Giải pháp công nghệ kỹ thuật khoan qua vỉa sản phẩm có dị thường áp suất âm của mỏ bạch hổ

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT --- NGUYỄN HỮU TRƯỜNG GIẢI PHÁP CÔNG NGHỆ KỸ THUẬT KHOAN QUA VỈA SẢN PHẨM CÓ DỊ THƯỜNG ÁP SUẤT ÂM CỦA MỎ BẠCH HỔ Chuyên ngành: Kỹ

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT

-

NGUYỄN HỮU TRƯỜNG

GIẢI PHÁP CÔNG NGHỆ KỸ THUẬT KHOAN QUA VỈA SẢN PHẨM CÓ DỊ THƯỜNG ÁP SUẤT ÂM

CỦA MỎ BẠCH HỔ

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

HÀ NỘI – 2011

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT

-

NGUYỄN HỮU TRƯỜNG

GIẢI PHÁP CÔNG NGHỆ KỸ THUẬT KHOAN QUA VỈA SẢN PHẨM CÓ DỊ THƯỜNG ÁP SUẤT ÂM

CỦA MỎ BẠCH HỔ

Chuyên ngành: Kỹ thuật khoan, khai thác và công nghệ dầu khí

Mã số: 60.53.50

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC PGS.TS CAO NGỌC LÂM

HÀ NỘI - 2011

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi Các số liệu, kết quả nêu trong luận án là trung thực và chưa từng được ai công bố trong bất kì công trình nghiên cứu nào khác

Hà Nội, ngày 20 tháng 7 năm 2011

TÁC GIẢ LUẬN VĂN

NGUYỄN HỮU TRƯỜNG

MỤC LỤC

Trang

TRANG PHỤ BÌA……… ….………2

LỜI CAM ĐOAN 1

MỤC LỤC 4

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU VÀ CHỮ VIẾT TẮT 9

DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU 10

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ VÀ ĐỒ THỊ 11

MỞ ĐẦU 12

1 Tính cấp thiết của đề tài 12

2 Mục đích nghiên cứu 13

3 Đối tượng nghiên cứu 13

4 Nội dung nghiên cứu 14

5 Phương pháp nghiên cứu 14

6 ý nghĩa khoa học và thực tế 15

7 Tài liệu của luận văn 15

8 Cấu trúc và khối lượng luận văn 15

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT VÙNG MỎ BẠCH HỔ 17

1.1 Tổng quan của mỏ Bạch Hổ trong bồn trũng Cửu Long……… 17

1.2 Cột địa tầng tổng hợp mỏ Bạch Hổ thuộc bồn trũng Cửu Long 23

1.2.2 Móng trước Kainozoi 24

1.2.3 Đá móng kết tinh trước Kainozoi 31

1.2.4 Lịch sử phát triển địa chất của mỏ Bạch Hổ 32

1.3 Dị thường áp suất 34

CHƯƠNG 2 SỰ CỐ VÀ PHỨC TẠP THƯỜNG GẶP KHI KHOAN MỞ VỈA SẢN PHẨM CÓ DỊ THƯỜNG ÁP SUẤT ÂM 36

2.1 Các hiện tượng phức tạp khi khoan mở vỉa có dị thường áp suất âm 37

2.1.1.Mất dung dịch 37

2.1.1.1 Mất dung dịch do hiện tượng xâm thực 38

2.1.1.2 Mất dung dịch do vỡ vỉa thủy lực 39

2.1.2.Hiện tượng lưu thể vỉa xâm nhập vào giếng khoan 40

2.1.3 Hiện tượng sập lở thành giếng khoan 41

2.1.4.Hiện tượng tích tụ mùn khoan 41

2.2 Các sự cố về cần khoan khi khoan mở vỉa sản phẩm có dị thường áp suất âm 41

2.2.1 Hiện tượng kẹt cần cơ học 43

2.2.2.Hiện tượng kẹt cần do chênh áp 47

2.2.3 Sự cố đứt gãy cần khoan 49

CHƯƠNG 3.CƠ SỞ LÝ THUYẾT CÔNG NGHỆ KHOAN QUA VỈA SẢN PHẨM TẦNG MÓNG CÓ DỊ THƯỜNG ÁP SUẤT ÂM 50

3.1 Lý thuyết về dị thường áp suất 50

3.2 Công nghệ khoan dưới cân bằng 50

3.2.1 Khái niệm khoan dưới cân bằng 50

3.2.2 Lịch sử ra đời và phát triển của công nghệ khoan dưới cân bằng 52 3.2.3 Những lợi ích của khoan dưới cân bằng 53

3.2.3.1 Tăng tốc độ cơ học khoan 54

3.2.3.2 Tăng tuổi thọ choòng khoan 55

3.2.3.3 Giảm Khả năng mất dung dịch 55

3.2.3.4 Giảm thiểu hoặc loại bỏ hiện tượng kẹt cần do chênh áp 56

3.2.3.5 Giảm nhiễm bẩn thành hệ 56

3.2.3.6 Khai thác sớm 56

3.3.3.7 Cải thiện khả năng đánh giá thành hệ 57

3.2.3.8 An toàn cho môi trường 57

3.2.4 Những hạn chế của công nghệ khoan dưới cân bằng (UBD) 58

3.2.4.1 Mất ổn định thành lỗ khoan 58

3.2.4.2 Hiện tượng nước xâm nhập 59

3.2.4.3 Sinh lửa trong lỗ khoan 60

3.2.4.4 Thiết bị khoan định hướng 60

3.2.4.5 Khó kiểm soát giếng khoan 61

3.2.4.6 Tăng chi phí đầu tư 61

3.3 Công nghệ khoan gần cân bằng 62

3.3.1 Nguyên lý của công nghệ khoan gần cân bằng 62

3.3.2 Những lợi ích của việc sử dụng công nghệ khoan gần cân bằng 63

3.3.3 Những hạn chế của việc sử dụng công nghệ khoan gần cân bằng 63 3.4 Công nghệ khoan sử dụng mũ dung dịch 64

3.4.1 Nguyên lý của công nghệ khoan sử dụng mũ dung dịch 64

3.4.2 Những lợi ích của việc sử dụng công nghệ khoan mũ dung dịch 66

3.4.3 Những hạn chế của việc sử dụng công nghệ khoan mũ dung dịch.66 3.4.4.Xác định trọng lượng riêng dung dịch ở khoảng không vành xuyến 67

3.4.5.Xác định áp suất bơm ép trong cần khoan 69

3.4.6.Xác định lưu lượng bơm ép trong cần khoan 70

3.4.7.Xác định thể tích dung dịch bơm ép vành xuyến 71

3.4.8.Phạm vi ứng dụng công nghệ khoan mũ dung dịch 72

CHƯƠNG 4 CÔNG NGHỆ KHOAN QUA VỈA SẢN PHẨM CÓ DỊ THƯỜNG ÁP SUẤT ÂM ĐÃ VÀ ĐANG ÁP DỤNG TẠI MỎ BẠCH HỔ 73

4.1 Phương pháp sử dụng dung dịch sét GEL/CMC 74

4.1.1 Ngăn ngừa tình trạng mất dung dịch 75

4.1.1.1 Giảm trọng lượng riêng của dung dịch khoan: 75

4.1.1.2 Duy trì các tính chất của dung dịch khoan: 76

4.1.1.3 Giảm thiểu áp suất phát sinh trong quá trình kéo thả: 76

4.1.1.4 Giữ trọng lượng riêng của dung dịch tuần hoàn tương đương

thấp 76

4.1.1.5 Khống chế hàm lượng pha rắn trong dung dịch 77

4.1.2 Các biện pháp xử lý việc mất dung dịch 77

4.1.2.1 Biện pháp chống mất dung dịch (với tốc độ từ 2 - 6 m3/giờ) 78

4.1.2.2 Biện pháp chống mất dung dịch với tốc độ trên 6m3/giờ 79

4.1.2.3 Biện pháp chống mất dung dịch hoàn toàn: 80

4.2 Phương pháp sử dụng hệ dung dịch muối 82

4.2.1 Biện pháp công nghệ khi tốc độ mất dung dịch nhỏ 83

4.2.2 Biện pháp công nghệ khi mất dung dịch từng phần với tốc độ mất dung dịch lên đến 16m3/giờ 83

4.2.3 Biện pháp công nghệ khi mất dung dịch với tốc độ mất dung dịch trên 16m3/giờ 85

4.2.3.1 Phương pháp khoan gần cân bằng 86

4.2.3.2 Phương pháp khoan sử dụng mũ dung dịch (Floating Mud Cap) 87

4.2.3.3 Phương pháp sử dụng nút dung dịch 88

4.2.3.4.Giải pháp gia cố thành giếng tạm thời 90

CHƯƠNG 5 ĐÁNH GIÁ VÀ LỰA CHỌN CÁC GIẢI PHÁP CÔNG NGHỆ KỸ THUẬT KHOAN QUA VỈA SẢN PHẨM TẦNG MÓNG CÓ DỊ THƯỜNG ÁP SUẤT ÂM CỦA MỎ BẠCH HỔ 92

