Nghiên cứu lựa chọn vữa trám cho các giếng khoan dầu khí trong điều kiện nhiệt độ và áp suất cao bể nam côn sơn

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT
TRƯƠNG HOÀI NAM
NGHIÊN CỨU LỰA CHỌN VỮA TRÁM
CHO CÁC GIẾNG KHOAN DẦU KHÍ TRONG ĐIỀU KIỆN
NHIỆT ĐỘ VÀ ÁP SUẤT CAO BỂ NAM CÔN SƠN
LUẬN ÁN TIẾN SĨ KỸ THUẬT
Hà Nội - 2015
BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT
TRƯƠNG HOÀI NAM
NGHIÊN CỨU LỰA CHỌN VỮA TRÁM
CHO CÁC GIẾNG KHOAN DẦU KHÍ TRONG ĐIỀU KIỆN
NHIÊT ĐỘ VÀ ÁP SUẤT CAO BỂ NAM CÔN SƠN
Ngành: Kỹ thuật Dầu khí
Mã số: 62.52.06.04
LUẬN ÁN TIẾN SĨ KỸ THUẬT
NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC:
1. PGS.TS Trần Đình Kiên
2. TS Nguyễn Hữu Chinh
Hà Nội - 2015
i
LỜI CAM ĐOAN
Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi. Các số
liệu, kết quả nêu trong luận án là trung thực và chưa từng được ai công bố
trong bất cứ một công trình nào khác ở trong và ngoài nước.
Tác giả luận án
Trương Hoài Nam
ii
MỤC LỤC
Trang

LỜI CAM ĐOAN i
MỞ ĐẦU 1
Chương 1. ĐẶC ĐIỂM NHIỆT ĐỘ VÀ ÁP SUẤT CAO TẠI BỂ NAM CÔN SƠN VÀ
ẢNH HƯỞNG ĐỐI VỚI CÔNG TÁC TRÁM XI MĂNG GIẾNG KHOAN 8
1.1 Đặc điểm địa tầng và trầm tích bể Nam Côn Sơn 8
1.2 Đặc điểm nhiệt độ và áp suất cao ở bể Nam Côn Sơn 12
1.2.1. Khái niệm về nhiệt độ và áp suất cao. 12
1.2.2. Nhiệt độ và và áp suất cao ở bể Nam Côn Sơn 14
1.3. Ảnh hưởng của nhiệt độ và áp suất cao đến các tính chất của vữa và đá xi măng 19
1.4. Chất lượng trám xi măng các giếng khoan tại bể Nam Côn Sơn 27
1.5. Các công trình nghiên cứu về xi măng trám giếng khoan nhiệt độ và áp suất cao 30
1.5.1. Các công trình nghiên cứu về xi măng ở nhiệt độ và áp suất cao 30
1.5.2. Các loại xi măng trám giếng khoan có nhiệt độ và áp suất cao 31
Chương 2. LÝ THUYẾT VỀ ĐÔNG CỨNG VÀ TẠO ĐỘ BỀN CỦA ĐÁ XI MĂNG
TRONG ĐIỀU KIỆN NHIỆT ĐỘ VÀ ÁP SUẤT CAO 36
2.1. Các trạng thái vữa xi măng trong giếng khoan 36
2.2. Đặc tính của xi măng trám giếng khoan 39
2.3. Quá trình hóa - lý đóng rắn của vữa xi măng [9,19,46,48] 41
2.4. Biện pháp chống suy giảm độ bền của xi măng trám 45
2.5. Ảnh hưởng của Silica độ bền và độ thấm của xi măng 47
2.5.1. Các loại phụ gia silica 47
2.5.2. Ảnh hưởng của silica đến độ bền nén và độ thấm của xi măng 48
Chương 3. NGHIÊN CỨU MỘT SỐ TÍNH CHẤT CỦA VỮA VÀ ĐÁ XI MĂNG
TRONG ĐIỀU KIỆN NHIỆT ĐỘ VÀ ÁP SUẤT CAO 56
3.1. Xác định khối lượng riêng vữa xi măng trám giếng khoan 56
3.1.1. Khái niệm khối lượng riêng của vữa xi măng 56
3.1.2. Lựa chọn phụ gia làm nặng vữa xi măng 59
3.1.3. Xác định khối lượng riêng của vữa xi măng 60
3.2. Thời gian quánh của vữa xi măng 61
3.2.1. Khái niệm thời gian quánh 61

3.2.2. Thiết bị đo thời gian quánh của vữa xi măng 63
3.2.3. Xác định thời gian quánh của vữa xi măng. 64
3.3. Độ bền nén của đá xi măng 69
3.3.1. Ý nghĩa độ bền nén 69
3.3.2. Thiết bị đo độ bền nén của xi măng trám 70
iii
3.3.3. Kết quả thí nghiệm độ bền nén của vữa xi măng đóng rắn 71
3.4. Xác định các tính chất đàn hồi của đá xi măng trong điều kiện nhiệt độ và áp suất cao78
3.4.1. Tính chất biến dạng của đá xi măng 78
3.4.2. Thiết bị đo các tính chất đàn hồi 79
3.4.3. Kết quả thí nghiệm 79
3.5. Độ rỗng và độ thấm của đá xi măng 81
3.5.1. Độ rỗng của đá xi măng 81
3.5.2. Độ thấm của đá xi măng 82
Chương 4. THỬ NGHIỆM VỮA XI MĂNG TRÁM CỘT ỐNG CHỐNG KHAI THÁC
5½” GIẾNG KHOAN TẠI BỂ NAM CÔN SƠN 86
4.1. Đặc điểm cấu trúc giếng khoan dầu khí bể Nam Côn Sơn 86
4.2. Sơ lược công nghệ bơm trám xi măng giếng khoan 88
4.3. Thiết kế hệ vữa xi măng trám cột ống chống khai thác 5 ½”. 88
4.3.1. Các yêu cầu thiết kế vữa xi măng 88
4.3.2. Xi măng nền 89
4.3.3. Các phụ gia xi măng [28b] 91
4.4. Đơn pha chế vữa xi măng trám cột ống chống khai thác 94
4.4.1. Thành phần xi măng và phụ gia 94
4.4.2. Các thông số của vữa xi măng 95
4.5. Đánh giá chất lượng vữa trám xi măng 97
KẾT LUẬN 100
KIẾN NGHỊ 102
DANH MỤC MỘT SỐ CÔNG TRÌNH ĐÃ CÔNG BỐ CỦA TÁC GIẢ 103
TÀI LIỆU THAM KHẢO 105

