THIẾT KẾ CHƯƠNG TRÌNH KIỂM SOÁT GIẾNG KHOAN HTHP ST – 1PXH SỬ DỤNG BOP BỀ MẶT

Bạn đang xem bản rút gọn của tài liệu. Xem và tải ngay bản đầy đủ của tài liệu tại đây (8.04 MB, 176 trang )

MỤC LỤC
MỤC LỤC ................................................................................................................... 1
MỞ ĐẦU .............................................................................................................................. 1
LỜI CẢM ƠN....................................................................................................................... 2
PHẦN MỞ ĐẦU .................................................................................................................. 4
1. Tính cấp thiết của đề tài ............................................................................................ 4
2. Mục đích, đối tượng và phạm vi nghiên cứu ........................................................... 6
3. Ý nghĩa thực tiễn và ý nghĩa khoa học ..................................................................... 6
CHƯƠNG I. TỔNG QUAN................................................................................................ 7
1.1. Vị trí địa lý khu vực nghiên cứu .............................................................................. 7
1.2. Khái quát địa chất cấu tạo triển vọng Sư Tử Trắng................................................ 7
1.2.1. Mô tả cấu tạo .....................................................................................................7
1.2.2. Địa tầng cấu tạo Sư Tử Trắng .......................................................................... 9
CHƯƠNG 2 - DỊ THƯỜNG ÁP SUẤT TẠI BỂ CỬU LONG .....................................10
2.1. Khái niện về dị thường áp suất ..............................................................................10
2.1.1. Áp suất vỉa dị thường âm (Subnormal pressure) ..........................................10
2.1.2. Áp suất vỉa bình thường (Normal pressure)..................................................10
2.1.3. Áp suất vỉa dị thường dương (Abnormal pressure). .....................................11
2.2. Các nguyên nhân gây ra dị thường áp suất ...........................................................11
2.2.1. Nguyên nhân kiến tạo .....................................................................................11
2.2.2. Nguyên nhân thạch học ..................................................................................14
2.3. Dị thường áp suất vỉa ở bồn trũng Cửu Long .......................................................16
2.3.1. Đặc điểm trầm tích bồn trũng Cửu Long liên quan đến dị thường áp
suất .............................................................................................................................16
2.3.2. Sự phân bố dị thường áp suất .........................................................................16
2.4. Nguyên nhân gây dị thường áp suất ở bồn trũng Cửu Long ...............................18
CHƯƠNG 3 – KỸ THUẬT KIỂM SOÁT GIẾNG KHOAN DẦU KHÍ.................20
3.1. Khái niệm về phun trào Dầu khí............................................................................20
3.1.1. Định nghĩa hiện tượng phun trào Dầu khí.....................................................20
3.1.2. Nguyên nhân của hiện tượng phun trào ........................................................20
3.2. Các giai đoạn kiểm soát giếng ...............................................................................25

3.2.1. Kiểm soát giếng sơ cấp...................................................................................25
3.2.2. Kiểm soát giếng thứ cấp .................................................................................26
3.2.3. Kiểm soát giếng tam cấp ................................................................................26
3.3. Các phương pháp kiểm soát giếng khoan .............................................................28
3.3.1. Phương pháp người kíp trưởng ......................................................................28
3.3.2. Phương pháp thể tích ......................................................................................31
3.3.3. Phương pháp chờ đợi và tăng tỉ trọng ...........................................................33
3.3.4. Phương pháp kết hợp ......................................................................................36
3.3.5. Phương pháp bơm ép ......................................................................................36
3.4. Ví dụ tính toán số liệu dập giếng cho cụm đối áp trên mặt..................................38
3.5. Định nghĩa và các khái niệm cơ bản .....................................................................41
3.5.1. Áp suất (P).......................................................................................................41
3.5.2. Áp suất thuỷ tĩnh (HSP) .................................................................................41
3.5.3. Gradient áp suất chất lưu ................................................................................43

3.5.4. Áp suất nứt vỉa (FP)........................................................................................43
3.5.5. Áp suất đáy lỗ khoan (BHP) .........................................................................44
3.5.6. Tỷ trọng tuần hoàn tương đương (ECD) .......................................................46
3.5.7. Áp suất tuần hoàn (CP) ..................................................................................48
3.5.8. Tăng tỷ trọng dung dịch khi kéo thả (Trip margin) ......................................48
3.5.9. Tính toán..........................................................................................................48
CHƯƠNG 4. THIẾT BỊ KIỂM SOÁT GIẾNG ..............................................................58
4.1. Hệ thống van (Valve) .............................................................................................59
4.1.1. Van an toàn cần chủ đạo – Van an toàn (FOSV)..........................................59
4.1.2. Van an toàn điều khiển từ xa và van tay trên Top Drive......................................61
4.1.3. Cụm thiết bị chống phun (IBOP) ...................................................................62
4.1.4. Van nổi (Float Valves) ...................................................................................63
4.1.5. IBOP (gray valve)...........................................................................................64
4.2. Cụm thiết bị chống phun trào - BOP (Blowout Preventer)..................................65

4.2.1. Đối áp vạn năng (Annular Preventer)............................................................69
4.2.2. Ngàm chống phun (Ram Preventer) ..............................................................73
4.2.3. Ngàm ôm cần (Pipe Ram) ..............................................................................76
4.2.4. Ngàm cắt cần (Shear Blind Ram) ..................................................................78
4.2.5. Áp suất vận hành BOP ...................................................................................81
4.2.6. Áp suất kiểm tra BOP.....................................................................................81
4.2.7. Kiểm tra dòng vào (Inflow Test) ...................................................................82
4.2.8. Kiểm tra BOP mới ..........................................................................................85
4.3. Bình tích áp (Accummulator Bottle) (Loại Bladder) ...........................................86
4.3.1. Tính toán bình tích áp .....................................................................................87
4.3.2. Ví dụ ................................................................................................................91
4.4. Thiết bị thủy lực kiểm soát bop (Koomey, hệ thống bình tích áp) ......................91
4.4.1. Kiểm tra bình tích áp (Accumulator Testing) ...............................................95
4.4.2. Yêu cầu dung tích bơm ..................................................................................95
4.4.3. Yêu cầu năng lượng bơm ...............................................................................96
4.5. Bảng điều khiển BOP bằng khí nén – lắp trên bề mặt .........................................96
4.6. Bảng điều khiển BOP trong phòng kíp trưởng bằng điện....................................97
4.7. Hệ thống Diverter ...................................................................................................98
4.8. Đầu nối BOP (Bop Connections) ........................................................................100
4.8.1. Kích thước danh nghĩa .................................................................................101
4.8.2. Mặc bích (Flange) 6B và 6BX theo API .....................................................101
4.9. Bình tách khí - Poor Boy Mud Gas Separator (MGS) .......................................103
4.10. Hệ thống thiết bị BOP và Diverter trên giàn PV Drilling I sử dụng tại giếng ST 1PXH ....... 106
CHƯƠNG 5. THIẾT KẾ CHƯƠNG TRÌNH KIỂM SOÁT GIẾNG KHOAN HTHP ST
– 1PXH – BỂ CỬU LONG .............................................................................................107
5.1. Thông tin mỏ Sư Tử Trắng và giếng ST – 1PXH ..............................................107
5.1.1. Vị trí ...............................................................................................................107
5.1.2. Áp suất ...........................................................................................................108
5.1.3. Nhiệt độ .........................................................................................................110
5.2. Kỹ thuật khoan giếng HTHT khi có khả năng xảy ra kick ................................111

5.2.1. Trước khi bắt đầu khoan giếng HPHT .......................................................111
5.2.2. Khoan giếng HTHP .....................................................................................112

