Xác định đới chuyển tiếp, ranh giới dầu nước và các thông số vật lý thạch học của tầng sản phẩm R7-cấu tạo X lô 11.1 bồn trũng Nam Côn Sơn

Khu vực công ty Côn Sơn JOC tìm kiếm thăm dò dầu khí là toàn bộ 2 lô 10 và 11.1 cùng nằm trong bồn trũng Nam Côn Sơn ngoài khơi biển Vũng Tàu, cách biệt với bồn trũng Cửu Long ở phía bắc bởi đới nâng Côn Sơn. Lô 10 nằm ở rìa phìa tây bồn trũng Nam Côn Sơn có diện tích 4.565 km2, lô 11.1 nằm liền kề với phía nam lô 10 có diện tích 3.350 km2 với tọa độ địa lí giới hạn hai lô như trên bản đồ

Lời mở đầu

Những bài báo, những đoạn phim tài liệu ngày ấy- giới thiệu về ngành côngnghiệp dầu khí nước nhà, sự phát triển ngày một lớn mạnh, những đóng góp to lớncủa ngành đến sự phát triển nền kinh tế của đất nước, và nhất là điều kiện môitrường sống, học tập và làm việc của các kỹ sư trong ngành đã khiến cậu bé nhưtôi nuôi ước vọng mai này lớn lên cũng trở thành kỹ sư ngành dầu khí được côngtác trong ngành Và giờ đây nhớ lại những suy nghĩ cũng thật ngây thơ ấy, nhữngsuy nghĩ thuở ban đầu đã theo tôi đến bây giờ- thì chỉ còn mấy ngày nữa là tôi sẽtốt nghiệp chuyên ngành Địa chất dầu khí, cơ hội có thách thức có nhưng trải quanăm năm học, được các thầy các cô quan tâm, tận tình dạy bảo, truyền đạt kiếnthức thì sự tin tưởng về một tương lai như lúc xưa chỉ càng làm tôi thêm quyết tâm

và cố gắng phần đấu

Được sự giới thiệu của bộ môn Địa chất dầu, sự đồng ý của lãnh đạo công tyCôn Sơn JOC cũng như phòng tìm kiếm thăm dò của của quí công ty tôi đã có 2tháng thực tập tốt nghiệp tại quí công ty Nhờ sự hướng dẫn của các thầy các côtrong bộ môn và sự quan tâm của lãnh đạo công ty- chú Hoàng Phước Sơn, sự chỉbảo tận tình của chị Phan Thị Nguyệt Minh trong quá trình thực tập, cũng như sựchỉ bảo của các chú, các anh chị trong phòng tìm thăm dò công ty Côn Sơn đã giúptôi định hướng và thu thập đầy đủ tài liệu chuẩn bị cho đề tài đồ án tốt nghiệp của

mình theo chuyên đề “Xác định đới chuyển tiếp, ranh giới dầu nước và các thông số vật lý thạch học của tầng sản phẩm R7-cấu tạo X lô 11.1 bồn trũng Nam Côn Sơn”.

Về trường với tài liệu thu thập được, dưới sự hướng dẫn của thầy giáo - TS LêHải An và sự nỗ lực của bản thân, tôi đã hoàn thành luận văn tốt nghiệp của mình.Qua đây tôi xin gửi lời cảm ơn chân thành nhất tới thầy giáo của tôi- thầy An Mặc

dù công việc còn bộn bề nhưng thầy vẫn luôn quan tâm và dành thời gian chỉ bảo,định hướng và giúp đỡ tôi hoàn thành đồ án này Bên cạnh đó tôi cũng xin gửi lờicảm ơn đến các thầy, các cô trong tổ bộ môn cũng như các chú, các anh chị trongcông ty Côn Sơn- những người đã tạo điều kiện tốt nhất cho tôi hoàn thành được

đồ án Và sự biết ơn to lớn đến cha mẹ tôi, những người thân trong gia đình tôiluôn dành cho tôi những gì tốt đẹp nhất Và cuối cùng là những người bạn của tôi,những người đã lên lớp, chia sẻ bài học cùng tôi trong suốt năm năm qua

Mặc dù đồ án tôi đã hoàn thành nhưng sẽ không tránh khỏi những sai sót Do

đó tôi rất mong có sự xem xét, đóng góp ý kiến từ phía các thầy các cô và các bạn

để tôi có thể hoàn thiện hơn cho đồ án cũng như bổ xung về mặt kiến thức cho bảnthân.

Tôi xin chân thành cảm ơn!

Hà Nội ngày 15/06/2009

Sinh viên NGUYỄN CÔNG TUẤN

Lớp Địa chất dầu khí K49

MỤC LỤC

Trang

CHƯƠNG 1: VỊ TRÍ ĐỊA LÍ – KINH TẾ - NHÂN VĂN KHU VỰC 1

1.1 Đặc điểm địa lí tự nhiên 1

1.1.1 Vị trí địa lí, đặc điểm địa hình địa mạo 1

1.1.2 Đặc điểm khí hậu thủy văn 2

1.2 Đặc điểm kinh tế nhân văn 2

1.2.1 Đặc điểm giao thông 2

1.2.2 Đặc điểm kinh tế xã hội 3

1.3 Lịch sử nghiên cứu khu vực lô 10, 11.1 4

CHƯƠNG 2: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT KHU VỰC NGHIÊN CỨU 6

2.1 Đặc điểm cấu kiến tạo 6

2.1.1 Vị trí giới hạn lô 10 và 11.1 6

2.1.2 Phân tầng cấu trúc 6

a Tầng cấu trúc dưới 6

b Tầng cấu trúc giữa 6

c Tầng cấu trúc trên 7

2.1.3 Các đơn vị cấu trúc và kiến tạo 7

a Vùng nền (Platform province) 7

b Vùng thềm (Terrace province) 7

c Vùng trũng (Basinal area) 9

2.1.4 Lịch sử phát triển địa chất 10

a Giai đoạn trước tách giãn (Pre – rift): Paleogen – Eoxen 10

b Giai đoạn đồng tách giãn (Syn-rift): Oligoxen - Mioxen sớm 10

c Giai đoạn sau tách giãn (Post-rift): Mioxen giữa - Ðệ Tứ 10

2.2 Địa tầng và môi trường trầm tích 11

2.2.1 Hệ Paleogen 11

Thống Oligoxen 11

Hệ tầng Cau (E 3 c): 11

2.2.2 Hệ Neogen 11

Thống Mioxen 11

Phụ thống Mioxen sớm - Hệ tầng Dừa (N 1 1 d): 11

2.2.3 Hệ Neogen 12

Thống Mioxen - Phụ thống Mioxen giữa 12

Hệ tầng Thông-Mãng Cầu (N 1 2 t-mc): 12

2.2.4 Hệ Neogen 12

Hệ tầng Nam Côn Sơn (N 1 3 ncs): 12

2.2.5 Hệ Neogen 13

Thống Plioxen - Hệ tầng Biển Đông (N 2 bd): 13

2.3 Hệ thống dầu khí lô 10 và 11.1 15

2.3.1 Tầng sinh 15

2.3.2 Tầng chứa 21

2.3.3 Tầng chắn 22

2.3.4 Di chuyển dầu khí và nạp bẫy 23

2.3.5 Các biểu hiện dầu khí 24

a Các biểu hiện dầu khí 24

b Các tính chất dầu khí tại Cá Chó và Phi Mã 26

c Các phát hiện và các cấu tạo triển vọng 27

CHƯƠNG III: ĐỚI CHUYỂN TIẾP, RANH GIỚI DẦU NƯỚC, CƠ SỞ LÝ THYẾT VÀ PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU 29

