Khóa luận Ứng dụng các phương pháp địa vật lý giếng khoan để phân vỉa, đánh giá độ rỗng, độ bão hoà chất lưu cho giếng rb-Xx – mỏ ruby

Chương 1 Giới thiệu chung về mỏ Ruby 1. Vị trí địa lý: Mỏ Ruby thuộc phần Đông Bắc bể Cửu Long, nằm ở phía Tây Nam lô số 1, khu vực 01&02, cách cảng Vũng Tàu 155km về phía Đông Bắc. Lô số 1 thuộc rìa phía Đông Bắc của bồn trũng Cửu Long, phía Tây tiếp giáp với lô 15.1, phía Tây Nam tiếp giáp với lô 15.2, phía Nam giáp lô 09.2. Phía Tây Bắc của mỏ Ruby được giới hạn bởi đơn nghiêng Thuận Hải, đồng thời sự dịch chuyển của đơn nghiêng này đóng vài trò phân định ranh giới của bồn trũng Cửu Long. Hình 1.1: Vị trí mỏ Ruby 2. Lịch sử thăm dò – khai thác: Hiện nay mỏ đang hoạt động theo hợp đồng PSC giữa Petronas CARIGALI với Petrovietnam ký ngày 10 tháng 9 năm 1991, Petronas CARIGALI và PVEP cùng tham gia thầu. Mỏ Ruby được phát hiện tháng 6 năm 1994 sau khi khoan giếng thăm dò RB-1X. Giếng 1X khoan qua các tầng Miocene trung, sớm thuộc thành hệ Bạch Hổ, Oligocene muộn thuộc thành hệ Trà Tân trung và thượng. Giếng đánh giá thẩm lượng RB-2X được khoan vào tháng 4 năm 1995 để mô tả đặc điểm phần Tây Nam của mỏ. Giếng RB-3X được khoan nhằm mục đích thẩm lượng phần Đông Bắc mỏ. Kết quả thu được từ 3 giếng và kết hợp với tài liệu địa chấn 2D đã củng cố sự hiện diện của hydrocarbon tại mỏ này. Chiến dịch khoan phát triển khai thác giai đoạn đầu tiên “Pilot Production Phase” được bắt đầu ngày 18/08/1998, kết thúc ngày 17/08/1999 với 10 giếng khoan mới và 2 giếng hoàn thiện lại. Kế hoạch đặt ra là sẽ khai thác lưu lượng tối đa là 27000 thùng/ngày giai đoạn đầu và thu hồi khoảng 45 triệu thùng dầu. Tháng 9 năm 2000, tiến hành khoan thêm 3 giếng khai thác, trong đó giếng 11P hoàn thiện 1 ống khai thác trung tâm vỉa Miocene, giếng 12P và 13P hoàn thiện kiểu ống khai thác đôi, khai thác trên các tầng Miocene và Andesite. Mỏ Ruby được đưa vào khai thác ngày 22/10/1998 với 2 giếng 1P, 2P. Trong năm 1999 và đầu năm 2000 lần lượt đưa thêm 7 giếng mới vào khai thác (từ RB-5P – RB-11P). Tháng 4 và tháng 5 năm 2001 đưa thêm RB-12P và RB-13P vào khai thác. Dầu mỏ Ruby được khai thác từ các tầng Miocene, Oligocene, và tầng móng Andesite. Trong đó, sản lượng dầu khai thác chủ yếu từ tầng Miocene. Hiện nay ngoài hoạt động khai thác, mỏ đang tiếp tục được thăm dò và thẩm lượng, nghiên cứu và phát triển toàn mỏ. Sản lượng khai thác 15.000 - 20.000 thùng/ngày từ 13 giếng khai thác. Năm 2003, khai thác 6.3 triệu thùng. Năm 2004, đã có 40,79 triệu thùng dầu thô được khai thác tại đây. Giàn Ruby -B đã được đưa vào hoạt động vào cuối năm 2004, nâng mức khai thác dầu của mỏ này lên 20.000 thùng/ngày. 3. Đặc điểm địa chất – địa tầng: 3.1. Đặc điểm địa chất cấu tạo thành hệ Miocene: Thành hệ Miocene gồm thành hệ Bạch Hổ hạ và trung được giới hạn bởi đáy của bất chỉnh hợp Oligoxen muộn và tại đỉnh