Luận văn thạc sĩ công nghệ khoan và khai thác dầu khí phân tích đánh giá những phức tạp khi khoan qua trầm tích carbonate bồn trũng nam côn sơn và đề xuất giải pháp công nghệ phù hợp

Luận văn thạc sĩ phân tích phức tạp khi khoan qua trầm tích carbonate bồn trũng Nam Côn Sơn, đề xuất giải pháp công nghệ hiệu quả.

• Tác giả: Đỗ Nguyên Giáp
• Người hướng dẫn: TSKH. Trần Xuân Đào
• Trường học: Đại học Bách Khoa, Đại học Quốc gia TP.HCM
• Chuyên ngành: Kỹ thuật khoan khai thác và công nghệ dầu khí
• Đề tài: Phân tích đánh giá những phức tạp khi khoan qua trầm tích carbonate bồn trũng Nam Côn Sơn và đề xuất giải pháp công nghệ phù hợp
• Loại tài liệu: luận văn thạc sĩ
• Năm xuất bản: 2012
• Địa điểm: Thành phố Hồ Chí Minh

Mục lục chi tiết

• LỜI CẢM ƠN
• KÝ HIỆU VIẾT TẮT
• MỞ ĐẦU
• 1. Chương 1: Tổng quan hoạt động thăm dò khai thác tại bồn trũng NCS thềm lục địa Nam Việt Nam
• 1.1. Khái quát đặc điểm địa chất khu vực NCS
• 1.1.1. Đặc điểm cấu trúc
• 1.1.2. Đặc điểm thạch học
• 1.2. Áp suất thành hệ
• 1.2.1. Nhiệt độ thành hệ
• 1.3. Khái quát hoạt động thăm dò khu vực NCS
• 1.3.1. Khái quát hoạt động thăm dò tại bồn trũng NCS
• 1.4. Đặc điểm cấu trúc giếng khoan và ống chống
• 1.5. Đặc điểm dung dịch khoan
• 1.5.1. Phức tạp và sự cố trong khi thi công khoan tại bồn trũng NCS
• 1.5.2. Đánh giá tổng quan
• 1.6. Kết luận chương
• 2. Chương 2: Cơ sở lý thuyết phân tích phức tạp sự cố mất dung dịch và kẹt cần khoan
• 2.1. Mất dung dịch
• 2.1.1. Mất dung dịch do hiện tượng xâm thực
• 2.1.2. Mất dung dịch do vỡ vỉa thủy lực
• 2.2. Phun trào-kick
• 2.2.1. Các nguyên nhân gây nên hiện tượng phun
• 2.2.2. Sự sụt giảm áp suất trong lòng giếng khoan
• 2.2.3. Dấu hiệu của hiện tượng phun
• 2.3. Kẹt cần khoan
• 2.3.1. Hiện tượng kẹt cần cơ học
• 2.3.2. Hiện tượng kẹt cần do chênh áp
• 3. Chương 3: Hoàn thiện công nghệ khoan Carbonate áp dụng cụ thể đối với cột địa tầng lô 04.3 bồn trũng NCS thềm lục địa Nam VN
• 3.1. Giải pháp công nghệ
• 3.1.1. Hoàn thiện cấu trúc giếng khoan ở khu vực NCS
• 3.1.1.1. Khoan dò đường kính nhỏ
• 3.1.1.2. Phương pháp hàm số mũ “d”
• 3.1.1.3. Phương pháp đo địa chấn trong khi khoan
• 3.2. Giải pháp kỹ thuật
• 3.2.1. Choòng khoan và thông số chế độ khoan
• 3.2.2. Dung dịch khoan
• 3.2.3. Xi măng giếng khoan
• 3.2.4. Xử lý khi giếng mất dung dịch
• 3.2.5. Các phương pháp công nghệ phòng chống kẹt cần
• 3.2.6. Các phương pháp kiểm soát và phòng chống phun trào
• 3.2.7. Giàn và thiết bị khoan
• Kết luận và kiến nghị
• Tài liệu tham khảo

Tóm tắt

I. Khoan qua trầm tích carbonate

Khoan qua trầm tích carbonate là một thách thức lớn trong ngành dầu khí, đặc biệt tại bồn trũng Nam Côn Sơn. Trầm tích carbonate có cấu trúc phức tạp với các hang hốc và khe nứt, dẫn đến nguy cơ mất dung dịch khoan và kẹt cần. Các giếng khoan tại đây thường gặp sự cố như mất tuần hoàn, phun trào và kẹt cần, gây thiệt hại lớn về thời gian và chi phí. Nghiên cứu này tập trung phân tích các yếu tố địa chất và kỹ thuật ảnh hưởng đến quá trình khoan, từ đó đề xuất giải pháp công nghệ khoan hiệu quả.

1.1. Đặc điểm địa chất trầm tích carbonate

Trầm tích carbonate tại bồn trũng Nam Côn Sơn có cấu trúc đa dạng với các hang hốc và khe nứt hình thành do quá trình hòa tan và tái kết tinh. Điều này tạo ra các vùng có độ thấm cao, dễ gây mất dung dịch khoan. Ngoài ra, sự hiện diện của các đới áp suất cao và nhiệt độ cao làm tăng độ phức tạp khi khoan. Các nghiên cứu địa chấn và thạch học cho thấy sự phân bố không đồng đều của các lớp trầm tích, đòi hỏi kỹ thuật khoan chính xác để tránh sự cố.

