ÔN TẬP

HỆ THỐNG DẦU KHÍ

Vào thế kỷ 19, nguồn gốc của dầu khí từ lò

magma, dầu được di chuyển từ những đứt gãy

sâu trong vỏ trái đất được tin tưởng rộng rãi.

Tuy nhiên, rất nhiều chứng cứ hiện tại cho

rằng vật liệu gốc của đá chứa dầu từ những vật

liệu hữu cơ được tạo ở bề mặt trái đất.

Vật liệu sinh dầu

• Sự hình thành bắt đầu từ quá trình quang hợp, trong

thực vật sự hiện diện của ánh sáng mặt trời đả chuyển

nước và CO2 thành Glucozơ, nước và oxy:

6CO2 + 12H2O C6H12O6 + 6H2O + 6O2

• Quang hợp là một phần trong chu trình của Cacbon

(Hình 01).

• đa phần VLHC được sản sinh bởi quá trình quang

hợp sẽ trở lại bầu khí quyển thành CO2 .

• Quá trình này xảy ra từ thực vật, từ hô hấp của động vật

hay từ quá trình oxi hóa và từ sự thối rửa vi khuẩn khi cơ

thể đã chết.

Tất cả VLHC ở đại dương được thành tạo thông qua

quang hợp. Vật liệu chính là từ phytoplankton – là

những vi sinh vật sống trôi nổi như các loại tảo,

“dinoflagellates” và “blue-green algae”.

Tảo nằm ở đáy là thành phần đóng góp chính tạo

VLHC ở biển nông, môi trường thềm lục địa.

Sự bảo tồn và sản sinh chất hữu cơ

• Những khu vực sản sinh chất hữu cơ cao thì không phải

là nơi bảo tồn tốt.

• Nơi phá hủy VLHC cần được ngăn chặn.

• Sự bảo tồn được thực hiện thuận lợi ở hai điều kiện:

- tỉ lệ lắng đọng nhanh

- hiếm khí oxi

• sự lắng đọng nhanh chóng rất cần thiết trong việc giữ

VLHC không bị phá hủy.

• Sự bảo tồn được do mật độ của các lớp đá – nơi đáy

biển rất hiếm khí oxi

• Sự phân tầng nước và hiếm oxi được biết tại Biển

Đen

Giai đoạn biến đổi của VLHC

Có 3 giai đoạn quan trong trong việc chôn vùi và

trưởng thành của VLHC thành Hydocarbon:

- Giai đoạn tạo đá (diagenesis)

- Giai đoạn nhiệt xúc tác (catagenesis)

- Giai đoạn biến chất (metagenesis)

Giai đoạn tạo đá được xem là giai đoạn cơ bản của

VLHC, nó bao gồm tất cả các thay đổi xảy ra trong

giai đoạn hình thành dầu khí.

Những bùn mới được lắng đọng vẫn chưa thành đá,

chúng có thể chứa đến 80% nước trong khe rỗng.

Những chất bùn này sẽ gắn kết lại rất nhanh chóng.

Đa phần lỗ rỗng bị mất đi ở 500m chôn vùi đầu tiên.

Sau đó, qua trình gắn kết để thành đá bùn hay đá

phiến sét vẫn tiếp tục nhưng chậm hơn.

• Dưới KHV, kerogen xuất hiện thành những mãnh hữu

cơ nằm phân tán. Một vài thì được sắp xếp.

• những bào tử, tảo và những loài sinh vật khác với

những cấu trúc sinh học rõ ràng.

• Những mãnh dẫn xuất thực vật này có thể nhóm lại

thành những bộ phận sinh học riêng biệt gọi là

“macerals”. “Macerals” trong kerogen được xem

như tương đương với những khoáng vật trong đá

Những hợp phần Kerogen

• Vitrinite là loại “maceral” chiếm ưu thế trong nhiều

loại kerogen và là thành phần chính của than.

• Nó được dẫn xuất hoàn toàn từ những mãnh gỗ của

vùng thực vật bậc cao. Bởi vì chúng chúng được tạo

thành từ chất lignin – rất khó bị phá hủy nên vitrinite

có thể xuất hiện hầu hết ở các môi trường lắng đọng

như ở môi trường biển, lục địa. Vitrinite là loại rất

phổ biến.

• Exinite macerals được dẫn xuất chính từ tảo, phấn

hoa, bào tử và từ lớp sáp biểu bì của lá.

• Tỉ lệ chứa nhiều Exinite không phổ biến nhưng nếu

có thì có thể biết đó là ở môi trường ao hồ hay môi

trường biển nông.

• Inertinite macerals có từ rất nhiều nguồn mà đã bị oxi

hóa trước khi lặng đọng. Ví dụ: than củi. Inertinite là

một hợp phần rất nhỏ trong kerogen và khi chúng dư

thừa thì chỉ ở những nơi mà VLHC đã được tái chế.

Một loại maceral trong kerogen là những hạt vô định

hình.

