TỔNG QUAN VỀ ĐỊA CHẤT DẦU KHÍ KHU VỰC NGHIÊN CỨU 10
1 1 Vị trí của đối tượng nghiên cứu
Khu vực nghiên cứu nằm ở trung tâm bể Cửu Long, cách Vũng Tàu khoảng 100 km về phía Đông Nam, với độ sâu biển từ 40 đến 50m Vị trí này nằm cách mỏ Bạch Hổ 20 km về phía Tây Bắc và cách mỏ Rạng Đông 35 km về phía Tây.
RUBY TOPAZ NORTH BLOCK 01 BLOCK 129
Vị trí đối tượng HST-1X-ST1 (0 6) HST-1X (06) HST-1X-ST 2 (06) TGT-2 X (0 6) H1-WHP (11)
T GL-1X (07) T GT-5X (06) TGT-7X (08) H4 -WHP (12) VN-1X (07) T GT-6X (08) T GT-4X (06)
T GX-1X (06) T GT-3X (06) H5-WHP (13) BV-1X (89) NO-1 X (02)
T GV-1X (06) TGD-2 X (10) TGD-1 X (07) TGD-1X-ST1 (08)
RO NG RONG EAST SOI
Hình 1 1 Bản đồ vị trí địa lý đối tượng nghiên cứu
Nguồn: Báo cáo kế hoạch phát triển Mỏ Tê Giác Trắng, 2010[41]
Khu vực nghiên cứu nằm trong bể Cửu Long, thuộc vùng nhiệt đới gió mùa, với các trầm tích hiện đại được hình thành từ hai hệ thống sông lớn là sông Đồng Nai và sông Cửu Long Thời tiết nơi đây có hai mùa rõ rệt, với nhiệt độ trung bình dao động từ 22-38 độ C Mùa mưa kéo dài từ tháng 4 đến tháng 10, trong khi mùa khô bắt đầu từ tháng 11.
11 đến tháng 4 năm sau Do vậy khí hậu khu vực nghiên cứu thuộc miền khí hậu á xích đạo với độ mặn của nước biển dao động từ 33-36 g/l
Mùa Đông tại khu vực này được đặc trưng bởi hệ gió mùa Đông Bắc, kéo dài từ tháng 11 đến tháng 4, với ba hướng gió chính là Đông Bắc và Đông Đông Bắc Vào đầu mùa, tốc độ gió trung bình đạt cấp 2, 3, sau đó tăng dần lên cấp 4, 5, với mức cao nhất vào tháng 1 và tháng 2 có thể đạt cấp 6, 7 hoặc lớn hơn Thời điểm này là giai đoạn biển động nhất trong năm, với tốc độ gió lớn gây ra sóng lớn và dòng chảy mạnh, ảnh hưởng đáng kể đến các hoạt động tìm kiếm, thăm dò, khoan và khai thác dầu khí.
Mùa hè tại Việt Nam diễn ra từ tháng 5 đến tháng 9, đặc trưng bởi hệ gió mùa Tây Nam với hướng gió chính từ Tây Nam và Tây Tây Nam Thời gian chuyển tiếp từ gió mùa Đông Bắc sang gió mùa Tây Nam bắt đầu vào cuối tháng 4, trong khi giai đoạn chuyển tiếp từ gió mùa Tây Nam sang gió mùa Đông Bắc diễn ra từ cuối tháng 9 đến đầu tháng 11.
Chế độ sóng biển được chia thành hai mùa rõ rệt: mùa đông và mùa hè Mùa đông, từ tháng 11 đến tháng 3 năm sau, có hướng sóng chủ yếu từ Đông Bắc và Đông Đông Bắc, với chiều cao sóng trung bình khoảng 2-6m Ngược lại, mùa hè kéo dài từ tháng 4 đến tháng 10, với hướng sóng chính là Tây Nam và chiều cao sóng dao động từ 0.5-1.5m.
