2. I. NƯỚC DƯỚI ĐẤT (GROUND WATER)
II. NHIỆT ĐỘ (TEMPERATURE)
III. ÁP SUẤT
3. I. NƯỚC DƯỚI ĐẤT
I.1 CÁC THUYẾT VỀ NGUỒN GỐC VÀ
SỰ HÌNH THÀNH NƯỚC DƯỚI ĐẤT
• 1. Thuyết ngấm đề ra bởi Palixi và E. Mariôt (1580-
1650) thuyết này giải thích sự hình thành nước dưới đất
là do mưa ngấm vào đất đá. Sau đó được Lômônoxôp
bổ sung thêm bằng thuyết địa hóa.
• 2. Thuyết ngưng tụ đề ra bởi Đêcat 1962, Hôn 1663,
Fônge 1887 theo thuyết này hơi nước xâm nhập vào đất
đá cùng với không khí sau đó được ngưng tụ lại.
4. • 3. Thuyết nước sơ sinh của nhà địa chất Áo Zusơ vào
đầu thế kỷ XX: Nguồn gốc nước dưới đất là do hơi nước
và các sản phẩm dạng hơi tách ra từ macma nóng chảy
ở trong lòng sâu của trái đất; khi xâm nhập vào các đới
bên trong vỏ trái đất chúng bị ngưng tụ lại.
• 4. Thuyết về nguồn gốc tàn dư của nước dưới đất
theo thuyết này nước dưới đất ở các đới sâu là nước
tàn dư của các khu vực nước cổ đã bị chôn vùi cùng với
đất đá trầm lắng.
5. I.2. PHÂN LOẠI NƯỚC DƯỚI ĐẤT
Có nhiều cách phân lọai nước dưới đất nổi bật là :
- Cách phân lọai của Xavarenxky dựa trên các điều kiện
phân bố, áp lực, đặc điểm vận động, nguồn gốc, cấu
trúc địa chất, tính phân đới khí hậu, nhiệt độ, đới địa hóa
và thành phần hóa học. Nước dưới đất được chia thành:
nước thổ nhưỡng, nước lầy, nước thượng tầng, nước
ngầm, nước atêzi, nước cactơ và nước khe nứt.
- Cách phân loại Ovtsinnicov và Klimentov lại dựa trên cơ
sở tàng trữ, đặc điểm áp lực, động thái, nguồn gốc và
khả năng sử dụng nước trong nền kinh tế quốc dân. Đây
là cách phân loại tiện dụng và tương đối phổ biến hiện
nay. Nước dưới đất được chia thành: nước thượng
tầng, nước ngầm và nước atêzi
6. 1. Nước thượng tầng: Tồn tại phần trên cùng của vỏ trái đất có
ý nghĩa lớn đối với các họat động kinh tế của con người,
được phân thành ba đới riêng biệt:
a. Đới thông khí: liên quan với khí quyển. Nước mặt và nước
mưa ngấm qua đới này. Một phần lỗ hổng của đới luôn luôn
chứa không khí.
b. Đới mao dẫn: phân bố trên tầng nước ngầm. Tại đới này
những lỗ hổng nhỏ dạng sợi chứa đầy nước, còn các lỗ
hổng lớn hơn không chứa nước.
c. Đới bão hòa: chính là lớp nước ngầm, trong đó tất cả các lỗ
hổng đều chứa đầy nước. Nằm dưới đới này là đất đá cách
nước hoặc thấm yếu.
* Đặc điểm: NTT phân bố ở những độ sâu không lớn lắm (0,5m –
10m), bề dày mỏng, diện phân bố hạn chế mực nước dao
động mạnh theo các điều kiện thời tiết…
* Thành phần hóa học: nước thượng tầng bị khoáng hóa yếu
nhiều khi bị nhiễm bẩn các hợp chất hữu cơ
7. Đới thông khí
Đới
mao dẫn
Đới bảo hòa (dòng ngầm)
Mưa
Mô hình phân bố nước thượng tầng
8. 2. Nước ngầm (nước không áp lực): là nước của tầng chứa
nước liên tục nằm phía trên tầng cách nước đầu tiên tính từ
bề mặt trái đất. Hệ tầng đất đá bở rời hoặc nức nẻ chứa đầy
nước trọng lực gọi là tầng chứa nước hoặc lớp chứa nước.
Đất đá không thấm nước nằm dưới tầng chứa nước là lớp
các nước hoặc đáy cách nước.
* Đặc điểm: Quan hệ thủy lực mật thiết với các bồn chứa nước
mặt. Miền cung cấp và miền tàng trữ của nó trùng nhau và
tạo ra các mạch nước ở vùng thoát.
* Động thái của nước đặc trưng bởi sự dao động theo mùa, điều
kiện khí hậu, lưu lượng, nhiệt độ và thành phần hóa học của
chúng.
* Thành phần hóa học nước ngầm chịu ảnh hưởng rất mạnh của
điều kiện khí hậu, lọai đất đá ở đới thông khí và các bồn
nước mặt.
9. b a b
H
6
1
2
3
4
Mưa
5
7
8 8
Sơ đồ mặt cắt, cấu tạo tầng nước không áp.
1 – Tầng chứa nước không áp, 2 – Đới thông khí, 3 – Mực nước, 4 – Chiều
dòng thấm
5 – Đáy cách nước,6 – Nước áp cục bộ, 7 – Nước thương tầng, 8 – Sông hoặc
mạch nước,
a – Miền cung cấp, b – Miền thoát
10. 2. Nước actêzi (nước áp lực): nằm giữa hai đáy cách nước (2)
và (3), có cột áp lực cao hơn đáy cách nước trên và vận
động thấm do độ chênh áp lực. Do bị lớp cách nước hoặc
lớp đất có tính thấm nước kém phủ liên tục ở bên trên, tạo
ra áp lực và không có mặt thóang tự do (trừ miền cung cấp
và vùng thóat).
* Đặc điểm: Mực nước áp lực phát hiện được khi khoan thủng
đáy cách nước trên gọi là mực nước xuất hiện, mực nước
này ở sâu hơn mực nước xác định trong giếng khoan sau 24
giờ gọi là mực nước ổn định. Miền cung cấp thường ở rất xa
và tầng chứa nước ở sâu nên nước áp lực có độ sạch cao,
lưu lượng tương đối ổn định, động thái của nó ít thay đổi
theo mùa.