của bất chỉnh hợp trong Mioxen sớm II (IEMU-II). Bất chỉnh hợp trong Mioxen sớm I (IEMU-I) thì tách riêng rẽ thành thành hệ Bạch Hổ hạ và giữa. Bạch Hổ hạ cho thấy mặt nghiêng cát với những lớp cát dày xen kẹp với những lớp phiến sét mỏng chỉ ra môi truờng biển hồ. Về thạch học, khu vực này có thể chia thành khu vực đá mảnh vụn và núi lửa xâm nhập và đôi khi cũng có khu vực mảnh vụn núi lửa. Vùng đá mảnh vụn trong Bạch Hổ giữa được chia thành hai vùng riêng rẽ bởi bề mặt biển tiến MI-60. Vùng thấp hơn thì có nhiều mặt nghiêng của cát trong khi phần cao hơn ở trước MI-60 thì được tạo ra bởi sự xen kẹp của các lớp cát và phiến sét. Bạch Hổ giữa được minh giải như là sự lắng đọng trong môi trường biển hồ tới môi trường duyên hải. Thành hệ tầng chứa Miocene là 1 thành hệ chính của mỏ Ruby được đánh giá chứa hơn 26% lượng dầu của mỏ. Tầng chứa bao gồm các tập cát tương đối mỏng độ dày từ 5m đến 9m định vị trong các tập sét dày. Các tập cát được đặt tên là MI-09, MI-10, MI-20, MI-30 hay còn gọi là các tầng khai thác. Hình 1.2: Cột địa tầng tổng hợp mỏ Ruby Tầng MI-09 có sự hiện diện của mũ khí, tầng MI-20 đã xác định đã xác định được ranh giới dầu-nước ở độ sâu 1771m. Các tầng MI-30, MI-20 không liên tục và độ dày tăng dần về phía Bắc và hướng Tây Nam. Giá trị độ rỗng hiệu dụng trung bình trong phạm vi từ 16% - 20% và giá trị độ thấm khoảng 100mD – 200mD. Nhiệt độ vỉa khoảng 1830F. 3.2. Đặc điểm địa chất cấu tạo thành hệ Oligocene: Thành hệ Oligocene của mỏ Ruby nằm trong điệp Trà Tân giữa và dưới, bao gồm các tập cát mỏng và sét dày nằm xen kẹp nhau. Thành hệ Trà Tân giữa được giới hạn bởi bất chỉnh hợp Oligoxen muộn tại đỉnh và tại đáy của bất chỉnh hợp Oligoxen sớm. Thành phần thạch học nghiêng về phiến sét và sét kết với các lớp cát và bùn kết xen kẹp nhau. Thành hệ này được minh giải như là sự lắng đọng của môi trường biển hồ. Thành hệ Trà Tân hạ được giới hạn bởi bất chỉnh hợp Oligoxen sớm và móng granit trước Đệ Tam. Thành hệ Trà Tân hạ được minh giải như là sự lắng đọng của môi trường sông tới môi trường biển hồ. Chúng tạo ra các lớp sét đen dày xen kẹp lớp cát phủ chồm lên phần nâng khối nhô trung tâm của mỏ. Sét màu nâu đen, chắc, dễ vỡ vụn, chứa nhiều vật liệu vôi, một ít vảy mica, nhiều vệt đốm. Độ rỗng trung bình khoảng 10% - 18%. Trong các tầng OL-08, OL-09, OL-10 tỷ trọng hydrocarbon hơn 300API, các tầng OL-35, OL-40, OL-50, OL-65, OL-100 tỷ trọng thấp khoảng hơn 200API. Riêng phần đỉnh tầng OL-40, OL-60, OL-100 phát hiện thấy mũ khí. Tính chất của tầng Oligocene nói chung không tốt với độ rỗng và độ thấm thấp, đôi khi rất thấp. Độ rỗng hiệu dụng trung bình khoảng 5 – 12%, độ thấm nhỏ hơn 20mD. 3.3. Đặc điểm địa chất cấu tạo đá móng: Đá móng là granit với một vài cấu tạo andesite và basalt phun trào. Tầng móng phức tạp do ảnh hưởng của kiến tạo và sự xuất hiện nhiều đứt gãy địa