201
Chơng 7
Các phơng pháp đo khí dung dịch
và các tham số cơ học

7.1. Mở đầu
Khi công nghệ khoan đ có nhiều thay đổi nhất là khoan những giếng khoan
sâu, khoan định hớng khoan ngang, khoan bằng các dung dịch cơ sở khác nhau, các
phơng pháp địa vật lý nghiên cứu giếng khoan cũng có những thay đổi tơng ứng
nhằm khai thác đợc nhiều thông tin phục vụ cho các nghiên cứu địa chất địa hoá và
cho kỹ thuật điều khiển tự động trong công nghệ khoan giếng.
Hiện tại có rất nhiều phép đo quan trọng đợc tiến hành đồng thời với quá trình
khoan giếng. Bản thân dung dịch mùn khoan và cả bộ cần khoan cũng mang rất nhiều
thông tin. Các phép đo nh vậy sẽ cho kết quả trực tiếp phát hiện hydrocacbon bởi
thành phần này đợc mang trong dung dịch và mùn khoan. Chiều sâu thế nằm của các
lớp đá khác nhau trong lát cắt dễ dàng đợc xác định bởi các phép đo khác nhau. Các
phép đo đồng thời với quá trình khoan còn cho phép dự báo các hiện tợng địa chất và
kỹ thuật, đảm bảo an toàn cho quá trình khoan. Rõ ràng, quá trình này sẽ dễ dàng hơn
nhiều nhờ có các số liệu đo đạc cẩn thận mang tính khoa học. Nhờ vậy, giá thành
khoan giếng sẽ có thể đảm bảo ở mức hợp lý hơn.
Lúc đầu các phép đo nh vậy là đo khí trong dung dịch khoan, vì vậy mới có
thuật ngữ Carota khí. Những ngời đ đa ra ý tởng đầu tiên cho các phép đo khí
trong dung dịch khoan phải kể đến các nhà bác học Nga V. A. Xokolov và M.B.
Apramovic. Các ông đ trình bày những ý tởng này vào năm 1933 khi phát hiện có sự
tồn tại của hydrocacbon trong dung dịch khoan ở chiều sâu lớn. Năm 1935
T.A.Magilov đ bắt đầu tiến hành phân tích khí từ mẫu dung dịch bằng phơng pháp
chng cất. ít năm sau đó ông đ chế tạo ra thiết bị đo khí liên tục từ dung dịch tuần
hoàn. Vào các năm cuối thập kỷ 30 của thế kỷ trớc, V. N. Daxnov đ đa ra các thiết
bị đo thời gian dung dịch tuần hoàn và đo vận tốc khoan.
Ngay sau khi Chiến tranh thế giới thứ II kết thúc, ở viện dầu Matxcơva đ bắt

đầu đa ra mô hình trạm đo và phân tích khí. Đến năm 1949 trạm đo và phân tích khí
đầu tiên mang nhn hiệu TKC- 3 do Viện dầu khí Matxcơva và nhà máy thiết bị dầu
khí chế tạo đ ra đời.
Cần nhấn mạnh thêm là các cơ sở vật lý và hoá học của những phơng pháp đo
khí dung dịch trên trạm TKC- 3 vẫn đang đợc sử dụng ở các trạm đo hiện nay trong
sản xuất. Cũng đồng thời với các nhà bác học Nga, ở các nớc t bản Mỹ, Anh, Pháp
đ lần lợt đa ra các thiết bị đo và những kết quả áp dụng phơng pháp đo khí qua
dung dịch đối lu.

202
(
)
).(
h
PPkS
Q
g
17
2
2
2
2
1
à

=
Các phơng pháp đo khí qua dung dịch đối lu đợc cải tiến và phát triển nhanh
trong thập kỷ 50 và 60 của thế kỷ vừa qua. Bắt đầu bằng sự ra đời của sắc kí khí
(Chromotograph) phân tích khí thành phần đợc đa vào sản xuất từ đầu những năm 50.
Sang giữa những năm 60 ở Liên xô (Nga) cũng nh ở các nớc phơng Tây đ

cho ra đời nhiều trạm tự động đo khí qua dung dịch trong dòng đối lu. Tuy nhiên,
phải đến những năm 80- 90 vừa qua các trạm máy tự động và hiện đại mới đợc ra đời
nhờ có những thành tựu nhảy vọt của công nghệ điện tử và tin học. Trong đó hng
Geoservice (Pháp) là nơi đ cho ra nhiều trạm đo dịch vụ địa chất với những phần cứng
và phần mềm thông minh.
ở
những trạm đo mới ta có thể tiến hành các phép đo đồng thời với quá trình
khoan để xác định trên 200 tham số khác nhau phục vụ cho các nghiên cứu địa chất,
địa hoá, địa vật lý và kỹ thuật điều khiển khoan.
Sự thay đổi và phát triển hiện nay của công nghệ điện tử và tin học dẫn đến một
sự chuyển đổi có tính cách mạng của công cụ đ kéo theo sự chuyển đổi rất cơ bản về
phơng thức, quy trình công nghệ cả nhận thức về phơng pháp.
Trong số hơn 200 tham số có thể xác định đợc nhờ các trạm đo hiện đại có thể
phân chúng ra các nhóm chính sau đây:
-
Nhóm tham số dung dịch.
-
Nhóm tham số khí.
-
Nhóm các tham số khoan.
Dựa vào các nhóm tham số đó, các phơng pháp đo đồng thời trong quá trình
khoan trực tiếp, giải quyết các nhiệm vụ:
-
Xác định tính chất của vỉa chứa.
-
Đo các tham số liên quan đến dung dịch, phát hiện và phân tích khí.
-
Cung cấp các dữ liệu liên quan đến quá trình khoan, theo dõi, xử lý sự
cố, đa ra các chế độ khoan tối u và an toàn.
7.2. Các phép đo dung dịch

7.2.1. Sự thấm của khí và chất lỏng trong môi trờng lỗ rỗng
Sự thấm lọc của chất khí và chất lỏng trong đất đá có độ rỗng trong khoảng 10-
20 % xảy ra theo định luật Darcy.
Trong quá trình đẳng nhiệt sự thấm lọc một chiều của chất khí có thể đợc biểu
diễn bằng công thức:

Và của chất lỏng (dầu, nớc):

203
(
)
()
27
21
.
h
PPkS
Q
S


=

Trong đó:
Q
g
, Q
s
- Lần lợt là lu lợng thấm của chất khí và chất lỏng (cm
3

/s).
P
1
và P
2
-
á
p suất ở hai đầu đoạn đờng thấm chất lu (KG/cm
2
); P
1
> P
2
.
k- Độ thấm của môi trờng đối với chất thấm (mD).
h- Khoảng đờng chất thấm đi qua (cm).
S- Diện tích ngang của dòng thấm (cm
2
).
à
- Độ nhớt của chất thấm (cp), phụ thuộc vào áp suất và nhiệt độ.
ả
nh hởng lên quá trình thấm của chất lỏng là độ nhớt của chất thấm, độ thấm
của môi trờng và áp suất thấm.
Trong thực tế, ở điều kiện vỉa, độ nhớt của dầu phụ thuộc vào thành phần của
nó.
ở
nhiệt độ trong phòng, các dầu khác nhau có độ nhớt thay đổi từ 1cp đến hàng
trăm cp. Độ nhớt của nớc ở điều kiện trong phòng khoảng gần bằng 1cp. Độ nhớt của
chất lỏng giảm khi nhiệt độ tăng. Độ nhớt của dầu còn phụ thuộc vào độ bo hoà khí.