1.2. Thách thức kỹ thuật khi khoan

Các thách thức khoan trầm tích bao gồm mất dung dịch do xâm thực và vỡ vỉa thủy lực, phun trào do chênh áp, và kẹt cần do ma sát hoặc chênh áp. Các sự cố này thường xảy ra khi khoan qua các đới có cấu trúc phức tạp. Việc áp dụng công nghệ khoan hiện đại như khoan dò đường kính nhỏ và phương pháp hàm số mũ 'd' giúp giảm thiểu rủi ro và tối ưu hóa quy trình khoan.

II. Bồn trũng Nam Côn Sơn

Bồn trũng Nam Côn Sơn là một trong những khu vực có tiềm năng dầu khí lớn tại thềm lục địa Nam Việt Nam. Với cấu trúc địa chất phức tạp, bao gồm các đới nâng, trũng và hệ thống đứt gãy, bồn trũng này đặt ra nhiều thách thức trong công tác thăm dò và khai thác. Các trầm tích carbonate tại đây có đặc điểm thạch học và áp suất thành hệ đa dạng, đòi hỏi giải pháp công nghệ khoan chuyên biệt để đảm bảo an toàn và hiệu quả.

2.1. Cấu trúc địa chất bồn trũng

Bồn trũng Nam Côn Sơn được hình thành từ các hoạt động đứt gãy tách giãn trong kỷ Đệ Tam, tạo nên các khối nâng và trũng phân bố không đồng đều. Các hệ thống đứt gãy chính có hướng Bắc-Nam và Đông Bắc-Tây Nam, tạo điều kiện cho sự tích tụ dầu khí. Các trầm tích carbonate phân bố chủ yếu tại các khối nâng, nơi có điều kiện thuận lợi cho sự hình thành các bẫy dầu khí.

2.2. Đặc điểm thạch học và áp suất

Các thành hệ trầm tích tại bồn trũng Nam Côn Sơn bao gồm thành hệ Cau, Dừa dưới và Dừa trên, với đặc điểm thạch học đa dạng từ cát kết, sét kết đến carbonate. Áp suất thành hệ và nhiệt độ cao tại các đới sâu làm tăng độ phức tạp khi khoan. Việc phân tích các yếu tố này giúp xác định ranh giới các đới có sự đột biến về áp suất, từ đó đề xuất giải pháp công nghệ khoan phù hợp.

III. Giải pháp công nghệ khoan

Để khắc phục các phức tạp khi khoan qua trầm tích carbonate tại bồn trũng Nam Côn Sơn, nghiên cứu đề xuất các giải pháp công nghệ khoan hiện đại. Các giải pháp này bao gồm tối ưu hóa cấu trúc giếng khoan, sử dụng dung dịch khoan chuyên dụng và áp dụng kỹ thuật khoan tiên tiến. Những giải pháp này không chỉ giảm thiểu rủi ro mà còn nâng cao hiệu quả kinh tế trong công tác thăm dò và khai thác dầu khí.

3.1. Tối ưu hóa cấu trúc giếng khoan

Việc tối ưu hóa quy trình khoan bao gồm thiết kế cấu trúc giếng khoan phù hợp với đặc điểm địa chất tại bồn trũng Nam Côn Sơn. Sử dụng phương pháp hàm số mũ 'd' giúp xác định ranh giới các đới có sự đột biến về áp suất, từ đó điều chỉnh thông số khoan phù hợp. Ngoài ra, việc áp dụng kỹ thuật khoan dò đường kính nhỏ giúp giảm thiểu nguy cơ mất dung dịch và kẹt cần.

3.2. Sử dụng dung dịch khoan chuyên dụng

Dung dịch khoan đóng vai trò quan trọng trong việc kiểm soát áp suất và ổn định thành giếng. Nghiên cứu đề xuất sử dụng các loại dung dịch khoan có độ nhớt và độ ổn định cao, phù hợp với đặc điểm của trầm tích carbonate bồn trũng. Các giải pháp xử lý khi giếng mất dung dịch cũng được đề cập, bao gồm sử dụng vật liệu bịt kín và điều chỉnh thông số tuần hoàn.

Nội dung chính

Tổng quan nghiên cứu

Bồn trũng Nam Côn Sơn là một trong những bể trầm tích có tiềm năng dầu khí lớn nhất thềm lục địa phía Nam Việt Nam, với diện tích khoảng 100.000 km2 tại tọa độ từ 7° đến 9°45' vĩ độ Bắc và 107°30' đến 110° kinh độ Đông. Trong giai đoạn từ năm 1979 đến năm 2012, các nhà thầu dầu khí quốc tế và trong nước đã đầu tư gần 650 triệu USD để thi công 57 giếng khoan tìm kiếm, thăm dò và khai thác. Tuy nhiên, hoạt động khoan tại các khu vực trọng điểm như Lô 04, Lô 05 và Lô 06 luôn đối mặt với những thách thức kỹ thuật cực kỳ gay gắt do điều kiện địa chất phức tạp, đặc biệt là sự xuất hiện của tầng trầm tích carbonate ám tiêu san hô tuổi Miocene giữa đến muộn.

