CÔNG TRÌNH THAM GIA XÉT GIẢI

GIẢI THƯỞNG CÔNG TRÌNH NGHIÊN CỨU KHOA HỌC

XUẤT SẮC ĐẠI HỌC QUỐC GIA

DÀNH CHO SINH VIÊN NĂM 2015

Tên công trình:

NGHIÊN CỨU MÔ HÌNH ĐỊA CƠ HỌC VÀ

ỨNG DỤNG VÀO PHÂN TÍCH ỔN ĐỊNH GIẾNG

KHOAN XX-3P BỒN TRŨNG CỬU LONG

Thuộc nhóm ngành khoa học: Khoa Học Tự Nhiên

i

LỜI CAM KẾT

Tác giả xin cam đoan đề tài “NGHIÊN CỨU MÔ HÌNH ĐỊA CƠ HỌC VÀ

ỨNG DỤNG VÀO PHÂN TÍCH ỔN ĐỊNH GIẾNG KHOAN XX-3P BỒN

TRŨNG CỬU LONG” là công trình nghiên cứu của tác giả. Các số liệu, kết quả

trong báo cáo là trung thực. Tôi xin chịu hoàn toàn trách nhiệm về việc cam đoan này.

Thành phố Hồ Chí Minh, 10/2015

Tác Giả

ii

TÓM TẮT

Công trình được trình bài gồm (4) bốn chương với nội dung cơ bản như sau:

Chương 1: Giới thiệu khu vực nghiên cứu và tình hình nghiên cứu:

Giới thiệu tổng quá khu vực nghiên cứu, tình hình nghiên cứu trong và ngoài

nước liên quan đến đề tài.

Chương 2: Cơ Sở Lý Thuyết Mô Hình Địa Cơ Học Và Lý Thuyết Ổn Định

Giếng Khoan

Nếu lên các khái niệm cơ bản về ứng suất, các thông số liên quan đến tính chất

của đá và cách tính toán thông số này.

Trình bày các ứng suất tại chỗ (in-situ stress) và ứng suất xung quanh giếng

khoan được áp dụng trong mô hình địa cơ. Đề cập đến các vấn đề có thể xảy ra như

phá hủy do nén ép (breakouts), xuất khe nứt trong quá trình khoan (drilling induced

tensile fractures),… trong khi khoan. Giới thiệu và áp dụng các tiêu chuẩn bền vào tính

toán tỉ trọng mùn khoan để giếng được ổn định tránh các hiện bất ổn định trong quá

trình khoan.

Chương 3: Xây Dựng Mô Hình Địa Cơ Học Và Phân Tích Ổn Định Cho

Giếng Khoan XX-3P Của Mỏ Y Bồn Trũng Cửu Long

Trình bày các thông số đầu vào của mô hình, dựa vào tiêu chuẩn Morh-Coulomb,

Lade cải tiến và Tresca để xây dựng và phân tích mô hình địa cơ cho giếng khoan XX-

3P tại bồn trũng Cửu Long. Từ đó, lựa chọn tiêu chuẩn phù hợp và đưa ra hướng

khoan cũng như cửa sổ mùn khoan hợp lý.

Chương 4: Kết Luận Và Kiến Nghị

Tổng kết lại những gì đã giải quyết và kiến nghị một số vấn đề gặp phải cần giải

quyết sau.

iii

MỤC LỤC

LỜI CAM KẾT ..................................................................................................... I

TÓM TẮT .............................................................................................................II

MỤC LỤC .......................................................................................................... III

DANH MỤC HÌNH ẢNH ................................................................................... V

DANH MỤC BẢNG BIỂU .................................................................................. X

DANH MỤC KÝ HIỆU VIẾT TẮT VÀ THUẬT NGỮ ................................ XI

CHƯƠNG 1: GIỚI THIỆU KHU VỰC VÀ TÌNH HÌNH NGHIÊN CỨU .... 1

1. ĐẶC ĐIỂM BỒN TRŨNG CỬU LONG ..................................................... 1

1.1. VỊ TRÍ ĐỊA LÝ BỒN TRŨNG CỬU LONG ............................................... 1

1.2. LỊCH SỬ NGHIÊN CỨU KHU VỰC ......................................................... 2

1.3. CÁC YẾU TỐ CẤU TRÚC VÀ CƠ CHẾ THÀNH TẠO ............................ 3

1.4. ĐẶC ĐIỂM ĐỊA TẦNG THẠCH HỌC .................................................... 11

1.5. HỆ THỐNG DẦU KHÍ .............................................................................. 16

1.6. DỊ THƯỜNG ÁP SUẤT ............................................................................ 22

2. ĐẶC ĐIỂM KHU VỰC MỎ Y – LÔ 15-1 ................................................ 24

2.1. VỊ TRÍ ĐỊA LÝ: ......................................................................................... 24

2.2. ĐỊA CHẤT KHU VỰC MỎ Y ................................................................... 24

2.3. HỆ THỐNG ĐỨT GÃY: ............................................................................ 32

3. TÌNH HÌNH NGHIÊN CỨU ...................................................................... 34

3.1. TÌNH HÌNH NGHIÊN CỨU TRÊN THẾ GIỚI ........................................ 34

3.2. TÌNH HÌNH NGHIÊN CỨU TRONG NƯỚC........................................... 43

CHƯƠNG 2: CƠ SỞ LÝ THUYẾT MÔ HÌNH ĐỊA CƠ HỌC VÀ LÝ

THUYẾT ỔN ĐỊNH GIẾNG KHOAN ..................................................................... 52

2.1. ĐỊNH NGHĨA ỨNG SUẤT [1] ................................................................. 52

2.2. ỨNG SUẤT TRONG KHÔNG GIAN HAI CHIỀU.[1] ............................ 58

2.3. ỨNG SUẤT TRONG KHÔNG GIAN BA CHIỀU [1] .............................. 62

iv

2.4. CÁC THÔNG SỐ ĐẤT ĐÁ [3] ................................................................. 67

2.5. CÁC LOẠI ỨNG SUẤT TRONG ĐẤT ĐÁ VÀ CÁCH XÁC ĐỊNH ....... 74

2.6. CÁC LOẠI ĐỨT GÃY CÓ THỂ XẢY RA TRONG ĐẤT ĐÁ [3] ............ 89

2.7. ỨNG SUẤT XUNG QUANH LỖ KHOAN [11] ....................................... 91

2.8. CÁC HIỆN TƯỢNG ẢNH HƯỞNG ĐẾN ỔN ĐỊNH GIẾNG KHOAN .. 98

2.9. LÝ THUYẾT ỔN ĐỊNH GIẾNG KHOAN VÀ CÁC TIÊU CHUẨN BỀN

................................................................................................................................. 102

CHƯƠNG 3: XÂY DỰNG MÔ HÌNH ĐỊA CƠ HỌC VÀ PHÂN TÍCH ỔN

ĐỊNH CHO GIẾNG KHOAN XX-3P CỦA MỎ Y BỒN TRŨNG CỬU LONG 114

3.1. XÂY DỰNG MÔ HÌNH ĐỊA CƠ CHO GIẾNG XX-3P ......................... 114

3.2. ỨNG DỤNG VÀO PHÂN TÍCH ỔN ĐỊNH GIẾNG XX-3P .................. 126

3.3. ĐÁNH GIÁ RỦI RO (QRA) .................................................................... 134

CHƯƠNG 4: KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ .................................................. 137

4.1. KẾT LUẬN .............................................................................................. 137

4.2. KIẾN NGHỊ ............................................................................................. 138

TÀI LIỆU THAM KHẢO ................................................................................ 139

v

DANH MỤC HÌNH ẢNH

Hình 1.1 Vị Trí Bồn Trũng Cửu Long .................................................................... 1

Hình 1.2 Sơ đồ phân vùng kiến tạo bể Cửu Long. ................................................. 3

Hình 1.3 Mặt cắt ngang trũng chính Cửu Long ...................................................... 5

Hình 1.4 Bản đồ cấu trúc móng bể Cửu Long ........................................................ 6

Hình 1.5 Bản đồ kiến tạo khu vực ........................................................................ 10

Hình 1.6 Hệ thống đứt gãy ở bể Cửu Long .......................................................... 11

Hình 1.7 Cột Địa Tầng Tổng Hợp Bồn Trũng Cửu Long .................................... 15

Hình 1.8 Sơ đồ đẳng dày tầng sinh dầu trong trầm tích Oligocen Eocen............. 16

Hình 1.9 Sự phân bố các tầng chắn trên mặt cắt địa chấn .................................... 19

Hình 1.10 Sự dịch chuyển hydrocarbon từ các tầng sinh vào các bẫy. ................ 22

Hình 1.11.Dị thường áp suất theo cột địa tầng bể Cửu Long .............................. 23

Hình 1.12 Vị trí mỏ Y thuộc lô 15-1 bồn trũng Cửu Long ................................... 24

Hình 1.13 Cột địa tầng Cenozoic Lô 15-1 ............................................................ 26

Hình 1.14 Địa tầng Đới Đà Lạt và các đơn vị xâm nhập ..................................... 27

Hình 1.15 Cột địa tầng mỏ Y ................................................................................ 31

Hình 1.16 Mặt cắt địa chấn qua mỏ Y .................................................................. 32

Hình 1.17 Pha đứt gãy sớm : căng dãn – tập F. .................................................... 33

Hình 1.18 Pha đứt gãy muộn: Nghịch đảo ........................................................... 33

Hình 1.19 Biểu đồ thí nghiệm LOT ...................................................................... 37

Hình 1.20 Biểu đồ thí nghiệm LOT và xác định ứng SHmin .................................. 47

Hình 1.21 Sơ đồ vị trí các giếng khoan và trường ứng suất trong bồn trũng ....... 49

Hình 2.1 Mô Tả Lực Và Ứng Suất [1] .................................................................. 53

Hình 2.2 Ứng Suất Cục Bộ [1] ............................................................................. 54

vi

Hình 2.3 Tác thành phần lực tác dụng lên bề mặt. ............................................... 55

Hình 2.4 Các thành phần ứng suất tác dụng lên phần tử trong 3 chiều[11] ......... 55

Hình 2.5 Các thành phần ứng suất tác dụng lên mặt phẳng hai chiều.[1] ............ 56

Hình 2.6 Các ứng suất trong không gian hai chiều.[1] ......................................... 58

Hình 2.7 Vòng tròn Mohr thể hiện các ứng chính trong không gian 2 chiều.[11]

....................................................................................................................................... 59

Hình 2.8 Lực kéo căng tác dụng lên thanh thép (a), các lực song song và vuông

góc trên mặt m-n (b).[11] .............................................................................................. 60

Hình 2.9 Các ứng suất tiếp và ứng suất vuông góc tác dụng lên thanh thép.[11] 61

Hình 2.10 Vòng tròn Mohr thể hiện các trạng thái ứng suất trên mặt p-q.[1] ...... 61

Hình 2.11 Các hướng cosin trong không gian ba chiều[1] ................................... 62

Hình 2.12 Chuyển ứng suất từ một hệ trục toạ này sang hệ trục toạ độ khác.[11]

....................................................................................................................................... 64

Hình 2.13 Các thành phần ứng suất trước và sau khi chuyển đổi.[11] ................. 65

Hình 2.14 Các thông số trên vòng tròn Mohr ....................................................... 67

Hình 2.15 Thí nghiệm nén đơn trục ...................................................................... 68

Hình 2.16 Hệ số poisson và modul đàn hồi [23] .................................................. 70

Hình 2.17 Mô hình thể hiện vật thể chịu biến dạng cắt [23] ................................ 71

Hình 2.18 Góc ma sát trong xác định trên vòng tròn Morh ................................. 73

Hình 2.19 Biểu đồ điện trở suất (a) và áp suất lỗ rỗng (b) [21] . .......................... 79

Hình 2.20 Biểu đồ thể hiện thời gian truyền sóng âm[21] ................................... 79

Hình 2.21 Ảnh điện trở, log mật độ, log mật độ hiệu chỉnh và log đường kính. .. 81

Hình 2.22 Tài liệu log hình ảnh xác định hướng ứng suất [10] ............................ 82

Hình 2.23 Đồ thị thể hiện áp suất theo lưu lượng bơm [3] ................................... 83

Hình 2.24 Thí nghiệm extended leak off test ....................................................... 84

vii

Hình 2.25 Đồ thị từ thí nghiệm minifracture[14] ................................................. 85

Hình 2.26 Bề rộng breakout xung quanh giếng khoan ......................................... 88

Hình 2.27 Các loại đứt gãy trong đất đá ............................................................... 89

Hình 2.28 Vùng các loại đứt gãy trong đất đá thể hiện trên đa giác ứng suất[3] . 90

Hình 2.29 Thành hệ đá ở trạng thái ổn định (a), thành hệ đá bị khoan và trạng

thái ứng suất thay đổi (b)[11] ........................................................................................ 91

Hình 2.30 Ứng suất trong hệ tọa độ Đềcác (x,y,z), và Hệ tọa độ cầu (r,θ,z) trong

mặt cắt của giếng.[17] ................................................................................................... 92

Hình 2.31 Ứng Suất Xung Quanh Thành Giếng Khoan ....................................... 94

Hình 2.32 Ứng suất tập trung lớn nhất và nhỏ nhất trong giếng khoan ............... 95

Hình 2.33 Hình ảnh FMI chỉ ra độ sâu bị Breakout ............................................. 99

Hình 2.34 Ứng suất tại đới Breakouts .................................................................. 99

Hình 2.35 Dụng cụ đo đường kính xác định breakout........................................ 100

Hình 2.36 Log hình ảnh thể hiện khe nứt trong quá trình khoan........................ 101

Hình 2.37 Hướng sập lỡ thành giếng và hướng khe nứt trong khi khoan. ......... 101

Hình 2.38 Vòng tròn Morh ................................................................................. 102

Hình 3.1 Quỹ đạo giếng XX-3P ......................................................................... 114

Hình 3.2 Mối quan hệ giữa DTC và DTS ........................................................... 116

Hình 3.3 Các thông số địa vật lý giếng khoan .................................................... 117

Hình 3.4 Các thông số tính chất cơ lý của đá ..................................................... 118

Hình 3.5 Áp suất lỗ rỗng tính từ đường log sonic theo phương pháp Eaton ...... 118

Hình 3.6 Các tensor ứng suất tại chỗ ( , ,v h H ) .............................................. 119

Hình 3.7 Ứng suất tại chỗ và thông số cho mô hình ......................................... 121

Hình 3.8 Mối tương quan áp suất sập lỡ thành hệ được xây dựng bằng tay trên

excel và phần mềm theo tiêu chuẩn Morh-Coulomb. ................................................. 122

viii

Hình 3.9 Cửa sổ mùn khoan được xây dựng trên excel (a) và phần mềm (b) theo

tiêu chuẩn Morh-Coulomb .......................................................................................... 123

Hình 3.10 Mối tương quan áp suất sập lỡ thành hệ được xây dựng trên excel và

phần mềm theo tiêu chuẩn Tresca. .............................................................................. 124

Hình 3.11 Cửa sổ mùn khoan được xây dựng trên excel và phần mềm theo tiêu

chuẩn Tresca ................................................................................................................ 125

Hình 3.12 Mối tương quan áp suất sập lỡ thành hệ được xây dựng trên excel và

phần mềm theo tiêu chuẩn Lade cải tiến. .................................................................... 125

Hình 3.13 Cửa sổ mùn khoan được xây dựng trên excel (trái) và phần mềm (phải)

theo tiêu chuẩn Lade cải tiến ....................................................................................... 126

Hình 3.14 Cấp ống chống, quỹ đạo và cửa sổ mùn khoan cho giếng XX-3P .... 127

Hình 3.15 Tỉ trọng mùn khoan chai thành 4 cấp ................................................ 128

Hình 3.16 Ảnh hưởng của góc nghiêng và góc phương vị đến cửa sổ mùn khoan

tại 1828mMD ............................................................................................................... 128

Hình 3.17 Ảnh hưởng của góc nghiêng và góc phương vị đến sập lở thành hệ tại

1828mMD .................................................................................................................... 129

Hình 3.18 Ảnh hưởng của góc nghiêng và góc phương vị đến cửa sổ mùn khoan

tại 2978mMD ............................................................................................................... 130

Hình 3.19 Ảnh hưởng của góc nghiêng và góc phương vị đến cửa áp suất sập lỡ

tại 2978mMD ............................................................................................................... 130

Hình 3.20 Ảnh hưởng của góc nghiêng và góc phương vị đến cửa sổ mùn khoan

tại 3721mMD ............................................................................................................... 131

Hình 3.21 Ảnh hưởng của góc nghiêng và góc phương vị đến áp suất sập lở tại

3721mMD .................................................................................................................... 131

Hình 3.22 Ảnh hưởng của góc nghiêng và góc phương vị đến cửa sổ mùn khoan

tại 4177mMD ............................................................................................................... 132

ix

Hình 3.23 Ảnh hưởng của góc nghiêng và góc phương vị đến áp suất sập lở tại

4177mMD .................................................................................................................... 133

Hình 3.24 Đánh giá rủi ro và thành công trong đoạn giếng 2028 -3127mMD .. 135

Hình 3.25 Biểu đồ phân bố độ nhạy các thông số đầu vào. ................................ 136

x

DANH MỤC BẢNG BIỂU

Bảng 1.1 Các đặc tính cơ bản của các tầng đá mẹ bể Cửu Long ......................... 17

Bảng 1.2: Tiêu chuẩn Morh-Coulomb tính áp suất sập lỡ trong giếng đứng ...... 41

Bảng 1.3: Tiêu chuẩn Morh-Coulomb tính áp suất gây khe nứt trong giếng đứng

....................................................................................................................................... 42

Bảng 1.4: Tiêu chuẩn Mogi-Coulomb tính áp suất sập lỡ trong giếng đứng ....... 42

Bảng 1.5: Tiêu chuẩn Mogi-Coulomb tính áp suất gây khe nứt trong giếng đứng

....................................................................................................................................... 43

Bảng 1.6: áp suất gây breakout theo tiêu chuẩn Morh-Coulomb. ........................ 46

Bảng 1.7: áp suất gây breakout theo tiêu chuẩn Mogi-Coulomb. ........................ 46

Bảng 1.8 kết quả từ các giếng khoan thực tế chỉ ra trường ứng suất của hai bồn

trũng Cửu Long và Nam Côn Sơn. ................................................................................ 50

Bảng 2.1 tỉ trọng và hệ số poisson trong các thành hệ khác nhau [22] ................ 69

Bảng 2.2 mối quan hệ của các modun [3] ............................................................ 73

Bảng 2.3 Các thành phần ứng suất và dữ liệu cần thiết cũng như các phương

pháp xác định.[19] ......................................................................................................... 74

Bảng 2.4: Tỷ trọng dung dịch gây nên break out trong giếng đứng với giá trị ứng

suất ngang không đổi ................................................................................................... 106

Bảng 2.5 Tỷ trọng dung dịch khoan gây ra break out theo tiêu chuẩn Tresca ... 109

Bảng 3.1 Bảng tóm tắt dữ liệu đầu vào cần thiết cho tính toán .......................... 120

Bảng 3.2 Tỉ trọng mùn khoan chiều sâu chân đế ống chống thiêt kế. ................ 121

Bảng 3.3 Tóm tắt các kết quả sau khi phân tích từng đoạn giếng. ..................... 133

Bảng 3.4 Tóm tắt kết quả đánh giá các đoạn giếng khác ................................... 136

xi

DANH MỤC KÝ HIỆU VIẾT TẮT VÀ THUẬT NGỮ

α: Hệ số Biot

σ: Ứng suất pháp

τ: Ứng Suất tiếp tuyến

ϕ: Góc ma sát trong

ν: Hệ số Poisson

ρ: tỉ trọng (g/cm3)

εx, εy: biến dạng theo phương ngang và phương thẳng đứng do kiến tạo.

So: Hệ số cố kết của đá

R: Điện trở suất từ đường log (ohm)

Rn: Điện trở suất từ đường chuẩn

∆t: Thời gian truyền sóng trên đường log (μs/ft)

∆tn: Thời gian truyền sóng chuẩn (μs/ft)

Vp: Vận tốc sóng P – sóng tới (pull wave) (m/s), Vp = 304878/DTC

Vs: Vận tốc sóng S – sóng cắt ( shear wave) (m/s), Vs = 304878/DTS

DTC: Thời gian truyền sóng tới (μs/ft)

DTS: Thời gian truyền sóng cắt (μs/ft),

Pp: Áp suất lỗ rỗng (ppg, psi, Pa)

Pw: Áp Suất Chất Lưu trong giếng (ppg, psi, pa)

Phydro: Áp suất thủy tĩnh (ppg, psi, Pa)

σv: Ứng suất thẳng đứng – Overburden stress (ppg, Psi, Pa)

σhmin: Ứng suất ngang nhỏ nhất – Minimum horizontal stress (ppg, Psi, Pa)

σHmax: Ứng suất ngang nhỏ nhất – Maximum horizontal stress (ppg, Psi, Pa).

x : Ứng suất pháp theo phương x (ppg, Psi, Pa).

xii

y : Ứng suất pháp theo phương y (ppg, Psi, Pa).

z : Ứng suất pháp theo phương z (ppg, Psi, Pa).

: Ứng suất pháp tiếp tuyến với giếng (ppg, Psi, Pa).

r : Ứng suất theo phương bán kính giếng (ppg, Psi, Pa).

z : Ứng suất pháp theo phương z (ppg, Psi, Pa).

xy : Ứng suất tiếp tuyến trên mặt x-y (ppg, Psi, Pa).

xz : Ứng suất tiếp tuyến trên mặt x-z (ppg, Psi, Pa).

yz : Ứng suất tiếp tuyến trên mặt y-z (ppg, Psi, Pa).

r : Ứng suất tiếp tuyến trên mặt r (ppg, Psi, Pa).

z : Ứng suất tiếp tuyến trên mặt z (ppg, Psi, Pa).

rz : Ứng suất tiếp tuyến trên mặt r z (ppg, Psi, Pa).

E: Modun Young (Gpa)

K: Modun khối – Bulk Voulume (Mpa)

G: Modun Cắt - Shear Modulus (Mpa)

UCS: Độ bền nén đơn trục – Undifined Compressive Strength (Psi)

To: Độ bền căng dãn – Tensile Strength (Psi).

NCT: Normal Compaction Trend

θ: Góc hợp bời hướng SHmax và vị trí breakout (độ, degree)

wbo: bề rộng breakout (độ, degree)

1

CHƯƠNG 1: GIỚI THIỆU KHU VỰC VÀ TÌNH HÌNH NGHIÊN CỨU

1. ĐẶC ĐIỂM BỒN TRŨNG CỬU LONG

1.1. VỊ TRÍ ĐỊA LÝ BỒN TRŨNG CỬU LONG

Bồn trũng Cửu Long nằm ở phía Đông Bắc thềm lục địa Nam Việt Nam, với tọa

độ địa lý trong khoảng 9o00

’ – 11

o00

’ vĩ Bắc, 106

o30

’ -109

000

’ kinh Đông, có dạng

hình bán nguyệt, kéo dài dọc bờ biển từ Phan Thiết đến sông Hậu, theo hướng Đông

Bắc – Tây Nam. Bồn Trũng Cửu Long tiếp giáp với đất liền về phía Tây Bắc, ngăn

cách với bồn trũng Nam Côn Sơn bởi đới nâng Côn Sơn, phía Tây Nam là đới Khorat-

Natuna và phía Đông Bắc là đới cắt trượt Tuy Hòa ngăn cách với bồn trũng Phú

Khánh. Bồn có diện tích khoảng 67.500km2 (phần biển 56.000km

2, phần lục địa

11.500km2), bao gồm các lô 01, 02, 09, 15-1, 15-2, 16 và 17.

Hình 1.1 Vị Trí Bồn Trũng Cửu Long

2

1.2. LỊCH SỬ NGHIÊN CỨU KHU VỰC

Lịch sử tìm kiếm thăm dò dầu khí bể Cửu Long gắn liền với lịch sử tìm kiếm

thăm dò dầu khí của thềm lục địa Nam Việt Nam.

Trước năm 1975, bồn trũng Cửu Long bắt đầu thăm dò khảo sát địa vật lý khu

vực như từ, trọng lực và địa chấn để phân chia các lô, chuẩn bị cho công tác đấu thầu,

ký hợp đồng dầu khí. Vào cuối năm 1974 và đầu năm 1975 Công ty Mobil đã khoan

giếng khoan tìm kiếm đầu tiên trong bể Cửu Long, BH-1X ở phần đỉnh của cấu tạo

Bạch Hổ. Kết quả thử vỉa đối tượng cát kết Miocen dưới ở chiều sâu 2.755-2.819m đã

cho dòng dầu công nghiệp, lưu lượng dầu đạt 342m3/ngày. Năm 1976, Công ty địa vật

lý CGG của Pháp khảo sát 1.210,9 km. Và đã xây dựng được các tầng phản xạ chính:

từ CL20 đến CL80 và khẳng định sự tồn tại của bể Cửu Long với một mặt cắt trầm

tích Đệ Tam dày.

Năm 1979, Chính Phủ Việt Nam kí hợp đồng thăm dò và khai thác với Liên Xô

và thành lập công ty liên doanh Vietsovpetro bắt đầu khai thác lô 09 và 16. Và công ty

Deminex phát hiện dầu khí lô 15-1 và 15-2 và năm 1981 đã trả lại các lô trên.

Năm 1980 tàu nghiên cứu POISK đã tiến hành khảo sát 4.057 km tuyến địa chấn

MOP - điểm sâu chung, từ và 3.250 km tuyến trọng lực. Kết quả của đợt khảo sát này

đã phân chia ra được tập địa chấn B (CL4-1, CL4-2), C (CL5-1), D CL5-2), E (CL5-3)

và F (CL6- 2).

Đến nay có rất nhiều công ty đã và đang thăm dò, khai thác tại bồn trũng Cửu

Long: Vietsovpetro, Petronas, JVPC (Japan Vietnam Petroleum Company), các JOC

(Joint Operating Company) như Cửu Long, Thăng Long, Côn Sơn,… Đến năm 2003,

tổng số giếng khoan thăm dò, thẳm lượng và khai thác trên 300 giếng.

Bằng kết quả khoan nhiều phát hiện dầu khí đã được xác định: Rạng Đông (lô

15.2), Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Sư Tử Trắng (lô 15.1), Topaz North, Diamond, Pearl,

Emerald (lô 01), Cá Ngừ Vàng (lô 09.2), Voi Trắng (lô 16.1), Đông Rồng, Đông Nam

Rồng (lô 09-1). Trong số phát hiện này có 5 mỏ dầu: Bạch Hổ, Rồng (bao gồm cả

Đông Rồng và Đông Nam Rồng), Rạng Đông, Sư Tử Đen, Hồng Ngọc hiện đang được

3

khai thác, với tổng sản lượng khoảng 45.000 tấn/ngày. Tổng lượng dầu đã thu hồi từ 5

mỏ từ khi đưa vào khai thác cho đến đầu năm 2005 khoảng 170 triệu tấn.

1.3. CÁC YẾU TỐ CẤU TRÚC VÀ CƠ CHẾ THÀNH TẠO

1.3.1. Yếu Tố Cấu Trúc

Việc phân chia các đơn vị cấu tạo được dựa trên đặc điểm cấu trúc địa chất của

từng khu vực với sự khác biệt về chiều dày trầm tích và thường được giới hạn bởi

những đứt gãy hoặc hệ thống đứt gãy có biên độ đáng kể. Nếu coi Bể Cửu Long là đơn

vị cấu trúc bậc 1 thì cấu trúc bậc 2 của bể bao gồm các đơn vị cấu tạo sau: trũng phân

dị Bạc Liêu; trũng phân dị Cà Cối; đới nâng Cửu Long; đới nâng Phú Quý (phần lún

chìm kéo dài khối nâng Côn Sơn) và trũng chính bể Cửu Long. Ranh giới phân chia

các đơn vị cấu tạo được thể hiện trên hình I-2.

Trũng phân dị Bạc Liêu

Là một trũng nhỏ nằm ở phần cuối Tây Nam của bể Cửu Long với diện tích

khoảng 3600 km2. Gần một nửa diện tích của trũng thuộc lô 31, phần còn lại thuộc

phần nước nông và đất liền. Trũng có chiều dày trầm tích Đệ Tam không lớn khoảng

3km và bị chia cắt bởi các đứt gãy thuận có phương TB-ĐN. Trong trũng có khả

năng bắt gặp trầm tích như trong trũng phân dị Cà Cối.

