Dầu Khí đại cươngnhững vấn đề cơ bản về dầu khí

dầu khí đại cương là một môn học quan trọng của bộ môn dầu khítạo tiền đề để phát triển các môn học liên quan đến dầu khí như minh giải tài liệu địa vật lý giếng khoan hay địa chất thủy văn cac mỏ dầu khí,nhằm giúp các quý đọc giả hiểu rõ thêm về những vấn đề cơ bản của dầu khí mà bài giảng dầu khí đại cương đã ra đời

ÔN TẬP

HỆ THỐNG DẦU KHÍ

Vật liệu sinh dầu

Vào thế kỷ 19, nguồn gốc của dầu khí từ lò

magma, dầu được di chuyển từ những đứt gãy

sâu trong vỏ trái đất được tin tưởng rộng rãi

Tuy nhiên, rất nhiều chứng cứ hiện tại cho rằng vật liệu gốc của đá chứa dầu từ những vật

liệu hữu cơ được tạo ở bề mặt trái đất

Sự hình thành bắt đầu từ quá trình quang hợp, trong

thực vật sự hiện diện của ánh sáng mặt trời đả chuyển nước và CO2 thành Glucozơ, nước và oxy:

6CO2 + 12H2O C6H12O6 + 6H2O + 6O2

Quang hợp là một phần trong chu trình của Cacbon (Hình 01)

đa phần VLHC được sản sinh bởi quá trình quang hợp

sẽ trở lại bầu khí quyển thành CO2

• Quá trình này xảy ra từ thực vật, từ hô hấp của động vật hay từ quá trình oxi hóa và từ sự thối rửa vi khuẩn khi cơ thể đã chết.

Sự bảo tồn và sản sinh chất hữu cơ

Tất cả VLHC ở đại dương được thành tạo thông qua quang hợp Vật liệu chính là từ phytoplankton – là những vi sinh vật sống trôi nổi như các loại tảo,

“dinoflagellates” và “blue-green algae”

Tảo nằm ở đáy là thành phần đóng góp chính tạo VLHC

ở biển nông, môi trường thềm lục địa

Những khu vực sản sinh chất hữu cơ cao thì không phải là nơi bảo tồn tốt

Nơi phá hủy VLHC cần được ngăn chặn

Sự bảo tồn được thực hiện thuận lợi ở hai điều kiện: - tỉ lệ lắng đọng nhanh

- hiếm khí oxi

sự lắng đọng nhanh chóng rất cần thiết trong việc giữ VLHC không bị phá hủy

Sự bảo tồn được do mật độ của các lớp đá – nơi đáy biển rất hiếm khí oxi

Sự phân tầng nước và hiếm oxi được biết tại Biển

Đen

Giai đoạn biến đổi của VLHC

Có 3 giai đoạn quan trong trong việc chôn vùi và trưởngthành của VLHC thành Hydocarbon:

Giai đoạn tạo đá (diagenesis)

Giai đoạn nhiệt xúc tác (catagenesis)

Giai đoạn biến chất (metagenesis)

Giai đoạn tạo đá được xem là giai đoạn cơ bản của

VLHC, nó bao gồm tất cả các thay đổi xảy ra trong giai đoạn hình thành dầu khí

Những bùn mới được lắng đọng vẫn chưa thành đá,

chúng có thể chứa đến 80% nước trong khe rỗng

Những chất bùn này sẽ gắn kết lại rất nhanh chóng

Đa phần lỗ rỗng bị mất đi ở 500m chôn vùi đầu tiên

Sau đó, qua trình gắn kết để thành đá bùn hay đá phiến sét vẫn tiếp tục nhưng chậm hơn

Những hợp phần Kerogen

Dưới KHV, kerogen xuất hiện thành những mãnh hữu

cơ nằm phân tán Một vài thì được sắp xếp

những bào tử, tảo và những loài sinh vật khác với

những cấu trúc sinh học rõ ràng

Những mãnh dẫn xuất thực vật này có thể nhóm lại thành những bộ phận sinh học riêng biệt gọi là

“macerals” “Macerals” trong kerogen được xem như tương đương với những khoáng vật trong đá

Vitrinite là loại “maceral” chiếm ưu thế trong nhiều loạikerogen và là thành phần chính của than

Nó được dẫn xuất hoàn toàn từ những mãnh gỗ của

vùng thực vật bậc cao Bởi vì chúng chúng được tạo

thành từ chất lignin – rất khó bị phá hủy nên vitrinite có thể xuất hiện hầu hết ở các môi trường lắng đọng như ở môi trường biển, lục địa Vitrinite là loại rất phổ biến