3.1 Giới thiệu chung về đới chuyển tiếp, ranh giới dầu nước 29

3.1.1 Khái niệm 29

3.1.2 Mục đích nghiên cứu 31

3.1.3 Các kết quả nghiên cứu 32

3.2 Cơ sở lý thuyết phương pháp nghiên cứu 32

3.2.1 Các phương pháp xác định đới chuyển tiếp, ranh giới dầu nước 32

3.2.2 Giới thiệu về các phương pháp đo địa vật lý giếng khoan cơ bản 34

a Phương pháp gamma tự nhiên 34

b Phương pháp Neutron 36

c Phương pháp mật độ 40

d Phương pháp âm 42

e Phương pháp điện trở 45

3.2.3 Phương pháp đo MDT 51

3.2.4 Phương pháp đo Carota khí – Mud Logs 55

CHƯƠNG IV: XÁC ĐỊNH VÙNG CHUYỂN TIẾP, RANH GIỚI DẦU NƯỚC, THÔNG SỐ VẬT LÝ THẠCH HỌC TẦNG R7 CẤU TẠO X 60

4.1 Khái quát thông tin về cấu tạo X 60

4.1.1 Địa tầng vùng cấu tạo X 61

a Hệ Neogen 61

Thống Mioxen 61

phụ thống Mioxen dưới, hệ tầng Dừa (N 1 d) 61

b Hệ Neogen 61

Thống Mioxen 62

Phụ thống Mioxen giữa, hệ tầng Thông- Mãng Cầu (N 1 t-mc) 62

c Hệ Neogen 62

Thống Mioxen 62

Phụ thống Mioxen trên, hệ tầng Nam Côn Sơn (N 1 ncs) 62

d Hệ Neogen – Đệ Tứ, hệ tầng Biển Đông (N 2 -Qbd) 63

4.1.2 Hệ thống đứt gãy và bẫy chứa 65

a Hệ thống đứt gẫy 65

b Bẫy chứa 65

4.1.3 Hệ thống dầu khí 65

a Tầng chứa 65

b Tầng chắn 65

c Tầng sinh 66

d Dịch chuyển dầu khí 66

4.1.4 Tầng sản phẩm R7 66

4.2 Cơ sở dữ liệu và phương pháp tính toán trong minh giải 70

4.2.1 Các tài liệu của giếng khoan X2 70

4.2.2 Xác định các tham số 70

a Xác định hàm lượng sét 70

Từ đường GR 70

b Xác định độ rỗng 70

c Xác định độ bão hòa nước 71

Mô hình nước kép (dual- water model) 71

Phương trình Waxman-Smiths 72

Phương trình Indonesia 72

Phương trình Simadoux 72

4.3 Quá trình minh giải – lựa chọn tham số- kết quả 73

4.3.1 Tài liệu materlog và kết quả tính toán tỉ số khí 73

4.3.2 Sử dụng phần mềm GeoFrame module PetroViewPlus 76

4.4 Các kết quả về thông số vỉa và đánh giá chất lượng tầng sản phẩm R7 qua minh giải logs với module PetroViewPlus – GeoFrame 88

Kết luận 98

Các tài liệu tham khảo 99

Phụ lục 100

1 Kết quả minh giải theo mô hình Dual-water 100

2 Kết quả theo mô hình Indonesia 102

3 Kêt quả theo mô hình Simadoux 104

DANH MỤC HÌNH VẼ

Trang

Hình 1 1: Bản đồ vị trí lô 10, 11.1 1

Hình 2 1: Bản đồ kiến tạo, vùng triển vọng- khu vực 8

Hình 2 2: Lược đồ mặt cắt NW-SE qua lô 10 9

Hình 2 3: Cột địa tầng tổng hợp lô 10, 11.1 14

Hình 2 4: Quan hệ HI và Tmax của tầng đá sinh Oligoxen 17

Hình 2 5: Quan hệ HI và Tmax của tầng đá sinh Mioxen 18

Hình 2 6: Tiềm năng sinh HC của tầng Oligoxen và vùng lân cận 19

Hình 2 7: Tiềm năng sinh HC của tầng Mioxen 20

Hình 2 8: Quan hệ độ rỗng theo chiều sâu 22

Hình 3 1: Mô hình tầng chứa 29

Hình 3 2: Hình minh họa, so sánh giữa kích thước mao dẫn và sự gia tăng mực chất lưu, sự phân bố độ bão hòa nước trong đới chuyển tiếp bên trên ranh giới dầu nước 30

Hình 3 3: Áp suất mao dẫn và ranh giới dầu nước 30

Hình 3 4: Đường GR trên băng log 34

Hình 3 5: Nguyên lí hoạt động của thiết bị đo GR 35

Hình 3 6: Mô hình tổng quát thiết bị đo Neutron 37

Hình 3 7: Mô hình hiện nay của thiết bị CNL 38

Hình 3 8: Sự kết hợp của Neutron-Mật độ 39

Hình 3 9: Hiệu ứng khí thể hiện trên băng carota 39

Hình 3 10: Tương tác của tia gamma với vật chất 40

Hình 3 11: Mô hình thiết bị đo ghi mật độ 41

Hình 3 12: Mô hình thiết bị đo âm 43

Hình 3 13: Thiết bị đo âm với tính năng bù 44

Hình 3 14: Môi trường xung quanh giếng khoan 45

Hình 3 15: Sự thay đổi điện trở suất theo các đới xung quanh giếng 46

Hình 3 16: Mô hình thiết bị đo điện trở- dòng hội tụ 47

Hình 3 17: Nguyên lí hoạt động thiết bị cảm ứng 49

Hình 3 18: Chiều sâu khảo sát của các thiết bị 50

Hình 3 19: Thiết bị MDT 51

Hình 3 20: Ranh giới chất lưu thông qua biểu diễn gradient áp suất 54

Hình 3 21: Xác định ranh giới dầu nước dựa trên các đường áp suất vẽ trên biểu đồ 54

Hình 3 22: Băng Carota khí 57

Hình 3 23: Biểu đồ tam giác a 58

Hình 3 24: Biểu đồ tam giác b 58

Hình 3 25: Biểu đồ tỉ số 59

Hình 4 1: Mặt cắt địa chấn qua cấu tạo X 60

Hình 4 2: Mặt cắt địa chấn cắt tại gk X2 61

Hình 4 3: Cột địa tầng giếng khoan X1 64

Hình 4 4: Mô phỏng hướng đứt gãy 65

Hình 4 5: Các tầng sản phẩm của cấu tạo X 67

Hình 4 6: Mô hình cấu tạo X và các tầng sản phẩm 68

Hình 4 7: Mô hình tầng R7 69

Hình 4 8: Băng Carota khí tầng R7 74

Hình 4 9: Sơ đồ quá trình làm việc với PVP 76

Hình 4 10: Picket xác định Rw- R7 77

Hình 4 11: Các đường cong Carota sử dụng 78

Hình 4 12: Biểu đồ HPV cho tầng 1 đến tầng 9 80

Hình 4 13: Biểu đồ quan hệ độ rỗng và độ thấm cho tầng 1 đến tầng 9 81

Hình 4 14: Kết quả mô hình Dualwater 82

Hình 4 15: Kết quả mô hình Waxman-Smith 83

Hình 4 16: Kết quả mô hình Indonesia 84

Hình 4 17: Kết quả mô hình Simandoux 85

Hình 4 18: Biểu đồ áp suất – chiều sâu của chất lưu R7 87

Hình 4 19: Sơ đồ nóc R7 và mô hình mặt cắt 88

Hình 4 20: So sánh kết quả tính độ bão hòa nước từ 3 mô hình 89

Hình 4 21: Biểu đồ so sánh kết quả của hai mô hình Indo và Simadoux cho toàn tầng chứa R7 90

Hình 4 22: Biểu đồ so sánh kết quả của hai mô hình Indo và Simadoux cho thân sản phẩm (tới OWC) 91

Hình 4 23: Biểu đồ tần suất hàm lượng sét tầng sản phẩm R7 92

Hình 4 24: Biểu đồ tần suất độ rỗng hiệu dụng tầng sản phẩm R7 93

Hình 4 25: Biểu đồ tần suât độ bão hòa nước tầng sản phẩm R7 93

Hình 4 26: Biểu đồ tần suất hàm lượng sét thân dầu R7 94

Hình 4 27: Biểu đồ tần suất độ rỗng hiệu dụng thân dầu R7 94

Hình 4 28: Biểu đồ tần suât độ bão hòa nước thân dầu R7 95

Hình 4 29: Biểu đồ tần suất hàm lượng sét đới chuyển tiếp R7 95

Hình 4 30: Biểu đồ tần suất độ rỗng hiệu dụng đới chuyển tiếp R7 96

Hình 4 31: Biểu đồ tần suât độ bão hòa nước đới chuyển tiếp R7 96

DANH MỤC BẢNG BIỂU

Trang

Bảng 2 1: Kết quả lấy mẫu RFT tại gk 10-PM-1X 24

Bảng 2 2: Kết quả thử vỉa DST của 11.1-CC-1X 25

Bảng 2 3: Kết quả phân tích mẫu dầu PVT tại Cá Chó 26

Bảng 2 4: Tính chất dầu của Phi Mã 27

Bảng 3 1: Các phương pháp xác định đới chuyển tiếp, ranh giới dầu nước 32

Bảng 4 1: Danh mục số liệu sử dụng tính toán 70

Bảng 4 2: Số liệu carota khí tầng R7 75

Bảng 4 3: Bảng các tham số tính toán- áp dụng 79

Bảng 4 4: Số liệu áp suất tầng R7 86

Bảng 4 5: Kết quả thông số vỉa 91

nghiệp

Hình 1 1: Bản đồ vị trí lô 10, 11.1

Khu vực công ty Côn Sơn JOC tìm kiếm thăm dò dầu khí là toàn bộ 2 lô 10 và11.1 cùng nằm trong bồn trũng Nam Côn Sơn ngoài khơi biển Vũng Tàu, cách biệtvới bồn trũng Cửu Long ở phía bắc bởi đới nâng Côn Sơn Lô 10 nằm ở rìa phìatây bồn trũng Nam Côn Sơn có diện tích 4.565 km2, lô 11.1 nằm liền kề với phíanam lô 10 có diện tích 3.350 km2 với tọa độ địa lí giới hạn hai lô như trên bản đồ(hình 1.1)

Vùng nghiên cứu cách thành phố vũng tàu về phía đông nam 230 km với độsâu mực nước biển thay đổi từ 60- 100 m

1.1.2 Đặc điểm khí hậu thủy văn

Thềm lục địa miền nam nói chung và vùng nghiên cứu nói riêng nằm ở vùng

có khí hậu nhiệt đới gió mùa điển hình, một năm có hai mùa: mùa khô và mùamưa

 Mùa mưa bắt đầu từ tháng 5 đến tháng 10, thời gian này có gió mùa TâyNam

 Mùa khô bắt đầu từ tháng 11 đến tháng 4 năm sau, thời gian này có gió mùaĐông Bắc

