Giáo trình địa vật lý giếng khoan part 8 pdf

190
a. Sự kéo dài của thời gian truyền (

t) do trớc khi đến chấn tử thu thứ hai (xa)
sóng bị suy giảm mạnh, biên độ sóng ở đó nhỏ hơn ngỡng phát hiện của máy (hình
6.24). Trong trờng hợp đó giá trị

t bị
kéo dài.
b. Bỏ sót chu kỳ: Có một số trờng
hợp do chọn ngỡng đo quá thấp hoặc
năng lợng (biên độ) sóng tới chấn tử xa
quá yếu nên triger đánh dấu thời gian chỉ
làm việc với chu kỳ thứ hai hoặc thứ ba
(hình 6.25). Vì thế
t kéo dài thêm ít nhất
một chu kỳ. Hiện tợng sóng bị hấp thụ
mạnh trớc khi tới chấn tử thu xa có thể
do vỉa bo hoà khí, có khi cả dầu Trong
đá cacbonat và đá móng. Hiện tợng này
còn có thể do gặp đới nứt nẻ mạnh làm
cho sóng bị giảm biên độ.
c. Kích thớc giếng
Khi đờng kính giếng quá lớn, thì
sóng đi từ chấn tử phát lên thành giếng và
từ thành giếng đến chấn tử thu thì dài hơn
đoạn đờng từ chấn tử phát đến chấn tử thu thứ nhất. Trong trờng hợp đó tín hiệu đầu
tiên đến chấn tử thhu gần là tín hiệu sóng đi thẳng qua dung dịch. Muốn khắc phục
hiện tợng này phải bố trí Zond đo định tâm trong giếng khoan.
Trong giếng khoan nếu chứa

dung dịch có hoà tan không khí
hoặc gas thì sóng dễ bị hấp thụ, suy
giảm năng lợng đặc biệt là tín hiệu
ở chấn tử thu thứ nhất.
Hiện tợng hoà tan khí trong
dung dịch khoan thờng gặp ở ngay
các vỉa chứa khí.
d. Vùng ngấm dung dịch
Dung dịch trong vùng ngấm
có thể không ảnh hởng đến số đo
ở vỉa nớc. Trong các vỉa chứa dầu
hoặc khí bo hoà nớc cao thì tốc
độ truyền sóng âm trong các đới
rửa và đới nguyên là hoàn toàn
khác nhau.
Trong trờng hợp đới ngầm sâu, số đo siêu âm thờng chỉ phản ánh đới rửa và
gần nh không thể hiện sự có mặt của dầu khí trong đá chứa.
H
ình 6.24. Sự kéo dài thời gian do sóng
âm bị suy giảm mạnh trớc khi đến chấn
tử thu xa
Gần
Xa
Ngỡng phát
hiện
Ngỡng phát
hiện
Tín hiệu bị
suy giảm
Tín hiệu

bình thờng
Thời
g
ian kéo dài
B
iên độ
T
hời gian
H
ình 6.25. Sự bỏ sót chu kỳ
Gần
Xa
Biên độ
Ngỡng
phát hiện
Tín hiệu thờn
g
T
hời
Tín hiệu bị suy giảm
Chu k
ỳ
b
ị

bỏ sót
Ngỡng
phát hiện

191

Trờng hợp đới ngầm nông hoặc không có đới ngầm thì khí và dầu nhẹ sẽ có
ảnh hởng rõ ràng lên số đo. Nếu giá trị đo

t nhỏ hơn trong dung dịch thì số đo này
thể hiện phần môi trờng trong đới nguyên. Tuy nhiên, khi sử dụng giá trị đo này để
tính độ lỗ rỗng thì phải hết sức thận trọng. Nếu giá trị

t đo đợc lớn hơn giá trị

t
f

trong dung dịch khoan (hay gặp ở các lớp đất đá gần mặt đất, độ nồng lớn) thì rõ ràng
giá trị đo siêu âm gần với

