Lựa chọn chế độ khai thác tối ưu cho giếng khoan 1X, mỏ A, bể trầm tích Cửu Long bằng phương pháp lựa chọn cỡ Tubin kết hợp khai thác Gaslift.

Dầu khí hiện nay là một nghành công nghiệp quan trọng đối nhiều quốc gia trên thế giới trong đó có Việt Nam, bên cạnh các công tác tìm kiếm – thăm dò khai thác mỏ dầu khí thì vấn đề gia tăng lưu lượng thu hồi là điều các nhà thầu rất được quan tâm. Việc gia tăng lưu lượng khai thác thường mới chỉ tập trung là các phương pháp kích thích, xử lý gây tác động lên vỉa nhằm nâng cao hệ số thu hồi mà vấn đề sử dụng công nghệ ít được chú ý nghiên cứu. Trong thời gian thực tập tại ban Công Nghệ Mỏ thuộc Tổng Công Ty Thăm Dò và Khai Thác Dầu Khí –PVEP được sự hướng dẫn của kỹ Sư Vương Hữu Đức em đã chọn đề tài nghiên cứu “ Lựa chọn kích thước ống khai thác tối ưu kết hợp phương pháp khai thác khí nâng(gaslift), áp dụng giếng khoan VA3X mỏ Vàng Anh ”. Đây là phương pháp nâng cao hiệu quả khai thác dầu khí thông qua nghiên cứu đặc tính dòng chảy chất lưu trong vỉa và trong ống khai thác để đưa ra kích thước ống khai thác hợp lý phụ thuộc vào điều kiện mỏ và kế hoạch khai thác của nhà thầu.

LỜI MỞ ĐẦU

Dầu khí hiện nay là một nghành công nghiệp quan trọng đối nhiều quốc giatrên thế giới trong đó có Việt Nam, bên cạnh các công tác tìm kiếm – thăm dò -khai thác mỏ dầu khí thì vấn đề gia tăng lưu lượng thu hồi là điều các nhà thầu rấtđược quan tâm Việc gia tăng lưu lượng khai thác thường mới chỉ tập trung là cácphương pháp kích thích, xử lý gây tác động lên vỉa nhằm nâng cao hệ số thu hồi

mà vấn đề sử dụng công nghệ ít được chú ý nghiên cứu

Trong thời gian thực tập tại ban Công Nghệ Mỏ thuộc Tổng Công Ty Thăm

Dò và Khai Thác Dầu Khí –PVEP được sự hướng dẫn của kỹ Sư Vương Hữu Đức

em đã chọn đề tài nghiên cứu “ Lựa chọn kích thước ống khai thác tối ưu kết hợp phương pháp khai thác khí nâng(gaslift), áp dụng giếng khoan VA-3X mỏ Vàng Anh ” Đây là phương pháp nâng cao hiệu quả khai thác dầu khí thông qua

nghiên cứu đặc tính dòng chảy chất lưu trong vỉa và trong ống khai thác để đưa rakích thước ống khai thác hợp lý phụ thuộc vào điều kiện mỏ và kế hoạch khai tháccủa nhà thầu

MỤC LỤC

LỜI MỞ ĐẦU i

MỤC LỤC……… ………… ……… ii

DANH MỤC HÌNH VẼ……… ……… … v

DANH MỤC BẢNG BIỂU……….……….viii

CÁC KÍ HIỆU THƯỜNG DÙNG TRONG ĐỒ ÁN ix

PHẦN I : KHÁI QUÁT CHUNG VỀ KHU VỰC NGHIÊN CỨU 1

CHƯƠNG 1 ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ TỰ NHIÊN, KINH TẾ-NHÂN VĂN KHU VỰC NGHIÊN CỨU 1

1.1 Đặc điểm địa lý tự nhiên .1

1.1.1 Vị trí địa lý 1

1.1.2 Khí hậu và thuỷ văn 1

1.2 Đặc điểm kinh tế - nhân văn 3

1.2.1 Dân cư 3

1.2.2 Kinh tế 3

1.2.3 Giáo dục, y tế 4

1.2.4 Giao thông, thông tin liên lạc, tài chính và điện năng 5

1.3 Thuận lợi và khó khăn đối với công tác tìm kiếm và khai thác dầu khí 6 1.3.1 Thuận lợi 6

1.3.2 Khó khăn 6

CHƯƠNG 2: ĐẶC ĐIỂM CẤU TRÚC ĐỊA CHẤT LÔ 15-1 7

2.1 Vị trí địa lý, lịch sử tìm kiếm, thăm dò dầu khí lô 15 -1 7

2.1.1 Vị trí địa lý lô 15-1 7

2.1.2 Lịch sử tìm kiếm – thăm dò dầu khí lô 15-1 7

2.1.2.1 Mỏ Vàng Anh 8

2.1.2.2 Mỏ Sư Tử Vàng 9

2.1.2.3 Mỏ Sư Tử Trắng 10

2.1.2.4 Mỏ Sư Tử Nâu 11

2.1.2.5 Hoạt động thăm dò và thẩm lượng khác 14

2.2 Cấu trúc địa chất lô 15-1 14

2.2.1 Đặc điểm địa tầng 14

2.2.1.1 Móng trước Kainozoi 14

2.2.1.2 Trầm tích Giới Kainozoi 14

2.2.1.2.1 Hệ Paleogen (xem hình 2.4) 14

2.2.1.2.2 Hệ Neogen (xem hình 2.4) 17

2.2.1.2.3 Thống Plioxen - Đệ Tứ, điệp Biển Đông (N 2bđ ) 17

2.2.2 Đặc điểm cấu - kiến tạo lô 15-1 18

2.2.2.1 Các đơn vị cấu trúc lô 15-1 18

2.2.2.2 Hệ thống đứt gãy lô 15-1 18

2.2.2.3 Phân tầng cấu trúc lô 15-1 19

2.2.3 Lịch sử phát triển địa chất 23

2.2.4 Tiềm năng dầu khí 25

2.2.4.1 Đá sinh 25

2.2.4.2 Đá chứa 25

2.2.4.3 Đá chắn 26

2.2.4.4 Các kiểu bẫy tiềm năng trong lô 27

PHẦN II : QUY TRÌNH NGHIÊN CỨU VÀ PHƯƠNG PHÁP GIẢI QUYẾT ĐỀ TÀI 29

CHƯƠNG 3 KHÁI QUÁT MỎ VÀNG ANH 29

3.1 Giới thiệu về mỏ Vàng Anh 29

3.2 Đặc điểm địa chất mỏ Vàng Anh .30

3.2.1 Địa tầng mỏ Vàng Anh 30

3.2.1.1 Móng trước Kainozoi 30

3.2.1.2 Trầm tích Giới Kainozoi 32

3.2.1.2.1 Hệ Paleogen (xem hình 3.3) 32

3.2.1.2.2 Hệ Neogen 32

3.2.1.2.3 Thống Plioxen - Đệ Tứ, điệp Biển Đông (N 2bđ ) 34

3.2.2 Đặc điểm cấu - kiến tạo của mỏ Vàng Anh 34

3.2.2.1 Cấu tạo mỏ Vàng Anh 34

3.2.2.2 Hệ thống đứt gãy 34

3.2.3 Tiềm năng dầu khí mỏ Vàng Anh 36

3.2.3.1 Đá sinh 36

3.2.3.2 Đá chứa 37

3.2.3.3 Đá chắn 38

3.2.3.4 Trữ lượng dầu khí tại chỗ mỏ Vàng Anh 38

3.3 Đặc điểm tầng chứa Mioxen hạ .40

3.3.1 Thạch học trầm tích 40

3.3.2 Đặc tính đá chứa 45

3.3.3 Đặc tính chất lưu 47

3.3.3.1 Tính chất của dầu 47

3.3.3.2 Đặc tính của nước vỉa 48

3.3.4 Áp suất và nhiệt độ tầng chứa Mioxen 50

CHƯƠNG 4 : CƠ SỞ LÝ THUYẾT VÀ PHƯƠNG PHÁP GIẢI QUYẾT ĐỀ TÀI 51

4.1 Cơ sở lý thuyết .51

4.1.1 Giới thiệu về lý thuyết điểm nút trong hệ thống khai thác 51

4.1.2 Khái quát về hiệu suất dòng chảy vào IPR (Inflow Performance Relationship) 54

4.1.2.1 Nghiên cứu dòng chảy trong vỉa 54

4.1.2.2 Đặc tính dòng IPR 61

4.1.2.2.1 Dòng chảy đơn pha (single phase) 61

4.1.2.2.2 Dòng chảy đa pha 62

4.1.3 Khái quát về hiệu suất dòng chảy ra OPR (Outflow Performance

Relationship)( hay còn gọi là dòng chảy trong ống khai thác TPR - Tubing

Performance Relationship) 69

4.1.3.1 Các tham số cơ bản của hỗn hợp lỏng – khí trong ống 71

4.1.3.2 Đặc tính dòng OPR/(TPR) 73

4.2 Phương pháp giải quyết .83

4.2.1 Cơ sở phương pháp xác định kích thước ống khai thác 83

4.2.2 Tối ưu lưu lượng khai thác 91

4.2.2.1 Tối ưu dựa vào lưạ chọn kích thước ống khai thác 91

4.2.2.2 Sử dụng gaslift liên tục 93

CHƯƠNG 5 CƠ SỞ TÀI LIỆU VÀ QUY TRÌNH PHÂN TÍCH 96

5.1 Cơ sở tài liệu .96

5.1.1 Tài liệu thử vỉa 96

5.1.2 Các tham số thu được từ phân tích PVT và đo carota .103

5.2 Xác định kích thước ống khai thác .103

5.2.1 Xây dựng đường IPR (inflow performance relationship) giếng VA-3x 103

5.2.2 Xây dựng đường OPR/TPR (Outflow/(Tubing Performance Relationship) cho giếng VA-3X .105

5.2.2.1 Đường OPR cho ống có kích thước 3 8 2 inch: 121

5.2.2.2 Đường OPR cho ống có kích thước 7 8 2 : 131

5.2.3 Lựa chọn kích thước ống khai thác tối ưu .133

5.2.4 Tối ưu lưu lượng khai thác giếng VA -3X sử dụng khí nâng (gaslift) .136 KẾT LUẬN 142

KIẾN NGHỊ 143

TÀI LIỆU THAM KHẢO 144

Hình 2.5: Sơ đồ phân vùng cấu trúc bể Cửu Long 21

Hình 3.1 : Sơ đồ vị trí mỏ Vàng Anh trong khu vực 29Hình 3.2 : Mặt cắt địa chất – địa chấn dọc của mỏ Vàng Anh 30

