190
a. Sự kéo dài của thời gian truyền (

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

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

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

bỏ sót
Ngỡng
phát hiện

191


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

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

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

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

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


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

193
- Modun Yuong E
Trong đó k là modun khối

Modun kéo
à
:
Hệ số Poisson-ứng suất

:

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


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



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

2



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

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

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

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

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

g
âm trên m
ặ
t ranh
g
iới lỏn
g
/rắn

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

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

, k, d,
à
,

p,

, ) (6.24)

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

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

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

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

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

Thời gian (
à
s)

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

)

201
Chơng 7
Các phơng pháp đo khí dung dịch
và các tham số cơ học

7.1. Mở đầu
Khi công nghệ khoan đ có nhiều thay đổi nhất là khoan những giếng khoan
sâu, khoan định hớng khoan ngang, khoan bằng các dung dịch cơ sở khác nhau, các
phơng pháp địa vật lý nghiên cứu giếng khoan cũng có những thay đổi tơng ứng
nhằm khai thác đợc nhiều thông tin phục vụ cho các nghiên cứu địa chất địa hoá và
cho kỹ thuật điều khiển tự động trong công nghệ khoan giếng.
Hiện tại có rất nhiều phép đo quan trọng đợc tiến hành đồng thời với quá trình
khoan giếng. Bản thân dung dịch mùn khoan và cả bộ cần khoan cũng mang rất nhiều
thông tin. Các phép đo nh vậy sẽ cho kết quả trực tiếp phát hiện hydrocacbon bởi
thành phần này đợc mang trong dung dịch và mùn khoan. Chiều sâu thế nằm của các
lớp đá khác nhau trong lát cắt dễ dàng đợc xác định bởi các phép đo khác nhau. Các
phép đo đồng thời với quá trình khoan còn cho phép dự báo các hiện tợng địa chất và
kỹ thuật, đảm bảo an toàn cho quá trình khoan. Rõ ràng, quá trình này sẽ dễ dàng hơn
nhiều nhờ có các số liệu đo đạc cẩn thận mang tính khoa học. Nhờ vậy, giá thành
khoan giếng sẽ có thể đảm bảo ở mức hợp lý hơn.
Lúc đầu các phép đo nh vậy là đo khí trong dung dịch khoan, vì vậy mới có
thuật ngữ Carota khí. Những ngời đ đa ra ý tởng đầu tiên cho các phép đo khí
trong dung dịch khoan phải kể đến các nhà bác học Nga V. A. Xokolov và M.B.
Apramovic. Các ông đ trình bày những ý tởng này vào năm 1933 khi phát hiện có sự
tồn tại của hydrocacbon trong dung dịch khoan ở chiều sâu lớn. Năm 1935
T.A.Magilov đ bắt đầu tiến hành phân tích khí từ mẫu dung dịch bằng phơng pháp
chng cất. ít năm sau đó ông đ chế tạo ra thiết bị đo khí liên tục từ dung dịch tuần
hoàn. Vào các năm cuối thập kỷ 30 của thế kỷ trớc, V. N. Daxnov đ đa ra các thiết