t
m
trong dung dịch và giá trị

t trong đới nguyên cũng
không thể bị giảm đi. Để xác định nó ta phải thực hiện các phép hiệu chỉnh nhng
không nên dùng nó trong xác định
độ lỗ rỗng.
Khi không có đới ngầm và
đoạn giếng ở chế độ khai thác nhẹ
(có dầu khí từ vỉa chảy chậm vào
giếng) thì có thể xuất hiện các bong
bóng khí dầu trong dung dịch, gây ra
hiện tợng suy giảm sóng mạnh mẽ
và gía trị

t đo đợc dài ra. Đôi khi
cũng có thể gặp tốc độ âm trong đá
rất thấp (

t, cao) do vỉa nớc có bo
hoà khí, dù rất ít nhng chúng đ tạo
thành các bọt khí lơ lửng trong nớc
và làm cho sóng âm bị hấp thụ
mạnh. Đomenico (1976) đ chỉ rõ là
khi bo hoà khí tới 15% thì sẽ làm
tốc độ sóng nén giảm đột ngột (hình
6.26). Cả đo về thực nghiệm và tính
toán lý thuyết đều thẳng nh vậy.
e.
ả
nh hởng của vết nứt theo phơng bán kính
Ta biết rằng khi khoan giếng, choòng khoan làm rạn nứt đất đá ở thành giếng
khoan. Mức độ rạn nứt trong đất đá giảm dần theo phơng bán kính. Các đá có thể gặp
hiện tợng này (sét, sét vôi) là các đá dễ tạo thành sập lở thành giếng. Các vết rạn nứt
thành giếng sẽ làm cho thời gian đo

t dài ra, tơng đơng với tốc độ quá thấp. Các vết
nứt theo phơng bán kính thờng sẽ ảnh hởng lên số đo của các Zond do ngắn mạnh
hơn là các Zond đo dài.
6.5.9. Dấu tích luỹ thời gian truyền sóng
Để xác định vận tốc lớp trong địa vật lý ở giếng khoan, các máy đo tốc độ âm
đợc thiết kế thêm chức năng đánh các dấu tích luỹ thời gian truyền sóng theo phơng
song song với trục giếng khoan. Các dấu vạch ngang thờng đợc ghi ở bên trái của
băng ghi

t. Khoảng cách giữa hai dấu vạch ngắn liên tiếp là khoảng chiều sâu mà
sóng truyền trong đơn vị thời gian bằng 1ms. Trên băng cứ 10 khoảng dấu vạch ngắn
thì đến một vạch dài. Nh vậy, khoảng cách giữa hai vạch dài liên tiếp là khoảng sâu
để sóng lan truyền hết 10ms (Hình 6.27).
Hình 6.26. ảnh hởng của khí bo hoà
lên tốc độ sóng nén trong đá gắn kết yếu
Tốc đ
ộ
của són
g
nén
Số đo
Tính toán
Độ
bão hoà kh
í
Tốc độ (ft/s)

192
Hiển nhiên là các dấu tích luỹ cũng chịu các sai số nh

t. Dựa vào các vạch
tích luỹ thời gian, ta có thể xác định vận tốc lớp cho đoạn giếng khoan bất kỳ.
6.5.10. Các ứng dụng
Phơng pháp tốc độ sóng âm (

t) đợc sử dụng chủ yếu là để xác định độ lỗ
rỗng (

S

) của thành hệ đá chứa. So với các phơng pháp hạt nhân, các số đo của
phơng pháp tốc độ âm ít chịu ảnh hởng của giếng khoan nên có thể dùng nó để xác
định độ lỗ rỗng thứ sinh của các vỉa đá chứa, đặc biệt là trong trờng hợp các tầng chứa
là đá cacbonat hay đá móng kết tinh.
Phơng pháp tốc độ sóng âm cũng đợc dùng để xác định thạch học khi kết hợp
với phơng pháp Neutron và Gamma tán xạ mật độ. Phơng pháp đồ thị trực giao M và
N có thể sử dụng nhằm mục đích nêu trên. Số đo tốc độ siêu âm không nhạy với sự
thay đổi đờng kính giếng khoan nên phép đo này có thể dùng để nghiên cứu độ nén ép
trong các tập cát sét hoặc tính toán tỷ số
t
S
/t
P
.
Từ số đo (1/

