Phân tích thử vỉa DST Oligoxen dưới, giếng khoan X mỏ Sư tử Nâu, lô 151 bể Cửu Long

Để đảm bảo giá trị thương mại của các tích tụ dầu khí thì điều quan trọng là hiểu càng nhiều về vỉa chứa cũng như tầng sản phẩm càng tốt. Điều này luôn luôn đặt ra các câu hỏi về vỉa chứa như tham số, tính chất, mô hình, trữ lượng, khả năng khai thác, và con người đã phát triển được các công nghệ kĩ thuật để trả lời cho các câu hỏi đó để có được một bức tranh mô phỏng hoàn chỉnh về vỉa chứa. Các công cụ kĩ thuật được sử dụng như: phương pháp địa chấn, khoan, địa vật lý giếng khoan, phân tích mẫu lõi, PVT, thử vỉa sản phẩm... Trong quá trình tìm kiếm thăm dò dầu khí, người ta đã sử dụng nhiều phương pháp để phát hiện các tích tụ dầu khí như nghiên cứu địa chất, triển khai nghiên cứu địa vật lý, tiến hành khoan để kiểm tra một cách trực tiếp đồng thời lấy mẫu lõi và dùng các phương pháp địa vật lý đo đạc các tham số vỉa chứa nhằm sáng tỏ địa tầng, cấu tạo… Thử vỉa sản phẩm khác biệt hoàn toàn với các phương pháp khác đó là được triển khai khi các vỉa chứa đang ở trạng thái động, nó cho phép chúng ta nhìn sâu hơn vào trong vỉa chứa và đây được có thể được gọi là phương pháp “khai thác tạm thời”. Thử vỉa là phương pháp xác định sự có mặt của hydrocacbon và luôn là vấn đề quan trọng trong việc phân tích khai thác, nó cung cấp thông tin từ đơn giản nhất là nhận biết, bản chất của hydrocacbon, lưu lượng của chất lưu, xác định khả năng cung ứng của vỉa chứa cho đến việc xác định mô hình vỉa chứa.

ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP

Phân tích thử vỉa DST Oligoxen dưới giếng khoan X, mỏ Sư Nâu, lô 15 -1, bể

Cửu Long

LỜI MỞ ĐẦU

Để đảm bảo giá trị thương mại của các tích tụ dầu khí thì điều quan trọng làhiểu càng nhiều về vỉa chứa cũng như tầng sản phẩm càng tốt Điều này luôn luônđặt ra các câu hỏi về vỉa chứa như tham số, tính chất, mô hình, trữ lượng, khả năngkhai thác, và con người đã phát triển được các công nghệ kĩ thuật để trả lời cho cáccâu hỏi đó để có được một bức tranh mô phỏng hoàn chỉnh về vỉa chứa Các côn g

cụ kĩ thuật được sử dụng như: phương pháp địa chấn, khoan, địa vật lý giếngkhoan, phân tích mẫu lõi, PVT, thử vỉa sản phẩm Trong quá trình tìm kiếm thăm

dò dầu khí, người ta đã sử dụng nhiều phương pháp để phát hiện các tích tụ dầukhí như nghiên cứu địa chất, triển khai nghiên cứu địa vật lý, tiến hành khoan đểkiểm tra một cách trực tiếp đồng thời lấy mẫu lõi và dùng các phương pháp địa vật

lý đo đạc các tham số vỉa chứa nhằm sáng tỏ địa tầng, cấu tạo… Thử vỉa sản phẩmkhác biệt hoàn toàn với các phương pháp khác đó là được triển khai khi các vỉachứa đang ở trạng thái động, nó cho phép chúng ta nhìn sâu hơn vào trong vỉachứa và đây được có thể được gọi là phương pháp “khai thác tạm thời” Thử vỉa làphương pháp xác định sự có mặt của hydrocacbon và luôn là vấn đề quan trọngtrong việc phân tích khai thác, nó cung cấp thông tin từ đơn giản nhất là nhận biết,bản chất của hydrocacbon, lưu lượng của chất lưu, xác định khả năng cung ứngcủa vỉa chứa cho đến việc xác định mô hình vỉa chứa

Mục đích của đồ án là nghiên cứu đặc tính của vỉa chứa qua phân tích tài liệuthử vỉa DST qua đó đánh giá điều kiện giếng và vỉa chứa, xác định các thông sốđặc trưng của vỉa Đối tượng nghiên cứu của đồ án là tầng cát kết Oligoxen dướigiếng khoan X, mỏ Sư Nâu Ngoài phần Lời mở đầu, Kết luận và Kiến nghị nộidung của đồ án gồm 4 chương chính như sau:

Chương 1: Vị trí địa ký – kinh tế - nhân văn khu vực

Chương 2: Cấu trúc địa chất mỏ Sư Nâu, lô 15-1

Chương 3: Cơ sở lý thuyết thử vỉa

Chương 4: Phân tích thử vỉa DST Oligoxen dưới, giếng khoan X, mỏ Sư Nâu,

lô 15-1

Đồ án tốt nghiệp được hoàn thành dưới sự chỉ bảo tận tình của thầy Phan Từ

Cơ, và sự giúp đỡ nhiệt tình của các cô, chú, anh, chị trong ban Công Nghệ Mỏ,tổng công ty thăm dò khai thác dầu khí Việt Nam đặc biệt là Thạc sỹ Vương HữuĐức

DANH MỤC HÌNH VẼ

Trang

Hình 1.1: Sơ đồ vị trí bể Cửu Long [6] 1

Hình 2.1: Bản đồ vị trí mỏ Sư Nâu [4] 7

Hình 2.2: Ví trí các giếng khoan trông lô 15-1 [4] 9

Hình 2.3: Cột địa tầng lô 15-1 [4] 13

Hình 2.4: Sơ đồ phân vùng kiến tạo bể Cửu Long [6] 15

Hình 2.5: Các kiểu bẫy chính trong lô 15-1 [4] 21

Hình 2.6: Bản đồ cấu tạo nóc tầng E, Oligoxen dưới [4] 23

Hình 2.7: Bản đồ cấu tạo móng của mỏ Sư Nâu [4] 24

Hình 2.8: Đá móng qua giếng khoan SN-1X [4] 25

Hình 2.9: Đá móng qua giếng khoan SN-2X [4] 25

Hình 2.10: Tầng chứa E qua giếng khoan SN-1X [4] 26

Hình 2.11: Tầng chứa E qua giếng khoan SN-2X [4] 27

Hình 2.12: Phân bố hệ số rỗng theo chiêu sâu trong đá móng [4] 28

Hình 2.13: Sự thay đổi hệ số thể tích dầu (Bo) theo áp suất [4] 29

Hình 2.14: Sự thay đổi độ nhớt của dầu (µo) theo áp suất [4] 30

Hình 2.15: Sự thay đổi độ ngậm khí của dầu (Rs) theo áp suất [4] 30

Hình 2.16: Phân cấp trữ lượng trong đá móng [4] 33

Hình 3.1: Mối tương quan giữa lưu lượng và áp suất [11] 35

Hình 3.2: Đường cong IPR lý tưởng Đường A thể hiện lưu lượng trên bề mặt thấp, đường B thể hiện lưu lượng trên bề mặt cao [11] 36

Hình 3.3: Minh họa đồ thị log-log cho vỉa đống nhất [11] 37

Hình 3.4: Biểu đồ thử vỉa giảm áp [8] 38

Hình 3.5: Biểu đồ thử vỉa hồi áp [8] 39

Hình 3.6: Biểu đồ thử vỉa khi thả thiết bị [13] 41

Hình 3.7: Sơ đồ dòng chảy giai đoạn 1 thử vỉa DST [13] 42

Hình 3.8: Biểu đồ thử via DST [13] 43

Hình 3.9: Đồ thị DST cho trường hợp (a): độ thấm thấp; (b): độ thấm trung bình;

hưởng tích chứa giếng khoan trong vỉa đồng nhất [10] 51

Hình 3.13: Đồ thị Horner đặc trưng trường hợp vỉa bất đồng nhất môi trường hai

độ rỗng hay vỉa phân lớp (thể hiện trên 2 đường thẳng song song trên đồ thịHorner) [10] 51

Hình 3.14: Đồ thị Horner đặc trưng trường hợp giếng bị khép bởi đứt gãy kín (thể

hiện trên 2 đường thẳng cắt nhau trên đồ thị Horner) [10] 52

Hình 3.15: Đường cong đạo hàm áp suất [10] 53 Hình 3.16: Đường cong đạo hàm áp suất ứng với trường hợp có tích chứa giếng

khoan (thể hiện chỗ gồ lên trên đường đạo hàm cũng thể hiện giếng bị hư hại skin

S <0) [10] 54

Hình 3.17: Đường cong đạo hàm áp suất với môi trường hai độ rỗng (thể hiện

đường đạo hàm là trũng xuống luôn và trên đường cong áp suất chế độ chuyển tiếpxuất hiện với biên độ thấp) [10] 54

Hình 3.18: Đường cong đạo hàm áp suất với hệ thống biên kín (thể hiện phần cuối

đường đạo hàm là hướng lên) [10] 55

Hình 3.19: Đường cong đạo hàm áp suất với hệ thống biên là áp suất không đổi

(thể hiện phần cuối đường đạo hàm đi xuống có xu hướng tiến tới 0 như áp suất ổnđịnh) [10] 55