Những hạt này bị phá hủy cơ học hay bị thay thế hóa

học bởi những vi khuẩn và nấm.

Loại maceral này thực chất là những loại maceral cũ

nhưng đã bị phá hủy để trở thành những sản phẩm

thay thế.

Loại Kerogen Nguồn gốc Thành phần hữu cơ

I Tảo Tảo biển, đầm hồ, Đa phần là tảo từ exinite

(alginite); vài vật liệu vô

định hình từ tảo

II “Mixed Marine” Môi trường thối rữa, đa phần

là biển

Những hạt vô định hình

được sinh ra từ sinh vật và

động vật trôi nổi; vài

maceral cũng từ những loại

này

III Coaly Từ những rừng trên lục địa

bị chôn vùi (gỗ, bào tử, lớp

sáp biểu bì của lá, nhựa

thông, mảnh thực vật)

Đa phần là vitrinite, một vài

exinite (không phải là tảo) và

những sản phẩm phá hủy vô

định hình

IV Inert Hóa thạch than củi, và

những vật chất bị oxi hóa

của rừng trên lục địa

Đa phần là inertinite; một vài

sản phẩm vô định hình

Bảng 1: Những loại kerogen, nguồn gốc và thành phần hữu cơ của chúng

Những loại kerogen

Mối liên quan giữa độ sâu trung bình, tối đa và tối thiểu của

độ sâu chôn vùi

Mối liên quan giữa sự tạo dầu và nhiệt độ

Độ sâu và nhiệt độ ở vùng bắt đầu tạo dầu

Đá sinh dầu

Tầng đá mẹ là tầng đá có thành phần hạt mịn (bột kết và

sét kết), có đủ độ giàu các vật chất hữu cơ, vẫn chưa bị

oxy hóa và có thể chuyển thành dầu khí bởi sự chôn vùi ở

nhiệt độ và áp suất cao

Tính chất hoá học của quá trình chuyển hoá vật liệu

hữu cơ.

Quá trình tiến hoá VLHC sinh dầu và khả năng tích luỹ

HC có thể tóm tắt thành năm giai đoạn như sau:

Giai đoạn sinh CO2 và phần không đáng kể CH4­ ở

protokatagenez (PK1 - PK3).

Giai đoạn sinh dầu chủ yếu của VLHC sapropel cũng

như humic-sapropel ở giai đoạn đầu mezokatagenez

(MK1 –MK2).

Sinh rất mạnh khí HC và hệ thống khí condensat đầu

tiên ở giai đoạn (MK3 và đầu MK4).

Sinh khí chủ yếu khí metan ở giai đoạn (MK5 –

AK2).

Giai đoạn sinh khí với hàm lượng chủ yếu là khí axit

(CO2 , H2S) ở giai đoạn (AK3 –AK4).

Mô hình chung của quá trình hình thành bitum

Chỉ tiêu của dầu ở đới chủ yếu sinh dầu

Các quá trình chuyển hóa VLHC:

1. Trong giai đoạn tạo đá Diagenez:

2. Trong giai đoạn nhiệt xúc tác Catagenes :

Giai đoạn PK: giai đoạn thủy phân, mất COOH, OH

Giai đoạn MK1- MK2: giai đoạn sinh dầu (bitum hóa)

Giai đoạn MK3- MK4: sinh condensat và khí (phân

hủy bitum)

Giai đoạn MK5-AK2: sinh khí (metan hóa)

Giai đoạn AK3-AK4: sinh khí với hàm lựong chủ yếu

khí acid (CO2, H2S)

Đá chứa dầu

Đá chứa dầu là nơi dầu di chuyển và được giữ lại ở

dưới mặt đất .

Tất cả các đá có độ lỗ hổng thông với nhau đều có thể

trở thành đá chứa dầu .

Như cát kết, loại đá này có độ lỗ hổng cao để dầu và

khí có thể được bẫy lại trong đó; và vì thế đá cát kết

chính là một trong những đá chứa dầu phổ biến .

Tuy nhiên, trên 50% trữ lượng của các tích tụ

hydrocacbon lớn trên thế giới được tìm thấy trong đá

cacbonat như đá vôi và đá dolomit , trong các khối

ám tiêu san hô cổ .

Hai thông số cơ bản của đá chứa là: độ rỗng và độ

thấm thuận lợi.

Độ rỗng phản ảnh số lượng dầu khí có thể chứa

trong một thể tích đá.

Độ thấm phản ánh khả năng dầu khí có thể thấm

thấu trong đá.

ĐỘ RỖNG CỦA ĐÁ:

Định nghĩa:

Độ rỗng: là tỉ số được tính theo % của tổng thể tích các

khoảng trống trong đá chia cho tổng thể tích của khối đá

bao gồm lỗ rỗng có thông nhau hay không.

Độ rỗng chia làm hai loại:

Độ rỗng lí thuyết: là tỉ số của tổng thể tích các lỗ

rỗng trong đá trên tổng thể tích đá. Gồm: độ rỗng

hiệu dụng và độ rỗng cô lập

+ Độ rỗng hiệu dụng: là tỉ số giữa tổng thể tích rỗng

hiệu dụng (các lỗ rỗng liên thông với nhau) trên tổng

thể tích đá

+

ng liên thông

ng xung quanh.

t

c.