t) ta xác định đợc
tốc độ (V) lan truyền của sóng đàn hồi,
vì thế khi kết hợp với phơng pháp mật
độ (FDC) ngời ta có thể tính toán đợc
trở kháng âm (Acoustic impedance r =
V.
) và hệ số phản xạ giữa hai lớp 1 và
2, R
1-2
:
Công thức (6.17) là đại lợng
giúp cho việc phân tích chính xác từ tài
liệu tuyến địa chấn thẳng đứng, xác
định tớng địa chấn, xác định bản chất

của chất lu bo hoà trong vỉa.
Chất lu bo hoà trong vỉa có thể
đợc nhận biết rõ ràng hơn khi so sánh
các số liẹu đo âm với các phơng pháp
khác (Neutron - Mật độ - Điện trở).
Cũng nh các phơng pháp
khác, phơng pháp tốc độ siêu âm đợc
dùng để liên kết địa tầng và nghiên cứu
bể trầm tích vì có độ phân dải theo phơng thẳng đứng khá tốt (khoảng 60cm) cho nên
phơng pháp tốc độ siêu âm cũng có thể xác định chiều dày các vỉa.
Trong trờng hợp xác định đợc vận tốc sóng dọc và sóng ngang theo đó ngời
ta có thể đánh giá đợc các tính chất cơ học của các lớp đá. Ví dụ, kết hợp phơng
pháp tốc độ siêu âm với phơng pháp khác (Neutron, Mật độ,) có thể xác định các
tham số đàn hồi của đá:
)17.6(
1122
1122
21


vv
vv
R
+

=

H
ình 6.27. Thí dụ băng đo ghi tốc độ truyền
sióng âm

t (theo Schlumberger)
Thời gian truyền (
à
s/ft)
Dấu tích lu
ỹ
thời
g
ian

193
- Modun Yuong E
Trong đó k là modun khối

Modun kéo
à
:
Hệ số Poisson-ứng suất

:

6.6. Phép đo suy giảm biên độ sóng âm
Biên độ của sóng siêu âm giảm dần khi nó lan truyền trong môi trờng. Sự thay
đổi biên độ sóng nh vậy là do sự suy giảm năng lợng của sóng trên đờng truyền
(Hình 6.28).
Khoảng cách lúc sóng xuất hiện cho đến khi bị suy giảm hoàn toàn gọi là đợt
sóng, nó gồm một số bớc sóng
1
.

1. Trong sóng địa chấn, đợt sóng chỉ kéo dài từ 1,5 đến 2 chu kỳ, còn trong phép đo siêu âm ở giếng khoan đợt
sóng có thể kéo dài nhiều chu kỳ hơn.
).(psi.,.
tt
tt
t
=
v+k
vk
=E
PS
PS
SS
S
18610341
43
3
9
10
22
22
22
2

(
)
19610341
3
43
3
4
-
10
22
22
22
.psi.,.
tt
tt
=vv=k
ps
ps
sp



).(psi.,.
t
=v=
s
s
20610341
10

2
2


à
).(
tt
tt
=
v
v
v
v
=
ps
ps
s
p
s
p
216
2
2
1
1
2
2
1
22
22

2



H
ình 6.28. Sự suy giảm sóng âm theo đờng truyền
Biên độ
Đ
ợt són
g
Khoản
g
cách
Thời gian

194
Sự tắt dần biên độ sóng siêu âm trên đờng truyền trong môi trờng đất đá phụ
thuộc vào nhiều yếu tố:
- Chiều dài bớc sóng và loại sóng (sóng dọc, sóng ngang).
- Kiến trúc của đá (lỗ rỗng, kích thớc hạt, độ bào mòn, độ chọn lọc của hạt
vụn) liên quan đến độ rỗng, độ thấm, bề mặt riêng của đá.
- Loại chất lu bo hoà trong lỗ rỗng và độ nhớt của chúng.
- Các nứt nẻ hang hốc trong đá
Nh vậy phép đo suy giảm biên độ sóng âm có thể đợc dùng để nghiên cứu
phân tích các tầng đá chứa.
Trong các giếng khoan có chống ống sự suy giảm biên độ phụ thuộc chủ yếu
vào chất lợng trám ximăng xung quanh ống chống, việc xác định nó có thể bằng cách
đo bìên độ sóng âm. Phép ứng dụng này đợc biết dói tên gọi đo gắn kết ximăng
(Cement Bond Log - CBL).
6.6.1. Các trờng hợp xuất hiện suy giảm năng lợng và tái phân bố năng lợng