PHỤ LỤC 111
iv
DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT
a Hệ số dị thường
API American Petroleum Institute (Viện Dầu mỏ Hoa kỳ)
CBL Cement Bond Log (Biểu đồ gắn kết xi măng)
CSR-100L Cement Retarder (Phụ gia chậm ngưng kết)
CFR-3L Cement Friction Reducer (Phụ gia giảm ma sát)
Ex-HPHT Extreme High Pressure High Temperature (HPHT rất cao)
gps gallon per sack (đơn vị đo thể tích/ bao)
HPHT High Pressure High Temperature (Áp suất cao nhiệt độ cao)
h.m hour.minute (giờ, phút)
KGVX Không gian vành xuyến
KLXM Khối lượng xi măng
m Mét
mD Mili Darcy
MD Chiều sâu đo (Measured Depth)
MPRO Mechanical Properties Analyzer (Máy phân tích tính chất cơ học)
NĐ&ASC Nhiệt độ và áp suất cao
N/XM Nước/ Xi măng
p
nv
Áp suất nứt vỉa
p
v
Áp suất vỉa
ppg Pounds per gallon
SG Specific gravity (Tỷ trọng)
SSA-1 Strength-Stabilizing Agent (Phụ gia ổn định cường độ)
UCA Ultrasonic Cement Analyzer (Máy phân tích xi măng bằng siêu âm)

Ultra HPHT Ultra High Pressure High Temperature (Siêu HPHT)
VDL Variable density log (Biểu đồ độ rỗng biến thiên)
VNIIKRNEFTI Viện nghiên cứu khoa học dầu mỏ Krasnodar (Liên bang Nga)
WOC Wait on cement (Thời gian chờ xi măng đóng rắn)
XM Xi măng
YEK Đơn vị đo độ quánh quy ước
v
DANH MỤC CÁC BẢNG
Trang
1. Bảng 1.1. Bảng phân cấp nhiệt độ và áp suất cao (theo Halliburton, Baker Hughes) 18
2. Bảng 1.2. Tỉ lệ gắn kết xi măng trong các giếng khoan bể Nam Côn Sơn 29
3. Bảng 1.3. Đặc tính kỹ thuật các loại xi măng bền nhiệt của Liên bang Nga sản xuất 32
4. Bảng 2.1. Các thành phần khoáng chính của xi măng 39
5. Bảng 2.2. Độ bền nén của đá xi măng theo hàm lượng silica 48
6. Bảng 2.3. Độ bền nén của hỗn hợp xi măng +35% SSA-1 49
7. Bảng 2.4. Độ thấm của hỗn hợp xi măng + 35% SSA-1 51
8. Bảng 2.5. Tổng hợp kết quả thí nghiệm xác định độ bền nén 53
9. Bảng 3.1. Khối lượng riêng vữa xi măng trong các điều kiện áp suất và nhiệt độ. 59
10. Bảng 3.2. Đơn pha chế vữa xi măng trám giếng khoan nhiệt độ và áp suất cao. 62
11. Bảng 3.3. Bảng tổng hợp thời gian quánh của vữa xi măng 63
12. Bảng 3.4. Bảng tổng hợp độ bền nén của vữa xi măng 70
13. Bảng 3.5. Độ rỗng và độ thấm của đá xi măng 82
14. Bảng 4.1. Đơn pha chế vữa xi măng 93
15. Bảng 4.2. Các thông số công nghệ của vữa xi măng 94
vi
DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ
Trang
1. Hình 1.1.Sơ đồ bể Nam Côn Sơn 8
2. Hình 1.2. Cột địa tầng tổng hợp bể Nam Côn Sơn 11
3. Hình 1.3. Bảng phân cấp nhiệt độ và áp suất cao (theo Halliburton, Baker Hughes) 13

4. Hình 1.4. Sơ đồ áp suất dị thường trong trầm tích Miocene giữa và dưới 14
5. Hình 1.5. Sơ đồ áp suất dị thường trong trầm tích Miocene trên 15
6. Hình 1.6. Biểu đồ phân bố áp suất các lô 04, 05 16
7. Hình 1.7. Biểu đồ phân bô áp suất nứt vỡ vỉa 16
8. Hình 1.8. Biểu đồ phân bố nhiệt độ áp suất lô 04, 05 18
9. Hình 1.9. Phân cấp nhiệt độ và áp suất cao bể Nam Côn Sơn. 19
10. Hình 1.10 Ảnh hưởng của nhiệt độ và áp suất đến thời gian ngưng kết 22
11. Hình 1.11. Tỷ lệ gắn kết xi măng theo nhiệt độ 28
12. Hình 1.12. Chất lượng gắn kết xi măng theo từng nhà thầu dịch vụ 28
13. Hình 2.1. Sơ đồ trám xi măng giếng khoan dầu khí 35
14. Hình 2.2. Các trạng thái pha của vữa xi măng trong giếng khoan 36
15. Hình 2.3 Giản đồ pha khoáng vật hệ CaO-SiO
2
-H
2
O 42
16. Hình 2.4. Độ bền nén của đá xi măng ở các nhiệt độ khác nhau 43
17. Hình 2.5 Độ bền thấm khí phụ thuộc vào nhiệt độ và thời gian đóng rắn 43
18. Hình 2.6. Sơ đồ tạo pha khoáng mới của xi măng trám 45
19 . Hình 2.7 .Độ bền nén phụ thuộc vào cỡ hạt ở nhiệt độ khác nhau 47
20 . Hình 2.8. Độ thấm phụ thuộc vào cỡ hạt ở nhiệt độ khác nhau 47
21. Hình 2.9. Độ bền của đá xi măng phụ thuộc vào hàm lượng SSA-1 48
22. Hình 2.10. Độ bền nén của xi măng + 35% Silica có khối lượng riêng vữa 1,905 g/cm
3
50
23. Hình 2.11. Độ bền nén của xi măng + 35% Silica có khối lượng riêng vữa 2,04 g/cm3 50
24. Hình 2.12. Độ thấm của xi măng + 35% Silica có khối lượng riêng vữa 1,905 g/cm
3
51
25. Hình 2.13. Độ thấm của xi măng + 35% Silica có khối lượng riêng vữa 2,04 g/cm3 52

