Mô hình tách giãn McKENZIE và quá trình sinh dầu khí ở cấu tạo Bạch Hổ doc

06 0435 14 Phân tích tựa-động và động ngẫu nhiên của hệ thống dây neo trạm chứa và rót dầu nổi FPSO trong điều kiện mỏ Bạch Hổ dựa trên các phần mềm Hydrostar và Ariane-3D Khảo sát và đề

06 04

35 14

Phân tích tựa-động và động ngẫu nhiên của hệ thống dây neo trạm chứa và rót dầu nổi (FPSO) trong điều kiện mỏ Bạch Hổ dựa trên các phần mềm Hydrostar và Ariane-3D

Khảo sát và đề xuất phương án xây dựng cơ sở xử lý chất thải dầu khí khu vực Đông Nam Bộ

Tổng kết, đánh giá hoạt động đầu tư nước ngoài trong thăm

dò khai thác dầu khí ở Việt Nam

WEBSITE thông tin thị trường sản phẩm dầu khí - một công cụ hữu ích cho công tác quản lý của PVN và các đơn vị thành viên

58 66

Hội Dầu khí Việt Nam Tổ chức xã hội nghề nghiệp của tập thể lao động hoạt động trong ngành Dầu khí Việt Nam

l

Thay mặt Lãnh đạo Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, tôi nhiệt liệt chúc mừng và xin gửi tới các vị khách quý, các quý vị đại biểu tham dự Đại hội và các thế hệ những người làm công tác Dầu khí Việt Nam tới dự Đại hội Đại biểu toàn quốc lần thứ I, nhiệm

kỳ 2009 - 2013 “Hội Dầu khí Việt Nam” lời chúc mừng tốt đẹp nhất, chúc Đại hội thành công tốt đẹp.

Trong suốt gần 50 năm xây dựng và phát triển, kể từ khi Đoàn Địa chất số 36 được thành lập năm 1961, các thế hệ những người làm công tác Dầu khí Việt Nam đã luôn ý thức được vị trí và trách nhiệm của mình trong chiến lược phát triển kinh tế xã hội của đất nước, đã vượt qua mọi khó khăn trở ngại để xây dựng ngành Dầu khí Việt Nam trở thành ngành kinh tế kỹ thuật quan trọng hàng đầu của đất nước, có nhiều đóng góp to lớn vào công cuộc xây dựng và bảo vệ Tổ quốc Việt Nam XHCN Ở những thập kỷ cuối của thế

kỷ trước, ngành Dầu khí đã góp phần tích cực vào việc đưa đất nước ta thoát khỏi tình trạng khó khăn về kinh tế xã hội trong bối cảnh đất nước bị bao vây, cấm vận Ở thập kỷ này - thập kỷ đầu tiên của thế kỷ 21, quy mô phát triển của ngành được mở rộng trong tất

cả các lĩnh vực từ tìm kiếm thăm dò, khai thác dầu khí đến vận chuyển, chế biến, tàng trữ, phân phối, dịch vụ và xuất nhập khẩu, vị thế và vai trò của Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam đã được khẳng định ở tầm cao mới kể cả ở trong nước và ở nước ngoài Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam đã thực sự trở thành đầu tàu kinh tế của đất nước, là công cụ điều tiết kinh tế vĩ mô của Chính phủ, luôn đi đầu trong việc thực hiện các chủ trương, chính sách, các nhiệm vụ mà Đảng,Chính phủ và nhân dân giao phó trong việc thực hiện ổn định kinh tế vĩ mô, đảm bảo an sinh xã hội, đảm bảo an ninh năng lượng, an ninh quốc phòng và chủ quyền quốc gia của đất nước.

Những đóng góp của các thế hệ những người làm công tác Dầu khí Việt Nam chúng

ta luôn được Đảng, Chính phủ, nhân dân ghi nhận và đánh giá cao.

Ngày nay và trong những thập kỷ tiếp theo, đất nước ta luôn cần có sự đóng góp nhiều hơn nữa của ngành Dầu khí Cùng với sự kiện “Hội Dầu khí Việt Nam”được thành lập với mục đích là “tập hợp đoàn kết những người làm công tác khoa học, kỹ thuật trong ngành Dầu khí để duy trì, phát triển và nâng cao trình độ chuyên môn, giữ gìn uy tín và phẩm chất, đạo đức nghề nghiệp nhằm góp phần xây dựng, phát triển ngành Dầu khí trở thành ngành công nghiệp mũi nhọn của Việt Nam; và Đại hội lần thứ nhất “Hội Dầu khí Việt Nam” được diễn ra đúng vào thời điểm cán bộ công nhân viên toàn ngành Dầu khí Việt Nam đang hăng hái thi đua trong lao động sản xuất để báo công dâng Bác nhân kỷ niệm 40 năm thực hiện Di chúc thiêng liêng của Người, chào mừng 34 năm ngày thành lập và 48 năm ngày truyền thống ngành Dầu khí Việt Nam Điều đó đòi hỏi những người

công vào trung tun tháng 9 ti Hà Ni Nhân dp này, TS Đinh La Thăng - y viên BCH Trung ng Đng, Bí th Đng y, Ch tch HĐQT Tp đoàn Du khí Vit Nam và TSKH Phùng Đình trân trng gii thiu vi bn đc toàn văn hai bc th này.

Thư chúc mừng của TS Đinh La Thăng, Chủ tịch Hội đồng Quản trị Tập đoàn Dầu khí Việt Nam

uAvwv7pwlLwtEvqwtSswduntwtjrLv

làm công tác Dầu khí chúng ta cần sát cánh, đoàn kết hơn nữa, cống hiến nhiều hơn nữa,

nỗ lực nhiều hơn nữa để tăng tốc phát triển, thực hiện xuất sắc mục tiêu Chiến lược phát triển ngành Dầu khí Việt Nam đến năm 2015 và định hướng đến năm 2025 đã được Bộ Chính trị kết luận và Thủ tướng Chính phủ phê duyệt, góp phần xây dựng đất nước Việt Nam ngày càng thịnh vượng và phát triển, sánh vai cùng các cường quốc năm châu như Bác Hồ sinh thời hằng mong ước.

Tôi tin tưởng và hy vọng rằng, các đại biểu tham dự Đại hội sẽ sáng suốt lựa chọn được Ban Chấp hành gồm các đồng chí đủ tài và đức, giàu kinh nghiệm và đầy nhiệt huyết, tận tụy hy sinh, nhiệt tình truyền đạt những kinh nghiệm quý báu của mình cho thế hệ hôm nay đủ năng lực hoàn thành xuất sắc các nhiệm vụ được Đảng, Chính phủ và nhân dân cả nước giao phó, vững vàng trên cương vị là ngành công nghiệp đầu tàu của đất nước.

Cuối cùng, thay mặt lãnh đạo Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, tôi chúc Đại hội thành công tốt đẹp, chúc Ban Chấp hành nhiệm kỳ 2009 - 2013 hoạt động hiệu quả và gặt hái được nhiều thành công, chúc các vị khách quý, các quý vị đại biểu tham dự Đại hội sức khỏe, hạnh phúc và thành công.

Thư chúc mừng của TSKH Phùng Đình Thực, Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam

Tôi đã nhận được lời mời tham dự Đại hội lần thứ nhất Hội Dầu khí Việt Nam - Đại hội của các thế hệ những người đi tìm “lửa”, những người đã và đang góp phần tạo ra năng lượng cho phát triển đất nước Rất tiếc do điều kiện công tác đột xuất tại công trường Nhà máy Lọc dầu Dung Quất, tôi không đến dự được Thay mặt Lãnh đạo Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, cho phép tôi gửi tới các quý vị đại biểu, những cán bộ dầu khí, các vị khách đến tham dự Đại hội lời chúc mừng nhiệt liệt nhất, chúc Đại hội thành công tốt đẹp

Lịch sử 48 năm xây dựng và phát triển ngành Dầu khí (kể từ khi “Đoàn 36 Dầu lửa” được thành lập vào ngày 27/11/1961) là một chặng đường dài chứng kiến nhiều cam go, nhưng cũng rất đỗi oanh liệt, tự hào với nhiều thành tựu to lớn, với những đóng góp xứng đáng của ngành Dầu khí Việt Nam cho nền kinh tế quốc dân Những thành tựu to lớn, nổi bật ngành Dầu khí đã đạt được trên chặng đường qua, thể hiện ở năm mặt cụ thể sau: Thứ nhất: Từ năm 1986, Việt Nam được đứng trong danh sách những nước sản xuất

và xuất khẩu dầu lửa trên thế giới Đến nay, ngành Dầu khí đang khai thác tại 14 mỏ dầu

và khí trong nước và ở nước ngoài là 2 mỏ với tổng sản lượng dầu khí đã khai thác quy dầu đạt trên 300 triệu tấn.

Thứ hai: Đóng góp ngày càng nhiều cho nền kinh tế quốc dân: Tổng doanh thu đã đạt được trên 65 tỷ USD; nộp ngân sách trên 35 tỷ USD; hàng năm đóng góp đều đặn từ

28 - 31% tổng thu ngân sách Nhà nước; đồng thời góp phần bảo vệ và giữ vững chủ quyền quốc gia trên biển Đông.

Thứ ba: Đã xây dựng cơ sở vật chất liên hoàn từ khâu thăm dò và khai thác dầu khí; thu gom, xử lý, vận chuyển, đến khâu chế biến và kinh doanh các sản phẩm dầu khí

Thứ tư: Đã xây dựng được đội ngũ cán bộ khoa học kỹ thuật, kỹ sư và công nhân có tay nghề cao với tổng số trên 35 ngàn người đang triển khai thành công các hoạt động sản xuất kinh doanh trong nước và ở nước ngoài.

Thứ năm: Đã dành hàng ngàn tỷ đồng cho các chương trình an sinh xã hội Trong năm

2008, Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam đã dành 300 tỷ đồng, trong năm 2009 sẽ dành trên 900 tỷ đồng cho công tác an sinh xã hội, xây dựng nhà Đại đoàn kết tại các huyện nghèo, y tế giáo dục và an ninh quốc phòng.

Những kết quả, thành tựu và những đóng góp của ngành Dầu khí trong thời gian qua thật

to lớn và tự hào Tiếp tục phát huy những thế mạnh và thành quả mà các bậc đàn anh đi trước

để lại, trong giai đoạn phát triển mới, Tập đoàn Dầu khí quyết tâm thực hiện và thực hiện bằng

dầu khí, điện, đạm, lọc - hóa dầu và đẩy mạnh đầu tư cho lĩnh vực dịch vụ có hàm lượng kỹ thuật cao, trong đó đẩy mạnh tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí là nhiệm vụ trung tâm, là

ưu tiên số 1 Lịch sử ngành Dầu khí đã chứng minh: Đẩy mạnh tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí là nhân tố quyết định tạo ra động lực mới để tăng tốc phát triển Quá trình phát triển luôn theo quy luật: Tuần tự, thông qua những bước nhảy vọt Mỗi khi phát hiện một mỏ dầu khí mới, đưa một mỏ dầu khí mới vào khai thác thì tạo ra được một bước nhảy vọt cục bộ Mỏ lớn - bước nhảy vọt lớn, mỏ nhỏ - bước nhảy vọt nhỏ Nhiều mỏ - nhiều nhảy vọt cục bộ, để cuối cùng tạo ra bước nhảy vọt toàn bộ, tạo đà cho những lĩnh vực phát triển toàn diện, làm

cơ sở vững chắc để toàn ngành tăng tốc phát triển.

Những mục tiêu và nhiệm vụ đề ra trong chiến lược phát triển ngành trong thời gian tới, đang đòi hỏi sự đồng tâm hiệp lực, phát huy trí tuệ chung của tất cả cán bộ toàn ngành Dầu khí, những người làm công tác dầu khí qua các thời kỳ, những đồng chí nay còn đương chức hay những bậc dầu khí lão thành đã nghỉ hưu nhưng vẫn còn sức khỏe, dồi dào trí tuệ và khát vọng tiếp tục được đóng góp nhiều hơn nữa cho ngành Dầu khí Việt Nam.

Trong bối cảnh đó, việc ra đời của Hội Dầu khí Việt Nam là một thực tế tất yếu, phản ánh yêu cầu và đòi hỏi khách quan của sự nghiệp xây dựng và phát triển ngành Dầu khí Việt Nam.

Là Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, tôi đề nghị có sự phối hợp chặt chẽ, mối quan hệ hữu cơ giữa Tập đoàn với Hội Dầu khí Việt Nam, lấy mục tiêu chung là phát triển ngành Dầu khí Việt Nam làm kim chỉ nam cho mọi hành động của Tập đoàn và của Hội Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam rất hy vọng hoạt động của Hội sẽ ngày càng sôi động và phong phú, tập hợp ngày càng nhiều các thành viên tham gia, trở thành một diễn đàn tốt, là cơ hội để các nhà chuyên môn cùng trao đổi, chia sẻ kinh nghiệm, đóng góp ý kiến, nghiên cứu, phản biện, bồi dưỡng và phát triển nghề nghiệp Với mục tiêu như vậy, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam rất trân trọng những ý kiến các đồng chí đóng góp tại Đại hội hôm nay cũng như sau này góp phần vào phát triển ngành Dầu khí Việt Nam mạnh và bền vững Về phần mình, Tập đoàn Dầu khí luôn ủng hộ, tạo điều kiện tốt nhất để Hội hoạt động hiệu quả và thành công.

Một lần nữa chúc các đồng chí, các quý vị đại biểu dồi dào sức khỏe, có nhiều đóng góp hữu ích cho Đại hội, cho Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam Chúc Đại hội thành công rực rỡ !