Chế độ dòng chảy: Hướng của dòng chảy thường bị ảnh hưởng bởi hướng gió và cường độ gió
1 3 Lịch sử thăm dò và thẩm lượng
Năm 1974, Mobil đã thực hiện thu nổ 3316 km tuyến địa chấn 2D tại trung tâm lô, tiếp theo vào năm 1978, Geco đã thu nổ 1713 km tuyến địa chấn 2D với mật độ cao hơn trên khu vực trước đó Đến năm 1984, Vietsovpetro (VSP) đã thu nổ thêm 1714 km tuyến địa chấn 2D và 639 km tuyến địa chấn 2D ở khu vực phía Đông lô vào năm 1986 Năm 1989, VSP khoan giếng 16-BV-1X (Ba Vi-1X) tại vị trí rìa Đông cấu tạo Ngựa Ô với tổng chiều sâu 3463 mRTE (3430 mTVDSS) vào móng granite trước Đệ tam, phát hiện dầu ở tầng Mioxen hạ.
Trong giai đoạn thăm dò thứ nhất từ 8/12/1999 đến 6/3/2003, đã thực hiện thu nổ 640km² địa chấn 3D và khoan hai giếng thăm dò NO-1X và VT-1X Tiếp theo, trong giai đoạn thăm dò thứ hai từ 7/4/2003 đến 7/12/2003, đã khoan một giếng thẩm lượng và một giếng thăm dò, cụ thể là giếng 16-1-VT-2X và giếng 16-1-VV-1X.
Giai đoạn thăm dò thứ 3 diễn ra từ ngày 8 tháng 12 năm 2003 đến ngày 7 tháng 12 năm 2007, trong đó đã thu nổ 462 km² địa chấn 3D ở khu vực phía đông của lô Ngoài ra, vào năm 2004 và 2006, đã thu nổ thêm 577 km² địa chấn 3D trên diện tích nằm giữa hai mạng lưới địa chấn 3D thu nổ vào năm 2000 và 2004.
Từ tháng 2/2005 đến 2008, đã thực hiện khoan 7 giếng thăm dò, trong đó giếng đầu tiên TGT-1X đã phát hiện mỏ TGT Các giếng khoan tiếp theo đã đánh giá và xác định cấu trúc TGT có trữ lượng lớn, đủ điều kiện để phát triển khai thác.
Hình 1 2 Bản đồ Thăm dò và Thẩm lượng-
Nguồn: Báo cáo kế hoạch phát triển Mỏ Tê Giác Trắng, 2010[41]
Từ năm 2009 đến nay, giai đoạn phát triển khai thác và thăm dò tiếp tục diễn ra Hiện tại, đối tượng nghiên cứu có tổng cộng 3 giàn đầu giếng, bao gồm 31 giếng khai thác và 1 giếng bơm ép, tính đến năm 2017.
Các minh giải địa tầng và môi trường trầm tích tại khu mỏ TGT phù hợp với đặc điểm chung của bể Cửu Long Địa tầng của mỏ TGT sẽ được mô tả theo thứ tự từ già đến trẻ, phản ánh sự phát triển địa chất trong khu vực này.
Tất cả các giếng khoan tại mỏ TGT không có giếng khoan tới móng trước đệ tam
* Oligoxen dưới - Phụ hệ tầng Trà Tân dưới/ Trà Cú?? dưới (tập E/F- E 31 tt/tc?)
Tại mỏ TGT, chỉ có hai giếng khoan đã tiếp cận nóc tập E, mà chưa khoan đến tập F thuộc hệ tầng Trà Tân/Trà Cú Do đó, ranh giới giữa hai phụ hệ tầng Trà Tân dưới và Trà Cú không được đề cập trong luận án này; tuy nhiên, tác giả vẫn có quan điểm riêng về vấn đề này.
