Đặc trưng vật lý thạch học của đá chứa Carbonate tuổi Devonian mỏ Bắc Oshkhotynskoye, Liên Bang Nga
PETROVIETNAM
TẠP CHÍ DẦU KHÍ
Số 3 - 2021, trang 11 - 21
ISSN 2615-9902
ĐẶC TRƯNG VẬT LÝ THẠCH HỌC CỦA ĐÁ CHỨA CARBONATE
TUỔI DEVONIAN MỎ BẮC OSHKHOTYNSKOYE, LIÊN BANG NGA
Trần Thị Thanh Thúy, Nguyễn Tiến Thịnh, Nguyễn Hoàng Anh, Lê Mạnh Hưng, Nguyễn Tuấn Anh, Trần Xuân Quý
Viện Dầu khí Việt Nam
Email: thuyttt@vpi.pvn.vn
Tóm tắt
Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) đã tích hợp các kết quả phân tích mẫu thạch học, mẫu lõi, phân tích ảnh thành hệ (FMI) và minh giải tài
liệu địa vật ly giếng khoan để làm rõ đặc trưng của đá chứa carbonate khu vực mỏ Bắc Oshkhotynskoye, Liên bang Nga. Theo đó, đá chứa
carbonate trong khu vực nghiên cứu thuộc hệ tầng Devonian hình thành trong môi trường biển nông, ấm với sự xuất hiện của các loài tảo
xanh (blue-green algae) và stromatoporoid. Đá carbonate ở đây trải qua nhiều quá trình biến đổi thứ sinh như xi măng hóa, tái kết tinh,
dolomite hóa, rửa lũa… ảnh hưởng lớn đến đặc tính rỗng thấm của đá chứa. Chất lượng đá chứa carbonate mỏ Bắc Oshkhotynskoye được
đánh giá từ trung bình đến tốt với độ rỗng chủ yếu là độ rỗng giữa hạt, độ rỗng nứt nẻ và hang hốc.
Bài báo đã phân chia đá chứa carbonate mỏ Bắc Oshkhotynskoye thành 3 loại khác nhau (loại 0 - đá carbonate chặt sít; loại 1 - đá
carbonate có độ rỗng giữa hạt và loại 2 - đá carbonate phát triển hang hốc) để làm tiền đề quan trọng cho việc xây dựng mô hình địa chất
mỏ sau này. Hiện nay, đá chứa carbonate đang là đối tượng khai thác chính của mỏ Bắc Oshkhotynskoye với sản lượng khai thác cộng dồn
từ năm 2015 đến năm 2018 đạt trên 700.000 tấn dầu.
Từ khóa: Đá chứa, carbonate, thạch học, Devonian, Bắc Oshkhotynskoye.
1. Giới thiệu
Mỏ Bắc Oshkhotynskoye nằm ở phía Tây mỏ Tây
Khosedayu thuộc đới nâng Trung tâm Khoreyver của
trũng Khoreyver và có phương Đông Bắc - Tây Nam song
song với phương cấu trúc của dãy Ural vùng cực (Polar
Ural) (Hình 1) [1, 2]. Cấu trúc của mỏ Bắc Oshkhotynskoye
là kiểu ám tiêu san hô với kích thước khá nhỏ, thay đổi từ
10 - 15 km2 [3].
2. Đặc trưng vật lý thạch học của đá chứa carbonate
mỏ Bắc Oshkhotynskoye
2.1. Kết quả phân tích mẫu thạch học
Trên cơ sở mô tả mẫu (macro-micro), chụp ảnh mẫu
dưới ánh sáng tự nhiên và cực tím, đo hàm lượng phóng
xạ tự nhiên, phân tích vật lý thạch học cho thấy đá chứa
carbonate ở khu vực nghiên cứu được hình thành trong
môi trường biển nông, ấm chủ yếu có nguồn gốc sinh vật
gồm các loại như grainstone, boundstone, mudstone kết
hợp với sự có mặt của các loài tảo xanh (blue-green al-
gae), stromatoporoid… với mật độ và phân bố khác nhau
tạo nên sự biến đổi đa dạng về cấu trúc (texture) cũng
như tính chất rỗng thấm của đá chứa. Bên cạnh nguồn
gốc thành tạo, các yếu tố như cấu trúc, biến đổi thứ sinh…
cũng là những cơ sở dùng để phân loại đá carbonate.
Phân loại chi tiết đá chứa carbonate tuổi Devonian trong
khu vực nghiên cứu được thể hiện ở Bảng 1 theo thứ tự
các loại đá chính từ trên xuống.
Các phát hiện và trữ lượng trong khu vực này chủ yếu
đều nằm trong các thành tạo Devonian và Permian, đặc
biệt là đá chứa carbonate tuổi Devonian muộn đóng vai
trò quan trọng nhất không chỉ riêng tại mỏ mà còn phân
bố rộng khắp toàn bể Timan-Pechora [4]. Hiện tại, với quỹ
giếng là 16 giếng khoan thì sản lượng khai thác cộng dồn
từ đá chứa carbonate này của mỏ từ năm 2015 - 2018 đạt
trên 700.000 tấn dầu, sản lượng dầu trung bình của một
giếng đạt trên 40 tấn/ngày với độ ngập nước là 41% (Hình
2) [3].
