Phân tích minh giải tài liệu mudlogging để phân loại và đánh giá đặc trưng phân bố dầu khí mỏ bò cạp vàng bồn trũng nam côn sơn

NGUYỄN MẠNH HƯỞNG PHÂN TÍCH – MINH GIẢI TÀI LIỆU MUD LOGGING ĐỂ PHÂN LOẠI VÀ ĐÁNH GIÁ ĐẶC TRƯNG PHÂN BỐ DẦU KHÍ MỎ BÒ CẠP VÀNG BỒN TRŨNG NAM CÔN SƠN CHUYÊN NGÀNH: KỸ THUẬT DẦU KHÍ MÃ

NGUYỄN MẠNH HƯỞNG

PHÂN TÍCH – MINH GIẢI TÀI LIỆU MUD LOGGING ĐỂ PHÂN LOẠI VÀ ĐÁNH GIÁ ĐẶC TRƯNG PHÂN BỐ DẦU KHÍ MỎ BÒ CẠP VÀNG BỒN

TRŨNG NAM CÔN SƠN

CHUYÊN NGÀNH: KỸ THUẬT DẦU KHÍ

MÃ SỐ NGÀNH: 60 52 06 04

LUẬN VĂN THẠC SĨ

TP HỒ CHÍ MINH, NĂM 2015

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐHQG – HCM Cán bộ hướng dẫn khoa học 1: PGS.TS Trần Vĩnh Tuân

Cán bộ hướng dẫn khoa học 2: NCS Nguyễn Mạnh Hùng

Cán bộ chấm nhận xét 1:

Cán bộ chấm nhận xét 2:

Luận văn thạc sĩ được bảo vệ tại Trường Đại học Bách Khoa, ĐHQG TP.HCM ngày 06 tháng 02 năm 2015

Thành phần Hội đồng đánh giá luận văn thạc sĩ gồm:

(Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị của hội đồng chấm bảo vệ luận văn thạc sĩ)

1

2

3

4

5

Xác nhận của Chủ tịch Hội đồng đánh giá luận văn và Trưởng Khoa quản lý chuyên ngành sau khi luận văn đã được sửa chữa (nếu có)

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA Độc lập - Tự do - Hạnh phúc

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ

Họ tên học viên: Nguyễn Mạnh Hưởng MSHV: 13410338

Ngày, tháng, năm sinh: 12/02/1986 Nơi sinh: TP Hải Phòng Chuyên ngành: Địa chất dầu khí ứng dụng Mã số : 60520604

I TÊN ĐỀ TÀI: Phân tích – Minh giải tài liệu Mud Logging để phân loại và đánh

giá đặc trưng phân bố dầu khí mỏ Bò Cạp Vàng bồn trũng Nam Côn Sơn

II NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG: Sử dụng các phương pháp phân tích, đánh giá các

chỉ số khác nhau để xác định thành phần khí trong quá trình khoan, từ đó so sánh và đưa ra đánh giá sơ bộ chung nhất về tầng sản phẩm Minh giải các tài liệu địa vật lý giếng khoan từ đó phân loại và đánh giá đặc trưng phân bố của dầu khí

III NGÀY GIAO NHIỆM VỤ : 07/07/2014

IV NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ: 07/12/2014

LỜI CẢM ƠN

Để hoàn thành luận văn này, lời đầu tiên, học viên xin được gửi lời cảm ơn chân thành sâu sắc nhất tới sự hướng dẫn nhiệt tình, tận tuỵ của thầy PGS.TS Trần Vĩnh Tuân và NCS Nguyễn Mạnh Hùng Mặc dù trong quá trình thực hiện luận văn có những thời điểm không thực sự được thuận lợi nhưng cả thầy và trò đã cùng nhau cố gắng hoàn thành Học viên rất trân trọng khoảng thời gian quý báu được làm việc cùng thầy Học viên xin gửi lời cảm ơn đến tập thể cán bộ giảng viên khoa Địa chất & Dầu khí – Đại học Bách Khoa TP HCM vì đã tận tâm giảng dạy, truyền đạt kiến thức trong suốt quá trình học viên học tập tại trường, là cơ sở cho học viên hoàn thành luận văn này

Bên cạnh đó học viên cũng xin được gửi lời cảm ơn đến Ban lãnh đạo, các đồng nghiệp, đặc biệt là tập thể các anh chị em thuộc Phòng Mud Logging (Surface Logging System) – Công ty TNHH Weatherford Việt Nam đã giúp đỡ và tạo điều kiện để học viên có thể hoàn thành luận văn của mình

Và sau cùng, học viên xin được gửi lời cảm ơn sâu sắc tới gia đình, bạn bè đã luôn luôn ủng hộ và tạo điều kiện tốt nhất cho học viên trong suốt quá trình học tập tại trường cũng như quãng thời gian thực hiện luận văn tốt nghiệp này

Do sự hạn chế về mặt thời gian, tài liệu của khu vực nghiên cứu chưa đủ cũng như kinh nghiệm nghiên cứu chưa nhiều nên ít nhiều đã ảnh hưởng đến kết quả giải đoán, tham vấn đối chiếu kết quả từ các phương pháp khác Rất mong nhận được ý kiến đóng góp của Quý thầy, cô và các anh chị học viên

Trân trọng cảm ơn!

Học viên

Nguyễn Mạnh Hưởng

TÓM TẮT LUẬN VĂN

Mỏ Bò Cạp Vàng toạ lạc tại lô 12W trong vùng bồn trũng Nam Côn Sơn, cách bờ biển Vũng Tàu khoảng 350km Công ty khai thác dầu khí Premier Oil (Anh) và các đối tác đã phát hiện ra mỏ Mỏ Bò Cạp Vàng vào tháng 11-2006, được Chính phủ Việt Nam cho phép khai thác vào năm 2009 Tháng 10-2011, Công ty Premier Oil đã đón dòng

dầu đầu tiên, đánh dấu việc khai thác thành công dầu và khí tại mỏ Bò Cạp Vàng

Giàn khoan Ensco 107 đã khoan tổng độ sâu là 85 km trong thời gian hai (02) năm bao gồm chín (09) giếng khai thác, sáu (06) giếng bơm ép và ba (03) giếng khoan xiên Tầng sản phẩm hydrocacbon chủ yếu đến từ các tập cát MDS-1, MDS0, MDS1, MDS2, MDS3 tại tầng chứa Mioxen sớm Luận văn được trình bày trong bốn (04) chương, cụ thể như sau:

Chương 1: Điều kiện tự nhiên bồn trũng Nam Côn Sơn và mỏ Bò Cạp Vàng

- Khái quát chung về bồn Nam Côn Sơn

- Khái quát chung mỏ Bò Cạp Vàng

Chương 2: Các phương pháp phân loại và đánh giá đặc trưng phân bố dầu khí

- Các phương pháp phân loại

- Các phương thức đánh giá đặc trưng phân bố

Chương 3: Các phương pháp ghi nhận và phân tích khí

- Cơ sở lý thuyết

- Các thiết bị ghi nhận và phân tích khí

Chương 4: Kết quả phân tích – minh giải tài liệu mud logging trong việc phân

loại và đánh giá đặc trưng phân bố dầu khí

- Kết quả phân loại

- Đánh giá đặc trưng phân bố

SUMMARY

The Bo Cap Vang field is located at Block 12W, approximately 350 km South South – Eastward of Vung Tau and in the Nam Con Son Basin, Offshore Vietnam Premier Oil is the operator of the Bo Cap Vang field and Partners discovered in Nov

