Nghiên cứu đánh giá các hệ dung dịch khoan sử dụng tại bồn trũng cửu long và đề xuất các đơn pha chế dung dịch thích hợp cho tầng sét bạch hổ ở các giếng khoan lô 15 1

LÊ QUỐC THÁI NGHIÊN CỨU ĐÁNH GIÁ CÁC HỆ DUNG DỊCH KHOAN SỬ DỤNG TẠI BỒN TRŨNG CỬU LONG VÀ ĐỀ XUẤT CÁC ĐƠN PHA CHẾ DUNG DỊCH THÍCH HỢP CHO TẦNG SÉT BẠCH HỔ Ở CÁC GIẾNG KHOAN LÔ 15.1 Chu

LÊ QUỐC THÁI

NGHIÊN CỨU ĐÁNH GIÁ CÁC HỆ DUNG DỊCH KHOAN SỬ DỤNG TẠI BỒN TRŨNG CỬU LONG VÀ ĐỀ XUẤT CÁC ĐƠN PHA CHẾ DUNG DỊCH THÍCH HỢP CHO TẦNG SÉT BẠCH HỔ Ở CÁC

GIẾNG KHOAN LÔ 15.1

Chuyên ngành : KỸ THUẬT KHOAN-KHAI THÁC VÀ CÔNG NGHỆ DẦU KHÍ

LUẬN VĂN THẠC SĨ

TP HỒ CHÍ MINH, tháng 7 năm 2009

(Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị và chữ ký)

Cán bộ chấm nhận xét 2:

………

(Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị và chữ ký)

Luận văn thạc sĩ được bảo vệ tại HỘI ĐỒNG CHẤM BẢO VỆ LUẬN VĂN THẠC SĨ TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA , ngày…., tháng … năm 2009

Tp HCM, ngày ….tháng… năm 2009

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ

Họ và tên học viên: Lê Quốc Thái Phái: Nam

Ngày, tháng, năm sinh: 05/06/1974 Nơi sinh: Đồng nai

Chuyên ngành: Kỹ thuật khoan, khai thác và Công nghệ MSHV: 03805655

Dầu khí

I- TÊN ĐỀ TÀI: NGHIÊN CỨU ĐÁNH GIÁ CÁC HỆ DUNG DỊCH KHOAN

SỬ DỤNG TẠI BỒN TRŨNG CỬU LONG VÀ ĐỀ XUẤT CÁC ĐƠN PHA CHẾ DUNG DỊCH THÍCH HỢP CHO TẦNG SÉT BẠCH HỔ Ở CÁC GIẾNG KHOAN LÔ 15.1

II- NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG:

Trên cơ sở nghiên cứu lý thuyết và đánh giá các hệ dung dịch đã và đang sử dụng tại bồn trũng Cửu Long, đề xuất các đơn pha chế thích hợp cho tầng sét Bạch Hổ ở các giếng khoan lô 15.1

III- NGÀY GIAO NHIỆM VỤ:

IV- NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ:

V- CÁN BỘ HƯỚNG DẪN:

Phó giáo sư, Tiến sĩ Lê Phước Hảo, Trưởng ban QLDA Trường Đại Học

Dầu Khí Việt Nam

Tiến sĩ Mai Cao Lân, Trường Đại học Bách Khoa Tp Hồ Chí Minh

Tôi xin gửi lời cảm ơn chân thành nhất đến:

- Thầy PGS TS LÊ PHƯỚC HẢO_Trưởng Ban QLDA Trường Đại học Dầu Khí Việt Nam

- Thầy TS MAI CAO LÂN_Giảng viên khoa kỹ thuật Địa chất & Dầu khí

Trường Đại Học Bách Khoa Tp.HCM

- Đã động viên, hướng dẫn và tận tình giúp đỡ rất nhiều trong việc hoàn thành bài luận văn

- Thầy Đỗ Quang Khánh CNBM Khoan và khai thác dầu khí đã tạo mọi điều kiện tốt nhất trong thời gian thực hiện luận văn

- Các kỹ sư khoan tại công ty Cửu Long cũng như các thầy cô tại Khoa kỹ thuật Địa Chất & Dầu Khí đã tận tình dạy bảo, hướng dẫn, giúp đỡ tôi hoàn thành luận văn này

- Ba mẹ đã sinh thành và duỡng dục con và nuôi dưỡng thành người

- Các bạn lớp Cao học Khoan, Khai thác và công nghệ Dầu khí niên khóa

2005-2007 đã động viên, trao đổi và hỗ trợ tôi trong quá trình học tập và rèn luyện dưới mái trường Đại học Bách Khoa Tp.HCM

công nghiệp dầu khí bắt đầu có cơ hội phát triển tại Việt Nam Các công ty dầu khí đã

sử dụng nhiều hệ dung dịch khác nhau để tiến hành thi công hầu đạt kết quả tối ưu về kinh tế và kỹ thuật, công nghệ Nhiều sự cố đã xảy ra trong khi thi công khoan qua tầng sét Bạch Hổ tại bồn trũng Cửu Long Các sự cố này đã dẫn đến chi phí cho giếng khoan vượt ngân sách dự đoán ban đầu cho thi công khoan Một trong những nguyên nhân chính dẫn đến thực tế này là do viêc sử dụng dung dịch không phù hợp khi khoan qua tầng sét Bạch Hổ, các dung dịch này không ổn định được thành giếng trong suốt quá trình thi công gây ra các các phức tạp và sự cố

Với những cố gắng hoàn thiện công tác thi công khoan, các công ty nhà thầu đã đưa ra các hệ dung dịch mới nhằm cải thiện và khắc phục những sự cố đã xảy ra Ngoài những công nghệ thiết bị hỗ trợ, việc nghiên cứu và lựa chọn các đơn pha chế dung dịch phù hợp với tầng sét Bạch Hổ tại bồn trũng Cửu Long nói chung và Lô 15.1 nói riêng là rất quan trọng

Dựa vào những nghiên cứu lý thuyết về các cơ chế ức chế sét và kết quả các đơn pha chế của các hệ dung dịch đã và đang sử dụng tại bồn trũng Cửu Long, tác giả đề xuất hệ dung dịch thích hợp cho tầng sét Bạch Hổ Lô 15.1