Sau nhiều năm chuẩn bị,

ngày 12 tháng 9 năm

2009 Hội Dầu khí Việt Nam đã

chính thức được thành lập theo

quyết định số 1053/QDBNV của

Bộ trưởng Bộ Nội vụ ký ngày 13

tháng 7 năm 2009 Trên 200 đại

biểu đại diện cho tất cả những

người lao động hoạt động trong

ngành Dầu khí Việt Nam đã về

dự đại hội, tổ chức trọng thể tại

trụ sở Tập đoàn Dầu khí Việt

Nam (PVN) Đại hội cũng đã

được vinh dự đón tiếp các ông

Trần Hữu Thắng, Thứ trưởng

Thường trực Bộ Nội vụ; ông Bùi

Xuân Khu, Thứ trưởng Thường

trực Bộ Công Thương; ông Hồ

Uy Liêm, quyền Chủ tịch Liên

Hiệp các hội KH&KT Việt Nam;

ông Nguyễn Khắc Vinh, Chủ tịch

Tổng hội Địa chất Việt Nam; ông

Trương Minh, Phó Chủ tịch Hội

Địa vật lý Việt Nam; ông Ngô Văn

Sáng, Vụ trưởng Vụ Dầu khí

thuộc Văn phòng Chính phủ; ông

Nguyễn Tiến Trung, Vụ trưởng

Vụ Tổ chức phi chính phủ của

Bộ Nội vụ; bà Phan Thị Hòa, Ủy

viên Hội đồng Quản trị của PVN

cùng nhiều đại biểu khác của

PVN, của các tổ chức dầu khí,

các trường Đại học TS Đinh La

Thăng, Chủ tịch Hội đồng Quản

Hội Dầu khí Việt Nam có têngiao dịch quốc tế là VietnamPetroleum Association (VPA), làmột tổ chức xã hội nghề nghiệpphi lợi nhuận, thành viên củaLiên Hiệp các Hội Khoa học và

Kỹ thuật Việt Nam và sẽ là thành

viên của các tổ chức cùng nghềnghiệp trong khu vực và quốc tếtheo quy định của pháp luật.Nhiệm vụ của Hội là tập hợp,động viên, phát huy tính sáng tạocủa hội viên trong tất cả các lĩnhvực hoạt động có liên quan đếnngành Dầu khí; thông tin, phổbiến kiến thức dầu khí, góp phầnđào tạo hội viên nâng cao trình

độ khoa học-công nghệ-nghiệp

vụ đáp ứng nhu cầu của Ngành;

tư vấn và phản biện cho các cơquan quản lý nhà nước và các tổchức thành viên của ngành Dầukhí Việt Nam; đại diện, bảo vệquyền lợi hợp pháp của hội viêncũng như góp phần nâng cao

PGSTS Trần Ngọc Toản

Ủy viên Thường vụ Ban chấp hành Hội DKVN

UKw su=sw R.w u]rw vquMw vqur\dw s1pw t>dw tuLw _pm l]vqwum`twl]vqwtjmvqwvqhvuwVfowgucwTr\twbpk

Thứ trưởng Thường trực Bộ Nội vụ Trần Hữu Thắng (trái) trao Quyết định thành lập Hội Dầu khí Việt Nam cho đại diện Hội – Đ/c Ngô Thường San

Ảnh: Duy Quân

Hi Du khí Vit Nam

thành điều lệ Hội, tự nguyện xin gia nhập hội đều

có thể kết nạp làm hội viên hoặc làm hội viên liên

kết của Hội Dầu khí Việt Nam Hội được tổ chức

theo nguyên tắc dân chủ, bao gồm Đại hội đại biểu

hoặc Đại hội toàn quốc, Ban chấp hành, Ban

Thường vụ của Ban chấp hành, Ban Kiểm tra, Văn

phòng, các Ban chuyên môn, các tổ chức được

thành lập theo quy định của pháp luật và các Chi

hội

Phương hướng hoạt động của Hội Dầu khí

Việt Nam trong nhiệm kỳ I(2009-2013) bao gồm:

- Về tổ chức sẽ hoàn thiện cơ cấu tổ chứccủa Hội theo quy định trong điều lệ, xây dựng các

chi hội theo các địa bàn khác nhau (Hà Nội, Vũng

Tàu, thành phố Hồ Chí Minh, miền Trung, Hải

Phòng, Thái Bình ); xây dựng quy chế làm việc

của Ban chấp hành và các tổ chức trực thuộc; xây

dựng logo; làm thẻ hội viên; kết nạp hội viên mới;

tạo dựng và xây dựng quy chế về mối quan hệ

giữa Hội với PVN, Hội đồng Khoa học Tập đoàn

cũng như các tổ chức dầu khí khác trong nước và

quốc tế…

- Tư vấn cho Tập đoàn Dầu khí Quốc giaViệt Nam, các cơ quan quản lý Nhà nước, các tổ

chức dầu khí khác khi có yêu cầu trong các lĩnh vực

lập chiến lược, quy hoạch, kế hoạch, chính sách

năng lượng quốc gia cùng các chính sách phục vụ

cho ngành dầu khí, các chương trình nghiên cứu

khoa học, đào tạo, thông tin, bảo tàng và các vấn đề

về quản lý…

- Làm nhiệm vụ phản biện 1 cho các đề

án, các công trình nghiên cứu khoa học - công nghệ

của PVN và của các đơn vị thành viên của PVN nếu

được Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam chấp

nhận kiến nghị này Tham gia phản biện các vấn đề

về dầu khí của các cơ quan quản lý nhà nước và

các tổ chức dầu khí khác khi có yêu cầu Phản biện

độc lập các vấn đề khác khi Ban Chấp hành Hội xét

thấy cần thiết, theo đúng chức năng của Hội và các

quy định của Nhà nước

- Tổ chức các hội thảo khoa học và sinhhoạt học thuật để giúp hội viên có điều kiện trao đổi

kiến thức và kinh nghiệm nghề nghiệp; phối hợp với

Viện Dầu khí Việt Nam, NIPI, PVEP và các đơn vị

khác soạn thảo và in ấn các công trình chuyên khảo

dầu khí do người Việt Nam đã thực hiện để quảng

bá trong nước và ở nước ngoài, hợp tác soạn thảo

PVN giao cho Hội Địa chất Dầu khí trước đây soạnthảo quyển Từ điển Giải thích Tổng Hợp/Bách KhoaDầu khí Anh-Việt để đáp ứng nhu cầu thống nhấtthuật ngữ dầu khí trong nội bộ ngành Hỗ trợ vàtham gia viết Lịch sử ngành/lịch sử các đơn vị dầukhí và các ấn phẩm khác về lịch sử dầu khí thế giới,

về thềm lục địa Việt Nam góp phần quảng bá kiếnthức khoa học dầu khí phổ thông và bảo vệ chủquyền ở vùng biển, đảo của Việt Nam

- Nghiên cứu xuất bản ấn phẩm thông tin

và trang web của Hội

- Hỗ trợ và tham gia cùng Ban chỉ đạo xâydựng hồ sơ đăng ký giải thưởng Hồ Chí Minh vềKHCN cho cụm công trình “Phát hiện và khai thácthành công dầu trong đá móng tại thềm lục địa ViệtNam” của Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam;tham gia cùng PVN tổ chức Hội nghị Khoa học Dầukhí năm 2010

- Làm thủ tục đề nghị khen thưởng các hộiviên có nhiều thành tích cho hoạt động của Hội vàphát triển Ngành với các cơ quan, các tổ chức cóliên quan

Trong quá trình hoạt động sắp tới, tùy khảnăng và điều kiện, Hội sẽ bổ sung các nhiệm vụ cụthể thêm nữa phù hợp với yêu cầu phát triển củaNgành

Đại hội đã bầu ra Ban Chấp hành gồm 120

ủy viên, đại diện cho các chuyên ngành Dầu khí,các đơn vị trong PVN và các trường Đại học, các

cơ quan, các tổ chức có liên quan đến ngành Dầukhí Ban chấp hành đã bầu ra ban Thường vụ gồm

22 ủy viên, trong đó có một chủ tịch là TS NgôThường San và 6 Phó Chủ tịch là TS Trần NgọcCảnh, KS Lê Minh Hồng, TS Trần Đức Chính, TSNguyễn Xuân Thắng, KS Nguyễn Đăng Liệu và

TS Nguyễn Văn Minh Tổng thư ký của Hội là TS.Nguyễn Huy Quý

Chúng ta tin tưởng rằng với nhiệt tình đầy tâmhuyết của tất cả các hội viên, với sự cộng tác, ủng

hộ, giúp đỡ tận tình của PVN cũng như các cơ quanquản lý Nhà nước, của Liên hiệp các Hội KHKT ViệtNam và của các tổ chức khác, Hội Dầu khí ViệtNam sẽ không ngừng phát triển lớn mạnh để thựchiện tốt nhất các chức năng và nhiệm vụ cao quýcủa mình, có nhiều đóng góp có ích cho Ngành vàcho đất nước 

Phương pháp McKENZIE

McKenzie (1978) có hai luận điểm quan trọng

khi đưa ra mô hình tách giãn Thứ nhất, ông xem

quá trình lún chìm hiện tại của một trũng trầm tích

là lún chìm theo các đứt gãy do hoạt động tách giãn

gây ra và lún chìm nhiệt do quá trình nguội đi của

vỏ thạch quyển Cả hai cánh lún chìm này đều phụ

thuộc vào hệ số tách bêta Thứ hai, ông cho rằng

quá trình lún chìm do tách giãn xảy ra nhanh nhưng

tốc độ lún chìm nhiệt thì giảm chậm theo hàm

expo-nent theo thời gian Từ hai luận điểm đó, ông đưa

ra phương pháp định lượng hệ số tách giãn bêta và

hàm nhiệt theo thời gian

Hệ số bêta:

Với :

ycvà yL: Là bề dày của vỏ lục địa và thạch quyển

P m , P c , P s: Là tỷ trọng của manti, vỏ lục địa và

Áp dụng mô hình trên cho cấu tạo Bạch Hổ với

17 vị trí giếng khoan chia làm 4 khu vực (Hình 1)

- Khu 1 gồm giếng GK10, GK75, GK605,GK76

- Khu vực 2 gồm GK 508, GK504, GK507,GK704

- Khu vực 3 gồm GK9, GK1003, GK1014

- Khu vực 4 gồm GK7, GK15, GK16, GK17,GK1201, GK1202

tj)vuwZrvuwefowgucw-wsJowt`mwW`suw:K

TSKH Hoàng Đình Tiến ThS Vũ Văn Huy

Xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro

Tóm tắt

Cấu tạo Bạch Hổ, thuộc bồn trũng Cửu Long được hình thành là do quá trình tách giãn vỏ lục địa Quá trình này ảnh hưởng rất nhiều đến sự trưởng thành và sinh dầu của vật liệu hữu cơ Để định lượng mối quan hệ giữa sự tách giãn và sự sinh dầu có thể áp dụng mô hình McKenzie Mô hình này tính toán

hệ số tách giãn bêta và xác định sự thay đổi nhiệt độ theo thời gian Kết hợp giữa lịch sử chôn vùi và giá trị thời nhiệt, TTI, cửa sổ tạo dầu được xác định So sánh với cửa sổ tạo dầu ở cấu tạo Bạch Hổ (theo 17 giếng khoan) thì kết quả từ mô hình tách giãn McKenzie phù hợp với thực tế.Từ đó cho thấy

mô hình McKenzie là cách tiếp cận để nghiên cứu sự hình thành các trũng trầm tích và quá trình sinh dầu ở các bể trầm tích khác

Hình 1 Sơ đồ vị trí các giếng khoan nghiên cứu

Bảng 2 Hệ số tách giãn pha thứ hai

Hình 2 Phân bố hệ số tách giãn pha 1 Hình 3 Phân bố hệ số tách giãn pha 2

Pha tách giãn thứ nhất (cuối Eoxen muộn –

Oligoxen sớm)

Trên cơ sở Bảng 1 và Hình 2 cho thấy hệ số

tách giãn ở vòm Bắc có giá trị nhỏ, dao động

trong khoảng 1,09 đến 1,15, trung bình là 1,12

Mặc dù ở các khối khác nhau song trong thời gian

pha thứ nhất mức độ tách giãn nhỏ Riêng ở phía

Bắc của khối, hệ số tách giãn có tăng cao đôi chút

như GK10 có hệ số tách giãn ở pha thứ nhất là

1,15 Ở GK704 cũng có giá trị tương tự và ở GK9

giá trị bêta đạt 1,13 Điều này cho thấy vào giai

đoạn cuối Eoxen và Oligoxen sớm diễn ra pha

tách giãn thứ nhất ở mức độ nhỏ và đồng đều

Tuy nhiên ở phần phía Bắc và Đông Bắc tăng

cường độ tách giãn hơn, có lẽ là do góc dốc của

các sườn hơi nghiêng dưới tác dụng của tải trọng

địa tĩnh ở các trũng sâu Như vậy có thể dự đoán

cường độ tách giãn của khối này được duy trì

xuống phía Nam, tức là ở vòm Trung tâm Ở phần

Đông Nam của cấu tạo thuộc khu vực phía Đông,

hệ số tách giãn có giá trị từ 1,08 đến 1,10, trung

bình là 1,09 So với các khối phía Bắc và Trung

tâm thì ở khu vực phía Đông Nam có hệ số tách

giãn giảm không nhiều, khoảng 0,03 Điều đó

chứng tỏ mức độ tách giãn ở khu vực phía Đông

Nam có yếu hơn đôi chút song nhìn chung hệ số

tách giãn của toàn cấu tạo nhỏ và gần nhau, sự

sai lệch chỉ chiếm 2,6%

Pha tách giãn thứ hai (đầu Oligoxen – cuối Mioxen

sớm)