Lỗ rỗng liên thông Lỗ rỗng liên kết Lỗ rỗng cô lập

Trong công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí có thể sơ

bộ đánh giá khả năng chứa dầu của đá dựa vào độ

rỗng theo tiêu chuẩn sau:

–

15 –20%.

Độ rỗng hiệu dụng chiếm 40-

70% độ rỗng lý thuyết.

i

ng

Bản chất của lỗ rỗng

Gồm: độ rỗng nguyên sinh và độ rỗng thứ sinh

Độ rỗng nguyên sinh: hình thành đồng thời quá trình

tạo đá.

Với các lỗ rỗng nguyên sinh là lỗ rỗng của các hạt và

phần tử cấu tạo đá trầm tích.

Lỗ rỗng nguyên sinh có nguồn gốc:

Là các khoảng trống giữa các hạt, phân tử tạo nên chỗ

trống trong đá trầm tích

Là khoảng trống giữa các mặt phân lớp đá trầm tích

Các lỗ rỗng ở dạng bọt trong đá magma (không đáng kể)

Lỗ rỗng giữa

các hạt tinh thểLỗ rỗng liên hạt

Độ rỗng thứ sinh: hình thành do quá trình biến đổi

muộn hơn, sau khi thành tạo đá. Với các lỗ rỗng thứ

sinh:

Khe nứt xuất hiện khi có sự co rút của đá.

Khe nứt và lỗ rỗng hình thành do sự tái kết tinh, thay

đổi bản chất, co rút tạo đường nứt.

Khe nứt và lỗ rỗng sinh ra do hoạt động kiến tạo của

vỏ trái đất.

Khe nứt và lỗ rỗng sinh ra do phong hóa của đá.

Khe nứt và lỗ rỗng sinh ra do sự thay thế các KV có

kích thước lớn các KV có kích thước nhỏ.

Lỗ rỗng trong đá do sự hòa tan trong quá trình thành

đá tạo lỗ rỗng.

a dolomite

ch

do khe nứt

do đứt

gãy tạo vết nứt

Các yếu tố ảnh hưởng đến độ rỗng:

1. Kích thước hạt:

Thực tế: giảm kích thước hạt thì gặp sự ma sát độ dính và

các hạt bị cong, do đó tỉ lệ tiếp xúc các hạt trong đá tăng

lên

Phân tử HC bám bề mặt hạt, hạt kích thước càng nhỏ →

diện tích tiếp xúc giữa các hạt tăng lên → độ rỗng của đá

vụn càng lớn.

Kích thước hạt càng nhỏ, hình dạng hạt không đều đặn,

do đó hạt sắp xếp không chặt → độ rỗng của đá tăng lên

Ellis A.J. và Lee K.G. nghiên cứu 36 mẫu đá

trầm tích vụn khác nhau từ đá hạt thô → sét

Cát thô 39 - 42%

Cát vừa 41- 48%

Cát nhỏ 48 - 49%

Sét chứa cát nhỏ 50 - 54%

Sét vừa lắng đọng 50 - 85%

Trong điều lý tưởng không bị nén ép thì độ lỗ

rỗng tăng khi kích thước hạt giảm

2. Độ lựa chọn hạt

Nếu trên quả cầu kích thước khác nhau →

kích thước có ảnh hưởng đến độ rỗng của đá.

Độ rỗng của đá càng giảm khi hạt nhỏ và hạt

lớn trộn lẫn nhau (chênh lệch lớn).

Có lựa chọn tốt → đá có độ rỗng lớn.

Chọn lọc kém → đá có độ rỗng thấp.

3. Hình dạng hạt (độ mài tròn, độ cầu hạt)

Với giả thuyết đá trầm tích hình thành từ các hạt cầu

lý tưởng → độ rỗng nhỏ vì những hạt hình cầu có xu

hướng sắp xếp ở những vị trí cân bằng khoảng trống

giữa chúng nhỏ nhất.

Khi hạt ở dạng góc cạnh, các phần góc cạnh của hạt

sẽ chen vào làm mất bớt khoảng trống do nén ép, xô

lệch.

Thực nghiệm cho thấy độ rỗng lớn nhất và tìm

thấy ở các đá hạt ½ góc cạnh → góc cạnh, chọn

lọc tốt và tùy vào vị trí sắp xếp.

Quan hệ giữa hình dạng hạt và độ rỗng hết sức

phức tạp và còn nhiều yếu tố khác

4. Độ nén dẽ:

Độ rỗng của đá giảm theo độ sâu chôn vùi.

Đối với trầm tích vụn giữa cát – bột sét, thì sét

giảm thể tích nhiều nhất, cát – bột cũng giảm

nhưng nhỏ hơn nhiều.

