Giới thiệu

Bể Nam Côn Sơn gồm các dạng đối tượng chứa dầu và khí rất đa dạng trong móng nứt nẻ trước Đệ Tam, trong cát kết Oligocene trên và Miocene dưới, trong cát kết và đối tượng carbonate tuổi Miocene giữa. Ngoài ra, bể Nam Côn Sơn còn gặp các hệ thống dầu và khí trong các dị thường áp suất cao, nhiệt độ cao và nằm ở vùng nước sâu [11]. Hiện tượng HPHT được phát hiện trong khu vực trầm tích Cenozoic thay đổi từ Tây sang Đông có bề dày 5.000 - 14.000m.

Đến nay, ở bể Nam Côn Sơn đã có gần 100 giếng khoan thăm dò, thẩm lượng và phát triển khai thác. Tại một số giếng khoan, gradient áp suất đạt 1,6MPa/100m (04-3A-1X, 04-3-MC-2X…); thậm chí có giếng khoan gradient áp suất đạt 1,9 - 2,04MPa/100m (04-1-ST-1X, 04-SDN-1X, 05-2-HT-1X…). Từ chiều sâu 2.500m trở xuống xuất hiện khoảng áp suất tăng cao, ngay bên dưới các đới đất đá tuổi Pliocene. Khoảng chênh giữa áp suất vỉa và áp suất nứt vỉa rất nhỏ (chỉ 1ppg) trong tầng Miocene gây khó khăn cho công tác khoan và hoàn thiện giếng.

Tại bể Nam Côn Sơn, đã phát hiện nhiệt độ cao tại 25 giếng, trong đó tập trung trong địa tầng có tuổi Miocene giữa và Miocene sớm. Tại các giếng 04-2-SB-1X và 04-2-NB-1X, nhiệt độ trên đáy giếng dao động từ 135 - 170^oC ở chiều sâu từ 3.800 - 4.000m. Hiện tượng áp suất cao, nhiệt độ cao xuất hiện tại giếng khoan 05-2-HT-2X, ở chiều sâu 3.740m nhiệt độ trên đáy giếng là 172^oC và áp suất vỉa 74MPa; tại giếng 05-1c-DN-2X-ST2, ở chiều sâu 4.245m gặp nhiệt độ 185^oC, áp suất vỉa 98,7MPa; tại giếng 04-2-HT-1X ở chiều sâu 4.548m nhiệt độ trên đáy giếng là 210^oC và áp suất vỉa 91MPa [8, 9]. Hình 1 thể hiện sự phân bố nhiệt độ các giếng khoan mỏ Hải Thạch và áp suất đáy tại khu mỏ Mộc Tinh.

Trong điều kiện áp suất cao và nhiệt độ cao, việc thi công giếng khoan tiềm ẩn nhiều rủi ro cho quá trình khoan và trám xi măng giếng khoan. Trong giếng khoan có áp suất và nhiệt độ biến đổi lớn sẽ làm tăng ứng suất phá vỡ độ ổn định của vành đá xi măng, làm biến dạng cột ống chống ảnh hưởng đến sự liên kết cột ống chống với vành đá xi măng và khả năng cách ly của đá xi măng.

Kết quả khoan tại bể Nam Côn Sơn cho thấy việc sử dụng các phụ gia vữa xi măng chưa phù hợp với môi trường trong giếng, dẫn đến độ thấm của đá xi măng tăng nhanh theo thời gian, độ bền của đá giảm, sự liên kết giữa đá và cột ống kém, gây ra áp suất trong cột ống; tại một số giếng xuất hiện hiện tượng vành đá xi măng bị biến dạng, co ngót, nứt vỡ.

Hiện nay trong ngành dầu khí chưa có loại xi măng được tiêu chuẩn hóa để trám xi măng các giếng khoan HTHP. Do đó, xi măng Portland G-API vẫn là loại xi măng được sử dụng phổ biến để trám giếng khoan sâu. Vì vậy, nhất thiết phải bổ sung phụ gia bền nhiệt, để duy trì và nâng cao độ bền và giảm độ thấm của đá xi măng.

Các kết quả nghiên cứu và tổng hợp kinh nghiệm về ảnh hưởng của HPHT đến các tính chất cơ học của đá xi măng cho phép thiết kế hệ vữa xi măng phù hợp, góp phần nâng cao chất lượng và hiệu quả thi công các giếng khoan thăm dò, khai thác dầu khí tại bể Nam Côn Sơn.

Chi tiết xem file đính kèm : Truong Hoai Nam.pdf