tầng tạo nên do những biến cố cục bộ. Dầu được khai thác ở khoảng địa tầng sâu khoảng 200 - 300m dưới tầng móng. Tuy nhiên khó khăn lớn nhất là tính toán trữ lượng dầu trong vùng đứt gãy này do sự phức tạp của cường độ, hướng và độ thấm. Độ rỗng trong móng được tạo ra bởi hệ thống đứt gãy và sự biến đổi khoáng vật học. Chương 2 Các khái niệm cơ bản 1. Độ rỗng: 1.1. Khái niệm: Đất đá được hình thành từ 3 pha: pha rắn, pha lỏng và pha khí. Một phần thể tích của đất đá được cấu thành từ pha rắn, không gian phần còn lại được lấp đầy bởi những pha khác (pha lỏng, pha khí). Thể tích lỗ rỗng Vp của đất đá không thuộc pha rắn ở trạng thái không xác định, thể tích đó được gọi là thể tích rỗng. Thể tích rỗng được cấu thành từ những phần không gian khác nhau gọi là lỗ hổng. Các lỗ hổng có nguồn gốc, hình dáng, kích thước và mối liên hệ giữa chúng khác nhau. Tỷ số giữa thể tích không gian rỗng Vp và thể tích của đất đá Vt được gọi là độ rỗng, ký hiệu là Ф. (2.1) Trong đó: Vp: Thể tích của mọi không gian trống trong đá (thông thường trong Vp có chứa dầu, nước, khí). Vs: Thể tích của vật liệu rắn. Vt: Thể tích toàn khối đá. Độ rỗng đất đá phụ thuộc vào nhiều yếu tố khác nhau như: -Cấu trúc, đường kính hạt -Các hoạt động thứ sinh diễn ra trong đất đá -Hoạt động kiến tạo -Áp suất nén lên trên đất đá… 1.2. Phân loại độ rỗng: Căn cứ vào những đặc điểm riêng người ta chia lỗ rỗng ra nhiều loại: 1.2.1. Theo nguồn gốc hình thành: Độ rỗng nguyên sinh (primary porosity): Xuất hiện khi đất đá được hình thành và bị thay đổi về độ lớn, hình dáng do quá trình nén ép của các lớp đất đá bên trên, quá trình xi măng hóa và sự biến chất của đất đá. Độ rỗng nguyên sinh phụ thuộc vào kiểu, kích thước hạt và cách sắp xếp của các hạt trong pha cứng. Độ rỗng thứ sinh (secondary porosity): là tỷ phần thể tích các hang hốc, khe nứt trong đất đá được tạo thành do quá trình hoà tan, phong hoá, tinh thể hoá, đolomit hoá đá vôi, hoạt động kiến tạo và quá trình hoá sinh. 1.2.2. Theo mối liên hệ thuỷ động lực giữa các lỗ hổng: Độ rỗng mở(opend porosity): Là độ rỗng của các lổ hổng có mối liên thông với nhau, có đường kính các kênh nối thông đủ lớn để cho dòng các chất lưu có thể đi qua dễ dàng (lớn hơn 50 µm đối với dầu, và 5 µm đối với khí). Độ lỗ rỗng mở đôi khi có giá trị nhỏ hơn độ rỗng kín. Ví dụ các lớp sét có độ rỗng kín rất cao từ 50 - 85% nhưng hoàn toàn không có lỗ rỗng mở vì lẽ lỗ rỗng và kênh nối thông trong đá sét rất bé, sét lại có đặc điểm hấp phụ bề mặt cao nên độ thấm rất kém, do vậy các lớp sét thường đóng vai trò lớp màn chắn. Độ rỗng kín (closed porosity): Là độ rỗng của các lỗ hổng không có mối liên thông với nhau. Trường hợp đá bọt là một ví dụ, chúng có độ rỗng vào cỡ 50%, nhưng vì các bọt không có kênh nối thông với nhau nên độ rỗng chủ yếu ở đây là độ rỗng kín. Độ rỗng toàn phần hay độ rỗng chung Фt (total