26 . Hình 3.1. Biểu đồ grad p
v
, grad p
nv
bể Nam Côn Sơn 57
27 . Hình 3.2. Khối lượng riêng vữa theo tỷ lệ Nước/ Xi măng 59
28 . Hình 3.3. Máy đo độ quánh Fann 290 HPHT 62
30. Hình 3.4. Thời gian quánh của vữa XM ở 125
0
C, áp suất 67 MPa. 63
vii
31. Hình 3.5. Thời gian quánh của vữa XM ở 135
0
C và áp suất 66,59 MPa 64
32. Hình 3.6. Thời gian quánh của vữa XM ở 140
0
C và áp suất 75,80 MPa 64
33. Hình 3.7. Thời gian quánh của vữa XM ở 177
0
C và áp suất 93,1 MPa 65
34. Hình 3.8. Thời gian quánh của vữa XM ở 150
0
C và áp suất 88,88 MPa 65
35. Hình 3.9. Thời gian quánh của vữa XM ở 155
0
C và áp suất 84,68 MPa 66
36. Hình 3.10. Thời gian quánh của vữa XM ở 177
0
C và áp suất 103,4 MPa 66
37. Hình 3.11. Thiết bị xác định độ bền nén bằng siêu âm UCA 69

38. Hình 3.12. Sơ đồ nguyên lý làm việc của thiết bị UCA 69
39. Hình 3.13. Độ bền nén của vữa XM ở 170
0
C và áp suất 20,67 MPa. 70
40. Hình 3.14. Độ bền nén của đá XM ở 155
o
C và áp suất 20,67 MPa. 71
41. Hình 3.15. Độ bền nén của đá XM ở 155
o
C và áp suất 20,67 MPa. 71
42. Hình 3.16. Độ bền nén của đá XM ở 170
o
C và áp suất 20,67 MPa. 72
43. Hình 3.17. Độ bền nén của đá XM ở 177
o
C và áp suất 93,10 MPa 72
44. Hình 3.18. Độ bền nén của đá XM ở 180
o
C và áp suất 20,67 MPa. 73
45. Hình 3.19. Độ bền nén của đá XM ở 190
o
C và áp suất 103,4 MPa. 73
46. Hình 3.20. Mẫu lõi xi măng theo đơn pha chế 1 75
47 . Hình 3.21. Mẫu lõi xi măng theo đơn pha chế 2 75
48 . Hình 3.22. Thiết bị đo các tính chất cơ học của đá xi măng MPRO 76
49 . Hình 3.23. Đồ thị các thông số đàn hồi của của đá xi măng 78
50 . Hình 3.24. Máy đo độ rỗng của đá xi măng. 80
51 . Hình 3.25. Máy đo độ thấm của đá xi măng 81
52 . Hình 4.1. Cấu trúc giếng khoan lô 05 bể Nam Côn Sơn 85
53 . Hình 4.2. Cấu trúc giếng khoan 85

54 . Hình 4.3. Hệ xi măng bền nhiệt cho điều kiện bể Nam Côn Sơn 92
56 . Hình 4.4. Biểu đồ CBL, VDL giếng khoan 97
viii
PHỤ LỤC
Phụ lục 1: Tổng hợp các kết quả thí nghiệm về sự ảnh hưởng của HPHT đến thời gian
quánh của hệ vữa trám giếng khoan
Phụ lục 2: Đơn pha chế cho thí nghiệm độ quánh ở nhiệt độ 375
o
F
Phụ lục 3: Kết qua đo thời quánh của vữa tại 375
o
F
Phụ lục 4: Đơn pha chế vữa xi măng số 1
Phụ lục 5: Kết quả đo thời gian quánh và độ bền nén đơn pha chế số 1
Phụ lục 6. Đơn pha chế vữa xi măng số 2
Phụ lục 7: Kết quả đo thời gian quánh và độ bền nén đơn pha chế số 2
Phụ lục 8: Đơn pha chế với chất làm nặng là Hi-Dense 4
Phụ lục 9: Đơn pha chế với chất làm nặng là Barite
Phụ lục 10: So sánh sự suy giảm xi măng khi dùng SSA-1 Silica Flour và Coarse Silica
1
MỞ ĐẦU
1. Tính cấp thiết của đề tài
Tiềm năng dầu khí của bể Nam Côn Sơn tới nay đã phát hiện khoảng
215 triệu tấn quy dầu (khí chiếm ưu thế), tiềm năng chưa phát hiện của bể
Nam Côn Sơn khoảng 60 triệu tấn quy dầu (chủ yếu là khí), chiếm hơn 40%
trữ lượng tiềm năng còn lại của thềm lục địa Việt Nam. Trong giai đoạn tới,
phần lớn gia tăng trữ lượng sẽ phải dựa vào tài nguyên của bể Nam Côn Sơn,
đây là bể có triển vọng và có tiềm năng dầu khí lớn đứng thứ 2 của Việt Nam
sau bể Cửu Long và chứa khí nhiều hơn dầu.
Công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí tại bể Nam Côn Sơn đã bắt đầu từ