5.1.Phân tích đánh giá các giải pháp đã được sử dụng 92

5.1.1 Giải pháp sử dụng hệ dung dịch sét Gel/CMC 92

5.1.1.1 Những lợi ích của việc sử dụng hệ dung dịch sét Gel/CMC 92

5.1.1.2 Những hạn chế của việc sử dụng dung dịch sét Gel/CMC 92

5.1.2 Giải pháp sử dụng hệ dung dịch muối 93

5.1.2.1 Những lợi ích của việc sử dụng hệ dung dịch muối 93

5.1.2.2 Những hạn chế của việc sử dụng hệ dung dịch muối 94

5.1.3.Giải pháp sử dụng nước biển thay dung dịch khoan 94

5.1.3.1.Những lợi ích khi sử dụng nước biển 95

5.1.3.2.Những hạn chế khi sử dụng nước biển 95

5.1.4 Công nghệ khoan áp dụng khi mất dung dịch hoàn toàn 95

5.1.4.1 Công nghệ khoan gần cân bằng 96

5.1.4.2 Công nghệ khoan sử dụng mũ dung dịch 96

5.1.4.3 Công nghệ khoan sử dụng các nút cách ly 98

5.2 Giải pháp công nghệ kỹ thuật khoan qua vỉa sản phẩm tầng móng có dị thường áp suất âm của mỏ Bạch Hổ 98

5.2.1 Đề xuất hệ dung dịch khoan 101

5.2.2 Đề xuất giải pháp công nghệ khoan 105

5.2.3.Giải pháp gia cố thành giếng tham thời 107

5.3 Đánh giá hiệu quả kinh tế của các giải pháp trên 111

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 116

1 KẾT LUẬN 117

2 KIẾN NGHỊ 118

TÀI LIỆU THAM KHẢO 120

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU VÀ VIẾT TẮT

LCM: Vật liệu chống mất dung dịch (Lost Circulation Material)

UBD: Công nghệ khoan dưới cân bằng (Under Balanced Drilling) FMC: Công nghệ khoan mũi dung dịch ( Floating Mud Cap)

VSP: Xí nghiệp liên doanh dầu khí Vietsovpetro

K: Độ thấm

MWD: Thiết bị đo trong khoan (Measurment While Drilling)

Gpm: Galông trên một phút (Gallon per Minute)

Bpm: Thùng trên phút (Barrel per Minute)

Ppb: Pao trên thùng (Pound per barrel)

DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU

Bảng 3.1: Hiệu suất gia tăng khi áp dụng công nghệ khoan dưới cân bằng ở các vùng khác nhau trên thế giới 54 Bảng 4.1 Đơn pha chế hệ dung dịch GEL/CMC 75 Bảng 4.2 Thành phần và chức năng của các hỗn hợp vật liệu chống mất dung dịch 78 Bảng 4.3 Thành phần, tính chất và kết quả xử lý của dung dịch polyme 79 Bảng 4.4 Thành phần, tính chất và kết quả xử lý của dung dịch polyme hàm lượng sét thấp 80 Bảng 4.5: Thành phần, tính chất và kết quả xử lý của dung dịch bọt nhớt đàn hồi 81 Bảng 4.6: Kích thước của các vật liệu LCM hiện đang sử dụng 86 Bảng 5.1: Đơn pha chế dung dịch muối NaCl 102 Bảng 5.2 kết quả phục hồi độ thấm sau khi sử dụng hệ dung dịch Gel/CMC 113 Bảng 5.3 Kết quả hồi phục độ thấm sau khi sử dụng hệ dung dịch muối 114 Bảng 5.4 Biểu đồ so sánh tỷ lệ thời gian khoan của hai phương pháp 115 Bảng 5.5 Biểu đồ so sánh chi phí dung dịch khoan của hai phương pháp 116 

DANH MỤC HÌNH VẼ

Hình 1.1 Sơ đồ vị trí mỏ Bạch Hổ trong bồn trũng Cửu Long 17 

Hình 1.2 Cột địa tầng tổng hợp mỏ Bạch Hổ 23 

Hình 1.3.Mặt cắt địa chấn dọc khối trung tâm của mỏ Rồng và Bạch Hổ 24 

Hình1.4.Cấu trúc mặt móng của bể cửu long 25 

Hình 1.5 Ảnh mẫu lõi (a) và lát mỏng (b) granodiorit Hòn khoai tại độ sâu 4.236m 26 

Hình 1.6 Ảnh đá diorit Định Quán, mẫu lõi GK BH1201, độ sâu 4.014m(c); và mẫu lát mỏng GK BH 11, độ sâu 5.387,4m(d) 27 

Hình  1.7 Granit biotit Cà Ná mẫu lõi GK BH 1113 độ sâu 3.886,4m (e) và mẫu lát mỏng granit 2 mica GK BH448(f) 28

Hình 2.1 Do hiện tượng nắng mùn khoan 43

Hình 2.2 Sét trương nở 44

Hình 2.3 Sét nén 44

Hình 2.4 Những thành hệ nứt nẻ và đứt gãy 44

Hình 2.5 Thành hệ không bền vững 45

Hình 2.6 Vật liệu xi măng 45

Hình 2.7 Vật lạ 45

Hình 2.8 Hình dạng lỗ khoan 46

Hình 2.9 Đường kính giếng khoan 46

Hình 2.10 Cấu trúc bộ khoan cụ 46

Hình 2.11 Thành hệ không ổn định 47

Hình 2.12 Giếng khoan có tốc độ lấy góc xiên lớn 47

Hình 3.1: Khoan dưới cân bằng (a) và trên cân bằng (b) 51 

Hình 3.2: Sơ đồ công nghệ khoan mũ dung dịch 65 

Hình 4.1 Động thái áp suất thân dầu trong móng trung tâm mỏ Bạch Hổ 74

Hình 4.2:Yêu cầu kích thước của vật liệu LCM để khống chế các khe nứt …85 Hình 4.3.Đới mất dung dịch bị cô lập khi sử dụng nút Drilplex………… 90

Hình 4.4 Thiết bị APL ……… 90

Hình 5.1 a, b, c,d ……… 99

Hình 5.2.Sơ đồ phân bố các PPT trong đá móng nứt nẻ mỏ Bạch Hổ 101 

Hình 5.3.Sơ đồ công nghệ khoan mũ dung dịch 105

Hình 5.4 Thiết bị APL……… 107

Hình 5.5 Qui trình thả APL 108

Hình 5.6 Giải pháp xử lý phức tạp truyền thống và giải pháp APL………109

Hình 5.7 Các vị trí cần xử lý………109

MỞ ĐẦU

1 Tính cấp thiết của đề tài

Mỏ Bạch Hổ thuộc bồn trũng Cửu Long nằm tại thềm lục địa phía nam Việt Nam, tại bồn trũng Cửu Long tồn tai ba tầng sản phẩm chính là tầng móng, tầng Oligocen hạ,tầng Miocen hạ, trong đó lượng dầu thô khai thác được từ tầng móng chiếm gần 75% lượng dầu thô khai thác được của xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro.Do vậy xí nghiệp đã tập trung đầu tư khoa học kỹ thuật,thiết bị công nghệ khoan vào vỉa sản phẩm tầng móng,nhằm thu được lượng dầu thô có trong móng là cao nhất

Kể từ giếng khoan thăm dò đầu tiên 09-BH-1X do nhà thầu Mobil khoan năm 1975 đến chiều sâu khoan 3024m với kết quả phát hiện dầu khí tại

mỏ Bạch Hổ , đặc biệt kể từ khi xí nghiệp liên doanh phát hiện ra dầu trong tầng móng vào năm 1988,ngành công nghiệp dầu khí nói chung và hoạt động khoan thăm dò nói riêng của Việt Nam đã có bước phát triển nhanh và liên tục Trong đó hoạt động khoan tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí tại bồn trũng Cửu Long diễn ra nhộn nhịp

