CHÖÔNG 06CHÖÔNG 06

MOÂI TRÖÔØNG MOÂI TRÖÔØNG NGAÀMNGAÀM

I. NƯỚC DƯỚI ĐẤT (GROUND WATER)

II. NHIỆT ĐỘ (TEMPERATURE)

III. ÁP SUẤT

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.

• 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.

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

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

Đới thông khí

Đớimao dẫn

Đới bảo hòa (dòng ngầm)

Mưa

Mô hình phân bố nước thượng tầng

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.

H

6

1

23

4

5

7

8 8

Mưa

a bb

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 thấm5 – Đáy cách nước,6 – Nước áp cục bộ, 7 – Nước thương tầng, 8 – Sông hoặc mạch nước,a – Miền cung cấp, b – Miền thoát

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.

a1 a b b1

LK1

LK2

LK3Đường mực áp lực

Sơ đồ tầng chứa nước có áp dạng nếp võng

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.

1.1- GROUND WATER1.1- GROUND WATER1.1 .1 – Origin of ground water (GW)

04 types of GW1. Meteoric water.2. Connate water.3. Juvenile water.4. Mixed water.

04 Types of GW04 Types of GWMeteoric water

(Infiltration of rainwater.) (Distribution @ shallow depth.) (Total mineralization: Low)Tens to be OxidizingpH: (Often acidic due to dissolved humic, carbonic and nitrous acids.)

Connate waterAncient 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 .

04 Types of GW (cont.)04 Types of GW (cont.)Juvenile water

(Primary of magmatic origin.)Brought to near – surface environment dissolved in magma.Usually mixed with either connate or meteoric water.

Mixed waterResults from the commingling of meteoric, juvenile and connate waters.Usually between the near – surface meteoric water, juvenile and the deeper, more saline connate water.

I.3. TÍNH CHẤT HI.3. TÍNH CHẤT HÓA HỌC CỦA NƯỚC DƯỚI ĐẤTÓA HỌC CỦA NƯỚC DƯỚI ĐẤT

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.

Fig 01

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 Extremely important to understand the relationships of Eh and pH to diagenesis and the evolution of porosity.

Chemistry of ground water Chemistry of ground water (cont.)(cont.)Second: SalinityIn 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.

Fig 02

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.

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.

• 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.

• + 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%

rCl

rNa2

4

rSO

rClrNa2

rMg

rNarCl

Xulin chia nöôùc DÑ thaønh 4 loaïi: 1. Loaïi nöôùc sunphat natri coù nguoàn goác röûa luõa

ñaïi luïc, ñöôïc ñaëc tröng baèng:

• 2. Loaïi nöôùc bicabonat natri (nöôùc kieàm) coù nguoàn goác ñaïi luïc, khí quyeån ñöôïc ñaëc tröng baèng:

rCl

rNa >1;

24

rSO

rClrNa > 1 vaø2

rMg

rNarCl <0

rCl

rNa >1;

24

rSO

rClrNa < 1 vaø2

rMg

rNarCl <0

• 3. Loaïi nöôùc clorua magie lieân quan vôùi nguoàn goác bieån vaø ñöôïc ñaëc tröng baèng:

• 4. Nöôùc clorua canxi (nöôùc cöùng) coù nguoàn goác bieán chaát saâu (lieân quan vôùi caùc moû daàu khí) ñöôïc ñaëc tröng baèng:

• > 1 ; > 1 vaø <0

• Phaân loaïi Xulin ñöôïc bieåu dieãn baèng hai hình vuoâng cuøng ñaët theo moät ñöôøng cheùo. (Fig.03)

rNa

rCl

> 1 ;

2

rMg

rNarCl

<1 vaø

24

rSO

rClrNa

<0

rNa

rCl2

rMg

rNarCl2

4

rSO

rClrNa

GW Classification by Xulin (Russia)GW Classification by Xulin (Russia)Fig 03

Oder Catelogy Total dissolved Solids

g/l %

1 Super fresh < 0.2 0.02

2 Fresh 0.2 – 1.0 0.02 – 0.1

3 water Brakish 1.0 – 3.0 0.1 – 0.3

4 Light saline 3.0 – 10 0.3 – 1.0

5 Saline 10 – 35 1.0 – 3.5

6 Brine > 35 > 3.5

Klimentov, 1977Table 01

Oder Catelogy Total dissolved Solids(mg/l)

1 Fresh < 1,0002 Brakish

water1,000 – 10,000

3 Saline 10,000 – 100,0004 Brine > 100,000

Freeze and Cherry, 1979Table 02

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).

Ranh giôùi daàu-nöôùc

Daàu

Nöôùc ñaùy

Daàu

Nöôùc rìa

Ranh giôùi daàu-nöôùc

a) b)Hình Mô hình phân bố các vỉa nước

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.

• 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.

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.

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.

• Các mỏ dầu khí thường liên quan chủ yếu tới hai loại nước đó là bicacbonat–natri (NaHCO3) và clorua canxi (CaCl2). Chúng phản ánh điều kiện khép kín và bảo tồn tốt 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, NH4, B và axit naftenic, fenol và một số khí HC (metan và các khí nặng khác).

• Một số chuyên gia sử dụng hệ số C2/C3+, nếu tỷ số này trong nước < 1,3 thì nước có liên quan tới mỏ dầu, còn nếu C2/C3+ > 1,3 thì liên quan tới mỏ khí (C3

+ = C3 + C4). Ngoài 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.