Độ hoà tan của khí trong dầu tăng làm cho độ nhớt của nó giảm. Vì thế có trờng hợp
có cùng thành phần ở cùng điều kiện nhiệt động mà dầu có độ thấm khác nhau.
Độ khoáng hoá của nớc cũng có ảnh hởng đến độ thấm của nó. Khi hàm
lợng muối trong nớc cao thì độ nhớt có thể đạt tới 10cp và khi nhiệt độ tăng tới 90
0
C
thì độ nhớt của nó có thể giảm đến 0,1cp.
Quá trình thấm trong môi trờng lỗ rỗng (đá chứa) sẽ trở nên phức tạp khi chất
lu là chất đa pha (lỏng, khí) vì lẽ khi chất lỏng chuyển động đến vùng áp suất thấp thì
khi hoà tan trong chất lỏng sẽ tách ra và nở thể tích làm trở ngại quá trình thấm lọc của
pha lỏng. Trong trờng hợp khí chiếm tới 80 % thể tích lỗ rỗng của đá chứa thì quá
trình thấm của dầu và nớc gần nh ngừng hẳn, ngợc lại pha lỏng chiếm trên 90 %
thể tích lỗ rỗng thì cũng không xảy rasự thấm của pha khí.
7.2.2. Vai trò của dung dịch khoan và sự thâm nhập của dầu khí vào dòng
dung dịch đối lu
Dung dịch trong công nghệ khoan có vai trò rất quan trọng. Ngoài việc làm
nguội choòng khoan, bôi trơn, mang mùn khoan lên mặt đất nó còn giữ cho các chất
lu trong thành hệ không có khả năng thấm vào giếng, giữ cho thành giếng khỏi bị sập
lở. Muốn vậy, áp suất của cột dung dịch ở chiều sâu cho trớc phải bằng hoặc lớn hơn
áp suất cảu chất lu trong vỉa ở chiều sâu tơng ứng. Khi áp suất của cột dung dịch bắt
đầu lớn hơn áp suất vỉa thì filtrat dung dịch sẽ thấm vào thành giếng tại nơi có vỉa thấm
và trên thành giếng xuất hiện lớp vỏ sét (vỏ bùn). Chiều dày của lớp vỏ sét tăng theo
thời gian và khi nó trở thành lớp chống thấm thì quá trình thấm filtrat sẽ dừng lại.

204
Vậy là cả hai trờng hợp, một là áp suất cột dung dịch bằng áp suất vỉa và hai là
dung dịch thấm vào vỉa tạo ra lớp vỏ sét đều không để cho dầu khí hay nớc vỉa thấm
vào giếng. Trong các trờng hợp đó, dầu khí ở vỉa chỉ có thể khuyếch tán vào dung
dịch trong giếng mà thôi. Nhng dầu khí muốn khuyếch tán qua thành giếng thì cần có
gradien nồng độ, hệ số khuyếch tán đủ lớn và thời gian tiếp xúc phải dài. Những đòi

hỏi đó đều không bao giờ thoả mn đầy đủ cho nên sự khuyếch tán của dầu khí từ vỉa
vào giếng trong quá trình khoan là rất nhỏ, có thể bỏ qua.
Quá trình khuyếch tán của khí và chất lỏng từ vỉa vào dung dịch khoan chỉ thể
hiện rõ khi dung dịch ngừng chuyển động (thời gian ngừng khoan) trong thời gian dài.
Quá trình này cũng đợc nghiên cứu và sử dụng để tiến hành phơng pháp đo khí trong
dung dịch sau khi khoan.
Dựa vào cơ chế xâm nhập từ vỉa vào giếng ta có thể chia các hydrocacbon có
trong dung dịch đối lu thành các nhóm:
- Khí đợc giải phóng: Choòng khoan khi phá huỷ đất đá ở các vỉa chứa phá vỡ
luôn kiến trúc của lỗ rỗng, giải phóng khí hydrocacbon bo hoà trong thể tích đá bị bào
mòn. Các khí này xâm nhập vào dung dịch đối lu và đi lên mặt đất. Lợng khí này
chính là đối tợng nghiên cứu của các phép đo.
- Khí thấm từ thành giếng: Sự xâm nhập của khí vào dung dịch không chỉ có thể
ở đáy giếng mà cả ở những đoạn giếng đi qua vỉa chứa mà không có lớp vỏ sét chống
thấm. Điều này có thể xảy ra khi choòng khoan và cần khoan (trong trờng hợp khoan
xoay cần) va đập vào thành giếng làm phá vỡ lớp vỏ bùn.
á
p suất cột dung dịch quá
nhỏ so với áp suất vỉa, tỷ trọng dung dịch thấp hoặc nhỏ đột biến. Lợng khí này là
nhiễu của phép đo, cần phải tính đến khi phân tích tài liệu.
7.2.3. Trạng thái của hydrocacbon khi xâm nhập vào dòng dung dịch đối lu
Khi xâm nhập vào dung dịch và đi lên mặt đất trong dòng đối lu, các khí
hydrocacbon có thể ở các trạng thái khác nhau:
-
Trạng thái tự do ở dạng những bọt khí và kích thớc khác nhau.
-
Trạng thái khí hoá lỏng và sau đó chuyển sang trạng thái hoá hơi.
-
Trạng thái hoà tan trong dầu hoặc nớc.
-

Khí ở dạng hấp phụ trong mùn khoan.
Dầu, khí hoặc khí hoá lỏng xâm nhập vào dung dịch ở đáy giếng sẽ đợc vận
chuyển lên miệng giếng khoan theo dòng đối lu. Dòng dung dịch đối lu chảy từ đáy
giếng lên miệng mang theo khí hydrocacbon và mùn khoan. Lên đến miệng giếng,
dung dịch chảy qua sàn rung vào bể nhiều ngăn, sau khi lọc lắng mùn khoan và tách
khí nó lại đợc bơm xuống đáy giếng qua cần khoan (Hình 7.1).
Trên qung đờng đi từ đáy lên miệng giếng khoan, áp suất và nhiệt độ cuả cột
dung dịch thay đổi. Trên qung đờng đó, sự thất thoát các khí hydrocacbon có thể xảy
ra do sự thẩm thấu, khuyếch tán của chúng vào thành giếng khoan. Sự giảm hàm lợng

205
khí còn có thể do sự mất nớc hoặc dung dịch chứa nhiều khí ở trạng thái tự do dễ bị
thoát ra trên mặt thoáng. Khí tự do từ
vỉa xâm nhập vào dung dịch ở dạng
bọt li ti và dần dần hoà tan trong
dung dịch. Quá trình ấy phụ thuộc
vào áp suất và thời gian tiếp xúc của
khí với dung dịch.
Khí hoá lỏng xâm nhập vào
dung dịch, khi lên gần mặt đất, áp
suất và nhiệt độ đều giảm. chúng
chuyển sang trạng thái hơi.
Những hiện tợng tơng tự
cũng có thể xảy ra đối với dầu có
chứa khí hoà tan, nhng chỉ khác là
khí hoá lỏng thì chuyển hết sang
trạng thái hơi, còn dầu chỉ tách ra
những khí hoà tan và một phần
hydrocacbon nhẹ dễ sôi hơn. Cờng
độ của các quá trình này trớc hết

phụ thuộc vào số lợng và thành phần
của khí hoá lỏng hoặc dầu.
Nớc chứa khí hoà tan từ vỉa
xâm nhập vào dung dịch, khí sẽ bị
hoà long và tồn tại ở trạng thái hoà
tan đó. Nếu hàm lợng khí trong
nớc tơng đối lớn thì có thể tách
một phần vào trạng thái tự do và đi
lên miệng giếng theo dòng đối lu
dung dịch.
Do có nhiều những hiện tợng khác nhau nh vậy cho nên cần phải nghiên cứu
xác định thời gian vận hành khí từ đáy lên miệng giếng, nhận biết quá trình nào đ xảy
ra, nó có làm thay đổi thành phần ban đầu của khí hydrocacbon dẫn đến sự thay đổi tỷ
lệ giữa các cấu tử riêng biệt hay không?
Những nghiên cứu của nhiều tác giả: Sokolov, Apramovic, Magilov, đ cho
thấy rằng mặc dù có sự chênh lệch áp suất và nhiệt độ ở đáy và miệng giếng khoan,
nhng tỷ lệ giữa các cấu tử hydrocacbon riêng biệt không có sự thay đổi. Điều đó nói
lên rằng thành phần tơng đối của khí xác định đợc trên mặt đất khi tiến hành các
phép đo khí trong dung dịch không khác với thành phần của khí bo hoà trong vỉa ở
chiều sâu thực của nó.
Ngoài ra, các kết quả phân tích khí liên tục khí nông và khí đo từng điểm khí
sâu của cùng vỉa chứa đều cho các thành phần rất giống nhau.
H
ình 7.1. Hành trình khép kín của dung dịch
tron
g
khi khoan
Cần khoan
Choòn
g

Bộ đổi áp
chống phun
Sàn run
g
Bể chứa
nhiều ngăn
Bơm
ống dâng
dun
g
d
ị
ch
ố
ng mềm