Vấn đề cốt lõi nảy sinh khi choòng khoan đi qua các tầng carbonate nứt nẻ, hang hốc nằm xen kẹp ngay bên dưới các đới sét nén ép có dị thường áp suất và nhiệt độ cao. Hiện tượng mất dung dịch tuần hoàn nghiêm trọng, khí carbonic và hydrocarbon phun trào, cùng sự cố kẹt cần khoan liên tục xảy ra khiến gần 40 giếng khoan thăm dò tại khu vực trung tâm phải kết thúc sớm trước chiều sâu thiết kế. Thiệt hại kinh tế thực tế lên tới 40 triệu USD cho mỗi chiến dịch khoan không thành công của các nhà thầu quốc tế.

Mục tiêu nghiên cứu của luận văn là phân tích toàn diện bản chất cơ chế các sự cố cơ học và thủy động lực học, đánh giá định lượng các yếu tố rủi ro địa chất, từ đó đề xuất hệ giải pháp công nghệ - kỹ thuật đồng bộ cho quy trình khoan qua tầng carbonate. Nghiên cứu tập trung vào dải độ sâu từ 1.140 m đến 5.200 m dưới đáy biển, mang lại ý nghĩa thực tiễn to lớn trong việc giảm thiểu tỷ lệ sự cố kẹt cần và mất dung dịch xuống dưới 15%, tối ưu hóa cấu trúc ống chống và đảm bảo an toàn tuyệt đối cho các giếng khoan chiến lược như giếng CB-1X tại Lô 04.3.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Khung lý thuyết áp dụng

Nghiên cứu xây dựng trên nền tảng lý thuyết thủy động lực học giếng khoan và cơ học đá ứng dụng. Mô hình toán học về vỡ vỉa thủy lực của tác giả S.A. Khristianovich được áp dụng để xác định tương quan phi tuyến giữa áp suất thủy động đáy giếng với bán kính xâm nhập dung dịch và bán kính vùng giảm tải của vỉa đất đá dẻo. Lý thuyết cân bằng áp suất cột chất lưu và phương pháp hàm số mũ d hiệu chỉnh (dc-exponent) được tích hợp nhằm tính toán, phân tách ranh giới các đới chuyển tiếp áp suất bất thường.

Các khái niệm cơ sở được chuẩn hóa bao gồm: gradient áp suất lỗ rỗng (dao động từ mức bình thường 9.0 ppg lên mức dị thường cao 16.4 đến 18.2 ppg EMW), gradient áp suất nứt vỉa, gradient nhiệt độ địa nhiệt (đạt mức cực đại 4.3°C/100m) và hiện tượng kẹt cần do chênh áp (differential sticking). Khi độ chênh lệch giữa áp suất thủy tĩnh của cột dung dịch và áp suất vỉa vượt qua ngưỡng an toàn 1.600 psi (tương đương 11.032 kPa), lực ma sát tiếp xúc giữa cần khoan và lớp vỏ bùn trên thành giếng sẽ tăng vọt, gây bó kẹt cơ học toàn bộ bộ khoan cụ.

Phương pháp nghiên cứu

Luận văn sử dụng phương pháp thống kê hồi cứu kết hợp phân tích mô hình hóa kỹ thuật dựa trên nguồn dữ liệu thực tế từ 57 giếng khoan dầu khí đã thi công tại bồn trũng Nam Côn Sơn. Cỡ mẫu nghiên cứu chuyên sâu bao gồm 40 giếng khoan phân bố tại các Lô 04, Lô 05 và Lô 06. Phương pháp chọn mẫu có chủ đích được áp dụng nhằm tập trung vào các giếng khoan gặp tầng carbonate dày từ 100 m đến 600 m có ghi nhận sự cố phức tạp.

Lý do lựa chọn phương pháp phân tích thống kê kết hợp giải tích thủy lực là nhằm đối chiếu trực tiếp các thông số thiết kế lý thuyết với diễn biến thực địa (như lưu lượng bơm ép, áp suất tuần hoàn, trọng lượng riêng dung dịch từ 1.20 g/cm3 đến 2.20 g/cm3). Đồng thời, phương pháp khảo sát địa chấn trong khi khoan (VSP) được phân tích để kiểm chứng khả năng định vị chính xác nóc bất chỉnh hợp địa tầng. Toàn bộ chuỗi số liệu được tổng hợp và xử lý chi tiết theo tiến trình lịch sử khoan thăm dò từ năm 1979 đến năm 2012.

Kết quả nghiên cứu và thảo luận

Những phát hiện chính

Nghiên cứu đã chỉ ra ba phát hiện bản chất gây ra sự cố khoan nghiêm trọng tại bồn trũng Nam Côn Sơn:

Thứ nhất, bẫy áp suất đảo chiều và mất dung dịch đa cấp độ. Tầng trầm tích carbonate tuổi Miocene giữa (thành hệ Thông - Mãng Cầu) có cấu trúc hang hốc, nứt nẻ tự nhiên phát triển mạnh, nằm ngay dưới đới sét nén ép có gradient áp suất vọt lên 18.2 ppg. Tại giếng khoan 04.3-DB-1X, khi khoan qua độ sâu 2.387 m, tốc độ mất dung dịch đo được lên tới 360 thùng/giờ. Đơn vị thi công đã phải bơm trám liên tiếp 18 cầu xi măng nhưng vẫn không thể khống chế hoàn toàn tình trạng mất tuần hoàn.