Kết quả nghiên cứu lát mỏng cho thấy kiểu độ rỗng
của đá chứa carbonate khu vực mỏ Bắc Oshkhotynskoye
Ngày nhận bài: 21/8/2020. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 21/8 - 13/10/2020.
Ngày bài báo được duyệt đăng: 9/3/2021.
DẦU KHÍ - SỐ 3/2021
11
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
Surkharatinskoye
Nam Surkharatinskoye
Mỏ Bắc Oshkhotynskoye
Kolvinskoe thượng
Puseyskoye
Visovoye
Urernyrdskoye
Bắc Sikhoreyskoye
Bắc Khosedayuskoye
Đông Sikhoreyskoye
Tây Khosedayuskoye
Sikhoreyskoye
Khu vực nghiên cứu
Hình 1. Vị trí khu vực mỏ Bắc Oshkhotynskoye, Liên bang Nga [1 - 3].
Bản đồ cấu trúc nóc tầng Devonian_D3fm III
Cột địa tầng tổng hợp bể Timan-Pechora
Hoạt động kiến tạo
Chú giải
Cát bột
(70% cát/30% bột)
Cát sét
Bình ổn kiến tạo
(70% cát/30% sét)
Cát và sét
(50% cát/50% sét)
Sét
Va chạm tạo núi Cimmeri
Va chạm tạo núi Ural
Đá vôi
Sản lượng khai thác của các giếng khoan trong mỏ
Ám tiêu san hô
Đá vôi hình thành
do bay hơi
Đá vôi giàu sét
Cát và đá vôi
Dolomite
Va chạm cung đảo -
mảng lục địa
Đá hình thành do
bay hơi
Tách giãn sau cung
Đá núi lửa
Bất chỉnh hợp
Trên
Thềm thụ động
Giữa
Tách giãn tạo biển Proto -Ural
Dưới
Hình 2. Đá chứa carbonate tuổi Devonian là đối tượng khai thác chính của mỏ Bắc Oshkhotynskoye [3, 4].
gồm chủ yếu là độ rỗng giữa hạt (interparticle), độ rỗng
hang hốc (vuggy/carven), vi độ rỗng (microporosity), độ
rỗng trong hạt (intraparticle) và phần nhỏ độ rỗng nứt nẻ
(minor fractures). Đối với giếng 441x1, kết quả phân tích
16 mẫu thuộc hệ tầng Devonian cho thấy giá trị độ rỗng
thay đổi từ 1,56 - 9,43% và 12 mẫu được phân tích ở giếng
DẦU KHÍ - SỐ 3/2021
12
PETROVIETNAM
Bảng 1. Phân loại đá chứa carbonate theo tài liệu mẫu lõi.
Giếng khoan
Hệ tầng
Phân loại thạch học
Đá vôi Algal-lumpy (greenstone)
Đá vôi Stromatopor-polyphytic (boundstone)
Đá vôi Stromatopor-polyphytic (bounds)
Đá vôi Stromatolite (ít)
D3fm
(16 mẫu)
Đá vôi Polyphytic (bounds)
441x1
(3164 - 3277)
Đá vôi Stromatolite (dày đặc)
Đá vôi Knotty-layered dolomite và ankeritize
Đá vôi Knotty clayey
Đá vôi kết hợp với mảnh vụn
Đá vôi sét Aleuritic
Đá vôi Stromatolite
Đá vôi Lumpy-intraclast (greenstone)
Đá vôi Bioherm clot-lumpy-algal (boundstone)
Đá vôi Biogerm algal-stromathoporic (boundstone)
Đá vôi Bioherm stromatopor-polyphytic (boundstone)
Đá vôi Bioherm algal (boundstone)
Đá vôi Stromatolite
D3fm
(12 mẫu)
(3115 - 3210,1)
441x8
Đá vôi Knotty-layered
Đá vôi Algal clot
Đá vôi Aleuritic clay
Bảng 2. Đặc điểm đá chứa theo kết quả phân tích thạch học lát mỏng.