206
Nhờ vào khẳng định đó, ngời ta đa ra phơng pháp dự đoán đặc tính của vỉa
sản phẩm theo các số liệu đo khí thành phần.
7.2.4. Tách khí từ dung dịch khoan
Muốn tính toán hàm lợng khí tổng hay phân tích thành phần của khí
hydrocacbon do dung dịch khoan mang lên từ đáy giếng thì thao tác đầu tiên là phải
tách chúng ra khỏi dung dịch. Có 4 nguyên lý cơ bản dùng để tách khí hoà tan ra khỏi
dung dịch khoan, đó là: hút chân không, đun nóng, khuấy trộn và làm khuyếch tán. Để
đo liên tục theo dòng dung
dịch đối lu thì phép tạo
rung là hay đợc sử dụng
nhất. Công nghệ của Viện
dầu khí Pháp (IFP) chủ yếu
tách khí bằng hút chân

không còn công nghệ của
Nga lại chủ yếu tách khí
bằng cách khuấy để tạo bọt
(Hình 7.2).
Việc tách khí
thờng ít đạt tỷ lệ cao, mặt
khác dòng khí và dòng
không khí thực chất là khó
xác định đợc chính xác.
Vì vậy, thiết bị phải định
kỳ chuẩn tỷ lệ pha trộn
khí/không khí cho dòng
khí từ máy tách khí. Quá
trình chuẩn tiến hành bằng
cách so sánh với kết quả
tách riêng khí hydrocacbon
của mẫu dung dịch ở
phòng thí nghiệm.
Các khí hydrocacbon tách ra từ dung dịch phần chủ yếu là Methane C
1
, Ethane
C
2
, Propan C
3
và Butane C
4
. Đôi khi cũng gặp các khí H, H
2
S, N và khí hiếm H

2
. Các
khí nặng từ C
6
hay cao hơn thờng chuyển sang lỏng hay rắn ở nhiệt độ trên mặt đất
nên không thể tách liên tục chúng từ dung dịch.
H
ình 7.2. Nguyên tắc tách khí liên tục nhờ khuấy trộn
1
2
3
5
4
6
7
8
9
1. Bình thu khí.
2. Đờng không khí vào.
3. Dun
g
dịch bùn thải
sau khi tách khí.
4. Đầu nối với ống hút.
5. Động cơ.
6. Thanh khuấy
7. Van chỉnh dòng
8. Thùng dung dịch
9. Cửa dung dịch vào


207
7.2.5. Phát hiện và phân tích khí toàn phần
Bộ phận của dụng cụ phát hiện khí gọi chung là detector khí. Các detector khí
tuỳ từng loại có thể làm việc dựa vào một trong các nguyên tắc vật lý sau: độ dẫn nhiệt,
đốt cháy xúc tác, ion hoá và hấp thụ hồng ngoại.
Việc phân tích khí theo thành phần các cấu tử của chúng thì đợc thực hiện
bằng một thiết bị gọi là sắc ký khí (Chromatograph). Thiết bị này sẽ tách riêng biệt các
thành phần khí khác nhau từ khí tổng và đo chúng bằng các detector cực nhạy.
Các detector làm việc theo nguyên tắc độ dẫn nhiệt và đốt xúc tác đều có điểm chung
là dùng các filamen (điện trở nhạy nhiệt) đặt trong các buồng có luồng khí phân tích đi qua.
Các filamen này đều là những cánh của cầu điện trở kiểu Wheatstone (Hình 7.3).
Khi khí mang (thờng là không khí) đa khí phân tích bị đốt nóng tới khoảng
200
0
C đi qua các buồng chứa filamen làm cho các điện trở này thay đổi giá trị, cầu mất
thăng bằng và kết quả là xuất hiện tín hiệu đo. Tín hiệu đo tỷ lệ với độ dẫn nhiệt hay
tỏa nhiệt đốt cháy của luồng khí mà cả hai yếu tố đó đều liên quan đến hàm lợng khí
hydrocacbon trong luồng khí mang.
Độ dẫn nhiệt của các khí giảm dần theo thứ tự sau: hydro, methane, ethane,
propane, butane và cuối cùng là khí cacbonic (CO
2
).
Nếu filamen là kim loại platin (Pt) khi bị đốt nóng tới nhiệt độ 900
0
C thì các khí
hydrocacbon chứa trong hỗn hợp khí đi qua buồng đốt sẽ làm oxy hoá bề mặt của kim
loại này làm nó thay đổi điện trở và đó là nguyên nhân gây ra mất cân bằng của cầu
điện trở.
H
ình 7.3. Sơ đồ đờng đi của mẫu khí phân tích trong các detector

dùng cầu Wheatstone: Độ dẫn nhiệt, bên trái; đốt xúc tác, bên phải.
Detector dẫn nhiệt
Lối đa
mẫu vào
Detector đốt xúc tác
Xúc tác
Bù
Đ
a mẫu ra
Lỗ thôn
g
Bù điều chỉnh
Nhiệt

208
Các hydrocacbon nặng bị oxy hoá ở nhiệt độ khoảng 600
0
C. Vì thế mỗi thay đổi
nhiệt độ ở filamen thì detector đều dễ phân biệt khí methane với các khí đồng đẳng khác.
Bằng sơ đồ của detector kép ở hình 7.3, phần bên phải (đốt xúc tác) dùng để xác
định hàm lợng khí từ 100ppm đến 8%, còn detector dẫn nhiệt (phần bên trái) để xác
định các mẫu khí có hàm lợng khí tổng từ 2 đến 100%.
Kết quả xác định liên tục hàm lợng khí tổng (khí nông) đợc liên hệ với thời
gian thực và chiều sâu thực (xác định bằng các bộ cảm biến tơng ứng) để rồi xây dựng
biểu đồ đo khí tổng theo chiều sâu. Đây là một tham số đo quan trọng bậc nhất trong
Master Log.
Các thiết bị đo khí dung dịch hiện nay ở sản xuất đang có xu hớng thay thế các
detector dẫn nhiệt và đốt xúc tác bằng các detector ion hoá (FID). Đây là loại detector
dùng ngọn lửa hydro phát cháy bằng một vòi phun đợc đặt dới một hiệu điện thế 100 -
200Volt. Một lới hai điện cực đặt trên ngọn lửa sẽ góp các ion mới tạo thành làm thay

đổi điện thế. Sự biến thiên điện thế
này đợc khuyếch đại và cho ra tín
hiệu phù hợp.
Không giống nh các khí
hydrocacbon, hydro nguyên chất
không tạo ra bất cứ ion nào khi bị
đốt. Các ion xuất hiện trên lới khi
thực hiện phép đo sẽ chỉ là kết quả
ion hoá của các hydrocacbon.
Hình 7.4 mô tả sự vận hành
của detector ion hoá. Loại thiết bị
này có độ nhạy đủ để phát hiện
nồng độ hydrocacbon thấp,
khoảng vài ppm.
Sự xuất hiện hydro trong luồng khí tách từ dung dịch sẽ không thể hiện trên kết
quả đo bằng thiết bị dùng detector ion hoá.
ở
điều kiện giếng khoan, hydro có thể xuất
hiện khi dung dịch có độ pH dới 8,5 vì trong môi trờng đó, các kim loại ống chống
và bộ khoan cụ dễ bị tác dụng hoá học mà giải phóng ra hydro. Sự có mặt của hydro
nh vậy sẽ làm thay đổi kết quả đo khí bằng các detector đốt xúc tác hay độ dẫn nhiệt.
Muốn đánh giá đợc hàm lợng hydro trong khi phân tích thì cần phải thực hiện các
phép đo bằng sắc ký khí.
7.2.6. Phân tích khí bằng sắc ký
Phân tích khí bằng sắc ký là phân chia một mẻ khí có đủ các cấu tử thành nhiều
mẻ khí có các thành phần cấu tử riêng biệt. Để làm việc đó, mẻ khí phân tích đợc gửi
vào dòng khí mang đi vào cột phân tích. Các cột phân tích là những ống thuỷ tinh hình
trụ tròn có nhiệt độ cố định (30
0
C) và đựng các chất có hoạt tính hấp phụ (bắt giữ) khí.