* Động thái của nước đặc trưng bởi sự dao động theo mùa, điều
kiện khí hậu, lưu lượng, nhiệt độ và thành phần hóa học của
chúng.
* Thành phần hóa học nước actêzi rất đa dạng ở những nơi tiếp
xúc với nước ngầm do nước mưa và nước ở các bồn nước
thấm xuống, độ khóang hóa thường thấp và không ổn định;
đọan ở sâu, độ khóang hóa thường cao, thành phần hóa
học ổn định.
11. a1 a b b1
LK1
LK2
LK3
Đường mực áp lực
Sơ đồ tầng chứa nước có áp dạng nếp võng
12. Tên kiểu
chính
Đặc trưng
áp lực
Các lọai
nước dưới
đất chính
Miền
cung cấp
và miền
tàng trữ
Đặc điểm
động thái
của nước
Nguồn
gốc
Phạm vi sử
dụng
Nước
thượng
tầng
Không áp Nước lầy,
nước thổ
nhưỡng,
nước đóng
băng…
Trùng
nhau
Không
thường
xuyên
Nước
ngấm là
cơ bản
Nông
nghiệp, cho
các cơ sở
nhỏ
Nước
không áp
Thường
không áp
Trầm tích
aluvi, các
thung lũng
sông, lớp phủ
miền núi,
tầng cát ven
biển
Trùng
nhau
Mực nước
dao động
theo mùa,
bốc hơi,
ngấm, áp
lực cục bộ
Nước
ngấm là
cơ bản,
ngưng
tụ
Dùng cấp
nước tưới
hoặc giếng
khơi
Actêzi Có áp Mỏ dầu,
nước
khóang,
nước công
nghiệp, nước
nóng
Không
trùng
nhau
Thay đổi
do áp lực
Ngấm ở
xa và
nguyên
sinh
Cấp nước
chính (CN),
khai thác
nguyên tố
hiếm,
khoáng
chữa bệnh.
13. 11..11-- GGRROOUUNNDD WWAATTEERR
1.1 .1 – Origin of ground water (GW)
04 types of GW
1. Meteoric water.
2. Connate water.
3. Juvenile water.
4. Mixed water.
14. 0044 TTyyppeess ooff GGWW
Meteoric water
(Infiltration of rainwater.)
(Distribution @ shallow depth.)
(Total mineralization: Low)
Tens to be Oxidizing
pH: (Often acidic due to dissolved humic,
carbonic and nitrous acids.)
Connate water
Ancient sea water which was trap in the
sediment during burial.
PH, vaø EH. Differs from seawater both in
concentration of dissolved salt and pH, and
Eh .
15. 0044 TTyyppeess ooff GGWW ((ccoonntt..))
Juvenile water
(Primary of magmatic origin.)
Brought to near – surface environment
dissolved in magma.
Usually mixed with either connate or meteoric
water.
Mixed water
Results from the commingling of meteoric,
juvenile and connate waters.
Usually between the near – surface meteoric
water, juvenile and the deeper, more saline
connate water.
16. II..33.. TTÍÍNNHH CCHHẤẤTT HHÓÓAA HHỌỌCC CCỦỦAA NNƯƯỚỚCC DDƯƯỚỚII ĐĐẤẤTT
Nước tự nhiên không bao giờ tinh khiết, chúng luôn chứa một lượng
các chất khí và chất rắn hòa tan. Thành phần dung dịch nước là một
hàm của nhiều yếu tố: Thành phần ban đầu của nước, áp suất riêng
của pha khí, nhiệt độ, lọai khoáng vật mà nước tiếp xúc, độ pH và
thế oxy hóa Eh của dung dịch.
a. Độ pH: Đặc trưng cho nồng độ ion H+ trong nước qua đó thể hiện mức
độ acid hoặc kiềm của nước.
pH = - lg(H+)
- pH = 7 : nước trung tính
- pH < 7 : nước acid
- pH > 7 : nước có tính kiềm
b. Thế oxy hóa Eh:(vol) đặc trưng cho các phản ứng oxy hóa – khử xảy
ra trong môi trường nước. Thế có dấu dương nếu phản ứng là
oxyhóa; âm khi khử.
Nếu biết Eh và pH của dung dịch nước, có thể xác định được sự ổn
định của các khóang vật tiếp xúc với nước. Ví dụ nước tự nhiên tại
các môi trường gần bề mặt thường có pH giữa 4 và 9 thế oxy hóa
giữa -0,5 và 1.
18. Deep connate water show a wide range of Eh
and pH depending on their history and how much
they’ve mixed with meteoric water.
Oilfield brines tends to be more alkaline and
more strongly reducing than seawater.
The Eh and pH of pore fluids control the
precipitation and dissolution of cements such as
the carbonates and ion oxides, as well as the
alterations of clays minerals in subsurface rocks
Þ Extremely important to understand the
relationships of Eh and pH to diagenesis and the
evolution of porosity.
19. CChheemmiissttrryy ooff ggrroouunndd wwaatteerr
((ccoonntt..)) Second: Salinity
In general salinity of GW increases with depth
(normal hydrochemical profile)-Fig.02. The
rate of increases varies from basin to basin, even
from place to place within a particular basin.
Typical seawater has a salinity of about
35ppthousand (3.5%).
The salinity of GW range from near zero (in
newly introduced meteoric to > 600ppthousand
(60%) in connate water within evaporate
formation.
21. Reversal hydrochemical profile have been
observed due to two possible causes:
1. Meteoric can be trapped beneath an
unconformity and preserved as “Paleoaquifer”
with relative low salinity as compared connate
water above the unconformity.
2. Overpressure: In shale sequences,
formation water is trapped.
In shale, the increases in salinity with depth is
less noticeable than in sandstones: Water moves
upwards in compacting sediments, shale acts at
semipermeable membranes preventing salt
escaping from the sands.