Các số liệu được thể hiện ở Bảng 2 và Hình 3

Nếu ở pha tách giãn thứ nhất thấy các số liệu ở các

giếng khác nhau trên các khối khác nhau nhưng lại

có các giá trị gần nhau thì ở pha tách giãn thứ hai

diễn ra khá mạnh mẽ và thể hiện sự sụt lún rõ ràng

từ Tây sang Đông và từ trung tâm ra ven rìa của

cấu tạo Ở khu vực 1, phần vòm, hệ số tách giãn

đạt các giá trị từ 1,27 đến 1,35, trung bình 1,31

Riêng ở cánh sụt phía Bắc nơi GK10 thì hệ số tăng

nhanh và đạt giá trị cao là 1,47 Điều đó chứng tỏ

phân cách giữa phần vòm và phần phía Bắc Do đó,

cánh phía Bắc sẽ có hệ số tách giãn lớn hơn hẳn so

với vòm Bắc và bị ngăn cách bởi đứt gãy ngang

giữa chúng

Ở phạm vi khu vực 2, hệ số tách giãn được

tăng lên và đạt giá trị từ 1,36 đến 1,39 và 1,41,

trung bình là 1,385, nghĩa là tăng cao hơn khu vực

1 là 0,085 Ngay trong khu vực này có thấy rõ giá

trị tách giãn tăng cao dần từ 1,36 đến 1,38-1,39 và

1,41 theo độ lún chìm của lớp trầm tích từ vòm lên

phía Bắc

Ở phạm vi khu vực 3 cũng lại thấy các giá trịtách giãn tăng cao hơn khu vực 2 và 1 Các giá trịtách giãn đạt từ 1,43 đến 1,46 và 1,49 theo chiều từphần vòm ra cách phía Bắc

Như vậy ở vòm Bắc có hai hướng tăng hệ sốtách giãn là từ Đông Nam (phần vòm) lên cánh Bắc

và từ phần vòm ra cánh sụt phía Đông (Hình 4).Các khu vực có hệ số tách giãn khác nhau do cócác đứt gãy ngăn cách như đứt gãy số VI giữa khuvực 1 và 2, đứt gãy số II giữa khu vực 2 và 3.Trong phạm vi khu vực 4 ở phía Đông Namcủa cấu tạo có các giá trị của hệ số tách giãn là từ1,37 đến 1,39 và 1,42, trung bình là 1,39 Các giá trịnày cũng tương tự như khu vực 2 Ở khu vực ĐôngNam của cấu tạo cũng phát hiện có 2 xu hướngtăng hệ số Đó là tăng từ Tây Nam lên Đông Bắc, từ1,37 đến 1,42 và tăng từ phía Tây sang phía Đông

từ 1,37 đến 1,40

Vậy quá trình tách giãn ở cánh Đông Nam (khuvực 4) luôn yếu hơn so với vòm Bắc, đặc biệt yếuhơn cánh Bắc và cánh Đông Bắc

Qua đó thấy rằng pha tách giãn thứ 2 xảy ra rấtmạnh, đặc biệt vào thời gian Oligoxen muộn và đầuMioxen sớm, sau đó yếu dần và tắt hẳn vào cuốiMioxen sớm Sự tách giãn mạnh mẽ này có lẽ liênquan tới thời kỳ tách giãn đáy biển Đông từ cáchnay 36 triệu năm nhưng mạnh hơn cả vào cách nay

24 triệu năm, đặc biệt vào thời kỳ đổi trục từ ĐôngTây sang Đông Bắc-Tây Nam ở phần Tây Nam củatrục tách giãn biển Đông diễn ra cách đây 24 triệunăm tới 15,5 triệu năm thì tắt hẳn (theo Briais, 1993)(Hình 5) Thời gian tách giãn của pha 1 và pha 2

Hình 4 Sự thay đổi hệ số bêta theo mặt cắt qua

GK75, GK504, GK9

vỏ lục địa ở vùng này tạo điều kiện cho các hoạt

động magma, các đai mạch và phun trào Đó là giai

đoạn có cường độ tách giãn còn nhỏ nhưng lại tạo

điều kiện cho giai đoạn tách giãn mạnh kèm theo sự

sụt lún nhanh và lấp đầy trầm tích ồ ạt vào giai đoạn

sau, tức là vào Oligoxen muộn và Mioxen sớm Vì

vậy, trầm tích của hai tuổi nêu trên có bề dày rất

lớn, đặc biệt trầm tích Oligoxen trên rất dày ở các

trũng sâu và sườn, còn mỏng dần ở các khối nhô

rất đặc trưng cho giai đoạn tách giãn mạnh và lấp

đầy Giai đoạn này cũng là giai đoạn xảy ra tách

giãn mạnh trục tách giãn biển Đông và đổi trục ở

phần Tây Nam của diện tích đáy biển Đông

Luận giải mối quan hệ tách giãn và quá trình

sinh dầu ở cấu tạo Bạch Hổ

Sau khi tính hệ số tách giãn, giải nén và lịch sử

nhiệt của quá trình này tiến hành tính giá trị TTI từ

kết quả hệ số tách giãn bêta của 17 giếng khoan

trên có thể thấy rằng mối quan hệ tách giãn và quá

trình sinh dầu

Đối với đáy hệ tầng Trà Cú, kết quả cho thấy

thời gian bắt đầu sinh dầu ứng với TTI >=75 tương

ứng với từng vị trí giếng khoan là khác nhau và thay

đổi theo hệ số bêta Khu vực phía Bắc vòm nâng,

sự tách giãn bị khống chế bởi các đứt gãy lớn, giá

trị TTI sẽ tăng dần về phía trũng Đông trong cùng

một thời gian Điều này dẫn tới thời gian sinh dầu

sớm hơn ở trũng Đông và giảm dần khi qua các đứt

gãy về phía vòm nâng Ở đáy hệ tầng Trà Cú, các

giếng ở phía Bắc vòm Bắc như GK10, GK704, và ở

rìa Đông vòm Bắc như GK9 thì thời gian vật liệu

hữu cơ bắt đầu trưởng thành vào cuối Mioxen giữa

và sinh dầu từ Plioxen đến nay Các giếng khoan

khác phía trong vòm Bắc thì thời gian vật liệu hữu

cơ trưởng thành và sinh dầu muộn hơn Điều này

chứng tỏ càng về phía trũng sâu thì dầu khí sinh ra

sớm hơn ở vòm nâng do đó dầu sinh ra sẽ di cư từ

trũng sâu vào móng Ở đáy hệ tầng Trà Tân, vật liệu

hữu cơ mới qua giai đoạn trưởng thành và đang ở

giai đoạn tạo dầu Kết quả TTI ở đáy hệ tầng Bạch

Hổ thấp và không có ý nghĩa về dầu khí tuy nhiên

hệ tầng này đóng vai trò là tầng chắn khu vực quan

trọng

Phía Đông Nam vòm Nam, ở đáy hệ tầng Trà

Cú, giá trị TTI của hầu hết các giếng khảo sát đều

nhỏ hơn 75 nên ở các vị trí này của vật liệu hữu cơ

Hình 5 Thời gian vật liệu hữu cơ bắt đầu

trưởng thành (đáy Trà Cú)

Hình 6 Thời gian vật liệu hữu cơ sinh dầu

(đáy Trà Cú)

Sự tách giãn ở khu vực vòm nâng cấu tạo

Bạch Hổ bị chi phối bởi các đứt gãy lớn như V, II,

III hoặc hệ thống đứt gãy nhỏ Hệ quả của nó là

dẫn tới sự phân bố nhiệt và giá trị TTI khác nhau

ở từng khu vực Phân tích cửa sổ tạo dầu theo giá

trị TTI của các giếng khoan thì đưa ra nhận định

như sau

V chiu sâu sinh du

Trên tất cả các mô hình về lịch sử chôn vùi và

quá trình sinh dầu của tất cả các giếng khoan

nghiên cứu thấy rằng ở vòm nâng bắt đầu trưởng

thành của vật liệu hữu cơ từ độ sâu 3100-3300 m

và bắt đầu sinh dầu từ độ sâu 3500-3700 m, ví dụ

ở các giếng khoan GK76, GK605, GK75, GK506,GK507 Còn ở các cánh hay khối sụt, vật liệu hữu

cơ bắt đầu trưởng thành ở độ sâu 3500-3700 m,bắt đầu sinh dầu ở độ sâu lớn từ 3900-4200 m, ví

dụ ở các giếng: GK10, GK704, GK504, GK1014,GK1003 và GK9

Ở khu vực 4, Đông Nam, vật liệu hữu cơ bắtđầu trưởng thành ở độ sâu 3500m-3700m và bắtđầu sinh sinh dầu ở độ sâu lớn có lẽ phải lớn hơn4100m

Ở các trũng sâu (điểm M) cho thấy vật liệuhữu cơ bắt đầu trưởng thành ở độ sâu lớn hơn

nhất Điều này cho thấy ở các trũng sâu (trũng

Đông và Bắc Bạch Hổ) đang tồn tại 3 pha chủ yếu

sinh hydrocacbon diễn ra (cửa sổ tạo dầu, pha

chính sinh khí ẩm và condensate, pha chính sinh

khí khô) Đây là yếu tố luôn làm gia tăng thành

phần nhẹ và khí từ chỗ sâu nhất của trũng, đặc

biệt ở trũng Đông Bạch Hổ, nơi chứa nhiều nhất

vật liệu trầm tích cũng như vật liệu hữu cơ trong

phạm vi cấu tạo Bạch Hổ

V thi gian sinh du

Ở phần vòm cấu tạo, thời gian bắt đầu

trưởng thành vật liệu hữu cơ là vào giữa Mioxen

muộn, còn bắt đầu sinh dầu là vào cuối Mioxen

muộn hoặc vào Plioxen và Đệ Tứ Ở phần cánh

bắt đầu trưởng thành vào cuối Mioxen trung và

bắt đầu sinh dầu vào đầu Mioxen muộn tới nay

Riêng cánh Đông Nam thì vật liệu hữu cơ bắt

đầu trưởng thành muộn hơn, vào Plioxen và Đệ

Tứ, còn cửa sổ tạo dầu chỉ bắt đầu ở các nơi chìm

sâu và vào giai đoạn Đệ Tứ

Ở các trũng sâu, thời gian trưởng thành bắt

đầu sâu hơn và bắt đầu sinh dầu cũng sớm hơn,

từ cuối Oligoxen và đầu Mioxen sớm, nhưng khối

lượng trầm tích lớn ở pha chủ yếu sinh dầu (cửa

sổ sinh dầu) cũng chỉ bắt đầu từ cuối Mioxen giữa

tới Plioxen (Hình 11,12)

Kết luận

- Trong cấu tạo Bạch Hổ, sự tách giãn theotừng vị trí là không đồng đều Ở khu vực vòm Bắc,quá trình tách giãn của cấu tạo Bạch Hổ chi phốibởi các đứt gãy lớn như đứt gãy V,VI, II, III Hệ sốtách giãn trong các vùng của đứt gãy là khác nhau

và tăng dần về trũng Đông và Bắc Bạch Hổ Ngoài

hệ thống đứt gãy, sự oằn võng của các trũng Bắccũng ảnh hưởng đến sự lún chìm như tại GK10,GK704 Ở khu vực vòm Nam thì hệ thống đứt gãy

có biên độ nhỏ đóng vai trò khống chế sự lúnchìm Những vị trí có đứt gãy chạy qua thì ở đó sựlún chìm lớn hơn những vị trí không có đứt gãy

Do đó, sự lún chìm tại các vị trí sẽ được địnhlượng bằng hệ số tách giãn bêta

- Pha tách giãn 1 còn nhỏ nhưng là tiền đềcho pha tách giãn thứ 2 xảy ra mạnh mẽ tạo cơhội cho lún chìm nhanh, tích lũy nhiều trầm tíchcũng như vật liệu hữu cơ Đồng thời pha tách giãnthứ 2 được sự tương tác của quá trình tách giãnbiển Đông và quá trình đổi trục của phần Tây Nam

ở trung tâm biển Đông

- Chế độ nhiệt và lịch sử nhiệt phụ thuộc vào

Hình 11 Phân bố đới sinh dầu qua mặt cắt ngang

vòm Bắc của cấu tạo Bạch Hổ

Hình 12 Sơ đồ phân bố đới sinh hydrocacbon

của cấu tạo Bạch Hổ (đáy tập Trà Cú)

sự tách giãn Trong cấu tạo, quá trình tách giãn

không giống nhau, vì vậy, sự phân bố nhiệt cũng

thay đổi theo vị trí Lịch sử đóng vai trò quan trọng

để vật liệu hữu cơ trưởng thành và sinh dầu khí

- Giá trị TTI được tính từ mô hình nhiệt theo

phương pháp tách giãn của McKenzie Kết quả

cho thấy hệ tầng Trà Cú và Trà Tân là đối tượng

sinh dầu chính Dầu khí được sinh ra từ Mioxen

sớm song mạnh mẽ và diễn ra trên diện rộng vào

giai đoạn từ Mioxen giữa tới nay và tập trung ở

trũng, đặc biệt là trũng Đông Vòm nâng sinh dầu

muộn vào cuối Mioxen muộn đến nay Do đó, dầu

khí chủ yếu sinh ra vào Mioxen giữa và di cư từ

các trũng đặc biệt từ trũng Đông Bạch Hổ vào vòm

nâng của cấu tạo Bạch Hổ

Tài liệu tham khảo

[1] A.P.Allen and R.J.Allen Basin Analysis,

Principles and Applications Blackwell Scientific

Pubs, 1990.

[2] Farouk I.Metwlli and John D.Pigott

Analysis of petroleum system critical of the

Matruh-Shushan Basin, Western Desert, Egypt Petroleum

Geoscience, Vol.11 2005, pp157-178

[3] Victor Vacquier Calculation of terrestrial

heat flow solely from oil well logging records.

Scripps Institution of Oceanography, CA 92093

[4] T.M.Guidish Basin evaluation using burial

history calculations: An overiew The American

Assiciation of Petroleum GeologistBulletin,V.69,No.1,1985

[5] Hoàng Đình Tiến Địa chất dầu khí và

phương pháp tìm kiếm thăm dò, theo dõi mỏ Nhà

xuất bản đại học quốc gia Tp.HCM

[6] La Thị Chích, Phạm Huy Long Địa chất

kiến trúc, đo vẽ bản đồ địa chất và một số vấn đề cơ bản về kiến tạo NXB ĐHQG TP.HCM.