của sóng
Quá trình mất năng lợng có thể do các kiểu ma sát:
- Cơ chế truyền sóng đàn hồi trong môi trờng liên tục là sóng làm cho các hạt
nhỏ hay tinh thể của đá vận động xung quanh vị trí ban đầu. Các vận động đó truyền từ
điểm chất này sang điểm chất bên cạnh. Sự vận động này gây ma sát giửa các hạt rắn
với hạt rắn và phát ra nhiệt. Đây chính là nguyên nhân năng lợng sóng bị tiêu hao.
- Trên mặt tiếp xúc giữa chất lu và hạt rắn cũng sinh ra sự ma sát tơng tự.
Trong trờng hợp này lực ma sát phát năng lợng từ chất lu đến chất rắn ở xung
quanh làm cho năng lợng tiêu hao dới dạng nhiệt.
- Trên bề mặt tiếp xúc giữa hai chất lu không dễ trộn lẫn (dầu/nớc; dầu/khí;
khí/nớc) cũng có sự ma sát khi có sự lan truyền của sóng âm, lực ma sát tác động từ
chất lu kém linh động hơn tới chất lu bên cạnh gây ma sát dẫn đến tiêu hao năng
lợng.
Sự phân bố năng lợng của sóng đàn hồi có thể theo nhiều cách:
- Truyền theo ranh giới môi trờng. Trên thành giếng là ranh giới giữa hai môi
trờng lỏng và rắn. Từ môi trờng dung dịch khoan có một sóng dọc đầu tiên đi vào
môi trờng rắn là đất ở thành giếng tạo ra một sóng nén đi trong môi trờng đó. Sóng
thứ sinh này bị khúc xạ theo một góc bằng góc tới hạn của góc tới.
- Năng lợng của sóng đầu tiên chủ yếu chuyển thành năng lợng của sóng thứ
sinh đi vào môi trờng rắn.
- Một sóng đi trong môi trờng lỏng cũng sẽ chuyển một phần năng lợng của
nó vào môi trờng rắn dới dạng một sóng nén (sóng dọc).

195
Cả hai trờng hợp đó đều có thể xảy ra
trong giếng khoan trần và ở đoạn ximăng gắn
kết yếu của giếng khoan chống ống.
- Truyền qua mặt ranh giới khi sóng đàn
hồi đi qua ranh giới giữa các phần môi trờng
thứ nhất và thứ hai có độ kháng âm khác nhau,

phụ thuộc vào góc tới, phần phản xạ toàn phần
của sóng hoặc thành phần của sóng khúc xạ sẽ
đi vào môi trờng thứ hai, phần còn lại phản xạ
vào môi trờng thứ nhất (Hình 6.29). ở môi
trờng thứ hai (môi trờng rắn), sóng khúc xạ
có các thành phần sóng dọc P và sóng ngang S
có góc khúc xạ không bằng nhau.
- Sự tán xạ năng lợng khi sóng âm gặp
các hạt có kích thớc nhỏ hơn bớc sóng thì
năng lợng sóng bị tán xạ về mọi hớng, có
dạng của mặt phản xạ.
Trong giếng khoan ta sẽ gặp hai trờng hợp:
+ Giếng trần không chống ống: Năng lợng sóng âm tiêu hao trong dung dịch
và tiêu hao trong đất đá.
a. Trong một dung dịch đồng chất, sự suy giảm theo luật hàm mũ với từng tần số:

m
= e
mx
(6.22)
Với m là hệ số suy giảm trong dung dịch, tỷ lệ với tần số nguồn, x là khoảng
cách từ điểm nguồn tới vị trí quan sát. Trong nớc ngọt, ở điều kiện chuẩn về áp suất
và nhiệt độ đối với nguồn có tần số 20KHz thì hệ số suy giảm ở vào khoảng 3.10
-5