Giếng
khoan
Hệ tầng
Phân loại thạch học
Đặc điểm đá chứa
Độ rỗng 7 08%, độ rỗng giữa hạt (6,11%), độ rỗng trong hạt
(0,2%), vi độ rỗng (0,77%)
,
Đá vôi Algal-lumpy (Grainstone)
Độ rỗng 1 56 - 9,43% (4,3%), độ rỗng giữa hạt (3,2%), độ rỗng
,
trong hạt (0,25%), vi độ rỗng (0,63%), độ rỗng hang hốc (2,3%)
và độ rỗng nứt nẻ (< 0,01%)
Đá vôi Stromatopor-polyphytic
(boundsstone)
D3fm
(16 mẫu)
441x1
Độ rỗng 1, 64 - 6,29% (4,09%), Độ rỗng giữa hạt (1,62%), độ
rỗng trong hạt (0,06%), vi độ rỗng (0,34%), độ rỗng hang hốc
(5,51%) và độ rỗng nứt nẻ (< 0,24%)
Đá vôi Stromatopor-polyphytic
(bounds)
Độ rỗng 8,18%, độ rỗng giữa hạt (7,07%), độ rỗng trong hạt
(0,11%), vi độ rỗng (1%)
Đá vôi Stromatolite (ít)
Độ rỗng 14,6%, độ rỗng giữa hạt (4,38%), độ rỗng trong hạt
(0,16%), vi độ rỗng (0,85%), độ rỗng hang hốc (1,8%) độ rỗng
nứt nẻ (6,97%)
Đá vôi Stromatolite
(porous-cavernous)
Đá vôi Lumpy-intraclast
(greenstone)
Độ rỗng 4,35%, độ rỗng giữa hạt (2,28%), vi độ rỗng (0,21%),
độ rỗng nứt nẻ (4,35%)
D3fm
(3115 - 3210,1)
Độ rỗng 3,66%, độ rỗng giữa hạt (2,41%), độ rỗng trong hạt
(0,44%), vi độ rỗng (0,67%), độ rỗng hang hốc (0,11%), độ rỗng
nứt nẻ (0,03%)
Đá vôi Bioherm clot-lumpy-algal
(boundstoes)
441x8
(12 mẫu)
Độ rỗng 6,54%, độ rỗng giữa hạt (1,46%), độ rỗng trong hạt
(0,24%), vi độ rỗng (0,42%), độ rỗng hang hốc (4,41%), độ rỗng
nứt nẻ (0,01%)
Đá vôi Biogerm algal-
stromathoporic (bounds)
Đá vôi Biogerm stromatopor-
polyphytic (boundstone)
Độ rỗng 5,64 - 8,68%, độ rỗng giữa hạt (6,61%), độ rỗng trong
hạt (0,26%), vi độ rỗng (1,57%), độ rỗng hang hốc (12,3%)
441x8 cho thấy độ rỗng thay đổi từ 2,56 - 38,68%. Độ rỗng
hang hốc xuất hiện chủ yếu ở đá chứa carbonate thuộc
phần dưới của hệ tầng Devonian, thay đổi từ 0,11 - 12,3%.
Kết quả phân tích được trình bày chi tiết ở Bảng 2 cho
thấy đá chứa carbonate có độ rỗng giữa hạt (loại 1) và đá
chứa carbonate có độ rỗng hang hốc (loại 2) là 2 loại chứa
chính của khu vực nghiên cứu. Bên cạnh đó, đá carbonate
không có khả năng thấm chứa hoặc thấm chứa rất kém
cũng sẽ được coi là đá chứa chặt sít (loại 0) để phục vụ cho
việc xây dựng mô hình địa chất mỏ trong quá trình nghiên
cứu tiếp theo.
DẦU KHÍ - SỐ 3/2021
13
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
2.2. Kết quả phân tích mẫu lõi và tài liệu
FMI
3250,86
Kết quả xây dựng phân bố của các
tham số vật lý thạch học như mật độ, độ
rỗng và độ thấm được thể hiện trên Hình
7. Nhìn chung, độ rỗng và độ thấm ở
giếng khoan 441x8 tốt hơn so với giếng
khoan 441x1. Ngoài ra, kết quả phân tích
của cả 2 giếng khoan cho thấy sự giảm
mạnh độ thấm khí theo các phương nằm
ngang (H), phương vuông góc (H_90) và
đặc biệt theo phương thẳng đứng (V).
Điều này chứng tỏ tính chất bất đồng
nhất của đá chứa có sự thay đổi mạnh
theo chiều thẳng đứng có thể gây ra bởi
sự phân lớp, sự tồn tại của những mảnh vỏ
lớn (shell detritus) hay ảnh hưởng bởi quá
trình biến đổi thứ sinh.
Hình 3. Độ rỗng giữa hạt của đá vôi Algal-lumpy (greenstone) (loại 1) bị giảm do quá trình xi măng hóa (1)
và đới thoáng khí (2), giếng khoan 441x1.
Khu vực mỏ Bắc Oshkhotynskoye
nhìn chung chịu ảnh hưởng ở mức độ vừa
phải của các hoạt động kiến tạo. Kết quả
nghiên cứu từ 2 giếng khoan 441x1 và
441x8 cho thấy nứt nẻ được gây ra bởi các
hoạt động kiến tạo, tính chất vật lý thạch
học của đá chứa (Hình 8a và b - vùng đỏ)
và ảnh hưởng bởi quá trình lấy/gia công
mẫu (Hình 8c và d - vùng xanh). Kết quả
phân tích mẫu cho thấy thành phần vi nứt
nẻ và nứt nẻ chiếm chủ yếu, ảnh hưởng
trực tiếp đến chất lượng đá chứa carbon-
ate khu vực này. Nhiều khoảng chiều
sâu như nóc của hệ tầng Devonian cho
thấy mặc dù tồn tại nhiều vi nứt nẻ, nứt
nẻ nhưng độ rỗng chỉ khoảng 1 - 2% và
độ thấm vẫn dưới giá trị tới hạn 1 mD do
hệ thống nứt nẻ đã bị lấp nhét bởi các
khoáng vật thứ sinh như calcite và các
mảnh vụn (Hình 9 và 10 - khoảng mũi tên
xanh). Trong khi đó, mật độ nứt nẻ và vi
nứt nẻ tại phần bên dưới vừa nhiều hơn,
vừa được bảo tồn tốt do đá vôi chủ yếu là
loại Algal-lumpy, Stromatopor-polyphytic
(boundstone), Bioherm clot-lumpy-algal
(boundstone) nên độ rỗng tốt hơn (lên tới
15%), độ thấm từ vài mD đạt tới hàng trăm
mD (Hình 9 và 10 - khoảng mũi tên hồng).