Các nhà địa chất-địa vật lý trước đây cho rằng phụ hệ tầng Trà Tân dưới, tập E có tuổi Oligoxen dưới, trong khi các chuyên gia dầu khí tại các công ty khai thác ở bể Cửu Long lại phân loại tập E là Oligoxen sớm Tuy nhiên, tác giả cho rằng cần xem xét lại việc phân loại này và đề xuất rằng tập E thuộc hệ tầng Trà.
Cú và đây là tập lót đáy của bể Cửu Long
* Oligoxen trên - Phụ hệ tầng Trà Tân giữa (tập D- E 32 tt)
Phụ hệ tầng Trà Tân giữa nằm không đồng nhất trên phụ hệ tầng Trà Tân dưới và được chia thành ba tập nhỏ: Nóc D (Upper D), giữa D (Intra D2) và đáy D (Intra D1).
Phụ hệ Tầng Trà Tân giữa chủ yếu được hình thành từ các vỉa sét kết màu nâu đen và vỉa cát kết hạt mịn, với tỷ lệ cát/bột + sét khoảng 20/80% Tầng này được lắng đọng trong môi trường đầm hồ nước ngọt có giao thoa nước lợ và trầm tích sông ngòi, với chiều dày khoảng 1000 - 2000m Theo tài liệu địa chấn, phụ hệ này thuộc tập D và chứa các vỉa sét kết màu nâu đen có hàm lượng vật chất hữu cơ cao, được xem là nguồn sinh dầu khí tiềm năng tại mỏ TGT Mặc dù có độ rỗng và độ thấm thấp, nhưng phụ hệ Tầng Trà Tân giữa vẫn được đánh giá là nguồn sinh và có khả năng chứa của mỏ TGT.
* Oligoxen trên - Phụ hệ tầng Trà Tân trên (tập C - E32 tt)
Phụ hệ tầng Trà Tân trên - Oligocne trên nằm bất chỉnh hợp với hệ tầng Bạch
CÁC NGUYÊN NHÂN GÂY RA ĐIỆN TRỞ SUẤT THẤP 32
2 1 Các đối tượng chứa dầu có trở suất thấp trong bể Cửu Long
Trong trầm tích Mioxen dưới của bể Cửu Long, một số khu vực có điện trở suất thấp đặc trưng đang được thăm dò và khai thác Thực tế hoạt động tìm kiếm dầu khí cho thấy tiềm năng lớn về trữ lượng dầu tại các khu vực này, với sản lượng khai thác chủ yếu đến từ những mỏ có đá trầm tích điện trở suất thấp.
Mỏ Rồng, nằm ở khu vực Bắc Trung tâm Rồng, là một trong những địa điểm đầu tiên phát hiện đá chứa dầu khí với điện trở suất thấp thuộc trầm tích Mioxen dưới.
Mỏ Ruby đã phát hiện dầu thương mại trong trầm tích có điện trở suất thấp thuộc tầng Mioxen dưới, và đây là đối tượng khai thác chính trong khu vực.
Mỏ Hải Sư Trắng đã phát hiện dầu trong các trầm tích có điện trở suất thấp thuộc hai tầng Mioxen dưới và Oligoxen trên (tập C) Hiện tại, mỏ này đang được khai thác và là đối tượng chính trong ngành công nghiệp dầu khí.
Mỏ Tê Giác Trắng là đại diện tiêu biểu cho các lát cắt điện trở suất thấp, nằm trong hai hệ tầng Mioxen dưới và Oligoxen trên (tập C) Hiện tại, có tổng cộng 30 giếng khoan đang được khai thác tại hai hệ tầng này, với sản lượng đỉnh đạt mức cao.
60 nghìn thùng dầu ngày đêm
Các phát hiện dầu khí gần đây tại Gấu Trắng và Thỏ Trắng cho thấy có dòng dầu khí thương mại, nằm trong lớp trầm tích có điện trở suất thấp.