Việc đánh giá các đơn pha chế của các hệ dung dịch sẽ dựa trên hai yếu tố chính: kỹ thuật và kinh tế Tất cả các đơn pha chế sẽ được xem xét về mặt kỹ thuật (chủ yếu là khả năng ức chể sét của hệ dung dịch, và một số yếu tố khác có thể ảnh hưởng đến thiết bị, công nghệ khoan) Sau khi đã thỏa mãn về mặt kỹ thuật, các đơn pha chế sẽ được xem xét về mặt kinh tế trong một quan điểm tổng thể về chi phí Từ

đó, có thể đề xuất một hệ dung dịch thích hợp cho lô 15.1

MỞ ĐẦU 1

Tính cấp thiết của đề tài 1

Mục đích 2

Đối tượng và phạm vi nghiên cứu 2

Phương pháp luận 2

Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài 2

Cấu trúc luận văn 3

CHƯƠNG 1 CƠ SỞ LÝ THUYẾT 4

1.1 Thành phần và phân lọai dung dịch khoan 4

1.1.1 Phân lọai dung dịch khoan 4

1.1.1.1 Dung dịch khoan gốc nước 5

a Nước kỹ thuật 5

b Dung dịch sét 5

c Dung dịch Polyme 6

1.1.1.2 Dung dịch khoan gốc dầu 6

1.1.1.3 Dung dịch khoan nhũ tương 8

a Dung dịch nhũ tương dầu trong nước 8

b Dung dịch nhũ tương nước trong dầu 8

1.1.2 Thành phần dung dịch khoan dung dịch khoan 8

1.1.2.3 Chất làm nặng 10

1.1.2.4 Chất tạo độ pH 11

1.1.2.5 Chất bít nhét 12

1.2 Các hệ dung dịch khoan sử dụng phổ biến 12

1.2.1 Hệ dung dịch không ức chế-không phân ly 12

1.2.1.1 Hệ dung dịch Polyme-Bentonite và Extended -Bento 12

1.2.1.2 Hệ dung dịch Polyme nhiệt độ cao (PHPA) 13

1.2.2 Hệ dung dịch ức chế-không phân ly 13

1.2.2.1 Hệ dung dịch muối bảo hòa 13

1.2.2.2 Hệ dung dịch KCl-Polymer 14

1.2.3 Hệ dung dịch ức chế từng phần-phân ly 14

1.2.3.1 Hệ dung dịch chứa Ca(OH)2 14

1.2.3.2 Hệ dung dịch thạch cao CaSO4 -lignosulfonate 14

1.2.3.3 Hệ dung dịch nuớc biển – Prehydrat Bentonite 14

1.2.3.4 Hệ dung dịch KOH/K - Lignite 14

1.2.4 Hệ dung dịch không ức chế - phân ly 15

1.2.4.1 Hệ dung dịch Lignite - Lignosulphonate 15

1.3 Vấn đề trương nở tầng sét Bạch Hổ 15

1.3.1 Tầng sét trương nở 15

1.3.2.2 Cơ chế ức chế bằng ion đa hóa trị 21

1.3.2.3 Cơ chế ức chế của các hóa phẩm làm loãng 22

1.3.2.4 Cơ chế ức chế của các polymer cao phân tử 22

1.3.3 Cơ chế ức chế sét của dung dịch koan gốc dầu 23

1.4 Kết luận 23

CHƯƠNG 2 KHẢO SÁT CÁC HỆ DUNG DỊCH ĐÃ VÀ ĐANG SỬ DỤNG TẠI BỒN TRŨNG CỬU LONG 25

2.1 Đặc điểm địa chất khu vực bồn trũng Cửu Long 25

2.1.1 Đặc điểm các tập sét bồn trũng Cửu Long 25

2.2 Đặc điểm địa chất lô 15.1 bồn trũng Cửu Long 26

2.2.1 Đặc điểm nhiệt độ và áp suất 26

a Dữ liệu về áp suất 27

b Dữ liệu về nhiệt độ 28

2.2.2 Đặc điểm địa tầng lô 15.1 30

2.2.3 Cấu trúc ống chống giếng khoan tại lô 15.1 34

2.3 Đánh giá một số đơn pha chế đã và đang sử dụng tại bồn trũng Cửu long khi khoan công đọan 12-1/4” đi qua tầng sét Bạch hổ 35

2.3.1 Hệ dung dịch KCl/Polymer 35

2.3.4 Hệ dung dịch Flo-Pro 40

2.3.5 Hệ dung dịch Ultradril 40

2.3.6 Hệ dung dịch Lignosulfonate - AKK 42

2.3.7 Hệ dung dịch SOBM 43

CHƯƠNG 3 ĐÁNH GIÁ CÁC HỆ DUNG DỊCH ĐÃ VÀ ĐANG SỬ DỤNG TẠI BỒN TRŨNG CỬU LONG VÀ ĐỀ XUẤT ĐƠN PHA CHẾ DUNG DỊCH KHOAN SỬ DỤNG CHO TẦNG SÉT BẠCH HỔ LÔ 15.1 46

3.1 Đánh giá về mặt kỹ thuật 46

a Hệ dung dịch KCl/Sildril 46

b Hệ dung dịch Lignosulfonate - AKK 48

c Hai hệ dung dịch Flo-Pro và KCl/Polymer 49

3.1.1 So sánh độ bôi trơn của dung dịch khoan gốc nước và gốc dầu 50

3.1.2 So sánh độ thu hồi sét của dung dịch khoan gốc nước và gốc dầu 51

3.1.3 So sánh các tính chất kỹ thuật khác của dung dịch khoan gốc nước và gốc dầu 51

3.2 Đánh giá về mặt kinh tế 55

3.3 Kết luận 57

Kiến nghị 63 Tài liệu tham khảo 64

Lý lịch trích ngang 65

MỞ ĐẦU

Tính cấp thiết của đề tài

Công tác khoan thăm dò và khai thác dầu khí tại Việt nam đã được thực hiện phần lớn tại bồn trũng Cửu long Nhìn chung đặc điểm địa tầng tại các lô trong bồn trũng khá giống nhau, ngoại trừ một số trường hợp phức tạp, do đó công tác thiết kế giếng khoan và lựa chọn các hệ dung dịch cho mỗi công đoạn khoan có một số đặc điểm chung cho toàn bộ bồn trũng Cùng với sự phát triển của khoa học kỹ thuật, các công ty, nhà thầu tại mỗi lô đã sử dụng nhiều hệ dung dịch khác nhau trong khi tiến hành công tác thi công khoan Các hệ dung dịch này, mặc dù còn một số hạn chế về mặt kỹ thuật và kinh tế, nhưng cũng đã giải quyết được một số vấn đề và đóng góp vào sự thành công của giếng khoan