Tốc độ giảm độ rỗng ngày càng chậm theo độ sâu

lớn, nhưng thời gian chôn vùi cũng có ảnh hưởng

đến độ rỗng.

Cùng loại đá nhưng tuổi khác nhau → độ rỗng khác

nhau. Cát kết càng xưa độ rỗng càng nhỏ.

Tốc độ giảm độ rỗng phụ thuộc vào gradien địa nhiệt:

Bồn có gradien địa nhiệt cao tốc độ giảm theo độ sâu

chôn vùi sẽ giảm đi. Gradien địa nhiệt cao thì độ rỗng

cát kết càng cao.

Độ nén dẽ còn tùy thuộc vào loại đá: Đá sét chịu nén

dẽ khác đá cát, nhìn chung có ba bước nén dẽ khác

nhau:

Xuống 450m sâu, nước trong lỗ rỗng bị ép ra mất đi

với tốc độ nhanh. Càng xuống sâu thì càng giảm

Từ 450-1700m sâu, mất nước liên kết với tốc độ đều

theo chiều sâu.

Lớn hơn 1700m sâu, độ rỗng giảm xuống dưới 15%

khi kích thước lỗ rỗng giảm xuống còn 10– 3 mm lúc đó

sự mất nước trong lỗ rỗng rất chậm.

ĐỘ THẤM CỦA ĐÁ

Định nghĩa

Độ thấm là đặc tính của môi trường lỗ rỗng cho phép

chất lưu di chuyển đi qua khi có sự chênh lệch áp lực

mà không làm biến đổi cấu trúc của môi trường đó.

Độ thấm được rút ra từ định luật Darcy: “Độ thấm có

giá trị 1 Darcy khi từ diện tích 1cm2 của bề mặt đá cho

thoát ra 1cm3 chất lưu có độ nhớt là 1 đơn vị/ 1 giây

dưới sự chênh lệch áp là atm/cm”.

Đối với hầu hết đá chứa dầu khí độ thấm nhỏ hơn 1

Darcy rất nhiều do đó người ta sử dụng đơn vị nhỏ

hơn l mD.

Thường độ thấm của các đá chứa từ 5-500mD.

Công thức:

Suy ra :

Với :

Q : Lưu lượng tổng cộng tính sau một đơn vị

thời gian (cm3/s )

A : Tiết diện thẳng góc với hướng chảy (cm2)

L : Chiều dài đường chảy (cm)

J : Mật độ chất lưu (g/cm3)

M: Độ nhớt cùa chất lưu (m Pa)

: Sự giảm áp lực theo hướng chảy (atm)

K : Hệ số thấm (D hoặc mD)

Độ thấm không phụ

thuộc vào kích thước

hạt khi nó ở trạng

thái cân bằng

Tuy nhiên khi ở

trạng thái khác kích

thước hạt của vật

liệu giảm theo độ

thấm.

Vì khi kích thước

nhỏ không gian lỗ

hổng hẹp hơn do vậy

chất lỏng khó di

chuyển xuyên qua

Độ thấm và Độ lỗ rỗng phụ

thuộc vào kích thước hạt

Độ chọn lọc tốt--->độ lỗ

rỗng cao, độ thấm tốt.

Độ chọn lọc thấp--->độ lỗ

rỗng thấp, độ thấm không

tốt.

Định nghĩa: Đá chắn là loại đá có độ thấm rất kém đối

với dầu, khí, nước, có khả năng cách ly chúng gọi là

đá chắn hay còn gọi là lớp phủ, nằm ngay bên trên

của bồn chứa dầu hoặc khí.

Tầng chắn – những loại đá không thấm, nó giữ vai trò

như một màn chắn, một mái phủ không cho chất lỏng

đi xuyên qua được .

Đá chắn dầu :

Đá chắn có khả năng ngăn cản ngay cả quá trình

khuyến tán phân tán dầu khí khi giảm áp, khi hình

thành vỉa.

Tốc độ thấm lọc của dầu khí qua lớp chắn (lớp phủ)

bao giờ cũng nhỏ hơn rất nhiều tốc độ tích luỹ, kể cả

trong suốt thời gian tồn tại lâu dài của vỉa (nếu không

có hoạt động kiến tạo và vận động thuỷ lực của nước

ngầm …)

Đá chắn tốt nhất là các tầng chứa muối ghips,

anhydrit, nhưng phổ biến hơn là sét, đặc biệt là sét

montmo. Ngoài ra, trong điều kiện nào đó đá macma

cũng chắn tốt. Đá trầm tích có tính dẻo: đá sét hay đá

phiến (hầu hết là cát kết, trên 60% bẫy dầu được tìm

thấy đều có tầng chắn là đá phiến sét).

Đá phiến sét là loại đá chắn chủ yếu của những mỏ

dầu trữ lượng lớn trên thế giới và được chôn vùi trong

các bồn lục địa giàu chất trầm tích.