Hình 3.20: Đường cong đạo hàm áp suất với hệ thống biên không thấm (thể hiện

phần cuối đường đạo hàm như một đường thẳ ng) [10] 56

Hình 3.21: Sơ đồ thí nghiệm của Daxi bình thẳng đứng [2] 57 Hình 3.22: Hiện tượng tích chứa giếng khoan trong thử vỉa giảm áp và hồi áp [11]60 Hình 3.23: Đồ thị áp suất xung quanh giếng bị nhiễm bẩn [2] 61 Hình 3.24: Ảnh hưởng và không ảnh hưở ng của hiệu ứng Skin [8] 62 Hình 4.1: Vị trí giếng khoan X [4] 64 Hình 4.2: Mặt cắt địa chất – địa vật lý dọc theo phương F – F’ qua giếng khoan X

mỏ Sư Nâu [4] 66

Hình 4.3: Mặt cắt địa chất – địa vật lý ngang theo phương G – G’ qua giếng khoan

X mỏ Sư Nâu [4] 67

Hình 4.4: Cột địa tầng giếng khoan X, mỏ Sư Nâu [4] 68

Hình 4.5: Đường cong địa vật lý giếng khoan X qua tầng E [4] 70

Hình 4.6: Biểu đồ dự báo nhiệt độ giếng X [5] 71

Hình 4.7: Các giai đoạn thử vỉa DST giếng khoan X [4] 73

Hình 4.8: Mô hình vỉa chứa cơ bản [13] 77

Hình 4.9: Mô hình vỉa nhiều lớp [13] 78

Hình 4.10: Phân chia các giai đoạn thời gian [2] 79

Hình 4.11: Đồ thị log-log giữa đường áp suất và đường đạo hàm áp suất theo thời gian (giếng X) 80

Hình 4.12: Công cụ xác định các chế độ chảy [12] 81

Hình 4.13: Chế độ chảy của giếng khoan X 82

Hình 4.14: Mô hình dòng chảy hướng tâm [12] 82

Hình 4.15: Đặc tính của đưởng đạo hàm khi gặp biên [13] 83

Hình 4.16: Mô hình vỉa chứa biên có đứt gãy [9] 84

Hình 4.17: Đồ thị Horner giai đoạn phục hồi áp suất chính xây dựng từ số liệu thử vỉa DST giếng khoan X 86

Hình 4.18:Đồ thị Horner với hai độ dốc khác nhau 87

Hình 4.19: Thiết lập các thông số về đặc tính của vỉa chứa và chất lưu vào phần mềm Ecrin 90

Hình 4.20: Các giai đoạn thử vỉa DST giếng khoan X xây dựng trong phần mềm Ecrin 91

Hình 4.21: Các đồ thị thu được khi chọn giai đoạn Main Build-up 92

Hình 4.22: Kết quả minh giải thử vỉa DST tầng E, giếng khoan X bằng phần mềm Ecrin 93

DANH MỤC BẢNG BIỂU

Trang

Bảng 2.1: Các đặc tính cơ bản của tầng đá mẹ lô 15-1 19

Bảng 2.2: Độ bão hoà nước trong tầng E và đá móng [4] 28

Bảng 2.3: Tính chất của dầu thô trong đá móng [4] 31

Bảng 2.4: Tính chất của nước vỉa trong đá móng [4] 31

Bảng 2.5: Kết quả phân tích nước vỉa trong đá móng [4] 32

Bảng 4.1: Giai đoạn thử vỉa chính giếng khoan X [5] 74

Bảng 4.2: Một số thông số về đặc tính của vỉa và chất lưu [5] 74

Bảng 4.3:Các thông số khác [5] 75

Bảng 4.4:Các thông số về thời gian và lưu lượng trong giai đoạn cháy chính (Main flow) [5] 75

Bảng 4.5: Các thông số về thời gian và áp suất trong giai đoạn hồi áp chính để xây dựng đường cong đạo hàm áp suất [5] 76

Bảng 4.6: Các thông số về thời gian và áp suất trong giai đoạn hồi áp chính để xây dựng đồ thị Horner [5] 84

Bảng 4.7: Kết quả tính được theo hai phương pháp 94

CHƯƠNG I: VỊ TRÍ ĐỊA LÝ – KINH TẾ - NHÂN VĂN KHU VỰC 1.1 Đặc điểm địa lý tự nhiên

1.1.1 Vị trí địa lý bể Cửu Long

Bể trầm tích Kainozoi Cửu Long nằm ở vị trí có toạ độ địa lý trong khoảng

9o00’ - 11o00’ vĩ độ Bắc và 106o30’ - 109o00’ kinh độ Đông, nằm chủ yếu trênthềm lục địa phía nam Việt Nam và một phần đất liền thuộc cửa sông Cửu Long.Phía Tây Bắc của bể tiếp giáp với đất liền; phía Đông Nam ngăn cách với bể NamCôn Sơn bởi đới nâng Côn Sơn; phía Tây Nam là đới nâng Khorat – Natuna vàphía Đông Bắc là đới cắt trượt Tuy Hoà ngăn cách với bể Phú Khánh (hình 1.1)

Bể có diện tích 36.000 km2, bao gồm các lô 9, 15, 16, 17 và một phần các lô 1, 2,

25 và 31 Bể được bồi lấp chủ yếu bởi trầm tích lục nguyên Kainozoi, chiều dàylớn nhất ở trung tâm bể thay đổi từ 7.000 m đến trên 8.000 m và mỏng dần về phíahai cánh

Hình 1.1: Sơ đồ vị trí bể Cửu Long [6].

Bể có hình bầu dục, vồng ra về phía biển và nằm dọc theo bờ biển Vũng Tàu Bình Thuận Bể trầm tích Cửu Long giáp thành phố Vũng Tàu, tỉnh Bà Rịa - VũngTàu Vũng Tàu giáp Bà Rịa và huyện Long Điền, cách t hành phố Hồ Chí Minh

-125 km về phía Đông Nam theo đường bộ và 80 km theo đường chim bay Nếu

nhìn theo chiều Bắc Nam, Vũng Tàu nằm ở khúc quanh đang đổi hướng từ Namsang Tây - Nam của phần dưới chữ S (bản đồ Việt Nam) và nhô hẳn ra khỏi đấtliền như một dải đất có chiều dài khoảng 14 km và ch iều rộng khoảng 6 km Trongcác bể trầm tích Đệ Tam trên thềm lục địa Việt Nam, bể Cửu Long được xem như

là bể chứa dầu lớn nhất với các mỏ đang khai thác: Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông,Ruby, và Sư Tử Đen

1.1.2 Khí hậu, thuỷ văn

Khu vực nghiên cứu nằm trong vùng nhiệt đới gió mùa cận xích đạo, nhiệt độcao đều trong năm và có hai mùa rõ rệt: mùa mưa và mùa khô Mùa mưa bắt đầu

từ tháng 5 đến tháng 10, thời gian này có gió mùa Tây Nam Mùa khô bắt đầu từtháng 11 đến tháng 4 năm sau, thời gian này có gió mùa Đông Bắc Nhiệt độkhông khí trung bình khoảng 25-27oC, tháng thấp nhất khoảng 24,8oC, tháng caonhất khoảng 28,6oC Số giờ nắng rất cao, trung bình hàng năm khoảng 2400 giờ Lượng mưa cao, bình quân 1 500 mm/năm và phân bố không đều theo thờigian Khoảng 90% lượng mưa hàng năm tập trung vào mùa mưa từ tháng 5 đếntháng 11; trong đó hai tháng 6 và 9 thường có lượng mưa cao nhất Các tháng 1,2,3mưa rất ít, lượng mưa không đáng kể Ðộ ẩm tương đối của không khí bình quân79,5%/năm; bình quân mùa mưa 80%; bình quân mùa khô 74,5% và mức thấptuyệt đối xuống tới 20%

Gió thổi mạnh, tốc độ khoảng 35km/giờ Tháng 4 và tháng 10 là những thángchuyển mùa, gió thổi nhẹ, ngoài khơi sóng nhỏ Biển Vũng Tàu ít bão tố hoặc ảnhhưởng của bão không đáng kể vì thế trở thành n ơi trú ngụ tốt cho thuyền bè Nhiệt

độ nước biển ít thay đổi, quanh năm nhiệt độ tầng mặt nước khoảng 24 - 29oC,nhiệt độ tầng đáy khoảng 26,5 - 27oC

1.2 Đặc điểm kinh tế - nhân văn

1.2.1 Dân cư

Thành phố Vũng Tàu có khoảng 310.000 dân (năm 2010), với diện tích 140,1km2 Dân số trẻ, độ tuổi trung bình 20 – 35 tuổi chiếm 60% tổng dân số của thànhphố

Đây là thành phố du lịch nên thành phần dân cư rất đa dạng và phức tạp Trênđịa bàn Thành phố có 34.980 người theo đạo công giáo, chiếm tỉ lệ 11 % Dân bản

xứ chỉ 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

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 h ay cả tỉnh Bà Rịa - Vũng Tàu là tỉnh

xuất khẩu dầu khí lớn nhất Việt Nam Trong cơ cấu ngành công nghiệp, côngnghiệp dầu khí chiếm tỷ trọng lớn nhất (94% giá trị sản lượng) Công nghiệp chếbiến thực phẩm, chế biến hải sản, điện đứng tiếp theo chiếm 5% giá trị sản lượng.Ngoài ra các ngành công nghiệp đóng tàu, may mặc, giầy da và gia công có xuhướng phát triển nhanh GDP bình quân đầu người (không tính dầu khí) năm 2010ước đạt 5.580 USD/người/năm Cơ cấu kinh tế chuyển dịch đúng theo hướng dịch

vụ – công nghiệp – chế biến trong đó dịch vụ – du lịch chiếm 71,01%; công nghiệp– tiểu thủ công nghiệp: 14,01%; hải sản: 14,98% Phấn đấu đạt tốc độ tăng trưởngGDP bình quân 14%/năm