Hình 1.2 Sơ đồ phân vùng kiến tạo bể Cửu Long.

4

Trũng phân dị Cà Cối

Nằm chủ yếu ở khu vực cửa sông Hậu có diện tích rất nhỏ và chiều dày trầm tích

không lớn, trên dưới 2000 m. Tại đây đã khoan giếng khoan CL- 1X và mở ra hệ tầng

Cà Cối. Trũng bị phân cắt bởi các đứt gãy kiến tạo có phương ĐB- TN, gần như vuông

góc với phương của đứt gãy trong trũng phân dị Bạc Liêu.

Đới nâng Cửu Long

Nằm về phía Đông của trũng phân dị Bạc Liêu và Cà Cối, phân tách 2 trũng này

với trũng chính của bể Cửu Long. Đới nâng có chiều dày trầm tích không đáng kể, chủ

yếu là trầm tích hệ tầng Đồng Nai và Biển Đông. Đới nâng không có tiền đề, dấu hiệu

dầu khí vì vậy đã không được nghiên cứu chi tiết và không xác định sự phát triển các

đứt gãy kiến tạo.

Các đơn vị cấu trúc vừa nêu được xem là rất ít hoặc không có triển vọng dầu khí,

vì vậy chúng ít khi được đề cập đến trong các công trình nghiên cứu và đôi khi không.

được xem như một đơn vị cấu thành của bể Cửu Long.

Đới nâng Phú Quý

Được xem như phần kéo dài của đới nâng Côn Sơn về phía Đông Bắc, thuộc lô

01 và 02. Đây là đới nâng cổ, có vai trò khép kín và phân tách bể Cửu Long với phần

phía Bắc của bể Nam Côn Sơn. Tuy nhiên, vào giai đoạn Neogen - Đệ Tứ thì diện tích

này lại thuộc phần mở của bể Cửu Long. Chiều dày trầm tích thuộc khu vực đới nâng

này dao động từ 1.5 đến 2 km. Cấu trúc của đới bị ảnh hưởng khá mạnh bởi hoạt động

núi lửa, kể cả núi lửa trẻ.

Trũng chính bể Cửu Long

Đây là phần lún chìm chính của bể, chiếm tới 3/4diện tích bể, gồm các lô 15, 16

và một phần các lô 01, 02, 09, 17. Theo đường đẳng dày 2 km thì Trũng chính bể Cửu

Long thể hiện rõ nét là một bể khép kín có dạng trăng khuyết với vòng cung hướng ra

về phía Đông Nam. Toàn bộ triển vọng dầu khí đều tập trung ở trũng này. Vì vậy, cấu

trúc của trũng được nghiên cứu khá chi tiết và được phân chia ra thành các đơn vị cấu

trúc nhỏ hơn như một bể độc lập thực thụ. Các đơn vị cấu tạo bậc 3 gồm: trũng Đông

Bắc; trũng Tây Bạch Hổ; trũng Đông Bạch Hổ; sườn nghiêng Tây Bắc; sườn nghiêng

5

Đông Nam; đới nâng Trung Tâm; đới nâng phía Bắc; đới nâng phía Đông; đới phân dị

Đông Bắc; đới phân dị Tây Nam (Hình I-3).

Hình 1.3 Mặt cắt ngang trũng chính Cửu Long

Sườn nghiêng Tây Bắc

Là dải sườn bờ Tây Bắc của bể kéo dài theo hướng ĐB- TN, chiều dày

trầm tích tăng dần về phía Tây Nam từ 1 đến 2.5 km. Sườn nghiêng bị cắt xẻ

bởi các đứt gãy kiến tạo có hướng ĐB-TN hoặcTB-ĐN, tạo thành các mũi nhô.

Trầm tích Đệ Tam của bể thường có xu hướng vát nhọn và gá đáy lên móng cổ

granitoid trước Kainozoi.

Sườn nghiêng Đông Nam

Là dải sườn bờ Đông Nam của bể, tiếp giáp với đới nâng Côn Sơn. Trầm tích

của đới này có xu hướng vát nhọn và gá đáy với chiều dày dao động từ 1 đến 2.5 km.

Sườn nghiêng này cũng bị phức tạp bởi các đứt gãy kiến tạo. có phương ĐB-TN và á

vĩ tuyến tạo nên các cấu tạo địa phương như cấu tạo Amethyst, Cá Ông Đôi, Opal, Sói.

Trũng Đông Bắc

Đây là trũng sâu nhất, chiều dày trầm tích có thể đạt tới 8 km. Trũng có phương

kéo dài dọc theo trục chính của bể, nằm kẹp giữa hai đới nâng và chịu khống chế bởi

hệ thống các đứt gãy chính hướng ĐB-TN.

6

Trũng Đông Bạch Hổ

Nằm kẹp giữa đới nâng Trung Tâm về phía Tây, sườn nghiêng Đông Nam về

phía Đ-ĐN và đới nâng Đông Bắc về phía Bắc.Trũng có chiều dày trầm tích đạt tới 7

km và là một trong ba trung tâm tách giãn của bể.

Hình 1.4 Bản đồ cấu trúc móng bể Cửu Long

Trũng Tây Bạch Hổ.

Trong một số tài liệu trũng này được ghép chung với trũng Đông Bắc. Tuy

nhiên, về đặc thù kiến tạo giữa 2 trũng có sự khác biệt đáng kể đặc biệt là phương của

các đứt gãy chính. Trũng Tây Bạch Hổ bị khống chế bởi các đứt gãy kiến tạo có

phương á vĩ tuyến, tạo sự gấp khúc của bể. Chiều dày trầm tích của trũng này có thể

đạt tới 7.5 km.

7

Đới nâng Trung Tâm

Là đới nâng nằm kẹp giữa hai trũng Đông và Tây Bạch Hổ và được giới hạn bởi

các đứt gãy có biên độ lớn với hướng đổ chủ yếu về phía Đông Nam. Đới nâng bao

gồm các cấu tạo dương và có liên quan đến những khối nâng cổ của móng trước

Kainozoi như: Bạch Hổ, Rồng. Các cấu tạo bị chi phối không chỉ bởi các đứt thuận

hình thành trong quá trình tách giãn, mà còn bởi các đứt gãy trượt bằng và chờm

nghịch do ảnh hưởng của sự siết ép vào Oligocen muộn.

Đới nâng phía Tây Bắc

Nằm về phía Tây Bắc trũng Đông Bắc và được khống chế bởi các đứt gãy chính

phương ĐB-TN. Về phía TB đới nâng bị ngăn cách với Sườn nghiêng Tây Bắc bởi

một địa hào nhỏ có chiều dày trầm tích khoảng 6 km. Đới nâng bao gồm cấu tạo Vừng

Đông và dải nâng kéo dài về phía Đông Bắc.

Đới nâng phía Đông

Chạy dài theo hướng ĐB-TN, phía TB ngăn cách với trũng ĐB bởi hệ thống

những đứt gãy có phương á vĩ tuyến và ĐB-TN, phía ĐN ngăn cách với đới phân dị

Đông Bắc bởi võng nhỏ, xem như phần kéo dài của trũng Đông Bạch Hổ về phía ĐB.

Trên đới nâng đã phát hiện được các cấu tạo dương như: Rạng Đông, Phương Đông và

Jade.

Đới phân dị Đông Bắc (phần đầu Đông Bắc của bể)

Nằm kẹp giữa đới nâng Đông Phú Quý và Sườn nghiêng Tây Bắc. Đây là khu

vực có chiều dày trầm tích trung bình và bị phân dị mạnh bởi các hệ thống đứt

gãy có đường phương TB-ĐN, á kinh tuyến và á vĩ tuyến tạo thành nhiều địa hào, địa

luỹ nhỏ (theo bề mặt móng). Một số các cấu tạo dương địa phương đã xác định

như: Hồng Ngọc, Pearl, Turquoise, Diamond, Agate.

Đới phân dị Tây Nam

Nằm về đầu Tây Nam của trũng chính. Khác với đới phân dị ĐB, đới này bị

phân dị mạnh bởi hệ thống những đứt gãy với đường phương chủ yếu là á vĩ tuyến tạo

thành những địa hào, địa luỹ, hoặc bán địa hào, bán địa luỹ xen kẽ nhau. Những cấu

tạo có quy mô lớn trong đới này phải kể đến: Đu Đủ, Tam Đảo, Bà Đen và Ba Vì.

8

Các cấu tạo địa phương dương bậc 4 là đối tượng tìm kiếm và thăm dò dầu khí

chính của bể.

1.3.2. Cơ Chế Thành Tạo

Trong bình đồ cấu tạo hiện nay (hình 1.3) bồn trũng Cửu Long nằm phần Đông

Nam nội mảng thạch quyển trên vỏ lục địa u – Á. Đây là một v ng sụt kiểu tách giãn

trong Kainozoi sớm phát triển trên miền vỏ lục điạ có tuổi trước Kainozoi bi phân hóa

mạnh trong Kainozoi và bị phủ bởi lớp phủ thềm kiểu rìa lục địa thụ động Kainozoi

muộn. Vào Mesozoi muộn vùng này nằm ở phần trung tâm của cung magma kéo dài

theo hướng Đông Bắc – Tây Nam từ Đà Lạt đến đảo Hải Nam. Móng của bồn trũng

Cửu Long được tạo nên bởi các đá xâm nhập granitoid và phun trào thuộc cung

magma này.

Bồn trũng Cửu Long là bồn trũng trước Đê Tam nằm ngoài khơi bờ biển phía

Đông Nam của Việt Nam. Môi trường và các quá trình điạ – động lực học có ảnh

hưởng lớn đến sự tiến hóa ngoài khơi của bồn trũng liên quan đến kiến tạo mảng được

thể hiện chi tiết trong “Regional Geological Report , June 1999 và tóm tắt như sau:

Kiến tạo mảng (hình 1.5):

Sự va chạm giữ mảng Ấn Độ với Châu Á khoảng 53 triệu năm trước và liên

quan đến kiến tạo nâng lên cho đến ngày nay.

Sự tách ra của khối Đông Dương.

Rãnh Philippine cuộn lại.

Sự mở rộng của Biển Đông (cuối Oligocene đầu Miocene).

Sự va chạm phía Bắc mảng châu c với phía Nam mảng Đông Dương tại ngoài

khơi bồn trũng.

Bồn trũng Cửu Long mở theo hướng Đông Bắc – Tây Nam vào cuối Eocene.

Việc mở rộng của bồn trũng Cửu Long liên quan đến việc vặn xoay , kéo dài

phần vỏ theo chiều kim đồng hồ của mảng Đông Dương .

9

Bồn trũng Cửu Long nằm ở phía cuối của hê thống đứt gãy sông Hậu , hiện

nay đang kiểm soát vi trí của đồng bằng sông Cửu Long.

Bồn trũng Cửu Long và Nam Côn Sơn ngăn cách nhau bởi đới nâng Nam Côn

Sơn. Chuyển dạng dọc theo máng hướng Đông Bắc “chuyển dịch của Việt Nam .

Biến đổi của Việt Nam xác đi h đường phân cách thềm lục địa. Nó gây nên sựa

biến dạng dọc ranh giớ phía Đông của mảng Đông Dương . Do đó, người ta cho rằng

sự tách giãn theo hướng Tây Bắc – Đông Nam và sự dịch chuyển đồng thời theo

hướng Bắc – Nam đã xảy ra trong suốt quá trình mở rộng của bể Cửu Long.

Các cấu trúc chính của bồn trũng trong giai đoạn Eocene – Oligocene có thể phân

chia thành bốn yếu tố cấu trúc chính sau:

Bắc Cửu Long.

Tây Nam Cửu Long (Tây Bạch Hổ ).

Đông Nam Cửu Long (Đông Bạch Hổ ).

Cấu tạo trung tâm Rồng – Bạch Hổ

10

Hình 1.5 Bản đồ kiến tạo khu vực

1.3.3. Hệ thống đứt gãy

Các đứt gãy hoạt động mạnh trong đá móng và trầm tích Oligocene. Chỉ có ít đứt

gãy còn hoạt động trong Miocene muộn.

Các hệ thống đứt gãy chính trong bồn trũng Cửu Long có thể chia là 4 hê thống

chính dựa trên các hướng đứt gãy: Đông – Tây, Đông Bắc – Tây Nam, Bắc – Nam và

tất cả các đứt gãy theo nhiều hướng khác nhau và đứt gãy nhỏ.

Phần lớn các đứt gãy quan trọng trong bồn Cửu Long là đứt gãy thuận kế thừa từ

móng và phát triển đồng sinh với quá trình lắng đọng trầm tích. Các đứt gãy nghịch

hiện diện ít do sự nén ép địa phương hoặc nén ép địa tầng. Hệ thống đứt gãy sâu theo

11

hướng Đông Bắc – Tây Nam gồm hai đứt gãy chạy song song. Đứt gãy thứ nhất chạy

dọc theo rìa biển, đứt gãy thứ hai chạy dọc theo rìa Tây Bắc khối nâng Côn Sơn. Các

đứt gãy có góc cắm 10 – 15o so với phương thẳng đứng, hướng cắm về trung tâm bồn

trũng.

Hình 1.6 Hệ thống đứt gãy ở bể Cửu Long

1.4. ĐẶC ĐIỂM ĐỊA TẦNG THẠCH HỌC

1.4.1. Móng Trước Kainozoi

Về mặt thạch học đá móng có thể xếp thành 2 nhóm chính: granit và granodiorit -

diorit, ngoài ra còn gặp đá biến chất và các thành 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.

12

Phức hệ Hòn Khoai

Là phức hệ đá magma cổ nhất trong móng của bể Cửu Long, có tuổi Trias muộn,

thành phần thạch học trong granitoid chủ yếu là amphybol- biotit-diorit, monzonit và

adamelit. Đá bị biến đổi, cà nát mạnh. Phần lớn các khe nứt đã bị lấp đầy bởi khoáng

vật thứ sinh: calcit-epidot-zeolit.

Phức hệ Định Quán

Chủ yếu là đá granodiorit, đôi chỗ gặp monzonit-biotit-thạch anh đa sắc. Đá

thuộc loại kiềm vôi, có thành phần axit vừa phải SiO2 dao động 63-67%. Các thành

tạo của phức hệ xâm nhập này có mức độ giập vỡ và biến đổi cao được lấp đầy bởi các

khoáng vật thứ sinh: calcit, zeolit, thạch anh và clorit. Phức hệ Định Quán có tuổi Jura,

tuổi tuyệt đối dao động từ 130 đến 155tr. năm.

Phức hệ Cà Ná

Đặc trưng là granit thuỷ mica và biotit, thuộc loại Natri-Kali, dư nhôm

(Al=2.98%), Si (~69%) và ít Ca. Đá có tuổi tuyệt đối khoảng 90-100 tr. năm, thuộc

Jura muộn. Các khối granitoid phức hệ magma xâm nhập này thành tạo đồng tạo núi

và phân bố dọc theo hướng trục của bể. Đá bị dập vỡ, nhưng mức độ biến đổi thứ sinh

yếu hơn so với hai phức hệ trên.

1.4.2. Trầm Tích Kainozoi

Nằm bất chỉnh hợp trên mặt đá móng kết tinh bào mòn và phong hoá là thành tạo

Kainozoi hoặc núi lửa. Địa tầng được mô tả từ cổ đến trẻ.

Paleogene

Eocene: Hệ tầng Cà Cối (E2cc)

Hệ tầng này được phát hiện tại giếng khoan CL-1X trên đất liền. Hệ tầng đặc

trưng bởi trầm tích vụn thô: cuội sạn kết, cát kết đa khoáng, xen các lớp mỏng bột kết

và sét kết hydromica-clorit- sericit. Trầm tích có mầu nâu đỏ, đỏ tím, tím lục sặc sỡ

với độ chọn lọc rất kém, đặc trưng kiểu molas lũ tích lục địa thuộc các trũng trước núi

Creta-Paleocen-Eocen. Chiều dày hệ tầng có thể đạt tới 600m.

Oligocene dưới: Hệ tầng Trà Cú (E31tc)

Hệ tầng Trà Cú đã xác lập ở giếng khoan (GK) Cửu Long-1X. Trầm tích gồm

chủ yếu là sét kết, bột kết và cát kết, có chứa các vỉa than mỏng và sét vôi, được tích tụ

13

trong điều kiện sông hồ. Đôi khi gặp các đá núi lửa, thành phần chủ yếu là porphyr

diabas, tuf basalt, và gabro-diabas. Hệ tầng Trà Cú có tiềm năng chứa và sinh dầu khí

khá cao Các vỉa cát kết của hệ tầng là các vỉa chứa dầu khí chủ yếu trên mỏ Đông Nam

Rồng, Sư Tử Trắng và là đối tượng khai thác thứ hai sau móng nứt nẻ trên mỏ Bạch

Hổ. Chiều dày của hệ tầng dao động từ 0 đến 800 m.

Oligocene trên: Hệ tầng Trà Tân (E33tt)

Hệ tầng Trà Tân được xác lập ở GK 15A-1X. Đá của hệ tầng Trà Tân đôi chỗ

nằm bất chỉnh hợp trên hệ tầng Trà Cú. Mặt cắt hệ tầng có thể chia thành ba phần khác

biệt nhau về thạch học. Phần trên gồm chủ yếu là sét kết màu nâu - nâu đậm, nâu đen,

rất ít sét màu đỏ, cát kết và bột kết. Phần giữa gồm chủ yếu là sét kết nâu đậm, nâu

đen, cát kết và bột kết,có xen các lớp mỏng đá vôi, than. Phần dưới gồm chủ yếu là cát

kết hạt mịn đến thô, đôi chỗ sạn, cuội kết, xen sét kết nâu đậm, nâu đen, bột kết. Các

trầm tích của hệ tầng được tích tụ chủ yếu trong môi trường đồng bằng sông, aluvi -

đồng bằng ven bờ và hồ. Bề dày từ vài mét đến 100m.

Sét kết của hệ tầng Trà Tân có hàm lượng và chất lượng vật chất hữu cơ cao đến

rất cao đặc biệt là tầng Trà Tân giữa, chúng là những tầng sinh dầu khí tốt ở bể Cửu

Long đồng thời là tầng chắn tốt cho tầng đá móng granit nứt nẻ. Tuy tầng cát kết nằm

xen kẹp có chất lượng thấm, rỗng và độ liên tục thay đổi từ kém đến tốt, nhưng cũng là

đối tượng tìm kiếm đáng lưu ý ở bể Cửu Long.

Neogen

Miocene dưới: Hệ tầng Bạch Hổ (N11bh)

Hệ tầng Bạch Hổ được xác lập ở giếng khoan BH-1X. Hệ tầng có thể chia thành

hai phần: Phần trên gồm chủ yếu là sét kết màu xám, xám xanh xen kẽ với cát kết và

bột kết, tích tụ trong đồng bằng ven bờ - biển nông. Phần dưới gồm chủ yếu là cát kết,

bột kết, xen với các lớp sét kết màu xám, vàng, đỏ, được tích tụ trong môi trường đồng

bằng aluvi - đồng bằng ven bờ.

Tầng sét kết chứa Rotalia là tầng đá chắn khu vực tuyệt vời cho toàn bể. Các vỉa

cát xen kẽ nằm trong và ngay dưới tầng sét kết Rotalia và ở phần trên của phía dưới

mặt cắt có khả năng thấm chứa khá tốt.

14

Miocene giữa: Hệ tầng Côn Sơn (N12cs)

Hệ tầng Côn Sơn được xác lập ở giếng khoan 15B-1X. Hệ tầng Côn Sơn gồm

chủ yếu cát kết hạt thô-trung, bột kết (chiếm đến 75-80%), xen kẽ với các lớp sét kết

màu xám, nhiều màu dày 5-15m, đôi nơi có lớp than mỏng. Bề dày hệ tầng thay đổi từ

250 - 900m. Trầm tích của hệ tầng được thành tạo trong môi trường sông (aluvi) ở

phía Tây, đầm lầy - đồng bằng ven bờ ở phía Đông, Đông Bắc.

Miocene trên: Hệ tầng Đồng Nai (N13đn)

Hệ tầng Đồng Nai được mở ở giếng khoan 15G-1X. Hệ tầng chủ yếu là cát hạt

trung xen kẽ với bột và các lớp mỏng sét màu xám hay nhiều màu, đôi khi gặp các vỉa

carbonat hoặc than mỏng, môi trường trầm tích đầm lầy - đồng bằng ven bờ ở phần

Tây bể, đồng bằng ven bờ - biển nông ở phần Đông và Bắc bể. Bề dày của hệ tầng

thay đổi trong khoảng từ 500 - 750m.

Pliocene – Đệ Tứ: Hệ tầng Biển Đông (N2-Q bđ)

Hệ tầng Biển Đông chủ yếu là cát hạt trung-mịn với ít lớp mỏng bùn, sét màu

xám nhạt chứa phong phú hóa đá biển và glauconit thuộc môi trường trầm tích biển

nông, ven bờ, một số nơi có gặp đá carbonat. Chúng phân bố và trải đều khắp toàn bể,

với bề dày khá ổn định trong khoảng 400 – 700m.

15

Hình 1.7 Cột Địa Tầng Tổng Hợp Bồn Trũng Cửu Long

16

1.5. HỆ THỐNG DẦU KHÍ

1.5.1. Đá Sinh

Theo đặc điểm trầm tích và quy mô phân bố của các tập sét ở bể Cửu Long có

thể phân chia ra 3 tầng đá mẹ:

• Tầng sét Miocen dưới (N11) có bề dày từ 250 m ở ven rìa và tới 1.250 m ở

trung tâm bể.

• Tầng sét của Oligocen trên (E32) có bề dày từ 100m ở ven rìa và tới 1.200 m ở

trung tâm bể.

• Tầng sét Oligocen dưới + Eocen? (E31 + E2) có bề dày từ 0 m đến 600m ở

phần trũng sâu của bể.

Sự biến đổi chiều dày của 2 tầng đá mẹ và là tầng sinh chính của được thể hiện ở

hình I-9.

Hình 1.8 Sơ đồ đẳng dày tầng sinh dầu trong trầm tích Oligocen Eocen

Quy mô phân đới sinh dầu của các tầng đá mẹ:

Đới sinh dầu mạnh của tầng Oligocen trên bao gồm chủ yếu phần trung tâm có

diện tích khoảng 193 km2. Diện tích đới sinh condensat chỉ tập trung ở phần lõm sâu

nhất là 24,5 km2.

17

Đới sinh dầu mạnh và giải phóng dầu của tầng Oligocen dưới-Eocen mở rộng ra

ven rìa so với tầng Oligocen trên và đạt diện tích lớn hơn. Đới sinh chiếm diện tích

khoảng 576- 580 km2. Còn diện tích vùng sinh condensat đạt 146 km

2.

Bảng 1.1 Các đặc tính cơ bản của các tầng đá mẹ bể Cửu Long

1.5.2. Đá Chứa

Đá chứa dầu khí trong bể Cửu Long bao gồm: đá granitoid nứt nẻ, hang hốc của

móng kết tinh, phun trào dạng vỉa hoặc đai mạch và cát kết có cấu trúc lỗ rỗng giữa

hạt, đôi khi có nứt nẻ, có nguồn gốc và tuổi khác nhau.

Đá chứa granitoid nứt nẻ-hang hốc của móng kết tinh rất đặc trưng cho bể Cửu

Long. Nứt nẻ, hang hốc được hình thành do hai yếu tố: nguyên sinh - sự co rút của đá

magma khi nguội lạnh và quá trình kết tinh; thứ sinh - hoạt động kiến tạo và quá trình

phong hoá, biến đổi thủy nhiệt tương đương với giá trị độ rỗng nguyên sinh (Φns) và

thứ sinh (Φts).

Trên thực tế Φns thường kín, là những khoảng không nằm giữa các tinh thể, ít có

ý nghĩa thấm chứa. Nhưng chúng lại có ý nghĩa đáng kể, tạo thành các đới xung yếu,

dễ bị dập vỡ khi có tác động từ bên ngoài.

Đối với đá chứa móng nứt nẻ độ rỗng thứ sinh đóng vai trò chủ đạo, bao gồm độ

rỗng nứt nẻ (Φnn) và độ rỗng hang hốc. (Φhh). Hoạt động thủy nhiệt đi kèm với hoạt

động kiến tạo đóng vai trò hai mặt đối với việc tăng, giảm tính di dưỡng của đá chứa:

làm tăng kích thước các nứt nẻ, hang hốc đã được hình thành từ trước, nhưng cũng có

khi lấp đầy hoàn toàn hoặc một phần các nứt nẻ bởi các khoáng vật thứ sinh.

18

Dầu khí cũng được phát hiện trong đá magma phun trào hang hốc, nứt nẻ ở Đông

Bắc Rồng dưới dạng vỉa dày từ vài mét tới 80 m nằm kẹp trong đá trầm tích của các

tập CL5. Cát kết là một trong những loại đá chứa chính của bể Cửu Long có tuổi từ

Oligocen sớm tới Miocen muộn ứng với các tập từ CL6 tới CL5 có nguồn gốc từ lục

địa tới biển nông ven bờ.

1.5.3. Đá Chắn

Dựa theo đặc điểm thạch học, cấu tạo, chiều dày, diện phân bố của các tầng sét

trong mặt cắt trầm tích bể Cửu Long có thể phân ra thành 4 tầng chắn chính, trong đó

có 1 tầng chắn khu vực và 3 tầng chắn địa phương (Hình I-10).

Tầng chắn khu vực

Tầng sét thuộc nóc hệ tầng Bạch Hổ hay còn gọi là tập sét Rotalid (tầng sét chứa

nhiều Rotalia). Đây là tầng sét khá sạch, phát triển rộng khắp bể Cửu Long. Nóc của

tập này trùng với mặt phản xạ địa chấn CL40 (nóc tập CL4-1). Chiều dày khá ổn định,

khoảng 180 - 200 m. Đá có cấu tạo khối, hàm lượng sét cao (90 - 95%), kiến trúc

thuộc loại phân tán, mịn. Khoáng vật chính của sét là montmorilonit, thứ yếu là

hydromica, kaolinit, hỗn hợp (hydromica-mont.) và ít clorit. Hệ số phân lớp nhỏ hơn

0,1. Trong đá hiếm gặp vật liệu hữu cơ. Đây là tầng chắn tốt cho cả dầu lẫn khí. Các

vỉa dầu đã phát hiện nằm trong và dưới tập chắn này như 21 - 22 (mỏ Rồng), MI-09 -

50 (mỏ Pearl, Hồng Ngọc), hay B10 (Sư Tử Đen), v.v...

Tầng chắn địa phương I

Tầng sét nóc tập CL4-2, nằm dưới tầng phản xạ địa chấn CL41. Đây là tập sét

tạp, biển nông, nằm phủ trực tiếp trên các vỉa sản phẩm 23, 24 (mỏ Rồng và Bạch Hổ),

MI60 (Pearl), v.v. Chiều dày tầng chắn này dao động từ 60 đến 150 m. Hệ số phân

lớp: 0,1 - 0,47. Hàm lượng sét trung bình là 51%. Sét dày. Đây là tầng chắn thuộc loại

tốt, phát triển rộng khắp trong phần trũng sâu của bể.

Tầng chắn địa phương II

Tầng sét thuộc hệ tầng Trà Tân giữa và trên (CL5-2 và CL5-1), phát triển chủ

yếu trong phần trũng sâu của bể. Chiều dày của tầng sét này dao động mạnh từ không

cho đến vài trăm mét, có nơi đạt trên nghìn mét. Sét chủ yếu có nguồn gốc đầm hồ,

19

tiền delta, phân lớp dày và có khả năng chắn tốt. Đây là tầng chắn quan trọng của bể

Cửu Long, nó quyết định sự tồn tại (kín) các bẫy chứa là móng nứt nẻ trước Kainozoi.

Kết quả khoan tìm kiếm thăm dò cho thấy các thân dầu đã phát hiện trong tầng móng

nứt nẻ như các mỏ: Đông Nam Rồng, Bạch Hổ, Rạng Đông, Hồng Ngọc, Sư Tử Đen,

Sư Tử Vàng, v.v... đều có sự hiện diện của tầng chắn này, phủ kín toàn bộ diện tích và

đặc biệt là phần đỉnh móng với chiều dày đạt tới một vài trăm mét.