5.2.3. Kiểm tra dòng chảy ......................................................................................116
5.2.4. Kiểm soát giếng ...........................................................................................118
5.2.5. Chương trình dập giếng ...............................................................................118
2.2.6. Bình tách khí .................................................................................................118
5.2.7. Kéo thả trong đoạn giếng HPHT .................................................................119
5.3. Thiết kế chương trình kiểm soát giếng khoan HTHP ST – 1PXH .............. 118
5.3.1. Đoạn thân giếng có đường kính 26 inchs ....................................................126
5.3.2. Đoạn thân giếng có đường kính 16 inchs ....................................................126
5.3.3. Sử dụng phương pháp chờ đợi và tăng tỷ trọng cho đoạn 16 inch ............130
5.3.4. Đoạn thân giếng có đường kính 12 1/4 inchs .............................................132
5.3.5. Sử dụng phương pháp chờ đợi và tăng tỷ trọng đối với đoạn 12 ¼ inch ..135
5.3.6. Đoạn thân giếng có đường kính 8 ½ inchs..................................................137
5.3.7. Sử dụng phương pháp chờ đợi và tăng tỷ trọng..........................................141
CHƯƠNG 6. GIẢI PHÁP CHỐNG PHUN KHI THI CÔNG GIẾNG ST – 1 PXH ...144
6.1. Kế hoạch giám sát giếng ......................................................................................144
6.1.1. Dự đoán áp suất dị thường của thành hệ khoan qua ...................................144
6.1.2. Nhật ký khoan ...............................................................................................145
6.1.3. Đo địa vật lý giếng khoan ............................................................................145
6.1.4. Khảo sát thành hệ nông ................................................................................145
6.1.5. Khảo sát địa chấn ..........................................................................................145
6.2. Phát hiện áp suất vỉa dị thường ............................................................................145
6.2.1. Phát hiện bằng các dấu hiệu trong lúc khoan ..............................................145
6.2.2. Phát hiện bằng các thiết bị đo trong khi khoan ...........................................151
6.3. Quy trình chống phun trào - Kick........................................................................151
6.3.1. Khi khoan ......................................................................................................151
6.3.2. Khi nâng thả ..................................................................................................152

6.4. Trách nhiệm của đội khoan trong công tác chống phun ....................................154
CHƯƠNG 7. AN TOÀN LAO ĐỘNG TRONG CÔNG TÁC CHỐNG PHUN .......156
7.1. An toàn lao động khi phun trào trong lúc khoan ................................................156
7.2. An toàn lao động trong lúc kéo thả cần khoan ...................................................156
7.3. Các biện pháp phòng ngừa sự phun trào Dầu khí ..............................................157
KẾT LUẬN ......................................................................................................................158
PHỤ LỤC .........................................................................................................................160

DANH MỤC HÌNH ẢNH
Hình 1.1 Lô 15-1 Bể Cửu Long .................................................................................. 7
Hình 2.1 Sự nén ép của các tầng đất đá khác nhau ..........................................................11
Hình 2.2 Sự di chuyển của đứt gãy ...................................................................................12
Hình 2.3 Hiệu ứng phun .....................................................................................................13
Hình 2.4 Mũ khí..................................................................................................................13
Hình 2.5 Hiện tượng tích áp vào vỉa cát............................................................................14
Hình 2.6 Vòm muối............................................................................................................14
Hình 3.1 Sơ đồ diễn biến áp suất trong lần tuần hoàn đầu của phương pháp thợ khoan .31
Hình 3.2 Sơ đồ diễn biến áp suất trong lần tuần hoàn thứ 2 - phương pháp thợ khoan.31
Hình 3.3 Sơ đồ diễn biến áp suất trong phương pháp chờ đợi và tăng tỷ trọng .............35
Hình 3.4 Đồ thị giảm áp suất trong chuỗi cần ..................................................................41
Hình 3.5 Đồ thị áp suất vỡ vỉa ...........................................................................................44
Hình 3.6. Bài toán ví dụ .....................................................................................................47
Hình 3.7 Mô tả các thể tích trong giếng khoan................................................................50
Hình 4.1 Hệ thống kiểm soát và điều khiển bề mặt ......................................................... 55
Hình 4.2 Hệ thống BOP bề mặt .........................................................................................59
Hình 4.3 Van an toàn..........................................................................................................59
Hình 4.4 Van an toàn cần khoan (DrillPipe Safety Valve) ..............................................60
Hình 4.5 Van an toàn trên cần chủ đạo .............................................................................61
Hình 4.6 Van an toàn lắp trên TopDrive đối với khoan Top Drive ................................62

Hình 4.7 Các loại van trong cột cần khoan (IBOP)..........................................................63
Hình 4.8 Cấu tạo của van an toàn ......................................................................................64
Hình 4.9 Thiết bị chông phun trào - BOP .........................................................................65
Hình 4.10 Một số cụm thiết bị đối áp ................................................................................66
Hình 4.11 Thiết bị chống phun trào BOP 15K hãng Shaffer trên giàn PV Drilling II .....67
Hình 4.12 Cụm thiết bị chống phun trào có giá trị áp suất làm việc 5K .........................67
Hình 4.13 Cụm thiết bị chống phun có giá trị áp suất làm việc lớn hơn 10K ................68
Hình 4.14 Thiết bị Packer ..................................................................................................70
Hình 4.15 Thiết bị Annular GK 18 ¾’’ 10000psi ............................................................71
Hình 4.16 Thiết bị Packer của hãng Hydril ......................................................................71
Hình 4.17 Thiết bị Annular của hãng Hydril ....................................................................72
Hình 4.18 Khóa an toàn dạng cầu .....................................................................................72
Hình 4.19 Annular của hãng Cameron..............................................................................73
Hình 4.20 Cấu tạo bên trong của annular..........................................................................73
Hình 4.21 Cấu tạo ngàm (Ram) .........................................................................................74
Hình 4.22 Áp suất trong ngàm (ram) ................................................................................75
Hình 4.23 Mặt cắt của ngàm (Ram) ..................................................................................75
Hình 4.24 Ngàm ôm cần (Pipe Ram) ................................................................................76
Hình 4.25 Cấu tạo ngàm ôm cần của hãng Cameron .......................................................76
Hình 4.26 Ngàm ôm cần 5” (Pipe Ram) ...........................................................................77
Hình 4.27 Cơ chế hoạt động của ngàm ôm cần................................................................77
Hình 4.28 Shaffer Poslock .................................................................................................78
Hình 4.29 Ngàm cắt cần .....................................................................................................78
Hình 4.30 Cấu tạo ngàm cắt cần ........................................................................................79

Hình 4.31 Ngàm cắt cần (PV Drilling III ngày 20/3/2017) .............................................79
Hình 4.32 Cấu tạo của hệ thống ngàm cắt cần .................................................................80
Hình 4.33 Hệ thống van thủy lực đóng mở ngàm ............................................................80
Hình 4.34 Áp suất kiểm tra BOP .......................................................................................81

Hình 4.35 Sơ đồ dòng chảy trên giàn ................................................................................83
Hình 4.36 Test Plug và Cup Tester ...................................................................................83
Hình 4.37 BOP và Cụm phân dòng (PV Drilling III ngày 22/3/2017) ...........................84
Hình 4.38 Thiết bị dùng trong Test Stump .......................................................................84
Hình 4.39 Test Stump trên giàn PV Drilling III ...............................................................85
Hình 4.40 Van Choke .........................................................................................................85
Hình 4.41 Hệ thống van Choke .........................................................................................86
Hình 4.42 Bladder ..............................................................................................................86
Hình 4.43 Hệ thống Koomey.............................................................................................91
Hình 4.44 Bảng điều khiển BOP .......................................................................................96
Hình 4.45 Bảng điều khiển BOP trong Doghouse ...........................................................97
Hình 4.46 Điều khiển ngàm ôm cần..................................................................................97
Hình 4.47 Điều khiển Annular ..........................................................................................98
Hình 4.48 Hệ thống Diverter .............................................................................................98
Hình 4.49 Cấu tạo của Diverter .........................................................................................99
Hình 4.50 Diverter trên giàn PV Drilling III ....................................................................99
Hình 4.51 Diverter, Overshot Bell và Nipple trên giàn PV Drilling III........................100
Hình 4.52 Sơ đầu vận hành Diverter ...............................................................................100
Hình 4.53 Các loại đầu nối của BOP ..............................................................................101
Hình 4.54 Mặt cắt của mặt bích.......................................................................................101
Hình 4.55 Mặt bích loại 6B – 6BX .................................................................................102
Hình 4.56 Vòng đệm Bx, R và Rx ..................................................................................102
Hình 4.57 Bình tích khí (MGS) .......................................................................................104
Hình 4.58 Sơ đồ đường tách khí ......................................................................................104
Hình 4.59 Bình tách khí trên giàn PV Drilling III ..........................................................104
Hình 4.60 Bình tách khí khi vận hành.............................................................................105
Hình 5.1 Lô 15-1 Bể Cửu Long.......................................................................................107
Hình 5.2 Biểu đồ áp suất vỉa và áp suất vỡ vỉa của giếng ST – 1PXH .........................104
Hình 5.3. Bộ cần dựng kiểm soát giếng ..........................................................................122
Hình 5.4: Cấu trúc giếng HSB – 1X................................................................................124

Hình 5.5 Đường đi của giếng HTHP ST- 1PXH............................................................125
Hình 6.1 Kích thước hạt mùn khi khoan ở tầng dị thường áp suất ...............................147
Hình 6.2 Vụn sét ở tầng áp suất dị thường......................................................................148
Hình 6.3 Mối liên hệ giữa hệ số d và độ sâu..................................................................149
Hình 6.4 Nhiệt độ đường ống dẫn khi khoan tới tầng dị thường áp suất .....................151
Hình 6.5 Minh hoạ đối áp và cụm van tiết lưu ..............................................................154