Thành phố Vũng Tàu là điểm du lịch nổi tiếng, với điều kiện ba mặt thành phốgiáp biển nên hàng năm thu hút khoảng 3 triệu lượt khách du lịch đến tham quan

và nghỉ mát Ngành du lịch đã mang lại nguồn thu tài chính đáng kể cho tỉnh (xếpthứ 2 sau ngành dầu khí) Song song với du lịch, các dịch vụ vui chơi giải trí cũngrất phát triển, đáp ứng đủ nhu cầu của khách du lịch trong nước cũng như khách dulịch quốc tế

Nông, lâm, ngư nghiệp mặc dù không phải là ngành chủ yếu nhưng đang cónhững bước tiến đáng kể Giá trị sản luợng tăng đều theo các năm, từng bướcchuyển dịch dần từ sản phẩm kém hiệu quả sang phát triển sản phẩm có chất lượngcao, có giá trị kinh tế, xuất khẩu như cây cao su, cà phê… song mới chỉ đáp ứngđược 50 đến 60% nhu cầu nội địa Vũng Tàu cũng có thế mạnh về đánh bắt hải sản

do có vùng biển dài và rộng, trữ lượng hải sản cho phép khai thác hàng nămkhoảng 150 đến 170 ngàn tấn hải sản các loại Diện tích mặt nước mặn 3.300 ha và1.000 ha mặt nước ngọt rất thuận tiện để phát triển nuôi trồng thuỷ, hải sản

1.2.3 Giáo dục, y tế

Giáo dục

Khi mới thành lập toàn tỉnh chỉ có 240 trường đến nay đã có 315 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 các cơ sở đào tạo đại họccủa các trường đ ại học Mỏ Địa Chất; trường đại học Dầu Khí Việt Nam; trườngđại học quốc tế Hồng Bàng; và trường đại học Bà Rịa Vũng Tàu , đáng chú ý làtrường đại học Mỏ - Địa chất là nơi cung cấp một phần nhân lực cho ngành dầukhí

Tính đến đầu năm học 2001 - 2002, toàn ngành có 10.540 cán bộ, giáo viên.Đến nay có 52,7% giáo viên mầm non, 95% giáo viên tiểu học, 88% giáo viêntrung học cơ sở và 95% giáo viên phổ thông trung học đạt chuẩn về trình độ

nghiệp vụ Đời sống những người thầy đã được cải thiện từng bước qua cácchương trình đầu tư xây nhà tập thể, trợ cấp 200.000 đồng/1 tháng cho giáo viên

22 xã vùng sâu, vùng xa và giáo viên tình nguyện đến công tác tại huyện Côn Đảo.Đây là việc làm hết sức thiết thực, động viên kịp thời, tạo điều kiện cho các thầy

cô giáo yên tâm công tác, gắn bó lâu dài với nghề

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, trung tâm y tế cao su

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 hóa 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

cơ bản các chỉ tiêu: 100% xã có bác sĩ, 100% phường, xã có nữ hộ sinh hoặc y sĩsản nhi, 100% xã có dược tá, 100% thôn ấp có nhân viên y tế và nhân viên sứckhỏe cộng đồng hoạt động

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

Giao thông

Giao thông đường thuỷ đóng vai trò quan trọng và ch iếm vị trí ngày càng lớn.Vũng Tàu có vị trí thuận lợi để xây dựng cảng biển lớn và hiện tại ở đây có cáccảng dầu khí, cảng thương mại rất thuận l ợi cho việc giao dịch thương mại và dich

vụ cho các công tác tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí

Giao thông đường bộ đóng vai trò đặc biệt trong nền kinh tế: Tỉnh có hệ thốnggiao thông khá hoàn chỉnh nối các huyện thị với nhau Quốc lộ 51A (4 làn xe)chạy qua tỉnh dài gần 50 km Trong 5-7 năm tới sẽ có đường cao tốc Biên Hòa -Vũng Tàu 8 làn xe song song với Quốc lộ 51A

Giao thông đường hàng không sử dụng chủ yếu cho vận chuyển hàng hóa vàtập trung cho ngành dầu khí, người ra các đảo, sân bay nội địa và quốc tế ngàycàng được nâng cấp

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 hàng

lớn như: Ngân hàng Công thương Việt Nam, Ngân hàng Đầu tư và phát triển…đều gia tăng phạm vi và vốn đầu tư.

Trữ lượng khí đốt dồi dào và 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 điệncủa cả nước Trong đó nhà máy điện Phú Mỹ 1 sẽ có công suất 1.090 MW, Phú

- Do điều kiện tự nhiên và lịch sử, Vũng Tàu được xây dựng trên giao lộ nốiliền giữa miền Đông và miền Tây Nam Bộ cũng như nối liền giữa miền Bắc vàmiền Trung nên có một hệ thống giao thông ngày càng phát triển cả về đường bộ,đường sông, đường sắt cũng như đường hàng không, thuận lợi cho công tác tìmkiếm thăm dò dầu khí

- Nằm ở vị trí thuận lợi, có hệ thống giao thông đường thuỷ và các công trìnhcảng biển phát triển mạnh, thuận lợi cho việc lưu thông và xuất khẩu dầu thô vớicác nước trong khối Đông Nam Á cũng như quốc tế

- Hiện nay, với sự phát triển mạnh mẽ của cơ sở hạ tầng, Vũng Tàu đang thuhút được 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 trình độ kỹ thuậtchưa đáp ứng được nhu cầu phát triển của ngành , vẫn làm việc dưới sự giám sátcủa chuyên gia nước ngoài

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

- 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 đạt

hiệu quả cao Phần lớn các tàu và thiết bị hỏng hóc vẫn phải đưa ra nước ngoài sửachữa.

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

- Các công trình phục vụ khai thác dầu khí phần lớn được xây dựng trên biểnnên khả năng bị ăn mòn nhanh và phá hủy bởi nước biển

CHƯƠNG 2: CẤU TRÚC ĐỊA CHẤT MỎ SƯ NÂU, LÔ 15-1

2.1 Cấu trúc địa chất 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 4.600 km2, cách thành phố Vũng Tàu 141 km về phía Đông Nam (hình 2.1).Hiện nay, lô 15-1 bao gồm các mỏ: Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Sư Tử Trắng và SưNâu Hydrocacbon thương mại đư ợc tìm thấy trong đá móng nứt nẻ, Mioxen dưới

và Oligoxen trong đó đá móng là đối tượng chứa chủ yếu

Hình 2.1: Bản đồ vị trí mỏ Sư Nâu [4].

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 lậpngày 26/10/1998 giữa bên Việt Nam là Tổng công ty Thăm dò – Khai thác Dầu khíPVEP (chiếm 50% vốn) với Công ty dầu khí Conoco Phillips (Anh Quốc) (chiếm23,25% vốn), Tổng công ty Dầu khí Quốc gia Hàn Quốc (KNOC – 14,25% vốn),Công ty SK - Hàn Quốc (9% vốn) và Công ty Geopetrol (Monaco – 3,5% vốn) vớichức 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, CLJOC

được 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 25/10/2005 Sau khikết thúc hợp đồng thăm dò lô 15-1, vào ngày 26/10/2005 theo quy định của hợpđồng dầu khí và sự thỏa thuận cùng CLJOC đã cho phép CLJOC tiếp tục duy trìphát triển những vùng cuối cùng trong lô 15-1 bao gồm tiếp tục đánh giá cấu tạotriển vọng Sư Nâu.

CLJOC hiện có bốn mỏ dầu khí là Sư Tử Đen được phát hiện 06/10/2000, đãđưa vào khai thác 29/10/2003; Sư Tử Vàng được phát hiện 23/10/2001, đã đưa vàokhai thác 14/10/2008; mỏ Sư Tử Trắ ng được phát hiện 19/11/2003, dự kiến đưavào khai thác từ năm 2011 đến 2016; mỏ Sư Nâu được phát hiện 01/9/2005, dựkiến đưa vào khai thác trong năm 2013

2.1.2.1 Mỏ Sư Tử Đen

Cấu tạo Sư Tử Đen nằm ở phần Tây Bắ c của lô 15-1 và là cấu tạo lớn nhấttrong lô Chương trình thăm dò của CLJOC bắt đầu với công tác thu nổ khoảng

337 km2 địa chấn 3D vào tháng 05/1999 CLJOC đã khoan giếng tìm kiếm đầu

tiên SD-1X (hình 2.2) vào ngày 06/8/2000 Giếng được hoàn thành vào

08/10/2000, thử vỉa cho lưu lượng 5 655 thùng/ngày trong đá móng, 1.366thùng/ngày trong Oligoxen và 5.600 thùng/ngày trong Mioxen dưới ở phần Tây –Nam của cấu tạo Sư Tử Đen

Một loạt giếng khoan được triển khai tiếp theo:

Giếng khoan thẩm lượng SD-2X (hình 2.2) được khoan tiếp ngay sau Khởi công vào ngày 11/3/2001 chương trình khoan kết thúc với giếng SD-2X ngày