porosity): là tỷ phần thể tích của tất cả không gian rỗng (giữa hạt, kênh thông nối, nứt nẻ, hang hốc, bọt...) cộng lại có trong đá. Độ rỗng toàn phần là tổng của độ rỗng kín và độ rỗng mở. Độ rỗng hiệu dụng Фef (effective porosity): là thuật ngữ được sử dụng trong phân tích tài liệu địa vật lý giếng khoan. Độ rỗng hiệu dụng là thể tích lớn nhất của lỗ hổng chứa nước, dầu, khí mà ở đó nước dầu, khí nằm ở trạng thái tự do, nghĩa là không tính đến phần thể tích của các lớp nước bao, nước hydrat sét (nước hấp phụ trên bề mặt các hạt sét), nước tàn dư. Chú ý: Độ rỗng, hay tỷ phần thể tích lỗ rỗng trong đá là đại lượng không thứ nguyên có thể biểu thị bằng phần trăm (ví dụ 30%), bằng số thập phân (0,3) hay đơn vị độ rỗng (30pu). 2. Độ bão hòa: Độ bão hòa chất lưu của một thành hệ là tỷ số phần trăm của chất lưu đó choán chỗ trong không gian lỗ rỗng. Do đó độ bão hòa nước là tỷ số phần trăm của thể tích rỗng thành hệ chứa nước, kí hiệu SW (%). Nếu trong thành hệ chỉ tồn tại nước mà không có sự hiện diện của bất kì chất lưu nào khác thì độ bão hòa nước là 100%. Tương tự ta có những khái niệm về độ bão hòa dầu SO, độ bão hòa khí SG, hoặc là độ bão hòa hydrocarbon SHC (Sh). tổng lượng nước VW SW = -------------------- = ------ tương tự với SO và SG. (2.2) tổng lỗ rỗng Vr Thực chất không gian rỗng trong đất đá ít khi nào chỉ tồn tại duy nhất một chất lưu mà thường là chúng được bão hòa bởi một vài chất lưu khác nhau. Do đó độ bão hòa tổng cộng trong một thành hệ tuy luôn là 100% nhưng bao gồm độ bão hòa của các chất lưu thành phần (đôi lúc còn có sự tham gia của CO2 hay không khí). Do đó: S = ΣSi =1, trong đó Si là độ bão hòa của các chất lưu hiện diện trong thành hệ: SW + Sh = SW + SG + SO = 1 . Độ bão hòa nước của thành hệ có thể biến đổi từ 100% đến giá trị khá thấp nhưng không bao giờ bằng 0. Dù cho lượng hydrocarbon bão hòa trong các vỉa chứa giàu đến đâu thì luôn có một lượng nước nhỏ không thể bị thay thế bởi hydrocarbon do tác dụng của sức căng bề mặt, các tác dụng điện hoá và mật độ. Độ bão hòa này thường được gọi là độ bão hòa nước dư SWir và lượng nước này chính là nước liên kết. Giá trị SWir phụ thuộc vào loại lỗ rỗng, kích thước kênh rỗng, độ bão hoà nước dư, tính chất của hạt đá, một số chất rắn sót lại trong nước cũng ảnh hưởng lớn đến hiện tượng này. Tương tự, đối với một vỉa đá sinh dầu khí, thực sự khó có thể ép tất cả các hydrocarbon được hình thành vào các đá chứa rỗng thấm hơn bởi các chế độ chất lưu cũng như các biện pháp kỹ thuật nâng cao hệ số thu hồi. Luôn tồn tại một lượng hydrocarbon vẫn còn bị giữ lại trong thể tích lỗ rỗng. Lượng hydrocarbon này được gọi là độ bão hòa hydrocarbon thặng dư, Shir hay Srh. Mặc dù chúng ta thường quan tâm đến độ bão hoà hydrocarbon, nhưng các phương pháp địa vật lý thường chỉ cho phép ta ước lượng độ bão hoà nước vỉa, và chúng ta chỉ có thể tính