Ứng dụng công nghệ hóa nhiệt sử dụng Mg và HCl để xử lý vùng cận đáy giếng 803MSP8 mỏ Bạch Hổ

Dầu khí là một ngành công nghiệp năng lượng quan trọng trên thế giới. Ngành dầu khí nước với thời gian phát triển trên 20 năm đã đạt được những thành tựu đáng kể, đóng một vai trò quan trọng trong việc phát triển nền kinh tế quốc dân và được xác định là ngành mũi nhọn đưa đất nước tiến lên theo con đường công nghiệp hóa, hiện đại hóa. Ngành công nghiệp dầu khí là một chuỗi liên hoàn các công tác tìm kiếmthăm dò, khoan, khai thác đến chế biến các sản phẩm dầu khí. Hiện nay, công tác tìm kiếmthăm dò phát hiện ra các mỏ dầu khí mới ngày càng trở lên khó khăn thì ngành dầu khí đã và đang quan tâm tới việc làm sao để tăng sản lượng khai thác dầu khí hàng năm và nâng cao hệ số thu hồi dầu. Một trong những lĩnh vực được quan tâm nghiên cứu để phục vụ mục đích trên là công nghệ và kỹ thuật tác động lên vùng cận đáy giếng. Trong quá trình khoan, chống ống và bơm trám xi măng, hoàn thiện giếng, bắn mở vỉa, quá trình khai thác, nứt vỉa thủy lực, hoạt động sửa chữa giếng đều có thể gây nhiễm bẩn thành hệ ở mức độ khác nhau, làm giảm lưu lượng và hệ số thu hồi dầu của các giếng khai thác. Do đó, muốn nâng cao lưu lượng giếng và hệ số thu hồi dầu ta cần tiến hành các biện pháp loại bỏ các chất nhiễm bẩn để duy trì hoặc cải thiện độ thấm tự nhiên của thành hệ.

ỨNG DỤNG CÔNG NGHỆ HÓA NHIỆT

SỬ DỤNG MG VÀ HCL ĐỂ XỬ LÝ VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG 803-MSP8 TRONG TẦNG OLIGOXEN MỎ BẠCH

HỔ

Dầu khí là một ngành công nghiệp năng lượng quan trọng trên thế giới Ngànhdầu khí nước với thời gian phát triển trên 20 năm đã đạt đ ược những thành tựuđáng kể, đóng một vai trò quan trọng trong việc phát triển nền kinh tế quốc dân vàđược xác định là ngành mũi nhọn đưa đất nước tiến lên theo con đường côngnghiệp hóa, hiện đại hóa Ngành công nghiệp dầu khí là một chuỗi liên hoàn cáccông tác tìm kiếm-thăm dò, khoan, khai thác đến chế biến các sản phẩm dầu khí.Hiện nay, công tác tìm kiếm -thăm dò phát hiện ra các mỏ dầu khí mới ngày càngtrở lên khó khăn thì ngành dầu khí đã và đang quan tâm tới việc làm sao để tăngsản lượng khai thác dầu khí hàng năm và nâng cao hệ số thu hồi dầu Một trongnhững lĩnh vực được quan tâm nghiên cứu để phục vụ mục đích trên là công nghệ

và kỹ thuật tác động lên vùng cận đáy giếng

Trong quá trình khoan, chống ống và bơm trám xi măng, hoàn thiện giếng, bắn

mở vỉa, quá trình khai thác, nứt vỉa thủy lực, hoạt động sửa chữa giếng đều có thểgây nhiễm bẩn thành hệ ở mức độ khác nhau, làm giảm lưu lượng và hệ số thu hồidầu của các giếng khai thác Do đó, muốn nâng cao lưu lượng giếng và hệ số thuhồi dầu ta cần tiến hành các biện pháp loại bỏ các chất nhiễm bẩn để duy trì hoặccải thiện độ thấm tự nhiên của thành hệ

Trong quá trình khai thác, theo thời gian áp suất và nhiệt độ vỉa giảm xuốngđáng kể làm cho paraffin, asphanten và hắc ín lắng đọng ở vùng cận đý giếng ngàycàng nhiều dẫn tới giảm mạnh độ thấm vùng cận đáy giếng Để giải quyết vấn đề

này XNLD Vietsovpetro đã áp dụng phương pháp hóa nhiệt để xử lý vùng cận đáygiếng và đã cho kết quả rất tốt, trong khi áp dụng những phương pháp thông

thường không đem lại kết quả như mong muốn

Từ những thực tế nêu trên, em đã quyết định chọn đề tài “Ứng dụng công nghệ hóa nhiệt sử dụng Mg và HCl để xử lý vùng cận đáy giếng 803 -MSP8 trong tầng Oligoxen mỏ Bạch Hổ” để làm đồ án tốt nghiệp Đồ án gồm 5

chương chính, không kể Mở đầu và Kết luận :

Chương 1: Tổng quan về vùng mỏ Bạch Hổ

Chương 2: Các nguyên nhân làm giảm độ thấm vùng cận đáy giếng

Chuong 3: Các phương pháp hóa nhiệt trong xử lý vùng cận đáy giếng Chương 4: Bản chất của phương pháp hóa nhiệt sử dụng Magie kim loại và

axit HCl

Chương 5: Quy trình kỹ thuật và đánh giá hiệu quả kinh tế khi áp dụng xử

lý vùng cận đáy giếng khoan 803-MSP8 mỏ Bạch Hổ

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ VÙNG MỎ BẠCH HỔ……….1

1 1 Sơ lược về bồn trũng Cửu Long 1

1.2 Đặc điểm địa lí tự nhiên – kinh tế - nhân văn mỏ Bạch Hổ 4

1.2.1 Vị trí địa lý 4

1.2.2 Đặc điểm khí hậu và thủy văn 4

1.2.3 Giao thông 5

1.2.4 Điện năng 5

1.2.5 Dân cư 6

1.2.6 Xã hội 6

1.3 Lịch sử nghiên cứu mỏ Bạch Hổ 7

1.3.1 Giai đoạn trước năm 1975 7

1.3.2 Giai đoạn từ năm 1975 đến 1980 8

1.3.3 Giai đoạn từ 1980 đến 1988 8

1.3.4 Giai đoạn từ 1988 đến nay 9

1.4 Địa tầng mỏ Bạch Hổ 10

1.4.1 Đá móng kết tinh trước Kainozoi 10

1.4.2 Trầm tích Paleogen 13

1.4.3 Trầm tích Neogen và Đệ tứ 14

1.5 Kiến tạo mỏ Bạch Hổ 16

1.5.1 Các yếu tố cấu trúc 16

1.5.2 Phân tầng cấu trúc 20

1.6 Lịch sử phát triển địa chất 21

1.6.2 Thời kỳ đồng tạo Rift 22

1.6.3 Thời kỳ sau tạo Rift 23

1.7 Hệ thống Dầu khí 23

1.7.1 Đá sinh 23

1.7.2 Đá chứa 25

1.7.3 Đá chắn 26

1.7.4 Bẫy dầu khí 27

1.7.5 Di chuyển và nạp bẫy 27

1.8 Gradient địa nhiệt và Gradient áp suất của các vỉa sản phẩm mỏ Bạch Hổ 27 1.8.1 Gradient địa nhiệt của đá móng 27

1.8.2 Gradient địa nhiệt của các đá phủ trên móng 28

1.8.3 Dị thường nhiệt độ 28

1.8.4 Nguyên nhân gây dị thường nhiệt độ 28

1.8.5 Gradien áp suất 29

CHƯƠNG 2: CÁC NGUYÊN NHÂN LÀM GIẢM ĐỘ THẤM VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG……… 30

2.1 Các yếu tố chính gây nhiễm bẩn tầng chứa 30

2.1.1 Trong quá trình khoan 31

2.1.2 Quá trình chống ống và trám xi măng 33

2.1.3 Bắn mở vỉa 33

2.1.4 Quá trình hoàn thiện giếng 33

2.1.7 Trong quá trình xử lý axit trước 34

2.1.8 Nứt vỉa thủy lực 35

2.1.9 Sửa chữa giếng 35

2.2 Ý nghĩa của việc đánh giá sự nhiễm bẩn tầng chứa 36

2.2.1 Đánh giá sự thay đổi đường đặc tính dòng vào trong quá trình khai thác 39

2.2.2 Đánh giá sự nhiễm bẩn thông qua ước lượng hệ số skin 40

CHƯƠNG 3: CÁC PHƯƠNG PHÁP NHIỆT XỬ LÝ VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG 3.1 Tổng quan về áp dụng phương pháp nhiệt xử lý vùng cận đáy giếng 45

3.2 Bản chất của các phương pháp nhiệt 47

3.2.1 Phương pháp dùng năng lượng điện 47

3.2.2 Phương pháp dùng hơi nước quá nhiệt, nước nóng, dầu nóng 48

3.2.3 Phương pháp gây cháy tại chỗ 49

3.4.4 Nhóm phương pháp dùng nhiệt của phản ứng tỏa nhiệt 50

CHƯƠNG 4: BẢN CHẤT CỦA PHƯƠNG PHÁP HÓA NHIỆT SỬ DỤNG MAGIE KIM LOẠI VÀ AXIT HCl 54

4.1 Bản chất của phản ứng hóa học giữa magie kim loại với axit clohydric 54

4.2 Tính toán cân bằng nhiệt động học cho khối phản ứng 56

4.2.1 Khái niệm chung nhất về nhiệt phản ứng và cách tính toán 56

4.2.2 Tính toán nhiệt phản ứng cho phản ứng giữa magie và HCl 59

4.2.3 Tính toán cân bằng nhiệt cho khối phản ứng 60

4.3 Động học tạo nhiệt của khối phản ứng trong thiết bị mô phỏng điều kiện giếng khoan 67

4.4 Mô tả công nghệ hóa nhiệt đưa vào áp dụng thử nghiệm 80

4.4.1 Chọn lựa phương án công nghệ xử lý 80

4.4.2 Lựa chọn hóa phẩm chính và hóa phẩm phụ trợ 81

4.4.3 Tính toán khối lượng và thể tích hóa phẩm cần thiết 83

CHƯƠNG 5: QUY TRÌNH KỸ THUẬT VÀ ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ KINH TẾ KHI ÁP DỤNG XỬ LÝ VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG KHOAN 803-MSP8 MỎ BẠCH HỔ 88

5.1 Đặc điểm giếng 803-MSP8 88

5.2 Quy trình kỹ thuật xử lý giếng và kết quả 91

5.3 Đánh giá hiệu quả kinh tế xử lý cận đáy giếng 95

5.4 Những yêu cầu cơ bản về an toàn lao động và bảo vệ môi trường 97

5.4.1 Những yêu cầu chung 97

5.4.2 Những yêu cần về an toàn khi pha chế các hỗn hợp tạo nhiệt lượng, dung dịch axit 97

5.4.3 Yêu cầu về an toàn khi vận chuyển bột Mg kim loại và bồn chứa axit bằng đường biển 98

5.4.4 Những yêu cầu an toàn khi tiến hành xử lý giếng 99

5.4.5 Yêu cầu về an toàn khi kết thúc công việc 99

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 101

TÀI LIỆU THAM KHẢO 103

Hình 1.2: Cột địa tầng tổng hợp của bồn trũng Cửu Long [2] 3

Hình 1.3: Vị trí địa lý mỏ Bạch Hổ [1] 4

Hình 1.4: Cột địa tầng tổng hợp mỏ Bạch Hổ [1] 11

Hình 1.5: Mặt cắt dọc mỏ Bạch Hổ [1] 15

Hình 1.6: Bản đồ hệ thống đứt gãy khu vực mỏ Bạch Hổ [1] 19

Hình 2.1: Ảnh hưởng của hiệu ứng Skin [3] 31

Hình 2.2: Nhiễm bẩn trong quá trình khoan [4] 32

Hình 2.3: Đường đặc tính làm việc của giếng [3] 40

Hình 2.4: Các dạng mở vỉa sản phẩm [4] 42

Hình 3.1: Ảnh hưởng của nhiệt độ tới độ hòa tan của parafin trong một số dung môi [5] 46