DANH MỤC BẢNG BIỂU
Bảng 1 Bảng tóm tắt thông tin đự đoán về đỉnh các tập của giếng khoan ST- 1PXH cấu
tạo Sư Tử Trắng .................................................................................................................... 9
Bảng 2.1 Hàm lượng trung bình khoáng vật sét các đá thuộc các tầng sản phẩm mỏ Bạch Hổ......19
Bảng 3.1 Tính toán số hành trình và thời gian bơm .........................................................39
Bảng 3.2 Số hành trình bơm và áp suất bơm tương ứng trong ví dụ ..............................40
Bảng 3.3 Gradient áp suất của các loại chất lưu xâm nhập .............................................43
Bảng 4. Hệ thống thiết bị BOP và Diverter trên giàn PV Drilling I sử dụng tại giếng ST – 1PXH .106
Bảng 5.1 Áp suất dự kiến của giếng ST – 1PXH ...........................................................108
Bảng 5.2 Nhiệt độ ở mỏ Sư Tử Trắng.............................................................................110
Bảng 5.3 Các đoạn thi công giếng HTHP ST- 1PXH....................................................123
Bảng 5.4 Số liệu thiết kế đoạn 26 inchs. .........................................................................126
Bảng 5.5 Số liệu thiết kế đoạn giếng16 inchs .................................................................126
Bảng 5.6 Dữ liệu giếng khoan đoạn 16 inchs .................................................................127
Bảng 5.7 Dữ liệu Kick......................................................................................................127
Bảng 5.8 Bảng tính killsheet cho đoạn 16".....................................................................128
Bảng 5.9 Bảng kết quả tính killsheet và đồ thị giảm áp suất cho đoạn 16" ..................129
Bảng 5.10 Số liệu thiết kế đoạn giếng 12 ¼ inchs .........................................................132
Bảng 5.11 Dữ liệu giếng khoan đoạn 12 1/4 inchs ........................................................132
Bảng 5.12 Dữ liệu kick ....................................................................................................132
Bảng 5.13 Bảng tính killsheet cho đoạn 12 1/4" ............................................................133
Bảng 5.14 Bảng kết quả tính killsheet cho đoạn 12 1/4" ...............................................134

Bảng 5.15 Bảng kết quả tính killsheet và đồ thị giảm áp suất cho đoạn 12 1/4" .........135
Bảng 5.16 Số liệu thiết kế đoạn giếng 8 ½ inchs............................................................137
Bảng 5.17 Dữ liệu giếng khoan đoạn 8 1/2 inchs...........................................................137
Bảng 5.18 Dữ liệu kick ....................................................................................................138
Bảng 5.19 Tính toán killsheet cho đoạn 8 1/2"...............................................................139
Bảng 5.20 Bảng kết quả tính killsheet cho đoạn 8 1/2" .................................................140
Bảng 5.21 Bảng kết quả và đồ thị giảm áp suất cho đoạn 8 1/2" ..................................141

MỞ ĐẦU
Khoan là phương tiện tin cậy nhất để tìm kiếm, thăm dò và là phương pháp duy
nhất để khai thác Dầu khí. Vì vậy, sự thuận lợi hay gặp sự cố trong công tác khoan
nói chung và kỹ thuật kiểm soát giếng nói riêng là yếu tố quan trọng quyết định đến
sự thành công của một giếng khoan Dầu khí. Khi thi công một giếng khoan Dầu khí
nếu không có quy trình kiểm soát giếng chính xác, kịp thời thì rất dễ gặp phải sự cố
phun trào, và hậu quả khi giếng xảy ra phun trào này thường rất lớn, đó là thiệt hại cả
về con người, kinh tế lẫn môi trường. Thực hiện quy trình kiểm soát cho mỗi giếng
khoan nghĩa là chúng ta phải thực hiện tốt công tác phòng chống, phát hiện và kiểm
soát giếng kịp thời để ngăn ngừa hiện tượng chất lưu xâm nhập từ thành hệ (vỉa) vào
trong giếng khoan thường gọi là Kích. Hiện tượng Kick xuất hiện có thể do sự xâm
nhập vào giếng của các chất lưu trong vỉa do các thao tác trong khi khoan làm thay
đổi áp suất cột thuỷ tĩnh, do khoan qua tầng dị thường áp suất, hiện tượng Kick dù
gây ra bởi bất cứ nguyên nhân nào cũng có thể dẫn đến hiện tượng phun trào chất lưu.
Do vậy, khi thi công một giếng khoan Dầu khí, việc xây dựng các phương sách cho
mọi tình huống phun trào để phòng chống hiện tượng phun trào dầu khí xảy ra là công
tác rất cần thiết.
Ở Việt nam, sau khi thi công hàng trăm giếng khoan Dầu khí, đặc biệt là ở bồn
trũng Cửu Long đã đúc kết được nhiều kinh nghiệm quý báu về phòng chống phun
trào, đặc biệt là khi khoan qua địa tầng dị thường áp suất cao. Trên cơ sở việc nghiên
cứu tài liệu về bản chất của hiện tượng phun trào, các phương pháp phòng chống và

các số liệu thực tế thi công giếng khoan tại bồn trũng Cửu Long, đồ án đưa ra các giải
pháp để chống hiện tượng phun trào khi khoan qua địa tầng dị thường áp suất cao tại
bồn trũng Cửu Long.
Đồ án này sẽ phân tích các nguyên nhân gây ra hiện tượng Kick, các biểu hiện
của chúng và các biện pháp thường áp dụng để kiểm soát, đồng thời sẽ áp dụng và
đưa ra kĩ thuật kiếm soát cho giếng ST – 1PXH dựa trên kế hoạch và chương trình
khoan được thiết kế.

1

LỜI CẢM ƠN
Nhân dịp hoàn thành đồ án tốt nghiệp ngành Khoan khai thác - Khoa Dầu khí,
Trường Đại học Mỏ - Địa chất em xin chân thành cảm ơn gia đình và nhà trường đã
luôn động viên ủng hộ em trong quá trình học tập và thực hiện đồ án.
Trước hết em xin cảm ơn ban lãnh đạo khoa Dầu khí cũng như bộ môn Khoan
khai thác đã hết sức tạo điều kiện để em hoàn thành tốt khóa học và đồ án tốt nghiệp.
Em xin gửi lời cảm ơn trân trọng đến tất cả các thầy cô giáo đã tham gia giảng dạy
tại Trường Đại học Mỏ - Địa chất nơi mà em theo học trong suốt thời gian 5 năm qua.
Nếu không có sự dìu dắt, động viên và ủng hộ to lớn của quý thầy cô em đã không
thể hoàn thành tốt chương trình đào tạo đại học của mình.
Em xin chân thành cảm ơn ban lãnh đạo Công ty Liên doanh Dầu khí Việt –
Nga, Công ty Liên Doanh Điều Hành Cửu Long, Tổng Công ty Cổ phần Khoan và
Dịch vụ Khoan Dầu khí PV Drilling đã tạo điều kiện tốt nhất cho em trong suốt thời
gian thực tập sản xuất và thực tập tốt nghiệp vừa qua.
Xin cảm ơn đến tất cả bạn bè cùng lớp học chuyên ngành Khoan – Khai thác
khóa 57 đã cùng chia sẻ những khó khăn, buồn vui trong suốt thời gian học tập tại
Trường Đại học Mỏ - Địa chất. Xin cảm ơn các bạn về những tình cảm cần thân thiết,
tinh thần đoàn kết và giúp đỡ lẫn nhau trong học tập và cả những kỉ niệm khó quên
trong suốt khóa học. Đặt biệt, xin chân thành cảm ơn Câu lạc bộ Dầu khí – Trường

Đại học Mỏ - Địa chất đã luôn luôn sát cánh và đã tạo mọi điều kiện tốt nhất cho em
tham gia các hoạt động bổ ích trong suốt 3 năm qua.
Em xin gửi lời cảm ơn chân thành và trân trọng nhất đến thầy giáo hướng dẫn:
TS. Lê Quang Duyến đã cho em một định hướng đúng ngay từ đầu và tận tình hướng
dẫn để em có thể hoàn thành tốt đồ án tốt nghiệp cũng như trong suốt thời gian 5 năm
học tập tại trường.
Cuối cùng em xin chân thành cảm ơn đến các anh chị đã quan tâm và giúp đỡ
em trong suốt thời gian học tập và thực tập vừa qua:
Công ty Liên Doanh Điều Hành Cửu Long (Cửu Long JOC)
Ths. Lâm Minh Tuân – Deputy Lead Drilling Engineer
Ths. Lương Văn Sinh – Drilling Engineer
Ths. Võ Quốc Tuấn – Drilling & Completion Equipment Specialist
Ks. Nguyễn Đức Long – Mechanic Engineer
Tổng Công ty Cổ phần Khoan và Dịch vụ Khoan Dầu khí PV Drilling
Ths. Hoàng Thanh Tùng, Operation Manager – Operation Department (PVD
Deepwater)