Exinite macerals được dẫn xuất chính từ tảo, phấn hoa, bào tử và từ lớp sáp biểu bì của lá

Tỉ lệ chứa nhiều Exinite không phổ biến nhưng nếu có thì có thể biết đó là ở môi trường ao hồ hay môi trường biển nông

Inertinite macerals có từ rất nhiều nguồn mà đã bị oxi hóa trước khi lặng đọng Ví dụ: than củi Inertinite là một hợp phần rất nhỏ trong kerogen và khi chúng dư thừa thì chỉ ở những nơi mà VLHC đã được tái chế

Một loại maceral trong kerogen là những hạt vô định hình

Những hạt này bị phá hủy cơ học hay bị thay thế hóa học bởi những vi khuẩn và nấm

Loại maceral này thực chất là những loại maceral cũ nhưng đã bị phá hủy để trở thành những sản phẩm

thay thế

Đa phần là tảo từ exinite

(alginite); vài vật liệu vô

định hình từ tảo

II “Mixed Marine”

Môi trường thối rữa, đa phần Những hạt vô định hình

là biển

được sinh ra từ sinh vật và

động vật trôi nổi; vài

bị chôn vùi (gỗ, bào tử, lớp exinite (không phải là tảo) và

sáp biểu bì của lá, nhựa

những sản phẩm phá hủy vô

thông, mảnh thực vật)

định hình

IV Inert

Hóa thạch than củi, và

Đa phần là inertinite; một vài những vật chất bị oxi hóa sản phẩm vô định hình

của rừng trên lục địa

Bảng 1: Những loại kerogen, nguồn gốc và thành phần hữu cơ của chúng

Những loại kerogen

Mối liên quan giữa độ sâu trung bình, tối đa và tối thiểu của độ sâu chôn vùi

Mối liên quan giữa sự tạo dầu và nhiệt độ

Độ sâu và nhiệt độ ở vùng bắt đầu tạo dầu

Tính chất hoá học của quá trình chuyển hoá vật liệu hữu cơ.

Quá trình tiến hoá VLHC sinh dầu và khả năng tích luỹ

HC có thể tóm tắt thành năm giai đoạn như sau:

 Giai đoạn sinh CO2 và phần không đáng kể CH4- ở protokatagenez (PK1 - PK3)

 Giai đoạn sinh dầu chủ yếu của VLHC sapropel cũng như humic-sapropel ở giai đoạn đầu mezokatagenez

(MK1 –MK2)

 Sinh rất mạnh khí HC và hệ thống khí condensat đầu tiên ở giai đoạn (MK3 và đầu MK4).

 Sinh khí chủ yếu khí metan ở giai đoạn (MK5 – AK2)

 Giai đoạn sinh khí với hàm lượng chủ yếu là khí axit(CO2 , H2S) ở giai đoạn (AK3 –AK4)

Mô hình chung của quá trình hình thành bitum

Chỉ tiêu của dầu ở đới chủ yếu sinh dầu

Các quá trình chuyển hóa VLHC:

1 Trong giai đoạn tạo đá Diagenez:

2 Trong giai đoạn nhiệt xúc tác Catagenes :

Giai đoạn PK: giai đoạn thủy phân, mất COOH, OH

Giai đoạn MK1- MK2: giai đoạn sinh dầu (bitum hóa)

Giai đoạn MK3- MK4: sinh condensat và khí (phân hủy bitum)

Giai đoạn MK5-AK2: sinh khí (metan hóa)

Giai đoạn AK3-AK4: sinh khí với hàm lựong chủ yếu khí acid (CO2, H2S)

Như cát kết, loại đá này có độ lỗ hổng cao để dầu và khí

có thể được bẫy lại trong đó; và vì thế đá cát kết

chính là một trong những đá chứa dầu phổ biến

Tuy nhiên, trên 50% trữ lượng của các tích tụ

hydrocacbon lớn trên thế giới được tìm thấy trong đá cacbonat như đá vôi và đá dolomit , trong các khối

ám tiêu san hô cổ

Hai thông số cơ bản của đá chứa là: độ rỗng và độ thấm thuận lợi.