Tương tự, trên tài liệu FMI cũng chỉ ra rằng
trên cả hai giếng khoan 441x1 và 441x8
Hình 5. Độ rỗng của đá vôi Stromatolite bị giảm do quá
trình xi măng hóa lấp nhét vào các khe nứt, độ rỗng giữa
hạt và quá trình tái kết tinh, giếng khoan 441x8.
Hình 4. Độ rỗng của đá vôi Algal-lumpy (greenstone)
bị giảm do quá trình xi măng hóa và rửa lũa,
giếng khoan 441x1.
3182,56
Hình 6. Độ rỗng hang hốc của đá vôi Biogerm stromatopor-polyphytic (bounds) (loại 2) bị giảm
do quá trình xi măng hóa (1) và tái kết tinh (2), giếng khoan 441x8.
Phân tích mẫu thạch học lát mỏng cho thấy, đá chứa carbonate ở
khu vực nghiên cứu đã trải qua nhiều quá trình biến đổi thứ sinh như
quá trình xi măng hóa, tái kết tinh, rửa lũa, dolomite hóa, kết hạch, sty-
lolite… Các quá trình biến đổi thứ sinh này phụ thuộc vào thành phần
thạch học - đặc biệt có sự xuất hiện của các loài tảo xanh, quá trình thăng
giáng tương đối của mực nước biển (relative sea level), ảnh hưởng bởi đới
thoáng khí (vadose zone) hay đới nước ngầm (phreatic zone)… dẫn đến
tính chất bất đồng nhất theo diện và độ sâu làm ảnh hưởng đến tính chất
thấm chứa của đá carbonate (Hình 3 - 6).
DẦU KHÍ - SỐ 3/2021
14
PETROVIETNAM
đều có các khoảng có sự bất đồng nhất về thấm chứa
được biểu hiện bằng các vùng màu “trắng - nâu” xen kẽ,
rất dễ minh giải là nứt nẻ do đặc tính hình sin của chúng đi
kèm với đới chặt sít. Các nứt nẻ dạng này được minh giải
với mật độ lớn (10 - 30 nứt nẻ/m) và có góc dốc lớn (> 45o)
được kiểm tra với tài liệu ảnh mẫu, X-ray (Hình 11). Vì vậy,
trong khu vực này, ảnh hưởng của nứt nẻ lên tính chất đá
chứa được đánh giá định tính trên cơ sở tương quan giữa
441 × 8
441 × 1
100
100
(1)
3164,41 - 3279,72 (m)
N = 289
N = 299
3126,25 - 3212,91 (m)
(1)
80
60
40
20
0
80
60
40
20
0
2,71
2,71
2,67 2,68 2,69 2,7 2,71 2,72 2,73 2,74
2,68
2,7
2,72
2,74
2,76
2,78
Mật độ (g/cc)
Mật độ (g/cc)
100
80
100
80
60
40
20
0
(1)
(1)
=
N = 48
3164,41 - 3279,72 (m)
N = 43
3126,25 - 3212,91 (m)
60
8,22
40
20
0
9,77
0
5
10
15
20
25
0
5
10
15
20
25
Độ rỗng khí (%)
3164,41 - 3279,72 (m)
17,1
Độ rỗng khí (%)
100
100
80
60
40
20
0
(1)
=
N = 40
(1)
N = 43
80
60
3126,25 - 3212,91 (m)
40
20
0
42,1
0,1
1
10
100
1000
(1)
0.1
1
10
Độ thấm khí (H mD)
Пористость (газ), %
100
1000
Độ thấm khí (H mD)
100
80
60
40
20
0
100
80
60
40
20
0
(1)
N = 43
N = 40
13,1
32,5
0,1
1
10
100
1000
(1)
1
10
100
1000
(1)
Độ thấm khí (H_90 mD)
0,1
Độ thấm khí (H_90 mD)
100
80
60
40
20
0
100
80
60
40
20
0
N = 410
10
100
N = 43
2,1
6,21
0,001 0,01 0,1
1
10
100 1000
0,01
0,1
1
10
Độ thấm khí (V mD)
Hình 7. Phân bố các tham số vật lý thạch học xác định từ kết quả phân tích mẫu lõi.