Tầng chắn địa phương III

Tầng sét thuộc hệ tầng Trà Cú. Đây là tầng chắn mang tính cục bộ, có diện tích

phân bố hẹp. Chúng thường phát triển bao quanh các khối nhô móng cổ, rất hiếm khi

phủ kín cả phần đỉnh của khối nâng móng. Sét chủ yếu là đầm hồ, phân lớp dày, có

khả năng chắn khá tốt, đặc biệt các thân cát lòng sông nằm dưới hoặc trong chúng.

Những phát hiện dầu (Bạch Hổ, Đông Rồng) và khí condensat (Sư Tử Trắng) là bằng

chứng về khả năng chắn của tầng này.

Hình 1.9 Sự phân bố các tầng chắn trên mặt cắt địa chấn

Region Seal

Local Seal I

Local Seal II

Local Seal III

20

1.5.4. Bẫy Dầu Khí

Trong phạm vi bồn trũng Cửu Long, các dạng bẫy cấu tạo phát triển kế thừa

móng, bẫy màn chắn kiến tạo khá phổ biến trong trầm tích Oligocen và Miocen hạ,

ngoài ra bẫy hỗn hợp, bẫy phi kiến tạo cũng phát triển trong trầm tích Oligocen và

Miocen. Đặc biệt, dạng khối móng nứt nẻ được phủ bởi trầm tích hạt mịn đóng vai trò

hết sức quan trọng.

Khối nâng của móng chịu ảnh hưởng của các hệ thống đứt gãy. Bẫy cấu tạo vòm,

vòm đứt gãy, khối nâng đứt gãy… tồn tại các tập có tuổi Oligocen và Miocen dưới.

Bẫy địa tầng liên quan đến các thân cát tuổi Oligocen và Miocen.

Các hoạt động kiến tạo là nguyên nhân chủ yếu tạo nên hệ thống khe nứt mà

chúng là tiền đề cho việc hình thành bẫy chứa dầu khí kiểu nứt nẻ kiến tạo trong đá

móng. Hydrocacbon tích tụ trong bẫy hình thành trước giai đoạn được đẩy ra khỏi đá

mẹ. Tầng sét Rotalite (là đá của trùng lổ Rotalia) của điệp Bạch Hổ được hình thành,

hoạt động kiến tạo vào Miocen trung đã hình thành các bẫy cấu trúc ngay trước khi đá

mẹ trưởng thành đã tạo điều kiện cho sự lắp đầy của bẫy ngay sau khi dịch chuyển

nguyên sinh hydrocacbon (thời gian dịch chuyển ra khỏi đá mẹ vào đá chứa là khoảng

10.4 – 10.5 triệu năm, tương ứng cuối Miocen trung đầu Miocen thượng) cho thấy bẫy

được hình thành trước thời gian sinh và đẩy khỏi đá mẹ.

Sự phân dị trọng lực giữa phần nhô cao của móng và ở sườn của móng đã hình

thảnh các bẫy chắn một cách hiệu quả, do trầm tích ở bên hông đứt gãy chịu sức ép

của trầm tích bên trên nhiều hơn phần trên của móng dẫn đến sự sụt lún và hình thành

các bẫy cấu trúc rất đặc trưng của khu vực và có khả năng chứa dầu cao như mỏ Bạch

Hổ, Sư Tử Đen, Rồng,… Ngoài ra còn có bẫy do màn chắn kiến tạo hình thành ở

Oligocen dưới, phân nhỏ các thân chứa đã hình thành trước đó. Nguyên nhân là do

hoạt động kiến tạo vào cuối Oligocen sớm và đầu Oligocen muộn. Các bẫy này tùy

thuộc vào khả năng chắn của các đứt gãy, nếu đứt gãy được vật liệu lắp đầy vào, do

các sản phẩm vụn tạo ra từ đứt gãy, sau đó các sản phẩm này bị cacbonat hóa, zeolite

hóa, xerixit hóa và nép ép chặt xít lại sẽ tạo ra màn chắn kiến tạo đủ ngăn cách có hiệu

quả dầu từ cánh này sang cánh khác.

21

1.5.5. Di Cư Và Nạp Bẫy

Dầu khí trong bể Cửu Long được sinh ra chủ yếu từ 2 tầng đá mẹ chính:

Oligocen trên (E32) và Oligocen dưới + Eocen? (E3

1 + E2). Đây là các tập đá trầm tích

nằm ở phần dưới của lát cắt trầm tích, nên chúng chịu sự tác động của yếu tố cổ địa

nhiệt trong quá trình lịch sử phát triển địa chất của bể. Thời điểm sinh dầu của tầng đá

mẹ E31 + E2 bắt đầu từ Miocen sớm (Ro>0,6%) song cường độ sinh dầu mạnh và giải

phóng dầu ra khỏi đá mẹ (Ro>0,8%) và đặc biệt khối lượng đá mẹ đáng kể nằm trong

pha sinh dầu lại xảy ra vào cuối Miocen giữa, đầu Miocen muộn tới ngày nay. Riêng

tầng đá mẹ Oligocen trên (E32) thì quá trình sinh dầu có xảy ra muộn hơn và chủ yếu

mới bắt đầu từ cuối Miocen. Sau khi dầu được sinh ra, chúng được di chuyển từ các

tập đá mẹ vào các tập đá chứa bằng các con đường khác nhau và theo các hướng khác

nhau. Con đường mà dầu di chuyển có thể là các tập hạt thô phát triển rộng trong lát

cắt và theo diện, tiếp xúc trực tiếp với các tập sét sinh dầu hoặc dọc theo các đứt gãy

kiến tạo có vai trò như kênh dẫn. Trên đường di chuyển dầu có thể được giữ lại và trở

thành những tích tụ hydrocarbon, nếu tại đó tồn tại yếu tố chắn kín (bẫy chứa), ngược

lại chúng bị phân tán và thoát đi.

Theo lịch sử phát triển địa chất của bể, về cơ bản các dạng bẫy đã được hình

thành vào giai đoạn tạo rift và đầu giai đoạn sau tạo rift (Miocen sớm), sớm hơn thời

gian dầu khí trong bể bắt đầu được sinh. Như vậy, bể Cửu Long có được một điều kiện

rất thuận lợi là khi dầu sinh ra từ các tầng sinh thì các bẫy đã sẵn sàng tiếp nhận. Điển

hình là các khối nhô móng, thuộc phần Trung tâm bể thường được bao quanh bởi các

tầng sinh dày: E32, E3

1 + E2, nên chúng dễ dàng được nạp ngay vào đá chứa và được

lưu giữ nếu ở đó đủ điều kiện chắn.

22

Hình 1.10 Sự dịch chuyển hydrocarbon từ các tầng sinh vào các bẫy.

1.6. DỊ THƯỜNG ÁP SUẤT

Trong phạm vi bể Cửu Long hệ số quá áp (K=Pvỉa/Pthủy 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 vùng

nước lợ. Ngoài ra còn phải kể đến yếu tố tồn tại các thân dầu trong móng nứt nẻ với

chiều cao lớn từ vài trăm mét đến 2.000 m (móng mỏ Bạch Hổ).

Các lớp sét của Oligocen thường là sét montmo - kaolinit. Các lớp 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 hệ tầng này có nguồn gốc sông đầm hồ nên có diện phân bố rất hạn chế

và khả năng lưu thông nội tầng kém. Mặt khác, VCHC trong trầm tích Oligocen trên

vừa rất phong phú lại đang nằm ở pha chủ yếu sinh dầu nên đã sinh ra lượng khí và

HC lỏng nhẹ rất lớn. Hai điều kiện nêu trên tạo nên dị thường áp suất lớn trong trầm

tích Oligocen trên. Phần trên của mặt cắt Oligocen trên (tập CL5-1, CL5-2) hệ số quá

áp có thể đạt tới 1,65- 1,72 (Hình I-11).

Phần dưới tầng Oligocen trên (Trà Tân dưới) hệ số quá áp đạt 1,56-1,68, đôi khi

xuống tới 1,34. Còn trong 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

thường thấp, áp suất vỉa bằng hoặc xấp xỉ áp suất thủy tĩnh.

23

Hình 1.11.Dị thường áp suất theo cột địa tầng bể Cửu Long

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 có thể tạo thuận lợi cho sự phát triển dị thường áp suất,

song cũng không thể đạt các giá trị như trong trầm tích hệ tầng 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 Miocen dưới

và cả trong trầm tích Oligocen giảm hẳn, thậm chí không còn quan sát thấy dị thường

áp suất như tại các lô 16-1, 16-2, 17 và Đông Nam lô 09-03.

Dị thường áp suất trong bể Cửu Long được xem như một dấu hiệu tích cực, có

liên quan mật thiết đến các tiêu chí trong hệ thống dầu khí: sự tồn tại của màn chắn

khu vực; tạo áp lực đẩy dầu từ tầng sinh Oligocen trên vào các bẫy, đặc biệt là các

khối nhô móng nứt nẻ; dấu hiệu trực tiếp về sự hiện diện các thân dầu khí với biên độ

và áp suất vỉa cao.

24

2. ĐẶC ĐIỂM KHU VỰC MỎ Y – LÔ 15-1

2.1. VỊ TRÍ ĐỊA LÝ:

Mỏ Y thuộc lô 15-1 bồn trũng Cửu Long. Mỏ đang được khai thác bởi công ty

liên doanh điều hành Cửu Long (Cuu Long JOC).

Mỏ nằm cách Vũng Tàu khoảng 135km về phía Đông , nằm ở góc Đông

Nam của lô 15-1, đô sâu nước trung bình 56m, bao gồm 2 đối tượng chứa chính được

phát hiện trong trầm tích cát kết Oligocene (tập E & F). Mỏ Y nằm ở phía Bắc mỏ

Rạng Đông (JVPC), Phía Tây Nam mỏ Ruby (Petronas), phía Nam các mỏ Sư Tử Đen

va Sư Tử Vàng (Cưu Long JOC ).

Hình 1.12 Vị trí mỏ Y thuộc lô 15-1 bồn trũng Cửu Long

2.2. ĐỊA CHẤT KHU VỰC MỎ Y

Địa tầng khu vực mỏ Thiên Long được xây dựng từ các kết quả của việc minh

giải địa chấn, minh giải log, cổ sinh địa tầng, phân tích vụn khoan và mẫu l i các

giếng có sẵn trong lô 15-1 . Biểu đồ cột điạ tầng và cột điạ tầng thạch học chung của

của mỏ Thiên Long được hiển thi trong hình 1.13 va 1.14. Cột địa tầng chung bao

MỎ Y

Mỏ Y

25

gồm các loại đá magma và cá loại đá núi lửa của móng trước Đệ Tam và trầm tích Đệ

Tam thỉnh thoảng nằm xen với đá phun trào.

Phần đá móng trước Đệ Tam:

Kết quả minh giải địa chấn cho thấy tầng móng có độ sâu phân bố tại 3883m,

3976m và 4861m (TVDSS) tương ứng với các giếng -1X, Y-2X va Y-3X. Ngoại trừ

giếng -2X phát hiện đá móng gồm đá granite và granodiorite , nhữ ng giếng khác có

thể là cuội kết – một loại đá núi lửa chứa các mảnh vỡ tròn và góc cạnh bi hòa tan

trong khung đá phun trào hạt mịn. Mảnh vỡ chủ yếu bao gồm granite, andesite,

monzonite, diorite, monzodiorite, rhyolite, cát kết và một ít hóa thạch.

Móng bị nứt nẻ mạnh và có đới phong hóa nhẹ . Đới phong hóa bị giới hạn 20 –

80m. So sánh thạch học trong các giếng mỏ với một số vết lộ quan sát có liên quan

đến địa tầng của đới Đà Lạt (hình 1.14), cho thấy móng ở khu vực mỏ bao gồm đá

granitoid bị xuyên cắt bởi nhiều mạch xâm nhập của đá andesite, diorite,

mozondiorite. Những đá này trong tương tự như đá của phức hệ Định Quán, Đèo Cả

và đá trầm tích núi lửa của thành hê Nha Trang tuổi Jura – Creta.

26

Hình 1.13 Cột địa tầng Cenozoic Lô 15-1

27

Hình 1.14 Địa tầng Đới Đà Lạt và các đơn vị xâm nhập

Hình 1.15: Mặt Cắt Ngang Qua Các Cấu Tạo Trong Lô 15-1

28

Trầm tích Đệ Tam

Trầm tích Đệ Tam trong mỏ được tóm tắt từ cổ nhất đến trẻ nhất:

Eocen muộn – O igocen ớm: thành hệ Trà Cú duới/tập F: Tầng được xem

là phần dưới của thành hê Trà Cú, được xác đi h đầu tiên ở giếng CL-1X trên đất

liền.Trầm tích tập đều hiện diện trong tất cả 4 giếng của mỏ với chiều dày thay đổi

từ 207m tại đỉnh đến hơn 500m ở phía sườn. Bề mặt màu xanh nhạt xác định ranh giới

trên của thành hệ. Nó gần như trùng khớp với móng trước Đệ Tam nằm bên dưới và

bi bào mòn tại phần đỉnh của cấu trúc. Từ bên sườn đổ xuống, sự phủ chồng lên móng

là dấu hiệu xác định tập r ràng hơn. Tài liệu giếng cho thấy tập được chia làm 2

phần. Phần trên gọi là tập sét dày khoảng 62 – 300m gồm sét kết và bùn kết . Phần

dưới hay tập cát kết F bao gồm chủ yếu là cát kết xen kẽ với một ít sét kết, bột kết và

đá vôi. Ngoài ra, đá núi lửa cũng có mặt trong tập cát (từ tài liêu giếng -1X).

Oligocene ớm: thành hệ Trà Cú tr n tập E: Tập E được xem là phần trên của

thành hê Trà Cú, được xác đi h bởi giếng CL-1X trên đất liền. Trong 4 giếng khoan

mỏ , chiều dày tập E thay đổi từ 185m tại đỉnh đến hơn 550m dọc theo sườn của cấu

trúc. Trầm tích tập E phủ chồm lên phần trên cùng của tập với ranh giới trên cùng

được xác định bởi bề mặt màu nâu. Đó là bề mặt bi bào mòn, được minh giải như là

ranh giới dưới của tập D nằm bên trên. Vì vậy, phần trên cùng của tập E có thể bi bào

mòn hoặc thiếu. Thành phần thạch họ chủ yếu là sét nâu xen kẽ với cát kết bột kết.

Oigocene muộn: thành hệ Trà Tân dưới/ tập D: Tập D được xem có hệ tầng

tương đương với hệ tầng Trà Tân dưới đã được nghiên cứu và đặt tên đầu tiên trong

giấng 15-A-1X trên cấu trúc Trà Tân, tập D có chiều dày từ 307m đến 950m. Tập D

được chia thành hai phần: từ kết thúc tập E/đáy bất chỉnh hợp tập D (bề mặt màu nâu)

đến đỉnh tập D4 (bề mặt xanh dương nhạt) và phần trên từ đỉnh của D4 đến đỉnh của

tập D (bề mặt màu cam). Phần trên của tập D chủ yếu sét giàu vật liệu hữu cơ với xen

kẽ là cát kết và bột kết và rất nhiều mạch m ng than, cacbonat hay đá vôi trong khi

phần dưới tập D được thể hiện bằng đường màu nâu đậm có sét giàu vật liệu hữu cơ và

rất đồng nhất.

29

Oigocene muộn: thành hệ Trà Tân trên/ tập C: Tập C được xem tương đương

với hệ tầng Trà Tân trên được nghiên cứu và đặt tên lần đầu tại giếng 15-A-1X trên

cấu trúc Trà Tân. Trong các giếng, tập C có bề từ 234m đến 280m. Tập D bao gồm các

vĩa cát kết xen kẹp, sét và đá vôi với các mạch than mỏng gần đáy. Đỉnh của tập C

được xác định bằng sự có mặt của các vỉa sét giàu vật liệu hữu cơ màu nâu đen.

Miocene ớm: H tầng Bạch Hổ:Các đất đá thuộc hệ tầng Bạch Hổ thường

được gọi là tập B11 được mô tả chi tiết trong giếng khoan BH – 1X. Trong giếng

khoan tập B1 có bề dày từ 411m đến 464m. Theo báo cáo tập B1 được chia làm hai

khu vực chính là : Bạch Hổ trên mở rộng từ mặt trên B1 xuống tới bất chỉnh hơp

Miocene dưới và Bạch Hổ dưới mở rộng từ bất chỉnh hợp Miocene dưới đến Top C, là

các đá có tuổi Miocene sớm, bao gồm các phiến sét màu nâu , xám xanh xen lẫn các

tập cát kết bột kết . Các phiến sét này là tầng chắn rất tốt mang tính chất khu vực. Các

tập cát kết tuy có độ rỗng lớn nhưng phân bố không liên tụ . Tuy vậy, chúng vẫn cho

một sản lượng khai thác hằng năm không nhỏ .

Miocene giữa: H tầng Côn Sơn Tập BII: Tập BII được cho là địa tầng

tương đương với hệ tầng Bạch Hổ đã được nghiên cứu và đặt tên lần đầu tiên trong

giếng 15-B-1X tại cấu trúc Côn Sơn. Trong các giếng, tập BII có độ dày từ 522m đế

592m. Chủ yếu là các lớp cát kết hạt thô xen kẽ bột kết có tuổi Miocene giữa. Tài liệu

thu được từ các giếng khoan cho thấy hê tầng Côn Sơn không có tiềm năng dầu khí

Miocene muộn: H tầng Đồng Nai tập BIII Tập BIII được cho là địa tầng

tương đương với hê tầng Đồng Nai đã được nghiên cứu và đặt tên lần đầu tiên trong

giếng 15-G-1X tại cấu trúc Đồng Nai. Trong các giếng, tập BIII có độ dày từ 681m

đến 724m. Chủ yếu là các tập cát có độ hạt trung bình , rất giàu glauconite có tuổi

Miocene muộn. Tương tự hê tầng Côn Sơn, hệ tầng Đồng Nai cũng không thấy các

dấu hiệu dầu khí

Pliocen – Đệ tứ: h tầng Biển Đông tập A (cách đáy biển khoảg 52 –

55mTVDSS, độ dày 634 – 637m). Tập A được cho là địa tầng tương đương với hê

tầng Biển Đông đã được nghiên cứu lần đầu tiên trong 15-G-1X tại cấu trúc Đồng Nai.

Lúc đầu nó được đặt tên như hê tầng Cửu Long, sau đó đổ tên thành hệ tầng Biển

30

Đông bởi vì nó mở rộng trên Biển Đông. Thành phần chủ yếu là cát hạt mịn rất giàu vi

sinh vật biển và glauconite màu vàng .

31

Hình 1.15 Cột địa tầng mỏ Y

32

Hình 1.16 Mặt cắt địa chấn qua mỏ Y

2.3. HỆ THỐNG ĐỨT GÃY:

Trong lô 15-1 hệ thống đứt gãy Đông Bắc – Tây Nam và Đông – Tây chi phối.

Đặc biệt là đứt gãy Đông Bắ – Tây Nam đóng vai trò chính trong bồn trũng và là đứt

gãy biên cấu trúc. Đứt gãy Đông – Tây phát triển sau đứt gãy Đông Bắc – Tây Nam.

Mỏ Y có hệ thống đứt gãy trong tầng móng trước Đệ Tam được hình thành trong

giai đoạn tách giãn bồn (trước Oligocene sớm) và sau đó được phủ lên bởi các lớp

trầm tích. Nhưng một số ít các đứt gãy bị mất đi trong phần đỉnh cấu tạo. Và có hai hệ

thống đứt gãy chính trong các lớp trầm tích phủ lên móng.

Pha đầu tiên của đứt gãy sự căng giãn tự nhiên, chủ yếu phát triển theo hướng

Đông Bắc – Tây Nam và thể hiện qua giai đoạn đầu của quá trình tạo bồn trũng. Cấu

trúc mỏ được hình thành suốt quá trình rift, và rift bắt đầu trong thời kỳ đầu của Đệ

Tam, Eocene muộn/Oligocen sớm, tập F bắt đầu lắng động. Rifting tiếp tục hoạt động

trong Oligocen sớm cho đến kết thúc tập trầm tích E (Hình 1.16). Do quá trình rifting

và lắng động của cát trong tập E vào trong các nếp uốn khe nứt của sét tập F. Và ở đây

có các giếng được khoan vào sườn dốc Tây Nam của cấu tạo để minh giải các đứt gãy

phức tạp cùng với sự rời rạc của các đỉnh cấu trúc.

33

Hình 1.17 Pha đứt gãy sớm : căng dãn – tập F.

Kế tiếp sự tái hoạt động và nén ép xiên chéo của các đứt gãy trong giai đoạn rift

sớm xuất hiện vào Oligocene muộn. Nén ép theo hướng Đông Tây dẫn tới cắt trượt

phải của các đứt gãy và phát triển thành các cấu trúc bồn Pull-Apart. Sự có mặt của

các cấu trúc hình hoa, nghịch đảo ở Đông Bắc cấu tạo và nhiều (listric pullapart

scallops) trên đỉnh cấu tạo mỏ Y (Hình 1.17), cung cấp một cách rõ ràng về sự tái hoạt

động trượt bằng hướng Đông Bắc – Tây Nam. Và một số đứt gãy có thể hoạt động đến

Miocen Sớm.

Hình 1.18 Pha đứt gãy muộn: Nghịch đảo

34

3. TÌNH HÌNH NGHIÊN CỨU

3.1. TÌNH HÌNH NGHIÊN CỨU TRÊN THẾ GIỚI

[1] Abba Khak ar Man had, H. Ja a ifar, M. A annejad. “Ana y i of vertica ,

horizontal and deviated wellbores stability by analytical and numerical

method ”, [16]

Bài báo nêu được cách tính ứng suất tại chỗ, tính ứng suất vòng quanh lỗ khoan

khi giếng khoan được khoan với một góc nghiêng và góc phương vị bất kì. Bài báo

cũng phân tích và so sánh các tiêu chuẩn Morh Coulomb, Mogi-Columb, Lade cải tiến

và Tresca và sử dụng phương pháp phân tích sai phân từng phần để đánh giá lại áp

suất mùn khoan. Ứng dụng các tiêu chuẩn để xác định hướng khoan và tỉ trọng mùn

khoan tối ưu.

Ứng suất xung quanh giếng khoan

2 2 2 2

2 2

2 2 2 2

2 2

( cos sin )cos sin

sin cos

( cos sin )sin cos

0.5( )sin 2 cos

0.5( )sin 2 sin

0.5( cos sin )sin 2

x H h v

y H h

z H h v

xy h H

yz H h

xz H h v

i i

i i

i

i

i

(1.1)

Ứng suất xung quanh giếng thẳng đứng

( ) 2( )

(

 

  2

  2 cos2)

0

r w

H h H h w

zz z

z r

H h

r z

P

cos P

(1.2)

Ứng suất chính lớn nhất và nhỏ nhất tại vị trí ứng suất tiếp bằng không:

35

2 2 1/2

max

2 2 1/2

min

1 1( ) [ ( ) ]

2 4

1 1( ) [ ( ) ]

2 4

t zz z zz

t zz z zz

(1.3)

Tiêu chuẩn phá hủy đất đá:

Morh-Coulomb

Mô hình tiêu chuẩn phá hủy Morh-Coulomb được sử dụng rộng rãi trong việc

đánh giá sập lỡ thành hệ giếng khoan vì nó đơn giản. Mô hình dựa vào ứng suất pháp

hiệu dụng và ứng suất tiếp:

tannc

(1.4)

Tiêu chuẩn Morh Coulomb sử dụng độ bền nén đơn trục (UCS) và góc ma sát

trong (ϕ) để đánh giá tiêu chuẩn, ứng suất chính lớn nhất và nhỏ nhất:

' '

1 3UCS q (1.5)

1 sin

1 sinq

(1.6)

2 cos

1 sin

cUCS

(1.7)

Thành hệ phá hủy khi F < 0, và yêu cầu mùn khoan ngăn chặn sự phá hủy đó:

3 1( )F UCS q (1.8)

Tiêu Chuẩn Lade Cải Tiến (Lade Modified)

Tiêu chuẩn Lade cải tiến được đề xuất bởi Ewy (1999) dựa trên tiêu chuẩn Lade

của Lade và Duncan, trong đó Ewy chỉ sử dụng hai thông số là độ cố kết đất đá và góc

ma sát trong. Công thức như sau :

3

1

3

'27

'

I

I

(1.9)

Trong đó:

'

1 1 2 3

'

3 1 2 3

( ) ( ) ( )

( ).( ).( )

I S S S

I S S S

(1.10)

36

S và có quan hệ với độ cố kết So và góc ma sát trong Φ của Morh-Coulomb

như sau :

2

1/2 2 2

tan

4(tan ) (9 7sin )

1 sin

2 2[( 1) ]

o o

o o

o

S SS

C CS

q

(1.11)

Phá hủy xuất hiện khi F < 0.

3

1

3

'27

'

IF

I

(1.12)

Lade cải tiến dự đoán và mô tả các vấn đề liên quan đến ổn định thành giếng

khoan với sự có mặt của ứng suất chính thứ 2, tiêu chuẩn Morh Coulomb không tính

toán đến thành phần này.

[2] M.D. Zoback, C.A. Barton, M. Brudy, D.A. Castillo, T. Finkbeiner, B.R.

Grollimund, D.B. Moos, P. Peska, C.D. Ward, D.J. Wiprut – Department of

Geophysics, Stanford University, Stanford, CA 94605-2215, USA ,

GeoMechanic Internationa , Pa o A to, CA, USA. “Determination of tre

orientation and magnitude in deep we ” [7]

Trong bài báo đã nêu cách xác định độ lớn và hướng của các thành phần ứng suất

trong giếng đứng và giếng có độ nghiêng lớn và ứng dụng vào ngành công nghiệp dầu

khí. Xác định ứng suất chính lớn nhất theo phương ngang dựa vào phá hủy thành giếng

khoan: phá hủy nén ép (brekouts) và phá hủy căng dãn (DIT ) ngoài ra còn có Image

log.

1. Xác định độ lớn ứng suất dựa vào sự phân bố khe nứt, đứt gãy:

'11

'

3 3

p

p

P

P

(1.13)

Normal aulting (Đứt gãy thuận): σv > σH > σh:

2

1/221

3 min

1v p

h p

P

P

(1.14)

37

Strike-Slip aulting (Đứt gãy trượt bằng): σH > σv > σh:

2

1/2max 21

3 min

1H p

h p

P

P

(1.15)

Reverse aulting (Đứt gãy nghịch): σH > σh > σv

2

1/2max 21

3

1H p

v p

P

P

(1.16)

2. Xác định σv từ log mật độ

( )

w

z

v w w

z

gz z gdz

(1.17)

3. Xác định σhmin từ thí nghiệm Leak-off.

Hình 1.19 Biểu đồ thí nghiệm LOT

Xác định σHmax từ Breakout và khe nứt trong quá trình khoan.

min

max

2 (1 2cos 2 )

1 2cos 2

p h

H

UCS P P

(1.18)

4. Ứng suất xung quanh giếng thẳng đứng:

38

2 4 2 2

2 4 2 2

2 4 2

2 4 2

4 2

4 2

1 1 3 4  1 1 2 2 2

1 1 3  1 1 2

( ) ( )

( ) ( ) ( ) 2 2

1 3 2  1 + sin 22

( )

r H h H h w

H h H h w

r H h

a a a acos P

r r r r

a a acos P

r r r

a a

r r

(1.19)

[3] S. Li, C. Purdy, Ha iburton. SPE 139280. “Maximum Horizonta Stre and

We bore Stabi ity Whi e Dri ing: Mode ing and Ca e Study”, [17]

Bài báo đã nêu lên các công thức tổng quát mô tả ứng suất xung quanh giếng. Sử

dụng tiêu chuẩn Morh-Coulomb để xác định tỉ trọng mùn khoan tránh bị sập lở thành

hệ và xác định ứng suất ngang lớn nhất từ bề rộng của breakouts.

Tính toán ứng suất ngang lớn nhất từ bề rộng breakout, dựa vào ứng suất tiếp lớn

nhất trên thành giếng khoan cân bằng với độ bền nén đơn trục của đá tại vị trí đó.

Bài báo dựa vào định luật Hooke kết hợp với sự cân bằng ứng suất và áp suất để

xác định ứng suất ngang lớn nhất. Và xác định ứng suất ngang lớn nhất dựa vào đa

giác ứng suất. bài báo đưa ra các xác định ứng suất ngang lớn nhất dựa vào khe nứt

trong quá trình khoa và bề rộng breakout.