Các chất hoạt tính có thể là silicagen, squalana (rắn) hoặc glycerol (lỏng).
H
ình 7.4. Sơ đồ của một detector ion hoá
Tín hiệu
(
mV
)

Mẫu
Khoan
g
đốt
KD

209
Khi đi qua những cột có hoạt tính hấp phụ kể trên, các khí thành phần bị giữ lại
trong một khoảng thời gian (

t) khác nhau, phụ thuộc vào phân tử lợng của chúng {

t
= f(
à
i
), trong đó
à
i
là phân tử lợng của thành phần khí thứ i}. Sự phụ thuộc đó có thể
thấy nh sau: Khí có phân tử lợng càng nhỏ thì thời gian bắt giữ càng bé và ngợc lại.
Trong các chất hoạt tính hấp phụ đó, glycerol có khả năng hấp phụ liên tục các

thành phần trong các hỗn hợp khí theo khả năng tách của chúng giữa pha dừng và pha
khí. Nghĩa là mỗi thành phần khí đặc trng bằng một thời gian giữ riêng biệt để chúng
kịp hoà tan trong pha dừng. Các chất hoạt tính ở thể bột rắn (Silicagene, Squalane)
cũng có tính chất tơng tự. Các Silicagene (SI) đựng trong cột thứ nhất để tách khí nhẹ:
H
2
, C
1
có chu kỳ làm việc 150s; cột thứ hai đựng Squalane (SQ) - tách các khí nặng
hơn C
2
, C
3
, iC
4
, nC
4
có chu kỳ làm việc 300s.
1
Sau mỗi chu kỳ làm việc, cột phân tích
lại đợc làm sạch bằng luồng không khí sạch.
Mỗi
thành phần
khí đợc
tách ra sau
các khoảng
thời gian

t
riêng và

đợc đa đến
detector khí
để xác định
hàm lợng
của chúng
trong luồng
khí tổng. Các
detector này có thể là loại đốt
xúc tác, độ dẫn nhiệt hay đốt
ion hoá nh đ dùng để đo
khí tổng.
Sơ đồ ở hình vẽ 7.5
thể hiện nguyên lý làm việc
của một sắc ký khí. Luồng
khí mang có thể là không khí
hay khí hydro (trờng hợp
dùng detector ion hoá).
Việc đo phân tích khí
thành phần bằng máy sắc ký
khí không tiến hành liên tục
mà theo chu trình đo. Một
vòng chu trình đo kết thúc
mất khoảng thời gian từ 10


1. Các trạm đo khí của Georvice thờng dùng cột thứ nhất là glycerol, cột thứ hai là Squalane.
H
ình 7.6. Kết quả ghi khí thành phần bằng sắc ký khí
(
theo tài li

ệ
u Geoservice
)
.
H
ình 7.5. Sơ đồ nguyên tắc của sắc ký
Thùn
g
chứa kh
í

Điều chỉnh áp suất
và luồng khí mang
Mẫu đi vào
Điều chỉnh nhiệt độ
Cột phân tích ở
nhiệt độ không đổi
Kh
í

KD
Ghi

210
đến 15 phút. Hình 7.6 là biểu đồ phân tích mẻ khí nhiều thành phần.
Các thiết bị trạm đo khí hiện nay lu các giá trị hàm lợng khí thành phần trong
bộ nhớ của máy rồi tự động vẽ 5 đờng cong biểu thị thay đổi hàm lợng của khí thành
phần C
1
ữ nC

4
theo thời gian hoặc theo chiều sâu. Một biểu đồ thể hiện hàm lợng khí
thành phần theo chiều sâu đợc gọi là biểu đồ đo vẽ sắc ký khí (Chromatologger).
7.2.7. Phát hiện khí H
2
S
Khí H
2
S là một loại khí độc, nặng hơn không khí. Nồng độ quy ớc tối đa của
khí H
2
S trong khí quyển không quá 20ppm. Ta có thể dễ phát hiện ra khí H
2
S trong
không khí chỉ với nồng độ 0,03ppm và trở nên ngột ngạt bởi mùi khó chịu của nó ở
nồng độ 1ppm. Sự độc hại của khí H
2
S có thể gây tử vong con ngời khi nồng độ của
nó trong không khí là 200ppm hay cao hơn.
Việc phát hiện và phân tích khí H
2
S phải tiến hành liên tục trong quá trình
khoan bằng một thiết bị đặt trên trạm địa vật lý. Việc làm đó nhằm hai mục đích:
- Đo hàm lợng khí H
2
S trong dung dịch khoan.
- Đánh giá nồng độ khí ở các thời điểm khác nhau, tại nơi làm việc và trong
phòng điều hành khoan để dự báo sự xuất hiện của khí độc nhằm bảo đảm an toàn.
Bộ cảm biến và phân tích khí H
2

S làm việc dựa trên cơ sở nó làm đen tờ giấy có
tẩm axetat chì. Tờ giấy dịch chuyển với một tốc độ nhất định đi qua một luồng có chứa
khí phân tích. Nếu trong mẫu khí phân tích có chứa H
2
S thì nó sẽ phản ứng hoá học với
axetat chì để cho ra sulfid chì (PbS) làm đen tờ giấy. Sự đen ở tờ giấy do xuất hiện PbS
đợc đo bằng một tế bào quang điện.
Các thiết bị hiện nay có xu hớng lợi dụng đặc điểm H
2
S dễ bị hấp phụ bởi một
số chất bán dẫn để chế tạo một loại cảm biến (detector) đo hàm lợng khí H
2
S. Khi hấp
phụ trên bề mặt chất bán dẫn, H
2
S làm cho điện trở của nó thay đổi, khi thổi không khí
sạch vào thì H
2
S lại khuyếch tán hết và chất bán dẫn lại có điện trở nh cũ. Ngời ta
gọi đó là khả năng làm thay đổi thuận nghịch của H
2
S đối với một số chất bán dẫn.
Độ dẫn điện của thành phần chất bán dẫn tỷ lệ thuận với logarit nồng độ khí H
2
S
xuất hiện trên bề mặt của nó. Các loại detector này có khả năng xác định hàm lợng
H
2
S từ 0 đến 100ppm với sai số khoảng


5%.
7.2.8. Đo các tham số phụ trợ khác
Các kết quả của những phép đo liên tục khí nông hay phân tích khí sâu có
thành phần khác nhau qua các mẫu lấy ở các chiều sâu và thời gian khác nhau đều cần
gán với chiều sâu thực của chúng trong lát cắt giếng khoan.
Để có thể xác định chính xác thời gian và chiều sâu thực của các giá trị đo phân
tích khí từ dung dịch cần phải xác định nhiều tham số nh: Lu tốc, mật độ, nhiệt độ,
điện trở, áp suất của dòng dung dịch bơm vào cần khoan và dòng đối lu trong vành
xuyến giữa cần khoan và thành giếng khoan, mức cân đối thể tích giữa các dòng dung
dịch đó.

211
Những tham số đó cùng với những tham số khoan nh: tốc độ quay của bàn
rotor, áp lực choòng, tải trọng cần khoan, tốc độ khoan, sẽ giúp cho việc chọn chế độ
khoan an toàn và tối u.
Tất cả các tham số dung dịch và tham số khoan đều đợc đo và kiểm soát liên
tục bằng những bộ cảm biến (detector) tơng ứng hoạt động dựa trên các đặc trng vật
lý, hoá học, cơ học mà những tham số đó thể hiện.
7.3. Các phép đo mùn khoan
7.3.1. Phát hiện và mô tả
Mùn khoan (Sơ lam) là sản phẩm đợc tạo thành do choòng khoan nghiền nát
đá ở đáy giếng. Theo định nghĩa nh vậy mùn khoan có thành phần khoáng vật giống
nh của đá ở vỉa. Kích thớc hạt của mùn khoan từ hạt mịn đến hạt thô, từ 0,1 đến
hàng chục milimét. Sau khi tạo thành mùn khoan đợc hoà trộn trong dung dịch để đi
lên miệng giếng theo dòng đối lu ở bên ngoài ống cần khoan. Trên mặt đất dòng dung
dịch mang mùn khoan đi qua sàn rungđể ở cuối đờng truyền các hạt mùn khoan đợc
sàng lọc ra khỏi dòng dung dịch
(Hình 7.7).
Khi biết lu lợng của
dòng dung dịch đối lu và thể tích

của ống vành xuyến có thể tính
đợc trễ thời gian đối với dung
dịch khi đi lên từ đáy đến miệng.
Tốc độ vận hành của sơlam
thờng thấp hơn tốc độ của dung
dịch. Điều đó dẫn đến kết quả là
thời gian mùn khoan lu lại trong
dòng dung dịch bị kéo dài ra làm
cho hàm lợng mùn tăng lên và do
đó thời gian trễ của mùn khoan
cũng dài hơn. Tỷ số vận tốc mùn
khoan (V
cu
) trên vận tốc dung dịch
(V
m
) có thể gọi là tỷ số vận
hành, T
R
:
m
cu
R
V
V
T =
(7.3)
Giữa trễ thời gian của mùn khoan (Tr
cu
) và trễ thời gian của dung dịch (Tr

m
) có
quan hệ nh sau:
R
mcu
T
100
TrTr =
(7.4)
H
ình 7.7. Mô tả hớn
g
đờng đi của dòn
g
dung dịch đối lu
ở
giếng khoan
Đờng
ống dẫn
Thiết bị
tách khí
Run
g

