Tải bản đầy đủ
KHÁI QUÁT ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ- ĐỊA CHẤT VÙNG MỎ BẠCH HỔ

KHÁI QUÁT ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ- ĐỊA CHẤT VÙNG MỎ BẠCH HỔ

Tải bản đầy đủ

Hình 1.1. Vị trí địa lí mỏ Bạch Hổ.
Chiều sâu mực nước biển trên mỏ là 50 m, mức độ chấn động ở khu
vực mỏ và khu vực đất liền lân cận và thềm lục địa không vượt quá 6 độ
Richter.
Khí hậu trong vùng mỏ là khí hậu nhiệt đới gió mùa gồm:
- Mùa đông khô ( từ tháng 11 đến tháng 3) có nhiệt độ ( 24 - 30 o C), chủ
yếu là gió mùa Đông- Bắc với những trận gió lớn tới 20 km/h tạo nên sóng cao
5 - 8 m và nhiều khi có bão với vận tốc gió tới 60km/ giờ và sóng cao tới 10m.
- Mùa hè (từ tháng 6 đến tháng 9) có nhiệt độ (25 - 32 oC), chủ yếu là
gió Tây- Nam, hay có mưa to trong thời gian ngắn, có gió giật với tốc độ
25m/s. Độ ẩm không khí 87 - 89%. Thời tiết thuận lợi cho tiến hành công
việc trên biển là mùa gió Tây - Nam ( từ tháng 6 đến tháng 9) cùng với giai
đoạn chuyển tiếp giữa hai mùa (tháng 4, 5, 11).
Vận tốc dòng chảy đo ở độ sâu 15-20 m đạt 80 cm/s còn ở lớp nước
đáy thay đổi từ 20 -30 cm/s.
Nhiệt độ nước trong năm thay đổi từ 20 -30oC.
Độ mặn nước biển thay đổi từ 33- 35g/dm3.
1.2. Đặc điểm địa chất:
Mỏ Bạch Hổ là một nếp uốn gồm 3 vòm nhỏ, kéo dài theo phương
kinh tuyến bị phức tạp bởi hệ thống đứt gãy, biên độ và độ kéo dài giảm dần
về phía trên theo mặt cắt. Cấu trúc tương phản nhất được thể hiện trên mặt
tầng móng bằng các trầm tích Oligoxen dưới. Đặc tính địa lũy thấy rất rõ ở
phía dưới của mặt cắt. Nếp lồi có cấu trúc bất đối xứng nhất là phần vòm.
Góc dốc của vỉa tăng theo độ sâu từ 8 0 đến 28˚ ở cánh Tây, từ 60 đến 210˚ ở
cánh Đông. Trục nếp uốn ở phần kề vòm thấp dần về phía Bắc với góc dốc
2100 (đo ở giếng 604) và tăng
Hướng phá hủy kiến tạo chủ yếu theo hai hướng á kinh tuyến và
đường chéo. Đứt gãy á kinh tuyến I, II có dạng hình phức tạp và kéo dài
trong phạm vi vòm trung tâm. Độ nghiêng của bề mặt đứt gãy không phản
ảnh rõ trong các tài liệu do địa chấn nên tạm lấy bằng 600.
- Đứt gãy số I chạy dọc theo hướng á kinh tuyến ở cánh Tây của lớp
uốn theo móng và tầng địa chấn CG2 lên vòm Bắc thì chạy sang hướng
Đông Bắc, độ dịch chuyển ngang ở phía lên đến 4 0 - 9˚, mức nghiêng của đá
là 70 - 400m/km. Trục uốn phía Nam thụt xuống thoải hơn ( <60 ) với mức
nghiêng của đá từ 500 đến 200m/km.Nam khoảng 500km, vòm trung tâm
khoảng 400m, vòm Bắc khoảng 200m. Độ nghiêng xoay của mặt trượt
khoảng 600, trong phạm vi vòm Bắc nó kéo theo hai đứt gãy thuận gần như
song song là Ia và Ib với biên độ từ 100 đến 200m.
- Đứt gãy số II chạy theo sườn Đông vòm trung tâm ở rìa Bắc quay
theo hướng Đông Bắc độ dịch chuyển ngang tới 900m. Sự dịch chuyển ngang
bề mặt đứt gãy cũng được xác định bằng các đứt gãy cắt III, V, VI,VIII. Hiện
tượng lượn sóng giữ vai trò quan trọng trong việc hình thành cấu trúc mỏ hiện
nay.
10