VA- 4X,VA-6X

43

Hình 3.9 : Bản đồ cấu trúc nóc tầng B10 trong mỏ Vàng Anh 44Hình 3.10 : Bản đồ cấu trúc đáy tầng B10 trong mỏ Vàng Anh 44Hình 3.11: Đồ thị biến thiên áp suất giếng VA -2X trong tầng B10, số

Hình 4.8 : Mối tương quan giữa độ thấm tương đối và độ bão hòa của

chất lưu

63

Hình 4.9 : Đặc tính đường IPR của dầu trong dòng đa pha 64

Hình 4.10 : Mô hình đường IPR trong vỉa bão hòa 65Hình 4.11: Đường IPR trong vỉa bão hòa theo các tác giả 66Hình 4.12 : Đường IPR tổng quát trong vỉa chưa bão hòa 68Hình 4.13 :Thay đổi đường IPR theo thời gian khai thác 68Hình 4.14 :Thành phần chất lưu trong ống khai thác 69Hình 4.15 : Các lực tác dụng dòng chảy trong ống khai thác 70

Hình 4.17 : Mô hình chế độ dòng chảy trong ống ngang 74Hình 4.18 : Chế độ dòng chảy theo hệ số Froude (Fr) 75Hình 4.19 : Đặc điểm dòng chảy trong ống khai thác 76Hình 4.20 : Các thành phần đường cong gây mất áp suất trong ống 77Hình 4.21 : Đường OPR dưới sự mô phỏng các tác giả khác nhau 78Hình 4.22 : Đường OPR với các kích thước ống khai thác khác nhau 79Hình 4.23 : Đường OPR với tỷ số khí- dầu khác nhau 79Hình 4.24 : Đường OPR với độ ngập nước khác nhau 80Hình 4.25 : Đường OPR với độ ngập nước và tỷ số khí- dầu khác nhau 80Hình 4.26 : Đường OPR với độ nhám thành ống khác nhau 81Hình 4.27 : Đường OPR với áp suất miệng giếng khác nhau 81Hình 4.28 : Đường OPR với mật độ dầu khác nhau 82Hình 4.29 : Đường OPR với tỷ trọng khí khác nhau 82Hình 4.30 : Đường OPR với nhiệt độ trung bình dòngkhác nhau 83Hình 4.31 : Sự mất áp suất tại điểm nút (đáy giếng) 84Hình 4.32 : Dòng OPR và IPR với điểm nút là đáy giếng 85Hình 4.33 : Dòng OPR và IPR với điểm nút là miệng giếng 85Hình 4.34 : Dòng OPR và IPR với điểm nút tại bình tách 86Hình 4.35 : Đặc tính đường IPR và OPR theo điểm nút 86Hình 4.36 : Hai vị trí cân bằng của đường OPR và TPR 87Hình 4.37 : Vị trí cân bằng 1 khi 0

Hình 4.42 : Lựu lượng khai thác ống 2 8 inch và 2 8 inch 92Hình 4.43 : Hiệu quả gaslift tới dòng chảy trong vỉa - IPR 94Hình 4.44 : Hiệu quả gaslift tới dòng chảy trong ống khai thác - OPR 95Hình 5.1 : Các kết quả thử vỉa áp suất đáy giếng so điểm bão hòa 97Hình 5.2 : Hai điểm thử vỉa có áp suất lớn hơn áp suất bão hòa (Pb) 99Hình 5.3 : Một điểm thử vỉa có áp suất lớn hơn và một điểm có áp suất

nhỏ hơn Pb[6]

100

Hình 5.4 : Hai điểm thử vỉa có áp suất nhỏ hơn Pbđối vỉa chưa bão hòa 101Hình 5.5 : Hai điểm thử vỉa có áp suất nhỏ hơn Pbđối vỉa bão hòa 102Hình 5.6 : Đặc tính đường IPR của giếng VA -3X 105Hình 5.7 : Sự gia tăng áp suất dọc theo ống khai thác 106Hình 5.8 : Xây dựng đường OPR với giả thiết chiều dài ống 8000ft 107Hình 5.9 : Các biến số ảnh hưởng tới gradient áp suất dọc ống khai thác 108Hình 5.10 : Biểu đồ Standing cho hệ số lệch khỏi khí lý tưởng Z 111Hình 5.11 : Mô phỏng phương pháp tính tổn hao áp suất của Beggs và

Brill

120

Hình 5.12 : Đường OPR giếng VA-3X cho ống

3 8

Hình 5.13 : Đường OPR giếng VA -3X cho ống

7 8

Hình 5.14 : Mối tương quan đường IPR và OPR giếng VA -3X cho hai

ống 23/8”và ống 27/8”

133

Hình 5.15 : Đường IPR dự báo theo thời gian khai thácgiếng VA-3X 134

Hình 5.16 : Đường IPR và OPR dự báo khai thác cho tương lai, giếng

VA-3X

135

Hình 5.17 Tác động gaslift tới dòng chảy OPR giếng VA -3X,ống 23/8” 138

Hình 5.18 : Tác động gaslift đối chế độ khai thác giếng VA-3X, ống

23/8”

140

DANH MỤC BẢNG BIỂU TRANG

Bảng 3.1 : Trữ lượng dầu và khí của đá móng trong mỏ Vàng Anh 39Bảng 3.2 : Trữ lượng dầu khí tại chỗ tầng C30 trong mỏ Vàng

Anh

39

Bảng 3.3 : Trữ lượng dầu tại chỗ của vỉa chứa B10 mỏ Vàng Anh 40Bảng 3.4 : Trữ lượng khí tại chỗ vỉa B10 mỏ Vàng Anh 40Bảng 3.5 : Kết quả đo mẫu lõi tầng B10 giếng VA-2X-Dev 45Bảng 3.6 : Kết quả đo mẫu lõi tầng B10 giếng VA-3X 46Bảng 3.7 : Giá trị độ rỗng qua đo log tầng B10 của mỏ Vàng Anh 46

Bảng 3.9 : Kết quả phân tích mẫu nước vỉa Mioxen hạ 48Bảng 3.10 : Nhiệt độ và áp suất tầng Mioxen 50Bảng 4.1 : Giá trị của hệ số b trong đường IPR 66

Bảng 5.3 Các tham số được tính của đường IPR giếng VA-3X 104Bảng 5.4 Các loại kích thước ống khai thác thông dụng 107Bảng 5.5Các hệ số trong các chế độ dòng chảy ống ngang 117Bảng 5.6 Các hệ số trong các chế độ dòng chảy ống nghiêng 118Bảng 5.7 Số gia áp suất ứng với áp suất trong ống khai thác 120Bảng 5.8 Các tham số đầu vào tính áp suất đáy giếng dòng OPR

giếng VA-3X với ống khai thác

3 8

2 inch

122

Bảng 5.9 Kết quả tính toán các tham số cho độ giảm áp ống

3 8 2inch, với lưu lượng q = 4888(bpd) , giếng VA-3x 123÷129Bảng 5.10 Mối tương quan áp suất Pwfvà lưu lượng dòng OPR đối

Bảng 5.14 Các tham số đường IPR theo thời gian khai thác trong

tương lai, giếng VA-3X

139

CÁC KÍ HIỆU THƯỜNG DÙNG TRONG ĐỒ ÁN

GLR = Gas liquid ratio : Là tỷ số khí – lỏng (scf/stb)

GLRt : Là tổng tỷ số khí-lỏng có trong dòng chảy trong ống (scf/stb)

GLRvia: Là tỷ số khí – lỏng ban đầu mà khai thác được từ vỉa (scf/stb)

GOR = Gas oil ratio : tỷ số khí dầu (scf/stb)

WC = Water cut : Độ ngập nước (%)

NRe : Hệ số Raynol

Ap= Apipe: Thiết diện đường ống khai thác

C0, Cw: Độ nén của dầu và của khí (1/psi)

B0: Là hệ số thể tích của dầu (rb/stb)

Bg : Hệ số thể tích của khí (rb/scf)

Bob= B0(Pb) : là hệ số thể tích dầu tại áp suất bão hòa (Pb) (rb/stb)

J : Hệ số sản phẩm(stb/psi.d)

J*: Hệ số sản phẩm khi áp suất đáy giếng bằng áp suất vỉa trung bình (stb/psi.d)

P : Áp suất trung bình của khoảnh cấp (psi)

wf

p : Áp suất đáy giếng (psi)

Pb = Pbubble: Áp suất bão hòa (psi)

λ = λliquid: Tỷ phần lưu lượng của pha lỏng so hỗn hợp chất lưu trong ống

qg = qgas: Lưu lượng pha khí (scf/d)

qo= qoil : Lưu lượng pha dầu (bpd)

ql = qliquid: Lưu lượng pha lỏng (bpd)