toán độ bão hoà hydrocarbon khi đã biết độ bão hoà nước vỉa. 3. Độ thấm: Đá thấm là đá có độ lỗ rỗng mở. Độ thấm của đá là khả năng cho chất lưu có độ nhớt nhất định đi qua đá đó dưới một đơn vị gradient áp lực. Độ thấm tuyệt đối K biểu thị dòng chất lưu đồng nhất không có những tác động hoá học với đá ở pha cứng được biểu thị theo định luật Darcy như sau: (2.3) Trong đó: Q: Lưu lượng (cm/s) μ : Độ nhớt của chất lưu (cp) S: Diện tích tiết diện ngang (cm2) h: Chiều dài tính bằng cm của phần môi trường qua đó có dòng thấm đi theo phương thấm p1, p2: áp suất (atmosphere) ở hai mặt phẳng chắn vuông góc với dòng thấm ở đầu và cuối dòng k: Độ thấm tuyệt đối tính bằng Darcy. 3.1. Quan hệ giữa độ thấm và độ rỗng: Hiện chưa tìm được một quan hệ chung về mặt toán học giữa độ thấm và độ rỗng để dùng cho mọi trường hợp. Nói chung, đối với các đá hạt vụn, độ thấm có chiều hướng tăng lên khi độ rỗng tăng. Tuy vậy trong thực tế có trường hợp độ rỗng rất cao nhưng độ thấm lại rất kém. Có thể lấy thí dụ trường hợp của đá bọt và đá sét. Trường hợp các đá bọt có độ rỗng rất cao nhưng độ thấm bằng không vì các bọt rỗng trong đá không có kênh thông nối với nhau; trường hợp của đá sét thì do lực ma sát bề mặt của dung dịch thấm với mạng tinh thể sét là rất lớn. Cả hai trường hợp vừa nêu có thể độ rỗng của đá tới 80%, nhưng độ thấm thì gần như triệt tiêu. Điều đó cho thấy rằng giá trị độ rỗng không quyết định cho khả năng thấm của đá mà kiến trúc lỗ rỗng mới là quan trọng. 3.2. Hiện tượng mao dẫn trên bề mặt tiếp xúc giữa nước và đá: Lỗ rỗng hay thông nối với nhau qua các đường ống có bán kính r cỡ dưới 1μm. Trên thành các ống đó xảy ra hiện tượng kéo nước thấm dâng lên tới chiều cao h tạo ra một áp lực Pe gọi là áp lực mao dẫn (hình 2.1). Phương trình Laplace biểu thị quá trình trên như sau: (2.4) Trong đó: Pe là áp lực mao dẫn (dyn/cm2 ) T là sức căng trên bề mặt tiếp xúc giữa nước với thuỷ tĩnh (dyn/cm) θ là góc tiếp giáp giữa mặt cong với thành ống (độ) r là bán kính ống (cm) Có thể tính (2.4) tương đương như sau: (2.5) với h là chiều cao cột nước (cm); ρ là mật độ của nước (g/cm3); g là gia tốc trọng lực (cm/s2) Từ (2.5) ta có: (2.6) Phương trình (2.6) là phương trình chiều cao cột nước theo định luật Jurin. Từ (2.6) ta thấy ngay là khi bán kính ống mao dẫn càng nhỏ thì chiều cao dâng cột nước càng lớn. Ví dụ, đối với nước trong ống thuỷ tinh, T = 73 dyn/cm ở 20 oC và θ = 0o ; nếu r = 1mm thì h = 1,5cm, và nếu r = 1m thì h = 15m. Áp lực mao dẫn trong đá cát phụ thuộc vào độ hạt của đá, và thay đổi trong khoảng 3000 dyn/cm2, đối với cát hạt thô, và 60000 dyn/cm2 đối với cát hạt rất mịn. 3.3. Độ thấm hiệu dụng và độ thấm tương đối: Trong phần lớn các đá chứa là đá trầm tích, thoạt đầu chúng bão hoà nước, khi dầu di cư từ nơi khác tới thì dầu sẽ lấn dần choán chỗ thay nước trong lỗ rỗng. Sự lấn dần đó chỉ xảy