2

TS. Hoàng Thịnh Nhân, Deputy Manager Operation Department (PVD
Deepwater)
TS. Lê Trung Tâm, Geology Manager, Exploration Division
Ths. Lý Ngọc Long, S.Drilling Engineer, Drilling Division
Ths. Nguyễn Trung Tiến, DD/ Drilling Operation (PV Drilling V)
KS. Nguyễn Văn Trung, Asistant Drilling (PV Drilling V)
KS. Trần Minh Tâm, Asistant Drilling (PV Drilling III)
Và toàn thể các kĩ sư làm việc tại Supply Base Cửu Long và giàn khoan PV Drilling
II, III V.
Một lần nữa em xin chân thành cảm ơn tất cả mọi sự giúp đỡ, hỗ trợ quý báu của quý

thầy cô, anh chị, gia đình và bạn bè.
Xin trân trọng kính chúc mọi người sức khỏe và thành đạt!

3

PHẦN MỞ ĐẦU
1. Tính cấp thiết của đề tài
Khi trữ lượng tại chỗ ngày càng cạn kiệt, loài người cần khoan sâu hơn và phức
tạp hơn để tìm ra những phát hiện mới. Các chuyên gia cho rằng khoảng 70% các
nguồn tài nguyên Dầu khí hiện tại ngoài khơi không thể khoan được do các điều kiện
kinh tế không cho phép khi sử dụng công nghệ khoan truyền thống. Công nghệ kiểm
soát áp suất trong quá trình thi công giếng khoan là cần thiết, cần được chuẩn bị trang
thiết bị, chương trình kiểm soát kĩ càng khi thi công một giếng khoan Dầu khí. Mục
tiêu sử dụng công nghệ để kiểm soát áp suất là để tăng khả năng thi công khoan bằng
cách loại trừ những khó khăn liên quan đến công tác khoan khi chúng xảy đến.
Trong quá trình khoan, nếu thực hiện kĩ thuật kiểm soát giếng tốt thì sẽ làm tăng
hiệu quả kinh tế cho bất kì giếng khoan nào nhờ vào khả năng làm giảm thời gian phi
sản xuất (NTP – Nonproductive time). Thời gian phi sản xuất là thời gian mà giàn
khoan không thi công được theo kế hoạch do các sự cố hay khó khăn nảy sinh trong
quá trình thi công khoan. Rất nhiều sự cố hay khó khăn liên quan đến công tác thi
công khoan có thể được giảm thiểu đặc biệt là sự cố phun trào – Kick được giảm thiểu
bằng việc áp dụng công nghệ kiểm soát giếng. Cũng như các công nghệ mới khác, kĩ
thuật kiểm soát giếng mà ở đây là kiểm soát áp suất giới thiệu những kĩ thuật, thiết bị
mới mà đòi hỏi cần nhiều thời gian tiếp cận, nắm bắt, hiểu và ứng dụng thành thạo
cũng như cần có nhiều kinh nghiệm trong quá trình thi công các giếng khoan ở các
khu vực khác nhau. Với các nguồn tài nguyên hiện nay, đòi hỏi chung ta cần phải thi
công các giếng khoan xa bờ hơn, sâu hơn và sẽ có nhiều rủi ro mà khó biết trước nên
cần được thành thạo các kĩ thuật kiểm soát giếng và phải cập nhật những kĩ thuật mới
cũng như cải tiến các phương pháp nhằm phù hợp với từng điều kiện cụ thể đặt ra.

Hậu quả của việc mất kiểm soát giếng khoan là vô cùng to lớn. Mất kiểm soát
giếng khoan dầu khí dẫn đến hiện tượng phun trào dầu khí gây ra hậu quả vô cùng
nghiệm trọng cả về tài sản và tính mạng con người. Phun trào dầu khí có thể gây ra
cháy nổ và phá huỷ các thiết bị giàn khoan. Nếu sự cố phun trào nghiêm trọng xảy ra
có thể dẫn đến phá huỷ toàn bộ cơ sở vật chất của giàn khoan và tính mạng của con
người làm việc trên giàn khoan cũng bị đe doạ. Trên thế giới đã có nhiều trường hợp
xảy ra sự cố phun trào gây hậu quả nặng nề về tài sản và con người. Cũng nói ở phần
trước ở Việt Nam, đã 2 lần xảy ra hiện tượng mất kiểm soát giếng khoan dẫn đến
phun trào dầu khí vào năm 1977 và 1980 khi thi công các giếng khoan đất liền tại
Tiền Hải – Thái Bình và hậu quả là 02 giàn khoan đã chìm vào lòng đất vĩnh viễn.
Do vậy, bất cứ nhà thầu khoan nào khi thi công một giếng khoan dầu khí đều đưa vấn
đề phòng chống phun trào lên.
4

Hình a: Hình ảnh về sự cố phun trào Dầu khí khi khoan trên biển

Hình b: Hình ảnh về sự cố phun trào Dầu khí khi khoan trên đất liền
Hiện nay tại Việt Nam chương trình kiểm soát giếng – kiểm soát áp suất được
sử dụng khá thanh công. Gần đây các nhà thầu chính, các công ty liên doanh điều
hành tại Việt Nam như Công ty Dầu khí Việt Nhật (JVPC), Công ty Liên doanh điều
hành chung Hoàng Long (Hoàng Long JOC), Công ty Liên doanh điều hành chung
Hoàn Vũ (Hoàn Vũ JOC) và nhiều nhà thầu khác đã sử dụng thành công công nghệ
kiểm soát giếng với các kết quả khả quan. Công ty Liên doanh điều hành chung Cửu
Long (Cửu Long JOC) đang điều hành lô 15-1 với các phát hiện Dầu khí Sư Tử Trắng,
Sư Tử Nâu. Trong đó phát hiện Sư Tử Trắng được đánh giá có trữ lượng lớn thông
qua giếng khoan thăm dò ST – 3X và ST – 4X. Tuy nhiên trong quá trình khoan thăm
dò với các điều kiện nhiệt độ cao, áp suất cao, các giếng khoan trước gặp rất nhiều sự
cố liên quan đến mất dung dịch, kiểm soát giếng, nhiễm bẩn thành hệ, sự bất ổn của
5

các thành hệ. Các vấn đề này đặc biệt là vấn đề liên quan đến áp suất sao và nhiệt độ
cao được phân tích đánh giá rất kĩ để tìm ra giải pháp phù hợp trong chiến dịch khoan
giếng khai thác ST -1PXH. Vì vậy chương trình kiểm soát giếng được đặt ra.
2. Mục đích, đối tượng và phạm vi nghiên cứu
Mục đích của đồ án này là nghiên cứu kĩ thuật kiểm soát giếng khoan và xây dựng
chương trình kiểm soát áp suất cho giếng khoan ST- 1PXH cấu tạo Sư Tử Trắng. Đối
tượng nghiên cứu của đồ án là kĩ thuật kiểm soát giếng và xây dựng giải pháp cho chương
trình kiểm soát áp suất dối với giếng ST - 1PXH (Lựa chọn thiết bị, vận hành thiết bị,
chương trình kiểm soát). Đồ án có phạm vi nghiên cứu là Kĩ thuật kiểm soát giếng khoan
– kiểm soát áp suất, tập trung vào chương trình kiểm soát với áp suất đáy ổn định và cấu
tạo Sư Tử Trắng, lô 15 – 1, bồn trũng Cửu Long.
3. Ý nghĩa thực tiễn và ý nghĩa khoa học
Đối với mỗi khu vực khác nhau sẽ có các chương trình kiểm soát giếng khác
nhau. Đồ án này được thực hiện với mong muốn là công trình nghiên cứu để đóng
góp làm tài liệu tham khảo cho các bạn sinh viên chuyên ngành Khoan – Khai thác,
các kĩ sư khoan và các bạn sinh viên ngoại ngành nếu muốn tìm hiểu. Nội dung của
đồ án là Thiết kế chương trình kiểm soát giếng, kiểm soát áp suất cho giếng ST – 1P
PXH, nên đồ án được hi vọng góp phần nhỏ vào việc nâng cao hiệu quả cho công tác
xây dựng giếng khoan ST – 1PXH.