Vg, Vl, Vm: là tốc độ pha thành phần qua diện tích Ap của ống khai thác (ft/s)

Rso: Khí hòa tan trong dầu (scf/stb)

Rsw: Khí hòa tan trong nước (scf/stb)

Tpc: Nhiệt độ giả tới hạn ( 0R)

Ppc: Áp suất giả tới hạn (psi)

PHẦN I : KHÁI QUÁT CHUNG VỀ KHU VỰC NGHIÊN CỨU

CHƯƠNG 1 ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ TỰ NHIÊN, KINH TẾ -NHÂN VĂN KHU

lô 1, 2, 25 và 31 Bể được bồi lấp chủ yếu bởi trầm tích lục nguyên Kainozoi,chiều dày lớn nhất ở trung tâm bể có thể đạt tới 7-8 km

Bể trầm tích Cửu Long giáp thành phố Vũng Tàu , tỉnh Bà Rịa Vũng Tàu.Vũng Tàu giáp Bà Rịa và huyện Long Điền, cách Thành phố Hồ Chí Minh 125 km

về phía Đông Nam theo đường bộ và 80 km theo đường chim bay Nếu nhìn theochiều Bắc Nam, Vũng Tàu nằm ở khúc quanh đang đổi hướng từ Nam sang Tây -Nam của phần dưới chữ S (bản đồ Việt Nam) và nhô hẳn ra khỏi đất liền như mộtdải đất có chiều dài khoảng 14 km và chiều rộng khoảng 6 km Vị trí bể Cửu Longtrong khung các bể trầm tích Kainozoi khu vực được thể hiện trên hình 1.1

Tọa độ của bể nằm trong khoảng 8000’ ÷ 11000’ vĩ độ Bắc và 105000’ ÷

110000’ kinh độ Đông (xem hình 1.1)

1.1.2 Khí hậu và thuỷ văn.

Vùng nghiên cứu nằm trong vùng nhiệt đới gió mùa cận xích đạo, nhiệt độ caođều trong năm và có hai mùa rõ rệt: mùa mưa và mùa khô Mùa mưa từ tháng 5đến tháng 11, mùa khô từ tháng 12 đến tháng 4 năm sau Số giờ nắng trung bình160-270 giờ/tháng Nhiệt độ không khí trung bình 270C Nhiệt độ cao tuyệt đối

400C, thấp tuyệt đối 13,80C Ðiều kiện nhiệt độ và ánh sáng thuận lợi cho sự pháttriển các chủng loại cây trồng và vật nuôi đạt năng suất sinh học cao; đồng thờiđẩy nhanh quá trình phân hủy chất hữu cơ chứa trong các chất thải, góp phần làmgiảm ô nhiễm môi trường đô thị

Hình 1.1: Sơ đồ vị trí bể Cửu Long [5]

Lượng mưa cao, bình quân 1949 mm/năm Khoảng 90% lượng mưa hàng nămtập trung vào mùa mưa từ tháng 5 đến tháng 11; trong đó hai tháng 6 và 9 thường

có lượng mưa cao nhất Các tháng 1,2,3 mưa rất ít, lượng mưa không đáng kể Ðộ

ẩm tương đối của không khí bình quân 79,5% /năm; bình quân mùa mưa 80%; bìnhquân mùa khô 74,5% và mức thấp tuyệt đối xuống tới 20%

Vùng nghiên cứu chịu ảnh hưởng bởi hai hướng gió chính và chủ yếu là giómùa Tây - Tây Nam và Bắc - Ðông Bắc Gió Tây -Tây Nam từ Ấn Ðộ Dương thổivào trong mùa mưa, khoảng từ tháng 6 đến tháng 10, tốc độ trung bình 3,6m/s vàgió thổi mạnh nhất vào tháng 8, tốc độ trung bình 4,5 m/s Gió Bắc - Ðông Bắc từbiển Đông thổi vào trong mùa khô, khoảng từ tháng 11 đến tháng 2, tốc độ trungbình 2,4 m/s Ngoài ra có gió tín phong, hướng Nam - Ðông Nam, khoảng từ tháng

3 đến tháng 5 tốc độ trung bình 3,7 m/s

Thủy triều ở đây thuộc loại bán nhật triều, mỗi ngày đều có hai lần thủy triềulên xuống, biên độ triều lớn nhất lớn nhất là 4 -5m Nhiệt độ nước biển ít thay đổi,quanh năm nhiệt độ tầng mặt nước khoảng 24 - 29 độ C, nhiệt độ tầng đáy khoảng26,5- 27 độ C

1.2 Đặc điểm kinh tế - nhân văn

1.2.1 Dân cư

Thành phố Vũng Tàu có khoảng 278000 dân (năm 2009), với diện tích 175,62

km2 Dân số trẻ, độ tuổi trung bình 20 – 35 tuổi chiếm 60% tổng dân số của thànhphố, số dân trong độ tuổi 35 – 50 tuổi chiếm 25%, nhóm người cao tuổi và trẻ emchiếm 15%

Đây là thành phố du lịch nên thành phần dân cư rất đa dạng và phức tạp Dânbản xứ chiếm 30% trong tổng số dân của thành phố, họ sống chủ yếu bằng nghềđánh bắt hải sản và một số nghề thủ công khác Phần còn lại là dân di cư từ miềnbắc vào, họ tham gia hoạt động trong các lĩnh vực: du lịch, dịch vụ, dầu khí…

1.2.2 Kinh tế

Vũng Tàu có thế mạnh về phát triển dầu khí và du lịch Nằm trên thềm bờ biểncủa một khu vực giàu dầu khí, Vũng Tàu hay cả tỉnh Bà Rịa -Vũng Tàu là tỉnh xuấtkhẩu dầu khí lớn nhất Việt Nam Trong cơ cấu ngành công nghiệp, ngành dầu khíchiếm tỉ trọng lớn nhất (95% giá trị sản lượng) Công nghiệp chế biến thực phẩm,

chế biến hải sản, điện năng cũng đóng vai trò quan trọng Các ngành công nghiệpđóng tàu, may mặc, giày da và gia công có xu hướng phát triển nhanh.

Nông lâm ngư nghiệp mặc dù không phải là nghành chủ yếu nhưng đang có sựphát triển đáng kể Gía trị sản lượng tăng đều theo các năm, từng bước chuyển dịchdần từ sản phẩm kém hiệu quả sang phát triển sản phẩm có hiệu quả cao, có giá trịkinh tế, thích nghi với điều kiện tự nhiên của địa phương, có giá trị xuất khẩu caonhư cao su, cà phê…tuy nhiên chỉ mới đáp ứng được 40 % nhu cầu nội địa VũngTàu có biển dài và rộng, lượng hải sản khai thác hàng năm khoảng 150 – 180 ngàntấn Diện tích mặt nước mặn là 3300 hecta, và hơn 1500 hecta nước ngọt thuận lợi

để phát triển nuôi trồng thuỷ sản

Thành phố Vũng Tàu là điểm du lịch nổi tiếng, điều kiện thiên nhiên lý tưởng

ba mặt thành phố giáp biển và hệ thống phong phú các di tích lịch sử cách mạng vàvăn hóa, các danh lam thắng cảnh là những nguồn tài nguyên du lịch mà Vũng Tàuđang khai thác nên hàng năm thu hút khoảng 3 triệu lượt khách du lịch đến thamquan và nghỉ mát Ngành du lịch đã mang lại nguồn thu tài chính đáng kể cho tỉnh(xếp thứ 2 sau ngành dầu khí) Song song với du lịch, các dịch vụ vui chơi giả i trícũng rất phát triển, đáp ứng đủ nhu cầu của khách du lịch

1.2.3 Giáo dục, y tế

Giáo dục

Khi mới thành lập toàn tỉnh chỉ có 240 trường đến nay đã có 31 5 trường (Mầmnon: 99.trường; Tiểu học (TH):137 trường; Trung học cơ sở (THCS): 56 trường;trung học phổ thông (THPT): 23 trường (trong đó có 1 THPT dân tộc nội trú với

200 học sinh) Ngoài ra còn có 11 trường cao đẳng và cơ sở đào tạo đại học củacác trường đại học, trong đó đáng chú ý là cơ sở trường đại học Mỏ - Địa Chất,trường Đại Học Kĩ Thuật Thành Phố Hồ Chí Minh và đặc biệt là sự thành lậpTrường Đại Học Dầu Khí Việt Nam năm gần đây là nơi cung cấp một phần nhânlực tại chỗ cho ngành dầu khí

Y tế

Trên địa bàn tỉnh, ngoài 7 trung tâm y tế của các địa phương là Vũng Tàu, BàRịa, Xuyên Mộc, Long Đất, Châu Đức, Tân Thành, Côn Đảo và 100% xã , phườngđều có trạm y tế còn có các cơ sở y tế của các ngành như Trung tâm y tế XNLDVietsovpetro

Những năm qua, các chương trình y tế quốc gia đều hoàn thành và đạt kết quảtốt Công tác phòng chống dịch bệnh được coi trọng Trong công tác điều trị, chấtlượng khám chữa bệnh từng bước được nâng lên Trang thiết bị y tế cho các cơ sởđiều trị được tăng cường đầu tư với những thiết bị hiện đại như: sinh hó a tự động,huyết học tự động, CT-scanner Mạng lưới y tế cơ sở không ngừng được củng

cố Tính đến nay, tuyến y tế cơ sở bao gồm y tế các phường, xã đều đã hoàn thành

vụ cho các công tác tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí Ngoài ra còn cóchuyến tàu tốc hành hay còn gọi là tàu cánh ngầm từ Sài Gòn đi Vũng Tàu vàngược lại