Mặc dù chi phí cho dung dịch khoan chỉ chiếm một tỷ lệ khoảng 10-15% giá thành giếng, nhưng lại ảnh hưởng rất lớn đến kết quả thăm dò và hiệu quả khai thác của giếng khoan

Trong một số trường hợp đặc biệt, nhiều giếng khoan thăm dò, thẩm lượng, khai thác đã không đạt được mục tiêu mong muốn chỉ vì việc sử dụng dung dịch không hợp lý gây ra các sự cố làm thay đổi thiết kế giếng

Lô 15.1 được đánh giá cao về tiềm năng dầu khí Sản lượng khai thác hiện tại khoảng 140 ngàn thùng/ngày Công tác khoan tại đây gặp không ít khó khăn khi khoan qua tầng sét Bạch hổ Vì vậy, đây là một đề tài và có ý nghĩa khoa học và thực tiễn cao

Nhiều đề tài về dung dịch khoan tại Viêt nam nói chung, và cho riêng bồn trũng Cửu long đã được nhiều tác giả thực hiện, nhưng chưa có một đề tài nào tập trung vào việc đề xuất hệ dung dịch hợp lý cho tầng sét Bạch hổ tại lô 15.1

Mục đích

Như đã nói, nhiều hệ dung dịch khác nhau đã được sử dụng và áp dụng thử cho các lô Có những hệ dung dịch đã được sử dụng rất hiệu quả tại lô này nhưng

khi áp dụng tại các lô khác thì không đạt được hiệu quả về kinh tế và kỹ thuật như mong muốn

Như chúng ta biết đã có nhiều cuộc thảo luận, hội thảo liên quan đến việc sử dụng dung dịch và đã giải quyết được một số vần đề cho các lô và một số địa tầng trong bồn trũng

Công nghệ khoan của từng nhà thầu sử dụng tại các lô cũng ảnh huởng đến việc đưa ra quyết định sử dụng một hệ dung dịch thích hợp

Vì vậy mục đích của đề tài nhằm lựa chọn những hệ dung dịch phù hợp và đạt hiệu quả về mặt kinh tế, kỹ thuật và công nghệ khoan trong tầng sét Bạch hổ lô 15.1

Đối tượng và phạm vi nghiên cứu

Đối tượng nghiên cứu là các hệ dung dịch đã và đang sử dụng để thi công khoan qua tầng sét Bạch hổ (công đoạn khoan 12-1/4”) tại bồn trũng Cửu long

Phạm vi nghiên cứu là tầng sét Bạch hổ lô 15.1

Phương pháp luận

Dựa trên cơ sở lý thuyết về “cơ chế ức chế sét” để đánh giá kỹ thuật các đơn pha chế của các hệ dung dịch đã và đang sử dụng tại bồn trũng Cửu long Sau khi đã loại bỏ được các hệ dung dịch không đạt yêu cầu kỹ thuật cho tầng sét Bạch hổ lô 15.1 bồn trũng Cửu long, các hệ dung dịch còn lại sẽ được đưa vào đánh giá kinh tế Trên cơ sở xem xét một cách tổng thể chi phí cho việc sử dụng dung dịch trong công đọan 12-1/4” (khoan qua tầng sét Bạch hổ tại lô 15.1) Tác giả sẽ so sánh, đánh giá và lựa chọn các đơn pha chế có tính hiệu quả về mặt kinh tế cho công đoạn khoan này của lô 15.1

Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài

Khảo sát, tổng hợp các hệ dung dịch đang sử dụng tại bồn trũng Cửu long

Bước đầu xây dựng cơ sở dữ liệu các hệ dung dịch đã và đang sử dụng tại bồn trũng Cửu long

Làm cơ sở cho việc lựa chọn dung dịch cho các giếng đang khoan tại lô 15.1 nhằm tránh những sự cố và tăng hiệu quả kinh tế

Cấu trúc luận văn

Luận văn bao gồm 3 chương:

Chương 1 Cơ sở lý thuyết Chương này trình bày cơ sở lý thuyết về dung dịch khoan: thành phần và phân loại, các hệ dung dịch khoan sử dụng phổ biến, đặc biệt tập trung vào cơ chế ức chế sét

Chương 2 Khảo sát một cách có hệ thống các hệ dung dịch khoan đã và đang sử dụng tại bồn trũng Cửu long Kết quả khảo sát ở chương 2 sẽ được xem xét

để đánh giá và lựa chọn hệ dung dịch phù hợp ở chương 3

Chương 3 Đánh giá các hệ dung dịch khoan đã và đang sử dụng tại bồn trũng Cửu long và lựa chọn đơn pha chế thích hợp khi khoan công đoạn 12-1/4” qua tầng sét Bạch hổ lô 15.1 Trong chương này, đơn pha chế thích hợp được lựa chọn trên cơ sở đánh giá cả về mặt kỹ thuật lẫn kinh tế

CHƯƠNG 1

CƠ SỞ LÝ THUYẾT

Trước khi thành hệ sét Bạch hổ được cách ly bằng ống chống và gia cố bằng

xi măng, thì dung dịch khoan là tác nhân gia cố đầu tiên Dung dịch khoan với các chức năng cơ bản, thành phần, phân loại khác nhau, sẽ có các cơ chế ức chế sét khác nhau

Các dung dịch khoan gốc nước sử dụng phổ biến sẽ có các chất phụ gia có khả năng ức chế sét Các dung dịch khoan gốc dầu không cần sử dụng các chất phụ gia này Để ức chế sét, mỗi chất phụ gia sẽ có một cơ chế khác nhau, và các chất phụ gia này sẽ hoạt động độc lập hoặc phối hợp với chất ức chế thứ cấp trong dung dịch.