Trải qua trên 30 năm tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí,tại bồn trũng Cửu Long nói chung và mỏ Bạch Hổ nói riêng,các nhà đầu tư đã khoan hàng trăm giếng thăm dò và khai thác (chiếm khoảng 70% số lượng giếng khoan thuộc vùng biển Việt Nam)với hàng triệu mét khoan với chi phí nhiều

tỉ đô la.Trong quá trình khoan thăm dò và khai thác đi qua vỉa sản phẩm tầng móng của mỏ Bạch Hổ đã có nhiều công nghệ khoan khác nhau đã và đang được áp dụng.Tuy vậy thực tế thi công khoan cho thấy tại nhiều giếng khoan qua vỉa sản phẩm tầng móng của mỏ có biểu hiện cho dầu khí tốt, nhưng khi tiến hành thử vỉa sản phẩm lại cho kết quả không đúng với tiềm năng của vỉa hoặc đôi khi không có dòng Điều đó chứng tỏ công nghệ khoan chưa phù hợp qua vỉa sản phẩm tầng móng, đã làm cho vỉa sản phẩm bị nhiễm bẩn do một lượng lớn mùn khoan và dung dịch khoan đã đi vào các khe nứt của vỉa sản phẩm,dẫn tới

sự lưu thông của dòng sản phẩm dầu khí vào giếng bị hạn chế.Thực tế khi thi công khoan qua vỉa sản phẩm móng nứt nẻ.Có dị thường áp suất âm thì mùn khoan lẫn dung dịch khoan đi vào vỉa sản phẩm,gây ra rất nhiều khó khăn cho công tác khoan và ảnh hưởng nghiêm trọng tới vỉa sản phẩm

Do vậy, luận văn đưa ra giải pháp công nghệ kỹ thuật khoan qua vỉa sản phẩm có dị thường áp suất âm của mỏ Bạch Hổ là cần thiết,kết quả nghiên cứu của luận văn không những có ý nghĩa khoa học mà còn có ý nghĩa thực tiễn cao góp phần nâng cao sản lượng khai thác dầu khí tại tầng móng nứt nẻ của mỏ Bạch Hổ nói riêng và góp phần nâng cao hiệu quả cho các dự án tìm kiếm thăm dò khai thác dầu khí vào tầng móng của các mỏ có sau này

2 Mục đích nghiên cứu

Trên cơ sở kết quả phân tích đánh giá và so sánh các giải pháp công nghệ kỹ thuật khoan khác nhau đã và đang áp dụng qua vỉa sản phẩm tầng móng có dị thường áp suất âm của mỏ Bạch Hổ tác giả đã lựa chọn đề xuất giải pháp công nghệ kỹ thuật khoan qua vỉa sản phẩm tốt nhất cho tầng móng của mỏ,nhằm nâng cao hiệu quả khoan mở vỉa sản phẩm cũng như hiệu quả kinh tế kỹ thuật của mỏ nói riêng và các dự án thăm dò khai thác dầu khí tại bồn trũng Cửu Long nói chung, đồng thời đem lại bài học quý báu cho các dự

án khoan vào tầng móng của các mỏ sau này

3 Đối tượng nghiên cứu

Đối tượng nghiên cứu là các quy trình công nghệ kỹ thuật khoan và các

hệ dung dịch để khoan qua tầng sản phẩm móng có dị thường áp suất âm của mỏ.Trong đó,cụ thể là các giải pháp ngăn ngừa và xử lý hiên tượng mất dung dịch và các công nghệ khoan hợp lý khi khoan qua vỉa sản phẩm tầng móng

có dị thường áp suất âm,nhằm nâng cao hiệu quả khoan nói chung và qua vỉa sản phẩm có dị thường áp suất âm nói riêng

4 Nội dung nghiên cứu

Đề tài tập chung nghiên cứu các nội dung chính sau đây: -Nghiên cứu, phân tích và đánh giá những khó khăn và phức tạp khi khoan qua vỉa sản phẩm tầng móng có dị thường áp suất âm của mỏ

- Nghiên cứu cơ sở lý thuyết các công nghệ kỹ thuật khoan qua vỉa sản phẩm có dị thường áp suất âm như công nghệ khoan dưới cân bằng, công nghệ khoan mũ dung dịch,công nghệ khoan sử dụng nút cách ly

-Tìm hiểu,phân thích các công nghệ khoan qua vỉa sản phẩm có dị thường áp suất âm đã và đang áp dụng tại Mỏ Bạch Hổ

- Trên cơ sở phân tích và đánh giá trên ,tác giả lựa chọn đề xuất các giải pháp công nghệ khoan phù hợp nhất qua tầng sản phẩm tầng móng có dị thường áp suất âm,nhằm đem lại các lợi ích về các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật khi thi công khoan qua vỉa sản phẩm móng nứt nẻ tại Mỏ Bạch Hổ

5 Phương pháp nghiên cứu

Để thực hiện các nội dung nghiên cứu trên,tác giả đã sử dụng các

phương pháp nghiên cứu sau đây:

- Tổng hợp, thống kê các tài liệu sản xuất để đánh giá các khó khăn và phức tạp khi khoan qua vỉa sản phẩm có dị thường áp suất âm

-Nghiên cứu lý thuyết: để làm sáng tỏ bản chất của các công nghệ khoan; như công nghệ khoan dưới cân bằng (under balanced drilling), như công nghệ khoan mũ dung dịch (floating mud cap) và công nghệ khoan gần cân bằng,phân tích đánh giá khả năng áp dụng các công nghệ kỹ thuật khoan này và đề xuất giải pháp trong công nghệ khoan mở vỉa tầng móng Mỏ Bạch Hổ

-Đánh giá các kết quả nghiên cứu qua các số liệu từ thực tế khoan qua vỉa sản phẩm tại vùng Mỏ Bạch Hổ nói riêng và bể Cửu Long nói chung

6 ý nghĩa khoa học và thực tế

+Ý nghĩa khoa học

-Hệ dung dịch muối là hệ dung dịch thích hợp nhất hiện nay để khoan

mở vỉa tầng móng có dị thường áp suất âm tại Mỏ Bạch Hổ và hệ dung dịch sét lại thích hợp khi khoan qua nóc móng vì nơi đây có khả năng gặp mũ khí

-Công nghệ khoan sử dụng mũ dung dịch là phương pháp khoan đem lại hiệu quả khoan cao khi mở vỉa tầng móng có dị thường áp suất âm của Mỏ Bạch Hổ

-Ý nghĩa thực tế

Đề tài xuất phát từ yêu cầu thực tế sản xuất kết quả nghiên cứu của luận văn sẽ góp phần giải quyết những khó khăn phức tạp khi tiến hành khoan qua vỉa sản phẩm tầng móng có dị thường áp suất âm

7 Tài liệu của luận văn

a Luận văn được xây dựng trên cơ sở của các tài liệu địa chất ,tài liệu thi công khoan, tài liệu thử vỉa giếng khoan tìm kiếm thăm dò thẩm lượng và khai thác dầu khí trong tầng móng của mỏ, các bài báo chuyên nghành về công nghệ kỹ thuật khoan qua vỉa sản phẩm có dị thường áp suất âm trên thế giới

b.Trong quá trình viết luận, văn tác giả đã tham khảo nhiều tài liệu về công nghệ kỹ khoan qua vỉa sản phẩm có các sự cố phức tạp như dị thường áp suất âm,mất dung dịch hoàn toàn khi dung dịch cùng với mùn khoan đi vào

8 Cấu trúc và khối lượng luận văn

Luận văn gồm phần mở đầu, 5 chương, phần kết luận và kiến nghị, phụ lục và danh mục các tài liệu tham khảo, toàn bộ luận văn được trình bày dự kiến 70-100 trang trên khổ giấy A4, phông chữ times new roman, cỡ chữ 14,

khoảng cách 1.5, dòng như quy định

Luận văn sẽ được hoàn thành tại trường đại học Mỏ Địa Chất Hà Nội,dưói sự hướng dẫn của thầy PGS.TS Cao Ngọc Lâm nguyên giảng viên cao cấp chuyên ngành công nghệ khoan khai thác dầu khí Trường đại học Mỏ Địa Chất Hà Nội

Trong quá trình làm luận văn tác giả cũng đã nhận được sự giúp đỡ nhiệt tình của tập thể giảng viên ,cán bộ của Bộ môn khoan khai thác dầu khí Trường đại học Mỏ Địa chất Hà Nội cũng như các công ty PVdrilling,xí nghiệp liên doanh Vietsopetro…và các đồng nghiệp học viên đã động viên giúp đỡ tác giả hoàn thành luận văn này

Do luận văn là một đề tài mở,nhiều vấn đề cần tiếp tục hoàn thiện nên tác giả rất mong muốn nhận được những ý kiến đóng góp quý báu để nâng cao hơn nữa chất lượng của luận văn,nhằm góp phần đưa ra được giải pháp hiệu quả thiết thực trong việc khoan qua vỉa sản phẩm có dị thường áp suất

âm của Mỏ Bạch Hổ nói riêng và của bể Cửu Long nói chung

CHƯƠNG 1

TỔNG QUAN VỀ ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT VÙNG MỎ BẠCH HỔ

