L&TD

Ngoài ra bài viết còn đề cập tới các biểu hiện dầu khí qua tài liệu địa vật lý, địa chất ở những khoảng độ sâu thành hệ thu hồi mẫu lõi tương ứng.

I. Đại cương

Một trong những nhiệm vụ của công tác dịch vụ địa chất (Geoservices) là thu hồi, bảo quản mẫu lõi. Trước khi đưa mẫu lõi vào bảo quản phải quan sát, mô tả những dấu hiệu, những biểu hiện dầu khí trực tiếp (những quan sát bằng mắt thường có thể nhận thấy) đó là: màu sắc, cấu tạo, độ hạt, phân lớp, phân phiến, độ bão hòa dầu (màu sắc dầu trong toàn bộ khối mẫu), chảy nhỏ giọt, mùi, phát quang trực tiếp, gián tiếp (direct fluorence, cut fluorence), kích thước nứt nẻ, hang hốc biểu hiện trực tiếp trên mẫu lõi... Sau khi hoàn thành các công việc mô tả các quan sát trực tiếp mới tiến hành công tác thu hồi bảo quản.

Việc mô tả các quan sát mẫu lõi tại thực địa tuy có nhiều mặt sơ khai, hạn chế, chưa được cụ thể, tỷ mỷ do điều kiện hiện trường sản xuất, nhưng lại là những thông tin ban đầu vô cùng quý giá. Nhiều mẫu lõi có những biểu hiện địa chất rõ nét đến mức ta có thể biết được nguồn gốc thành tạo thành hệ chứa dầu, dấu hiệu của các hoạt động kiến tạo, hướng của các đứt gãy...

1. Quan sát biểu hiện dầu trong đá trầm tích
Ở trong thành hệ trầm tích, vỉa sản phẩm chủ yếu nằm trong các lớp cát kết, có cấu tạo, độ hạt, độ mài tròn và chọn lọc khác nhau. Thông thường hạt càng thô càng có khả năng tốt trong việc chứa sản phẩm. Về lý thuyết, cát kết hạt thô có khả năng chứa lớn hơn so với hạt mịn do có độ rỗng, độ thấm hiệu dụng cao hơn. Tuy nhiên trên thực tế lại không hẳn như vậy, trong Hình 1 là các lớp cát kết hạt mịn có độ bão hòa dầu lớn có thể nhìn bằng mắt thường và có các biểu hiện bên ngoài cho thấy màu sắc, độ bão hòa dầu lớn hơn so với lớp cát kết hạt thô (Hình 2).

Hình 1. Cát kết hạt mịn chứa dầu

Hình 2. Cát kết hạt thô chứa dầu

2. Quan sát các biểu hiện dầu trong đá móng
Các vỉa sản phẩm trong móng cho ta dòng sản lượng lớn. Những vỉa này thường nằm trong đới nứt nẻ của đá móng. Các đới nứt nẻ có nguồn gốc nguyên sinh và thứ sinh.

- Nứt nẻ nguyên sinh: được hình thành do sự co rút giảm thể tích sự thoát ra của chất bốc, bọt khí khi đông cứng của khối magma nóng chảy.

- Nứt nẻ thứ sinh: hình thành do các hoạt động thủy nhiệt của nước vỉa, rửa dũa, gặm mòn thực hiện trên chính các nứt nẻ nguyên sinh tạo ra hang hốc mặt tuyến nứt nẻ (Hình 3, 4). Các hoạt động thủy nhiệt có hai tác động ngược chiều nhau trong việc hình thành bể chứa, vì dòng thủy nhiệt khi đã bão hòa các khoáng vật hòa tan sẽ lắng đọng kết tủa lấp đầy các khoảng trống của khe nứt. Hình 5, 6 thể hiện mạch canxit, zeolit đã lấp đầy khe nứt, làm mất khả năng chứa dầu của khe nứt.