Đây là hai đứt gãy thuận tạo thành cấu trúc địa hào đặc trưng của mỏ.
Ngoài hai đứt gãy trên có rất nhiều đứt gãy phát triển trong phạm vi
của từng vòm với độ dịch chuyển ngang từ vài chục đến 200m, dài từ 1 đến
2km theo hướng chéo. Sự lượn sóng của nếp uốn và các đứt gãy đã phá hủy
khối nâng thành hàng loạt cấu trúc kiến tạo.
- Vòm Trung Tâm: là phần cao nhất của kiến tạo đó là những địa lũy
của phần móng. Trên cớ sở hiện nay nó được nâng cao hơn so với vòm Bắc
và vòm Nam của móng tương ứng là 250m và 950m. Phía Bắc ngăn cách
bằng đứt gãy thuận IV, có kinh tuyến và hướng đổ bề mặt nghiêng về phía
Tây Bắc. Phía Nam được giới hạn bằng đứt gãy số IV có phương vĩ tuyến
với hướng đổ bề mặt về phía Nam. Các đứt gãy phá hủy chéo II, VI, VII,
loại trừ đứt gãy V vắng mặt ở vòm Trung Tâm làm cho cánh Đông của vòm
bị phá hủy thành một khối dạng bậc thang lún ở phía Nam, biên độ phá huỷ
tăng dần về phía Đông và đạt tới 900km. Phần vòm bị phá hủy yếu của khối
bị chia cắt bời hàng loạt đứt gãy a, b, c, d, e có biên độ nhỏ từ 0 đến 200m
kéo dài trong khoảng ngắn từ 1,5 đến 2km.
- Vòm Bắc: là phần phức tạp nhất của khối nâng. Đứt gãy thuận số I
và các nhánh của nó chia vòm thành hai khối có cấu trúc riêng biệt. Ở phía
Tây nếp uốn dạng lưỡi trai tiếp nối với phần lún chìm của cấu tạo. Cánh
Đông và vòm Bắc của nếp uốn bị chia cắt thành nhiều khối bởi một loạt các
đứt gãy thuận V, VI có phương chéo đổ về phía Đông Nam tạo thành dạng
địa hào, dạng bậc thang, trong đó khối phía Nam lún thấp hơn khối phía Bắc
kế cận. Theo mặt móng, bẫy cấu tạo vòm Bắc được khép kín bằng đường
thẳng sâu 4300m, lát cắt Oligoxen – Đệ Tứ của phần này có cấu tạo đặc
trưng với đầy đủ các thành phần.
- Vòm Nam: Đây là phần lún chìm sâu nhất của cấu tạo. Phía Bắc
được giới hạn bởi đứt gãy thuận á vĩ tuyến số IV, các phía khác được giới
hạn bởi đường đồng mức 4300 mét theo mặt móng. Phần nghiêng xoay của
cấu tạo bị phân chia ra nhiều khối riêng biệt. Tại đây phát hiện được một
vòm nâng, đỉnh vòm nâng thấp hơn vòm trung tâm 950m.
Như vậy, hệ thống phá hủy kiến tạo mỏ Bạch Hổ thể hiện khá rõ trên
mặt móng và Oligoxen dưới. Số lượng đứt gãy, biên độ và mức độ liên tục
của chúng giảm dần từ dưới lên và hầu như mất đi ở Oligoxen thượng.