1.1 Tổng quan của mỏ bạch hổ trong bồn Cưu Long

Vị trí địa lý

Hình 1.1 Sơ đồ vị trí mỏ Bạch Hổ trong bồn trũng Cửu Long

Mỏ Bạch Hổ nằm ở lô số 9 thuộc trầm tích Cửu Long, mỏ có diện tích khoảng 10.000 km2 có trong bể Cửu Long là 36.000km2 Mỏ cách đất liền vào khoảng 120 km theo đường máy bay trực thẳng từ mỏ vào đất liền, ở phía tây nam của mỏ Bạch Hổ khoảng 35 km là mỏ rồng, xa hơn là mỏ Đại Hùng

Mỏ Bạch Hổ là một nếp uốn nồi có 3 vòm nhỏ kéo dài theo phương á kinh tuyến bị phức tạp bởi hệ thống đứt gãy phá hủy có biên độ và độ kéo dài giảm dần về phía trên mặt cắt , đặc tính địa lý của khối nâng thấy rất rõ ở phần dưới mặt cắt cấu tạo mỏ Bạch Hổ là một cấu tạo bất đối xứng đặc biệt

ở phần vòm Góc của đá tăng dần theo độ sâu từ 8-28o ở cánh tây và phía đông là 6-21o Trục nếp uốn của phần bề vòm thấp dần về phía dưới một góc 4-6o đi ra xa tăng lên 4-9o, mức độ nghiêng của đá khoảng 70-400m/Km Trục

ở phía nam sụt xuống thoải hơn(6o), với mức độ nghiêng của đá là 200m/Km

50-Hướng hủy diệt kiến tạo của cấu tạo chủ yếu là hai hướng á kinh tuyến

và đường chéo

Đứt gãy á kinh tuyến I và II có hình dạng phức tạp, kéo dài trong vòm trung tâm và vòm phía bắc, biên độ nghiêng cực đại tới 900m ở móng và theo chiều ngang của vòm trung tâm Độ nghiêng của lề đứt gãy khoảng 60o Các lớp gãy chính là:

Đứt gãy số 1: chạy theo hướng á kinh tuyến ở cánh tây lên vòm bắc thì quay theo hướng đông bắc, độ dịch chuyển ngang ở phía nam khoảng 500m, vòm trung tâm khoảng 400m, vòm bắc khoảng 260m, độ nghiêng của mặt trượt khoảng 60o trong phạm vi vòm bắc nó kéo theo hai đứt gãy thuận gần như song song, với biên độ từ 100 – 200m

Đứt gãy số 2: chạy theo sườn đông của vòm ở phía bắc men theo phía đông độ dịch chuyển ngang theo phía bắc tơi 900m , góc nghiêng gần 60o

Đây là hai đứt gãy thuận tạo thành cấu trúc địa hào đặc trưng của nó Ngoài ra còn có nhiều đứt gãy phát triển trong phạm vi từng vòm với độ dịch

chuyển ngang từ vài chuc đến hai trăm mét dài tư 1 – 2km theo hướng chéo

Sự lượn sóng của uốn nếp và các đứt gãy phá hủy khối nâng thành một loạt các đơn vị kiến tạo

Vòm trung tâm: là phần cao nhất của kiến cấu tạo, đó là những mảng địa lũy lớn của phần móng, trên sơ đồ hiện nay nó được nâng cao hơn so với vòm bắc Phía bắc ngăn cách bằng đứt gãy thuận IX, có phương kinh tuyến và hướng đổ về mặt quay về hướng tây bắc Phía nam được giới hạn bằng đứt gãy IV có phương vĩ tuyến với hướng đổ bề mặt về phía nam Các phá hủy chéo VI, VII , VIII , IX là cho cánh đông của vòm bị phá hủy thành một loạt khối dạng bậc thang luôn ở phía nam Biên độ của những phá hủy tăng dần

về phía đông đạt đến 900m phần vòm bị phá hủy chủ yếu của khối bị chia cắt bởi hàng loạt đứt gãy có biên độ nhỏ kéo dài trên khoảng ngắn (1,5-2km) Vòm bắc: là phần phức tạp của khối nâng bị chia cắt bởi hàng loạt các đứt gãy quan trọng là đứt gãy thuận số 1 và các phân nhánh của nó chia vỏm

ra làm hai khối cấu trúc riêng biệt Ở phía tây nếp uốn dạng lưỡi trai nối với phần nún chìm của cấu tạo Cánh đông và vòm của nếp uốn bị chia cắt thành nhiều khối bởi một loạt đứt gãy thuận có phương đổ về phía đông nam tạo thành dạng địa hào dạng bậc thang trong đó mỗi khối phía nam luôn thấp hơn khối phía bắc thế cận theo, bẫy cấu tạo của vòm bắc được khép kín bởi đường đồng mức 4200m, lát cắt Oligoxen đệ tứ của phần này có toàn bộ dày

Vòm nam: Đây là phần lún chìm sâu nhất của cấu tạo phía bắc được giới hạn bởi đứt gãy thuận á vĩ tuyến IV, các phá khác được giới hạn bởi các đường đồng mức 4300m theo mặt móng

Phần nghiêng xoay của cấu tạo được phân chia ra thành hàng loạt khối riêng biệt bởi hệ thống đứt gãy thuận Tại đây phát hiện 1 vòm nâng cách giếng khoan 15 khoảng 750m phía bắc đỉnh vòm thấp hơn vòm trung tâm 950m Như vậy hệ thống đứt gãy của mỏ Bạch Hổ đã thể hiện khá rõ trên

mạch móng và Oligoxen dưới Số lượng đứt gãy có biên độ và mức độ liên tục của chúng giảm dần lên trên và hầu như mất đi ở Mioxen thượng

Với đặc điểm cấu tạo như trên, cùng với đăc điểm địa tầng mỏ Bạch Hổ

ta có thể chia cấu tạo mỏ Bạch Hổ với hai tầng cấu trúc chính như nhau

Tầng cấu trúc đệ tam: Được tạo bởi các đá biến chất , phun trào và đá xâm nhập có tuổi khác nhau về mặt hình thái của tầng cấu trúc này có cấu tạo phức tạp Chúng đã trải qua những giai đoạn hoạt động kiến tạo hoạt hóa gây

ra sự biến mạnh bị đứt gãy với biên độ lớn phá hủy đồng thời cũng bị nhiều pha Granitoi xâm nhập

Tầng cấu trúc hai: Gồm tất cả các đá tuổi Kainozoi và được chia ra 3 phụ tầng cấu trúc Các phụ tầng cấu trúc được phân biệt nhau bởi sự biến dạng cấu trúc phạm vi phân bố bất chỉnh hợp

Phụ tầng cấu trúc thứ nhất: Bao gồm các trầm tích có tuổi Oligoxen, phân biệt với tâng cấu trúc dưới dạng bất vi hợp nằm trên móng phong hóa bào mòn mạnh và với phụ tầng trên bằng bất chỉnh hợp Oligoxen – Mioxen Phụ tầng này được tạo bởi hai tập trầm tích tập trầm tích dưới cùng là tập trầm tích có phạm vi mở rộng đáng kể tương đương với trầm tích điệp Trà Tân chủ yếu là sét,bột được tích tụ trong điều kiện sông hồ châu thổ

Phụ tầng cấu trúc thứ hai: Bao gồm trầm tích của các hệ tầng Bạch Hổ Côn Sơn, Đồng Nai tuổi Mioxen So với phụ tầng vừa nêu trên phụ tầng cấu trúc này bị biến dạng hơn, đứt gãy chỉ tồn tại ở phần dưới càng lên trên càng mất dần cho đến mất hẳn ở tầng trên cùng

Phụ tầng cấu trúc thứ ba: Bao gồm trầm tích của hệ tầng biến động có tuổi Oligoxen đến hiện đại có cấu trúc đơn giản phân lớp đơn điệu hầu như nằm ngang

Qua sự so sánh các phụ tầng cấu trúc cho thấy không có sự hài hoà, sự tiếp nối tuần tự của các tầng cấu trúc Giữa các phụ tầng luôn có sự thay đổi

cấu trúc do điều kiện tuổi trầm tích thành tạo Điều này cho thấy sự phong phú đa dạng và phức tạp của kiến trúc mỏ Bạch Hổ