Giao thông đường hàng không sử dụng chủ yếu cho vận chuyển hàng hóa vàtập trung cho ngành dầu khí, n gười ra các đảo, sân bay nội địa và quốc tế đangđược nâng cấp để ngày càng hiện đại

Thông tin liên lạc

Hệ thống thông tin liên lạc của cả nước nói chung và của Tỉnh Bà Rịa - VũngTàu nói riêng mấy năm gần đây đã có những bước tiến nhảy vọt Phương tiện vàdịch vụ thông tin đã có những thay đổi nhanh chóng, trước đây chỉ có thể liên lạcbằng điện thoại cố định và thư thường, nay đã có thêm điện thoại di động, điệnthoại dùng thẻ, nối mạng Intemet, gửi thư điện tử, Fax, gửi thư và tiền phát nhanh,dịch vụ điện hoa, nhắn tin 108, gửi tiền tiết kiệm

Tài chính và điện năng

Hệ thống ngân hàng phát triển mạnh mẽ, đáp ứng được yêu cầu gửi và chuyểntiền Hiện nay trong thành phố có tới 500 máy rút tiền tự động, một số ngân hànglớn như: Ngân hàng Công thương Việt Nam, Ngân hàng Đầu tư và phát triển…đềugia tăng phạm vi và vốn đầu tư

Trữ lượng khí đốt dồi dào lại các mỏ khí ngoài khơi đã cho phép xây dựng mộttrung tâm năng lượng có tầm cỡ ở Đông Nam Á tại Phú Mỹ huyện Tân Thành tỉnh

Bà Rịa Vũng Tàu Tổng công suất 3.155 MW, chiếm 40% năng lực nguồn điện

của cả nước Đây là nhà máy bao gồm 3 tổ máy turbine khí với công suất của mỗi

Hiện nay, với sự phát triển mạnh mẽ của cơ sở hạ tầng, Vũng Tàu đang thu hútđược nhiều công ty nước ngoài đầu tư vào lĩnh vực dầu khí nói riêng và côngnghiệp nói chung

1.3.2 Khó khăn

Bên cạnh những thuận lợi nêu trên, Vũng Tàu vẫn còn những khó khăn sau:

- Nguồn lao động trẻ dồi dào nhưng chất lượng vẫn chưa cao, thiếu kinhnghịêm thực tế, vẫn làm việc dưới sự giám sát của chuyên gia nước ngoài Nguồnlao động chính là dân di cư nên vẫn gặp những khó khăn trong tuyển dụng laođộng khi cần thiết

- Việc thăm dò, khai thác dầu khí và các hoạt động phụ trợ khác triển khaitrên biển dễ bị ngừng trệ vào mùa biển động

- Vì các hoạt động tìm kiếm, thăm dò diễn ra ngoài biển nên các thiết bị, dụng

cụ dễ xảy ra ăn mòn cao

- Ngành công nghiệp đóng tàu và xây dựng cảng biển chưa đáp ứng được yêucầu tại chỗ Công tác sửa chữa và chống ăn mòn cho các thiết bị trên biển chưa đạthiệu quả cao

- Mức độ ô nhiễm môi trường do hoạt động khai thác dầu khí gây ra vẫn chưađược xử lí triệt để

CHƯƠNG 2: ĐẶC ĐIỂM CẤU TRÚC ĐỊA CHẤT LÔ 15-1

2.1 Vị trí địa lý, lịch sử tìm kiếm, thăm dò dầu khí lô 15-1.

2.1.1 Vị trí địa lý lô 15-1

Lô 15-1 thuộc bể Cửu Long, phần lục địa phía Nam của Việt Nam, diện tíchxấp xỉ 4600 km2, cách thành phố Hồ Chí Minh 180 kilomet về phía Đông Nam(hình II.1) Chiều sâu nước biển thay đổi từ 20 đến 55m Hiện nay, lô 15-1 baogồm các mỏ: Vàng Anh, Sư Tử Vàng, Sư Tử Trắng và Sư Tử Nâu (xem hình 2.1).Hydrocarbon thương mại được tìm thấy trong móng nứt nẻ ,cát kết Mioxen hạ vàOligoxen Trong đó xác định được đá móng là đối tượng chứa chủ yếu

Hình 2.1: Bản đồ vị trí lô 15-1 [1]

2.1.2 Lịch sử tìm kiếm – thăm dò dầu khí lô 15-1

Công ty Liên Doanh Điều Hành Chung Cửu Long (CLJOC) được thành lậpvào ngày 26/10/1998 với chức năng hoạt động thăm dò và khai thác dầu khí thuộc

lô 15-1

CLJOC được giao điều hành diện tích hợp đồng lô 15-1 bao gồm giai đoạnthăm dò đầu tiên trong 3 năm Tiếp theo thành công của giai đoạn đầu, CLJOCđược phê duyệt cho phép gia hạn giai đoạn thăm dò kéo dài tổng cộng đến 7 nămqua 3 thời kỳ Giai đoạn thăm dò cuối cùng kết thúc vào ngày 2 5/10/2005.

2.1.2.1 Mỏ Vàng Anh

Lô 15-1 đã từng được công ty Deminex thăm dò vào năm 1979 Giếng khoanđầu tiên 15-G-1X đã phát hiện dầu với trữ lượng nhỏ trong trầm tích vụnOligoxen, Mioxen nhưng chưa đánh giá đầy đủ về đá móng

Chương trình thăm dò của CLJOC bắt đầu với công tác thu nổ khoảng 337

km2 địa chấn 3D vào tháng 5/1999 Dữ liệu thu nổ được gửi cho Veritas xử líPSTM(Pre-Stack Time Migration) ngay trong năm 1999 CLJOC đã khoan giếngtìm kiếm đầu tiên 15-1-VA-1X vào ngày 6/8/2000, giếng được hoà n thành vào8/10/2000, thử vỉa cho lưu lượng 5655 thùng/ngày trong đá móng, 1366thùng/ngày trong Oligoxen và 5600 thùng/ngày trong Mioxen hạ ở phần Tây –Nam của cấu tạo Vàng Anh

Loạt các giếng khoan thẩm lượng tiếp theo VA-2X được khoan tiếp ngay saukhi đệ trình bản kế hoạch thẩm lượng Những giếng khoan này được khoan ở phíaTây-Nam của mỏ Vàng Anh Giếng VA-2X này đầu tiên được thiết kế bao gồmmột thân giếng thẳng và một giếng xiên nhằm thu thập dữ liệu từ tầng Mio xen vàmóng Trong thực tế vận hành, chương trình khoan đã mở rộng thêm với mộtgiếng khoan định hướng ( side – track) VA-2X-ST khoan vào móng Giếng VA-2Xkhởi công ngày 11/3/2001 và chương trình khoan kết thúc với giếng VA-2X-STngày 5/7/2001 sau khi mở dòng 13223 thùng/ngày từ móng, kết quả thử vỉa vớigiếng VA-2X-DEV cũng cho dòng dầu lưu lượng 4589 thùng/ngày từ móng và

6443 thùng/ngày từ tầng Mioxen hạ Đánh giá kết quả giếng khoan VA-2X-ST xácđịnh một thể tích thân dầu tiếp xúc quan trọng, nó cho phép công bố giá trị thươngmại đầu tiên vào ngày 8/8/2001

Giếng VA-3X là giếng khoan thẩm lượng khu vực trung tâm cấu tạo VàngAnh Giếng này được khởi công ngày 9/7/2001 và kết thúc ngày 7/9/2001 và saukhi thử vỉa cho dòng dầu 2763 thùng/ngày từ móng, 4 360 thùng/ngày từ tầngMioxen hạ Giếng khoan này cũng nhằm kiểm tra, đánh giá sự có mặt của dầu giữaphần Đông Bắc và phần Tây Nam của mỏ thông qua đứt gãy cắt qua cấu tạo

Giếng VA-4X được khoan với mục đích kiểm tra tính thương mại Đông Bắccấu tạo Vàng Anh Giếng được khởi công ngày 14/9/2002 kết thúc ngày

10/10/2002 Mặc dù giếng cho dòng dầu 11520 thùng/ngày từ móng, nhưng lạikhông thể xác minh các thông số về trữ lượng và phạm vi của mỏ theo dự kiến banđầu cho khu vực này Dầu từ móng của giếng VA -4X có độ ngậm khí của dầu (Rs)

và các thông số khác là khác với dầu trong móng phần Tây Nam của cấu tạo VàngAnh cho thấy có ranh giới ngăn cách giữa phần Tây Nam và Đông Bắc của mỏVàng Anh Giếng thẩm lượng VA-4X cũng đã phát hiện sự tồn tại và phát triểncủa dầu trong trầm tích cát C30 tuổi Oligoxen và thử được dòng dầu kỉ lục trongkhu vực là 14365 thùng/ngày

Đông Bắc mỏ Vàng Anh tiếp tục được thẩm l ượng trong năm 2005 bởi giếngVA-5X Giếng được khởi công ngày 12/4/2005, kết thúc vào ngày 27/5/2005 , thửvỉa cho lưu lượng dầu 8652 thùng/ngày trong móng

Giếng VA-6X được khởi công ngày 27/3/2005 với mục đích kiểm tr a khu vựcTây Bắc của mỏ Vàng Anh Giếng đã được đóng và hủy như giếng khô vào ngày1/6/2005 sau khi thử dòng từ móng chỉ có nước

2.1.2.2 Mỏ Sư Tử Vàng

Giếng SV-1X là giếng thăm dò thứ hai được khoan ở Lô 15 -1 Mục tiêu củagiếng là kiểm tra cấu tạo Sư Tử Vàng, nằm cách mỏ Vàng Anh 7 km về phíaNam Giếng được khởi công ngày 8/9/2001, hoàn thành ngày 23/10/2001, sau khithử vỉa thành công cho lưu lượng 11388 thùng/ngày từ đá móng Cấu trúc địa chấtcủa mỏ Sư Tử Vàng được thể hiện qua mặt cắt địa chất-địa chấn dọc theo phương