22. Four major sub. environment:
1. Zone 1 (surface → 1km) uniform Zone of
circulating meteoric water. Salinity fairly uniform;
2. Zone 2 (1 → 3km) gradually increases with depth
Saline formation water is ionized;
3. Zone 3 (3km) Chemically reducing
environment, in which hydrocarbons form.
Salinity uniform with increasing depth; may even
decline if overpressured;
4. Zone 4 incipient metamorphism with
recrystallization of clays to micas.
23. • Các mẫu nước được phân tích để xác định:
– Tổng độ khoáng hóa, một số nguyên tố, ion (Cl-, SO42-,
HCO3-, Na+ & K+, Mg2+, Ca2+…).
– Quan hệ giữa các ion.
– Xác lập một số quan hệ tỷ lệ, phân loại theo Sulin.
– Đánh giá sự thay đổi của độ tổng khoáng hoá theo chiều sâu.
• Ngoài ra một số mẫu nước còn được tiến hành phân tích hàm lượng
vi nguyên tố như I, Br, Sr,….
• Tính toán khả năng sa lắng của canxit, thạch cao và sinh khí CO2
tự do .
• Đánh giá nguồn gốc, quá trình biến đổi của nước các mỏ.
• Tổng độ khoáng hóa là tổng lượng các nguyên tố hóa học, các hợp
chất của chúng và các khí chứa trong nước. Nó được đánh giá theo
lượng cặn khô hoặc cặn chặt, sau khi cho nước bốc hơi ở nhiệt độ
1050C – 1100C.
24. • + Phaân loaïi Xulin: Phaân loaïi cuûa Xulin döïa treân cô sôû
phaân chia caùc loaïi nöôùc theo caùc tæ soá nhaát ñònh
cuûa caùc ion, ñaëc tröng cho caùc ñieàu kieän thaønh
taïo khaùc nhau cuûa nöôùc döôùi ñaát noùi chung vaø
ñaëc bieät vôùi nöôùc döôùi ñaát trong caùc vuøng moû
daàu khí; vì vaäy phaân loaïi naøy ñöôïc söû duïng roäng
raõi trong ñòa chaát thuyû vaên caùc moû daàu khí.
• Treân cô sôû xem xeùt caùc moái quan heä (Trong ñoù
rNa+, rCl- … ñöôïc tính baèng %ñl/l):
Với đương lượng = Khối lượng ion tìm được (mg/l) chia cho
khối lượng đương lượng (KLĐL).
KLĐL = Khối lượng nguyên tử của ion chia cho hóa trị của nó.
%đl/l là tỷ lệ phần trăm của các anion và cation bằng quy ước
tổng các anion hoặc cation là 50%
+
-
rNa
rCl
+ - -
rSO
rNa rCl
-
2
4
- - +
rMg
rCl rNa
+2
29. Oder Catelogy Total dissolved
Solids
(mg/l)
1 Fresh < 1,000
2 Brakish water 1,000 – 10,000
3 Saline 10,000 – 100,000
4 Brine > 100,000
Freeze and Cherry, 1979
Table 02
30. I.4. Nước ở các mỏ dầu và khí
Nước luôn đi cùng với giọt dầu, bọt khí từ lúc sinh thành,
di cư cho đến tích lũy vào bẫy chứa. Vì vậy, nước đóng
vai trò quan trọng trong việc hình thành giữ gìn hay phá
hủy mỏ. Do đó, cần hiểu đặc điểm phân bố, tính chất
cũng như các đặc tính của nước ngầm ở các mỏ dầu
khí.
Kiểu nước tương quan với dầu, khí
• Trong các mỏ dầu khí thường tồn tại nước rìa, nước
đáy. Ngoài ra, còn có các vỉa nước chứa khí bão hòa
nằm ở trên hoặc dưới các vỉa dầu, khí.
• Nước rìa là nước chiếm ở phần rìa ranh giới các vỉa dầu
dạng vỉa (H.7.14a), nước đáy là nước chiếm phần dưới
của vỉa dầu dạng khối (H.7.14b).
31. Ranh
giôùi
daàu-nöôùc
Daà
u
Nöôùc
ñaùy
Daàu
Nöôùc
rìa
Ranh
giôùi
daàu-nöôùc
a) b)
Hình Mô hình phân bố các vỉa nước
32. Phân loại nước theo thành phần hóa học
Xulin V. A. phân các loại nước sau:
• Nước sulphat–natri là loại nước thẩm thấu từ trên mặt
thường có độ khoáng thấp, vắng mặt trong các mỏ dầu
khí. Tuy nhiên cũng có khi là nước ngầm ở các mỏ đá
anhidrit, hoặc ở các mỏ lộ lên trên mặt đất, mỏ hở do vi
khuẩn khử sulphat hoạt động.
• Nước bicacbonat–natri có nguồn gốc là do thẩm thấu
hay nước kiểu ở các bể trầm tích cổ có nguồn gốc biển
hay lục địa. Hoặc liên quan đến các vỉa, các khối đá
cacbonat hoặc do bay hơi từ các trầm tích lục nguyên ở
dưới sâu. Loại nước này thường gặp ở các mỏ dầu khí.
33. • Nước clorua magnezi có nguồn gốc trầm tích
hay thẩm thấu. Hay gặp ở các mỏ dầu có lớp
chắn kém hoặc có cửa sổ thủy địa chất. Nước
biển thấm trực tiếp vào vỉa.
• Nước clorua canxi là nước có nguồn gốc trầm
tích hoặc biến chất từ nước biển ở điều kiện
chôn vùi khép kín. Loại nước này có nồng độ
khoáng hóa cao và thường gặp ở các mỏ dầu
khí.
34. I.5. phân biệt các loại nước nêu
trên theo các chỉ tiêu sau đây:
• Nếu tỷ số rNa/rCl > 1 thì xem xét tỷ số (rNa–rCl/rSO4),
nếu tỷ số này < 1 là loại nước sulphat–natri (Na2SO4)
còn nếu tỷ số này > 1 là loại bicacbonat natri (NaHCO3)
phản ánh nguồn gốc lục địa và trên mặt.
• Nếu rNa/rCl < 1 thì xem xét tỷ số (rCL–rNa/rMg), nếu tỷ
số này < 1 nước biến chất yếu và là loại nước clorua
magnhe (MgCl2), nếu > 1 nước biến chất mạnh và là
loại nước clorua canxi (CaCl2) phản ánh nguồn gốc biển
và được chôn vùi sâu, có liên quan tới sự khép kín của
cấu tạo.