11

12

Hình 1.2. Cột địa tầng mỏ Bạch Hổ

13

1.3. Đặc điểm cơ bản của vỉa sản phẩm và các chất lưu.
1.3.1. Đặc điểm cơ bản của vỉa sản phẩm:
a. Đặc trưng về độ chứa dầu.
Trữ lượng dầu cơ bản tập trung ở tầng 23 thuộc Mioxen dưới, tầng VI
đến tầng X thuộc Oligoxen dưới và đá móng.
- Tầng 23 bao gồm cát và bột kết phát triển hầu như trên toàn bộ diện
tích mở. Ở một vài khu vực, đá chứa bị sét hóa đáng kể, mất tính dị
dưỡng. Các thân dầu dạng vỉa, vòm ranh giới dầu – nước, nhưng vai
trò quan trọng trong việc phân bố độ chứa dầu là đứt gãy kiến tạo và
màng chắn thạch học. Đã phát hiện thấy 6 thân dầu riêng biệt, trong đó
3 ở vòm Bắc, 2 ở vòm trung tâm và 1 ở vòm nam ( hình 1.1).
- Móng chứa thân dầu lớn nhất và thân dầu cho sản lượng lớn nhất của
mỏ. Đá móng granit và granitoit. Tính dị dưỡng của chúng được tạo bởi
những quá trình địa chất như phong hóa, khử kiềm những khoáng vật không
bền bằng các dung dịch thủy nhiệt, nứt nẻ kiến tạo, đứt gãy chuyển dịch
cùng với việc tạo thành các đới Mionit (đới phá huỷ kiến tạo) hạ theo các
mặt trượt, nứt và co lại trong quá trình đông đặc hỗn hợp macma. Kết quả
thành tạo đá chứa dạng hang hốc, còn kênh dẫn chủ yếu là cá khe nứt. Cần
chú ý rằng rất nhiều đá móng không tạo thành màng chắn ngược lại chúng
làm tăng khả năng thủy dẫn của đá. Đặc trưng chứa tốt đảm bảo cho sản
lượng cao, phát triển ở phạm vi vòm Trung Tâm và dọc theo sườn tây của
vòm Bắc. Ngược lại, vòm Bắc có tính dị hướng kém khả năng cho sản phẩm
thấp ở các giếng khoan. Ngoài ra, trong phạm vi vòm Bắc ở phần trên đá
móng phát hiện thấy đới đá rắn chắc, đới “tôi cứng” của móng, đới này hầu
như không chứa dầu và không tham gia vào thể tích hiệu dụng của thân dầu.
Thân dầu dạng khối, tất cả đá dị dưỡng từ mặt móng đến ranh giời của
thân dầu đều bão hòa dầu, chưa phát hiện được chiều sâu ranh giới dưới của
thân dầu dù chiều cao thân dầu đã được chứng minh tới 1000m. Bản chất
của ranh giới cũng chưa được xác định rõ ràng, liệu có tương ứng ranh giới
dầu – nước thực tế hay không? Hay do đá chứa chuyển thành đá không
chứa? Dầu trong móng lún chìm ở vòm Nam chưa được phát hiện.
Ranh giới thân dầu (ranh giới cấp 2 – C 2) chạy qua độ sâu tuyệt đối –
4121m, với giả thiết về thân dầu đồng nhất của Oligoxen dưới và móng. Đối
với những thân dầu này sự thống nhất còn thấy tính lý hóa của dầu và áp
suất vỉa. Móng đã cho dòng dầu không lẫn nước tới độ sâu – 4046m.

14

Bảng 1.1 : Đặc trưng các thân dầu trong đá trầm tích.
Độ sâu
Độ
ranh
Chiều
Độ
Điệp
Thân
Kích
Chiề
bão
giới
dày hiệu rỗn
Thân
- phụ Vòm dầu,
thước
u dày
hòa
dầu
dụng(m
g
dầu
điệp
đới
(km)
(m)
dầu
nước
)
(%)
(%)
(m)
1B -2913
7x12
134
20 57
Bạch Bắc
2B -3816 1,1x0,4
37
11,3
20 57
Mioxen
Hổ
3B -2835 3,6x1,4
66
20 57
dưới
23 Trung 1TT -2879 4,6x1,0
173
8,4
29 57
Tâm
2TT -2829 8,2x2,0
93
19 57
Nam
1N -3348 4,9x22,7
69
19 57
Bắc