05/7/2001 sau khi thu được dòng dầu 13.223 thùng/ngày từ móng và 643

thùng/ngày từ tầng Mioxen Kết quả giếng khoan SD-2X đã xác định một thể tích

dầu tiếp xúc với thân giếng đủ lớn cho phép việc công bố thương mại đầu tiênđược thực hiện vào ngày 08/8/2001

Giếng SD-3X (hình 2.2) là giếng khoan thẩm lượng khu vực trung tâm cấu tạo

Sư Tử Đen Giếng này khoan vào ngoài khu vực phát triển giai đoạn 1 sau này,được khởi công ngày 09/7/2001 và kết thúc ngày 07/9/2001 sau khi thử vỉa chodòng dầu 2.763 thùng/ngày từ đá móng và 4.662 thùng/ngày từ Mioxen dưới

Giếng SD-4X (hình 2.2) được khoan với mục đích kiểm tra tính thương mại

của cấu tạo Sư Tử Đen Đông Bắc Giếng được khởi công ngày 14/9/200 2 kết thúcngày 10/11/2002 cho dòng dầu 9.848 thùng/ngày khi thử vỉa tầng móng Giếng

thẩm lượng SD-4X cũng đã phát hiện sự tồn tại và phát triển của dầu trong trầm

tích Oligoxen và thử được dòng dầu cao trong khu vực là 14 365 thùng/ngày

Mỏ Sư Tử Đen Đông Bắc tiếp tục được thẩm lượng trong năm 2005 bởi giếng SD-5X (hình 2.2) Giếng được khởi công ngày 12/4/2005, kết thúc vào ngày

27/5/2005 với lưu lượng dầu 8 652 thùng/ngày trong đá móng

Giếng SD-6X (hình 2.2) được khởi công ngày 27/3/2005 với mục đích kiểm tra

khu vực Tây Bắc của mỏ Sư Tử Đen Kết quả thử vỉa không cho dòng, giếng đượcđóng và hủy

Hình 2.2: Ví trí các giếng khoan trông lô 15-1 [4].

2.1.2.2 Mỏ Sư Tử Vàng

Đây là mỏ dầu lớn thứ hai của CLJOC (sau mỏ Sư Tử Đen) và lớn thứ tư củaViệt Nam được đưa vào khai thác năm 2008

Giếng SV-1X (hình 2.2) là giếng khoan đầu tiên của cấu tạo Sư Tử Vàng, với

mục đích thẩm lượng phần phía Bắc của mỏ Giếng được khởi công ngày08/9/2001 cho lưu lượng 11.388 thùng/ngày từ đá móng

Giếng SV-2X (hình 2.2) là giếng khoan thẩm lượng thứ nhất khu vực Đông

Bắc cấu tạo Sư Tử Vàng Giếng này được khởi công 22/7/2002 và kết thúc ngày12/9/2002 Giếng cho dòng dầu với lưu lượng 7 380 thùng/ngày từ đá móng

Theo báo cáo kế hoạch thẩm lượng đã được phê duyệt vào tháng 12 năm 2003,

cấu tạo Sư Tử Vàng tiếp tục được khoan thành công hai giếng SV-3X và SV-4X

(hình 2.2) Giếng khoan SV-3X được khởi công ngày 30/12/2003 và kết thúc ngày17/2/2004, được khoan vào sườn phía Tây Nam của cấu tạo Mặc dù giếng có biểudiện dầu khí nhưng không cho dòng dầu tự phun, được xem là khô ng kinh tế do đó

đã huỷ giếng Giếng SV-4X được khởi công ngày 16/3/2004 từ vị trí đáy biển củagiếng SV-1X và hoàn thành 07/5/2004 sau khi thử với lưu lượng dầu 12.607thùng/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 Sư Tử Đen/Sư Tử Vàng

Giếng SV-5X (hình 2.2) là giếng thẩm lượng cẩu tạo Sư Tử Vàng cuối cùng.

Giếng được khởi công ngày 08/6/2005 khoan vào khu vực Đông Bắc của mỏ Kếtquả thử vỉa của giếng cho dòng dầu với lưu lượng 7 800 thùng/ngày từ đá móng

2.1.2.3 Mỏ Sư Nâu (xem mục 2.2.1 trang 22)

2.1.2.4 Hoạt động thăm dò và thẩm lượng khác

Giếng khoan SC-1X (hình 2.2) được khoan vào khu vực yên ngựa nằm giữa

cấu tạo Sư Tử Đen và Sư Tử Vàng nhằm đánh giá tiềm năng trong đá móng Giếngcũng được thiết kế để kiểm tra điểm tràn dầu của cụm cấu tạo trong lô 15-1 Giếng

SC-1X được khởi công ngày 17/5/2005, giếng không cho kết quả thử vỉa với dòng

dầu tự phun nhưng cũng có một lượng dầu nhỏ ở miệng giếng Giếng được đóng

và huỷ vào ngày 21/7/2002 Kết quả của giếng đã không chứng minh được tínhliên thông giữa cấu tạo Sư Tử Đen và Sư Tử Vàng

CLJOC đã phát hiện cấu tạo triển vọng thứ ba là mỏ Sư Tử Trắng vào tháng

11/2003 Mỏ Sư Tử T rắng nằm ở góc Đông Nam của lô 15-1 Giếng khoan ST-1X

được khoan vào ngày 29/8/2003 hoàn thành vào ngày 24/12/2003 với kết quả thửvỉa cho khí trong tập cát kết từ Mioxen đến Oligoxen, lưu lượng trên ngày tổngcộng là 71.4 triệu ft3 khí, 8.316 thùng condensat tỉ trọng từ 38 đến 52.5oAPI (0,835

- 0,769 g/cm3)

Chương trình công tác trong năm 2005 của CLJOC bao gồm 2 giếng thẩm

lượng cho mỏ Sư Tử Trắng, ST-2X, ST-3X (hình 2.2) Thêm một giếng khoan thẩm

lượng cuối cùng của cấu tạo Sư Tử Trắng là giếng ST-4X (hình 2.2) được khởicông ngày tháng 6/2006 và kết thúc vào tháng 9/2006 cho lưu lượng 2 796 thùngcondensat Sau giếng này một chương trình nghiên cứu cấp tốc được tiến hànhnhằm đánh giá các định hướng phát triển cho triển vọng khí – condensate

Trầm tích bao gồm: sét kết, bột kết, cát kết… có chứa các vỉa than mỏng tích

tụ trong điều kiện sông hồ Điệp Trà Cú phủ bất chỉnh hợp lên móng v ới chiều dàythay đổi từ 0 đến 600m, tương đương với tập địa chấn F

2 Thống Oligoxen, phụ thống Oligoxen dưới, điệp Trà Cú trên (Pg31tc), xemhình 2.3

Hệ tầng này tương ứng với tập địa chấn E, có chiều dày thay đổi từ 0 đến500m Trầm tích lục nguyên hạt mịn giàu vật chất hữu cơ, gồm sét kết, bột kết vàcát kết có chứa các vỉa than mỏng và sét vôi được tích tụ trong điều kiện sông hồ

Hệ tầng Trà Cú có tiềm năng chứa và sinh dầu khá cao Các vỉa cát kết của hệtầng là vỉa chứa dầu khí chủ yếu trên mỏ Sư Tử Trắng và là đối tượng khai thácthứ hai sau móng nứt nẻ trên lô 15-1 cũng như mỏ Sư Nâu

3 Thống Oligoxen, phụ thống Oligoxen trên, điệp Trà Tân (Pg32tt1- Pg33tt2),xem hình 2.3.

Đá của điệp Trà Tân đôi chỗ nằm bất chỉnh hợp trên điệp Trà Cú Trầm tíchcủa hệ tầng được tích tụ trong môi trường đồng bằng sông, bồi tích (aluvi) - đồngbằng ven bờ và hồ Điệp Trà Tân bao gồm hai phụ điệp:

- Phụ điệp Trà Tân dưới tương đương tập địa chấn D có chiều dày thay đổi từ300m đến 950 m, gồm các lớp sét kết màu nâu đậm, cát kết hạt mịn đến thô cómàu xám xanh, bột kết nằm xem kẹp, thỉnh thoảng xuất hiện những vỉa đá vôimỏng Sét kết của hệ tầng Trà Tân dưới có hàm lượng và chất lượng vật chất hữu

cơ cao đến rất cao, khá đồng nhất, có tính chất phiến chúng là những tầng sinh dầukhí tốt, đồng thời là tầng chắn tốt cho đá móng granit nứt nẻ

- Phụ điệp Trà Tân trên tương đương tập địa chấn C có chiều dày mỏng thayđổi từ 200m đến 300m, chủ yếu là sét kết màu vàng nâu giàu vật chất hữu cơ, xenlẫn với cát kết, ít bột kết , tỉ lệ cát/sét khoảng 35 ÷ 50%

Điệp Bạch Hổ được chia thành hai phần: phần trên (N11bh2) gồm chủ yếu là sétkết màu xám, xám xanh xen kẽ với cát kết và bột kết, tỉ lệ cát/bột kết tăng dầnxuống dưới, đặc biệt ở phía trên cùng của điệp có tầng “sét kết Rotalid” bao phủtoàn bể với chiều dày thay đổi 50 ÷ 100 m Tập xét màu xám, xám xanh gặp kháphổ biến hóa thạch đặc trưng nhóm Rotalia nên chúng được gọi là tập sét Rota lid.Đây là tầng chắn rất tốt cho khu vực

Phần dưới (N11bh1) chủ yếu là cát kết và bột kết, xen với các lớp sét kết nâu đỏ,

đỏ xám đến xám xanh, có chứa vật liệu hữu cơ ở gần đáy Trầm tích được tích tụtrong môi trường đồng bằng, bồi tích (aluvi) - đồng bằng ven bờ ở phía dưới,chuyển dần lên đồng bằng ven bờ - biển nông ở phía trên Các trầm tích của hệtầng này phủ bất chỉnh hợp góc trên các trầm tích của hệ tầng Trà Tân

Các vỉa cát kết xen kẽ nằm trong và ngay dưới tầng sét kết Rotalia là đối tượngchứa thứ ba của lô 15.1

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

Điệp Côn Sơn nằm ở chiều sâu từ 1.110m đến 1.538m (SN-1X), với chiều dàytrong khoảng 500 ÷ 600m, điệp này tương ứng với tập địa chấn BII

Hình 2.3: Cột địa tầng lô 15-1 [4].