những năm 1970 của thể kỷ trước. Trải qua 40 năm, đến nay trên 150 giếng
khoan thăm dò, thẩm lượng và phát triển khai thác đã được thi công tại khu
vực này.
Bể Nam Côn Sơn có các điều kiện địa chất - kỹ thuật phức tạp, nước
sâu, đặc biệt tại khu vực Đông - Bắc của bể xuất hiện các tầng chứa có nhiệt
độ cao và áp suất cao, gradien địa nhiệt bằng 4
0
C/100m, hệ số áp suất dị
thường đạt 1,7-2,0.
Tại bể Nam Côn Sơn, trong quá trình bơm trám xi măng, đã xảy ra sự
cố nghiêm trọng, vữa xi măng trám không ép được vào không gian vành
xuyến ngoài cột ống mà ngưng kết ngay trong cột ống khai thác. Nghiêm
trọng nhất là sự cố trám xi măng cột ống chống 7 5/8”, vữa xi măng không thể
ép ra ngoài vành xuyến, toàn bộ lượng xi măng nằm trong ống chống từ
1.743m - 4.510m. Ngoài ra, chất lượng gắn kết của vành đá xi măng với cột
ống chống và với thành hệ địa chất trong một số giếng khoan đạt tỉ lệ thấp.
Những sự cố trên đã ảnh hưởng đến chất lượng thi công giếng, tốn kém thời
gian và vật tư thiết bị, giảm tuổi thọ của giếng, tiềm ẩn nguy cơ xâm nhập khí
2
- một trong những dạng phức tạp nguy hiểm nhất và phổ biến nhất, thường
dẫn đến sự cố nghiêm trọng,
Một trong những nguyên nhân làm giảm chất lượng trám xi măng là
thiết kế đơn pha chế vữa xi măng trám chưa hợp lý, thiếu các phụ gia chuyên
dụng, và công thức pha chế chưa phù hợp đối với điều kiện áp suất cao nhiệt
độ cao.
Trong thời gian tới, một số cấu tạo nằm trong khu vực có nhiệt độ cao
và áp suất cao tại bể Nam Côn Sơn như Hải Thạch - Mộc Tinh, Thiên Ưng -
Mãng Cầu, Đại Nguyệt - Sao Vàng sẽ tiến hành phát triển khai thác. Vì vậy,
việc phân tích và đánh giá hiệu quả công tác bơm trám xi măng các giếng
khoan đã thi công và tiến hành nghiên cứu thiết kế một hệ vữa xi măng trám

giếng khoan trong điều kiện nhiệt độ và áp suất cao bể Nam Côn Sơn, góp
phần nâng cao hiệu quả và chất lượng công tác trám xi măng là một trong
những công đoạn quyết định đến việc thi công các giếng khoan khai thác dầu
khí, là nhiệm vụ cấp thiết, với ý nghĩa khoa học và thực tiễn lớn phục vụ cho
chiến lược thăm dò khai thác dầu khí tại bể Nam Côn Sơn.
2. Mục đích, yêu cầu nghiên cứu của đề tài
Nghiên cứu thiết kế (lập đơn pha chế) hệ vữa xi măng để trám các
giếng khoan thăm dò khai thác trong điều kiện nhiệt độ và áp suất cao bể Nam
Côn Sơn - thềm lục địa Việt Nam, bảo đảm chất lượng trám giếng khoan,
nâng cao độ ổn định của giếng, an toàn và tuổi thọ các giếng khai thác.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
Đối tượng nghiên cứu của đề tài là lựa chọn xi măng nền, phụ gia ổn
định độ bền của xi măng, chất làm nặng và các phụ gia hoá chất để lập đơn
pha chế và xác định các thông số công nghệ của vữa xi măng để trám xi măng
cho khoảng không vành xuyến giữa cột ống chống khai thác 5½” trong giếng
3
khoan và hệ tầng chứa vỉa sản phẩm có nhiệt độ đến 180
0
C và gradien áp suất
vỉa 2MPa/100m tại bể Nam Côn Sơn.
4. Các nhiệm vụ nghiên cứu của đề tài
- Tổng hợp và phân tích các đặc điểm nhiệt độ và áp suất cao tại bể Nam
Côn Sơn và phân tích ảnh hưởng đến các tính chất lý - hoá và cơ tính của vữa
xi măng trám giếng khoan; các biện pháp chống sư suy giảm độ bền và giảm
độ thấm của đá xi măng trong điều kiện nhiệt độ cao tại bể Nam Côn Sơn.
- Thiết kế hệ xi măng ổn định trong điều kiện nhiệt độ cao và có khối
lượng riêng cao để trám trong điều kiện áp suất dị thường cao; xác định một
số tính chất của vữa và các tính chất cơ học (độ bền nén, modun đàn hồi, hệ
số Poisson, độ thấm) của đá xi măng trong điều kiện nhiệt độ và áp suất cao.
- Lựa chọn (phẩm chất, đặc tính công nghệ) các phụ gia chuyên dụng; lập