Trong trường hợp có

thành tạo nếp lồi (A), chỉ

cần bộ phận tầng chắn

hay đá chắn bên trên và

bên dưới; nhưng đối với

những bẫy đứt gãy (B) và

các bẫy địa tầng (C,D)

phải được chắn cả bên

trên, dưới và hai bên.

Bẫy dầu là một tổng những điều kiện giữ dầu trong đá

chứa ngăn sự di chuyển của dầu .

Trong tự nhiên, các đá chứa dầu nằm giữa các đá có độ

thấm xấu được gọi là két chứa tự nhiên.

Trong các két này thường chứa nước; dầu khí nằm

trong két sẽ chứa dạng giọt phân tán hoặc bọt .

Bẫy dầu

Do sự khác nhau về tỷ trọng, các giọt dầu và bọt khí

sẽ nổi lên trên mặt lớp và di chuyển lên trên tới lớp đá

mái, rồi sau đó nếu mái nằm nghiêng chúng lại di

chuyển theo hướng nhô lên của két chứa.

Nếu quá trình di chuyển cứ tiếp tục như vậy thì dầu

khí luôn ở trạng thái phân tán .

Các tích tụ dầu khí trong các két chứa tự nhiên chỉ có

thể xuất hiện khi trên đường di chuyển chúng bị ngăn

lại không di chuyển được nữa .

Bộ phận của két chứa tự nhiên, nơi có điều kiện thuận

lợi cho sự tích tụ dầu khí trên đường di chuyển của

chúng được gọi là bẫy dầu và khí .

- Đỉnh nếp uốn (crest): điểm cao nhất của bẫy nếp lồi

- Điểm tràn (spill point): khi lấp đầy một bẫy kiến trúc , điểm tràn

chính là điểm mà tại đó mực dầu là thấp nhất .

- Đê bao khép kín của bẫy (closure): khoảng cách thẳng đứng từ

đỉnh nếp uốn đến mặt phẳng đi qua điểm tràn .

- Mặt phân cách dầu - nước (oil - water contact): mặt phẳng phân

chia dầu và nước trong bẫy (dầu nằm trên nước)

- Mặt phân cách khí - dầu (gas – oil contact): mặt phẳng phân chia

khí và dầu trong bẫy (khí nằm trên dầu)

Một loại bẫy phổ biến nhất là nếp lồi. Dầu từ phía dưới đi lên theo

hướng tới đỉnh nếp lồi, nếu bên trên là lớp đá chắn thì nó sẽ đọng lại .

Từ đó có một số định nghĩa có liên quan đến bẫy dầu:

Phân loại bẫy dầu Bẫy kiến trúc (Structural traps ).

* Bẫy kiến trúc nếp lồi (Anticline trap) .

* Bẫy kiến trúc phay phá (Fault trap ).

* Bẫy kiến trúc xâm nhập (Diapiric trap ).

Bẫy địa tầng (Stratigraphic traps ).

* Bẫy nêm vát (Pinchout trap ).

* Bẫy bất chỉnh hợp ( Unconformity trap ).

* Bẫy ám tiêu (Reef trap ).

Bẫy màn chắn thủy lực ( Hydrodynamic traps ).

Bẫy hỗn hợp (Combination traps ).

Bẫy kiến trúc – Structural traps

Bẫy nếp lồi – Anticline traps :

Nguyên nhân thành tạo

do các lớp đá bị biến dạng

uốn nếp , đôi khi do hiện

tượng xâm nhập hay hiện

tượng nén chặt gây ra .

Trong bẫy kiến trúc nếp lồi, các tích tụ được tạo nên ở vòm các

nếp uốn do sự di chuyển của dầu và khí dưới tác dụng của trọng

trường .

Bẫy kiến trúc – Structural trapsBẫy kiến trúc phay phá – Fault traps :

Bẫy kiến trúc – Structural trapsBẫy kiến trúc xâm nhập - Diapiric trap :

Khi khối magma hay vòm muối đi lên các loạt đá kề trên một cấu trúc vòm muối có 3 tác

dụng : + Đẩy lùi các lớp đất đá mà nó đi qua và tạo ra cấu trúc nêm vát ở 2 bên sườn .

+ Nâng các lớp đất đá kề trên thành nếp lồi nếu nó không chọc thủng các lớp này .

+ Ngay trên phần đỉnh của chỏm muối, gọi là mũ đá thường được thành tạo bởi thạch

cao , đá vôi , dolomit , những chất cặn không tan của chỏm muối → tạo nên tầng chứa sản

phẩm .

Bẫy địa tầng - Stratigraphic traps :Bẫy nêm vát - Pinchout trap :

Được thành tạo cơ bản ở sườn các khối nâng và những cấu trúc lớn khác do sự giảm chiều

dày theo đường phương từ trên xuống cũng như sự thay đổi theo chiều hướng giảm đi tính

chứa dầu và đến khi vát nhọn, mất hoàn toàn những tầng chứa dầu .

Loại đơn giản nhất là thân cát thuộc loại thấu kính .

Trong trường hợp này đá chứa có dạng như một cái nêm được bao bọc xung quanh bởi các

đá không thấm (đá chắn) .