Oligoxe
n dưới

Tốt
Xấu
Phía Đông
vòm Trung
Tâm +
vòm Nam
Bắc
Tốt
Xấu
Phía Đông
vòm Trung
Tâm +
vòm Nam

4,5x9,0
2,5x8,0

1074

34,4
21,4

16
14

66
65

2,5x9,0

13,8

16

51

3,0x9,0
2,0x7,0

27,2
18,3

14
12

19
67

1,5x9,0

8,4

16

55

Bảng 1.2: Đặc trưng của dầu trong đá móng.
Chiều
Độ sâu
Kích Chiều
Độ
Cấp trữ
dày trung
Vòm
ranh giới thước
dày
rỗng
lượng
bình
(m)
(km)
(m)
(%)
(m)
Bắc
C1
-4121
19 x
720
46,5
2,1
C2
4,5
1,0
Trung
C1
-4121
970
742
3,1
Tâm
C2
1,4

Độ bão
hòa dầu
(%)
85
85

b.Tính dị dưỡng.
Các tầng sản phẩm mỏ Bạch Hổ được đánh giá theo nghiên cứu mẫu lõi
trong phòng thí nghiệm, theo kết quả Krota và nghiên cứu thủy động lực.
Nghiên cứu mẫu lõi trong phòng thí nghiệm để xác định độ rỗng, độ thấm, độ
bão hòa nước. Xử lý số liệu của nghiên cứu cùng với việc sử dụng các giá trị
15

chiều dày hiệu dụng trong khoảng bộ lọc (khoảng bắn mở vỉa) của giếng
khoan.
Cát kết chứa sản phẩm ở tầng 23 vòm Bắc có độ rỗng nằm trong
khoảng 14 ÷ 28% theo số liệu Karota. Giá trị trung bình để tính trữ lượng
bằng 20% rất phù hợp với kết quả phân tích mẫu lõi cũng như số liệu địa vật
lý giếng khoan. Độ bão hòa dầu trong đá chứa 57% được kết luận theo kết
quả Karota. Độ rỗng và độ bão hòa dầu tầng 23 vòm trung tâm thực tế có
giá trị trùng với vòm Bắc (độ rỗng 19% và độ bão hòa dầu 57%).
So với trầm tích Mioxen, trầm tích chứa sản phẩm Oligoxen dưới đặc
trưng bằng độ rỗng thấp hơn đáng kể (trung bình 12% theo mẫu lõi và 15%
theo địa vật lý giếng khoan) nhưng độ bão hòa dầu cao hơn trung bình khoảng
68%.
Đa số mẫu lõi chỉ đại diện cho phần rắn chắc khung đá, thường cho giá
trị độ rỗng trong khoảng một vài %. Địa vật lý giếng khoan nghiên cứu
những khoảng lớn hơn rất nhiều trong đó các đới hang hốc và nứt nẻ không
được nghiên cứu bằng mẫu lõi. Theo tài liệu địa vật lý giếng khoan đã xác
định được những khoảng độ rỗng rất cao tới 8,5% , còn độ rỗng trung bình
có chiều dày hiệu dụng khoảng 4,3%. Khi tính trữ lượng, độ rỗng được biện
luận cho chiều dày chung của đá móng với giá trị sau: vòm Bắc 2,5 ÷
11,5%, vòm Trung Tâm 2,4 ÷ 3,8%, đá móng ( được đánh giá bằng phương
pháp gián tiếp) vào khoảng 85%.
c.Tính không đồng nhất:
Mỏ Bạch Hổ là mỏ có dạng đa vỉa, đặc trưng bằng mức độ khác nhau
về tính không đồng nhất của các đối tượng khai thác.
* Các thân dầu Mioxen dưới:
Đồng chất hơn cả là tầng 23 của vòm bắc, tính không đồng nhất của các
Mioxen cao nhất trong số các vỉa của mỏ.
Tầng Mioxen được phân làm nhiều lớp mỏng, hệ số phân lớp trung
bình ở vòm Bắc là 3,6, ở vòm Trung tâm là 5,5, tương ứng với hệ số cát của
vòm là 0,45 cho vòm Bắc và 0,34 cho vòm Trung tâm.
Tài liệu nghiên cứu địa vật lý giếng khoan và tài liệu phân tích mẫu lõi
trong phòng thí nghiệm lấy được ở tầng 3 tầng Mioxen dưới cho thấy lát cắt
các tập không đồng nhất.
* Các thân dầu Oligoxen hạ:
Theo tài liệu địa vật lý và tài liệu mẫu lõi trong giếng khoan thuộc tầng
Oligoxen hạ cho thấy mặt cắt các tầng sản phẩm rất không đồng nhất được
xen kẽ bởi các lớp cát kết, bột kết chứa sản phẩm và sét mỏng không chứa
sản phẩm. So sánh các đặc tính không đồng nhất của các đối tượng khai thác
cho thấy rằng trong các đối tượng đá có chứa độ rỗng như Oligoxen hạ
thường không đồng nhất. Hệ số phân lớp và hệ số cát của tầng Oligoxen hạ
lần lượt là 10,8 và 0,39.
16