Ứng suất tại chỗ chuyển về ứng suất trên giếng nghiêng với một trục nằm trên

trục của giếng:

2 2 2 2

2 2

2 2 2 2

2 2

( cos sin )cos sin

sin cos

( cos sin )sin cos

0.5( )sin 2 cos

0.5( )sin 2 sin

0.5( cos sin )sin 2

x H h v

y H h

z H h v

xy h H

yz H h

xz H h v

i i

i i

i

i

i

(1.20)

Ứng suất xung quanh giếng khoan có hướng bất kỳ:

39

2 4 4 2

2 4 4 2

2 4 2 4 2 2

2 4 2 4 2 2

2

2

(1 ) (1 3 )cos 2 (1 3 )sin 2 ( )2 2

(1 ) (1 3 4 )cos 2 (1 3 4 )sin 22 2

2 ( ) cos 2 4 sin 2

[0.5( )sin 2

x y x y

xy w

x y x y

r xy w

zz z x y xy

r x y xy

a a a ap

r r r r

a a a a a ap

r r r r r r

a

r

4 2

4 2

2

2

2

2

cos 2 )](1 3 2 )

( sin cos )(1 )

( cos sin )(1 )

rz yz xy

z yz xz

a a

r r

a

r

a

r

(1.21)

Ứng suất trên thành giếng khi a = r:

2( )cos 2 4 sin 2

2 ( )cos 2 4 sin 2

0

2( cos sin )

x y x y xy w

r w

zz z x y xy

r rz

z yz xz

p

p

(1.22)

Dựa vào định luật Hook tác giả đưa ra phương trình xác định ứng suất ngang lớn

nhất:

2h p

H v p

PP

v

(1.23)

Ứng suất ngang nhỏ nhất tác giả dựa vào mini-fracture, LOT, ELOT, DFIT.

Ứng suất thẳng đứng xác định từ đường log wireline là mật độ khối:

( )

w

z

v w w

z

gz z gdz

(1.24)

Tác giả dựa vào tiêu chuẩn Morh Coulomb để xác định tỉ trọng tối thiểu để gây

ra breakout và từ đó xác định ứng suất ngang lớn nhất trong giếng thẳng đứng, như

sau:

Trường hợp 1: ' ' '

r z

Góc bị breakout:

40

(1 v)2 arccos

2(1 2 )( )

t

H h v w

H h

P

v

(1.25)

Tỉ trọng tối thiểu gây breakout:

(1 2cos 2 ) (1 2cos 2 ) ( 1)

1

t

H h B f p

w

f

q P UCSP

q

(1.26)

Ứng suất ngang lớn nhất:

(1 )P (1 2cos 2 ) ( 1)

1 2cos 2

t

f w h B f p

H

q q P UCS

(1.27)

Trường hợp 2: ' ' '

z r

Góc bị breakout:

(1 v)2 arccos

2(1 2 )( )

t

H h v w

H h

P

v

(1.28)

Tỉ trọng tối thiểu gây breakout:

2 ( )cos 2 ( )t

v B p H h f p

w

f

P v q P UCSP

q

(1.29)

Ứng suất ngang lớn nhất:

( )P (2 cos 2 ) ( 1)

2 cos 2

t

f w v h f p

H

q q P UCS

(1.30)

[4] A.M. Al-Ajmi, R.W. Zimmerman, Division of Engineering Geology and

Geophysics, Royal Institute of Technology, Stockholm 10044, Sweden

Department of Petroleum and Chemical Engineering, Sultan Qaboos

Univer ity, Mu cat, Oman. “Stabi ity ana y i of vertica boreho e u ing the

Mogi–Cou omb fai ure criterion”, [18]

41

Bài báo đã sử dụng tiêu chuẩn Morh Coulomb và Mogi Coulomb để đánh giá áp

suất sập lở thành và gây ra khe nứt trong điều kiện mỏ. Và từ đó so sánh và đánh giá

hai tiêu chuẩn. Nhưng bài báo chỉ đưa ra cách giải quyết trên giếng thẳng đứng như

sau:

Ứng suất xung quanh giếng thẳng đứng

 

  2( ) 2( )

( )  2 cos2

r w

H h H h w

zz z H h

P

cos P

(1.31)

2 2 2 2

2 2 2 2

3

2 ( )

C UCS P ( 1)

3

2 ' '( 2 ) ( )

G '

(4 ' 3) ( )(4 ' 12)

' '( 2 )

J D (4 ' 3) ( )(4 ' 12)

' '(E 2 )

M N b'D

a' 2ccos

b' sin

H h

v H h

p

h H

v p H h

p

p

A

B v

q

D

E a b B P v

K b A

H A b B AB b

K a b B P

b E DE b

N a b P

(1.32)

Tiêu chuẩn phá hủy Morh-Coulomb

1 3UCS q (1.33)

2tan ( )4 2

q

(1.34)

2 cos

1 sin

cUCS

(1.35)

Bảng 1.2: Tiêu chuẩn Morh-Coulomb tính áp suất sập lỡ trong giếng đứng

42

Trường hợp 1 2 3 Giếng bị phá hủy khi Pw < Pwb

1 z r

( ) /wbP B C q

2 z r

(A ) / (1 )wbP C q

3 r z

(A )wbP C qB

Bảng 1.3: Tiêu chuẩn Morh-Coulomb tính áp suất gây khe nứt trong giếng đứng

Trường hợp 1 2 3 Giếng bị phá hủy khi Pw > Pwb

1 r z wbP C qE

2 r z

( ) / (1 )wbP C qD q

3 z r

( ) /wbP C E q D

Tiêu chuẩn phá hủy Mogi-Coulomb

Al-Ajmi and Zimmerman (2005), đã đưa ra mối quan hệ tuyến tính từ công thức

Mogi dạng :

2,moct ba (1.36)

Trong đó :

0

2 2 2

1 2 2 3 3 1

1 2 3

2 2cos

3

2 2sin

3

1( ) ( ) ( )

3

3

oct

oct

a S

b

(1.37)

Bảng 1.4: Tiêu chuẩn Mogi-Coulomb tính áp suất sập lỡ trong giếng đứng

43

Trường hợp 1 2 3 Giếng bị phá hủy khi Pw < Pwb

1 z r

2

2

1(3 2 ' ) 12( ' )

6 2 'wbP A b K H K b AK

b

2 z r

2 21 112[ ' '(A 2P )] 3( 2 )

2 6wb pP A a b A B

3 r z

2

2

1(3 2 'G) 12(G ' )

6 2 'wbP A b H b AG

b

Bảng 1.5: Tiêu chuẩn Mogi-Coulomb tính áp suất gây khe nứt trong giếng đứng

Trường hợp 1 2 3 Giếng bị phá hủy khi Pw > Pwb

1 r z

2

2

1(3 2 'N) 12(N 'DN)

6 2 'wbP D b J b

b

2 r z

2 21 112[ ' '(D 2P )] 3(D 2 )

2 6wb pP D a b E

3 z r

2

2

1(3 2 'M) 12(M 'DM)

6 2 'wbP D b J b

b

3.2. TÌNH HÌNH NGHIÊN CỨU TRONG NƯỚC

[1] William L. Power, Toru Sano, Kiam Chai Ooi, Diavid Castillo, Kim Chao

Oi, Katharine Burdorff, GeoMechanics International| Baker Huges

Reservior Depvelopment Services, JX Nippon Oil & Gas Explorationl,

JVPC,SPE. IADC/SPE – 135737-PP. “In itu Stre and Rock Strength in

Rang Dong Field – Offshore Vietnam – Implications for Drilling in

Ba ement Rock ” – [9]

Bài báo nêu lên hướng các phương pháp xác định ứng suất và hướng các ứng

suất ở mỏ Rạng Đông. Đưa ra được công thức thực nghiêm xác định độ bền đất đá.

Cũng như đánh giá mô hình cho giếng nghiêng và sau khi áp suất lỗ rỗng bị giảm.

Bài báo đưa ra công thức thực nghiệm tính toán độ bền nén đơn trục UCS:

44

0.04167185 tUCS e (1.38)

Bài báo cũng đưa ra được trường ứng suất khu vực mỏ Rạng Đông là trượt bằng

(Strike-Slip) SHmax>Sv>Shmin. Hướng ứng suất chính lơn nhất SHmax=152±10oN thông

qua tài liệu FMI. Và tính toán ứng suất ngang lớn nhất:

( ) (1 )1 1

Hor v p

v vS S P

v v

(1.39)

[2] Hoàng Văn Sơn, – LVTN - 2014 “Phân tích ảnh hưởng của trường ứng suất

đến sự ổn định của giếng khoan”: [13]

Luận văn đã nói về điều kiện địa chất phức tạp, lich sử nghiên cứu cũng như

khoan và các ảnh hưởng của nó đến mô hình địa chất cơ học. Nêu cơ sở lý thuyết ổn

định và xây dựng mô hình địa chất cơ từ các thông số đầu vào của địa vật lý và ứng

dụng vào việc tính toán cửa sổ dung dịch khoan.

Luận văn đã tính toán các thông số đầu của mô hình từ đường log thực tế:

Tính toán mật độ tỉ trọng từ đường log sonic theo công thức:

b

paV (1.40)

Thể tích cát sét từ đường log Grama ray theo công thức:

log min

max min

sh

GR GRV

GR GR

(1.41)

Hệ số Poisson từ đường sonic theo công thức:

22 2

2 22

0.5( ) 12

2( )( ) 1

p s

p s

DTCV V DTSv

DTSV V

DTC

(1.42)

Hệ số Modun đàn hồi Young (E):

2 2 2

2 2

(3 4 )s p s

p s

V V VE

V V

(1.43)

Modun khối:

2 24( )

3b p sK V V

(1.44)

Độ bền ứng suất nén đơn trục (UCS):

45

2 2 4 13.3 10 (1000 ) (1 2 ) 1000(0.9 0.2 ) / 6.895

1p sh

vUCS V v v V

v

(1.45)

Tính toán áp suất lỗ rỗng từ đường điện trở và đường log sonic:

1.2

( ) oo v v hydro

n

RP S S P

R

(1.46)

3

( ) np v v hydro

o

tP S S P

t

(1.47)

Ứng suất ngang nhỏ nhất:

2 2

1 2

1 1 1 1h v p x y

E EP

(1.48)

Ứng suất ngang lớn nhất:

2 2

1 2

1 1 1 1H v p y x

E EP

(1.49)

Luận văn cũng đưa ra tỉ số giửa ứng suất ngang lớn nhất và ứng suất ngang nhỏ

nhất:

1.0936H

h

(1.50)

Và luận văn cũng tính toán áp suất sập lở thành giếng khoan theo hai tiêu chuẩn

Morh-Coulomb và Mogi-coulomb, đưa ra cửa sổ mùn khoan an toàn

[3] Hoàng Văn Thắng – LVTN - 2014 “Ứng dụng mô hình địa cơ học trong

phân tích ổn định thành giếng khoan”: [14]

Luận văn đã nêu cơ sở lý thuyết xây dựng mô hình địa cơ và ứng dụng mô hình

vào việc xây dựng tỉ trọng mùn khoan tránh hiện tượng breakout và khe nứt trong quá

trình khoan bằng tiêu chuẩn Morh Coulomb và Mogi cũng như xác định quỹ đạo giếng

khoan tối ưu.

Luận văn tính toán áp suất sập lỡ thành hệ dựa vào tiêu chuẩn Morh Coulomb và

Mogi bằng bảng tính excel và phần mềm thương mại GMI-Wellcheck, sau khi có các

thông số đầu vào từ địa vật lý giếng khoan như: ứng suất chính lớn nhất, ứng suất

chính nhỏ nhất, áp suất lỗ rỗng và các thông số đàn hồi.

46

Bảng 1.6: áp suất gây breakout theo tiêu chuẩn Morh-Coulomb.

Bảng 1.7: áp suất gây breakout theo tiêu chuẩn Mogi-Coulomb.

[4] Ta Quoc Dung, Duong Tan Loc, Trinh Van Lam, Nguyen Van Thuan –

“Using Geomechanics Model For Analyzing And Evaluating Wellbore Stability

For Development Wells At Complex Geological Conditions In Nam Con Son

Basin”: [19]

Bài báo nêu lên cách tính toán thông số cơ bản của mô hình địa cơ, ứng dụng mô

hình địa cơ vào phân tích và đánh giá cửa sổ mùn khoan, hướng và các cấp ống chống

cho giếng khoan RB tại bồn trũng Nam Côn Sơn.

Áp suất lỗ rỗng

47

Tính toán áp suất lỗ rỗng từ đường log:

1( ln )o

p v

c

P S

(1.51)

1/

1

f

mat

t

(1.52)

Ứng suất thẳng đứng

Xác định ứng suất thẳng đứng từ log mật độ

( )

w

z

v w w

z

gz z gdz

(1.53)

Ứng suất nhỏ nhất theo phương ngang

Dựa vào thí nghiêm LOT để xác định và biểu đồ từ thí nghiệm LOT như hình

bên dưới. Thi nghiệm này thực hiện sau khi chống một đoạn (khoảng 5m), bắt đầu

bơm dung dịch tăng áp suất tạo khe nứt và đóng khe nứt lại, và ứng suất ngang nhỏ

nhất chính là áp suất đóng khe nứt.

Hình 1.20 Biểu đồ thí nghiệm LOT và xác định ứng SHmin

Ứng suất xung quanh giếng khoan và ứng suất chính lớn nhất theo phương

ngang.

48

Bài báo đưa ra công thức tính ứng suất xung quang giếng khoan các tâm giếng

một khoảng R:

22 4 2

max min max min2 4 2

2 2

max min 2 2

2 4 2

max min max min2 4 2

0.5( )(1 ) 0.5( )(1 4 3 )cos 2

0.5( )(1 2 3 )sin 2

0.5( )(1 ) 0.5( )(1 3 )cos 2

rr H h H h

r H h

T

H h H h

R R R RS S S S P

rr r r

R RS S

r r

R R RS S S S P

r r r

(1.54)

Và ứng suất lớn nhất tập trung ở vị trí vuông góc hướng Shmax, giá trị của nó là:

max

max min3 3 2 T

H h pS S P P (1.55)

Và ứng suất nhỏ nhất tập trung ở vị trí song song hướng Shmax, giá trị của nó là:

min

min max3 3 2 T

H h pS S P P (1.56)

Độ lớn của Shmax được tính theo công thức:

min

max

( 2 ) (1 2cos 2 )

1 2cos 2

T

p h b

H

b

C P P SS

(1.57)

Có thể xác định độ lớn ứng suất dựa vào sự phân bố khe nứt, đứt gãy:

'11

'

3 3

p

p

P

P

(1.58)

Normal aulting (Đứt gãy thuận): σv > σH > σh:

2

1/221

3 min

1v p

h p

P

P

(1.59)

Strike-Slip aulting (Đứt gãy trượt bằng): σH > σv > σh:

2

1/2max 21

3 min

1H p

h p

P

P

(1.60)

Reverse aulting (Đứt gãy nghịch): σH > σh > σv

2

1/2max 21

3

1H p

v p

P

P

(1.61)

[5] Nguyen Thi Thanh Binh , Tomochika Tokunag, Neil R. Goulty , Hoang

Phuoc Son, Mai Van Binh, a Department of Earth Sciences, Durham

University, South Road, DH1 3LE, United Kingdom, Department of

49

Environment Systems, School of Frontier Sciences, University of Tokyo, 5-1-

5 Kashiwanoha, Kashiwa-shi, Chiba 277-8563, Japan Con Son Joint

Operating Company, Ho Chi Minh, Viet Nam. “Stress state in the Cuu Long

and Nam Con Son ba in , off hore Vietnam”.[4]

Bài báo đã đưa ra được trường ứng suất trong khu vực bồn trũng Cửu Long và

bồn trũng Nam Côn Sơn từ các giếng khoan thực tế.

Hình 1.21 Sơ đồ vị trí các giếng khoan và trường ứng suất trong bồn trũng

Và đưa ra các công thức tính toán tính chất đá từ thực nghiệm:

Độ bền căn dãn (To):

To = 0.1Co = 0.1UCS (1.62)

Modun Young (Ed) động:

2 2

2 2 2

(4 3 / )92.5

(1 / )

s cd

s s c

t tE

t t t

(1.63)

Modun Young (Es) tĩnh:

log 0.02 0.77log( )s dE E (1.64)

Hệ số Poisson động (vu):

50

2 2

2 2

2 /

2(1 / )

s cu

s c

t tv

t t

(1.65)

Hệ số poisson động (v) từ poisson tĩnh và hệ số Biot ( ) và hệ số Skempton (B):

3 (1 )

3 2 (1 )

u u

u

v B vv

B v

(1.66)

Hệ số Skemptop (B):

1/ 1/

1/ 1/ (1/ 1/ )

s

s f s

K KB

K K K K

,

(1 )sK K

(1.67)

Hệ số Biot ( ):

4tan( /2)1 e (1.68)

Độ bền nén đơn trục (UCS = Co):

0.043 2.44 109.142.6304.845.1 1.35( ) 10 /145s cE t

o

c

C et

(1.69)

Bảng 1.8 kết quả từ các giếng khoan thực tế chỉ ra trường ứng suất của hai bồn

trũng Cửu Long và Nam Côn Sơn.

[6] Dương Tấn Lộc–LVTHS tháng 7 2014 “phân tích và đánh giá hiệu quả

giếng khoan phát triển mỏ RD trong điều kiện địa chất phức tạp tại bồn

trũng Nam Côn Sơn”: [12]

51

Luận văn đã nêu được tổng quan về lịch sử khoan trong bồn trũng Nam Côn Sơn,

những khó khăn phức tạp trong quá trình khoan đặc biệt là khi khoan qua thành hệ

cacbonat. Luận văn cũng nêu lên được các thông số liên quan tới cơ học đất đá trong

thành hệ. Ứng dụng cơ sở lý thuyết mô hình cơ học vào đánh sự ổn định giếng khoan

phát triển mỏ RD bằng các xây dựng được cửa sổ dung dịch khoan và hướng khoan

thích hợp dựa trên phần mêm GMI-Wellcheck.

Các bài báo trên chủ yếu đưa ra lý thuyết về mô hình địa cơ và có áp dụng một số

tiêu chuẩn thông dụng vào giếng khoan cụ thể. Tuy nhiên, tùy vào khu vực địa chất

cũng như số liệu khu mà ta chọn lựa tiêu chuẩn phù hợp để xây dựng mô hình chính

xác, dựa vào lý do đó tác giả đưa ra đề tài này để xây dựng mô hình trên các tiêu chuẩn

khác nhau và lựa chọn tiêu chuẩn tối ưu cho các phương án khai thác hiệu quả trong

thời gian tới của khu vực mỏ Y bồn trũng Nam Côn Sơn. .

52

CHƯƠNG 2: CƠ SỞ LÝ THUYẾT MÔ HÌNH ĐỊA CƠ HỌC VÀ LÝ

THUYẾT ỔN ĐỊNH GIẾNG KHOAN

Phần lớn vật liệu có khả năng chống lại và phục hồi từ sự biến dạng gây ra bởi

ngoại lực gọi là độ đàn hồi. Đó là nguyên lý cơ bản của địa chất cơ học. Dạng đơn

giản nhất là quan hệ tuyến tính giữa ngoại lực và biến dạng đàn hồi. Khi ngoại lực đủ

nhỏ, có thể coi quan hệ ứng suất biến dạng là tuyến tính. Do đó, quan hệ tuyến tính là

căn bản của lý thuyết đàn hồi. Lý thuyết đàn hồi dựa trên hai khái niệm về ứng suất và

biến dạng.

Trong địa cơ học dầu khí, người ta quan tâm đến đá có độ rỗng và độ thấm đáng

kể. Lý thuyết đàn hồi vật liệu rắn không thể miêu tả đầy đủ ứng xử của loại vật liệu

này, do đó lý thuyết đàn hồi rỗng (poroelasticity) được dùng để thay thế. Ứng xử đàn

hồi của vật liệu đá ảnh hưởng bởi thời gian, do đó biến dạng (deformation) là hàm số

của thời gian, thậm chí khi các điều kiện biên là không thay đổi.

Hầu hết các vật liệu ban đầu đều có khả năng chống lại và phục hồi từ các biến

dạng do các lực tác dụng. Đất đá ban đầu chịu các lực tác động lên theo mọi phương

để giữ luôn ổn định và khi nó bị tác động như kiến tạo hay khoan giếng vào đất đá thì

trạng thái ổn định của nó sẽ bị phá vỡ làm mất mất cân bằng và nếu ta không có công

tác bù trừ cũng như không phục hồi lại trạng thái đó thì sẽ gây ra nhiều vấn đề trong

công tác khai thác dầu khí như tăng chi phí khoan cũng như đóng giếng không khai

thác được dầu khí thậm chí tác hay đến môi trường và con người. Vì vậy, việc xác

định lực hay ứng suất và từ đó xây dụng mô hình địa cơ chính xác là rất quan trọng

trong công tác dầu khí nói chung và thiết kế giếng khoan nói riêng.

2.1. ĐỊNH NGHĨA ỨNG SUẤT [1]

Xem xét trường hợp trong hình 1.1. Một khối lượng được đặt lên đầu một chiếc

cột. Do khối lượng, một lực tác dụng lên cột, trong khi đó, trong chiếc cột xuất hiện

một phản lực cùng độ lớn với lực tác dụng nhưng ngược chiều. Chiếc cột được đặt trên

nền đất. Do đó lực tác dụng trên đỉnh cột sẽ xuất hiện trên từng mặt cắt ngang của cột.

53

Diện tích của mặt cắt ngang tại a) là A. Nếu lực truyền qua mặt cắt ngang đó là

F, thì ứng suất pháp σ tại mặt cắt ngang đó được định nghĩa bởi [1] :

F

A (2.1)

Đơn vị SI (International Systems of Units) của ứng suất là Pa (= Pascal= N/m2).

Trong công nghiệp dầu khí, người ta thường dùng đơn vị psi (pounds per square inch)

cho cả áp suất và ứng suất ( 6.895Pa = 1psi ).

Dấu của ứng suất không thể định nghĩa bởi tính chất vật lý, do đó cần có qui ước.

Trong cơ học đá, ứng suất nén là dương (kéo là âm). Lý do của sự lựa chọn này là do

ứng suất trong cơ học đá phần lớn là ứng suất nén. Dù sao thì qui ước dấu cũng không

phải là một vấn đề lớn nếu dùng một cách thống nhất. Do đó một số ngành cơ học

khác như xây dựng và cơ khí dùng qui ức dấu ngược lại (ứng suất kéo là dương) và đôi

khi qui ước này cũng được sử dụng trong cơ học đá.

Hình 2.1 Mô Tả Lực Và Ứng Suất [1]

Theo công thức (2.3), ứng suất được xác định bởi lực và diện tích mặt cắt ngang ,

qua đó lực được truyền qua. Xem xét mặt cắt ngang tại b). Lực truyền qua mặt cắt

ngang này bằng với lực truyền qua mặt cắt ngang tại a) (bỏ qua khối lượng của cột).

Diện tích A’ tại mặt cắt ngang b) thì nhỏ hơn diện tích A tại a) (hình 2.1). Do đó ứng

54

suất tại b) '

F

A rõ ràng lớn hơn ứng suất tại a) do đó ứng suất sẽ phụ thuộc vào vị trí

xác định ứng suất (mặt cắt ngang). Chi tiết hơn nữa, ta có thể chia mặt cắt ngang tại a)

ra một phần tử cực nhỏ ΔA, trên đó chịu lực cực nhỏ Δ (hình 2.2.2).

Lực Δ thay đổi từ phần tử này qua phần tử khác. Xem xét phần tử i chứa điểm

P. Ứng suất tại điểm P được xác định bởi [1] :

0

limi

i

Ai

F

A

(2.2)

Công thức (2.54) xác định ứng suất cục bộ tại điểm P trong khi công thức (2.1)

xác định ứng suất trung bình trên toàn bộ mặt cắt. Khi nói về trạng thái ứng suất tại

một điểm, chúng ta hiểu ngầm đó là ứng suất cục bộ.

Hình 2.2 Ứng Suất Cục Bộ [1]

Hướng của mặt cắt ngang tương quan với hướng của lực cũng quan trọng. Xem

xét mặt cắt tại c) với diện tích A (Hình 2.1 ). Khi đó lực không vuông góc với mặt

cắt. Chúng ta có thể phân tích lực F thành 2 thành phần Fn vuông góc với mặt cắt và

lực Fp song song với mặt cắt (hình 2.3)

55

Hình 2.3 Tác thành phần lực tác dụng lên bề mặt.

Từ đó sẽ có hai loại ứng suất tác dụng đó là ứng suất pháp ( và ứng suất tiếp

( được định nghĩa theo công thức:[1]

''A

Fn (Psi)

(2.3)

''

pF

A (Psi) (2.4)

2.1.1. TENSOR ỨNG SUẤT [1]

Để đưa ra một miêu tả đầy đủ về trạng thái ứng suất của điểm P, cần phải xác

định đầu đủ ứng suất liên quan đến hướng của bề mặt trong hệ trục 3 tọa độ trục giao.

Hình 2.4 Các thành phần ứng suất tác dụng lên phần tử trong 3 chiều[11]

∆x

∆z

∆y

56

Ứng suất liên quan đến bề mặt vuông góc với trục x có thể đặt tên σx, τxy và τxz,

đại diện lần lượt cho ứng suất pháp, ứng suất tiếp theo phương y và ứng suất tiếp theo

phương z. Tương tự, ứng suất trên bề mặt vuông góc với truc y lần lượt là σy, τyx và

τyz, và , ứng suất trên bề mặt vuông góc với truc z lần lượt là σz, τzx và τzy (hìnhHình

2.4 ). Tóm lại, tồn tại 9 thành phần ứng suất tại điểm P:

x xy xz

yx y yz

zx zy z

(2.5)

Phương trình ma trận (2.5) [1] gọi là ứng suất tensor. Không phải tất cả 9 thành

phần ứng suất đều là độc lập. Xét một hình vuông nhỏ trong mặt phẳng xy (Hình 2.5)

với các thành phần ứng suất như hình vẽ.

Hình 2.5 Các thành phần ứng suất tác dụng lên mặt phẳng hai chiều.[1]

Hình vuông là cân bằng, do đó theo nguyên lý cân bằng lực, ta có:

xy yx

xz zx

yz zy

(2.6)

57

Trong trường hợp ứng suất tác dụng lên mặt phẳng 2 chiều thì các thành phần

chứa z đều bằng không tức là σz = τzx = τzy =τxz = τyz = 0. Và các thành phần ứng suất

của ứng suất tensor còn lại là bốn [1] :

x xy

yx y

(2.7)

2.1.2. PHƯƠNG TRÌNH NGUYÊN LÝ CÂN BẰNG (EQUATIONS OF

EQUILIBRIUM) [1]

Bên cạnh lực tác dụng trên bề mặt của vật thể, còn có những lực tác dụng bên

trong của phần tử. Những lực như vậy gọi là lực phần tử. Một ví dụ của lực phần tử là

trọng lực.

Ta định nghĩa fx, fy và fz là những thành phần của lực phần tử trong mỗi đơn vị

khối lượng tác dụng lên hướng x, y và z của phần tử. Theo qui ước dấu, fx là dương

nếu có chiều ngược chiều trục x và tương tự cho fy và fz. Ví dụ, xét một đơn vị thể tích

ΔV có mật độ ρ. Nếu z là trục đứng, lực phần tử gây ra bởi trọng lực trên một đơn vị

thể tích là ρfz ΔV = ρgΔV, với g là gia tốc trọng trường.

Lực phần tử làm gia tăng gradient ứng suất. Ví dụ, một phần tử của thành hệ

không chỉ chịu lực trọng trường mà còn chịu khối lượng của các thành hệ bên trên. Do

đó, ứng suất tổng gia tăng theo độ sâu.

Khi phần tử ở trạng thái tĩnh, tổng hợp lực tác dụng lên phần tử bị triệt tiêu. Đây

là nguyên lý của công thức (2.6). Thêm nữa, nó là tiền đề của công thức về gradient

ứng suất. Những công thức này được gọi là phương trình nguyên lý cân bằng

(Equations of equilibrium).