[7] Hoàng Ngọc Đang, Lê Văn Cự Các bể

trầm tích Kainozoi Việt Nam: Cơ chế hình thành và kiểu bể Hội nghị khoa học và công nghệ lần thứ 9,

trương Đại học Bách khoa Tp.HCM

[8] Nguyễn Xuân Huy Quá trình sinh

hydro-cacbon ở cấu tạo Bạch Hổ Luận văn thạc sĩ, 2005.

[9] Tạ Thị Thu Hoài Lịch sử phát triển kiến tạo

bồn trũng Cửu Long và lục địa kế cận Luận văn

Thạc sĩ, 2002

I Mở đầu

Dầu khí ở thềm lục địa Việt

Nam được khai thác trong ba đối

tượng chính: Móng phong hóa

nứt nẻ trước Đệ Tam, trầm tích

cát kết Oligoxen và Mioxen Đối

tượng trầm tích cát kết Mioxen hạ

là đối tượng chứa dầu đầu tiên

được phát hiện khi khoan và thử

vỉa giếng BH-1 vào năm 1975,

nhưng chỉ đến khi việc khai thác

những tầng dưới sâu gặp nhiều

khó khăn, đặc biệt là sau khi công

ty dầu khí Việt Nhật và liên doanh

điều hành chung Cửu Long phát

hiện dầu thương mại trong tầng

này thì tầng chứa này mới được

tập trung nghiên cứu tỉ mỉ Việc

phát hiện ra dòng dầu thương

mại trong tầng này đã mở ra một

hướng nghiên cứu mới, một triển

vọng mới cho ngành công nghiệp

dầu khí nước nhà

Cùng với quá trình khoan

thăm dò và thẩm lượng, công tác

nghiên cứu địa chất, địa vật lý

được triển khai ngày càng mạnh

mẽ, các vấn đề cơ bản về cấu

trúc, kiến tạo và hệ thồng dầu khícũng dần dần được sảng tỏ Tuycác thông số tầng chứa có thểđược xác định bằng tài liệu địachấn, địa vật lý giếng khoan,nhưng nguồn gốc, bản chất vàchất lượng đá chứa được quyếtđịnh bởi những đặc trưng thạchhọc trầm tích của nó Do vậy việc

sử dụng tổng hợp các phươngpháp thạch học trầm tích nhằmxác định đặc điểm, nguồn gốctầng chứa chung cho cả bể làviệc hết sức cần thiết

II Phương pháp

Hệ thống các phương pháp

mô tả mẫu vụn khoan, mẫu lõi,phân tích lát mỏng, XRD và SEMđược sử dụng để xác định đặcđiểm thạch học trầm tích của cátkết tầng BI.1 và BI.2 bể CửuLong

Mô tả mẫu vụn khoan nhằmxác định màu sắc, thành phần

đá, kiến trúc hạt, phân chia cáckhoảng có sự thay đổi rõ rệt, cáctập đá khác nhau giúp so sánh,

liên hệ với đường cong địa vật lýgiếng khoan

Mô tả mẫu lõi nhằm xácđịnh sơ bộ loại đá và sự phân bốcủa nó trong lát cắt giếng khoan,kiểu phân lớp, phân tầng, xuhướng thay đổi độ hạt (thô dầnhay mịn dần), dấu vết sinh vật…Phân tích thạch học látmỏng bao gồm xác định độ hạt,hình dáng hạt, độ chọn lọc,khoáng vật tạo đá, thành phầnximăng, matrix, độ rỗng nhìnthấy, kiến trúc và biến đổi sautrầm tích của đá Trên cơ sởthành phần khoáng vật vụn vàmatrix, cát kết được phân lọaitheo sơ đồ tam giác của R.L Folk(1974)

Phân tích XRD bao gồmphân tích cho toàn bộ đá và táchriêng khoáng vật sét nhằm xácđịnh thành phần phần trăm củacác khoáng vật trong đá, khoángvật sét, chính xác hóa cáckhoáng vật thứ sinh có thể khôngphân biệt rõ dưới lát mỏng qua đóxác định mức độ biến đổi của đá

ít thạch anh thứ sinh, lắng đọng trong môi trường từ sông, châu thổ đến ven biển, biển nông/đầm hồ

rỗng cũng như ảnh hưởng của

chúng đến đặc tính thấm chứa

Phân tích kính hiển vi điện tử

quét cũng giúp cho việc xác định

kiến trúc, cấu tạo của đá trầm

tích, dự đoán mức độ xi măng

hóa, nép ép, hòa tan cũng như

những biến đổi khác trong quá

trình xuyên sinh

Việc xác định môi trường

trầm tích dựa trên cơ sở tổng

hợp các phương pháp trên Trầm

tích lục địa được nghiên cứu

theo mô hình của Nazri Ramli

thềm lục địa Đông Nam Việt

Nam (Hình 1) với độ sâu mực

nước biển trung bình 60m Bể

có hình bầu dục cong ra phía

biển và nằm dọc theo bờ biển

Vũng Tàu - Bình Thuận, phía

Bắc và Đông Bắc tiếp giáp với

đới Đà Lạt và Tuy Hòa, phía

Nam và Đông Nam tiếp giáp với

đới nâng Côn Sơn, phía Tây

Nam tiếp giáp đồng bằng sông

Cửu Long Bể có diện tích vào

khoảng 36.000km2 Bồn trũng

Cửu Long bao gồm các lô

01-02, 15.1, 15-2, 09-1, 09-2, 09-3,

16.1, 16.2 và 17

1 Lô 01-02 nằm ở phía Đông

Bắc của bồn trũng Cửu Long,

cách Vũng Tàu 140km

1.1 Tầng BI.2: Có bề dày trung

bình 300-400m riêng chỉ có khu

vực rìa phía Đông Nam bề dày

mỏng (150m), bao gồm bên trên

là tầng sét Rotalia dày vài chục

mét đến hơn 100m, bên dưới là

bình 0,3-0,7mm, độ chọn lọc từkém đến trung bình, hình dạnghạt từ bán góc cạnh-góc cạnh-bán tròn cạnh, tiếp xúc hạt chủyếu là điểm và trôi nổi Cát kếtthuộc loại Arkose ở khu vựctrung tâm và phía Đông, ở phíaBắc và Nam chủ yếu làFeldspathic Greywacke, gồm chủyếu là thạch anh (25-35%), K-feldspar (7-10%), Plagioclase (4-7%), Mica (1,5-4%), thành phầnmảnh đá gồm chủ yếu granitic (5-15%), volcanic, ít quarzite, chert,schist Ximăng và khoáng vật thứsinh (3-7%) chủ yếu là sét (kaoli-nite, chlorite, illite và rất ít illite-smectite-theo phân tích XRĐ) vàcarbonate (phía Bắc và ĐôngNam) (Hình 2)

Kết quả phân tích mẫu lõicho thấy cấu tạo chủ yếu là phânlớp ngang gợn sóng, thấu kính

và phân lớp xiên mỏng, nhịp trầmtích mịn dần lên trên, có sự hiện

diện của Pachydemus (Hình 3).

Trầm tích có nguồn gốc từ

đá granite, vận chuyển gầnnguồn, lắng đọng trong môitrường đồng bằng châu thổ đếnven biển

1.2 Tầng BI.1: Có bề dày trung

bình 50-100m ở khu vực rìa phíaBắc và Đông Nam đến 300-400m

ở khu vực trung tâm, gồm nhữngtập cát sét xen kẹp với tỷ lệ cátlên đến 70-80%

Cát kết từ không màu, đục,xám đến nâu xậm, có độ hạt thayđổi từ 0,25-1,1mm, trung bình0,6-0,7mm, độ chọn lọc từ rấtkém, trung bình đến tốt, hìnhdạng hạt từ góc cạnh - bán góccạnh - bán tròn cạnh, tiếp xúc hạtchủ yếu là điểm, đường và trôinổi Cát kết thuộc loại Arkose vàFeldspathic Greywacke ở khu

Mica (1-5%), thành phần mảnh

đá gồm chủ yếu granitic (5-15%,đôi khi lên đến 35%), volcanic, ítquarzite, chert, schist Ximăng vàkhoáng vật thứ sinh (2-7%) chủyếu là sét (kaolinite, chlorite, illite

và rất ít illite-smectite-Hình 4) vàcarbonate (phía Bắc có vài mẫu

có hàm lượng carbonate cao độtbiến 30-40%)

Kết quả phân tích mẫu lõicho thấy cấu tạo chủ yếu là phânlớp xiên chéo, nhịp trầm tích mịndần lên trên Trầm tích có nguồngốc từ đá granite, vận chuyểngần nguồn, lắng đọng trong môitrường đồng bằng bồi tích sông,châu thổ đến ven biển

2 Lô 15.1 nằm ở phía Tây Bắc

của bồn trũng Cửu Long, cáchVũng Tàu 90km, với diện tíchkhoảng 4643km2

2.1 Tầng BI.2: Có bề dày tăng

dần từ Bắc (250m) xuống Nam(400m), gồm chủ yếu là sét kếtmàu xám xanh, vô định hình tớidạng khối, xen kẹp lớp cát và lớpsỏi mỏng

Cát kết là màu xám sángđến xám tối, thuộc loại Arkose,Lithic Arkose và FeldspathicLitharenite, gồm chủ yếu là thạchanh (30-35%), K-feldspar (10-20%), Plagioclase (1-2,5%), Mica(0,5-1%), thành phần mảnh đágồm chủ yếu granitic và volcanic,

ít quarzite, chert, schist Ximăng

và khoáng vật thứ sinh ít (3-7%)gồm sét (chủ yếu kaolinite, ítchlorite, illite, smectite và illite-smectite-theo phân tích XRĐ), vàcarbonate (calcite) (Hình 5) Cátkết có kích thước hạt từ mịn đếntrung bình (0,2-0,3mm), độ chọnlọc từ kém đến trung bình, vàichỗ tốt, hình dạng hạt từ góccạnh-bán góc cạnh-bán tròn

cạnh-tròn cạnh, tiếp xúc hạt chủ

yếu là điểm và trôi nổi, hàm

lượng feldspar cao cho thấy

chúng có độ trưởng thành về hóa

học và kiến trúc kém đến trung

bình, có gốc từ đá granite và

vol-canic Có sự xuất hiện Ooid và

Ostracode Cấu trúc phân lớp

xiên chéo, phân phiến, mịn dần

lên trên Trầm tích có nguồn

gốc từ đá granite, vận chuyển

tương đối gần nguồn, lắng đọng

trong môi trường đồng bằng bồi

xám nâu Kích thước hạt chủ yếu

mịn đến trung bình, đôi khi thô

Độ chọn lọc từ rất kém đến trung

bình-tốt Hình dạng hạt từ bán

góc cạnh đến bán tròn cạnh

Cát kết thuộc loại Arkose,

Lithic Arkose ở phía Bắc đến

Feldspathic Greywacke ở phía

trung tâm, gồm chủ yếu là thạch

anh (25-30%), K-feldspar

(10-16%), Plagioclase (2-4%), Mica

(0,5-1%), thành phần mảnh đá

gồm chủ yếu granitic, ít volcanic,

quarzite, chert, schist Ximăng và

đọng trong môi trường lục địa,

năng lượng thấp  thuộc môi

trường sông, châu thổ

3 Lô 15.2 nằm ở trung tâm và

Đông Bắc của bồn trũng Cửu

Long, cách Vũng Tàu khoảng

80km, với diện tích khoảng

3.2 Tầng BI.1: Ngược với tầng

BI.2, tầng BI.1 có bề dày tăngdần từ Đông nam (200m) đếnphía Tây Bắc (340m) gồm gồmchủ yếu là cát kết, bột kết, ít sétkết và đá vôi Cát kết màu xámxanh đến xám nhạt, kích thướchạt trung bình đến thô, góc cạnh,bán góc cạnh đến bán tròn cạnh,chọn lọc kém đến trung bình đôichỗ khá đến tốt Cát kết chủ yếu

là Arkose và Lithic Arkose, thànhphần chủ yếu là thạch anh (26-42%), K-feldspar (10-17%),Plagioclase (4-8%), ít mica (Hình9) Mảnh đá chủ yếu là granitic

và volcanic, ít chert schist vàmicroquarzite Ximăng (8-17%)chủ yếu là sét (kaolinite, illite,chlorite), thạch anh, ít calcite

Trầm tích có nguồn gốc từ đágranite, vận chuyển tương đối xanguồn Nhịp trầm tích mịn dần-sau đó thô dần lên trên Trầm tích

lắng đọng trong môi trườngsông, tam giác châu

4 Lô 09-1 nằm ở trung tâm của

bồn trũng Cửu Long, khoảng110km về phía Nam của VũngTàu với diện tích khoảng 985km2

4.1 Tầng BI.2: Có bề dày từ

300m đến hơn 600m, chiều dàygiảm dần từ Bắc xuống Nam,bao gồm bên trên là tầng sétRotalia, xuống dưới là cát kếtxen kẽ với bột kết, sét kết và sétthan

Cát kết có độ hạt từ mịn đếntrung bình, trung bình 0,23mm,

độ chọn lọc trung bình gồm chủyếu là Arkose Tỷ lệ thạchanh/feldspar/mảnh đá là 68/30/2(Hình 10), ximăng gồm sét (chủyếu smectite) và carbonate.Phân tích mẫu lõi cho thấy cátkết có màu trắng đục-phớt vàng,phân lớp ngang và phân lớp xiênmỏng, nhiều dấu vết hoạt độngsinh vật, có sự hiện diện củaglauconite Trầm tích có nguồngốc từ đá granite, vận chuyển xanguồn, lắng đọng trong môitrường ven biển đến biển nông

4.2 Tầng BI.1: Có bề dày từ

110m đến hơn 600m, chiều dàygiảm dần từ Bắc xuống Nam baogồm cát kết xen kẽ với bột kết,sét kết màu xám lục