1.1 Thành phần và phân loại dung dịch khoan

1.1.1 Phân loại dung dịch khoan

Có nhiều cách phân loại dung dịch khoan khác nhau:

• Theo môi trường phân tán, gồm có: dung dịch khoan gốc nước (nước biển hoặc nước ngọt), dung dịch khoan không phải gốc nước (gốc dầu, khí)

• Theo yếu tố công nghệ (phương pháp điều chế và gia công hóa học, vật liệu

sử dụng…) có thể chia dung dịch khoan thành: dung dịch sét gốc nước, dung dịch tự nhiên, dung dịch gốc dầu, dung dịch bọt, dung dịch đặc biệt (ức chế, nhũ tương, ít sét…)

• Theo mục đích sử dụng: dung dịch khoan mở vỉa sản phẩm, dung dịch hoàn thiện giếng, dung dịch kiểm tra hoặc dung dịch phục hồi giếng, dung dịch trong khoảng không vành xuyến hoặc dung dịch trong cột ống, dung dịch paker

Các cách phân loại trên có tính chất tương đối nhưng cách phân loại phổ biến nhất hiện nay là theo môi trường phân tán Ta sẽ tìm hiểu chi tiết cách phân loại này

1.1.1.1 Dung dịch khoan gốc nước

a Nước kỹ thuật: là hỗn hợp giữa nước lã được hòa tan với các loại sét trong

thành hệ khoan qua hoặc sử dụng sét tự nhiên được xử lý Dung dịch này dùng khoan qua đất đá bền vững, thành giếng ổn định không xảy ra hiện tượng sụp lở

- Khó sử dụng khi khoan qua thành hệ phức tạp

- Khi ngừng tuần hoàn dung dịch dễ kẹt bộ khoan cụ

b Dung dịch sét: gồm có

- Môi trường phân tán là nước

- Pha phân tán là sét, thông thường là sét montmorillonit

Người ta căn cứ vào kích thước các pha phân tán mà biết hệ dung dịch là hệ keo hay hệ huyền phù Nếu kích thước hạt của pha phân tán nhỏ hơn 0,1µm ta được

hệ keo, còn kích thước hạt của pha phân tán lớn hơn 0,1µm, ta được hệ huyền phù Tuy nhiên không thể có ranh giới cụ thể giữa hệ dung dịch huyền phù và hệ dung dịch keo Thành phần sét không đồng nhất nên trong dung dịch khoan luôn tồn tại hai hệ phân tán trên

Trong thực tế, dung dịch sét giá thành rẻ sử dụng rộng rãi do đáp ứng rất tốt những điều kiện trong khi khoan Nhưng nhược điểm lớn nhất của dung dịch sét là bít nhét các lỗ rỗng và khe nứt, gây nhiễm bẩn thành hệ, làm giảm độ thấm tự nhiên của vỉa

c Dung dịch polyme

Các loại polyme khác nhau được trộn thêm vào dung dịch khoan nhằm giảm tối đa sự cố và bảo vệ tầng sản phẩm, tăng tốc độ khoan Mỗi một loại polyme có tác dụng khác nhau chẳng hạn như: xanvis có độ bền cấu trúc và tính chảy loãng cao, polyacrylamide là polyme nhân tạo tinh khiết có tính nhớt cao Cả hai loại polyme này có phân tử lượng lớn hơn các polyme khác Khi chúng kết hợp với nhau tạo nên dung dịch tampon có độ bền cấu trúc cao, độ nhớt lớn, tính chảy loãng cao Dưới đây là công thức pha trộn, đặc tính và lĩnh vực sử dụng của một loại dung dịch polyme:

Bảng 1.1 Công thức pha trộn dung dịch polyme sinh học

Lĩnh vực sử dụng

Trung bình

- Thành hệ ít gặp vấn đề

- Tăng tốc độ khoan

1.1.1.2 Dung dịch khoan gốc dầu: thường dùng khoan qua tầng chứa và tầng sét

trương nở, là dung dịch hoàn thiện giếng rất tốt Dung dịch này có những ưu nhược điểm sau đây:

- Gây thiệt hại ít cho thành hệ

- Tăng khả năng thu hồi dầu so với giếng khoan rửa bằng dung dịch nước

• Nhược điểm

- Dễ lắng đọng các chất làm nặng

- Khó nhận biết khi xảy ra hiện tượng xâm nhập khí

- Nhạy với nước

- Dễ cháy và gây nguy hiểm cho con người

- Làm hỏng cao su không chuyên dụng với hydrocacbua

- Khó phát hiện sự có mặt dầu trong mùn khoan

- Một số phương pháp đo trong khi khoan và đo địa vật lý giếng khoan không thể áp dụng được

- Giá thành cao

1.1.1.3 Dung dịch nhũ tương: gồm có một pha liên tục là dầu và một pha phân tán

là nước chiếm ít nhất 50% thể tích Dung dịch nhũ tương gồm có hai loại:

a Nhũ tương dầu trong nước: gồm 5- 25% thể tích dầu và lượng chất ổn

định được trộn với 75 – 95% dung dịch sét

b Nhũ tương nước trong dầu: gồm 30- 60% nước là pha phân tán, dầu là

pha liên tục

Tính chất dung dịch nhũ tương có tính chất tương tự như dung dịch gốc dầu nhưng hạn chế được một số nhược điểm dung dịch gốc dầu như sử dụng thuận lợi các phương pháp đo địa vật lý, ít gây ra sự cố cháy Dung dịch nhũ tương sử dụng khoan trong những trường hợp sau:

- Tầng muối hoặc anhydric có chiều dày lớn

- Giếng khoan có nhiệt độ cao

Nhìn chung, các loại dung dịch khoan dù là dung dịch gốc nước, dung dịch gốc dầu, hay là dung dịch nhũ tương đều có những thành phần chủ yếu sau:

1.1.2.1 Chất tạo cấu trúc và tăng độ nhớt

Bảng 1.2 Một số chất tạo cấu trúc và tăng độ nhớt thường sử dụng trong thực tế

Tên gọi Chức năng phụ Điều kiện sử dụng

Hec Tạo cấu trúc và tăng độ

nhớt

Chịu nhiệt độ đến 1100C, hàm lượng Ca2+ < 150g/l

Xanvis Tạo cấu trúc và tăng độ

nhớt

Chịu nhiệt độ dến 1300C, hàm lượng Ca2+ < 150g/l

1.1.2.2 Chất giảm độ thải nước

Bảng 1.3 Một số chất giảm độ thải nước thường sử dụng trong thực tế

Tinh bột Tăng độ nhớt Dung dịch mặn bão hòa, nhiệt độ dưới

1500C CMC kỹ thuật

Độ nhớt thấp

Độ nhớt cao

Tăng độ nhớt ít Tăng độ nhớt cao

Hàm lượng Ca2+ < 500mg/l và hàm lượng -

Hàm lượng Ca2+ > 500 mg/l và hàm lượng -

Cl > 30g/l

Polyme đa

anion

Tăng độ nhớt, ổn định sét

Dung dịch điều chế từ nước biển

khoan, sự hòa tan axit, tính tương thích các thành phần trong dung dịch

Mỗi loại chất làm nặng khác nhau cần xác định chức năng của nó đối với thiết

bị dưới lỗ khoan và tính tan của nó trong giếng khoan Cần lưu ý đến các phần tử

chất làm nặng có kích thước lớn dễ gây lắng đọng chất rắn khi ngừng tuần hoàn dung dịch khoan Dưới đây là những chất làm nặng tiêu biểu:

- Barit (BaSO4): tỷ trọng trung bình là 4,3

- Hecmatit (Fe2O3): tỷ trọng thay đổi 4,9 – 5,3

- Siderit (FeCO3): tỷ trọng thay đổi 3,7 – 3,9, chất này hòa tan trong HCl sử dụng chủ yếu trong hoàn thiện giếng

- Galen (PbS) : tỷ trọng thay đổi 6,7 – 7, sử dụng trong các trường hợp đặc biệt

- Xođa (CaCO3) : tỷ trọng thay đổi 2,6 – 2,8, dùng cho chất lỏng có tỷ trọng nhỏ và có thể bị axit hóa

1.1.2.4 Chất tạo độ pH

Độ pH cho biết nồng độ của iôn H+ có trong dung dịch, thể hiện tính axit hay bazơ của dung dịch Nếu dung dịch có tính bazơ cao dễ làm phá vỡ cấu trúc thành

hệ, tăng khả năng phân tán sét và gây khó khăn cho gọi dòng sản phẩm Dung dịch

có tính axit cao làm tăng khả năng đông đặc của dung dịch làm giảm lượng nước thoát ra từ dung dịch khoan vào vỉa đồng thời gây ăn mòn bộ khoan cụ Do đó, loại phụ gia này có tác dụng giữ độ pH của dung dịch thay đổi từ 7 – 9, không vượt quá

10 để giữ ổn định polyme Người ta thường dùng dung dịch loãng NaOH, KOH, Ca(OH)2 để tăng độ pH của dung dịch khoan Dưới đây, là tính chất cơ bản của KOH

KOH (Kali hydroxit)

- Khối lượng riêng: 2,04 g/cm3

- Độ hòa tan hoàn toàn ở nhiệt độ 200C với nồng độ 112g KOH/100ml nước cất

- Độ pH của dung dịch KOH nồng độ 0,01M là 12

- Hàm lượng ≥ 80%

- Pha chế: pha chế chậm và cẩn thận, hàm lượng phụ thuộc vào thành phần nguyên tố trong dung dịch và độ pH yêu cầu khoảng 0,57 – 1,14 kg/m3

1.2.2.5 Chất chống mất dung dịch (chất bít nhét)

Chất bít nhét là các vật liệu dùng bít nhét các lỗ rỗng, khe nứt trong địa tầng khoan qua có độ thấm cao, gồm có nhiều loại khác nhau:

- Vật liệu dạng lá mỏng: vỏ trấu, mica…

- Vật liệu dạng hạt: quả bồ đào, quả oliu…

- Vật liệu dạng sợi: sợi gỗ, bã mía, sợi cao su…

Trên đây là những thành phần cơ bản để điều chế dung dịch khoan Ngoài ra còn có những chất khác như: chất hóa lỏng, chất khử bọt, chất hoạt động bề mặt…

1.2 Các hệ dung dịch khoan sử dụng phổ biến

Công việc lựa chọn dung dịch khoan vừa phù hợp điều kiện địa chất, vừa phù hợp điều kiện kỹ thuật là yếu tố quan trọng trong chương trình khoan Dựa vào đặc điểm địa chất, mức độ nguy hiểm của địa tầng và nguồn nước cung cấp cho dung dịch khoan mà ta lựa chọn dung dịch khoan tối ưu nhất cho địa tầng khoan qua Hiện nay, hệ dung dịch khoan phổ biến gồm những hệ sau đây:

1 Hệ dung dịch không ức chế - không phân ly

2 Hệ dung dịch không ức chế - phân ly

3 Hệ dung dịch ức chế từng phần – phân ly

4 Hệ dung dịch ức chế - không phân ly

1.2.1 Hệ dung dịch không ức chế - không phân ly

1.2.1.1 Hệ dung dịch Polyme – Bentonite và Extended – Bento

- Chịu nhiễm bẩn tốt

- Hệ dung dịch này dùng trong những thành hệ ổn định, tốc độ khoan cao

- Hàm lượng chất rắn trong dung dịch luôn duy trì ở mức độ tối thiểu để giữ

độ nhớt thấp

- Giới hạn nhiệt độ dung dịch này là 1500C

1.2.1.2 Hệ dung dịch polyme nhiệt độ cao (PHPA)

Hệ dung dịch này có khả năng:

- Giảm tối thiểu mức độ phân tán của mùn khoan và sét

1.2.2 Hệ dung dịch ức chế - không phân ly

Các muối NaCl, KCl trong hệ dung dịch này có tác dụng ức chế sự trương nở của tập sét khi khoan qua và cho phép tách các chất rắn trên bề mặt hiệu quả cao

Hệ dung dịch này có hiệu quả cao khi hàm lượng chất rắn thấp, nhiệt độ sử dụng hiệu quả là ≤ 1200C

1.2.2.1 Hệ dung dịch muối bão hòa

- Sử dụng ngăn ngừa sự hòa tan muối vào dung dịch khi thi công qua tầng muối

- Ức chế sự phân tán hoặc sự trương nở mùn khoan và đất đá khoan qua

- Có thể tạo dung dịch này bằng cách thêm NaCl vào hệ dung dịch nước – bentonite không ức chế – phân ly cho đến mức bão hòa

1.2.3.1 Hệ dung dịch chứa Ca(OH) 2

- Các thông số dung dịch khoan ít thay đổi do tác động của chất nhiễm bẩn

- Khi nhiệt độ thấp hơn 1500C, hệ dung dịch hoạt động tốt, ngược lại hệ dung dịch mất khả năng khống chế độ thải nước, xảy ra quá trình thủy phân, đông đặc

1.2.3.2 Hệ dung dịch thạch cao (CaSO 4 ) – lignosulfonate

- Khả năng ức chế của hệ dung dịch này khá tốt, mức độ nhiễm bẩn thấp, ổn định nhiệt độ cao

- Thạch cao là chất ức chế trong hệ dung dịch này

1.2.3.3 Hệ dung dịch nước biển – Prehydrat Bentonite

- Hệ dung dịch này sử dụng nguồn nước có sẵn Muối hòa tan trong nước biển làm phân ly sét rất tốt

