BÀI TẬP LỚN MÔN PHƯƠNG PHÁP TÌM KIẾM THĂM DÒ THẨM LƯỢNG DẦU KHÍ đề TÀI DRILL STEM

ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP.HCM
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
KHOA KỸ THUẬT ĐỊA CHẤT VÀ DẦU KHÍ
---------------o0o---------------

BÀI TẬP LỚN MƠN PHƯƠNG PHÁP TÌM KIẾM
THĂM DỊ THẨM LƯỢNG DẦU KHÍ
ĐỀ TÀI: DRILL STEM
GVHD: ThS. Nguyễn Xuân Khá
SVTH: Nhóm 2
Trần Thảo Phương Anh 1811456
Nguyễn Phước An 1811381
Đàm Lê Ngọc Hợp 1810159

TP. Hồ Chí Minh, tháng 10, 2021
1


MỤC LỤC
DANH MỤC HÌNH ẢNH ............................................................................................................................ 5
CHƯƠNG II. ĐÁ TRẦM TÍCH ................................................................................................................... 7
2.1 Giới thiệu ............................................................................................................................................ 7
2.1.1 Mơi trường trầm tích .................................................................................................................... 7
2.1.2 Q trình thạch hóa và tạo đá trầm tích ....................................................................................... 7
2.1.2.1 Nén ........................................................................................................................................ 8
2.1.2.2 Tái kết tinh ............................................................................................................................ 8
2.1.2.3 Hịa tan .................................................................................................................................. 9
2.1.2.4 Xi măng hóa .......................................................................................................................... 9
2.1.2.5 Tại sinh (Tân kết tinh) ........................................................................................................... 9
2.1.2.6 Thay thế .............................................................................................................................. 10
2.1.2.7 Khuấy trộn sinh học ............................................................................................................ 10

2.1.3 Phân loại đá trầm tích................................................................................................................. 11
2.1.3.1 Đá trầm tích vụn lục địa (hoặc Đá vụn kết) ........................................................................ 11
2.1.3.2 Đá trầm tích hóa học: Cacbonat .......................................................................................... 12
2.1.3.3 Đá trầm tích hóa học non-cacbonat..................................................................................... 13
CHƯƠNG III. TÍNH CHẤT CỦA DẦU KHÍ ............................................................................................ 13
3.1 Định nghĩa......................................................................................................................................... 13
3.2 Tính chất của dầu .............................................................................................................................. 14
3.2.1 Tính chất vật lý .......................................................................................................................... 14
3.2.1.1 Trọng lượng riêng ............................................................................................................... 14
3.2.2 Thành phần hóa học ................................................................................................................... 15
3.2.2.1 Giới thiệu ............................................................................................................................ 15
3.2.2.2 Hàm lượng hydrocacbon ..................................................................................................... 15
3.2.2.3 Hợp chất dị chức (Phi hydrocacbon)................................................................................... 17
3.3 Tính chất của khí ............................................................................................................................... 18
3.3.1 Định nghĩa .................................................................................................................................. 18
3.3.2 Các thành phần của khí tự nhiên ................................................................................................ 18
CHƯƠNG IV. Q TRÌNH THÀNH TẠO VÀ TÍCH TRỮ DẦU KHÍ .................................................. 18
4.1. Death, Decay and Burial .................................................................................................................. 18
4.2 Sự phát triển ...................................................................................................................................... 19
4.2.1 Sự hình thành và trưởng thành của Kerogen.............................................................................. 22
2


4.2.1.1. Diagenesis .......................................................................................................................... 22
4.2.1.2. Catagenesis ........................................................................................................................ 23
4.2.1.3. Metagenesis........................................................................................................................ 23
4.2.2. Cửa sổ tạo dầu ........................................................................................................................... 23
4.3. Di cư................................................................................................................................................. 23
4.4. Tích tụ .............................................................................................................................................. 25
4.4.1. Độ rỗng ..................................................................................................................................... 25

4.4.1.1. Phân loại hình thái và phân chia các loại độ rỗng .............................................................. 25
4.4.1.2. Phương pháp độ rỗng ......................................................................................................... 26
4.4.2. Độ thấm ..................................................................................................................................... 26
4.2.2.1. Định nghĩa .......................................................................................................................... 26
4.4.2.2. Đo độ thấm ......................................................................................................................... 26
4.4.3 Đá móng ..................................................................................................................................... 27
4.4.4. Bẫy ............................................................................................................................................ 27
4.4.4.2. Bẫy địa tầng ....................................................................................................................... 29
4.4.5. Kết luận ..................................................................................................................................... 30
CHƯƠNG V: QUÁ TÌNH TÌM KIẾM HYDROCACBON ....................................................................... 30
5.1. Lịch sử tìm kiếm .............................................................................................................................. 30
5.2. Thăm dị dầu khí .............................................................................................................................. 31
5.2.1. Các bể trầm tích ........................................................................................................................ 31
5.2.2. Công việc của một nhà địa chất ................................................................................................ 32
5.2.3. Công việc của một nhà địa vật lý .............................................................................................. 33
5.2.3.1. Giới thiệu ........................................................................................................................... 33
5.2.3.2. Phương pháp trọng lực ....................................................................................................... 33
5.2.3.3. Phương pháp từ tính ........................................................................................................... 33
5.2.3.4. Phương pháp địa chấn ........................................................................................................ 34
5.2.4. Quyết định cuối cùng ................................................................................................................ 35
5.5. Phân phối dầu trên thế giới .............................................................................................................. 35
CHƯƠNG VII : THÀNH PHẦN GIÀN KHOAN ..................................................................................... 35
7.5 Drill Stem .......................................................................................................................................... 35
7.5.1. Khớp xoay ................................................................................................................................. 36
7.5.2. Ống Kelly và bàn xoay.............................................................................................................. 36
7.5.3. Hệ thống đầu xoay di động (Top Drive System) ...................................................................... 39
3


7.5.4. Thiết bị sàn giàn khác ............................................................................................................... 41

7.5.4.1. Bộ phận trượt ..................................................................................................................... 42
7.5.4.2. Bộ phận kẹp ....................................................................................................................... 43
7.5.4.3. Cờ lê quay .......................................................................................................................... 43
7.5.4.4. Kẹp điện ............................................................................................................................. 44
7.5.4.5. Máy quay Kelly.................................................................................................................. 44
7.5.4.6. Power Slips ........................................................................................................................ 44
7.5.4.7. Máy nâng khí nén............................................................................................................... 45
7.5.4.8. Ống nâng (Lifting subs) ..................................................................................................... 45
7.5.4.9. Pipe washer ........................................................................................................................ 45
7.5.4.10. Ống giữ mùn (Mud saver) ................................................................................................ 46
7.5.4.11 Bộ bảo vệ (Protectors)....................................................................................................... 46
7.5.5. Cột cần khoan (Drill string) ...................................................................................................... 48
7.5.5.1. Cần khoan (Drill pipe) ....................................................................................................... 49
7.5.5.2 Bộ dụng cụ đáy giếng (Bottom hole assembly – BHA) ...................................................... 49
7.5.5.3. Cần nặng (Drill collars)...................................................................................................... 50
7.5.5.4. Cần khoan nặng (Heavy weight drill pipe) ........................................................................ 51
7.5.5.5. Tubings .............................................................................................................................. 52
7.5.5.6. Bộ định tâm và ống nối (Stabilizers and subs) ................................................................... 53
7.5.6. Choòng khoan ........................................................................................................................... 56
7.5.6.1. Choòng khoan kéo (Drag bits) ........................................................................................... 58
7.5.6.2. Chng khoan chóp xoay (Roller Cone Bits) .................................................................... 59
7.5.6.3 Choòng khoan kim cương ................................................................................................... 61
7.5.6.4. Choòng khoan kim cương đa tinh thể ................................................................................ 62
7.5.6.5 Choòng doa dưới (Under-reamers) và Thiết bị mở lỗ (Hole Openers) ............................... 64
7.5.7. Hệ thống bù chuyển động (Motion Compensation System) ..................................................... 64
7.5.7.1 Bộ bù cột cần khoan (Drill string Compensator) ................................................................ 64
7.5.7.2 Bộ kéo ống bao và Bộ căng dây hướng dẫn (Marine Riser and Guideline Tensioners) ..... 65
7.5.7.3 Khớp nối lồng (Telescopic Joint) ........................................................................................ 66