Trên thế giới, đến cuối thế kỷ XX tìm kiếm và thăm dò dầu khí trong

đá móng không được quan tâm Ở Việt Nam trước khi Xí Nghiệp liên doanh Vietsovpetro phát hiện dầu trong đá móng tình hình cũng như vậy Năm 1974 khi khoan giếng BH – 1X ở cấu tạo Bạch Hổ Công ty Mobil chỉ tập trung tìm dầu ở tầng trầm tích Mioxen tuổi Đệ Tam Cũng như Mobil trước 1975 các công ty dầu nước ngoài khác chỉ tập trung vào các đối tượng là tầng chứa Oligoxen và Mioxen còn lớp vỏ phong hóa trên mặt móng được xem là hình thành trong điều kiện lục địa lên không phải là mục tiêu tìm kiếm thăm dò dầu khí Ngay việc thu được dòng đầu tư từ thân dầu móng Granite mỏ Bạch Hổ ban đầu gây tranh luận bởi nó là một “ hiện tượng lạ”, hiếm gặp trong thăm

dò dầu khí trên thế giới

Giếng khoan BH-1 được coi là giếng khoan đầu tiên ở Việt Nam có nhiệm vụ khoan thăm dò dầu trong đá móng Giếng khoan BH – 1 đặt tại vòm trung tâm mỏ Bạch Hổ, được khoan ngày 26 – 6 – 1985, gặp nóc móng tại chiều sâu 3.105m, kết thúc khoan ngày 21 – 1 – 1986 tại chiều sâu 3.178m (mở vào đá móng 73m) Trong quá trình khoan mở vỉa lớp phong hóa đá móng granite bị mất dung dich toàn phần, được xử lý bắng bơm ép vỏ trấu trộn với dung dịch khoan Tuy nhiên thử vỉa tầng móng trong khoảng 3.161m – 3.103m không nhận được dòng dầu

Giếng khoan BH – 6 được Xí nghệp Liên Doanh Vietsovpetro khoan ngày 16 – 8 – 1986 và kết thúc ngày 05 – 05 – 1987 tại chiều sâu 3533m Giếng khoan gặp móng tại chiều sâu 3510 m, mở vào móng 23m khi thử vỉa

ở phần đáy giếng đã nhận được dòng dầu lưu lượng 477m3/ngày đêm Mặc dù còn có nghi ngờ nhưng giếng BH – 6 được coi là giếng khoan đầu tiên phát hiện ra thân dầu trong đá móng trước Đệ Tam

Ngày 6 – 9 – 1988 , khi quay lại khoan và thử lại phần móng của giếng

BH – 1 đã nhận được dòng dầu công nghiệp tự phun với lưu lượng trên 1.000

m3/ngày đêm Giếng được đưa vào khai thác liên tục cho đến nay Kết quả này đã mở ra được một thời kỳ mới cho XNLD Vietsovpetro cũng như ngành dầu khí Việt Nam

Ở Việt Nam, sau thân dầu móng Bạch Hổ , đã có thêm 19 phát hiện dầu khí trong đá móng granite nứt nẻ Với những thành công đó, quan điểm về tìm kiếm thăm dò dầu trong đá móng đã thay đổi: Đá móng Granite không những

có thể là một thân dầu, mà còn có thể là một thân dầu lớn và phổ biến Như BH-6 phát hiện năm 1987, BH-19 Đông bắc Bạch Hổ phát hiện năm 2009 và một số mỏ khác như Rạng Đông năm 1994,Sư tử Đen năm 2000…

Đồng thời với việc thay đổi quan điểm về đối tượng, mục tiêu tìm kiếm thăm dò dầu khí, các quan điểm mới về quá trình di chuyển , tích tụ và hình thành thân dầu trong đá móng cũng được nghiên cứu và phát triển

Thực tế thăm dò, khai thác dầu khí trong đá móng Granite cho thấy,

“thân dầu trong đá móng granite nứt nẻ” là một khái niệm có quá trình phát triển Ban đầu khi dầu được phát hiện ở giếng BH – 1 , thân dầu móng được gọi là “ thân dầu có dạng vỏ phong hóa” Sau đó, khi dầu được tìm thấy nằm sâu trong khối đá móng, thân dầu được gọi là “thân dầu trong móng Granite tươi” Hiện nay chúng được gọi là “thân dầu trong móng Granite nứt nẻ” Thời gian gần đây, Việt Nam đã tổ chức thành công nhiều hội nghị quốc tế chuyên nghành về thăm dò khai thác dầu khí trong đá móng với hàng trăm chuyên gia quốc tế tham gia Nhiều nước đã mời chuyên gia Việt Nam

tư vấn về thân dầu trong đá móng Có nước đã thành lập Ủy ban quốc gia nghiên cứu tiềm năng dầu khí trong đá móng…

Như vậy, việc phát hiện và đưa vào khai thác có hiệu quả các thân dầu móng Granite nứt nẻ ở Việt Nam đã khẳng định đá móng là một loại thân đầu mới” (thân dầu phi truyền thống hoặc không bình thường) có tiềm năng Điều

này làm phong phú thêm về quan điểm hệ thống: cơ chế hình thành thân dầu (sinh, chứa, chắn) trong đá móng, tất yếu, thay đổi quan điểm về đối tượng và mục tiêu tìm kiếm thăm dò dầu khí

1.2 Cột địa tầng tổng hợp mỏ Bạch Hổ thuộc bồn trũng Cửu Long

Hình 1.2 Cột địa tầng tổng hợp mỏ Bạch Hổ

Hình 1.3.Mặt cắt địa chấn dọc khối trung tâm của mỏ Rồng và Bạch Hổ

1.2.1 Đặc điểm tầng thạch học

Theo tài liệu khoan địa tầng được mở ra của bể Cửu Long gồm đá móng cổ trước Kainozoi và trầm tích lớp phủ Kainozoi Đặc trưng thạch học trầm tích hóa thạch của mỗi phân vị địa tầng được thể hiện tóm tắt trên cột địa tầng tổng hợp của bể Để thuận tiện cho công tác tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí của phân vị địa tầng đối sánh với các tầng địa trấn Các mặt phản

xạ địa chấn đều trùng với cac ranh giới của các phân vị địa tầng

1.2.2 Móng trước Kainozoi

Ở bể Cửu long cho đến nay đã khoan hàng trăm giếng khoan sâu vào móng trước Kainozoi tại nhiều vị trí khác nhau trên toàn bể Về mặt thạch học

đá móng có thể xếp thành 2 nhóm chính : Granit ngoài ra còn gặp đá biến chất

và các tạo núi lửa

So sánh kết quả nghiên cứu các phức hệ Magma xâm nhập trên đất liền với đá móng kết tinh ngoài khơi bể Cửu Long theo đặc trưng thạch học và tuổi tuyệt đối có thể xếp tương đương với 3 phức hệ : Hòn Khoai, Định Quán

và Cà Ná

Hình1.4.Cấu trúc mặt móng của bể cửu long

Phức hệ Hòn Khoai có thể được xem là phức hệ đá magma cổ nhất trong móng của bể Cửu Long, phức hệ tuổi Trias muộn, tương ứng khoảng

195 đến 250 triệu năm Theo tài liệu Địa chất Việt Nam, tập II các thành tạo magma thì granitoid Hòn Khoai được ghép chung với các thành tạo magma

xâm nhập phức hệ Ankroet – Định Quán gồm chủ yếu amphybol- biotit- diorit Đá bị biến đổi, cà nát mạnh Phần lớn các khe nứt bị lấp đầy bởi khoáng vật thứ sinh calcit-epidot-zeolit(Hình 1.5) Đá có thể phân bố chủ yếu

ở phần cánh của các khối nâng móng như cánh phía Đông Bắc mỏ Bạch Hổ

Các thành tạo của phức hệ xâm nhập này có mức độ giập vỡ và biến đổi cao Hầu hết các khe nứt được lấp đầy bởi các khoáng vật thứ sinh: calcit,zeolit, thạch anh và clorit(Hình 1.6) Trong đới biến đổi mạnh biotit thường bị crotit hóa Phức hệ Định Quán có tuổi jura tuyệt đối dao động từ

130 đến 155triệu Năm

Hổ được mô tả như sau:

* Trầm tích Neogen và Đệ tứ

+ Trầm tích Polioxen-Pleixyoxen: ( điệp biển đông )

Điệp này được thành tạo bởi cát và cát dăm, độ xi măng yếu thành phần chính là thạch anh, Glaukonite và các tàn tích thực vật, từ 20-25% mặt cắt là những vỉa kẹp Montmoriolonite, đôi khi gặp những vỉa sét vôi mỏng Đất đá này tạo thành trong điều kiện biển nóng, độ muối trung bình và chiu ảnh hưởng của dòng chảy Nguồn vật liệu chính là các đá Magma acid Bề dày điệp này dao động từ 612m-654m.Trầm tích của hệ tầng nằm gần như ngang ,nghiêng thoải về Đông và không bị biến vị Trong mắt cắt của hệ tầng gặp khá nhiều các hoá đá foraminifera:dạng rêu,san hô,rong tảo,bào tử phấn

Dưới điệp biển đông là các trầm tích của thống Mioxen thuộc hệ Neogen Thống này được chia ra ba phụ thống

+ Phụ thống Mioxen trên : ( điệp Đồng Nai )

