độ phát triển kinh tế của khu vục Được thiên nhiên ưu đãi với trữ lượng dầu khí lớn ngoài khơi cùng với những điều kiện sẵn có

về kinh tế – xã hội, Vũng Tàu đã từng bước trở thành trung tâm dầu khí lớn nhất của cả nước Theo thống kê, hiện nay phần lớn năng lực sản xuất của tập đoàn Dầu khí Việt Nam (Petrovietnam) đều nằm ở thành phố Vũng Tàu và các sản phẩm từ dầu mỏ và khí đốt của Petrovietnam đa số cũng được khai thác tại vùng biển này Trên thềm lục địa Đông Nam Bộ, hàng loạt các mỏ dầu có giá trị thương mại được phát hiện như: Đại Hùng, Bạch Hổ, với trữ lượng khai thác cho phép vào khoảng 20 triệu tấn dầu mỗi năm Khí đồng hành và khí thiên nhiên cũng có trữ lượng lớn (khoảng 300 tỉ m3) cho phép mỗi năm khai thác 6 tỉ m3 Riêng khu vực Tây – Nam bể Nam Côn Sơn đã phát hiện hai mỏ khí thiên nhiên Lan Tây – Lan

Đỏ trữ lượng 58 tỉ m3, mỗi năm có thể khai thác 1 – 3 tỉ m3

Hiện ngành dầu khí Vũng Tàu đã thu hút được trên 4,5 tỷ USD vốn đầu tư và

đã ký được hơn 43 hợp đồng tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí với các đối tác nước ngoài Sự tham gia hợp tác của nhiều tập đoàn, công ty dầu khí lớn trên thế giới đã giúp ngành công nghiệp dầu khí ngày càng có điều kiện phát triển mạnh

mẽ

Cho đến nay, nguồn thu của ngành dầu khí Vũng Tàu đã có những đóng góp đáng kể vào ngân sách Nhà nước Vượt qua nguồn thu từ thuế nhập khẩu, nguồn thu từ dầu khí đã dần trở thành nguồn thu chủ lực của ngân sách với tỷ lệ 40% Ngành dầu khí đã từng bước trở thành một tập đoàn kinh tế mạnh, hoạt động và phát triển toàn diện, đa năng, góp phần vào việc thúc đẩy hợp tác khu vực và quốc

tế, đáp ứng nhu cầu nhiên liệu năng lượng và các sản phẩm hóa dầu cho nền kinh

tế, đồng thời tham gia tích cực vào việc bảo vệ tài nguyên thiên nhiên và môi trường sinh thái

1.2.2.2 Công nghiệp sản xuất điện năng

Không chỉ là trung tâm dầu khí lớn nhất cả nước, trong tương lai tỉnh Bà Rịa – Vũng Tàu còn có thể trở thành trung tâm năng lượng lớn nhất của cả nước do có lợi thế về nguồn khí đốt Hiện tỉnh có 2 nhà máy Điện đang hoạt động là Nhà máy điện Bà Rịa với 8 tổ máy và 1 đuôi hơi có tổng công suất 327,8MW, và Nhà máy điện Phú Mỹ 2-1 với 4 tổ máy, có tổng công suất 568MW Ngoài ra tỉnh còn đang tiến hành đầu tư nhà máy điện Phú Mỹ 1 công suất 1090MW, nhà máy điện Warsila công suất 120MW, nhà máy điện Kidwel công suất 40MW và sắp tới sẽ tiến hành đầu tư nhà máy điện Phú Mỹ 3 công suất 720MW, nhà máy điện Phú Mỹ 2-2 công suất 720MW Ước tính khi hoàn thành các nhà máy này sẽ có thể cung cấp một lượng điện năng với tổng công suất khoảng 3642MW

1.2.2.3 Khai thác và chế biến hải sản

Đây là một nghề truyền thống của tỉnh với nguồn lợi rất đa dạng cho phép khai thác khoảng 200000 tấn hải sản mỗi năm, trong số đó có hàng chục nghìn tấn được khai thác để chế biến phục vụ cho xuất khẩu Hoạt động khai thác hải sản gặp rất nhiều thuận lợi do cường độ gió ở vùng biển này không cao,ít bão, ngoài ra còn

có nhiều cửa lạch cho tàu thuyền neo đậu Bên cạnh đó, với hơn 5700 ha diện tích mặt nước, tỉnh còn có thể phát triển việc nuôi trồng các loài thủy hải sản, trong đó đặc biệt là nuôi tôm - một mặt hàng có giá trị kinh tế cao

Nghề khai thác cũng kéo theo nghề chế biến hải sản phát triển với nhiều thành phần kinh tế tham gia ở nhiều qui mô khác nhau Giá trị xuất khẩu đạt trên 85 triệu USD/năm

1.2.2.4 Hoạt động xuất nhập khẩu

Nằm ở vị trí đầu mối giao lưu thương mại trong nước và quốc tế, tỉnh Bà Rịa - Vũng Tàu còn có thế mạnh trong hoạt động xuất nhập khẩu Cơ cấu ngành hàng

xuất khẩu của địa phương được cải thiện theo hướng chuyển dịch cơ cấu kinh tế, tăng các mặt hàng công nghiệp, giảm tỉ trọng các loại hàng thô, hàng sơ chế Cụ thể, gia tăng xuất khẩu các nhóm hàng công nghiệp, tiểu thủ công nghiệp và nhóm hàng hải sản, giảm dần các hàng nông sản Chất lượng hàng xuất khẩu ngày càng được nâng cao, một số mặt hàng xuất khẩu của tỉnh đã khẳng định được vị trí của mình trên thị trường quốc tế, các mặt hàng như: hải sản, may mặc, giày da đã có sức cạnh tranh trên thị trường quốc tế, trong đó mặt hàng hải sản đã được thừa nhận chất lượng quốc tế

1.2.2.5 Du lịch

Với khả năng cung cấp đầy đủ các loại hình du lịch: nghỉ dưỡng, tắm biển, sinh thái, chữa bệnh, tắm bùn khoáng nóng, mạo hiểm, leo núi, lặn biển, hội nghị hội thảo… Vũng Tàu còn được đánh giá là một trong những điểm du lịch trọng tâm của Việt Nam Tính đến tháng 11/2009 doanh thu của ngành du lịch ước thực tính là 1320,17 tỷ đồng, các đơn vị kinh doanh đón và phục vụ 6,8 triệu lượt khách trong đó có 250.250 lượt là khách quốc tế

Những năm gần đây, tỉnh đã tiến hành đầu tư cơ sở hạ tầng đồng bộ, do đó đã thu hút được nhiều dự án du lịch và trở thành điểm đến hấp dẫn của nhiều du khách trong và ngoài nước Cụ thể, toàn tỉnh đã thu hút 159 dự án đầu tư du lịch được thỏa thuận địa điểm, với tổng diện tích 6042 ha, tổng vốn đăng ký 35,6 nghìn

tỷ đồng và 11,5 tỷ USD Toàn tỉnh hiện có 148 cơ sở với 6189 phòng, đủ khả năng đáp ứng nhu cầu nghỉ dưỡng của mọi đối tượng khách với nhiều khách sạn được xếp hạng từ đạt tiêu chuẩn đến 5 sao Những năm qua, công tác bình ổn giá cũng thường xuyên được quan tâm, nâng cao uy tín của thương hiệu du lịch để xứng đáng là một trung tâm du lịch lớn của cả nước

1.2.3 Giao thông vận tải

Mạng lưới đường bộ: hiện đã có ba tuyến đường quốc lộ 51, 56, 55 nối liền tỉnh Bà Rịa – Vũng Tàu với các tỉnh bạn và cả nước, trong đó đặc biệt là quốc lộ

51 đã được nâng cấp lên 4 làn xe chạy rất thuận tiện, nhanh chóng từ Vũng Tàu đi thành phố Hồ Chí Minh Hệ thống đường giao thông nội thành dài hơn 1200 km đã được đầu tư nâng cấp cùng với hệ thống cây xanh, tiểu đảo, đèn giao thông, biển báo, đèn chiếu sáng khá đồng bộ, góp phần làm đẹp cho thành phố du lịch