4

DANH MỤC HÌNH ẢNH
Hình 1: chuỗi hóa học hydrocacbon phổ biến nhất (từ Encyclopedia Britannica). .......................16
Hình 2: Kerogen và Woody kerogen .............................................................................................20
Hình 3: Ví dụ bẫy ...........................................................................................................................28
Hình 4: Fault traps và Anticlinal traps ..........................................................................................29
Hình 5: Bể trầm tích Arabian- Irannian .........................................................................................32
Hình 6: Khớp xoay.........................................................................................................................36
Hình 7: Khối di động , khớp xoay và ống kelly .............................................................................37
Hình 8: Ống Upper kelly cock .......................................................................................................37
Hình 9: Ống lót Kelly và ống Kelly saver sub. ..............................................................................38
Hình 10: Ống lót Kelly trong bàn quay .........................................................................................39
Hình 11: Các bộ phận của hệ thống đầu xoay di động ..................................................................40
Hình 12: Các bộ phận trượt được sử dụng để xử lý cần khoan. ....................................................42
Hình 13: Các rãnh trượt được sử dụng để xử lý ống chống (phải) và cần nặng (trái) ...................42
Hình 14: Bộ phận kẹp ....................................................................................................................43
Hình 15: Cờ lê quay .......................................................................................................................43
Hình 16: Máy quay Kelly (từ mỏ dầu JT)......................................................................................44
Hình 17: Ống nâng .........................................................................................................................45
Hình 18: Ống giữ mùn ...................................................................................................................46
Hình 19: Mũ bảo vệ ren bằng nhựa, kích thước 2 inch, dùng cho cần nặng .................................47
Hình 20: Ống bảo vệ khi lắp ghép cột ống chống..........................................................................47
Hình 21: Bộ bảo vệ đường ống ......................................................................................................48
Hình 22: Cần khoan trên giàn ngồi khơi ......................................................................................49
Hình 23: Sơ đồ của bộ dụng cụ đáy giếng .....................................................................................50
Hình 24: Cần nặng trên giàn khoan ngồi khơi .............................................................................51
Hình 25: Cần khoan nặng ..............................................................................................................52
Hình 26: Dựng giàn khoan nhờ hệ thống tubings ..........................................................................52
Hình 27: Bộ lưỡi định tâm tích hợp ...............................................................................................53

Hình 28: Các loại bộ định tâm .......................................................................................................53
Hình 29: Mũi doa ...........................................................................................................................54
Hình 30: Ống chéo .........................................................................................................................54
Hình 31: Ống giảm xóc ..................................................................................................................55
Hình 32: Ống giảm rung ................................................................................................................55
Hình 33: Ống nối chng khoan ....................................................................................................56
Hình 34: Nhân viên thiết lập Under Reamer để mở rộng lỗ (tamu.edu, 2003)..............................57
Hình 35: Thiết bị khoan mở lỗ có đường kính cố định (Getech Equipments International, 2018)57
Hình 36: Chng khoan kéo (Drag bits) 3 cánh, 4 cánh ................................................................58
Hình 37: Chng khoan răng phay (Milled-tooth bits) .................................................................60
Hình 38: Chng khoan răng đính (Tungsten Carbide Insert (TCI)) ............................................61
Hình 39: Các loại răng choòng khác nhau .....................................................................................61
5


Hình 40: Chng khoan kim cương ...............................................................................................62
Hình 41: Chng khoan kim cương đa tinh thể .............................................................................63
Hình 42: Từ trái qua phải (1) Choòng khoan kim cương; (2) Choòng khoan PDC; (3) Chng
khoan TSP ......................................................................................................................................63
Hình 43: Thiết bị mở lỗ (Hole openers) .........................................................................................64
Hình 44: Hệ thống bù chuyển động dây khoan (từ EXLOG) ........................................................65
Hình 45: Bộ căng dây và bộ căng dây hướng dẫn (từ EXLOG) ....................................................66

6


CHƯƠNG II. ĐÁ TRẦM TÍCH
2.1 Giới thiệu
Đá trầm tích là những loại đá được lắng đọng (bởi nước, gió hoặc băng), tích tụ và
hóa thạch trầm tích (đá vụn) hoặc bởi sự kết tủa từ dung dịch (đá hóa học) ngay hoặc gần

bề mặt Trái đất hay hình thành tại vị trí diễn ra các hoạt động hữu cơ (ví dụ: rạn đá ngầm
cacbonat). Chúng được hình thành ở nhiệt độ và áp suất tương đối thấp, thường xuất hiện
trong các lớp (địa tầng) được ngăn cách bởi các mặt phân lớp và có sự khác biệt về thành
phần.
Đá trầm tích là loại đá phổ biến nhất lộ ra trên bề mặt Trái đất nhưng chỉ là phần
nhỏ của toàn bộ lớp vỏ, chủ yếu là đá mácma và đá biến chất. Bao gồm 75% tất cả các
loại đá lộ ra trên bề mặt Trái đất.
2.1.1 Mơi trường trầm tích
Đá trầm tích được hình thành trong nhiều loại mơi trường nơi tích tụ trầm tích.
Mơi trường trầm tích thường ở những khu vực có độ cao thấp trên bề mặt, có thể được
chia thành mơi trường lục địa, bờ biển và mơi trường biển. Mỗi mơi trường có đặc trưng
về các điều kiện vật lý, hóa học và sinh học nhất định, do đó đá trầm tích nắm giữ manh
mối về môi trường cổ đại và lịch sử Trái đất.
2.1.2 Q trình thạch hóa và tạo đá trầm tích
Lithification (sự thạch hóa) là một q trình phức tạp, theo đó các trầm tích mới
chưa kết dính được chuyển thành đá. Các q trình chính của q trình thạch hóa là:
+ Nén
+ Xi măng hóa
+ Kết tinh
Những thay đổi vật lý, hóa học và sinh học xảy ra trong điều kiện áp suất (lên đến
1 kb) và nhiệt độ (phạm vi tối đa từ 100 ° C đến 300 ° C) bình thường đối với phần bên
ngồi của vỏ Trái Đất đối với các lớp trầm tích từ thời gian lắng đọng ban đầu đến q
trình thạch hóa của chúng và sau đó được gọi là q trình thành tạo đá trầm tích. Trong
các chuỗi trầm tích rất dày, q trình sụt giảm có thể tạo thành biến chất, và trầm tích sẽ
thay đổi từ đá trầm tích thành đá siêu trầm tích rồi thành đá biến chất.
Một số nhà địa chất giới hạn thuật ngữ này trong giai đoạn ban đầu của những thay
đổi sau trầm tích, xảy ra trong vùng mà trầm tích vẫn chưa kết tụ, q trình này hồn tất
khi trầm tích đã được chuyển thành đá trầm tích ít hoặc nhiều.
Các q trình chính của q trình thành tạo đá trầm tích là:
7

1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.