Cát kết có độ hạt từ mịn đếntrung bình, trung bình 0,18-0,31mm, độ chọn lọc trung bìnhgồm chủ yếu là Arkose và LithicArkose Tỷ lệ thạchanh/feldspar/mảnh đá là 40-65/28-52/7-8, ximăng gồm sét(chủ yếu smectite) và carbonate(Hình 11) Phân tích mẫu lõi chothấy bên dưới là cát kết màu xámphớt nâu, dạng khối, ít phân lớpxiên chéo, lên trên là cát kết cómàu xám lục, chứa nhiều micatheo mặt lớp, phân lớp nganggợn sóng và xiên chéo mỏng,nhiều dấu vết hoạt động sinh vật,

có sự hiện diện của glauconite(Hình 12) Trầm tích có nguồn

cách Vũng Tàu khoảng 110km

với diện tích 1.100km2

5.1 Tầng BI.2: Có bề dày từ

300m đến 700m chiều dày giảm

dần từ phía Tây và Tây Bắc ra

vùng phía Đông Trầm tích tầng

này đặc trưng bởi lớp sét dày,

cứng màu xám xanh xen kẹp với

yếu là điểm và trôi nổi Cát kết

gồm cả hai loại Arkose và

(5-7%), volcanic, ít quarzite, chert,

schist (Hình 13) Matrix, ximăng

và khoáng vật thứ sinh rất nhiều

xen kẹp với chủ yếu là sét kết

màu đỏ Trầm tích này được chia

thành 3 phần: Phần trên chủ yếu

là cát kết xen kẹp sét kết đỏ, bột

kết và một ít sét kết xám xanh, đá

vôi, phần giữa chủ yếu sét kết đỏ

xanh, chủ yếu thuộc loại Arkose

ở khu vực Tây Bắc vàFeldspathic Greywacke ở khuvực trung tâm (Hình 14), gồmchủ yếu là thạch anh (30-40%),K-feldspar (6-8%), Plagioclase(10-13%), Mica (2-6%), ít mảnh

đá granitic và volcanic Matrix,ximăng và khoáng vật thứ sinhcao (16-30%) chủ yếu là sét(kaolinite, chlorite, illite, smectite

và hỗn hợp lớp illite-smectite) vàcarbonate (chủ yếu calcite, ítdolomite and siderite) (Hình 15)

Nhìn chung, cát kết độ hạttrung bình 0,125-0,25mm đôi khiđạt đến gần 0.5mm, độ chọn lọc

từ rất kém, kém đến trung bình,hình dạng hạt từ bán góc cạnh -góc cạnh - bán tròn cạnh, tiếpxúc hạt chủ yếu là điểm và trôinổi, nhiều matrix và ximăng sét,cho thấy trầm tích được vậnchuyển trong dòng có tỷ trọngcao (môi trường hỗn hợp củabùn và hạt vụn), môi trường cónăng lượng thay đổi nhanh Trầmtích có nguồn gốc từ đá granite,vận chuyển xa nguồn, lắng đọngtrong môi trường đồng bằng bồitích sông

6 Lô 09-3 nằm ở phía Nam của

bồn trũng Cửu Long, cách VũngTàu khoảng 135km với diện tích5500km

6.1 Tầng BI.2: Có bề dày tăng

dần từ Đông (100m) sang phíaTây (400m) Trầm tích tầng nàyđặc trưng bởi lớp sét dày, cứngmàu xám xanh với bề dày 50-100m, xen kẹp với những lớpcát

Cát kết có độ hạt trung bình,đôi khi thô, độ chọn lọc kém, hìnhdạng hạt từ góc cạnh - bán góccạnh-bán tròn cạnh, khu vực Sói

có những hạt tròn cạnh, tiếp xúc

granitic (8-12%, đôi chỗ lên đến26%), ít volcanic, quarzite, chert,schist Matrix, ximăng và khoángvật thứ sinh rất nhiều (20-30%)chủ yếu là sét (smectite, illite-smectite, illite, kaolinite và chlo-rite - Hình 17), có sự hiện diệncủa glauconite Trầm tích cónguồn gốc từ đá granite, vậnchuyển tương đối gần nguồn,lắng đọng trong môi trường venbiển/biển nông

6.2 Tầng BI.1: Có bề dày từ

300m đến 600m, chiều dày cũngtăng dần từ Đông sang Tây, gồmxen kẹp của cát kết bột kết vàsét kết

Cát kết có độ hạt từ trungbình đến thô, độ chọn lọc rất kémđến kém, hình dạng hạt từ góccạnh-bán góc cạnh đến bán tròncạnh, tiếp xúc hạt chủ yếu làđiểm và trôi nổi Cát kết thuộcloại Arkose và FeldspathicGreywacke ở khu vực phía Tây,trong khi đó khu vực phía Đônggồm toàn loại FeldspathicGreywacke (Hình 18) Thànhphần khoáng vật gồm thạch anh(30-50%), K-feldspar (8-10%),Plagioclase (4-7%), Mica (1-6%),mảnh đá granitic (12-30%) ítmảnh volcanic, schist vàquarzite Matrix, ximăng vàkhoáng vật thứ sinh cao (18-30%) (Hình 19) chủ yếu là sét(smectite, ít kaolinite, chlorite,illite và hỗn hợp lớp illite-smec-tite) và calcite, không thấy độrỗng, trừ những mẫu cát Arkose

ở giếng ĐM-2 với độ rỗng nhìnthấy 5-15% Trầm tích có nguồngốc từ đá granite, vận chuyểngần nguồn, lắng đọng trong môitrường đồng bằng bồi tíchsông/châu thổ

7 Lô 16: Nằm ở phía Tây Nam

của bồn trũng Cửu Long, khoảng

70km về phía Nam của Vũng Tàu

với diện tích khoảng 4.760km2

Lô này bao gồm 2 lô 16.1 ở phía

Bắc và 16.2 ở phía Nam

7.1 Tầng BI.2: Có bề dày tăng

dần từ Tây Bắc xuống Đông

Nam Trầm tích tầng này bao

điểm và trôi nổi Cát kết gồm chủ

yếu Feldspathic Greywacke ở

vùng phía Tây và trung tâm, còn

phía Đông chủ yếu là Arkose

granitic và volcanic, ít quarzite,

chert, schist Matrix, ximăng và

khoáng vật thứ sinh nhiều 25%) chủ yếu là sét (illite, smec-tite và hỗn hợp lớp illite-smectite,kaolinite, chlorite) và carbonate

(13-Trầm tích có nguồn gốc từ đágranite, vận chuyển tương đối xanguồn, lắng đọng trong môitrường ven biển/đầm hồ

7.2 Tầng BI.1: Tương tự tầng

BI.2 tầng BI.1 có bề dày cũngtăng dần từ Tây Bắc xuống ĐôngNam Trầm tích tầng này chialàm 3 phần: Phần trên của Bạch

Hổ dưới, Bạch Hổ dưới 5.1 vàBạch Hổ dưới 5.2 Phần trên củaBạch Hổ dưới gồm sét kết màunâu đỏ, xen kẹp với lớp mỏng bộtkết và cát kết Trầm tích Bạch Hổdưới 5.1 gồm phân phiến mỏngcủa sét kết màu xám xen kẹp vớibột kết và cát kết Trầm tích Bạch

Hổ dưới 5.2 gồm cát kết xen kẹpvới bột kết và sét kết màu xám

Cát kết có màu xám nhạtđến đậm, xám xanh đôi khi xámnâu Kích thước hạt rất mịn-mịnđến trung bình Hình dạng hạt từgóc cạnh đến bán tròn cạnh Độchọn lọc từ kém đến trung bình

Cát kết gồm chủ yếu là loạiArkose và Lithic Arkose, ít

Feldspathic Greywacke (Hình21) Thành phần khoáng vật chủyếu là thạch anh (25-35%), K-Feldspar (10-20%), Plagioclase(4-8%), Mica (0-10%), mảnh đá(granitic và volcanic) Matrix,ximăng và khoáng vật thứ sinh ít

ở khu vực TGT (10%) (Hình 22)

và rất nhiều ở các khu vực khác(20%) gồm cả sét, carbonate vàthạch anh thứ sinh Trầm tích cónguồn gốc từ đá granite, vậnchuyển tương đối xa nguồn Kết quả mô tả mẫu lõi xácđịnh 2 phần: Bên dưới là cát kếtgồm những hạt mịn đến trungbình, phân lớp mỏng, gócnghiêng nhỏ, xu hướng mịn dần

lên trên, có hoá thạch Scoyenia,

Memia có thể liên quan đến môi

trường trầm tích sông, nănglượng thấp Bên trên là nhữngtrầm tích có độ hạt không đồngnhất, có cả những hạt thô và rấtthô trộn lẫn với hạt mịn, phânlớp với góc nghiêng cao có hóa

Hình 3 Cấu trúc phân lớp xiên chéo,

nhịp trầm tích mịn dần lên trên

Hình 4 Khoáng vật sét kaolinite (K) dạng bán tự hình, sắp xếp

mặt đối mặt theo dạng sách chồng nhau, lấp đầy lỗ rỗng

Hình 5 Phân loại cát kết tầng BI.2 lô 15.1

Hình 6 Cấu trúc phân lớp, mịn dần lên trên

Hình 7 Cát kết chủ yếu là Arkose (trái),

ximăng sét và ít carbonate (phải)

Hình 8 Gờ cát ảnh hưởng bởi sóng

và thuỷ triều Hình 9 Phân loại cát kết tầng BI.2 lô 15.2

Hình 10 Phân loại cát kết tầng BI.2 lô 09-1 Hình 11 Phân loại cát kết tầng BI.1 lô 09-1

Hình 12 Phân lớp ngang gợn sóng

Hình 13 Phân loại cát kết tầng BI.2 lô 09-2

Hình 14 Phân loại cát kết tầng BI.1 lô 09-2

Hình 15 Cát kết mịn đến trung bình

Thành phần chủ yếu là thạch anh (Q), plagioclase (P), granitic (G), muscovite (Mu), biotite (B) Hình 16 Phân loại cát kết tầng BI.2 lô 09-3

Hình 17 Khoáng vật sét chủ yếu là smectite, illite-smectite và kaolinite, ít illite và chlorite

Hình 18 Phân loại cát kết tầng

BI.1 lô 09-3

Hình 19 Cát kết hạt trung bình đến thô,

hạt vụn thạch anh(Q), orthoclase (O) mảnh granitic trôi nổi trên nền matrix sét.

Hình 20 Phân loại cát kết tầng BI.2 lô 16

Hình 21 Cát kết trung bình-thô, chọn lọc kém, độ rỗng giữa hạt

lên đến 150-300 mm, liên thông tốt (mũi tên)

Hình phóng to từ ô vuông cho thấy vài lỗ rỗng

bị lấp đầy bởi kaolinite và illite

Hình 22 Phân loại cát kết tầng BI.1 lô 16

Hình 23 Ảnh chụp từ mẫu lõi cho thấy bên dưới

là cát hạt mịn, phân lớp mỏng, lên trên

là trầm tích có độ hạt không đồng nhất gồm cát hạt thô, bùn và cát hạt mịn

Kết luận

Nhìn chung cát kết tầng Mioxen hạ bểCửu Long có nguồn gốc từ đá granite, có độhạt từ mịn đến trung bình, đôi khi thô Độ chọnlọc từ kém đến trung bình Đá chủ yếu thuộclọai Arkose và Feldspathic Greywacke, ít LithicArkose và Subarkose Tổng hàm hượngximăng và matrix từ 4-30% và gồm chủ yếu làsét và carbonate, ít thạch anh thứ sinh, lắngđọng trong môi trường từ sông, châu thổ đếnven biển, biển nông/đầm hồ

Tài liệu tham khảo

1 La Thị Chích (2001), Thạch Học, Nhà

xuất bản Đại học Quốc gia thành phố Hồ ChíMinh, tr 265-322

2 Nguyễn Ngọc Cư và nnk (1998), “Các

Thành tạo đá chứa dầu khí ở Việt Nam”, Hội

nghị Khoa học Viện Dầu khí Việt Nam, Hà Nội

3 Phạm Tuấn Dũng và Phạm Văn Hùng

(2001), “Cấu trúc địa chất tầng sản phẩm 23

Mioxen dưới, mỏ Bạch Hổ”, Hội nghị Khoa

học Kỹ thuật Dầu khí, Hà Nội

4 Nguyễn Văn Dũng (2004), Đặc điểm

thạch học, biến đổi sau trầm tích và ảnh hưởng của chúng đến độ rỗng-Thấm của đá chứa cát kết tuổi Oligoxen-Mioxen sớm mỏ

Sư Tử Đen, Lô 15-1 bể Cửu Long, Luận văn

Thạc sỹ, Trường Đại học Khoa học Tự nhiên,thành phố Hồ Chí Minh

5 Phạm Xuân Kim (1988), Đặc điểm

thạch học, tướng đá, môi trường thành tạo và qui luật phân bố các tầng chứa Mioxen sớm – Oligoxen sớm bể Cửu Long, Viện Dầu khí Việt

Nam

6 Chu Đức Quang (2004), Môi trường

trầm tích và tướng hữu cơ các trầm tích Oligoxen-Mioxen sớm Lô 15-1 bể Cửu Long,

Luận văn Thạc sỹ, Trường Đại học Khoa học

Tự nhiên, thành phố Hồ Chí Minh

I Đặc điểm địa tầng mỏ Rồng

Mỏ Rồng nằm trong bể Cửu Long thuộc vùng

thềm lục địa phía Nam Việt Nam Lát cắt địa chất

chung cho một giếng khoan cụ thể vùng Rồng như

anh bở rời hạt thô đến rất thô, sạn, sỏi cuội hạt

trung đến thô, sét mềm lẫn bột màu xám, xanh, đỏ,

vàng, bùn đáy biển

1.1 Các thành hệ Mioxen gồm

Mioxen thượng (Đồng Nai) nóc thành hệ có độ

sâu từ 670 - 690 m đáy có độ sâu từ 1.097 -1.102

m có tổng chiều dày 412 - 427 m

+ Thành phần thạch học: Cát sáng màu hạt

thô tới rất thô, lẫn ít sạn, sỏi, cuội hạt nhỏ, sét mềm,

đôi chỗ dẻo quánh, màu xanh, đỏ, bột màu nâu,

xanh sẫm

Mioxen trung (Côn Sơn) nóc thành hệ có độ

sâu từ 1.097 1.102 m đáy có độ sâu từ 1.670

-1.697 m có tổng chiều dày 573 - 595 m

+ Thành phần thạch học: Phần trên củaMioxen trung - cát thạch anh từ xám đến xám sáng,hạt trung đến thô, sét màu xám xanh, nâu đỏ, nâuvàng, bột màu xanh sẫm tới nâu sáng