35. Ngoài ra còn xét một số chỉ tiêu phụ trợ:
• Tỷ số rSO4/rCl hay rSO4/(rCl + rSO4) đặc trưng cho mức
độ sulphat của nước. Hệ số rCa/rMg để phân biệt nước
clorua magnezi hay clorua canxi và mức độ biến chất
của nước (mức độ trao đổi ion Mg+2 với Ca+2 trong điều
kiện khép kín).
• Hệ số Cl/Br phản ánh mức độ biến chất của nước.
• Ví dụ: Cl/Br » 300 chỉ ra nguồn nước biển. Cl/Br < 300
chỉ ra nguồn nước ở dưới sâu bị chôn vùi. Cl/Br > 300
chỉ nước độ kiềm hóa của muối hoặc bị rửa trôi pha
loãng.
• Hệ số Br/I trong nước chỉ ra mối quan hệ của nước đó
với dầu khí.
Ví dụ: Hệ số Br/I £ 30 chỉ ra nguồn gốc nước có liên
quan tới dầu khí, còn hệ số Br/I > 85 phản ánh nước
không có liên quan tới dầu khí.
36. • Các mỏ dầu khí thường liên quan chủ yếu tới hai loại
nước đó là bicacbonat–natri (NaHCO) và clorua canxi
3(CaCl). Chúng phản ánh điều kiện khép kín và bảo tồn
2tốt HC. Trong chúng thường vắng ion sulphat (SO4–2) hay
có hàm lượng thấp.Có một số vi lượng khá cao.
• Ví dụ: Br, I, NH, B và axit naftenic, fenol và một số khí
4HC (metan và các khí nặng khác).
• Một số chuyên gia sử dụng hệ số C/C+, nếu tỷ số này
23trong nước < 1,3 thì nước có liên quan tới mỏ dầu, còn
nếu C/C+ > 1,3 thì liên quan tới mỏ khí (C+ = C+ C).
233
3 4Ngoài ra, còn xác định tuổi của nước tức là thời gian tồn
tại của nước ngầm ở trong vỉa bằng các tỷ số sau:
T1 = He/Ar ´ 25.106 năm cho khí tự do tách ra khỏi
nước.
T2 = He/Ar ´ 125.106 năm cho khí hòa tan trong nước.
Trong các mỏ khép kín hệ số He/Ar có giá trị rất cao.
37. I.6. Đặc điểm lý hóa của nước mỏ dầu khí
Các tính chất bao gồm: tỷ trọng, độ dẫn điện, nhiệt độ,
màu, mùi, vị, tính phóng xạ.
• Tỷ trọng của nước mỏ dầu khí trong điều kiện chuẩn
thường nặng hơn tỷ trọng của nước cất (» 1), dao động
từ 1,023 ¸ 1,15g/l, thậm chí lớn hơn, tới 200g/l. Tuy
nhiên, trong điều kiện vỉa thường có khí hòa tan nên tỷ
trọng của nước luôn nhỏ hơn 1 (0,9 ¸ 0,8), ngoại trừ ở
các vỉa có muối galit, silvin, ghips, anhydrit...
• Độ dẫn điện được tăng theo nồng độ muối, trong nước
muối điện trở nhỏ, nếu nước nhạt điện trở lớn, tuy vậy
giá trị độ dẫn điện vẫn nhỏ hơn dầu.
• Nhiệt độ vỉa phụ thuộc vào độ sâu, gradient địa nhiệt vỉa.
38. • Màu của nước thay đổi tùy thuộc vào các thành phần có
trong nước. Ví dụ, axit naftenic cho màu của nước thay
đổi từ nâu đỏ đến nâu tối. Nếu có H2S do vi khuẩn khử
sulphat hoạt động sẽ cho màu đen còn bình thường có
màu trong suốt.
• Vị thường có vị mặn tùy thuộc nồng độ muối khoáng có
nhiều muối NaCl có vị mặn, nhiều MgCl2 có vị chát, nhiều
H2S có mùi hôi, vị đắng do NH4 và ...
• Độ phóng xạ thông thường ở mỏ dầu có độ phóng xạ rất
thấp. Tuy nhiên, có một số mỏ có liên quan tới nguồn
phóng xạ thì có độ phóng xạ lên cao.
• Khả năng hòa tan của nước nước khó hòa tan dầu,
nhưng lại có khả năng hòa tan các khí. Theo các thứ tự
từ tốt đến kém: H2S, CO2, HC khí (metan, etan, propan,
butan), N2, và H2.
39. Loaïi
khí
00C 200C 400C Loaïi
khí
00C 200C 400C
H2S
CO2
C2H6
C3H8
CH4
2,67
1,71
3
0,09
8
0,05
8
0,05
5
2,58
0,87
0
0,04
7
0,03
7
0,03
3
1,66
0,53
0,029
0,025
0,023
O2
CO
H2
N2
He
0,049
0,035
0,021
0,023
0,009
9
0,031
0,023
0,018
0,015
0,009
3
0,023
0,018
0,016
0,012
0,008
8
V. N. Mamun đề nghị sử dụng công thức:
lgS = lgSo – K.M
trong đó: S - lượng khí hòa tan trong nước khoáng, m3/m3
So - lượng khí hòa tan trong nước ngọt, m3/m3
K - hệ số tỷ lệ phụ thuộc vào thành phần khí
M - độ khoáng của nước.
40. I.7. Tầm quan trọng của nước
trong mỏ dầu khí
• Trong quá trình khai thác luôn duy trì năng
lượng vỉa bằng cách bơm nước là kinh tế nhất.
• Nghiên cứu các tính chất của nước nhằm đánh
giá triển vọng của dầu và biết tính dẫn điện của
nước để nhận ra các vỉa dầu, vỉa nước.