Thứ hai, hiện tượng kẹt cần do chênh áp cực hạn khi xử lý phun trào khí. Khi đối phó với dòng khí xâm nhập (kick) từ vỉa có áp suất trên 14.000 psi, các nhà thầu thường nâng trọng lượng riêng dung dịch gốc nước lên mức 1.89 đến 2.20 g/cm3 (15.8 đến 18.3 ppg). Việc làm nặng dung dịch bằng hàm lượng lớn Barite khiến vỏ bùn dày lên nhanh chóng. Tại giếng TL-1X (Lô 05.1b), chênh áp đo được giữa cột thủy tĩnh và áp lực vỉa lên tới 4.309 psi (vượt 269% so với giới hạn an toàn 1.600 psi), dẫn đến sự cố kẹt cứng bộ cần khoan tại độ sâu 3.100 m và buộc phải hủy giếng.

Thứ ba, sự thiếu chính xác trong xác định vị trí thả chân đế ống chống. Khoảng 85% các giếng khoan gặp sự cố tại Lô 04 và Lô 05 xuất phát từ việc cột ống chống 13 3/8 inch đặt sai lệch so với nóc thực tế của tầng carbonate từ 50 m đến 180 m. Việc phải khoan đồng thời qua hai hệ địa tầng có cửa sổ áp suất trái ngược nhau trong cùng một thân giếng hở là nguyên nhân trực tiếp dẫn đến mất dung dịch ở tầng dưới và vỡ vỉa hoặc kẹt cần ở tầng trên.

Thảo luận kết quả

Các phát hiện thực nghiệm khẳng định sự cố mất dung dịch tại Nam Côn Sơn diễn ra theo cả hai cơ chế: xâm thực chất lưu vào hang hốc rỗng tự nhiên và nứt vỉa thủy lực do áp suất đáy giếng vượt giới hạn bền đất đá. Nhiệt độ đáy giếng tăng nhanh theo chiều sâu, ghi nhận mức nhiệt từ 183°C đến 200°C tại các độ sâu từ 4.500 m đến 4.971 m, làm biến tính hệ dung dịch gốc nước và giảm khả năng bôi trơn của vỏ bùn.

Dữ liệu địa chất và áp suất thành hệ có thể được trực quan hóa sinh động qua biểu đồ phân bố gradient áp suất (pore pressure profile) kết hợp bảng ma trận phân loại rủi ro theo từng phân vị địa tầng. Biểu đồ tính toán theo mô hình Khristianovich minh chứng rõ ràng: khi áp suất thủy động đáy giếng đạt giá trị trung bình giữa áp suất vỉa và áp suất địa tĩnh, thể tích dung dịch thất thoát sẽ đạt cực đại.

So sánh với các nghiên cứu tiền nhiệm, luận văn chỉ ra rằng phương pháp đổ cầu xi măng hay nút mùn thông thường có tỷ lệ thất bại lên tới 90% trong các đới rỗng lớn. Ngược lại, việc ứng dụng giải pháp công nghệ khoan bằng mũ dung dịch (Pressurized Mud Cap Drilling - PMCD) đã giúp giếng 06-LD-1X vượt qua đới mất dung dịch toàn phần tại độ sâu 1.389 m và hoàn thành chiều sâu thiết kế 3.206 m một cách an toàn.

Đề xuất và khuyến nghị

Dựa trên kết quả phân tích toàn diện, bốn giải pháp công nghệ kỹ thuật trọng tâm được đề xuất nhằm hoàn thiện quy trình thi công:

Một là, tái cấu trúc hệ thống cột ống chống giếng khoan. Thiết kế bổ sung cột ống lửng 11 3/4 inch hoặc 9 5/8 inch chuyên dụng để bịt kín hoàn toàn đới bất chỉnh hợp Miocene giữa (MMU) trước khi mở lỗ khoan vào tầng carbonate. Mục tiêu: Cách ly 100% hai hệ tầng áp suất xung đột. Thời gian thực hiện: Hoàn thành trong giai đoạn lập phương án kỹ thuật giếng trước ngày khởi công 60 ngày. Chủ thể thực hiện: Phòng Công nghệ Khoan thuộc các đơn vị điều hành dầu khí.

Hai là, chuẩn hóa quy trình nhận diện nóc tầng chứa bằng công nghệ địa chấn VSP trong khi khoan kết hợp đường cong hàm số mũ dc. Kiểm soát sai số ranh giới thành hệ dưới 5 m để chọn điểm đặt chân đế ống chống 13 3/8 inch tối ưu. Mục tiêu: Loại bỏ hoàn toàn tình trạng chống ống sớm. Thời gian thực hiện: Triển khai theo thời gian thực trong suốt quá trình khoan mở lỗ 12 1/4 inch. Chủ thể thực hiện: Nhà thầu dịch vụ địa vật lý giếng khoan phối hợp cùng kỹ sư giám sát địa chất.

Ba là, chuyển đổi quy trình xử lý mất dung dịch sang công nghệ khoan mũ dung dịch PMCD. Khi tốc độ mất dung dịch vượt quá 25 m3/giờ, lập tức bơm ép chất lưu hy sinh (sacrificial fluid) vào thành hệ kết hợp duy trì mũ dung dịch nặng trên vành xuyến. Mục tiêu: Tiết kiệm tối thiểu 500 giờ khắc phục sự cố và bảo vệ tầng chứa. Thời gian: Kích hoạt ngay trong vòng 2 giờ kể từ khi mất tuần hoàn toàn phần. Chủ thể: Đốc công giàn khoan và kỹ sư trưởng dung dịch.