2006 Vietnam government permitted to produce in 2009 Production commenced on 11 October 2011 with an initial production, sign about successful exploitation at Bo Cap Vang field

The drilling rig, Ensco 107, drilled 85 kilometers of hole in Bo Cap Vang in a 2 year drilling program As per the original plan, 9 producers and 6 water injectors were drilled Predominantly produce hydrocarbons from the MDS-1, MDS0, MDS1, MDS2, MDS3 in the Early Miocene Sandstones The thesis was presented as below:

Chapter 1: The natural conditions of Nam Con Son basin and Bo Cap Vang field

- Overview of the Nam Con Son basin

- Overview of the Bo Cap Vang field

Chapter 2: The classification methods and evaluation about oil and gas distribution characteristic

- The classification methods

- The specific methods distribution evaluation

Chapter 3: Recorded methods and gas analyses

- Theoretical foundations

- The recorded devices and gas analyses

Chapter 4: The analysis results – Mud Logging data interpretation in the classification and evaluation of oil and gas distribution characteristic

- Classification Results

- Distribution characteristic evaluation

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan:


(i) Luận văn này là sản phẩm nghiên cứu của tôi

(ii) Các số liệu trong luận văn được thu thập trung thực và chính xác

(iii) Tên của cấu tạo, toạ độ và vị trí của mỏ đã được chỉnh sửa nhằm mục đích

bảo mật theo yêu cầu của khách hàng

(iv) Tôi xin chịu trách nhiệm về kết quả nghiên cứu của mình

Học viên

Nguyễn Mạnh Hưởng

MỤC LỤC

LỜI CẢM ƠN iii

TÓM TẮT LUẬN VĂN iv

SUMMARY v

LỜI CAM ĐOAN vi

MỤC LỤC vii

DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT VÀ THUẬT NGỮ x

DANH MỤC HÌNH ẢNH xi

DANH MỤC BIỂU BẢNG xiii

MỞ ĐẦU xiv

CHƯƠNG 1: ĐIỀU KIỆN TỰ NHIÊN BỒN TRŨNG NAM CÔN SƠN VÀ MỎ BÒ CẠP VÀNG 1

1.1 Khái quát chung về bồn trũng Nam Côn Sơn 1

1.1.1 Vị trí địa lý 2

1.1.2 Đặc điểm địa chất 2

1.2 Khái quát chung mỏ Bò Cạp Vàng 6

1.2.1 Vị trí địa lý 6

1.2.2 Đặc điểm địa chất 8

CHƯƠNG 2: CÁC PHƯƠNG PHÁP PHÂN LOẠI VÀ ĐÁNH GIÁ ĐẶC TRƯNG PHÂN BỐ DẦU KHÍ 13

2.1 Các phương pháp phân loại 13

2.1.1 Phân loại theo màu sắc 13

2.1.2 Phân loại dựa theo thành phần nhóm hydrocacbon 14

2.1.3 Phân loại dựa theo thành phần phi hydrocacbon 15

2.1.4 Phân loại theo phương pháp hoá học 17

2.1.5 Phân loại theo phương pháp vật lý 19

2.2.1 Phương pháp địa chấn (Seismic) 21

2.2.2 Phương pháp mẫu lõi (Core Sample) 22

2.2.3 Phương pháp Thử vỉa (Well test) 23

2.2.4 Phương pháp Carota khí (Mud Logging) 24

CHƯƠNG 3: CÁC PHƯƠNG PHÁP PHÂN LOẠI – GHI NHẬN VÀ PHÂN TÍCH KHÍ 26

3.1 Cơ sở lý thuyết 26

3.1.1 Các phương pháp phân loại 26

3.1.2 Thiết bị Total Gas và Varian 32

3.1.3 Thiết bị GC – Tracer 32

3.2 Các thiết bị ghi nhận và phân tích khí 33

3.2.1 Thiết bị Varian 33

3.2.2 Khí thành phần (Gas Component Tracer – GCT) 34

3.2.3 Khí Tổng (Total Gas) 37

CHƯƠNG 4: KẾT QUẢ PHÂN TÍCH – MINH GIẢI TÀI LIỆU MUD LOGGING TRONG VIỆC PHÂN LOẠI VÀ ĐÁNH GIÁ ĐẶC TRƯNG PHÂN BỐ DẦU KHÍ 41