Hình 3.2: Ảnh minh họa dụng cụ nung nóng bằng nguồn điện [6] 48

Hình 4.1: Ảnh hưởng của chất hoạt động bề mặt tới hao phí magie [5] 55

Hình 4.2: Thiết bị thí nghiệm phản ứng hóa nhiệt [6] 68

Hình 4.3a: Động học sinh nhiệt khi Mg tác dụng với HCl (Khối phản ứng có thành phần TN1 bảng 4.12) [6] 71

Hình 4.3b: Động học tạo áp suất khi Mg tác dụng với HCl (Khối phản ứng có thành phần TN1 bảng 4.12) [6] 71

Hình 4.4a: Động học sinh nhiệt khi Mg tác dụng với HCl (Khối phản ứng có thành phần TN2 bảng 4.12) [6] 72

Hình 4.4b: Động học tạo áp suất khi Mg tác dụng với HCl (Khối phản ứng có thành phần TN2 bảng 4.12) [6] 72

Hình 4.5a: Động học sinh nhiệt khi Mg tác dụng với HCl (Khối phản ứng có thành phần TN3 bảng 4.13) [6] 74

Hình 4.5b: Động học tạo áp suất khi Mg tác dụng với HCl (Khối phản ứng có thành phần TN3 bảng 4.13) [6] 74

Hình 4.6a: Động học sinh nhiệt khi Mg tác dụng với HCl (Khối phản ứng có thành phần TN4 bảng 4.13) [6] 75

Hình 4.6b: Động học tạo áp suất khi Mg tác dụng với HCl (Khối phản ứng có thành phần TN4 bảng 4.13) [6] 75

Hình 4.7a: Động học sinh nhiệt khi Mg tác dụng với HCl (Khối phản ứng có thành phần TN5 bảng 4.13) [6] 76

Hình 4.7b: Động học tạo áp suất khi Mg tác dụng với HCl (Khối phản ứng có thành phần TN5 bảng 4.13) [6] 76

Hình 4.8a: Động học sinh nhiệt khi Mg tác dụng với HCl (Khối phản ứng có thành phần TN6 bảng 4.14) [6] 78

Hình 4.8b: Động học tạo áp suất khi Mg tác dụng với HCl (Khối phản ứng có thành phần TN6 bảng 4.14) [6] 78

Hình 4.9a: Động học sinh nhiệt khi Mg tác dụng với HCl (Khối phản ứng có thành phần TN7 bảng 4.14) [6] 79

Hình 4.9b: Động học tạo áp suất khi Mg tác dụng với HCl (Khối phản ứng có thành phần TN7 bảng 4.14) [6] 79

Hình 4.10: Hình dạng và kích thước hạt magie [6] 82

Hình 5.3: Sự thay đổi sản lượng chất lỏng, dầu và độ ngập nước trước và sau xử

lý giếng [6] 94

Bảng 1.1: Gradient áp suất của các tầng ở mỏ Bạch Hổ 29

Bảng 2.1: Bảng tóm tắt các nguyên nhân gây nhiễm bẩn thành hệ 37

Bảng 3.1: Khả năng sinh nhiệt của các hóa phẩm trong xử lý hóa nhiệt 53

Bảng4.1: Thông số hóa lý entanpi của phản ứng hóa nhiệt 59

Bảng 4.2: Thông số tổng hợp về nhiệt phản ứng khi Mg tác dụng với HCl 60

Bảng 4.3: Một số thông số phục vụ tính toán nhiệt độ khối phản ứng 61

Bảng 4.4: Kết quả tính toán nhiệt đầu vào cho khối phản ứng (Trường hợp HCl 15% vừa đủ cho phản ứng với Mg) 62

Bảng 4.5: Kết quả tính toán nhiệt đầu ra - nhiệt cần cung cho khối phản ứng ( Trường hợp HCl 15% vừa đủ cho phản ứng với Mg ) 62

Bảng 4.6: Kết quả tính toán nhiệt đầu vào cho khối phản ứng (Trường hợp axit HCl 15% dư 15% so với phản ứng với Mg ) 63

Bảng 4.7: Kết quả tính toán nhiệt đầu ra-nhiệt cần cung cho khối phản ứng (Trường hợp axit HCl 15% dư 15% so với phản ứng với Mg) 64

Bảng 4.8: Kết quả tính toán nhiệt đầu vào cho khối phản ứng (Axit HCl 15% dư 15% so với phản ứng với Mg + nước pha DD mang ) 65

Bảng 4.9: Kết quả tính toán nhiệt đầu ra-nhiệt cần cung cho khối phản ứng (Axit HC 15% dư 15% so với phản ứng với Mg + nước pha DD mang) 65

Bảng 4.10 : Kết quả tính toán nhiệt đầu vào cho khối phản ứng đủ thành phần 66

Bảng 4.11: Kết quả tính toán nhiệt đầu ra-nhiệt cần cung cho khối phản ứng có đủ thành phần 67

Bảng 4.12 : Thí nghiệm về ảnh hưởng của nồng độ axit HCl tới nhiệt độ khối phản ứng 70

Bảng 4.13: Thí nghiệm về ảnh hưởng của thành phần khối phản ứng tới nhiệt độ đạt được và thời gian phản ứng 73

Bảng 4.14: Thí nghiệm mô phỏng điều kiện đáy giếng nhiệt độ cao 77

Bảng 4.15: Thể tích vùng cận đáy giếng và thể tích lỗ rỗng vùng cận đáy giếng với các bán kính khác nhau (tính cho 1m chiều sâu hiệu dụng) 84

Bảng 5.1: Thông số giếng trong quá trình xử lý 93

Bảng 5.2: Thông số làm việc của giếng 803 trước và sau xử lý 94

Bảng 5.3: Đánh giá hiệu quả kinh tế sau khi xử lý hóa nhiệt 96

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ VÙNG MỎ BẠCH HỔ

1 1 Sơ lược về bồn trũng Cửu Long

Bồn trũng Cửu Long nằm ở thềm lục địa Nam Việt Nam được giới hạn bởi tọa

độ địa lý nằm giữa 90-110 vĩ độ Bắc và 106030’-1090 kinh độ Đông Đây là bồntrầm tích dạng rift hình thành vào kỷ Đệ Tam, có dạng bầu dục kéo dài theophương Đông Bắc – Tây Nam (hình 1.1) Tổng diện tích bồn trũng khoảng 60.000

km2 Phía Đông bồn trũng là biển Đông Việt Nam, phía Nam và Đông Nam đượcnhăn cách bởi bồn trũng Nam Côn Sơn và khối nâng Côn Sơn, phía Tây là châuthổ sông Cửu Long, phía Bắc là các đới nhô cao của địa khối Đà Lạt

Bồn trũng Cửu Long được các nhà địa chất nghiên cứu từ lâu Công tác nghiêncứu địa chất và địa vật lý ở đây có thể đánh giá là khá tỉ mỉ và thu được nhiều kếtquả tốt Cùng với việc tìm kiếm, thăm dò và khai th ác dầu khí được tiến hànhmạnh mẽ trên toàn bồn trũng thông qua các hợp đồng phân chia sản phẩm (PSC)

và các liên doanh (BBC, JOC, JOA) Công tác khai thác đã và đang được tiến hànhtại các mỏ chính như: Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Ruby, Sư Tử Đen … đem lạigiá trị kinh tế to lớn, đóng góp rất nhiều vào ngân sách quốc gia và góp phần chấnhưng nền kinh tế Ngoài ra còn có khá nhiều phát hiện Dầu Khí quan trọng khácnhư: Phương Đông, Sư Tử Vàng, Sư Tử Trắng,… Gần đây nhất là mỏ Sư Tử Vàngđược đưa vào khai thác ngày 14/11/2008, mỏ này được đánh giá có trữ lượng dầukhí lớn thứ tư của Việt Nam

Tất cả các phát hiện dầu khí đều gắn với các cấu tạo dương nằm trong phầnlún chìm sâu của bể với chiều dày trầm tích trên 2.000m tại phần đỉnh Các cấu tạonày đều liên quan đến sự nâng cao của khối móng, bị chôn vùi trước OligoxenXung quanh các khối nhô móng này thường nằm gá đáy là các trầm tích Oligoxendày và có cả Eoxen là những tầng sinh dầu chính của bể, dầu đươc sinh ra mạnh

mẽ tại các tầng này vào thời kỳ cuối Mi oxen rồi dồn nạp vào bẫy đã được hìnhthành trước đó

Theo đánh giá trữ lượng bằng phương pháp thể tích: đánh giá cho từng đốitượng triển vọng thì tiềm năng dầu khí thu hồi của bể Cửu Long dao động từ 800-

850 triệu tấn dầu quy đổi, tương đương trữ lượng và tiềm năng Hydro tại chỗkhoảng 3,2 đến 3,4 tỷ tấn dầu quy đổi Trong đó khoảng 70% tập trung trong đốitượng móng, còn lại 18% tập trong Oligoxen và 12% tập trung trong Mioxen

Hình 1.1: Vị trí bồn trũng Cửu Long trên thềm lục địa Việt Nam [1]

Hình 1.2: Cột địa tầng tổng hợp của bồn trũng Cửu Long [2]

1.2 Đặc điểm địa lí tự nhiên – kinh tế - nhân văn mỏ Bạch Hổ

1.2.1 Vị trí địa lý

Mỏ Bạch Hổ nằm ở lô số 09 thuộc Biển Đông diện tích khoảng chừng10.000 km2, cách đất liền khoảng 120 Km theo đường chim bay, cách cảngdịch vụ dầu khí của xí nghiệp liên doanh dầu khí Vietsovpetro khoảng120km Phía tây nam của mỏ Bạch Hổ khoảng 35km là mỏ Rồng, xa hơn nữa

là mỏ Đại Hùng

Hình 1.3: Vị trí địa lý mỏ Bạch Hổ [1]

1.2.2 Đặc điểm khí hậu và thủy văn

Khí hậ u của vùng mỏ Bạch Hổ là khí hậu cậ n nhiệt đới gió mùa Mỏnằm trong khu vực khối không khí có chế độ tuần hoàn ổn định Mùa đông

có gió Đông Nam, mùa hè có gió Tây Nam Gió Đông Nam kéo dài từ tháng

11 đến tháng 3 năm sau gió mạnh thổi thường xuyên, tốc độ gió thổi trong

nhẹ không liên tục tốc độ gió thường nhỏ hơn 5m/s Trong mùa chuyển tiếp

từ tháng 4-5 và tháng 10 gió không ổn định, thay đổi liên tục Bão là mộthiện tượng tự nhiên gây nguy hiểm lớn cho đất liền đặc biệt là các công trìnhtrên biển Bão thường xảy ra vào các tháng 7,8,9 và 10, tháng12 và tháng 1hầu như không có bão Trung bình hàng năm ở mỏ Bạch Hổ có khoảng 8-10cơn bão thổi qua Hướng chuyển động chính của bão là Tây và Tây Bắc, tốc

độ di chuyển trung bình là 28km/h cao nhất là 45km/h Trong tháng 11 sóng

có chiều cao hơn 1m là 13,38% tháng 12 là 0,8% Trong tháng 3 loại sóngthấ p hơn 1m tăng lên đến 44,83% Tần số xuất hiện sóng cao hơn 5m là4,08% và xuất hiện vào tháng 1 và tháng 11

Nhiệt độ không khí của vùng mỏ trung bình hàng năm là 270C cao nhất

là 33,50C và thấp nhất là 21,50C Nhiệt độ trên bề mặt nước biển từ 24,10Cđến 30,30C, nhiệt độ đáy biển từ 21,70C – 290C Độ ẩm trung bình củakhông khí hàng năm là 82,5%, số ngày mưa tập trung vào các tháng 5,7,8,9(chiếm khoảng 15 ngày trên tháng), tháng 1, tháng 2 và tháng 3 thực tếkhông có mưa Số ngày u ám nhiều nhất trong các tháng 5, 10, 11(khoảng 9ngày trên tháng) Trong cả năm số ngày có tầm nhìn không tốt chỉ chiếm25%, tầm nhìn xa từ 1- 3km tập trung vào tháng 3, tháng 7

1.2.3 Giao thông

Tỉnh Bà Rịa –Vũng Tàu có hệ thống giao thông đường bộ khá thuận lợi Tỉnh

có quốc lộ 56 đi Đồng Nai, quốc lộ 55 đi Bình Thuận, quốc lộ 51A dài 130kmnối Vũng Tàu với thành phố HCM Đường thuỷ dài 80 km nối cảng VũngTàu với cảng Sài Gòn Cảng Vũng Tàu đủ sức chứa các tàu của Vietsovpetro

và tàu của các nước với tải trọng lớn Sân bay Vũng Tàu có thể tiếp nhậnnhiều loại máy bay như AN24, AN26, M18, máy bay trực thăng Hiện naysân bay này đã trở thành mộ t phi cảng quốc tế với cầu hàng không quốc tế VũngTàu-Singapore vừa được thiết lập Vận chuyển hàng hóa, các thiết bị nhẹ, conngười bằng máy bay, là một đầu mối giao thông quan trọng phục vụ cho ngànhthăm dò dầu khí ngoài khơi vùng biển phía nam

1.2.4 Điện năng

Nguồn năng lượng điện cung cấp cho các giàn khoan được lấy từ các máyphát điện Diezel đặt trên giàn, một số giàn phát điện bằng Tuôc-bin khí.Nguồn năng lượng phục vụ cho công trình và sinh hoạt trên bờ được lấy từ

đường dây 36kw chạy từ thành phố HCM, điện của nhà máy điện Bà Rịa vàtrạm phát điện Diezel của xí nghiệp.