• Khi vỉa được bơm nước không những duy trì
được áp suất vỉa mà còn chống sập lở, sụt lún,
chống sự xâm nhập của vi khuẩn khử sulphat và
các vi khuẩn khác. Nếu quá nhiều vi khuẩn khử
sulphat khi tiếp xúc với dầu sẽ dẫn đến phá hủy
dầu tạo thành H2S - yếu tố ăn mòn mạnh các
thiết bị lòng giếng, đồng thời phá hủy dầu do
sinh ra lượng lớn asphalten, mercaptan,
thyophen từ dầu.
41. • Nước ngầm có các ion Na, K, đặc biệt I, Br cao có giá trị
công nghiệp. Ví dụ I ³ 6mg/l có thể khai thác có giá trị
công nghiệp.
• Nếu nước vận động mạnh sẽ dẫn đến phá hủy mỏ, phân
bố lại các vỉa cũ dẫn đến hình thành các vỉa mới hay bị
phân tán HC. Như vậy nước ngầm đóng vai trò rất quan
trọng trong việc hình thành các tích tụ dầu khí, bảo vệ
các thân dầu hay phá hủy chúng tùy vào mức độ hoạt
động kiến tạo và chế độ thủy động lực của bể trầm tích.
• Ngoài ra, cần nghiên cứu cổ thủy địa chất nhằm xác
định vai trò bảo tồn hay phá hủy VLHC ban đầu khi mới
tích lũy, có dòng chảy cổ hay nước tù...
• Vai trò của nước bảo tồn các thân dầu và lượng khí
hòa tan trong nước hoặc trong điều kiện vận động mạnh
tới vùng thoát có thể dẫn tới phá hủy mỏ...
42. II. MÔI TRƯỜNG NHIỆT ĐỘ NGẦM
II.1 Nguồn gốc nhiệt dưới đất
Có hai nguồn cung cấp nhiệt cho trái đất: Nhiệt do năng
lượng ánh sáng mặt trời và nhiệt do họat động của các
phản ứng hóa học, sự phân hủy các nguyên tố hóa
học…
1. Lượng nhiệt do mặt trời cung cấp tại mỗi nơi trên bề mặt
mặt đất thường khác nhau và phụ thuộc vào: Vĩ độ địa lý
độ cao của bề mặt đất, các dòng không khí, dòng biển,
lớp phủ thực vật… Nhìn chung tại mỗi nơi nhiệt có xu
hướng giảm dần theo chiều sâu. Tới một độ sâu nào đó
chúng không tiếp tục giảm nữa và có trị số bằng nhiệt độ
trung bình hằng năm trên bề mặt tạo thành tầng thường
ôn. Như vậy nơi nào có biên độ dao động nhiệt độ năm
(biên độ dao động nhiệt độ năm: là hiệu số giữa nhiệt độ
trung bình của lớp đất trên mặt trong tháng nóng nhất và
lạnh nhất của năm) lớn thì độ sâu tầng thường ôn lớn.
Độ sâu trung bình của tầng thường ôn từ 2m đến 40m
43. 2. Bên dưới tầng thường ôn nhiệt độ lại tăng theo độ sâu.
Có nhiều thuyết giải thích nguyên nhân gây ra hiện tượng
trên, tiêu biểu các thuyết sau:
a. Nguồn nhiệt sâu cơ bản là do sự phân hủy phóng xạ
các đồng vị của uran, thori và kali. Phát sinh ở dưới
sâu và tới mặt đất.
b. Nhiệt có nguồn gốc trọng lực và nhiệt do quay. Có
nguồn gốc trọng lực được giải phóng khi thành tạo trái
đất do sự kết chặt của vật chất thuộc đám mây nguyên
sinh. Nhiệt do quay tạo nên nhờ biến đổi năng lượng
cơ – nhiệt.
c. Nhiệt hình thành do đất đá bị biến dạng, các quá trình
hóa lý xảy ra trong lòng đất (oxi hóa chất hữu cơ, khử
sunfua, rửa giũa đá vôi – thạch cao – các muối, nén
chặt các lọai đất đá….)
44. II.2. SỰ PHÂN BỐ NHIỆT TRONG LÒNG ĐẤT
Nhiệt trong lòng đất được phân bố lại bằng con đường
truyền nhiệt của đất đá và bằng con đường truyền nhiệt
đối lưu do sự vận động của nước, khí, dầu mỏ và các
dung dịch macma khác nhau (khi tốc độ thấm của nước
dưới đất lớn hơn 4mm/năm thì nước sẽ đóng vai trò
quyết định trong động thái nhiệt của lòng đất). Để đặc
trưng mức độ thay đổi nhiệt độ trong lòng đất theo độ
sâu người ta đưa ra khái niệm cấp địa nhiệt và gradien
địa nhiệt.
- Cấp địa nhiệt: là khoảng xuống sâu mà nhiệt độ tăng lên
10C. Giá trị cấp địa nhiệt thay đổi nhiều ngay cả trong
phạm vi một cấu trúc địa chất và phụ thuộc một lọat yếu
tố (thành phần thạch học, đặc trưng chứa nước, độ
khoáng hóa của nước, tạp chất sunfua, vật chất hữu
cơ..) nên không đặt vấn đề xác định nhiệt độ ở độ sâu
nào đó theo cấp địa nhiệt trung bình là 33m
45. Để xác định nhiệt độ ở độ sâu nào đó có thể dùng công
thức:
tm = t0 + (m – m0)l
tm: nhiệt độ ở độ sâu cần xác định.
t0: nhiệt độ không khí trung bình của vùng nghiên cứu.
m : độ sâu lớp cần xác định nhiệt độ
m0 : độ sâu đới nhiệt không đổi.
l: Giá trị cấp địa nhiệt
Gradien địa nhiệt: Trị số tăng nhiệt độ khi xuống độ sâu
100m hoặc (1m). Trị số này tăng nhanh trong các hệ
tầng chứa muối và giảmtrong đất đá bảo hòa dầu,
nước.