Ta xét lực tác dụng lên phần tử theo phương x trong Hình 2.4 .:

xf x y z (2.8)

Lực pháp tuyến:

xx xy z x y z

x

(2.9)

58

Lực tiếp tuyến:

yx

yx yx

zxzx zx

x z y x zy

y x z y xz

(2.10)

Tổng các phương trình (2.8) - (2.10) và chia 2 vế cho x y z , ta tìm được

phương trình cân bằng lực theo phương x:

0

yxx zxxf

x y z

(2.11)

Tương tự ta có phương trình cân bằng lực theo phương y và z:

0

0

y xy zy

y

yz xzzz

fy x z

fz y x

(2.12)

2.2. ỨNG SUẤT TRONG KHÔNG GIAN HAI CHIỀU.[1]

2.2.1. ỨNG SUẤT CHÍNH

Xét các ứng suất pháp (σ) và ứng suất tiếp (τ) trên mặt phẳng 2 chiều xy như

hình sau:

Hình 2.6 Các ứng suất trong không gian hai chiều.[1]

59

Khi đó ứng suất pháp ( và ứng suất tiếp ( tác dụng lên đường đó được tính

theo công thức:

2 2cos sin 2 sin cos

1 1( ) ( )cos 2 sin 2

2 2

x y xy

x y x y xy

(2.13)

sin cos cos sin cos cos sin sin

1( )sin 2 cos 2

2

y x xy xy

y x xy

(2.14)

Từ phương trình (2.14) ta có thể tính ra góc khi cho 0 ứng với:

2tan 2

xy

x y

(2.15)

Từ phương trình (2.15) ta giải ra được hai nghiệm θ1 và θ2. Và tương ứng với hai

hướng ứng suất chính mà tại đó ứng suất tiếp bị biến mất.

Hình 2.7 Vòng tròn Mohr thể hiện các ứng chính trong không gian 2 chiều.[11]

Mặt khác ta có:

2 1/2 2 2 1/2

2 1/2 2 2 1/2

1 1cos 2 [1 tan 2 ] ( )[ ( ) ]

2 4

1sin 2 [1 cos 2 ] [ ( ) ]

4

x y xy x y

xy xy x y

(2.16)

Thế phương trình (2.16) vào phương trình (2.13) ta được hai ứng suất chính:

2 2 1/2

1

2 2 1/2

2

1 1( ) [ ( ) ]

2 4

1 1( ) [ ( ) ]

2 4

x y xy x y

x y xy x y

(2.17)

60

2.2.2. CHUYỂN ĐỔI ỨNG SUẤT [11]

Giả sử rằng ta có một thanh thép hình trụ (Hình 2.8) dưới tác dụng của tải F

vuông góc với mặt p-q và các ứng suất kéo căng được xác định trên mặt cắt p-q. Để

chuyển đổi hệ trục tham chiếu trong không gian 2 chiều, ta xem xét các ứng suất trên

mặt m-n có hướng bất kỳ liên quan đến các tải tác dụng.

Hình 2.8 Lực kéo căng tác dụng lên thanh thép (a), các lực song song và vuông góc

trên mặt m-n (b).[11]

Ứng suất tác dụng lên mặt p-q là:

pq

pq

F

A

(2.18)

Cân bằng lực trên mặt m-n dưới tác dụng của lực F và chia ra hai thành phần lực

vuông góc FN và lực tiếp tuyến Fs [11] :

cosNF F

,sinSF F

(2.19)

Suy ra, các lực tác dụng lên mặt m-n sẽ trở thành [11] :

2cos 1cos (1 cos 2 )

2

cos

Nmn pq pq

pqmn

F F

AA

(2.20)

sin 1sin cos sin 2

2

cos

Smn pq mn

pqmn

F F

AA

(2.21)

61

Hình 2.9 Các ứng suất tiếp và ứng suất vuông góc tác dụng lên thanh thép.[11]

2.2.3. VÒNG TRÒN MOHR [11]

Mối quan hệ giữa các ứng suất tiếp và ứng suất pháp có thề dễ dàng biểu diễn

trên vòng trong Mohr, trên đó ứng suất chính thứ nhất nằm trên trục x và ứng suất

pháp nằm trên trục y, bán kính vòng tròn 1 3( )

2

chính là nửa giá trị của ứng suất

tác dụng lên mặt pq và tâm của vòng tròn có giá trị 1 3( )

2

nằm trên trục (hình

(2.10). Và giá trị tuyệt đối lớn nhất của ứng suất tiếp là 1 3( )

2

tại góc 45 ,135o o .

Vòng tròn Mohr là công cụ hữu ích trong phân tích các điều kiện phá huỷ đá.

Hình 2.10 Vòng tròn Mohr thể hiện các trạng thái ứng suất trên mặt p-q.[1]

62

2.3. ỨNG SUẤT TRONG KHÔNG GIAN BA CHIỀU [1]

2.3.1. ỨNG SUẤT CHÍNH

Trong không gian ba chiều, trước tiên ta phải xác định các hướng trong không

gian theo cosin (hình Hình 2.11 ) [1] :

cos cos( ', )

cos cos( ', )

cos cos( ', )

x x

y y

z z

l x x

l y y

l z z

(2.22)

Hình 2.11 Các hướng cosin trong không gian ba chiều[1]

Các góc , ,x y z là góc giữa hướng cúa ta chọn so với các trục x,y,z. Và vetor

( , , )x y zr l l l là vector đơn vị trong hướng đã chọn. Và chúng luôn luôn có:

2 2 2 1x y zl l l

(2.23)

Các ứng suất chính có thể tìm được bằng cách giải phương trình định thức sau:

0

x xy xz

xy y yz

xz yz z

(2.24)

63

Sắp xếp các ứng suất chính 1 2 3 và hướng cosin 1 1,x yl l và 1zl tương ứng với

trục của ứng suất chính thứ nhất 1 và được giải bằng phương trình :

1 1 1 1

1 1 1 1

1 1 1 1

( ) 0

( ) 0

( ) 0

x x y xy z xz

x xy y y z yz

x xz y yz z z

l l l

l l l

l l l

(2.25)

Các trục tương ứng với ứng suất chính 2 3, có thể tìm tương tự bằng cách thay

giá trị có ký hiệu 1 bằng 2 và 3. Nếu hệ trục toạ độ có trục x song song với ứng suất

chính thứ 1, trục y song song với ứng suất chính thứ 2, và trục z song song với ứng

suất chính thứ 3, ứng suất tensor đơn giản sau:

1

2

3

0 0

0 0

0 0

(2.26)

Các ứng suất chính và được tính theo các hướng 1 2 3, ,l l lđược xác định bởi

phương trình:

2 2 2

1 1 2 2 3 3

2 2 2 2 2 2 2 2

1 1 2 2 3 3

l l l

l l l

(2.27)

2.3.2. CHUYỂN ĐỔI ỨNG SUẤT [11]

Ta đã biết làm thế nào để chuyển đổi ứng suất sử dụng hệ trục toạ độ tương tự.

Và bây giờ ta phát triển các công thức cho không gian ba chiều, chuyển từ hệ toạ độ

(x,y,z) thành hệ trục toạ độ mới (x’,y’,z’) ( Hình 2.12).

64

Hình 2.12 Chuyển ứng suất từ một hệ trục toạ này sang hệ trục toạ độ khác.[11]

Chuyển đổi đó được thực hiện trong hai giai đoạn. Đầu tiên, trục x’ được quay từ

trục x đến vị trí vuông góc với mặt cắt n, và tiếp theo tính các thành phần ứng suất. Và

từ đó kéo theo các thành phần trục toạ độ cũ x, y, z thành trục toạ độ mới x’, y’,z’

thông qua quy luật chuyển đổi Cauchy như sau:

'

'

'

cos( ', )

cos( ', )

cos( ', )

x x x xy xz

y y xy y yz

z z xz yz z

S x x

S y y

S z z

(2.28)

Xem xét điều kiện cân bằng trong đa giác và sử dụng định luật hai Newton cho

thành phần ứng suất thứ nhất:

' 0xF (2.29)

Hay

' ' ' ' 'cos( ', ) cos( ', ) cos( ', )x x x x x y x zS S x x S y y S z z (2.30)

Giả sử rằng ' ' 'x x xS , thì phương trình (2.30) trên có thể đưa về dạng ma trận:

'

' '

'

cos( ', ) cos( ', ) cos( ', )

x x

x x y

x z

S

x x y y z z S

S

(2.31)

Thế phương trình (2.8) vào phương trình (2.31) ta được:

'

cos( ', ) cos( ', )

cos( ', ) cos( ', )

cos( ', ) cos( ', )

T

x xy xz

x xy y yz

xz yz z

x x x x

y y y y

z z z z

(2.32)

65

Phương trình (2.32) thể hiện tổng quát mối quan hệ chuyển đổi ứng suất cho các

thành phần. Để tìm trạng thái cuối cùng, ta làm tương tự như trên thêm năm lần nữa.

Phương trình chuyển đổi ứng suất cuối cùng trở thành:

' Tq q

(2.33)

Trong đó:

' ' ' ' '

'

' ' ' ' '

' ' ' ' '

x x y x z

x y y y z

x z y z z

(2.34)

cos( ', ) cos( ', ) cos( ', )

cos( ', ) cos( ', ) cos( ', )

cos( ', ) cos( ', ) cos( ', )

x x x y x z

q y y y y y z

z z z y z z

(2.35)

Các góc cosin trên thoả mãn:

2 2 2

2 2 2

2 2 2

cos ( ', ) cos ( ', ) cos ( ', ) 1

cos ( ', ) cos ( ', ) cos ( ', ) 1

cos ( ', ) cos ( ', ) cos ( ', ) 1

x x x y x z

y x y y y z

z x z y z z

(2.36)

Ta giả sử rằng các ứng suất đã biết trong hệ toạ độ (x, y, z) và ta muốn tìm các

ứng suất chuyển đổi trong hệ toạ độ mới (x’, y’, z’) trong đố hệ toạ độ thứ nhất quay

một góc quanh trục z để tạo ra hệ toạ độ thứ 2. Và đây là trường hợp hai chiều bởi vì

trục z được giữ nguyên không thay đổi (Hình 2.10).

Hình 2.13 Các thành phần ứng suất trước và sau khi chuyển đổi.[11]

66

Các góc trong phương trình (2.28) như sau:

',x x

', 90ox y

', 90ox z

', 90oy x

',y y

', 90oy z

', 90oz x

', 90oz y

', 0oz z

Thế các góc trên vào phương trình (2.34) - (2.35)ta được ma trận chuyển đổi sau:

cos sin 0

sin cos 0

0 0 1

q

(2.37)

' ' ' ' '

'

' ' ' ' '

' ' ' ' '

cos sin 0 cos sin 0

sin cos 0 sin cos 0

0 0 1 0 0 1

x x y x z

x y y y z

x z y z z

T

x xy xz

xy y yz

xz yz z

(2.38)

Và cuối cùng các thành phần ứng suất được chuyển đổi trở thành [11] :

2 2

'

2 2

'

'

' '

' '

' '

cos sin 2 sin

sin sin 2 cos

1 1sin 2 cos 2 sin 2

2 2

cos sin

sin cos

x x xy y

y x xy y

z z

x y x xy y

x z xz yz

y z xz yz

(2.39)

67

2.4. CÁC THÔNG SỐ ĐẤT ĐÁ [3]

2.4.1. LỰC CỐ KẾT S0 [14]

Lực cố kết liên quan tới lực liên kết giữa các phân tử trong đất đá. Nó thể hiện

sự kết dính giữa các phần tử trong đất đá. S0 cũng bằng ứng suất tiếp lớn nhất đất đá có

thể chịu đựng được mà không xảy ra biến đàn hồi.

Hình 2.14 Các thông số trên vòng tròn Mohr

Lực cố kết được định nghĩa bằng công thức :

)(2

1 '

3

'

1max0 S

(2.40)

Trong đó: '

1 và '

3 lần lượt là ứng suất chính hiệu dụng lớn nhất và nhỏ nhất

Lực cố kết cũng được tính thông qua độ bền nén một trục UCS theo công thức :

sin1

sin12

0

UCSS

(2.41)

2.4.2. ĐỘ BỀN NÉN ĐƠN TRỤC (UCS) [14]

UCS (Undefined Compressive Strength) được xác định khi nén đất đá theo một

chiều, đất đá được đặt giữa hai tấm kim loại và được nén thẳng đứng cho đến khi bị

phá hủy.

68

Hình 2.15 Thí nghiệm nén đơn trục

Giá trị UCS khi đó được tính :

FUCS

A (Psi) (2.42)

Ta có thể tính UCS dựa vào vòng tròn Mohr theo công thức :

tan2 0SCUCS o (2.43)

Trong đó :

Hiện nay có rất nhiều mô hình xác định độ bền nén đơn trục dựa vào các dữ liệu

địa chấn và dữ liệu đo log trong khi khoan. Và ứng với mỗi loại thành hệ lại có một

mối tương quan khác nhau giữa UCS và các dữ liệu liên quan .

Có nhiều phương pháp đã được đưa ra để tính toán UCS từ các dữ liệu đo log, và

nhưng tác giả sử dụng một số phương pháp để tính toán trong luận văn [3] :

Mô hình đối với thành hệ cát kết

McNally: UCS = 185165*exp(-0.037*DTC) (2.44)

Mô hình đối với thành hệ sét

Horsrud-Vp : UCS = 2.12 E9*(DTC)-2.93

(2.45)

Mô hình đối với thành hệ đá vôi (limestone)

Golubev – Dt : UCS = 10(2.44+109.14/DTC)

(2.46)

69

2.4.3. ĐỘ BỀN KÉO CỦA ĐẤT ĐÁ (To) [3]

Độ bền kéo của đất đá (tensile strengh) (To) là khả năng lớn nhất của đất đá

chống lại lực kéo căng từ bên ngoài mà không bị nứt gãy hoặc tách ra. Thường đất đá

có độ bền kéo rất thấp chỉ một vài KPa hoặc nhỏ hơn.

Và trong tính toán để thuận tiện trong tính toán khả năng phá hủy, người ta

thường lấy độ bền kéo của đất đá là 0.

2.4.4. HỆ SỐ POISSON ( ) [3]

Hệ số Poisson được đặt tên theo nhà vật lý Siméon-Denis Poisson là tỉ số giữa

biến dạng hông tương đối và biến dạng dọc tương đối.

Khi mẫu vật liệu bị nén (kéo) theo một phương thì nó có xu hướng co lại (giãn

ra) theo phương vuông góc với phương tác dụng lực nhưng cũng có trường hợp vật

liệu nở ra khi kéo và co lại khi nén thì hệ sớ Poisson âm. Và nó cũng biểu thị xu hướng

nén lại hay kéo dãn ra.

Hệ số Poisson là một thông số quna trong trong tính toán cơ học của thành hệ. Hệ

số tăng khi áp suất lỗ rỗng tăng và cường độ kháng nén kháng kéo khối lượng riêng

giảm. Hệ số này ít đổi trong các loại đất đá khác nhau.

Bảng 2.1 tỉ trọng và hệ số poisson trong các thành hệ khác nhau [22]

Loại thành hệ Tỉ trọng (kg/m3) Hệ số Poisson

Cát không cố kết 1.5-1.7 >0.45

Cát kết 3 – 2.65 0 - 0.45

Sét 1.9 – 2.1 >0.4

Phiến sét 2.3 – 2.8 0 – 0.3

Đá có độ rỗng cao 1.4 – 1.7 0.35 – 0.5

Đá có độ rỗng thấp 1.7 - 2 0.3 – 0.5

Xét mẫu có chiều dài L và bề ngang là W như hình vẽ trên. Khi lực tác dụng vào

2 đáy thì ứng suất tác dụng lên bề mặt là zz và làm cho khối bị co lại và biến dạng L

70

và độ biến dạng /zz L L , tương tự cho các phương y là / Wyy W . Hệ số

poisson tính như sau :

zz

yy

(2.47)

Hình 2.16 Hệ số poisson và modul đàn hồi [23]

Ngoài ra, hệ số Poisson có thể xác định được từ biểu đồ sonic log [13] :

22 2

2 22

0.5( ) 12

2( )( ) 1

p s

p s

DTSV V DTCv

DTSV V

DTC

(2.48)

Trong đó: εyy: biến dạng hông hay biến dạng ngang.

εzz: biến dạng dọc trục

Vp: vận tốc sống dọc, Vp = 304878/DTC (m/s), DTC = μs/ft

Vs: vận tốc sống cắt, Vs = 304878/DTS (m/s), DTS = μs/ft

2.4.5. MODUN ĐÀN HỒI YOUNG (E) [13]

Theo định luật Hooke thì mối quan hệ giữa ứng suất và biến dạng như sau:

E

(2.49)

71

Modun đàn hồi oung E thường dùng để tính toán sự thay đổi hướng của vật liệu

dưới sự tán dụng của nén ép hay căng dãn. Có thể xác định modun E thông qua các

vận tốc sóng như công thức:

2 2

2

2 2

(3 4 )

( )

p s

s

p s

V VE V

V V

(2.50)

Và modun Young có quan hệ với modun cắt (G) và hệ số Poisson ( ) như sau :

(1 )E G (2.51)

2.4.6. MODUN CẮT (G) [23]

Modun cắt (G) miêu tả xu hướng của một vật thể bị cắt khi tác động bởi lực

ngược hướng. Nó được định nghĩa bằng ứng suất cắt chia biến dạng kéo:

G

(Pa) (2.52)

Trong đó: là ứng suất tiếp hay ứng suất cắt.

/x l : biến dạng cắt

Hình 2.17 Mô hình thể hiện vật thể chịu biến dạng cắt [23]

Mặt khác, modun cắt có thể tính từ sóng cắt ( sV ) nếu trong đất đá đồng nhất và

đẳng hướng:

2

sG V (2.53)

72

2.4.7. MODUN KHỐI (Kb)

Môđun đàn hồi khác nữa là modun khối K. mô tả biến dạng thể tích, hoặc xu

hướng thể tích của vật thể bị biến dạng dưới một áp lực, được định nghĩa bằng tỷ số

ứng suất thể tích và biến dạng thể tích, là nghịch đảo của hệ số nén và công thức như

sau:

dP dP

K VV

(Pa) (2.54)

Modun khối K có thể tích từ dữ liệu log theo công thức:

2 24(V )

3p sK V

(2.55)

2.4.8. HỆ SỐ BIOT ( ) [14]

Là hệ số không thứ nguyên, được sử dụng để tính toán một số đại lượng ứng suất

(như ứng suất hiệu dụng, ứng suất ngang,…). Hệ số Biot tính toán theo công thức sau:

1 r

b

C

C

(2.56)

Trong đó: 1/bC K là độ nén khối khi đá có độ rỗng

1/r mC K là modun khung đá.

mK cũng được xác định từ đường log giống công thức modun khối nhưng tính

cho khung đá:

2 24(V )

3m m mp msK V

(2.57)

2.4.9. GÓC MA SÁT TRONG ( ) [14]

Góc ma sát trong đặc trưng khả năng chống cắt của đất đá, xác định theo tiêu

chuẩn Morh Coulomb. Mô tả sức kháng cắt do ma sát gây ra theo ứng suất hiệu dụng.

Được xác định dựa trên đường quan hệ cùa ứng suất cắt và ứng suất nén theo các cấp

nén có áp lực khác nhau. Thực tế được quan hệ này không tuyến tính, và trong một

giới hạn thì nó sẽ trở thành tuyến tính và độ dốc của đoạn tuyến tính là hệ số góc ma

sát và thể hiện trong hình sau:

73

Hình 2.18 Góc ma sát trong xác định trên vòng tròn Morh

Dựa vào vòng tròn Mohr ta có góc ma sát trong được định nghĩa :

tan (2.58)

Trong đó : là hệ số của góc ma sát trong được tính thông qua công thức :

'

0| | S (2.59)

Góc ma sát trong phụ thuộc vào các loại đất đá, khả năng liên kết cùa đất đá và

độ rỗng. Đất đá càng yếu thì góc ma sát trong càng nhỏ.

Góc ma sát trong tính trong đới shale:

11000

sin1000

p

p

V

V

(2.60)

Góc ma sát trong tính trong đới cát kết và đá vôi

0.51483.1418532* *

180pV , Vp (km/s) (2.61)

Bảng 2.2 mối quan hệ của các modun [3]

74

2.5. CÁC LOẠI ỨNG SUẤT TRONG ĐẤT ĐÁ VÀ CÁCH XÁC ĐỊNH

Các thành phần chính có thể cung cấp các thông tin để xác định tỉ trọng mùn

khoan cần thiết để ngăn chặn sự cố thành hệ và mất tuần hoàn. Bảng 1 thể hiện các dữ

liệu cơ bản cần thiết cho mô hình địa cơ.

Bảng 2.3 Các thành phần ứng suất và dữ liệu cần thiết cũng như các phương pháp

xác định.[19]

NGUỒN DỮ LIỆU MÔ HÌNH ĐỊA CƠ

Ứng suất thẳng đứng - Minh giải tỉ trọng.

- Tỉ trọng từ log sonic hay địa chấn

Áp suất lỗ rỗng

- Đo trực tiếp (RFT, DST, PWD, RCI).

- Tính toán từ Đường log cơ bản như sonic, điện

trở. (LWD, wireline)

- Địa chấn

Ứng suất chính nhỏ nhất XLOT, LOT, minifrac, mất tuần hoàn dung

dịch, nứt vỉa thuỷ lực

Ứng suất chính lớn nhất Phân tích sự cố thành hệ (sập lỡ, breakout, DITF

…)

Rock Strength Thí nghiệm nén mẩu, đường log, phân tích sự cố

thành hệ,…

Độ chính xác và phức tạp của mô hình địa cơ học phụ thuộc nhiều vào loại dữ

liệu thích hợp. Các thành phần chính của mô hình địa cơ là:

75

Độ lớn và phương của các ứng suất tại chỗ (tensor ứng suất)

Áp suất lỗ rỗng

Ứng suất bền hiệu dụng của đá (UCS) và các thông số đàn hồi

2.5.1. ÁP SUẤT LỖ RỖNG (Pp) VÀ ỨNG SUẤT HIỆU DỤNG (σ’) [3]

Áp suất lỗ rỗng (còn gọi là áp suất vỉa) là áp suất của chất lưu trong các lỗ rỗng

của vỉa, thường là áp suất thuỷ tĩnh hay áp suất cột nước từ độ sâu thành hệ đến mặt

thoáng (mặt biển hay mực nước ngầm) nhưng có những ngoại lệ. Khi áp suất lỗ rỗng

khác áp suất thủy tĩnh gọi là dị thường áp suất. Dị thường áp suất bao gồm quá áp suất

(overpressure) và dưới áp suất (subnormal pressure)

Sự quan trọng của việc xác định áp suất lỗ rỗng :

Khoan được an toàn

Ổn định thân giếng

Lựa chọn giàn khoan

Lên lịch lựa chọn mùn khoan

Tránh các tai nạn do áp suất dị thường.

Một số cơ chế gây ra quá áp suất (overpressure) :

Cơ chế nén chặt do trầm tích (Loading mechanism)

Còn hay gọi là cơ chế nguyên sinh hay chịu nén ép (undercompaction). Quá trình

nén ép của đá làm cho lỗ rỗng giảm đi và đẩy chất lưu thoát ra di chuyển đến bề mặt.

Nếu chất lưu thoát ra bị ngăn lại hoàn toàn bởi lớp sét có độ thấm kém thì độ rỗng và

ứng suất hiệu dụng sẽ được duy trì. Thêm vào đó, sự lắng động liên tục của trầm tích

và sự duy trì ứng suất hiệu thì áp suất lỗ rỗng sẽ tăng theo gradient ứng suất địa tĩnh.

Và cơ chế này thường xuất hiện khi nhịp lắng động trầm tích nhanh và lưu lượng nước

thoát ra chậm hơn so với tốc độ nén ép. Cơ chế này thường xảy ra trong đá trẻ hơn do

khung đá dễ nép ép hơn chất lưu. Dựa vào biểu đồ vận tốc truyền sóng theo độ sâu, ta

có thể xác định được quá áp suất theo cơ chế này.

76

Sự nén chặt do quá trình kiến tạo (Tectonic mechanism)

Trong các bồn trầm tích, nếu không có nén ép theo mặt thì ứng suất theo phương

ngang sẽ nhỏ hơn hay bằng ứng suất thẳng đứng. Nếu thành hệ chịu tác dụng của ứng

suất kiến tạo như ứng suất thẳng đứng và các ứng suất ngang, thêm vào đó tốc độ di

chuyển chất lưu chậm hơn ứng suất tác dụng thì áp suất chất lỏng sẽ tăng lên và giảm

xuống khi ứng suất căng dãn.

Chiều cao cột hydrocacbon

Có thể dẫn đến sự thay đổi áp suất lỗ rỗng thậm chí dẫn tới quá áp suất

(overpressures) ở phía trên của các vỉa. Đặc biệt là khi ta đánh giá lượng khí nổi bên

trên có mặt trong vỉa. Nghĩa là khi áp lực khí đó tăng lên thì p lực lỗ rỗng cũng tăng

lên. Và sự tạo thành hydrocacbon từ quá trình trưởng thành nhiệt của kerogen trong đá

mẹ làm tăng thễ tích của chất lưu trong lỗ rỗng dẫn đến hình thành áp suất lỗ rỗng và

overpressure.

Áp suất tạo ra do nhiệt

Nó là cơ chế gây ra overpressure của lớp trầm tích bị chôn vùi. Nhiệt độ tăng

theo độ sâu trong trái đất do nhiệt được cung cấp bời sự phân rã phóng xạ của các tinh

thể trong đá móng và dòng nhiệt đi lên qua lớp vỏ từ manti. Và nhiệt làm căng dãn

chất lưu trong lỗ rỗng và khung đá thì khơng nn p.

Các phản ứng đề hydrat

Cùng với quá trình biến đổi khoáng vật cũng được xem là một cơ chế khác tạo ra

áp suất lỗ rỗng và phát triển thành overpressure. Phản ứng đề hydrat của Smectite là

quá trình phức tạp nhưng nó có thể dẫn đến tăng thể tích của khung đá và hệ thống

nước trong lỗ rỗng. Quá trình chuyễn pha từ monmoriolite thành illite cũng tham gia

vào đẩy nước từ mạng lưới tinh thể của montmoriollite. Quá trình chuyển pha này xảy

ra khoảng 100oC ở vùng nước sâu. sự biến đổi anhydrite thành thạch cao (gypsum) là

quá trình đề hydrat khác cũng dẫn đến hình thành áp suất lỗ rỗng và overpressure

nhưng chỉ xảy ra trong ở độ sâu nông và xảy ra chỉ bằng phân nửa của Smectite và

illite.

77

Một số cơ chế gây ra dưới áp suất (Subnormal pressure) :

Nguyên nhân chủ yếu gây ra dưới áp suất lỗ rỗng là do áp suất vỉa giảm tự nhiên

trong quá trình khai thác. Điều này cần đặc biệt chú ý trong quá trình khoan do giảm

áp suất vỉa sẽ gây ra giảm áp suất nứt vỉa (fracture gradient) làm cửa sổ dung dịch

khoan ( mud weight window) thu hẹp lại.

Áp suất lỗ rỗng tại độ sâu là một nhân tố quan trọng trong mô hình địa cơ học

của vỉa dầu khí. Nó được định nghĩa như một đại lượng vô hướng trong khoảng không

lỗ rỗng liên thông tại một độ sâu. Giá trị của áp suất lỗ rỗng tại độ sâu được miêu tả

liên quan đến áp suất thuỷ tĩnh là áp suất cột nước từ bề mặt đến vị trí cần xác định.

Để đo trực tiếp áp suất lỗ rỗng, người ta sử dụng phương pháp Wireline hay

LWD tại những thành hệ có độ rỗng thấm tốt. Trọng lượng mùn khoan thường được sử

dụng để xác định sơ bộ áp suất lỗ rỗng trong thành hệ thấm, chúng có xu hướng tạo

thành lớp mùn khoan (mude cake) nếu áp suất mùn khoan lớn hơn áp suất lỗ rỗng và

ngược lại nếu áp suất mùn khoan nhỏ hơn áp suất lỗ rỗng sẽ gây chất lưu tràn vào

trong giếng, thậm chí gây nổ giàn (kick & blowout).

Có hai cách quan trọng xác định áp suất lỗ rỗng từ dữ liệu địa vật lý:

Thứ nhất, nếu khoan giếng khoan thăm dò ở một cấu tạo mới chưa có giếng

khoan, do không có dữ liệu logs nên cách duy nhất là xác định áp suất lỗ rỗng từ dữ

liệu phản xạ địa chấn, điều này là tối cần thiết cho kế hoạch an toàn của các giếng

khoan được khoan vào khu vực áp suất cao.