Điệp này gồm chủ yếu là cát kết hạt thô – trung, bột kết (chiếm 75-80%), xen

kẽ với các lớp sét kết màu nâu đỏ, hồng xám thỉnh thoảng nâu vàng, rất mịn dày từ

5 đến 15 m, đôi nơi có lớp than mỏng màu đen, nâu đen Trầm tích được thành tạotrong môi trường biển nông, đồng bằng ven bờ Các thành tạo của điệp Côn Sơnphủ không chỉnh hợp góc yếu trên các trầm tích của điệp Bạch Hổ

Tuy đá hạt thô của hệ tầng có độ thấm và độ rỗng cao nhưng chúng lại nằmtrên tầng chắn khu vực nên hệ tầng này và các hệ tầng trẻ hơn của bể xem nhưkhông có triển vọng dầu khí

3 Thống Mioxen, phụ thống Mioxen trên, điệp Đồng Nai (N13dn)

Điệp Đồng Nai tương ứng với tập địa chấn BIII, nằm ở chiều sâu từ 580m đến1.190m (SN-1X), có chiều dày thay đổi 600m ÷ 700m

Điệp Đồng Nai chủ yếu là cát hạt trung xen kẽ với bột và các lớp mỏng sétmàu xám hay nhiều màu, đôi khi gặp các vỉa carbonat hoặc than mỏng, môi trườngtrầm tích đồng bằng ven bờ – biển nông

2.1.3.2.3 Thống Plioxen – Hệ Đệ Tứ, điệp Biển Đông (N2bđ)

Điệp Biển Đông tương đương với 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 nhiều hoá đá biển và glauconit thuộc môi trường trầm tích biển nông, ven bờ,một số nơi có gặp đá carbonat

2.1.4 Kiến tạo

2.1.4.1 Cấu tạo

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 (hình 2.4) Phía Bắc và Tây Bắc thuộc sườn nghiêng Tây - Bắc, phíaNam và Tây Nam thuộc đới nâng Tây - Bắc, phía Đông, Đông Bắc thuộc đới phân

dị Đông - Bắc

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

Đông Bắc – Tây Nam, chiều dày trầm tích tăng dần về hướng Tây Nam từ 1 đến2,5 km Sườn nghiêng bị cắt xẻ bởi các đứt gãy kiến tạo có hướng Đông Bắc – Tây

Nam hoặc Tây Bắc – Đông Nam, tạo thành các mũi nhô Trầm tích Kainozoi của

bể thường có xu hướng vát nhọn và gá đáy lên móng cổ granitoid trước Kainozoi

Hình 2.4: Sơ đồ phân vùng kiến tạo bể Cửu Long [6].

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

khống chế bởi các đứt gãy chính phương Đ ông Bắc – Tây Nam Về phía Tây Bắcđới nâng bị ngăn cách với sườn nghiêng Tây Bắc bởi một địa hào nhỏ có chiều dàytrầm tích khoảng 6 km

3 Đới phân dị Đông Bắc (phần đầu Đông Bắc của bể) nằm kẹp giữa đới nâng

Đông Phú Quý và sườn nghiêng Tây Bắc Đây là khu vực có chiều dày trầm tíchtrung bình và bị phân dị mạnh bởi hệ thống các đứt gãy có đường phương T ây Bắc– Đông Nam, á kinh tuyến và á vĩ tuyến tạo thành nhiều địa hào và địa luỹ nhỏ

Bắc

Các đứt gãy hoạt động mạnh trong đá móng và trầm tích Oligoxen, chỉ cònmột số ít đứt gãy hoạt động trong Mioxen dưới Theo kết quả khôi phục lịch sửchôn vùi cho thấy cấu tạo Sư Nâu được hình thành trước tập sét Oligoxen “D”(phụ điệp Trà Tân dưới).

2.1.5 Lịch sử phát triển địa chất

Bể trầm tích Cửu Long là bể rift nội lục điển hình , được hình thành và pháttriển trên mặt móng do lô 15-1 thuộc bể nên lịch sử phát triển địa chất của lô cónhững nét tương đồng với sự phát triển của toàn bể

2.1.5.1 Giai đoạn trước tạo rift – trước Kainozoi

Đây là giai đoạn trư ớc quá trình tách giãn (rift) - trước Kainozoi, đặc biệt từJura muộn đến Paleoxen xảy ra các hoạt động kiến tạo nâng lên mạnh mẽ đá móngmagma xâm nhập Do ảnh hưởng của quá trình va chạm mảng Ấn Độ vào mảngÂu-Á nên 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 Tây Bắc – Đông Nam tạo nên các địa hào, địa lũy Các địalũy khối nâng nhô cao bị phong hóa, bào mòn rất mạnh và các vật liệu sản phẩmcủa quá trình này được vận chuyển đi lấp đầy các trũng lân cận đóng vai trò kháquan trọng trong việc phát triển trầm tích lớp phủ kế thừa vào cuối Eoxen (?), đầuOligoxen Đây là giai đoạn san bằng địa hình trước khi thành tạo bể Cửu Long

2.1.5.2 Giai đoạn đồng tạo rift – Eoxen - Oligoxen

Được khởi đầu vào cuối Eoxen, đầu Oligoxen do tác động của các biến cố kiếntạo vừa nêu với hướng căng giãn chính là Tây Bắc – Đông Nam Hàng loạt các đứtgãy hướng Đông Bắc – Tây Nam được sinh thành do sụt lún mạnh và căng giãn.Các sản phẩm do hiện tượng phong hoá, bóc mòn ở giai đoạn trước sẽ được vậnchuyển lấp đầy trong địa hào Có thể đánh giá biên độ sụt lún qua quan sát bề dà ytrầm tích Cấu tạo Sư Nâu thấy vắng mặt trầm tích của hệ tầng Trà Cú dưới (tậpđịa chấn F), chứng tỏ khối móng nhô cao và bị phong hoá mạnh

Thời kỳ tạo rift kéo dài đến cuối Oligoxen trên có tính kế thừa của giai đoạntrước Trong Oligoxen giãn đáy biển theo hướng B ắc – Nam tạo biển Đông bắt đầu

từ 32 triệu năm trước Trục giãn đáy biển phát triển lấn d ần xuống Tây Nam và đổihướng từ Đông – Tây sang Đông Bắc – Tây Nam vào cuối Oligoxen Các quá trìnhnày đã gia tăng các hoạt động tách giãn và đứt gãy ở bể Cửu Long trong Oligoxen

và nén ép vào cuối Oligoxen

Quá trình tách giãn tiếp tục phát triển làm ch o 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 rộngthuộc điệp Trà Tân được thành tạo mà chủ yếu là sét giàu vật chấ t hữu cơ màu nâu,nâu đen tới đen Các hồ phát triển trong các địa hào riêng biệt được liên thôngnhau, mở rộng dần và có hướng phát triển kéo dài theo phương Đ ông Bắc – TâyNam, đây cũng là phương phát triển ưu thế của hệ thống đứt gãy mở bể

Hoạt động nén ép vào cuối Oligoxen trên đã đẩy trồi các khối móng sâu gâynghịch đảo trong trầm tích Oligoxen ở trung tâm các đới trũng chính, làm tái hoạtđộng các đứt gãy thuận chính ở dạng ép chờm, trượt bằng và tạo nên các cấu trúc

“trồi”, cấu tạo dương/âm hình h oa, phát sinh các đứt gãy nghịch, đồng thời xảy rahiện tượng bào mòn, vát nhọn mạnh trầm tích thuộc tầng Trà Tân trên

2.1.5.3 Giai đoạn sau rift – Mioxen – Đệ Tứ

Vào Mioxen dưới, quá trình tách giãn đáy Biển Đông theo phương T ây Bắc –Đông Nam đã yếu đi và nhanh chóng kết thúc vào cuối Mioxen dưới (17 triệu nămtrước) Vào Mioxen dưới, các hoạt động đứt gãy vẫn diễn ra yếu và chỉ chấm dứthoàn toàn từ Mioxen giữa - hiện tại Các trầm tích của thời kỳ sau rift có đặc điểmchung là: phân bố rộng, không bị biến dạng, uốn nếp và gần như nằm ngang

Tuy nhiên, ở bể Cửu Long các quá trình này vẫn gây ra hoạt động tái cănggiãn yếu, lún chìm từ từ trong Mioxen dưới và hoạt động núi lửa Vào cuốiMioxen dưới trên phần lớn diện tích bể, nóc trầm tích Mioxen dưới - hệ tầng Bạch

Hổ được đánh dấu bằng biến cố chìm sâu bể với sự thành tạo của tầng “sétRotalid” biển nông rộng khắp là tầng chắn bể có chất lượng tốt khu vực cho cả bể Cuối Mioxen dưới, toàn bể trải qua quá trình nâng khu vực và bóc mòn yếu

Vào Mioxen giữa, 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 trường sông ở phần Tây Nam, còn ở phầnĐông - Đông Bắc của bể điều kiện ven bờ vẫn tiếp tục được duy trì

Mioxen trên được đánh dấu bằng sự lún chìm mạnh ở Biển Đông và phần rìa,khởi đầu quá trình thành tạo thềm lục địa hiện đại Đông Việt Nam Núi lửa hoạtđộng mạnh ở phần Đông Bắc bể Cửu Long, Nam Côn Sơn và phần đất liền NamViệt Nam Trầm tích hạt thô được tích tụ trong môi trường ven bờ ở phần Nam 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.