Bẫy địa tầng - Stratigraphic traps :

Bẫy bất chỉnh hợp - Unconformity trap :

Liên quan với bất chỉnh hợp địa tầng tại các cấu trúc kiến tạo . Liên quan với bất

chỉnh hợp địa tầng ở bề mặt bóc mòn các phần sót lại bị chôn vùi của địa hình cổ hay

các phần lồi của móng kết tinh . Trong trường hợp này những lớp đá nằm bên dưới có

thể bị nghiêng , bị xói mòn và sau đó được phủ không khớp đều lên trên bởi một lớp

đất đá không thấm trẻ hơn và tại đó dầu – khí có thể được bẫy lại .

Bẫy địa tầng - Stratigraphic traps :Bẫy ám tiêu - Reef trap :

Bẫy hình thành do các khối ám tiêu do độ nứt nẻ hay hang hốc tạo điều kiện cho dầu tích

tụ lại . Các ám tiêu này được chắn bởi các lớp trầm tích không thấm . Quá trình tạo hang

hốc trong các thành hệ cacbonat do nước hòa tan cacbonat tạo nên tầng chứa dầu tốt .

Các bẫy ám tiêu thường khó phát hiện . Chúng thường nằm ở một chỗ đối với độ dốc đáy

biển , giữa bồn và nền ven bờ .

Bẫy màn chắn thủy lực

Hydrodynamic traps Nước từ những khoảng trống có

áp lực lớn trong đá đi theo đứt

gãy thẩm thấu vào những bẫy

chứa dầu và đẩy dầu di chuyển ra

khỏi bẫy tạo lên màn chắn thủy

lực .

Đặc biệt, trong bẫy màn chắn

thủy lực thường có mặt phân cách

dầu – nước ở trạng thái nghiêng .

Các tầng chứa nước ít khi đứng

yên và di chuyển với một tốc độ

mạnh làm thay đổi điều kiện

thành tạo bẫy thay vì chỉ chịu lực

trọng trường. Tỷ trọng của khí

luôn nhỏ hơn dầu nên vỉa khí bị

biến dạng và di chuyển yếu , vỉa

dầu bị biến dạng và di chuyển

mạnh hơn. Do đó nhân tố thủy

tĩnh và thủy động lực kéo theo sự

thay đổi vị trí của bẫy .

Bẫy hỗn hợp - Combination traps Hầu hết các trường dầu và khí trên thế giới

không chỉ là đơn độc hoặc bẫy cấu trúc hoặc

bẫy địa tầng hoặc bẫy màn chắn thủy động

lực mà là sự tổ hợp của hai hay nhiều yếu tố

trên .

Trong thực tế, các bẫy dầu thường là tổ hợp

của 2 yếu tố cấu trúc và yếu tố địa tầng ,

trường hợp có thêm yếu tố màn chắn thủy

động lực thì rất hiếm gặp .

Các kiểu bẫy hỗn hợp:

* Nêm vát địa tầng nằm trên

sườn của một nếp lồi .

* Bẫy có thể được tạo nên do

sự kết hợp của một nếp lồi bị

cắt bởi mặt bất chỉnh hợp .

* Đa số các bẫy liên kết với

vòm muối cũng được coi là bẫy

hỗn hợp .

Các yếu tố đánh giá tiềm năng của bẫy

Yếu tố kiến tạo :

• Các hoạt động kiến tạo khống chế: lượng vật liệu

trầm tích, tốc độ lún đáy, bào mòn, loại vật liệu trầm

tích tạo đá chứa, đá chắn, tạo bẫy, sự chuyển hóa vật

liệu hữu cơ tạo HC, đường di trú HC.

• Hoạt động kiến tạo luôn xảy ra truớc hoặc đồng thời

với thời kỳ tạo dầu.

Yếu tố cổ địa lý:

• Các hạt mịn chỉ được hình thành trong điều kiện cổ

địa lý nhất định, kể cả đá hạt thô.

• Do đó sự phân bố của loại vật liệu trầm tích (vô cơ,

hữu cơ), đá sinh dầu, đá chứa, đá chắn sẽ quy định sự

phân bố của dầu khí.

Yếu tố cổ địa chất thủy văn:

• Sự dịch chuyển của nước ngầm liên quan đến sự dịch

chuyển và tích tụ của HC.

• Do đó ta phải xét đến lịch sử phát triển của địa chất

thuỷ văn của vùng qua từng giai đoạn, cũng như

phương hướng và tốc độ dịch chuyển của nước ngầm,

bất kể các yếu tố nào của các yếu tố trên không thuận

lợi thì xác suất tìm thấy dầu bằng 0.