100
1000
Độ thấm khí (V mD)
DẦU KHÍ - SỐ 3/2021
15
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
3211,90
3231,55
3233,40
3211,90
(a)
(b)
(c)
(d)
Vi nứt nẻ:
Mật độ trung bình 2 nứt nẻ/m
Mật độ lớn nhất 32 nứt nẻ/m
Nứt nẻ:
Nứt vỡ:
1 nứt vỡ/m
Nứt nẻ theo lớp:
441x1: Mật độ trung bình 2 nứt nẻ/m
Mật độ lớn nhất 41 nứt nẻ/m
441x1: Mật độ trung bình 5 nứt nẻ/m
441x8: Mật độ trung bình 7 nứt nẻ/m
Mật độ lớn nhất 14 nứt nẻ/m
441x8: Mật độ trung bình 3 nứt nẻ/m
Mật độ lớn nhất 32 nứt nẻ/m
Hình 8. Biểu hiện nứt nẻ trên tài liệu mẫu lõi.
441x 1
Loại đá vôi
Độ rỗng (%)
Độ thấm (mD)
Mật độ nứt nẻ (số lượng/m)
Dolomite, độ rỗng thấp (1 - 2%)
1mD
8 %
Tổng nứt nẻ
Nứt nẻ
7. Đá vôi knotty layered
dolomiticised và ankeritised
3. Đá vôi Stromatopo
smooth - polyphytic
7
Vi nứt nẻ
(bound - stones)
3, 10, 5
Nứt nẻ có thể ảnh hưởng
đến tính chất đá chứa
7, 4, 9, 6, 4
6, 3, 8
9. Đá vôi Microstock kết hợp
với các mảnh vụn
6. Đá vôi Stromatolite - like
3, 9, 5, 6, 8
9, 6, 2
(dày đặc)
6, 3, 2, 5
Nứt nẻ ảnh hưởng ít lên
tính chất đá chứa
2. Đá vôi Stromatopor -
polyphytic ( boundstone)
2, 3
2, 1, 3, 6
4. Đá vôi Polyphytic (bounds)
5. Đá vôi Stromatolite - like
( ít )
4, 3, 2, 6, 5
6, 5, 4
2, 1, 4, 3
1. Đá vôi Algal -lumpy
(greenstone)
Hình 9. Phân bố nứt nẻ của đá carbonate giếng khoan 441x1.
DẦU KHÍ - SỐ 3/2021
16
PETROVIETNAM
mật độ nứt nẻ, độ rỗng, độ thấm và các kết quả khai thác
cho đá chứa carbonate của hệ tầng Devonian là từ ít đến
vừa phải. Tuy nhiên, đến thời điểm hiện tại chưa có nghiên
cứu cụ thể nào để đánh giá định lượng mức độ ảnh hưởng
nứt nẻ lên tính chất của đá chứa ở khu vực nghiên cứu.
Ngoài đặc trưng nứt nẻ của đá chứa thì hang hốc
(vugs) có thể được thấy khá rõ ràng trên tài liệu ảnh mẫu
lõi cùng với hình ảnh xung quanh thành giếng khoan do
FMI đem lại (các đới hang hốc có điện trở suất thấp thể
hiện các đốm màu nâu - đen trên hình ảnh, chỗ mũi tên
441x 8
Mật độ nứt nẻ
(Số lượng /m)
Loại đá vôi
Độ rỗng (%)
Độ thấm (mD)
Nứt nẻ ảnh hưởng nhiều nhất đến tính chất đá chứa
12. Đá vôi Knotty layered dolomitic và ankerite
8. Đá vôi Nyaki Stroma-Tolito
1mD
8 %
8, 9, 10, 11, 12, 1
14, 15, 7, 6, 5, 4
9.Đá vôi Nyaki stroma-tolito-like (dày đặc)
14. Đá vôi Algal Clot
6. Đá vôi Bioherm algal (Bound stones)
14, 6, 7, 8, 9, 11
Nứt nẻ ảnh hưởng ít đến tính chất đá chứa
5. Đá vôi Bio-germany clot-lump-vato-algae-left
5
Nứt nẻ ảnh hưởng vừa đến tính chất đá chứa
3, 2, 5
3. Đá vôi Nyaki biogermnye algae-left-stroma-axorus
(bound-stone)
Nứt nẻ
1. Đá vôi Nyaki biogermny stromat-matoprovo-polyphitic
(Bound-stones)
Vi nứt nẻ
1, 2, 7, 5
Tổng nứt nẻ
2. Đá vôi Nyaki biogermny stromat-matoprovo-polyphitic
(Bound-stones)
5, 9, 11, 2
1, 5
9. Đá nyaki stroma-tolito-like (dense)
11. Lime-nyaki stroma-tolito-like (porous-to-cavernous)
Hình 10. Phân bố nứt nẻ của đá carbonate, giếng khoan 441x8.
Minh giải tài liệu FMI
Tài liệu FMI
Mẫu UV
Phân tích XRD
3169,59
Hình 11. So sánh kết quả minh giải FMI (các đới hang hốc là các đốm màu nâu đen theo mũi tên hồng) và tài liệu chụp X-ray mẫu lõi (các đới hang hốc được bơm màu xanh nước biển).