2.1.6 Tiềm năng dầu khí

1 Tầng Mioxen dưới các tập sét nghèo vật chất hữu cơ (VCHC), cacbon hữu

cơ (TOC): 0,64-1,32% Wt, trung bình là 0,94% Kerogen thuộc kiểu III là chính,

có ưu thế sinh condensat và khí Vật chất hữu cơ chưa trưởng thành và được tíchlũy trong môi trường nước lợ, khử yếu

2 Đá sét Oligoxen trên rất giàu vật chất hữu cơ và có tiềm năng sinh dầu khí

cao Tổng hàm lượng cac bon hữu cơ trong mẫu đá sét Oligoxen dao động từ 1,14

% đến 4%, trung bình là 2,07% Tổng tiềm năng HC của đá mẹ (S1 + S2) thay đổi

từ 6,19 đến 25 kg HC/tấn đá đạt mức rất tốt, PI thay đổi từ 0,03 đến 0,21 và thayđổi theo độ sâu tùy thuộc vào từng giếng, chỉ số hydrocarbon (HI) cũng cao có thểđạt tới 457 mgHC/gTOC Giá trị Tmax thay đổi theo vị trí địa lý và theo độ sâu đạttrên 440oC

Trong tầng đá mẹ này có vật chất hữu cơ thuộc chủ yếu loại II, thứ yếu là loại

I, và ít hơn là loại III Vật liệu hữu cơ ở đầu giai đoạn trưởng thành (R o=0,6 ÷0,8%) Chỉ tiêu Pr/Ph phổ biến từ 1,84 đến 2,3 phản ánh chúng được tích tụ trongmôi trường cửa sông, vùng nước lợ - biển nông, một số rất ít trong môi trường đầm

hồ Đây là tầng sét giàu hàm lượng hữu cơ, có độ dày lớn là đới sinh dầu chủ yếucho các tích tụ trong lô 15-1

3 Tầng đá mẹ Oligoxen dưới và Eoxen (?) là những tập sét chứa hàm lượng

vật chất hữu cơ thấp hơn tầng Oligoxen trên, TOC = 1,19 - 2,87% Wt, trung bình

là 1,97% Wt được đánh giá là đá mẹ tốt, chỉ số HI chỉ còn trung bình 163,6mgHC/gTOC, loại vật chất hữu cơ chủ yếu thuộc loại II, thứ yếu là loại III, không

có loại I

Chỉ số S1 thay đổi từ 0,23 đến 0,68 kg HC/tấn đá, trung bình là 0,42 kgHC/tấn đá và S2 thay đổi từ 1,53 đến 12,83kg HC/tấn đá, trung bình là 5,81 kg

HC/tấn đá và tổng tiềm năng HC của đá mẹ (S1 + S2) thay đổi từ 2,21 đến 13,26

kg HC/tấn đá, trung bình là 6,23 kg HC/tấn đá cho thấy đá mẹ có tiềm năng ở mứctốt Giá trị Tmax thay đổi từ 440oC đến 467oC, vật chất hữu cơ trong đá mẹ đãtrưởng thành Các giá trị Pr/Ph cũng chỉ đạt 1,7 ÷ 2,35, phản ánh điều kiện tích tụcửa sông, nước lợ, gần bờ và một phần đầm hồ

Theo số liệu phân tích nhiệt phân cho thấy VCHC ở tầng Mioxen dưới chưađạt ngưỡng trưởng thành (Ro< 0.6%; Tmax < 440oC); VCHC ở tầng Oligoxen trênđạt đến giai đoạn đầu trưởng thành (Ro= 0,6 ÷ 0,8%; Tmax= 440 ÷ 446oC); chỉ cóVCHC ở phần đáy tầng Oligoxen trên và tầng Oligoxen dưới đạt tới mức trưởngthành muộn (Ro= 0,8 ÷ 1,35%; Tmax > 460oC) Theo kết quả phân tích Rocho thấycác tầng đá mẹ Oligoxen trên, Oligoxen dưới – Eoxen (?) là nguồn cung cấphydrocacbon cho các bẫy trong lô 15-1

Bảng 2.1: Các đặc tính cơ bản của tầng đá mẹ lô 15 -1

Tầng đá mẹ Mioxen dưới Oligoxen trên Oligoxen dưới +

1 Đá móng nứt nẻ là thành hệ chứa dầu khí rất đặc biệt và là đối tượng chứa

dầu khí quan trọng trong toàn bể , tầng chứa dày dạng khối, hầu hết đá chứa thườngcứng, dòn, độ rỗng nguyên sinh thường nhỏ không chứa dầu và không có độ thấm

khung đá đối với dầu, nhưng dầu lại tập trung trong các hốc, vi rãnh rử a lũa và đặcbiệt là các đứt gãy hở tạo các độ rỗng độ thấm thứ sinh Đá móng nứt nẻ gồmgranit, granitgneis, granodiorit, diorit, adamelit, monzodiorit, gabro, monzogabro

bị các đai mạch diabas, bazan-andesit pocfia cắt qua và bị biến đổi ở mức độ khácnhau Thành phần granit gồm 12÷34% thạch anh, 9÷38% fenpat kali, 14÷40%plagioclase Dầu trong đá móng được phát hiện ở tất cả các mỏ trong lô

2 Cát kết là đối tượng chứa thứ hai trong lô 15 -1, có tuổi từ Oligoxen dưới tới

Mioxen trên có nguồn gốc từ lục địa tới biển nông ven bờ Cát kết Oligoxen dưới

là arcô - lithic, ứng với hệ tầng Trà Cú Cát hạt thô, chứa cuội, sạn đến trung bình

có màu xám, xám nâu với độ lựa chọn kém với xi măng gắn kết là caolinit, thuỷmica, clorit và carbonat kiểu lấp đầy và tiếp xúc Độ rỗng của cát kết Oligoxendưới có thể đạt tới 18%, trung bình là trong khoảng 12 ÷ 16% Độ thấ m dao độngtrong khoảng 1 ÷ 250mD Độ rỗng của cát kết Oligoxen hạ có xu hướng giảm đitheo chiều sâu chủ yếu là do ảnh hưởng của quá trình tạo đá (diagen esis) và ép nénmạnh

Cát kết Oligoxen trên hạt mịn xen lớp mỏng với sét, bột kết, đôi chỗ với cáctập đá núi lửa, phát triển rộng trên diện tích của bể Cát kết ch ủ yếu là arcô, arcô-lithic, vật liệu trầm tích nguồn cung cấp liên quan tới các khối magma axit ở gần

Độ rỗng khoảng 12-21%, trung bình 14%, độ thấm kém đến trung bình từ 2mDđến 26mD

Cát kết chứa dầu Mioxen dưới có độ rỗng khoảng 13-25% trung bình 19%, độthấm tương đối tốt trung bình 137mD, các hạt vụn có độ lựa chọn và mài tròn tốt,

bị biến đổi thứ sinh chưa cao Cát kết hạt thô (đôi khi có sạn) tới trung bình, mịn,gắn kết yếu tới bở rời Dầu trong vỉa cát này gặp ở mỏ Sư Tử Đen và Sư Tử Vàngtrong lô

2.1.6.3 Đá chắn

Dựa vào thành phần thạch học, cấu tạo, chiều dày, diện phân bố các tầng s éttrong mặt cắt lô 15-1 (hình 2.5) có thể phân ra làm 3 tầng chắn chính :

1 Tầng sét thuộc nóc hệ tầng Bạch Hổ hay còn gọi là tập sét Rotalid (tầng sét

chứa nhiều Rotalia) Đây là tầng sét khá sạch, có cấu tạo khối, hàm lượng sét cao90÷95%, kiến trúc thuộc loại phân tán, mịn cỡ hạt < 0,001mm được coi là tầngchắn khu vực với chiều dày ổn định từ 180m đến 200m Khoáng vật chính của sét

là montmorilonit, thứ yếu là hydromica, ka olinit, hỗn hợp (hydromica-mont) và ítclorit

2 Tập địa chấn D (xem hình 2.3) với chiều dày trung bình 300 ÷ 600m, trực

tiếp phủ lên trên khối móng nhô cao nứt nẻ Đây là tập sét giàu vật chất hữu cơ,sau khi lượng hydrocacbon được tạo ra từ tầng này sẽ di chuyển xuống tầng granitnứt nẻ bên dưới 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 địa phương lớn

và quan trọng của lô 15-1, nó quyết định sự tồn tại các bẫy chứa là móng nứt nẻtrước Kainozoi

3 Tầng sét thuộc hệ tầng Trà Cú đây là tầng chắn mang tính cục bộ, có diện

phân bố hẹp Sét chủ yếu là đầm hồ, phân lớp dày, khoáng vật chủ yếu làhydromica, có khả năng chắn tốt đặc biệt là các thân cát lòng sông nằm dưới hoặctrong chúng

2.1.6.4 Các bẫy chứa dầu khí trong lô 15-1

Căn cứ vào tiềm năng dầu khí và đặc điểm của các phát hiện dầu khí, trong lô15-1 có thể phân ra kiểu bẫy chính (hình 2.5):

+ Bẫy địa tầng: gồm đá móng nứt nẻ trước KZ và cát kết Oligoxen và có thể

có cát kết Mioxen dưới

+ Bẫy cấu tạo: cát kết Mioxen dưới (dạng vòm và bán đứt gãy)

Hình 2.5: Các kiểu bẫy chính trong lô 15-1 [4].