1.2.5 Dân cư

Theo điều tra dân số năm 2009 thì dân số Vũng Tàu khoảng 1 triệu người,trong đó 1/3 dân số sống bằng nghề đánh bắt hải sản, 1/4 dân số sống bằngnghề làm ruộng và trồng nương rẫy, còn lại là dân số ở thành phố Ngànhkinh tế mũi nhọn của tỉnh là công nghiệp dầu khí, du lịch, dịch vụ và khaithác thuỷ sản

1.2.6 Xã hộ i

Thành phố Vũng Tàu thuộc tỉnh Bà Rịa- Vũng Tàu Cùng với ngành dulịch, đánh bắt hải sản, sự ra đời của liên doanh Vietsovpetro đã làm chovùng đấ t Vũng Tàu ngày càng phát triển Hiện nay cơ sở vật chất, hạ tầngcủa thành phố không ngừng được đầu tư và phát triển Vũng Tàu đang làmột trọng điểm kinh tế ở phía Đông Nam Bộ với vùng tam giác trọng điểmthành phố HCM- Biên Hoà-Vũng Tàu với tốc độ phát triển thuộc loại hàngđầu cả nước Vì vậy công nghệ thông tin cũ ng thế mà tăng khá nhanh đápứng mọi thông tin liên lạc của thành phố Việc thông tin liên lạc giữa đất liền

và các trạm ngoài khơi được thực hiện qua các hệ thống vô tuyến bao gồm:

Hệ thống tổng đài vô tuyến riêng: SSV2*100W

Hệ thống tổng đài thông tin trên biển: SSV2*100W

Hệ thống vô tuyến sóng ngắn HVF2*25W

Mạ ng di động được phủ trên 93% diện tích toàn tỉnh

Vũng Tàu là thành phố có hệ thống giáo dục khá phát triển Tại đây có hệthống giáo dục từ mẫu giáo đến phổ thông trung học, đáp ứng đầy đủ cho sựnghiệp giáo dục đào tạo của tỉnh Một số trư ờng đại học mở chi nhánh tại VũngTàu như: Đại học Mỏ-Địa Chất Hà Nội , Đại học kỹ thuật thành phố Hồ Chí Minh,trường Cao đẳng nghề Dầu khí… là những đơn vị cung cấp nguồn nhân lực dồidào đã được đào tạo cho ngành Dầu khí Hệ thống đào tạo tại chức và tr ường trungcấp công nhân kỹ thuật khá đa dạng nhằm đáp ứng một phần nguồn nhân lực tạichỗ cho sự nghiệp công nghiệp hoá, hiện đại hoá của tỉnh và của cả nước

1.2.7 Thuận lợi và khó khăn

Thuận lợi

Tỉnh Bà Rịa -Vũng Tàu nằm ở vị trí rất thuận lợi để phá t triển kinh tế Đây làmột thành phố trẻ, đang phát trên đà phát triển, có nguồn cung cấp nhân lực dồidào, hệ thông giao thông vận tải cả đường bộ lẫn đường biển đều rất thuậntiện.Tỉnh có cơ sở hạ tầng khá hoàn chỉnh đáp ứng yêu cầu xây dựng và phát tri ểnkinh tế, đặc biệt là đối với ngành dầu khí là ngành kinh tế mũi nhọn của tỉnh và cảnước

Cơ sở chính của XNLD Dầu khí (VSP) và một số công ty Tìm kiếm Thăm dò

và Khai thác dầu khí nằm trên đất liền thuộc địa bàn Thành phố Vũng Tàu nên ởđây tập trung rất nhiều các chuyên gia về tìm kiếm thăm dò và k hai thác dầu khí.Thêm vào đó là đội ngũ kỹ sư, công nhân kỹ thuật có trình độ và nhiều kinhnghiệm trong ngành dầu khí

Bà Rịa-Vũng Tàu có ngành dịch vụ phát triển đáp ứng nhu cầu nghỉ ngơi củacán bộ công nhân viên trong ngành dầu khí, đồng thời thu hút thêm về nhân lựccho ngành dầu khí và cho tỉnh

Do các hoạt động tìm kiếm thăm dò và k hai thác dầu khí chủ yếu thực hiệntrên biển nên việc vận chuyển trang thiết bị và người gặp nhiều khó khăn và tốnkém

Các công trình đều nằm trên biển cộng với khí hậu nhiệt đới nóng ẩm nên quátrình ăn mòn các công trình biển rất mạnh vì vậy mà chi phí cho chống ăn mòntăng lên rất nhiều

1.3 Lịch s ử nghiên cứu mỏ Bạch Hổ

Bồn trũng Cửu Long được các nhà địa chất quan tâm từ trước ngàyđất nước thống nhất (30/04/1975) Việc nghiên cứu bồn trũng Cửu Long nóichung và mỏ Bạch Hổ nói riêng đã trải qua các giai đoạn sau:

1.3.1 Giai đoạn trước năm 1975

Việc tìm kiếm thăm dò dầu khí giai đoạn này được tiến hành bởi các công

ty Dầu khí tư bản, kết quả nghiên cứu cho thấy có nhiều triển vọng dầu khí ởthề m lục địa phía Nam Việt Nam Mỏ Bạch Hổ được công ty dầu khí Mobilcủa Mỹ phát hiện bằng các tài liệu địa chấn, đến năm 1974 thì công ty nàykhoan giếng thăm dò đầu tiên và tìm thấy sản phẩm trong tầng Mioxen dướitại độ sâu 9920ft

1.3.2 Giai đoạn từ năm 1975 đến 1980

Năm 1976, Công ty địa vật lý CGG của Pháp khảo sát 1.210,9 km tuyến địachấn theo các con sông của đồng bằng sông Cửu Long và vùng ven biển Vũng Tàu

- Côn Sơn Kết quả đã xây dựng được các tầng phản xạ địa chấn chính: CL20 đếnCL80 và khẳng định sự tồn tại của bể trầm tích Cửu Long với một mặt cắt trầmtích Kainozoi dày

Năm 1978, công ty Geoco (Nauy) tiến hành thu nổ địa chấn 2D trên các lô 10,

09, 16, 19, 20, 21 với tổng 11.898,5km tuyến và làm địa chấn chi tiết trên cấu tạoBạch Hổ với mạng lưới tuyến 2 2 và 1 1 km Riêng đối với lô 15, Công tyDeminex đã hợp đồng với Geco khảo sát 3.221,7 km tuyến địa chấn mạng lưới3,5 3,5 km Căn cứ vào kết quả minh giải Deminex đã tiến hành khoan 4 giếngkhoan tìm kiếm trên các cấu tạo triển vọng là Trà Tân (15-A-1X), Sông Ba (15-B-1X), Cửu Long (15-C-1X) và Đồng Nai (15-G-1X) Tuy đã gặp các biểu hiện dầukhí trong cát kết Mioxen sớm và Oligoxen nhưng không có ý nghĩa công nghiệp

1.3.3 Giai đoạn từ 1980 đến 1988

Sự ra đời của Xí nghiệp Liên doanh Dầu khí VIETSOVPETRO năm 1981 làbước ngoặt lịch sử của ngành công nghiệp dầu khí Việt Nam Công tác tìm kiếm,thăm dò dầu khí ở thềm lục địa Việt Nam được Vietsovpetro triển khai rộng khắp,nhưng tập trung chủ yếu vào bể Cửu Long và đặc biệt là cấu tạo Bạch Hổ Năm

1980 tàu nghiên cứu POISK đã tiến hành khảo sát 4.057km tuyến địa chấn điểmsâu chung, từ và 3.250km tuyến trọng lực Kết quả minh giải tài liệu nghiên cứuđịa vật lý cho phép phân chia ra các tập địa chấn B (CL4-1, CL4-2), C (CL5-1), D(CL5-2), E (CL5-3) và F (CL6-2), đã xây dựng được một số sơ đồ dị thường từ vàtrọng lực Bouguer Năm 1981 tàu nghiên cứu Iskatel đã tiến hành khảo sát địa vật

lý (địa chấn, trọng lực, từ) với mạng lưới tuyến 2 2,2 và 3 3km ở các lô 09, 15 và

16 với tổng số 2.248km Từ năm 1983 đến năm 1984 tàu viện sĩ Gamburxev đã

tiến hành khảo sát 4.000km tuyến địa chấn để nghiên cứu phần sâu nhất của bểCửu Long.

Trong thời gian này XNLD Vietsovpetro đã khoan 4 giếng trên cấu tạo Bạch

Hổ và Rồng: R-1X, BH-3X, BH-4X, BH-5X và TĐ-1X trên cấu tạo Tam Đảo,trong đó trừ TĐ-1X còn lại đều phát hiện dầu công nghiệp từ các vỉa cát kếtMioxen dưới và Oligoxen (BH – 4X)

Cuối giai đoạn 1980-1988 được đánh dấu bằng việc Vietsovpetro đã khai thácnhững tấn dầu đầu tiên từ hai đối tượng là Mioxen và Oligoxen dưới của mỏ Bạch

Hổ và phát hiện ra dầu trong móng granit nứt nẻ vào tháng 9 năm 1988

1.3.4 Giai đoạn từ 1988 đến nay

Đây là giai đoạn phát triển mạnh mẽ trong công tác tìm kiếm, thăm dò và khaithác dầu khí ở bể Cửu Long Với sự ra đời của Luật Đầu tư nước ngoài và LuậtDầu khí, hàng loạt các công ty dầu khí nước ngoài đã ký hợp đồng phân chia sảnphẩm hoặc cùng đầu tư vào các lô có triển vọng tại bể Cửu Long Đến cuối năm

2003 đã có 9 hợp đồng tìm kiếm thăm dò được ký kết trên các lô: 09-1, 09-2, 09-3,

01 02, 01 02/96, 15-1, 15-2, 16-1, 16-2 và 17 Triển khai các hợp đồng đã ký kết

về khảo sát, thăm dò đ ịa vật lý, các công ty dầu khí đã ký hợp đồng với các công tydịch vụ và và khảo sát địa chấn có nhiều kinh nghiệm trên thế giới như: CGG,Geco – Prakla, Western Geophysical Company, PGS…Kết quả khảo sát địa chấnkhông chỉ phục vụ cho công tác tìm kiếm, thăm dò mà còn phục vụ xác định chínhxác và xây dựng mô hình vỉa chứa Khối lượng khảo sát địa chấn trong giai đoạnnày: 2D là 21.408 km và 3D là 7.340 km2 Khảo sát địa chấn 3D được tiến hànhtrên hầu hết các diện tích có triển vọng và trên tất cả các vùng mỏ đã phát hiện.Cho đến hết năm 2003, tổng số giếng khoan thăm dò, thẩm lượng và khai thác