db/ft. Đại lợng này sẽ cao hơn nớc mặn và trong dầu và giảm khi áp suất và nhiệt độ
tăng. Trong dung dịch sét thông thờng, hệ số suy giảm m = 0,03db/ft, ở tần số f =
20KHz khi dung dịch khoan bị nhiễm khí thì sự tán xạ năng lợng sóng thay đổi rất
lớn khó tính toán đợc.
b. Trong các thành hệ đá thì sự tiêu hao năng lợng có thể do các ma sát, tán xạ

và biến đổi năng lợng khi qua các mặt ranh giới của môi trờng.
Trong đá nguyên khối không bị nứt nẻ, sự suy giảm của sóng ngang và sóng dọc
trên đờng lan truyền theo hàm mũ có dạng:

f
= e
al
(6.23)
Trong đó a = a

+ a

+ a

là hệ số suy giảm toàn phần, bằng tổng của các hệ số
suy giảm do ma sát trên mặt tiếp xúc lần lợt rắn/rắn, lỏng/lỏng, l - là khoảng đờng
sóng đi trong đá.
P
12
P
P

S
Lỏn
g

Rắn
H
ình 6.29. Sự phân bố năng lợng
són

g
âm trên m
ặ
t ranh
g
iới lỏn
g
/rắn

196
Đá rắn chắc, không có lỗ rỗng các hệ số a và a bằng không. Khi đá chỉ bo
hoà nớc, a= 0. Trong đá có lỗ rỗng hệ số a phụ thuộc vào giá trị độ rỗng và độ
thấm, nó thay đổi cùng chiều với sự thay đổi của hai tham số colectơ này của đá chứa.
Các hệ số a và a của đá có lỗ rỗng giảm khi gia tăng áp suất. Theo Gardner và
nnk (1964), khi đá khô sự tiêu hao năng lợng chủ yếu là a (ma sát rắn/rắn), còn khi
bo hoà nớc chủ yếu là a(lỏng/rắn) và vì vậy trong đá bo hào nơc sự thay đổi hệ
số suy giảm

của sóng đàn hồi theo áp suất mạnh hơn trong đá khô (Hình 6.30).
Tóm lại hệ số suy giảm a của sóng đàn hồi trong đá là một hàm số phụ nhiều
tham số của môi trờngvì thế có thể viết:
A = f(f, v,

, k, d,
à
,

p,

, ) (6.24)

Với :
f- Tần số.
v - Tốc độ sóng âm.


- Độ rỗng
k - Độ thấm
à
- Độ nhớt của chất lu
p - Gia tăng áp suất
- Mật độ của đá
c. Sự tiêu hao năng lợng cũng có thể xảy ra trong các hang hốc và khi đi qua
các mạt ranh giới các đá có độ kháng âm khác nhau. Trờng hợp thứ nhất có thể gặp
trong đá cacbonat có xuất hiện các hang hốc chứa khí, hay trong các đá macma tồn tại
các lỗ hổng hang hốc kín đợc sinh ra do co thể tich trong quá trình nguội dần.
H
ình 6.30. ảnh hởng của áp suất lên hệ số suy giảm a (theo Gardner et al 1964)
Hệ số suy giảm a (db/ft)
áp suất (psi)
Đ
á bão hoà nớc
Đ
á khô

197
Trờng hợp thứ hai gặp trong các tập vỉa cát sét cấu tạo từ các đá có tốc độ truyền
sóng khác nhau. Trong trờng hợp đó khi góc cắm của các vỉa thay đổi so với trục giếng
cũng dẫn đến sự thay đổi hệ số suy giảm sóng âm trong phép đo ở giếng khoan.
Sự suy giảm còn xảy ra trên thành giếng, mặt trụ tiếp xúc giửa dung dịch khoan
với đất đá cứng. Ta có thể thấy ngay hiện tợng suy giảm còn phụ thuộc chiều dài