Hệ tầng đồng nai được mở ở giêng khoan 15-G-1X.tuổi của hệ tầng được xác lập theo tập hợp phong phú bào tử và nannoplakton;stenoclaena palustris,Florschuetzia Meridionalis,nghèo hoá đá Foraminifera.Trong hầu hết các giếng khoan ta thấy đất đá của điệp này chủ yếu là cát dăm và cát với độ mài mòn từ trung bình đến tốt, thành phần thạch anh chiếm 80-90% còn lại là Fenspat và các thành phần khác ( đá Magma, đá phiến sét, vỏ sò ) Bột kết hầu như không có nhưng cũng gặp các vỉa sét kết dày đến 20cm và những vỉa cuội mỏng Chiều dày điệp tăng dần từ giữa 538m ra hai cánh (619m), áp suất vỡ vỉa GR=0,015Mpa/m

+ Phụ tầng Mioxen giữa: ( điệp Côn Sơn )

Phần lớn đất đá của điệp này tạo bởi cát, cát dăm và bột phần còn lại là các vỉa sét, sét vôi mỏng và đá vôi Đây là những đất đá lục nguyên dạng khối

bở rời, màu vàng và xám xanh kích thước hạt từ 0,1-10mm thành phần chính

là thạch anh ( hơn 80% ) Fenspat và các đá phun trào, xi măng sét và sét vôi Sét có màu loang lổ, bở rời, mềm dẻo thành phần chính là Montmoriolonite Đất đá này tạo thành trong điều kiện biển nông độ muối trung bình, chịu tác động của các dòng biển, nơi lắng đọng khá nhiều nguồn vật liệu Bề dày của điệp từ 870-950m GR=0,015Mpa/m

+ Phụ tầng Mioxen dưới: ( điệp Bạch Hổ )

Đất đá ở điệp này nằm bất chỉnh hợp, góc lên thành tạo Mioxen trên Phần trên gồm chủ yếu là những tập sét dày và những vỉa cát và bột mỏng nằm xen kẽ Phần dưới chúng nằm xen kẽ đều nhau Sét có màu tối nâu, loang

lổ xám thường là mềm và phân lớp Thành phần của sét gồm có Kaolinite, Montmoriolonite, thủy Mica và các khoáng vật Carbonate Cát và bột thường

có màu sáng, hàm lượng xi măng từ 3-35%, cấu trúc xi măng lấp đầy hoặc

tiếp xúc Mảnh vụn là các khoáng vật như : thạch anh Fenspat với khối lượng tương đương nhau và các loại đá Granite, phiến sét Điệp này chứa các tầng dầu công nghiệp 22, 23, 24 và 25 Chiều dày điệp này tăng dần từ vòm ( 600m) đến cánh (1277m), GR=0,018 Mpa/m

* Trầm tích hệ Paleogen-kỷ Kainozoi

Thành hệ của Paleogen được chia thành hai tầng

+ Thống Oligoxen trên: ( điệp Trà Tân )

Điệp này được đặc trưng bởi lớp cát kết xen lẫn sét Sét chủ yếu nằm ở phần trên mặt cắt Cát kết và bột kết màu xám có độ hạt khác nhau Chất gắn kết chủ yếu Carbonat Sét có màu nâu tối gần như đen có xen lẫn các lớp Magma Ngoài ra còn gặp trầm tích than Khoáng vật chính là Kaolinite (56%), thủy Mica (12%) và các thành phần khác Clorite, Xiderite và Montmoriolorite 32% Cát và bột kết có màu sáng dạng khối rắn chắc, thành phần hạt từ 80-90% gồm thạch anh, Fenspat và các thành phần vụn của các loại đá như Kaolinite, Carbonat, sét vôi chiều dày từ 176-1304m, giảm ở vòm

và đột ngột tăng mạnh ở phần sườn GR=0,01650 Mpa/m

+ Thống Oligoxen: (điệp Trà Cú )

Điệp này được đặc trưng bởi lớp cát kết màu xám sáng hạt trung và nhỏ xen lẫn bột kết màu nâu đỏ rắn chắc nứt nẻ Thống Oligoxen được thành tạo tại vòm bắc và nam của mỏ, trong đó sét kết chiếm 60-70% mặt cắt có mặt trượt dạng khối hoặc phân lớp, thành phần thủy Mica, Clorite, Kaolinite, Xeolit, phần còn lại của mặt cắt là cát kết, bột kết nằm xen kẽ dạng khối thành phần chính là Arkor, xi măng, Kaolinite, thủy Mica hoặc sét vôi Đá được thành tạo trong điều kiện biển nóng ven bờ hoặc sông hồ, thành phần vụn gồm thạch anh Fenspat, đá phun trào và đá biến chất ở đây có 5 tầng dầu công nghiệp 6,7,8,9 và 10 GR=0,016-0,018 Mpa/m

+ Các tập đá cơ sở : ( vỏ phong hóa )

Đây là nền cỏ sở cho các đá Oligoxen trên phát hiện trên mặt, nó được thành tạo trong điều kiện lục địa bởi sự phá hủy cơ học của địa hình Đá này được trực tiếp lên móng do sự tái trầm tích các mảnh vụn đá móng có kích thước khác nhau, tập cơ sở phát triển không đồng đều, có nhiều tại vị trí lún chìm của móng và hoàn toàn vắng mặt ở phần vòm

Thành phần gồm : cuội cát kết hạt thô, đôi khi gặp trong đá phun trào Giữa tập cơ sở và đá móng không có tầng chắn nên chúng tạo thành đối tượng chứa đồng nhất Chiều dày của điệp Oligoxen dưới và của các tập cơ sở thay đổi từ 214-412m trong đó tập cơ sở từ 0-170m

1.2.3 Đá móng kết tinh từ trước Kainozoi

Đây là thành tạo Granitoid nhưng không đồng nhất mà có sự khác nhau

về thành phần thạch học, hóa học và tuổi Granitoid gồm có đá Granit và Granodiorit, trong đó Granit có màu xám, xám phớt hồng dạng khối hạt trung Một số mẫu chịu ảnh hưởng của biến đổi thù hình bị vò nát

Thành phần khoáng vật chủ yếu gồm: Thạch anh (10-30%), Fenspat 80%), Micsa và Amphibol (từ hiếm đến 8,9%) và các khoáng vật phụ khác

(50-Tuổi của đá móng là Jura muộn –Kreta sớm (tuổi tuyệt đối 108-178 triệu năm) Đá móng có bề mặt phong hóa phân bố không dều, không liên tục trên các cổ địa hình, bề dày của lớp phong hóa từ 10-20m có nơi đến 40m

Kết quả nghiên cứu không gian rỗng trong đá móng Bạch Hổ cho thấy

độ rỗng và độ nứt nẻ phân bố không đều trung bình từ 3-5% Quy luật phân

bố độ rỗng rất phức tạp Hiện nay đá móng là nơi cung cấp dầu thô quan trọng của mỏ Bạch Hổ ( chiếm hơn 1/2 sản lượng ) trong đó đá móng nứt nẻ là nơi chứa dầu thô của mỏ Bạch Hổ

Để giải thích cho sự hiện diện trữ lượng lớn dầu thô trong đá móng kết tinh người ta đã tiến hành nghiên cứu và đưa ra kết luận sự hình thành không

gian rỗng chứa dầu trong đá móng Granitoid mỏ Bạch Hổ do tác động đồng thời các yếu tố địa chất khác nhau, cơ bản là các yếu tố sau:

- Phần trên của Batholit Granitoite có dấu hiệu rõ ràng của sự phong hóa Biểu hiện bằng các khoáng vật kiềm bền Fenspat, Mica, Felfat bị biến đổi xilixit hóa thành Kaolinite Chính sự di chuyển vật chất và sự hình thành khoáng vật mới trong quá trình phong hóa đá đã làm tăng thể tích lỗ hổng trong đất đá móng

- Tính Colector của đá móng trong quá trình kiến tạo những đứt gãy rất sâu vào móng và cả trầm tích bên trên

- Sự tạo thành khe nứt do quá trình nguội đặc của Magma

- Cuối cùng là nguyên nhân thủy nhiệt chính là nguồn gốc xâm nhập các nguyên tố phóng xạ

1.2.4 Lịch sử phát triển địa chất của mỏ Bạch Hổ

Mỏ Bạch Hổ nằm trong khu vực bồn trũng Cửu Long thuộc thềm Sunda – thềm lớn nhất ở tây nam Thái Bình Dương Sự hình thành cấu trúc địa chất của thềm Sunda gắn liền với ba chu kỳ tạo địa hào Rizta bắt đầu từ Kreta muộn Trải qua các giai đoạn kiến tạo khu vực, các hoạt động địa phương nâng, sụp, tích tụ bốc mòn…đã tạo ra hình thái bồn trũng hiện nay Trong quá trình phát triển của bồn gồm các giai đoạn Mezozoi muộn đầu Kainozoi, giai đoạn Oligoxen sớm, Oligoxen muộn, giai đoạn Mioxen và giai đoạn Plioxen –