Thứ hai, nếu khoan giếng khoan thẩm lượng hay khai thác ở một cấu tạo đã có

giếng khoan, sử dụng trực tiếp dữ liệu logs và đo áp suất để dự đoán cho giếng sẽ

khoan với độ chính xác cao hơn.

Những phương pháp xác định áp suất lỗ rỗng (Eaton, Bower, Fillipone,..) dùng

cho đá phiến sét còn trong thành hệ thấm như cát kết, cacbonate nứt nẻ … sử dụng

phương pháp đo trực tiếp.

Hầu hết các phương pháp xác định áp suất lỗ rỗng được thực hiện gián tiếp thông

qua các thông số địa vật lý, dựa vào độ rỗng của đá phiến sét [3] .

78

1( ln )o

p v

c

P

(2.62)

Trong đó, Фo (Фo = 0.386 - lemings, Stump et al. (2002)) độ rỗng ban đầu (tại

áp suất hiệu dụng bằng không), và Ф là lỗ rỗng được xác định từ đường log siêu âm,

dựa vào vận tốc sóng P (Vp = 1/Δt), βc là hằng số thực nghiệm (βc = 3.13*10-2

Mpa-1

tại Vịnh Mexico - Flemings, Stump et al. (2002)).

1/

1

f

mat

t

(2.63)

Theo Traugott (1999), ông đã đưa ra công thức tính áp suất lỗ rỗng từ sóng âm

thanh của địa chấn [3] :

1( )

1

x

o v v hydro

trend

P S S P

(2.64)

Trong đó: là độ rỗng xác định từ đường log.

trend là độ rỗng chuẩn (Normal Trend)

Một trong số các cách xác định áp suất lỗ rỗng phổ biến nữa là phương pháp

eaton. Phương pháp eaton ứng dụng từ địa chấn hay dữ liệu vận tốc âm thanh và điện

trở suất để xác định áp suất lỗ rỗng. Eaton đã đưa ra phương trình tính toán dựa vào

điện trở, sonic [21] :

1.2

( ) oo v v hydro

n

RP S S P

R

(2.65)

3

( ) np v v hydro

o

tP S S P

t

(2.66)

Trong đó: oR là điện trở suất xác định từ đường log. (ohm)

nR là điện trở suất chuẩn (Normal Trend) (ohm)

nt là thời gian truyền sóng từ đường log (μs/ft)

nt là thời gian truyền sóng chuẩn (μs/ft)

79

Hình 2.19 Biểu đồ điện trở suất (a) và áp suất lỗ rỗng (b) [21] .

Đường màu xanh (a) thể hiện điện trở suất chuẩn (normal resistivity, Rn). Khi có

nén chặt (undercompacted) thì suất hiện đảo ngược điện trở (R), tương ứng với dị

thường áp suất trong thành hệ (b). Khi có quá áp suất (overpressure) thì điện trở suất

nhỏ hơn điện trở suất chuẩn (Rn).

Hình 2.20 Biểu đồ thể hiện thời gian truyền sóng âm[21]

Đường màu xanh thề hiện thời gian truyền sóng trong điều kiện chuẩn ( )

(thường là áp suất thủy tĩnh) và khi có dị thường áp suất hay áp suất lỗ rỗng thì thời

gian truyền sóng là ( t ).Trong một số trường hợp, áp suất lỗ rỗng thay đổi bất thường

nt

80

tạo ra áp suất dị thường. Và áp suất dị thường này tạo ra rất nhiều mối nguy hiểm

trong công tác khoan.

Đặc biệt trong đất đá có chứa tầng sét với độ thấm thấp, lớp đất đá dưới tầng sét

sẽ có áp suất dị thường dương lớn hơn áp suất lỗ rỗng bình thường. Điều này nếu

không được dự báo trước sẽ dễ gây nên hiện tượng kick hay blowout.

Để tiện trong tính toán mô hình địa cơ học ta định nghĩa ứng suất hiệu dụng là

hiệu số giữa các ứng suất chính và ứng suất lỗ rỗng:

'

pP (2.67)

2.5.2. ỨNG SUẤT CHÍNH THEO PHƯƠNG THẲNG ĐỨNG (σv) [3]

Ứng suất thẳng đứng được tạo ra do trọng lượng lớp phủ bên trên và có thể tính

thông qua mối quan hệ với tỷ trọng của đất đá theo chiều sâu h và Sv được tính bằng

công thức:

0

(h)

h

v gdh

(2.68)

Trong khu vực ngoài biển thì công thức ta phải hiệu chỉnh thêm độ sâu của nước

biển, công thức trở thành:

(h)

w

h

v w w

h

gh gdh

(2.69)

Trong đó: h là chiều sâu thẳng đứng,

𝜌(h) là hàm của tỷ trọng đất đá theo chiều sâu,

g là gia tốc trọng trường,

hw là chiều sâu cột nước,

ρw là tỉ trọng của nước.

Ứng suất thẳng đứng luôn có phương thẳng đứng, ứng suất thẳng đứng có ý

nghĩa hết sức quan trọng vì thông thường nó đóng vai trò cực đại σ1 ở những bồn trũng

có hoạt động kiến tạo yếu ( rìa lục địa thụ động). Hầu hết đá trầm tích lục nguyên có tỉ

81

trọng trung bình khoảng 2.3 g/cm3 và lỗ rỗng khoảng 15%. Do đó, ứng suất chính

thẳng đứng sẽ tăng theo độ sâu theo tỉ lệ 23 Mpa/km (1 psi/ft).

Nguồn gây ứng suất thẳng đứng cũng có thể từ điều kiện địa chất khác như xâm

nhập magma và các vòm muối xung quanh khu vực thành hệ đá.

Dựa vào mối quan hệ đó người ta có thể tính được σv bằng các phương pháp

phân tích đường log mật độ khối (RHOB), phân tích mật độ mẫu lõi.

Hình 2.21 Ảnh điện trở, log mật độ, log mật độ hiệu chỉnh và log đường kính.

Phương pháp thứ hai dùng để xác định σv là sử dụng tài liệu địa chấn. Cụ thể là

dùng phương pháp Gardner :

b

paV (2.70)

Trong đó: ρ là mật độ khối

Vp là sóng cắt

a, b là hằng số, thường lấy a = 0.23 và b = 0.25

2.5.3. ỨNG SUẤT NHỎ NHẤT THEO PHƯƠNG NGANG (σhmin)[3]

- Xác định hướng: Logs hình ảnh (Images logs)

Hoặc từ tài liệu về áp suất đóng kín khe nứt (bằng cường độ ứng suất ngang cực

tiểu) để xác định hướng của khe nứt và từ đó suy đoán được hướng của σhmin (có

hướng vuông góc với khe nứt phát triển trong quá trình khoan.

82

Hình 2.22 Tài liệu log hình ảnh xác định hướng ứng suất [10]

- Xác định độ lớn:

Bằng thí nghiệm

Phương chiều và cường độ của ứng suất ngang nhỏ nhất được xác định từ các

phương pháp : leak off tests (LOT), extended leak off test (XLOT), và phương pháp

minifracture tests,… (Haimson and airhurt 1967, Breckels and Van Eeklen 1982).

LOT (Leak-Off Test) [3]

Là thí nghiệm xác định độ bền và áp suất tạo khe nứt trong thành hệ, thường thực

hiện trực tiếp sau khi chống ống vài mét. Suốt quá trình thí nghiệm, giếng được đóng

lại và dung dịch khoan được bơm vào giếng để tạo áp suất tăng dần lên. Tại một vài

điểm áp suất thì chất lưu vào thành hệ hay chất lưu rò rỉ vào thành hệ bằng cách thấm

theo đường khe nứt có sẵn hay tạo khe nứt mới. Thí nghiệm nà được sử dụng thành

công và rộng rãi trong việc xác định các ứng suất ngang, cũng như mục đích chính là

ổn định giếng khoan suốt quá trình khoan.

83

Hình 2.23 Đồ thị thể hiện áp suất theo lưu lượng bơm [3]

XLOT (extended leak-off test) [3]

Phần mở rộng của thí nghiệm LOT, nhưng nó tương tự như thí nghiệm nứt vỉa

thủy lực để xác định ứng suất. Khác với thí nghiệm LOT, thí nghiệm XLOT sẽ tiếp tục

bơm qua điểm LOP (Leak-off point) cho đến khi áp suất đạt đỉnh tại FBP (formation

breakdown pressure) và tạo ra khe nứt mới trong thành giếng khoan. Bơm tiếp tục thực

hiện thêm một thời gian đủ để khe nứt ổn định không tạo thêm nữa (áp suất bơm hay

lưu lượng vẫn duy trì hằng số) áp suất bơm đó được gọi là áp suất truyền khe nứt (FPP

– fracture propagation pressure). Sau đó, dùng bơm thì áp suất sụt giảm tuyến tính cho

đến khi khe nứt bắt đầu đóng lại tại điểm FCP (fracture closure pressure) thì giá trị tại

FCP chính là ứng suất chính nhỏ nhất vì ứng suất trong thành hệ và áp suất dung dịch

duy trì khe nứt đó cân bằng trạng thái cơ học. Để đối chiếu lại giá trị ban đầu thì ta làm

thêm một lần nữa thí nghiệm XLOT (Hình 2.24).

84

Hình 2.24 Thí nghiệm extended leak off test

Như vậy với thí nghiệm XLOT ta có thể xác định được đồng thời áp suất tại đó

chất lưu bắt đầu đi vào vỉa và ứng suất ngang nhỏ nhất của thành hệ. So với LOT thí

nghiệm XLOT xác định được ứng suất ngang nhỏ nhất chính xác hơn nhưng tốn nhiều

thời gian và chi phí hơn nên trong các công ty ít sử dụng thí nghiệm này.

Minifracture Test [3]

Thí nghiệm minifracture được thực hiện để kiểm tra giá trị ứng suất tại chỗ và

xác định các tính chất chất lưu bị mất của khe nứt. và chất lưu thực hiện thí nghiệm

minifracture thường giống với chất lưu trong khe nứt. Vài trăm thùng chất lưu giống

với chất lưu khe nứt được bơm ngược khe nứt với lưu lượng bằng với lưu lượng chất

lưu trong khe nứt thoát ra. Mục là để tạo ra khe nứt giống như khe nứt do chất lưu vỉa

tạo ra khe nứt. Sau khi khe nứt được tạo ra thì bơm dừng lại và áp suất giảm xuống

đến khi khe nứt đóng lại, áp suất đóng khe nứt chính là ứng suất chỉnh nhỏ nhất.

85

Hình 2.25 Đồ thị từ thí nghiệm minifracture[14]

Giai đoạn đầu tiên trong thí nghiệm mini fracture dùng để kiểm tra hệ thống làm

việc, chất lưu được bơm vào giếng với lưu lượng nhỏ để đưa áp suất đáy giếng tới một

giá trị P nhỏ hơn giá trị chất lưu bắt đầu đi vào vỉa IP (như trong thí nghiệm LOT và

ELOT) sau đó ngừng bơm để áp suất giảm xuống dần. Đường giảm áp trong giai đoạn

này thể được theo d i để xem các bộ phận trong hệ thống có hoạt động theo đúng yêu

cầu hay chưa.

Sau đó là giai đoạn tạo khe nứt trong thành hệ, chất lưu được bơm vào giếng với

lưu lượng lớn hơn so với giai đoạn 1. Áp suất đáy giếng sẽ tăng tuyến tính tới điểm

khe nứt bắt đầu xuất hiện gọi là điểm fracture initiation fracture (FIP). Do ảnh hưởng

lực ma sát của chất lưu gần lỗ khoan, áp suất của giếng sau khi đã xuất hiện khe nứt

vẫn tiếp tục tăng lên tới giá trị khe nứt mở rộng ra gọi là formation breakdown

pressure ( BP). Sau khi đạt tới giá trị này, chất lưu sẽ chảy nhanh vào thành hệ làm

cho áp suất đáy giếng giảm xuống mặc dù lưu lượng bơm vẫn không thay đổi. Áp suất

đáy giếng sẽ giảm tới điểm fracture propagation pressure ( PP) đây là điểm mà khe

nứt đã mở rộng hoàn toàn ứng với áp suất đang thực hiện.

Sau đó là giai đoạn tắt bơm, chất lưu được ngừng bơm vào giếng. Áp suất sẽ

ngay lập tức giảm tới điểm instantenious shut-in pressure (ISIP) do ảnh hường của ma

86

sát trong hệ thống như phần LOT và ELOT. Sau đó, áp suất giảm chậm dần tới điểm

fracture closured pressure ( CP) là điểm mà khe nứt bắt đầu đóng lại. Giá trị này được

xác định chính là ứng suất ngang nhỏ nhất.

3FCP (2.71)

Nhưng trong một số trường hợp giá trị CP này không xác định được trong quá

trình thí nghiệm.

Giai đoạn tiếp theo là giai đoạn mở lại (reopening), sau khi áp suất giếng giảm về

giá trị ban đầu, chất lưu tiếp tục được bơm lại với lưu lượng như ở giai đoạn tạo khe

nứt. Khi áp suất trong giếng tăng tới giá trị fracture reopening pressure (FRP) tức là

giá trị tại đó khe nứt ban đầu được tái mở ra, chất lưu sẽ đi vào thành hệ và đường tăng

áp suất sẽ chậm hơn. Giá trị FRP chính bằng ứng suất ngang nhỏ nhất.

3FRP (2.72)

Tới một giá trị nào đó, khe nứt sẽ mở ra to hơn chất lưu đi vào thành hệ nhiêu

làm cho áp suất đáy giếng giảm xuống mặc dù lưu lượng bơm vẫn không đổi đến giá

trị PP sau đó tắt bơm và đường giảm áp suất như ở giai đoạn 2. Giai đoạn reopening

có thể được lặp đi lặp lại một số lần tùy vào yêu cầu của người thực hiện

Bằng lý thuyết

Ứng suất ngang nhỏ nhất cũng có thể xác định thông qua hệ số Poisson và hệ số

Biot như sau:

2 2

1 2

1 1 1 1h v p x y

E EP

(2.73)

Trong đó: là hệ số Biot

là hệ số Poisson

pP là áp suất lỗ rỗng

,x y là biến dạng theo phương ngang và phương thẳng đứng

E là hệ số modun đàn hồi Young

87

2.5.4. ỨNG SUẤT LỚN NHẤT THEO PHƯƠNG NGANG (σHmax)[3]

Việc xác định ứng suất ngang lớn nhất khó hơn việc xác định ứng suất thẳng

đứng và ứng suất ngang nhỏ nhất bởi không có một phương pháp nào có thể xác định

được một cách trực tiếp.

- Xác định hướng

Hướng của ứng suất ngang lớn nhất có phương vuông góc với ứng suất ngang

nhỏ nhất và có thể xác định từ log hình ảnh.

- Xác định độ lớn

Thông qua thí nghiệm

Có hai cách để xác định ứng suất lớn nhất một cách gián tiếp

- Dựa vào bề rộng phá hủy cắt (Breakouts Width)

- Thông qua khe nứt gây ra do quá trình khoan (drilling induce) )LOT,

XLOT, mini-fract test

Dựa vào bề rộng phá hủy nén ép (Breakouts Width)

Phá hủy nén ép hình thành xung quanh giếng khoan khi ứng suất tập trung tại đó

vượt qua độ bền của đất đá và có xu hướng hình thành sâu hơn vào thành hệ. Giá trị

của σHmax lớn thì bề rộng phá hủy nén ép sẽ lớn và ngược lại. Để sử dụng phương pháp

này cần phải biết áp suất lỗ rỗng, ứng suất thẳng đứng, ứng suất nhỏ nhất ngoài ra cần

xác định độ bền đất đá. Bởi vì ứng suất tập trung tại rìa của phá hủy cắt cân bằng với

độ bền nén của đá, dựa vào bề rộng phá hủy cắt đo được trên logs hình ảnh (Images

log) tại độ sâu xác định, Zoback (2007) đã đề xuất ra phương pháp xác định σHmax

trong giếng đứng như sau [3] :

min

max

2 (1 2cos 2 )

1 2cos 2

p h

H

UCS P P

(2.74)

88

Hình 2.26 Bề rộng breakout xung quanh giếng khoan

Thông qua khe nứt gây ra do quá trình khoan.

Khi áp suất do dung dịch khoan gây ra tăng và ứng suất vòng giảm thì thành

giếng khoan có thể bị phá hủy tạo khe nứt do căng dãn cũng tại góc 90 ,270o o (Hình

2.25). Do trong quá trình khoan ít ai muốn khe nứt do căn dãn tạo ra vượt quá một

centimet (1cm) từ thành giếng khoan nên thành hệ ít bị nứt do thủy lực nếu áp suất

mùn khoan nhỏ hơn ứng suất chính nhỏ nhất. Hiện tượng này có thể xác định thông

qua tài liệu log điện ảnh. Và hướng của σHmax cũng chính là hướng tạo khe nứt do căng

dãn trong quá trình khoan. Cũng như xác định độ lớn σHmax từ bề rộng phá hủy do nén

ép, ta cần biết áp suất lỗ rỗng, độ bền căng dãn (To), ứng suất chính nhỏ nhất.

Zoback (1999) đã đề xuất ra công thức xác định ứng suất ngang lớn nhất theo

phương ngang từ khe nứt gây ra do căng dãn trong quá trình khoan trong giếng đứng

như sau [3] :

max min3 2H h p oP T

(2.75)

Từ lý thuyết

2 2

1 2

1 1 1 1H v p y x

E EP

(2.76)

89

Trong đó: là hệ số Biot

là hệ số Poisson

pP là áp suất lỗ rỗng

,x y là biến dạng theo phương ngang và phương thẳng đứng

E là hệ số modun đàn hồi Young

2.6. CÁC LOẠI ĐỨT GÃY CÓ THỂ XẢY RA TRONG ĐẤT ĐÁ [3]

Trong đất đá, tùy thuộc vào mối tương quan về độ lớn của ứng suất đứng và

ứng suất ngang của thành hệ mà có thể xảy ra một trong ba kiểu phá hủy:

- Đứt gãy bình thường hay còn gọi là đứt gãy thuận (nomal faulting regime) loại

đứt gãy này xảy ra trong trường hợp

σv > σH > σh (2.77)

- Đứt gãy ấn trượt hay còn gọi là đứt gãy trượt bằng (strike_slip faulting regime)

loại đứt gãy này xảy ra khi:

σH > σv > σh (2.78)

- Đứt gãy nén ép hay đứt gãy chờm nghịch (reverse faulting regime) xảy ra khi:

σH > σh > σv (2.79)

Hình 2.27 Các loại đứt gãy trong đất đá

90

Các loại đứt gãy cũng có thể được biểu diễn dưới dạng đồ thị như hình sau:

Hình 2.28 Vùng các loại đứt gãy trong đất đá thể hiện trên đa giác ứng suất[3]

Từ đồ thị ta thấy:

- Ứng suất thẳng đứng được biểu thị bằng điểm Sv

- Tại vùng 1 khi σv > σH > σh là vùng xảy ra hiện tượng đứt gãy thuận (nomal

faulting). Vòng trong Morh trong trường hợp này được biểu thị thông qua ứng suất

đứng và ứng suất ngang nhỏ nhất.

- Tại vùng 2 khi σH > σv > σh là vùng xảy ra đứt gãy trượt phẳng (strike – slip

faulting). Vòng tròn Morh được biểu thị thông qua ứng suất ngang nhỏ nhất và ứng

suất ngang lớn nhất.

- Tại vùng 3 khi σH > σh > σv là vùng xảy ra đứt gãy chờm nghịch (reverse

faulting). Vòng tròn Morh được biểu thị thông qua ứng suất thẳng đứng và ứng suất

ngang lớn nhất.

91

2.7. ỨNG SUẤT XUNG QUANH LỖ KHOAN [11]

Khi khoan giếng, thì ứng suất tại thành lỗ khoan bị thay đổi và đất đá trên thành

lỗ khoan phải chịu những ứng suất tác động do mất đi các vật liệu trong quá trình

khoan. Đây là nguyên nhân thay đổi các vùng ứng suất bao quanh thân giếng. Vì thế,

cần phát triển mô hình số để mô phỏng các vấn đề vật lý từ các quá trình khoan và

khai thác. Khai thác dầu khí ngày càng tiến tới các điều kiện địa chất khắc nghiệt như

nước sâu, các vỉa nhiệt độ cao áp suất cao (HTHP), … Trong phần này ta sẽ nói sơ qua

các phương trình quan trọng trong mô hình cơ học đá ba chiều.

2.7.1. ỨNG SUẤT XUNG QUANH LỖ KHOAN CÓ HƯỚNG BẤT KỲ

Để tính toán trạng thái ứng suất xung quanh thân giếng, chúng ta phải chuyển

ứng suất tại chỗ (Hình 2.26a) mà các trạng thái ổn định sang trạng thái ứng suất bị thay

đổi do tác động của việc khoan vào thành hệ đá đó (Hình 2.26b).

Hình 2.29 Thành hệ đá ở trạng thái ổn định (a), thành hệ đá bị khoan và trạng thái

ứng suất thay đổi (b)[11]

Trước khi khoan một giếng, trạng thái ứng suất trong đất đá là σv, σh, σH. Sau khi

khoan giếng thì lỗ khoan bị lấp đầy bởi dung dịch khoan có áp suất là Pw Và áp suất đó

được thay thế mẫu mà trước khi khoan.

Giả sử rằng thành hệ đá là đồng nhất, trạng thái ứng suất tại chỗ đã biết, các

thông số kiểm tra ba trục như độ bền cố kết τo và góc ma sát trong Ф, cũng như hệ số

Poisson ν đã biết, thành hệ đá có áp suất lỗ rỗng là Po.

92

Để tìm các ứng suất tại thành giếng khoan ta thực hiện theo các bước:

1. Xác định trạng thái ứng suất chính tại chỗ (σv, σh, σH).

2. Chuyển ứng suất (σv, σh, σH) thành trạng thái ứng suất (σx, σy, σz) trong

hệ toạ độ Đềcác.

3. Sử dụng các phương trình trong phần này để tìm trạng thái ứng suất (σr,

σθ, σz) trong hệ toạ độ trụ của thân giếng, phụ thuộc vào (σx, σy, σz).

4. Tìm trạng thái ứng suất tại thành thân giếng (σr, σθ, σz) khi r = a, nghĩa là

ta thay thế a bằng r bán kính giếng.

Xét một giếng khoan có góc nghiêng i và góc phương vị (góc bởi hướng của

giếng khoan và hướng của ứng suất ngang lớn nhất) :

Hình 2.30 Ứng suất trong hệ tọa độ Đềcác (x,y,z), và Hệ tọa độ cầu (r,θ,z) trong

mặt cắt của giếng.[17]

Ta có công thức chuyển đổi ứng suất tại chỗ ban đầu về ứng suất theo trục x, y, z

của giếng (Hình 2.30) :

93

2 2 2 2

2 2

2 2 2 2

2 2

( cos sin )cos sin

sin cos

( cos sin )sin cos

0.5( )sin 2 cos

0.5( )sin 2 sin

0.5( cos sin )sin 2

x H h v

y H h

z H h v

xy h H

yz H h

xz H h v

i i

i i

i

i

i

(2.80)

Trong trường hợp tổng quát, ứng suất vòng gây ra tại điểm cách tâm giếng một

khoảng a được cho bởi :

2 4 4 2

2 4 4 2

2 4 2 4 2 2

2 4 2 4 2 2

2

2

(1 ) (1 3 )cos2 (1 3 )sin 2 ( )2 2

(1 ) (1 3 4 )cos2 (1 3 4 )sin 22 2

2 ( ) cos2 4 sin 2

[0.5( )sin 2

x y x y

xy w

x y x y

r xy w

zz z x y xy

r x y xy

a a a ap

r r r r

a a a a a ap

r r r r r r

a

r

4 2

4 2

2

2

2

2

cos2 )](1 3 2 )

( cos sin )(1 )

( sin cos )(1 )

z yz xz

rz yz xy

a a

r r

a

r

a

r

(2.81)

Khi xét tại thành giếng khoan, a = r, ta có :

2( )cos2 4 sin 2

2 ( )cos2 4 sin 2

0

2( cos sin )

x y x y xy w

r w

zz z x y xy

r rz

z yz xz

p

p

(2.82)

94

2.7.2. ỨNG SUẤT XUNG QUANH GIẾNG ĐỨNG [3]

Hình 2.31 Ứng Suất Xung Quanh Thành Giếng Khoan

Công thức tổng quát cho ứng suất tổng xung quanh lỗ khoan có hướng bất kỳ

trong đất đá đồng nhất đẳng hướng đàn hồi thì phụ thuộc vào các ứng suất chính σh và

σH (ứng suất chính nhỏ nhất và lớn nhất theo phương ngang) theo Kirsch:

Trong giếng thẳng đứng thì = 0 và i = 0, các ứng suất phân bố như sau :

2 4 2 2

2 4 2 2

2 4 2

2 4 2

2

2

4

4

1 1 3 4  1 1 2 ( ) ( )

( ) ( ) ( )

( )

(

2 2

1 1 3  1 1 2 2 2

  2 cos2

1 3  1 +2

)

r H h H h w

H h H h w

zz z H h

r H h

a a a acos P

r r r r

a a acos P

r r r

a

r

a

r

2

2

0

2 sin 2

r rz

a

r

(2.83)

Trong đó: Pw là áp suất chất lưu trong lỗ khoan,

r là khoảng cách từ tâm lô khoan đến vị trí xét và lỗ khoan bán kính a,

σr là ứng suất radius, σθ là ứng suất vòng, σr là ứng suất cắt.

95

Khi a = r thì thành giếng khoan sẽ tồn tại các thành phần ứng suất như sau:

( ) 2( )

(

 

  2

  2 cos2)

0

r w

H h H h w

zz z

z r

H h

r z

P

cos P

(2.84)

Trên thành giếng khoan, ứng suất tập trung lớn nhất ( max ) tại 90 & 270o o

hay cos2 1 (Điểm B và D trên Hình 2.32 ):

max 3 H h wP (2.85)

Và ứng suất tập trung nhỏ nhất ( min ) tại 0 &180o o hay cos2 1 ( Điểm A

và C trên Hình 2.32):

min 3 h H wP

(2.86)

Hình 2.32 Ứng suất tập trung lớn nhất và nhỏ nhất trong giếng khoan

96

2.7.3. ỨNG SUẤT XUNG QUANH GIẾNG NGANG

Trong giếng ngang ta chia thành ba trường hợp:

1. Giếng có góc ngang bất kỳ, nghĩa là bất kỳ

2. Giếng ngang có hướng trùng với phương ứng suất lớn nhất, nghĩa là

0 &180o o

3. Giếng ngang có hướng trùng với phương ứng suất nhỏ nhất, hay

90 & 270o o

Trường hợp thứ nhất: giếng có góc ngang bất kỳ, nghĩa là bất kỳ ( 0 ):

Phân bố ứng suất trong hệ trục tọa độ đề các khi i = 90o :

2 2

2 2

sin cos

( cos sin )

0

0.5( )sin 2

x v

y H h

z H h

xy xz

yz H h

(2.87)

Các ứng suất phân bố trên thành giếng khoan ( i = 90o, a = r), thế các phương

trình (2.87) vào phương trình (2.82) Ta được:

2 2 2 2

2 2 2 2

( sin cos ) 2( sin cos )

cos sin ( sin cos )

sin 2 cos

  2

 

  2 cos2

0

v H h v H h

H h v H h

H h

w

r w

zz

z

r rz

cos P

P

(2.88)

Trường hợp thứ hai: giếng ngang có hướng trùng với phương ứng suất lớn nhất,

nghĩa là 0 &180o o

Trong trường hợp này các ứng suất xung quanh giếng như sau:

97

 

  2

  2 cos2

( ) 2( )

( )

0

r w

h h w

zz H h

v v

z rzr

v

P

cos P

(2.89)

Nếu v h , thì ứng suất cực đại trên giếng khoan tại vị trí 90 & 270o o hay

cos2 1 và ứng suất cực tiểu trên giếng khoan tại vị trí 0 &180o o hay cos2 1 :

max

min

3

3

v h w

h v w

P

P

(2.90)

Ngược lại, nếu v h , thì ứng suất cực đại trên giếng khoan tại vị trí

90 & 270o o hay cos2 1 và ứng suất cực tiểu trên giếng khoan tại vị trí

0 &180o o hay cos2 1 :

max

min

3

3

h v w

v h w

P

P

(2.91)

Trường hợp thứ 3: giếng ngang có hướng trùng với phương ứng suất nhỏ

nhất, nghĩa là 90 & 270o o :

Nếu v H , thì ứng suất cực đại trên giếng khoan tại vị trí 90 & 270o o hay

cos2 1 và ứng suất cực tiểu trên giếng khoan tại vị trí 0 &180o o hay cos2 1 :

max

min

3

3

v H w

H v w

P

P

(2.92)

Ngược lại, nếu v H , thì ứng suất cực đại trên giếng khoan tại vị trí

90 & 270o o hay cos2 1 và ứng suất cực tiểu trên giếng khoan tại vị trí

0 &180o o hay cos2 1 :

max

min

3

3

H v w

v H w

P

P

(2.93)

98

2.8. CÁC HIỆN TƯỢNG ẢNH HƯỞNG ĐẾN ỔN ĐỊNH GIẾNG KHOAN

2.8.1. HIỆN TƯỢNG BREAKOUT [3]

Hiện tượng breakout hay còn gọi là hiện tượng bó nghẹt cần khoan có thể dẫn tới

sập lỡ thành giếng. Khi hiện tượng breakout xảy ra và lúc này trục sụp lỡ sẽ phát triển

theo hướng của σh nghĩa là thành giếng khoan sẽ mở rộng ra theo hướng của σh điều

này sẽ làm tăng nguy cơ bó nghẹt hoặc dẫn tới sụp lỡ. Hiện tượng này thường xảy ra

khi khoan các giếng định hướng khi không xem xét kỹ lưỡng ảnh hưởng của ứng suất

tại thành giếng khoan. Breakouts đầu tiên được nghiên cứu bởi Cox (1970) ông là

người đầu tiên quan sát đến hiện tượng thay đổi đường kính lỗ khoan trong mặt cắt

giếng dầu, sau này breakout được rát nhiều nhà khoa học nghiên cứu và phát triển.