6

CHƯƠNG I. TỔNG QUAN
1.1. Vị trí địa lý khu vực nghiên cứu
Bồn trũng Cửu Long là bồn trũng tạo Rift Đệ Tam sớm nằm ở vị trí ngoài khơi
đông nam ờ biển Việt Nam. Bồn trũng kéo dài từ 9o đến 11o vĩ độ Bắc bao gồm một
diện tích khoảng một trăm năm mươi nghìn (150 000) cây số vuông (km2).

Mỏ Sư Tử Trắng thuộc bồn trũng Cửu Long trên thềm lục địa phía Nam nước
ta, nằm ở phía đông nam lô 15-1, cách bở biển Vũng Tàu 135 km về phía đông, có
độ sâu mực nước biển trung bình là 56m.

Hình 1.1 Lô 15-1 Bể Cửu Long
Mỏ Sư Tử Trắng được điều hành bởi Công ty Liên Doanh điều hành Cửu Long
(CLJOC). Đã hoàn thành việc thăm dò và thẩm lượng các khu vực cấu tạo chính mỏ
Sư Tử Trắng với 4 giếng khoan thăm dò và thẩm lượng: ST – 1X, ST – 2X, ST – 3X
và ST – 4X.
1.2. Khái quát địa chất cấu tạo triển vọng Sư Tử Trắng
1.2.1. Mô tả cấu tạo
Dựa vào các đặc điểm thạc học, cổ sinh học, tài liệu Karota giếng khoan của
mỏ, các nhà địa chất đã phân chia và gọi tên các đơn vị địa tầng theo tên địa phương
cho các cấu tạo địa chất vùng mỏ. Từ trên xuống cột địa tầng tổng hợp của mỏ Sư Tử
Trắng (Bảng 1.1) được mô tả như sau:
Trầm tích Neogen và Đệ Tứ
Trầm tích Plioxen – Đệ Tứ (Diệp Biển Đông, tập A): trầm tích Biển Đông phủ bất
chnhr hợp lên trầm tích Mioxen. Thành phần thạch học bao gồm cát, sét và bột xen
kẽ sỏi đá màu xám, màu vàng và màu xanh. Thường gặp ở đây nhiều mảnh vôi sinh
vật biển. Lên trên thành phần gồm cát bở rời xen kẽ với cát màu xám sáng và xám
7

xanh với một ít mác nơ, có một số lượng lớn foraminifera. Chiều dày điệp từ 600 –
700m. Độ sâu lớp trầm tích có thể tới 728m.
Trầm tích Mioxen trên (Điệp Đồng Nai – Tập BIII): Điệp Đồng Nai gồm các lớp
cát bở rời và cát không gắn kết màu xanh lẫn sét màu vàng. Chiều dày điệp từ 500 –
800m. Bề dày tăng dần ra phía cánh của lớp cấu tạo và phủ dày lên trầm tích Điệp
Côn Sơn. Độ sâu từ 728 m đến 1410 m.
Trầm tích Mioxen giữa (Điệp Côn Sơn – tập BII): phần dưới của điệp này được

cấu tạo bởi các lớp hạt thô màu xám và màu trắng với sét màu nâu đỏ, trong sét có
lớp kẹp than. Đây là những đất đá lục nguyên dạng khối, bở rời. Thành phần chính là
thạch anh chiếm 80%. Fenpat và các đá phun trào, xi măng sét và sét vôi có màu
loang hổ, bở rời mềm dẻo. Đất đá này thành tạo trong điều kiện biển nông, độ muối
trung bình, chịu tác động của dòng biển, nơi lắng đọng khá gần với nguồn vật liệu.
Bề dày của điệp từ 400 – 800m. Độ sâu từ 1410 m đến 1988 m.
Trầm tích Mioxen dưới (Điệp Bạch Hổ, tập BI): Điệp Bạch Hổ là sự xen kẹp với
các lớp cát, sét và sét bột, cát xám trắng, xẫm, sét màu sặc sỡ loang hổ kết dính dẻo
(đặc biệt là tầng trên của điệp – tầng sét Rotalia). Đá bột xám, nâu đỏ ở phần dưới
của điệp. Đây là tầng đá chắn mang tính chất khu vực rất tốt. Đá bột kết xám và nâu
đỏ. Ở phần dưới của điệp chiều dày lớp kép cát kết tăng lên. Căn cứ vào đặc điểm
thạch học và cổ sinh ngươi ta chia ra Điệp Bạch Hổ ra làm 2 điệp phụ: Phụ điệp Bạch
Hổ trên và Phụ điệp Bạch Hổ dưới. Bề dày của điệp này thay đổi từ 300-1200m. Độ
sâu từ 1988 m đến 2588 m.
Trầm tích Paleogen
Trầm tích Oligoxen trên (Điệp Trà Tân, tập C và D): Trầm tích này bao gồm các
lớp cát kết hạn mịn đến trung, màu xám sáng xen kẽ với các tập dày sét kết màu nâu
chuyển dần sang đen về phía dưới. Điệp Trà Tân được chia ra làm 2 điệp phụ: Phụ
điệp Trà Tân trên – tập C và phụ điệp Trà Tân dưới – tập D. Phụ điệp Trà Tân trên
được đánh dấu bởi sự xuất hiện của các đá sét giàu hữu cơ xẫm màu, phụ điệp có sự
xen kẽ giữa cát kết. Tập D được xem như địa tầng tương đương với phụ điệp Trà Tân
dưới, được khám phá và đặt tên trong quá trình khoan giếng 15-A-1X tại cấu trúc Trà
Tân, bề dày của tập D trong giếng vào khoảng 307 - 950m. Độ sâu từ 2588 m đến
3698 m.
Trầm tích Oligoxen dưới (Điệp Trà Cú, tập E và F): Trầm tích này bao gồm các
lớp cát – sét xen kẽ hạt trung và hạt nhỏ màu nâu xám lẫn với bột kết màu nâu đỏ bị
nén chặt nhiều và nứt nẻ. Ở đáy của điệp gặp sỏi kết và các mảng đá móng tạo thành
lớp lót đáy của lớp phủ trầm tích. Điệp Trà Cú được chia làm 2 điệp phụ: Phụ điệp
8

Trà Cú trên – tập E và phụ điệp Trà Cú dưới- tập E. Vỉa sản phẩm nằm trong tập cát
E và F ở độ sâu hơn 4000m và là vỉa khí condensate. Độ sâu từ 3698 m đến 3758 m.
Tập E (Oligoxen dưới, Điệp Trà Cú trên): được xem như phần địa tầng phía trên
của Điệp Trà Cú, xác định lần đầu tiên tại giếng CL – 1X qua các đặc trưng đồng nhất
trong các đoạn của giếng. Các lớp trầm tích của tập E được phát hiện trong tất cả 4
giếng tại mỏ Sư Tử Trắng với bề dày từ 185m ở phần đỉnh và mở rộng tới 550m ở
phần cánh. Ranh giới phía trên của tập E là một bề mặt xói mòn được xác định như
nền móng của lớp cats kết tập D phía trên, chính vì vậy tập E có thể vắng mặt hay bị
xói mòn trong phần phía trên của cấu trúc mỏ Sư Tử Trắng. Tập E bao gồm chủ yếu
là các lớp đá sét nâu vàng và tối màu, hoặc sự xen kẽ giữa cát kết và bột kết. Độ sâu
từ 3758 m đến 3823 m.
Tập F (Oligoxen dưới, Điệp Trà Cú dưới): được xem như địa tầng phía dưới của
Điệp Trà Cú, cũng giống như tập E, tập F được xác định lần đầu tiên tại giếng CL –
1X và các lớp trầm tích của tập F được phát hiện trong tất cả 4 giếng tại mỏ Sử Tử
Trắng với bề dày thay đổi từ 270m ở phần đỉnh và mở rộng đến hơn 500m ở phần
cánh của cấu tạo. Các loại đá sét có màu từ nâu nhạt tới nâu sẫm, độ cứng từ mềm tới
rất cứng hoặc đặc biệt cứng, mức độ cứng tăng dần theo chiều sâu. Độ sâu từ 3823 m
đến 3916 m.
1.2.2. Địa tầng cấu tạo Sư Tử Trắng
Cột địa tầng cấu tạo Sư Tử Trắng và đỉnh các tập của cấu tạo được trình bày
trong bảng và hình dưới đây.
Bảng 1. Bảng tóm tắt thông tin đự đoán về đỉnh các tập của giếng khoan ST- 1PXH
cấu tạo Sư Tử Trắng
ST-1PXH (Location A) Location Formation Tops
Geo. Tops

Formation

mMD

mTVDss

mTVD

Tolerance (m)

Top B3

Dong Nai

728

685

728

+/-30

Top B2

Con Son

1410

1367

1410

+/-30

Top B1

Bach Ho

1988

1945

1988

+/-30

2420

2370

2413

+/-30

2609

2545

2588

+/-30

2910

2825

2868

+/-30

3271

3155

3198

+/-50

Top ILM
Top C
Top D Seq.
D sand

Upper Tra Tan
Lower Tra Tan

Top E Sand

Upper Tra Cu

3984

3630

3673

+/-50

Top F-shale

Tra Cu (?)