Nói chung khi đánh giá mức độ không đồng nhất của các tầng sản
phẩm có thể nói rằng trầm tích sản phẩm Oligoxen là kém đồng nhất hơn cả.
Mức độ phân lớp lớn nhất tới 20 vỉa. Hệ số phân lớp trung bình là 19,8%.
1.3 .2. Đặc điểm cơ bản của các chất lưu.


Dầu thô
Dầu thô là hỗn hợp phức tạp của các hydrocacbon và các hợp chất khác,
nhưng phần chủ yếu là các hydrocacbon, tồn tại ở thể lỏng. Màu sắc của dầu
thô biến đổi có thể là xanh đậm, vàng, nâu và đen.
Dầu ở tất cả các vỉa trong mỏ Bạch Hổ đều chưa bão hòa, hệ số ép (tỷ số
giữa áp suất vỉa và áp suất bão hòa) :
. 1,43 cho Mioxen hạ dưới vòm Bắc.
. 1,9 cho Mioxen dưới vòm Trung tâm.
. 3,54 cho Oligoxen thượng.
. 1,94 cho Oligoxen hạ.
. 1,76 cho đá móng.
Theo các giá trị thông số cơ bản, các loại dầu mỏ Bạch Hổ có thể chia
thành 3 nhóm. Theo chiều từ nhóm I đến nhóm III các thông số gia tăng:
. Tỷ số khí dầu – dầu GOR.
. Hệ số thể tích B.
. Áp suất bão hòa Ps.
. Tỷ trọng dầu ãd.
. Độ nhớt của dầu ìd.
Trong nhóm I sự khác biệt giữa dầu Mioxen dưới vòm Trung tâm
Oligoxen trên được nhận biết bởi thành phần khí hòa tan. Khí tách dầu từ
Mioxen trên và hàm lượng nước dị thường còn khí tách dầu từ Mioxen dưới
vòm Trung tâm chứa trong thành phần propan, butan, pentan và lớn hơn.
Trong nhóm III dầu Oligoxen so với đá móng có độ khí thấp hơn, có giá trị
hệ số thể tích thấp hơn, tỷ trọng thì lớn hơn, độ nhớt lớn hơn.
Theo các giá trị áp suất bão hòa và tỷ trọng khí hòa tan, dầu trong
nhóm III tương tự như dầu Oligoxen dưới. Trên cơ sở các mô hình thực
nghiệm có thể khẳng định rằng: đối với dầu đá móng, sự thay đổi nhiệt độ ít
gây ảnh hưởng đến áp suất bão hòa được xác định bằng tỷ suất khí dầu.
Qua phân tích số liệu theo tách vi phân ta thấy được dầu được chia
thành 2 nhóm:
+ Dầu đá móng và dầu Oligoxen dưới.
+ Dầu Oligoxen thượng và Mioxen.
Về thành phần cấu tử dầu vỉa, vì lý do hạn chế các số liệu về chưng
cất chân không nên sử dụng dầu tách có tỷ trọng 833,6 và phân tử lượng
251,15g/mol để tính toán cho tầng đá móng và Mioxen hạ, còn sử dụng dầu
có trọng lượng riêng là 865kg/m 3 và phân tử lượng là 300g/mol cho
17