Nhiệt độ trung bình hàng năm là 27 độ C, tháng thấp nhất khoảng 24 độ C,tháng cao nhất khoảng 29 độ C Số giờ nắng rất cao, trung bình hàng năm khoảng

2400 giờ Khí hậu miền này ít biến động nhiều trong năm, hiếm có bão Lượngmưa trung bình 1500 mm

Ảnh hưởng đáng kể nhất cho công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí là vào mùamưa thường có bão và khi mùa khô lại có gió mùa Đông Bắc thổi mạnh Các cơnbão, gió lớn gây ra nhiều khó khăn, hạn chế cho công tác tìm kiếm thăm dò trongkhu vực

1.2 Đặc điểm kinh tế nhân văn

Khu vực nghiên cứu nằm ở ngoài khơi bờ biển Việt Nam cách thành phố VũngTàu về phía đông nam 230 km và thuộc thềm lục địa biển Vũng Tàu

1.2.1 Đặc điểm giao thông

Bà Rịa - Vũng Tàu là một tỉnh miền Đông Nam bộ, phía Bắc giáp 3 huyệnLong Thành, Long Khánh, Xuân Lộc - tỉnh Đồng Nai; Phía Tây giáp huyện CầnGiờ, TP Hồ Chí Minh; Phía Đông giáp huyện Hàm Tân - tỉnh Bình Thuận; Phía

Nam giáp Biển Đông với hơn 305 km bờ biển, trong đó có khoảng 72 km là bãitắm.

Bà Rịa- Vũng Tàu có quốc lộ 56 đi Đồng Nai, quốc lộ 55 đi Bình Thuận, quốc

lộ 51 đi huyện Cần Giờ (Tp Hồ Chí Minh) Vũng Tàu cách Tp.Hồ Chí Minh129km, cách Biên Hòa (Đồng Nai) 95km, cách Nha Trang (Khánh Hòa) 513km

Từ Hồ Chí Minh đến Vũng Tàu có xe chất lượng cao xuất phát trước chợ BếnThành, xe khách đi từ bến xe Miền Đông Ngoài ra còn có tàu cánh ngầm Hồ ChíMinh – cảng Cầu Đá (Vũng Tàu) Hiện nay có nhiều chuyến bay từ Vũng Tàu điCôn Đảo và ngược lại Ngoài ra Sân Bay Vũng Tàu chủ yếu phục vụ cho máy baytrực thăng thăm dò khai thác dầu khí

1.2.2 Đặc điểm kinh tế xã hội

Tỉnh Bà Rịa - Vũng Tàu nằm ở vị trí rất đặc biệt, đây chính là cửa ngõ của cáctỉnh miền Đông Nam Bộ hướng ra biển Đông, hội tụ nhiều tiềm năng để phát triểnnhanh và toàn diện các ngành kinh tế biển như: Công nghiệp khai thác dầu khíngoài khơi, cảng biển và vận tải biển, khai thác chế biến hải sản, du lịch nghỉ ngơitắm biển Vũng Tàu còn là một trong những trung tâm năng lượng, công nghiệpnặng Trung tâm điện lực Phú Mỹ và nhà máy điện Bà Rịa chiếm 40% tổng côngsuất điện năng của cả nước Công nghiệp nặng có: sản xuất phân đạm ure, sản xuấtpolyetylen, sản xuất clinker, sản xuất thép Bên cạnh đó, Bà Rịa - Vũng Tàu còn cóđiều kiện phát triển đồng bộ giao thông đường bộ, đường biển, đường không,đường sắt và đường ống, có thể là nơi trung chuyển hàng hóa đi các nơi trong nước

và quốc tế

Bà Rịa - Vũng Tàu có chiều dài bờ biển phần đất liền là 100km (trong đó75km là bãi cát có thể sử dụng làm bãi tắm) Thềm lục địa tỉnh tiếp giáp với quầnđảo Trường Sa, nơi đây chứa đựng hai loại tài nguyên cực kỳ quan trọng là dầu mỏ

và hải sản

Vũng Tàu là một trung tâm du lịch lớn Sự kết hợp hài hoà giữa quần thể thiênnhiên biển, núi cùng kiến trúc đô thị và các công trình văn hoá như tượng đài, chùachiền, nhà thờ tạo cho Vũng Tàu có ưu thế của thành phố du lịch biển tuyệt đẹp,đầy quyến rũ Vũng Tàu không có mùa lạnh, do vậy các khu nghỉ mát có thể hoạtđộng quanh năm

Hiện nay, tỉnh Bà Rịa - Vũng Tàu có 7 đơn vị hành chính: Thành phố VũngTàu, Thị xã Bà Rịa và các huyện: Long Đất, Xuyên Mộc, Châu Đức, Tân Thành,Côn Đảo

Diện tích tự nhiên là 1.982,2 km2, trong đó đất nông nghiệp 78.690 ha, chiếm39%; đất lâm nghiệp 65.000 ha, chiếm 33%; đất chuyên dùng 4.153 ha chiếm2,1%; đất thổ cư 8.949 ha, chiếm 4,6%; số còn lại là đất chưa khai thác Tổng sốdân cư 908.332 người Trong đó, dân ở thành phố, thị trấn 281.549 người Mật độtrung bình 349,8 người/km2 TP Vũng Tàu đông nhất với 912,5 người/ km2 Dântộc chủ yếu là người Việt, ngoài ra còn có người Hoa, Châu Ro, Khơ me, Mường,Tày Lực lượng lao động chiếm 52,56% tổng số dân

Nhìn chung, mặc dù có những khó khăn về khí hậu cũng như một ít khó khăn

về vị trí địa lí nhưng khu vực nghiên cứu vẫn có những thuận lợi nhất định chocông tác tìm kiếm thăm dò dầu khí

1.3 Lịch sử nghiên cứu khu vực lô 10, 11.1

Tại lô 10 xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro đã thu nổ 1.838,5 km địa chấn 2Dvào năm 1987-1988 và sau đó nhà thầu Shell đã khảo sát bổ xung 2.726 km 2D và652,167 km2 địa chấn 3D Nhà thầu Shell đã khoan ở đây 4 giếng khoan 10-ĐP-1X; 10-BM-1X; 10-TM-1X; 10-PM-1X trong đó có 3 giếng khoan có biểu hiệndầu khí trong cát kết Mioxen và 1 giếng khoan khô (ĐP-1X) Đáng chú ý là pháthiện dầu khí ở cấu tạo Phi Mã bởi giếng khoan 10-PM-1X và kết quả minh giải tàiliệu địa vật lý giếng khoan cùng với thử vỉa RFT của giếng khoan đã chỉ ra 29,8mchiều dày tổng cộng của các vỉa cát chứa dầu Trữ lượng dầu thu hồi của Phi Mãđược Shell ước tính lúc đó khoảng 7 tr thùng (~ 1 tr tấn) Với trữ lượng đó Shellcoi là chưa đủ để phát triển Các cấu tạo còn lại trong lô 10 lại có diện tích nhỏhẹp, Shell đã quyết định ký thỏa thuận chuyển giao quyền lợi và nghĩa vụ củamình theo hợp đồng PSC lô 10 cho Total ngày 27/04/1996 Tìm hiểu triển vọngkhông thuận lợi thì đến ngày 09/07/1996 Total tuyên bố rút khỏi hoạt động tìmkiếm trên lô 10 và kết thúc hợp đồng PSC

Tại lô 11.1 nhà thầu Total oil and gas international B.V đã thu nổ 5.389,3 kmđịa chấn 2D vào năm 1992 và 255,564 km2 3D trên khu vực cấu tạo Cá Chó vàonăm 1995 Sau khi xử lí và minh giải tài liệu nhà thầu đã khoan 4 giếng khoantrong đó giếng khoan 11.1-CC-1X đã phát hiện dầu, kết quả minh giải tài liệu địavật lý giếng khoan khẳng định 140,6 m chiều dày hiệu dụng chứa khí và 78,4mchiều dày hiệu dụng chứa dầu kết quả thử vỉa RFT/DST cho lưu lượng 829 th/ng đ

và khí với lưu lượng 6,155 triệu ft/ng đ và condensat 1.081 th/ng đ Do trữ lượngnhỏ, theo Total trữ lượng thu hồi khoảng 19 triệu thùng hơn nữa các vỉa phân bốphức tạp cả theo phương thẳng đứng và nằm ngang 3 giếng khoan còn lại đều khô

cùng với các cấu tạo còn lại nhỏ hẹp Total chấm dứt hợp đồng lô 11.1 hoàn trả choPetroVietnam ngày 31/03/1997.