4.1 Kết quả phân loại 41

4.1.1 Phân loại theo Sắc ký khí tam giác (Triangular Chromatograph) 42

4.1.2 Phân loại dựa theo các chỉ số chính của GC – Tracer 50

4.1.2.1 Phân loại theo Tổng hàm lượng hydrocacbon (THC) 50

4.1.2.2 Phân loại theo Hàm lượng Metan (MC) 50

4.1.2.3 Phân loại theo Độ linh động chất lỏng (Fluid Mobility) 51

4.1.2.4 Phân loại theo Tỷ lệ C1 C2 52

4.1.2.5 Phân loại theo Tỷ lệ Khí/Lỏng (G/L) 53

4.2 Đánh giá đặc trưng phân bố 57

KẾT LUẬN 62

KIẾN NGHỊ 63

TÀI LIỆU THAM KHẢO 64

DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT VÀ THUẬT NGỮ

2 Balance Hydrocarbon Ratio Bh Chỉ số cân bằng

3 Character Hydrocarbon Ratio Ch Chỉ số đặc trưng

4 Constant Volume Trap CVT Thiết bị bẫy khí (giống Gas Trap)

5 Flame Ionization Detector FID Đầu dò ion bằng lửa

6 Fluid Mobility FM Độ linh động của chất lỏng

9 Measured Depth mMD Độ sâu theo trục giếng

10 Measured While Drilling MWD Đo trong khi khoan

11 Methane – Decan C1-C10 Dãy đồng đẳng của ankan

13 Middle Dua Sand MDS Tập cát Dừa giữa

14 Quantitative Gas Measurement QGM Thiết bị bẫy khí (giống Gas Trap)

15 Thermal Conductivity Detector TCD Đầu dò cảm ứng nhiệt

17 Total Hydrocarbon THC Tổng hàm lượng hydrocacbon

18 Triangular Chromatograph TC Sắc ký khí tam giác

19 True Vertical Depth mTVD Độ sâu thẳng đứng

20 Wetness Hydrocarbon Ratio Wh Chỉ số ẩm ướt

DANH MỤC HÌNH ẢNH

14 3.4 Kết quả Varian hiển thị trên màn hình trong quá trình khoan 34

16 3.6 Kết quả GC – Tracer hiển thị trên màn hình trong quá trình khoan 36

20 4.1 Đồ thị Triangular Chromatograph tại 4293.5 mMD 42

21 4.2 Đồ thị Triangular Chromatograph tại 4305.5 mMD 43

22 4.3 Đồ thị Triangular Chromatograph tại 4367.5 mMD 44

23 4.4 Đồ thị Triangular Chromatograph tại 4420 mMD 45

24 4.5 Đồ thị Triangular Chromatograph tại 4458.5 mMD 46

25 4.6 Đồ thị Triangular Chromatograph tại 4458.5 mMD 47

26 4.7 Đồ thị Triangular Chromatograph tại 4559.5 mMD 48

27 4.8 Đồ thị Triangular Chromatograph tại 4611.5 mMD 49

28 4.9 Đặc trưng phân bố dầu khí tại đỉnh 4293.5 & 4305.5 57

29 4.10 Đặc trưng phân bố dầu khí tại đỉnh 4367.5 58

30 4.11 Đặc trưng phân bố dầu khí tại đỉnh 4420 & 4458.5 59

31 4.12 Đặc trưng phân bố dầu khí tại đỉnh 4534 & 4559.5 60

32 4.13 Đặc trưng phân bố dầu khí tại đỉnh 4611.5 61

DANH MỤC BIỂU BẢNG

3 2.1 Thành phần và tính chất vật lý cơ bản của các chất lưu (Wall, 1982) 13

4 2.2 Phân loại dầu thô theo phương pháp của Viện dầu mỏ Hoa Kỳ 17

6 2.4 Phân loại dầu thô theo Viện dầu mỏ Pháp (IFP) 19

13 4.5 Phân loại theo tỷ lệ C1

15 4.7 Kết quả phân loại theo Balance và Wetness Ratio 55

MỞ ĐẦU

1 Tính cấp thiết của đề tài

Dầu khí là một ngành công nghiệp mũi nhọn và then chốt trong ngành công nghiệp nặng của Việt Nam nói riêng cũng như trên phạm vi toàn thế giới nói chung Dầu khí là tài nguyên thiên nhiên không tái tạo, nhu cầu tiêu thụ ngày càng nhiều, trữ lượng ngày càng cạn kiệt và chưa thể thay thế bằng các dạng nhiên liệu khác Không còn những mỏ lớn nằm nông trên đất liền và dễ khai thác như ở những thập niên đầu thế

kỷ 20 Hiện nay công tác tìm kiếm và khai thác được triển khai ra các vùng nước sâu, xa

bờ, trên ba hoặc bốn ngàn mét trong lòng đất và sâu hơn, và ngay cả ở vùng quanh năm băng giá như Bắc Băng dương và sa mạc xa xôi Mỏ thường có trữ lượng nhỏ, đầu tư lớn, giá thành khai thác cao, trong khi giá dầu luôn biến động là một rủi ro lớn, bất kỳ lúc nào cũng có thể tạo cuộc khủng hoảng về năng lượng Áp lực về năng lượng và kinh

tế đòi hỏi phải phát triển nhanh những mỏ cận biên đó

Xu thế chung hiện nay trong ngành công nghiệp dầu khí là tập trung nỗ lực vào việc mở rộng và phát triển các mỏ hiện có hơn là tìm kiếm thêm các mỏ mới để duy trì trữ lượng Những năm trước đây, sản lượng dầu khí đã khai thác được của Việt Nam tập trung chủ yếu trong đá móng nứt nẻ (móng Bạch Hổ, Rạng Đông, Ruby, …), đóng góp trên 80% sản lượng hàng năm, nhưng hiện tại sản lượng dầu khí khai thác được trong đá móng chỉ chiếm 40 – 50% tổng sản lượng Tiềm năng dầu khí hầu hết được chứa trong các tầng chứa đá trầm tích mảnh vụn Mioxen, Oligoxen và ngày đang có dấu hiệu suy

giảm về sản lượng Chính vì lý do đó học viên đã chọn đề tài “Phân tích – Minh giải tài liệu Mud Logging để phân loại và đánh giá đặc trưng phân bố dầu khí mỏ Bò Cạp Vàng bồn trũng Nam Côn Sơn” Với mục tiêu nghiên cứu là phân loại và đánh giá đặc

điểm dầu khí dựa trên các đỉnh khí (gas peaks) trong các tập cát kết Mioxen sớm, có ý nghĩa thiết thực trong công tác nghiên cứu điều tra cơ bản về đánh giá tiềm năng và triển vọng dầu khí của đối tượng này, nằm trong mục tiêu đề ra của ngành dầu khí trong giai đoạn phát triển tiếp theo: “ gia tăng trữ lượng giai đoạn 2012-2015 và về sau được cho rằng sẽ dựa vào nguồn tài nguyên của bể Nam Côn Sơn” (trích nội dung Báo cáo định hướng công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí giai đoạn 2011-2015 của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, tháng 12/2009)

Sử dụng dữ liệu mudlogging để đánh thành hệ địa chất (Geologic formation

evaluation during Mud Logging) Tác giả đã đánh giá thành hệ địa chất tại nơi hạ đặt

giàn khoan dựa trên cơ sở phân loại chất lưu (theo Bh, Ch, Wh), đặc tính của chất lưu,

độ rỗng, độ thấm, áp suất đất đá, các thông tin liên quan tới địa chất, thạch học và địa vật lý (Petrowiki and OnePetro)

Hội nghị quốc tế lần thứ 18 về Kỹ thuật cơ khí, 06/11/2005, Hệ thống phân loại tự

động cho giếng khoan dầu trong việc sử dụng dữ liệu Mud Logging (Automated

classification system for petroleum well drilling using Mud Logging data) dựa vào

bốn thông số khoan chính: Bit Depth, Weight on Hook (WOH), Stand Pipe Pressure (SPP) và Drillstring Rotation (RPM) Sự phát triển của một hệ thống phân loại tự động dựa trên các thông số khoan trong giai đoạn cơ bản của hoạt động khoan là nỗ lực ban đầu để xây dựng một hệ thống phân loại phức tạp hơn ở các giai đoạn phức tạp hơn Hệ thống phân loại có thể được sử dụng hoặc để phân loại dữ liệu Mud Logging được lưu trữ trong tập dữ liệu (database) hoặc là phân loại dữ liệu Mud Logging trực tuyến ngay trên giàn khoan Do mức độ chi tiết liên quan tới các giai đoạn thực hiện được cung cấp bởi hệ thống phân loại, nó có thể là hữu ích để phân tích hiệu quả cho mỗi giếng khoan riêng biệt Thông tin về tổng thời gian cho từng giai đoạn kết hợp với các chi phí kinh tế liên quan có thể được sử dụng để đánh giá các lợi ích nhằm giảm chi phí thực tế bởi chương trình khoan tối ưu và việc giới thiệu các công nghệ khoan mới

3 Mục đích nghiên cứu

Mục đích của đề tài là phân loại và đánh giá đặc điểm dầu khí dựa trên các đỉnh khí (gas peaks) trong các tập cát kết Mioxen sớm có được từ tập dữ liệu (database) trong quá trình khoan bằng các phương pháp khác nhau Từ tài liệu phân loại dầu khí bằng mud logging có tác dụng dự đoán/phân loại nhanh tầng sản phẩm trong quá trình khoan Kết quả thu được là nguồn tài liệu tham khảo cho công tác nghiên cứu và phát triển mỏ trong các giai đoạn tiếp theo