(Chromotograph) phân tích khí thành phần đợc đa vào sản xuất từ đầu những năm 50.
Sang giữa những năm 60 ở Liên xô (Nga) cũng nh ở các nớc phơng Tây đ
cho ra đời nhiều trạm tự động đo khí qua dung dịch trong dòng đối lu. Tuy nhiên,
phải đến những năm 80- 90 vừa qua các trạm máy tự động và hiện đại mới đợc ra đời
nhờ có những thành tựu nhảy vọt của công nghệ điện tử và tin học. Trong đó hng
Geoservice (Pháp) là nơi đ cho ra nhiều trạm đo dịch vụ địa chất với những phần cứng
và phần mềm thông minh.
ở
những trạm đo mới ta có thể tiến hành các phép đo đồng thời với quá trình
khoan để xác định trên 200 tham số khác nhau phục vụ cho các nghiên cứu địa chất,
địa hoá, địa vật lý và kỹ thuật điều khiển khoan.
Sự thay đổi và phát triển hiện nay của công nghệ điện tử và tin học dẫn đến một
sự chuyển đổi có tính cách mạng của công cụ đ kéo theo sự chuyển đổi rất cơ bản về
phơng thức, quy trình công nghệ cả nhận thức về phơng pháp.
Trong số hơn 200 tham số có thể xác định đợc nhờ các trạm đo hiện đại có thể
phân chúng ra các nhóm chính sau đây:
-
Nhóm tham số dung dịch.
-
Nhóm tham số khí.
-
Nhóm các tham số khoan.
Dựa vào các nhóm tham số đó, các phơng pháp đo đồng thời trong quá trình
khoan trực tiếp, giải quyết các nhiệm vụ:
-
Xác định tính chất của vỉa chứa.
-
Đo các tham số liên quan đến dung dịch, phát hiện và phân tích khí.
-
Cung cấp các dữ liệu liên quan đến quá trình khoan, theo dõi, xử lý sự

- Lần lợt là lu lợng thấm của chất khí và chất lỏng (cm
3
/s).
P
1
và P
2
-
á
p suất ở hai đầu đoạn đờng thấm chất lu (KG/cm
2
); P
1
> P
2
.
k- Độ thấm của môi trờng đối với chất thấm (mD).
h- Khoảng đờng chất thấm đi qua (cm).
S- Diện tích ngang của dòng thấm (cm
2
).
à
- Độ nhớt của chất thấm (cp), phụ thuộc vào áp suất và nhiệt độ.
ả
nh hởng lên quá trình thấm của chất lỏng là độ nhớt của chất thấm, độ thấm
của môi trờng và áp suất thấm.
Trong thực tế, ở điều kiện vỉa, độ nhớt của dầu phụ thuộc vào thành phần của
nó.
ở
nhiệt độ trong phòng, các dầu khác nhau có độ nhớt thay đổi từ 1cp đến hàng

dịch trong giếng mà thôi. Nhng dầu khí muốn khuyếch tán qua thành giếng thì cần có
gradien nồng độ, hệ số khuyếch tán đủ lớn và thời gian tiếp xúc phải dài. Những đòi
hỏi đó đều không bao giờ thoả mn đầy đủ cho nên sự khuyếch tán của dầu khí từ vỉa
vào giếng trong quá trình khoan là rất nhỏ, có thể bỏ qua.
Quá trình khuyếch tán của khí và chất lỏng từ vỉa vào dung dịch khoan chỉ thể
hiện rõ khi dung dịch ngừng chuyển động (thời gian ngừng khoan) trong thời gian dài.
Quá trình này cũng đợc nghiên cứu và sử dụng để tiến hành phơng pháp đo khí trong
dung dịch sau khi khoan.
Dựa vào cơ chế xâm nhập từ vỉa vào giếng ta có thể chia các hydrocacbon có
trong dung dịch đối lu thành các nhóm:
- Khí đợc giải phóng: Choòng khoan khi phá huỷ đất đá ở các vỉa chứa phá vỡ
luôn kiến trúc của lỗ rỗng, giải phóng khí hydrocacbon bo hoà trong thể tích đá bị bào
mòn. Các khí này xâm nhập vào dung dịch đối lu và đi lên mặt đất. Lợng khí này
chính là đối tợng nghiên cứu của các phép đo.
- Khí thấm từ thành giếng: Sự xâm nhập của khí vào dung dịch không chỉ có thể
ở đáy giếng mà cả ở những đoạn giếng đi qua vỉa chứa mà không có lớp vỏ sét chống
thấm. Điều này có thể xảy ra khi choòng khoan và cần khoan (trong trờng hợp khoan
xoay cần) va đập vào thành giếng làm phá vỡ lớp vỏ bùn.
á
p suất cột dung dịch quá
nhỏ so với áp suất vỉa, tỷ trọng dung dịch thấp hoặc nhỏ đột biến. Lợng khí này là
nhiễu của phép đo, cần phải tính đến khi phân tích tài liệu.
7.2.3. Trạng thái của hydrocacbon khi xâm nhập vào dòng dung dịch đối lu
Khi xâm nhập vào dung dịch và đi lên mặt đất trong dòng đối lu, các khí
hydrocacbon có thể ở các trạng thái khác nhau:
-
Trạng thái tự do ở dạng những bọt khí và kích thớc khác nhau.
-
Trạng thái khí hoá lỏng và sau đó chuyển sang trạng thái hoá hơi.
-