Lát cắt chứa dầu điện trở thấp trong bể Cửu Long Đới có điện trở thực đo từ 1.9 Ohm m đến 8 Ohm m Hiện tượng điện trở suất thấp này xuất phát từ các yếu tố như điều kiện kỹ thuật của giếng khoan, hạn chế của thiết bị, và đặc trưng địa chất của khu vực nghiên cứu.
2 2 Nguyên nhân gây ra đá chứa dầu điện trở suất thấp
2 2 1 Ảnh hưởng điều kiện kỹ thuật giếng khoan
* Ảnh hưởng do đới ngấm
Tại mỏ TGT, các giếng khoan sử dụng dung dịch khoan gốc nước để khoan qua các tầng chứa dầu Để giảm thiểu ảnh hưởng của sự sập nở thành giếng khoan, áp suất cột dung dịch khoan luôn được duy trì lớn hơn áp suất vỉa, tạo ra các đới ngấm xung quanh giếng khoan, được phân chia thành ba đới: đới rửa, đới chuyển tiếp và đới nguyên Hệ đá chứa của mỏ TGT có độ rỗng và độ thấm cao, dẫn đến việc hình thành vùng thấm sâu xung quanh giếng khoan, đôi khi chiều sâu của đới ngấm lớn hơn chiều sâu nghiên cứu của thiết bị đo điện trở suất, gây ra điện trở suất biểu kiến thấp.
Hình ảnh dưới đây cho thấy sự khác biệt rõ rệt về giá trị đo điện trở suất tại hai thời điểm khác nhau: đường cong màu đỏ đại diện cho giá trị đo trong quá trình khoan, trong khi đường cong màu hồng thể hiện giá trị đo sau khi khoan Đường kính giếng khoan không thay đổi trong cả hai điều kiện đo Giá trị đo điện trở suất trong quá trình khoan cao hơn so với giá trị đo sau khi khoan, cho thấy giếng khoan có đới thấm khá lớn.
Trong nghiên cứu về đới ngấm, việc so sánh điện trở đo trong và sau khi khoan cho thấy sự thay đổi thành phần chất lưu xung quanh giếng khoan Chiều sâu của đới ngấm phụ thuộc vào nhiều yếu tố như thời gian, độ chênh áp giữa áp suất thủy tĩnh của dung dịch khoan và áp suất vỉa, cũng như độ nhớt của dung dịch khoan và độ thấm của thành hệ Khi dung dịch khoan thấm vào thành hệ, nó tạo ra lớp vỏ sét làm giảm chiều sâu đới ngấm Để hạn chế ảnh hưởng này, phương pháp đo điện trở suất trực tiếp trong khi khoan đã được áp dụng tại mỏ TGT, cùng với phương pháp hiệu chỉnh điện trở nhằm khắc phục ảnh hưởng của đới ngấm dựa trên mối quan hệ giữa điện trở đo sâu sau khi khoan và điện trở đo sâu trong khi khoan Mối quan hệ này giúp hiệu chỉnh điện trở cho các giếng khoan, với kết quả thể hiện qua công thức y = 1.3443x^0.5508.
Power Đ iệ n tr ở đ o sa u kh i k ho an (o hm m )
Biểu đồ quan hệ điện trở suất
1 10 Điện trở đo trong khi khoan (ohm m)
Hình 2 2 Biểu đồ điện trở suất trong và sau khi khoan của đối tượng nghiên cứu
Các tầng cát bở rời với độ gắn kết yếu dễ bị sạt lở, không hình thành lớp vỏ bùn quanh thành giếng khoan, dẫn đến điện trở suất thấp của đá chứa.
