PHÂN TÍCH KHAI THÁC DẦU KHÍ BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT

Trong công nghiệp dầu khí, công tác khai thác dầu khí là quá trình lấy sản phẩm từ mỏ dầu. Áp suất là một trong các yếu tố quan trọng nhất quyết định lượng dầu thu được nhiều hay ít. Trong quá trình khai thác, áp suất sẽ giảm dần theo thời gian, để đạt được hiệu quả tối ưu (kỹ thuậtkinh tế) và khai thác bền vững về mặt năng lượng thì áp suất vỉa phải lớn hơn áp suất bảo hòa. Do đó chúng ta phải khai thác cùng với cơ chế năng lượng nhân tạo chứ không khai thác thuần túy bằng cơ chế năng lượng tự nhiên. Một trong các cơ chế năng lương nhân tạo được sử dụng rộng rãi và phổ biến là “khai thác bằng cơ chế Gaslift”.

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA KHOA KĨ THUẬT ĐỊA CHẤT VÀ DẦU KHÍ

ĐỒ ÁN MÔN HỌC PHÂN TÍCH KHAI THÁC DẦU KHÍ

GVHD: ThS Thái Bá Ngọc Nhóm SVTH:

Niên khóa: 2015 – 2016

i

Lời cảm ơn

Em xin chân thành cảm ơn quý thầy cô Khoa Kỹ thuật Địa chất và Dầu khí Trường Đại học Bách khoa Tp Hồ Chí Minh, đặc biệt là thầy cô bộ môn Địa chất Dầu Khí đã chỉ dạy tận tình, truyền đạt cho em những bài học hay, quý báu và kinh nghiệm từ những chuyến đi thực địa như những bài học trực quan, sinh động đầy thiết thực Đó là nền tảng vững chắc giúp em thực hiện đồ án này

Em xin chân thành cám ơn Thạc sĩ Thái Bá Ngọc đã tận tâm chỉ dẫn và có những ý kiến đóng góp trong quá trình thực hiện luận văn để luận văn của em được xúc tích, rõ ràng và bao quát hơn

Xin chân thành cám ơn !

Tp Hồ Chí Minh, tháng 12 năm 2015 Nhóm sinh viên thực hiện

Nguyễn Nhật Trường, Nguyễn Thành Nam

ii

Mục Lục

CHƯƠNG 1: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT CỦA ĐỐI TƯỢNG NGHIÊN CỨU

1.1 Đặc điểm địa lý tự nhiên

1.1.1 Vị trí địa lý 1.1.2 Đặc điểm khí hậu 1.1.3 Đặc điểm kinh tế xã hội 1.1.4 Chế độ dòng chảy-chế độ sóng 1.2 Lịch sử nghiên cứu

1.3 Các thành tạo địa chất

1.3.1 Đá móng 1.3.2 Các thành tạo trầm tích 1.4 Đặc điểm cấu kiến tạo

1.4.1 Phân vùng cấu trúc 1.4.2 Hệ thống đứt gãy 1.5 Lịch sử phát triển địa chất

1.5.1 Giai đoạn cố kết móng 1.5.2 Giai đoạn tách giãn 1.5.3 Giai đoạn tân kiến tạo 1.6 Tiềm năm dầu khí

CHƯƠNG 2: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT CỦA MỎ

2.6 Đặc điểm môi trường trầm tích

CHƯƠNG 3: QUÁ TRÌNH KHAI THÁC

iii

3.1 Lịch sử khai thác

3.2 Đặc điểm áp suất và nhiệt độ

3.3 Tính chất đá chứa và chất lưu

3.4 Ranh giới khí-dầu-nước

3.5 Năng lượng vỉa

3.6 Trữ lượng dầu khí ban dầu

CHƯƠNG 4: ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ CỦA PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC

BẰNG GASLIFT

4.1 Tổng quan về các phương pháp khai thác dầu khí

4.2 Phương pháp khai thác dầu bằng gaslift

4.3 Nguyên lý làm việc giếng gaslift

4.4 Quá trình khai thác bằng cơ chế năng lượng và gaslift

4.5 Hiệu quả khai thác

Kết luận và kiến nghị

Tài liệu tham khảo

iv

Danh mục các từ viết tắt

WHP : Giàn khoan khai thác chính

FPSO : Tàu chừa nổi

TVDSS : Độ sâu thẳng đứng tính từ mực nước biển

BM : Mỏ Bờm Mã

v

MỞ ĐẦU

Tính cấp thiết của đề tài

Trong công nghiệp dầu khí, công tác khai thác dầu khí là quá trình lấy sản phẩm từ

mỏ dầu Áp suất là một trong các yếu tố quan trọng nhất quyết định lượng dầu thu được nhiều hay ít Trong quá trình khai thác, áp suất sẽ giảm dần theo thời gian, để đạt được hiệu quả tối ưu (kỹ thuật-kinh tế) và khai thác bền vững về mặt năng lượng thì áp suất vỉa phải lớn hơn áp suất bảo hòa Do đó chúng ta phải khai thác cùng với cơ chế năng lượng nhân tạo chứ không khai thác thuần túy bằng cơ chế năng lượng tự nhiên Một trong các

cơ chế năng lương nhân tạo được sử dụng rộng rãi và phổ biến là “khai thác bằng cơ chế Gaslift” Để thấy được hiệu quả của phương pháp Gaslift, em quyết định chọn đề tài đồ

án là:

“Đánh giá hiệu quả khai thác của phương pháp Gaslift tầng Miocene Hạ mỏ Bờm Mã”

Cơ sở tài liệu

Tài liệu sử dụng chủ yếu là tài liệu được cung cấp bởi Kỹ Sư Lê Minh Tuấn, Phòng Công Nghệ Mỏ, Tổng Công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí (PVEP):

1 Rang Dong field (Full Field Development Plan)

2 Lower Miocene of Rang Dong field (Full Field Development Plan)

Nhiệm vụ của đề tài

 Nêu ra áp suất ban đầu của vỉa

 Áp suất giảm theo từng thời kỳ khi khai thác bằng cơ chế tự nhiên

 Áp suất giảm theo từng thời kỳ khi khai thác bằng Gaslift

 So sánh sản lượng thu được giữa khai thác bằng cơ chế tự nhiên với khai thác bằng gaslift

Mục tiêu

Kết quả cuối cùng thu được từ đề tài là chỉ ra đựoc khai thác bằng Gaslift thì sản lượng dầu thu được sẽ lớn hơn khi khai thác bằng cơ chế tự nhiên

1

CHƯƠNG 1 ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT BỒN TRŨNG CỬU LONG 1.1 ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ TỰ NHIÊN

1.1.1 Vị trí địa lý

Bồn trũng Cửu Long nằm trên thềm lục địa Việt Nam có tọa độ từ 9o–11o vĩ độ Bắc,

từ 106o30’–109o kinh Đông Bể có diện tích khoảng 60000 km2 kéo dài 400 km theo hướng Đông Bắc–Tây Nam, bao gồm các lô: 9, 15, 16, 17 và một phần của các lô: 1, 2,

25 và 31 (Hình 1.1) Về mặt hình thái, bồn trũng Cửu Long có hình bầu dục kéo dài theo phương Đông Bắc–Tây Nam Giới hạn phía Đông của bồn là Biển Đông Việt Nam, phía Nam và Đông Nam ngăn cách với trũng Nam Côn Sơn bởi khối nâng Côn Sơn, phía Tây

là châu thổ sông Cửu Long, phía Bắc là những khối nhô cao của địa khối Đà Lạt

Bồn trũng Cửu Long là bồn trũng được thăm dò và khai thác nhiều nhất ở Việt Nam

và là nơi đầu tiên mà người ta phát hiện ra dầu được chứa trong đá móng granit với trữ lượng lớn Vì vậy, bồn trũng Cửu Long được đánh giá là nơi có sự hấp dẫn kinh tế dầu khí, và cũng là nơi có tiềm năng lớn nhất trên thềm lục địa Việt Nam