ĐB – TN (xem trên hình 2.2)

Giếng SV-2X là giếng khoan thẩm lượng khu vực Đông Bắc cấu tạo Sư TửVàng Giếng này được khởi công 22/7/2002 và kết thúc ngày 12/9/2002 Giếngcho dòng dầu với lưu lượng 7 774 thùng/ngày từ đá móng

Giếng khoan thẩm lượng thứ hai trong cấu tạo Sư Tử Vàng, giếng SV -3X,được khoan vào tháng 2/2004 với mục đích kiểm tra cánh Tây Nam của cấu tạo Mặc dù giếng có biểu diện dầu khí nhưng không cho dòng dầu tự phun, được xem

là không kinh tế do đó đã được đóng và huỷ giếng

Giếng SV-4X được khoan với mục đích kiểm tra tính thương mại của pháthiện Sư Tử Vàng Giếng được khởi công ngày 16/3/2004 từ vị trí đáy biển củagiếng SV-1X và hoàn thành 18/5/2004 sau khi thử với lưu lượng dầu 12815thùng/ngày từ móng Kết quả này đã xác minh thành công tính thương mại của mỏ

và cho phép đẩy nhanh tiến độ phát triển cụm mỏ Vàng Anh/ Sư Tử Vàng

Giếng SV-5X là giếng thẩm lượng cẩu tạo Sư Tử Vàng cuối cùng Giếng đượckhởi công ngày 8//6/2005 khoan vào khu vực Đông Bắc của mỏ Kết qủa thử vỉacủa giếng cho dòng dầu với lưu lượng 7800 thùng/ngày xác định thêm trữ lượngcho cấu tạo.

Hình 2.2 Mặt cắt địa chất – địa chấn dọc của mỏ Sư Tử Vàng [1]

2.1.2.3 Mỏ Sư Tử Trắng

Mỏ Sư Tử Trắng nằm ở góc Đông Nam của lô 15 -1, mỏ đã thu nổ và xử lý 400

km2 địa chấn 3D vào năm 2001 và được FairField xử lý PSTM (Pre-stack timemigration) vào năm 2002, xử lý PSDM (Pre-stack depth migration) vào năm 2004.CLJOC đã khoan giếng thăm dò thứ tư trên lô này là ST-1X và phát hiện mỏ Sư

Tử Trắng vào tháng 8 /2003

Chương trình công tác trong năm 2005 của CLJOC bao gồm 2 giếng thẩmlượng cho mỏ Sư Tử Trắng, ST -2X, ST-3X nhằm đánh giá sự tồn tại của đứt gãycũng như để kiểm t ra tầng chứa móng và oligoxen Kết quả thử vỉa 2 giếng cũngcho biết sự tồn tại của hydrocacbua khí và condensat chứ không có dầu

Giếng khoan ST-1X được khoan vào ngày 29/08/2003 và hoàn thành vào24/12/2003, kết quả thử 3 vỉa trong các tầng trầm tích Oligoxen cho lưu lượng trênngày tổng cộng ~2 triệu m3 khí/ngày, 8316 thùng condensat tỉ trọng ρ = 0,77 –

0,84 g/cm3 Mặc dù không thực hiện thử vỉa cho móng của giếng ST-1X nhưng kếtquả khoan vẫn cho thấy biểu hiện trữ lượng tiềm năng khá tốt từ đối tượng này.Giếng ST-2X thử vỉa cho móng cho lưu ~85 nghìn m3 khí/ngày và 386 thùngcondensat/ngày.

Giếng ST-3X khoan và thử vỉa cho các tập trầm tích oligoxen cho lưu lượngtổng cộng là 433 nghìn m3 khí/ngày và 3368 thùng condensat/ngày

Giếng khoan ST-4X là giếng khoan cuối cùng được thực hiện ở mỏ này, đượckhoan vào tháng 7/2006 và hoàn thành 9/2006 Kết quả thử vỉa tập E Oligocen cholưu lượng dầu thấp, với lưu lượng lớn nhất là ~226 nghìn m3 khí/ngày và 2796thùng condensat + dầu /ngày Sau giếng khoan này trữ lượng khí tại chỗ của mỏ

Sư Tử Trắng đã được đánh giá và bàn thảo kế hoạc khai thác sớm được đệ trìnhcác định hướng phát triển cho triển vọng khí – condensat, bao gồm cả việc nghiêncứu một chương trình thẩm lượng nhằm giảm thiểu các rủi ro liên qua n đến côngtác phát triển

Phần Tây Bắc của mỏ đã được khoan và thử vỉa vào tháng 08/2008 với giếngkhoan tìm kiếm ST-NW-1X Kết cho thấy các tập trầm tích cho chất lượng tầngchứa thấp, độ bão hòa nước cao, độ linh động nước lớn và độ bão hòa dầu dư cao,

do đó giếng đã bị đóng ngay sau đó

2.1.2.4 Mỏ Sư Tử Nâu

Nằm ở phía Bắc lô 15-1 Đây là mỏ mới được phát hiện trong lô, hiện tại vẫnđang trong giai đoạn thẩm lượng, bàn thảo kế hoạch cho công tác chuẩn bị đưa mỏvào khai thác Mỏ được thu nổ 765 km2 địa chấn 3D vào năm 2004 và được xử lýPSTM(Pre-stack time migration) bởi Veritas năm 2004-2005, xử lý PSDM(Pre-stack depth migration) bởi Failfield năm 2007-2008

Giếng khoan tìm kiếm SN-1X được khoan ở phía Tây Nam của mỏ Sư TửNâu, giếng được khởi công ngày 26/7/2005 với mục đích kiểm tra cấu tạo triểnvọng phần phía Bắc của lô 15-1 Đối tượng chính của giếng khoan này là kiểm tratầng chứa móng tiềm năng và các trầm tích lớp phủ Oligo xen, đây là giếng khoanxiên Chiều sâu đạt tới 3536 mTVDSS Kết quả thử vỉa đá móng của giếng chodòng với lưu lượng 9379 thùng/ngày, dầu có tỉ trọng ρ ~0,78 g/cm3, tỉ số khí dầuđạt 81 scf/stb (~14,4 m3/m3) và không thấy có nước Đối các tập trầm tích, mặc dù

có biểu hiện tốt về dầu khí nhưng không đem lại hiệu quả như mong đợi Với trầmtích cát kết trong Mioxen có chiều dày tầng chứa quá mỏng chỉ đạt 7m, trong khi

đó các trầm tích trong Oligoxen dày 195m nhưng kết quả thử vỉa DST lại khôngcho dòng nên chúng đã bị nút lại.

Giếng SN-2X là giếng thẩm lượng của mỏ, ở vị trí cao nhất mỏ,phía Đông Bắccấu tạo Được khoan ngày 28/09/2007 và hoàn thành 12/11/2007 Mục đích chủyếu để đánh giá tiềm năng dầu trong đá móng, ngoài ra nhằm kiểm tra lại tầngtrầm tích Miocene và Oligocene sau giếng khoan SN-1X Kết quả thử vỉa đá móngcho thấy tiềm năng rất tốt của giếng với lưu lượng dầu đạt 9717 thùng/ngày vàkhông có nước Đối các tập trầm tích khi thử vỉa DST cũng không cho dòng nêncác tầng trầm tích này đều bị nút lại, bỏ qua

Vị trí các giếng khoan trong các mỏ thuộc lô 15-1 được thể hiện như tronghình 2.3 sau

Hình 2.3 : Vị trí các giếng khoan trong lô 15-1 [2]

2.1.2.5 Hoạt động thăm dò và thẩm lượng khác

Giếng thăm dò thứ ba của Lô 15 -1, Giếng khoan Sư Tử Chúa SC-1X, đượcthiết kế nhằm kiểm tra móng nứt nẻ của khu vực yên ngựa nằm giữa cấu tạo VàngAnh và Sư Tử Vàng Giếng cũng được thiết kế để kiểm tra điểm tràn dầu của cụmcấu tạo trong Lô 15-1 Giếng SC-1X được khởi công ngày 17/5/2002, giếng khôngcho kết quả thử vỉa với dòng dầu tự phun nhưng cũng có một lượng dầu nhỏ ởmiệng giếng Giếng được đóng và huỷ vào ngày 21/7/2002 Kết quả của giếng đãkhông chứng minh được tính liên thông giữa cấu tạo Vàng Anh và Sư Tử Vàng

2.2 Cấu trúc địa chất lô 15-1

Lô 15-1 thuộc bể Cửu Long, bể rift nội lục điển hình, được hình thành và pháttriển trên mặt đá kết tinh trước Kainozoi nên nó cũng chịu chi phối chung bởi cácyếu tố cấu trúc, địa tầng, địa chất của bồn trũng Cửu Long Vì vậy việc nghiên cứuđặc điểm địa chất của lô có thể kế thừa các nghiên cứu địa chất của bể Cửu Long

xẫm Hệ tầng có chiều dày từ 0 đến 5 00m Điệp Trà Cú nằm bất chỉnh hợp lênmóng.