Mạng lưới đường thủy: đây là loại hình giao thông khá quan trọng Một mạng lưới có hơn 20 sông rạch với chiều dài khoảng 200km với một số cửa sông và bờ biển rất thích hợp cho việc phát triển cảng sông, cảng biển như: Sông Thị Vải,

sông Dinh, vùng biển Sao Mai – Bến Đình, Phước Tỉnh, Lộc An, Bến Đầm (Côn Đảo), Long Sơn Các cảng biển của Bà Rịa – Vũng Tàu có công suất dự trữ có thể đạt tới 80 triệu tấn hàng hoá luân chuyển mỗi năm Đường biển từ tỉnh còn có thể đi khắp nơi trong nước và quốc tế, trong đó hai tuyến chở khách quan trọng nhằm phục vụ cho ngành du lịch đó là tuyến Vũng Tàu đi thành phố Hồ Chí Minh bằng Tàu Cánh Ngầm và tuyến Vũng Tàu đi Côn Đảo Ngoài ra, tàu bè còn có thể lưu thông từ Vũng Tàu đến các tỉnh miền Tây Nam Bộ và từ Vũng Tàu đến Long Sơn thông qua mạng lưới đường sông

Đường hàng không: Hiện nay chỉ có 2 sân bay phục vụ cho công việc vận chuyển hành khách và khai thác dầu khí là sân bay Vũng Tàu và sân bay Cỏ Ống (Côn Đảo) Sân bay Vũng Tàu có đường băng dài 1,8km và sân bay Cỏ Ống có đường băng dài 1,2km

1.2.4 Văn hóa - y tế - giáo dục

1.2.4.1 Văn hóa

Không chỉ được thiên nhiên ưu đãi với nguồn tài nguyên dồi dào, phong phú, nhiều bãi biển đẹp, Vũng Tàu còn là nơi hội tụ giữa các nền văn hoá Những lễ hội, phong tục, tập quán, tín ngưỡng mang đậm màu sắc văn hóa biển cùng với văn hoá của các tôn giáo đã tạo nên ở nơi đây nhiều công trình văn hoá, khu di tích nổi tiếng với những vẻ đẹp cổ kính đặc trưng

Bà Rịa-Vũng Tàu còn là tỉnh có nhiều đền thờ cá voi nhất miền Nam với tất cả

10 đền thờ và lễ hội Nghinh Ông, hay Tết của biển, là một sự kiện quan trọng trong đời sống văn hóa và tâm linh của dân chài nơi đây Bên cạnh đó, tỉnh có ngày lễ Lệ Cô Long Hải từ 10/2 đến 12/2 âm lịch để thờ cúng Mẫu – Nữ thần và kết hợp cúng thần biển

Là nơi hội tụ nhiều tôn giáo lớn trên thế giới, Vũng Tàu có số lượng tín đồ chiếm trên 50% dân số toàn tỉnh Trong đó Phật Giáo, Công Giáo, Cao Đài, Tin Lành được nhà nước cho phép hoạt động hợp pháp với tư cách là tổ chức xã hội cùng với một số tôn giáo và hệ phái khác như Tịnh Độ Cư Sĩ Phật Độ Việt Nam, Phật giáo Bửu Sơn Kỳ Hương, Tin Lành Baptic, Cơ Đốc Phục lâm, Cơ Đốc

Truyền Giáo

1.2.4.2 Y tế

Từ khi thành lập tỉnh đến nay, sự nghiệp chăm sóc và bảo vệ sức khỏe của nhân dân đã có những chuyển biến rõ nét và đang không ngừng nâng cao về chất

lượng Tính bình quân cứ 10 ngàn dân ở Bà Rịa Vũng Tàu có 4,4 bác sĩ Ngoài ra, trên địa bàn tỉnh, toàn bộ các xã , phường đều đã được xây dựng các trạm y tế Trang thiết bị cho các cơ sở y tế cũng được tăng cường đầu tư với những thiết

bị hiện đại, từng bước nâng cao chất lượng khám chữa bệnh Sức khỏe của người dân được đảm bảo, đặc biệt, công tác khám chữa bệnh cho người nghèo luôn được tỉnh quan tâm Công tác phòng chống dịch bệnh cũng luôn được coi trọng Trong những năm qua, các chương trình y tế quốc gia đều được tỉnh hoàn thành và đạt kết quả tốt

Với những thành tích này, ngành y tế tỉnh đã được Bộ Y tế tuyên dương là lá

cờ đầu về xây dựng mạng lưới y tế cơ sở và là một trong ba địa phương có mạng lưới y tế hoàn chỉnh trong cả nước

1.2.4.3 Giáo dục

Từ khi thành lập đến nay, sự nghiệp giáo dục và đào tạo của tỉnh đã không ngừng phát triển cả về quy mô, chất lượng đào tạo cũng như cơ sở vật chất và cơ bản đã đáp ứng được nhu cầu học tập ngày càng tăng của nhân dân Tổng kinh phí đầu tư xây, sửa trường lớp không ngừng được gia tăng, cơ sở trường lớp không chỉ được kiên cố hóa mà còn được hiện đại hóa các trang thiết bị phục vụ công tác giảng dạy – học tập

Cho đến nay, hệ thống trường học bao gồm gần 30 nhà trẻ, hơn 20 trường tiểu học, 13 trường cấp II và III (trong đó có một trường chuyên cấp tỉnh), đã được xây dựng đúng qui cách, phân bố đều ở các phường trong thành phố Tại Vũng Tàu, Trường Cao đẳng Cộng đồng do Hà Lan tài trợ đã chính thức hoạt động Trường đại học Kỹ thuật Swinbume Vabis (Australia) cũng đang được triển khai Ngoài ra, trên địa bàn thành phố còn có các cơ sở của một số trường đại học như Đại học Mỏ Địa chất, đại học Thủy sản Nha Trang, đại học Ngoại ngữ Hà Nội, đại học Sư phạm TP Hồ Chí Minh, đại học Hàng hải, đại học Tài chính – kế toán, đại học Công nghệ TP Hồ Chí Minh Các cơ sở này đã đào tạo hàng ngàn sinh viên trong nhiều ngành học khác nhau, góp phần xây dựng một đội ngũ lao động đa dạng chất lượng cao cho thành phố nói riêng và toàn tỉnh Bà Rịa – Vũng tàu nói chung

1.3 Thuận lợi và khó khăn

1.3.1 Thuận lợi

Với vị trí của mình việc mở rộng xây dựng các cảng dịch vụ dầu khí phục vụ cho việc khai thác dầu ở thềm lục địa phía nam Việt Nam cũng như việc giao lưu xuất nhập khẩu dầu tới các nước trên thế giới là hết sức thuận lợi

Là một thành phố trẻ, Vũng Tàu có nguồn cung cấp nhân lực dồi dào, giao thông vận tải đáp ứng nhu cầu di chuyển cũng như vận chuyển hàng hoá

Hiện nay Vũng Tàu đã thu hút được rất nhiều công ty nước ngoài đầu tư thăm

ăn mòn, phá hủy cần thường xuyên tu sửa, bảo dưỡng

CHƯƠNG 2: CƠ SỞ LÝ THUYẾT PHÂN TÍCH THỬ VỈA

2.1 GIỚI THIỆU CHUNG VỀ PHƯƠNG PHÁP THỬ VỈA

2.1.1 Khái niệm thử vỉa dầu khí

2.1.1.1 Khái niệm

Với một kỹ sư dầu khí, hiểu biết về điều kiện của vỉa chứa là rất quan trọng

Kỹ sư vỉa cần phải có đầy đủ thông tin về vỉa chứa để phân tích một cách chính xác trạng thái vỉa và có thể dự báo khai thác với các phương thức khác nhau Người kỹ sư khai thác phải biết trạng thái của giếng khai thác và bơm ép để đưa ra chương trình khai thác tối ưu nhất Và hầu hết các thông tin cần thiết đó có thể thu đươc từ kết quả thử vỉa

Thử vỉa là một phương pháp để nghiên cứu giếng và vỉa chứa bằng cách tạo ra

sự thay đổi tạm thời trong lưu lượng khai thác, rồi quan sát và đo ghi giá trị áp suất tức thời theo thời gian tại cùng một giếng hay một cụm giếng Tùy theo mục đích thử vỉa, thời gian thử có thể kéo dài một vài ngày hoặc một vài tháng Để đánh giá giếng, thời gian thường kéo dài một vài ngày, thường chỉ trong vòng hai ngày Còn