* Hạn chế về chiều sâu nghiên cứu của thiết bị đo
Các thiết bị đo có chiều sâu nghiên cứu khác nhau, ví dụ như phương pháp đo điện vi điện cực hội tụ cầu (MSFL) có chiều sâu từ 2-16cm, trong khi phương pháp đo điện hướng dòng đạt chiều sâu từ 0.3-1.8m Giá trị đo điện trở là biểu kiến và chịu ảnh hưởng bởi chiều sâu đới ngấm, cùng với tính không đồng nhất của môi trường đo và độ nghiêng của đất đá Tại mỏ TGT, giá trị điện trở suất bị ảnh hưởng bởi đới ngấm lớn do vỉa chứa có độ rỗng và độ thấm cao, dẫn đến sự tách biệt giữa các đường cong đo điện trở suất vi hội tụ cầu với điện trở suất nông (RS) và điện trở suất sâu (RD), khiến giá trị điện trở suất biểu kiến RD nhỏ hơn nhiều so với giá trị thực của vỉa chứa.
Biến đổi đường kính giếng khoan không ổn định có thể ảnh hưởng đến kết quả đo đạc điện trở suất, gây ra sai số độ sâu do tốc độ kéo cáp không đồng nhất và thiết bị đo lệch trục Khi đường kính giếng khoan thay đổi, hệ số hình học cũng thay đổi, dẫn đến sự biến đổi trong giá trị đo điện trở suất biểu kiến Giá trị này được biểu diễn với giả định không có ảnh hưởng từ vỉa lân cận.
R ap =a*R m + b*R xo + c*R tr + d*R t (2 1) Trong đó:
Rm: điện trở suất dung dịch khoan (ohm m)
R xo : điện trở suất đới rửa (ohm m)
Rtr: điện trở suất của đới chuyển tiếp (ohm m)
R t : điện trở suất thực của vỉa (ohm m)
R ap : điện trở suất đo biểu kiến (ohm m) a, b, c, d là yếu tố hình học do thiết bị và kích thước của các đới
(Nguồn Địa Vật Lý Giếng Khoan - PGS TS Hoàng Văn Quý)
* Góc nghiêng của vỉa và độ lệch của giếng khoan
Khi độ lệch giữa giếng khoan và vỉa chứa không vuông góc, kết quả đo điện trở suất sẽ bị sai số Đặc biệt, sai số này càng gia tăng khi góc giữa thân giếng khoan và vỉa chứa nhỏ.
Điện trở TGT được hiệu chỉnh có tác động đến góc nghiêng của vỉa chứa và góc nghiêng của giếng khoan, dựa trên dữ liệu từ tài liệu đo hình ảnh giếng khoan (FMI).
2 2 2 Ảnh hưởng của môi trường địa chất
- Ảnh hưởng của độ hạt
PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU ĐÁ CHỨA DẦU ĐIỆN TRỞ SUẤT THẤP 43
3 1 Thông số vỉa và chất lưu ảnh hưởng đến điện trở suất đá chứa
Mô hình đá chứa của đối tượng nghiên cứu được được diễn tả và khái quát như sau (Hình 3 1)
Khung đá Khô Sét màng bao quanh sét mao dẫn Nước Nước linh động Dầu
BVM: Tỷ lệ chất lưu di chuyển
BVI: Tỷ lệ nước dư
CBW: Tỷ lệ nước màng bao quanh sét
Hình 3 1 Mô hình độ rỗng đá chứa
(Nguồn: Baker Hughes) Độ rỗng của đất đá là lỗ hổng không chứa khung đá Độ rỗng của đất đá được chia làm ba loại:
Độ rỗng tổng (Φ t) được định nghĩa là tỷ lệ giữa tổng thể tích không gian lỗ rỗng (V t) và thể tích thực của đất đá (Vđ) Trong khi đó, độ rỗng hiệu dụng (Φ e) và độ rỗng động (Φ đ) cũng là những khái niệm quan trọng trong nghiên cứu tính chất đất đá, giúp hiểu rõ hơn về cấu trúc và khả năng chứa nước của chúng.