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.

• 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.

Loaïi khí

00C 200C 400C Loaïi khí

00C 200C 400C

H2SCO2

C2H6

C3H8

CH4

2,671,71

30,09

80,05

80,05

5

2,580,87

00,04

70,03

70,03

3

1,660,53

0,0290,0250,023

O2

COH2

N2

He

0,0490,0350,0210,0230,009

9

0,0310,0230,0180,0150,009

3

0,0230,0180,0160,0120,008

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.

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.

• Nước ngầm có các ion Na, K, đặc biệt I, Br cao có giá trị công nghiệp. Ví dụ I 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...

II. MÔI TRƯỜNG NHIỆT ĐỘ NGẦMII.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

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….)

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

II.2. SỰ PHÂN BỐ NHIỆT TRONG LÒNG ĐẤT

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 độm0 : 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.

m

CXT

100

0

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…

II.3. VAI TRÒ NHIỆT ĐỘ ĐỐI VỚI DẦU KHÍ

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.

Bảng 3.3 Mức độ biến chất của VLHC

Caáp bieán chaát

Pha bieán chaát Kyù hieäuPhaûn xaï

vitrinit %Ro

Nhieät ñoäT0C

DiagenezPK3 (Б3) D < 0,3 80 90

PK1 (Б1) 0,3 0,4

Protocatagenez

PK2 (Б2) 0,4 0,5

0,5 0,6

Mezocatagenez

Pha sinh daàuMK1 (Д) 0,6 0,8 200

220MK2 (Г) 0,8 1,35

Pha sinh condensat

MK3 (Ж ) 1,35 1,75

MK4 (К) 1,75 2,2

MK5 (ОС) 2,2 2,8

Apocatagenez +

Matamorphism

Pha sinh khí khoâ

AK1 (Т) 2,8 3,8 300 > 300

AK2 (ΠА) 3,8 4,8

Thaønh taïo grafit

AK3+ AK4 +M (А)

4,8 11

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.

Phân đới thẳng đứng sinh HC phụ thuộc vào gradien địa nhiệt (H. Đ. Tiến, 1975)

G hi chuù

D aàu C ondens atK hí

Ñ ôùi laéng neùn - P K + D

Ñ ôùi treân s inh khí condens at(ñôùi d inh hoùa) - P K

Ñ ôùi chuû yeáu s inh daàu - M K

Ñ ôùi chuû yeáu s inh condens at - M K

Ñ ôùi chuû yeáu s inh khí khoâ - M K - A K

Ñ aù m oùng keát tinh

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

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

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 öùc ñoä bieán chaát

% R

töông ñoáiT ( C)

töông ñoái

Chieàu saâu töông ñoái

N eàn baèng

M ieàn uoán m eùo

- S aûn phaåm coù theå coù- Caáu truùc ñaëc tröng

H , km

M oâ hình khaùi quaùt (theo chieàu saâu

trung bình)

CH , CO , N H , H S

Daàu C H

(n-alkan - H C parafinic)

Condensat + khí aåm C H(Cyclan-H C naftenic)

K hí khoâ CH + C H(aren-H C arom atic)

K hí acide:CO , H S grafit

P K 1,5 3,580-90M K 0,8

1,35M K 150-160 3,5 6,5

M K 1,75

2,2M K 250-260 6,5 11,0

1

2

3

4

5

6

78

9

10

11

12

13

K hí

Condensat

N höïa + as falten

M K

AK

AK

2,8

3,8

4,8 300 9,0 17,0

AK 11 > 300 > 17,0

M

daàu

Sơ đồ khái quát về sinh thành HC

Phân đới thẳng đứng sinh và tích lũy dầu khí

Khí

Condensat

Daàu

Daàu

Condensat

Khí

%Ro

ToC Chieàu saâu km

Ñôùi sinh HC (HC) Ñôùi tích luõy HC

0,30,6

30408090 1,53,

5Ñôùi khí sinh

hoùa

1,35

150160

3,56,5

Ñôùi chuû yeáu sinh daàu

2,2

250260

6,511Ñôùi chuû yeáu sinh condensat

4,8

300 917Ñôùi chuû yeáu sinh khí khoâ

11,0

> 300 > 917Ñôùi khí axit vaø

grafit

• 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 ).

• 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.

In the oil industry, fluid pressure is usually calculated as:  

p = 0.052 x wt x dwhere:

– 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 ).

• Figure 03 summarizing differences between lithostatic and fluid pressure gradients we might normally expect to see.

III.2 Áp suất đối với dầu khíIII.2 Áp suất đối với dầu khí

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.

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 mẹĐộ 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.

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.

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.n)/10trong đó: h - chiều cao của tầng chứa

n - tỷ trọng của nước ở điều kiện chuẩn.

• 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.

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

Hình 6.3 Các kiểu di cư phụ thuộc vào áp lực của nước

- 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.

b)

Daàu

KhíNöôùc vaän

ñoäng

a)

Nöôùc

Daàu

Hình 7.1 Moâ hình kích thöôùc baãy chöùa cuûa daàu, khí theo phaân dò troïng löïc a) Beà daøy lôùn cuûa taàng chöùa; b) Beà daøy nhoû cuûa taàng chöùa

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 1,11,9 lần và có thể hơn).

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

A

20 40 60 P , M P aV

P v

T v

60 100 140 T , Co

Hình 9.3 Moái quan heä giöõa T, P vôùi chieàu saâu

- 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.