Nứt nẻ thứ sinh còn được hình thành do các yếu tố kiến tạo. Các đứt gãy khu vực kéo theo nhiều đới nứt nẻ thứ sinh, đứt gãy nhỏ

Hình 3. Nứt nẻ chứa dầu

Hình 4. Mặt phẳng nứt nẻ

Hình 5. Calcite lấp đầy khe nứt  Hình 6. Mạch zeolit trong khe nứt

Hình 7. Nứt nẻ chứa dầu có nguồn gốc                                  Hình 7A. Đá Andesite Poocphia

hỗn hợp giữa kiến tạo và thủy nhiệt 4271m

Hình 7B. Dưới kính 1 Nikon

Hình 7C. Cacbonat dạng hạt biến tính chứa dầu

Khi nứt nẻ được hình thành do sự kết hợp giữa hoạt động kiến tạo và thủy nhiệt sẽ tạo ra các đới hang hốc lớn có khả năng chứa rất tốt. Hình 7 là mẫu chứa dầu trong đới nứt nẻ được tạo ra do hỗn hợp giữa nguồn gốc kiến tạo và hoạt động thủy nhiệt, rửa dũa, khử điển hình của quá trình biến đổi thứ sinh tạo ra vỉa có dạng hang hốc lớn, bên trong là các tinh thể canxít, zeolit chồng chéo nhau tạo ra những khoảng hở được dầu thẩm thấu lấp đầy.

Hình 7A là mẫu đá móng thuộc thành hệ phun trào trung tính Andezit poocphia. Các nứt nẻ nguyên sinh tạo ra do quá trình dung nham phun trào, sau đó kết tinh nhanh nên các bọt khí, chất bốc chưa kịp thoát và sự co rút thể tích khi đông cứng, cùng với các quá trình biến đổi thứ sinh khác (như cacbonat, clorit zeolit hoá) thực hiện kế thừa trên các nứt nẻ nguyên sinh tạo ra hang hốc có các mạch thạch anh thứ sinh dạng chóp nhỏ mọc vuông góc với thành mạch khe nứt, hang hốc chứa đầy dầu. Trong trạm Geoservices có các thiết bị thí nghiệm, xác nghiệm hoá lý có thể nhận thấy đá Andezit poocphia đã bị cacbonat hoá từng phần, cacbonat dạng hạt biến tinh, có khi gặp cả các tinh thể zeolit xen lẫn dầu (Bitum) trong các khe nứt hang hốc đó (Hình 7B - kính hiển vi 1 nicon và Hình 7

C - kính hiển vi 2 nicon).Ngoài ra trong móng có những hang hốc lỗ hổng, khe nứt, vi khe nứt lấp đầy dầu, có thành phần thạch học là Granit poocphia, thỉnh thoảng gặp các ban tinh Microlin hoặc thạch anh…, với nền toàn kết tinh hạt nhỏ gồm thạch anh, fenspat, mica. Các mảnh dăm là đá macma và nền kết dính là phun trào trung tính có nguồn gốc á núi lửa (Hình 8).Quan sát Hình 9 ta thấy: Bitum lấp đầy trong các khe nứt thô lỗ hổng hoặc vi khe nứt của khối siêu biến chất. Đặc biệt hơn là mẫu ở Hình 9A, trong khối đá Microdiorit chúng ta có thể quan sát thấy các khe nứt, các mặt trượt đứt gãy phát triển song song với nhau theo một hướng. Các mặt trượt này có nơi thì chứa dầu, nơi khác thì chứa cả canxít hoặc zeolit. Trong quá trình siêu biến chất, vì có các hoạt động kiến tạo kết hợp với nhiệt độ nóng chảy nên theo quan điểm của chúng tôi thì có những khe nứt nguyên sinh có kích thước lớn được tạo ra ngay trong quá trình thành tạo thành hệ này và có khả năng chứa rất tốt (Hình 9B).          

                                                                                          Hình 8. Đá có nguồn gốc phun trào trung tính - Á núi lửa

Hình 9. Bitum trong cá lỗ hổng, vi khe nứt của khối siêu biến chất

Cần nói thêm, các mẫu chứa dầu (mẫu Hình 9, 9A, 9B, 10, 11) đại diện cho thành hệ, được thành tạo trong quá trình siêu biến chất là quá trình địa chất khá đặc biệt.

II. Điểm qua lịch sử địa chất về quá trình siêu biến chất
Qua trình siêu biến chất là quá trình biến chất mạnh, mang tính khu vực làm cho các đá có thành phần axit chuyển thành dung thể macma. Quá trình này hình thành trong điều kiện có thêm những thành phần từ bên ngoài đưa tới (theo Holmquist 1909, 1916).
Quan điểm khác lại cho rằng: Siêu biến chất là quá trình nóng chảy của đá do sự tăng cường của biến chất khu vực, nhưng không có thêm vật chất từ bên ngoài đưa tới (Sederholm 1913, 1916).