Nén
Tái kết tinh
Hịa tan
Xi măng hóa
Tại sinh (tân kết tinh)
Thay thế
Khuấy trộn sinh học

Mức độ mà mỗi quá trình này góp phần tạo ra lượng cặn của bất kỳ trầm tích nhất
định nào được kiểm sốt bởi các yếu tố như:
+ Thành phần
+ Áp suất (do chôn lấp)
+ Nhiệt độ
+ Thành phần và bản chất của chất lỏng trong lỗ rỗng
+ Kích thước hạt
+ Độ rỗng và tính thấm
+ Lưu lượng
Lưu ý rằng bất kỳ trầm tích nào đã được lắng đọng đều có thể tạo đá trầm tích,
khơng chỉ siliciclastic.
2.1.2.1 Nén

Thay đổi từ tính đơn giản nhất là sự nén chặt. Nén là q trình giảm thể tích của
cặn khi các hạt bị ép lại với nhau. Việc giảm thể tích khi khơng gian lỗ rỗng giảm giúp
giữ đá lại với nhau bằng cách liên kết các hạt lại gần nhau hơn và tăng ma sát giữa các
hạt. Chất lỏng giữa các hạt được tống ra ngoài khi thể tích giảm. Mức độ nén chặt được
kiểm sốt bởi các yếu tố như hình dạng hạt, phân loại, độ rỗng ban đầu và lượng chất
lỏng trong lỗ rỗng hiện có.
2.1.2.2 Tái kết tinh
Tái kết tinh là một quá trình trong đó các điều kiện vật lý hoặc hóa học tạo ra sự
định hướng lại các mạng tinh thể của các hạt khoáng. Những thay đổi cấu trúc này làm
cho trầm tích bị thạch hóa. Nó xảy ra để phản ứng với các yếu tố như áp suất, nhiệt độ và
sự đổi của pha chất lỏng hay cũng xảy ra do dung dịch và sự tái kết tủa của các pha
khoáng đã có trong đá.

8


2.1.2.3 Hịa tan
Hịa tan đề cập đến q trình trong đó một khống chất bị hịa tan. Khi chất lỏng đi
qua lớp trầm tích, các thành phần khơng ổn định sẽ hòa tan và được vận chuyển đi hoặc
được tái kết tủa trong các lỗ rỗng gần đó, nơi có các điều kiện khác nhau. Sự hịa tan các
khống chất trong dung dịch bão hịa đối với khống chất đó phụ thuộc vào pH, Eh, nhiệt
độ, áp suất, PCO2, nồng độ ion, v.v. Các khống chất thơng thường để hịa tan là các chất
bay hơi như halit, sylvite và anhydrit. Q trình này rất quan trọng vì nó thường dẫn đến
việc hình thành độ rỗng thứ cấp.
Dung dịch đo áp là một quá trình xảy ra khi áp suất được tập trung tại điểm tiếp
xúc giữa hai hạt trong trầm tích. Điều này làm cho sự hịa tan và sự di chuyển tiếp theo
của các ion hoặc phân tử ra khỏi điểm tiếp xúc, hướng tới một khu vực có áp suất thấp
hơn, nơi pha hịa tan có thể được tái kết tủa.
2.1.2.4 Xi măng hóa
Xi măng hóa là quá trình kết tủa hóa học (ở dạng tinh thể mới), liên kết các hạt lại

với nhau hình thành trong các lỗ rỗng của trầm tích hoặc đá. Một số loại xi măng phổ
biến là thạch anh, canxit và hematit, nhưng nhiều loại xi măng đã được biết đến, chẳng
hạn như aragonit, thạch cao và dolomit. Dung dịch đo áp tạo ra xi măng có nguồn gốc tại
nơi thành tạo, nhưng nhiều xi măng có các khống chất mới (trước đây ở dạng dung dịch
trong pha chất lỏng). Xi măng hóa làm giảm độ rỗng bằng cách lấp đầy các khoảng trống
giữa các hạt.
Độ pH cao hơn và nhiệt độ cao hơn có lợi cho xi măng cacbonat. PH thấp hơn và
nhiệt độ thấp có lợi cho xi măng thạch anh hoặc chert. Kết vỏ đồng trục được hình thành
khi sự tăng trưởng của xi măng xảy ra và sự mở rộng của "tinh thể" vụn hiện có.
Q trình ngược lại, được gọi là sự mài mòn, cũng được cho là xảy ra. Có bằng
chứng cho thấy q trình mài mịn đã xảy ra trong đá cát vôi, trong trường hợp đó xi
măng hoặc hạt đá vơi được hịa tan theo cách tương tự như dung dịch đá vôi. Bề mặt mờ
và khắc của các hạt thạch anh trong một số loại đá cát kết dính lỏng lẻo và bở dường như
cho thấy sự hiện diện trước đây của một loại xi măng cacbonat đã bị rửa trôi.
2.1.2.5 Tại sinh (Tân kết tinh)
Tại sinh (tân kết tinh) là quá trình trong đó các pha khống mới được kết tinh
trong trầm tích hoặc đá trong q trình phân chia. Các khống chất mới này có thể được
tạo ra:
9


+ Bằng các phản ứng liên quan đến các pha đã có trong trầm tích (hoặc đá)
+ Thơng qua sự kết tủa của các vật liệu được đưa vào trong pha chất lỏng, hoặc
+ Từ sự kết hợp của các thành phần trầm tích nguyên sinh và các thành phần du
nhập.
Q trình này chồng chéo với q trình phong hóa và xi măng hóa. Nó thường liên quan
đến q trình kết tinh lại và có thể dẫn đến sự thay thế. Các pha tại sinh bao gồm các
silicat như thạch anh, fenspat kiềm, đất sét và zeolit; cacbonat như canxit và đơlơmit; các
khống chất bay hơi như halit, sylvite và thạch cao, cũng như nhiều loại khác.
Ví dụ về tại sinh là:

+ Pyrit từ khoáng chất sắt trong điều kiện khử
+ Q trình oxy hóa các khống chất sắt trong điều kiện oxy hóa (gỉ)
+ Biến đổi khống sét
+ Hình thành khoáng sét bằng biến đổi fenspat
+ Biến đổi tro núi lửa
2.1.2.6 Thay thế
Sự thay thế bao gồm sự hòa tan đồng thời về cơ bản của các khoáng chất hiện có
và sự kết tủa của một khống chất mới tại chỗ.
Thay thế có thể là:
+ neomorphic: trong đó hạt mới có cùng pha với hạt cũ, hoặc là dạng đa hình của
nó (tức là bị thay thế hạt bằng hạt plagioclase giàu Na hơn).
+ pseudomorphic: nơi hạt cũ được thay thế bằng một khoáng chất mới nhưng dạng
tinh thể phụ thuộc vẫn được giữ lại.
+ allomorphic: pha cũ được thay thế bằng pha mới với dạng tinh thể mới.
Mặc dù có nhiều pha thay thế, nhưng dolomit, opal, thạch anh, và mùn là một số
pha quan trọng nhất.
Ví dụ về thay thế là:
+ Hóa đá chất hữu cơ
+ Silic hóa cacbonat
+ Thay thế vật liệu hóa thạch bằng pyrit
2.1.2.7 Khuấy trộn sinh học
Sự khuấy trộn sinh học đề cập đến các hoạt động vật lý và sinh học xảy ra tại hoặc
gần bề mặt trầm tích làm cho trầm tích bị trộn lẫn. Việc đào bới bởi các sinh vật theo
10


cách này, có thể làm tăng độ nén của trầm tích và thường phá hủy bất kỳ lớp phủ hoặc
lớp đệm nào. Trong quá trình khuấy trộn sinh học, một số sinh vật làm kết tủa các khoáng
chất hoạt động như xi măng.
2.1.3 Phân loại đá trầm tích