ra khi lực đẩy nước của dầu trên bề mặt tiếp xúc dầu - nước lớn hơn lực mao dẫn giữa nước với đá. Với các đá có độ hạt càng mịn, đường kính kênh dẫn càng nhỏ, lực mao dẫn càng lớn thì dầu không thể đẩy được nước khỏi không gian lỗ rỗng. Trong trường hợp đó đá sẽ không thấm dầu. Vì vậy một cách tương đối (phụ thuộc áp lực) đá có thể chỉ thấm nước, không thấm dầu và có trường hợp đá có thể thấm cả hai lưu chất dầu nước. Nếu trong hệ thấm chỉ có một trong hai chất lưu kể trên thì dòng thấm sẽ phù hợp với định luật Darcy (2.3). Trường hợp tồn tại cả hai, hoặc nhiều hơn số chất lưu trong hệ thì hoạt động động học của các pha thành phần đó sẽ không đơn giản như vậy. Ví dụ trong hệ thấm có cả dầu lẫn nước, độ thấm hiệu dụng tính cho mỗi thành phần đó sẽ là: Đối với pha dầu: (2.7) Đối với pha nước: (2.8) Trong đó: QO và QW là lưu lượng thấm của dầu và nước µO và µW là độ nhớt của dầu và của nước ΔP = P1 – P2 là áp lực thấm h và S có ý nghĩa như ở (2.3) Trong thực tế, thường gặp đồng thời cả hai pha dầu và nước, khi đó kt = kO + kW sẽ nhỏ hơn độ thấm tuyệt đối k, và đương nhiên Qt = QO + QW cũng nhỏ hơn lưu lượng thấm của dòng đơn pha. Điều đó có nghĩa là hai pha cản trở lẫn nhau khi thấm qua môi trường lỗ rỗng. Có một cách đánh giá hiện tượng này theo định nghĩa của độ thấm tương đối: Độ thấm tương đối là tỷ số của độ thấm hiệu dụng của đá đối với một pha chia cho độ thấm tuyệt đối, và biến thiên theo giá trị độ bão hoà của pha đó. kro = ko/k là độ thấm tương đối của dầu (2.9) krw = kw/k là độ thấm tương đối của nước (2.10) Trên hình 2.2 ta thấy độ thấm tương đối của dầu (kro) ở giá trị bão hòa nước dư (SWir) nhỏ hơn 1,0 và nó tiếp tục giảm khi độ bão hoà nước (SW) tăng, nhưng cuối cùng tiến tới không khi SW có giá trị tới hạn, tương đương với giá trị bão hoà dầu dính (Sor). Độ thấm tương đối của nước tiến tới không ngay ở giá trị bão hoà nước dư (SWir). Ta có nhận xét trong đá cát sét, độ bão hoà nước dư thường lớn hơn độ bão hoà dầu dính và tăng theo độ bão hoà nước SW. Ở vùng bão hoà chuyển tiếp SW ≤ SWir chỉ có dòng dầu thấm, ngược lại ở vùng So ≤ Sor chỉ có dòng nước thấm. Trong thực tế ta hay gặp kro = krw ở giá trị độ bão hoà SW = 60%. 4. Điện trở suất và độ dẫn điện: Điện trở suất (R) của vật chất là số đo đánh giá sự cản dòng điện đi qua chất đó. Điện trở suất được đo bằng đơn vị Ohm.m2 /m hay Ohm.m (Ωm). Giả sử có một dây dẫn đồng chất có độ dài là l và tiết diện là S, điện trở của dây dẫn có thể được xác định như sau: (2.11) Trong đó ρ là điện trở suất riêng của đất đá, có đơn vị là ohm.m, điện trở suất riêng tỷ lệ nghịch với độ dẫn điện. Một khối đá đồng nhất đẳng hướng có hình lập phương với kích thước 1 mét có trở kháng 1 Ω giữa hai mặt đối diện, sẽ có điện trở suất R = 1 Ωm. Độ dẫn điện (C) là số đo thể hiện khả năng dẫn điện tích của vật chất. Đây là số nghịch đảo của điện trở suất và biểu thị bằng đơn vị millimho/m (mmho/m) hay mS/m (millisiemen/metre). 