đã khoan ở bể Cửu Long khoảng 300 giếng, trong đó Vietsovpetro chiếm trên70% Bằng kết quả khoan, nhiều phát hiện dầu khí đã được xác định như : RạngĐông, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Sư Tử Trắng, Topaz North, Pearl, Diamond, CáNgừ Vàng, Voi Trắng, Đông Rồng, Đông Nam Rồng Trong số các phát hiện này

có năm mỏ dầu: Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Sư Tử Đen, Hồng Ngọc hiện đangđược khai thác với tổng sản lượng khoảng 45.000 tấn/ngày Tổ ng lượng dầu đã thuhồi từ năm mỏ trên cho đến đầu năm 2005 là 170 triệu tấn Hiện nay bể Cửu Long

là khu vực đang tiến hành các hoạt động tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khínhộn nhịp nhất ở Việt Nam

Mỏ Bạch Hổ được đưa vào khai thác từ 06/1986 Dầu được khai thác từ cácthân dầu:

Mioxen dưới từ 26/06/1986 (giếng BH-1)

Oligoxen trên từ 25/11/1987 (giếng BH-700)

Oligoxen dưới từ 13/05/1987 (giếng BH-14)

tả như sau:

1.4.1 Đá móng kết tinh trước Kainozoi

Đây là thành tạo granitoid nhưng không đồng nhất mà có sự khác nhau

về thành phần thạch học, hoá học và tuổi Granitoid gồm có đá granit vàgranodiorit, trong đó granit có màu xám, xám phớt hồng dạng khối hạt trung.Thành phần khoáng vật chủ yếu gồm: thạch anh (10 -30%), fenspat (50 -80%), mica và amphibol (từ hiếm đến 8,9%) và các vật phụ khác

Tuổi của đá móng là Jura muộn - Kreta sớm (tuổi tuyệt đối 108 -178triệu năm) Đá móng có bề mặt phong hoá phân bố không đều, không liêntục trên các cổ địa hình, bề dày của lớp phong hoá từ 10-20m có nơi đến 40m.Kết quả nghiên cứu không gian rỗng trong đá móng Bạch Hổ cho thấy độrỗng và độ nứt nẻ phân bố không đề u trung bình từ 3- 5% Quy luật phân bố

độ rỗng rất phức tạp Hiện nay đá móng là nơi cung cấp dầu thô quan trọngcủa mỏ Bạch Hổ, trong đó đá móng nứt nẻ là nơi chứa dầu thô của mỏ Bạch

Hổ Theo kết quả nghiên cứu về thạch học và tuổi tuyệt đối đã phân định trongmóng mỏ Bạch Hổ có ba phức hệ đá granitoid, tương ứng với ba phức hệ trên lụcđịa là Hòn Khoai, Định Quán và Cà Ná

Hình 1.4: Cột địa tầng tổng hợp mỏ Bạch Hổ [1]

1.4.1.1 Phức hệ Hòn Khoai (tuổi Trias: 240÷170 triệu năm)

Các thành tạo xâm nhập được xếp vào phức hệ Hòn Khoai gặp chủ yếu trongcác giếng khoan ở rìa Đông Nam của khối Bắc (BH -504, BH-1008, BH-10014), rìaĐông Bắc của khối Trung Tâm (BH-445, BH-446, BH-1106) và rìa Nam khốiTrung Tâm (BH-415, BH-431) Đá được tạo chủ yếu từ khoáng vật felspar, khoángvật màu nhóm amphibol, rất ít thạch anh và không chứa mica, có tính giòn rất kém,

bị biến đổi thứ sinh vừa phải, chủ yếu là quá trình xerixit hóa và epidot hóa cácfeldspar, plagioclas hoặc clorit hóa các khoáng vật amphibol Tiếp theo các quátrình đó là những biến đổi nhiệt dịch muộn hơn, trong đó đặc trưng nhất là quátrình zeolit hóa lấp đầy các khe nứt và vi khe nứt

Đá của phức hệ Hòn Khoai nằm chờm trên các đá của ph ức hệ Định Quán ởrìa phía Đông khối Bắc và khối Trung Tâm, còn ở phía Tây có lẽ phức hệ này

“nằm tù” trong các đá của phức hệ Cà Ná

1.4.1.2 Phức hệ Định Quán (Jura muộn – Creta sớm: 150÷130 triệu năm)

Các thành tạo magma xâm nhập phức hệ Định Quán phân bố khá rộng rãi ởphần Nam khối Bắc, phần Bắc khối Trung Tâm, gặp trong các giếng khoan: BH -

60, 65, 88, 91, 108, 114, 145, 502, 505, 801, 802, 803, 804, 810, 811, 901, 904,

905, 908, 910

Các thành tạo granitoid của phức hệ này có thành phầ n là granodiorit vàadamelit granit, tương đối giống với đá của phức hệ Hòn Khoai nhưng có tính axitcao hơn, hàm lượng thạch anh nhiều hơn Vì vậy, đá của phức hệ Định Quán cùngthuộc loại “dai”, nhưng giòn hơn so với phức hệ Hòn Khoai, dễ bị dập vỡ hơn khicùng chịu một lực tác động Các quá trình xerixit hóa, epidot hóa, kaolinit hóa vàzeolit hóa (muộn hơn về sau) làm lấp đầy các khe nứt nhỏ Phức hệ Định Quán ởphía Nam khối Trung Tâm bị phức hệ Cà Ná xuyên cắ t qua Các thành tạo củaphức hệ Định Quán bị nứt nẻ khá mạnh mẽ, các khe nứt giao cắt khá phức tạp

1.4.1.3 Phức hệ Cà Ná (Creta muộn – Paleogen sớm: 90÷50 triệu năm)

Phức hệ Cà Ná phân bố khá rộng rãi ở khối Bắc và khối Trung Tâm của mỏvới sự nhô cao của bề mặt móng Ở khối Bắc, đá của phức hệ gặp tại các giếngkhoan BH-1, 2, 3, 401, 402, 403, 404, 405, 406, 408, 411, 413, 416, 417, 419, 420,

421, 425

Theo mô tả của F.A.Kirieev (1995), thành phần thạch học của phức hệ kháđồng nhất, chủ yếu là granit hai mica, granit biotit Granitoid phức hệ Cà Ná trong

cấu trúc Bạch Hổ giàu các khoáng vật thạch anh, fenspat và mica Vì vậy rất giòn,

dễ bị dập vỡ nhất khi chịu cùng một lực kiến tạo tác động so với các granitoid kháccủa móng Trên thực tế, ngay tại một vùng cùng tồn tại đá thuộc hai phức hệ Cà Ná

và Định Quán, những quan sát về biến dạng cho thấy đá của phức hệ Cà Ná bị dập

vỡ hơn rất nhiều so với phức hệ Định Quán Trong cấu trúc mỏ Bạch Hổ, tươngquan độ dập vỡ của ba phức hệ như sau: Cà Ná > Định Quán > Hòn Khoai Đá củaphức hệ Cà Ná cũng trải qua quá trình biến đổi thứ sinh như xerixit hóa, kaolinithóa, epidot hóa và đặc biệt là zeolit hóa muộn về sau nên các khoáng vật thứ sinh

đã lấp đầy một phần các khe nứt Phức hệ Cà Ná xuyên cắt các phức hệ có trước,nhưng đồng thời lại bị phủ chờm bởi các phức hệ Định Quán và Hòn Khoai ở phíaĐông Bắc mỏ

Các đá magma xâm nhập granitoid gồm các loại đá: granit, granodiorit vàmonsodiorit, thành phần khoáng vật chủ yếu là: thạch anh (10÷30%), felspat kali(50÷80%) và plagioclas, các khoáng vật màu: hoocblen, biotit Đá granit có màusáng hơn granodiorit, màu xám, xám phớt hồng Đá dạng khối, hạt trung Các đámagma chịu sự ảnh hưởng của biến đổi thứ sinh, bị vò nhàu, nứt nẻ do phong hóa,các hoạt động kiến tạo, nhiệt dịch Tuy nhiên mức độ ảnh hưởng ở các v ùng cókhác nhau, do vậy, sự phân bố độ rỗng khá phức tạp, giá trị trung bình từ 4÷7%

Bề dày đới đá móng nứt nẻ có thể đạt từ 1500÷1800m Độ sâu gặp mặt móng củacác giếng khoan thay đổi từ 3053 (giếng 408) đến 4359 (giếng 1014) Thân dầutrong đá móng nhô cao bị nứt nẻ là một dạng hiếm gặp trên thế giới và hiện là đốitượng khai thác dầu chủ yếu của nước ta

1.4.2 Trầm tích Paleogen

Thành hệ của Paleogen được chia thành hai tầng:

1.4.2.1 Thống Oligoxen dưới (điệp Trà Cú)

Điệp này được đặc trưng bởi lớp cát kết màu xám sáng hạt trung và nhỏxen lẫn bột kết màu nâu đỏ rắn chắc nứt nẻ Thố ng Oligoxen được thành tạotại vòm Bắc và Nam của mỏ, trong đó sét kết chiếm 60-70% mặt cắt có mặttrượt dạng khối hoặc phân lớp, thành phần thuỷ mica, clorite, kaolinite,zeolit, phần còn lại của mặt cắt là cắt kết, bột kết nằm xen kẽ dạ ng khốithành phần chính là ackor, ximăng, kaolinite, thuỷ mica hoặc sét vôi Đá x i

mă n g được thành tạo trong điều kiện biển nông ven bờ hoặc sông hồ , thànhphần vụn gồm thạch anh felspat, đá phun trào và đá biến chất ở đây có 5

tầng dầu công nghiệp 6,7,8,9 và 10 với áp suất vỡ vỉa GR = 0,016 - 0,018MPa/m.

1.4.2.2 Thống Oligoxen trên (điệp Trà Tân)

Điệp này được đặc trưng bởi lớp cát kết xen lẫn sét Sét chủ yếu nằm ởphần trên mặt cắt Cát kết và bột kết màu xám có độ hạt khác nhau Chất gắnkết chủ yếu là cacbonat Sét có màu nâu tối gần như đen có xen lẫn các lớpmagma Ngoài ra còn gặp các trầm tích than Khoáng vật chính là (56%), thủymica (12%) và các thành phần khác clorit, siderite và montmorillonite (32%).Cát

và bột kết có màu sáng dạng khối rắn chắc, thành phần hạt từ 80-90% gồm cóthạ ch anh, fenspat và các thành phầ n vụn của các loại đá như kaolinite,cacbonat, sét vôi chiều dày từ 176-1304 m, giảm ở vòm và đột ngột tăngmạnh ở phần sườn Điệp này chứa 5 tầng dầu công nghiệp là: 1,2,3,4 và 5 với

GR = 0,0165 - 0,0170 MPa/m

1.4.2.3 Các tập đá cơ sở (vỏ phong hoá)

Đây là nền cơ sở cho các tập đá Oligoxen trên phát hiện trên mặt, nóđược thành tạo trong điều kiện lục địa bởi sự phá huỷ cơ học của địa hình

Đá này được trực tiếp lên móng do sự tái trầm tích các mảnh vụn đá móng

có kích thước khác nhau, tập cơ sở phát triển không đều, có nhiều tại vị trílún chìm của móng và hoàn toàn vắng mặt ở phần vòm

Thành phần gồm: cuội cát kết hạt thô, đôi khi gặp trong đá phun trào.Giữa tập cơ sở và đá móng không có tầng chắn nên chúng tạo thành một đốitượng chứa đồng nhất Chiều dày của điệp Oligoxen dưới và của các tập cơ

sở thay đổi từ 214 -412m trong đó tập cơ sở từ 0-174m

1.4.3 Trầm tích Neogen và Đệ tứ

1.4.3.1 Phụ thống Mioxen dưới (điệp Bạch Hổ)

Đất đá ở điệp này nằm bất chỉnh hợp lên thành tạo Mioxen trên Phần trêngồm chủ yếu là những tập sét dầy và những vỉa cát và bột mỏng nằm xen kẽ.Phần dưới chúng nằm xen kẽ đều nhau Sét có màu tối nâu, loang lổ xámthường là mềm và phân lớp Thành phần của sét gồm có kaolinite,montmorillonite, thuỷ mica và các khoáng vật cacbonate Cát và bột thường

có màu sáng, hàm lượng ximăng từ 3- 35%, cấu trúc ximăng lắp đầy hoặctiếp xúc Mảnh vụn là các khoáng vật như: thạch anh felspat với khối lượngtương đương nhau và các loại đá granite, phiến sét Điệp này chứa các tầng

Hình 1.5: Mặt cắt dọc mỏ Bạch Hổ

[1]

dầu công nghiệp 22, 23, 24 và 25 Chiều dày điệp này tăng dầ n từ vòm(600m) đến cánh (1277m), GR=0,018MPa/m.