để kiểm tra ranh giới vỉa, thường tiến hành đo áp suất trong vài tháng

Phương pháp này thực chất là nghiên cứu sự thay đổi lưu lượng của chất lưu trong vỉa và sự thay đổi của áp suất giếng như một hàm của thời gian trong một giếng hay nhiều giếng

Các tài liệu có thể thu được từ thử vỉa dầu khí

- Độ thấm của vỉa, k

- Độ dẫn thủy (độ dẫn dòng), kh

- Độ dẫn chất lưu, kh/µ

- Áp suất ban đầu của vỉa, Pi

- Thể tích lỗ hổng liên thông trong vỉa

- Tỷ số hư hại của vỉa, DR

- Khoảng cách tới các đứt gãy (nếu có)

- Chiều dài khe nứt

- Hệ số tích chứa của thành giếng

- Xác định tính bất đồng nhất của vỉa chứa như: khe nứt, phân lớp và sự thay đổi tính lưu động của vỉa

2.1.1.2 Quy trình thử vỉa

Mục tiêu của thử vỉa là cần xác định thông tin về áp suất vỉa và dung dịch

chứa trong vỉa Sau khi khoan qua tầng sản phẩm, thử vỉa có thể sẽ được tiến hành

Quy trình thử là quy trình thu thập số liệu Sự ước lượng đầu tiên thường được thực hiện bởi các dụng cụ đo Dụng cụ đo được đưa xuống bằng cáp dẫn và sẽ

truyền tín hiệu liên tục lên mặt đất

Quá trình thử vỉa phụ thuộc vào điều kiện thử và số tầng được thử Thông thường trong một giếng có thể thử nhiều tầng sản phẩm và phải cô lập các tầng với nhau

Thao tác chính trong quá trình thử vỉa có thể tóm tắt qua ba bước cơ bản sau :

 Gọi dòng sản phẩm từ vỉa theo các sản lượng khai thác xác định trước trong khoảng thời gian thiết kế

 Đo các thông số áp suất và nhiệt độ của vỉa tại điều kiện vỉa và điều kiện bề mặt tương ứng với từng sản lượng khai thác

 Lấy mẫu, đánh giá đặc tính của chất lưu và của vỉa ứng với sản lượng khai thác khác nhau

2.1.2 Một số loại thử vỉa chính

Thử vỉa dầu khí có nhiều phương pháp và việc phân loại chúng cũng có nhiều cách, phụ thuộc vào nhiều yếu tố khác nhau Dưới đây là một vài yếu tố chính thường được sử dụng để phân loại thử vỉa dầu khí:

 Loại giếng khoan được tiến hành thử vỉa là giếng khoan thăm dò, giếng khai thác hay là giếng bơm ép

 Quá trình thử vỉa diễn ra trong giai đoạn giếng đã được đóng hay còn đang trong giai đoạn khai thác

 Số lượng giếng khoan có liên quan đến quá trình thử vỉa là một hay nhiều giếng khoan

Một số phương pháp thử vỉa dầu khí được sử dụng rộng rãi và phổ biến nhất:

2.1.2.1 Thử vỉa hồi áp

Quá trình thử vỉa được tiến hành trong một giếng đang được khai thác trong một thời gian với lưu lượng không đổi Thiết bị đo ghi áp suất được đặt nông trong giếng khai thác vỉa nằm ngang và trong các giếng đóng Áp suất đáy giếng phục hồi được ghi lại trong nhiều giờ hoặc trong nhiều ngày phụ thuộc vào độ thấm vỉa

đã được dự đoán trước Giá trị áp suất được ghi lại có thể được nghiên cứu để xác định độ thấm của vỉa, hệ số skin, áp suất trung bình của vỉa, khoảng cách tới đứt gãy(nếu có), chiều dài của khe nứt và tính liên thông của khe nứt Nhược điểm của phương pháp này là trong lúc thử vỉa giếng khoan bị đóng nên việc khai thác dừng lại trong phá trình thử vỉa

Hình 2.1: Biểu đồ thử vỉa hồi áp [4]

2.1.2.2 Thử vỉa giảm áp

Phương pháp thử vỉa này được thực hiện ở một giếng khoan đã được đóng giếng vì vậy áp suất đáy giếng đã được ổn định tại thời điểm áp suất vỉa tĩnh hiện

tại Dựa vào các đặc tính của vỉa chứa đã được dự đoán từ trước qua kết quả phân tích các tài liệu địa chất, địa vât lý giếng khoan cũng như là đối tượng thử mà người ta sẽ quyết định quá trình theo dõi và ghi lại sự thay đổi của áp suất đáy giếng có dòng chảy và lưu lượng khai thác sẽ kéo dài trong bao lâu (Hình 2.2) Sau khi phân tích và đánh giá sự thay đổi của áp suất đáy giếng cùng với các nghiên cứu trong phòng thí nghiệm giúp ta có thể đưa ra các kết luận và xác định các giá trị của thông số vỉa chứa là độ thấm của vỉa, hệ số skin, áp suất trung bình của vỉa, khoảng cách tới đứt gãy nếu có, độ dài và khả năng liên thông của các khe nứt Phương pháp này có ưu điểm là rút ngắn được thời gian xác định đặc tính biên, tuy nhiên nó cũng có nhược điểm đó là việc duy trì dòng chảy với lưu lượng không đổi rất khó có thể thực hiện được

Hình 2.2: Biểu đồ thử vỉa giảm áp [4]

Có hai phương pháp thử vỉa giảm áp là thử vỉa đa lưu lượng (Multirate Test)

và thử vỉa giới hạn vỉa chứa (Reservoir Limit Test) Tuy hai phương pháp này được áp dụng trong những trường hợp cụ thể khác nhau nhưng về cơ bản chúng vẫn tuân các nguyên tắc như thử vỉa giảm áp Trong phương pháp thử vỉa đa lưu lượng thì lưu lượng khai thác sẽ thay đổi theo dạng bậc thang cùng với đó là các

giá trị áp suất phản hồi đáy giếng được theo dõi và ghi lại như một hàm của thời gian Còn trong phương pháp thử vỉa giới hạn vỉa chứa quá trình giảm áp sẽ được

áp dụng trong một giai đoạn mở rộng như là lịch sử áp suất đo được chịu ảnh hưởng bởi ranh giới biên của vỉa chứa

2.1.2.3 Thử vỉa giao thoa

Đây là phương pháp thử vỉa được tiến hành tại một giếng đang khai thác rồi bị đóng lại còn gọi là giếng quan sát và liên quan tới một hay nhiều giếng khoan khai thác khác cùng nằm trong một vỉa chứa vẫn được duy trì khai thác như bình thường (Hình 2.3) Dựa vào các giá trị về đặc tính của vỉa chứa đã được dự đoán từ trước đó qua kết quả phân tích các tài liệu địa chất, địa chấn, địa vật lý giếng khoan và vị trí giếng khoan mà người ta sẽ đưa ra quyết định là sẽ theo dõi và ghi lại các giá trị áp suất đáy giếng trong thời gian bao lâu Sau khi phân tích và đánh giá sự thay đồi của áp suất đáy giếng cùng với các nghiên cứu trong phòng thí nghiệm giúp ta có thể đưa ra các kết luận và xác định các giá trị gồm có độ rỗng độ thấm giữa các giếng khoan

Hình 2.3: Biểu đồ thử vỉa giao thoa [4]

Trong một số trường hợp số lượng giếng quan sát không phải là một mà là hai hay nhiều hơn nữa thì từ các giá trị áp suất được ghi lại ở những giếng đó ta có thể trực tiếp xác định được giá trị độ thấm của vỉa chứa Ngoài ra phương pháp thử vỉa này còn có thể được dùng xác định sự ảnh hưởng của giếng này lên giếng khác từ

đó đưa ra các kết luận, đánh giá, phương án giúp nâng cao hệ số thu hồi dầu Thử vỉa giao thoa có một dạng đặc biệt là thử vỉa dao động (Pulse Test), trong phương pháp này số lượng giếng quan sát nhiều hơn một (vì vậy có thể xác định trực tiếp giá trị độ thấm như đã nêu ở trên) Giai đoạn khai thác và đóng giếng sẽ được thực hiện kế tiếp nhau hoặc giếng được khai thác theo nhịp điệu trong khi áp suất được đo liên tục tại các giếng quan sát