- Mức độ ức chế thay đổi tùy theo hàm lượng muối và canxi trong dung dịch

1.2.3.4 Hệ dung dịch KOH/ K – Lignite

- Sử dụng KOH và K – Lignite tạo ra iôn K+ nhằm khống chế độ thải nước

và kiểm soát độ thải nước

- Hàm lượng iôn K+ thấp, thay đổi từ 1000 – 2500 ppm

1.2.4 Hệ dung dịch không ức chế - phân ly

Chất làm loãng như Lignite và Linosulphonate thêm vào để làm phân tán sét Natri (Sodium Bentonite) và mùn khoan hoạt tính Tách chất rắn trong dung dịch khoan rất khó khăn nên sử dụng máy tách ly tâm Một số hóa phẩm sẽ bao bọc lấy hạt sét hoặc mùn khoan, ngăn cản sự xâm nhập của chúng vào dung dịch phân tán cao

1.2.4.1 Hệ dung dịch Lignite – Lignosulphonate

Được sử dụng rộng rãi trong khoan thăm dò vì thay đổi tính lưu biến dễ dàng, hạn chế sự nhiễm bẩn của muối, anhyrite… vào dung dịch khoan

Hệ dung dịch này rất ổn định nhưng bị biến đổi ở nhiệt độ cao (khoảng

1900C), khi tới nhiệt độ này hệ dung dịch mất dần khả năng của nó và trở thành dung dịch Lignite – surfactant

- Nhiệt độ thành hệ cao gây nên lớp vỏ bùn dày, không vững chắc

- Sụp lở sét thành hệ, sét trương nở khi gặp nước gây kẹt cần khoan

Yếu tố chủ quan:

- Thay đổi đột ngột thông số dung dịch khi khoan qua tầng sét

- Độ thải nước dung dịch quá lớn gây nên trương nở thành hệ sét, tăng mômen, giảm tốc độ khoan, gây kẹt cần khoan

- Dung dịch khoan tạo nên trên thành giếng vỏ bùn dày và không bền chắc, đặc biệt là khi gặp nhiệt độ cao của thành hệ

- Kéo thả bộ khoan cụ không đúng kỹ thuật

- Tỷ trọng dung dịch tương đương không phù hợp

Qua thí nghiệm và thực tiễn thi công, người ta đề xuất chế độ dòng chảy và thông số dung dịch khoan đảm bảo an toàn cho các giếng khoan định hướng:

Bảng 1.4 Thông số kỹ thuật cho khoan giếng định hướng

Khi khoan qua thành hệ sét trương nở, tính không ổn định thành giếng là một trong những vấn đề phức tạp và thường xảy ra nhất Một ví dụ điển hình khi thi khoan qua tầng sét Bạch hổ tại các địa tầng Miocen dưới, Oligocen trên và Oligocen dưới thường gặp hàm lượng cao sét hoạt tính montmorillonit Đây là nguyên nhân chính làm mất ổn định thành giếng khoan, gây ra nhiều phức tạp và sự cố trong khi khoan như bó hẹp thành giếng, sụp lở từng mảng sét gây kẹt bộ khoan cụ…

Điều này được giải thích bằng cấu trúc của nó, về cấu trúc montmorillonit có cấu tạo gồm hai thành phần chính silic và nhôm Lá nhôm được kẹp giữa hai lá silic

và các đỉnh của lá tứ diện liên kết đỉnh lá bát diện tạo nên lớp 2:1 có chiều dày 0,96nm Đồng thời liên kết giữa hai lá silic là liên kết Van der Vaal nên khá yếu và trong lá bát diện có sự mất cân bằng điện tích Đây chính là nguyên nhân khiến các iôn trao đổi đi vào trong mạng tinh thể và làm tăng khoảng cách giữa các lớp Mặc

dù tinh thể montmorillonit rất bé nhưng nó có ái lực với nước rất mạnh Do cấu trúc tinh thể của khoáng vật sét như vậy nên khi có nước xâm nhập vào, nó sẽ trương nở rất mạnh

Hình 1.1 Sơ đồ cấu trúc Montmorillonite

Hình 1.2 Sự trương nở sét khi có nước hấp thụ

Hình 1.3 Cấu trúc nguyên tử của khoáng vật Montmorilonit

Qua nhiều kết quả nghiên cứu và kinh nghiệm thực tiễn để giải quyết vấn đề trên thì hệ dung dịch được lựa chọn phải dựa trên những cơ sở sau:

- Căn cứ vào điều kiện địa chất, đặc điểm thạch học, nhiệt độ, áp suất vỉa theo độ sâu tại mỏ và đặc điểm kỹ thuật thi công giếng khoan

- Sử dụng tác nhân ức chế, cơ chế ức chế sét và mức độ ức chế của các hệ dung dịch sử dụng cho thích hợp từng vỉa

Tinh thể Monmorilonit (100 × 1 nm) Lớp nước hấp thụ

Đối với giếng khoan có góc nghiêng lớn, khả năng ức chế sét chưa cao của hệ dung dịch gây khó khăn, phức tạp trong khi khoan thường xảy ra nhất là mất ổn định thành giếng khoan Độ ổn định thành giếng khoan lại quyết định bởi độ bền vững lớp vỏ bùn Lớp vỏ bùn càng mỏng càng vững chắc thì thành giếng càng ổn định Trong thực tế, để xác định độ vững chắc lớp vỏ bùn cần xác định các thông số dung dịch như độ thải nước, vỏ bùn, độ bền gel, độ nhớt đặc biệt hai thông số khả năng kháng nén (L) và độ bền cắt (K) vỏ bùn dựa trên hai thiết bị mới là máy đo độ xuyên và máy đo momen xoắn Nhờ xác định các lực khác nhau tác dụng như lực nén và lực cắt nên cho phép đánh giá đầy đủ độ bền vững của lớp vỏ sét

Sau đây, là những hệ dung dịch khoan được nghiên cứu khi nung lên 1100C sau thời gian 3 giờ từ nhiệt độ dung dịch khoan ban đầu là 250C đang sử dụng ức chế sét tại mỏ Bạch hổ

Bảng 1.5 Một số hệ dung dịch đang sử dụng tại mỏ Bạch hổ

kháng cắt

Độ bền kháng nén

1 Nước kỹ thuật, bentonite API 3%, CMCHV

- Ức chế bên trong cấu trúc ô mạng sét

Trong khoan dầu khí, dung dịch khoan có các chất phụ gia có khả năng ức chế thường sử dụng là:

- Các muối đơn hóa trị trung tính KCL, NaCL

- Các muối kim loại đa hóa trị CaSO4, CaCl2

- Hydroxit kim loại đa hóa trị Ca(OH)2, phèn nhôm kali

K2SO4Al2SO4.24H2O…

- Các polyme cao phân tử

- Các hoạt chất silic hữu cơ [3]