đệ tứ

* Thời kỳ Mezozoi muộn – đầu Kainozoi

Bồn trũng Cửu Long xảy ra các hoạt động tạo núi mạnh, các hoạt động Magma núi lửa mạnh với nhiều pha khác nhau Các thành tạo trước Kainozoi

bị đập vỡ và phân cách thành từng khối, với kích thước và biên độ sụt lún không đồng nhất tạo nên dạng địa lũy, địa hào

Các địa lũy và khối nâng bị mài mòn và phong hóa, vật liệu được đem

đi lấp đầy ở các bồn trũng lân cận trước Kainozoi Cấu tạo Bạch Hổ được

thành tạo trong thời gian này, nó là một bộ phận của địa lũy trung tâm của bồn trũng Cửu Long, bị khống chế bởi các đứt gãy sâu ở hai bên sườn đông

và tây

Các hoạt động Magma xâm nhập và phun trào làm phức tạp cấu tạo, tạo nên sự khác biệt về đặc điểm địa chất của từng đới trước Kainozoi

* Giai đoạn Oligocen sớm

Giai đoạn Oligocen gắn liền với các quá trình hình thành các địa hào ban đầu gây sụt lún mạnh Biên độ sụt lún và gradient thay đổi theo chiều dày,

ở phía đông lớn hơn phần phía tây mỏ Bạch Hổ Phần nhô cao của phần trung tâm vắng mặt trầm tích Oligoxen sớm

* Giai đoạn Oligoxen muộn

Hoạt động của rift kéo dài đến cuối Oligocen và mang tính chất kế thừa của các giai đoạn trước trầm tích của điệp Trà Tân mịn hàm lượng hợp chất hữu cơ cao được lắng động trong môi trường đầm, hồ, sông, châu thổ và lấp trên các địa hào, hoạt động kiến tạo phía tây mỏ Bạch Hổ mạnh hơn phía đông và mang tính chất nén ép, hệ thống đứt gãy phía tây có hướng cấm chủ yếu về hướng sụt lún của móng Đây là con đường dẫn đến Hydrocacbon vào bẫy đồng thời cũng là màn chắn

Phần nhô cao trung tâm của nó thời kỳ này có phương á kinh tuyến Thực tế trên cho phép nhận xét về hoạt động kiến tạo trong thời kỳ này vẫn mang tính chất khối tảng có biểu hiện xoay trục và nén mạnh ở phía tây

Cấu trúc ở phía đông và phía tây mỏ Bạch Hổ có đặc trưng kề áp vào khối nhỏ của móng Đây là điều kiện thuận lợi cho quá trình di chuyển Hydrocacbon vào bẫy trong móng, đồng thời tạo nên các tạp chắn địa phương

* Giai đoạn Miocen

Đây là giai đoạn sụt lún, mang tính chất của toàn bộ bồn trầm tích nói chung và của mỏ Bạch Hổ nói riêng tiếp theo sau thời kỳ tách giản Oligoxen Hoạt động của những đứt gãy giảm dần Biểu tiếp theo hướng đông bắc tây

nam, các trầm tích hạt mịn được thành tạo điển hình là tạp sét Rataria tầng chắn của toàn mỏ Hiện tượng tái hoạt động trong quá trình vằn võng ở thời

kỳ Mioxen của các đứt gãy là nguyên nhân cơ bản thúc đẩy quá trình di chuyển Hydrocacbon vào trong bẫy Vào cuối Mioxen các hoạt động nén ép khu vực hoạt động mạnh mẽ của sông Mê Kông có ảnh hưởng mạnh mẽ đến môi trường trầm tích

* Giai đoạn Plioxen – đệ tứ

Do ảnh hưởng của quá trình lún chìm, biểu tiến của toàn khu vực làm cho cấu tạo Bạch Hổ trong giai đoạn này có tính ổn định Các thành tạo trầm tích

chiều dày lớn gần như nằm ngang trên các thành tạo cổ

1.3 Dị thường áp suất

Trong phạm vi bể Cửu Long hệ số quá áp (k=Pvỉa/Pthuỷ tĩnh) liên quan tới sự có mặt của các lớp sét dày có nguồn gốc chủ yếu là biển nông đầm hồ, cửa sông và các vùng nước lợ Ngoài ra còn phải kể đến yếu tố tồn tại các than dầu trong móng nứt nẻ với chiều cao lớn từ vài trăm đến 2000m (móng

mỏ Bạch Hổ), các lớp sét của tầng oligocen thường là sét montmo-kaolinit Các lơp sét này tương đối đồng nhất dày vài trăm mét và có khả năng chắn tốt, tỷ phần cát sét trong mặt cắt Oligocen thấp dao động trong khoảng 20-35%, ít khi vượt quá 50% Đặc biệt là các thân cát thuộc tầng này có nguồn gốc sông đầm hồ nên có diện phân bố rất hạn chế và khả năng lưu thông nội tầng kém, vật chất hữu cơ phong phú và đa dạng, từ đó tạo ra dị thường áp suất lớn trong trầm tích Oligocen trên, hệ số quá áp có thể đạt (1.65-1.72) Phần dưới tầng Oligocen trên (Trà Tân dưới) hệ số quá áp có thể đạt (1.56-1.68), đôi khi xuống dưới 1.34 Trong tầng trầm tích Oligocen dưới và móng

hệ số này giảm xuống đáng kể, thường chỉ đạt 1.2-1.24 Riêng trầm tích Miocen dưới dị thường áp suất thấp thì hệ số quá áp tương đương 1.Càng về phía đông bắc trầm tích Oligocen trên và Miocen dưới mang tính biển nhiều hơn trong đó có tập sét biển điển hình Rotalid là tập trên cùng của địa tầng

Miocen dưới, điều kiện này tạo ra dị thường áp suất song không thể đạt các giá trị như trong hệ tầng trầm tích Trà Tân Càng xuống phía tây nam Bể Cửu Long ,chiều dày cũng như độ đồng nhất của sét Oligocen trên giảm ,tập sét Rotalid biến tướng ,chứa nhiều sét tạp mang tính lục địa,cùng các vật liệu thô

và núi lửa ,vì vậy khả năng tạo dị thường áp suất trong trầm tích Mioccen dưới và cả trong trầm tích Oligocen giảm hẳn ,thậm chí không thể quan sát thấy dị thường áp suất ví dụ như Lô16-1,16-2 Dị thường áp suất trong bể Cửu Long được xem như dấu hiệu tích cực , đặc biệt là các khối nhô móng nứt nẻ, dấu hiệu và sự hiện diện của các thân dầu

CHƯƠNG 2

SỰ CỐ VÀ PHỨC TẠP THƯỜNG GẶP KHI KHOAN MỞ VỈA SẢN PHẨM CÓ DỊ THƯỜNG ÁP SUẤT ÂM

Để phân tích chính xác các hiện tượng và nguyên nhân dẫn đến các sự

cố phức tạp đã xảy ra tại bồn trũng cửu long nói chung và mỏ Bạch Hổ nói riêng ,chúng ta cần tìm hiểu bản chất và cơ chế của từng loại hình phức tạp gây ra sự cố trên cơ sở lý thuyết rồi từ đó tìm ra giải pháp hợp lý để thi công cũng như xử lý các sự cố đó.Tuỳ thuộc vào sự phức tạp của địa tầng ,chiều sâu giếng khoan mà cấu trúc giếng khoan và chiều sâu chống ống có thể khác nhau.Trên cơ sở kinh nghiệm thi công khoan qua vỉa sản phẩm tầng móng có

dị thường áp suất âm thì đường kính bắt đầu khoan qua vỉa sản phẩm trong tầng móng tối ưu nhất là cấp đương kính có cỡ choòng khoan 81/2”.Do vậy cấu trúc giếng khoan của mỏ Bạch Hổ khi khoan qua vỉa sản phẩm tầng móng được xí nghiệp liên doanh áp dụng có thiết kế như sau

- Ống chống định hướng 20” (chiều sâu vào khoảng 600m - 900m)

- Ống chống trung gian 13-3/8”(chiều sâu vào khoảng 1800m -2400m)

- Ống chống khai thác 9-5/8”.(chiều sâu vào khoảng 3000m-3500m)

Sau khi chống ống khai thác 9-5/8” đến nóc tầng sản phẩm ,ta tiến hành khoan với cấp đường kính 8-1/2” và để khai thác bằng thân trần trong tầng móng và sử dụng cột ống 9-5/8” phía trên làm ống khai thác Đôi khi một số giếng trên platform số 3 thuộc Mỏ Bạch Hổ khi tiến hành khoan cấp đưòng kính choòng khoan 8-1/2” vào tầng móng, tuy không mất dung dịch nhưng lượng mùn khoan ở dươí đáy giếng tuần hoàn đi tuần hoàn lại mà không hết Điều đó chứng tỏ do sự sập lở thành giếng khoan làm cho thành giếng khoan rộng hơn ra Khi tiến hành chống ống lửng 7” chắc chắn phải tính đến hệ số

mở rộng của thành giếng khoan cho phù hợp với thực tế.Sau đó phải tiến hành

khâu bơm trám xi măng Nhiều giếng khoan của mỏ Bạch Hổ khi khoan vào tầng móng thì xảy ra hiện tượng mất dung dịch hoàn toàn