1.4.3.2 Phụ thống Mioxen giữa (điệp Côn Sơn)

Phần lớn đất đá của điệp này tạo bởi cát, cát dăm và bột phần còn lại làcác vỉa sét, sét vôi mỏng và đá vôi Đây là những đất đá lục nguyên dạngkhối bở rời, màu vàng và xám xanh kích thước hạt từ 0,1-10mm thành phầnchính là thạch anh (hơn 80%) felsfat và các đá phun trào, ximăng sét và sétvôi Sét có màu loang lổ, bở rời, mềm dẻo thành phần chính là montmorilloniteĐất đá này tạo thành trong điều kiện biển nông độ muối trung bình, chịu tácđộng của các dòng biển, nơi lắng đọng khá nhiều nguồn vật liệu Bề dày củađiệp từ 870 - 950m GR = 0,015 MPa/m

1.4.3.3 Phụ thống Mioxen trên (điệp Đồng Nai)

Trong hầu hết các giếng khoan ta thấy đất đá của điệp này chủ yếu là cátdăm và cát với độ mài mòn từ trung bình đến tốt, thành phần thạch anh chiếm80-90% còn lại là felsfat và các thành phần khác (đá magma, đá phiến sét, vỏsò) Bột kết hầu như không có nhưng cũng gặp các vỉa sét kết dầy đến 20cm

và những vỉa cuội mỏng Chiều dày điệp tăng dần từ giữa (538m) ra haicánh (619m), GR=0,015 MPa/m

1.4.3.4 Trầm tích Plioxen-Pleixtoxen (điệp Biển Đông)

Điệp này được thành tạo bởi cát và cát dăm, độ ximăng yếu, thành phầnchính là thạch anh, Glaukonite và các tàn tích thực vật, từ 20-25% mặt cắ t lànhững vỉa kẹp Montmoriolonite, đôi khi gặp những vỉa sét vôi mỏng Đất đánày tạo thành trong điều kiện biển nông, độ muối trung bình và chịu ảnhhưởng của các dòng chảy Nguồn vậ t liệu chính là các đá magma axit Bềdày điệp này dao động từ 550m - 654m Dưới điệp Biển đông là các trầmtích của thống Mioxen thuộc hệ Neogen

1.5 Kiến tạo mỏ Bạch Hổ

1.5.1 Các yếu tố cấu trúc

1.5.1.1 Đặc điểm cấu kiến tạo

Cấu tạo mỏ Bạch Hổ nằm trong đới nâng Trung tâm Rồng-Bạch Hổ-Cửu Longthuộc bể Cửu Long Cấu tạo Bạch Hổ có dạng một nếp lồi bất đối xứng, phát triển

theo phương Đông Bắc-Tây Nam Kích thước của cấu tạo là 25km x 5,5km, diệntích khoảng 137km2.

Đặc điểm nổi bật của cấu tạo là các đá trầm tích phủ bất chỉnh hợp trên đámóng bất đồng nhất và có cấu trúc rất phức tạp bởi hệ thống các đứt gãy Phía cánhTây của cấu tạo, đá có độ dốc từ 8 300, ở phía Đông có độ dốc từ 5 200 Hiệntượng lượn sóng của trục uốn nếp ảnh hưởng lớn tới việc hình thành cấu trúc nhưhiện nay

1.5.1.2 Các đơn vị cấu tạo

Cấu tạo Bạch Hổ có thể phân chia thành ba khối: khối Trung tâm, khối Bắc, khốiNam

Khối Trung tâm

Nằm giữa cấu tạo Bạch Hổ, nằm tách biệt với khối Bắc và khối Nam bởi cácvõng yên ngựa và các đứt gãy Khối trung tâm có diện tích khoảng 37km 2 (kíchthước là 7,5km x 5km) Đá móng khối Trung Tâm nhô cao, dạng địa lũy Nơi caonhất của móng so với móng khối Bắc và khối Nam tương ứng là 25m và 950m.Hai sườn Đông và Tây của khối là hai đứt gãy sâu có biên độ lớn và bị các đứt gãynhỏ hơn chia cắt thành các khố i sụt bậc thang kế tiếp nhau, lún sâu và ở hướng xa

ra hai cánh Phần trung tâm của khối bị các đứt gãy nhỏ chia cắt thành các khốinâng, sụt nhỏ

Vì đá móng khối Trung tâm nhô rất cao nên các thành tạo trầm tích tuổiOligoxen hạ hầu như vắng mặt tại đỉnh, chỉ có ở hai cánh Trầm tích tuổi Oligoxenthượng có mặt nhưng bề dày không lớn Ngược lại với đỉnh, hai bên cánh sụt sâuxuống do vậy có đầy đủ các phân vị địa tầng từ Oligoxen hạ tới Đệ tứ, với bề dàyrất lớn, đạt tới hàng nghìn mét

Một điều rất quan trọng là đá móng khối Trung tâm nhô cao nhất tại cấu tạoBạch Hổ nên bị nứt nẻ mạnh do sự phong hóa, bào mòn, có khả năng chứa dầu rấttốt Dầu theo các đứt gãy di chuyển từ các đá trầm tích kề áp ở hai bên cánh vàotích tụ trong đới đá móng nứt nẻ, phong hóa kể trên

Khối Bắc

Nằm ở phía Bắc cấu tạo Bạch Hổ được giới hạn bởi các đứt gãy có biên độkhông lớn như khối Trung Tâm Khối Bắc có kích thước 6,5km x 5km, diện tíchkhoảng 32,5km2 Khối Bắc có cấu trúc phức tạp nhất trong ba khối Hệ thống cácđứt gãy sâu có phương Đông Bắc-Tây Nam đã phân chia móng Bắc thành các khối

nhỏ hơn Móng khối Bắc không nhô cao như khối Trung Tâm nên tại đỉnh của khốinày vẫn có mặt lớp trầm tích mỏng tuổi Oligoxen hạ Hai cánh của khối sụt sâuxuống, bị các đứt gãy chia cắt thành các khối bậc thang và phủ bởi trầm tích có bềdày khá lớn.

Khối Bắc hiện cũng đang là nơi khai thác dầu khí chính bên cạnh khối TrungTâm Các đối tượng khai thác là các vỉa dầu trong tầng Oligoxen và đá móng Tuynhiên sản lượng các giếng khai thác từ đá móng khối Bắc chỉ gần bằng 1/10 so vớilượng dầu khai thác từ đá móng khối Trung tâm Bẫy của khối khép kín bởi đường4300m theo mặt móng

Khối Nam

Đây là phần lún chìm sâu nhất của cấu tạo, phía bắc được giới hạn bởiđứt gãy thuận á vĩ tuyến IV, các phía khác được giới hạn bởi đường đồngmức 4250m theo mặt móng Phần nghiêng xoay của cấu tạo được phân chia

ra thành hàng loạt khối riêng biệt bởi hệ thống đứt gãy thuận Tại đây pháthiện một vòm nâng cách giếng khoan 15 khoảng 750m phía bắc, đỉnh vòmthấp hơn vòm trung tâm 950m Như vậy hệ thống đứt gãy của mỏ Bạch Hổ

đã thể hiện khá rõ trên mặt móng và Oligoxen dưới Số lượng đứt gãy cóbiên độ và mức độ liên tục của chúng giảm dần lên trên và hầu như mất đi ởMioxen thượng

1.5.1.3 Hệ thống đứt gãy

Các hệ thống đứt gãy gắn liền với quá trình tạo rift Đây là hệ thống đứt gãychiếm ưu thế trong khu vực nghiên cứu Các đứt gãy có biên độ lớn (biên độ đạttới 900m ở móng khối Trung tâm), kéo dài qua khối Trung Tâm, khối Bắc và cắmsâu vào trong đá móng ( xem hình1.5) Hầu hết các đứt gãy này là các đứt gãythuận, góc dốc của mặt trượt từ 40 700 Các đứt gãy bị lấp nhét b ởi các khoáng vậtthứ sinh như canxit, zeolit… Đặc biệt nhiều đứt gãy có các vỏ sét bị trương nởcùng với sự lấp nhét của các khoáng vật trở thành màn chắn thấm, có vai trò chắncho các tích tụ dầu khí Các hệ thống đứt gãy chính:

Hệ thống đứt gãy theo phương Đông Bắc -Tây Nam: gắn liền với quá trình tạorift, các đứt gãy có biên độ dịch chuyển tron g Oligoxen sớm khoảng 200-1000m và tăng dần tới khoảng 600-1500m trong Oligoxen muộn Sau đó lạigiảm xuống khoảng 100-200m đầu Mioxen

Hình 1.6: Bản đồ hệ thống đứt gãy khu vực mỏ Bạch Hổ [1]

Hệ thống đứt gãy Đông-Tây: Hệ thống này có tuổi trẻ hơn phân cắt các đứtgãy của hệ thống đứt gãy Đông Bắc-Tây Nam Nhiều chỗ đã quan sát hiệntượng dịch chuyển ngang theo mặt trượt Đông Tây.

Hệ thống đứt gãy Tây Bắc - Đông Nam: Hệ thống này chỉ phát hiện ở lô 15 vớibiên độ dịch chuyển nhỏ 200-800m vào trước Mioxen sau đó giảm dần

Hệ thống đứt gãy Bắc-Nam: là các đứt gãy nằm ở khu vực Bắc của bể với biên

độ nhỏ và chiều dài thường dưới 10km

1.5.2 Phân tầng cấu trúc

Từ các nghiên cứu về đặc điểm cấu kiến tạo và địa tầng của mỏ Bạch Hổ, cóthể chia ra các hệ tầng mỏ Bạch Hổ thành hai tầng cấu trúc như sau:

1.5.2.1 Tầng cấu trúc dưới (tầng cấu trúc móng trước Kainozoi)

Tầng cấu trúc này được thành tạo bởi các đá trầm tích bị biến chất, các đámagma xâm nhập và phun trào có tuổi khác nhau Đá bị nứt nẻ mạnh do phonghóa, do các hoạt động kiến tạo, nhiệt dịch, hoạt hóa magma vào cuối Mesozoi Taquan sát được hai hệ thống nứt nẻ chính cắt chéo nhau, hình thành đồng thời với hệthống đứt gãy Đông Bắc – Tây Nam Các hệ thống nứt nẻ yếu hơn hình thànhmuộn cùng với hệ thống đứt gãy trẻ thường cắt ngang các hệ thống trước dẫn đến

sự biến đổi khá phức tạp Các đới đá bị phá hủy phân bố xen kẽ không đồng đềuvới các đới đá rắn chắc Một đặc điểm khác của tầng cấu trúc này là các đứt gãy cóbiên độ rất lớn cắm sâu vào trong móng, góc dốc mặt trượt từ 40-700 Hình thái bềmặt cấu trúc khá phức tạp, mặt móng là một cấu trúc lồi có ba vòm, trong đó vòmTrung tâm là cao nhất, thấp nhất là vòm Nam Địa hình của mặt móng hiện nay làkết quả của sự tổng hợp của các hoạt động kiến tạo và sự bào mòn

1.5.2.2 Tầng cấu trúc trên (tầng cấu trúc Kainozoi)

Gồm tất cả các đá có tuổi Kainozoi phủ trên đá móng Tầng cấu trúc trên đượcchia thành ba phụ tầng Các phụ tầng này phân biệt với nhau bởi phạm vi phân bố,các bất chỉnh hợp hay các biến dạng của cấu trúc