2 Thống Oligoxen, phụ thống Oligoxen thượng; điệp Trà Tân (Pg32tt)

Trầm tích bao gồm các lớp cát, bột, sét xen kẽ, được hình thành trong môitrường sông hồ, đầm lầy và trầm tích biển nôn g Trầm tích Oligoxen thượng đượcchia thành hai phụ điệp là Trà tân dưới và Trà Tân trên :

Phụ điệp Trà Tân dưới (Pg32tt1): có chiều dày 300 đến 950m, bao gồm các lớpcát kết hạt thô có màu xám sáng, xám xẫm, xám xanh xen kẽ, ít bột kết và nhữnglớp đá vôi mỏng

Phụ điệp Trà Tân trên (Pg32tt2): có chiều dày 200 đến 300m, hàm lượng trầmtích chủ yếu là sét kết vàng nâu đến nâu, xen kẽ là các lớp cát kết, bột kết

Hình 2.4: Cột địa tầng lô 15-1 [1]

2.2.1.2.2 Hệ Neogen (xem hình 2.4).

1 Thống Mioxen, phụ thống Mioxen hạ; điệp Bạch Hổ (N11bh)

Trầm tích bao gồm các các lớp cát kết, bột kết, sét kết xen kẽ Điệp này cóchiều dày 400 ÷ 500m, được chia ra thành hai phụ điệp: Bạch Hổ trên mở rộng tớibất chỉnh hợp bên trong Mioxen hạ và Bạch Hổ dưới mở rộng tới nóc điệp TràTân

Phụ điệp Bạch Hổ dưới (N11bh1): gồm các lớp cát kết, bột kết, sét kết xen kẽ và

có những lớp than mỏng Cát kết có màu xám nâu sáng đến xám xanh oliu độ hạt

từ mịn đến thô Bột kết có màu xám sáng đến xám vàng, xám xanh Sét kết màu đỏnâu, đỏ xám, xám xanh

Phụ điệp Bạch Hổ trên (N11bh2) : gồm có tầng sét rotalid ở phần đỉnh cao nhất,chủ yếu là sét và phần dưới là cát kết, bột kết, sét kết xen kẽ

Tầng sét rotalid hàm lượng chủ yếu là sét montmorionit và ít bột, dày khoảng80-100m Sét có màu xanh nâu, nâu sáng và nâu oliu sáng

2 Thống Mioxen, phụ thống Mioxen trung; điệp Côn Sơn (N12cs)

Trầm tích bao gồm cát kết, sét kết xen kẽ, mạch dolomit và lớp than mỏng.Hình thành trong môi trường đồng bằng đến biển nông Chiều dày khoảng từ 500đến 600m

Cát kết có màu xám xanh tới xám nâu, độ hạt từ rất mịn đến thô Đây là cát kếtrắn chắc

Sét kết có màu sắc thay đổi: nâu đỏ, hồng cam, đôi khi màu vàng nâu, rấtmềm, dễ hòa tan và dính

3 Thống Mioxen, phụ thống Mioxen thượng; điệp Đồng Nai (N13đn)

Trầm tích bao gồm cát kết, sét kết xen kẽ, các mạch dolomit và các lớp thanmỏng Chiều dày 600 đến 700m Hình thành trong môi trường từ đầm lầy, đồngbằng tới biển nông

Cát kết có các hạt không rõ ràng, có màu xám xanh oliu sáng, nâu vàng nhạt.Sét kết có màu sắc thay đổi, phổ biến màu nâu đỏ và nâu vàng, rất mềm, dễhoà tan và dính

Điệp Biển Đông tương ứng tập địa chấn A, với chiều dày thay đổi 600 ÷ 700m

Trầm tích chủ yếu là cát hạt trung - mịn với ít lớp mỏng bùn, sét màu xám nhạtchứa phong phú hoá đá biển và glauconit thuộc môi trường trầm tích biển nông,ven bờ, một số nơi có gặ p đá carbonat Trầm tích của điệp này nằm gần nhưngang, nghiêng thoải về Đông và không bị biến vị.

2.2.2 Đặc điểm cấu - kiến tạo lô 15-1.

2.2.2.1 Các đơn vị cấu trúc lô 15-1

Việc phân chia các đơn vị cấu tạo được dựa trên đặc điểm cấu trúc địa chất với

sự khác biệt về chiều dày trầm tích và bị giới hạn bởi những đứt gãy hoặc hệ thốngđứt gãy có biên độ đáng kể Diện tích lô 15 -1 thuộc ba đơn vị cấu trúc chính của bểCửu Long (xem hình 2.5) Phía Đông, Đông Bắc thuộc đới phân dị Đông - Bắc,phía Nam và Tây Nam thuộc đới nâng Tây - Bắc, phía Bắc và Tây Bắc thuộc sườnnghiêng Tây - Bắc

Sườn nghiêng Tây Bắc là dải sườn bờ Tây Bắc của bể kéo dài theo hướng

ĐB-TN, chiều dày trầm tích tăng dần về hướng Tây Nam từ 1 đến 2,5 km Sườnnghiêng bị cắt xẻ bởi các đứt gãy kiến tạo có hướng ĐB - TN hoặc TB – ĐN, tạothành các mũi nhô Trầm tích Kz của bể thường có xu hướng vát nhọn và gá đáylên móng cổ granitoid trư ớc Kainozoi

Đới nâng phía Tây Bắc nằm về phía Tây Bắc trũng Đông Bắc và được khống

chế bởi các đứt gãy chính phương ĐB- TN Về phía Tây Bắc đới nâng bị ngăncách với sườn nghiêng Tây Bắc bởi một địa hào nhỏ có chiều dày trầm tích khoảng

6 km Đới nâng bao gồm cấu tạo Vừng Đông và dải nâng kéo dài về phía ĐôngBắc

Đới phân dị Đông Bắc nằm kẹp giữa đới nâng Đông Phú Quý và sườnnghiêng Tây Bắc Đây là khu vực có chiều dày trầm tích trung bình và bị phân dịmạnh bởi hệ thống các đứt gãy có đường phương TB -ĐN, á kinh tuyến và á vĩtuyến tạo thành nhiều địa hào và địa luỹ nhỏ

2.2.2.2 Hệ thống đứt gãy lô 15-1.

Lô 15-1 gồm 2 hệ thống đứt gãy chính có hướng: Đông Bắc – Tây Nam vàĐông – Tây Đứt gãy có hướng Đông Bắc – Tây Nam là đứt gãy chính của bể và làđứt gãy phân chia ranh giới cấu trúc, đứt gãy Đông – Tây hình thành và phát triểnmuộn hơn so với đứt gãy Đông Bắc – Tây Nam (xem hình 2.6) Phần lớn đứt gãyđều nằm trên nóc trầm tích Oligoxen Theo kết quả khôi phục lịch sử chôn vùi chothấy cấu tạo Vàng Anh, Sư Tử Vàng và Sư Tử Tr ắng phía Nam đều được hình

thành trước tập sét Oligoxen “D” (phụ điệp Trà Tân dưới – Pg32tt1) nó chứng minhrằng một số đứt gãy nhỏ còn hoạt động trong Mioxen hạ.

2.2.2.3 Phân tầng cấu trúc lô 15-1.

Trên cơ sở các đặc điểm về kiến tạo khác nhau ta có thể phân tầng cấu trúc lô15-1 như sau:

Đá móng liên quan đến quá trình trước tạo rift, đặc biệt là từ Jura thượng đến

Paleoxen (thời kỳ đầu KZ) dây là thời gian thành tạo và nâng cao của đá móngmagma xâm nhập, về mặt thạch học đá móng bao gồm granit, granodiorit, đá biếnchất Các thành tạo này sau khi trải qua thời kì dài bóc mòn dập vỡ khối tảng đã bịnứt nẻ dập vỡ Sau đó trải qua quá trình san bằng địa hình trước khi hình thành bểtrầm tích Cửu Long Địa hình bề mặt bóc mòn của móng kết tinh trong phạm vikhu vục bể lúc này không hoàn toàn bằng phẳng, có sự đan xen giữa các thunglũng và đồi, núi thấp Chính hình thái địa hình mặt móng này đóng vai trò kháquan trọng trong việc phát triển trầm tích lớp phủ kế thừa cuối Eoxen đầuOligoxen để rồi móng nứt nẻ trước Kainozoi trở thành đối tượng có tiềm năngchứa dầu khí

Trầm tích Paleogen gồm những trầm tích thành tạo trong quá trình đồng tạo

rift, vào cuối Eoxen và đầu Oligoxen hạ hoạt động đứt gãy diễn ra mạnh mẽ, hìnhthành nên các địa hào, bán địa hào được lấp đầy bằng các trầm tích hạt thô như sạncuội kết, có xen lớp sét mỏng và phun trào chủ yếu thành phần bazơ trung tính.Thời kì Oligoxen quá trình tách giãn tiếp tục phát triển làm cho bể lún chìm sâu vàrộng hơn trầm tích chủ yếu là các tập sét dày đến vài chục mét, giầu vật chất hữu

cơ phân bố rộng, là một nguồn sinh quan trọng Cuối Oligoxen thượng hoạt độngnén ép xẩy ra tạo nên các cấu trúc “trồi”, các cấu tạo hình hoa dương

Trầm tích Neogen và Đệ Tứ tương ứng với chế độ kiến tạo sau tạo rift Các

trầm tích của thời kì sau rift có đặc điểm chung là phân bố rộng không biến vị uốnnếp, và gần như nằm ngang

Ở bể Cửu Long trong Mioxen hạ, các hoạt động tái căng giãn yếu lún chìm từ

từ vẫn xảy ra Phụ điệp Bạch Hổ dưới (N11bh1) chủ yếu là cát kết bột kết xen kẽ sétkết tích tụ trong môi trường đầm lầy vũng vịnh bồi tích (aluvi), phụ điệp Bạch Hổtrên (N11bh2) chủ yếu là sét kết, và phần lớn diện tích bể, nóc trầm tích Mioxen hạđược đánh dấu bằng quá trình chìm sâu bể với sự thành tạo tầng sét Rotali a biểnnông rộng khắp và tạo nên tầng chắn khu vực khá tốt cho toàn bể

Từ Mioxen trung, quá trình lún chìm tiếp tục gia tăng, đồng thời mực nướcbiển dâng đã có ảnh hưởng rộng lớn đến hầu hết các vùng quanh biển Đông Trầmtích Mioxen trung chủ yếu là cát kết hạt thô-trung, bột kết xen kẽ các lớp sét kếtđôi khi là lớp than mỏng.