Có ba loại đá trầm tích chính được cơng nhận:
1. Đá trầm tích vụn lục địa
2. Cacbonat (đá vôi và đôlômit)
3. Đá trầm tích hóa học non-carbonate
Hai loại sau có thể được gọi là đá trầm tích hóa học. Trầm tích của đá trầm tích
hóa học là vật liệu hịa tan được tạo ra phần lớn bằng hóa chất phong hóa và được kết tủa
bởi các q trình vơ cơ hoặc hữu cơ.
2.1.3.1 Đá trầm tích vụn lục địa (hoặc Đá vụn kết)
Đá trầm tích vụn lục địa bao gồm các mảnh vụn của đá và khống vật đã có từ
trước và được quy ước là tương đương với đá vụn kết nói chung. Thuật ngữ clastic (tiếng
Hy Lạp: "vỡ") mô tả các hạt đá và khống chất bị vỡ và mịn được đưa đến các vị trí lắng
đọng bởi suối, gió, sơng băng và dịng biển. Bởi vì hầu hết các mỏm đá đều giàu silica,
chúng còn được gọi là đá vụn kết silicat. Vụn silicat được chia nhỏ hơn dựa trên đường
kính hạt thành cuội kết và đá dăm, cát kết, bột kết và bùn cát có kích thước mịn hơn bột
kết (đá phiến sét, sét kết và đá bùn).
Cách đơn giản nhất để phân loại đá vụn kết thô là đặt tên cho đá và bao gồm mô tả
ngắn gọn về các đặc điểm cụ thể của nó. Cuội kết và dăm kết chỉ khác nhau ở góc cạnh.
Loại thứ nhất bao gồm các mảnh vụn mài mòn, hơi tròn, thơ, trong khi loại thứ hai chứa
các mảnh vụn có góc cạnh, thơ. Vì vậy, một cuội kết là một loại đá vụn kết thơ có các hạt
rời rạc được mài trịn và có đường kính từ 4 đến 64 milimét (0,2 đến 2,5 inch). Mơ tả
chính xác hơn cho thấy các loại đá của các mảnh khoáng chất tạo nên cuội kết - ví dụ, tập
cuội kết granit-gneiss.
Đá cát kết có nhiều trong hồ sơ địa chất và cung cấp một lượng lớn thông tin về
nguồn gốc và thiết lập trầm tích. Nhiều phương án phân loại đã được phát triển cho các
loại đá cát. Hầu hết các sơ đồ đều nhấn mạnh sự phong phú tương đối của các thành phần
thạch anh, fenspat và mảnh đá cỡ cát, cũng như bản chất của vật liệu nằm giữa phần
"khuôn khổ" kích thước cát này.
Các loại chất dẻo mịn bao gồm bột kết (kích thước hạt trung bình từ 1/16 đến
1/256 milimet) và sét kết (các hạt rời rạc hầu hết đều mịn hơn 1/256 milimet).
11

Bột kết xuất hiện trong các lớp mỏng hiếm khi đủ dày để được phân loại thành các
thành tạo. Chúng chứa ít alumin, kali và nước hơn đá phiến nhưng nhiều silica hơn; ngồi
mica, chúng có thể chứa nhiều chlorit và các khoáng sét micaceous khác. Mặc dù nhiều
loại đá phiến chứa hơn 50% là bột, nhưng không phải tất cả đều là bột kết; bột kết khác
với các loại đá phiến này ở chỗ chúng thường được xi măng hóa bởi các phản ứng hóa
học và thể hiện các đặc điểm như lớp phủ chéo (tức là lớp phủ nghiêng về mặt phẳng lớp
đệm chính), cấu trúc cắt và lấp đầy, và dòng chảy trong một lớp.
Sét kết thường có ít hơn 1/3 bột trong đó, là những hạt thạch anh nhỏ có thể đủ lớn
để có thể nhìn thấy bằng ống kính cầm tay. Đá phiến sét là bất kỳ loại đá vụn kết mịn nào
thể hiện tính dẻo, là khả năng vỡ thành các phiến mỏng dọc theo các mặt phẳng có
khoảng cách hẹp song song với các lớp phân tầng. Bất chấp sự phong phú lớn của các
loại vụn tốt, vẫn tồn tại sự bất đồng về cách phân loại nào là hữu ích nhất cho chúng và
sự hiểu biết về nguồn gốc của chúng bị cản trở bởi sự phức tạp trong phân tích.
2.1.3.2 Đá trầm tích hóa học: Cacbonat
Cacbonat, đá vơi và đá dolomit, bao gồm các khoáng vật aragonit, canxit và
dolomit. Chúng là đá trầm tích hóa học theo nghĩa là chúng sở hữu ít nhất một phần khảm
kết tinh, lồng vào nhau của các hạt khoáng chất cacbonat kết tủa. Tuy nhiên, vì các hạt
riêng lẻ như mảnh vỏ hóa thạch tồn tại trong một khoảng thời gian dưới dạng các khối
trầm tích, tương tự như các khối thạch anh hoặc fenspat được vận chuyển, hầu hết các
muối cacbonat mang một số liên kết cấu trúc với đá vụn kết lục địa. Chúng tạo nên phần
lớn các loại đá trầm tích ngoại lục địa.
Đá vôi phần lớn là đá cacbonat nguyên sinh. Chúng bao gồm 50% hoặc nhiều hơn
là canxit và aragonit (cả CaCO3). Chúng là những loại đá trầm tích hóa học phong phú
nhất. Đá vơi có nguồn gốc từ cả q trình hóa học và sinh học. Một lượng canxi cacbonat
đáng kể được biết là có thể kết tủa trực tiếp trong nước ấm và nước tĩnh. Trong quá trình
sống của chúng, nhiều loài thực vật chiết xuất canxi cacbonat từ nước, và động vật khơng
xương sống sử dụng nó để cấu tạo vỏ hoặc các bộ phận cứng của chúng.
San hơ là một trong những ví dụ quan trọng về các sinh vật có khả năng tạo ra một

lượng lớn đá vơi biển. Các lồi động vật khơng xương sống đơn giản tiết ra bộ xương
giàu canxit để tạo ra các rạn san hô khổng lồ, chẳng hạn như rạn san hô Great Barrier
Reef nổi tiếng nhất ở Úc.
Dolomit chủ yếu được tạo ra bởi sự thay đổi hoặc thay thế thứ cấp của đá vơi; tức
là, khống vật dolomit [CaMg(CO3)2] thay thế các khoáng vật canxit và aragonit trong đá
vơi trong q trình phân hủy.
12


Một số phương án phân loại khác nhau đã được đề xuất cho cacbonat, và nhiều
loại đá vôi và đá dolomit trong hồ sơ địa chất đại diện cho một loạt các thiết lập trầm tích.
Phân loại Dunham được sử dụng đối với mục đích khai thác bùn.
2.1.3.3 Đá trầm tích hóa học non-cacbonat
Đá trầm tích hóa học non-cacbonat bao gồm một số loại đá không phổ biến trong
hồ sơ đá trầm tích nhưng vẫn quan trọng theo quan điểm kinh tế hoặc vì sự lắng đọng của
chúng địi hỏi các thiết lập bất thường.
Các loại đá cụ thể được thảo luận dưới đây bao gồm đá silic (cherts), đá phốt phát
(photphorit), đá bay hơi, đá trầm tích giàu sắt (sắt và đá ironstones) và trầm tích giàu hữu
cơ (cacbon) trong đá trầm tích (than, đá phiến sét và dầu mỏ ).
Chúng khác ở nhiều khía cạnh với đá trầm tích cacbonat và đá trầm tích vụn kết
lục địa. Tuy nhiên, khơng có một phân loại duy nhất nào được chấp nhận rộng rãi. Đây là
sự phản ánh sự thay đổi lớn về thành phần khoáng chất, kết cấu và các đặc tính khác của
các loại đá này. Các loại đá như đá ironstones và thành tạo sắt dạng dải (limonite, goethit,
hematit, siderite và chamosite), photphorit, đá bay hơi (muối mỏ, thạch cao và các muối
khác), đá silic (cherts) và trầm tích giàu hữu cơ (cacbon) của dầu, khí tự nhiên và than đá
trong đá trầm tích có ít hơn nhiều so với các muối cacbonat và đá trầm tích siliciclastic,
mặc dù chúng có thể tạo thành các lớp trầm tích dày và lan rộng.
Khơng tồn tại các sơ đồ phân loại tất cả các loại đá trầm tích hóa học non-cacbonat
vì khơng có sơ đồ hình tam giác hoặc tứ diện nào có thể chứa tất cả chúng.
CHƯƠNG III. TÍNH CHẤT CỦA DẦU KHÍ