4114

3695

3738

+/-50

Top F-sand

Lower Tra Cu

4244

3780

3823

+/-50

4471

3873

3916

+/-30

TD

9

CHƯƠNG 2 - DỊ THƯỜNG ÁP SUẤT TẠI BỂ CỬU LONG
Dị thường áp suất là căn nguyên của hiện tượng phun trào dầu khí, do vậy việc
tìm hiểu bản chất của hiện tượng dị thường áp suất rất cần thiết để xác định chính xác
đới dị thường áp suất cao trên cơ sở đó xây dựng các biện pháp phòng và chống phun
trào một cách hiệu quả nhất. Ở chương này, em xin đi vào chi tiết các khái niệm về
dị thường áp suất, đặc biệt là dị thường áp suất cao tại bồn trũng Cửu Long.
2.1. Khái niện về dị thường áp suất
Áp suất vỉa hay áp suất lỗ rỗng là áp suất sinh ra bởi sự xuất hiện tự nhiên của
chất lưu dưới dạng bẫy trong không gian lỗ rỗng của thành hệ. Các chất lưu ở đây
bao gồm nước, dầu và khí. Áp suất vỉa có thể bị ảnh hưởng bởi trọng lượng của lớp
phủ vì nó tác dụng áp lực lên cả phần rắn lẫn phần rỗng. Nếu chất lưu lỗ rỗng dễ dàng
di chuyển và thoát ra được thì các hạt rắn mất đi tính chống đỡ và sẽ di chuyển lại
gần nhau, quá trình này gọi là sự nén kết.
Áp suất vỉa là một đại lượng hết sức quan trọng cần phải được đánh giá trước
khi tiến hành công tác khoan nhằm mục đích an toàn cũng như giảm chi phí cho công
tác khoan dầu khí. Trong công tác đánh giá áp suất vỉa người ta thường phân áp suất
vỉa thành 3 loại:
- Áp suất vỉa dị thường âm (Gradient áp suất < 0.433 psi/ft)

- Áp suất vỉa bình thường (0.433 < Gradient áp suất < 0.465 psi/ft)

- Áp suất vỉa dị thường dương: (0.465 < Gradient áp suất < 1.0 psi/ft)
2.1.1. Áp suất vỉa dị thường âm (Subnormal pressure)
Áp suất vỉa dị thường âm là áp suất thuỷ tĩnh của thành hệ có áp suất nhỏ hơn áp
suất vỉa bình thường. Một ví dụ trong thực tế cho áp suất vỉa dị thường âm là áp suất
của vỉa đã cạn kiệt.
2.1.2Áp suất vỉa bình thường (Normal pressure)
Áp suất vỉa bình thường là áp suất thuỷ tĩnh của chất lưu được bẫy lại tự nhiên
trong thành hệ và có gradient áp suất thường trong khoảng từ 0.433 đến 0.465 psi/ft
tuỳ vào miền địa chất. Trong thành hệ có áp suất bình thường hầu hết trọng lượng lớp
phủ là tạo bởi các hạt đá. Chiều dày lớp phủ sẽ tăng dần theo độ sâu nhưng phần rỗng
sẽ giảm trong khi lưu chất trong phần rỗng di chuyển tự do vì sự nén của đá.
Việc xây dựng được đường gradient áp suất vỉa trung bình cho khu vực ở điều
kiện bình thường là cơ sở để nhận biết các dị thường về áp suất nếu có ở những thành
hệ đặc biệt nhất định.

10

2.1.3. Áp suất vỉa dị thường dương (Abnormal pressure).
Là áp suất thành hệ khi của nó lớn hơn áp suất thuỷ tĩnh của các thành phần chất
lưu thành hệ. Nguyên nhân của sự dị thường là do chất lưu bị ép do sự nén ép của đá
trong khi không có sự thoát ra của chất lưu do thành hệ đã được làm kín hoàn toàn. Áp
suất vỉa dị thường dương thường hay gặp trong tự nhiên và nó có ảnh hưởng lớn tới công
tác khoan thăm dò dầu khí, đặc biệt là công tác phun trào. Áp suất dị thường dương là
đối tượng nghiên cứu chính của đồ án này ở bồn trũng Cửu Long.
2. 2. Các nguyên nhân gây ra dị thường áp suất
Có nhiều nguyên nhân gây ra dị thường áp suất vỉa ở trong một thành hệ nhất
định, các nguyên nhân có thể xảy ra đồng thời hay độc lập. Vì tính thường gặp

trong công tác khoan nên chúng ta chủ yếu đề cập tới nguyên nhân gây ra dị thường
dương. Do đó nguyên nhân gây ra áp suất vỉa dị thường có thể được chia thành 2
loại: Nguyên nhân kiến tạo và nguyên nhân thạch học
2.2.1. Nguyên nhân kiến tạo
2.2.1.1. Sự nén ép không cân bằng (Disequilibrium/Under compaction)
Trong các thành hệ có độ thấm kém như thành hệ sét, sự lắng đọng nhanh của
trầm tích sét làm cho thành hệ cố kết nhanh và khi đó chất lưu không thể thoát ra kịp
trong khi quá trình nén ép do các lớp trầm tích phía trên vẫn tiếp tục xảy ra. Sự nén
ép kiểu này sẽ làm cho áp suất chất lưu trong lỗ rỗng tăng lên và tạo nên áp suất dị
thường dương. Đây là nguyên nhân cơ bản của việc hình thành cơ chế dị thường áp
suất trong hầu hết trường hợp.

Hình 2.1 Sự nén ép của các tầng đất đá khác nhau
11

Ví dụ cụ thể cho trường hợp này là dị thường áp suất trong lô 15 – 2/01 thuộc
bồn trũng Cửu Long được phát hiện lần đầu tiên khi công ty Deminex khoan giếng
khoan thăm dò 15-B-1X (1979), với độ sâu thẳng đứng là 3612m. Vị trí của lô 15 –
2/01 nằm ở khu vực trung tâm bồn trũng Cửu Long với bề dày trầm tích lớn (như
trầm tích Oligoxen dày hơn các khu vực kế cận), đồng thời khu vực này cũng là nơi
được coi có tốc độ lắng đọng trầm tích nhanh. Hơn nữa, nhất là khu vực phía Đông
của lô, các vỉa chứa thường nằm xen hoặc dưới các tập sét dày (tập sét D), chính các
tập sét dày ấy đóng vai trò là tầng chắn tốt giúp bảo tồn nguyên vẹn áp suất.
2.2.1.2. Thế nằm dứt gãy (Faulting)
Sự trườn lên của cánh dưới trong đứt gãy nghịch đẩy các thành hệ dưới sâu lên
vị trí mới có độ sâu và áp suất nhỏ hơn, do đó tạo nên miền áp suất dị thường. Bởi vì
khi có đứt gãy như vậy thì các thành hệ ở sâu được di chuyển lên trên với áp suất của
chính thành hệ đó được giữ nguyên, kết quả là có sự chênh lệch áp suất giữa thành
hệ này ở vị trí mới và thành hệ cùng độ sâu ở cánh trên. Tuy nhiên kiểu dị thường

loại này có thể mất đi do một số hoạt động dịch chuyển hay mở rộng của đứt gãy.

Hình 2.2 Sự di chuyển của đứt gãy
2.2.1.3. Hiệu ứng phun (Artesian effects)
Một tầng nước hay một đới dẫn nước
dưới sâu trong lòng đất và có điểm lộ trên
bề mặt tại một ngọn đồi hay một nơi nào đó
sẽ tạo nên một cột nước với áp suất khác
nhau ở mỗi vị trí. Khi chúng ta khoan vào
các đới nước này mà vị trí giếng khoan lại
thấp hơn điểm lộ của đới nước thì chắc chắn
nước sẽ xâm nhập vào giếng, đây cũng là
một trong các nguyên nhân gây ra hiện
tượng Kick.