Oligoxen trên và Mioxen dưới. Sự cho phép kể trên dựa trên cơ sở về sự
giống nhau của các giá trị trọng lượng riêng dầu tách khí của các nhóm và
đáp ứng với các đặc tính trung bình.
Bảng 1.3. Các nhóm dầu của mỏ Bạch Hổ
Các thông số
Số
Đối tượng
nhóm
Mioxen
dưới vòm
trung tâm

Oligoxen
trên
Mioxen
dưới vòm
Bắc
Oligoxen
dưới và
móng

I

II

III

Áp suất bão
hòa
(Mpa.s)

Tỷ suất
khí dầu
(m3/t)

Hệ số
thể tích

Độ nhớt
dầu vỉa
(MPa.s)

Tỷ trọng
dầu vỉa

13,4 ÷ 16

88 ÷ 108

1,26÷ 1,35

1,34 ÷ 1,7

0,733 ÷ 0,760

18,4 ÷ 21,1

134 ÷ 147 1,39 ÷ 1,41

0,88 ÷ 1,16 0,696 ÷ 0,710

19,5 ÷ 24,7

160 ÷ 209 1,46 ÷ 1,59

0,38 ÷ 0,48 0,634 ÷ 0,668



Condensate:
Condensate là hỗn hợp của các hydrocacbon mà chúng có thể tồn tại
trong thành hệ khai thác ở dạng lỏng hoặc dạng hơi ngưng tụ. Sự hoá lỏng
của thành phần pha khí của condensate thường xảy ra khi nhiệt độ của dòng
sản phẩm hạ xuống khi di chuyển từ vỉa lên trên mặt. Trong pha hơi chúng
có các tính chất thông thường của khí. Hơi ngưng tụ có tỷ trọng biến đổi từ:
÷

÷

0,55 4,49 và độ nhớt từ: 0,006 0,011 CP ở điều kiện tiêu chuẩn. Màu sắc
của Condensate có thể là màu trắng, vàng nhạt hoặc xanh nhạt.


Khí tự nhiên:
Chất khí là chất không có hình dạng hoặc thể tích xác định. Nó sẽ lấp kín
hoàn toàn vật chứa và sẽ lấy hình dạng của vật chứa. Khí hydrocacbon đi
cùng với dầu thô được gọi là khí tự nhiên và có thể thấy ở dạng khí tự nhiên

18

hoặc khí hòa tan .Tỷ trọng của khí tự nhiên biến đổi từ: 0,55
nhớt từ: 0.011

÷

÷

0,90 và độ

0,024 CP ở điều kiện tiêu chuẩn.



Khí tự do:
Khí tự do là một hydrocacbon mà nó tồn tại ở thể khí tại áp suất và nhiệt
độ vận hành. Khí tự do có thể hiểu như bất kỳ loại khí nào ở bất cứ áp suất
nào mà không hoà tan trong các hydrocacbon lỏng.


Khí hoà tan:
Khí hoà tan được chứa đồng đều trong dầu ở nhiệt độ và áp suất đã định.
Sự giảm áp suất, tăng nhiệt độ có thể làm cho khí thoát khỏi dầu và những
khí thoát ra đó có các tính chất của khí tự do.
Bảng 1.4. Thành phần và tính chất của khí hòa tan trong dầu.
Độ sâu (m)
2885 – 2935
3165 – 3215
3405 – 3415
3455 – 3515
3535 – 3565
3565 – 3585
3525 – 3695
3695 – 3715
3755 – 3785