3.1 Định nghĩa
Hydrocacbon là chất được tạo ra từ hydro và cacbon (trong số các nguyên tố
khác). Chúng phân loại qua ba trạng thái của vật chất: chất khí, chất lỏng và chất rắn.
Việc thăm dị dầu khí chủ yếu quan tâm đến chất lưu (khí và chất lỏng).
Có một số dạng hydrocacbon cụ thể:
+ Khí khơ - chứa phần lớn metan, đặc biệt chứa ít hơn 0,1 gal/1000ft3 vật liệu
ngưng tụ (ở nhiệt độ và áp suất bề mặt)
+ Khí ướt - chứa etan, propan, butan và có trọng lượng phân tử, nơi chất lỏng ln
ngưng tụ thành chất lỏng
+ Dầu/khí ngưng tụ - hydrocacbon là khí ở bề mặt dưới nhiệt độ cao, nhưng ngưng
tụ thành chất lỏng khi đến nhiệt độ bề mặt lạnh hơn
13


+ Hydrocacbon lỏng - thường được gọi là dầu, hoặc dầu thơ, nó khơng dùng để chỉ
các sản phẩm hydrocacbon tinh chế
+ Hydrocacbon nhựa - như nhựa đường
+ Hydrocacbon rắn - đề cập đến các hydrocacbon ở trạng thái rắn ở điều kiện bề
mặt, thường giịn, và bề ngồi thường bóng
+ Hiđrat khí - Chất rắn bao gồm các phân tử nước bao quanh các phân tử khí,
thường là metan, nhưng cũng có thể là H2S, CO2 và các khí khác ít phổ biến hơn.
3.2 Tính chất của dầu
3.2.1 Tính chất vật lý
Dầu thô từ các vùng khác nhau trên thế giới, hoặc thậm chí từ các độ sâu khác
nhau trong cùng một mỏ dầu, chứa các hỗn hợp hydrocacbon và các hợp chất khác khác
nhau. Chúng khác nhau rất nhiều về thành phần hóa học. Các tính chất vật lý của chúng
như màu sắc, trọng lượng riêng và độ nhớt rất khác nhau vì chúng bao gồm hỗn hợp của
hàng nghìn hợp chất hydrocacbon.
Chúng thay đổi từ chất lỏng dễ bay hơi có màu sáng (vàng, xanh lục) đến các loại
dầu đặc, sẫm màu - nhớt đến mức rất khó bơm từ mặt đất. Độ nhớt của chúng thường

giảm theo nhiệt độ, do đó dầu ở bề mặt ít nhớt hơn dầu ở bề mặt.
3.2.1.1 Trọng lượng riêng
Dựa trên trọng lượng riêng và độ linh động tương đối, dầu thơ thường được phân
loại là hắc ín, dầu nặng, và dầu vừa và nhẹ. Thang đo trọng lực của Viện Dầu mỏ Hoa Kỳ
(API) được sử dụng rộng rãi dựa trên nước tinh khiết, với một API được chỉ định tùy ý
trọng lực 10º. Chất lỏng nhẹ hơn nước, chẳng hạn như dầu, có trọng lượng API lớn hơn
10. Dầu thô dưới 20º trọng lực API thường được coi là nặng, trong khi dầu thơ thơng
thường có trọng lực API từ 20º đến 25º được coi là trung bình, với các loại dầu nhẹ nằm
trên 25º.
Độ nhớt và trọng lực API có quan hệ tỷ lệ nghịch với nhau.
3.1.2.1.2 Điểm sơi và đóng băng
Khơng thể đề cập đến điểm sơi và điểm đóng băng chung cho một loại dầu thơ vì
các hợp chất riêng lẻ có điểm sơi khác nhau rộng rãi và đông đặc ở các nhiệt độ khác
nhau. Tuy nhiên, một số nhiệt độ quan trọng được gọi là điểm đông đặc luôn được xác
định. Điểm chảy là nhiệt độ dưới nhiệt độ mà dầu thô trở nên dẻo và khơng chảy và nó
ảnh hưởng đến việc thu hồi và vận chuyển dầu. Các điểm đổ nằm trong khoảng từ 32º C
đến dưới -57º C.
14


3.1.2.2 Hệ thống đo lường
Tại Hoa Kỳ, một thùng dầu tương đương với 42 gallon. Trọng lượng mỗi thùng
dầu nhẹ API 30º sẽ vào khoảng 306 pound. Ở nhiều quốc gia khác, dầu thơ được tính
bằng tấn. Đối với dầu có cùng trọng lượng, một tấn theo hệ mét tương đương với khoảng
252 gallon Anh hoặc khoảng 7,2 thùng của Hoa Kỳ.
3.2.2 Thành phần hóa học
3.2.2.1 Giới thiệu
Dầu phần lớn bao gồm carbon và hydro và các thành phần khác bao gồm lưu
huỳnh, oxy, hydro và các nguyên tố khác.
Thành phần hóa học hạn chế sẽ bị sai lệch - có hàng trăm hợp chất khác nhau có

thể được tạo ra từ cacbon và hydro. Các hợp chất này được chia thành:
+ Các hydrocacbon chỉ chứa hydro và carbon
+ Hợp chất dị chức chứa các nguyên tố ngoài hydro và cacbon
3.2.2.2 Hàm lượng hydrocacbon
Hầu hết tất cả dầu thơ có 82 đến 87% trọng lượng carbon và 12 đến 15% hydro.
Bitum nhớt hơn thường thay đổi từ 80 đến 85% carbon và từ 8 đến 11% hydro.
Dầu thơ có thể được nhóm thành bốn loạt hóa học cơ bản: parafin, naphthen,
aromatic và olefin. Hầu hết các loại dầu thô là hỗn hợp của bốn loạt dầu này với tỷ lệ
khác nhau và dường như vơ tận. Khơng có hai loại dầu thơ từ các nguồn khác nhau là
hồn tồn giống nhau.

15


Hình 1: chuỗi hóa học hydrocacbon phổ biến nhất (từ Encyclopedia Britannica).
Dãy parafin (ankan) của hiđrocacbon, còn được gọi là dãy metan (CH4), là một
dãy mạch thẳng no có cơng thức chung là CnH2n + 2. Dãy bao gồm các hiđrocacbon phổ
biến nhất trong dầu thơ. Ankan có ít hơn 5 ngun tử là chất khí. Những chất có từ 5 đến
15 nguyên tử cacbon là chất lỏng. Trong khi những chất có hơn 15 nguyên tử cacbon là
chất lỏng nhớt và chất rắn. Phân tử lớn nhất được ghi nhận từ dầu thơ chứa 78 ngun tử
cacbon.
Có hai loại đồng phân ankan (tức là các phân tử có thành phần giống hệt nhau,
nhưng cấu trúc khác nhau):
+ Chuỗi thẳng, được gọi là "ankan thơng thường", ví dụ: butan bình thường, chúng
có nhiệt độ sơi cao hơn ankan phân nhánh
+ Chuỗi phân nhánh, được gọi là "isoalkan", ví dụ: isobutane
Các parafin là chất lỏng ở nhiệt độ bình thường nhưng sôi từ 40º đến 200º C
(khoảng từ 100º đến 400º F) là thành phần chính của xăng.
Dãy naphthene (xicloalkan) có công thức chung là CnH2n và là một dãy no, mạch
hở bao gồm 5 và 6 vòng thành phần. Tất cả đều là chất lỏng ở nhiệt độ và áp suất bề mặt.