hydrocacbon nhẹ dễ sôi hơn. Cờng
độ của các quá trình này trớc hết
phụ thuộc vào số lợng và thành phần
của khí hoá lỏng hoặc dầu.
Nớc chứa khí hoà tan từ vỉa
xâm nhập vào dung dịch, khí sẽ bị
hoà long và tồn tại ở trạng thái hoà
tan đó. Nếu hàm lợng khí trong
nớc tơng đối lớn thì có thể tách
một phần vào trạng thái tự do và đi
lên miệng giếng theo dòng đối lu
dung dịch.
Do có nhiều những hiện tợng khác nhau nh vậy cho nên cần phải nghiên cứu
xác định thời gian vận hành khí từ đáy lên miệng giếng, nhận biết quá trình nào đ xảy
ra, nó có làm thay đổi thành phần ban đầu của khí hydrocacbon dẫn đến sự thay đổi tỷ
lệ giữa các cấu tử riêng biệt hay không?
Những nghiên cứu của nhiều tác giả: Sokolov, Apramovic, Magilov, đ cho
thấy rằng mặc dù có sự chênh lệch áp suất và nhiệt độ ở đáy và miệng giếng khoan,
nhng tỷ lệ giữa các cấu tử hydrocacbon riêng biệt không có sự thay đổi. Điều đó nói
lên rằng thành phần tơng đối của khí xác định đợc trên mặt đất khi tiến hành các
phép đo khí trong dung dịch không khác với thành phần của khí bo hoà trong vỉa ở
chiều sâu thực của nó.
Ngoài ra, các kết quả phân tích khí liên tục khí nông và khí đo từng điểm khí
sâu của cùng vỉa chứa đều cho các thành phần rất giống nhau.
H
ình 7.1. Hành trình khép kín của dung dịch
tron
g
khi khoan
Cần khoan

dầu khí Pháp (IFP) chủ yếu
tách khí bằng hút chân
không còn công nghệ của
Nga lại chủ yếu tách khí
bằng cách khuấy để tạo bọt
(Hình 7.2).
Việc tách khí
thờng ít đạt tỷ lệ cao, mặt
khác dòng khí và dòng
không khí thực chất là khó
xác định đợc chính xác.
Vì vậy, thiết bị phải định
kỳ chuẩn tỷ lệ pha trộn
khí/không khí cho dòng
khí từ máy tách khí. Quá
trình chuẩn tiến hành bằng
cách so sánh với kết quả
tách riêng khí hydrocacbon
của mẫu dung dịch ở
phòng thí nghiệm.
Các khí hydrocacbon tách ra từ dung dịch phần chủ yếu là Methane C
1
, Ethane
C
2
, Propan C
3
và Butane C
4
. Đôi khi cũng gặp các khí H, H