công thức (thành phần, hàm lượng) đơn pha chế vữa xi măng, xác định các
thông số công nghệ của vữa trám cho cột ống chống khai thác đường kính
5½” trong khoảng chiều sâu nhiệt độ và áp suất cao tại bể Nam Côn Sơn;
kiểm tra, đánh giá chất lượng trám giếng khoan theo các biểu đồ CBL, VDL.
5. Phương pháp nghiên cứu
Nghiên cứu thiết kế đơn pha chế vữa xi măng trám giếng khoan có
nhiệt độ và áp suất cao trong điều kiện bể Nam Côn Sơn tiến hành theo 3
bước:
a. Phương pháp thư mục: Tổng hợp, phân tích tài liệu về xi măng giếng
khoan nhiệt độ và áp suất cao các mỏ dầu khí trên thế giới. Tổng hợp và đánh
gia kết quả bơm trám XM các giếng khoan tại bể Nam Côn Sơn.
b. Phương pháp thí nghiệm: Xác định các tính chất của vữa và đá xi
măng trám theo các Tiêu chuẩn API, xác định các tính chất của vữa bằng
phương pháp không phá hủy trên các thiết bị thí nghiệm hiện đại UCA,
4
MPRO - mô phỏng điều kiện áp suất cao và nhiệt độ cao trong giếng khoan
và theo thời gian thực.
c. Thử nghiệm công nghiệp: Áp dụng thử nghiệm kết quả nghiên cứu vào
đơn pha chế xi măng trám cột ống chống khai thác giếng khoan tại bể Nam
Côn Sơn và phân tích, đánh giá hiệu quả trám xi măng giếng khoan bằng đo
địa vật lý giếng CBL, VDL.
6. Những đóng góp mới của luận án
 Đã tổng kết các đặc điểm áp suất cao nhiệt độ cao bể Nam Côn Sơn,
thành lập bảng phân cấp áp suất cao nhiệt độ cao cho bể Nam Côn Sơn, phân
tích và chỉ rõ ảnh hưởng của điều kiện áp suất nhiệt độ cao đến công tác bơm
trám xi măng và hiệu quả xây dựng giếng khoan, làm cơ sở cho việc lựa chọn
xác định công thức pha chế vữa xi măng
 Nghiên cứu các tính chất công nghệ của vữa và các tính chất cơ học đá
xi măng (độ bền nén, modun Young, hệ số Poisson) trên các thiết bị UCA và
MPRO, cho phép mô phỏng các điều kiện áp suất cao nhiệt độ cao và theo

thời gian thực trong các điều kiện ở giếng khoan bể Nam Côn Sơn. Đưa ra cơ
sở lý thuyết để lựa chọn thành phần và thí nghiệm về nâng cao tính chất chịu
nhiệt của hệ xi măng cho điều kiện trám các giếng khoan nhiệt độ cao bể Nam
Côn Sơn khi sử dụng phụ gia là silica nghiền.
 Đề xuất công thức và thành phần đơn pha chế bơm trám và xác định các
thông số công nghệ của vữa dựa trên tổng kết kinh nghiệm thi công các giếng
khoan, các kết quả thí nghiệm, để trám xi măng cho các giếng khai thác với
cấp ống khai thác 5½” trong khoảng nhiệt độ và áp suất cao tại bể Nam Côn
Sơn và áp dụng vào một số giếng khoan khác, cải thiện được chất lượng trám
giếng khoan.
5
7. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của luận án
 Các kết quả nghiên cứu dựa trên lý thuyết về sự biến đổi tính chất hóa
lý và tái kết tinh của xi măng dưới ảnh hưởng của nhiệt độ và áp suất cao, đề
xuất biện pháp chống sự suy thoái độ bền và giảm độ thấm của xi măng.
 Đơn pha chế đã được kiểm chứng và có tính thực tiễn cao, góp phần
vào việc nâng cao chất lượng bơm trám, bảo đảm độ dâng của vữa theo thiết
kế, nâng cao chất lượng gắn kết của đá xi măng giữa ống chống với thành hệ
trong điều kiện nhiệt độ và áp suất cao tại bể Nam Côn Sơn.
8. Những luận điểm khoa học
Trong điều kiện nhiệt độ và áp suất cao tại bể Nam Côn Sơn, các yêu
cầu có tính quyết định của vữa xi măng phải bảo đảm ngăn ngừa sự suy thoái
độ bền của đá dưới tác động của nhiệt độ cao và khối lượng riêng của vữa
phải tương đối cao để điều hòa áp suất dị thường cao.
 Tại bể Nam Côn Sơn, nhiệt độ tĩnh trong giếng đạt 149-180
0
C và áp
suất vỉa đạt 72,35 MPa, khi sử dụng xi măng mác G làm xi măng nền, nhất
thiết phải bổ sung phụ gia bền nhiệt silica SSA-1 (silica nghiền) để duy trì
thời gian quánh tối ưu, chống suy giảm độ bền, giảm độ thấm, cải thiện

modun Young và hệ số Poisson tối ưu. Phụ gia SSA-1 có tác dụng hóa học
với xi măng ở nhiệt độ cao, có tính tương thích với các phụ gia chậm ngưng
kết, phụ gia giảm ma sát, phụ gia giảm độ thải nước và phụ gia làm nặng.
 Trong điều kiện bể Nam Côn Sơn, trong các điều kiện áp suất vỉa dị
thường cao đồng thời nhiệt độ cao, yêu cầu áp suất thủy tĩnh của vữa xi măng
trám tương đối cao để cân bằng áp suất vỉa. Để đạt khối lượng riêng vữa trong
khoảng từ 2,01g/cm
3
đến 2,22g/cm
3
, chọn các phụ gia làm nặng Hi-Dense 4
với hàm lượng 40% và phụ gia làm nặng MicroMax với hàm lượng 25% là
hợp lý, đồng thời thỏa mãn các chỉ tiêu chất lượng khác như thời gian quánh,
các tính chất cơ học của đá xi măng.
6
9. Cơ sở tài liệu khoa học của luận án
Luận án được hình thành trên cơ sở các tài liệu:
- Báo cáo tổng kết nhiệm vụ nghiên cứu khoa học cấp Ngành: “Tổng kết
và đánh giá công tác bơm trám xi măng cho các giếng khoan có nhiệt độ và
áp suất cao ở bể Nam Côn Sơn”, Mã số 01/KKT/2012/HD-NCKH.
- Báo cáo kết thúc giếng khoan: 05-3-MT-2X; 05-3-MT-6P; 05-3-MT-
1P; 05-3-MT-3P; 05-2-HT-1P; 05-2-6P; 05-1c-DN-2X, 05-1c-DN-1X.
- Các kết quả thí nghiệm về vữa xi măng tại Phòng thí nghiệm
Halliburton Vũng Tàu, Halliburton Pune (Ấn Độ).
10. Bố cục của luận án
Luận án gồm: Mở đầu, 04 chương chính, kết luận và kiến nghị, các phụ
lục, danh mục tài liệu tham khảo và các công trình khoa học. Toàn bộ nội
dung luận án được trình bày trong 119 trang A4, với 56 hình vẽ, 15 biểu bảng,
10 phụ lục, 13 danh mục các công trình khoa học của NCS đã công bố và 53
đầu mục tài liệu tham khảo.