Bể dun
g
d
ị
ch
Mùn


212
Dựa vào trễ thời gian của mùn khoan ngời ta tiến hành lấy mẫu phân tích mùn
khoan tại các điểm khác nhau trong lát cắt. Tuỳ theo từng yêu cầu cụ thể của việc
nghiên cứu, khoảng cách giữa các điểm lấy mẫu là 1mét hay 1,5mét. Khối lợng mỗi
mẫu lấy theo quy ớc của mỗi công ty khác nhau. Mẫu đợc rửa sạch để khô rồi soi
dới kính hiển vi (hoặc lúp) và huỳnh quang bằng tia cực tím. Trớc khi đựng vào túi
bảo quản mẫu đợc mô tả tỷ mỉ các tính chất vật lý- địa chất gồm các nội dung sau:
-
Loại đá, ví dụ: cát, sét, vôi
-
Mẫu của đá.
-
Các cấu trúc hạt hay tinh thể, kích thớc và loại hạt (tròn cạnh, sắc cạnh).
-
Độ gắn kết ximăng giữa các hạt, các thành phần thứ sinh.
- Độ cứng
-
Sự xuất hiện độ lỗ rỗng, độ thẫm.
-
Biểu hiện dầu và huỳnh quang.
-

7.3.2. Hàm lợng dầu khí và sự phân tích
Lấy một mẻ mùn khoan cha rửa sạch bỏ vào
bình khuấy trộn với một thể tích nớc cho trớc. Sau khi
trộn đợc một vài phút thu đợc một thể tích khí. Khí
này đợc phân tách bằng những detector đặc biệt hoặc
đa vào một máy sắc kỷ khí hay các detector đo khí
tổng. Kết quả phân tích khí sâu này thờng chứa nhiều

thông tin về hydrocacbon đ tồn tại trong mùn khoan
sau khoáng đờng dài từ đáy đến miệng giếng.
Mẫu mùn khoan đ rửa sạch đợc sàng rồi tản
rộng trên đy chén. Mẫu đợc dịch chuyển bên dới một
bóng đèn sợi than. Chiếu huỳnh quang sẽ giúp quan sát
đợc rõ ràng sự có mặt của dầu còn các khoáng vật khác
thì không thấy rõ. Tiếp tục bỏ thêm vào chén một phần
dung môi và huỳnh quang. Các dầu nhờn và diezel sử
dụng trong thiết bị khoan không thể hiện trên ánh huỳnh
quang.
Sự kiểm tra có thể kết hợp việc phân tích dới
kính hiển vi để đánh giá kết quả độ lỗ rỗng và để biết có
hay không có dầu xuất lộ từ lỗ rỗng hay các vi khe nứt
H
ình 7.8. Hình ảnh của một
microsol đo m
ậ
t đ
ộ

213
7.3.3. Mật độ
Khi số lợng của sét trong mùn khoan tăng lên, một số mẫu sét tiêu biểu đợc
chọn dùng để đo mật độ.
Tại thực địa có hai cách làm: Từng
mẫu mùn khoan đợc đa vào bên trong
cột chất lỏng có mật độ thay đổi theo
chiều cao.
ở
bên trong cột chất lỏng đó

hạt mùn khoan sẽ dừng lại ở tại chiều cao
phù hợp với mật độ của chính nó (các
mực chiều cao này đá đợc chuẩn khắc
độ bằng các hạt cứng có mật độ cho
trớc). Cách khác là dùng một thiết bị gọi
là microsol (Hình 7.8) .
Đây là một dụng cụ dùng để xác
định khối lợng riêng của mùn khoan,
gồm một ống nhỏ đựng nớc cất và một
chỉ phao trong nớc. Mùn khoan đợc
cân ở phía trên và phía dới mặt nớc để xác
định khối lợng và thể tích của mẫu và tính
đợc mật độ.
Các kết quả xác định mật độ đợc
dựng thành biểu đồ thay đổi mật độ sét theo
chiều sâu (hình 7.9). Bình thờng giá trị mật
độ sét tăng theo chiều sâu với một trend nào đó
cho đến khi gặp một đới có dị thờng áp suất thì
hớng của trend cũng thay đổi. Trên hình vẽ ta
gặp đỉnh của đới dị thờng áp suất ở chiều sâu
2560m. Tại chiều sâu đó ta cũng thấy nhiệt độ
và d-exp thay đổi đột biến.
H
ình 7.10. Các đờng biểu diễn kết
quả đo bằng áp kế CO
2
(
Geoservice
)


Hình 7.9. Một thí dụ đo mật độ sét và d
exp
(
tài li
ệ
u của Geoservice
)
T
0
d
exp

Đỉnh
của đới dị thờng
áp suất


214
7.3.4. Phân tích hàm lợng cacbonat
Phép đo phân tích calxi đợc thực hiện bằng áp kế CO
2
. Dụng cụ này đo trực
tiếp giá trị gia tăng áp suất gây nên bởi khí CO
2
sinh ra khi mẫu sơlam đợc xử lý bằng
axit trong một bình có thể tích không thay đổi. Hình dạng và biên độ của các đờng
cong thu đợc có thể dùng để đánh giá đặc tính của mẫu. Hình 7.10 mô tả các đờng
cong ghi đợc từ các mẫu mùn khoan khác nhau.
a. Tại A có ba thành phần vôi sét khác nhau. Sự tăng áp suất rất nhanh và cực
đại của đờng cong tơng ứng với hàm lợng vôi.

b.
ở
BC đờng cong chỉ hỗn hợp vôi dolomit có 28% vôi và 19% dolomit tơng
ứng với một sự xâm nhiễu chậm.
c. DE là dolomit sét và F là Dolomit
7.3.5. Đánh giá tiềm năng dầu khí của đá mẹ
Trong nghiên cứu dầu khí ở các bể trầm tích việc nghiên cứu các đá sinh chứa
chắn là rất quan trọng. Những vấn đề nghiên cứu đó rất rộng và phức tạp. Các tham số
đầu tiên cần phải xác định là :
-
Loại đá mẹ.
-
Tiềm năng dầu khí của đá.
-
Độ trởng thành.
-
Biểu hiện hydrocacbon
-
v.v
Các mùn khoan với khối lợng nhất định
đem phân tích xác định càng đợc nhiều tham
số càng tốt. Viện dầu khí Pháp (IFP) đ chế tạo
một thiết bị có tên gọi là Rock Eval. Đây là
một kỹ thuật nghiên cứu các đặc trng của vật
chất hữu cơ để đánh giá đá sinh dầu. Nguyên lý
cơ bản của kỹ thuật này là nhiệt phân, nghĩa là
phân tích thành phần cùa một chất bằng cách
đốt nóng mẫu trong điều kiện không có oxy và
đo nhiệt độ thành phần của các khí thu đợc.
Các khí thờng đợc phân tích bằng sắc ký khí

hay khối phổ kế. Với kỹ thuật này chỉ cần một
lợng mẫu vụn 500mg là đủ để phân tích xác
định nhiều tham số trong vòng 15

phút.
Khi đốt nóng trong hộp kín tới 600
o
C các
hydrocacbon và cacbonic đợc thu hồi và đo
theo nhiêt độ tăng dần.
H
ình 7.11. Nguyên tắc của thiết bị
p
hân tích Rock- Eval
Lò nung nhỏ tới
nhiệt độ hẹn trớc
Detector
dẫn nhiệt
Mẫu
Detector
iôn hoá

215
Trên biểu đồ pic đầu tiên, S
1
biểu hiện sự hiện diện của hydrocacbon trong mẫu
đá. Pic S
2
tơng ứng với các hydrocacbon đợc sinh ra do phá vỡ (crackinh) kerogen là
vật chất hữu cơ không hoà tan. S