9. Cửa dung dịch vào

207
7.2.5. Phát hiện và phân tích khí toàn phần
Bộ phận của dụng cụ phát hiện khí gọi chung là detector khí. Các detector khí
tuỳ từng loại có thể làm việc dựa vào một trong các nguyên tắc vật lý sau: độ dẫn nhiệt,
đốt cháy xúc tác, ion hoá và hấp thụ hồng ngoại.
Việc phân tích khí theo thành phần các cấu tử của chúng thì đợc thực hiện
bằng một thiết bị gọi là sắc ký khí (Chromatograph). Thiết bị này sẽ tách riêng biệt các
thành phần khí khác nhau từ khí tổng và đo chúng bằng các detector cực nhạy.
Các detector làm việc theo nguyên tắc độ dẫn nhiệt và đốt xúc tác đều có điểm chung
là dùng các filamen (điện trở nhạy nhiệt) đặt trong các buồng có luồng khí phân tích đi qua.
Các filamen này đều là những cánh của cầu điện trở kiểu Wheatstone (Hình 7.3).
Khi khí mang (thờng là không khí) đa khí phân tích bị đốt nóng tới khoảng
200
0
C đi qua các buồng chứa filamen làm cho các điện trở này thay đổi giá trị, cầu mất
thăng bằng và kết quả là xuất hiện tín hiệu đo. Tín hiệu đo tỷ lệ với độ dẫn nhiệt hay
tỏa nhiệt đốt cháy của luồng khí mà cả hai yếu tố đó đều liên quan đến hàm lợng khí
hydrocacbon trong luồng khí mang.
Độ dẫn nhiệt của các khí giảm dần theo thứ tự sau: hydro, methane, ethane,
propane, butane và cuối cùng là khí cacbonic (CO
2
).
Nếu filamen là kim loại platin (Pt) khi bị đốt nóng tới nhiệt độ 900
0
C thì các khí
hydrocacbon chứa trong hỗn hợp khí đi qua buồng đốt sẽ làm oxy hoá bề mặt của kim
loại này làm nó thay đổi điện trở và đó là nguyên nhân gây ra mất cân bằng của cầu
điện trở.

dùng ngọn lửa hydro phát cháy bằng một vòi phun đợc đặt dới một hiệu điện thế 100 -
200Volt. Một lới hai điện cực đặt trên ngọn lửa sẽ góp các ion mới tạo thành làm thay
đổi điện thế. Sự biến thiên điện thế
này đợc khuyếch đại và cho ra tín
hiệu phù hợp.
Không giống nh các khí
hydrocacbon, hydro nguyên chất
không tạo ra bất cứ ion nào khi bị
đốt. Các ion xuất hiện trên lới khi
thực hiện phép đo sẽ chỉ là kết quả
ion hoá của các hydrocacbon.
Hình 7.4 mô tả sự vận hành
của detector ion hoá. Loại thiết bị
này có độ nhạy đủ để phát hiện
nồng độ hydrocacbon thấp,
khoảng vài ppm.
Sự xuất hiện hydro trong luồng khí tách từ dung dịch sẽ không thể hiện trên kết
quả đo bằng thiết bị dùng detector ion hoá.
ở
điều kiện giếng khoan, hydro có thể xuất
hiện khi dung dịch có độ pH dới 8,5 vì trong môi trờng đó, các kim loại ống chống
và bộ khoan cụ dễ bị tác dụng hoá học mà giải phóng ra hydro. Sự có mặt của hydro
nh vậy sẽ làm thay đổi kết quả đo khí bằng các detector đốt xúc tác hay độ dẫn nhiệt.
Muốn đánh giá đợc hàm lợng hydro trong khi phân tích thì cần phải thực hiện các
phép đo bằng sắc ký khí.
7.2.6. Phân tích khí bằng sắc ký
Phân tích khí bằng sắc ký là phân chia một mẻ khí có đủ các cấu tử thành nhiều
mẻ khí có các thành phần cấu tử riêng biệt. Để làm việc đó, mẻ khí phân tích đợc gửi
vào dòng khí mang đi vào cột phân tích. Các cột phân tích là những ống thuỷ tinh hình
trụ tròn có nhiệt độ cố định (30

thấy nh sau: Khí có phân tử lợng càng nhỏ thì thời gian bắt giữ càng bé và ngợc lại.
Trong các chất hoạt tính hấp phụ đó, glycerol có khả năng hấp phụ liên tục các
thành phần trong các hỗn hợp khí theo khả năng tách của chúng giữa pha dừng và pha
khí. Nghĩa là mỗi thành phần khí đặc trng bằng một thời gian giữ riêng biệt để chúng
kịp hoà tan trong pha dừng. Các chất hoạt tính ở thể bột rắn (Silicagene, Squalane)
cũng có tính chất tơng tự. Các Silicagene (SI) đựng trong cột thứ nhất để tách khí nhẹ:
H
2
, C
1
có chu kỳ làm việc 150s; cột thứ hai đựng Squalane (SQ) - tách các khí nặng
hơn C
2
, C
3
, iC
4
, nC
4
có chu kỳ làm việc 300s.
1
Sau mỗi chu kỳ làm việc, cột phân tích
lại đợc làm sạch bằng luồng không khí sạch.
Mỗi
thành phần
khí đợc
tách ra sau
các khoảng
thời gian