4 Nhiệm vụ nghiên cứu

các chỉ số khác nhau (thiết bị Varian, GC – Tracer và Total Gas) để xác định thành phần khí trong quá trình khoan, từ đó so sánh và đưa ra đánh giá sơ bộ chung nhất về tầng sản phẩm Minh giải các tài liệu địa vật lý giếng khoan từ đó phân loại và đánh giá đặc trưng phân bố của dầu khí

5 Đối tượng nghiên cứu

Đối tượng nghiên cứu của đề tài là các tập cát, cát bột kết trong mở Bò Cạp Vàng Học viên lựa chọn phạm vi nghiên cứu cho đề tài này là khu vực giếng BCV – S9P, BCV – S16P

6 Phương pháp nghiên cứu (phương pháp luận)

Phương pháp nghiên cứu là phân tích và minh giải tài liệu mudlogging kết hợp với các tài liệu địa chất, tài liệu địa vật lý, tổng hợp tài liệu, đánh giá kết quả nghiên cứu

7 Nguồn tài liệu tham khảo

Thu thập dữ liệu từ các giếng khoan thăm dò và khai thác từ công ty Premier Oil (Anh) kết hợp với sổ tay, phần mềm, thiết bị phân tích khí (Basic – Advanced Mud Logging, Mud Logging handbook, GC – Tracer Operator Manual) và kiến thức thực tế

8 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn

Ý nghĩa khoa học: Luận văn làm rõ hơn về việc phân loại và đánh giá đặc trưng phân bố của dầu khí trong khu vực, tuổi Mioxen sớm Từ tài liệu phân loại dầu khí bằng Mud Logging có tác dụng dự đoán/phân loại nhanh tầng sản phẩm trong quá trình khoan Kết quả là nguồn tài liệu tham khảo cho công tác nghiên cứu và phát triển mỏ trong giai đoạn tiếp theo Luận văn cũng góp phần làm hoàn thiện hơn các phương pháp tìm kiếm thăm dò tại khu vực nghiên cứu nói riêng và cho toàn bộ bồn Nam Côn Sơn nói chung

Ý nghĩa thực tiễn: Luận văn góp phần nâng cao hiệu quả công tác tìm kiếm thăm

dò ở bể Nam Côn Sơn trong giai đoạn tới Kết quả nghiên cứu là tài liệu có giá trị tham khảo để dự báo tầng sản phẩm trong vỉa; đồng thời góp phần xây dựng đề án nghiên cứu

kỹ thuật – thiết kế sơ bộ cho mỏ Dừa, một mỏ cận biên với mỏ Bò Cạp Vàng

CHƯƠNG 1: ĐIỀU KIỆN TỰ NHIÊN BỒN TRŨNG NAM CÔN SƠN VÀ

MỎ BÒ CẠP VÀNG 1.1 Khái quát chung về bồn trũng Nam Côn Sơn

Bồn trũng Nam Côn Sơn hay còn gọi là bể Nam Côn Sơn là một bồn trũng lớn

có diện tích khoảng 100.000 km², nằm trong khoảng giữa 6000’ đến 9045’ vĩ độ Bắc, 106000’ đến 109000’ kinh độ Đông nằm ở thềm lục địa Nam Việt Nam (Hình 1.1) Cùng với bể Cửu Long, Nam Côn Sơn là một trong những bể có tiềm năng dầu

khí lớn nhất Việt Nam

Hình 1.1: Sơ đồ vị trí bể trầm tích Nam Côn Sơn

1.1.1 Vị trí địa lý

Bể Nam Côn Sơn bị giới hạn về phía Bắc bởi đới nâng Phan Rang, ngăn cách với bể Phú Khánh ở phía Tây Bắc bởi đới nâng Côn Sơn, ngăn cách với bể Cửu Long ở phía Tây và phía Nam bởi đới nâng Khorat – Natuna Ranh giới phía Đông, Đông Nam của bể được giới hạn bởi đơn nghiêng Đà Lạt – Vũng Mây và bể Trường Sa, phía Đông Nam là bể Vũng Mây Bể này nằm trên kiểu vỏ chuyển tiếp giữa các miền vỏ lục địa và kiểu vỏ đại dương Độ sâu nước biển trong phạm vi của

bể thay đổi rất lớn, từ vài chục mét ở phía Tây đến hơn 1000m ở phía Đông

1.1.2 Đặc điểm địa chất

Các vùng ngoài khơi Việt Nam liên quan đế các chuyển động tương đối phức tạp của khối Indochina, bán đảo Malaysia, Borneo và biển Đông Việt Nam trong suốt đại Kainozoi, điều này đã tạo nên những cấu trúc địa chất phức tạp trong đó có

bể Nam Côn Sơn

Móng của bồm trũng bao gồm các đá macma, trầm tích và đá núi lửa có tuổi thuộc Đại Trung Sinh Có hơn 100 giếng khoan ở thềm lục địa miền Nam Việt Nam

đã được tiến hành cho đến năm 1991 và một nửa trong số đó gặp đá móng của bồn trũng Đặc điểm thạch học của các mẫu lõi khoan trong 26 giếng trong móng chủ yếu là granit và granitoid có tuổi từ 178 đến 98 triệu năm, tức thuộc Jura Trung – Creta Trung

Phủ trên móng là các trầm tích Mioxen trung cách đây khoảng 15 triệu năm trên cùng là trầm tích Mioxen muộn – Đệ Tứ Nguồn cung cấp trầm tích chính cho

bể Nam Côn Sơn được cho là từ hệ thống sông Cửu Long

- Địa tầng:

Trong Paleogen, có các trầm tích được xếp vào hệ tầng Cau (E3c) Hệ tầng này bao gồm cát kết thạch anh thô đến mịn, độ chọn lọc kém, xi măng sét, cacbonat với bề dày trung bình khoảng 358m

Hình 1.2: Cột địa tầng tổng hợp bể Nam Côn Sơn

Trong Neogen, bao gồm các trầm tích từ dưới lên thuộc hệ tầng Dừa, hệ tầng

Thông – Mãng Cầu, và hệ tầng Nam Côn Sơn (Hình 1.2)

Trong Plioxen – Đệ Tứ, gồm hệ tầng Biển Đông, hệ tầng này phân bố ra ngoài khu vực bể Nam Côn Sơn ra khắp thềm lục địa Việt Nam

- Cấu trúc địa chất:

Hai yếu tố chính chi phối cấu trúc bồn trũng là sự va chạm của mảng Ấn Độ với Á – Âu và tách giãn biển Đông (Việt Nam) Thêm vào đó, một yếu tố nữa là sự hút chìm ở rãnh Sunda – Java và sự xoay chuyển phần lớn các khối vỏ lục địa và đại dương Sự va chạm làm cho cao nguyên Thanh Tạng được nâng lên trong kỷ Neogen đã ảnh hưởng phần lớn cấu trúc của bồn trũng Đầu tiên là sự tách giãn bắt đầu từ Eoxen – Oligoxen sớm, sau đó là hoạt động nâng lên và xoay của các phần

vỏ vào Oligoxen muộn Quá trình bào mòn các phần được nâng lên đánh dấu sự chuyển đổi từ cơ chế tách giãn sang sụt lún khu vực thuộc bể Cửu Long Tách giãn trong giai đoạn hai (02) bắt đầu trong bể Nam Côn Sơn kéo dài cho đến Mioxen muộn Các phần của bể Nam Côn Sơn trải qua giai đoạn đảo ngược từ Mioxen trung đến Mioxen muộn