(3 1) Độ rỗng hiệu dụng (Φ e ) là tỷ số thể tích của không gian lỗ rỗng liên thông với nhau (V l ) và thể tích của khối đất đá V đ
V đ (3 2) Độ rỗng động (Φđ) là tỷ số thể tích của không gian lỗ rỗng cho chất lưu di chuyển qua (V d ) và thể tích của khối đất đá V đ
Độ rỗng động của vật liệu phụ thuộc vào nhiều yếu tố, bao gồm tính chất lý hóa của chất lưu, loại đá và xi măng gắn kết, mức độ sắp xếp của đất đá, hình dạng kênh dẫn và độ chênh áp.
Độ bão hòa chất lưu trong vỉa (S) được định nghĩa là tỷ lệ giữa thể tích chất lưu trong lỗ rỗng và thể tích tổng của lỗ rỗng đó Độ bão hòa này được phân loại thành ba loại chính, trong đó có độ bão hòa dầu.
So, độ bão hòa nước Sw và độ bão hòa khí Sg
V o là thể tích chứa dầu
V w là thể tích chứa nước
V g là thể tích chứa khí
V là thể tích lỗ rỗng tổng, trong khi Độ bão hòa hiệu dụng (Se) được định nghĩa là tỷ số giữa thể tích chất lưu có khả năng di chuyển trong lỗ rỗng và thể tích lỗ rỗng Độ bão hòa hiệu dụng được phân loại thành ba loại chính: độ bão hòa dầu (Soe), độ bão hòa nước (Swe) và độ bão hòa khí (Sge).
Độ bão hòa nước dư (Swr) và độ bão hòa dầu dư (Sor) đại diện cho lượng nước và dầu còn lại trong lỗ rỗng mà không thể khai thác, ngay cả khi áp dụng các phương pháp khai thác thứ cấp Các công thức tính toán độ bão hòa như Soe=Voe/V, Swe=Vwe/V, và Sge=Vge/V giúp xác định các tỷ lệ này trong quá trình khai thác.
Áp suất vỉa là áp suất tác động lên chất lỏng và khí trong vỉa Áp suất vỉa ban đầu (Pv) là áp suất thủy tĩnh trước khi vỉa hoạt động theo chế độ nhất định, được xác định bằng công thức cụ thể.
Trong đó ρ là mật độ của chất lỏng (1000kg/cm 3 ) g là gia tốc trọng trường (m/s 2 )
H là chiều cao cột chất lỏng (m)
Áp suất vỉa (Pv) là chỉ số quan trọng thể hiện năng lượng của vỉa, thường tỷ lệ thuận với độ sâu trước khi khai thác Nó quyết định phương pháp khai thác như tự phun, Gaslift hỗ trợ hay bơm điện ngầm Áp suất vỉa cao đồng nghĩa với tiềm năng lớn, và kết hợp với các yếu tố như độ thấm, chênh áp, độ bão hòa dầu và độ rỗng của đất đá giúp thiết kế và phân tích khai thác hiệu quả Áp suất vỉa ban đầu cũng là yếu tố quan trọng trong việc xác định ranh giới nước tự do (FWL) và hệ số sản phẩm Để đánh giá suy giảm năng lượng vỉa trong quá trình khai thác, hệ số suy giảm áp suất (K N) phản ánh biến động của áp suất vỉa trên mỗi đơn vị sản phẩm thu hồi.
Hệ số suy giảm áp suất được xác định như sau:
- ΔPk = P1-P2: áp suất vỉa ở hai thời điểm khảo sát khác nhau
- ∑Q l = ∑(Q d +Q n +Q k ): tổng lượng dầu, nước, khí được khai thác ở giữa hai thời điểm khảo sát P 1 và P 2
- Nếu K N > 0 thì áp suất vỉa đang suy giảm
- Nếu K N = 0 thì áp suất vỉa không bị suy giảm (Hệ số bù năng lượng là 100%)
Khi KN < 0, áp suất vỉa sẽ tăng lên do tác động của bơm ép, và áp suất này luôn phụ thuộc vào sản lượng khai thác Việc duy trì áp suất vỉa được thực hiện thông qua bơm ép và sự giãn nở của các chất lưu cùng đất đá trong vỉa Để đánh giá sự suy giảm năng lượng tại các giếng khai thác, hệ số tổn thất năng lượng (K) được xác định bằng tỷ số giữa áp suất miệng và tổng lưu lượng khai thác.