Bốn là, tối ưu hóa hệ dung dịch khoan ức chế cao chịu nhiệt và kiểm soát chênh áp an toàn. Sử dụng hệ dung dịch gốc dầu hoặc dung dịch polymer tổng hợp có khả năng làm việc ổn định ở nhiệt độ trên 180°C, kiểm soát chênh áp cột dung dịch không vượt quá 1.600 psi, đồng thời duy trì sẵn 200 thùng chất lỏng ngâm giải kẹt chuyên dụng trên giàn. Mục tiêu: Rút ngắn thời gian xử lý kẹt cần xuống dưới 24 giờ. Chủ thể: Nhà thầu cung cấp hóa phẩm dung dịch.

Đối tượng nên tham khảo luận văn

Công trình nghiên cứu mang giá trị thực tiễn và học thuật cao cho 4 nhóm đối tượng chính:

Nhóm thứ nhất: Kỹ sư thiết kế giếng khoan và chuyên viên công nghệ mỏ tại các nhà điều hành dầu khí. Luận văn cung cấp phương pháp luận chuẩn xác để thiết kế cấu trúc ống chống đa tầng, tính toán chính xác cửa sổ áp suất và tối ưu hóa chế độ thủy lực cho các giếng khoan biển sâu có điều kiện nhiệt độ, áp suất cao.

Nhóm thứ hai: Đội ngũ giám sát thi công, đốc công giàn khoan và kỹ sư dung dịch ngoài hiện trường. Tài liệu cung cấp cẩm nang thực hành xử lý sự cố mất tuần hoàn từ mức rò rỉ dưới 2 m3/giờ đến mức mất toàn phần trên 25 m3/giờ, quy trình vận hành khoan mũ dung dịch và phương pháp cứu kẹt cần do chênh áp.

Nhóm thứ ba: Cán bộ quản lý dự án, chuyên gia thẩm định kỹ thuật tại Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, PVEP, Vietsovpetro và các công ty liên doanh. Nghiên cứu hỗ trợ đánh giá toàn diện bức tranh rủi ro địa chất, xây dựng dự toán ngân sách chính xác và hạn chế các thiệt hại tài chính phát sinh lên tới hàng chục triệu USD.

Nhóm thứ tư: Giảng viên, nghiên cứu sinh và học viên cao học chuyên ngành Kỹ thuật Khoan - Khai thác Dầu khí. Luận văn là tài liệu tham khảo giá trị với hệ thống dữ liệu thực địa phong phú từ 57 giếng khoan và mô hình toán thủy lực ứng dụng sắc bén.

Câu hỏi thường gặp

Nguyên nhân chính gây kẹt cần khoan khi thi công qua tầng carbonate bồn trũng Nam Côn Sơn là gì? Nguyên nhân chủ yếu do chênh lệch áp suất quá lớn giữa cột thủy tĩnh dung dịch nặng (tỷ trọng từ 1.89 đến 2.20 g/cm3 dùng để chặn khí) và áp lực vỉa thấp của tầng carbonate rỗng. Khi chênh áp vượt ngưỡng an toàn 1.600 psi (thực tế tại giếng TL-1X đạt 4.309 psi), lớp vỏ bùn dày sẽ ép chặt và giữ cứng bộ khoan cụ vào vách giếng.

Phương pháp hàm số mũ d hiệu chỉnh hỗ trợ công tác an toàn khoan như thế nào? Phương pháp dc theo dõi liên tục sự biến thiên độ cứng cơ học của đất đá theo chiều sâu. Khi choòng khoan tiến gần đến đới dị thường áp suất cao trước nóc tầng carbonate (khoảng độ sâu 2.000 m đến 2.500 m), giá trị dc sẽ suy giảm đột ngột, cung cấp cảnh báo sớm để đội ngũ kỹ thuật kịp thời điều chỉnh tỷ trọng dung dịch và quyết định điểm dừng chống ống chính xác.

Công nghệ khoan bằng mũ dung dịch PMCD có ưu thế gì vượt trội so với bơm trám xi măng truyền thống? Khi gặp hang hốc karst làm mất dung dịch toàn phần trên 25 m3/giờ, bơm trám xi măng thường bị thất thoát và thất bại (như giếng 04.3-DB-1X trám 18 lần không thành công). Phương pháp PMCD chủ động bơm chất lỏng rẻ tiền vào vỉa rỗng và bơm dung dịch nặng kiểm soát khí từ trên vành xuyến, giúp giếng khoan 06-LD-1X đạt chiều sâu 3.206 m mà không cần phục hồi tuần hoàn kín.

Nhiệt độ cao ảnh hưởng tiêu cực như thế nào đến hệ dung dịch khoan tại khu vực này? Với gradient nhiệt độ lên tới 4.3°C/100m, nhiệt độ đáy giếng tại các độ sâu trên 4.500 m thường đạt từ 183°C đến 200°C. Mức nhiệt khắc nghiệt này bẻ gãy các chuỗi liên kết polymer trong dung dịch gốc nước thông thường, làm suy giảm tính lưu biến, mất khả năng tạo màng bảo vệ mỏng và làm tăng nguy cơ sập lở thành giếng cùng kẹt cần.