- Mioxen hạ (Bạch Hổ) nóc thành hệ có độ sâu

từ 1.670 -1.697 m đáy có độ sâu từ 2.030 – 2.049

m có tổng chiều dày 352 - 360 m

+ Thành phần thạch học: Cát kết thạch anh

màu từ trong đục đến trong mờ, xám sáng, xám

vàng hạt từ trung đến thô, độ chọn lọc từ trung bình

tới tốt, gắn kết từ trung bình tới tốt, sét kết màu xám

xanh, xám tối, xám nâu, nâu tối: Ranh giới chuyển

tiếp sang Oligoxen hạ - Sét kết chuyển dần từ màu

nâu -sang nâu đỏ nhạt -nâu đỏ -nâu đỏ

sẫm -nâu đỏ hơi đen -sẫm -nâu đen -đen sẫm -nâu: Là đã chuyển

sang nóc của Oligoxen thượng

1.2 Thành hệ Oligoxen thượng (Trà Tân) nóc thành

hệ có độ sâu từ 2.030 - 2.049 m đáy có độ sâu từ

2.629 - 2.656 m có tổng chiều dày 599 – 607 m

+ Thành phần thạch học: Cát kết thạch anh

màu từ trong đục đến trong mờ, xám sáng, hạt từ

trung đến thô, rất thô, độ chọn lọc từ trung bình tới

kém, gắn kết tốt phần dưới thấy dấu hiệu bị Quắc

zít hoá Sét kết màu xám sáng, xám xanh, xám tối,

nâu đỏ, nâu vàng, gắn kết tốt phần dưới thấy có

dấu hiệu sét bị phân phiến thành phiến sét

2 V phong hoá: Có chiều dày từ 12 - 96 m (từ

đôi chỗ thấy có sự biến đổi chuyển tiếp từ fendspar

thành Caonilite, Chlorite màu xám xanh, xanh sẫm,

đôi chỗ còn thấy có sự biến đổi chuyển tiếp từ

phẩm: Theo các quan điểm và nhận định thì tầng

sinh là các tập vỉa sét kết Mioxen và Oligoxen - Các

dịch chuyển thứ sinh sẽ đi theo các đới nứt nẻ di

206, 305

Vùng Rồng nói chung (Hình 1) và Đông NamRồng (Hình 2, 3) nói riêng rất phức tạp: Bị chia cắtmạnh bởi các pha địa chất kiến tạo Caledoni trước

Kz Các hệ thống đứt gãy đã chia khối móng thànhcác Block cách biệt nhau (H.1), có kích thướctương đối đồng đều, các đứt gãy còn chia vùng nàytheo nhiều hướng khác nhau tạo ra khối sụt và khốinâng: Các kết quả thăm dò cho thấy mặt móngnông nhất gặp tại giếng khoan R - 21, có độ sâutuyệt đối là 2.269m và sâu nhất trong giếng khoan

R -18 ở độ sâu 3765m Tính thấm chứa của đámóng liên quan trực tiếp tới quá trình phát triển nứt

nẻ (ngay trong nội tại của mỏ quá trình phát triểncũng khác nhau, dẫn đến sự không đồng nhất: Bao

Hình 2 Bản đồ cấu tạo móng Đông - Nam Rồng

gồm các hệ thống nứt nẻ có sản phẩm và hệ thống

không sản phẩm

+ Thành phần thạch học khối móng: Gồm

nhiều đơn vị phức hệ magma:

- Nơi có thành phần xâm nhập sâu axit sáng

màu Granit, granit biotit phức hệ Cà Ná (cách nay

trên dưới 80 triệu năm)

- Nơi có nhóm xâm nhập sâu axit vừa gồm

Granodioroit, adamelit, tonalit, monzolit, monzolit

thạch anh và sienit thạch anh (Phức hệ Định Quán,

Đèo Cả cách nay trên dưới 150 triệu năm)

- Nhóm đá trung tính gồm có Diorit, Diorit thạch

anh, gabrodiorit, monzogabro (thuộc phức hệ Ba Vì

cách nay 40 -60 triệu năm)

- Nói chung thành phần thạch học của đá

móng mỏ Rồng rất phức tạp, da dạng ngoài các

thành phần các đá chính nêu trên còn có: Diorite,

diorite thạch anh phân bố ở phần Đông Nam, đôi khi

xen kẹp các mạch tonalite (R-201), granodiorit hoặc

monzodiorite, monzonit, gabrodiorit và cả đá gơnai

Phía Tây và Bắc thành phần chủ yếu của móng là

Granite, granit biotit, xen kẹp là các thể mạch

gran-odiorit (R-7), adamelit (R-5), monzonit, monzgran-odiorit

thạch anh, sienit thạch anh, gabro (R-4) và

microdi-orit (R-10)

Các kết quả nghiên cứu và phân tích địa tầng

mỏ Rồng cho chúng ta biết: Khu vực này chịu ảnh

hưởng của các pha kiến tạo trong các thời kỳ khác

nhau:

1 - Thời kỳ tạo móng trước Kainozoi

2 - Thời kỳ Oligoxen

3 - Thời kỳ PleistoxenThời kỳ tạo móng trước Kainozoi là thời kỳ

hoạt động kiến tạo mạnh nhất, các hệ thống đứt gãy

kiến tạo được hình thành chủ yếu trong giai đoạn

này, thời kỳ sau là Oligoxen tuy yếu hơn giai đoạn

trước song cũng tạo ra một loạt các pha phun trào

thể hiện ở mẫu lõi R - 4, 6, 7, 8, 9 Thời kỳ

Pleistocen + Đệ Tứ ít có ảnh hưởng đến vùng này

II Các đối tượng khai thác ở Rồng

Các đối tượng khai thác ở khu vực Rồng nằmhoàn toàn trong khối móng (đới nứt nẻ trong đámóng): Đá móng mỏ Rồng có đủ điều kiện chứa tuykhả năng chứa thấp hơn nhiều so với mỏ Bạch Hổ,nhưng do chất lượng tầng chắn kém và các phaphun trào xuyên cắt tới các thành tạo trầm tích tuổiOligoxen muộn ở các phần Đông-Bắc (trong cácgiếng khoan R-6, 7, 8) và phần Trung tâm (trongcác giếng khoan R-9, 4) của mỏ, nên trong móng ởđây hoặc là chứa nước, hoặc là chỉ phát hiện đượccác tích tụ dầu khí không có giá trị công nghiệp.Còn ở phần Đông-Nam của mỏ (vùng có đặt giànRP-3, RC-2), do tầng chắn có chất lượng tốt vàkhông bị ảnh hưởng bởi các pha phun trào, hội tụ

đủ các yếu tố chứa và chắn nên việc khai thác dầu

ở khu vực mỏ Rồng hiện nay mới chỉ tiến hành trênphần khu vực Đông-Nam Rồng

Sau đây là bảng liệt kê sơ bộ độ rỗng micro

trong các loại đá móng của mỏ Rồng (theo kết quả

nghiên cứu lát mỏng bơm nhựa màu)

Qua bảng trên cho ta thấy: Trùng với các quanđiểm về nguồn gốc địa chất của các đối tượng chứatrong móng - Đối tượng chứa dầu của vùng Rồngchủ yếu nằm trong các đới nứt nẻ của đá Granit,Diorit và Diorit thạch anh: Là những đá trẻ thuộcphức hệ Cà Ná ít chịu ảnh hưởng của các quá trìnhhậu biến đổi thứ sinh trong móng

Trong quá trình tìm kiếm và thăm dò dầu khí ởcác đối tượng móng mỏ Rồng đã phát hiện dòngdầu công nghiệp tại khối nhô Đông Nam Rồng quacác giếng khoan R - 14, 21, 201, 203, 206, 305.Chiều dài khoan vào móng (tính từ nóc móng),mỏng nhất là ở GK R - 206: 175m và sâu nhất là GK

R - 14: 1.110m - Tính trung bình cho cả 6 GK ởĐông Nam Rồng là 621m: Với kích thước của khốinhô này khoảng 6.500 x 5.000 ta sẽ có một trữlượng tương đối là:

Trữ lượng và tiềm năng dầu khí mỏ Rồng rất

lớn Tuy nhiên cần lưu ý là khả năng chứa dầu mới

chỉ là một trong nhiều yếu tố quyết định sự hình

thành bẫy chứa trong các loại đá móng

Phần đáy của các vỉa sản phẩm có tầng

nước lót (có ranh giới dầu-nước thực sự: Không

phải nhân tạo như bên mỏ Bạch Hổ) Chính ranh

giới này gây ra các phức tạp công nghệ cho quá

trình khoan và khai thác, nên trong quá trình

khoan, bên khoan hết sức tránh khoan vào ranh

giới này

Các giếng khoan vùng Đông Nam Rồng có sản

lượng rất khác nhau: Một số giếng khô hay sản

lượng nghèo nàn, song một số giếng cho sản lượng

khá cao

III Đặc điểm của tầng chứa

Sự hình thành bẫy chứa trong móng mỏ Rồng

là kết quả của rất nhiều quá trình địa chất khác

nhau như:

1 - Sự co rút thể tích do mất nhiệt khi đông

nguội của các dung nham macma nóng chảy trong

thời gian kết tinh khối granitoit (H3).

2 - Quá trình biến đổi hậu macma với sự tác

động của hơi khí, H 2 S, HCl và dung dịch tách ra từ

dung nham macma khi các khối macma kết tinh.

3 - Các hoạt động kiến tạo

4 - Các biến đổi nhiệt dịch

5 - Quá trình biến đổi ngoại sinh.

Trong đó 1, 3, 4 đóng vai trò chính - Quan

trọng nhất trong việc tạo ra đới nứt nẻ chứa sản

1.2 Khe nứt tạo ra do kiến tạo

- Quá trình phá vỡ kiến tạo là quá trình kếtiếp sau đó làm mở rộng khe nứt tạo ra đới khenứt làm chúng liên thông với nhau: Các chuyểnđộng kiến tạo theo chiều thẳng đứng hay chiềunằm ngang đã làm cho khối móng vùng Rồngnâng lên sụt xuống và chuyền động trượt ngangrất phức tạp, có thể thấy rằng các chuyển động

và phá huỷ kiến tạo có tính quyết định trong sựhình thành các hệ thống nứt nẻ trong khối móng

- Tạo đới nứt nẻ: Bằng chứng là sự hình thànhmilonit, các loại dăm kết, có độ rỗng lớn tới

>10% gặp ở các độ sâu khá lớn tại các mẫu lõi

và kiến tạo

Nứt nẻ nguyên sinh tại vết lộ Bãi Dứa

Khác với các nứt nẻ mở do quá trình co rút thể

tích - Các nứt nẻ trong móng do kiến tạo thường rất

lớn, kéo dài và có phương chính là phương thẳng

đứng hoặc gần thẳng đứng

Trong các đá móng có độ cứng cao các vết

rạn nứt ban đầu có độ mở rất nhỏ nên gần như đá

vẫn không có độ lỗ rỗng, nứt nẻ đáng kể (Hình 4a)

Dưới tác dụng của lực ứng suất kéo ح nứt nẻ mới

có dịch chuyển và lỗ rỗng hiệu dụng nứt nẻ trong

đá mới bắt đầu có ý nghĩa (Hình 4b) Bề mặt của

nứt nẻ gồ ghề nên có lực ma sát Mỗi điểm trên mặt

nứt nẻ chịu đồng thời các ứng suất kéo ح và ứng

suất nén vuông góc σ với mặt nứt nẻ Theo tính

toán thực nghiệm của Byerlec thì bao giờ σ cũng

lớn hơn ح:

10MPa ≤ σ ≤ 200MPa ; ح= 0.85 σ

200MPa ≤ σ ≤ 1500MPa ; ح= 50 + 0.6 σ

Và Byerlec cũng cho rằng quy luật này sử

dụng phổ biến cho các loại đá khác nhau

Đối với trường ứng suất thuần kéo hai chiều

(Hình 5a) có thể phân tích thành trường ứng suất

có các hướng chính (Hình 5b) là thành phần kéo và

nén vuông góc với nhau Trong trường hợp này cácnứt nẻ nhánh có thể tạo thành sẽ vuông góc hoặcgần vuông góc so với nứt nẻ chính

1.3 Các biến đổi nhiệt dịch

* Hoạt động thuỷ nhiệt: Là yếu tố tác động quátrình biến đổi thứ sinh chính của móng: Các biến đổithứ sinh trong đá móng là kết quả tất yếu đi theosau quá trình hình thành các hệ thống khe nứt -Nhân tố chính gây nên các biến đổi nhiệt dịch lànguồn nước vỉa tồn trữ trong các hệ thống khe nứttrong điều kiện nhiệt độ và áp suất cao còn gọi lànhiệt dung: Hoạt động như một dung môi - Hoà tan

và lấy đi khỏi đá móng nguyên sinh các khoáng vậttạo đá kém bền vững

Vào thời gian đầu: Các hoạt động của dungdịch thuỷ nhiệt có liên quan chặt chẽ với các chuyểnđộng kiến tạo và dẫn đến biến đổi trong thành phầncũng như cấu trúc không gian lỗ rỗng đá móng mỏRồng: Các hoạt động kiến tạo đã làm liên thông cácnứt nẻ nguyên sinh do sự co rút thể tích khi nguộilạnh của khối magma, tạo điều kiện cho các hoạtđộng thuỷ nhiệt phát triển - Các dung dịch thuỷ