% CO2
0,03 – 0,04
0,03 – 0,04
0,03 – 0,04
0,03 – 0,04
0,03 – 0,04
0,03 – 0,04
0,03 – 0,04
0,03 – 0,04
0,03 – 0,04

Tỷ trọng
0,741
0,668
0,641
0,640
0,654
0,656
0,655
0,650
0,645

Yếu tố khí (m3/m3)
140
180
130
130
130
130
160
120
130

Khí hòa tan trong dầu thuộc loại khí béo và rất béo. Trong thành phần của
chúng lượng C2+ là 22,7 ÷ 39%. Theo chiều từ Mioxen đến đá móng độ béo
của khí giảm dần, đồng thời các giá trị của C 2+ lớn hơn ở các tầng Oligoxen
trên, dưới và Mioxen vòm Bắc rất nhiều (gần 39%). Khí thuộc loại không
chứa Lưu huỳnh và hàm lượng Cacbondioxit thấp (0,09 ÷ 0,61%), hàm
lượng khí Nitơ từ 1,0 ÷ 2,8% với các giá trị dị thường là 9,85% ở Oligoxen
trên.


Nước:
Nước khai thác cùng dầu thô hoặc khí tự nhiên có thể tồn tại ở dạng lỏng
hoặc ở dạng hơi tuỳ thuộc vào nhiệt độ và áp suất làm việc. Nước lỏng có
thể ở trạng thái tự do hoặc dạng nhũ tương. Nước tự do tách ra từ các
19

hydrocacbon lỏng. Nước nhũ tương bị phân tán trong dạng những hạt nhỏ
trong hydrocacbon lỏng.


Các tạp chất và các chất khác:
Các dòng sản phẩm khai thác từ các vỉa có thể chứa các tạp chất ở thể khí
như Nitơ (N2), cacbon đioxit (CO2), hyđro sunfua (H2S) và các loại khí khác,
chúng không phải là các hydrocacbon trong tự nhiên. Chúng có thể có lợi
hoặc có hại cho quá trình khai thác (giúp giảm tỷ trọng của dòng sản phẩm,
gây ăn mòn thiết bị…). dòng sản phẩm có thể chứa các tạp chất lỏng hoặc
sền sệt như nước và parafin. Chúng có thể còn chứa các tạp chất rắn như
mùn khoan, cát, bùn và muối.
1.3.3. Nhiệt độ và gradient địa nhiệt.
a. Gradient địa nhiệt (GDN) các đá phủ trên móng.
Móng được phủ bởi các thành phần tạo trầm tích sét tuổi Mioxen và
Oligoxen, các lớp phủ này có hệ số dẫn nhiệt bé hơn so với hệ số dẫn nhiệt
của đá móng. Dòng nhiệt này sau khi ra khỏi móng sẽ bị ứ ở các lớp phủ
phía trên, GDN của các lớp đá này lớn hơn đá ở móng.
Những đo đạc trong các giếng mở vào thân dầu tuổi Mioxen hạ,
Oligoxen có quy luật như sau:
Cùng chiều sâu như nhau, giếng nào nằm ở vùng đá móng nâng cao thì
nhiệt độ cao hơn, ngược lại giếng nào nằm ở vùng đá móng hạ thấp thì có
nhiệt độ thấp hơn.
Tại Vòm Nam các lớp phủ nằm ở độ sâu từ 2800m xuống gặp đá móng
ở độ sâu 3100m, GDN có giá trị trong khoảng 4 ÷ 5 0C.Các lớp phủ này gặp
đá móng ở sâu hơn (3300m) thì GDN từ 3,8 ÷ 4 0C. Tại Vòm Bắc các lớp
nằm ở độ sâu 2800m trở xuống gặp đá móng ở 3500 ÷ 3700m, GDN thay
đổi từ 3,5 ÷ 50C. Các lớp phủ gặp móng sâu hơn (4000m) thì GDN từ 3 ÷
40C.
b. Gradient địa nhiệt đá móng.
Do ảnh hưởng của lớp phủ Mioxen và Oligoxen và do vị trí mỗi vòm
khác nhau cho nên nhiệt độ các vùng trên mặt đá móng khác nhau. Nhưng
sau khi đi vào móng ở độ sâu nào đó (có thể chọn là 4300m) thì nhiệt độ
vòm nam và vòm bắc tương đương nhau.
Kết quả nghiên cứu cho phép xác định được giá tri GDN của đá móng là
0
2,5 C. Ở độ sâu 4300m có nhiệt độ là 157,50C.

20