Chúng chứa khoảng 40% dầu. Bã của quá trình lọc dầu là nhựa đường, và dầu thơ mà
dịng này chiếm ưu thế được gọi là dầu thô gốc nhựa đường.
Dãy thơm có cấu tạo tính theo vịng benzen - vịng sáu cacbon có cơng thức chung
CnH2n-6 và là dãy khơng no. Chúng có mùi ngọt nên được đặt tên là chất thơm. Chúng chỉ
chiếm một tỷ lệ nhỏ trong hầu hết các loại dầu thô. Thành viên phổ biến nhất của nó,
benzen (C6H6), có trong tất cả các loại dầu thô.
16


Dãy olefin (còn gọi là dãy anken) bao gồm các hiđrocacbon không no chứa một
hoặc nhiều cặp nguyên tử cacbon liên kết với nhau bằng một liên kết đôi. Chúng được
phân loại theo một trong hai hoặc cả hai cách sau:
+ Olefin mạch vịng hoặc mạch hở (béo), trong đó liên kết đôi nằm giữa các
nguyên tử cacbon tạo thành một phần của một nhóm mạch vịng (vịng kín) hoặc
của một nhóm mạch hở, tương ứng.
+ Monoolefin, diolefin, triolefin, v.v., trong đó số liên kết đơi trên mỗi phân tử lần
lượt là một, hai, ba hoặc một số khác.
Ethylene, propylene và butylenes là những ví dụ về mono-olefin mạch hở. Chúng
rất hiếm nhưng được hình thành với số lượng rất lớn trong q trình tách dầu thơ thành
xăng.
3.2.2.3 Hợp chất dị chức (Phi hydrocacbon)
Lưu huỳnh là thành phần nguyên tử phong phú thứ ba của dầu thô. Tổng lưu
huỳnh trong dầu thô thay đổi từ dưới 0,05% (theo trọng lượng) đến 5% hoặc hơn trong
các loại dầu nặng của Mexico hoặc Mississippi. Nói chung, trọng lượng riêng của dầu thơ
càng cao thì hàm lượng lưu huỳnh của nó càng lớn. Lưu huỳnh dư thừa được loại bỏ khỏi
dầu thô trong q trình tinh chế, bởi vì các ơxít lưu huỳnh thải vào khí quyển trong q
trình đốt cháy dầu sẽ tạo thành một chất ô nhiễm lớn.
Hàm lượng oxy trong dầu thô thường nhỏ hơn 2 phần trăm trọng lượng và có mặt
như một phần của các hợp chất hydrocacbon nặng hơn trong hầu hết các trường hợp. Vì
lý do này, các loại dầu nặng hơn chứa nhiều oxy nhất.

Nitơ có trong hầu hết các loại dầu thơ, thường với lượng nhỏ hơn 0,1% trọng
lượng.
Natri clorua cũng xuất hiện trong hầu hết các loại dầu thô và thường được loại bỏ
giống như lưu huỳnh.
Nhiều nguyên tố kim loại được tìm thấy trong dầu thô. Trong số các nguyên tố
kim loại phổ biến nhất trong dầu là vanadi và niken, chúng dường như xuất hiện trong
các kết hợp hữu cơ giống như trong thực vật và động vật sống.
Dầu thô cũng có thể chứa một lượng nhỏ di vật hữu cơ chống phân hủy, chẳng hạn
như mảnh xương silic, gỗ, bào tử, nhựa, than đá và nhiều di vật khác của quá khứ.

17


3.3 Tính chất của khí
3.3.1 Định nghĩa
Đưa ra một định nghĩa nghiêm ngặt của ngành cơng nghiệp dầu khí về khí là "một
hỗn hợp của hydrocacbon và số lượng khác nhau của phi hydrocacbon tồn tại ở pha khí
hoặc trong dung dịch với dầu thô trong các bể chứa tự nhiên dưới lịng đất". Các loại khí
phổ biến trong các hồ chứa có thể được phân chia dựa trên nguồn gốc của chúng:
+ Vô cơ - Heli, Argon, Krypton, Radon
+ Hỗn hợp vô cơ và hữu cơ - CO2, H2S
+ Hữu cơ - Hydro, Metan, Ethane, Propan, Butan
Các thuật ngữ mơ tả khác nhau cho khí tự nhiên:
+ Khí hịa tan - Phần khí tự nhiên được hịa tan trong pha lỏng trong bề mặt. Nó có
thể được (và thường là) tách khỏi chất lỏng khi chất lỏng được tạo ra.
+ Khí đồng hành - Cịn được gọi là "nắp khí". Nó là khí tự do (khơng hịa tan) nằm
trên đầu và tiếp xúc với dầu thô trong bể chứa.
+ Khí khơng đồng hành - Khí tự do bị giữ lại mà khơng có một lượng đáng kể dầu
thơ.
+ Khí lỏng thiên nhiên - Các chất lỏng có thể và được hóa lỏng trong mỏ và tại các

nhà máy chế biến khí. Chúng bao gồm khí ẩm, xăng tự nhiên và chất ngưng tụ.
+ Khí ngọt (và dầu) - Khơng chứa H2S
+ Khí chua (và dầu) - Chứa H2S.
3.3.2 Các thành phần của khí tự nhiên
Sẽ được viết vào một ngày trong tương lai.
CHƯƠNG IV. QUÁ TRÌNH THÀNH TẠO VÀ TÍCH TRỮ DẦU KHÍ
4.1. Death, Decay and Burial
Hàng tỷ năm trước, mặt trời thúc đẩy sự sống trên trái đất. Sự hiện diện của bốn
nguyên tố cơ bản (cacbon, hydro, nitơ và oxy) đã tạo ra các điều kiện cho sự sống. Chúng
kết hợp với nhau để tạo thành các axit amin. Từ tế bào sống đầu tiên cho chính chúng ta,
hàng triệu triệu loài động thực vật đã mọc lên rồi biến mất; hàng tỷ tỷ sinh vật đã sống và
chết.
Dầu và khí đốt có nguồn gốc gần như hoàn toàn từ động vật, thực vật và vi khuẩn
đã bị phân hủy. Nhiều trường hợp đặc biệt phải xảy ra để các hydrocacbon hình thành.
Được tạo thành từ carbon, hydro, nitơ và oxy, hầu hết chất thải hữu cơ đều bị vi khuẩn
tiêu hủy và tiêu hóa.
18


Tuy nhiên, một số được lắng đọng trên đáy biển nội địa, đầm phá, hồ, tam giác
châu và các thủy sinh nghèo oxy khác, và do đó được bảo vệ khỏi tác động của vi khuẩn.
Ở những khu vực này, một lượng lớn vật liệu thực vật tích tụ. Vi khuẩn phá vỡ vật liệu
này có thể sử dụng hết lượng oxy sẵn có, tạo ra một mơi trường tù đọng khơng thích hợp
cho các động vật ăn cỏ và phân hủy lớn hơn. Thực vật, vi khuẩn và các hóa chất có nguồn
gốc từ sự thối rữa của chúng bị chơn vùi trong bùn và bùn và được tích tụ.
Chất hữu cơ trộn lẫn với trầm tích (cát, muối, v.v.), và sau đó tích tụ thành từng
lớp trong nhiều triệu năm, những lớp lâu đời nhất bị chôn vùi bên dưới những lớp gần
đây hơn. Với lực nén của chúng, các lớp trầm tích này lắng đọng một cách tự nhiên. Hoạt
động liên tục của các kiến tạo mảng hoạt động trong lớp vỏ Trái đất phá vỡ các lớp này
và làm cho chúng lắng đọng sâu hơn vào lớp vỏ Trái đất.