2
còn đợc dùng để tính chỉ số hydro, tham số có liên
hệ chặt chẽ với tỷ số nguyên tử H/C thu đợc từ phân tích thành phần của kerogen.
Pic S
3
thể hiện có CO
2
sinh ra trong kerogen bị nhiệt phân, nó đợc dùng để tính
chỉ số ôxy, đại lợng quan hệ chặt chẽ với tỷ số nguyên tử O/C cũng là sản phẩm thu
đợc từ phân tích thành phần kerogen.
Pic đầu tiên chứa các thông tin về số lợng dầu tự do bo hoà trong đá. Khi so
sánh hai pic đầu tiên có thể đánh giá đợc tiềm năng dầu khí của đá và mức độ tích tụ
dầu. Nhiệt độ T
2
ở pic thứ hai chỉ rõ mức độ trởng thành của vật chất hữu cơ.
Ngoài các đá chứa dầu, Rock- Eval còn đợc dùng để:
- Xác định mức độ sinh dầu của đá sét.
- Phân tích than, đất, hay các loại vật chất hữu cơ khác.
7.4. Phân tích và sử dụng các kết quả
Các kết quả đo khí dung dịch, mẫu mùn khoan, các tham số khoan,sau khi thu
đợc hiệu chỉnh thời gian trễ, chiều sâu thực đợc biểu diễn trên băng tổng hợp chính
(Master log). Đây là một dạng tài liệu tổng hợp quan trọng nhất, nó chứa đựng tất cả
số liệu về địa chất, công nghệ khoan liên quan đến thạch học, tính chất dung dịch, tốc
độ khoan, độ lỗ rỗng, độ thấm, các biều hiện dầu khí và những kết quả thử vỉa. Master
Log kết hợp với kết quả tính toán phân tích tài liệu điện sẽ trở thành những tài liệu
chính giúp cho việc đa ra các quyết định nên bắt đầu công tác khai thác hay tiếp tục
thăm dò đối với vùng mỏ.
Hình 7.12 là một thí dụ về tài liệu Master Log cho đoạn lát cắt qua tầng khai thác.
7.4.1. Nhận biết thạch học
Trên hình vẽ cho thấy các đặc điểm thạch học và độ rỗng nh sau:

Đới 1: Trên cùng theo kết quả phân tích bằng áp kế CO
2
có 4 lớp cacbonat khác
nhau mà theo tài liệu mùn khoan sẽ khó phân biệt
7200 - 7205: Đá vôi oolit, tốc độ 4-5min/ft
7205 - 7222: Vôi Dolomit, tốc độ 8 min/ft
7222 - 7257: Dolomit, tốc độ 12 min/ft
7257 - 7270: Vôi, tốc độ 25 min/ft
Tốc độ khoan đi vào lớp sét có biểu thị rất rõ ràng.
ở
đới 2: Chia làm 3 khoảng nhỏ có tốc độ khoan nhanh hơn tơng ứng với cát
kết, tốc độ chậm ở đoạn chứa khí.

216
ở
đới 3: Có xu hớng giảm tốc độ khoan có thể là do choòng khoan đ mòn cũ.
Đới 4: Tốc độ khoan thể hiện rõ là tầng chứa cát kết, bắt đầu từ chiều sâu 7321.
Trong đoạn lấy mẫu lõi ta dễ phát hiện các lớp sét mỏng tơng ứng những chiều sâu
cho hàm lợng các khí hydrocacbon giảm hẳn.
H
ình 7.12. Một mẫu thí dụ băng tổng hợp chính (Master Log)
(tài liệu Geoservice)

217
7.4.2. Phân tích các biểu hiện khí
Khí có trong dung dịch khoan mà ta thu đợc bằng bộ tách khí không chỉ có khí
đợc giải phóng từ thể tích đá bị phá vỡ mà còn có thể từ những nguồn khác nhau:
- Khí từ các lớp sét tạo ra khí nền.
- Khí từ tầng khai thác do nguyên nhân thay đổi đột ngột của nồng độ khí.
- Khi tiếp cần khoan, ta kéo cần lên gây sự giảm áp suất cột dung dịch, các chất

lu từ vỉa có thể thâm nhập vào giếng.
- Khí tái tuần hoàn do máy tách khí không hết, khí sinh ra ở vòng tuần hoàn trớc
lại đợc đa vào giếng để tham gia vòng tuần hoàn tiếp theo. Khí tái tuần hoàn khi lên
mặt đất lại gây ra dị thờng giả giống nh dị thờng thật nhng có biên độ nhỏ hơn.
- Khí khuyếch tán từ vỉa vào dung dịch khoan do ở tầng áp suất cao, áp suất vỉa
lớn hơn áp suất dung dịch.
- Ngoài ra còn có các yếu tố khác có thể làm xuất hiện khí nhng ít xảy ra nh:
- Giếng khoan gặp các lớp than hay lignit.
- Có các vật liệu núi lửa trong đá.
- Gặp các đứt gy.
Khi phân tích các biểu đồ đo khí tổng hoặc khí thành phần, cần phải tìm hiểu
nguyên nhân họăc nguồn gốc gây ra các dị thờng khí.
Trở lại với hình 7.12, ở phần trên cùng của băng Master Log có một phông nền
khí methan trong dung dịch với nồng độ thấp 0,1% có tồn tại một vài pick ở những
đoạn có thấu kính Dolomit, cát và sét từ chiều sâu 7321 đến 7420.
Từ chiều sâu 7430, nồng độ khí tăng gồm có cả ethan, propane trong vỉa chứa.
Vỉa chứa thực sự bắt đầu ở độ sâu 7465.
ở
vị trí bắt đầu vào vỉa chứa có biểu hiện tăng
nhanh nồng độ khí, trong khi đó cũng thấy xuất hiện giảm mật độ ở dòng dung dịch
chảy ra (dòng đối lu). Các hydrocacbon nặng có cả butan trong dung dịch, trong khi
chỉ có methane là xuất hiện ngay cả nơi không phải là vỉa chứa. Có biểu hiện độ thấm
khi có sự tổn hao dung dịch hay chất lu chảy vào giếng khoan. Hiện tợng mất dung
dịch hay chất lu chảy vào giếng sẽ đợc phát hiện theo phép đo độ sai khác giữa tốc
độ dung dịch vào và ra hay đo mức dung dịch trong bể.
7.4.3. Đánh giá định lợng các dị thờng khí
Khi phân tích định lợng các dị thờng khí đối lu cần phải qua thử nghiệm. Số
đo hàm lợng khí đợc tách qua bộ tách khí liên tục cần phải đợc chuẩn khắc độ thành
phần phần trăm (%) khí tổng trong dung dịch. Việc này cần phải dùng máy tách khí
quay tay tiến hành đồng thời với quá trình tách khí liên tục. Với các máy tách khí quay

tay kiểu VMS (Vacunm Mud Still) có thể tách toàn bộ khí hoà tan trong dung dịch.

218
RO
P
D
QG
,
t
2
019730=
Ta giả thiết rằng:
-
Lợng khí chứa trong dung dịch là khí đợc tách ra từ thể tích đá bị
choòng khoan phá huỷ (khí phông và khí tái tuần hoàn xem nh đ đợc
loại bỏ).
-
Tất cả các hydrocacbon chứa trong phần đá bị phá vỡ đều xâm nhập hết
vào dung dịch (không có phần nào ngấm vào đất đá ở đáy giếng).
-
Tốc độ bơm dung dịch và tốc độ khoan cơ học đều đợc xác định.
Khi đó, tỷ số tiềm năng PSS có thể định nghĩa nh sau:
(Thể tích khí + dung dịch)/ 1 đơn vị thời gian
PSS =
Thể tích đá đ đợc khoan/ 1 đơn vị thời gian
Hoặc (7.5)
ở
đây:
G
t

: Hàm lợng khí toàn phần (%)
Q: Lu lợng bơm (l/min)
ROP: Tốc độ khoan cơ học (m/min)
D: Đờng kính choòng (in)
Ví dụ ta có:
Hàm lợng khí trong dung dịch = 0.54%
Hàm lợng khí trong dòng bơm (khí tái tuần hoàn) = 0.364%
Tốc độ bơm = 2175 (l/min)
ROP = 20min/m, tơng đơng 0,05 m/min; D =
"
4
1
12

Hàm lợng khí thoát ra từ đất đá bị phá huỷ sẽ là:
G
t
= 0.54 - 0.364 = 0.186%
Và tính đợc:
PSS = 1.06m
3
khí/m
3
đất đá.
Tỷ số tiềm năng PSS có thể nhỏ hơn một tại các vỉa nớc có chứa methan trong
pha lỏng.