11. Lời cảm ơn
Luận án được thực hiện tại Bộ môn Khoan - Khai thác, Trường Đại học
Mỏ - Địa chất dưới sự hướng dẫn trực tiếp của NGƯT.PGS.TS Trần Đình
Kiên và TS. Nguyễn Hữu Chinh.
Trong quá trình nghiên cứu và viết báo cáo, NCS thường xuyên nhận
được sự giúp đỡ nhiệt tình của các cán bộ giảng dạy thuộc Bộ môn Khoan -
Khai thác cùng với sự quan tâm khích lệ của tập thể cán bộ Phòng Đào tạo
sau đại học Trường Đại học Mỏ - Địa chất. Sự sâu sát, cụ thể và góp những ý
kiến quý báu về bố cục, hình thức và nội dung luận án đã tạo cơ sở quan trọng
cho NCS hoàn thành luận án đúng hạn và chất lượng hơn.
Tác giả xin tỏ lỏng biết ơn vì nhận được sự giúp đỡ nhiệt tình của các
chuyên gia Viện NCKH&TK Dầu khí biển - VietSovPetro; các cán bộ Phòng
7
thí nghiệm Xi măng của các Công ty Halliburton, Schlumberger, BJ Services
đã tạo điều kiện cho tác giả tiến hành các thí nghiệm.
Tác giả tỏ lòng cảm ơn Lãnh đạo Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, Ban Tìm
kiếm Thăm dò Dầu khí - Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, Công ty Điều hành Dầu
khí Biển Đông (Biển Đông POC), Công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí trong
nước (PVEP POC), Công ty Idemitsu Vietnam, các Ban và Phòng chức năng
thuộc Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam, Viện Dầu khí Việt Nam.
Tác giả xin chân thành cảm ơn các Thầy giáo, các cơ quan và đồng
nghiệp đã tạo điều kiện thuận lợi, động viên và cổ vũ cho tác giả trong quá
trình triển khai thực hiện luận án tiến sĩ.
Tác giả xin tỏ lòng biết ơn sâu sắc và chân thành cảm ơn những người
thân trong gia đình đã khích lệ, động viên và là nguồn động lực rất lớn để tác
giả yên tâm triển khai công tác nghiên cứu của mình. Nếu không có sự quan
tâm, khích lệ và động viên của gia đình, chắc chắn tác giả không thể hoàn
thành được bản luận án này.
8
Chương 1. ĐẶC ĐIỂM NHIỆT ĐỘ VÀ ÁP SUẤT CAO TẠI BỂ

NAM CÔN SƠN VÀ ẢNH HƯỞNG ĐỐI VỚI CÔNG TÁC
TRÁM XI MĂNG GIẾNG KHOAN
1.1 Đặc điểm địa tầng và trầm tích bể Nam Côn Sơn
Bể Nam Nam Côn Sơn (hình 1.1) có diện tích gần 100.000km
2
. Ranh
giới phía bắc của bể là đới nâng Côn Sơn, phía Tây và Nam là đới nâng
Khorat - Natuna, về phía Đông là bể Tư Chính - Vũng Mây và phía Đông -
Bắc là bể Phú Khánh. Độ sâu nước biển trong phạm vi của bể này thay đổi rất
lớn, từ vài chục mét ở phía Tây đến hơn 1.000m ở phía Đông [4,7].
Hình 1.1. Sơ đồ bể Nam Côn Sơn
9
Trên cơ sở các thông số về chiều dày, thành phần và sự phân bố trầm
tích, địa tầng, trầm tích của bể Nam Côn Sơn có thể chia như sau (hình 1.2).
Thành tạo trước Kainozoi
Ở bể Nam Côn Sơn gặp đá móng không đồng nhất bao gồm: granit,
granodiorit, diorit và đá biến chất, tuổi của các thành tạo này có thể là Jura
muộn - Creta. Nằm không chỉnh hợp trên móng là lớp phù trầm tích Paleogen
- Đệ Tứ có chiều dày biến đổi từ hàng trăm đến hàng nghìn mét.
Các thành tạo Kainozoi
- Hệ tầng Cau (E
3
c - Paleogen, Oligocen) bao gồm chủ yếu các lớp cát
kết có màu xám xen các lớp sét bột kết. Cát kết thạch anh hạt thô đến mịn.
Chiều dày trung bình khoảng 360m. Mặt cắt hệ tầng Cau có nơi có thể đến
hàng nghìn mét, gồm phần dưới: cát kết hạt mịn đến thô, sạn kết, cuội kết, có
chứa các mảnh vụn than; phần giữa chủ yếu là các thành phần hạt mịn các tập
sét kết; phần trên, gồm cát kết hạt nhỏ, xen kẽ bột kết, sét kết.
Đặc điểm trầm tích chứng tỏ hệ tầng Cau được hình thành trong giai đoạn
đầu tạo bể. Hệ tầng Cau phủ không chỉnh hợp trên móng trước Đệ Tam và