Ngày 08/01/2002 Côn Sơn JOC thành lập tiếp quản công việc tìm kiếm thăm

dò dầu khí toàn bộ hai lô 10, 11.1, năm 2003 nhà thầu Côn Sơn JOC đã khoanthêm giếng khoan 10-GO-1X và gặp biểu hiện dầu khí trong cát kết Mioxen cùngvới trong đá móng nứt nẻ Tại lô 10 đã xác định được 7 cấu tạo dạng bán vòm kềđứt gãy và khối đứt gãy Đá chứa là cát kết Mioxen có độ rỗng 18-25% và đámóng nứt nẻ Đá chắn là các tập hạt mịn xen kẽ trong lát căt trầm tích có bề dàymỏng từ 2-8 m Đá mẹ trong phạm vi lô 10 còn trong giai đoạn chưa trưởng thành

Ro từ 0,3-0,54% Vì vậy rủi ro trong thăm dò ở đây là vấn đề di cư và đá chắn, bẫy

bị hở và xảy ra quá trình phong hóa sinh vật HC

Lô 11.1 xác định được 6 cấu tạo trong phạm vi của lô chủ yếu là dạng bán vòm

kề đứt gãy và khối đứt gãy, bẫy chứa là dạng hỗn hợp kiến tạo- địa tầng Đá chứa

là cát kết tuổi Mioxen giữa có độ rỗng từ 15-24%, đá chắn là các tập hạt mịn sétbột xen kẽ vơi phân lớp mỏng Đá mẹ là sét và sét than có tuổi Mioxen sớm cóTOC 1-3% và HI 200-350 mg/g, khả năng sinh hỗn hợp khí dầu Rủi ro ở đây là sự

rò rỉ hydrocacbua qua đứt gãy, mức độ khép kín bẫy bị hạn chế

Trong suốt những năm qua trên diện tích cả hai lô Côn Sơn đã tiến hành tái xử

lý 1.830 km 2D, 700 km2 3D, thu nổ minh giải 793 km2 địa chấn 3D mới cùng vớiviệc khoan thêm 5 giếng mới thì đáng kể nhất là thành công với giếng 11.1-CC-2Xnăm 2008 vừa rồi thử vỉa cho >4.000 bbl/ng đ trên toàn bộ các tầng chứa

CHƯƠNG 2: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT KHU VỰC NGHIÊN CỨU

Cùng nằm trong bồn trũng Nam Côn Sơn, cả hai lô 10 và 11.1 cùng chịu sự chiphối chung của yếu tố cấu trúc, địa tầng và địa chất của khu vực bồn trũng NamCôn Sơn Vì vậy, việc nghiên cứu đặc điểm địa chất khu vực lô 10 và 11.1 có thể

kế thừa các nghiên cứu địa chất khu vực bồn trũng Nam Côn Sơn

2.1 Đặc điểm cấu kiến tạo

2.1.1 Vị trí giới hạn lô 10 và 11.1

Hai lô 10 và 11.1 nằm ở rìa tây bắc của bể Nam Côn Sơn được phân cách với

bể Cửu Long bởi đới nâng côn sơn Có đến ¾ diện tích hai lô là nằm trên đới phân

dị chuyển tiếp của bể Nam Côn Sơn Một phần nhỏ diện tích phía đông nam lô 10

và gần nửa diện tích phía đông lô 11.1 là nằm trên đới trũng phía đông của bể NamCôn Sơn

2.1.2 Phân tầng cấu trúc

Để phân tầng cấu trúc địa chất dựa vào sự phát triển địa chất, sự biến đổi hoạtđộng kiến tạo Cấu trúc địa chất khu vực có ba tầng chính: tầng cấu trúc dưới, tầngcấu trúc giữa và tầng cấu trúc trên

b Tầng cấu trúc giữa

Bao gồm các thành tạo Oligoxen - Mioxen sớm Các trầm tích này phủ bấtchỉnh hợp lên tầng móng tuổi trước Kainozoi, hình thành và phát triển cùng quátrình thành tạo bể từ Oligoxen – Mioxen, dưới sự hoạt động tích cực của các hệthống đứt gãy Đông Bắc- Tây Nam, các pha tách giãn, tạo nên địa hình phân dịmạnh Tầng trầm tích trong khu vực chủ yếu là lục nguyên đôi chỗ có ít phân lóp

tới 4 km trong đó phần trũng Cá Chó là sâu nhất Trầm tích là các tập sét kết, bộtkết dày xen kẽ các tập cát kết hạt mịn và các lớp than mỏng Đây cũng là đối tượngsinh và chứa chính của khu vực.

c Tầng cấu trúc trên

Là tầng trầm tích Mioxen giữa- Đệ tứ Hình thành sau quá trình tách giãn tạo

bể, chịu ảnh hưởng của quá trình mở rộng Biển Đông tạo nên các trầm tích phủ lêncác thành tạo trước, chủ yếu là cát, sét kết, ít đá vôi mỏng, cát kết có độ chọn lọckém Các tầng trầm tích phân bố rộng khắp trong bể có chiều dày tương đối ổnđịnh ~ 500m

2.1.3 Các đơn vị cấu trúc và kiến tạo

Trên cơ sở các thông số về chiều dày, thành phần và sự phân bố các thành tạotrầm tích cũng như các hệ thống đứt gãy, cấu trúc hai lô 10 và 11.1 được phân chiathành các đơn vị vùng nền (platform province), vùng thềm (terrace province) vàvùng trũng (basinal area)cụ thể như sau (hình 2.1)

a Vùng nền (Platform province)

Nằm ở phía tây của hai lô chiếm đến gần ¾ diện tích hai lô Đây là phần pháttriển dọc rìa đông nam của đới nâng Côn Sơn, với hệ đứt gãy ưu thế có phươngđông bắc- tây nam và á kinh tuyến Nhìn chung, các đứt gãy có biên độ tăng dầntheo vị trí từ tây sang đông (từ vài trăm mét đến 1.000-2.000m) Địa hình móng códạng bậc thang, chìm nhanh về đông nam, sâu nhất 6.000m Phủ trên móng chủyếu là các trầm tích từ Mioxen đến Đệ tứ Các trầm tích Oligoxen có bề dày khônglớn và vắng mặt ở phần tây, tây bắc của vùng, nói chung bị vát mỏng nhanh theohướng từ đông sang tây và đông nam lên tây bắc Trong vùng này đã phát hiện cáccấu trúc vòm kề đứt gãy, phương đông bắc- tây nam và thường bị đứt gãy phân cắtthành các khối Nói chung, vùng nền trong hai lô này là vùng có rủi ro cao do nằmcách xa nguồn đá mẹ

b Vùng thềm (Terrace province)

Vùng thềm nằm ở gần giữa hai lô dọc theo phía đông vùng nền Vùng pháttriển kéo dài hướng đông bắc – tây nam dọc hệ đứt gãy cùng phương ở phía bắc vàcác đứt gãy hướng á kinh tuyến ở phía nam Bề dày trầm tích vùng thềm từ 2-3km

Hình 2 1: Bản đồ kiến tạo, vùng triển vọng- khu vực

Nhiều cấu tạo vòm, bán vòm phát triển kế thừa trên các khối móng ở đây Hiện

đã có 4 giếng khoan thăm dò tại khu vực này CN-1X, CPD-1X, CH-1X, 10-DP-1X, nhưng hầu hết các giếng khoan này đều không có biểu hiệndầu khí Nguyên nhân có thể kể do các cấu tạo này nằm ở vị trí không thuận lợinhu: xa tầng sinh, bị chắn bởi đứt gãy hoạc đứt gãy bị hở,… Địa hình móng phân

11.1-dị mạnh từ phía tây sang đông (hình 2.2) Thành phần móng chủ yếu là các thànhtạo granit, granodiorit Trong suốt quá trình phát triển địa chất từ Eoxen đếnMioxen, vùng thềm đóng vai trò như một dải nâng, nhưng từ Plioxen đến Đệ tứ nótham gia vào quá trình lún chìm khu vực chung của bể- giai đoạn phát triển thềmlục địa hiện đại

Hình 2 2: Lược đồ mặt cắt NW-SE qua lô 10

c Vùng trũng (Basinal area)

Vùng trũng này nằm phía đông và chiếm ¼ diện tích lô 11.1 cung với phầnnhỏ đông nam lô 10 Đới trũng là phần sụt sâu phía đông dọc theo hệ đứt gãyhướng bắc nam, đông bắc – tây nam Đây là vùng triển vọng dầu khí đã được xácđịnh của hai lô Móng ở đây có chiều sâu từ 4-6 km và còn tiếp tục chìm sâu hơn

về đông nam để nối liền với đới trũng Nam Côn Sơn thuộc lô 5 và phía đông lô11.2 Hệ đứt gãy trong trũng đã tái hoạt động tích cực vào giai đoạn Mioxen sớm –giữa và tạo nên sự cách biệt lớn về đặc điểm cấu trúc, trầm tích giữa phần bể ởphía đông và phần rìa bể ở phía tây này Trong đới đã phát hiện các cấu trúc vòm,

vòm kề đứt gãy, dạng vòm cuốn song độ sâu chôn vùi của các cấu trúc này là khálớn