Hiện tượng này xuất hiện khi ứng suất vòng quanh thành giếng vượt quá giới hạn nén

ép (UCS) của đất đá, giá trị lớn nhất của ứng suất vòng xảy ra khi = 90o.

σθmax = 3σH – σh – Pw – Pp ≥ UCS (2.94)

Trong đó, UCS là độ bền nén của đất đá.

Các đới breakouts có thể xác định dựa vào các công cụ đo log như công cụ đo

đường kính giếng khoan bốn tay ( four-arm dipmeter), sáu tay (six-arm dipmeter), vi

quét thành hệ (FMS) và vi ảnh thành hệ (FMI). Breakouts cũng có thễ minh giải kết

hợp cùng với công cụ chụp ảnh và đo đường kính.

99

Hình 2.33 Hình ảnh FMI chỉ ra độ sâu bị Breakout

Hình 2.34 Ứng suất tại đới Breakouts

Lúc trước, công cụ đo đường kính giếng khoan bốn tay ( four-arm dipmeter) là

công cụ sử dụng hầu hết trong các giếng khoan và bây giờ thì thay thế bởi các công cụ

chụp ảnh thành hệ.

Một số ảnh hưởng phức tạp tác động đến thành hệ bị breakout là :

Ảnh hưởng độ bền của đá do các phân lớp yếu của sét.

100

Do mối quan hệ giữa nhiệt độ, thành phần hoá học mùn khoan, độ bền đất

đá và ổn định giếng khoan.

Do mùn khoan đi vào các khe nứt của đá xung quanh lỗ khoan.

Hình 2.35 Dụng cụ đo đường kính xác định breakout.

2.8.2. HIỆN TƯỢNG DITFS [3]

Hiện tượng DITFs (Drilling Induced Tensile Fractures) là hiện tượng xuất hiện

khe nứt kéo dãn trong khi khoan và khi ứng suất vòng tại thành giếng tháp hơn giới

hạn kéo dãn, lúc này ứng suất vòng nhỏ nhất tại θ = 0o. Khi xuất hiện DITFs, khe nứt

sẽ phát triển theo hướng σH.

σθmin = 3σh – σH – Pw – Pp ≤ T (2.95)

Trong đó, T là độ bền căn giãn của đất đá.

Như vậy, trục sụp lỡ thành giếng khoan trùng với trục σhmin, còn hướng khe nứt

phát triển do quá trình khoan chính là trục σHmax.

101

Hình 2.36 Log hình ảnh thể hiện khe nứt trong quá trình khoan

Hình 2.37 Hướng sập lỡ thành giếng và hướng khe nứt trong khi khoan.

Cả hai hiện tượng này đều có ý nghĩa rất quan trọng trong công tác khoan và xử

lý thành hệ, đặc biệt là khoan các giếng khoan ngang vì khi ta xem xét kỹ lưỡng

trường ứng suất tác động lên thành giếng khoan ta có các phương án cũng như biên

pháp khoan và xử lý sự cố, tránh những hướng có nguy cơ như bó nghẹt, sâp lỡ,…

cũng như các phương pháp kiểm soát được sự phát triển khe nứt do tác dụng cùa thuỷ

lực khoan hoặc những phương án trong việc cài thiện khả năng khai thác của vỉa sản

phẩm như nứt vỉa thuỷ lực.

102

2.9. LÝ THUYẾT ỔN ĐỊNH GIẾNG KHOAN VÀ CÁC TIÊU CHUẨN BỀN

Như đã nói ở trên, nếu tỷ trọng dung dịch khoan không phù hợp thì ứng suất

vòng xung quanh lỗ khoan có thể sẽ quá lớn, và khi vòng tròn Mohr chạm vào đường

tới hạn thì có thể sẽ xảy ra hiện tượng phá hủy cắt kéo theo đó là gây nên break out

làm cho chi phí khoan giếng tăng lên, nghiêm trọng hơn có thể phải hủy giếng khoan

trước khi đạt tới mục tiêu thiết kế.

Vì vậy việc thiết kế một của sổ tỷ trọng dung dịch khoan là một điều rất cần

thiết trong công tác khoan, nó luôn được tính toán, thay đổi một cách linh hoạt từ khi

thiết kế giếng khoan và trong suốtquá trình khoan.

Có nhiều phương pháp được đưa ra để xác định của sổ dung dịch khoan thích

hợp nhưng tất cả các phương pháp đó đều được xây dựng dựa trên nền tảng của vòng

tròn Mohr đã được nêu ở phần trước.

2.9.1. TIÊU CHUẨN MOHR-COULOMB [3]

a. Chứng minh công thức

Hình 2.38 Vòng tròn Morh

Phương trình đường bao giới hạn phá hủy của vòng tròn Morh có dạng:

oS (2.96)

Ta có giá trị ( , )o o là tiếp điểm của vòng tròn Morh:

1 3 1 3 1 3 1 3

3 cos(180 2 ) cos(2 )2 2 2 2

o

(2.97)

oT

103

1 3 1 3sin(180 2 ) sin(2 )2 2

o

(2.98)

Và ta có mối quan hệ giữa góc ϕ và β như sau:

90 2o hay

2

22 2

sin 2 cos

tan

cos 2 sin

1 sintan 1

1 sinq

(2.99)

Thay phương trình (2.97) (2.98) (2.99) vào phương trình (2.96) đường bao của

vòng tron Morh ta được:

1 3 1 3 1 3

1 3 1 3 1 3

cos sin tan2 2 2

cos tan sin tan2 2 2

o

o

S

S

(2.100)

1 3

cos 1 sin2

1 sin 1 sinoS

(2.101)

Dựa vào Hình 2.38 ta có:

tan

o

o

ST

và sin

2sin 22( )

2

o

o

UCS UCS UCST

UCST

2 cos1

( 1)tan 2sin 2 2 sin 1 sin

o o

o

S SUCS UCS UCSUCS C

(2.102)

Thay phương trình (2.102), (2.99) vào phương trình (2.101)) ta có phương trình

đường bao vòng tròn Morh :

1 3oC (2.103)

b. Tỉ trọng dung dịch khoan gây ra khe nứt (fracture pressure)

Sử dụng lại công thức (2.82) ứng suất xung quanh giếng khoan trong phần 2.7.1 :

104

2( )cos 2 4 sin 2

2 ( )cos 2 4 sin 2

0

2( cos sin )

x y x y xy w

r w

zz z x y xy

r rz

z yz xz

p

p

(2.104)

Như ta định nghĩa ứng suất chính là ứng suất tại đó các thành phần ứng suất tiếp

bằng không. Nhưng công thức (2.104) thành phần 2( cos sin ) 0z yz xz nên

cần chuyển đổi các ứng suất về ứng suất chính để tiện tính toán và thành phần r wp

là một trong ba ứng suất chính, được biểu diễn như sau:

0 0

0 0

0 0

r

a

b

(2.105)

Trong đó:

2 2 1/2

2 2 1/2

1 1( ) [ ( ) ]

2 4

1 1( ) [ ( ) ]

2 4

a zz z zz

b zz z zz

(2.106)

Thành giếng khoan tao khe nứt khi ứng suất chính nhỏ nhất vượt qua độ bền căng

giãn To và ở đây ta chọn ứng suất nhỏ nhất là σ3 = σb vì áp lực cột dung dịch khoan lớn

để giữa ổn định giếng:

'

3 3 p oP T (2.107)

Hay

2 2 1/2

3

1 1' ( ) [ ( ) ]

2 4zz z zz p oP T

(2.108)

Thường độ giãn nở của đất đá rất thấp nên To xem như bằng không. Cho nên

phương trình (2.108) trở thành:

2 2 1/2( ) [4 ( ) ] 2zz z zz P

(2.109)

Thay phương trình (2.104) vào phương trình (2.109) ta được:

105

2

2( )cos 2 4 sin 2 ...

4( cos sin )

(2( )cos 2 4 sin 2 )

w x y x y xy p

yz xz

z x y xy p

P P

v P

(2.110)

Trong phương trình (2.110) còn một ẩn ta chưa biết là θ, mà tại đó áp suất gây vỡ

vỉa là nhỏ nhất. Lấy đạo hàm của Pw theo θ để tìm giá trị của θ tại đó Pw đạt cực trị.

0wdP

d

(2.111)

c. Tỉ trọng gây ra sập lở thành hệ (Breakout)

Trong trường hợp giếng bị sập lỡ thì áp suất cột dung dịch khoan là nhỏ nhất và

ứng suất tiếp là lớn nhất , 1 2 3 tương ứng với a b r :

2 2 1/2

1

2 2 1/2

2

3

1 1( ) [ ( ) ]

2 4

1 1( ) [ ( ) ]

2 4

a zz z zz

b zz z zz

r

(2.112)

Thay phương trình (2.112) vào phương trình (2.103) ta được:

( )a p o r pP C P

(2.113)

Giải phương trình (2.113) theo Pw ta tìm được áp suất cột dung dịch gây ra

breakout:

2

2 2 2 2

2

(2Lq )

2(q )

(2Lq ) 4(q )( )

2(q )

zz zz

zz zz zz zz z

L q KMPw

q

L q qM q M L L LM

q

(2.114)

Trong đó :

22 2tan ( / 4 / 2) 1q K

2( )cos 2 4 sin 2

o o

x y x y xy

L P UCS K P

M

(2.115)

Trong giếng thẳng đứng với thành phần ứng suất ngang là bằng nhau theo mọi

hướng h const , và thành phần ứng suất tiếp bằng không, ba thành phần ứng suất

chính lần lượt là:

106

2

r w

h w

zz v

P

P

(2.116)

Ta xét trường hợp thứ nhất zz r khi đó, ứng suất chính lớn nhất là

và ứng suất chính nhỏ nhất là r . Vậy giếng sẽ bị break out khi:

2'' tanrUCS

(2.117)

Thay các giá trị của và r từ công thức (2.104) vào công thức (2.117) ta có tỷ

trọng dung dịch khoan gây nên phá hủy cắt trong giếng khoan thẳng đứng với ứng suất

ngang bằng nhau theo mọi hướng là:

2

2

2 (tan 1) 2( )

1 tan 1 tan

h p h p

w p

P UCS P UCSP P

(2.118)

Tương tự, ta thay đổi giả thiết về mối tương quan giữa ba ứng suất chính, ta sẽ có

6 trường hợp được cho trong bảng dưới đây:

Bảng 2.4: Tỷ trọng dung dịch gây nên break out trong giếng đứng với giá trị ứng

suất ngang không đổi

Với Pf = Pp là áp suất lỗ rỗng

107

Theo lý thuyết, ta có 6 trường hợp được cho như bảng trên, nhưng trong thực tế

các trường hợp d, e và f thường không tồn tại do σv luôn lớn hơn Pw vì vậy σz luôn lớn

hơn σz

Trong trường hợp giếng có quỹ đạo bất kì với góc nghiêng là i và góc phương vị

với độ lớn ứng suất ngang không bằng nhau theo các hướng H h

2.9.2. TIÊU CHUẨN TRESCA

Tiêu chuẩn Tresca hay còn gọi là tiêu chuẩn ứng suất cắt lớn nhất ( the maximum

shear stress criteion). Nó được đề xuất bởi Henri Eduard Tresca, ông đã nói rằng sự

phá huỷ sẽ xảy ra nếu ứng suất cắt tác động bất kỳ mặt nào trên đá đạt đến giá trị tiêu

chuẩn τmax :

max minmax

2

(2.119)

Trong đó: max , min là các ứng suất chính lớn nhất và nhỏ nhất. Do đó, tiêu chuẩn

Tresca là (Jaegar et al. 2007):

1 3 32 2c UCS (2.120)

Trong đó :

2 cos2 tan(45 )

2 1 sinc

UCSUCS

(2.121)

Các thành phần ứng suất chính sử dụng trong tiêu chuẩn Tresca cũng giống như

Tiêu chuẩn Morh-Coulomb :

2 2 1/2

1

2 2 1/2

2

3

1 1( ) [ ( ) ]

2 4

1 1( ) [ ( ) ]

2 4

a zz z zz

b zz z zz

r

(2.122)

Thay phương trình (2.122) vào phương trình (2.121) và giải phương trình theo Pw

ta được áp suất sập lỡ thành hệ:

2 2 2

(0.25 0.5 1.5 )

(0.25 0.5 1.5 ) 2( 4 2 2 )

z

z z z z

Pw M UCS

M UCS M UCS UCS UCSM

(2.123)

108

Trong đó:

2( )cos2 4 sin 2x y x y xyM (2.124)

Trong giếng thẳng đứng với thành phần ứng suất ngang là bằng nhau theo mọi

hướng h const , và thành phần ứng suất tiếp bằng không, ba thành phần ứng suất

chính lần lượt là:

2

r w

h w

zz v

P

P

(2.125)

Ta xét trường hợp thứ nhất zz r khi đó, ứng suất chính lớn nhất là và

ứng suất chính nhỏ nhất là r . Vậy giếng sẽ bị break out khi:

' '

r c

(2.126)

Thay các giá trị của từ công thức (2.125) vào công thức (2.126) ta có tỷ

trọng dung dịch khoan gây nên phá hủy cắt trong giếng khoan thẳng đứng với ứng suất

ngang bằng nhau theo mọi hướng là:

2( )cos 2 4 sin 2

2

x y x y xy c

wP

(2.127)

Trong trường hợp thứ hai Z r , ứng suất chính lớn nhất là Z và ứng

suất chính nhỏ nhất là r , vậy giếng bị break out khi:

' '

z r c

(2.128)

Hay:

[2( )cos2 4 sin 2 ] ( )z x y xy p w p cP P P

(2.129)

Vậy tỷ trọng dung dịch gây ra break out là:

[2( )cos2 4 sin 2w z x y xy cP

(2.130)

Trường hợp thứ 3 Z r , ứng suất chính lớn nhất khi đó là Z và ứng suất

chính nhỏ nhất là . Vậy giếng bị break out khi:

109

' '

z c

(2.131)

Hay:

[2( )cos 2 4 sin 2 ]

( 2( )cos 2 4 sin 2 )

z x y xy p

x y x y xy w p c

P

P P

(2.132)

Vậy tỷ trọng dung dịch khoan gây ra hiện tượng break out là :

[2( )cos 2 4 sin 2 ]

2( )cos 2 4 sin 2

w c z x y xy

x y x y xy

P

(2.133)

Từ ba trường hợp trên ta có bảng tỷ trọng dung dịch khoan có khả năng gây ra

hiện tượng break out thể hiện trong bảng sau:

Bảng 2.5 Tỷ trọng dung dịch khoan gây ra break out theo tiêu chuẩn Tresca

TH 1 2 3 Tỉ trọng gây breakout

a z r

2( )cos 2 4 sin 2

2

x y x y xy c

wP

b z r

[2( )cos2 4 sin 2w z x y xy cP

c z r

[2( )cos 2 4 sin 2 ]

2( )cos 2 4 sin 2

w c z x y xy

x y x y xy

P

2.9.3. TIÊU CHUẨN LADE CẢI TIẾN [20]

a. Công Thức

Tiêu chuẩn Lade (Lade 1977) là tiêu chuẩn phá hủy ba chiều áp dụng cho vật liệu

ma sát không có cố kết như đất dạng hạt. Và có công thức sau :

3

1 1

3

27

m

a

I I

I P

(2.134)

Trong đó : m và là hằng số vật liệu, Pa là áp suất khí quyển.

Và tiêu chuẩn Lade cải tiến được phát triển bởi Ewy (1999) dựa trên tiêu chuẩn

cũ và ông đã cho m = 0 và ứng dụng trên cả vật liệu có kết, S liên quan đến độ cố kết

của đất đá và là hệ số ma sát trong. Công thức như sau :

110

3

1

3

'27

'

I

I

(2.135)

Trong đó:

'

1 1 1 2 1 3 1

'

3 1 1 2 1 3 1

( ) ( ) ( )

( ).( ).( )

p p p

p p p

I S P S P S P

I S P S P S P

(2.136)

S và có quan hệ với độ cố kết So và góc ma sát trong Φ của Morh-Coulomb

như sau :

1

2

1 tan( )

tan 2 tan

4(tan ) (9 7sin )

1 sin

o oS S UCSS

2( )cos2 4 sin 2

2 ( )cos2 4 sin 2

0

2( cos sin )

x y x y xy w

r w

zz z x y xy

r rz

z yz xz

p

p

(2.137)

Lade cải tiến dự đoán và mô tả các vấn đề liên quan đến ổn định thành giếng

khoan với sự có mặt của ứng suất chính thứ 2, tiêu chuẩn Morh Coulomb không tính

toán đến thành phần này.

b. Tính toán tỉ trọng gây breakout

Bước đầu tiên trong tính toán tỉ trọng mùn khoan để ngăn sự bất ổn giếng khoan

là chuyển từ ứng suất tại chỗ về hệ trụ tọa độ của giếng và các phương trình trong

phần 2.7. Chúng ta giả sử rằng các ứng suất tại chỗ được chuyển đổi để tính toán là :

, , , , ,x y z xy zy xz và trong đó z tác dụng dọc theo hướng của trục giếng khoan và

,x y trực giao với trục của giếng khoan.

111

Tại thành giếng khoan, hệ trục tọa độ trụ được sử dụng với các thành phần

, , ,r zz z . Thành phần ứng suất tiếp còn lại là bằng không trên thành giếng khoan.

Các ứng suất bất biến trong phương trình (2.136):

'

1 1 1 1

'

3 1 1 1

( ) ( ) ( )

( ).( ).( )

r p p zz p

r p p zz p

I S P S P S P

I S P S P S P

(2.138)

Các thành phần ứng suất r và phụ thuộc vào áp suất của giếng pw :

r w

w

p

M p

(2.139)

Trong đó, M được xác định theo phương trình bên dưới. Tiêu chuẩn Lade cải tiến

được viết lại như sau :

' ' 3

3 1( ) / ( 27)I I (2.140)

Vế bên phải của phương trình trên không phụ thuộc vào Pw, trong khi vế trái là

một phương trình bậc hai theo Pw. Và phương trình trên giải theo thuật toán sau :

Ta đặt

1

2

2 2

1 1

3

1

2( )cos 2 4 sin 2

4 (D )[A(M ) ]

(M 3 3 ) / (27 )

2 ( )cos 2 4 sin 2

z P

x y x y xy

z

p P z

z p

zz z x y xy

A S P

M

B AM

C B A S P S P

D S P n

(2.141)

Tỉ trọng trong giếng khoan tránh sự bất ổn định

0.5( ) / 2AWP B C

Đối với giếng thẳng đứng ta có các trường hợp như sau :

Thứ nhất, ta giả thiết z r khi đó ứng suất chính lớn nhất là và ứng

suất chính nhỏ nhất là r .

Thay các giá trị 1 2 3, , tương ứng với z r vào phương trình Lade cải

tiến ta được :

112

3

1

3

'27

'

I

I

(2.143)

Trong đó:

'

1 1 1 1

'

3 1 1 1

( ) ( ) ( )

( ).( ).( )

z r

z r

I S S S

I S S S

(2.144)

Vậy giếng sẽ bị break out khi :

3

1 1 1

1 1 1

[( ) ( ) ( )]27

( ).( ).( )

z r

z r

S S S

S S S

(2.145)

Tương tự, trường hợp thứ hai Z r , ứng suất chính lớn nhất là Z và ứng

suất chính nhỏ nhất là r .

Vậy giếng sẽ bị break out khi :

3

1 1 1

1 1 1

[( ) ( ) ( )]27

( ).( ).( )

zz r

zz r

S S S

S S S

(2.146)

Trường hợp thứ 3 Z r , ứng suất chính lớn nhất khi đó là Z và ứng suất

chính nhỏ nhất là . Vậy giếng bị break out khi:

3

1 1 1

1 1 1

[( ) ( ) ( )]27

( ).( ).( )

zz r

zz r

S S S

S S S

(2.147)

Vì trong ba trường hợp thì các giá trị z r tương ứng với 1 2 3, , là như

nhau nên ta chỉ có công thức tính giếng bị breakouts như sau:

3 3

1 1 1 1

1 1

1 1

[( ) ( ) ( )] (M 3 )( ).( )

( ).(27 ) ( ).(27 )

zz r zz

r

zz zz

S S S SS S

S S

(2.148)

Hay

3

1

1

1

(M 3 )(p ).(M p )

( ).(27 )

zz

w w

zz

SS S

S

(2.149)

Trong đó:

2( )cos2 4 sin 2x y x y xyA (2.150)

Suy ra giếng bị breakout khi:

113

21p (M 4 )

2w M B

(2.151)

Trong đó :

3

2 1

1 1

1

( 3 )B

( ).(27 )

zz

zz

M SMS S

S

(2.152)

114

CHƯƠNG 3: XÂY DỰNG MÔ HÌNH ĐỊA CƠ HỌC VÀ PHÂN TÍCH

ỔN ĐỊNH CHO GIẾNG KHOAN XX-3P CỦA MỎ Y BỒN TRŨNG

CỬU LONG

3.1. XÂY DỰNG MÔ HÌNH ĐỊA CƠ CHO GIẾNG XX-3P

3.1.1. Thông Số Đầu Vào

Quỹ Đạo Giếng Khoan

Hình 3.1 Quỹ đạo giếng XX-3P

Nhìn vào mặt cắt đứng của giếng, giếng được khoan thẳng đứng từ 0-500mTVD,

sau đó khoan xiên với góc nghiêng khoảng 11.5o và hướng 352

oN từ 500mTVD-

4259mTVD qua tất cả địa tầng của mỏ.

Đường Grama Ray (GR): được xây dựng từ số liệu đo log phóng xạ tự nhiên.

Giá trị Grama Ray dủng để tính nhiều thông số như thể tích sét (VCL), xác định tính

chất của đất đá (cát hay sét). Từ dữ liệu ta có giá trị Grama Ray từ 405 mTVD – 4185

mTVD.

Đường tỉ trọng (density – RhoGard): cũng giống như đường DTC và DTS,

đường tỉ trọng không đo được hết trên toàn bộ giếng chỉ có giá trị từ 3125m – 4190m.

115

Vì không có tỉ trọng trên toàn bộ giếng nên ta sử dụng mối quan hệ giữa tỉ trọng và

đường vận tốc (vel) thông qua hàm Garner để xây dựng được nhưng khoảng độ sâu

của giếng không có giá trị tỉ trọng thông qua phương trình:

Rho (g/cc) = 0.24(Vel)^0.25 (3.1)

Đường vận tốc (Vel): trích ra từ dữ liệu địa chấn và được đo trên toàn bộ giếng.

Đường vận tốc dùng để xây dựng các đường DTC, DTS tại những độ sâu không có giá

trị. Đường Vel cũng chính là đường Vp, và từ đó ta có thể suy ra đường DTC cho cả

giếng theo công thức (3.1)

Đường DTC và DTS là thời gian truyền sóng qua một đơn vị đất đá tương ứng

với sóng nén (Vp) và sóng cắt (Vs):

Vp (m/s) = 304878/DTC(us/ft) (3.2) Vs (m/s) = 304878/DTS(us/ft) (3.3)

Vì trong giếng khoan đang xét người ta chỉ đo DTC và DTS trong một khoảng

nhất định (3470m – 4247m) nên sẽ có những khoảng độ sâu không có giá trị. Vì vậy,

chúng ta xây dựng mối quan hệ giữa DTC và DTS (Hình3.1):

DTS = -51.9647+2.3308*DTC. (3.4)

116

Hình 3.2 Mối quan hệ giữa DTC và DTS

Tỷ lệ cát sét và thể tích sét VCL:

Tỷ lệ cát sét cũng như thể tích sét được tính toán từ Grama ray, và dựa vào địa

tầng thạch học từ địa chấn và mẫu mùn khoan thực tế.

log min

max min

GR GRVCL

GR GR

(3.5)

Trong đó: VCL là tỷ lệ cát sét

GRlog: giá trị Grama Ray từ đường log tại vị trí khảo sát.

GRmin: giá trị nhỏ nhất đọc trên đường log Grama Ray (vỉa 100% cát)

GRmax: giá trị lớn nhất đọc trên đường log Grama Ray (vỉa 100% sét)

XX-3P

DTC / DTS

40. 60. 80. 100. 120. 140.

DTC

40.

120.

200.

280.

360.

440.

DT

S

RMA: DTS = -51.9647 + 2.3308 * DTC R2= -0.1348

117

Hình 3.3 Các thông số địa vật lý giếng khoan

Các thông số tính chất cơ ý của đá: Các thông số đất đá gồm có UCS – độ

bền nén của đất đá, Hệ số Poisson, Modun Young, Hệ số góc ma sát trong, Modun

khối, Modun cắt, tất cả được xây dựng dựa trên các công thức thực nghiệm trong phần

2.4 và từ đường log đo được. Sau đó, dùng các mẫu lõi và thí nghiệm thực tế để hiệu

chỉnh kết quả chó phù hợp với thực tế.

118

Hình 3.4 Các thông số tính chất cơ lý của đá

Áp suất lỗ rỗng: ở đây xây dựng dựa theo phương pháp Eaton và dùng dữ liệu

từ Sonic theo công thức trong phần 2.5.1. Sau đó, hiệu chỉnh lại theo các điểm đo thực

tế.

Hình 3.5 Áp suất lỗ rỗng tính từ đường log sonic theo phương pháp Eaton

119

Các Tensor Ứng Suất ( v hmin Hmaxσ ,σ ,σ ): Ứng suất thẳng đứng xác định dựa vào

đường log mật độ theo công thức trong phần 2.5.2. Ứng suất lớn nhất và nhỏ nhất

được tính theo công thức lý thuyết phần 2.5.3 và 2.5.4. Sau đó, dùng các điểm do thực

từ các thí nghiệm LOT, XLOT, minifrac để kiểm tra và hiệu chỉnh kết quả.

Hình 3.6 Các tensor ứng suất tại chỗ ( , ,v h H )

120

Bảng 3.1 Bảng tóm tắt dữ liệu đầu vào cần thiết cho tính toán

STT THÔNG SỐ KÝ HIỆU ĐƠN VỊ

1 Độ sâu thực tế MD Mét (m)

2 Độ sâu thẳng đứng TVD Mét (m)

3 Ứng suất đứng v PSI, PPG

4 Ứng suất ngang nhỏ nhất h PSI, PPG

5 Ứng suất ngang lớn nhất H PSI, PPG

6 Độ bền nén đơn trục UCS PSI, PPG

7 Áp suất lỗ rỗng Pp PSI, PPG

8 Hệ số góc ma sát trong

Không thứ nguyên 9 Hệ số poison v

10 Hệ số biot

11 Góc phương vị của H H Độ

12 Góc phương vị của giếng Độ

13 Độ sâu mực nước biển Dsea

Mét (m) 14 Tọa độ Đông của giếng E

15 Tọa độ Bắc của giếng N

121

Hình 3.7 Ứng suất tại chỗ và thông số cho mô hình

3.1.2. Xây Dựng Mô Hình Địa Cơ Cho Giếng XX-3P Theo Các Ti u Chuẩn Bền

Sau khi tính toán các thông số đầu vào cần thiết cho mô hình. Sau đó, tính toán tỉ

trọng dung dịch khoan gây ra hiện tượng phá hủy sự ổn định giếng khoan và tính toán

cửa sổ mùn khoan theo các tiêu chuẩn.