1.3.2 Tìm hiểu cơ chế ức chế của các chất phụ gia

1.3.2.1 Cơ chế ức chế bằng các muối đơn hóa trị

Các muối đơn hóa trị có thể hấp phụ các cation đơn hóa trị nồng độ cao Na+trong môi trường khuếch tán, hoặc xảy ra đối cation có năng lượng hydrat hóa thấp như K+ tạo lớp màng hydrat mỏng nhất Khi nồng độ natri cao (Na+ = 40.000ppm) trong dung dịch sẽ gây ức chế quá trình thủy hóa và trương nở sét montmorilonit đồng thời còn ngăn ngừa phân rửa mùn sét khoan

Các thí nghiệm cho thấy K+ có khả năng ức chế mạnh hơn nhiều so với Na+, mức độ ức chế tốt nhất khi nồng độ phần trăm khối lượng K+ đạt 5% Tuy nhiên, nồng độ K+ cần thiết ức chế sét tùy thuộc vào thành phần khoáng vật sét trên thành

hệ Điển hình mỏ Bạch hổ nồng độ K+ tối ưu để ức chế sét là 7% - 10% Khả năng

ức chế cao của các cation K+ nhờ vào kích thước nhỏ và năng lượng hydrat hóa thấp

do đó các cation K+ linh động có thể xâm nhập sâu vào bên trong cấu trúc ô mạng

tinh sét, tạo lực hút tĩnh điện trái dấu giữa các lớp dẫn đến giảm sự trương nở sét 1.3.2.2 Ức chế bằng iôn đa hóa trị

Các kim loại từ các muối CaSO4, CaCl2 hoặc các hydroxyt kim loại đa hóa trị như Ca(OH)2, K2SO4Al2SO4.24H2O qua quá trình hấp thụ gây biến tính bề mặt khoáng sét Khi tiếp xúc với sét Montmorilonite- Natri, cation Ca2+ thay thế các cation Na+ trong màng khuếch tán giữa các khoáng vật sét làm giảm khoảng cách

giữa các phiến hạn chế sự trương nở Điểm hạn chế của dung dịch ức chế sét bằng canxi là hệ dung dịch có thể hoạt động từ nhiệt độ 1000C đến 1100C, khi lớn hơn nhiệt độ này dung dịch sẽ bị keo đặc

Các cation canxi, cation nhôm và sắt hấp thụ vào dung dịch sét bằng liên kết chặt hơn làm cho bề dày khoáng vật sét giảm đi Hạn chế là các cation tồn tại trong môi trường axit pH < 4 Khi tăng tính kiềm các muối này chuyển thành các hydroxyt kim loại tương ứng và hấp thụ mạnh lên bề mặt sét mùn khoan làm ức chế

sự phân tán sét vào dung dịch

Trong hệ ức chế bằng muối nhôm, các hydroxyt nhôm hấp thụ lên bề mặt đá sét thành giếng khoan, gây sự cản trở cấu tử sét di chuyển vào dung dịch đồng thời khi lắng vào khe nứt, hydroxyt nhôm sẽ bít các khe nứt làm giảm hiện tượng ngậm nước của đá sét thành hệ và làm tăng độ bền chắc thành giếng khoan Tuy nhiên, khi hình thành các hydroxyt, xung quanh chúng tạo ra lớp màng thủy hóa và làm lực điện tích dương của nhôm suy giảm Dung dịch ức chế muối nhôm áp dụng hiệu quả khi khoan qua tầng sét acgilit

1.3.2.3 Cơ chế ức chế của các hóa phẩm làm loãng

Đối với giếng khoan có độ sâu lớn và nhiệt độ đáy giếng cao thì độ ổn định điện động và lý hóa đóng vai trò quan trọng đối với khả năng ức chế của dung dịch

Độ ổn định lý hóa dẫn đến sự hình thành lớp màng chắn hấp thụ tạo bởi các chất cao phân tử trên bề mặt Các hóa phẩm có độ nhớt cao nhờ tính không linh động trong môi trường phân tán, hấp thụ và tạo nên lớp nhớt trên bề mặt khoáng sét Các hóa phẩm này sử dụng trong hệ dung dịch gốc nước vì chúng rất bền vững khi có chất nhiễm bẩn trong dung dịch khoan Hợp chất phổ biến thường sử dụng là Lignosulfonate

1.3.2.4 Cơ chế ức chế của các polyme cao phân tử

Nhiều nghiên cứu cho rằng polyme cation hấp thụ lên bề mặt các khoáng sét mạnh hơn so với polyme anion Điều này được giải thích là trong khoáng sét có điện tích âm chiếm ưu thế hơn điện tích dương Quá trình hấp thụ này tạo ra màng

chắn ngăn cản sự trương nở và quá trình phân rửa, phân tán các phiến sét do đó polyme cation ức chế sét rất có hiệu quả Ngoài ra các polyme cation còn có khả năng tạo lớp hấp phụ trên bề mặt kim loại điện tích âm làm hạn chế hiện tượng bó choòng gây bởi mảnh sét trong khi thi công giếng khoan

Polyme anion chỉ hút các cạnh sét tích diện dương nên tiết kiệm lượng hóa phẩm tiêu hao Trong môi trường phân tán, hợp chất thủy phân từng phần (PHPA) hấp thụ ở góc cạnh phiến sét tích điện dương tạo lớp màng ngăn cách nước Lớp màng hấp phụ PHPA trên bề mặt khoáng sét (trong mùn khoan hay thành hệ) không làm ảnh hưởng đến thay đổi lực kết dính bên trong cấu trúc ô mạng sét nhưng làm chúng gắn kết nhau thuận lợi cho việc mang mùn khoan lên miệng giếng khoan qua việc tuần hoàn dung dịch khoan [3]

1.3.3 Cơ chế ức chế sét của dung dịch khoan gốc dầu:

Dầu trong dung dịch khoan gốc dầu là một vật chất không phân cực, nghĩa là

nó không tương tác với nước và sét Sét thành hệ sẽ rất ổn định trong môi trường dung dịch gốc dầu nếu độ mặn của pha muối trong dung dịch cao hơn độ mặn của nước trong thành hệ sét, nghĩa là nó duy trì sự thấm lọc của sét vào dung dịch Sét

sẽ không hút nước từ dung dịch

Hệ dung dịch khoan gốc dầu được hình thành từ những phân tử nhũ với pha dầu liên tục và nước là pha phân tán Trong giếng khoan, các phân tử nhũ của hệ dung dịch sẽ có khuynh hướng phủ “lớp dầu” lên trên bề mặt của bộ cần khoan, mùn khoan và thành hệ Các phân tử nhũ cũng hình thành một lớp màng bán thấm trên thành giếng khoan [4]