Tại sao phải thả cột ống chống lửng phụ trước khi khoan vào tầng Miocene giữa? Tầng sét ngay trên bất chỉnh hợp Miocene giữa có áp suất vọt lên 18.2 ppg, trong khi tầng carbonate ngay dưới lại có độ rỗng lớn và áp suất vỉa thấp hơn. Thả cột ống lửng 11 3/4 inch hoặc 9 5/8 inch giúp bọc kín đới áp suất cao, ngăn chặn nguy cơ vỡ nứt vỉa và mất dung dịch hàng loạt khi khoan tiếp vào tầng chứa carbonate.

Kết luận

• Luận văn đã tổng kết và phân tích chuyên sâu bộ dữ liệu thực địa từ 57 giếng khoan với tổng kinh phí thăm dò gần 650 triệu USD tại bồn trũng Nam Côn Sơn.
• Làm sáng tỏ bản chất các sự cố mất dung dịch, phun trào khí và kẹt cần do chênh áp cực hạn lên tới 4.309 psi trong tầng trầm tích carbonate Miocene.
• Chứng minh tính khả thi và hiệu quả vượt trội của công nghệ khoan bằng mũ dung dịch PMCD và phương pháp định vị nóc vỉa bằng địa chấn trong khi khoan.
• Đề xuất hoàn thiện cấu trúc giếng khoan đa tầng ống chống, loại bỏ rủi ro khoan đồng thời qua hai đới địa tầng có áp suất tương phản.
• Xây dựng thành công quy trình công nghệ chuẩn hóa, ứng dụng trực tiếp cho giếng khoan CB-1X tại Lô 04.3 và mở rộng ra toàn thềm lục địa Nam Việt Nam.

Đóng góp lớn nhất của nghiên cứu là chuyển hóa các bài học thất bại đắt giá trong quá khứ thành hệ thống giải pháp công nghệ đồng bộ, giúp nâng cao tính an toàn và hiệu quả kinh tế cho ngành khoan dầu khí biển sâu. Trong kế hoạch 6 đến 12 tháng tới, các doanh nghiệp thăm dò khai thác cần tích hợp quy trình PMCD vào quy chuẩn vận hành tiêu chuẩn trên các giàn khoan tự nâng và giàn bán chìm. Hãy tham khảo và ứng dụng ngay những giải pháp kỹ thuật cốt lõi từ công trình nghiên cứu này để làm chủ công nghệ thi công và bảo đảm an toàn tối đa cho các chiến dịch khoan dầu khí tương lai.

Trích đoạn nội dung tài liệu

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN HOẠT ĐỘNG THĂM DÒ KHAI THÁC TẠI BỒN TRŨNG NAM CÔN SƠN THỀM LỤC ĐỊA NAM VIỆT NAM 1.1 KHÁI QUÁT ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT KHU VỰC NAM CÔN SƠN Vùng nghiên cứu nằm trong khoảng 7°-9°45' vĩ độ Bắc, 107°30'-110° kinh độ Đông với diện tích khoảng 100.000 km2, bồn trũng NCS được giới hạn về phía Tây Bắc bởi đới nâng Côn Sơn, phía Nam bởi đới nâng Cò Rạt-Natuna và phía Đông bởi đơn nghiêng Đa Lát Vũng Mây và bồn trũng Trường Sa, phía Đông Nam là bồn trũng Vũng Mây ( Hình 1. Ranh giới của bồn trũng NCS nếu xác định một cách quy ước theo đường đẳng sâu đáy trầm tích Kainozoi 1000m, thì chúng được xác định rõ ràng ở phía Bắc, Tây bắc và Đông bắc tại khu vực các lô 130, 03, 04. Phía Nam, Tây Nam và Đông Nam ranh giới bồn trũng NCS nằm trong địa phận các lô 135, 06,12, 21. Chiều sâu nước biển tại các lô vùng nghiên cứu giao động trong khoảng từ 70- 96m, cá biệt có nơi chiều sâu nước biển lên tới 850m (khu vực lô 04.

Có thể sử dụng các phương tiện khoan di động cho các giếng khoan thăm dò như: giàn bán chìm, tàu khoan và các giàn tự nâng có chiều cao chân giàn trên 90m.1 Đặc điểm cấu trúc Đặc điểm cấu trúc chính của bồn trũng NCS được thể hiện trên bản đồ cấu trúc (Hình 1. Các khối móng nâng cao và kéo dài theo hướng Đông Bắc-Tây Nam được tách biệt bởi các Trũng Bắc, Nam, phụ bể Thanh Long và Phúc Nguyên với các trũng cùng tên tại trung tâm của chúng sâu hơn 5 giây TWT. Góc phía Tây Bắc và Tây của bồn trũng NCS là đới nâng Côn Sơn (sâu hơn 1 giây TWT), đới nâng này chia cắt bồn trũng NCS và Cửu Long. Phía Đông của đới nâng Côn Sơn là đơn nghiêng Côn Sơn (1-3 giây).