Zond đo (Spacing), đờng kính giếng, tần số sóng và tốc độ cuả các sóng P và sóng S.
+ Giếng khoan chống ống: Sự suy giảm năng lợng sóng là ảnh hởng của ống
chống, chất lợng xi măng và dung dịch khoan. Nếu ống chống hoàn toàn tự do, bên
trong và bên ngoài ống đều là dung dịch do đó nó có thể rung tự do. Trong trờng hợp
này hệ số truyền năng lợng tới đá sẽ rất thấp và tín hiệu đến máy thu sẽ cao.
Tuy nhiên cũng có trờng hợp chỉ tự do một bên còn phía đối diện thì có
ximăng bám tốt, hay khoảng cách giửa ống chống và đất đá quá sát (dới 1inch) thì
không loại trừ khả năng truyền năng lợng từ ống chống vào đất đá vẫn dễ dàng. Trong
các trờng hợp đó ta quan sát thấy sự suy giảm biên độ sóng ở các chấn tử thu không
đáng kể, và hệ số suy giảm khi đó phụ thuộc vào tần số sóng, khoảng cách giửa các
chấn tử thu (spacing).
Khi ống đợc xi măng bám tốt nối liên tục với đất đá cứng thì biên độ rung cuả
ống chống có thể rất nhỏ so với lúc nó tự do và do vậy hệ số truyền năng lợng đến đất
đá sẽ cao. Khi đó năng lợng truyền cho thành hệ phụ thuộc vào chiều dầy của ximăng
và của ống chống. Nếu năng lợng truyền vào đá nhiều thì năng lợng truyền vào chấn
tử thu sẽ yếu đi. Hai thành phần năng lợng đó cứ thay đổi tăng giảm ngợc nhau,
phần này nhiều thì phần kia ít và ngợc lại.
6.6.2. Phép đo chất lợng trám xi măng (CBL)
Để đo độ gắn kết xi măng phép đo phổ biến là đo biên độ đợt đầu của sóng dọc
tại chấn tử thu (Hình 6.31). Phép đo nh vậy theo thơng hiệu của Schlumberger có ký
hiệu là CBL.
H
ình 6.31. Tín hiệu lý thuyết của sóng âm
Biên độ (mV)
Són
g
P
Sóng Stoneley
Són
g

đi
tron
g
dun
g

dịch khoan
Són
g
S và
sóng Rayleigh
Thời gian

198
Sóng đàn hồi với tần số 20-25
KHz. Biên độ đợt sóng đầu phụ thuộc
vào loại Zond đo (đặc biệt là chiều dài
Zond), chất lợng trám xi măng, phần
trăm chu vi ống chống đợc trám xi
măng (Hình 6.32).
Ta dẽ dàng thấy rằng biên độ sóng
sẽ cực tiểu, nghĩa là sự suy giảm nhiều
nhất khi Zond đo ở đoạn giếng có ống
chống bên ngoài bị trám kín bởi vành xi
măng có chiều dày không ít hơn 2.5 cm .
Biên độ sẽ lớn sự suy giảm ít nhất khi
ống chống hoàn toàn tự do (Hình 6.33).
Biên độ đợc đo ghi
nhận giá trị lớn nhất có đợc
trong một cửa sổ thời gian đo

trớc nhờ một triger. Trong hệ
máy đo của Schlumberger có
thể chọn một trong haoi cửa
sổ: Một mở tự động theo mức
tiến hiệu (detection leve) để
cùng với thời điểm đo thời
gian lan truyền

t, độ mở của cửa sổ
này thờng chỉ kéo dài trong nửa chu
kỳ (Hình6.34). Cửa sổ thứ hai đợc
ấn định bởi ngời đứng máy, mở độc
lập với thời điểm đo thời gian
t.
Hai cửa sổ một trôi tự do và
một cố định sẽ cho kết quả đô biên
độ khác nhau. Theo Schlumberger
cửa sổ trôi tự do có độ phân giải cao
trong đoạn ống chống có xi măng
hơn cửa sổ cố định do ngời đứng
máy cái đặt. Cố nhiên độ phân giải
còn phụ thuộc vào khoảng đo
(Spacing) của Zond CBL. Zond đo có
khoảng đo càng bé thì có khả năng
phân giải càng lớn.
H
ình 6.33. Tín hiệu ở đầu ra của chấn tử
thu khi ống chống bị gắn ximăng và tự do
Biên độ
Thời gian