12

Hình 2.3 Hiệu ứng phun
2.2.1.4. Mũ khí (Gas cap)
Trong các vỉa dạng nếp
uốn lồi hay các vỉa kín có tầng
chắn tốt, áp suất từ phần sâu
nhất trong vỉa có xu hướng dịch
chuyển lên các phần nông hơn
vì áp suất tại những vị trí sâu
nhất có thể lớn hơn. Nếu tồn tại
khí trong vỉa, do tỷ trọng của
khí thấp hơn của dầu và nước
Hình 2.4 Mũ khí

nên khí sẽ dịch chuyển lên tầng
nông nhất và định cư ở đó với gradient áp suất lớn hơn bình thường. Nguyên nhân
gây dị thường áp suất trong trường hợp này cũng được xem là cơ sở để xác định dấu
hiệu tồn tại của các tích tụ Hydrocacbon.
Trong điều kiện của bể trầm tích Cửu Long với đặc điểm có tầng sét Bạch Hổ
(hay còn gọi là tập sét rotalia – đóng vai trò là tầng chắn khu vực của toàn bể) và tầng
sét dày thuộc tập D (D shale – đóng vai trò là tầng chắn địa phương của bồn trũng
Cửu Long, với bề dày thay đổi từ 300 m ở cấu trúc cao đến 1,000 m ở trung tâm bể)
là những điều kiện gây nên các đới dị thường áp suất vỉa.

13

2.2.1.5. Sự tích áp vào vỉa cát (Charge Sands) khoan tới
tầng cát.
Khi khoan bên cạnh giếng đang khai thác chúng ta
có thể gặp một số ảnh hưởng như là sự liên thông giữa hai
đới chênh lệch áp suất hay sự phun trào ngầm. Nghĩa là,
giếng đang khai thác đi qua các thành hệ khác nhau, trong
đó có thể là một tầng cát tính thấm tốt ở trên và một tầng khí
cao áp ở dưới. Nếu xi măng của giếng khai thác không đủ
kín hoặc thiết bị khai thác ở giếng trần bị hư hỏng thì áp suấtHình
của 2.5
tầngHiện
khí tượng
sẽ liên
tíchsựápxâm
vàonhập
vỉa cát
thông lên tầng cát làm tăng áp ở tầng cát này. Kết quả có thể gây

chất
lưu vào giếng đang khoan nằm cạnh giếng khí.
2.2.1.6. Vòm muối (Salt Dome)
Ở nhiều vùng, trong một tầng dày có
một lớp muối xuất hiện. Dưới tác dụng của
tải trọng lớp phủ vỉa muối là một vỉa từ
biến (biến đổi từ từ) và thường có khuynh
hướng chồng lên thành dạng vỉa vòm muối.
Vỉa muối là một đới không thấm, biến đổi
từ từ và tạo thành kiểu dòng chảy dẻo. Khi
bị dồn nén thì dòng chảy dẻo này sẽ có xu
hướng chọc thủng các thành hệ phía trên,
làm cho các tầng trên bị ép đồng thời dịch
Hình 2.6 Vòm muối
chuyển chờm sát vào vòm muối lên phía trên.
Hydrocacbon sẽ tích tụ vào phần trên của thân chờm rồi làm áp suất của đới chờm
tăng lên vượt quá áp suất của vùng lân cận.
2.2.2. Nguyên nhân thạch học
2.2.2.1. Các quá trình thành đá

- Quá trình thành đá của các khoáng vật sét Smectite:
Đây là quá trình tháo nước của khoáng vật sét trong quá trình hình thành khoáng
vật thứ sinh. Ở đây chủ yếu là sự thành đá của khoáng vật Smectite (biến đổi thành
khoáng vật Illite).
Smectite là một khoáng vật rất thường gặp trong các loại sét, trong cấu trúc tinh
thể của nó thường chứa nhiều phân tử nước xen kẽ. Các phần tử nước xen kẽ này sẽ
bị sắp xếp lại trong trường hợp bị nén ép mạnh, chính sự sắp xếp lại đó làm cho nước
phân tử bị biến đổi trở thành nước vỉa và gây nên dị thường áp suất trong vỉa (do sự
gia tăng về thể tích của nước vỉa). Tuy nhiên cũng có giả thiết khác cho rằng sự biến
14

đổi thành nước vỉa của các phân tử nước là phương tiện giúp cho Hydrocacbon di cư
vào bẫy chứa sau khi sinh thành từ đá mẹ, đó cũng là nguyên nhân gây nên sự gia
tăng áp suất vỉa.
Ngoài ra trong quá trình thành đá của khoáng vật Smectite thành Illite các ion
ngậm nước như Na, Ca, Mg, Fe và Si bị thay thế và thoát ra ngoài môi trường ở trạng
thái tự do bởi các ion khác như Al và K cũng sẽ làm gia tăng thể tích nước trong vỉa.
− Sự biến đổi Gypsum (Thạch Cao) – Ca(OH)2 thành CaO:
Trong điều kiện nhiệt độ nhất định phản ứng hoá học biến đổi Gypsum thành
CaO sẽ làm cho nước bao trong phân tử Gypsum thoát ra ngoài môi trường.Ta có
phương trình phản ứng:
Ca(OH)2



CaO + H2O

Phản ứng hoá học này xảy ra ở nhiệt độ vỉa và được coi là có khả năng tạo nên
dị thường áp suất cao.

− Sự thành đá của các khoáng vật khác trong điều kiện không có sự thoát nước
ra bên ngoài:
Đó là sự phá huỷ độ rỗng của đá trong quá trình chôn vùi và thành đá, bản chất
của quá trình là sự xi măng hoá làm bít nhét và làm giảm độ rỗng cũng như độ thấm,
từ đó tạo điều kiện cho quá trình nén ép dưới cân bằng diễn ra, kết quả là gây nên dị
thường áp suất cao trong vỉa.
Ngược lại của quá trình này là sự hoà tan các khoáng vật. Sự hòa tan các khoáng
vật sẽ làm tăng độ rỗng và độ thấm của đá, từ đó làm giảm áp suất vỉa và có thể gây
nên dị thường áp suất thấp do tác động của quá trình nén ép.

2.2.2.2. Sự thẩm thấu
Khi tồn tại một màng bán thấm phân chia hai chất lưu có độ khoáng hoá khác
nhau, và chất lưu có độ khoáng hoá thấp (thường là nước ngọt) dịch chuyển qua màng
thấm đến chất lưu có độ khoáng hoá cao hơn (thường là nước biển) để đạt trạng thái
cân bằng về thành phần hoá học, ta gọi đó là hiện tượng thẩm thấu hay thấm lọc.
Chính hiện tượng thẩm thấu này sẽ gây nên áp suất thẩm thấu, theo Marine và Fritz
(năm 1981) thì đó là một trong những nguyên nhân gây nên dị thường áp suất.
2.2.2.3. Thuỷ nhiệt
Khi nhiệt độ tăng thì đất đá và chất lưu sẽ giãn nở, tuy nhiên sự giãn nở của
đất đá được coi là không đáng kể so với chất lưu, tức là thể tích của chất lưu sẽ gia
tăng nhiều hơn so với thể tích coi như không đổi của khung đá khi điều kiện nhiệt độ
vỉa gia tăng (vì thế chúng ta gọi nhiệt độ này là thuỷ nhiệt vì nó tác động chủ yếu lên
chất lưu vỉa mà thôi). Điều này làm cho áp suất vỉa tăng do sự gia tăng của thể tích
15

chất lưu, tuy nhiên đây không phải là nguyên nhân chủ yếu vì nó có tác động không
đáng kể.
2.3. Dị thường áp suất vỉa ở bồn trũng Cửu Long
2.3.1. Đặc điểm trầm tích bồn trũng Cửu Long liên quan đến dị thường áp
suất
Ở khu vực bồn trũng Cửu Long hệ số quá áp (Ba Áp suất vỉa/Áp suất thuỷ tĩnh)
liên quan tới sự có mặt của các lớp sét dày có nguồn gốc chủ yếu là biển nông, đầm
hồ, cửa sông và vùng nước lợ. Ngoài ra còn phải kể đến yếu tố tồn tại các thân dầu
trong móng nứt nẻ với chiều cao lớn từ vài trăm mét đến 2,000 m (móng mỏ Bạch
Hổ).
Các lớp sét của Oligocen thường là sét montmo – kaolinit. Các lớp sét này
tương đối đồng nhất, dày vài trăm mét và có khả năng chắn tốt. Tỷ phần cát sét
trong mặt cắt Oligocen thấp, dao động trong khoảng 20 – 35%, đặc biệt là các thân
cát thuộc hệ tầng này có nguồn gốc đầm hồ nên có diện phân bố rất hạn chế và có