Phụ tầng cấu trúc dưới:

Là phụ tầng nằm dưới cùng của tầng cấu trúc trên, bao gồm các đá trầm tích cótuổi Oligoxen và một ít đá magma phun trào Phụ tầng này được phân biệt với tầngcấu trúc trên nó bởi bất chỉnh hợp giữa trầm tích tuổi Oligoxen và trầm tích tuổi

Mioxen Phụ tầng này được cấu thành bởi hai tập trầm tích tương ứng với điệp Trà

Cú, Trà Tân

Điệp Trà Cú có thành phần chủ yếu là các lớp cát kết, bột kết, sét kết nằm xen

kẽ Bề dày của điệp không lớn và vắng mặt hoàn toàn ở vòm Trung Tâm

Trầm tích của điệp Trà Tân có phạm vi mở rộng đáng kể và không bị mất trêntoàn bộ cấu tạo Thành phần chủ yếu là cát kết, bột kết, sét kết thành tạo trong điềukiện sông, hồ, châu thổ

Nhìn chung, bề dày trầm tích của phụ tầng này nhỏ ở các vòm và dày lên đáng

kể ở 2 cánh Các đứt gãy ở phụ tầng được ghi nhận có biên độ yếu đi so với tầngcấu trúc dưới

Phụ tầng cấu trúc giữa:

Nằm giữa phụ tầng cấu trúc trên và phụ tầng cấu trúc dưới, bao gồm các trầmtích Mioxen của các điệp Bạch Hổ, Côn Sơn, Đồng Nai Thành phần thạch học chủyếu là các lớp xen kẽ gồm cát kết, bột kết, sét kết thành tạo trong môi trường biểnnông, ven hồ, sông hồ So với phụ tầng cấu trúc dưới thì phụ tầng này ít bị biếndạng hơn, các đứt gãy chỉ tồn tại ở phần dưới và bị mất hẳn ở phần trên của phụtầng

Phụ tầng cấu trúc trên:

Phụ tầng nằm trên cùng trong tầng cấu trúc trên Bao gồm trầm tích của điệpBiển Đông, tuổi từ Plioxen đến Đệ tứ Thành phần chủ yếu là các trầm tích hạt thôgắn kết yếu, cấu trúc đơn giản, phân lớp nằm ngang

So sánh các phụ tầng cấu trúc cho thấy không có sự hài hòa, sự kế thừa tuần tựcủa các phụ tầng cấu trúc Phụ tầng thứ nhất bắt đầu là các trầm tích theo kiểu lấpđầy địa hình cổ của tầng cấu trúc trước Kainozoi sau đó được mở rộng hơn: đượctrầm tích trong môi trường ven bờ, châu thổ Phụ tầng cấu trúc thứ hai có chiều dàylớn và ổn định hơn chiều dày tầng thứ nhất, đã có sự thay đổi bình đồ cấu trúc rõrệt Phần dưới của địa tầng còn tồn tại nữa (hoặc có biểu hiện không đáng kể) Phụtầng thứ ba có bề dày lớn và hầu như không bị biến dạng

1.6 Lịch sử phát triển địa chất

Lịch sử địa chất mỏ Bạch Hổ gắn liền với lịch sử hình thành và phát triển củabồn trũng Cửu Long Trầm tích bể Cửu Long là bể rift nội lục điển hình Bể đượchình thành trên nền móng cố kết trước Kainozoi Quá trình hình thành bể đượckhái quát qua các giai đoạn sau:

1.6.1 Thời kỳ trước tạo Rift

Trước Đệ tam, đặc biệt là từ Jura muộn tới Paleoxen là thời gian thành tạo vànâng cao đá móng với các khối magma xâm nhập Các đá này gặp phổ biến ở thềmlục địa Việt Nam Do ảnh hưởng của quá trình va chạm mảng Ấn Độ và mảng Âu -

Á và hình thành các đới hút chìm dọ c cung Sunda (cung dọc Đông Nam Á)

Vào thời kỳ Eoxen giữa, vận động kiến tạo và sự hình thành vành đai magmakéo dài dọc rìa mảng Đông Dương dẫn đến sự tái hoạt động của hàng loạt các đứtgãy cũ, đồng thời là sự xuất hiện thêm các đứt gãy mớ i Dung dịch magma dướisâu theo các đứt gãy xuyên lên phía trên, lấp đầy, tạo thành các đai mạch, góp phầnlàm phức tạp hoá các cấu trúc có trước Thềm lục địa Sunda cũng như toàn thềmlục địa Đông Nam Á chịu ảnh hưởng nhiều lần của các quá trình kiến tạ o uốn nếp

và magma cho nên đá móng trước Kainozoi bị vò nhàu và bất đồng nhất về tuổicũng như thành phần vật chất

1.6.2 Thời kỳ đồng tạo Rift

Thời kỳ đồng tạo rift được khởi đầu vào cuối Eoxen, đầu Oligox en do tác độngcủa các biến cố kiến tạo vừa nên với hướng căng giãn chính là Đông Bắc -TâyNam Hàng loạt các đứt gãy hướng Tây Bắc -Đông Nam đã đượ c hình thành do sụtlún mạnh và căng giãn Các đứt gãy chính là các đứt gãy dạng gàu xúc, cắm vềĐông Nam Trong Oligoxen giãn đáy biển theo hướ ng Đông Bắc-Tây Nam tạoBiển Đông cách đây 32 triệu năm Trục giãn đáy biển phát triển lấn dần xuống TâyNam và đổi hướng từ Đông -Tây sang Đông Bắc-Tây Nam vào cuối Oligoxen Docác họat động kiến tạo nêu trên, nên ở bể Cửu Long các đứt gẫy chính điển hình làcác đứt gãy dạng gầu xúc, phương Đông Bắc -Tây Nam với mặt trượt cắm vềhướng Đông Nam Nhiều bán địa hào và địa hào cùng hướng phát t riển dọc theocác đứt gãy mạnh được hình thành

Sau đó quá trình tách giãn tiếp tụ c phát triển làm cho bể lún chìm sâu hơn vàrộng hơn Các hồ, trũng trước núi được phát triển và mở rộng hơn Hoạt động épnén vào cuối Oligoxen muộn đã đẩy trồi các k hối móng sâu, gây nghịch đảo trongtrầm tích Oligoxen ở trung tâm các đới trũng chính, làm tái hoạt động các đứt gãythuận chính thành dạng ép chờm, trượt bằng và tạo nên các cấu trúc “trồi”, các cấutạo hình hoa và phát sinh các đứt gãy nghịch ở một số nơ i như trên cấu tạo RạngĐông, phía Tây cấu tạo Bạch Hổ và một số khu vực mỏ Rồng Đồng thời xảy rahiện tượng bào mòn và vát mỏng mạnh các trầm tích thuộc hệ tầng Trà Tân trên

Sự kết thúc hoạt động của phần lớn các đứt gãy và bất chỉnh hợp góc phát triểnrộng ở nóc trầm tích Oligoxen đã đánh dấu sự kết thúc thời kỳ đồng tạo rift.

1.6.3 Thời kỳ sau tạo Rift

Bước vào Mioxen sớm quá trình giãn đáy Biển Đông theo phương Tây Bắc Đông Nam đã yếu đi và nhanh chóng kết thúc vào cuối Miocen sớm (17 triệunăm), tiếp theo là quá trình nguội lạnh vỏ trái đất Các trầm tích của thời kỳ sau tạorift có đặc điểm chung là: phân bố rộng, không bị biến vị, uốn nếp và gần như nằmngang

-Vào thời kỳ Mioxen giữa, lún chìm nhiệt tiếp tục gia tăng và biển đã có ảnhhưởng rộng lớn đến hầu hết các vùng quanh Biển Đông Cuối thời kỳ này có mộ tpha nâng lên dẫn đến điều kiện tái thiết lập điều kiện môi trường sông ngòi

Mioxen muộn được đánh dấu bằng sự lún chìm mạnh ở Biển Đông và phần rìacủa nó, khởi đầu quá trình thành tạo thềm lục địa hiện đại Đông Việt Nam Núi lửahoạt động tích cực ở phần Đông Bắc bể Cửu Long, Nam Côn Sơn và phần đất liềnNam Việt Nam Các trầm tích hạt thô được tích tụ trong điều kiện môi trường ven

bờ ở phần Nam bể và trong môi trường biển nông trong ở phần Đông Bắc Bể

1.7 Hệ thống Dầu khí

1.7.1 Đá sinh

Trong khu vực mỏ Bạch Hổ cũng như trong toàn bể Cửu Long có 3 tầng đá mẹ:+ Tầng sét Mioxen dưới (N11)

+ Tầng sét của Oligoxen trên (E32)

+ Tầng sét Oligoxen dưới + Eoxen (E31+ E2)

1.7.1.1 Đá mẹ Oligoxen dưới + Eoxen

Tầng đá mẹ này có bề dày từ 0 đến 600m ở phần trũng sâu của bể gồm nhữngtập sét chứa hàm lượng vật chất hữu cơ thấp hơn so với tầng Oligoxen trên, nhưngvẫn được đánh giá là đá mẹ tố t (TOC = 1,19÷2,87 %, trung bình là 1,97 %; S1 =0,23÷0,68 kg HC/tấn đá; S2 = 2,13÷12,93 kg HC/tấn đá) Chỉ số HI thay đổi từ 70đến 385,1 (trung bình là 278,73) cho thấy sản phẩm có nguồn gốc kerogen kiểu II,rất ít thuộc kiểu I và III, có ưu thế sinh dầu là chính Chỉ số S1 thay đổi từ 0,23 đến0,68 kg HC/tấn đá cho thấy lượng hydrocacbon tự do nghèo, có lẽ phần lớn đãchuyển sang các hydrocacbon có cấu trúc đơn giản và bị ép ra khỏi đá mẹ Theo sốliệu phân tích độ phản xạ nhiệt Vitrinit và nhiệt phân Rock-Envan cho thấy vật

chất hữu cơ trong tầ ng đá mẹ Oligoxen dưới + Eoxen đạt tới mức trưởng thànhmuộn (R0= 0,8÷1,35%; TMax > 460 0C) Đây cũng là nguồn cung cấp hydrocacbonchủ yếu cho các bẫy chứa bể Cửu Long Môi trường trầm tích từ oxy hóa yếu đếnkhử ở vùng đầm hồ, cửa sông, ven bờ nước lợ có tính khử (Pr/Ph = 1,94÷2,59).