2.1.4 Lịch sử phát triển địa chất

Lịch sử phát triển của lô 10 và 11.1 gắn liền với lịch sử phát triển của bể NCS

Nó nằm quá trình tách giãn Biển Đông và được chia làm 3 giai đoạn chính: Giaiđoạn trước tách giãn (PleoXen – Eoxen), giai đoạn đồng tách giãn (Oligoxen –Mioxen sớm), giai đoạn sau tách giãn (Mioxen sớm - Đệ Tứ)

a Giai đoạn trước tách giãn (Pre – rift): Paleogen – Eoxen

Trong giai đoạn này chế độ kiến tạo toàn khu vực nhìn chung bình ổn, xảy raquá trình bào mòn và san bằng địa hình cổ Tuy nhiên một số nơi vẫn có thể tồntại những trũng giữa núi Ở phần trung tâm của bể có khả năng tồn tại các thànhtạo molas và các đá núi lửa có tuổi Eoxen như đã bắt gặp trên lục địa

b Giai đoạn đồng tách giãn (Syn-rift): Oligoxen - Mioxen sớm

Ðây là giai đoạn chính thành tạo bể gắn liền với tách giãn Biển Ðông Sự mởrộng của Biển Ðông về phía Ðông cùng với hoạt động tích cực của hệ thốngđứt gãy Ðông Bắc - Tây Nam đã làm xuất hiện địa hào trung tâm của bể kéodài theo hướng Ðông Bắc - Tây Nam và dọc theo các đứt gãy này đã có phuntrào hoạt động Các thành tạo trầm tích Oligoxen - Mioxen sớm gồm các trầmtích vụn chủ yếu thành tạo trong các môi trường thuỷ triều nước lợ (brackishlittoral zone) với các tập sét kết, bột kết dày xen kẽ cát kết hạt mịn và môitrường tam giác châu dưới (lower delta plain) gồm cát kết hạt mịn, bột kết, sétkết với các lớp than mỏng Pha chuyển động kiến tạo nâng lên vào Mioxen giữa

đã chấm dứt giai đoạn này và làm thay đổi bình đồ cấu trúc của bể hình thành bấtchỉnh hợp khu vực cuối Oligoxen – đầu Mioxen

c Giai đoạn sau tách giãn (Post-rift): Mioxen giữa - Ðệ Tứ

Do ảnh hưởng của sự giãn đãy và tiếp tục mở rộng Biển Đông, đồng thời kèmtheo sự dâng cao mực nước biển đã gây nên hiện tượng biển tiến, diện tích trầmđọng được mở rộng đã hình thành hệ tầng Dừa và hệ tầng Thông Mãng Cầu phân

bố rỗng rãi trong bể từ Tây sang Đông Song ở phần phía Đông của bể do ảnhhưởng của pha căng giãn xảy ra chủ yếu vào thời kỳ Mioxen giữa tạo thành cáctrầm tích có tướng từ biển nông đến biển sâu Trong giai đoạn này nhìn chung chế

độ kiến tạo khá bình ổn hơn so với giai đoạn trước Song ở một số nơi vẫn quan sát

Về tổng thể chế độ kiến tạo oằn võng và lún chìm nhiệt, đi kèm các pha biển tiến

và ngập lụt khống chế chính trên diện tích toàn bể Hầu hết các đứt gãy đều kếtthúc hoạt động vào cuối Mioxen Trong Plioxen - Ðệ Tứ phát triển thềm lục địa,bình đồ cấu trúc không còn mang tính kế thừa các giai đoạn trước, ranh giới giữacác trũng gần như được đồng nhất trong phông chung khu vực

2.2 Địa tầng và môi trường trầm tích

Địa tầng trầm tích lô 10 và 11.1 có tuổi từ Oligoxen đến hiện tại Tuy nghiên,tất cả các giếng khoan trong khu vực hai lô hiếm bắt gặp trầm tích Oligoxen màchỉ dừng lại ở hệ tầng Mioxen dưới Trên cơ sở kết quả các giếng khoan trong hai

lô và trong khu vực, địa tầng các thành hệ được mô tả từ dưới lên trên như sau.Cột địa tầng tổng hợp lô 10, 11.1 (hình 2.3)

hồ với thành phần cát kết lục nguyên hạt thô chủ yếu xen kẹp các tập sét chứa vậtchất hữu cơ Các tập cát kết của hệ tầng Cau được đánh giá là không có tiềm năngchứa, ngược lại các tập sét kết đầm hồ chứa hàm lượng vật chất hữu cơ cao, đượcxem là tầng sinh dầu khí quan trọng trong khu vực lô 10 và 11.1 cũng như toàn bộbồn trũng Nam Côn Sơn

2.2.2 Hệ Neogen

Thống Mioxen

Phụ thống Mioxen dưới - Hệ tầng Dừa (N 1 1 d):

Trầm tích của hệ tầng Dừa được lắng đọng trong môi trường trầm tích tươngđối đa dạng và vắng mặt ở một số khu vực (Bảo Mã) Phần dưới cùng của hệ tầngbao gồm các trầm tích sông ngòi cho đến tam giác châu với chiều dày thay đổi từ

200 cho đến 700 m Thành phần chủ yếu là cát kết và sét kết xen kẹp chứa nhiềutập than Các tập than này được đánh giá có tiềm năng sinh dầu khí cho khu vực.Phần trên của hệ tầng Dừa được lắng đọng chủ yếu trong môi trường tam giácchâu- biển nông với chiều dày thay đổi từ 100 đến 500 m, thành phần chủ yếu làcát kết xen các tập sét kết Cát kết hạt mịn đến trung, xi măng sét vôi, gắn kết từtrung bình đến tốt Các tập cát kết của phâng này được đánh giá có tiềm năng chứasản phẩm khá

٭ Phần dưới được đặc trưng bởi các tập cát kết, sét kết xen kẹp với hàm lượngsét tăng dần theo chiều sâu Một ít lớp mỏng đá vôi cũng bắt gặp ở hầu hết cácgiếng khoan Phần phía dưới của phụ hệ tầng chứa thành phần vật chất hữu cơ vớihàm lượng thấp Một số giếng khoan trong khu vực đã bắt gặp một số tập cát kếtchứa dầu khí trong phụ hệ tầng này

٭ Phần trên được đặc trưng bởi các lớp cát sét xen kẹp chứa cacs lớp mỏng đávôi và macnơ Cát kết hạt mịn đến trung, xi măng chứa hàm lượng vôi thấp Sétkết chứa nhiều thành phần vôi Với hàm lượng sét tăng dần theo chiều sâu và đặcbiệt một số tập sét kết dày bắt gặp ở một số giếng khoan, phụ hệ tầng này đượcđánh giá là tập chắn khu vực

2.2.4 Hệ Neogen

Thống Mioxen - Phụ thống Mioxen trên

Hệ tầng Nam Côn Sơn (N 1 3 ncs):

Với môi trường trầm tích biển nông trong- giữa và có thể biển sâu ở phần rìaphía đông của hai lô, sau quá trình tạo bồn (post-rift), hệ tầng Nam Côn Sơn cóchiều dày trầm tích từ 200- 500 m ở vùng rìa tây bắc lô 10 và đạt chiều dày 800-

dày xen kẹp các tập sét, sét kết và một ít lớp mỏng đá vôi Cát và cát kết có độ hạt

từ mịn đến trung bình, độ chọn lọc tốt, xi măng chủ yếu sét và sét vôi Các tập sét

và sét kết chứa hàm lượng vôi tương đối cao Một số lớp mỏng đá vôi cũng bắt gặp

ở tất cả các giếng khoan 11.1-CH-1X nằm phần phía tây của lô 11.1 bắt gặp một sốtập than mỏng Các lớp than mỏng này có thể được lắng đọng trong môi trườngchâu thổ ven biển

2.2.5 Hệ Neogen

Thống Plioxen - Hệ tầng Biển Đông (N 2 bd):

Đây là hệ tầng trên cùng được lắng đọng trong môi trường biển nông dưới điềukiện hoạt động kiến tạo tương đối bình ổn Hệ tầng có diện phân bố gần như đềutrên toàn bộ bồn trũng Nam Côn Sơn nói chung và khu vực lô 10 và 11.1 nói riêngvới chiều dày khoảng 400- 800 m Thành phần chủ yếu là cát, cát kết xen kẹp một

ít lớp mỏng sét và sét kết Chỉ số cát – sét của hệ tầng này rất cao và hàm lượng séttăng dần về phía đông của khu vực Cát kết có độ hạt từ mịn đến thô, độ chọn lọckém, chứa nhiều mảnh đá, glauconite, giàu mica và mảnh vỏ sò

Hình 2 3: Cột địa tầng tổng hợp lô 10, 11.1

Hình 2 4: Quan hệ HI và Tmax của tầng đá sinh Oligoxen

Hình 2 5: Quan hệ HI và Tmax của tầng đá sinh Mioxen

Hình 2 6: Tiềm năng sinh HC của tầng Oligoxen và vùng lân cận

Hình 2 7: Tiềm năng sinh HC của tầng Mioxen

2.3.2 Tầng chứa

Kết quả các giếng khoan trong khu vực đã khẳng định được các tập cát kếtthuộc Mioxen dưới và trung là các đối tượng chứa chính của khu vực nghiên cứu.Trầm tích Mioxen trung có thành phần chủ yếu là cát kết xen kẹp các lớp sétkết mỏng Tỷ lệ cát – sét của tập này rất cao (0,8-1,5), độ nén kết thấp Các tập cát

có độ rỗng từ 18% đến 25% (giếng khoan 10-PM-1X và 11.1-CC-1X) Quan hệ độrỗng (hình 2.8) của các vỉa theo chiều sâu cho thấy ở độ sâu 3.500/3.600 m các tậpcát kết vẫn có tiềm năng chứa khá tốt và thậm chí khả năng thấm chứa vẫn có thể ở