Đối với những đối tượng có nóc móng nông khoảng 2.000m (như tại các mỏ Thăng Long, Tê Giác Trắng) và địa tầng tương đối đơn giản thì cấu trúc giếng khoan sẽ được đơn giản hóa bằng việc cắt giảm cột ống chống 20” Còn tại các đối tượng có nóc móng nằm sâu khoảng xấp xỉ 4.000m (như mỏ

Cá Ngừ Vàng) và tầng sét Bạch hổ dày, nhạy cảm với nước thì cần phải bổ sung thêm cột ống trung gian 11-3/8” để đảm bảo có thể khoan được vào tầng móng với đường kính 8-1/2”

Chỉ khi gặp các sự cố và phức tạp không lường trước được trong quá trình thi công các Nhà thầu Dầu khí mới buộc phải chấp nhận khoan vào tầng móng với đường kính nhỏ hơn (thường là 6” hoặc 6-1/2”) nhưng khi đó tốc độ khoan sẽ rất thấp và thời gian thi công kéo dài

2.1 CÁC HIỆN TƯỢNG PHỨC TẠP KHI KHOAN MỞ VỈA CÓ DỊ THƯỜNG ÁP SUẤT ÂM

Về mặt lý thuyết, mất dung dịch có thể chia thành hai loại sau:

-Mất dung dịch do hiện tượng xâm thực

-Mất dung dịch do vỡ vỉa thủy lực

2.1.1.1 Mất dung dịch do hiện tượng xâm thực

Hiện tượng này xảy ra khi có sự chênh lệch áp suất từ giếng vào vỉa ( chênh áp dương) đủ lớn để phá vỡ mối liên kết nội tại sẵn có trong vỉa

Hiện tượng mất dung dịch do xâm thực chỉ xảy ra khi khoan vào những thành

hệ hang hốc nứt nẻ hoặc những thành hệ yếu không bền vững hoặc những thành hệ mà áp suất đã bị suy giảm do quá trình khai thác như thành hệ Carbonate, thành hệ tro núi lửa … với các đặc điểm sau:

Trong những thành hệ yếu, không bền vững thông thường có độ thấm cao Cho phép dung dịch xâm nhập vào thành hệ làm giảm liên kết của các hạt đá Các thành hệ này thường là những vỉa cát xuất hiện ở những tầng nông, những vỉa sỏi cuội Carbonate ám tiêu san hô Mất dung dịch trong các trường hợp này có thể gây ra các phức tạp như mất dung dịch toàn phần, sập

nở thành giếng gây ra kẹt cần khoan…

Với những thành hệ suy giảm áp suất (thường là vỉa cát) Áp suất bị suy giảm xuống dưới mức trung bình ở các vỉa đang khai thác trong cùng mỏ hoặc những mỏ lân cận, gây ra hiện tượng dãn nở của các chất lưu trong thành hệ Trong trường hợp này, trọng lượng riêng dung dịch cần thiết để khống chế các thành hệ thường quá cao khi khoan qua những vỉa bị suy giảm áp suất thấp.Mất dung dịch trong những trường hợp này có thể dẫn tới các phức tạp

Đối với những thành hệ hang hốc nứt nẻ thường là những vỉa Carbonate, đá núi lửa áp suất thấp Những thành hệ này được tạo ra bởi dòng chảy liên tục của chất lưu (dòng nước ngầm), làm phân rã phân khối đá trong thành hệ tạo ra những hang hốc dạng castơ, sau đó được nấp đầy bởi chất lỏng Khi khoan vào những thành hệ gặp hang hốc cột cần khoan sẽ rơi tự do qua những khoảng trống và dung dịch sẽ mất nhanh chóng vào các hang hốc đó

Mất dung dịch vào những thành hệ nứt nẻ tự nhiên hoặc được hình thành hay mở rộng do quá trình thủy động lực Nứt nẻ tự nhiên tồn tại trong rất nhiều trường hợp có thể xuất hiện dưới điều kiện áp suất không cân bằng Mất dung dịch có thể xuất hiện trong trường hợp khoan vào đứt gãy địa chất không kín…

Tùy theo tốc độ mất dung dịch vào vỉa và khả năng xử lý trong quá trình thi công mà có thể được phân loại mức độ mất tuần hoàn dung dịch sơ

bộ như sau:

Mất dung dịch nhẹ: Hiện tượng mất dung dịch rò rỉ xảy ra trong những thành hệ được cấu tạo bởi những hạt thô có độ thấm từ trung bình đến cao Tốc độ mất dung dịch trong trường hợp này thường nhỏ hơn 2m3/giờ Đôi khi

có thể nhầm lẫn với sự tổn hao dung dịch xảy ra trên bề mặt

Mất dung dịch từng phần : Hiện tượng mất dung dịch từng phần xảy ra trong những thành hệ được cấu tạo bởi những hạt thô, sỏi cuội có độ thẩm thấu cao hay trong những thành hệ nứt nẻ tự nhiên nhỏ Tốc độ mất dung dịch trong trường hợp này trên 25m3/giờ hoặc toàn phần không có dòng trở về ( mất tuần hoàn)

2.1.1.2 Mất dung dịch do vỡ vỉa thủy lực

Hiện tượng này xảy ra khi áp lực do cột dung dịch khoan tạo ra lớn hơn giá trị áp lực gây vỡ vỉa Các nứt nẻ được tạo ra hoặc được mở rộng do sự mất cân bằng áp suất sẽ khó hoặc không trở lại trạng thái tự nhiên ban đầu của nó Trong trường hợp này hiện tượng mất dung dịch có thể vẫn tồn tại mặc dù áp suất giảm đi sau đó

Mất dụng dịch được tạo ra bởi sự chênh lệch áp suất trong quá trình thi công thường do hai nguyên nhân sau;

-Cấu trúc giếng khoan không hợp lý

Nếu một cột ống chống trung gian nào đó được chống trên vùng chuyển tiếp từ đới áp suất trung bình sang đới áp suất cao,thì việc yêu cầu sử dụng

dung dịch có trong lượng riêng để cân bằng với đới áp suất cao sẽ tạo ra hiện tượng vỡ vỉa tại chân ống chống trong vùng đới có áp suất thấp hơn và dung dịch sẽ bị mất vào vùng này

-Áp suất đáy giếng cao

Các nguyên nhân làm tăng áp suất đáy giếng có thể do các tác động cơ học, điều kiện thành giếng khoan hoặc đặc tính của dung dịch

Tác động cơ học có thể là do : Chế độ thủy lực không hợp lý, tốc độ kéo

thả cột cần khoan quá nhanh gây ra hiện tượng piston Tốc độ khoan quá nhanh làm tăng hàm lượng mùn khoan trong dung dịch trong khi chế độ thủy lực không hợp lý sẽ dẫn tới tăng trọng lượng riêng dung dịch tuần hoàn hoàn tương đương ECD, làm tăng áp lực động hoặc do sự va đập của cần khoan

Nguyên nhân do điều kiện thành giếng khoan :Trong quá trình khoan

vào thành hệ sét không ổn định ( sét chảy),sét sẽ phân tán nhanh vào dung dịch làm gia tăng hàm lượng chất rắn trong dung dịch,dẫn đến tăng trọng lượng riêng tuần hoàn tương đương.Sự tích tụ của mùn khoan tại khu vực giếng khoan bị xói lở cũng làm tăng trọng lượng riêng dung dịch quá gới hạn cho phép Gây ra hiện tượng vỡ vỉa Trong những giếng khoan xiên, mùn khoan không được vận chuyển lên bề mặt kịp thời sẽ đọng ở phía thấp của giếng khoan xiên và dần dần làm tăng trọng lượng riêng dung dịch

Các nguyên nhân do đặc tính của dung dịch khoan như độ nhớt và độ bền gel quá lớn,hàm lượng chất rắn trong dung dịch, trọng lượng riêng trong dung dịch, sự lắng đọng của Barite là nhũng yếu tố sẽ ảnh hưởng trực tiếp đến

sự tăng áp suất tại đáy giếng khoan

2.1.2.Hiện tượng lưu thể vỉa xâm nhập vào giếng khoan

Nếu tốc độ mất dung dịch vào vỉa sản phẩm lớn hơn lưu lượng bơm dung dịch vào trong giếng khoan Sẽ làm cho chiều cao của cột dung dịch trong giếng khoan giảm dần, dẫn đến áp suất thuỷ tĩnh giảm và làm cho khí xâm nhập vào trong giếng khoan,hoà trộn với chất lỏng trong giếng khoan