Ngoài ra còn có thêm quan điểm khác của nhiều nhà nghiên cứu (Bart, 1956; Elixeev, 1959; Surkin, 1957; Xudovikov, 1964; Xarantrina, Sinkarev, 1967) cho rằng: Siêu biến chất là quá trình biến chất khu vực mãnh liệt xảy ra ở dưới mức độ nóng chảy của các đá axit và ứng với mức độ biến chất nhiệt độ cao của tướng Amfibolit. Siêu biến chất là kết quả tổng hợp của nhiều quá trình phức tạp nhiệt độ tăng cao, ảnh hưởng của áp suất, tác dụng của các chất bốc, sự phân bố lại mạnh mẽ của các hợp phần hóa học do biến chất trao đổi và thay thế macma, sự di chuyển của dung thể mới thành tạo, sự phát triển của phân dị biến chất, tái kết tinh. Xudovikov (1964) đặc biệt nhấn mạnh vai trò của các quá trình biến chất trao đổi trong siêu biến chất, còn Xarantrina và Sinkarev (1967) lại nhấn mạnh vào sự nóng chảy và cho rằng độ sâu biến chất phải lớn hơn độ sâu mà ở đó Granit nóng chảy, do đó Siêu biến chất bao gồm các hiện tượng: Micmatit hóa, Granit hóa, anatexi. Siêu biến chất thường xảy ra trong đới uốn nếp mạnh, có khuyng hướng chuyển thành sản phẩm cuối cùng là granit.

Micmatit hóa là quá trình tạo ra đá hỗn hợp macma với nguyên liệu cứng khác, được hình thành do dung thể macma tiêm nhập vào thớ lớp của đá phiến hoặc do sự nóng chảy của bộ phận của đá phiến trong micmanit. Có thể phân biệt hai yếu tố: A) nền đá Para gơnai hoặc Octo gơnai. B) Nguyên liệu mạch chủ yếu là Granit, Granodiorit, Plagiogranit, Diorit, Sienit, hiếm khi là Gabro. Nguồn gốc của Micmatit do quá trình biến chất khu vực, siêu biến chất và biến chất trao đổi.

Có quan điểm khác cho rằng: Micmatit là sản phẩm đặc trưng cho quá trình siêu biến chất trong giai đoạn dở dang trên con đường chuyển biến các thành phần bất kỳ thành Granitoit.

Theo hình thái có thể chia ra các loại: Micmatit dăm kết (Acmatit - Hình 10), Micmatit phân nhánh, Micmatit dạng tảng (Hình 9B), Micmatit ruột (Pticmatit - Hình 9), Micmatit phân lớp (Hình 11), Micmatit đốm vết, Micmatit dạng thấu kính, Micmatit uốn nếp...

*Granit hóa: Quá trình biến đổi thành phần hóa học và khoáng vật của đá khiến chúng gần với Granit về kiến trúc và thành phần.
Đặc điểm của quá trình granit hóa là:

+ Hoạt tính cao của kiềm với tính di động của nước và khí cacbonic.

*Anatexi: Quá trình này làm nóng chảy tại chỗ các đá cứng và biến chúng thành macma. Vinkler (1969) đã chứng minh quá trình anatexi bằng thực nghiệm các đá có chứa thạch anh, plagiocla và các khoáng vật chứa kali bắt đầu nóng chảy ở nhiệt độ 665 - 7400C dưới áp suất 2000 Bar. Nếu có chứa flo thì nhiệt độ nóng chảy còn thấp hơn nữa.

III. Các biểu hiện dầu khí qua tài liệu địa vật lý, địa chất

1. Tài liệu địa vật lý, địa chất thể hiện các vỉa cát kết chứa dầu

Hình 12 là tài liệu Carota điện thể hiện các vỉa cát kết ở khoảng độ sâu 3670 - 3710m.Trong khoảng độ sâu này có hai vỉa cát kết (3672 - 3676 ; 3689 - 3700). Với các giá trị BK từ 70-80 Wm ; MBK: 60 - 160 Wm; trong khoảng độ sâu 3689 - 3700m, giá trị Caliper (đường kính) biến đổi 162,6 - 180mm. Như vậy đường kính giếng khoan có những điểm nhỏ hơn đường kính choòng khoan. Ở đoạn này (165mm) chứng tỏ có sự thu hẹp thành giếng khoan do chiều dày lớp vỏ bùn để lại, vì có thấm lọc của dung dịch khoan vào vỉa. Đây là một tính chất khá đặc trưng của các vỉa cát kết.