4.2 Sự phát triển
Các lớp trầm tích này càng lắng đọng trong bể trầm tích, nhiệt độ và áp suất càng
tăng. Ở đây phần còn lại của các sinh vật được "phân hủy" (“cooked”).
Nhiệt độ bên trong vỏ Trái đất tăng lên theo độ sâu làm cho trầm tích và bất kỳ
vật chất hữu cơ nào nằm trong đó, nóng lên. Điều này làm cho chất béo, sáp và dầu từ
tảo, bào tử vi khuẩn và lớp biểu bì (da của lá) liên kết và hình thành các đốm đen của
kerogen.
Kerogens có màu sẫm và khơng tan trong nước và dung mơi dầu mỏ. Chúng có
một hỗn hợp vô hạn và phức tạp của các hợp chất với các phân tử lớn chứa chủ yếu là H
và C mà cịn có O, N và S. Nó có thể bao gồm vật liệu hữu cơ nén chặt. Nó là nguồn tạo
ra hầu hết các hydrocacbon.

19


Hình 2: Kerogen và Woody kerogen
Một loại đá đã tạo ra và trục xuất lượng dầu hoặc khí "đáng kể", "có thể di
chuyển" hoặc "thương mại" được gọi là đá mẹ. Các thuật ngữ như "đá móng hiệu quả"
hoặc "đá móng tiềm năng" thường được sử dụng thay thế cho nhau.
Đá móng tiềm năng là những hydrocacbon có thể, nhưng chưa bị loại bỏ. Để giảm
bớt sự nhầm lẫn tồn tại trong việc sử dụng thuật ngữ "đá móng", Wallace G. Dow đã
trình bày một danh sách các định nghĩa về đá móng vào năm 1977 đã được Colin Barker
sửa đổi một chút vào năm 1979. Các loại đá móng khác nhau phụ thuộc phần lớn vào
trạng thái trưởng thành và sự khác biệt của chúng rất quan trọng trong các nghiên cứu hệ
thống dầu khí. Ví dụ, một cái bẫy được hình thành sau khi đá móng khơng hoạt động sẽ
khơng chứa dầu hoặc khí được tạo ra từ đá móng đó mặc dù dữ liệu địa hóa có vẻ thuận
lợi.

20

Dưới đây là danh sách các định nghĩa về rock gốc từ Dow và được sửa đổi một
chút bởi Barker:
Tên loại đá
Source rock

Limited source rock

Potential source rock

Active source rock

Inactive source rock

Spent source rocks

Định nghĩa
Một loại đá đã tạo ra dầu hoặc khí với số
lượng đủ lớn để tạo thành các tích tụ có
yếu tố thương mại. Thuật ngữ "thương
mại" có thể thay đổi và các thuật ngữ "có
thể di chuyển" hoặc "quan trọng" thường
được thay thế. Đá móng đồng nghĩa với
"đá móng hiệu quả".
Một loại vỉa với tất cả các điều kiện tiên
quyết của đá móng ngoại trừ khối lượng.
Khơng thể được xác định bằng dữ liệu
địa hóa nhưng yêu cầu thông tin địa chất
về độ dày và phạm vi trên khơng.
Một loại đá có khả năng tạo ra dầu hoặc

khí với số lượng mang tính thương mại
nhưng vẫn chưa thực hiện được vì khơng
đủ điều kiện xúc tác (q trình trưởng
thành nhiệt). Sự phân biệt giữa đá nguồn
và đá nguồn tiềm năng (chưa trưởng
thành) là điều cần thiết trong các nghiên
cứu hệ thống dầu khí và khi tương quan
giữa dầu với đá nguồn của chúng.
Một loại đá móng đang trong q trình
tạo ra dầu hoặc khí đốt. Đá móng hoạt
động có nhiệt độ của cửa sổ dầu gần với
độ sâu tích tụ tối đa của chúng. Sự phân
bố của các đá nguồn hoạt động là rất cần
thiết trong các nghiên cứu hệ thống dầu
khí. Đá móng hoạt động khơng thể xảy
ra ở bề mặt.
Một tảng đá móng đã từng hoạt động
nhưng đã tạm thời ngừng tạo trước khi
bị tiêu hủy. Đá móng khơng hoạt động
thường có liên quan đến các khu vực bị
loại bỏ và sẽ tạo ra hydrocacbon một lần
nữa nếu được cải tạo lại. Mối tương
quan giữa dầu và đá nguồn hoạt động
hoặc không hoạt động được thực hiện tốt
nhất.
Một loại đá móng đã hồn thành q
21


trình tạo dầu và khí đốt. Đá móng dầu đã

qua sử dụng vẫn có thể là móng khí hoạt
động hoặc không hoạt động. Chúng ta
cảm thấy rằng việc sử dụng hợp lý và
nhất quán các thuật ngữ về đá móng này
sẽ giúp giảm thiểu sự nhầm lẫn tồn tại
trong tài liệu cũng như trong việc giải
thích và sử dụng dữ liệu về đá móng.
Khi đá móng trở nên nóng hơn, các chuỗi dài nguyên tử hydro và carbon bị đứt ra
khỏi kerogen, tạo thành dầu nặng dạng sáp và nhớt. Ở nhiệt độ cao hơn, các chuỗi
hydrocacbon ngắn hơn bị phá vỡ để tạo ra dầu nhẹ và sau đó là khí. Dầu nhẹ là dầu thơ có
giá trị hơn. Q trình này được gọi là suy thối nhiệt và tách giãn.
Khi đá móng bắt đầu tạo ra dầu hoặc khí, nó được cho là trưởng thành. Các
hydrocacbon quan trọng nhất là khí, dầu, dầu chứa khí hịa tan và khí ngưng tụ. Khí
ngưng tụ là dầu nhẹ, ở thể khí ở nhiệt độ và áp suất cao dưới lịng đất.
4.2.1 Sự hình thành và trưởng thành của Kerogen
Có ba bước chính liên quan đến sự hình thành và trưởng thành của kerogens từ
chất hữu cơ. Đó là:
+ Diagenesis
+ Catagenesis
+ Metagenesis
4.2.1.1. Diagenesis
Các chất hữu cơ dưới nước và trên cạn được bảo quản trong trầm tích được
chuyển thành kerogen bằng các quá trình sinh học và nhiệt độ rất thấp được gọi là
diagenesis. Các quá trình này xảy ra ở độ sâu nơng. Nó bao gồm phân rã sinh học (vi
khuẩn) và phản ứng phi sinh học. Quá trình trên tạo ra các sản phẩm sau: kerogen (chất
rắn còn lại), mêtan, carbon dioxide (bicacbonat ở pH cao nhất), nước, H2S. Sự thay đổi
lớn đối với chất rắn là hàm lượng oxy của nó giảm đi, nhưng tỷ lệ hydro / carbon không
thay đổi nhiều.