2.1.2.4 Thử vỉa trong quá trình bơm ép

Đúng như tên gọi của nó phương pháp thử vỉa này được thực hiện tại giếng bơm ép và nó có cơ chế tương tự như phương pháp thử vỉa giảm áp vì vậy mà giá trị áp suất đáy giếng được ổn định như áp suất vỉa tĩnh (Hình 2.4)

Hình 2.4: Biểu đồ thử vỉa bơm ép [4]

Trong phương pháp này một lượng chất lưu sẽ được bơm vào vỉa chứa với một lưu lượng ổn định (việc bơm chất lưu vào như vậy có thể sẽ khiến cho việc phân tích kết quả thử vìa gặp nhiều khó khăn nếu như chất lưu bơm vào vỉa có tính chất khác với chất lưu có sẵn trong vỉa và gây nên hiện tượng nhiều pha) Lưu lượng chất lưu bơm vào vỉa sẽ được theo dõi cùng với các giá trị áp suất đáy giếng như một hàm của thời gian Sau khi phân tích và đánh giá sự thay đổi của áp suất đáy giếng cùng với các nghiên cứu trong phòng thí nghiệm giúp ta có thể đưa ra các kết luận và xác định được giá trị của hệ số skin và độ thấm của vỉa chứa

2.1.2.5 Thử vỉa DST

Thử vỉa DST (thử vỉa trong cần khoan, drill stem test) là phương pháp thử vỉa dùng để xác định tiềm năng khai thác của một khu vực chứa hydrocacbua ngay sau khi khoan và trước khi hoàn thiện giếng (Hình 2.5)

Hình 2.5: Biểu đồ thử vỉa DST [3]

Đoạn (1): Sự thay đổi áp suất theo chiều sâu thả dụng cụ xuống đáy giếng (được thể hiện qua áp suất dung dịch khoan trong giếng)

Đoạn (2): Sự thay đổi áp suất trong giai đoạn chảy ban đầu

Đoạn (3): Sự phục hồi áp suất trong giai đoạn đầu tiên

Đoạn (4): Sự thay đổi áp suất trong giai đoạn chảy thứ hai

Đoạn (5): Sự phục hồi áp suất trong giai đoạn thứ hai

Đoạn (6): Sự suy giảm áp suất khi kéo thiết bị ra khỏi giếng

Pihm: Áp suất thủy tĩnh ban đầu của bùn (initial hydrostatic mud pressure)

Pif1: Áp suất chảy ban đầu.(initial flowing pressure)

Pisi: Áp suất đóng giếng.(initial shut-in-pressure)

Pfhm: Áp suất thủy tĩnh cuối của bùn( final hydrostatic mud pressure)

Trong phương pháp người ta cũng nghiên cứu sự phục hồi của áp suất nhưng chỉ trong một thời gian ngắn, nó gồm các giai đoạn chảy của chất lưu và các giai đoạn phục hồi ngắn của áp suất đáy giếng Phương pháp này có hai giai đoạn chính

là giai đoạn chảy, đóng giếng rồi lại lặp lại chảy và đóng giếng tiếp tục Sau khi phân tích và đánh giá sự thay đổi của áp suất đáy giếng cùng với các nghiên cứu trong phòng thí nghiệm giúp ta có thể đưa ra các kết luận và xác định được các giá trị thông số vỉa chứa giống như với phương pháp thử vỉa hồi áp nhưng độ tin cậy của các thông số này không cao do lưu lượng dòng chảy khó xác định hoặc dòng chảy không tự phun

2.1.2.6 Thử vỉa MDT

Đây là phương pháp thử vỉa được áp dụng ở giai đoạn trước khi hoàn thiện

giếng khoan MDT( Modular Dynamic Test) là phương pháp thử vỉa hiện đại với

thiết bị sử dụng trên đó có gắn thiết bị DST nhưng có phần vượt trội hơn khi có thể lấy được cả mẫu chất lưu và mẫu đá, cho ta những giá trị đo có độ tin cậy cao phục

vụ cho những nghiên cứu sau này và xác định được độ bất đồng nhất của vỉa Sau khi phân tích và đánh giá sự thay đổi của áp suất đáy giếng cùng với các nghiên cứu trong phòng thí nghiệm giúp ta có thể đưa ra các kết luận và xác định các giá trị của thông số vỉa chứa là độ thấm của vỉa, hệ số skin, áp suất trung bình của vỉa, khoảng cách tới đứt gãy nếu có, độ dài và khả năng liên thông của các khe nứt

2.2 Phương pháp minh giải tài liệu thử vỉa DST

2.2.1 Khái niệm

Thử vỉa DST (thử vỉa trong cần khoan, drill stem test) là phương pháp thử vỉa dùng để xác định tiềm năng khai thác của một khu vực chứa hydrocacbua ngay sau khi khoan và trước khi hoàn thiện giếng Việc lấy mẫu chất lưu qua cần khoan được thực hiện nhờ sự chênh lệch áp suất tức thì giữa đáy giếng với vỉa chứa,

những sự thay đổi của áp suất dòng chảy, áp suất thủy tĩnh cũng như áp suất đóng giếng đều được theo dõi và ghi lại như một hàm của thời gian Kết quả phân tích PVT mẫu chất lưu trong phòng thí nghiệm cùng với kết quả phân tích đánh giá sự thay đổi của áp suất được theo dõi sẽ cho ta những thông tin về tính chất cơ lý của

chất lưu, thông số vỉa chứa và khả năng đưa giếng vào khai thác

2.2.2 Các loại thử vỉa DST

Phương pháp thử vỉa DST được phân loại dựa trên mức độ hoàn thiện của giếng được tiến hành thử vỉa và từ đó chia phương pháp này thành hai loại, trong mỗi loại tùy theo loại thiết bị được sử dụng và công dụng của nó mà ta chia làm các loại nhỏ khác:

 Thử vỉa DST đối với giếng chưa chống ống có thể tiến hành ở bất cứ vị trí nào dọc theo giếng khoan, gồm có:

- Thử vỉa đáy giếng thông thường (Conventional Bottomhole Test)

- Thử vỉa phân đoạn thông thường (Conventional Straddle Test)

- Thử vỉa phân đoạn packer bơm phồng (Inflatable Packer Straddle Test)

 Thử vỉa DST đối với giếng đã chống ống:

- Thử vỉa thông thường (Conventional Test)

- Thử vỉa hiệu chỉnh áp suất (Pressure Operated Tool)

Việc chọn khoảng thử vỉa thường dựa trên việc nghiên cứu các tài liệu vỉa đã

có trước đó Điều kiện giếng quyết định đến việc chọn lựa thời điểm thử vỉa

2.2.3 Mục đích của phương pháp

Thử vỉa có ba mục đích chính: đánh giá vỉa, mô tả vỉa và quản lý vỉa

 Đánh giá vỉa

Việc biết được kích thước, các đặc tính cũng như khả năng cho dòng của vỉa

sẽ giúp đưa ra quyết định khai thác vỉa thế nào để đạt kết quả tốt nhất, vì vậy việc xác định độ dẫn thủy (Kh) của giếng (là một trong những thông số quan trọng trong quá trình thiết kế mạng lưới giếng), áp suất ban đầu (Pi) của vỉa chứa (là thông số giúp xác định khả năng chứa của vỉa và thời gian duy trì khai thác trong bao lâu) và các giới hạn của vỉa sản phẩm (giúp xác định lượng chất lưu có trong vỉa) là rất cần thiết Trong quá trình thử vỉa không chỉ xác định được các thông số vỉa chứa mà còn xác định được các tính chất lý hóa và PVT của chất lưu có trong vỉa nhờ phân tích trong phòng thí nghiệm những mẫu chất lưu thu thập được trong

vỉa chứa Ngoài ra cũng cần phải nghiên cứu điều kiện các đới xung quanh thành giếng khoan, kết quả nghiên cứu sẽ phục vụ cho việc đánh giá hệ số skin (S – hệ số nhiễm bẩn vỉa) và hệ số tích lũy giếng khoan có gây tác động đến sản lượng của giếng hay không