Trong công tác tìm kiếm, thăm dò dầu khí, việc nhận dạng các bẫy là rất quan trọng Các bẫy cấu trúc được phát hiện ở bể Nam Côn Sơn gồm: bẫy nẻ/phong hóa, bẫy thạch học trong đá cacbonat và bẫy địa tầng với kích thước từ 6 x 2km2 đến 20

x 8km2

- Thăm dò & khai thác dầu khí:

Hoạt động tìm kiếm thăm dò dầu khí ở đây được bắt đầu từ thập niên 1970 của thế kỷ 20 Đã có 26 nhà thầu dầu khí nước ngoài tiến hành khảo sát gần 60.000 km địa chấn 2D và 5400 km² địa chấn 3D, khoan 78 giếng khoan thăm dò, thẩm lượng

và khai thác, xác lập được 5 mỏ và 17 phát hiện dầu khí (tính tới năm 2004)

Năm 2006, Santos thông báo đạt được thỏa thuận thăm dò dầu khí ngoài khơi Việt Nam Theo thỏa thuận, Santos giữ 37,5% cổ phần Premier Oil (37,5%, điều

hành), Delek Energy (25%) theo hình thức Hợp đồng phân chia sản phẩm (PSC) ở

lô 12W (được gộp từ lô 12W và 12E) với diện tích khoảng 3.447,5 km² thuộc bể Nam Côn Sơn Hai giếng thăm dò được khoan vào năm 2006, với khí và dầu thô được phát hiện trong cấu trúc Dừa, và dầu trong giếng Chim Sáo

Tháng 11 năm 2006, KNOC và Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam bắt đầu khai thác khí thiên nhiên tại hai mỏ mới là Rồng Đôi (Twin Dragon) và Rồng Đôi Tây (Twin Dragon West) Vào tháng 5 năm 2007, sản lượng khí khai thác tại hai

mỏ này đạt 130 triệu foot khối/ngày (47,5 tỷ foot khối/năm) Các mỏ này có trữ lượng dự báo đạt 856 tỷ foot khối, và KNOC cũng đang khoan các giếng thăm dò khác trong khu vực này Hầu hết lượng khí khai thác từ hai mỏ này được dẫn vào

bờ phục vụ cho tổ hợp điện Phú Mỹ

- Các mỏ dầu, khí đã được thăm dò và khai thác:

Mỏ Đại Hùng được Xí nghiệp Liên doanh Vietsovpetro phát hiện trong cát kết Mioxen năm 1988

Mỏ khí Lan Đỏ là mỏ khí không đồng hành được phát hiện tại Lô 06.1 năm

1992 và mỏ khí Lan Tây được phát hiện năm 1993, cách mỏ khí Lan Đỏ 25 km, trữ lượng hai mỏ này khoảng 58 tỷ mét khối khí và được dự kiến khai thác trong 20 năm Mỏ khí Lan Tây được đưa vào khai thác từ năm 2002

Mỏ khí Thạch Hải được phát hiện vào năm 1995 bởi tổ hợp công ty BP, Statoil Đối tượng chứa sản phẩm chính của mỏ là các đá có tuổi từ Mioxen sớm đến Mioxen muộn, và có trữ lượng trung bình là 0,7 tỷ bộ khối khí và 87,3 triệu thùng condensat, năm 2007

Mỏ khí Mộc Tinh được xác định trữ lượng trung bình là 0,5 tỷ bộ khối khí và 9,59 triệu thùng condensat, năm 2007

Rồng Đôi và Rồng Đôi Tây, có trữ lượng dự báo đạt 856 tỷ foot khối, với công suất khai thác năm 2007 là 130 triệu foot khối/ngày

1.2 Khái quát chung mỏ Bò Cạp Vàng

1.2.1 Vị trí địa lý

Mỏ Bò Cạp Vàng nằm trong lô 12W và 12E thuộc bể Nam Côn Sơn Vị trí mỏ

Bò Cạp Vàng được giới hạn trong khoảng 7019'57.391" vĩ độ Bắc và

108017'48.828" kinh độ Đông, cách bờ biển Vũng Tàu 350 km (Hình 1.3) Mực

nước biển tại nơi hạ đặt giàn khoan là 95.5 mét Mỏ Bò Cạp Vàng có trữ lượng khoảng 50 triệu thùng, trong đó Premier Oil của Anh giữ 53,125% cổ phần khai thác, tập đoàn Santos của Australia giữ 31,875% và PetroVietnam chiếm 15%

(Bảng 1.1)

Hình 1.3: Bản đồ khu vực nghiên cứu

Dự kiến sản lượng khai thác tại mỏ Bò cạp Vàng đạt khoảng 25.000 thùng dầu

và 7,62 triệu mét khối khí mỗi ngày Mỏ Bò cạp Vàng đã được công ty Premier Oil cùng các đối tác phát hiện vào tháng 11-2006 sau khi khoan xuống độ sâu 4.058 mét, được Chính phủ Việt Nam phê duyệt dự án phát triển mỏ vào tháng 12-2009

Dự án phát triển mỏ bao gồm tàu chứa và xử lý (FPSO), giàn đầu giếng và hệ thống ống ngầm để vận chuyển dầu khí…

Bảng 1.1: Bảng tóm tắt thông số giếng khoan

Tọa độ 7°19'57.391" vĩ độ Bắc 108°17'48.828" kinh độ Đông

Giàn khoan / Nhà giàn ENSCO 107 / ENSCO

Chiều cao sàn khoan 42.17 m

Độ sâu cột nước 95.5 m

Áp suất và Nhiệt độ

Áp suất dự kiến 8.4 – 8.5 ppg

Nhiệt độ dự kiến Đỉnh Độ sâu mTVDSS Nhiệt độ Mudline 95.5 20°C MDS0 3198.3 132°C MDS1 3237.4 133°C

TD 3410.8 138°C

Thời gian dự kiến 18.0 ngày (bao gồm lỗ khoan 12-1/4” và 8-1/2”)

Chi phí dự kiến 14.575 triệu đô la Mỹ (bao gồm lỗ khoan 16”)

Tình trạng giếng sau cùng Giếng khai thác

Dầu thô từ mỏ Bò cạp Vàng được chuyển đến tàu FPSO Lewek Emas có công suất xử lý khoảng 50.000 thùng dầu/ngày, sau đó xuất qua các tàu chở dầu Khí đốt thu được sẽ được chuyển vào đất liền cung cấp cho các nhà máy nhiệt điện ở Việt Nam

Hình 1.4: Kế hoạch khoan tại mỏ Bò Cạp Vàng

Giàn khoan Ensco 107 đã khoan tổng độ sâu là 85 km trong thời gian hai (02) năm bao gồm chín (09) giếng khai thác, sáu (06) giếng bơm ép và ba (03) giếng

khoan xiên (Hình 1.4)