Áp suất miệng (ΔP m) được xác định bằng hiệu của áp suất đáy (P đ) trừ đi áp suất thủy tĩnh (P tt) của cột chất lưu, lực ma sát (P ms) và lực đẩy (P lđ).
- ∑Ql = ∑(Qd +Qn+Qk): tổng lượng dầu, nước, khí tại điều kiện bề mặt
Hệ số sản phẩm (Kd) là tỷ số của sản lượng dầu thu được trên một đơn vị áp suất mất đi ở miệng
Áp suất miệng (Pm) được khảo sát để đánh giá tổn thất năng lượng trong quá trình khai thác Thông thường, áp suất miệng sẽ giảm theo thời gian do hai nguyên nhân chính.
- Do chế độ côn khai thác không hợp lý Để tăng lại áp suất miệng thì phải giảm côn khai thác hoặc là bơm khí gaslift vào giếng
Áp suất vỉa trong giếng khoan thường được quy đổi về mặt phẳng tham chiếu như ranh giới dầu nước hoặc mực nước biển để dễ dàng tính toán và theo dõi sự thay đổi Áp suất vỉa động (P đ) là áp suất trong vỉa đang hoạt động theo một chế độ cụ thể, bao gồm thử giếng, khai thác và bơm ép.
Áp suất bão hòa (P đ) được định nghĩa là áp suất tại đó bọt khí đầu tiên bắt đầu tách ra khỏi dầu Trong quá trình khai thác, việc duy trì áp suất vỉa lớn hơn áp suất bão hòa là rất quan trọng để đảm bảo hiệu quả khai thác.
Độ thấm là khả năng của đá chứa cho chất lưu chảy qua hệ thống kênh dẫn liên thông, và đây là một trong những thông số quan trọng nhất của đá chứa dầu khí Độ thấm được chia thành ba loại, trong đó độ thấm tuyệt đối (K) được định nghĩa là độ thấm của đá ở điều kiện bão hòa 100% chất lưu đồng nhất Hình 3.2 minh họa mô hình độ thấm theo định luật Darcy.
Hình 3 2 Mô hình độ thấm theo định luật Darcy
- Q là lưu lượng của chất lỏng đi qua đất đá cm 3 /s
- μ là độ nhớt động học, MPa
- L là chiều dài của mẫu cm
- A là diện tích bề mặt thấm cm 2
- ΔP là sự chênh áp trên độ dài L (MPa)
K là độ thấm (mD) của đá, thể hiện độ thấm tương đối - K r (pđ v) Độ thấm hiệu dụng (K h) được định nghĩa là độ thấm của đá đối với một chất lưu khi trong đất đá có nhiều pha tồn tại và chuyển động.
- Q l là lưu lượng của chất lưu đi qua đất đá cm 3 /s
- μ l là độ nhớt động học của chất lưu, MPa
- L là chiều dài của mẫu cm
- A là diện tích bề mặt thấm cm2
- ΔP là sự chênh áp trên độ dài L (MPa)
Độ thấm hiệu dụng (K h) là một yếu tố quan trọng trong khai thác mỏ dầu khí, thể hiện sự chuyển động của các chất lưu như dầu, khí và nước Trong quá trình khai thác, nước có thể còn đọng lại trong các khe hở, dẫn đến độ thấm hiệu dụng luôn nhỏ hơn độ thấm tuyệt đối Độ thấm tương đối (Kr) được định nghĩa là tỷ số giữa độ thấm hiệu dụng và độ thấm tuyệt đối, phản ánh khả năng di chuyển của chất lưu trong môi trường khai thác.