1.7.1.2 Đá mẹ Oligoxen trên

Đá mẹ Oligoxen trên có bề dày từ 100m ở ven rìa và tới 1.200m ở trung tâm

bể gồm các tập sét chứa vật liệu hữu cơ phong phú nhất Tầng đá mẹ này đượcđánh giá là tầng đá mẹ rất tốt với chỉ số TOC = 1,14÷4,0 %, trung bình là 2,07 %;các chỉ số S1 = 0,18÷3,68 kg HC/tấn đá, S2 = 1,89÷21,57 kg HC/tấn đá Vật liệuhữu cơ phần lớn được tích lũy trong điều kiện cửa sông, biển mở, vũng vịnh(kerogen loại II), một phần nhỏ vật chất hữu cơ có nguồn gốc hồ (kerogen loại I)

và trong vật chất hữu cơ có dấu tích thực vật bậc cao (kerogen kiểu III) Vật liệuhữu cơ của đá mẹ ở đầu giai đoạn trưởng thành (R0 = 0,6÷0,8 %), bắt đầu thời kỳsinh dầu mạnh mẽ Ở trung tâm các trũng sâu, vật liệu hữu cơ đang nằm trong phasinh dầu chính Tỉ số Pr/Ph thay đổi từ 1,84 đến 2,13 (trung bình là 2,08) thể hiệnmôi trường trầm tích có tính khử mạnh

Quy mô phân đới sinh dầu của các tầng đá mẹ:

+ Đới sinh dầu mạnh của tầng Oligoxen trên bao gồm chủ yếu phần trungtâm, có diện tích khoảng 193 km2 Diện tích đới sinh condensat chỉ tậptrung ở phần lõm sâu nhất là 24,5 km2

+ Đới sinh dầu mạnh và giải phóng dầu của tầng Oligoxen dưới + Eoxen mởrộng ra ven rìa so với tầng Oligoxen trên và đạt diện tích lớn hơn Đới sinhdầu chiếm diện tích khoảng 576÷580 km2 Còn diện tích vùng sinhcondensat đạt 146 km2

1.7.1.3 Đá mẹ Mioxen dưới

Đá mẹ Mioxen dưới có bề dày từ 250m ở ven rìa tới 1.250m ở trung tâm bểgồm các tập sét nghèo vật chất hữu cơ, TOC = 0,64÷1,32 %, trung bình là 0,94 %;các chỉ số S1 dao động từ 40,2 đến 566 kg HC/tấn đá và chỉ số S2 dao động từ0,27÷7,24 kg HC/tấn đá Vật liệu hữu cơ thuộc loại thực vật bậc cao, kerogen chủyếu là loại III (xen kẽ kerogen loại II), chủ yếu sinh khí và ít dầu Vật chất hữu cơtrong đá mẹ chưa trưởng thành với các chỉ số TMax biến đổi từ 422 0C đến 435 0C,

R0 < 0,6 % Tỉ số Pr/Ph thay đổi từ 2,37 đến 4,31 thể hiện môi trường trầm tích cótính khử yếu như môi trường cửa sông, đồng bằng ngập nước có xen kẽ biển nông

1.7.2 Đá chứa

Trong mỏ Bạch Hổ hiện đã phát hiện ba loại đá chứa gồm: Đá móng nứt nẻ,cát kết Mioxen dưới, cát kết Oligoxen trên và dưới

Đá móng nứt nẻ: Đá chứa trong móng mỏ Bạch Hổ bao gồm đá Granitoit

phong hóa nứt nẻ, hang hốc của móng kết tinh, phun trào dạng vỉa ho ặc đai mạch

và cát kết có cấu trúc lỗ rỗng giữa hạt đôi khi có nứt nẻ, có nguồn gốc và tuổi khácnhau Đá chứa dạng hang hốc, nứt nẻ rất đặc trưng cho mỏ Bạch Hổ Nứt nẻ vàhang hốc được hình thành do hai yếu tố: nguyên sinh – sự co rút của đá magma khiđông nguội và do hoạt động kiến tạo, phong hoá hình thành Đối với đá móng thì

độ rỗng thứ sinh đóng vai trò chủ đạo bao gồm các nứt nẻ và các hang hốc Hoạtđộng thuỷ nhiệt đi kèm đóng vai trò hai mặt hoặc là làm tăng độ rỗng hoặc là làmgiảm độ rỗng Trong mặt cắt thì đới nứt nẻ xen kẽ với các đới chặt sít, chiều dàythay đổi từ vài centimet tới hàng chục mét đôi khi đạt trên 100 mét Đá móng nứt

nẻ gồm: Granit, Granodiorit, Diorite, Monzodiorit bị các đai mạch Diabas cắt qua

và bị biến đổi ở các mức độ khác nhau Chiều dày đới chứa lên đến trên 1000m, có

độ rỗng biến đổi trong khoảng 0,2-4%, độ thấm đạt trung bình 10 – 500 mD

Để giải thích cho sự hiện diện trữ lượng lớn dầ u thô trong đá móng kếttinh người ta đã tiến hành nghiên cứu và đưa ra kết luận sự hình thành khônggian rỗng chứa dầu trong đá móng Granitoid mỏ Bạch Hổ do tác động đồngthời các yếu tố địa chất khác nhau, cơ bản là các yếu tố sau:

Phần trên của Batholit Granitoite có dấu hiệu rõ ràng của sự phonghoá Biểu hiện bằng các khoáng vật kém bền mica, fenspat bị biến đổixilixit hoá thành kaolinite Chính sự di chuyển vật chất và sự hìnhthành khoáng vật mới trong quá trình phong hoá đá đã làm tăng thể tích

lỗ hổng trong đất đá móng

Tính collector của đá móng đ ượ c hì n h t h à n h trong quá trình kiến tạo,những đứt gãy rất sâu vào móng và cả trầm tích bên trên

Sự tạo thành khe nứt do quá trình nguội đặ c của đá magma

Cuối cùng là nguyên nhân thuỷ nhiệt chính là nguồn gốc xâm nhậ p cácnguyên tố phóng xạ, vì thế mà có sự tăng trội phóng xạ

Cát kết Oligoxen dưới thuộc hệ tầng Trà Cú có nguồn gốc quạt bồi tích, sông

ngòi nằm trên đá móng kết tinh ở phần cao của móng và chuyển sang sét t iền châuthổ và đầm hồ ở phần sâ u của bể Độ rỗng của cát kết Oligocen dưới có thể đạt tới18% Độ thấm dao động trong khoảng 1-250 mD

Cát kết Oligoxen trên hạt mịn, xen lớp mỏng đá sét, bột kết đôi chỗ là các tập

vụn núi lửa, phát triển rộng trên diện tích bể Các vỉa dầu đã được phát hiện chủyếu trong các tập cát kết thuộc mỏ Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Sư Tử Đen Tầngnày dày khoảng 300-500m, độ rỗng đạt 15-17% và độ thấm đạt 0,5 – 220 mD

Cát kết chứa dầu Mioxen dưới gặp ở phần trên và phần dưới của mặt cắt tập

CL4-2 và phát triển rộng khắp trong phạm vi của bể, chủ yếu có nguồn gốc sông

hồ, đầm lầy, vũng vịnh bãi triều Độ rỗng trung bình đạt 13 -25% trung bình là19%; độ thấm trung bình là 137 mD Xi măng dạng tiếp xúc là chủ yếu

1.7.3 Đá chắn

Dựa theo đặc điểm thạch học, cấu tạo, chiều dày và diện phân bố của các tầng séttrong mặt cắt trầm tích bể Cửu Long có thể phân ra làm 4 tầng chắn chính, trong

đó có một tầng chắn khu vực và 3 tầng chắn địa phương:

Tầng chắn khu vực: là tầng sét thuộc nóc hệ tầng Bạch Hổ Đây là tầng sét

sạch, phát triển rộng khắp bể Cửu Long Chiều dày khá ổn định trong khoảng 200m Đá có cấu tạo khối, hàm lượng sét cao (90-95%), kiến trúc thuộc loại phântán hạt mịn, khoáng vật chính của sét là montmorionit, thứ yếu là hydromica,kaoninit và ít clorit

180-Tầng chắn địa phương I: Đây là tập sét biển nông có tuổi khoảng 10 triệu năm

nằm phủ trực tiếp trên các vỉa sản phẩm 23, 24 thuộc mỏ Rồng, Bạch Hổ Chiềudày tầng chắn này dao động trong khoảng 50 -140m; hàm lượng sét trung bình 51%

và phân lớp dày Đây là tầng chắn thuộc loại tốt và phát triển trong khắp các trũngsâu của bể

Tầng chắn địa phương II: Tầng sét thuộc hệ tầng Trà Tân giữa và trên, phát

triển chủ yếu trong phần trũng sâu của bể; chiều dày tầng này dao động mạnh trongkhoảng 0 tới vài trăm mét, có nơi đạt tới nghìn mét; sét chủ yếu có nguồn gốc đầm

hồ, tiền châu thổ, phân lớp dày và có khả năng chắn tốt; đây là tầng c hắn quantrọng của bể Cửu Long

Tầng chắn địa phương III: Tầng sét thuộc hệ tầng Trà Cú Đây là tầng chắn

mang tính cục bộ, có diện tích phân bố hẹp Chúng phát triển quanh các khối nhômóng, rất ít khi phủ kín cả phần nâng móng, sét chủ yếu là đầm hồ, phân lớp dày

và có khả năng chắn tốt

1.7.4 Bẫy dầu khí

Trong mỏ Bạch Hổ tồn tại một số bẫy liên quan tới các khối móng nhô dạngđịa luỹ hoặc núi sót bị chôn vùi, khép kín 3 chiều bởi các tập trầm tích hạt mị nOligoxen phủ trên và nằm gá đáy bao xung quanh Phân bố các tích tụ dầu khítrong bể phụ thuộc vào hai yếu tố chính: vị trí nằm của bẫy trong hoặc tiếp xúctrực tiếp những vùng sinh dầu, thường là vùng có chiều dày trầm tích trên 2000m

và điều kiện khép kín của bẫy Bẫy hỗn hợp có liên quan mật thiết tới đứt gãy vàphá huỷ kiến tạo

1.7.5 Di chuyển và nạp bẫy

Hai tầng đá mẹ chính là Oligoxen trên và Oligoxen dưới + Eoxen Thời điểmsinh dầu của tầng đá mẹ Oligoxen dưới + Eoxen bắt đầu từ Mioxen sớm(R0>0,6%) song cường độ sinh dầu mạnh và giải phóng dầu ra khỏi đá mẹ(R0>0,8%) và đặc biệt khối lượng đá mẹ đáng kể nằm trong pha sinh dầu lại xảy ravào cuối Mioxen giữa, đầu Mioxen muộn tới ngày nay

Tầng đá mẹ Oligoxen trên thì quá trình sinh dầu có xảy ra muộn hơn và chủyếu mới bắt đầu từ cuối Mioxen Sau khi dầu được sinh ra, chúng được di chuyển

từ các tập đá mẹ vào các tập đá chứa bằng các con đường khác nhau và theo cáchướng khác nhau Con đường mà dầu di chuyển có thể là các tập hạt thô tiếp xúctrực tiếp với các tập sét sinh dầu hoặc dọc theo các đứt gãy kiến tạo có vai trò nhưkênh dẫn

Theo lịch sử phát triển địa chất của bể, về cơ bản các dạng bẫy đã được hìnhthành vào giai đoạn tạo rift và đầu giai đoạn sau tạo rift (Mioxen sớm), sớm hơnthời gian dầu khí trong bể bắt đầu được sinh Như vậy, bể Cửu Long có được mộtđiều kiện rất thuận lợi là khí dầu sinh ra từ các tầng sinh thì các bẫy sẵn sàng tiếpnhận Điển hình là các khối nhô móng, thuộc phần Trung Tâm bể thường được baoquanh bởi các tầng sinh dày: Oligox en trên, Oligoxen dưới + Eoxen, nên chúng dễdàng được nạp ngay vào đá chứa và được lưu giữ nếu ở đó đủ điều kiện chắn

1.8 Gradient địa nhiệt và Gradient áp suất của các vỉa sản phẩm mỏ Bạch Hổ

1.8.1 Gradient địa nhiệt của đá móng

Đá móng là một khối thống nhất, cơ bản là đá granitoid, có thể xem rằngGradient địa nhiệt có giá trị không đổi với toàn khối Do ảnh hưởng của lớp phủMioxen và Oligoxen, và do vị trí của mỗi vòm khác nhau cho nên nhiệt độ cácvùng ở trên mặt móng khác nhau Nhưng sau khi đi vào đá móng ở một độ sâu

nào đó (có thể chọn 4300m – đối với diện tích nghiên cứu) thì nhiệt độ ở vòmBắc và Nam giống nhau Giữa móng và lớp phủ Oligoxen có một đới nhỏ chuyểntiếp Độ dày của lớp chuyển tiếp này được xác định là khoảng 200m Kết quảnghiên cứu cho phép xác định được giá trị Gradient địa nhiệt của đá móng làkhoảng 2,50C/100m Nhiệt độ ở độ sâu 4300m là khoảng 157,50C.