DẦU KHÍ - SỐ 3/2021
17
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
CMI_STAT
CMI_DYN
Hình 12. Hình ảnh hang hốc (mũi tên hồng) quan sát trên tài liệu ảnh mẫu lõi, FMI và thạch học lát mỏng, giếng khoan 441x8.
a, Loại 0
CMI_STAT
CMI_DYN
b, Loại 1
CMI_STAT
CMI_DYN c, Loại 2
CMI_STAT
CMI_DYN
Hình 13. Các loại đá chứa carbonate trên tài liệu mẫu lõi và FMI.
quan sát được tại các giếng khoan cho thấy các hang hốc
có kích thước từ milimet cho tới gần 1 cm được phân loại
thành hang hốc rời rạc (separate vugs) hoặc hang hốc kết
nối được với nhau (touching vugs) (Hình 12). Các đới phát
triển hang hốc làm gia tăng độ rỗng và độ thấm của đá
chứa và là yếu tố ảnh hưởng chính tới chất lượng đá chứa
của mỏ Bắc Oshkhotynskoye. Tuy nhiên việc xác định diện
phân bố của các hệ thống phát triển hang hốc theo các tài
liệu hiện có vẫn còn là một thử thách khó khăn.
2.3. Kết quả minh giải địa vật lý giếng khoan
Kết hợp với các kết quả nghiên cứu tính chất vật lý
thạch học, đặc trưng chứa của đá carbonate mỏ Bắc Osh-
khotynskoye còn được đánh giá thông qua kết quả phân
tích chỉ số rỗng - thấm từ tài liệu mẫu lõi và các thông số
xác định được từ minh giải tài liệu địa vật lý giếng khoan.
Hình 14. Quan hệ giữa độ rỗng và độ thấm của đá chứa carbonate.
hồng). Kết hợp với tài liệu chụp cắt lớp tomography có thể
thấy sự phát triển của các hệ thống hang hốc này trong đá
chứa (màu xanh nước biển) (Hình 11). Hệ thống hang hốc
Theo đó, kết quả phân tích tài liệu mẫu lõi cũng chỉ
ra rằng đá chứa carbonate trong khu vực nghiên cứu chủ
DẦU KHÍ - SỐ 3/2021
18
PETROVIETNAM
Bảng 3. Đặc điểm đá chứa carbonate theo kết quả minh giải địa vật lý giếng khoan
Vỉa chứa
Av
Vỉa sản phẩm
Av
Tổng
chiều
Giếng
khoan
Nóc
Đáy
Chiều
dày
(m)
Av
Sw
Av Chiều
Av
Sw
Av
Vcl
TT
Hệ tầng
NTG
(v/v)
NTG
(mTVDss) (mTVDss) dày
(m)
Phi
Vcl
dày
Phi
(v/v)
(v/v) (v/v) (v/v) (m)
(v/v) (v/v) (v/v)
1
2
3
4
5
6
7
8
9
441x1 D3fm_III 3041,25
441x2 D3fm_III 3043,21
441x3 D3fm_III 3054,49
441x4 D3fm_III 3043,28
441x5 D3fm_III 3500,14
441x6 D3fm_III 3046,17
441x7 D3fm_III 3051,42
441x8 D3fm_III 3045,42
441x9 D3fm_III 3053,31
3113,43 72,15 51,29 0,71 0,12 0,45 0,11 36,09 0,50 0,10 0,18 0,10
3105,36 62,12 46,46 0,75 0,12 0,33 0,07 37,21 0,60 0,13 0,20 0,08
3077,53 23,03 15,43 0,67 0,13 0,19 0,08 15,43 0,67 0,13 0,19 0,08
3078,98 35,07 18,56 0,52 0,12 0,20 0,08 18,03 0,51 0,12 0,19 0,08
3556,29 56,14 40,73 0,73 0,15 0,21 0,06 33,27 0,59 0,15 0,11 0,06
3082,46 36,29 11,38 0,31 0,09 0,12 0,06 11,38 0,31 0,09 0,12 0,06
3102,58 51,17 25,73 0,50 0,12 0,16 0,07 25,73 0,50 0,12 0,16 0,07
3107,32 61,90 42,90 0,69 0,13 0,35 0,04 32,80 0,53 0,13 0,18 0,04
3058,72 16,67 12,22 0,73 0,12 0,11 0,06 12,22 0,73 0,12 0,11 0,06
3105,43 59,23 33,28 0,56 0,13 0,41 0,07 24,56 0,42 0,12 0,20 0,07
3114,05 84,30 58,40 0,69 0,12 0,46 0,07 36,10 0,43 0,12 0,20 0,08
3119,81 77,45 64,90 0,84 0,14 0,50 0,09 40,60 0,52 0,13 0,21 0,09
10 441x0 D3fm_III 3046,17
11 442x1 D3fm_III 3029,75
12 442x2 D3fm_III 3042,41
Tương quan giữa PhiE từ mẫu và từ log
Kết quả minh giải tài liệu địa vật ly giếng khoan
PhiE_Log
Sản lượng khai thác
Vị trí giếng khoan
D3fmIII:
Netpay: 36,09 m
PHIE: 0,10
Sw: 0,18
441x1
D3fmIII
•
•
•
•
Giếng khoan bắt đầu khai thác từ tháng 2/2015
Lưu lượng ban đầu: 135 tấn/ngày
Tốc độ ngập nước tăng dần sau 1 năm khai thác (50%)
Hiện tại giếng khai thác với lưu lượng ổn định: 30 tấn/ngày, độ ngập nước 60%
Hình 15. Kết quả minh giải địa vật lý giếng khoan giếng 441x1.