1 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 Các bẫy có liên quan đến các khối móng nhô d ạng địa luỹ, hoặc núi sót bị chônvùi, khép kín bởi các tập trầm tích hạt mịn Oligoxen phủ trên và nằm gá đáy baoxung quanh Bẫy chứa thuộc loại bẫy địa tầng (địa hình cổ chôn vùi)

2 Đá chứa Oligoxen là cát kết thạch anh, fenpat hạt thô màu xám, nâu xám, có

nguồn gốc đồng bằng bồi tích, sông ngòi, phát triển ở cánh cấu tạo, nằm gá vàomóng bào mòn Cát lòng sông cắt xẻ vào nhau, xếp chồng lên nhau tạo thành cáctập cát dày Các thân cát này bị các đứt gãy từ móng cắt qua tạo thành các khốiriêng biệt, bẫy chứa dầu kiểu địa tầng Tầng chắn của tập này đ ôi khi chính là cáctập sét nội tầng (đóng vai trò chắn cục bộ )

3 Đá chứa Mioxen dưới có nguồn gốc sông ngòi, đồng bằng và biển nông ven

bờ, đặc tính thấm chứa nguyên sinh tốt Độ rỗng thay đổi từ 19% đến 25% Cácbẫy chủ yếu là dạng cấu tạo (dạng nếp lồi, bán đứt gãy) có thể có bẫy chứa dạngđịa tầng

Tóm lại, lô 15-1 có hệ thống dầu khí hoàn chỉnh, với đầy đủ các yếu tố thuậ nlợi từ khả năng sinh dầu của các tầng đá mẹ, các tầng chắn, đá chứa, đến mốitương quan phù hợp giữa thời gian tạo bẫy và sinh dầu

2.2 Cấu trúc địa chất mỏ Sư Nâu

2.2.1 Lịch sử tìm kiếm thăm dò dầu khí mỏ Sư Nâu

Cấu tạo Sư Nâu là cấu tạo triển vọng nằm ở khu vực Đông Bắc lô 15.1 bể CửuLong

Giếng khoan SN-1X (hình 2.6) là giếng khoan tìm kiếm đầu tiên trên cấu tạotriển vọng Sư Nâu Mục tiêu chính của giếng khoan là đánh giá tiền năng của tầngchứa đá móng và phần đá vụn Oligoxen Giếng khoan SN -1X được khoan vào26/7/2005 Giếng khoan được hoàn thành với một p hát hiện dầu vào ngày19/9/2005 SN-1X được khoan nghiêng đến độ sâu 3.536m Kết quả thử vỉa DSTđầu tiên trong đá móng cho dòng với lưu lượng 9 379 thùng/ngày, dầu có tỉ trọng39,8oAPI (0,826 g/cm3), tỷ số khí dầu Rp đạt 87 ft3/thùng Ngoài ra việc thử vỉacũng gặp dầu và kh í từ tập Mioxen dưới B10 và tầng chứa tập E tầng Oligoxen.Một vỉa cát dày 7m đã được gặp trong tầng chứa B10 và vỉa cát dày đến 195mtrong tập E Oligoxen Thử vỉa DST 2 được tiến hành trong tập E không cho dòngsản phẩm

Giếng khoan SN-2X (hình 2.6) là giếng khoan thứ hai với mục đích thẩmlượng của cấu tạo Sư Nâu nằm cao nhất về phía Đông Bắc Giếng được khoan vàongày 28/9/2007 hoàn thành vào ngày 12/11/2007 Giếng khoan được khoan thẳngđứng đến độ sâu 3.958 m Mục tiêu chủ yếu là xác định tiềm năng tr ong đá móngnứt nẻ và tiếp tục đánh giá tiềm năng tập Mioxen dưới B10 và tập Oligoxen dưới

E Kết quả thử vỉa DST đã chứng minh sự có mặt của hydrocacbon tại móng vớidòng 9.717 thùng/ngày, không có trữ lượng dầu tại chỗ trong giếng và không thửvỉa tại tập cát E tầng Oligoxen

2.2.2 Cấu trúc - kiến tạo mỏ Sư Nâu

Cấu tạo Sư Nâu được hình thành trong suốt thời kỳ tạo rift của bể Cửu Long(trước Oligoxen dưới) và được bao phủ bới lớp trầm tích từ Oligoxen đến gần đây.Trong lô 15-1 gồm hai hệ thống đứt gãy chủ yếu: Đông Bắc – Tây Nam vàĐông –Tây Đứt gãy Đông Bắc – Tây Nam là đứt gãy chính của bể và ranh giớicấu tạo, còn đứt gãy Đông – Tây thì phát triển muộn hơn

Đá móng trong mỏ Sư Nâu nằm ở độ sâu 3.200m (sâu hơn 700-800m so vớicấu tạo Sư Tử Đen) với khoảng nhô cấu tạo thường vượt quá 100m kéo dài theohướng Đông Bắc – Tây Nam Các đứt gãy và khe nứt cũng thường phát triển theohướng này, đôi khi theo hướng Đông Tây Hầu hết các hoạt động của đứt gãy đãdừng vào cuối của Oligoxen Hình 2.6 thể hiện bản đồ cấu trúc nóc tầng EOligoxen dưới Đỉnh của tầng cát kết E nằm ở chiều sâu 2.385m dưới mực nướcbiển Đường đồng mức khép kín thấp nhất ở chiều sâu hơn 3 380m, do đó chiềudày chứa theo phương thẳng đứng lớn nhất lên tới hơn 995m

Hình 2.6: Bản đồ cấu tạo nóc tầng E, Oligoxen dưới [4].

Mỏ Sư Nâu có thể chia làm 3 khối theo hình 2.7 Khối A nằm ở góc Tây Namcủa mỏ Sư Nâu được tách rời bời đứt gãy theo hướng Tây Bắc, chưa có giếngkhoan nào trên khối A Khối B và khối C là hai khối lớn hơn khối A, trê n khối B

có giếng khoan SN-1X và trên khối C là giếng khoan SN-2X đã được tiến hànhthăm dò khai thác

Hình 2.7: Bản đồ cấu tạo móng của mỏ Sư Nâu [4].

Hình 2.8: Đá móng qua giếng khoan SN-1X [4].

Hình 2.9: Đá móng qua giếng khoan SN-2X [4].

Tại giếng khoan SN-1X khoan sâu vào trong đá móng 313m theo chiều dọc,bắt gặp 5 đứt gãy và đều cho biểu hiện mất mùn khoan và sự có mặt của

hydrocacbon (hình 2.8) Tại giếng khoan SN-2X khoan sâu vào trong đá móng 743

m theo chiều dọc cũng bắt gặp 5 đứt gãy và đều có biểu hiện dầu (hình 2.9)

Tầng chứa Oligoxen dưới là đối tượng chứa quan trọng thứ hai trong mỏ SưNâu Tầng chứa này bắt gặp ở tất cả các giến g thăm dò (SN-1X, SN-2X), giếngkhai thác và bơm ép trong mỏ Sư Nâu Tuy nhiên kết quả dòng dầu cho được trongtầng E là không khả quan trong giếng SN -1X, SN-2X Chiều dày của tầng E,Oligoxen dưới qua các giếng khoan từ 2.351,71 m đến nóc của móng 3.223,48 mtrong giếng SN-1X; từ 2.742,4 m đến 3.215,3 m trong giếng SN-2X Chiều dày vỉathay đổi từ 300 m đến 700 m Tầng chứa E có thành phần thạch học gồm nhữngvỉa cát lớn xen kẹp những vỉa sét, thỉnh thoảng xuất hiện những vệt cacbonat Cácvỉa cát hoàn toàn bão hòa hydrocacbon được nhận thấy qua đường cong địa vật lýgiếng khoan qua tầng chứa E (hình 2.10, 2.11 ) Sét kết có màu xanh xám, đôi khigặp sét màu nâu đỏ, thành phần chủ yếu gồm micromica, bột, đá vôi, và một sốhóa đá Cát kết trong tầng chứa E thành phần chủ yếu gồm arcô, ngoài ra có arcôchứa mảnh đá với màu sắc thay đổi từ xám sáng nâu tới xám sáng ô lưu

Hình 2.10: Tầng chứa E qua giếng khoan SN-1X [4].