Hình 13 là sự thể hiện của các vỉa cát kết này trên tài liệu Materlog của phương pháp Carota khí. Khi đi qua các vỉa cát kết tốc độ khoan cơ học (ROP: Rate Operation Penetration) tăng lên (khoan đi nhanh hơn), phân biệt rõ rệt so với vỉa sét kết (tốc độ khoan khi đi qua các vỉa cát biến đổi từ 5 - 9 phút/m, còn ROP trong sét kết từ 17 - 23 phút/m cho khoảng chiều sâu này). Khi khoan qua các vỉa cát kết chứa dầu, hàm lượng khí cacbuahydro xuất hiện (total gas, khí thành phần: C1; C2; C3; iC4; nC4). Trong mẫu vụn thu nhận, có phát quang trực tiếp (Direct Fluorence) và gián tiếp (Cut Fluorence).

2. Tài liệu địa vật lý, địa chất thể hiện đới nứt nẻ chứa dầu
Các đới nứt nẻ trong móng thể hiện trên tài liệu Carota điện như Hình 14: Tương ứng với độ sâu 4269 - 4273m, do đường kính giếng khoan đoạn độ sâu này khá ổn định nên giá trị BK và MBK gần như trùng nhau ~ 200 Wm, thể hiện một đới nứt nẻ có triển vọng điển hình (BK, MBK <1000 Wm). Trên đường DT (AK) có giá trị 77 m/F (Micro second/Feet) cũng thể hiện đới nứt nẻ (giá trị chung của móng là 50 - 52 m/F).

Trong tài liệu Materlog của phương pháp Carota khí cũng thể hiện đới nứt nẻ này khá rõ (Hình 15). Trên các đường Rop, hàm lượng khí: Khí Tlgas, khí thành phần, phát quang gián tiếp và trực tiếp và một biểu hiện rất quan trọng là sự mất dung dịch vào vỉa trong khi khoan, thường ở những đới mất dung dịch với khối lượng lớn ở nới đó cho những vỉa dầu có sản lượng tốt.

3. Biểu hiện của đới nứt nẻ trên những tham số công nghệ khoan
Trong thực tế những tham số công nghệ khoan (những tham số tức thời thể hiện quá trình khoan) lại là những dấu hiệu thông tin về vỉa dầu khí trong đới nứt nẻ của móng tức thời, chính xác và tin tưởng nhất. Tài liệu Carota điện (Logging Wire Line) đo được trong móng, nơi mà ở đó đới nứt nẻ chứa dầu khí có chiều sâu lớn, nhiệt độ cao nên các đường cong ít phân dị rõ rệt khi qua các vỉa dầu khí, còn tài liệu Carota khí (Mud logging) thì thông tin nhận biết thu thập được nhanh nhất cũng phải bằng thời gian chậm đến LG Time, hay độ sâu chậm đến LG Depth của đáy giếng khoan. Do vậy chính những thông số công nghệ khoan (đo được tại trạm Carota khí - Mudlogging unit) lại là những thông tin tức thời thể hiện rõ nét nhất đới nứt nẻ trong móng, đó là: Sum 1, Spp, Rop instant, Moment.

3.1. Thông số SUM 1
Sum 1 = Pit 1 + Pit 2 + Pit 3 là thể tích các bể chứa dung dịch khoan trong hệ thống tuần hoàn dung dịch khoan. Mức dung dịch hầu như ổn định suốt quá trình khoan trong đá khối rắn chắc. Chiều sâu giếng khoan tăng lên, sự hao hụt mức dung dịch do chiều sâu luôn luôn được bổ sung thêm, đại lượng Sum 1 = V1 + V2 + V3 (M3) luôn là một hằng số ổn định. Khi khoan vào đới nứt nẻ, mức thể tích dung dịch khoan giảm mạnh do dung dịch khoan chảy vào thành hệ, chỗ có nứt nẻ. Do vậy khi vào đới nứt nẻ trong móng chứa dầu SUM 1 giảm rất nhanh, nhất là khi mất tuần hoàn. SUM 1 có thể = 0 (dung dịch trong các bể đã chảy hết vào thành hệ nứt nẻ trong móng). Hình 16: Các loại máy đo Pit Level).
3.2. Thông số SPP
SPP (Stand pipe pressure): là áp suất bơm tuần hoàn dung dịch, được tạo ra do máy bơm đặt trong hệ thống tuần hoàn nhằm duy trì lưu lượng tuần hoàn và đẩy các mẫu vụn (Slam) từ đáy giếng khoan đi lên. Khi vào đới nứt nẻ, Spp giảm mạnh do dung dịch chảy vào đới nứt nẻ. SPP giảm không đủ để duy trì, lưu lượng ra sẽ nhỏ, thậm chí mất luôn lưu lượng ra.
3.3 Thông số Return
Return là giá trị biểu kiến của lưu lượng tính bằng % đo được ở cửa ra của dòng lưu lượng dung dịch tuần hoàn. Khi dòng dung dịch bằng mức lưu lượng ra theo tính toán sẽ bằng 100%, khi dung dịch bị mất lớn ra không hồi lại ở cửa ra sàng rung, chảy hết vào thành hệ bằng 0%.