Sự phân bố các loại bẫy trên thế giới

SỰ DI CHUYỂN CỦA HYDROCARBON

1. Dấu vết nguyên sinh của sự di chuyển dầu

2. Định nghĩa về sự di chuyển

3. Quá trình của sự di chuyển

3.1 Sự di chuyển nguyên sinh

3.2 Sự di chuyển thứ sinh

1. Dấu vết nguyên sinh của sự di chuyển dầu

• Sự tích tụ tại những vùng cấu trúc cao

• Giếng phun

• Nhiều tầng chứa nằm ngang tại những vỉa độc lập

• Dấu vết sự tích tụ dầu cổ xưa

• Dấu vết trực quan về sự di chuyển lên trên của

dầu

2. Định nghĩa về sự di chuyển của HC

+ Sự di chuyển nguyên sinh: là pha đầu tiên của sự

di chuyển, liên quan đến sự giải phóng dầu và khí

từ đá mẹ sang tầng vận chuyển.

+ Sự di chuyển thứ sinh: là di chuyển HC trong đá

chứa giàu lỗ rỗng, hoặc từ đá chứa sang đá chứa.

Đó là quá trình tập hợp dầu vào trong những bể

chứa mang tính thương mại.

Sự di chuyển nguyên sinh và thứ sinh thể hiện ở giai đoạn đầu và giai đoạn

sau.

3. Quá trình của sự di chuyển

3.1 Sự di chuyển nguyên sinh

A. Tính cơ học của sự di chuyển nguyên sinh.

• Điều này thật sự có thể được mô tả như một điều bí

ẩn kỳ diệu trong địa chất dầu khí do nguyên nhân lỗ

rỗng nhỏ trong đá phiến sét và tính tan thấp của dầu

trong nước.

• Ngày nay chỉ có 3 đặc tính cơ học của sự di chuyển

nguyên sinh được nhận định sâu sắc bởi phần lớn các

nhà địa chất :

- Sự phân tán

- Sự giải phóng pha dầu

- Sự hòa tan của khí

• Sự gắn kết của đá phiến sét

có thể làm tăng áp suất, mặt

khác, và điều này có thể tạo ra

mạng lưới các vi khe nứt với

đường kính lớn hơn các lỗ

rỗng.

• Quá trình tạo methane bên

dưới độ sâu từ 3 đến 4 km

cũng có thể làm tăng áp suất và

tạo ra vi khe nứt.

Vấn đề đầu tiên là lỗ rỗng nhỏ của đá mẹ

Vấn đề chính thứ hai của sự di chuyển nguyên

sinh là tính tan thấp của dầu trong nước.

• Có 2 con đường để tính tan của hydrocarbon trong

nước được gia tăng, qua quá trình thành tạo dầu và

qua quá trình thành tạo các Micelle.

• Điều đầu tiên từ những mô hình này nhận định rằng

không chỉ có dầu và khí đi ra khỏi đá mẹ, mà bao

gồm cả nhiều hỗn hợp phân tử NSO ở dạng hòa tan,

như là acid và alcohol.

Hình 21

• Sự phân tán là quá trình di chuyển chậm của vật chất

từ môi trường có nồng độ hoặc áp suất cao sang môi

trường có nồng độ áp suất thấp hơn.

• Sự phân tán thể hiện hoạt tính trong một quy mô nhỏ

và khoảng cách ngắn.

SỰ PHÂN TÁN

SỰ GIẢI PHÓNG PHA DẦU

Có ba cách riêng biệt sự giải phóng pha dầu có thể xảy ra:

- Một xảy ra thường xuyên như là hệ quả của vi khe nứt hình

thành do áp suất cao trong quá trình tạo dầu.

- Cách thứ hai sự giải phóng pha dầu có thể xảy ra ở đá rất

giàu hữu cơ trước khi đi vào quá trình sinh dầu mạnh mẽ.

- Cuối cùng, sự giải phóng pha dầu có thể xảy ra khi bitum ở

dạng mạng lưới nối tiếp nhau có vai trò giữ ẩm thay thế

nước trong đá mẹ (điểm quan trọng trong tầng chứa đá

móng - Ex White Tiger).

Đặc tính cơ học thứ ba , sự giải phóng dầu hòa tan ở dạng

khí, cần thiết phải có một pha khí độc lập.

• Một pha chỉ có thể tách ra khi hàm lượng của khí vượt quá

khỏi hàm lượng của hydrocarbon lỏng.

• Do vậy, điều này chỉ xảy ra ở giai đoạn muộn của quá trình

catagenesis hoặc ở đá mẹ có khả năng sinh khí là chính.

• Độ hoà tan trong khí càng cao của các HC parafin, sau đó

giảm đối với naften theo chu trình sau: HC parafin> naften>

HC aromatic

SỰ HÕA TAN CỦA KHÍ

B. Khoảng cách và định hướng của sự di chuyển nguyên

sinh.

• Ở hầu hết trường hợp, khoảng cách của sự di chuyển nguyên

sinh thường ngắn (hầu như ở khoảng 10cm đến 100m). Sự di

chuyển nguyên sinh dừng lại chỉ khi quãng đường thấm vượt

quá giới hạn.