Cửa sổ dung dịch khoan là khoảng chênh lệch giữa tỉ trọng dung dịch khoan cao

nhất và thấp nhất có thể chấp nhận được và giữa giếng khoan không bị phá hủy.

Biên dưới của cửa sổ mùn khoan là giá trị lớn nhất của hai đường: đường áp suất

sập lở thân giếng (borehole collapse pressure) và đường áp suất lỗ rỗng (pore

pressure). Nếu tỉ trọng dung dịch thấp hơn giời hạn dưới này thì thân giếng sẽ bị sập lở

theo phương h . Biên trên là đường h ứng suất nhỏ nhất theo phương ngang. Nếu tỉ

trọng dung dịch cao hơn giới hạn trên giếng sẽ nứt vỡ theo hướng H .

Bảng 3.2 Tỉ trọng mùn khoan chiều sâu chân đế ống chống thiêt kế.

122

Độ Sâu (mMD) Ống chống (inch) Tỉ trọng (ppg)

0 – 2028 13 3/8 - Intermediate 9.6 – 10

2028 - 3127 9 5/8 - Intermediate 10 - 12.5

3127 -3833 7 - Liner 12.5 – 14.38

3833 - 4259 4 ½ - Production 14.38 – 14.86

3.1.2.1 Tiêu Chuẩn Morh-Coulomb

Theo công thức tính toán áp suất sập lỡ thành hệ trong phần 2.9, ta xây dựng áp

suất sập lỡ thành hệ bằng excel và phần mềm thương mại, dựa vào hình 3.8 ta thấy

rằng giữa phần mềm và excel cho ra kết quả rất giống nhau với hệ số tương quan

99.99%.

Nhìn vào cửa sổ mùn khoan hình 3.9, ta thấy biên dưới của mùn khoan lớn hơn tỉ

trọng mùn khoan, nên theo tiêu chuẩn này chưa chính. Nhiều độ sâu như tại vị trí

100mTVD và 2000mTVD biên dưới lớn hơn tỉ trọng mùn khoan thiết kế, nên theo tiêu

chuẩn Morh và tỉ trọng trên thì giếng sẽ không ổn định.

Hình 3.8 Mối tương quan áp suất sập lỡ thành hệ được xây dựng bằng tay trên

excel và phần mềm theo tiêu chuẩn Morh-Coulomb.

123

a) Excel b) Phần mềm

Hình 3.9 Cửa sổ mùn khoan được xây dựng trên excel (a) và phần mềm (b) theo tiêu

chuẩn Morh-Coulomb

3.1.2.2 Tiêu Chuẩn Tresca

Tương tự như tiêu chuẩn Morh-Coulomb, tiêu chuẩn Tresca cũng không sử dụng

ứng suất chính thứ hai. Và biên dưới của cửa sổ mùn khoan cũng được xây dựng theo

công thức phần 2.9. Nhìn vào hình 3.10 ta thấy rằng xây dựng bằng excel và phẩn

mềm hoàn toàn chính xác, hệ số tương quan 100%.

124

Hình 3.10 Mối tương quan áp suất sập lỡ thành hệ được xây dựng trên excel và

phần mềm theo tiêu chuẩn Tresca.

Cửa sổ mùn khoan của tiêu chuẩn Tresca được xây dựng trong hình 3.11 , nhưng

có những khoảng độ sâu giếng không ổn định biên dưới vượt tỉ trọng thiết kế. Tại vị trí

3888mTVD biên dưới cao vượt trên tỉ trọng thiết kế và trên cả biên trên nên theo tiêu

chuẩn Tresca để xây dựng cửa sổ mùn khoan là không hợp lý.

125

Hình 3.11 Cửa sổ mùn khoan được xây dựng trên excel và phần mềm theo tiêu

chuẩn Tresca

3.1.2.3 Tiêu Chuẩn Lade Cải Tiến

Trong tiêu chuẩn Morh-Coulomb và Tresca không sử dụng thành phần ứng suất

chính thứ hai, tiêu chuẩn Lade cải tiến sử dụng tới thành phần thứ hai để xây dựng

biên dưới cửa sổ mùn khoan theo công thức phần 2.9. Hình 3.12 thể hiện mối tương

quan biên dưới cửa sổ mùn khoan được xây dựng theo phần mềm và excel là chính xác

100%.

Hình 3.12 Mối tương quan áp suất sập lỡ thành hệ được xây dựng trên excel và

phần mềm theo tiêu chuẩn Lade cải tiến.

126

Cửa sổ mùn khoan trong tiêu chuẩn Lade cải tiến trong hình 3.13 an toàn cho

giếng, không có vị trí gây bất ổn định theo tỉ trọng thiết kế nên ta chọn tiêu chuẩn Lade

cải tiến để phân tích ổn định giếng khoan.

Hình 3.13 Cửa sổ mùn khoan được xây dựng trên excel (trái) và phần mềm (phải)

theo tiêu chuẩn Lade cải tiến

3.2. ỨNG DỤNG VÀO PHÂN TÍCH ỔN ĐỊNH GIẾNG XX-3P

Sau khi chọn tiêu chuẩn phù hợp và xây dựng cửa sổ mùn khoan hợp lý, ta bắt

đầu phân tích ổn định cho giếng khoan và lựa chọn chiều sây ống chống cũng như

hướng khoan để giếng không bị sự cố.

Tỉ trọng dung dịch khoan cần thiết cho quá trình khoan tại mỗi đoạn giếng nhằm

hai mục đích: Tỉ trọng dung dịch đủ lớn, cân bằng áp suất vỉa để ngăn ngừa sụp lỡ

thành giếng và tỉ trọng dung dịch không quá lớn để gây ra nứt vỉa.

127

Hình 3.14 Cấp ống chống, quỹ đạo và cửa sổ mùn khoan cho giếng XX-3P

Đoạn giếng 0 – 2028mMD - Ống chống 13 3/8”

Nhìn vào hình 3.14 ta thấy biên dưới của cửa sổ an toàn rất giống với kết quả

thiết kế. Trong đoạn giếng từ 0 -2028mMD giá trị thiết kế ban đầu là 9.6 – 10ppg, sau

khi tính toán ta đưa ra cửa sổ mùn khoan an toàn và tránh sụp lỡ là 9.7 -12ppg do lớp

sét yếu hơn lớp cát kết trong hệ tầng BII - Côn Sơn (hình 3.15) .

Trong đoạn giếng này hướng khoan tối ưu nhất là hướng Đông Tây theo phương

Shmin, theo hướng này cửa sổ mùn khoan lớn nhất đạt tới góc nghiêng 60o. Và tỉ trọng

mùn khoan không thay đổi nhiều khi góc phương vị thay đổi, ngược lại, góc nghiêng

càng lớn thì cửa sổ mùn khoan càng nhỏ. (hình 3.16)

128

Hình 3.15 Tỉ trọng mùn khoan chai thành 4 cấp

Hình 3.16 Ảnh hưởng của góc nghiêng và góc phương vị đến cửa sổ mùn khoan tại

1828mMD

129

Hình 3.17 thể hiện áp suất sụp lở thành hệ (borehole collapse pressure) tại tất cả

hướng khoan vào thành hệ. Trong đó, chấm trắng là vị trí khoan và mũi tên đen là

hướng của SHmax.

Tại độ sâu 1828mMD, giếng có góc phương vị 342o và góc nghiêng là 11

o và giá

trị áp suất sụp lỡ thành hệ là 8.49ppg, hướng khoan theo hướng BắcTây Bắc. Nhưng ta

thấy giá trị áp suất sụp lỡ thành hệ thấp nhất là 7.85ppg theo hướng Shmin và tại góc

nghiêng 60o. Trong khi giếng đứng thì áp suất sụp lỡ thành hệ là 8.37ppg.

Hình 3.17 Ảnh hưởng của góc nghiêng và góc phương vị đến sập lở thành hệ tại

1828mMD

Đoạn giếng 2028 - 3127mMD - ống chống 9 5/8”

Trong đoạn giếng thứ hai từ 2028 - 3127mMD tỉ trọng thiết kế ban đầu là 10-

12.5ppg, cũng tương tự như đoạn giếng trên lớp sét có biểu hiện yếu hơn lớp cát kết

trong hệ tầng D – Trà Tân, sau khi tính toán thì giá trị cho cửa sổ an toàn là 10.67-

12.7ppg (Hình 3.15). Tương tự như đoạn giếng trước, cửa sổ mùn khoan thay đổi theo

góc phương vị không lớn nhưng góc nghiêng càng lớn thì cửa sổ mùn khoan nhỏ lại,

cụ thể là cửa sổ mùn khoan lớn nhất khi góc nghiêng bằng 0 – giếng đứng và giảm

xuống nhỏ nhất khi góc nghiêng là 90o hay giếng ngang. (hình 3.18)

130

Hình 3.18 Ảnh hưởng của góc nghiêng và góc phương vị đến cửa sổ mùn khoan tại

2978mMD

Tại độ sâu 2978mMD, góc nghiêng 12o và góc phương vị là 358

oN giá trị áp suất

sụp lỡ thành hệ là 8.89ppg. Trong khi ở cùng độ sâu, thân giếng thẳng đứng có áp suất

sụp lở thành hệ là 8.79ppg (hình 3.19)

Hình 3.19 Ảnh hưởng của góc nghiêng và góc phương vị đến cửa áp suất sập lỡ tại

2978mMD

Đoạn giếng 3127-3833mMD - ống chống lửng 7”

Trong đoạn giếng 3127-3833mMD tỉ trọng thiết kế ban đầu là 12.5 – 14.38ppg,

nhưng do trong đoạn giếng này là kết thúc kết thúc tập D và qua tập E sét nên cửa sổ

mùn khoan sau khi tính toán cửa sổ an toàn là 14.14 – 14.79ppg (Hình 3.20). Và góc

131

phương vị trong đoạn giếng này không ảnh đến cửa sổ mùn khoan, góc nghiêng càng

lớn thì cửa sổ mùn khoan càng nhỏ, nếu góc nghiên dưới 15o

thì không ảnh hưởng và

nếu lớn hơn 15o thì cửa sổ mùn khoan sẽ hẹp lại. Vị trí góc nghiêng 11

o và góc phương

vị 355oN thì giá trị cửa sổ mùn khoan là 3.03ppg

Hình 3.20 Ảnh hưởng của góc nghiêng và góc phương vị đến cửa sổ mùn khoan tại

3721mMD

Tại độ sâu 3721mMD, với góc nghiêng và phương vị như trên thì áp suất sập lỡ

thành hệ là 12.64ppg, cho nên cần tỉ trọng cần thiết kế tỉ trọng cao hơn để giữa ổn định

giếng khoan. Trong khi đó cùng độ sâu nhưng trong giếng đứng thì áp suất sụp lở

thành hệ là 12.59ppg.

Hình 3.21 Ảnh hưởng của góc nghiêng và góc phương vị đến áp suất sập lở tại

3721mMD

132

Đoạn giếng 3833 – 4239mMD - ống chống khai thác 4 ½”

Và đoạn giếng còn lại từ 3833 – 4239mMD (Hình 3.15), vỉa cát kết tập E sand

trong hệ tầng Trà Cú sản lượng suy giảm và vỉa sang khai thác. Vì vậy, độ lớn ứng

suất ngang nhỏ nhất cũng thấp hơn so với điều kiện ban đầu và khi khoan qua đây với

khối lượng lớn lớp phủ bên trên có thể dẫn tới kẹt cần do chênh áp. Để ngăn sự bất ổn

các lớp đá phiến sét tỉ trọng trong đoạn giếng này là 14.54 – 15.7ppg.

Hình 3.22 Ảnh hưởng của góc nghiêng và góc phương vị đến cửa sổ mùn khoan tại

4177mMD

Trong đoạn giếng này ta xét tại độ sâu 4177mMD cửa sổ mùn khoan lớn nhất tại

giếng đứng và nhỏ nhất cho giếng ngang (hình 3.22, bên phải và phía trên). Trong khi

đó, góc phương không ảnh hưởng nhiều đến cửa sổ mùn khoan (hình 3.22, bên phải và

phía dưới). Tại vị khoan có góc nghiêng là 11o và góc phương vị là 358

oN thì giá trị

cửa sổ mùn khoan là 3.15ppg.

Cũng tại độ sâu đó, 4177mMD, với góc nghiêng 11o cố định góc phương vị thay

đổi thì giá trị áp suất sụp cũng không thay đổi nhiều (hình 3.23, bên phải và phía

dưới), nhưng tại góc phương vị là 357oN thì góc nghiêng càng lớn thì áp suất sụp lở

thành hệ thay đổi nhiều (hình 3.23, bên phải và phía trên). Trong giếng đứng tỉ trọng

dung dịch gây sụp lở thành hệ là 12.64ppg. Nhưng tại góc nghiêng 30o theo hướng

Shmin áp suất sụp lỡ thành hệ nhỏ nhất là 12.47ppg

133

Hình 3.23 Ảnh hưởng của góc nghiêng và góc phương vị đến áp suất sập lở tại

4177mMD

Bảng 3.3 Tóm tắt các kết quả sau khi phân tích từng đoạn giếng.

Đoạn Giếng, mMD 0 – 2028 2028 – 3127 3127 – 3833 3833 – 4239

Ống chống, inch 13 3/8 9 5/8 7 4 ½

Độ sâu xét, mMD 1828m 2978m 3721m 4177m

Góc phương vị, độ 341 358 355 358

Góc Nghiêng, độ 11 12 11 11

Áp suất sụp lở giếng

nghiêng, ppg 8.49 8.89 12.64 12.7

Áp suất sụp lở giếng

đứng, ppg 8.37 8.79 12.59 12.47

Biên dưới dung dịch

khoan, ppg 9.7 10.67 14.14 14.54

Biên trên dung dịch

khoan, ppg 12 12.7 14.79 15.7

Cửa sổ dung dịch

khoan an toàn, ppg 2.3 2.03 0.65 1.16

Cửa sổ dung dịch

khoan, ppg 4.68 4.23 3.03 3.15

134

3.3. ĐÁNH GIÁ RỦI RO (QRA)

Đánh giá rủi ro (QRA – Quantitative Risk Assessment) là mô phỏng Monte-

Carlo thể hiện mối quan hệ giữa tỉ trọng mùn khoan, quỹ đạo giếng khoan và sự bất ổn

giếng khoan. QRA được nhắc tới bởi Ottesen, Zheng et al (1999) và Moss, Peska et al

(2003), QRA cho phép chung ta xem xét sự không chắc của các thông số ảnh hưởng

đến ổn định giếng khoan và đưa ra tỉ trọng mùn khoan để giếng khoan ổn định.

Biểu đồ phân bố xác suất khoan thành công (hình 3.24) với cửa sổ mùn khoan

được xác định là nhỏ nhất (đường màu xanh) có thể ngăn breakout và (lớn nhất đường

màu đỏ) để tránh nứt vỡ thành hệ mất tuần hoàn dung dịch. Thanh ngang thể hiện

khoảng tỉ trọng mùn khoan với xác suất 90% độ chắc chắn tránh sụp lở thành hệ và

mất tuần hoàn dung dịch. Đó là do, lớn 90% độ chắn chắn để tránh sụp lở thì tỉ trọng

mùn khoan phải trên 11.19ppg (chẳng hạn tỉ trọng mùn khoan là 11.27 sẽ cho 95% độ

chắn chắn tránh sụp lở thành hệ). Đồng thời, xác suất 90% độ chắc chắn để tránh mất

tuần hoàn dung dịch với mùn khoan nhỏ hơn 12.15ppg (chẳng hạn tỉ trọng mùn khoan

11.99ppg thì ít nhất 97% độ chắc chắn để tránh mất tuần hoàn dung dịch). Kết quả

phân tích này nói khả năng ổn định giếng tối ưu có thể đạt được khi sử dụng tỉ trọng

mùn khoan gần với biên dưới và chỉ ra ít có khả năng mất dung dịch khi ECD dưới

12.15ppg

135

Hình 3.24 Đánh giá rủi ro và thành công trong đoạn giếng 2028 -3127mMD

Biểu đồ độ nhạy (Hình 3.25) thể hiện độ nhạy của các thông số đầu vào. Độ bền

của đá luôn luôn là yếu tố quan trọng trong trường hợp khoang dưới cân bằng, trong

trường hợp khác, độ lớn của các ứng suất chính hay áp suất lỗ rỗng có thể rất quan

trọng. Độ lớn của ứng suất thẳng đứng rất quan trọng trong giếng ngang, nhưng ít quan

trọng trong giếng đứng. Nếu giếng ngang được khoan theo hướng SHmax thì độ lớn của

nó ít ảnh hưởng đến của sổ mùn khoan và ngược lại, độ lớn của SHmax luôn luôn quan

trọng trong ổn định giếng khoan đứng, nhưng hướng của nó thì không. Trong giếng

nghiêng thì cả độ lớn và hướng thì luôn luôn quan trọng. Thông số tác động nhiều nhất

đến tỉ trọng dung dịch là SHmax và Pp.

136

Hình 3.25 Biểu đồ phân bố độ nhạy các thông số đầu vào.

Bảng 3.4 Tóm tắt kết quả đánh giá các đoạn giếng khác

Đoạn giếng 13 3/8 9 5/8 7 4 ½

Độ sâu, mMD 0 – 2028 2028 – 3127 3127 – 3833 3833 – 4239

Xác suất khoan

thành công 91% 90% 70% 76%

Tỉ trọng dung

dịch, ppg 10.46 – 11.51 11.19 – 12.14 14.28 – 14.67 14.96 – 15.23

Thông số ảnh

hưởng nhiều

nhất đến tỉ

trọng dung

dịch khoan

Azimuth SHmax,

SHmax SHmax, Pp SHmax, Pp SHmax, Pp

Khoảng lựa chọn tỉ trọng dung dịch khoan thu hẹp nếu xét ảnh hưởng của ECD

là 0.25ppg và Swab = -0.25ppg, riêng khoảng 7 không xét ảnh hưởng của Swab và

ECD do cửa sổ dung dịch rất hẹp. Các thông số nhạy cảm nhất ảnh hưởng tỉ trọng

dung dịch khoan tùy tuần khoản khoan. Nhưng nhìn chung SHmax và Pp là ảnh hưởng

nhiều nhất.

137

CHƯƠNG 4: KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ

4.1. KẾT LUẬN

Công tác khoan một giếng khoan dầu khí luôn tiêu tốn rất nhiều tiền bạc và công

sức, thậm chí có thể gây ra rất nhiều rủi ro, gây hại cho con người và môi trường. Đặc

biệt, bồn trũng Cửu Long lại là khu vực có cấu tạo địa chất phức tạp với nhiều loại

thành hệ khác nhau, áp suất thành hệ cao. Vì vậy, việc lập kế hoạch cụ thể và chi tiết

cho một giếng khoan trước khi tiến hành ngoài thực địa là rất quan trọng.

Trong quá trình nghiên cứu, công trình này đã trình bày những hiểu biết vế quá

trình xây dựng mô hình địa cơ học để tính toán ổn định cho các giếng khoan tại một

khu vực mỏ ngoài khơi Viêt Nam. Công trình cũng trình bày quá trình minh giải tài

liệu đo log, tính toán các thông số để thiết kế cửa sổ mùn khoan: xây dựng đường tỷ

trọng đất đá từ đường log sonic, các thông số đàn hồi ( oung, K, B, G), độ bền đất đá

UCS, góc ma sát trong, dự đoán áp suất lỗ rỗng và tính toán ứng suất tại chỗ, trạng thái

ứng suất xung quanh thành giếng khoan, nhẳm mục đích xây dựng mô hình địa cơ học

để tính toán tỷ trọng mùn khoan gây mất ổn định cho thành giếng. Công trình đã xây

dựng được các công thức tính toán biên dưới của cửa sổ mùn khoan theo các tiêu

chuẩn bền khác nhau, và đưa ra tiêu chuẩn phù hợp cho khu vực, kết quả này có thể áp

áp dụng cho tính toán các giếng mới.

Đối với khu vực mỏ Y trên thềm lục địa Việt Nam, có rất nhiều cấn đề nan giải

và phức tạp khi khoan, liên quan đến địa chất và dị thường áp suất. Việc tính toán của

sổ mùn khoan chính xác sẽ làm giảm rủi ro khi khoan. Do đó, công trình đã đưa ra

cách tính cửa sổ mùn khoan cho phù hợp dựa vào tiêu chuẩn bền của đá như Lade cài

tiến, Tresca, Morh-coulomb bằng Microsoft Excel và kiểm tra lại bằng phần mềm thì

kết quả cho tương quan 100%. Nếu ta sử dụng biên dưới cửa sổ mùn khoan là áp suất

lỗ rỗng thì có những đoạn khoan sẽ gây ra sự cố nguyên nhân là do chưa xem xét đến

áp suất gây sụp lỡ, cho nên biên dưới cửa sổ mùn khoan là giá trị lớn nhất của áp suất

lỗ rỗng và áp suất sập lỡ.

138

Qua kết quả phân tích và xây dựng cửa sổ mùn khoan theo ba tiêu chuẩn bền thì

ta thấy tiêu chuẩn Lade cải tiến là phù hợp nhất và đưa ra kết quả chính xác nhất vì

tiêu chuẩn này có tính tới ứng suất chính thứ hai. Theo bảng 3.4, sau khi áp dụng mô

hình địa cơ thì cửa sổ mùn khoan được tối ưu và xác suất khoan thành công rất cao.

Dựa vào đây, ta có thể xây dựng mô hình địa cơ cho các giếng chưa khoan lân cận

được chính xác hơn

4.2. KIẾN NGHỊ

Trong công trình này, còn nhiều hạn chế về thời gian, số liệu đầu vào chưa có

nhiều. Cần thường xuyên cập nhật dữ liệu đầu vào cho chính xác để xây dựng cửa sổ

mùn khoan thật chính xác và phù hợp với thực tế.

Qua công trình ta thấy nhiều thông số đầu vào còn chưa chắc chắn đúng với thực

tế như Ứng suất chính lớn nhất, áp suất lỗ rỗng, độ bền đất đá,… do đó, ta cần phải có

nhiều dữ liệu thực tế như mẫu lỗi, các thí nghiệm,…để hiệu chỉnh sau cho sát với thực

tế.

Các kết quả từ phân tích vá đánh giá có thể áp dụng vào thực tế cho các giếng

mới và kiểm tra giếng đã khoan.

Công trình chưa xét đến ảnh hưởng của nhiệt độ, dị thường áp suất, và các đứt

gãy trong quá trình xây dựng mô hình địa cơ học. Vì vậy, để tăng tính an toàn và khả

năng thành công cho giếng khoan, cần phải đưa vào những ảnh hưởng của các yếu tố

bên ngoài lên trường ứng suất trong quá trình tính toán.

139

TÀI LIỆU THAM KHẢO

[1] E. FJÆR, R.M.HOLT,P.HORSRUD, (2008). Petroleum Related Rock Mechanics

2nd

Edition. Elsevier, 469pps

[2] Jincai Zhang, (2011). Pore pressure prediction from well logs: methods,

modifications, and new approaches. Earth – Science Reviews, 108, p. 50-63

[3] Mark David Zoback, (2007). Reservoir Geomechanics, New York, Cambrige

University Press, 449pps

[4] Nguyen Thi Thanh Binh, Tomochika Tokunaga, Neil R. Goulty, Hoang Phuoc

Son, Mai Van Binh, (2011). Stress state in the Cuu Long and Nam Con Son

basins, offshore Vietnam. Marine and Petroleum Geology, 28, 973-979

[5] Nguyen Thi Thanh Binh, Tomochika Tokunaga, Hoang Phuoc Son, Mai Van Binh,

(2007). Present-day stress and pore pressure fields in the Cuu Long and Nam Con

Son Basins, offshore Vietnam., Marine and Petroleum Geology, 24, 607–615

[6] Ayon K. Dey and Robert R. Stewart, (1997). Predicting density using Vs and

Gardner’s relationship. CREWES Research report, Voulume 9

[7] M. D. Zoback, C.A. Barton, M. Brudy, D.A. Castillo, T. Finkneiner, B.R.

Grollimund, D.B. Moos, P. Peska, C.D. Ward, D.J. Wiprut, (2003). Determination

of stress orientation and magnitude in deep wells., International Journal of Rock

Mechanics & Mining Sciences, 40, 1049–1076.

[8] Weiren Lin, Koji Yamamoto, Hisao Ito, Hideki Masago, and Yoshihisa Kawamura,

July 2008. Estimation of Minimum Principal Stress from an Extended Leak-off

Test Onboard the Chikyu Drilling Vessel and Suggestions for Future Test

Procedures. Drilling Sciences, No 6, 43 – 47.

[9] William L. Power, Toru Sana, Kiam Chai Ooi, David Castillo, Marian Magee,

Katharine Burgdorff (2010). In situ Stress and Rock Strength in Rang Dong Field -

Off Shore Vietnam - Implications for Drilling in Basement Rocks. IADC/SPE

13573.

[10] Pham Tri Dung, (2014). A Geomechanical Model And It’s Application In The

Reservoir.

[11] Bernt S. Aadnøy, Reza Looyeh, (2010). Petroleum Rock Mechanics: Drilling

Operations And Well Design. Elsevier, 350pps

[12] Lộc, Dương Tấn (2014). Phân tích và đánh giá hiệu quả giếng khoan phát triển

mỏ RD trong điều kiện địa chất phức tạp bồn trũng Nam Côn Sơn. Luận Văn

Thạc Sĩ. Đại Học Bách Khoa Tp.HCM

[13] Sơn, Hoàng Văn (2014). Phân Tích Ảnh Hưởng Của Trường Ứng Suất Đến Sự

Ổn Định Của Giếng Khoan. Luận văn đại học. Đại Học Bách Khoa Tp.HCM .

[14] Thắng, Hoàng Văn (2014). Ứng Dụng Mô Hình Địa Cơ Học Trong Phân Tích Ổn

Định Thành Giếng Khoan. Luận văn đại học. Đại Học Bách Khoa Tp.HCM .

140

[15] San, Ngô Thường (2007). Địa Chất Và Tài Nguyên Dầu Khí Việt Nam.

[16] Abbas Khaksar Manshad, H. Jalalifar, M. Aslannejad (2014). Analysis of vertical,

horizontal and deviated wellbores stability by analytical and numerical methods.

Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 359-369.

[17] S. Li, C. Purdy, (2010). Maximum Horizontal Stress and Wellbore Stability

While Drilling: Modeling and Case Study. SPE 139280.

[18] A.M. Al-Ajmi, R.W. Zimmerman (2006). Stability analysis of vertical boreholes

using the Mogi–Coulomb failure criterion , International Journal of Rock

Mechanics & Mining Sciences, 43, 1200–1211

[19] Ta Quoc Dung, Duong Tan Loc, Trinh Van Lam, Nguyen Van Thuan (2014).

Using Geomechanics Model For Analyzing And Evaluating Wellbore Stability

For Development Wells At Complex Geological Conditions In Nam Con Son

Basin. ASEAN++2014: MOVING FORWARD The 8th International Conference

on Petroleum and Earth Resources Technology October 23, 2014, Vungtau,

Vietnam.

[20] R.T. Ewy (1999). Wellbore-Stability Predictions by Use of a Modified Lade

Criterion. Wellbore-Stability Predictions SPE Drill. & Completion, Vol. 14, No.

2, 85 – 91

[21] Naser Soufi (2009), Pressure Measurement In Shale, Norwegian University Of

Science And Technology.

[22] Tùng, Trần Vũ, (2015). Tích Hợp Mô Hình Địa Cơ Và Phương Pháp Onset Of

Sanding Để Dự Báo Khả Năng Sinh Cát Của Vỉa Khí Tầng Miocen Mỏ Hải

Thạch, Nam Côn Sơn. Luận Văn Thạc Sĩ, Đại Học Bách Khoa TpHCM.

[23] www.wikipedia.com