Góc phía Nam của bồn trũng NCS là thềm Natuna và đới nâng Natuna (>3 giây). Góc phía Đông bắc của bồn trũng NCS được hạn chế bởi đới nâng Đông Sơn có hướng BĐB-NTN. Phức hệ móng nâng cao rộng lớn này chưa khi nào được phủ hoàn toàn bởi trầm tích, ngày nay chúng tồn tại như dãy núi giữa biển. Góc phía Đông - Đông Nam của bồn trũng NCS được hạn chế bởi đới nâng Phúc Nguyên (hướng Đông-Tây) và đới nâng Tư Chính (hướng Đông Bắc-Tây Nam).

Giữa các đới nâng này là phụ bể Phúc Nguyên và xa hơn nữa về phía Đông là Biển Đông rộng lớn. Các hệ thống đứt gãy trong Mioxen, Oligoxen và móng trước Đệ tam chủ yếu có hướng Bắc-Nam, Đông Bắc-Tây Nam, Đông-Tây và một số ít có hướng Tây Bắc-Đông Nam. Minh giải sơ lược cấu trúc móng đã chỉ ra sự dịch chuyển trên các đứt gãy chính. Tất cả những đứt gãy này xác định được cánh nâng nằm ở phần cao của cấu trúc và cánh sụt nằm ở phần thấp của cấu trúc (đứt gãy thuận).1: Bản đồ vị trí địa lý bồn trũng NCS(CMH -2000) 11 Hình 1.2 Sơ đồ các yếu tố cấu trúc địa tầng tại bồn trũng NCS(CMH-2000) 12 Đặc điểm cấu trúc của bể là một chuỗi các đứt gãy tách giãn lớn trong móng, thường tái hoạt động tới tận Mioxen và những đứt gãy kiểu Domino sắp hàng trong Mioxen, chúng tách biệt các khối móng.

Cấu trúc nếp lồi đứt gãy phức tạp thường gặp trong bể. Các hệ thống nếp lồi này thường nằm ở cánh sụt của các đứt gãy chính trong lô 5, 4 và 131. Nhìn chung bồn trũng NCS có cấu trúc khá phức tạp do hoạt động đứt gãy tạo thành, các khối nâng sụt phân bố không có qui luật đặc trưng. Dựa vào đặc điểm cấu trúc móng có thể phân chia bể NCS thành các yếu tố kiến trúc chính như sau: 1.1 Đới nâng Dừa - Natuna: Là một bộ phận của dãy Kcholnatuna bị phủ bởi các trầm tích Kainozoi ở phía Nam các đứt gẫy phát triển theo phương Bắc-Nam, vùng cao đới nâng Dừa và phía Bắc của đới các đứt gẫy phát triển theo phương Đông Bắc-Tây Nam.

Dọc theo các phá hủy kiến tạo đã hình thành các cấu trúc dạng bậc với biên độ thay đổi từ vài trăm tới 2000m làm thành các hố sụt và khối nâng. Tại khu vực này, các giếng khoan thăm dò đã phát hiện dầu và khí trên các cấu tạo Dừa và Hồng trong các thành tạo trầm tích vụn Oligocene và Miocene, khí và condensate ở một số cấu tạo khác.2 Khối nâng Đại Hùng -Mãng Cầu: Đây là một khối cao nằm ở trung tâm của bể NCS giữa hai trũng sâu của bể và thuộc các lô 04. Trên khối nâng tồn tại một số đứt gãy thuận theo phương Đông Bắc – Tây Nam tụt dần theo hướng Đông Nam và là vùng phát triển carbonate thềm trong thời kỳ Miocene giữa. Dầu công nghiệp đã được khai thác ở mỏ Đại Hùng và ở đây cũng có phát hiện dầu trong móng granit.

Ngoài ra trong lô 04.3 cũng phát hiện được dầu nhẹ và khí trong trầm tích vụn Miocene.3 Đới phân dị Tây: Nằm trên cánh Đông Nam của đới nâng Côn Sơn. Đới này bị khống chế bởi nhiều đứt gẫy theo phương Nam Bắc và gồm một loạt nửa graben và nhiều kiến trúc kiểu khối tảng ở móng và ở nóc Oligocene. Cho đến nay khu vực này chưa có phát hiện dầu khí.4 Đới cao rìa: Bao gồm vùng mép thềm lục địa và sườn lục địa, là một dải cao ngăn cách các trũng của bể NCS với nhánh Tây Nam bồn riptơ tách giãn biển Đông.5 Trũng Bắc: Trũng này cũng có những đặc tính như trũng Trung tâm nhưng có kích thước nhỏ hơn và chưa được nghiên cứu nhiều.6 Trũng trung tâm: Trũng Trung tâm (Trũng Nam) chiếm diện tích khá lớn tại các lô 05.2 phần đông của lô 11.2 và phần đông bắc lô 12E, có phương hơi kéo dài theo phương Đông Bắc – Tây Nam trùng với phương chung của bồn trầm tích nguyên sinh Kainozoi NCS. Phần giữa của trũng trung tâm, chiều sâu có thể lên tới 10km, tại đây đã phát hiện được một số cấu trúc nâng bậc cao có kích thước nhỏ như Thổ Tinh,Mộc Tinh, Thiên ưng.