 Mô tả vỉa

Các vỉa chứa thường không chỉ đơn thuần là chứa dầu, khí, nước mà còn bị làm phức tạp bởi nhiều loại đá khác nhau, nhiều đứt gãy, nhiều phân cách địa tầng, nhiều màn chắn thấm Những đặc điểm này đều có ảnh hưởng lớn tới đặc tính của vỉa chứa cũng như sự thay đổi của áp suất tại vỉa Kết quả phân tích thử vỉa với mục đích mô tả vỉa sẽ giúp ích nhiều trong việc dự đoán đặc tính vỉa rồi từ đó đưa

ra kế hoạch phát triển khai thác

 Quản lý vỉa

Trong suốt thời gian mỏ hoạt động việc theo dõi hiệu suất cũng như những điều kiện của giếng là điều rất cần thiết Khi theo dõi sự thay đổi áp suất vỉa trung bình sẽ giúp ta có thể dự đoán được các đặc tính của mỏ trong tương lai Dựa vào những kết quả thu được từ việc theo dõi điều kiện của các giếng ta sẽ đưa ra được các phương án sửa chữa và cải thiện giếng để có được lưu lượng phù hợp Trong một số trường hợp cụ thể có khả năng xác định được sự di chuyển của chất lưu trong vỉa chứa, điều này cũng giúp ích trong việc đánh giá hiệu quả của quá trình vận chuyển và dự đoán được các đặc tính đi kèm theo sau đó

2.2.4 Các thông số vỉa chứa thu được từ thử vỉa và các phương pháp nghiên cứu thông số thu được từ thử vỉa

2.2.4.1 Phương pháp đồ thị Horner

Trong phương pháp này, tài liệu phục hồi áp suất thường được minh giải sử dụng kỹ thuật của Horner và MBH(Matthews, Brons và Hazebroek), khi chiều dày của vỉa và độ nhớt của vỉa đã biết, thời gian đóng giếng đủ dài, và nếu thành giếng

hư hại không đáng kể Đồ thị Horner của tài liệu áp suất phục hồi là 1 đường thẳng với độ dốc m Giá trị m được dùng để tính toán đặc điểm của vỉa Phần chi tiết của phương pháp này sẽ được đề cập ở phần sau

2.2.4.2 Các phương pháp kết hợp dạng đường cong

Nếu sự xâm hại thành giếng lớn thì có thể dùng các dạng đường cong của Ramney, Agarwal và Martin Phương pháp này không áp dụng được ở điều kiện dòng chảy với lưu lượng ổn định, và chỉ dùng để kiểm tra dộ chính xác

Phương pháp kết hợp các dạng đường cong trước đây của Kohlhass trước đây được sử dụng trong các giếng nghiên cứu nước Hiện nay có thể được áp dụng trong giếng dầu để xác định độ dẫn chất lưu và hệ số hư hại thành giếng Phương pháp này có giới hạn: xác định độ dẫn chất lưu trong giai đoạn chảy nên thời gian

sẽ ngắn, cho nên kết quả chịu ảnh hưởng mạnh vào điều kiện xung quanh thành giếng khoan

Phương pháp của Correa và Ramney, phương pháp này dựa trên nghiên cứu của Soliman (1982) Correa và Ramey (1986) chỉ ra rằng nếu biết được lưu lượng trung bình và ∆t > tp, thì đồ thị Pws và trên giấy hình chữ nhật sẽ

là đường thẳng có độ dốc và từ đó độ thấm và hệ số skin có thể xác định được Kéo dài đường thẳng tới =0 sẽ thu được áp suất ban đầu của vỉa

Tuy nhiên giới hạn của phương pháp này là không thể áp dụng trong môi trường dòng chảy nhiều pha.[1]

2.2.4.3 Minh giải bằng phần mềm máy tính

Hiện nay, với sự phát triển của công nghệ máy tính, nhiều phần mềm thử vỉa

đã được ra đời như FastWellTest, PanSystem, Ecrin… Giúp cho việc minh giải trở nên dễ dàng và tin tưởng hơn Tuy nhiên các phương pháp này yêu cầu có mô hình

số và nhiều thông số khác của vỉa

Đồ án chỉ đi sâu vào phương pháp đồ thị Horner và sử dụng phương pháp này

để minh giải thử vỉa DST cho giếng 11-1 – GC – 1X Sau đó so sánh với kết quả minh giải thử vỉa DST qua phần mềm PanSystem

2.2.5 Phương pháp đồ thị Horner

Hình 2.6: Dạng cơ bản của đồ thị Horner [4]

Trong phương pháp này, khi đã xác định được chiều dày của vỉa, độ nhớt của chất lưu trong vỉa và thời gian đóng giếng đủ dài những số liệu về sự phục hồi áp suất được theo dõi và ghi lại trong thời gian đó sẽ được xử lý và tính toán Đồ thị Horner của tài liệu áp suất phục hồi sẽ có dạng là một đoạn thẳng với độ dốc m, giá trị m này sẽ được dùng để tính toán các đặc tính của vỉa

Để xây dựng được và áp dụng được phương pháp đồ thị Horner với hai trục như hình 2.6 trên thì vỉa chứa phải là vỉa có biên vô hạn, lưu lượng dòng chảy của chất lưu phải được giữ ổn định không thay đổi trong một thời gian nhất định và áp suất trong vỉa đồng nhất Điều kiện lưu lượng dòng chảy chất lưu không thay đổi chính là nguyên nhân gây xuất hiện hệ số skin

Với những điều kiện như trên, chúng ta có thể giải quyết được phương trình dòng chảy hướng tâm của chất lưu trong vỉa với cả giếng khai thác dầu và khí Đồ thị được xây dựng giữa áp suất đáy giếng Pws và

hình 2.6 Ta có thể nhận thấy rằng ban đầu do chịu sự ảnh hưởng của một vài yếu

tố như hệ số skin, dòng chảy rối, dòng chảy đa pha đồ thị Horner không có dạng đường thẳng, chỉ khi vào giai đoạn sau khi mà tác dụng của các yếu tố đó không còn nữa thì ta đồ thị mới có dạng đường thẳng Xây dựng đồ thị log và p log sẽ t

giúp ta có thể xác định được khoảng nào của đồ thị Horner phù hợp để phân tích

và khoảng nào chịu ảnh hưởng của các hiện tượng xung quanh giếng Sau khi xây dựng đồ thị Horner ta có thể ngay lập tức xác định áp suất vỉa ban đầu (Pi) và độ dốc (m) Từ hai giá trị vừa xác định được kết hợp với các giá trị của một số thông

số của đất đá và chất lưu được xác định qua các tài liệu địa chất, địa vật lý giếng khoan… và phân tích trong phòng thí nghiệm ta xác định thêm được độ dẫn chất lưu (kh/µ), độ dẫn thủy (kh), độ thấm hữu hiệu (k), hệ số skin (S), hệ số sản phẩm (PI), bán kính ảnh hưởng (re)

Trong đồ án này vỉa nghiên cứu là vỉa chứa dầu nên các công thức và cách tính toán được nêu dưới đây chỉ áp dụng cho vỉa dầu

 Áp suất vỉa ban đầu (P i )

Đối với những vỉa chứa có biên vô hạn, ngoại suy các điểm trên cùng một đoạn thẳng trong đồ thị Horner về giá trị

sử dụng giá trị logΔt = 0) sẽ xác định được giá trị của áp suất vỉa ban đầu Pi Vỉa được coi là vô hạn khi nhiễu áp trong quá trình khai thác chưa truyền tới biên ngoài Nếu nhiễu áp đã truyền tới biên ngoài vỉa được coi là hữu hạn

Để xác định được vỉa có biên vô hạn hay hũu hạn ta xác định giá trị tb rồi đem

so sánh giá trị đó với giá trị thời gian khai thác tích lũy (TP) Nếu tb<TP thì vỉa sẽ

có biên hữu hạn, còn nếu tb>TP thì vỉa sẽ có biên vô hạn Với

k

r c

Độ dẫn của chất lưu giúp đánh giá khả năng khai thác chất lưu của vỉa chứa

Nó là một hàm của đá chứa và các tính chất của chất lưu Đối với một giếng dầu, giá trị độ dẫn chất lưu được xác định theo công thức:

h: Chiều dày vỉa chứa, ft

µ: Độ nhớt của dầu (điều kiện vỉa), cP

q: Lưu lượng của giếng, bbl/d

Bo: Hệ số thể tích của dầu (điều kiện vỉa), rb/Stb

m: Độ dốc của đường thẳng hồi áp trên đồ thị Horner, psi/(vòng log)