Hình 1.5: Sơ đồ cấu trúc giếng khoan BCV-S16P

Hình 1.6: Bản đồ cấu trúc tầng MDS1

MIOCENE TRÊN NAM CÔN SƠN 1401.9 1444.1 1703.3 619.6 1004.9 MIOCENE GIỮA THÔNG MÃNG CẦU 2020.6 2062.7 2708.1 261.7 425.0 MIOCENE GIỮA INTRA MÃNG CẦU 2282.2 2324.4 3133.2 678.9 996.6 MIOCENE GIỮA DỪA TRÊN 2961.1 3003.3 4129.8 20.5 25.3

MIOCENE DƯỚI ĐỨT GÃY/SÉT DỪA

MIOCENE DƯỚI Đỉnh MDS-1 3146.2 3188.3 4355.2 52.1 63 MIOCENE DƯỚI Đỉnh MDS0 3198.3 3240.4 4418.2 16.5 19.9 MIOCENE DƯỚI Đỉnh MDS1 3237.4 3279.5 4465.5 44.8 54.2 MIOCENE DƯỚI Đỉnh MDS2 3294.7 3336.9 4534.9 11.7 14.2 MIOCENE DƯỚI Đỉnh MDS3 3323.5 3365.6 4569.7 32.9 39.8

NHIỆT ĐỘ DỰ KIẾN GRADIENT ĐỊA NHIỆT (°C/100 m)

CHƯƠNG 2: CÁC PHƯƠNG PHÁP PHÂN LOẠI VÀ ĐÁNH GIÁ ĐẶC

TRƯNG PHÂN BỐ DẦU KHÍ 2.1 Các phương pháp phân loại

Dầu mỏ là một hỗn hợp phức tạp gồm hàng trăm phối tử khác nhau nhưng chủ yếu gồm các nguyên tố hoá học cơ bản như cacbon (82-87%), hydro (11-15%), oxy (dưới 1,5%), nitơ (dưới 2,2%), lưu huỳnh (0,1-0,7%), Như vậy, về thành phần dầu thô là hỗn hợp các chất hữu cơ rất phức tạp với các chất lỏng chiếm ưu thế, trong đó có các hợp chất hữu cơ rắn hoà tan (hoặc ở trạng thái keo) và các khí hydrocacbon (khí đồng hành) Trên thế giới có rất nhiều phương pháp phân loại dầu thô khác nhau, trong phạm vi luận văn này, học viên xin được trình bày năm (05)

phương pháp chính thường dùng: Phân loại theo màu sắc, Phân loại dựa theo thành

phần nhóm hydrocacbon, Phân loại dựa theo thành phần phi hydrocacbon, Phân loại theo phương pháp hoá học và Phân loại theo phương pháp vật lý

2.1.1 Phân loại theo màu sắc

Tuỳ thuộc vào thành phần khác nhau, dầu thô sẽ có màu sắc khác nhau (Bảng

2.1) Thông thường, dầu thô có màu từ vàng sáng đến nâu sẫm và đen Dầu mỏ có

tính huỳnh quang Nếu phát huỳnh quang hợp phần nhẹ, dầu có màu xanh da trời (sáng màu); hợp phần nặng hơn thấy màu vàng và hợp phần nặng nhất sẽ thấy màu

da cam (đậm màu) Ngày nay, người ta sử dụng huỳnh quang để thăm dò, nghiên cứu để xác định thành phần dầu

Bảng 2.1: Thành phần và tính chất vật lý cơ bản của các chất lưu (Wall, 1982)

Màu sắc Xanh/đen Nâu/phớt đỏ Vàng nhạt Không màu

2.1.2 Phân loại dựa theo thành phần nhóm hydrocacbon

Hydrocacbon parafin (alkan): Các parafin thấp (C1-C4) ở thể khí Các parafin

từ Pentan (C5) trở lên trong điều kiện thông thường ở thể lỏng Các parafin từ C17 trở lên ở điều kiện thường tồn tại ở thể rắn, có nhiệt độ nóng chảy tăng khi phân tử lượng tăng

Hydrocacbon không no (alken, alkadien): Trong dầu thô hiếm gặp olefin

Olefin và hydrocacbon không no khác có trong các sản phẩm dầu là kết quả của chế biến phá huỷ cấu trúc Các hydrocacbon này có hoạt tính cao và do đó dễ polymer hoá, tạo nhựa dẫn đến giảm thời gian tồn tại và sử dụng của sản phẩm dầu Hydrocacbon không no là thành phần không mong muốn cho nhiên liệu động cơ và dầu bôi trơn Nhiều hydrocacbon không no như acetylen, etylen, propylen, butylen, butadien được ứng dụng trong sản xuất polyetylen, polypropylen, alcohol, cao su tổng hợp, chất dẻo và các sản phẩm khác

Hydrocacbon naphten (cycloalkan): Trong dầu thô thường chứa các

hydrocacbon naphten một, hai, ba và bốn vòng Sự phân bố của naphten trong các phân đoạn rất khác nhau Trong một số dầu hàm lượng naphten tăng khi phân đoạn nặng dần, trong các dầu khác hàm lượng của chúng lại không đổi hoặc giảm

Naphten được ứng dụng chính làm nguyên liệu để sản xuất hydrocacbon thơm: benzen, toluen, xylen

Hydrocacbon thơm (aromat): Các hydrocacbon thơm có số vòng từ một đến

bốn Chúng phân bố khác nhau trong các phân đoạn, có tỷ trọng cao nhất trong các nhóm hydrocacbon kể trên Ngày nay, hydrocacbon thơm được ứng dụng làm thành phần của sản phẩm dầu, dung môi, sản xuất chất nổ và là nguyên liệu cho tổng hợp hoá dầu

2.1.3 Phân loại dựa theo thành phần phi hydrocacbon

Hợp chất lưu huỳnh: Lưu huỳnh có mặt trong tất cả các loại dầu thô Hàm

lượng lưu huỳnh tăng từ phân đoạn nhiệt độ sôi thấp đến cao và đạt cực đại trong cặn chưng cất chân không Trong một số dầu chứa lưu huỳnh tự do, trong thời gian tồn trữ dài chúng lắng trong thùng chứa dưới dạng cặn vô định hình Trong các trường hợp khác chúng tồn tại dưới dạng hợp chất như hydrosulfua và hợp chất lưu huỳnh hữu cơ (mercaptan, sulfua, disulfua, thiophen, thiophan) Các hợp chất lưu huỳnh làm giảm độ bền hoá học và khả năng cháy hoàn toàn của nhiên liệu động cơ

và làm cho chúng có mùi hôi, gây ăn mòn động cơ Trong xăng, ngoài các vấn đề trên chúng còn làm giảm tính chống kích nổ và làm tăng lượng phụ gia chì Ngày nay, bằng các phương pháp loại lưu huỳnh hiện đại như dùng xúc tác và làm sạch bằng hydro, các hợp chất lưu huỳnh sẽ chuyển hoá thành hydrosulfua, sau đó được lấy ra và tận dụng để sản xuất axit sulfuric và lưu huỳnh