0
T X C
m
100
D =
46. II.3. VAI TRÒ NHIỆT ĐỘ ĐỐI VỚI DẦU KHÍ
Khi phân tích điều kiện hình thành và bảo
tồn vỉa dầu khí thì chế độ nhiệt của bẫy là
yếu tố rất quan trọng. Chế độ nhiệt của
một bể trầm tích hay một mỏ được hình
thành do các yếu tố sau: cấu trúc địa chất
có cùng đặc điểm thạch học, địa tầng của
đá, hoạt động macma…
47. II. 4. Biến đổi vật liệu hữu cơ
do xúc tác nhiệt
Yếu tố chủ yếu gây nên biến đổi VLHC là do nhiệt độ và
áp suất. Tuy nhiên, do thành phần khoáng vật khác nhau
mà chế độ nén ép cũng khác nhau. Sự chuyển hóa
VLHC trong giai đoạn này chủ yếu do yếu tố nhiệt độ,
còn áp suất đóng vai trò thứ yếu. Ngoài ra, yếu tố thời
gian cũng tác động đến sự chuyển hóa này.
ở các bể Cenozoi trẻ ở dải hoạt động tây Thái Bình
Dương và đặc biệt ở vùng Đông Nam Á nơi tiếp xúc của
ba mảng lớn (đại lục Âu–Á, Thái Bình Dương và Ấn Độ
Dương) lại thấy phân bố các cấp theo bảng 3.3. Vì vậy,
việc phân tích tiếp theo ứng dụng thang biến chất của
các bể Cenozoi ở vùng Đông Nam Á.
49. Quá trình sinh dầu khí không những lệ thuộc vào nhiệt
độ mà còn lệ thuộc vào sự phân bố và đặc tính của lớp
đá, tức là phụ thuộc vào sự tản nhiệt hay khả năng tiếp
nhận và phân tán nhiệt của chúng. Vì thế, chế độ nhiệt ở
một bể trầm tích là rất quan trọng và được thể hiện bằng
gradient địa nhiệt. Nó quyết định sự phân đới sinh thành
dầu khí ở mỗi bể nông hay sâu, rộng hay hẹp. Hình 3.7
theo đồ thị này thì ở chế độ nhiệt thấp (gradient địa nhiệt
thấp) đới sinh dầu, khí rất rộng và nằm ở độ sâu lớn,
ngược lại ở chế độ nhiệt cao (gradient địa nhiệt cao) đới
sinh dầu, khí, nông và hẹp hơn nhiều.
50. Phân đới thẳng đứng sinh HC phụ thuộc vào gradien
địa nhiệt (H. Đ. Tiến, 1975)
G h i c h u ù
D a àu
C o n d e n s a t
K h í
Ñ ô ùi l a én g n e ùn - P K + D
Ñ ô ùi t r e ân s i n h k h í c o n d e n s a t
( ñ ô ùi d i n h h o ùa ) - P K
Ñ ô ùi c h u û y e áu s i n h d a àu - M K
Ñ ô ùi c h u û y e áu s i n h c o n d e n s a t - M K
Ñ ô ùi c h u û y e áu s i n h k h í k h o â - M K - A K
Ñ a ù m o ùn g k e át t i n h
0
1 0 0 0
2 0 0 0
3 0 0 0
4 0 0 0
5 0 0 0
6 0 0 0
7 0 0 0
8 0 0 0
9 0 0 0
1 0 0 0 0
1 1 0 0 0
H m
0 0 , 5 1 , 0 1 , 5 2 , 0 2 , 5 3 , 0 3 , 5 4 , 0 4 , 5 5 , 0 5 , 5 6 , 0
51. quá trình sinh dầu khí lệ thuộc vào tốc độ lún chìm bể
và thời gian địa chất, thường xảy ra ở khoảng nhiệt độ
từ 80 ¸ 90oC đến 250 ¸ 300oC.
M ö ùc ñ o ä
b i e án c h a át
% R
t ö ô n g ñ o ái
T ( C )
t ö ô n g ñ o ái
C h i e àu s a âu
t ö ô n g ñ o ái
N e àn
b a èn g
M i e àn
u o án m e ùo
- S a ûn p h a åm c o ù t h e å c o ù
- C a áu t r u ùc ñ a ëc t r ö n g
H ,
k m
M o â h ì n h k h a ùi q u a ùt
( t h e o c h i e àu s a âu
t r u n g b ì n h )
C H , C O , N H , H S
D a àu C H
( n - a l k a n - H C p a r a f i n i c )
C o n d e n s a t + k h í a åm C H
( C y c l a n - H C n a f t e n i c )
K h í k h o â C H + C H
( a r e n - H C a r o m a t i c )
K h í a c i d e :
C O , H S g r a f i t
P K 8 0 - 9 0 1 , 5 3 , 5
M K 0 , 8
M K 1 , 3 5 1 5 0 - 1 6 0 3 , 5 6 , 5
M K 1 , 7 5
M K 2 , 2 2 5 0 - 2 6 0 6 , 5 1 1 , 0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1 0
1 1
1 2
1 3
N h ö ïa + a s f a l t e n
C o n d e n s a t
K h í
M K
A K
A K
2 , 8
3 , 8
4 , 8 3 0 0 9 , 0 1 7 , 0
A K 1 1 > 3 0 0 > 1 7 , 0
M
d a àu
Sơ đồ khái quát về sinh thành HC
52. Phân đới thẳng đứng sinh và tích lũy dầu khí
Daàu
Condensat
Khí
Daàu
Condensat
Khí
%
Ro
ToC Chieàu
saâu
km
Ñôùi sinh HC (HC) Ñôùi tích luõy
HC
0,
3
0,
6
30¸40
80¸90 1,5¸3,5
Ñôùi khí sinh
hoùa
1,
35
150¸160
3,5¸6,5
Ñôùi chuû
yeáu
sinh daàu
2,
2 250¸260 6,5¸11
Ñôùi chuû
yeáu sinh
condensat
4,
8 » 300 9¸17
Ñôùi chuû
yeáu sinh khí
khoâ
11
,0 > 300 > 9¸17
Ñôùi khí axit
vaø
grafit
53.
54. • Lithostatic pressure is due to the weight of the
rock overburden. It is transmitted through the
subsurface by grain-to-grain contacts in the
rocks.
• The magnitude of this lithostatic pressure at a
particular depth depends on the depth, the
density of the overlying rocks, and the
acceleration due to gravity.
• The lithostatic pressure gradient increases with
depth and is approximately 0.6 psi/ft ( 0.136
kg/cm2 * m ) or ( 13.6 kPa/m ).