Độ rỗng phản ảnh số lượng dầu khí có thể chứa trong một thể tích đá

Độ thấm phản ánh khả năng dầu khí có thể thấm thấu trong đá

ĐỘ RỖNG CỦA ĐÁ:

 Định nghĩa:

Độ rỗng: là tỉ số được tính theo % của tổng thể tích cáckhoảng trống trong đá chia cho tổng thể tích của khối đábao gồm lỗ rỗng có thông nhau hay không

Độ rỗng chia làm hai loại:

Độ rỗng lí thuyết: là tỉ số của tổng thể tích các lỗ rỗng trong đá trên tổng thể tích đá Gồm: độ rỗng

hiệu dụng và độ rỗng cô lập

+ ng (cô lập):

c

+ Độ rỗng hiệu dụng: là tỉ số giữa tổng thể tích rỗnghiệu dụng (các lỗ rỗng liên thông với nhau) trên tổngthể tích đá

Lỗ rỗng liên thôngLỗ rỗng liên kết Lỗ rỗng cô lập

Trong công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí có thể sơ bộ đánh giá khả năng chứa dầu của đá dựa vào độ

rỗng theo tiêu chuẩn sau:

i ng

Bản chất của lỗ rỗng

Gồm: độ rỗng nguyên sinh và độ rỗng thứ sinh

Độ rỗng nguyên sinh: hình thành đồng thời quá trình tạo

đá

Với các lỗ rỗng nguyên sinh là lỗ rỗng của các hạt và phần

tử cấu tạo đá trầm tích

Lỗ rỗng nguyên sinh có nguồn gốc:

Là các khoảng trống giữa các hạt, phân tử tạo nên chỗ trống trong đá trầm tích

Là khoảng trống giữa các mặt phân lớp đá trầm tích

Các lỗ rỗng ở dạng bọt trong đá magma (không đáng kể)

Lỗ rỗng giữa

Lỗ rỗng liên hạt các hạt tinh thể

Độ rỗng thứ sinh: hình thành do quá trình biến đổi muộn hơn, sau khi thành tạo đá Với các lỗ rỗng thứ

sinh:

Khe nứt xuất hiện khi có sự co rút của đá

Khe nứt và lỗ rỗng hình thành do sự tái kết tinh, thay

đổi bản chất, co rút tạo đường nứt

Khe nứt và lỗ rỗng sinh ra do hoạt động kiến tạo của vỏ trái đất

Khe nứt và lỗ rỗng sinh ra do phong hóa của đá

Khe nứt và lỗ rỗng sinh ra do sự thay thế các KV có kích thước lớn các KV có kích thước nhỏ

Lỗ rỗng trong đá do sự hòa tan trong quá trình thành

đá tạo lỗ rỗng

a dolomite

ch

do khe nứt

do đứt

gãy tạo vết nứt

Các yếu tố ảnh hưởng đến độ rỗng:

1 Kích thước hạt:

Thực tế: giảm kích thước hạt thì gặp sự ma sát độ dính và các hạt bị cong, do đó tỉ lệ tiếp xúc các hạt trong đá tăng lên

Phân tử HC bám bề mặt hạt, hạt kích thước càng nhỏ → diện tích tiếp xúc giữa các hạt tăng lên → độ rỗng của đá

vụn càng lớn

Kích thước hạt càng nhỏ, hình dạng hạt không đều đặn, do

đó hạt sắp xếp không chặt → độ rỗng của đá tăng lên

Ellis A.J và Lee K.G nghiên cứu 36 mẫu đá trầm tích vụn khác nhau từ đá hạt thô → sét

Cát thô 39 - 42%

Cát vừa 41- 48%

Cát nhỏ 48 - 49%

Sét chứa cát nhỏ 50 - 54%

Sét vừa lắng đọng 50 - 85%

Trong điều lý tưởng không bị nén ép thì độ lỗ rỗng tăng khi kích thước hạt giảm

Chọn lọc kém → đá có độ rỗng thấp

lệch

Thực nghiệm cho thấy độ rỗng lớn nhất và tìm thấy ởcác đá hạt ½ góc cạnh → góc cạnh, chọn

lọc tốt và tùy vào vị trí sắp xếp

Quan hệ giữa hình dạng hạt và độ rỗng hết sức

phức tạp và còn nhiều yếu tố khác

4 Độ nén dẽ:

Độ rỗng của đá giảm theo độ sâu chôn vùi

Đối với trầm tích vụn giữa cát – bột sét, thì sét giảm thể tích nhiều nhất, cát – bột cũng giảm

nhưng nhỏ hơn nhiều

Tốc độ giảm độ rỗng ngày càng chậm theo độ sâu lớn, nhưng thời gian chôn vùi cũng có ảnh hưởng

đến độ rỗng

Cùng loại đá nhưng tuổi khác nhau → độ rỗng khác

Độ nén dẽ còn tùy thuộc vào loại đá: Đá sét chịu nén dẽ khác đá cát, nhìn chung có ba bước nén dẽ khác

nhau:

Xuống 450m sâu, nước trong lỗ rỗng bị ép ra mất đi vớitốc độ nhanh Càng xuống sâu thì càng giảm

Từ 450-1700m sâu, mất nước liên kết với tốc độ đều

theo chiều sâu

Lớn hơn 1700m sâu, độ rỗng giảm xuống dưới 15% khi kích thước lỗ rỗng giảm xuống còn 10– 3 mm lúc đó sự mất nước trong lỗ rỗng rất chậm

mà không làm biến đổi cấu trúc của môi trường đó.