1.8.2 Gradient địa nhiệt của các đá phủ trên móng

Tầng móng được phủ bởi các thành tạo trầm tích sét tuổi Mioxen vàOligoxen Các lớp phủ này có hệ số dẫn nhiệt nhỏ hơn so với hệ số dẫn nhiệtcủa đá móng Dòng nhiệt sau khi ra khỏi móng sẽ bị ứ lại ở các lớp phủ phíatrên Gradient địa nhiệt của các lớp này lớn hơn móng Các lớp phủ nằm ở độsâu khác nhau phía trên đá móng, vì vậy giá trị Gradient địa nhiệt của chúngcũng khác nhau

Những đo đạc nhiệt độ trong các giếng mở vào thân dầu tuổi Mioxen hạ,Oligoxen có quy luật như sau: cùng chiều sâu như nhau, giếng nào nằm ở vùng

đá móng trồi lên thì nhiệt độ cao hơn, ngược lại giếng nào nằm ở vùng đámóng trụt xuống thì có nhiệt độ thấp hơn Nói cách khác, Gradient địa nhiệtcủa các tầng chứa Mioxen và Oligoxen vòm Nam (nơi móng trồi lên – 3050m)cao hơn ở vòm Bắc (nơi móng trụt xuống – 3500m) Càng xuống sâu thì sự khácbiệt của lớp phủ và đá móng càng bé

Ở vòm Nam, các lớp phủ nằm ở độ sâu từ 2800m xuống gặp đá móng ở3100m, Gradient địa nhiệt có giá trị trong khoảng 4-50C/100m Các lớp phủ gặp

đá móng ở sâu hơn (3500m) thì từ 3.8-40C /100m Tại vòm Bắc, các lớp phủnằm ở độ sâu 2800m xuống gặp đá móng ở độ sâu từ 3500 – 3700m, Gradientđịa nhiệt thay đổi từ 3.5-50C/100m Còn các lớp phủ gặp đá móng ở sâu hơn(4000m) thì từ 3-40C/100m

1.8.3 Dị thường nhiệt độ

Theo kết quả số liệu đo đạc ở một số giếng, nhiệt độ tại các điểm đo ởnhiều giếng cao hơn nhiệt độ bình thường tính theo Gradient địa nhiệt cũngchính tại cùng độ sâu của các điểm đó từ vài độ đến vài chục độ Đây chính làhiện tượng dị thường nhiệt độ do nhiều nguyên nhân khác nhau gây nên khigiếng làm việc

1.8.4 Nguyên nhân gây dị thường nhiệt độ

Dòng chất lỏng chảy trong các đá chứa nứt nẻ có vận tốc lớn, nhiệt độ ít

thay đổi theo thời gian Khi đó, nhiệt độ đáy giếng cao hơn nhiệt độ bìnhthường từ vài độ đến vài chục độ C mà ghi nhận được cơ bản chỉ có thể do chấtlỏng từ dưới sâu đi lên hoặc do dòng chảy theo phương ngang, hướng tâm đếngiếng gây nên.

Xét dòng chảy theo phương ngang, hướng tâm đến đáy giếng Khi giếnglàm việc, số liệu khảo sát ở nhiều giếng cho thấy, nếu lưu lượng biến đổinhiều (315%) thì nhiệt độ cũng thay đổi từ 1 - 30C Như vậy, dòng chảy theophương ngang không gây nên dị thường lớn về nhiệt độ

Các đứt gãy của mỏ Bạch Hổ thường có góc nghiêng từ 600-800 Quan sát trênmẫu lõi thu được từ đá móng, chúng ta cũng thấy phổ biến các góc nghiêng mặtnứt nẻ từ 600-750 Vậy, các nứt nẻ đá móng mỏ Bạch Hổ cơ bản có hướngthẳng đứng, chất lỏng từ dưới sâu đi lên theo các nứt nẻ này là nguyên nhânchính gây nên dị thường về nhiệt độ ở đáy giếng Đó là lời giải thích hiện tượngnhiệt độ tăng cao ở đáy nhiều giếng khai thác dầu của đá móng mỏ Bạch Hổ

1.8.5 Gradien áp suất

Ở mỏ Bạch Hổ, áp suất của các tầng sản phẩm khác nhau thì khác nhau.Điều đó thể hiện qua sự thay đổi gradient áp suất ở các địa tầng khác nhau trongbảng 1.1

Trong bảng ta thấy gradient áp suất ở tầng móng, tầng Oligoxen hạ và tầngMioxen hạ khá gần nhau Tuy nhiên, có sự chênh lệch khá lớn ở tầng Oligoxenthượng khoảng 0,5at/100m

Bảng 1.1: Gradient áp suất của các tầng ở mỏ Bạch Hổ

CHƯƠNG 2: CÁC NGUYÊN NHÂN LÀM GIẢM ĐỘ THẤM VÙNG CẬN

ĐÁY GIẾNG 2.1 Các yếu tố chính gây nhiễm bẩn tầng chứa

Trong quá trình khoan, hoàn thiện, khai thác và sửa chữa giếng, độ thấm tựnhiên của đá chứa dầu vùng cận đáy giếng bị giảm do các yếu tố sau:

Nhiễm bẩn bởi dung dịch sét khi khoan mở vỉa (do sự xâm nhập của cáchạt sét từ dung dịch khoan vào các kênh dẫn của vỉa)

Do sự hình thành vỏ sét trên thành giếng (tạo nên khối nước ngăn cách, sựtrương nở của các hạt sét, sự cản trở dòng dầu chảy từ vỉa vào giếng

Do các tạp chất cơ học lắng đọng, tích tụ từ nước rửa trong khi sửa chữađịnh kỳ và sửa chữa lớn giếng, xâm nhập của nước vào vỉa, sự tạo thànhtrong không gian rỗng những nhũ tương dầu – nước, chất kết tủa…

Do sự sa lắng muối vô cơ, lắng đọng parafin, hắc ín, asphaltene trongvùng cận đáy giếng làm giảm hệ số sản phẩm (độ tiếp nhận) của cácgiếng ngay sau khi khoan và sửa chữa lớn, cũng có thể trong quá trình khaithác của chúng

Khi giếng bị nhiễm bẩn, kích thước các lỗ rỗng và kênh dẫn bị thu hẹp nêntốc độ dòng chảy trong vùng bị nhiễm bẩn giảm đáng kể Để nhận biết sự nhiễmbẩn và được xử lý bằng các phương pháp thích hợp, chúng ta phải biết loại nhiễmbẩn chính có thể xảy ra trong các giếng khai thác dầu và trong giếng bơm épnước Hiệu quả xử lý giếng phụ thuộc vào mức độ loại trừ nguồn nhiễm bẩnlàm hạn chế sản lượng khai thác Thường phân ra 7 loại nhiễm bẩn cơ bản:

Sự nhiễm bẩn vựng cận đỏy giếng gõy nờn hiệu ứng skin ảnh hưởng tới dũngchảy của chất lưu từ vỉa vào g iếng khoan ( xem hỡnh 2.1 )

Đới không bị

xâm hại

K

K skin

Đới bị xâm hại Đoạn bình thường

Đường cong áp suất

Hỡnh 2.1: Ảnh hưởng của hiệu ứng Skin [3]

2.1.1 Trong quỏ trỡnh khoan

Sự trương nở của khoỏng vật sột cú mặt trong tầng sản phẩm khi tiếp xỳcvới cỏc pha nước trong cỏc hệ dung dịch gốc nước, đặc biệt với những dung dịch

cú độ kiềm cao làm bớt kớn cỏc lỗ rỗng tầng chứa

Trong quỏ trỡnh phõn ly, pha rắn cú hàm lượng keo cao xõm nhập kể cả cỏcchất độn khụng hũa tan hoặc khú tan trong axit cú trong dung dịch để ngănngừa và chống mất nước vào cỏc lỗ hổng và đặc biệt vào cỏc khe nứt thành hệ.Quỏ trỡnh thấm lọc của nước từ dung dịch khoan vào cỏc lỗ hổng mao dẫncủa vỉa, tạo hệ nhũ tương nước dầu bền vững Chớnh dạng nhũ này đó làm giảmtớnh linh động của chất lỏng trong cỏc khoảng khụng lỗ rỗng, từ đú làm giảm khảnăng khai thỏc và gõy khú khăn trong quỏ trỡnh xử lý giếng

Do sự lắng đọng của cỏc muối khụng tan do sự tương tỏc của cỏc ion cú

trong dung dịch khoan và trong thành hệ Mùn khoan có hàm lượng canxi cao

sẽ tạo ra kết tủa CaCO3 , nếu nước thành hệ có thành phần ion bicacbonat caocũng làm giảm độ thấm của vỉa

Hình 2.2: Nhiễm bẩn trong quá trình khoan [4]

Sự xâm nhập của các pha rắn trong các hệ dung dịch có hàm lượng chất rắncao vào các lỗ rỗng thành hệ, đặc biệt khi khoan qua vùng xảy ra mất dung dịchcao hoặc khi khoan trong điều kiện áp suất cột dung dịch khoan lớn hơn áp suấtvỉa thì ảnh hưởng đến độ thấm càng nghiêm trọng

Do các loại vi khuẩn khác nhau trong dung dịch pha chế gây ra các phảnứng phân hủy làm giảm khả năng tác động của các chất polymer hay tạo ra lớpmàng chắn bít các lỗ rỗng mao dẫn của tầng chứa

Các ảnh hưởng trên sẽ càng nghiêm trọng khi sự chênh áp giữa cột dung dịch

và vỉa càng lớn, và các sự cố xảy ra trong quá trình khoan như sập lở thànhgiếng khoan, mất dung dịch…

2.1.2 Quá trình chống ống và trám xi măng

Công tác bơm trám xi măng là một trong những công đoạn hoàn thiện giếng

dễ gây ảnh hưởng đến độ thấm, độ tiếp nhận của vỉa và công tác xử lý giếng đưavào khai thác

Để đáp ứng yêu cầu kỹ thuật về độ bền cứng và độ bám của xi măng trámgiữa khoảng không vành xuyến, trước khi trám xi măng cần tiến hành rửa giếngkhoan và loại lớp vỏ sét bằng các vòng cạo Nếu thực hiện tốt công tác này thì độthấm của thành giếngsẽ là độ thấm thật của vỉa rất thuận lợi cho việc xử lý giếngsau này

Trong quá trình trám xi măng, do hiệu ứng ngấm lọc, vữa xi măng sẽ xâmnhập vào vỉa hoặc sản phẩm sau phản ứng giữa chất phụ gia và dung dịch đệmcũng làm giảm độ thấm thành hệ Sau khi vữa xi măng bơm trám đông cứng,khu vực bị nhiễm bẩn do vữa xi măng có độ thấm bằng không Để khai thác đượcchất lưu trong vỉa, ta phải bắn mở vỉa để tạo các kênh dẫn liên thông giữa vỉa vớiđáy giếng Sau khi bắn vỉa qua lớp xi măng trám, lưu chất muốn vào giếng phảithắng được lực cản khi lưu thông qua các kênh dẫn trong lớp xi măng Điều nàylàm tổn hao một phần áp lực vỉa và làm giảm hệ số khai thác của giếng

2.1.3 Bắn mở vỉa

Khi bắn mở vỉa ở điều kiện áp suất cột dung dịch khoan lớn hơn áp suất vỉa

sẽ làm giảm độ thấm của vỉa bởi sự nén ép xung quanh lỗ bắn vỉa, làm bít nhétcác lỗ rỗng bằng các hạt mịn của thành hệ, cũng như do lớp xi măng bị phá hủy,các mảnh vụn do bắn vỉa, lớp kim loại nóng chảy và các chất nhiễm bẩn kháctrong dung dịch bắn mở vỉa

2.1.4 Quá trình hoàn thiện giếng

Trong quá trình lắp ráp các thiết bị khai thác, độ thấm của thành hệ cũng bịgiảm do thiết bị khai thác và giếng khoan không sạch, làm việc trong điều kiện

áp suất cột dung dịch khoan lớn hơn áp suất vỉa Thêm vào đó, do hiệu ứngngấm lọc của dung dịch, sự xâm nhập của hạt vụn trong dung dịch hoàn thiệngiếng vào các lỗ rỗng và khe nứt thành hệ làm bít nhét các kênh dẫn sẽ làm giảm

độ thấm Sự nhiễm bẩn càng nghiêm trọng hơn nếu thời gian tiếp xúc lâu và vỉa

có độ thấm cao

2.1.5 Trong quá trình khai thác

Trong quá trình khai thác, tầng chứa sản phẩm có thể bị nhiễm bẩn do các