độ sâu sâu hơn; và với độ rỗng 10% thì các tập cát kết vẫn có độ linh động từ 1 đến

10 mD/cp

Tầng Mioxen dưới có tỷ lệ cát- sét tương đối thấp và độ chôn vùi lớn hơn nêntiềm năng chứa của các tập cát kết ở đây thấp hơn so với Mioxen trung Tuy nhiên,kết quả phân tích địa vật lý giếng khoan của các giếng khoan 10-PM-1X và 11.1-CC-1X cho thấy độ rỗng hiệu dụng của các tập này vẫn tương đối khá đến tốt, thayđổi từ 13% đến 17%

Kết quả nghiên cứu thạch học một số mẫu ở giếng khoan CC-1X CPD-1X vàPM-1X cho thấy rằng trầm tích lục nguyên bao gồm thạch anh – feldspars (9-19%)hạt mịn có độ lựa chọn hạt tốt, một số ít có hạt thô và chứa nhiều mảnh đá Cácmảnh đá có thành phần chủ yếu dạng argillaceous Với thành phần này các hạtargillaceous có thể đóng vai trò như thành phần khung đá trong điều kiện nén épmạnh Như vậy ở độ sâu chôn vùi lớn, thành phần argillaceous sẽ làm giảm khảnăng chứa sản phẩm của các tập cát kết Mặc dầu trầm tích Mioxen dưới có chiềusâu chôn vùi tương đối lớn, nhưng kết quả nghiên cứu thạch học cho thấy quá trìnhbiến đổi thứ sinh của các khoáng vật sét, sự biến đổi feldspars thành kaolinite chưaphát triển hoặc mới phát triển ở mức độ thấp

Với những kết quả phân tích tài liệu địa vật lý giếng khoan và phân tích thạchhọc từ các giếng khoan trong khu vực lô 10 và 11.1 cho thấy rằng tiềm năng chứasản phẩm của cát kết Mioxen trung là rất tốt, đối với Mioxen dưới từ khá đến tốt

Hình 2 8: Quan hệ độ rỗng theo chiều sâu

2.3.3 Tầng chắn

Trong khu vực nghiên cứu, các tập sét và sét kết thuộc phần trên của Mioxentrung và Mioxen trên được đánh giá là tầng chắn khu vực, và các tập sét kết thuộcMioxen trung và Mioxen dưới kết hợp với hệ thống đứt gãy đóng vai trò tầng chắnđịa phương Nhìn chung các cấu tạo được phát hiện trong khu vực được phát triển

và khép kín vào các đứt gãy Do đó sự tồn tại và khả năng chắn của đứt gãy đóngvai trò then chốt cho sự tích tụ sản phẩm của các cấu tạo này

Trầm tích Mioxen dưới và giữa được lắng đọng trong môi trường biển nông vàtam giác châu, nên trầm tích có dạng hạt thô dần từ dưới lên trên (coarseningupward) Điều này có nghĩa rằng, trong điều kiện các “mặt trượt sét” theo mặt đứtgãy (clay smear), các đối tượng chứa nằm ở cánh sụt của đứt gãy sẽ có tiềm năngchắn tốt hơn các đối tượng nằm ở cánh nâng.

Trong điều kiện các mặt trượt sét phát triển tốt thì tiềm năng chắn không phụthuộc vào vị trí tương đối của các đối tượng qua mặt đứt gãy Tuy nhiên, cácnghiên cứu chi tiết của SHELL trong khu vực cho thấy sự phát triển các mặt trượtsét không phổ biến do quá trình nén ép và thành phần sét dẻo thấp Hàm lượngcũng như chiều dầy các tập sét tăng về phía đông và đặc biệt là ở khu vực trũng CáChó – Phi Mã trong thời kỳ Mioxen sớm – trung Do đó khả năng có các mặt trượtsét cũng như mặt tiếp xúc cát sét (sand/shale juxtaposition) cao hơn, tăng khả năngchắn ở khu vực này Một trong những lý do mà các cấu tạo ở khu vực phía tây vàtây bắc không chứa sản phẩm đó là khả năng chắn kém của các đứt gãy

Qua các kết quả nghiên cứu trên có thể đánh giá rằng rủi ro về tầng chắn trongkhu vực là tương đối cao Rủi ro này liên quan đến khả năng chắn của hệ thống đứtgãy khi chúng phát triển rất mạnh trong khu vực Một số đứt gãy phát triển lên đếnMioxen trên, chúng có thể phá vỡ khả năng chắn

2.3.4 Di chuyển dầu khí và nạp bẫy

Nguồn sinh dầu khí chính trong khu vực có tuổi Mioxen sớm- trung vàOligoxen Các tập đá mẹ này bắt đầu vào pha tạo dầu khí khoảng 10 triệu năm chođến hiện tại Trong khi đó các hoạt động kiến tạo và quá trình hình thành các cấutạo chủ yếu kết thúc vào cuối Mioxen giữa (10,4 triệu năm) Đây là điều kiệnthuận lợi cho quá trình tích tụ dầu khí vào trong các cấu tạo

Tuy nhiên về vị trí phân bố các nguồn sinh chính lại có phần không thuận lợicho việc di cư hydrocacbon cho tất cả các cấu tạo trong lô 10 và 11.1 Nguồn sinhMioxen chủ yếu phân bố ở phần đông trung tâm của hai lô và nguồn sinh Oligoxenchỉ có thể tồn tại với diện hẹp trong trũng sâu Phi Mã – Cá Chó và Phi Mã – Thân

Mã Do diện phân bố hẹp nên các cấu tạo thuộc khu vực phía tây bắc lô 10 và phíatây lô 11.1 nằm xa nguồn sinh, không thuận lợi cho quá trình di cư và tích tụ sảnphẩm Với chiều sâu của đới tạo dầu hiện tại khoảng 3.800- 5.000 m và khoảngphân bố nguồn sinh như đã đề cập trên đây thì sự di dịch dầu khí theo cả mặt phânlớp và phương thẳng đứng theo các đới đứt gãy là cần thiết Các phát hiện dầu khí

ở cấu tạo Phi Mã và Cá Chó cũng như biều hiện dầu khí ở Bảo Mã, Thần Mã và CaPeca Đông đã xác nhận sự tồn tại hai cách di dịch dầu khí này.

Mặc dầu về mặt thời gian hình thành cấu tạo, thời gian trưởng thành vật chấthữu cơ rất thuận lợi, nhưng với vị trí, diện phân bố nguồn sinh và các yếu tố didịch như trên, dầu khí được sinh ra rất khó có thể di cư tới và nạp vào các cấu tạo

ở phía tây của hai lô, ngược lại khả năng này sẽ rất cao cho các cấu tạo nằm kề đớitrũng Phi Mã – Cá Chó và Phi Mã- Thân Mã (đông nam lô 10 và đông lô 11.1)

2.3.5 Các biểu hiện dầu khí

a Các biểu hiện dầu khí

Trong khu vực lô 10 và 11.1 đã có rất nhiều biểu hiện dầu khí trong quá trìnhkhoan và đặc biệt hai giếng khoan đã có phát hiện dầu khí thông qua kết quả thửvỉa bằng cáp (RFT/MDT) ở giếng khoan 11.1-CC-1X và 10-PM-1X, và thử vỉatrong cần (DST) ở giếng khoan 11.1-CC-1X

Trong quá trình khoan, biểu hiện khí và phát quang dầu trực tiếp rất phổ biến ởcác giếng 11.1-CC-1X, 11-CH-1X, 11.1-CPD-1X, 10-BM-1X,và 10-TM-1X hàmlượng khí tổng thay đổi từ 3.000-10.000 ppm ở độ sâu từ 1.600 m và đặc biệt ởgiếng khoan 10-BM-1x biểu hiện khí được phát hiện ở độ sâu 1.000 m Các vệtdầu ở BM-1x có tính chất dầu biến đổi sinh hóa (biodegraded) Căn cứ kết quảminh giải tài liệu ĐVLGK, hai giếng khoan đã tiến hành đo RFT/MDT và thuđược kết quả tốt Kết quả lấy mẫu RFT ở giếng khoan 10-PM-1x được tóm tắttrong bảng sau;

Bảng 2 1: Kết quả lấy mẫu RFT tại gk 10-PM-1X

Bảng 2 2: Kết quả thử vỉa DST của 11.1-CC-1X

Ngoài những biểu hiện và phát hiện trực tiếp như trên, công ty TOGI vàSHELL đã tiến hành phân tích đặc biệt trên tài liệu địa chấn Kết quả phân tích dịthường AVO ở lô 10, cho thấy có biểu hiện khí ở một số cấu tạo như Kỳ Lân, ĐạiPhong, Hải Mã…ở cấu tạo Cá Tý cũng phát hiện dị thường biên độ và AVO tươngđối đặc trưng, tuy nhiên sau khi khoan TOGI đã kết luận những dị thường này liênquan đến các tập sét có trở kháng âm học cao chứ không liên quan đến các vỉachứa sản phẩm dầu khí.