Hình 4 Các hoạt động kiến tạo phá vỡ vỏ cứng

khối magma (Mô phỏng theo T.X.Cường-2002)

Hình 4 (a, b) Ứng suất kéo ح làm dịch chuyển

nứt nẻ tạo lỗ hổng

Hình 5 (a, b) Phân tích các thành phần

của trường ứng suất

6A Mạch Zeolit trong khe 6B Canxít lấp đầy khe nứt 6C

giao cắt giữa các nứt nẻ lớn nhỏ: Có thể gọi đây là

tiền quá trình biến đổi thứ sinh

Vào thời gian sau: Có thể gọi là hậu quá trình

biến đổi thứ sinh - Khi dòng thuỷ nhiệt đã bão hoà,

các khoáng vật sẽ kết tủa, lắng đọng lấp đầy các

khe nứt, tạo ra các mạch Canxít, Zeolit làm mất đi

khả năng chứa của nứt nẻ Như vậy hoạt động thuỷ

nhiệt là quá trình có hai chiều ngược nhau: Tích cực

và hạn chế - Các đá macma trẻ (phức hệ Cà Ná, Ba

Vì) ít chịu tác động của quá trình hậu biến đổi thứ

sinh, nên có khả năng chứa Các đá macma có tuổi

cổ hơn (phức hệ Định Quán) thường chịu ảnh

hưởng của quá trình hậu biến đổi thứ sinh nên ít có

khả năng chứa

Hình 6A & 6B thể hiện các mạch Zeolit, Canxit

lấp đầy khe nứt đá Granodiorite, Hình 6C: Các

mạch caxit, zeolit lấp đầy khe nứt, hang hốc trong

đá granodiorit (phức hệ Định Quán) mỏ Rồng

2 Đc tính ca tng cha

2.1 Đặc điểm rỗng thấm của đá nứt nẻ

Độ rỗng của đá nứt nẻ phụ thuộc vào mật độ

của các nứt nẻ trong một đơn vị thể tích, chiều dài

2C và độ mở 2W của các nứt nẻ, còn độ thấm thì

phụ thuộc vào độ mở và khả năng giao nối giữa các

nứt nẻ trong đá Tuy nhiên sự phân bố của các nứt

nẻ trong đá lại bị chi phối bởi ô mạng tinh thể các

khoáng vật tạo đá và trường ứng suất Bài toán này

trong cơ học đá đã được Koslenikov và Chelidze

(1985) giải theo lý thuyết thấm: Bài toán được giả

định rằng nứt nẻ chỉ có ý nghĩa khi số lượng Nc3(N

là mật độ khe nứt, C là bán kính đĩa khe nứt) đạt tới

một giá trị nào đó Khi đó sự vỡ vụn và nứt nẻ là hai

khả năng dễ xảy ra khi phân bố các khe nứt trong

môi trường đồng nhất phát triển về mọi hướng như

nhau, các khe nứt giao nối nhau theo ô mạng (Hình

7b) Sự phát triển của các khe nứt thường không

đồng đều về mọi hướng mà tập trung theo một

hướng ưu tiên nào đó, phụ thuộc vào tính bất đẳng

hướng của môi trường đá nứt nẻ, các nứt nẻ kết nối

với nhau thành vết nứt lớn (Hình 7c) Các khe nứt

phát triển đều về mọi hướng nhưng không giao cắt

nhau thì có thể độ rỗng lớn nhưng độ thấm lại kém

Ngược lại các nứt nẻ tập trung vào một hướng

chính có giao nối với nhau sẽ tạo ra khe nứt lớn có

độ thấm cao mặc dù có thể độ rỗng hiệu dụng

không lớn

Mật độ số khe nứt trong một đơn vị thể tích cóthể tính bằng N = 1/ L3, với L là khoảng cách trungbình giữa các khe nứt (Hình 7d) Cũng với gầnđúng như vậy độ rỗng nứt nẻ фftrong thể tích trênđây có thể tính:

Và độ thấm K theo định luật Darcy

có dạng Như vậy trong đá chứa nứt nẻ, độ thấm K phụthuộc vào ba tham số vi cấu trúc c, w và L Guéguen (1994) cũng có kết quả thực nghiệm

Hình 7 Sự phân bố khe nứt trong môi trường

đẳng hướng (b) và bất đẳng hướng (c)

Hình 7d Mật độ khe nứt phụ thuộc các tham số

vi cấu trúc c, w, L

Hình 8 (a,b) thay đổi độ thấm của đá nứt nẻ

theo áp suất hiệu dụng

tương tự (Hình 8b) Khi áp suất hiệu dụng Pef tăng,

độ mở khe nứt W giảm mạnh (Hình 8a) Khi áp suất

thay đổi theo chiều ngược lại, độ mở W không phục

hồi như ban đầu mà còn có biến dạng dư

Ở điều kiện vỉa, áp suất hiệu dụng Pef phụ

thuộc vào áp suất P của chất lưu trong lỗ hổng (áp

suất vỉa): Pef = σ - p Với σ là ứng suất nén vuông

góc với bề mặt nứt nẻ σ = Scosα (S là áp suất

thạch tĩnh, α là góc nghiêng của mặt phẳng nứt nẻ

so với mặt phẳng nằm ngang)

Trong quá trình khai thác, áp suất chất lưu

giảm, áp suất hiệu dụng Pef tăng một cách tương

đối làm cho độ mở khe nứt W giảm, độ thấm suy

thoái Nếu bơm ép nước để khôi phục áp suất chất

lưu nhưng độ mở W không trở về giá trị ban đầu vì

có biến dạng dư Biến dạng dư sẽ triệt tiêu theo thời

gian nếu áp suất chất lưu tiếp tục được duy trì Quá

trình này kéo dài được bao lâu phụ thuộc vào đặctính đàn hồi của đá

2.2 Một vài tính chất của chất lưu trong vỉa sản phẩm

- Dầu ở mỏ Rồng chưa bão hoà khí, đặc tínhhoá lý của dầu tách khí: Thuộc loại dầu nặng; độnhựa: 3,6 - 4,96%; nhiệt độ đông đặc: 30 - 310C,các tính chất của nước vỉa: Loại nước Cacl2; độkhoáng hoá: 12 - 23g/l; áp suất bão hoà (RP-2:13.55; RC-2: 7.66); yếu tố khí (M3/gr): RP-2=101.1;RC-2=58; Hệ số thể tích: RP-2=1.347; RC-2=1.183;

độ nhớt điều kiện vỉa (MPa*C): RP-2=0.847; 2=1.84; độ nhớt điều kiện vỉa (g/cm3): RP-2=0.7099; RC-2=0.7673; độ nhớt điều kiện chuẩn(g/cm3): RP-2=0.8505; RC-2=0.8533

RC So sánh giữa Rồng và Bạch Hổ

Kết luận và đề nghị

Hiện nay công tác tìm kiếm thăm dò mở rộng

nhằm phát triển vùng mỏ Rồng đang được tiến

hành khần trương nên rất cần nhiều thông tin, tài

liệu về vùng này Chúng tôi mong muốn các độc giả,

những ai quan tâm tới vấn đề này cùng giao lưu

hợp tác nghiên cứu để có những đề tài, công trình

nghiên cứu góp phần cho công tác tìm kiếm thăm

dò dầu khí mở rộng cho vùng cấu tạo Rồng

Tài liệu tham khảo

[1] Trần Lê Đông, Trần Văn Hồi, Phạm Tất

Đắc Cơ chế hình thành kiểu bẫy chứa dầu trong

các đá móng magma ở mỏ Bạch Hổ và Rồng - Hội

nghị Khoa học Công nghệ ngành Dầu khí Việt Nam

2000

[2] Phạm Tất Đắc, Phạm Đình Hiến Các đá

magma ở mỏ Rồng, tuổi thành tạo và khả năng

chứa dầu của chúng Hội nghị Khoa học - Kỹ thuật

Dầu khí, kỷ niệm 20 năm thành lập XNLD

Vietsovpetro và khai thác tấn dầu thứ 100 triệu

[3] Nguyễn Tuấn Anh Minh giải một số hiện

tượng, sự kiện trong quá trình thi công giếng khoan tại thực địa, dựa trên tài liệu địa chất, địa vật lý, tham số công nghệ khoan Hội nghị Khoa học Quốc

tế South Korea - TP HCM- 25/05/2004

[4] Nguyễn Tuấn Anh Nhận diện các đối

tượng địa chất trong quá trình khoan Hội nghị Khoa

học lần thứ 17: Trường Đại học Mỏ-Địa chất Hà Nội20/10/2006

[5] Nguyễn Văn Phơn Quá trình hình thành và

khả năng thấm chứa của đá móng nứt nẻ mỏ Rồng.

Tạp chí Dầu khí Tập đoàn Dầu khí Việt Nam số08/2004

[6] Nguyễn Tuấn Anh Dựa trên tài liệu địa

chất, địa vật lý, dữ liệu giếng khoan Khi đang khoan

ở thành hệ trầm tích & đới phong hoá: Dự báo trước sản lượng của các thành hệ chứa dầu trong móng:

Mỏ dầu Đông Nam Rồng Hội nghị Khoa học Công

nghệ lần thứ 10 Đại học Bách Khoa Tp HCM26/10/2007

[8] Nguyễn Tuấn Anh Nhận diện và phát hiện

thể tiêm nhập, xuyên cắt của granit vào granodiorit

trong khối móng mỏ Rồng - dựa trên tài liệu địa

chất, địa vật lý Hội nghị Khoa học lần thứ 16:

Trường Đại học Mỏ-Địa chất Hà Nội 15/11/2004

[9] Nguyễn Công Khắc, Hoàng Văn Quý, Đỗ

Quang Tiến (05/2004) Quy trình xử lý mẫu Tài liệu

lưu trữ nội bộ Xí nghiệp Địa vật lý

[10] Nguyễn Tuấn Anh Quan sát dấu hiệu

trực tiếp các biểu hiện dầu khí qua công tác thu hồi

304, 303, 308 và một số giếng khác trên mỏ Bạch

Hổ và Rồng Thư viện Xí nghiệp địa vật lý.

[12] Nguyễn Tuấn Anh Nhận diện và phát

hiện đới phong hóa, nứt nẻ móng và đánh giá khả năng chứa của móng dựa trên tài liệu Mudlogging.

Hội nghị khoa học công nghệ lần thứ 8 Đại họcBách Khoa Tp HCM 26/4/2002

[13] Nguyễn Tuấn Anh: Ứng dụng các tính

toán xử lý của chương trình Off- line trong công nghệ khoan Tạp chí Dầu khí số 02/2003

1 Tổng quan hiện tượng sinh cát trong khai

thác dầu khí

Sinh cát là hiện tượng xuất hiện số lượng nhỏ

hay lớn về thành phần hạt rắn đi cùng với dung dịch

chất lưu trong vỉa Số lượng có thể khác nhau từ vài

gam hoặc ít hơn trên một tấn dung dịch Khi lượng

cát sinh ra lớn hơn một giới hạn sinh cát nào đó

(giới hạn này phụ thuộc vào điều kiện mỏ qui định,

ví dụ như ở vùng mỏ Gulf Coast thì giới hạn sinh cát

là 0,1% tổng thể tích) thì cần phải áp dụng các biện

pháp khống chế cát Một số nghiên cứu quốc tế liên

quan đến đề tài đã được công bố như Morita, 1987;

Kessler, 1993; Budiningsih, Y 1995; Sanfilippo,

1995; Sanfilippo, 1997; Han 2002 Các nghiên cứu

đã chỉ rõ hậu quả của vấn đề này là rất lớn, làm đầy

cát trong giếng đang khai thác dẫn đến có thể phải

huỷ giếng, gây ra hiện tượng sụp lở trong thành hệ

dẫn đến không thể đưa giếng vào khai thác được,

gây ra hiện tượng dâng cát trong giếng đang khoan

Việc nghiên cứu vấn đề sinh cát do khai thác

dầu tại Việt Nam còn rất hạn chế và hầu như chưa

có những nghiên cứu sâu về vấn đề này Tình hình

thực tế là mới chỉ dừng lại việc thuê thiết bị và các

chuyên gia nước ngoài Nghiên cứu gần đây tại Việt

Nam có thể kể đến “Đề xuất Giải pháp hạn chế cát

mỏ Ruby của hai tác giả Nguyễn Mạnh Trí &

Nguyễn Thành Dũng năm 2001.

Khi sinh cát xuất hiện trong giếng thì các vấn

đề sau cần phải quan tâm:

Có khả năng cát sẽ lấp đầy khoảng thành hệ

Trong trường hợp phá huỷ nứt gãy, thành hệ

sẽ bị phá huỷ trong miền ứng suất kéo và tạo cácnứt gãy vuông góc với ứng suất ngang chính nhỏnhất tương ứng với góc định hướng bằng 0 (θ = 0).Phá huỷ cắt hoặc phá huỷ vụn thành giếng xảy ratại giá trị ứng suất trượt lớn nhất, thường là ứngsuất ngang chính lớn nhất tương ứng với góc địnhhướng bằng 900(θ = 900)

2 Nguyên nhân xuất hiện cát

Theo các tiêu chuẩn phá huỷ thành hệ thì đểkiểm soát quá trình xuất hiện cát ta dựa vào sựkiểm soát áp suất đáy giếng trong quá trình khaithác Từ các thông số mà áp suất đáy giếng phụthuộc, ta rút ra các nguyên nhân có khả năng sinh

bqoQGvwvuIvwRoJtwur\vwsntwihwtnswu`r s1pwsntwtjmvqwguprwtunswefowguc

+ Lực mao dẫn giữa các hạt.