Mioxen thượng được đánh dấu bằng sự lún chìm mạnh Sau đó là thời gianbiển tiến rộng lớn Trầm tích Mioxen thượng chủ yếu là cát hạt trung xen kẽ vớibột và các lớp mỏng sét đôi khi gặp các vỉa cacbonat hoặc than mỏng

Trầm tích Plioxen –Đệ tứ chủ yếu là các hạt trung mịn với lớp mỏng bùn, sét.Các tầng trầm tích Mioxen trung và các trầm tích trẻ hơn của bể xem nhưkhông có triển vọng chứa dầu khí dù là đá hạt thô có khả năng thấm chứa tốt dochúng nằm trên tầng sét khu vực sét kết Rotalia

Hình 2.5: Sơ đồ phân vùng cấu trúc bể Cửu Long [5]

Hình 2.6 : Sơ đồ cấu trúc lô 15-1 [1]

2.2.3 Lịch sử phát triển địa chất

Lô 15-1 nằm trong khung cấu trúc địa chất của bể Cửu Long nên nó chịu chiphối chung về yếu tố kiến tạo của bể Bể trầm tích Cửu Long là bể rift nội lục điểnhình, bể được hình thành và phát triển trên mặt đá móng kết tinh trước Kainozoi.Các giai đoạn phát triển của bể có thể được mô tả như sau :

1 Giai đoạn trước rift - trước Kainozoi

Trong giai đoạn này hoạt động kiến tạo điển hình là va mảng Ấn Độ vào mảngÂu-Á và sự hình thành đới hút chìm dọc cung Sunda (50 -43,5 triệu năm trước),cùng với các hoạt động của macma, núi lửa với nhiều pha khác nhau Các hoạtđộng kiến tạo nâng lên mạnh mẽ, nó là thời gian thành tạo và nâng cao của đámóng Các thành tạo đá xâm nhập, phun trào Mesozoi muộn – Kainozoi sớm vàtrầm tích cổ trước đó đã trải qua thời kỳ dài bào mòn, dập vỡ khối tảng, căng giãn

ở khu vực theo hướng TB-ĐN tạo nên các địa hào, địa lũy Các địa lũy khối nângnhô cao bị phong hóa, bào mòn rất mạnh và các vật liệu sản phẩm của quá trìnhnày được vận chuyển đi lấp đầy các trũng lân cận Đây là giai đoạn san bằng địahình trước khi thành tạo bể Cửu Lo ng

2 Giai đoạn đồng tạo rift – Eoxen-Oligoxen

Bắt đầu vào cuối Eoxen, đầu Oligoxen dưới do tác động của các biến cố kiếntạo vừa nêu với h ướng căng giãn chính là TB-ĐN, do hiện tượng căng giãn, hàngloạt đứt gãy hướng ĐB -TN nên các địa hào ban đầu của bể trầm tích Kainozoicũng được hình thành Các sản phẩm do phong hoá, bóc mòn ở giai đoạn trướcđược vận chuyển và lấp đầy trong địa hào Trầm tích vụn của điệp Trà Cú đượcthành tạo trong giai đoạn này có môi trường sườn tích, bồ i tích và hồ Có thể đánhgiá biên độ sụt lún qua quan sát bề dầy trầm tích Các cấu tạo Vàng Anh và Sư TửVàng thấy vắng mặt trầm tích của hệ tầng Trà Cú (tập địa chấn E, F), chứng tỏkhối móng nhô cao và bị phong hoá rất mạnh

Thời kỳ tạo rift xảy ra đến cuối Oligoxen thượng có tính kế thừa của giai đoạntrước Trong Oligoxen giãn đáy biển theo hướng B – N tạo biển Đông bắt đầu từ

32 triệu năm trước Trục giãn đáy biển phát triển lấn dần xuống TN và đổi hướng

từ Đ – T sang ĐB – TN vào cuối Oligoxen Các quá trình này đã gia tăng các hoạtđộng tách giãn và đứt gãy ở bể Cửu Long trong Oligoxen và nén ép vào cuốiOligoxen

Quá trình tách giãn tiếp tục phát triển làm cho bể lún chìm sâu, rộng hơn Các

hồ, trũng trước núi trước đó được mở rộng, sâu dần và liên thông nhau và có chế

độ trầm tích khá đồng nhất Các tầng trầm tích hồ, biển nông dày, phân bố rộngđược xếp vào điệp Trà Tân được thành tạo mà chủ yếu là sét giàu vật chất hữu cơmàu nâu, nâu đen tới đen Các hồ phát triển trong các địa hào riêng biệt đư ợc liênthông nhau, mở rộng dần và có hướng phát triển kéo dài theo phương ĐB – TN,đây cũng là phương phát triển ưu thế của hệ thống đứt gãy mở bể

Hoạt động nén ép vào cuối Oligoxen thượng đã đẩy trồi các khối móng sâugây nghịch đảo trong trầm tích Oligoxen ở trung tâm các đới trũng chính, làm táihoạt động các đứt gãy thuận chính ở dạng ép chờm, trượt bằng và tạo nên các cấu

trúc “trồi”, cấu tạo dương/âm hình hoa, phát sinh các đứt gãy nghịch, đồng thời

xảy ra hiện tượng bào mòn, vát nhọn mạnh trầm tíc h

3 Giai đoạn sau rift - Mioxen - Đệ Tứ

Vào Mioxen hạ, quá trình tách giãn đáy Biển Đông theo phương TB -ĐN đãyếu đi và nhanh chóng kết thúc vào cuối Mioxen hạ (17 triệu năm trước) Các hoạtđộng đứt gãy vẫn diễn ra yếu và chỉ chấm dứt hoàn toàn từ Mioxe n giữa - hiện tại.Các trầm tích của thời kỳ sau rift có đặc điểm chung là: phân bố rộng, không bịbiến dạng, uốn nếp và gần như nằm ngang

Tuy nhiên, các quá trình này vẫn gây ra hoạt động tái căng giãn yếu, lún chìm

từ từ trong Mioxen hạ và hoạt động núi lửa Vào cuối Mioxen hạ trên phần lớndiện tích bể, nóc trầm tích Mioxen hạ - hệ tầng Bạch Hổ được đánh dấu bằng biến

cố chìm sâu bể với sự thành tạo của tầng “sét Rotalid” biển nông rộng khắp là tầngchắn có chất lượng tốt cho khu vực cả bể Cuối Mioxen hạ, toàn bể trải qua quátrình nâng khu vực và bóc mòn yếu

Vào Mioxen trung, lún chìm tiếp tục gia tăng và biển có ảnh hưởng rộng lớnđến hầu hết các vùng quanh Biển Đông Cuối thời kỳ này, có một pha nâng lên,dẫn đến sự tái thiết lập điều kiện môi trườn g sông ở phần Tây Nam, còn ở phầnĐông - Đông Bắc của bể điều kiện ven bờ vẫn tiếp tục được duy trì

Mioxen muộn được đánh dấu bằng sự lún chìm mạnh ở Biển Đông và phầnrìa, khởi đầu quá trình thành tạo thềm lục địa hiện đại Đông Việt Nam Núi lửatích cực hoạt động ở phần Đông Bắc bể Cửu Long, Nam Côn Sơn và phần đất liềnNam Việt Nam Trầm tích hạt thô được tích tụ trong môi trường ven bờ ở phầnNam bể và trong môi trường biển nông ở phần Đông Bắc của bể

Plioxen là thời gian biển tiến rộng lớn và có lẽ đây là lần đầu tiên toàn bộ vùngBiển Đông hiện tại nằm dưới mực nước biển Các trầm tích hạt mịn hơn được vậnchuyển vào vùng bể Cửu Long và xa hơn tích tụ vào vùng bể Nam Côn Sơn trongđiều kiện nước sâu.

2.2.4 Tiềm năng dầu khí

2.2.4.1 Đá sinh

Các nghiên cứu địa hóa bồn trũng Cửu Long đã xác định được các tập đá mẹsinh dầu khí chính có tuổi Eocen? - Oligoxen hạ đến Mioxen hạ Tuy nhiên cácgiếng khoan ở khu vực lô 15-1 chỉ bắt gặp tập đá sinh chủ yếu thuộc hệ tầngOligoxen

Trong Eoxen? + Oligoxen thì đá mẹ có tổng hàm các bon hữu cơ (TOC) trong

các mẫu sét hầu hết đạt trên 1%, phổ biến là trên 2%, cá biệt có những nơi đạt tới10% Giá trị s2 rất cao Chỉ số HI cũng khá cao Trong thống Oligoxen được chialàm ba tập sét tiềm năng tương ứng với ba tập địa chấn “C”, “D” và “E” (hình 2.4).Tập địa chấn “D” tương ứ ng phụ điệp Trà Tân dưới, chiều dày dao động 300 -

950 m, chúng có độ phản xạ vitrinit Ro và hàm lượng sét cao nhất, sét có màu màunâu thẫm và dày nhất với giá trị đường gammaray cao Nó được coi là tầng đá mẹtốt nhất cho toàn bể

Các tập địa chấn “C” và tập “E” ( tương ứng các phụ điệp Trà Tân trên và phụđiệp Trà Cú trên) cũng được coi là tầng đá mẹ tốt, nhưng chúng có chiều dày mỏnghơn nhiều so tập “D” Nguồn cấp chính hydrocacbua của lô được chứng minh nằm