1.4 Kết luận

Với dung dịch khoan gốc nước, các hệ dung dịch khoan phổ biến gồm:

- Hệ dung dịch không ức chế - không phân ly

- Hệ dung dịch không ức chế - phân ly

- Hệ dung dịch ức chế từng phần – phân ly

- Hệ dung dịch ức chế - không phân ly

Các hệ dung dịch khoan phải có các chất phụ gia có khả năng ức chế sét: các muối đơn hóa trị trung tính, các muối kim loại đa hóa trị, các Hydroxit kim loại đa hóa trị, các polyme cao phân tử, các hoạt chất silic hữu cơ Tác dụng ngăn ngừa và hạn chế thủy hóa sét dựa trên hai nguyên tắc chính là:

- Ức chế trên bề mặt

- Ức chế bên trong cấu trúc ô mạng sét

Về dung dịch khoan gốc dầu, dầu trong dung dịch khoan gốc dầu sẽ không tương tác với nước và sét Sét thành hệ sẽ rất ổn định trong môi trường dung dịch khoan gốc dầu

dễ trương nở khi gặp nước, xen lẫn một vài các tập cát kết mỏng và dầu vết than và glauconit với thế nằm ngang khá bằng phẳng là một vấn đề mà bất cứ nhà thầu nào cũng phải quan tâm nghiên cứu khi thực hiện các hoạt động thăm dò và khai thác tại bồn trũng Cửu long Trong công đọan khoan 12-1/4” tại lô 15.1, hầu hết các công nghệ kỹ thuật cao được áp dụng chủ yếu cũng để giải quyết vấn đề này

Các tập sét hoạt tính trong tầng Bạch hổ sẽ hấp thụ nước trong dung dịch khoan và trương nở mạnh, sự trương nở này làm bó hẹp lỗ khoan Khi tiến hành nâng thả, các thiết bị như choòng khoan, bộ dụng cụ đáy, các đầu nối… sẽ bị kẹt tại những điểm mà đường kính thu hẹp Sự trương nở của sét làm cho dung dịch khoan mất ổn định, mùn khoan bị lắng đọng gây ra kẹt bộ khoan cụ

Dựa trên cơ sở lý thuyết ở Chương 1, các đơn pha chế của các hệ dung dịch khoan sẽ được khảo sát về tính ức chế sự trương nở của sét, và một số các yêu cầu khác v ề mặt kỹ thuật: không phá hỏng thiết bị, bền nhiệt v.v

Sau khi đã được khảo sát, các đơn pha chế của các hệ dung dịch này sẽ được xem xét đánh giá trong Chương 3

2.1 ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT KHU VỰC BỒN TRŨNG CỬU LONG

2.1.1 Đặc điểm các tập sét bồn trũng Cửu long

Sét Rotalia của quá trình biển tiến, lắng động suốt cuối thời kì Mioxen sớm, được xác định như là tầng chắn cho tập Mioxen và các vỉa chứa bên dưới, cả về phương ngang (các thấu kính cát mỏng) cũng như phương đứng (các lớp cát sét xen

kẹp) Khả năng chắn của tập sét này giảm về phía tây nam của bể, nơi có nhiều cát hơn và cũng gần nguồn hơn (hệ thống cửa sông Mekông)

Bên cạnh vai trò là nguồn sinh dầu chính, lớp sét dày của tập D thuộc Oligoxen cũng đóng vai trò là tầng chắn cho vỉa chứa tầng móng granite, vỉa chứa của tập F

và E, cũng như là các tập cát kết xen giữa trong tập D

Tập D (phần bên dưới của Oligoxen trên)

Lắng đọng trong môi trường đầm hồ đến đồng bằng sông và đồng bằng bồi tích với ảnh hưởng nhỏ của biển, tập D được xác định hầu hết là trầm tích hạt mịn, thể hiện ở hoặc là vùng nước sâu hoặc là vùng có năng lượng thấp Tiềm năng của vỉa chứa này nằm ở tập cát kết D4, với độ lỗ rỗng từ 12% đến 19%, độ bão hòa nước khoảng 50% Sản phẩm từ vỉa chứa này gồm cả dầu và khí

Tập C (phần bên trên của Oligoxen trên)

Tập C được phân loại như là một chu kì biển tiến có năng lượng cao So sánh với tập D, cát kết của tập C có chất lượng tốt hơn, độ lỗ rỗng thay đổi từ 10-15%,

độ thấm từ 0.1-50mD

Tập B1 (Mioxen hạ)

Tập B1 nằm ở giai đoạn cuối của thời kì biển tiến trong bể Cửu long, với thành phần thạch học là lớp sét dày, được xem như là tầng chắn khu vực và lớp cát kết xen kẹp có nguồn gốc từ đồng bằng châu thổ / duyên hải đến vùng biển nông Tập B1 được xác định là thành phần cát kết tăng lên nhiều hơn ở rìa cùa bể, đặc biệt

về phía tây nam Vì thế khả năng tồn tại một tầng chắn tốt ở khu vực này là không

có mặc dù chất lượng vỉa cát tốt hơn Về tổng quan, tập B1 ngoài vai trò là tầng chắn cho các vỉa chứa bên dưới, chính nó còn là một vỉa chứa có chất lượng tốt với

độ lỗ rỗng từ 15-25%, độ bão hòa nước khoảng 54% và độ thấm từ 1-5000mD Trên cùng được phủ bởi tập sét montmô Rotalide làm nhiệm vụ chắn khu vực

2.2 Đặc điểm địa chất lô 15.1 bồn trũng Cửu long

2.2.1 Đặc điểm nhiệt độ và áp suất

a Dữ liệu về áp suất

Anticipated 15-1-SV-CP Well Pore Pressure

Hình 2.1: Dự đoán áp suất thành hệ

Áp suất của giếng khoan tại từng mỏ được dự đoán dựa trên một số giếng

khoan thăm dò tại mỏ và dữ liệu của những lô lân cận Thông thường, áp suất của một số giếng của mỏ Sư Tử thay đổi từ 8,4 – 9,5 ppg EMW (0.437-0.494 psi)

Dự đoán áp suất thành hệ