3.4. Thông số Rop instant

- Rop inst (rate operation penetration instant): tức là vận tốc khoan tức thời được tính ra (m/giờ) của 0,1m

chiều sâu vừa được khoan qua. Ví dụ: 0,1m vừa khoan qua hết 3 phút thì Rop inst = 2m/giờ. Khi vào đới nứt nẻ, Rop inst sẽ đột ngột tăng lên, có thể lên tới 90 - 100m/hrs.
- Torque (Momen): Do chế độ khoan xoay cần (Hình 18), Top Driver và bàn mâm Rotor luôn quay. Do quay như vậy nên nó luôn tạo ra một mô men quay trên toàn bộ

thiết bị khoan cụ (cần khoan, choòng khoan…). Đất đá sẽ tạo ra một ứng lực tương đương cản trở đến việc quay của bộ khoan cụ, đại lượng này đo được ở trên trạm Muddloging có tên là Torque (Moment), đơn vị tính là KNM (Kiloniuton x m). Khi khoan vào đới nứt nẻ, do thành hệ là rỗng xốp nên Torque giảm rõ rệt, do tốc độ khoan tăng, dung dịch khoan tải lên không kịp vướng vào định tâm của bộ khoan cụ và chính điều này lại có xu thế làm tăng Torque. Dấu hiệu nhận biết là trên đường Torque, khi vào đới nứt nẻ đầu tiên Torque giảm mạnh (Preball up), sau đó có xu thế tăng dần lên, do bị vướng bó (Ball up). Điều này càng được thể hiện rõ khi Spp giảm. Khi Spp giảm, lực để tải đất đá, mẫu vụn đi lên bị giảm đi, làm mẫu vụn, đất đá bớt tụ lại nhiều ở định tâm, bớt lại phần nào tiết diện dòng chảy. Chính yếu tố này lại làm Spp tăng nhẹ. Hiện tượng này đặc trưng cho nứt nẻ móng điển hình (thường là vỉa sản phẩm), có thể theo dõi được nếu việc mất dung dịch không lớn lắm, vẫn có thể duy trì được các chế độ dung dịch và công nghệ để khoan tiếp. Như vậy, khi khoan trong móng có hiện tượng Ballup và PreBallup, ta có thể sơ bộ đáng giá đó là một đới nứt nẻ trong móng.

Kết luận và đề nghị
Trong công tác dịch vụ địa chất, nên trang bị các thiết bị phân tích tại thực địa để có những phân tích mẫu lõi, mẫu vụn tỷ mỷ hơn, cung cấp những thông tin dữ liệu tức thời quý giá.
Nên có những mô tả, so sánh mẫu lõi và mẫu vụn thu nhận được ngay trong quá trình khoan mẫu lõi để tìm ra sự sai lệch chung cho công tác mô tả mẫu slam so với mẫu lõi.

Tài liệu tham khảo

 1. Larsen G and Chilingas G.V, 1967. Diagenesis in Sedments elsevier. Publishing Company. New York.
2. Trần Lê Đông, Hoàng Văn Quý, Phạm Tất Đắc. Biến đổi thứ sinh trong các thành tạo trầm tích Oligocen ở mỏ Bạch Hổ.
3. Nguyễn Tuấn Anh. Nhận diện và phát hiện đới phong hoá, nứt nẻ móng và đánh giá khả năng chứa của móng dựa trên tài liệu Carota khí. Tạp chí Dầu khí số 02/2002. 
4. Tài liệu Địa vật lý tổng hợp, tài liệu Materlog - Carota khí. Phòng lưu trữ Xí nghiệp Địa vật lý, Vietsovpetro.

(Theo tạp chí dầu khí )

KS. Nguyễn Tuấn Anh
Xí nghiệp Địa vật lý, Vietsovpetro
KS. Hoàng Thị Minh Châu
Viện Nghiên cứu và Thiết kế, Vietsovpetro