b Các tính chất dầu khí tại Cá Chó và Phi Mã

Trên cơ sở kết quả phân tích mẫu dầu khí lấy được trong quá trình thử vỉa DST

ở Cá Chó nhận thấy: Dầu của Cá Chó có tỷ trọng thuộc loại nhẹ nhưng thành phầnparafin và nhiệt độ đông đặc lại rất cao Chi tiết về đặc tính của dầu thô và kết quảphân tích mẫu dầu PVT Cá Chó được trình bày trong bảng dưới đây

Bảng 2 3: Kết quả phân tích mẫu dầu PVT tại Cá Chó

Bảng 2 4: Tính chất dầu của Phi Mã

(mẫu RFT)

3312MD (mẫu RFT)

γo-tỷ trọng dầu APIo-tỷ trọng dầu API 42,27 35,85

γo-tỷ trọng dầu APIo-tỷ trọng dầu g/cm3 0,81 0,85

 * là áp suất bão hòa tính theo phương pháp ngoại suy

 **là hệ số thể tích của dầu tính theo phương pháp ngoại suy

c Các phát hiện và các cấu tạo triển vọng

Kết quả minh giải tài liệu địa chấn (bao gồm 2D và 3D) đã xác định đượcnhiều cấu tạo phân bố trên khắp cả hai lô Các cấu tạo có diện tích tương đối nhỏ,chỉ dao động trong khoảng 2-10 km2 Với kết quả của 8 giếng khoan thăm dò tronghai lô 10 và 11.1 và những đánh giá về hệ thống dầu khí, có thể nhận định rằngngoài hai cấu tạo phát hiện Phi Mã và Cá Chó chỉ các cấu tạo nằm kề đới trũng PhiMã-Cá Chó là có tiềm năng dầu khí và đáng được quan tâm Do đó, trong phầnđánh giá tiềm năng các cấu tạo triển vọng chỉ có 9 cấu tạo Sơn Mã, Hải Mã, Tứ

Mã, Ngọc Mã Đông, Ngọc Mã Tây thuộc lô 10, Cá Keo, Cá Qủa, Cá Phi và CáChó thuộc lô 11.1 được nghiên cứu đánh giá

Phát hiện Phi Mã

Cấu tạo Phi Mã nằm ở bên cánh sụt của đứt gãy lớn Các minh giải trước đây

đã chỉ ra rằng cấu tạo có dạng nếp lồi nhỏ ở cả hai bề mặt cấu trúc trong khối đứtgãy, do đó mức độ khép kín độc lập là rất nhỏ Cấu tạo này được công ty SHELLkhoan năm 1994 và phát hiện dầu khí nằm trong tầng Mioxen trung bởi giếngkhoan 10-PM-1X, 4 khoảng chứa dầu khí bắt gặp ở giếng khoan đó là: 1.861,6-1.883m, 2.150-2.157,5m, 2.841,1-2.844 m, 3.307-3.316 m, Mẫu dầu khí lấy đượcbằng thiết bị đo RFT ở chiều sâu 1.865m, 2.153m, 2.156m, 3.312m, đã khẳng địnhkhả năng chứa dầu khí của vỉa dầu khí nói trên

phát hiện Cá Chó

Về hình thái cấu trúc của cấu tạo Cá Chó từ trên xuống biến đổi dần từ dạngnếp lồi kề đứt gãy ở các tầng RH1, RH20, RH30 sang dạng bán lồi kề đứt gãy(RH35) rồi chuyển sang dạng đơn nghiêng uốn cong kề đứt gãy Cấu tạo Cá Chóđược công ty TOGI khoan năm 1995 và phát hiện dầu khí nằm trong tầng Mioxentrung bởi giếng khoan 11.1-CC-1X Kết quả khoan đã phát hiện ra 16 vỉa sản phẩmdầu khí, bao gồm 140,6m chiều dày hiệu dụng chứa khí và 78,4m chiều dày hiệudụng chứa dầu, kết quả thử vỉa DST đã khẳng định khả năng chứa dầu khí của cấutạo cá chó Lưu lượng khí tổng cộng của 3 lần thử đạt 33,7 triệu m3/ngày, và lưulượng dầu và condensate tổng cộng đạt 2205 thùng/ngày.

các cấu tạo triển vọng

Các cấu tạo tiềm năng đều có dạng nếp uốn lồi phát triển ở cánh sụt kề áp đứtgãy Một số cấu tạo như Hải Mã, Cá Qủa, Cá Kèo có phần diện tích nhỏ ở đỉnhkhép kín cấu trúc còn các cấu tạo khác được khép kín vào các đứt gãy kế bên Sosánh tương tự với kết quả của 2 giếng khoan 10-PM-1X và 11,1-CC-1X, thì đốitượng chứa chính của các cấu tạo được dự báo là các tập cát kết có tuổi Mioxentrung trong khoảng tầng phản xạ nóc tầng chứa sản phẩm H80 (kề dáy Mioxentrung) ở lô 10 và từ HR30-HR50 (đáy Mioxen trung) ở lô 11,1 Đối tượng chứađược phân bố trong khoảng 1.700-3.000m (1.700m ở Hải Mã và 3.000m ở Ngọc

Mã Đông) trong lô 10 và sâu dần về lô 11,1 (2.700-3.350m) Như đã đề cập ở phầntrên, yếu tố tiềm năng chứa và nạp bẫy ở các cấu tạo này rất cao, do đó sự thànhcông của các cấu tạo này chỉ phụ thuộc vào khả năng chắn và đặc biệt là khả năngchắn của đứt gãy

CHƯƠNG III: ĐỚI CHUYỂN TIẾP, RANH GIỚI DẦU NƯỚC, CƠ SỞ LÝ

THUYẾT VÀ PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU 3.1 Giới thiệu chung về đới chuyển tiếp, ranh giới dầu nước

3.1.1 Khái niệm

Xét một đối tượng tầng chứa dầu khí (hình 3.1): theo quy luật di chuyển, thunạp và lấp đầy của Macxmov và Gaus đối với dầu khí vào bẫy thì dầu khí nướcphân bố lấp đầy trong bẫy lần lượt là khí, dầu và nước (ở điều kiện áp suất vỉa nhỏhơn áp suất bão hòa) Thuật ngữ đới chuyển tiếp dầu nước sẽ được hiểu như là đớinằm giữa tầng dầu và tầng nước- là một phần của tầng chứa, và tại đấy thì độ bãonước sẽ thay đổi tăng dần theo chiều thẳng đứng từ nóc tầng chứa (là độ bão hòanước liên kết) cho tới đáy tầng chứa (tầng nước) Sw = 100%, hay là sự thay đổicủa độ bão hòa dầu từ độ bão hòa dầu lớn nhất (trong tầng dầu) đến độ bão hòadầu nhỏ nhất (độ bão hòa dầu sót) tại đáy đới chuyển tiếp Còn thuật ngữ ranh giớidầu nước được hiểu dựa trên việc dùng thuật ngữ Free Water Level (FWL)- mựcnước tự do (tại đó áp suất mao dẫn bằng không) (hình 3.3), Trên đồ thị biểu diễncác điểm áp suất tương ứng độ sâu thì nó là nơi giao cắt giữa đường áp suất mà cácđiểm đo lấy trong tầng dầu và đường áp suất mà các điểm đo lấy trong tầng nước

Hình 3 1: Mô hình tầng chứa

Hình 3 2: Hình minh họa, so sánh giữa kích thước mao dẫn và sự gia tăng mực chất lưu,

sự phân bố độ bão hòa nước trong đới chuyển tiếp bên trên ranh giới dầu nước

Hình 3 3: Áp suất mao dẫn và ranh giới dầu nước

Rõ ràng là diện phân bố, bề dày đới chuyển tiếp, ranh giới dầu nước có thể chỉ

là một vài mét, một vài chục mét thậm chí km, nó phụ thuộc vào rất nhiều yếu tốthành hệ như:

 Quy mô của tầng chứa

 Loại đá của tầng chứa (đá lục nguyên, cacbonat, đá móng phong hóa, đá ưanước, đá ưa dầu,…)

 Áp suất mao dẫn tầng chứa (liên quan đến độ lỗ hổng trong đá, chế độ ápsuất vỉa…)

 Độ bất đồng nhất trong đá chứa (bất đồng nhất về tính thấm, độ rỗng, độ lấpđầy xi măng, độ biến chất của đá, sự có mặt của sét thứ sinh, thạch học, độ hạt…)

 Đặc tính chất lưu dầu, nước (mật độ, độ nhớt, độ khoáng hóa, nhiệt độ,trạng thái pha…)

 Độ nghiêng của nó trong không gian so với chiều thẳng đứng thì đượcquyết định bởi dòng chuyển động của chất lưu bên dưới (liên quan đến áp suấtđộng)

Trong luận văn tốt nghiệp không đi sâu vào nghiên cứu những đặc điểm cụ thểtrên mà chỉ sử dụng những kiến thức cơ bản về địa vật lý giếng khoan kết hợp vớitài liệu thực tế là tài liệu đo carota, carota khí, tài liệu đo áp suất và sử dụng phầnmềm PetroViewPlus-GeoFrame tiến hành tính toán độ bão hòa nước, gradient ápsuất để xác định đới chuyển tiếp, ranh giới dầu nước cho một tầng sản phẩm

3.1.2 Mục đích nghiên cứu

Trong thực tế công việc tính toán minh giải xác định ranh giới dầu nước là mộtphần công việc chính trong nhiệm vụ minh giải đối với số liệu của một giếngkhoan thăm dò Từ kết quả thu được làm cơ sở cho việc lên kế hoạch thử vỉa, xahơn là tính toán trữ lượng và có thể là chiều sâu mở vỉa đối với giếng khai thác,…Hơn thế nữa việc xác định đới chuyển tiếp, ranh giới dầu nước cũng là quátrình minh giải tài liệu địa vật lý giếng khoan, xác định các thông số cơ bản vềthạch vật lý đối với tầng chứa sản phẩm là độ rỗng, hàm lượng sét, và độ bão hòachất lưu Qua công việc xử lý minh giải tài liệu thực tế bằng phần mềm của cáccông ty dịch vụ dầu khí đối với một sinh viên thì đó là một cách tiếp cận với côngnghệ, một quá trình học hỏi trong thực hành công việc thực tế, nó bổ xung và hoàn

thiện hơn về mặt kiến thức cũng như giúp sinh viên tự tin hơn sau khi đã hoànthành cả về mặt lý thuyết và thực hành.