 Độ dẫn thủy (kh)

Độ dẫn thủy (độ dẫn dòng) của vùng được thử có thể được tính bằng tích của

độ dẫn chất lưu với độ nhớt của chất lưu khai thác (trong vỉa dầu) Do đó:

t wf hr ws

r c

k m

P P

S

 (6) S: hệ số skin

Pws: Áp suất đáy giếng tĩnh, psi

Pws(1hr): Áp suất đóng giếng (đọc từ đường thẳng hồi áp ngoại suy trong đồ thị Horner) sau khi giếng được đóng trong 1 giờ, psi

Pwf(∆t=0): Áp suất đáy giếng có dòng chảy (trước khi đóng giếng), psi

rw: Đường kính bên trong của ống chống, ft

co: Hệ số nén của dầu trong vỉa, 1/psi

Φ: Độ rỗng, %

 Tỷ hư hại (DR)

Đây là tỷ số giữa Độ dẫn thủy (độ dẫn dòng) của giếng khi không có ảnh hưởng của hệ số skin với Độ dẫn thủy thực tế của giếng đo được trong quá trình thử vỉa

(7) Trong đó:

- qt : là lưu lượng lý thuyết của giếng khi không có ảnh hưởng của hệ số skin

- qa: lưu lượng thực tế của giếng

Nếu có sự hư hại thì giá trị DR >1 Lưu lượng lý thuyết của dòng chảy ngắn không có ảnh hưởng của hệ số skin được đưa ra bởi cách giải quyết cho phương trình dòng chảy hướng tâm đối với mô hình cơ bản Với giếng dầu, nó được cho bởi phương trình:

Trong đó, t là thời gian chảy của giếng

Lưu lượng thực tế của giếng với ảnh hưởng của hệ số skin, qa, có thể được tính đựa trên mối quan hệ với khả năng dẫn chất lưu như sau:

Từ đó DR có thể được tính như sau:

Như đã trình bày ở đây, tỷ hư hại là tỷ số giữ lưu lượng lý thuyết và lưu lượng thực tế Ta có thể định nghĩa tỷ hư hại một cách dễ dàng hơn là tỷ số giữa giảm áp lý thuyết trên giảm áp thực tế Khi đó để xác định DR, ta chỉ cần tính giảm

áp thay vì tính hệ số skin Từ đó ta có thể xác định DR theo phương trình :

Trong đó ∆Ps là lượng chênh lệch giữa giảm áp lý thuyết với giảm áp thực

tế

 Hệ số sản phẩm (Productivity Index, PI)

Hệ số sản phẩm của một giếng là tỷ số giữa lưu lượng thực tế của giếng đó với

sự giảm áp trong giai đoạn chảy đó và nó được dùng để so sánh một giếng với các giếng khác, dùng để dự đoán lưu lượng giếng ở các khoảng giảm áp khác nhau đối với chất lưu chảy một pha lỏng

wf i

a

P P

q PI

B

mkh

q

6,162

 (12)

 Bán kính ảnh hưởng (r e )

Bán kính ảnh hưởng là khoảng cách từ tâm giếng tới vị trí xa nhất trong vỉa có

áp suất bị ảnh hưởng bởi quá trình khai thác.Với vỉa có biên vô tận, không bị chắn,

bán kính ảnh hưởng được tính theo phương trình:

2 / 1

c

kt r

 (13)

re: Bán kính ảnh hưởng, phụ thuộc vào thời gian khai thác, tính chất của chất

đá – chất lưu và không phụ thuộc vào lưu lượng khai thác, ft

t: Thời gian khai thác, giờ

 Tính trữ lượng dầu tại chỗ bằng phương pháp cân bằng vật chất

Phương trình CBVC của Havlena và Odeh có dạng sau:

(14)

Trong đó:

- N: Trữ lượng dầu tại chỗ, Bbl

- Np: trữ lượng dầu đã khai thác khi áp suất giảm từ áp suất vỉa trung bình Pi đến áp suất P (tính trong điều kiện khí quyển), Bbl

- Bo,Boi: Hệ số thể tích của dầu ứng với áp suất P và Pi, rb/stb

- Bg,Bgi: Hệ số thể tích của khí ứng với áp suất P và Pi, ft/scf

- Rp: Tỷ số khí dầu khai thác tích lũy, scf/stb

- Rs : Độ ngậm khí của dầu ở áp suất P

- Rsi : Độ ngậm khí của dầu ở ấp suất Pi

- m : Tỷ số thể tích mũ khí nguyên sinh và thể tích dầu

- Ct : Tổng độ nén của vỉa, 1/psi

- ∆P : Gradien giảm áp, psi

- Wc : lượng nước xâm nhập vào thân dầu tích lũy,bbl

- Wp : Lượng nước khai thác tích lũy, bbl

2.2.6 Phần mềm PanSystem

Ngày nay với sự phát triển và tiến bộ không ngừng của khoa học kĩ thuật, công nghệ máy tính hàng loạt phần mềm hỗ trợ cho việc minh giải thử vỉa được ra đời, PanSystem là một trong những phần mềm như vậy

 Giới thiệu về phần mềm PanSystem

PanSystem là phần mềm hỗ trợ giúp minh giải tài liệu thử vỉa, chỉnh sửa dữ liệu giếng từ các thiết bị đo ghi Phân tích và kết hợp lịch sử dữ liệu liên tục của

giếng và công thức số Phân tích và kết hợp lịch sử áp suất dòng chảy trong thời gian dài và phân tích dữ liệu khai thác, phân tích hạ áp(PDA) Phân tích kiểm tra thành hệ Tính toán, dự đoán khai thác trong thời gian dài và trình bày về quá trình thử vỉa

 Mô hình tính toán

Việc phân tích áp suất chuyển tiếp của phần mềm dựa trên các thông số đầu vào bao gồm PVT, lưu lượng, áp suất …Sử dụng các loại đồ thị đặc biệt để phân tích như đồ thị bán log, Horner, MBH với các chế độ chảy khác nhau như tuyến tính, lưỡng tuyến tính, giả ổn định Vào năm 1970 người ta sử dụng các loại đường cong khác nhau để tính toán và thay cho các đồ thị MBH, horner đó là đường đạo hàm, thời gian chồng Việc tính toán dựa trên chủ yếu là định luật Đaxi và phương trình khuếch tán và định luật bảo toàn về khối lượng

Các bước tính toán trong phần mềm được thực hiện ở phần tính toán bằng phần mềm PanSystem theo phương pháp đạo hàm chương 4

2.2.7 Nghiên cứu về dòng chảy trong đá

2.2.7.1 Định luật Daxi

Định luật cơ bản về sự chuyển động của chất lưu trong môi trường rỗng đó là

định luật Daxi Định luật Daxi cho rằng vận tốc của chất lưu tỷ lệ thuận với gradien áp suất, và tỷ lệ nghịch với độ nhớt của chất lưu Đối với một hệ tuyến tính, mối quan hệ này là:

q r = lưu lượng theo thể tích tại bán kính r A r = thiết diện ứng với bán kính r

 p rr = gradien áp suất tại bán kính r υ = tốc độ biểu kiến tại bán kính r Thiết diện tại bán kính r là diện tích bề mặt của một hình trụ Đối với giếng bị xâm nhập hoàn toàn với chiều dày thực là h, thiết diện A đã biết bằng:

t

p C t

p r

2.2.7.3 Các giả thuyết giải phương trình khuếch tán

 Chế độ chảy tầng (dùng định luật Daxi)

 Dòng chảy một chất lưu (không có ảnh hưởng của độ thấm tương đối)

 Vỉa nằm ngang (không có thành phần trọng lực trong định luật Đaxi)

 Dòng chảy tia (hướng tâm)

 Độ co giãn thể tích – độ nén không đổi (phương trình trạng thái)

 Độ nhớt, độ thấm, độ rỗng không thay đổi theo áp suất, thời gian và phương hướng (để đơn giản hóa)

 Gradient áp suất – độ nén nhỏ (đơn giản hóa)

Tuy nhiều giả thiết như vậy nhưng phương trình khuếch tán được áp dụng đối với dòng chảy của chất lưu thực trong vỉa, nó xác định mối quan hệ giữa áp suất và thời gian đối với các chế độ chảy khác nhau