 Độ thấm được rút ra từ định luật Darcy: “Độ thấm có

giá trị 1 Darcy khi từ diện tích 1cm2 của bề mặt đá chothoát ra 1cm3 chất lưu có độ nhớt là 1 đơn vị/ 1 giâydưới sự chênh lệch áp là atm/cm”.

Đối với hầu hết đá chứa dầu khí độ thấm nhỏ hơn 1 Darcy rất nhiều do đó người ta sử dụng đơn vị nhỏ hơn l mD

Thường độ thấm của các đá chứa từ 5-500mD

Công thức:

Suy ra :

M: Độ nhớt cùa chất lưu (m Pa)

: Sự giảm áp lực theo hướng chảy (atm)



K : Hệ số thấm (D hoặc mD)

Độ thấm không phụ

thuộc vào kích thước hạt khi nó ở trạng thái cân bằng

Tuy nhiên khi ở trạng thái khác kích thước hạtcủa vật liệu giảm theo

độ thấm

Vì khi kích thước nhỏ không gian lỗ hổng hẹphơn do vậy chất lỏng

khó di chuyển xuyên qua

Độ thấm và Độ lỗ rỗng phụ thuộc vào kích thước hạt

Độ chọn lọc tốt ->độ lỗ rỗng cao,

độ thấm tốt

Độ chọn lọc thấp ->độ lỗ rỗngthấp, độ thấm không tốt

Tầng chắn – những loại đá không thấm, nó giữ vai trò như một màn chắn, một mái phủ không cho chất lỏng đi xuyên qua được

Đá chắn có khả năng ngăn cản ngay cả quá trình khuyếntán phân tán dầu khí khi giảm áp, khi hình

thành vỉa

Tốc độ thấm lọc của dầu khí qua lớp chắn (lớp phủ) baogiờ cũng nhỏ hơn rất nhiều tốc độ tích luỹ, kể cả

trong suốt thời gian tồn tại lâu dài của vỉa (nếu không

có hoạt động kiến tạo và vận động thuỷ lực của nước ngầm …)

Đá chắn tốt nhất là các tầng chứa muối ghips, anhydrit, nhưng phổ biến hơn là sét, đặc biệt là sét

montmo Ngoài ra, trong điều kiện nào đó đá macma cũng chắn tốt Đá trầm tích có tính dẻo: đá sét hay đá phiến (hầu hết là cát kết, trên 60% bẫy dầu được tìm thấy đều có tầng chắn là đá phiến sét)

Đá phiến sét là loại đá chắn chủ yếu của những mỏ dầu trữ lượng lớn trên thế giới và được chôn vùi trong

các bồn lục địa giàu chất trầm tích

Trong trường hợp có thành tạo nếp lồi (A), chỉ

cần bộ phận tầng chắn hay

đá chắn bên trên và bên

dưới; nhưng đối với những bẫy đứt gãy (B) và các bẫy địa tầng (C,D) phải được chắn cả bên trên, dưới và hai bên

Trong các két này thường chứa nước; dầu khí nằm trong két sẽ chứa dạng giọt phân tán hoặc bọt

Do sự khác nhau về tỷ trọng, các giọt dầu và bọt khí sẽ nổi lên trên mặt lớp và di chuyển lên trên tới lớp đá

mái, rồi sau đó nếu mái nằm nghiêng chúng lại di

chuyển theo hướng nhô lên của két chứa

Nếu quá trình di chuyển cứ tiếp tục như vậy thì dầu

khí luôn ở trạng thái phân tán

Các tích tụ dầu khí trong các két chứa tự nhiên chỉ có thể xuất hiện khi trên đường di chuyển chúng bị ngăn lại không di chuyển được nữa

Bộ phận của két chứa tự nhiên, nơi có điều kiện thuận lợi cho sự tích tụ dầu khí trên đường di chuyển của

chúng được gọi là bẫy dầu và khí

Một loại bẫy phổ biến nhất là nếp lồi Dầu từ phía dưới đi lên theo hướng tới đỉnh nếp lồi, nếu bên trên là lớp đá chắn thì nó sẽ đọng lại