3.1.3 Các kết quả nghiên cứu

Việc sử dụng phần mềm thông qua các mô hình phù hợp với thực tế kết hợpvới các tham số là kết quả thực nghiệm để xác định các thông số chính trong tầngsản phẩm: độ rỗng, hàm lượng sét và độ bão hòa chất lưu Minh giải qua các môhình tính toán sẽ thấy sự khác nhau về kết quả do đó sẽ phải biện luận phân tíchđối chiếu với kết quả minh giải tài liệu carota khí, tài liệu áp suất để đưa ra đượckết quả hợp lý

3.2 Cơ sở lý thuyết phương pháp nghiên cứu

3.2.1 Các phương pháp xác định đới chuyển tiếp, ranh giới dầu nước

Trong thực tế hiện nay có rất nhiều phương pháp, sự kết hợp kết quả trong cácquá trình minh giải- phân tích tài liệu, cũng như công cụ phục vụ mục đích nghiêncứu, xác định đới chuyển tiếp và ranh giới dầu nước Mỗi phương pháp, thiết bịđược đưa vào sử dụng thì đều có những ưu nhược điểm nhất định và lựa chọn sửdụng cái gì thì nó hoàn toàn dựa trên các điều kiện thực tế như địa chất tầng chứakhảo sát (phụ thuộc vào loại thạch học- đá chứa loại gì- Cacbonat, lục nguyên hay

đá móng…, loại chất lưu,…) và nó còn phụ thuộc trực tiếp vào chi phí mà nhà thầumuốn chi trả để thi công

Bảng 3 1: Các phương pháp xác định đới chuyển tiếp, ranh giới dầu nước

Khảo sát trực tiếpranh giới chất lưu

Khó đóng kín khoảngtrống, các ranh giới dễ

bị nội suy, vấn đềtrong DST, RFT thuhồi là filrate, tạo nónnước, tách khí,dẫn đếnkết quả bất thường

Xác định độ

bão hòa nước

từ carota

Xác định ranh giớichất lưu từ nhữngthay đổi về độ linhđộng hay độ bãohòa của chất lưutheo độ sâu

Chi phí thấpKết quả sẽ chínhxác đối với vùngđơn giản về thạch

họcThi công nhanhchóng

Độ bão hòa có khảnăng bị hiệu chỉnh,không khả thi trongkhu vực phức tạp vềmặt thạch học và trongcác tầng cát điện trở

từ sự thay đổi độbão hòa của chấtlưu theo độ sâu

Xác định được độbão hòa cả trongvùng thạch họcphức tạpxác định được mốiliên quan giữa độbão hòa với cácthông số vật lýthạch học khác

Các phép đo độ bãohòa có thể không được

chính xácThông thường lẫy mẫulõi không được liêntục do đó khảo sát độbão hòa không được

triệt đểChi phí cao

Khảo sát áp

suất

Thử vỉa RFT

Xác định được bềmặt nước tự do từcác điểm nối ápsuất với độ sâu

Ít bị ảnh hưởng bởithay đổi thạch học

và nón nước

Thiếu chính xác- sốliệu phụ thuộc vàophép hiệu chỉnh.Chỉ hữu ích khi xácđịnh chiều dày tầng

HC…

Hầu hết chỉ đáng tinvới ranh giới khíPhụ thuộc vào chấtlượng kết quả đo áp

Tận dụng nguồntài liệu áp suất

Số liệu phụ thuộc vàophép hiệu chỉnhChỉ hữu ích với chiềudày tầng HCHầu hết là chỉ đáng tinvới ranh giới khíPhụ thuộc vào phépkhảo sát cả hai đớichất lưu, và các phép

đo mật độ chất lưuChi phí caoPhép phân

tích chất lưu

đáy giếng

Khảo sát chất lưuthu được để đánhgiá ranh giới chất

lưu

Nhanh chóng

Rẻ hơn so với cácphép thử vỉa lớn

Phụ thuộc vào nhiềuyếu tố thành hệ

Dựa trên các tài liệu thực tế thu thập được mà sinh viên áp dụng kết hợp minhgiải tài liệu carota, carota khí, phân tích áp suất xác định đới chuyển tiếp, ranh giớidầu nước cho tầng sản phẩm R7

3.2.2 Giới thiệu về các phương pháp đo địa vật lý giếng khoan cơ bản

a Phương pháp gamma tự nhiên

Log phóng xạ tự nhiên (GR) nghiên cứu trường phóng xạ tự nhiên do các bức

xạ gamma tự nhiên của đất đá xung quanh thành giếng khoan gây ra Kết quả thuđược biểu diễn dưới dạng đường cong cường độ bức xạ γo-tỷ trọng dầu API theo chiều sâu Bởi vì tiaphóng xạ γo-tỷ trọng dầu API có khả năng đâm xuyên cao nên phép đo Gamma tự nhiên có thể tiếnhành trong mọi môi trường, điều kiện giếng thân trần lẫn giếng đã hoànthiện.Trong tự nhiên, phóng xạ gamma xuất phát từ ba nguyên tố đồng vị phóng xạchính, đó là Uranium (U), Thorium (Th), Potassium (K), mỗi loại khi phân rã sẽphát ra tia phóng xạ với những đặc trưng khác nhau (ứng với độ dài bước sóng, tần

số, màu quang phổ), và sản phẩm của phản ứng cũng khác nhau Thông thường logGamma Ray được thể hiện cùng với log đường kính giếng khoan (Caliper), log đothế tự nhiên (SP), Trên băng log (hình 3.4) bao gồm log đường kính giếng khoan,log Gamma Ray tổng và các track còn lại thể hiện các giá trị U, Th, K, Đất đá cótính phóng xạ khác nhau tùy thuộc vào hàm lượng các nguyên tố phóng xạ Uran,Thori và Kali trong thành phần của chúng Các nguyên tố phóng xạ thường tậptrung trong đá sét, GR sẽ tăng khi hàm lượng sét gia tăng Ngoài ra, phóng xạ tựnhiên cũng liên quan đến sự có mặt của các nguyên tố phóng xạ, muối phóng xạhòa tan trong nước, hoặc khí phóng xạ bên trong lỗ rỗng của đất đá

Hình 3 5: Nguyên lí hoạt động của thiết bị đo GR

Trong tìm kiếm thăm dò dầu khí sử dụng thiết bị đo phóng xạ GR dựa trênnguyên tắc hoạt động của ống đếm Geiger – Mueller và ống đếm nhấp nháy (hình3.5) Ngày nay, hầu hết các thiết bị đo log GR sử dụng ống đếm nhấp nháy thaycho ống đếm Geiger-Mueller, thiết bị có chứa tinh thể Sodium Iodide (NaI) lớn.Các thiết bị đo đã không ngừng được nghiên cứu và phát triển nhưng xét vềnguyên lý hoạt động thì vẫn không thay đổi

Khi tia gamma đến đập vào tinh thể NaI, một photon được bứt ra và đến đậpvào quang âm cực (được chế tạo bằng hợp kim Cesium – Antimony hay Bạc –Magnesium) Mỗi photon đập vào quang âm cực lại giải phóng một chùm electron,

và các electron này lại được gia tốc và đập vào điện cực khác Tiến trình này đượclặp lại một số lần đủ để điện cực tạo ra một dòng xung điện đủ để nhận biết sự cómặt của phóng xạ trong môi trường

Các yếu tố ảnh hưởng đến giá trị GR:

 Tốc độ kéo cáp đo

 Vị trí đặt của thiết bị đo

 Đường kính giếng khoan

 Đặc tính dung dịch khoan

 Sự phân bố và tỷ trọng của đất đá, Vì có vô số tổ hợp của kích thước giếng,

tỷ trọng mùn khoan, vị trí dụng cụ đo … Nên tùy thuộc vào điều kiện thực tế màcác công ty dịch vụ, các hãng chế tạo dụng cụ đo phải công bố các tài liệu hiệuchỉnh kết quả của dữ liệu đo về dạng tiêu chuẩn

Các ứng dụng của phương pháp phóng xạ gamma tự nhiên:

 Phân chia tỉ mỉ các lớp đất đá trong giếng khoan

 Xác định ranh giới và chiều dày của các vỉa cát sét