Bài giảng Địa vật lý giếng khoan - Phần 5: Các phương pháp đặc biệt

1ðỊA VẬT LÝ GIẾNG KHOAN TS. Lê Hải An Bộ mơn ðịa vật lý, Khoa Dầu khí, TRƯỜNG ðẠI HỌC MỎ - ðỊA CHẤT Phần 5: Các phương pháp đặc biệt • Phương pháp đo gĩc nghiêng và phương vị của vỉa (Dipmeter) • Phương pháp quét ảnh thành hệ FMI (Fullbore Formation MicroImager) • Phương pháp cộng hưởng từ hạt nhân NMR (Nuclear Magnetic Resonance) Phương pháp Dipmeter Mục đích để xác định • Gĩc nghiêng của vỉa • Cấu trúc, luận giải trầm tích • ðứt gãy • Bất chỉnh hợp Dipmeter Tool Dipmeter Tool Thiết bị Dipmeter cĩ thể cĩ 3 càng, 4 càng hoặc 6 càng và cĩ những đặc điểm chung sau: • Phần định hướng (đo độ lệch so với phương thẳng đứng, phương vị của thiết bị, và đo hướng của chân số 1 so với thành giếng khoan) • Phần đo đường kính • Thiết bị đo vi hệ điện cực gắn vào càng • Thiết bị đo để liên kết (đo SP hoặc GR) 2Dipmeter Tool Dipmeter Tài liệu gốc (6 càng) Dipmeter Dipmeter Nguyên lý xử lý tài liệu Dipmeter Tài liệu sau khi xử lý được ghi dưới các dạng: 1. Tadpole plot (là chủ yếu) 2. Listing 3. Histogram 4. Tube plot Dipmeter Biểu diễn bằng đồ thị nịng nọc (tadpole) 3Dipmeter Liệt kê dạng bảng Dipmeter Biểu đồ Dipmeter Ống Phân tích tài liệu Dipmeter dạng đồ thị nịng nọc Phân lớp nằm ngang Phân lớp nghiêng, gĩc cắm và chiều dày khơng đổi 4Phân lớp nghiêng, gĩc cắm và chiều dày vỉa tăng dần Crossbedding Gĩc cắm giảm theo độ sâu Thấu kính cát Lịng sơng ðới cà nát của đứt gãy Bất chỉnh hợp 5Nếp lồi Bất chỉnh hợp 6ðứt gãy Current Bedform Fullbore Formation MicroImager FMI: Fullbore Formation MicroImager • Khảo sát được đến 80% thơng tin trong giếng khoan 8 in • ðộ phân giải theo chiều dọc là 0.2 in (5 mm) • Chiều sâu nghiên cứu là 30 in Thiết bị FMI 7• 4 càng, 8 tấm • ðo ghi 192 đường cong điện trở suất biểu kiến vi hệ điện cực Thiết bị FMI FMI Nguyên lý Xử lý tài liệu FMI • Minh giải cấu trúc • Xác định đặc tính của các thể trầm tích • Xác định net-to-gross trong trầm tích cát sét • Minh giải kiến trúc • ðánh giá độ rỗng thứ sinh • ðánh giá hệ thống nứt nẻ • Hiệu chỉnh độ sâu, phương vị • Thay thế mẫu lõi FMI – Phạm vi ứng dụng FMI 8FMI FMI FMI FMI FMI FMI 9FMI FMI FMI FMI FMI Trong lát cắt cĩ cát sét phân lớp mỏng, FMI cho phép xác định được net pay zones FMI Phân biệt các kiến trúc trầm tích (sedimentary structures) 10 FMI Xác định nứt nẻ Cộng hưởng từ hạt nhân NUCLEAR MAGNETIC RESONANCE Magnetic Resonance Phương pháp NMR cĩ thể cung cấp các thơng tin: • Cĩ bao nhiêu chất lưu trong thành hệ -> ðộ rỗng • Trong một vài trường hợp cịn xác định chất lưu là nước hay dầu -> ðộ bão hịa nước • Kích cỡ lỗ rỗng và cấu trúc lỗ rỗng -> ðộ thấm Phương pháp cộng hưởng từ hạt nhân sử dụng để xác định phân bố độ rỗng và xác định độ thấm Magnetic Resonance • Thành hệ cát kết bao gồm hạt (rock grains) và chất lưu • Chất lưu bao gồm chất lưu tự do và chất lưu khơng tự do (immobile) • Kích thước hạt khác nhau (to, nhỏ hoặc hỗn hợp) • Cĩ thể cĩ hoặc khơng cĩ khống vật sét trong thành hệ Magnetic Resonance • Hạt nhân của Hydro (proton) là hạt mang điện tích tự quay xung quanh trục của mình, làm cho hạt nhân mang cả động năng gĩc và moment từ • Do đĩ mà trong lỗ rỗng chứa chất lưu, các proton tạo thành hàng triệu thanh nam châm nhỏ và cĩ thể điều khiển được bằng một trường từ tác động vào Magnetic Resonance Spinning charge in proton generates magnetic dipole Proton precessing in a magnetic field Ho Ho Precessional orbit of nuclear mass (Precessional angular velocity or Larmor frequency = W 0 ) Spinning proton γ = ω/Ηο =2pi v 11 Magnetic Resonance Nam châm của thiết bị máy giếng sắp xếp các proton theo trường từ tĩnh B 0 (dọc theo trục Z) Một xung điện từ tác động vào làm các proton nghiêng một gĩc 90 độ so với ban đầu. Các proton nằm trên mặt phẳng vuơng gĩc với từ trường tĩnh Proton bắt đầu “dephase” so với nhau khi tương tác với