1 (mmho/m) = 1000/R (Ωm) = 1 mS/m Sau đây là điện trở suất riêng của vài loại đất đá và khoáng quặng: - anhydrite : 107 - 1010 - than đá : 10 - 1016 - canxite (CaCO3) : 107 - 1014 - antraxit (than không khói) : 10-3 - 1 - thạch anh (SiO2) : 1012 - 1014 - pirite (FeS2) : 10-4 - 10-1 - feldspar : 1011 - 1012 - grafite (than chì) : 10-6 - 10-4 - mica : 1014 - 1015 - macnetite (Fe3O4) : 10-4 - 10-2 - dầu thô : 109 - 1016 Có hai kiểu dẫn điện là: Dẫn điện điện tử: Là đặc tính dẫn điện của các chất rắn như graphit, các kim loại (đồng, bạc...), oxit kim loại (hematit), sunfua kim loại (pyrit, galenit...). Dẫn điện ion (hay dẫn điện điện môi): Là đặc tính dẫn của các dung dịch, ví dụ nước có hoà tan các muối. Các đá khô và không chứa các chất dẫn điện điện tử nêu trên thì có điện trở rất lớn đến mức gần như không dẫn điện. Đặc tính dẫn điện của đá trầm tích chủ yếu là dẫn điện ion vì trong đá trầm tích thường xuyên có nước và phân bố liên tục trong đá. Điện trở suất của đá phụ thuộc vào: Điện trở suất của chất lưu trong lỗ rỗng. Điện trở này thay đổi theo bản chất, nồng độ muối hoà tan trong nước và nhiệt độ. Lượng nước chứa trong đá, nghĩa là phụ thuộc vào độ rỗng và độ bão hoà nước của đá. Loại đá, ví như bản chất và sự tồn tại của sét, dấu hiệu của các kim loại dẫn điện. Kiến trúc của đá: phân bố lỗ rỗng, sét và các khoáng vật dẫn điện. Nhiệt độ, đặc biệt là các đá có đặc tính dẫn điện ion. Đá, đặc biệt đá trầm tích, là môi trường không đẳng hướng về khả năng dẫn điện cũng như dẫn dòng thấm. Theo chiều phân lớp (dọc theo các mặt phân lớp), điện trở suất dọc (R//) thường thấp hơn theo chiều vuông góc (R^). Đặc điểm đó của đá được đánh giá bằng hệ số bất đẳng hướng λ: (2.12) Hệ số ở có thể thay đổi trong phạm vi 1,0 ≤ λ ≤ 2,5. Các phép đo điện trở trong giếng khoan bằng các thiết bị đo sâu khác nhau (laterolog, cảm ứng) thường đo được giá trị điện trở suất R: (2.13) Bất đẳng hướng trong phạm vi một vỉa đồng nhất được xem là bất đẳng hướng vi mô; khi xét trong phạm vi một tập vỉa hay một đoạn lát cắt trầm tích thì gọi là bất đẳng hướng vĩ mô. Bất đẳng hướng vĩ mô sẽ ảnh hưởng lên mọi giá trị đo của các thiết bị đo điện trở khác nhau. Bất đẳng hướng vi mô chỉ thể hiện trong sét và lớp vỏ sét ở thành giếng, ở thành giếng giá trị điện trở đo dọc theo trục giếng khoan thì nhỏ hơn khi đo theo hướng vuông góc với thành giếng. Ảnh hưởng đó thể hiện lên giá trị đo bằng hệ thiết bị MLL hoặc PML. Tóm lại khi gọi là điện trở suất thực (Rt) của thành hệ là điện trở phụ thuộc vào hàm lượng chất lưu và bản chất cũng như cấu hình của khung đá. 4.1. Hệ số thành hệ F: Khi nghiên cứu sự phụ thuộc của điện trở từ độ rỗng (loại trừ ảnh hưởng của độ khoáng hoá nước vỉa) thông thường người ta sử dụng giá trị tương đối của điện trở. Khi những lỗ hổn