Hình 2.11: Tầng chứa E qua giếng khoan SN-2X [4].

Độ thấm của mỏ Sư Nâu tại các giếng khoan thu được từ kết quả thử vỉa DST

ở hai giếng khoan SN-1X và SN-2X Kết quả thu được độ thấm tại đá móng là90mD và độ thấm thấp tại tầng E Oligoxen dưới chỉ đạt 0,112mD ở giếng SN -1X

Độ thấm thu được tại giếng SN-2X từ thử vỉa DST tại đá móng cho giá trị cao hơn214mD

Hình 2.12: Phân bố hệ số rỗng theo chiêu sâu trong đá móng [4].

2.2.3.3 Độ bão hòa nước

Độ bão hòa chất lưu trong vỉa chứa thể hiện tỉ phần thể tích chất lưu được chứatrong vỉa và tổng thể tích của lỗ hổng trong đá chứa Đối với vỉa dầu ban đầu (ápsuất vỉa lớn hơn áp suất bão hòa) thì chỉ có dầu và nước tồn tại trong vỉa Độ bãohòa nước được xác định từ tổng hợp tài liệu địa vật lí giếng khoan được thể hiệntại bảng 2.2 Giá trị độ bão hòa nước của tầng E Oligoxen dưới và trong đá móngđược lấy từ kết quả minh giải carota trong các giếng khoan theo ba giá trị nhỏ nhất,trung bình và lớn nhất Độ bão hòa nước tại đá móng là rất thấp trung bìn h chỉ15%, còn trong cát kết tầng E Oligoxen dưới có giá trị cao trung bình là 50%

Bảng 2.2: Độ bão hoà nước trong tầng E và đá móng [4].

3.123m đến 3.160m và từ 3.205m đến 3.267m tại giếng SN-1X Với kết quả khôngquan sát được dòng dầu trê n bề mặt Áp suất ban đầu thu được là 4 847,9 psia Độthấm thấp chỉ 12,8mD Kết quả thử vỉa tạm thời cho thấy tầng E không phải là mộttầng chứa có chất lượng.

Các thông số PVT được lấy từ kết quả phân tích mẫu dầu tại tầng đá móng tại

cả hai giếng khoan Các thông số PVT cơ bản của dầu gồm: hệ số thể tích dầu (Bo)

và độ ngậm khí của dầu (Rs), độ nhớt (µo) đã được đo theo sự thay đổi của áp su ất,kết quả được thể hiện ở hình 2.13, 2.14, 2.15

Hệ số thể tích dầu (Bo) để nhằm đánh giá sự biến đổi thể tích của dầu khi đưa

ra ngoài mặt đất Nó đạt giá trị cao nhất tại áp suất bão hòa của dầu (Ps) Áp suấtbão hoà là giá trị áp suất thấp nhất của vỉa còn tồn tại dòng một pha (pha dầu) Nếu

áp suất vỉa nhỏ hơn áp suất bão hoà thì khí trong vỉa sẽ tách ra tạo thành một phariêng biệt Tại giếng SN-1X hệ số thể tích của dầu đạt 1,16 rb/stb tương ứng với ápsuất bão hòa (Pb) là 535 psia và tại giếng SN-2X hệ số thể tích của dầu cao hơn1,195 ứng với áp suất bão hòa là 945 psia (hình 2.13)

Hình 2.13: Sự thay đổi hệ số thể tích dầu (Bo) theo áp suất [4]

Độ nhớt của dầu (µo) cho biết cường độ của lực ma sát giữa các phần tử tạonên hệ hydrocacbon trong vỉa Theo định luật Daxi, chất lưu có độ nhớt càng nhỏthì vận tốc dòng (và lưu lượng) trong đá càng cao Ở giá trị áp suất bão hoà dầu sẽ

có độ nhớt nhỏ nhất, giá trị độ nhớt tại áp suất bão hòa tại giếng SN -1X là 0,69 cP

và tại giếng SN-2X là 0,61cP (hình 2.14)

Hình 2.14: Sự thay đổi độ nhớt của dầu (µo) theo áp suất [4].

Độ ngậm khí của dầu (Rs) hay còn gọi là độ hòa tan của khí trong dầu thể hiệnlượng khí hòa tan trong dầu vỉa được khai thác cùng với mỗi một thùng dầu ở bểchứa Khi áp suất vỉa lớn hơn áp suất bão hoà toàn bộ khí hoà tan trong dầu nên độngậm khí của dầu (Rs) là không đổi Hình xác định được độ ngậm khí của dầu tại

áp suất bão hòa tại giếng SN-1X là 82 scf/stb và tại giếng SN-2X là 159 csf/stb, độngậm khí ở áp suất bão hoà của dầu nhỏ chứng tỏ năng lượng khai thác do giãncủa khí hoà tan có hiệ u quả thấp (hình 2.15)

Hình 2.15: Sự thay đổi độ ngậm khí của dầu (Rs) theo áp suất [4]

Các tích chất cơ bản của dầu bao gồm các thông số: áp suất bão hòa, độ ngậmkhí của dầu, hệ số thể tích, độ nhớt và mật độ dầu khai thác, xem bảng 2.3 Mẫu

dầu thu được trong hai giếng có tỉ trọng trung bình 40oAPI = 0.825 g/cm3chứng tỏdầu trong vỉa thuộc loại dầu nhẹ.

Bảng 2.3: Tính chất của dầu thô trong đá móng [4].

2.2.3.5 Tính chất của nước vỉa

Phân tích nước vỉa cho ta biết độ mặn và thành phần khoáng hoá, làm cơ sởcho việc suy đoán nguồn gốc của nước và đánh giá độ kín, mức độ bảo tồn của tích

tụ hydrocacbon Theo nguồn gốc hình thành chia nước vỉa thành 2 loại: nước vỉadầu (nước đồng sinh) đây là nước vỉa ban đầu tồn tại trong các kênh dẫn, lỗ hổngcủa đá, được hình thành đồ ng thời với thời gian hình thành tích tụ Nước loại nàykhông có sự trao đổi, liên thông thuỷ lực với bên ngoài chứng tỏ cấu tạo là kín.Nước ngoại lai là nước không có nguồn gốc vỉa, chúng di chuyển từ tầng phía trên

có sự trao đổi với bên ngoài Nước loại này thường mang theo hợp chất oxy hoágây phá huỷ cấu tạo, nếu có mặt của loại nước này trong vỉa chứng tỏ cấu tạokhông khép kín và mức độ bảo tồn tích tụ hydrocacbon là không cao

Các mẫu nước trong đá móng thu được trong giếng khoan SN-2X trong quátrình thử vỉa DST, xem bảng 2.4, 2.5

Bảng 2.4: Tính chất của nước vỉa trong đá móng [4].

Độ nhớt ở 20oC (cSt) 1,239Điện trở suất ở 24oC (Ωm) 0,030

Độ dẫn điện ở 24oC (ms/cm) 336,180Mật độ ở 20oC (g/cm3) 1,149

Bảng 2.5: Kết quả phân tích nước vỉa trong đá móng [4].

Hàmlượng (ai)

ri(mgH/l)

Cột (1) kí hiệu tên ion tr ong thành phần nước vỉa

Cột (2) nguyên tử lượng của ion

Cột (3) số hoá trị của ion

Cột (4) hệ số kết hợp (ri’), đó là tỉ số giữa hoá trị và nguyên tử lượng, cột (3)chia cột (2), (mgH/l)

Cột (5) hàm lượng ion trong thành phân nước vỉa, (mg/l)

Cột (6): lấy cột (5) nhân cột (4), (mgH/l)

Cột (7):

Phân loại nước vỉa theo Sulin do M<0, N>0 nên nước vỉa trong đá móng thuộcloại nước đại dương Theo bảng 2.4 nước có hàm lượng ion Ca2+ nhỏ hơn Mg2+,nên nước thuộc loại “Clorua Mg”, loại III (phân loại của Sulin) Điều này chứng tỏnước vỉa trong đá móng có quan hệ với tích tụ dầu ở độ sâu không lớn, sự trao đổiđối lưu hầu như không có hoặc rất ít với bên ngoài , sự tồn tại của nước này phảnánh môi trường thuận lợi cho sự hình thành tích tụ dầu khí

2.2.3.6 Trữ lượng tại chỗ

Việc phân cấp trữ lượng được có ý nghĩa quan trọng trong việc hoạch địnhphương hướng tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí, trong đá móng mỏ Sư Nâu

đã sử dụng phương pháp phân cấp trữ lượng the o phương Tây:

+ Trữ lượng đã chứng minh (Proved P1) là cấp trữ lượng đã được xác minh vàkhẳng định ở mức độ tin cậy 90%, được xác định thể tích tính từ đỉnh cấu tạomóng đến độ sâu thấp nhất cho dầu trong đá móng khi thử vỉa và phạm vi tối đa là1,5 km tính từ giếng khoan cho dầu

+ Trữ lượng có thể (Probable P2) là trữ lượng có độ tin cậy đạt 50% Trữ lượngkhả năng (Possible P3) là cấp trữ lượng có độ tin cậy đạt 10% Ranh giới để xácđịnh thể tích được lấy tương ứng dưới từ độ sâu thấp nhất cho dầu cho đến điểmtràn cấu tạo Chia đôi thể tích được trữ lượng cấp P2và P3 như hình vẽ 2.16

Hình 2.16: Phân cấp trữ lượng trong đá móng [4].