+ Độ nhớt của dung dịch thay thế

- Sự thay đổi ứng suất gần thành giếng:

+ Lưu lượng khai thác

+ Sự suy giảm áp suất vỉa và độ giảm áp

+ Độ nhớt của dung dịch khai thác

+ Mật độ và hình dạng lỗ mở vỉa

- Sự xâm nhập của nước:

+ Sự tác động hoá học lên các vật liệu gắnkết

+ Sự thay đổi lực căng bề mặt và lực maodẫn giữa các hạt

+ Lực ma sát dòng chảy

3 Ảnh hưởng của việc cát xuất hiện trong quá

trình khai thác của giếng

Cát từ thành hệ theo dòng chất lưu khai thác

vào giếng, một phần sẽ xâm nhập vào giếng gây

ảnh hưởng đến các thiết bị khai thác và phần còn

lại tích tụ xung quanh thành giếng gây ảnh hưởng

đến sản lượng khai thác của giếng

3.1 "nh h#ng đn sn l ng

Cát tích tụ xung quanh thành giếng gây bít

nhét hệ thống khe nứt, lỗ rỗng làm gia tăng hệ số

skin vùng lân cận thành giếng Việc gia tăng hệ số

skin sẽ ảnh hưởng rất lớn đến sản lượng khai thác

theo công thức tính như sau:

re: Bán kính ảnh hưởng của giếng (ft)

rw: Bán kính giếng (ft)

S: Hệ số skin

Ngoài ra, việc cát tích tụ trong các van lòng

giếng và tại các thiết bị khai thác bề mặt cũng ảnh

hưởng đáng kể đến sản lượng khai thác của giếng

thực, xói mòn Cát di chuyển có vận tốc tươngđương với vận tốc dòng chất lưu khai thác, tạinhững chỗ thay đổi hướng dòng chảy hoặc chỗthay đổi tiết diện dòng chảy, các hạt cát sẽ va đậpvào thành thiết bị gây lên hiện tượng xâm thực, xóimòn Vận tốc dòng chất lưu càng lớn thì vận tốc hạtcát sẽ càng lớn và động lực của các hạt cát va đậpvào thành thiết bị càng cao

Kết luận

- Trong quá trình đầu tư và khai thác dầu khínếu ngay từ ban đầu chúng ta không quan tâm đếnvấn đề sinh cát khi khai thác trong các vỉa cát kết thì

Hình 1 Sự ăn mòn ống lọc cát và cát xâm nhập

gây hư hại thiết bị bề mặt

kết quả chúng ta phải chấp nhận là một hậu quả rất

nặng nề

- Sự xuất hiện cát là một hiện tượng vật lý xảy

ra theo hai quá trình: Đầu tiên là quá trình phá huỷ

thành hệ xung quanh thành giếng theo các mặt

trượt gây ra bởi độ bền thành hệ và trạng thái ứng

suất Kế tiếp là hiện tượng xâm thực của quá trình

khai thác

- Các nguyên nhân chính gây ra sự xuất hiện

cát bao gồm

+ Sự cố kết của thành hệ

+ Sự thay đổi ứng suất gần thành giếng

+ Sự xuất hiện của nước trong quá trìnhkhai thác

+ Lưu lượng khai thác không ổn định

Kiến nghị

- Mở rộng hướng nghiên cứu cho tầng trầm

tích Mioxen thềm lục địa Nam Việt Nam

- Nghiên cứu ứng dụng các phương pháp kiểm

soát cát khác nhằm đưa ra các tiêu chuẩn đánh giá

lựa chọn cho phù hợp với điều kiện thực tế tại mỏ

Ruby - lục địa Nam Việt Nam

- Tiếp tục nghiên cứu lý thuyết và thực tế nhằm

tìm ra các công thức tính hàm lượng cát sinh ra khi

khai thác quá giá trị tới hạn cho phép theo các

thông số liên quan như: Độ bền thành hệ, sự tập

trung ứng suất gần thành giếng, sự suy giảm áp

suất vỉa, lưu lượng khai thác, hàm lượng nước khai

thác

Tài liệu tham khảo

1 Fjaer, E & Holt, R.M & Horsrud, P &

Raaen, A.M., Petroleum Related Rock Mechanics,

Amsterdam – London – New York – Tokyo, 1992

2 Allen, T.O & Roberts, A.P., Production

Operation.

3 Halliburton, Sand Control Technology.

4 Richard, B & Ellis, R.C & et at, Sand

Control No.43, 1997.

5 Nguyễn Mạnh Trí & Nguyễn Thành Dũng &

et at, Đề Xuất giải pháp hạn chế cát mỏ Ruby, 2001.

6 Morita, N & Whitfill, D.L & et at, Parametric

Study of Sand Prduction Prediction: Analytical

Approach, SPE 16990, In Annual Technical

Conference & Exhibition of Society of Petroleum

Engineers held in Daltas, 1987, p 561 – 575.

7 Kessler, N & Wang, Y & Santarelli, F.J., A

Simplified Pseudo 3D Model To Evaluate Sand

Production Risk in Deviated Cased Holes, SPE

26541, In Annual Technical Conference & Exhibition

of the Society of Petroleum Engineers held in Houston, 1993, p 332 – 342.

8 Budiningsih, Y & Hareland, G & et at,Correct Production Rates Eliminate Sand

Production in Derectional Wells, SPE 29291, In

SPE Asia Paciffic Oil and Gas Conference held in Kuala Lumpur, 1995, p 337 – 384.

9 Sanfilippo, F & Ripa, G & et at, EconomicalManagement of Sand Production by a MethodologyValidated on an Extensive Database of Field Data,

SPE 30472 In Annual Technical Conference &

Exhibition held in Daltas, 1995, p 227 – 240.

10 Van den Hoek, P.J & Hertogh, G.M.M & etat., A New Concept of Sand Production Prediction:

Theory and Laboratory Experiments, SPE, In

Annual Technical Conference & Exhibition held in Denver, 2000, p 261 – 273.

11 Sumsuri, A & Chuong, P.V., Minimize SandProduction by Controlling Wellbore Geometry and

Flow Rate, SPE 64759, In SPE International Oil &

Gas Conference and Exhibition in China held in Beijing, 2000, 6 pages

12 Hoàng Nguyên Vũ, Nguyên cứu các giải

pháp khống chế cát áp dụng cho các giếng khai thác dầu ở thềm lục địa Việt Nam, Luận văn tốt

nghiệp Đại học, Đại học Bách Khoa Tp Hồ ChíMinh, 2002

I Mở đầu

Ngày nay, các công trình

biển cố định đã được kết hợp

chặt chẽ hoặc được thay thế bởi

các công trình nổi nói chung khi

khai thác các mỏ dầu ở các độ

sâu ngày một tăng lên, đặc biệt

trong đó có các Trạm rót dầu

không bến (FPSO-công trình nổi

khai thác, chứa đựng và xuất

dầu) Điều này xuất phát từ các

ưu thế của công trình nổi so với

giàn cố định như giá thành thấp,linh hoạt trong sử dụng, có thể dichuyển từ mỏ này sang mỏ khác

Bể chứa nổi FPSO (dạng tàubiển) được neo giữ bởi hệ thốngthiết bị cuối (Terminals) rất đadạng Dạng thiết bị cuối một điểmneo (SPM) là dạng phổ biến nhất

và trong đó loại Turret là có độ antoàn cao hơn so với các loạikhác Tàu chứa được nối vớiTurret bởi càng cứng hoặc Turret

nằm trực tiếp trong khoang tàu(Hình 1) SPM cho phép tàu cóthể xoay quanh vị trí neo giữ đểchịu tải trọng môi trường ít nhất.Thiết bị cuối của FPSO được neobởi một hệ thống dây neo màđầu dưới được cố định với đáybiển bằng các neo

Đầu tiên khi chưa có ngoạilực tác dụng, tàu thiết lập vị trícân bằng ban đầu bởi sức căngban đầu của dây neo Sau đó tải

^uIvw tcsuw tPpXl]vqw ihw l]vqw vqo vurGvw s1pw u\w tuSvqw eIQw vamw tj`k su=pw ihw jtw efow vKrw '^4#$w tjmvq lrMowgr\vwk<wW`suw:KwePpwtjGvwsns dufvwkMkw:QejmZtpjwihwjrpvaXV

kể chi phí giờ máy.

Trong phần ứng dụng thực hành, bài báo đã đưa ra các kết quả tính toán hệ thống dây neo kiểu TURRET của một bể chứa FSO V.01 được neo giữ trong điều kiện mỏ Bạch Hổ, nhờ sử dụng các phầm mềm Hydrostar and ARIANE-3Dynamic (Đăng kiểm quốc tế Bureau Veritas, Pháp).

Nội dung của bài báo là trích từ các kết quả nghiên cứu của tác giả tham gia trong Đề tài NCKH cấp Nhà nước KC.09-15/06-10, do Viện Xây dựng Công trình biển - ĐHXD chủ trì.

trọng môi trường tác dụng lên

FPSO (ở trạng thái neo giữ)

được phân thành các loại sau:

- Lực trung bình

- Lực biến thiên chậm vớitần số thấp (LF)

- Lực dao động tần sốcao ứng với tần số sóng (WF)

Dưới tác động của lực trung

bình do sóng, gió và dòng chảy,

tàu FPSO sẽ dịch chuyển tới một

vị trí cân bằng trung bình mới

Tại đây, ngoại lực được cân

bằng bởi sức căng của các dây

neo tại đầu dây nối với Turret

Xung quanh vị trí cân bằng

mới này, tàu FPSO sẽ thực hiện

các chuyển động tần số thấp và

tần số sóng Lúc này, các lực

quán tính được cân bằng với

ngoại lực và lực căng của hệ dây

Bài toán động ngẫu nhiên

được thiết lập bởi các phương

trình cơ bản của chuyển động

của FPSO dưới tác dụng của các

lực ngẫu nhiên Phương pháp số

để giải bài toán này cho phản

ứng động ngẫu nhiên của hệ neo

FPSO được trình bày sau đây là

phương pháp phân tích trong

miền thời gian theo 2 bước:

Phân tích tựa động và phân tích

động lực học của dây neo Trong

thực hành giải bài toán bền dây

neo, người ta sử dụng cách tổ

hợp các tải trọng môi trường cực

đại theo các hướng và độ lớn Để

ước tính lực căng động trong

dây, các kết quả phân tích ta đng cho phép khoanh vùng

“cửa sổ thời gian” để thực hiện

tiếp vic mô phng đng nhằm

tối ưu hóa thời gian tính toán

II Phương pháp số

1 Các kt qu tính thy đng lc hc đ! s d$ng cho tính toán phn ng đng

Dựa trên lý thuyết hàm thếcủa vận tốc dòng chảy, các tínhtoán thủy động lực học tàu FPSO

đã được thực hiện bằng chương

trình Hydrostar Một trong số

các kết quả tính này được dùnglàm số liệu đầu vào để tính lựctác dụng của môi trường lênFPSO để tính toán dây neo, cáckết quả đó là:

- RAO: Hàm truyền củachuyển động của tàu do sóngbậc nhất, để tính lực dao độngtần số sóng

- QTF: Hàm truyền bậc 2theo lý thuyết Miền xa (Manuo-Newman), để tính lực trôi dạt củasóng bậc 2

- Ma trận nước kèm và

ma trận cản

2 Gii thiu chng trình tính đng dây neo ARIANE-3D

Chương trình 3Dynamic đã được phát triển bởiBureau Veritas từ năm 1987, nóđược coi là một trong những

ARIANE-chương trình tính toán dây neotiên tiến nhất hiện nay Một vàinét đặc trưng của chương trìnhnày là nó có thể mô phỏng cho:Đáy biển thay đổi phức tạp, hệthống neo phức với các loại dâyneo đa dạng lên tới 200 dây, mỗidây có tối đa 20 đoạn với cácphao và các vật gia tải Chươngtrình có thể phân tích tĩnh để tìm

vị trí cân bằng của hệ và lựccăng trong dây trước và sau khi

có ngoại lực tác dụng, rồi sau đóphân tích tựa động bởi phươngpháp miền tần số và đặc biệt đisâu vào phương pháp mô phỏngtrong miền thời gian, với từngtính toán đơn lẻ của 1 thể hiệnngẫu nhiên (seed) hoặc phântích đồng thời cho các tập hợpngẫu nhiên của các tổ hợp điềukiện môi trường (batch computa-tion) Cuối cùng là bước tính toánđộng lực học dây neo trong miềnthời gian để xác định lực căngđộng trong dây và các đặc trưngcủa dây

3 Phng pháp nghiên cu

Cùng với phần mềm tínhtoán, một phương pháp luận đãđược phát triển và đã được minhchứng trong thiết kế và trongđánh giá [3] Trong nghiên cứunày, các phân tích được thựchiện theo:

- Tính toán theo cả 2phương pháp: Tựa động (độngcủa tàu) và động của dây neo;

- Sử dụng các mô phỏngcủa phản ứng của dây neo đểtính trong miền thời gian

4 Mô phng ta đng trong min thi gian

Trong tính tựa động, phn

ng đng ca tàu FPSO được

phân tích trong miền thời gian, có

kể đến phn ng ta tĩnh ca dây neo Sau đó, lực căng của

dây được xác định từ phản ứngtựa tĩnh của dây do chuyển dịchcủa đầu dây tại điểm nối với thiết

Hình 1 FPSO được neo giữ bằng Turret ngoài

Chương trình 3Dynamic phát triển bởiBureau Veritas từ năm 1987, nóđược coi

ARIANE-chương trình tính tốn dây neotiên tiến Một vàinét... class="page_container" data-page="39">

I Mở đầu

Ngày nay, cơng trình

biển cố định kết hợp

chặt chẽ thay

các cơng trình nói chung

khai thác mỏ dầu độ

sâu ngày tăng... biệt

trong có Trạm rót dầu< /i>

khơng bến (FPSO-cơng trình nổi

khai thác, chứa đựng xuất

dầu) Điều xuất phát từ

ưu cơng trình so với

giàn cố định