được định tuổi là Oligocen.
- Hệ tầng Dừa (N
1
1
d - Neogen, Miocen dưới) phân bố rộng rãi trong bể
Nam Côn Sơn bao gồm chủ yếu cát kết, bột kết màu xám sáng, xen kẽ với sét
kết. Các trầm tích hầu như mới bị biến đổi thứ sinh ở mức độ thấp. Vì vậy,
đặc tính thấm và chứa nguyên sinh của đá chứa rất bị ảnh hưởng. Một số tập
cát kết của hệ tầng được coi là tầng chứa trung bình đến tốt với độ rỗng thay
đổi từ 17÷23% và độ thấm từ vài chục mD đến vài trăm mD. Trầm tích hệ
tầng Dừa được thành tạo trong điều kiện địa hình cổ gần như bằng phẳng
hoặc có phân cắt không đáng kể. Chiều dày của hệ tầng Dừa thay đổi từ
200÷800m, cá biệt có nơi dày tới 1.000m.
10
- Hệ tầng Thông – Mãng Cầu (N
1
2
tmc), Miocen giữa - phân bố rộng
khắp bể Nam Côn Sơn. Mặt cắt của hệ tầng có thể chia làm hai phần chính:
phần dưới là cát kết, thạch anh hạt mịn đến trung; phần trên là sự xen kẽ giữa
các lớp đá có màu xám sáng hoặc màu sữa với các lớp sét, bột kết, cát kết.
Các trầm tích lục nguyên, lục nguyên chứa vôi phát triển mạnh dần về phía rìa
Bắc và phía Tây - Tây
Nam của bể. Trầm tích của hệ Thông - Mãng Cầu mới bị biến đổi thứ sinh
nên các tập cát kết có khả năng chứa tốt. Đá carbonat phát triển khá rộng rãi,
đặc biệt tại các lô 04, 05, 06…Trầm tích của hệ tầng Thông - Mãng Cầu được
thành tạo trong môi trường đồng bằng châu thổ chủ yếu ở phía Tây. Chiều
dày trầm tích thay đổi từ vài mét đến vài trăm mét và nằm chỉnh hợp trên hệ
tầng Dừa.
- Hệ tầng Nam Côn Sơn (N

1
3
ncs) - Miocen trên, phân bố rộng rãi với
tướng đá thay đổi mạnh các khu vực khác nhau. Ở rìa phía Bắc và Tây - Tây
Nam trầm tích chủ yếu là lục nguyên, gồm sét kết, sét vôi. Cát kết có độ lựa
chọn và mài tròn tốt. Ở vùng Trung tâm bể, mặt cắt gồm có các trầm tích lục
nguyên và carbonat xen kẽ. Hệ tầng Nam Côn Sơn có bề dày 200÷600m và
nằm bất chỉnh hợp trên hệ tầng Thông - Mãng Cầu.
- Hệ tầng Biển Đông (N
2
- Qbd) - Pliocen - Đệ Tứ, không chỉ phân bố
trong bể Nam Côn Sơn mà trong toàn khu vực Biển Đông liên quan đến biển
tiến Pliocen. Trầm tích Pliocen gồm cát kết lẫn sét kết nhiều vôi chứa nhiều
gluconit. Trầm tích Đệ Tứ gồm cát gắn kết yếu, xen kẽ với sét và bùn chứa
nhiều di tích sinh vật biển. Hệ tầng Biển Đông thay đổi rất lớn từ vài trăm mét
đến vài nghìn mét, nằm bất chỉnh hợp trên hệ tầng Nam Côn Sơn.
Các tích tụ hydrocacbon
Ở bể Nam Côn Sơn, dầu khí được phát hiện đầu tiên tại giếng khoan
Dừa-1X vào năm 1975. Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã đưa được 3 mỏ vào
11
khai thác: mỏ dầu khí Đại Hùng, các mỏ khí Lan Tây và Lan Đỏ. Đang phát
triển để đưa vào khai thác mỏ khí Rồng Đôi - Rồng Đôi Tây, Hải Thạch, Mộc
Tinh…Dầu và khí được phát hiện trong tất cả các đối tượng: Móng nứt nẻ
trước Đệ Tam, cát kết tuổi Oligocen, cát kết tuổi Miocen. Ở bể Nam Côn Sơn,
chiều sâu của vỉa dầu khí trong trầm tích Đệ Tam đạt đến chiều sâu 4.600 m,
là chiều sâu lớn nhất phát hiện dầu khí trên thềm lục địa Việt Nam hiện nay.
Hình 1.2. Cột địa tầng tổng hợp bể Nam Côn Sơn
12
1.2 Đặc điểm nhiệt độ và áp suất cao ở bể Nam Côn Sơn
1.2.1. Khái niệm về nhiệt độ và áp suất cao.