22

4.2.1.2. Catagenesis
Khi trầm tích bị chơn vùi sâu hơn, kerogen được chuyển đổi thành dầu và khí bằng
các q trình nhiệt được gọi là catagenesis. Các hydrocacbon lỏng được giải phóng từ
chất rắn. Ban đầu chất lỏng được giải phóng và sau đó ở nhiệt độ cao hơn chất khí. Tỷ lệ
hydro / carbon giảm, nhưng tỷ lệ Oxi / Carbon không thay đổi nhiều
4.2.1.3. Metagenesis
Với việc tiếp tục chôn lấp, các trầm tích phải chịu áp suất cực lớn và ứng suất
nhiệt, chất hữu cơ bị biến chất thành metan và graphit bằng một quá trình được gọi là
metagenesis. Tỷ lệ Hydro / Carbon tiếp tục giảm trong chất rắn khi tỷ lệ Hydro / Carbon
chất lỏng tăng lên.
4.2.2. Cửa sổ tạo dầu
Khi kerogen bị chôn vùi sâu hơn, áp suất và nhiệt độ tăng lên, nó bắt đầu giải
phóng hydrocacbon. Tốc độ và loại hydrocacbon được giải phóng phụ thuộc vào tốc độ
đốt nóng và khoảng thời gian có sẵn để đun nóng.
Mơi trường đặc biệt nơi dầu và khí được tạo ra lần lượt được gọi là cửa sổ tạo dầu
và cửa sổ tạo khí. Các bằng chứng thực nghiệm về nhiệt độ cho quá trình tạo dầu và tạo
khí là:
+ Tạo dầu: 60 ° C đến 120 ° C, (một số tác giả đã đặt nó ở 65 ° C và 150 ° C) được
gọi là "cửa sổ tạo dầu"
+ Tạo khí: 120 đến 225 ° C, được gọi là "cửa sổ tạo khí"
Các khoảng nhiệt độ này đối với thời điểm bắt đầu và kết thúc của quá trình tạo
dầu (cửa sổ tạo dầu) phụ thuộc phần lớn vào loại vật liệu hữu cơ trong đá móng
4.3. Di cư
Nhiều quan sát chỉ ra rằng các hydrocacbon được tìm thấy trong vỉa khơng bắt
nguồn từ đó:
1) Các hydrocacbon hình thành ở độ sâu khi nhiệt độ và áp suất tăng lên. Vì
chúng tích tụ ở độ sâu nông hơn so với đá gốc, chúng phải di chuyển ra xa sau
khi hình thành

2) Các hydrocacbon được tìm thấy ở dạng độ rỗng thứ cấp. Chắc hẳn chúng đã
chảy vào sau khi độ rỗng hình thành.
3) Các hydrocacbon thường được tìm thấy trong phần cao nhất của các lớp rỗng
và thấm liên tục. Nó ngụ ý sự di cư lên trên và sang bên
23


4) Dầu, khí và nước được phân tầng theo mật độ của chúng. Điều đó có nghĩa là
chúng có thể tự do di chuyển theo phương ngang và phương thẳng đứng.
Do đặc tính vật lý của chúng, chúng có xu hướng di chuyển từ đá móng và xa đá
móng. Đây được gọi là sự di cư.
Có 2 loại di chuyển:
+ Di chuyển chính: Đó là sự giải phóng dầu từ kerogen và sự di chuyển của nó
trong các lỗ rỗng và mao quản hẹp của đá nguồn đến vỉa.
+ Di chuyển thứ cấp: Đó là sự chuyển động của các hydrocacbon trong vỉa. Sự nổi
của chất lỏng thúc đẩy nó và sự di chuyển xảy ra khi các hydrocacbon là chất lỏng.
Di cư là một quá trình chậm chạp, với dầu và khí đốt việc di chuyển có lẽ chỉ vài
km trong hàng triệu năm.
Nhiều thứ có thể kích hoạt q trình di chuyển. Nó có thể được kích hoạt bằng cả
hai cách:
+ Quá trình nén ép: Hầu hết các trầm tích tích tụ dưới dạng hỗn hợp của các hạt
khoáng chất và nước. Khi chúng cứng lại thành đá, một số nước sẽ bị đẩy ra ngoài
và phân tán. Nếu đá có chứa dầu hoặc khí, chúng cũng bị trục xuất.
+ Q trình hình thành dầu khí: Khi các chuỗi hydrocacbon tách khỏi kerogen
trong quá trình tạo dầu và khí đốt, chúng chiếm nhiều khơng gian hơn và tạo ra áp
suất cao hơn trong đá nguồn. Bằng cách này, dầu và khí chảy ra qua các lỗ nhỏ và
vết nứt trên đá nguồn và từ đó chảy vào đá nơi áp suất thấp hơn.
Dầu, khí và nước di chuyển qua đá thấm. Điều này có nghĩa là chất lỏng và khí có
thể tự do di chuyển trong các vết nứt và không gian lỗ giữa các hạt đá liên kết với nhau
và đủ lớn để cho phép chất lỏng chuyển động. Chất lỏng không thể chảy qua đá nơi

những không gian này rất nhỏ hoặc bị chặn bởi sự phát triển của khoáng chất; những loại
đá như vậy được gọi là khơng thấm. Dầu và khí đốt cũng di chuyển dọc theo các đứt gãy
và đứt gãy lớn, có thể kéo dài trong khoảng cách rất xa.
Dầu và khí, nhẹ hơn nước, có xu hướng dâng lên bề mặt Trái đất. Nếu khơng có gì
ngăn cản chúng, cuối cùng chúng sẽ thấm qua bề mặt hoặc đông đặc lại như bitum
Phần lớn dầu được phân tán trong các đốm màu cô lập thông qua một khối lượng
lớn đá. Tuy nhiên, khi một lượng lớn bị mắc kẹt trong đá rỗng, khí và dầu sẽ chuyển
nước và lắng đọng thành từng lớp do mật độ của chúng thấp. Nước luôn tồn tại bên dưới
và bên trong các lớp dầu khí.

24


4.4. Tích tụ
Các mỏ dầu và khí đốt cần được giữ lại trong các vỉa có thể thấm nước, chẳng hạn
như đá sa thạch rỗng hoặc đá vôi bị nứt nẻ, và được bao bọc bởi một con dấu được gọi là
nắp đá. Đá không thấm như đất sét, cát kết xi măng hoặc muối đóng vai trị như con dấu.
Đá nắp phải đủ thấm để đóng vai trị như một rào cản đối với sự di cư tiếp theo.
Đá phiến rộng lớn và các lớp đá bốc hơi dày đặc là những đá mũ lý tưởng trong
khu vực. Để đá nắp khu vực có hiệu quả, nó khơng nên bị nứt vỡ mạnh. Vật liệu bay hơi
là lý tưởng vì chúng uốn cong mà khơng bị vỡ ngay cả ở nhiệt độ và áp suất thấp. Có lẽ
tảng đá ở khu vực tốt nhất thế giới là Hith Anhydrite Thượng Jura ở Trung Đông.
4.4.1. Độ rỗng
Độ rỗng và độ thấm là các đặc tính vật lý quan trọng nhất của các vỉa chứa.
Độ rỗng, φ, là một lỗ hổng trong một tảng đá. Nói một cách chính xác thì đó là
một tỷ lệ
Độ rỗng = Khơng gian mở / tổng thể tích của đá cộng với độ mở
Độ rỗng thường được nhân với 100 để nó có thể được biểu thị dưới dạng phần
trăm.
4.4.1.1. Phân loại hình thái và phân chia các loại độ rỗng

Có hai loại độ rỗng chính:
1) Độ rỗng sơ cấp
2) Độ rỗng thứ cấp
Độ rỗng sơ cấp được hình thành khi cặn lắng đọng. Độ rỗng thứ cấp được hình
thành sau quá trình lắng đọng trầm tích.
Có ba loại hình thái đối với khơng gian lỗ rỗng:
1) Đệ tứ: lỗ rỗng mở ra nhiều hơn một đoạn; nó là loại tốt nhất vì hydrocacbon
trong vỉa có thể được di chuyển ra từ đá
2) Cul-de-sac: lỗ rỗng chỉ mở ra một đoạn; các lỗ rỗng không thể được rửa sạch,
nhưng chúng có thể tạo ra hydrocacbon bằng cách giải phóng áp suất (ví dụ
như sự giãn nở khí)
3) Đóng lỗ rỗngg: nơi khơng có liên kết với các lỗ rỗng khác và chúng không thể
tạo ra bất kỳ loại hydrocacbon nào

25