(
theo tài li
ệ
u Geoservice
)
.
H
ình 7.5. Sơ đồ nguyên tắc của sắc ký
Thùn
g
chứa kh
í

Điều chỉnh áp suất
và luồng khí mang
Mẫu đi vào
Điều chỉnh nhiệt độ
Cột phân tích ở
nhiệt độ không đổi
Kh
í

KD
Ghi

210
đến 15 phút. Hình 7.6 là biểu đồ phân tích mẻ khí nhiều thành phần.
Các thiết bị trạm đo khí hiện nay lu các giá trị hàm lợng khí thành phần trong
bộ nhớ của máy rồi tự động vẽ 5 đờng cong biểu thị thay đổi hàm lợng của khí thành
phần C

Bộ cảm biến và phân tích khí H
2
S làm việc dựa trên cơ sở nó làm đen tờ giấy có
tẩm axetat chì. Tờ giấy dịch chuyển với một tốc độ nhất định đi qua một luồng có chứa
khí phân tích. Nếu trong mẫu khí phân tích có chứa H
2
S thì nó sẽ phản ứng hoá học với
axetat chì để cho ra sulfid chì (PbS) làm đen tờ giấy. Sự đen ở tờ giấy do xuất hiện PbS
đợc đo bằng một tế bào quang điện.
Các thiết bị hiện nay có xu hớng lợi dụng đặc điểm H
2
S dễ bị hấp phụ bởi một
số chất bán dẫn để chế tạo một loại cảm biến (detector) đo hàm lợng khí H
2
S. Khi hấp
phụ trên bề mặt chất bán dẫn, H
2
S làm cho điện trở của nó thay đổi, khi thổi không khí
sạch vào thì H
2
S lại khuyếch tán hết và chất bán dẫn lại có điện trở nh cũ. Ngời ta
gọi đó là khả năng làm thay đổi thuận nghịch của H
2
S đối với một số chất bán dẫn.
Độ dẫn điện của thành phần chất bán dẫn tỷ lệ thuận với logarit nồng độ khí H
2
S
xuất hiện trên bề mặt của nó. Các loại detector này có khả năng xác định hàm lợng
H
2

Khi biết lu lợng của
dòng dung dịch đối lu và thể tích
của ống vành xuyến có thể tính
đợc trễ thời gian đối với dung
dịch khi đi lên từ đáy đến miệng.
Tốc độ vận hành của sơlam
thờng thấp hơn tốc độ của dung
dịch. Điều đó dẫn đến kết quả là
thời gian mùn khoan lu lại trong
dòng dung dịch bị kéo dài ra làm
cho hàm lợng mùn tăng lên và do
đó thời gian trễ của mùn khoan
cũng dài hơn. Tỷ số vận tốc mùn
khoan (V
cu
) trên vận tốc dung dịch
(V
m
) có thể gọi là tỷ số vận
hành, T
R
:
m
cu
R
V
V
T =
(7.3)
Giữa trễ thời gian của mùn khoan (Tr