Hạn chế lớn nhất của phương trình khuếch tán là giả thiết độ co giãn thể tích –

độ nén không đổi Khi độ bão hòa khí trong thành hệ có giá trị đáng kể thì dòng chảy không tuân theo giả thiết này nữa

2.2.7.4 Các điều kiện để giải phương trình khuếch tán

Khi giếng được đưa vào khai thác, dưới sự ảnh hưởng của nhiều yếu tố như dung dịch khoan (quanh giếng) và vỉa bao quanh nó đã làm thay đổi áp suất giếng Khi hiệu ứng đáy giếng giảm, dòng chảy vào giếng ở trạng thái chảy chuyển tiếp Muộn hơn, hiệu ứng của biên được quan sát ở giếng Có một giai đoạn chuyển tiếp cho đến khi tất cả hiệu ứng biên tác động lên quan hệ áp suất – thời gian ở giếng khai thác rồi sau đó giếng bắt đầu có dòng ổn định Hiện nay để giải phương trình khuếch tán có rất nhiều phương pháp phụ thuộc vào điều kiện ban đầu và điều kiện biên đặt ra Phương pháp phổ biến được gọi là phương pháp lưu lượng ổn định, coi điều kiện ban đầu trong một khoảng thời gian xác định vỉa ở trạng thái áp suất cân bằng pi và giếng khai thác dầu với lưu lượng q không đổi ở đáy giếng r = rw

Ba điều kiện áp dụng trong việc giải phương trình trên:

 Trạng thái chảy chuyển tiếp (chảy ngắn)

 Trạng thái bán ổn định

 Trạng thái ổn định

Được áp dụng vào các khoảng thời gian khác nhau sau khi bắt đầu khai thác với các điều kiện biên khác nhau

 Điều kiện dòng chảy chuyển tiếp (chảy ngắn – transient flow)

Điều kiện này chỉ áp dụng trong một thời gian ngắn sau khi nhiễu áp (hình thành do sự thay đổi lưu lượng giếng ở r = rw) đã được tạo ra trong vỉa Khi điều kiện chảy này được áp dụng ta giả thiết rằng phản hồi áp suất trong vỉa không bị ảnh hưởng bởi sự có mặt của nước ở biên ngoài do đó vỉa được coi như có biên vô tận Điều kiện này được áp dụng chủ yếu để khảo sát giếng khi lưu lượng của nó được thay đổi theo mục đích nghiên cứu và kết quả phản hồi áp suất ở đáy giếng được đo và phân tích trong khoảng thời gian ngắn khoảng vài giờ sau khi việc thay đổi lưu lượng diễn ra Do vậy trừ khi vỉa rất nhỏ không cảm thấy hiệu ứng biên và

về mặt toán học vỉa được coi là vô tận

Dòng chảy chuyển tiếp xảy ra khi mối quan hệ áp suất – thời gian chỉ dựa vào các tính chất vỉa trong phạm vi khai thác của giếng (nghĩa là không có hiệu ứng từ

biên trong hoặc biên ngoài) Giai đoạn chảy này có thể khảo sát bằng nhiều phương pháp khác nhau như giảm áp, hồi áp, bơm ép hoặc thử nghiệm áp suất chuyển tiếp Trong giai đoạn chảy chuyển tiếp, giếng được coi như nằm trong hệ

vô hạn Rất nhiều thông số được xác định như: độ thấm, hệ số skin, áp suất trung

bình bằng phương pháp hồi áp

 Điều kiện bán ổn định

Điều kiện này được áp dụng đối với vỉa đã khai thác được một thời gian đủ dài nên cảm nhận được ảnh hưởng của biên ngoài Trong điều kiện bán ổn định mỗi giếng hút dầu một khoảnh trong phạm vi biên không cho dòng của nó, không phụ thuộc vào giếng khác Diện tích trong biên này là miền cung cấp (hay tháo khô) của giếng Trong điều kiện như vậy dòng chảy có thể xuyên qua cả biên gây ra sự

thay đổi vị trí của chúng cho đến khi sự ổn định được thiết lập

 Điều kiện ổn định

Điều kiện ổn định bắt buộc, sau giai đoạn chảy ngắn (chảy chuyển tiếp) đối với giếng khai thác một khoảng hoàn toàn mở ở bên ngoài Giả thiết rằng đối với lưu lượng khai thác không đổi dầu được hút trong khoảng cân bằng với lượng chất

lưu xâm nhập vào biên hở của khoảng, do đó:

Trạng thái chảy ổn định có thể được nhận biết qua sự thay đổi không đáng kể hoặc không thay đổi của áp suất đáy giếng khi lưu lượng giếng không đổi Khi đưa giếng vào khai thác, áp suất giếng bị ảnh hưởng do dung dịch khoan ở vùng cận xung quanh đáy giếng Sau khi hiệu ứng đáy giếng suy giảm, giếng bước vào giai

đoạn chảy chuyển tiếp Sau đó, hiệu ứng biên được quan sát ở giếng Có một giai đoạn chuyển tiếp cho tới khi tất cả hiểu ứng biên tác động đến mối quan hệ áp suất – thời gian ở giếng khai thác Sau khi hiệu ứng biên đạt giá trị không đổi và tác động đến mối quan hệ áp suất – thời gian ở giếng khai thác, giếng bắt đầu chảy trạng thái ổn định

 Dòng chảy rối

Tại những giếng có lưu lượng dầu và khí rất lớn có thể có sự xuất hiện của của dòng chảy rối, nó được hình thành do lực quán tính tác động lên áp suất làm suy giảm đáng kể theo đường của dòng chảy Suy giảm áp suất ở đây không còn phụ thuộc vào lưu lượng và gradient áp suất trong hệ thống cũng không còn tỷ lệ thuận với lưu lượng, định luật Daxi và các phương trình dựa vào định luật Daxi không

còn đúng nữa Dòng chảy trường hợp này gọi là dòng phi Daxi

 Dòng chảy đa pha

Dòng chảy trong vỉa bị khống chế bởi tác động qua lại của các pha lỏng có trong vỉa, nghiên cứu cụ thể sự tác động qua lại này cho ta kết quả mà dựa vào đó

có thể đánh giá hiệu quả khai thác của vỉa Độ dính ướt của đá và các tính chất của chất lưu kiểm soát sản lượng từ một hệ phức tạp như vỉa có khí hòa tan trong dầu

Đa số các dòng chất lưu chảy từ vỉa vào giếng khai thái đều là dòng đa pha Trong vỉa dầu thường chứa cả nước và khí thể hiện qua độ bão hòa của chúng trong vỉa, còn trong vỉa khí có thể chứa cả nước vận động hoặc trong vỉa khí condensate chứa cả condensate bất động

Tất cả quá trình thu hồi và lưu lượng đều bị khống chế bởi các tác động qua lại giữa các pha khác nhau Pha ưa nước thường được chứa trong các lỗ hổng nhỏ của đá collector hoặc phủ lên mặt chúng, còn với những pha kỵ nước (ví dụ dầu hoặc khí) chuyển dịch nhanh hơn trong các lỗ hổng lớn hơn Trong hệ thống dầu nước, cả hai đều bám dính trên mặt đá ở mức độ nào đó nhưng nước thường chứa trong các vi lỗ hổng và bao quanh các hạt đá Ta có thể thấy rõ điều đó qua những

ví dụ dưới đây:

 Khai thác dầu từ một vỉa dầu có thể bị hạn chế bởi nón khí tự do, nó làm giảm đáng kể lưu lượng dầu của giếng khi khai thác dầu bằng năng lượng của khí hòa tan trong dầu Nước dịch chuyển trong các vi lỗ hổng cũng gây ra sự suy giảm đáng kể độ thấm tương đối (kro) nhưng sự suy giảm đó không đáng kể khi nó có độ

bão hòa nhỏ nhưng với khí lại khác, ngay cả khi với độ bão hỏa nhỏ thì nó vẫn di chuyển trong các lỗ hổng lớn và làm giảm đáng kể kro

 Trong vỉa chứa khí condensate quá trình khai thác làm cho áp suất vỉa đi vào miền ngưng tụ ngược, khí ngưng tụ thành pha lỏng nhưng độ bão hòa nhỏ nên

không chảy được

Một hạn chế trong việc phán đoán lưu lượng từ đường cong độ thấm tương đối

là xác định độ bão hòa Ta chưa có công nghệ xác định độ bão hòa cỡ 10% vùng xung quanh giếng Hơn nữa việc xây dựng đường cong này ít được thực hiện vì giá thành cao Các thông số về dòng đa pha (đường cong độ thấm tương đối) rất quan trọng trong xây dựng mô hình vỉa và dự báo khai thác