yếu gồm 3 loại: đá carbonate chặt sít (loại 0), đá carbonate
có độ rỗng giữa hạt (loại 1) và đá carbonate có phát triển
hang hốc (vuggy) (loại 2). Trong đó, trên tài liệu mẫu lõi và
FMI thể hiện đá carbonate chặt sít cho thấy sự đồng nhất
về màu sắc, đôi chỗ thấy phân lớp song song (stylolite);
không quan sát thấy lỗ rỗng cùng với hang hốc trên cả 2
tài liệu này (Hình 13a). Một số chỗ được phân tích RCAL
cũng thể hiện độ rỗng và thấm rất kém (Hình 14). Đá car-
bonate có độ rỗng giữa hạt là đá vôi, ít quan sát được vugs
trên tài liệu mẫu lõi và FMI, tuy nhiên vẫn có khả năng
thấm chứa của lỗ rỗng giữa hạt. Hình ảnh cho thấy đá có
màu sắc “lốm đốm” do các khoảng thấm - không thấm
xen kẽ (Hình 13b). Trên tài liệu mẫu lõi cho thấy đá chứa
loại này có độ rỗng từ 8 - 17% và độ thấm chủ yếu 2 - 50
mD (Hình 14). Loại 2 là các đới đá chứa hang hốc (mũi tên
hồng) có thể quan sát được trên tài liệu ảnh mẫu và FMI
với kích thước từ < 1 mm cho tới 10 mm (Hình 13c); độ
rỗng có thể lên tới 20% và độ thấm một số mẫu lên tới >
1.000 mD (Hình 14).
Bên cạnh đó, kết quả minh giải tài liệu địa vật lý giếng
khoan cũng cho kết quả tương đối phù hợp với tài liệu
phân tích mẫu (Hình 15 và 16). Bảng 3 cho thấy, đá chứa
carbonate theo minh giải địa vật lý giếng khoan có độ
rỗng dao động từ 9 - 15%, độ bão hòa nước tương đối
thấp (< 20%) với chiều dày các vỉa chứa biến đổi từ > 10
m đến khoảng 40 m. Các thông số đều cho thấy đá chứa
carbonate hệ tầng Devonian đang là những khoảng vỉa
chính được khai thác tốt trong mỏ với lưu lượng đều đạt
trên 100 tấn dầu/ngày trong thời gian mở vỉa ban đầu. Sau
đó, được duy trì lưu lượng khai thác là 30 tấn dầu/ngày để
hạn chế mức độ ngập nước của mỏ.
DẦU KHÍ - SỐ 3/2021
19
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
Kết quả minh giải tài liệu địa vật ly giếng khoan
Tương quan giữa PhiE từ mẫu và từ log
PhiE_Log
Vị trí giếng khoan
D3fmIII:
Sản lượng khai thác
Netpay: 32,8 m
PHIE: 0,131
Sw: 0,18
441x8
D3fmIII
• Giếng khoan bắt đầu khai thác từ tháng 2/2016
• Lưu lượng ban đầu: 118 tấn/ngày
• Tốc độ ngập nước tăng dần sau 1 năm khai thác (50%)
• Hiện tại giếng khai thác với lưu lượng ổn định: 30 tấn/ngày, độ ngập nước 60%
Hình 16. Kết quả minh giải địa vật lý giếng khoan giếng 441x8.
carbonate phát triển hang hốc. Đây chính
là cơ sở quan trọng cho việc mô phỏng mô
hình địa chất mỏ sau này.
- Đá carbonate Devonian mỏ Bắc
Oshkhotynskoye được đánh giá có khả
năng chứa từ trung bình đến tốt với đặc
trưng độ rỗng giữa hạt và độ rỗng hang hốc
sau khi đã trải qua nhiều quá trình biến đổi
thứ sinh như xi măng hóa, rửa lũa, tái kết
tinh…; chủ yếu được hình thành trong môi
trường biển nông, ấm có năng lượng từ yếu
đến trung bình; phần lớn là đá có nguồn
gốc sinh vật gồm các loại như grainstone
(Algal-lumpy), boundstone (Stromatopor-
polyphytic,
biogerm
stromatopor-
polyphytic) với sự có mặt của các loài tảo
xanh (blue-green algae), stromatoporoid…
có mật độ và phân bố khác nhau tạo nên sự
biến đổi đa dạng về cấu trúc cũng như tính
chất rỗng thấm của đá. Độ rỗng và độ thấm
của đá chứa tập trung trong khoảng từ 8 -
17% và 2 - 500 mD;
Hình 17. Đặc điểm các loại đá chứa qua tài liệu địa vật lý giếng khoan, mẫu thạch học lát mỏng và mẫu lõi.