ch
Mùn

212
Dựa vào trễ thời gian của mùn khoan ngời ta tiến hành lấy mẫu phân tích mùn
khoan tại các điểm khác nhau trong lát cắt. Tuỳ theo từng yêu cầu cụ thể của việc
nghiên cứu, khoảng cách giữa các điểm lấy mẫu là 1mét hay 1,5mét. Khối lợng mỗi
mẫu lấy theo quy ớc của mỗi công ty khác nhau. Mẫu đợc rửa sạch để khô rồi soi
dới kính hiển vi (hoặc lúp) và huỳnh quang bằng tia cực tím. Trớc khi đựng vào túi
bảo quản mẫu đợc mô tả tỷ mỉ các tính chất vật lý- địa chất gồm các nội dung sau:
-
Loại đá, ví dụ: cát, sét, vôi
-
Mẫu của đá.
-
Các cấu trúc hạt hay tinh thể, kích thớc và loại hạt (tròn cạnh, sắc cạnh).
-
Độ gắn kết ximăng giữa các hạt, các thành phần thứ sinh.
- Độ cứng
-
Sự xuất hiện độ lỗ rỗng, độ thẫm.
-
Biểu hiện dầu và huỳnh quang.
-

7.3.2. Hàm lợng dầu khí và sự phân tích
Lấy một mẻ mùn khoan cha rửa sạch bỏ vào
bình khuấy trộn với một thể tích nớc cho trớc. Sau khi
trộn đợc một vài phút thu đợc một thể tích khí. Khí
này đợc phân tách bằng những detector đặc biệt hoặc

ở
bên trong cột chất lỏng đó
hạt mùn khoan sẽ dừng lại ở tại chiều cao
phù hợp với mật độ của chính nó (các
mực chiều cao này đá đợc chuẩn khắc
độ bằng các hạt cứng có mật độ cho
trớc). Cách khác là dùng một thiết bị gọi
là microsol (Hình 7.8) .
Đây là một dụng cụ dùng để xác
định khối lợng riêng của mùn khoan,
gồm một ống nhỏ đựng nớc cất và một
chỉ phao trong nớc. Mùn khoan đợc
cân ở phía trên và phía dới mặt nớc để xác
định khối lợng và thể tích của mẫu và tính
đợc mật độ.
Các kết quả xác định mật độ đợc
dựng thành biểu đồ thay đổi mật độ sét theo
chiều sâu (hình 7.9). Bình thờng giá trị mật
độ sét tăng theo chiều sâu với một trend nào đó
cho đến khi gặp một đới có dị thờng áp suất thì
hớng của trend cũng thay đổi. Trên hình vẽ ta
gặp đỉnh của đới dị thờng áp suất ở chiều sâu
2560m. Tại chiều sâu đó ta cũng thấy nhiệt độ
và d-exp thay đổi đột biến.
H
ình 7.10. Các đờng biểu diễn kết
quả đo bằng áp kế CO
2
(
Geoservice

a. Tại A có ba thành phần vôi sét khác nhau. Sự tăng áp suất rất nhanh và cực
đại của đờng cong tơng ứng với hàm lợng vôi.
b.
ở
BC đờng cong chỉ hỗn hợp vôi dolomit có 28% vôi và 19% dolomit tơng
ứng với một sự xâm nhiễu chậm.
c. DE là dolomit sét và F là Dolomit
7.3.5. Đánh giá tiềm năng dầu khí của đá mẹ
Trong nghiên cứu dầu khí ở các bể trầm tích việc nghiên cứu các đá sinh chứa
chắn là rất quan trọng. Những vấn đề nghiên cứu đó rất rộng và phức tạp. Các tham số
đầu tiên cần phải xác định là :
-
Loại đá mẹ.
-
Tiềm năng dầu khí của đá.
-
Độ trởng thành.
-
Biểu hiện hydrocacbon
-
v.v
Các mùn khoan với khối lợng nhất định
đem phân tích xác định càng đợc nhiều tham
số càng tốt. Viện dầu khí Pháp (IFP) đ chế tạo
một thiết bị có tên gọi là Rock Eval. Đây là
một kỹ thuật nghiên cứu các đặc trng của vật
chất hữu cơ để đánh giá đá sinh dầu. Nguyên lý
cơ bản của kỹ thuật này là nhiệt phân, nghĩa là
phân tích thành phần cùa một chất bằng cách
đốt nóng mẫu trong điều kiện không có oxy và