219
100.Z.
PT

PT
PSSCGS
va
av
=
Quan hệ phụ thuộc giữa PSS với tiềm năng khai thác có thể đợc thiết lập cho
từng mỏ cụ thể.
7.4.4. Tính chỉ số bo hoà khí ở đáy giếng
Chỉ số bo hoà ở đáy giếng có thể định nghĩa nh là độ bo hoà khí tính toán
(CGS), là tỷ số giữa thể tích khí trong điều kiện vỉa và thể tích đá chứa theo ký thuyết, (%):
(7.6)
Trong đó:
T
v
và
P
v
: Lần lợt
là nhiệt độ và
áp suất vỉa.
T
a
và
P
v
: Lần lợt
là nhiệt độ và
áp suất trên
mặt đất.
Z: Hệ

số nén khí;
bằng 1,0 đối
với khí lý
tởng và biến
thiên từ 0,7
đến 1,2 đối
với khí thực.
Hệ số này có
thể tính đợc
theo toán đồ
Katz (Hình
7.13) khi biết
nhiệt độ và
áp suất giả
rút gọn
1
.
Sau
khi tìm đợc
Z, thay giá trị
hệ số nén ép
Z vào (7.6)
thì ta tính
đợc CGS.


1. Nhiệt độ giả rút gọn T
r
là tỷ số của nhiệt độ vỉa T
v

và nhiệt độ tới hạn T
c
, cũng nh thế áp suất giả rút gọn P
r
là
tỷ số của áp suất vỉa P
v
và áp suất tới hạn P
c

H
ình 7.13. Toán đồ tính hệ số nén Z theo phơng pháp Katz
Nhiệt độ giả
rút
gọ
n
á
p suất giả rút gọn

á
p suất giả rút gọn

Hệ số nén ép Z
Hệ số nén ép Z

220
Độ bo hoà khí lý thuyết có mối quan hệ phụ thuộc với độ bo hoà khí S
G
nh sau:
100.

CGS
S
G

= (7.7)
Ví dụ: Giá trị độ bo hoà khí lý thuyết xác định theo (7.6) bằng 0,5%; độ rỗng
xác định theo phơng pháp điện trở hoặc phơng pháp hạt nhân bằng 15%. Độ bo hoà
khí sẽ là:
%,
,.
S
g
33
15
50100
==

7.4.5. Tỷ số hàm lợng khí
Khí tự nhiên trong các thành hệ ở bể trầm tích có thành phần khác nhau phụ
thuộc vào điều kiện thành tạo và lịch sử tồn tại cuối cùng của chúng.
ở
các tầng nông,
gặp các khí CH
4
, CO
2
, N
2
, nhng chúng thờng không tích tụ lại trong các bẫy để tạo
thành mỏ. Các khí mà phép đo khí dung dịch khoan quan tâm là khí ở các lớp có chiều

dày lớn và thờng tích tụ lại để tạo thành mỏ trong các bẫy địa tầng hay bẫy kiến tạo.
Thành phần chính của các khí này hydrocacbon, cacbonic và khí nitơ.
Khí hydrocacbon đều có trong các mỏ dầu, khí hoặc than nhng thành phần của
chúng ở các loại mỏ đó hoàn toàn khác nhau.
Khí mỏ dầu đặc trng bằng nồng độ lớn những hydrocacbon nặng không chỉ có
hydrocacbon ở thể khí nh ethan, propan, butan, iso butan mà còn có cả những
hydrocacbon thuộc nhóm dầu nhẹ là C
5
H
12
, C
6
H
14
và cao hơn. ngời ta thấy trong khí
đồng hành khi khai thác dầu, nồng độ hydrocacbon nặng thờng có từ 2 - 10%, hữu hạn
có trờng hợp thành phần này chiếm tới 40 - 50%; hàm lợng CH
4
thờng 50 - 70%.
Khí ở các mỏ khí sạch có nồng độ hydrocacbon nặng không cao và ít khi vợt
quá 2 - 3%, còn CH
4
lại đạt tới 97 - 98%. Cũng có trờng hợp gặp hydrocacbon nặng
chiếm tới 3 -6%, đó là trờng hợp liên quan đến các vỉa khí trong các mỏ dầu khí.
Ngoài ra trong mỏ khí còn có thể gặp những khí H
2
S, CO
2
, H
2

, N
2
.
Khí trong các mỏ than đặc trng bởi hàm lợng hydrocacbon nặng rất thấp
khoảng từ 0,1 - 1% hoặc hầu nh không có.
ở
đây gặp chủ yếu là methan.
Tất cả những khí tự nhiên có thể ở trạng thái tự do hoặc hoà tan trong nớc,
trong dầu và hấp phụ trong đá. Những hydrocacbon nặng thờng hoà tan mạnh trong
dầu. Nhiệt độ và áp suất có ảnh hởng lớn đến trạng thái khí và dầu ở trong vỉa chứa. ở
dới sâu, nhiệt độ và áp suất cao các khí C
3
H
8
, nC
4
H
10
, iC
4
H
10
thờng ở thể lỏng và hoà
tan vào trong dầu. Khi lên gần mặt đất, nhiệt độ và áp suất giảm, phần lớn các thành
phần chuyển sang trạng thái hoá hơi.
Theo hàm lợng hydrocacbon nặng, khí tự nhiên đợc phân loại nh sau:
Khí mỏ dầu có hàm lợng hydrocacbon nặng 1 - 60% và lớn hơn.

221
%.

C
C
n
i
i
i
83100
1
<

=
%.
C
C
n
i
i
i
83100
1
>

=

=
n
i
i
C
1

Mỏ khí hoá lỏng hàm lợng hydrocacbon nặng 3 - 18%.
Khí ở mỏ khí hàm lợng hydrocacbon nặng từ 0 - 3%.
Khí ở mỏ than, hàm lợng hydrocacbon nặng từ 0 - 1%.
Để dễ phân biệt giữa chúng ngời
ta cần có thêm những dấu hiệu khác thể
hiện sự khác nhau về tơng quan giữa các
cấu tử riêng biệt trong khí tự nhiên. Dấu
hiệu đợc sử dụng trong phân tích là tỷ số
giữa hàm lợng các hydrocacbon với nhau.
Trong mỏ dầu

Trong mỏ khí
ở
đây:
: Tổng hàm lợng của các cấu
tử hydrocacbon từ C
1
đến C
n
.
Theo phơng pháp tỷ số, các khí
hydrocacbon lấy từ vỉa sản phẩm đợc phân
tích bằng sắc ký khí để có hàm lợng của
các khí thành phần C
1
, C
2
, C
3
, C

4
, Tính tỷ
số
2
1
C
C
,
3
1
C
C
,
4
1
C
C
và
5
1
C
C
. Các giá
trị tỷ số này đợc vẽ trên biểu đồ nh hình
7.14.
Trên biểu đồ có các vùng giới hạn
bằng các đờng thẳng không liền nét.
Vùng có triển vọng dầu đối với các vỉa có
tỷ số 2 <
2

1
C
C
10; 2 <
4
1
C
C
20; vùng
có triển vọng khí 10


2
1
C
C

35 và 20

4
1
C
C
200. Bên ngoài các giới hạn trên là vùng không có sản phẩm.
Các đờng đồ thị (nét đậm) nối các giá trị tỷ số
2
1
C
C
,

3
1
C
C
,
4
1
C
C
và
5
1
C
C

đối với từng vỉa nghiên cứu chỉ ra sự thay đổi của các tỷ số này. các đờng đồ thị này
rơi vào vùng triển vọng nào trên biểu đồ (dầu hay khí) thì vỉa nghiên cứu đó đợc xếp
vào vùng triển vọng đó.
H
ình 7.14. Khả năng chứa sản phẩm
của vỉa n
g
hiên cứu
T
ỷ
số h
y
drocacbon
Khôn
g

sản
p
hẩm
Khôn
g
sản
p
hẩm

222
Theo thứ tự:
2
1
C
C
,
3
1
C
C
,
4
1
C
C
nếu tỷ số đứng sau mà nhỏ hơn tỷ số đứng
trớc thì vỉa đó có thể là vỉa nớc.
Đặc biệt, tỷ số
3
2

C
C
đôi khi đợc sử
dụng để xác định vị trí đới dị thờng áp suất
làm cho chất lu từ vỉa chảy vào giếng dự báo
nguy cơ phun. Hình 7.15 là một thí dụ về sự
biến thiên của tỷ số
3
2
C
C