55. • The fluid pressure, often called "pore pressure"
or "formation pressure", is applied by the fluids
within the pore spaces. These fluids exert
pressure against the grains.
• When the pressure in the pores is caused only
by the weight of the column of fluid in the rocks
above, it is called hydrostatic pressure.
• For a column of fresh water with a density of 1
gm/cm3, the hydrostatic gradient is .433 psi/ft
(0.0979 kg/cm2 * m) or ( 9.79 kPa/m). The
gradient increases with increasing salinity of the
water to about .465 psi/ft (0.1052 kg/cm2 * m) or
(10.52 kPa/m) for typical connate water.
56. In the oil industry, fluid pressure is usually calculated
as:
p = 0.052 x wt x d
where:
– p = hydrostatic pressure ( psi )
– wt = mud height ( lb/gallon )
– d = depth ( ft )
The overburden pressure, which is also called geostatic
pressure, is equal to the sum of the hydrostatic
pressure plus the lithostatic pressure. This pressure
may also be thought of as the pressure caused by the
weight of water plus sediment per unit area. The
overburden pressure increases with depth and
averages about 1psi/ft ( .226 kg/cm2 * m ) or ( 22.6
kPa/m ).
57. • Figure 03 summarizing differences between lithostatic and fluid
pressure gradients we might normally expect to see.
58. IIIIII..22 ÁÁpp ssuuấấtt đđốốii vvớớii ddầầuu kkhhíí
Áp lực bão hòa khí của dầu (Ps) là áp lực có lượng khí hòa tan
hay nói cách khác là áp lực khí nằm ở trạng thái cân bằng nhiệt
động lực với dầu vỉa. Áp lực bão hòa khí phụ thuộc vào lượng khí
hòa tan, thành phần dầu và khí, nhiệt độ vỉa. Đơn vị đo là MPa
(Mega Pascal). Nếu áp lực vỉa (Pv) lớn hơn áp lực bão hòa khí
(Pv > Ps) thì vỉa làm việc với chế độ đàn hồi – tức là tự phun.
Nếu áp suất vỉa nhỏ hơn (Pv < Ps) thì phải dùng bơm hút. Vì vậy,
khi khai thác hay dùng các biện pháp để duy trì áp suất vỉa càng
lâu càng tốt (Pv > Ps) để khai thác ở chế độ đàn hồi (tự phun).
Một trong các biện pháp đó là bơm ép nước vào vỉa.
aûnh höôûng tôùi ñoä hoøa tan khí vaøo nöôùc
ngaàm: tăng áp suất tạo khả năng thay đổi độ hòa tan
khí vào chất lỏng. Nếu P < 5MPa tăng tỷ lệ thuận giữa
độ hòa tan và áp suất. Nếu tiếp tục tăng áp suất thì độ
hòa tan tăng chậm hơn.
59. III.3 Ảnh hưởng áp suất đối với sự di cư
yếu tố cần thiết để HC di cư là nhiệt độ và áp suất. Khi
lớp trầm tích bị lún chìm dần, dẫn đến nhiệt độ cũng
tăng theo hoặc dòng nhiệt từ dưới sâu đưa lên do các
hoạt động kiến tạo khu vực hay địa phương làm tăng thể
tích của khí, dầu, hơi nước... tạo nên áp suất mới. Sự
lún chìm làm gia tăng áp lực địa tĩnh dẫn đến độ rỗng
giảm, áp suất chất lỏng tăng. Thời gian di cư càng lâu
càng thuận lợi để đẩy phần lớn HC được hình thành ra
khỏi đá mẹ
Độ sâu lún chìm càng lớn dẫn đến nhiệt độ, áp suất địa
tĩnh và áp lực chất lỏng càng tăng cao, càng thuận lợi
cho quá trình di cư đẩy HC ra khỏi đá mẹ.
60. Khi áp suất lớn sẽ làm giảm sức căng bề mặt ranh giới
tiếp xúc của dầu và 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 lách theo các khe nứt nhỏ di cư
nhanh hơn. Trong thời gian di cư tới bẫy chứa, lúc đầu khí
bị tách ra khỏi hỗn hợp và chiếm vị trí cao nhất (tách hai
pha). Sau đó, dầu được tăng cường và được nén với áp
suất lớn thì khí lại bị hòa tan trong dầu hoặc ngược lại dầu
bị hòa tan trong khí trong điều kiện một pha.
dầu khí muốn di cư thì phải vượt qua được áp suất bão
hòa trong nước hoặc khí vượt qua áp suất bão hòa trong
dầu, thì chúng mới tách ra khỏi chất lưu để vận động tự
do. Khí HC hòa vào dầu dễ hơn gấp 10 lần so với nước. ví
dụ trong điều kiện nhiệt độ T = 100 ¸ 200oC dưới áp lực
400at thì 1m3 khí khô (metan và một phần rất nhỏ khí
nặng khác) có thể mang theo 25 ¸ 40kg dầu. Cũng ở nhiệt
độ đó nhưng dưới áp lực 700at có thể mang 100kg dầu.
Chính nhờ các đặc điểm này mà HC lỏng nằm trong pha
khí sẽ di cư nhiều hơn.
61. III.4 Áp lực vỉa
• Áp lực vỉa là áp lực mà chất lỏng chịu đựng. Áp lực vỉa
rất quan trọng nhằm phản ánh khả năng vận động
chuyển dịch của chất lỏng khi có điều kiện. Có hai loại
áp lực: áp lực tĩnh và động.
• Áp lực tĩnh là áp lực trong vỉa không có sự chuyển
động của nước ngầm.
• Áp lực động được xác định khi có sự chuyển động
của nước ngầm và được xác định bằng vùng cung cấp
và vùng thoát (vùng thoát có thể là vùng thoát tự nhiên
hay có các đứt gãy hoặc các công trình khai thác
chúng).
• Áp lực thủy tĩnh được xác định như sau:
P = (h.rn)/10
trong đó: h - chiều cao của tầng chứa
rn - tỷ trọng của nước ở điều kiện chuẩn.