Nitơ và hợp chất nitơ: Nitơ trong dầu tồn tại dưới dạng hợp chất có tính kiềm,

trung hòa hoặc axit Hàm lượng nitơ tăng khi nhiệt độ sôi tăng, phần lớn nitơ nằm trong cặn chưng cất Giữa hàm lượng nitơ, lưu huỳnh và nhựa trong dầu có mối quan hệ: các dầu nặng, nhựa chứa nhiều hợp chất nitơ và lưu huỳnh; dầu nhẹ, nhựa chứa ít nitơ Hợp chất chứa nitơ được ứng dụng làm chất sát trùng, chất ức chế ăn mòn, phụ gia cho dầu bôi trơn và bitum, chất chống oxy hoá, Bên cạnh những tác dụng tích cực, hợp chất nitơ có những tác dụng không mong muốn như làm giảm hoạt độ xúc tác trong quá trình chế biến dầu, tạo nhựa và làm sẫm màu sản phẩm

Hàm lượng nitơ trong xăng cao dẫn tới tạo khí và cốc hoá mạnh trong quá trình reforming Lượng nhỏ hợp chất nitơ trong xăng có thể tạo lớp nhựa trong piston của động cơ và lắng nhựa trong buồng đốt Hợp chất nitơ được loại bỏ hoàn toàn bằng dung dịch axit sulfuric 25%

Hợp chất chứa oxy: Oxy được chứa dưới dạng hợp chất như axit naphten,

phenol, nhựa asphant Axit naphten là chất lỏng ít bay hơi, đặc, tỷ trọng 0,96 – 1,0,

có mùi rất hôi Chúng không hoà tan trong nước nhưng hoà tan trong sản phẩm dầu, benzen, rượu và eter Hàm lượng axit naphten trong dầu được đặc trưng bằng trị số axit, là số mg KOH dùng để trung hoà 1g chất trong dung dịch cồn – benzen với sự hiện diện của phenolphtalein

Nhựa – asphant là phức của hợp chất đa vòng, dị vòng (vòng chứa các nguyên

tố N, O, S) và hợp chất cơ kim Hàm lượng và thành phần hoá học của chúng quyết định phương hướng chế biến dầu và chọn quá trình công nghệ trong các nhà máy chế biến dầu Hàm lượng nhựa – asphant trong dầu nhẹ thường không quá 4 – 5% khối lượng, trong dầu nặng là 20% khối lượng hoặc cao hơn

Các chất nhựa – asphant được chia thành bốn nhóm:

 Nhựa trung hoà: Là chất bán lỏng, đôi khi là chất rắn, màu đỏ sẫm, tỷ trọng

sấp xỉ một Trong thành phần ngoài cacbon và hydro còn có lưu huỳnh, oxy và nitơ Hydrocacbon trong nhựa tồn tại dưới dạng vòng thơm và naphten với mạch nhánh parafin dài Tỷ lệ khối lượng C/H là 8/1 Tính chất vật lý của nhựa phụ thuộc vào việc chúng được tách ra từ phân đoạn dầu nào Nhựa từ phân đoạn nặng hơn có tỷ trọng, phân tử lượng cao hơn, và hàm lượng lưu huỳnh, oxy và nitơ cao hơn

 Asphanten: Là chất rắn đen, giòn, có tỷ trọng lớn hơn một Ở nhiệt độ trên

3000C asphanten phân huỷ và tạo thành khí và cốc Asphanten hoà tan trong pyridin, cacbuadisulfua (CS2), CCl4, benzen và các hydrocacbon thơm Tỷ lệ C/H xấp xỉ 11/1 Hàm lượng lưu huỳnh, oxy và nitơ cao hơn so với nhựa

 Cacben và carboid: Đây là sản phẩm phân huỷ của asphanten Cacben không

hoà tan trong benzen, hoà tan một phần trong pyridin và H2S Carboid không hoà tan trong bất cứ dung môi và khoáng nào Thành phần nguyên tố của carboid (theo % khối lượng): C – 74,2; H – 5,2; S – 8,3; N – 1,1; O – 10,8

 Axit asphanten và alhydrit: Vẻ ngoài giống nhựa trung hoà Đây là chất lỏng

quánh hoặc rắn, không hoà tan trong eter dầu mỏ và hoà tan tốt trong benzen, rượu và cloroform Tỷ trọng của axit asphanten cao hơn một

Nhìn chung, việc phân loại dầu thô theo hàm lượng lưu huỳnh, parafin, nhựa cũng như hàm lượng dầu nhờn distilat và dầu cặn cho phép giải quyết vấn đề lựa chọn ứng dụng hệ công nghệ này hay hệ công nghệ khác trong thiết kế nhà máy chế biến dầu mới

2.1.4 Phân loại theo phương pháp hoá học

Phân loại theo Viện dầu mỏ của Hoa Kỳ: Dựa trên cơ sở kết hợp giữa tỷ trọng

và thành phần hoá học Theo cách phân loại này dầu được chia thành hai phân đoạn: Phân đoạn I: Nhiệt độ sôi trong khoảng 250-2750C ở áp suất khí quyển

Phân đoạn II: Nhiệt độ sôi trong khoảng 275-3000C ở áp suất dư 40 mmHg

Theo phân loại này dầu được chia thành bảy (07) loại (Bảng 2.2)

Bảng 2.2: Phân loại dầu thô theo phương pháp của Viện dầu mỏ Hoa Kỳ

Phân đoạn I Phân đoạn II

2 – Parafin – trung gian < 0.8251 0.8767 – 0.9334

3 – Trung gian – parafin < 0.8256 – 0.8597 < 0.8762

4 – Trung gian < 0.8256 – 0.8597 0.8767 – 0.9334

5 – Trung gian - naphten 0.8256 – 0.8597 > 0.9340

6 – Naphten – trung gian > 0.8502 0.8767 – 0.9334

Phân loại theo phương pháp Nelson, Watson và Murphy: Watson và Nelson

đã đề xuất thừa số đặc trưng K xác định theo phương trình sau:

K =1.216 3 T

d

Trong đó: T – Nhiệt độ sôi trung bình mol, K

d – Tỷ trọng tương đối ở 15,60C Theo số liệu của Nelson, dầu parafin có thừa số đặc trưng: K = 12,15 – 12.9; dầu naphten: K = 10,5 – 11.45; dầu trung gian: K = 11.5 – 12.1

Phân loại theo phương pháp của Viện nghiên cứu chế biến dầu Groznii của Nga: Theo phân loại của Groznii có sáu (06) loại dầu (Bảng 2.3)

Bảng 2.3: Phân loại dầu thô theo Groznii

Phân loại theo phương pháp của Viện dầu mỏ Pháp (IFP): Viện dầu mỏ Pháp

(IFP) phân loại dầu thô dựa vào tỷ trọng (d20

4) của phân đoạn 250 – 3000C của dầu

trước và sau khi xử lý bằng axit sulfuric (Bảng 2.4)

Bảng 2.4: Phân loại dầu thô theo Viện dầu mỏ Pháp (IFP)