Áp suất vỉa (áp suất lỗ rỗng) - một trong những thông số địa chất quan
trọng nhất, tạo ra trong lỗ rỗng vỉa đá có nước, dầu hoặc khí.
Áp suất vỉa được chia ra hai loại: Áp suất vỉa trung bình và áp suất vỉa
dị thường. Áp suất vỉa trung bình (thủy áp) là áp suất của chất lưu trong các
tầng chứa nước, khí và dầu, gần bằng áp suất thủy tĩnh quy ước và có trị số
bằng áp suất của cột nước nhạt theo chiều sâu thế nằm của tầng chứa. Áp suất
vỉa dị thường (địa áp suất) là dạng áp suất xuất hiện trong những vùng không
có sự liên thông trực tiếp các tầng gần nhau.
Áp suất chất lưu trong vỉa vượt quá áp suất bình thường (gần bằng áp
suất thủy tĩnh) đến 1,3-1,6 lần và có khi đạt đến trị số của áp suất mỏ gọi là áp
suất vỉa dị thường cao [48]. Áp suất vỉa dị thường cao có giá trị tuyệt đối
càng lớn khi càng xuống sâu. Áp suất vỉa cũng có thể thấp hơn áp suất thủy
tĩnh.
Tỉ số giữa áp suất vỉa p
v
với áp suất cột nước ngọt p
n
tại một chiều sâu
nhất định gọi là hệ số dị thường a = p
v
/ p
n
.
Nhiệt độ vỉa – đặc tính địa chất, do trường nhiệt đặc trưng bởi sự tiến
hóa và cấu trúc khối đá. Gradien địa nhiệt thay đổi theo từng vùng, tùy thuộc
vào dòng nhiệt và độ dẫn nhiệt của đất đá.
Trong giếng khoan khai thác dầu khí, nhiệt độ vỉa phân ra: Nhiệt độ
tĩnh và nhiệt độ động. Nhiệt độ tĩnh là nhiệt độ của đất đá nguyên trạng; nhiệt
độ đáy gần bằng nhiệt độ tĩnh nếu như dung dịch khoan không tuần hoàn
trong thời gian 2-4 ngày đêm. Nhiệt độ động là nhiệt độ đo được trong quá

trình dung dịch tuần hoàn tại một chiều sâu nhất định trong giếng. Nhiệt độ
động trên đáy thường thấp hơn nhiệt độ tĩnh.
13
Trong ngành công nghiệp dầu khí, nhiệt độ và áp suất cao được phân
thành 3 cấp [14,31], như trên hình 1.3 và trên bảng 1.1.
Hình 1.3. Bảng phân cấp nhiệt độ và áp suất cao (theo Schlumberger)
Bảng 1.1. Bảng phân cấp nhiệt độ và áp suất cao (theo Halliburton, Baker Hughes)
Nhiệt độ trên đáy giếng
Áp suất trên đáy giếng
HPHT
> 149
0
C – 176
0
C
> 69 MPa -103 MPa
Ex-HPHT
176
0
C – 204
0
C
>103 MPa -138 MPa
Ultra HPHT
> 204
0
C
> 138 MPa
Sự phân cấp như trên là căn cứ vào đặc tính kỹ thuật của các vòng đệm
đàn hồi tiêu chuẩn, các vật tư kỹ thuật và điều kiện vận hành thiết bị.

Khi nhiệt độ trên 204
0
C và áp suất trên 138MPa, các thiết bị điện tử
đang sử dụng yêu cầu phải có các bộ phận bảo vệ nhiệt hoặc lắp thiết bị điện
tử trong hộp chân không.
Trong các điều kiện nhiệt độ và áp suất cao, điều đặc biệt quan trọng là
lựa chọn các vật liệu và phụ gia hoá chất phù hợp cho dung dịch và vữa xi
măng trám giếng khoan.
14
1.2.2. Nhiệt độ và áp suất cao ở bể Nam Côn Sơn
Tại bể Nam Côn Sơn, hiện tượng nhiệt độ và áp suất cao được phát
hiện trong khu vực trầm tích có bề dày thay đổi từ Tây sang Đông, chủ yếu ở
phía phụ đới Trung Tâm trong đới trũng phía Đông với bề dày trầm tích
Kainozoi từ 5.000 đến 14.000 m.
Đến nay đã có trên trên 150 giếng thăm dò, thẩm lượng và phát triển
khai thác qua các hệ tầng có tuổi từ Miocene - Oligocen đến Pliocen - Đệ Tứ.
Trong một số giếng khoan, gradien áp suất đạt đến 1,6 MPa/100 m (các giếng
04-3A-1X, 04-3-MC-2X,…; có những giếng khoan gradien áp suất đạt 1,9-
2,04 MPa/100 m (các giếng 04-1-ST-IX, 04-SDN-IX, 05-2-HT-1X) [8, 10].
Sự phân bố áp suất dị thường cao trong trầm tích Mioccen ở bể Nam
Côn Sơn được trình bày trên hình 1.4 và 1.5.
Hình 1.4. Sơ đồ áp suất dị thường trong trầm tích Miocene giữa và dưới
15
Hình 1.5. Sơ đồ áp suất dị thường trong trầm tích Miocene trên
Khu vực Tây Nam trầm tích Kainozoi có chiều dày từ 3.500 m tới
4.000 m ở trũng hẹp sâu kề đứt gãy Sông Hậu. Qua đó cho thấy nhiệt độ cao
chỉ bắt gặp ở khu vực Đông Bắc bể vì trầm tích ở đây lớn và bị chôn vùi sâu
hơn nên sẽ chịu nhiệt độ cao hơn còn ở phía Tây Nam bắt gặp ít vì trầm tích ở
đây không lớn . Điều này có thể giải thích cho hiện tượng dị thường áp suất
cao bắt gặp trong lô 04 và 05 bể Nam Côn Sơn nơi các tập sét dầy Pliocene

dầy đến hàng nghìn mét (>2.000 m) (hình 1.4, hình 1.5) và giá trị gradien
nhiệt độ đo được rất cao (hình 1.8). Quá trình sinh thành hydrocarbua cũng
gây nên sự mất cân bằng và cũng có thể là nguyên nhân gây nên dị thường áp
suất tại khu vực này, cụ thể nếu đá mẹ nằm ở bên dưới các tập trầm tích kết
rắn không cân bằng đủ khả năng sinh hydrocarbua sẽ tạo ra áp suất cao và
theo đặc điểm vật lý chúng sẽ di chuyển lên các tầng trên do chênh áp.