Khôn
g
bám
Bám tốt
Thời điểm
phát sóng
H
ình 6.32. Phần năng lợng bị suy
giảm phụ thuộc phần trăm chu vi
ống chống bị gắn ximăng
Tỷ phần năng lợng bị suy giảm (%)
Đ
ờng chu vi ống đợc bám ximăng (%)
Không có ximăng
hoặc ximăng
không bám ống
H
ình 6.34. Cửa sổ di động và cửa sổ cố định
N
g
ỡn
g
phát hiện
Thời gian
Biên độ
Cửa sổ di động cùng
với thời điểm đo t
Cửa sổ cố định do
ngời đừng máy cài đặt

199
Từ kết quả đô biên độ A (mv) có thể tính đợc độ suy giảm a (db/ft) dựa vào
quy luật hàm mũ:
A = A e
-al
(6.25)
Hay

Trong đó: L = Spacing, khoảng cách từ R
1
đến R
2
những nơi có biên độ sóng lần
lợt là A
0
và A
6.6.3. Phép đo biến thiên mật độ (VDL)
Nguyên lý của phép đo biến thiên mật độ (Variable Density Log ) đợc thể hiện
trên hình vẽ 6.35. Thời gian sóng đến chấn tử R lần lợt là sóng đi trong ống thép, đi
trong thành hệ và đến chậm nhất là sóng đi trong cộ dung dịch. Phép đo đợc thực hiện
nhờ một camera đặc biệt ghi lấy những phần biên độ dơng của sóng tơí trong vòng
1000
à
s.
ở
khoảng thời gian ban đầu đo máy thu R chủ yếu thu nhận đợc tín hiệu của
sóng dọc đi trong ống thép và thành hệ đá. Thành phần tín hiệu sóng ngang đi trong đá
và sóng đi trong dung dịch sẽ đến chậm hơn sau 1ms ban đầu. Vậy muốn ghi các sóng
ngang thì khoảng thời gian ghi phải kéo dài khoảng 2ms.
A

l
l
a
ln
1
=






=
ft
db
l
a
log
20
H
ình 6.35. Nguyên lý đo biến thiên mật độ (tài liệu Schlumberger)
Biên độ
Tín hiệu phát
Đến từ
ống chống
Đ
ến từ thành hệ đá
Đến từ
dung dịch
Sóng

Thời gian (
à
s)

200
Camera sẽ thực hiện ghi số giá trị biên độ và thời gian (Hình 6.36a) để vẽ lên
bức tranh sóng theo chiều sâu và thời gian, hoặc theo cách modun hoá cờng độ theo
cấp mầu (biên độ càng lớn mầu càng tối) và thời gian (Hình 6.36b)
Ta có thể
thấy các sóng khác
nhau trên băng ghi
VDL. Sóng đi trong
ống chống xuất hiện
trên băng ghi với
các hài đều đặn có
quy luật, các đờng
vạch dọc thờng
song song hoặc ít
thay đổi, trong khi
đó sóng đi trong
thành hệ thì không
đều đặn ít quy luật
hơn. Tuy nhiên
trong một số trờng
hợp có thể phân biệt
đợc đâu là sóng
dọc và đâu là sóng
ngang dựa vào
chúng đến sau hay
đến trớc, góc đổ

năng lợng của
chúng. Nói chung
sóng dọc đến trớc,
đờng vạch màu ít
nghiêng đổ và năng
lợng thấp còn sóng
ngang thì ngợc lại.
Trong phân
tích DVL dựa vào
góc dốc hay dựa vào
tốc độ khác nhau
của tốc độ sóng
ngang và sóng dọc
(
t
P
- t
S
) của những chiều dài Zond đo khác nhau các phần mềm xử lý có thể đánh
giá đợc góc đổ của các khe nứt. Vì chính các khe nứt trong thành hệ ở thành gíêng có
vai trò nh các mặt phản xạ, khúc xạ làm tiêu hao năng lợng sóng.
H
ình 6.36. Phép ghi số các sóng tới trong phơng pháp VDL
a. Kiểu biên độ - thời gian
b. Kiểu biến đổi cờng độ - thời gian
(
a
)
(
b

)

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