Loại dầu Tỷ trọng phân đoạn 250 – 300

0C, d20 4

2.1.5 Phân loại theo phương pháp vật lý

Phân loại theo tỷ trọng dầu (d): Theo tính chất vật lý, tỷ trọng dầu thô là hàm

số của sự phân bố phân đoạn trong dầu thô

Phân loại theo tỷ trọng, phân loại sơ khởi

Thực tế cho thấy, dầu nhẹ có khối lượng tương đối của phân đoạn xăng và dầu hoả lớn, ít lưu huỳnh và nhựa Từ loại dầu này sản xuất được dầu nhờn chất lượng cao Dầu nặng, ngược lại, có hàm lượng nhựa cao, ít khả năng sản xuất dầu nhờn, là nguyên liệu cho sản xuất bitum chất lượng tốt và hiệu suất sản phẩm sáng thấp

Phân loại theo chỉ số o API: Chỉ số oAPI có thể thay thế cho tỷ trọng dầu trong phân loại dầu thô Quan hệ giữa API và d được biểu thị dưới dạng:

o API=141, 5

d -131, 5

Dầu thô thường có oAPI từ 40 (d=0,825) đến 10 (d=1) Giá dầu thô thường lấy giá của dầu có 36 oAPI (d=0,8638) làm gốc, nếu dầu thô có oAPI trên 36 mà hàm

lượng lưu huỳnh bình thường, giá dầu sẽ tăng

Phân loại theo chỉ số tương quan: Smith đưa ra chỉ số tương quan để phân loại

dầu thô Chỉ số tương quan được xác định theo phương trình sau:

2.2 Các phương thức đánh giá đặc trưng phân bố

Để đánh giá đặc trưng phân bố của dầu khí tại một mỏ nói riêng hay trong toàn khu vực nói chung có rất nhiều phương pháp Và, người ta thường đánh giá dựa trên tổng hợp các phương pháp đó lại, như vậy độ chính xác và tin cậy sẽ cao hơn Trong phạm vi luận văn này, học viên xin được trình bày bốn (04) phương

thức cơ bản thường sử dụng là: Phương pháp địa chấn (Seismic), Phương pháp mẫu

lõi (Core sample), Phương pháp Thử vỉa (Well Test) và Phương pháp Carota khí

(Mud Logging)

2.2.1 Phương pháp địa chấn (Seismic)

Thăm dò địa chấn là phương pháp địa vật lý nghiên cứu quá trình truyền sóng đàn hồi khi tiến hành phát và thu sóng ở trên mặt, nhằm xác định đặc điểm môi trường địa chất Để tiến hành thăm dò địa chấn, cần phát sóng tạo ra các dao động đàn hồi bằng nổ mìn, rung, đập (khi khảo sát trên đất liền) hoặc ép hơi (khi khảo sát trên biển), các dao động này truyền trong môi trường dưới dạng sóng đàn hồi Khi gặp các mặt ranh giới có tính chất đàn hồi khác nhau sẽ hình thành các sóng thứ cấp, như sóng phản xạ, sóng khúc xạ Với hệ thống thiết bị máy móc thích hợp đặt ở trên mặt có thể thu nhận và ghi giữ các dao động sóng này trên các băng địa chấn Sau quá trình xử lý và phân tích tài liệu sẽ tạo ra các lát cắt, các bản đồ địa chấn và các thông tin cần thiết, phản ánh đặc điểm hình thái và bản chất môi trường vùng

nghiên cứu (Hình 2.1)

Hình 2.1: Mô hình khái quát hệ thống địa chấn Kết quả xử lý số liệu địa chấn được biểu diễn dưới dạng mặt cắt thời gian hay mặt cắt độ sâu Phân tích mặt cắt địa chấn nhằm mục đích nghiên cứu đặc điểm của các tầng phản xạ sóng, phát hiện các cấu tạo địa chất và đứt gãy, là cơ sở đưa ra

Phương pháp - Thiết bị

Trường sóng Nguồn

Xử lý Phân tích

-Môi trường Địa chất – Địa chấn

Băng từ

Lát cắt Địa chấn Minh giải

Cấu trúc

đánh giá về đặc trưng phân bố của dầu khí trong khu vực nghiên cứu như trong đứt

gãy, nếp lồi, mặt bất chỉnh hợp, … (Hình 2.2)

Hình 2.2: Thí dụ về lát cắt địa chấn

2.2.2 Phương pháp mẫu lõi (Core Sample)

Khi khoan tới mục tiêu cần lấy mẫu lõi (core target), dừng khoan, kéo cần và thả thiết bị lấy mẫu lõi xuống giếng

Hình 2.3: Thí dụ về việc khoan và lấy mẫu lõi

Mục đích chính của việc lấy mẫu lõi (core sample) là phân tích độ rỗng, độ

thấm, lượng dầu dư bám trên mẫu (residual oil) và độ bão hoà nước của vỉa (Hình

2.2)

Bên cạnh đó, việc phân tích mẫu lõi còn làm rõ tính chất vật lý của thành hệ, cung cấp dữ liệu cổ sinh vật học để xác định tuổi và tướng đá tương quan, xác định cấu trúc và hướng nằm đất đá, dữ liệu thạch học, môi trường trầm tích và quá trình tạo đá Dựa vào đặc tính của vỉa khi phân tích mẫu lõi cũng là cơ sở đánh giá được đặc trưng phân bố của dầu khí trong vùng lấy mẫu lõi nói riêng và toàn bộ giếng khoan nói chung

2.2.3 Phương pháp Thử vỉa (Well test)

Thử vỉa là một quá trình kiểm tra đồng thời thời gian, áp suất và nhiệt độ của vỉa nhằm đánh giá đặc tính của vỉa nói riêng và của giếng nói chung Thử vỉa còn cho phép tiến hành lấy mẫu chất lưu để tính được thông số vật lý thành hệ, cung cấp

dữ liệu về thuộc tính chất lưu cũng như thành hệ của chúng, từ đó xác định khả năng khai thác của vỉa, xây dựng mô hình chi tiết hơn về vỉa chứa, cho phép quản lý vỉa một cách tổng quát và đưa ra những phương án thích hợp cho công tác đầu tư và khai thác mỏ

Thử vỉa giúp xác định loại chất lưu chảy trong thành hệ, khả năng và tốc độ chảy của chúng Mục đích của thử vỉa là đánh giá tầng chứa, mô hình hoá tầng chứa

và quản lý tầng chứa, từ đó xác định được đặc trưng phân bố của dầu khí trong thành hệ Thử vỉa có thể được tiến hành cả trong giếng thăm dò, giếng thẩm lượng

và giếng khai thác Việc thiết kế, tiến hành và minh giải thử vỉa sẽ khác nhau trong từng trường hợp cụ thể

Thử vỉa trong giếng thăm dò hoặc thẩm lượng chủ yếu được tiến hành để đánh

giá khả năng tồn tại của các phát hiện hydrocacbon như là các mỏ dầu và khí thương mại Vì thế mục đích chính là xác định khả năng cho dòng của vỉa (deliverability – kh/ ; xác định mức độ nhiễm bẩn của thành hệ do dung dịch