Các cấu trúc kiểu địa lũy thực sự là các bẫy cấu trúc có triển vọng dầu khí. Thực tế ở một số cấu trúc, dầu khí đã được phát hiện trong cát kết Miocene dưới, giữa và đá vôi Miocene giữa trong các giếng khoan. 13 Đứt gãy chủ đạo của cấu trúc này là phá hủy kiến tạo Đông Bắc – Tây Nam với cơ chế chuyển động thuận, tách giãn, xoay, trượt có biên độ dịch chuyển từ vài chục tới vài trăm mét. Trong khu vực này đã phát hiện dầu khí, đặc biệt là các vỉa khí trong thành tạo carbonate và cát kết tuổi Miocene có giá trị công nghiệp ở các lô 05.

Như vậy, cấu trúc của bồn trũng NCS được đặc trưng bởi ba hệ thống đứt gãy là hệ thống đứt gãy hướng Đông Bắc – Tây Nam, hệ thống đứt gãy hướng Bắc Nam và hệ thống đứt gãy hướng á Đông Tây. Do hoạt động của các hệ thống đứt gãy này mà bồn trũng NCS có cấu trúc khá phức tạp, các khối nâng và sụt phân bố không có quy luật đặc trưng.2 Đặc điểm thạch học Đặc điểm thạch học của bồn trũng NCS được thể hiện trong Hình vẽ 1.1 Thành hệ Cau Thành hệ cổ nhất trong bồn trũng được biết đến là thành hệ Cau. Thành hệ này có tuổi Oligocene và có thể cả Eocene, đặc biệt ở trung tâm bồn trũng. Thành hệ Cau vẫn cần được bổ sung (do số liệu giếng khoan còn ít).

Phần lớn thành hệ này phân bố tại trung tâm bồn trũng nơi mà tài liệu địa chấn không phân giải được hoặc cho phản xạ yếu. Thành hệ Cau chỉ được khoan qua ở nơi chúng phủ lên khối nâng cao của móng hoặc ở đơn nghiêng Tây. Độ dày của thành hệ thường từ 500 đến 2500m hoặc hơn 4000m ở vùng trung tâm bồn trũng. Thành hệ Cau bao gồm chủ yếu là trầm tích mảnh vụn: cát kết, sét kết và than xen kẹp.

Các trầm tích thành tạo trong môi trường sông và đồng bằng phù sa với môi trường hồ ở trung tâm bồn trũng.2 Thành hệ Dừa dưới Thành hệ Dừa dưới phủ trực tiếp lên trên thành hệ Cau, trừ phần nâng cao và đơn nghiêng phía Tây là phủ trực tiếp lên móng. Độ dày của thành hệ thường từ 500 đến 1000m, đôi khi hơn 1500m ở trung tâm bồn trũng. Thành hệ bao gồm chủ yếu trầm tích vụn, cát kết và sét kết xen kẹp đôi khi có những tập than mỏng và đá carbonate. Chúng được thành tạo trong môi trường ven biển và chuyển dần sang môi trường biển ở phần nóc của thành hệ.

Thành hệ có tuổi Miocene sớm và bao gồm phần lớn tập trầm tích Miocene dưới.3 Thành hệ Dừa trên Bề dày của thành hệ thường vài trăm mét, đôi khi lên đến 1000m ở trung tâm bể. Thành hệ bao gồm phần trên của tập trầm tích Miocene dưới và phần dưới của tập trầm tích Miocene trên. Các trầm tích ở đây được thành tạo trong môi trường biển nông. Các thành tạo carbonate cũng phát triển trong giai đoạn này trên những phần nâng cao.4 Thành hệ Thông – Mãng Cầu: Thành hệ này hầu như có mặt trong toàn bộ diện tích bồn trũng NCS chỉ trừ có nóc của đới nâng Đông Sơn và đới nâng Côn Sơn.

Bề dày thông thường từ vài trăm đến 1000m, đôi khi trên 2000m ở phụ bể Bắc và Nam. Thành hệ có tuổi Miocene Giữa. Trầm tích của thành hệ chủ yếu được thành tạo trong môi trường biển, bao gồm sét kết xen kẹp các lớp cát kết và đá vôi mỏng. Nóc của thành hệ thường được đánh dấu bằng tập đá vôi hoặc sét vôi.

Tập này có thể dày hơn ở phần thấp của khối đứt gãy. Nó được thành tạo trong pha xoay chuyển của khối đứt gãy cuối Miocene Giữa.3 :Cột địa tầng tổng hợp bồn trũng NCS(CMH-2000) 15 Thành hệ Mãng Cầu phủ lên thành hệ Dừa Trên ở vùng đới nâng Sông Đồng Nai, phía Nam Đại Hùng và Thanh Long, ngoài ra còn có mặt ở đới nâng Tư Chính và Đông Sơn. Bề dày thông thường từ 100m đến 400m và thường mỏng hơn trong Miocene Giữa. Ở phần phía Nam của Bồn trũng, thành hệ phát triển từ cuối Miocene Giữa đến Miocene Muộn.

Trầm tích chủ yếu là các lớp carbonate dày, màu kem sáng, trắng sữa xen lẫn các lớp mỏng cát, bột kết và ít lớp mỏng dolomit, phần dưới là cát kết hạt trung xen kẽ với sét kết. Các khoáng vật phụ gồm epidot, zircon và glauconit. Carbonate tái kết tinh rất mạnh với sự phát triển của các hang hốc vi nứt nẻ và nứt nẻ. Bề dày carbonate lên đến hàng trăm mét ở phía đông của bồn trũng (Hình 1.