62. • Nếu vỉa chứa không có vùng thoát thì áp lực thủy tĩnh
như nhau trên đường đẳng áp. Nếu vỉa chứa có vùng
thoát thì áp lực thủy tĩnh giảm dần từ vùng cung cấp tới
vùng thoát. Áp lực thủy tĩnh được xác định chính xác chỉ
trong điều kiện tĩnh.
• Có nhiều nguyên nhân xuất hiện dị thường áp suất. Một
trong các nguyên nhân đó là trong vỉa được tăng lượng
khí, chúng hòa tan trong nước tạo áp suất lớn hơn áp
suất thủy tĩnh. Hoặc có xuất hiện đứt gãy mà tầng chứa
liên quan tới khe nứt lưu thông với các tầng phía dưới
và là nơi giải tỏa áp lực dư ở các tầng sâu hơn. Vì vậy
cần dự đoán các lát cắt có các dị thường áp suất nhằm
xử lý khi khoan qua lát cắt này.
63. Khi lún chìm vận động của nước được tăng cường và mang theo dầu
khí tới các bẫy mới, nơi kém bão hòa hơn, áp suất thấp hơn (áp lực
trôi, chảy) (H.6.3). Trong quá trình vận động của nước vỉa, sự tồn tại
hay phá hủy của vỉa dầu khí hoàn toàn lệ thuộc vào tốc độ của dòng
chảy.
Khoâng coù doøng
chaûy
Doøng chaûy raát
yeáu
Doøng chaûy
maïnh
Doøng chaûy raát maïnh
a
b
Hình 6.3 Các kiểu di cư phụ thuộc vào áp lực của nước
64. - Chế độ thủy động lực của nước đóng vai trò quan trọng trong
các tích lũy ban đầu (H.7.1a và H.6.3). Nếu trong vỉa không
có dòng chảy thì tích lũy dầu khí ở vị trí nằm ngang, khi đó
đáy là nước, còn phía trên là dầu khí. Áp suất vỉa lớn tạo nên
chế độ một pha (H.7.1b). Nếu áp suất vỉa chưa đủ lớn để xảy
ra sự hòa tan khí vào dầu thì sẽ xuất hiện ranh giới khí–dầu–
nước (khí trên cùng, giữa là dầu và cuối cùng là nước đáy
(H.6.3). Đây là quá trình phân dị trọng lực.
- Khi dòng chất lỏng có khí hòa tan đưa đến, khi giảm áp khí sẽ
tự tách ra và chiếm vị trí cao nhất trong bẫy, còn nước do
trọng lượng phân tử lớn nên lắng xuống đáy, còn dầu không
hòa tan trong nước và cũng không hòa tan trong khí sẽ nằm ở
giữa, do tỷ trọng dầu nhẹ hơn nước nhưng nặng hơn khí rất
nhiều. Vì vậy, dầu–khí–nước sẽ tồn tại chế độ 3 pha.
65. b)
Daàu
Khí Nöôùc vaän
ñoäng
a)
Nöôùc
Daàu
Moâ hình kích thöôùc baãy chöùa cuûa daàu, khí theo phaân dò troïng Beà daøy lôùn cuûa taàng chöùa; b) Beà daøy nhoû cuûa taàng chöùa
66. III.5 Chế độ nhiệt áp –
phân đới pha các tích tụ dầu khí
• Yếu tố nhiệt áp rất quan trọng, nó khống chế chiều
hướng tiến hóa của VLHC, thúc đẩy các phản ứng hóa
học và quá trình cracking. Khi nhiệt độ tăng sẽ làm tăng
tốc độ chuyển hóa VLHC và làm đứt vỡ các mạch HC
phức tạp (cao phân tử)...
• Nhưng khi áp suất tăng nhanh tới mức vượt quá tốc độ
tăng nhiệt độ thì làm chậm lại quá trình chuyển hóa của
VLHC và quá trình cracking các cao phân tử HC. Chất
lỏng lúc này rất dễ chuyển sang dạng khí nén.
Hình 9.3 cho thấy ở đới trên (A), nhiệt độ tăng nhanh
nhưng áp suất vỉa luôn nhỏ hơn áp suất thủy tĩnh (<
1,0); còn chuyển sang đới dưới (B) nhiệt độ tăng chậm,
khi đó áp suất lại tăng nhanh và áp suất vỉa luôn lớn hơn
áp suất thủy tĩnh (từ 1,1¸1,9 lần và có thể hơn).
67. V. I. Ermolkin 1986 đã đưa ra khái niệm hai đới nhiệt áp:
đới nhiệt áp trên và đới nhiệt áp dưới.
0
2
4
B
2 0 4 0 6 0 P V , M P a
A
P v
T v
6 0 1 0 0 1 4 0 T , C o
Hình 9.3 Moái quan heä giöõa T, P vôùi chieàu saâu
68. - Ở đới nhiệt áp trên (đới A trên hình 9.3) áp suất vỉa nhỏ
hơn áp suất thủy tĩnh, nơi đây thường được tích lũy các
vỉa dầu, condensat, khí đơn độc nguyên nhân là do áp
lực vỉa và áp lực bão hòa thấp. Ở đới này, thường xảy ra
phân dị trọng lực HC.
- Ở đới nhiệt áp dưới, đới có áp lực vỉa luôn lớn hơn áp
suất thủy tĩnh, do dòng nhiệt luôn được cung cấp kích
thích sự đứt vỡ VLHC và các phân tử lớn HC. Trong đới
này, thường tồn tại các vỉa có áp suất bão hòa và áp
suất vỉa cao. Vì vậy, có thể tồn tại các tích lũy dầu khí ở
trạng thái một pha (khí hòa tan trong dầu hoặc dầu hòa
tan trong khí). Tồn tại các vỉa khí hay condensat độc lập
chỉ xảy ra ở đới chủ yếu sinh khí và đới chủ yếu sinh
condensat.
Cần lưu ý rằng, ở điều kiện nhiệt độ và áp suất tăng
mạnh sẽ chuyển vỉa dầu thành vỉa condensat khi. Trong
trường hợp mất áp suất, mặc dù ở điều kiện nhiệt độ
cao nhưng hỗn hợp khí lỏng (dạng sương) lại tách pha
khí ra khỏi pha lỏng và tạo thành các tích tụ dầu, khí và
vỉa condensat.