Ngoài phơng pháp phân tích trên biểu
đồ tỷ số các cấu tử khí thành phần để đánh giá
đặc trng của vỉa chứa, trong sản xuất còn sử
dụng biểu đồ tam giác thành phần và phơng
pháp tỷ số alkane nhẹ. Kỹ thuật biểu đồ tam
giác dựa vào tơng quan giữa các tỷ số
T
C
C
2
,
T
C
C
3
và
T
C

nC
4
(C
T
- hàm lợng khí tổng)
trong các mẫu khí để đánh giá triển vọng của
vỉa. Kỹ thuật tỷ số alkane nhẹ thì dựa vào 3
tham số:
54321
5432
CCCCC
CCCC
W
h
++++
+++
=
là tham số tỷ
lệ với độ ẩm của dầu hoặc khí;
543
32
CCC
CC
B
h
++
+
=
là tham số thể hiện khả năng chứa hydrocacbon của vỉa. B
h


càng cao triển vọng càng thấp và
3
54
C
CC
C
h
+
= là tham số hỗ trợ để đánh giá đặc trng
chứa của vỉa. C
h
<
2
1
vỉa thiên về khí ớt hoặc condensat; C
h
>
2
1
có khả năng là vỉa
chứa dầu.
7.4.6. d- exponent
Từ lâu ngời ta đ nhận thấy rằng khi khoan qua các lớp đá sét ở phần lát cắt có
áp suất cao thì vận tốc khoan (ROP) tăng cao. hiện tợng này đợc giải thích nh sau:
ở
điều kiện địa chất bình thờng, sét đợc nén chặt do áp suất thạch tĩnh, vì thế càng ở
chiều sâu lớn thì sét càng bị nén chặt làm cho mật độ, độ bền cơ học, độ cứng tăng, độ
rỗng giảm và lợng chất lu trong các lớp sét vì vậy cũng giảm. Nhng ở vùng có dị
thờng áp suất cao thì sét không bị nén chặt, bức tranh vừa nêu lại bị thay đổi, ngợc

lại, nghĩa là độ rỗng và lợng chất lu tơng đối trong sét tăng, mật độ, độ bền cơ học
giảm làm cho các tham số khoan thay đổi.
H
ình 7.15. Thay đổi tỷ số
3
2
C
C
ở vỉa
có hiện tợng chất lu chảy vào giếng.
Nóc dị thờng
áp suất

223
ở
đây, vấn đề đợc đặt ra là liệu dựa vào sự thay đổi của các thông số khoan
nh vận tốc, vòng quay rotor (RPM), tải trọng của choòng (WOB), kích thớc choòng
(BS) ta có thể tính đợc áp suất thành hệ trong tầng sét không?.
Để trả lời câu hỏi đó, ngời ta đa ra một phơng trình có tên gọi là phơng
trình khoan, biểu thị khả năng khoan. Một trong những phơng trình do Jorden và
Shirley (1966) đa ra có dạng:
d
BS
WOB
RPMROP







=
(7.8)
Từ đó, d- exponent là tham số biểu thị khả năng khoan có thể đợc tính
BS
WOB
ln
RPM
ROP
ln
d
exp
= (7.9)
Về sau (1971) phơng trình (7.9) đợc hiệu chỉnh sửa đổi khi tính đến sự khác
nhau giữa áp suất của dung dịch ở đáy giếng và áp suất thuỷ tĩnh ở cùng chiều sâu.
Một hiệu chỉnh khác cũng đợc đa vào là đệm (áo) choòng và loại choòng:
ECD
G
.
BS
WOB.,
ln
RPM
a.ROP,
ln
d
H
p
exp
3

10
7655
60
283
= (7.10)
ROP tính bằng m/h G
H
- gradien áp suất thuỷ tĩnh - kg/dm
3

RPM tính bằng vg/ph ECD - Mật độ tuần hoàn tơng đơng- kg/dm
3

WOB tính bằng tấn a-hệ số phụ thuộc khoảng cách từ choòng đến áo, thay đổi từ 1 - 8
BS tính bằng m p-hệ số phụ thuộc loại choòng.
p = 0,5 - 0,6 đối với choòng có răng.
p = 0,2 choòng có gắn cacbit
p = 0,01 choòng có gắn kim cơng.
Giá trị d
exp
thờng gặp thay đổi từ 0,5 đến 3. Nó đợc ghi lại trên biểu đồ bán
logarit (Hình 7.16) khi tiến hành đo đồng thời với quá trình khoan.
Gradien áp suất thuỷ tĩnh (G
H
) hay gradien áp suất vỉa bình thờng là gradien áp
lực của cột nớc có cùng chiều cao bằng chiều sâu giếng khoan tính theo phơng thẳng
đứng.


224

Mật độ tuần hoàn tơng đơng (ECD) là tham số tính đến sự giảm áp của cột
dung dịch đối lu giữa bên ngoài cần khoan và thành giếng (vành xuyến). Khi vận
động theo phơng thẳng đứng từ đáy lên miệng giếng, nếu thành giếng trơn nhẵn thì sự
mất áp ít, ngợc lại thành giếng ghồ ghề, xần xìu thì mức giảm áp sẽ tăng cao. giá trị
giảm áp của dung dịch đối lu trong vành xuyến P
D
bằng tổng

P
A
của giá trị giảm áp
trong toàn lát cắt của vành xuyến. Đại lợng này đợc tính tự động nhờ một chơng
trình có tên là chơng trình thuỷ tĩnh đ cài đặt sẵn trong máy tính.
Khi đó, mật độ tuần hoàn tơng đơng đợc tính:






+
=
3
09810
dm
kg
,
Z,
PP
ECD

V
DH
(7.11)
Z
V
- chiều sâu của vỉa tính theo phơng thẳng đứng (chiều sâu tuyệt đối)
Trong đó: P
H
= 0,0981.
m
.Z
V
(với
m
- mật độ dung dịch) gọi là áp suất lên
thành hệ trong quá trình khoan (áp suất đáy giếng) tính bằng đơn vị [bar].
H
ình 7.16. Thí dụ đo ghi
d
ex
p
,

225
Ngoài tham số d - exponent ngời ta còn chú ý đến một tham số (

) căn bậc
hai của ứng suất

. Tham số

)(

cũng có quan hệ với ROP, RPM, WOP và BS theo
một phơng trình thực nghiệm tơng tự nh d
exp
nhng không đợc sử dụng rộng ri.
Một ứng dụng quan trọng của d
exp
là tính áp suất vỉa hay áp suất chất lu trong
lỗ rỗng.
Để tính áp suất chất lu trong lỗ rỗng của các thành hệ, việc đầu tiên là vạch
đờng xu thế (trend) của d
exp
trong các vỉa sét có điều kiện nén ép bình thờng (d
cn
)
đờng trend đợc vẽ theo phơng trình:
ln(d
cn
) =

Z
V
+

(7.12)
Trong đó:
Z
V
Chiều sâu tuyệt đối của vỉa.


và là các tham số có thể đợc xác định theo các cách:
- Tự động theo phơng pháp tính hồi
quy, chọn một điểm rơi vào giữa hai hay
nhiều điểm đ biết trớc giá trị của tham số
nghiên cứu.
- Thủ công theo một vài điểm trớc khi
dùng chơng trình tính bình phơng tối thiểu.
- Ước lợng: ngời phân tích xác định
đờng xu thế theo tính toán thực nghiệm.
Hình 7.17 là sơ đồ chỉ rõ nên chọn
các điểm (2, 3 và 4) hay loại bỏ (điểm 1) để
xác định các hệ số cho phơng trình (7.12).
Mọi phép phân tích của d
exp
theo tốc
độ khoan đều dựa trên cơ sở của một gần đúng sát nhất với đờng xu thế.
Việc này tơng đối dễ nếu làm cho toàn bộ lát cắt của giếng khoan nhng hơi
phức tạp vì phải xác định tiến trình khoan.
Ví dụ, ngang với chiều sâu Z
n
nào đó ta tính đợc d
cn
theo phơng trình (7.12)
và d
exp
theo phơng trình (7.10). Khi đó, gradien áp suất lỗ rỗng (áp suất vỉa) G
FP
có thể
tính nh sau:

2,1
cn
d








=
exp
HOBFP
d
).G - (G G
(7.13)
Trong đó:
G
OB
- Gradien áp suất thạch tĩnh.
H
ình 7.17. Xác định xu thế của
d
exp
.

Lề phải
Lề trái
á

p
suất cao
Khoảng dịch hồi quy
Đ
ờn
g
xu thế
(
Trend
)