Hình 17 thể hiện đặc trưng từng loại đá chứa carbonate của khu vực
nghiên cứu qua tài liệu minh giải địa vật lý giếng khoan, kết quả phân
tích thạch học lát mỏng và mẫu lõi.
3. Kết luận
- Đá chứa này đang là đối tượng khai
thác chính của mỏ Bắc Oshkhotynskoye với
sản lượng khai thác cộng dồn từ năm 2015
- 2018 đạt trên 700.000 tấn dầu, trong đó
giếng khoan đang có lưu lượng lớn nhất là
150 tấn/ngày.
Từ tài liệu phân tích mẫu thạch học lát mỏng, mẫu lõi, FMI cũng như
kết quả minh giải tài liệu địa vật lý giếng khoan có thể rút ra kết luận sau:
- Kết quả đáng chú ý nhất là việc phân tích các loại tài liệu và tích
hợp lại đã giúp cho việc phân loại đá chứa carbonate trong khu vực
nghiên cứu được rõ ràng hơn với 3 loại có đặc trưng khác nhau: loại 0 -
đá carbonate chặt sít, loại 1 - đá carbonate có độ rỗng giữa hạt, loại 2 - đá
DẦU KHÍ - SỐ 3/2021
20
PETROVIETNAM
Tài liệu tham khảo
[3] Lê Mạnh Hưng và nnk, Báo cáo “Cập nhật, chính
xác hóa trữ lượng và mô hình địa chất đối tượng đá chứa
carbonat mỏ Bắc Oshkhotynskoye và Đông Yanemdeyskoye
thuộc dự án Nenets, Liên bang Nga”, Viện Dầu khí Việt Nam,
2018.
[1] Lê Thế Hùng và nnk, Báo cáo “Chính xác hóa cấu
trúc địa chất và xây dựng mô hình mô phỏng cho mỏ Tây
Khosedayuskoye thuộc cụm mỏ Nenets, Liên bang Nga”, Viện
Dầu khí Việt Nam, 2017.
[4] O.M. Prischepa, T.K. Bazhenova, and V.I. Bogatskii,
“Petroleum systems of the Timan-Pechora sedimentary
basin (including the offshore Pechora Sea)”, Russian
Geology and Geophysics, Vol. 52, No. 8, pp. 888 - 905, 2011.
DOI: 10.1016/j.rgg.2011.07.011.
[2] S.S. Klimenko, L.A. Anischenko, and A.I.
Antoshkina, “Chapter 13: The Timan-Pechora sedimentary
basin: Palaeozoic reef formations and petroleum systems”,
Geological Society Memoirs, Vol. 35, pp. 223 - 236, 2011.
DOI: 10.1144/M35.13.
CHARACTERISTICS OF DEVONIAN CARBONATE RESERVOIR
IN NORTH OSHKHOTYNSKOYE FIELD, RUSSIA
Tran Thi Thanh Thuy, Nguyen Tien Thinh, Nguyen Hoang Anh, Le Manh Hung, Nguyen Tuan Anh, Tran Xuan Quy
Vietnam Petroleum Institute
Email: thuyttt@vpi.pvn.vn
Summary
Results of petrography and core analysis, FMI and log interpretation have been integrated by the Vietnam Petroleum Institute (VPI) to
characterise carbonate reservoirs in the North Oshkhotynskoye field in Russia. In this area, carbonate reservoirs were deposited in warmly
shallow marine environment with blue-green algae and stromatoporoid in Devonian formation. These carbonate reservoirs experienced
multiple diagenetic processes such as cementation, recrystallisation, dolomitisation or dissolution which affected the poroperm properties of
reservoir rocks. The quality of carbonate reservoirs in the North Oshkhotynskoye field is rated from average to good with mainly interparticle
porosity, fractures and vugs.
The paper divides the carbonate reservoirs in the North Oshkhotynskoye field into three types: Type 0 - tight carbonate reservoir, Type 1 -
interparticle carbonate reservoir, andType 3 - vuggy carbonate reservoir, to support the building of structural model in the next study process.
Currently, oil has mainly been produced in this carbonate reservoir of the North Oshkhotynskoye field with cumulative oil production from
2015 to 2018 reaching more than 700.000 tons.
Key words: Reservoir, carbonate, petrography, Devonian, North Oshkhotynskoye field.
DẦU KHÍ - SỐ 3/2021
21
11 trang
16/04/2022
1320
Bạn đang xem tài liệu "Đặc trưng vật lý thạch học của đá chứa Carbonate tuổi Devonian mỏ Bắc Oshkhotynskoye, Liên Bang Nga", để tải tài liệu gốc về máy hãy click vào nút Download ở trên
File đính kèm:
- dac_trung_vat_ly_thach_hoc_cua_da_chua_carbonate_tuoi_devoni.pdf