Từ đó có một số định nghĩa có liên quan đến bẫy dầu:

Đỉnh nếp uốn (crest): điểm cao nhất của bẫy nếp lồi

Điểm tràn (spill point): khi lấp đầy một bẫy kiến trúc , điểm tràn

chính là điểm mà tại đó mực dầu là thấp nhất

- Đê bao khép kín của bẫy (closure): khoảng cách thẳng đứng từ

đỉnh nếp uốn đến mặt phẳng đi qua điểm tràn

- Mặt phân cách dầu - nước (oil - water contact): mặt phẳng phân chia dầu và nước trong bẫy (dầu nằm trên nước)

- Mặt phân cách khí - dầu (gas – oil contact): mặt phẳng phân chia khí và dầu trong bẫy (khí nằm trên dầu)

Phân loại bẫy dầu

Bẫy kiến trúc (Structural traps )

Bẫy kiến trúc nếp lồi (Anticline trap) Bẫy kiến trúc phay phá (Fault trap )

Bẫy kiến trúc xâm nhập (Diapiric trap ) Bẫy địa tầng (Stratigraphic traps )

Bẫy nêm vát (Pinchout trap )

Bẫy bất chỉnh hợp ( Unconformity trap )

Bẫy ám tiêu (Reef trap )

Bẫy màn chắn thủy lực ( Hydrodynamic traps )

Bẫy hỗn hợp (Combination traps )

Bẫy kiến trúc – Structural traps

Bẫy nếp lồi – Anticline traps :

Trong bẫy kiến trúc nếp lồi, các tích tụ được tạo nên ở vòm các nếp uốn do sự di chuyển của dầu và khí dưới tác dụng của trọng trường

Bẫy kiến trúc – Structural traps

Bẫy kiến trúc phay phá – Fault traps :

Bẫy kiến trúc – Structural traps

Bẫy kiến trúc xâm nhập - Diapiric trap :

Khi khối magma hay vòm muối đi lên các loạt đá kề trên một cấu trúc vòm muối có 3 tác

dụng : + Đẩy lùi các lớp đất đá mà nó đi qua và tạo ra cấu trúc nêm vát ở 2 bên sườn

Nâng các lớp đất đá kề trên thành nếp lồi nếu nó không chọc thủng các lớp này

Ngay trên phần đỉnh của chỏm muối, gọi là mũ đá thường được thành tạo bởi thạch cao , đá vôi , dolomit , những chất cặn không tan của chỏm muối → tạo nên tầng chứa sản phẩm

Bẫy địa tầng - Stratigraphic traps :

Bẫy nêm vát - Pinchout trap :

Được thành tạo cơ bản ở sườn các khối nâng và những cấu trúc lớn khác do sự giảm chiều dày theo đường phương từ trên xuống cũng như sự thay đổi theo chiều hướng giảm đi tính chứa dầu và đến khi vát nhọn, mất hoàn toàn những tầng chứa dầu

Loại đơn giản nhất là thân cát thuộc loại thấu kính

Trong trường hợp này đá chứa có dạng như một cái nêm được bao bọc xung quanh bởi các đá không thấm (đá chắn)

Bẫy địa tầng - Stratigraphic traps :

Bẫy bất chỉnh hợp - Unconformity trap :

Liên quan với bất chỉnh hợp địa tầng tại các cấu trúc kiến tạo Liên quan với bất

chỉnh hợp địa tầng ở bề mặt bóc mòn các phần sót lại bị chôn vùi của địa hình cổ hay các phần lồi của móng kết tinh Trong trường hợp này những lớp đá nằm bên dưới có

thể bị nghiêng , bị xói mòn và sau đó được phủ không khớp đều lên trên bởi một lớp

đất đá không thấm trẻ hơn và tại đó dầu – khí có thể được bẫy lại

Bẫy địa tầng - Stratigraphic traps :

Bẫy ám tiêu - Reef trap :

Bẫy hình thành do các khối ám tiêu do độ nứt nẻ hay hang hốc tạo điều kiện cho dầu tích

tụ lại Các ám tiêu này được chắn bởi các lớp trầm tích không thấm Quá trình tạo hang

hốc trong các thành hệ cacbonat do nước hòa tan cacbonat tạo nên tầng chứa dầu tốt Các bẫy ám tiêu thường khó phát hiện Chúng thường nằm ở một chỗ đối với độ dốc đáy biển , giữa bồn và nền ven bờ