CHƯƠNG 3: ĐỊA CHẤT DẦU KHÍ LÔ 11-1 VÀ MỎ GẤU CHÚA BỂ NAM CÔN SƠN

3.1 ĐỊA CHẤT DẦU KHÍ LÔ 11-1

3.1.1 Giới thiệu về bể Nam Côn Sơn

Bể trầm tích Nam Côn Sơn phát triển ở bên trên các kiến trúc của nền Indochina bị hoạt hoá mạnh mẽ trong Phanerozoi và hoạt hoá magma kiến tạo trong Mesozoi muộn Kết hợp với quá trình này ở phía Đông nền Indochina – Vùng biển rìa Đông Việt Nam xảy ra quá trình giãn đáy biển theo phương Đông Bắc – Tây Nam Quá trình tách giãn này đã làm hai khối vi lục địa Trường Sa, Hoàng Sa bị đẩy ra xa nhau và kiến sinh phá hủy trên vùng thềm lục địa phía Nam,

từ đó tạo điều kiện phát triển các bể trầm tích Kainozoi tương ứng [4] Bể Nam Côn Sơn với hai đới trũng sâu chính: trũng Bắc và trũng Trung tâm có hướng và phương sụt lún trùng với phương và hướng tách giãn đáy biền Đông là bằng chứng của sự ảnh hưởng này

Bể Nam Côn Sơn được giới hạn về phía Bắc bởi đới nâng Côn Sơn, phía Tây

và phía Nam là đới nâng Khorat – Natuna Còn ranh giới phía Đông Bắc là khu vực bể Phú Khánh và phía Đông là bể Tư Chính – Vũng Mây

Ở phía phần phía Đông Bể trầm tích Nam Côn Sơn từ các tài liệu địa chấn ở thềm lục địa miền Trung và Vùng biển Phan Rang đã phát hiện được hệ đứt gãy được gọi là đứt gãy kinh tuyến 109o Tại khu vực nghiên cứu, đứt gãy này đóng vai trò ngăn cách giữa thềm lục địa và sườn lục địa hiện đại Phần kéo dài xuống phía Nam hệ đứt gãy này hiện vẫn còn chưa được xác định rõ, nhưng có những giả thiết cho rằng nó còn tiếp tục phát triển rồi nhập vào các hệ đứt gãy chờm nghịch Bắc Palawan Qua tổng hợp các kết quả nghiên cứu nhận thấy đới nâng Côn Sơn dạng một phức nếp lồi ở phía Tây Nam gắn liền với đới nâng Khorat – Natuna, nhô cao

ở đảo Côn Sơn, chìm dần ở các lô 02, 03, nâng cao ở đới nâng Phú Quý và phát triển kéo dài theo phương Đông Bắc – Tây Nam

Đới nâng Côn Sơn chủ yếu được cấu tạo bởi các đá xâm nhập và phun trào trung tính, axit thuộc đá núi lửa rìa Đông lục địa Châu Á có tuổi Mesozoi muộn Đới nâng Khorat – Natuna kéo dài từ Thái Lan qua Tây Nam Việt Nam Borneo theo hướng Tây Bắc – Đông Nam và là một bộ phận của lục địa Sunda cổ Thành phần hình thành nên đới nâng này bao gồm các thành tạo lục nguyên tuổi Carbon –

Permi, Jura – Creta và các đá biến chất Paleozoi, Mesozoi cũng như các đá magma

axit – trung tính tuổi Kainozoi, nằm trong đai núi lửa miền Đông Á (hình 1.1)

3.1.2 Lịch sử nghiên cứu

Dựa vào tính chất, đặc điểm và kết quả công tác của từng thời kỳ, lịch sử thăm

dò và nghiên cứu địa chất – địa vật lý ở đây được chia làm 4 giai đoạn

3.1.2.1 Giai đoạn trước 1975

Những năm trước 1975, các hoạt động khảo sát và tìm kiếm thăm dò dầu khí được nhiều công ty, nhà thầu của Anh và Mỹ tiến hành như Pecten, Esso, Union Texas, Mandrell, triển khai trên toàn thềm lục địa phía Nam nói chung và toàn bể trầm tích Nam Côn Sơn nói riêng Với các tài liệu thu nổ hàng nghìn km địa chấn 2D với mạng lưới tuyến 4 x 4 km các Công ty, nhà thầu trên đã tiến hành minh giải

và xây dựng được một loạt các bản đồ đẳng thời tỷ lệ 1/100.000 cho các lô nói chung và tỷ lệ 1/50.000 cho một số cấu tạo triển vọng được phát hiện Tuy nhiên vào thời điểm đó với mật độ khảo sát như vậy nên bản đồ có độ chính xác không cao Từ các kết quả nghiên cứu thu được hai công ty Pecten và Mobil đã khoan năm giếng khoan ở những cấu tạo khác nhau: ĐH–1X, Mía–1X, Dừa–1X và Dừa–2X, Hồng–1X vào cuối năm 1974 và đầu năm 1975 Trong số các giếng đã khoan chỉ có duy nhất giếng Dừa–1X phát hiện thấy dầu

Sau khi giai đoạn này được kết thúc có ba báo cáo đưa ra các đánh giá kết quả nghiên cứu chung cho các lô, trong đó báo cáo của công ty Mandrell là quan trọng

và đáng chú ý nhất Trong báo cáo này, đã cho ta thấy được sự có mặt của lớp phủ trầm tích Kainozoi với chiều dày hàng nghìn mét trên thềm lục địa Việt Nam

3.1.2.2 Giai đoạn 1976 – 1980

Đây là giai đoạn đất nước đã được thống nhất, tạo điều kiện thuận cho công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí được đẩy mạnh đánh dấu bởi quyết định thành lập Công ty Dầu khí Việt Nam II (tháng 11 – 1975) của Tổng cục Dầu khí Các công

ty AGIP và BOW VALLEY đã hợp đồng khảo sát tỷ mỉ (14,859km địa chấn 2D với mạng lưới tuyến 2 x 2km) và khoan thêm 8 giếng khoan (04A–1X, 04B–1X,

12A–1X, 12B–1X, 12C–1X, 28A–1X và 29A–1X)

Trên cơ sở kết quả của các công tác khảo sát địa chất, phân tích đường cong địa vật lý giếng khoan, minh giải tài liệu địa chấn hàng loạt các bản đồ đẳng thời với tỷ lệ khác nhau cùng với bản đồ cấu tạo cho các lô và một số cấu tạo phục vụ

sản xuất Ngoài ra còn có các một số báo cáo tổng hợp đã cho thấy được một phần

về lịch sử phát triển địa chất của thềm lục địa Việt Nam nói chung và của bể Nam Côn Sơn nói riêng, đồng thời đưa ra được một số cơ sở địa chất phục vụ cho việc đánh giá triển vọng dầu khí vùng nghiên cứu

3.1.2.3 Giai đoạn 1981 – 1987

Năm 1981 ngành công nghiệp dầu khí Việt Nam bắt đầu có một bước phát triển mới với hiệp định giữa Liên Xô (cũ) và Việt Nam về các hoạt động tìm kiếm thăm dò dầu khí ở thềm lục địa phía Nam Việt Nam Kết quả của hiệp định này là

sự ra đời của Xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro (VSP) Tuy nhiên do nhiều lý do khác nhau mà ở giai đoạn này các công tác tìm kiếm thăm dò chủ yếu được tiến hành ở bể Cửu Long, còn bể Nam Côn Sơn thì chỉ tiến hành ở một số cấu tạo có triển vọng đã phát hiện trước đó, điển hình là khu vực cấu tạo Đại Hùng với ba giếng khoan do VSP thực hiện

3.1.2.4 Giai đoạn 1988 đến nay

Sau khi Bộ luật Đầu tư Nước ngoài được ban hành rất nhiều các Công ty, nhà thầu đã tham gia vào công tác kiếm thăm dò ở bể trầm tích Nam Côn Sơn

Hình 3.1 : Sơ đồ các tuyến địa chấn 2D và 3D đã khảo sát trong lô 10 và 11-1[6]