bề mặt của hạt. ðể quay về trạng thái cân bằng ban đầu Z X Y Z X Y Z X Y Alignment along Bo Tipping Dephasing Magnetic Resonance – Nguyên lý • Proton như là các thanh nam châm nhỏ và trong từ trường chúng gây nên một tín hiệu cĩ tần số Larmour. Máy thu đo ghi tín hiệu này • Càng nhiều proton trong lỗ rỗng chứa chất lưu thì biên độ của tín hiệu càng lớn • Thiết bị đo ghi được số Hydro hay nĩi cách khác chính là đo ghi độ rỗng. • Trong ống thử (100% độ rỗng), tín hiệu thu được là lớn nhất, trong thành hệ thì tín hiệu giảm đi nhiều Magnetic Resonance – Nguyên lý Producible Fluids Capillary Bound Fluids Clay Bound Fluids 3 loại chất lưu trong lỗ rỗng: • Producible or Free Fluids – chất lưu cĩ thể dịch chuyển được • Capillary Bound Fluids – chất lưu (thơng thường là nước) dính vào bề mặt đá bằng lực căng của bề mặt • Clay Bound Fluids – nước bao đi kèm với khống vật sét Thời gian nghỉ (relaxation time) trong capillary bound fluids and clay bound fluids rất ngắn Magnetic Resonance – Nguyên lý • NMR cho thấy sự khác nhau về phân bố thời gian với từng chất lưu • Giá trị cut-off thực nghiệm (cho cát kết) là 33msec để phân biệt chất lưu tự do với các loại chất lưu khác ðường kính lỗ rỗng (microns) Phân bố của tín hiệu ðộ rỗng (theo CMR) ðộ rỗng (chất lưu tự do Giá trị cut-off cho chất lưu tự do Thời gian (T 2 ms) T2 đo ghi T2 mẫu chuẩn Magnetic Resonance – T 2 và kích thước lỗ rỗng (pore size) • Trong các lỗ rỗng lớn, xác suất để các proton va chạm với bề mặt hạt ít hơn là trong lỗ rỗng nhỏ Am pl itu de Small pore Time msec Am pl itu de Time msec Large Pore Am pl itu de Lỗ rỗng nhỏ Lỗ rỗng lớn Thời gian (ms) Thời gian (ms) B i ê n đ ộ B i ê n đ ộ Magnetic Resonance – T 2 và kích thước lỗ rỗng (pore size) • Thời gian để proton quay về trạng thái cân bằng gọi là transverse relaxation time, ký hiệu là T 2 , là hàm số phụ thuộc vào kích thước của lỗ rỗng • Trong lỗ rỗng nhỏ, giá trị T 2 nhỏ (proton dephase nhanh) • Trong lỗ rỗng lớn, giá trị T 2 lớn (proton dephase chậm) • T 2 tỉ lệ nghịch với tỉ số của diện tích bề mặt trên thể tích lỗ rỗng (Phương trình Kozeny-Carman?) 12 Magnetic Resonance – T 2 và độ thấm Φ = ? % K = ? mD Φ = ? % K = ? mD Magnetic Resonance – T 2 và độ thấm • Hai mẫu trên cĩ biên độ T2 như nhau
độ rỗng như nhau • Thời gian T2 khác nhau rõ rệt
độ thấm khác nhau • Trong mẫu cĩ độ thấm cao
phân bố T2 kiểu bi-modal, thể hiện của sự cĩ mặt của chất lưu linh động và khơng linh động Magnetic Resonance – T 2 và độ thấm Φ = 20% K = 8 mD Φ = 19.5% K = 280 mD Magnetic Resonance – T 2 và độ thấm • Phản hồi của hạt nhân trong trường từ • Nhiều hạt nhân cĩ moment từ • Spin từ của hạt nhân cĩ thể tương tác với từ trường bên ngồi và tạo ra một tín hiệu cĩ thể đo ghi được • Hydro là nguyên tố cĩ moment từ lớn nhất • Khi sử dụng tần số cộng hưởng từ của Hydro thì tín hiệu là lớn nhất và cĩ thể đo ghi được Magnetic Resonance – Nguyên lý Dựa trên NMR Tool • Tạo ra một từ trường lớn trong thành hệ làm phân cực mạnh hạt nhân của hydro (proton) trong nước và hydrocarbon • Khi nam châm được bỏ ra, proton sẽ trở về trạng thái nghỉ • Tín hiệu đo ghi được là biên độ và sự suy giảm Sử dụng một nam châm vĩnh cửu Nam châm vĩnh cửu Vùng nhạy Vùng mù Thành giếng khoan Nam châm vĩnh cửu 13 NMR Tool Vùng nhạy Cung ép thiết bị vào thành giếng Cartridge điện tử CMR Log CMR Log CMR Log Ứng dụng NMR • Xác định độ rỗng tồn phần (khơng phụ thuộc vào thành phần thạch học) • Nhận biết được hydrocarbon (dạng khí và dạng lỏng) trong thành hệ cát sét • Xác định lượng nước bao (bound water) cho phép tính tốn độ bão hịa dầu, độ thấm và độ bão hịa nước dư chính xác hơn là sử dụng các phương pháp thơng thường khác Ứng dụng NMR Nhận biết được hydrocarbon và nước 14 Ứng dụng NMR Nhận biết được hydrocarbon và nước Porosity Tool Response © Schlumberger Acknowledgments Schlumberger Baker Atlas Halliburton