• Vì đá mẹ chịu áp suất lớn, sự giải phóng có thể xảy ra ở mặt

bên, bên trên hoặc bên dưới phụ thuộc vào khả năng chứa của

đá vây quanh. Theo cách đó, một đá mẹ nằm giữa 2 tầng đá

cát sẽ giải phóng hydrocarbon vào cả 2 tầng chứa này.

3.2 Sự di chuyển thứ sinh

Sự di chuyển thứ sinh được biết phổ biến hơn sự di

chuyển nguyên sinh.

Trong sự di chuyển thứ sinh, dầu sinh ra phần lớn

như những giọt lỏng riêng biệt có khả năng di chuyển

qua lỗ rỗng, lớp thấm, và mạch nước.

Vì đường kính lỗ rỗng lớn, bất kỳ giọt dầu lớn thông

thường nào cũng đều có thể qua lọt.

98

3.2.1. Tổng quát về sự di cư thứ sinh

Dầu có thể di cư trong môi trường nước, môi

trường HC có áp suất và trong môi trường có khí

hòa tan hay độc lập.

Di cư thứ sinh thực chất là sự phân bố lại áp lực.

Sự chênh lệch áp lực càng lớn, tạo xung càng cao,

sự di cư diễn ra càng mạnh, do đó mà tốc độ di cư

càng cao và khả năng di cư càng xa.

Sự di cư thứ sinh có thể thành dòng hay tia tùy điều

kiện thủy động lực và các lớp chắn. Chế độ thủy động

lực khép kín hay vận động.

Chế độ hoạt động kiến tạo thuận lợi cho việc bảo tồn

hay phá hủy (tạo khe nứt, đứt gãy).

Đôi khi ở điều kiện nhiệt áp thấp còn phụ thuộc vào

sự thâm nhập hay không của vi khuẩn khử HC...

99

100

3.2.2. Các dạng di cư thứ sinh

1. Di cư do lực nổi của dầu

Là quá trình di cư thứ sinh của dầu đến vùng có

áp suất thấp, nơi độ bão hòa thấp hơn.

Nguyên nhân : Nhiệt độ tăng do lún chìm, độ nhớt,

tỷ trọng, sức căng bề mặt giảm, tính linh động tăng,

bổ sung thành phần nhẹ, lực mao dẫn yếu dần đã làm

cho lực nổi của dầu tăng cao dẫn đến sự di cư.

2. Di cư do áp lực mao dẫn

Sự chuyển động của chất lỏng trong vỉa luôn bị

cản trở bởi lực mao dẫn đặc biệt, dầu ở các mao

dẫn thường có đường kính hẹp (<0,05mm). Trong

trường hợp này, dầu di cư khó hơn nước. Do đó để

di cư được các dòng dầu phải thắng được sức căng

bề mặt.

Vì vậy, nếu nhiệt độ tăng cao sẽ làm giảm lực căng

bề mặt, giảm sự cản trở đối với chất lỏng chuyển

động.

102

3. Sự di chuyển do khí đẩy

Áp lực khí có tác dụng vận chuyển dầu rất tốt và đẩy

dầu đi xa khi có điều kiện. Nếu nước vận động có khí

hòa tan cũng làm tăng áp lực của dòng chảy về phía

có thế năng thấp.

Khí có cấu trúc phân tử nhỏ, lại dễ hòa tan trong

chất lỏng do đó đã làm tăng tính linh động của chất

lỏng.

103

Khi áp suất lớn sẽ làm giảm sức căng bề mặt ở ranh

giới tiếp xúc dầu – nước, giảm áp lực mao dẫn, giảm

tính dính ướt của chất lỏng, khi đó các quả cầu khí vận

chuyển các quả cầu lỏng sẽ lách theo các khe nứt nhỏ

và di cư nhanh hơn.

Tuy nhiên, khả năng di cư của dầu hay khí hoặc hỗn

hợp dầu khí còn phụ thuộc rất nhiều vào các yếu tố: bản

chất của VLHC (nguồn cung cấp khí hay dầu), các điều

kiện nhiệt áp thuận lợi để sinh ra dầu khí…

104

Như vậy, dầu khí muốn di cư phải vượt qua áp suất bão

hòa trong nước hoặc khí vượt qua áp suất bão hòa trong

dầu, thì chúng mới tách ra khỏi lưu chất để vận động tự

do.

105

4. Di cư do sự thẩm thấu

Là dạng di cư thứ sinh diễn ra trong đá chứa do sự

vận động của dầu khí theo nguyên tắc do áp lực trọng

trường, lực mao dẫn, áp lực thủy động theo định luật

Darcy. Được thể hiện qua các công thức :

+ Đối với khí: Q = .k.S. (P12 – P2

2) / 2. . H

106

+ Đối với dầu, nước: Q = .k.S. ( P1 – P2 ) / . h

Với:

+ k - hệ số thấm

+ P12 – P2

2 - chênh áp ở ranh giới trên và dưới

của vỉa

+ h - bề dầy của vỉa

+ S - tiết diện thấm

+ - độ nhớt

+ - tỷ trọng của chất lỏng