ở phía Đông Nam và một phần phía Đông Bắc của lô 15-1

Trong Mioxen bắt gặp tập sét tiềm năng trong Mioxen hạ, tuy nhiên những tập

này rất mỏng, chưa trưởng thành nên không phải là nguồn sinh tiềm nănghydrocacbon cho lô 15-1

2.2.4.2 Đá chứa

Trong phạm vi lô 15-1 gồm có 2 loại đá chứa chính là đá móng nứt nẻ và đácát kết Chúng có thể được chia thành 3 đối tượng là đá móng nứt nẻ (đối tượng 1),cát kết Oligoxen (đối tượng 2) và cát kết Mioxen hạ (đối tượng 3) Trong đó đámóng (đối tượng 1) là đối tượng chứa chủ yếu (xem hình 2.4)

Đá móng (ĐT1) nứt nẻ gồm granit, granitgneis, granodiorit, diorit, adamelit,monzodiorit, gabro, monzogabro bị các đai mạch diabas, bazan-andezit pocfia cắt

qua và bị biến đổi ở mức độ khác nhau Thành phần granit gồm 12÷34% thạchanh, 9÷38% fenpat kali, 14÷40% plagioclas Loại đá chứa này được hình thành dohai yếu tố: nguyên sinh - sự co rút của đá magma khi nguội lạnh và quá trình kếttinh, thứ sinh - hoạt động kiến tạo và quá trình phong hoá, biến đổi th uỷ nhiệttương đương với giá trị độ rỗng nguyên sinh và thứ sinh.

Cát kết Oligoxen (ĐT2) với hai phụ thống đặc trưng:

Cát kết Oligoxen hạ tương ứng với 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 tiềnchâu thổ (prodelta) và đầm hồ ở phần sâu của bể Cát kết là arcô-lithic, có độ hạtthô, chứa cuội, sạn đến trung bình có màu xám, xám nâu với độ lựa chọn kém với

xi măng gắn kết là caolinit, thuỷ mica, clorit và carbonat kiểu lấp đầy và tiếp xúc.Đặc trưng log có phân dị khá rõ giữa các tập cát kết và sét - bột kết Độ rỗng có thểđạt tới 18%, trung bình là trong khoảng 12 ÷ 16% Độ thấm dao động trongkhoảng 1 ÷ 250 mD Độ rỗng của cát kết Oligoxen hạ có xu hướng giảm đi theochiều sâu chủ yếu là do ảnh hưởng của quá trình tạo đá (diagen e) và ép nén mạnh.Cát kết Oligoxen thượng hạt mịn xen lớp mỏng với sét, bột kết, đôi chỗ vớicác tập đá núi lửa, phát triển rộng trên diện tích của bể Cát kết chủ yếu là ar cô,arcô chứa mảnh đá, vật liệu trầm tích nguồn cung cấp liên quan tới các khốimagma axit ở gần, tích tụ trong môi trường đầm hồ cửa sông, đầm lầy, vũng vịnhthuỷ triều trong điều kiện khử với ảnh hưởng của biển tăng dần về hướng ĐôngBắc

Cát kết Mioxen hạ (ĐT3) có nguồn gốc sông ngòi, delta, đồng bằng ngập lụt,

vũng vịnh bãi triều Ở đây các vỉa cát kết xen k ẽ với bột và sét Cát grauvac cófenpat (nhỏ hơn 75% thạch anh và nhiều fenpat hơn) với mảnh đá và lithic màunâu, xám sáng, xám xanh, độ hạt mịn tới thô

2.2.4.3 Đá chắn.

Tập sét Oligoxen thượng, phụ điệp Trà Tân dưới (Pg32tt1) tương ứng tập địachấn D với chiều dày trung bình 300 ÷ 950m (xem hình 2.4), trực tiếp phủ lên trênkhối móng nhô cao nứt nẻ Đây là tập sét giàu vật chất hữu cơ, sau khi lượnghydrocacbon được tạo ra từ tầng này sẽ di chuyển xuống tầng granit nứt nẻ bêndưới theo đường kênh dẫn, khe nứt Sét chủ yếu có nguồn gốc đầm hồ, tiền delta,phân lớp dày và có khả năng chắn tốt Đây là tầng chắn quan trọng của lô 15 -1, nóquyết định sự tồn tại (kín) các bẫy chứa là móng nứt nẻ trước Kainozoi

Tầng sét thuộc nóc hệ tầng Bạch Hổ - sét Rotalid (tầng sét chứa nhiềuRotalia) Đây là tầng sét khá sạch, có cấu tạo khối, hàm lượng sét cao 90 ÷95%,kiến trúc thuộc loại phân tán, mịn Khoáng vật chính của sét là montmorilonit, thứyếu là hydromica, kaolinit, hỗn hợp (hydromica -mont.) và ít clorit.

Tiềm năng dầu khí của lô 15-1 có thể tóm lược, thể hiện ở hình 2.7

Hình 2.7: Tiềm năng dầu khí lô 15-1 [1]

2.2.4.4 Các kiểu bẫy tiềm năng trong lô.

Cùng chịu ảnh hưởng chung trong các yếu tố cấu – kiến tạo nên sự hình thànhcác play bẫy chứa tiềm năng trong lô cũng có nét tương đồng các dạng bẫy trong

bể Căn cứ nghiên cứu cấu – kiến tạo của lô, tiềm năng dầu khí và đặc điểm củacác phát hiện dầu khí, trong lô 15-1 phân ra 3 dạng đá chứa chính: đá móng nứt nẻtrước Kainozoi (ĐT1), cát kết Oligoxen (ĐT2) và cát kết Mioxen hạ (ĐT3) Mỗiđối tượng chứa dầu khí thường gắn liền với một vài kiểu bẫy chứa khác nhau

Đá móng nứt nẻ trước Kainozoi gồm đá magma xâm nhập granitoid Đá móng

granitoid nứt nẻ, phong hoá là đối tượng chứa dầu khí quan trọng nhất của bể Cácbẫy dạng địa tầng có liên quan đến các khối móng nhô dạng địa luỹ, hoặc núi sót

bị chôn vùi, khép kín bởi các tập trầm tích hạt mịn Oligo xen phủ bất chỉnh hợpphía trên hoặc nằm gá đáy bao quanh

Đá chứa Oligoxen được chia thành 2 phụ tiềm năng: Oligoxen hạ và Oligoxen

thượng Đá chứa là cát kết thạch anh, fenpat hạt thô màu xám, nâu xám, có nguồngốc đồng bằng bồi tích, sông ngòi, phát triển ở cánh cấu tạo, nằm gá vào móng bàomòn Cát lòng sông cắt xẻ vào nhau, xếp chồng lên nhau tạo thành các tập cát dày.Các thân cát này bị các đứt gãy từ móng cắt qua tạo thành các khối riêng biệt, bẫychứa dầu kiểu địa tầng hay phi cấu tạo, có ranh giới dầu nước riêng, bị chắn thạchhọc và kiến tạo Tầng chắn của phụ tiềm năng này là tập hạt mịn nằm phần trêncủa lát cắt Đôi khi chính các tập sét nội tầng cũng đóng vai trò chắn cục bộ Cũngnhư play móng nứt nẻ, dầu của các tích tụ thuộc Oligoxen hạ được nạp từ chínhtầng sinh này

Đá chứa Mioxen hạ có nguồn gốc sông ngòi, đồng bằng và biển nông ven bờ.

Các bẫy chủ yếu là dạng cấu tạo (dạng vòm, màn chắn kiến tạo), bẫy dạng địa tầng(các vát nhọn địa tâng, các lòng sông cổ bị chôn vùi hay các đụn cát )

Như vậy lô 15-1 có hệ thống dầu khí hoàn chỉnh, với đầy đủ các yếu tố thuậnlợi từ khả năng sinh dầu của 2 tầng đá mẹ, các tầng chắn, đá chứa, đến mối tươngquan phù hợp giữa thời gian tạo bẫy và sinh dầu

PHẦN II : QUY TRÌNH NGHIÊN CỨU VÀ PHƯƠNG PHÁP GIẢI QUYẾT

ĐỀ TÀI CHƯƠNG 3 KHÁI QUÁT MỎ VÀNG ANH

3.1 Giới thiệu về mỏ Vàng Anh.

Mỏ Vàng Anh là cấu tạo lớn nhất trong lô 15-1, phần móng cổ nhô cao trongthời kỳ tạo rift (trước Oligoxen hạ) và được bao phủ bởi các trầm tích vụn sau quátrình sụt lún tạo bể xảy ra sau đó Mỏ được phát hiện dầu đầu tiên trong đá trầmtích Oligoxen và Mioxen thông qua giếng khoan 15-G-1X, đây cũng là một trongbốn giếng khoan tìm kiếm sớm của bể Cửu Long trong giai đoạn tìm kiếm 1975 -

1979 sau khi mà Deminex triển khai khảo sát địa chấn mạng lưới 3,5×3,5 km trên

lô 15 Vị trí của mỏ được thể hiện trên hình 3.1

Hình 3.1 Sơ đồ vị trí mỏ Vàng Anh trong khu vực [5]

Sau năm 1988 với sự thành lập công ty CLJOC nhằm quản lý hoạt động thăm

dò, khai thác của lô 15-1

Qua kết quả thử vỉa các giếng khoan trong mỏ Vàng Anh cũng xác định đámóng là đá chứa chính trong mỏ, nóc của móng cao nhất trrong mỏ bắt gặp trongcác giếng khoan VA-1X ở độ sâu 2475m, thấp nhất 2635m ở giếng VA-3X (hình