khả năng lưu thông nội tầng kém. Mặt khác vật chất hữu cơ trong trầm tích
Oligocen thượng vừa rất phong phú lại đang nằm ở pha chủ yếu sinh dầu nên đã
sinh ra lượng khí và hydrocacbon lỏng nhẹ rất lớn. Hai điều kiện nêu trên tạo nên
dị thường áp suất lớn trong trầm tích Oligocen thượng.
Càng về phía Đông Bắc trầm tích Oligocen thượng và Miocen hạ mang tính
biển nhiều hơn trong đó có tập sét biển điển hình Rotalid là tập trên cùng của địa tầng
Miocen dưới. Đặc điểm này có thể tạo thuận lợi cho sự phát triển dị thường áp suất,
song cũng không thể đạt các giá trị như trong trầm tích hệ tầng Trà Tân.
Càng xuống phía Tây Nam bể Cửu Long, chiều dày cũng như độ đồng nhất
của sét Oligocen thượng giảm, tập sét Rotalid biến tướng, chứa nhiều sét mang tính
lục địa, cùng các vật liệu thô và núi lửa. Vì thế, khả năng tạo dị thường áp suất trong
bể trầm tích Miocen hạ và cả trong trầm tích Oligocen giảm hẳn, thậm chí không còn
thấy dị thường áp suất như tại các lô 16 – 1, 16 – 2, 17 và Đông Nam lô 09 – 03.
2.3.2. Sự phân bố dị thường áp suất
Dị thường áp suất vỉa trong bồn trũng Cửu Long đã được tiến hành nghiên cứu
dựa vào áp lực lỗ rỗng gây ra bởi các tác nhân là nước vỉa. Do đó, các đới dị thường
sẽ xuất hiện trong các phức hệ chứa nước với các đối tượng nghiên cứu sau:
- Phức hệ chứa nước Đệ tứ - Plioxen (hệ tầng Biển Đông Qbđ – N2 – bđ).
- Phức hệ chứa nước Mioxen trung - thượng (hệ tầng Đồng Nai N13 – đn - Cửu Long
N12 – cl).
- Phức hệ chứa nước Mioxen hạ (hệ tầng Bạch Hổ N11 – bh).
- Phức hệ chứa nước Oligoxen (hệ tầng Trà Tân – Trà Cú P 3 2 – Trt, P3 1 – Trc).
16

- Phức hệ chứa nước Eoxen (hệ tầng Cà Cối P2).
- Đới chứa nước khe nứt trong móng trước Kainozoi.
Tuy nhiên, việc nghiên cứu là phục vụ cho công tác khoan dầu khí ở các tầng
chứa chủ yếu nằm trong các hệ tầng trầm tích vụn thuộc Mioxen hạ, Oligoxen trên,
Oligoxen dưới và đá móng nứt nẻ. Vì thế ở đây chúng ta chỉ đề cập tới sự phân bố dị

thường áp suất vỉa trong các phức hệ chứa nước tương ứng với các hệ tầng ấy.
2.3.2.1. Phức hệ chứa nước Mioxen hạ (hệ tầng Bạch Hổ N11 – bh)
Phức hệ chứa nước các trầm tích Mioxen hạ (N11 – bh) tương ứng trên cột địa
tầng với phụ thống Mioxen dưới - điệp Bạch Hổ trên, giữa, dưới. Các thành tạo này
được nghiên cứu địa tầng hoàn chỉnh trên mặt cắt các giếng khoan chuẩn, đại diện
cho từng lô. Nhưng các giếng khoan chủ yếu phục vụ mục đích thăm dò – tìm kiếm
Dầu khí.
Các giếng khoan nghiên cứu đều đã khoan hết bề dày của phức hệ chứa nước,
gặp phức hệ chứa nước Oligoxen như giếng khoan: 15-1X (A, B, C, G) (giếng 15),
giếng khoan Ba Vì, Bà Đen, Tam Đảo (lô 16), giếng khoan 17DD - 1X (lô 17), giếng
khoan Bạch Hổ (3, 4, 5, 10, 120), Rồng (1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, RC2, RP1) (lô 09).
Áp suất vỉa trong phức hệ chứa nước Mioxen hạ này dao động trong khoảng
2,683 – 4,322 psi, cho thấy áp suất vỉa ở phức hệ chứa nước Mioxen hạ (N11 – bh)
khu vực bồn trũng Cửu Long thuộc loại yếu, thường đạt giá trị nhỏ hơn hay bằng áp
lực qui ước, nên giá trị dị thường áp lực luôn nhỏ hơn hay bằng 1. Điều này có thể
giải thích được qua chiều dày không lớn lắm của các tầng trầm tích lục nguyên trong
bồn. Phức hệ chứa nước, rõ ràng có dạng áp lực với hệ số quá áp từ 0,986 đến 1,178,
trung bình 1,027.
Tuy nhiên, do tính chất chắn tốt và mang tính khu vực của tầng sét Rotali (Bạch
Hổ) nên bên dưới tập sét này ở vùng Trung Tâm của bồn trũng có quan sát thấy dị
thường áp suất lỗ rỗng với biên độ là 1,2 – 1,3 lần của phông chung (theo Vũ Ngọc
An & Nguyễn Quốc Quân – PVEP)
2.3.2.2. Phức hệ chứa nước Oligoxen (hệ tầng Trà Tân – Trà Cú P32 – Trt, P31 – Trc)
Phức hệ chứa nước các trầm tích Oligoxen (hệ tầng Trà Tân – Trà Cú P32 –
Trt, P31 – Trc) bị các trầm tích Mioxen hạ phủ hoàn toàn, chúng phân bố trên toàn
bộ bồn trũng, tương ứng trên cột địa tầng với phụ điệp Trà Tân – Trà Cú.
Các giếng khoan nghiên cứu đều đã khoan hết bề dày của phức hệ chứa nước,
gặp đới chứa nước khe nứt đá móng trước Kainozoi phía dưới như giếng khoan: 151X ( A, C, G) (lô 15), lỗ khoan Ba Vì, Bà Đen, Tam Đảo (lô 16), lỗ khoan 17DD-1X
(lô 17), giếng khoan Bạch Hổ (3, 4, 5, 10, 120) và Rồng (1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, RC2,
RP1) (lô 09).

17

Áp suất vỉa trong phức hệ chứa nước Oligoxen dao động trong khoảng từ 5,687
psi (ở độ sâu 3138m) đến 7367 psi (ở độ sâu 4280m) cho thấy áp suất vỉa ở phức hệ
chứa nước thuộc loại tầng chứa nước áp lực và áp lực tự phun với hệ số áp suất cao,
thậm chí đột biến tại đá chứa Oligoxen trên mỏ Bạch Hổ từ 2 đến 2.2.
2.3.2.3. Đới chứa nước khe nứt trong móng trước Kainozoi
Đới chứa nước khe nứt trong móng trước Kainozoi tương ứng trên cột địa tầng
với đới phong hóa nứt nẻ trong móng. Các đới phong hoá nứt nẻ trong móng chứa
nước được phủ bất chỉnh hợp bởi các thành tạo tuổi Oligoxen dưới hoặc trên.
Trong khu vực bồn Cửu Long đến nay mới chỉ gặp trong mỏ Rồng tại các giếng
khoan R-8, R-14, R-21, R-109. Áp suất vỉa trong đới chứa nước khe nứt trong móng
trước Kainozoi dao động trong khoảng 3379 – 4264 psi cho thấy nước dưới đất đới
phong hóa nứt nẻ trong móng thuộc loại nước áp lực.

2.4. Nguyên nhân gây dị thường áp suất ở bồn trũng Cửu Long
Nguyên nhân của sự hình thành áp suất cao trong trường hợp bồn trũng Cửu
Long có thể là sự khử nước của Smectite để chuyển thành Illite. Smectite là khoáng
vật thường tồn tại trong sét, phiến sét. Trong cấu trúc tinh thể của Smectite phong
phú nước, và trong quá trình diagenese thì một lượng lớn nước được khử và tách ra
tạo áp suất lỗ rỗng cao. Ngoài ra, khi bị khử nước khỏi cấu trúc tinh thể, Smectite kết
hợp với các ion Al và K sẽ biến thành Illite theo công thức:
K - felsfat + Smectite 

Illite + Thạch Anh + H2O

Theo Kiriev F.A, Smectite rất phổ biến trong lát cắt Miocen sớm, nhưng khi
chuyển sang phức hệ trầm tích Paleogen, thường có dị thường áp suất cao thì Smectite
giảm và mất hẳn, xuất hiện thành phần Illite/Clorit, đặc biệt Zeolit với hàm lượng có

xu thế tăng theo chiều sâu.

18

Bảng 2.1 Hàm lượng trung bình khoáng vật sét các đá thuộc các tầng sản phẩm mỏ
Bạch Hổ
Tầng sản
phẩm

Khoáng vật sét, %
Smectite

Kaolinite

Illite

Clorite

Khoáng vật
hỗn hợp

Zeolite

Mioxen hạ
23

36

40