Bồn trũng Cửu Long nằm ở khu vực có khí hậu và điều kiện môi trường đặc trưng cho khí hậu vùng cận xích đạo, chia làm 2 mùa rõ rệt: mùa khô kéo dài từ tháng 11 đến tháng 4 và mùa mưa từ tháng 5 đến tháng 10 Vùng này có khí hậu nóng nực, nhiều ánh sáng mặt trời Nhiệt độ trung bình vào mùa mưa là 270–280C, mùa khô 290–300C Lượng mưa phân bố không đều, về mùa mưa khoảng 307 đến 343 mm/tháng và mùa khô khoảng

87 đến 179 mm/tháng

Chế độ gió:

Chế độ gió mùa Đông: từ tháng 11 đến tháng 4, hướng gió chủ yếu là Đông Bắc, Đông–Đông Bắc Vào tháng 12 và tháng giêng, hướng gió Đông Bắc chiếm chủ yếu Vào đầu mùa, tốc độ gió trung bình và cực đại nhỏ, sau đó tăng dần lên lớn nhất vào tháng 11

và tháng 2 Tốc độ gió trung bình trong mùa là 1.03 m/s, tốc độ cực đại là 12.5 m/s

2

Chế độ gió mùa hè: đặc trưng bởi hệ gió mùa Tây Nam kéo dài từ cuối tháng 5 đến giữa tháng 10 với hướng gió Tây Nam và Tây–Tây Nam Tốc độ gió trung bình là 8.8 m/s, tốc độ cực đại là 32 m/s

Hình 1.1: Sơ đồ các bể trầm tích

3

Sau 33 năm giải phóng, Bà Rịa-Vũng Tàu (BR-VT) đã không ngừng phát triển cả về kinh tế lẫn văn hóa xã hội Những năm gần đây, BR-VT đã vươn lên mạnh mẽ để luôn là một trong những địa phương dẫn đầu cả nước về thu hút đầu tư nước ngoài, về nộp ngân sách nhà nước cũng như tốc độ tăng trưởng kinh tế và thu nhập bình quân đầu người Với lợi thế sẵn có về vị trí địa lý cùng những chính sách thu hút đầu tư thông thoáng, BR-VT ngày càng trở thành địa chỉ tin cậy của các nhà đầu tư trong và ngoài nước Các khu công nghiệp, khu du lịch, vui chơi giải trí, các khu đô thị mới… mọc lên trên khắp địa bàn tỉnh một cách nhanh chóng đã làm thay đổi bộ mặt địa phương từng ngày

Năm 2006, toàn tỉnh đã thu hút được 28 dự án đầu tư nước ngoài với tổng vốn đầu

tư đạt 2,3 tỷ USD Riêng trong mấy tháng đầu năm 2007, tỉnh đã thu hút được 7 dự án với tổng vốn đầu tư đạt trên 800 triệu USD Năm 2001 toàn tỉnh thu ngân sách nhà nước đạt hơn 33,7 ngàn tỷ đồng thì đến năm 2006, con số này đã tăng lên gấp hơn hai lần, đạt trên

70 ngàn tỷ đồng Cùng với sự phát triển kinh tế, cơ sở hạ tầng và đời sống nhân dân ngày càng được cải thiện Hiện nay, hệ thống đường bộ BR-VT đã nối liền với các tỉnh bạn và

cả nước với các tuyến quốc lộ chính là 51, 55, 56 và đặc biệt là con đường ven biển Vũng Tàu - Đất Đỏ - Xuyên Mộc đã giúp thu hẹp khoảng cách với miền Trung (Bình Thuận) xuống chỉ còn vài tiếng đồng hồ chạy xe, rất thuận lợi cho phát triển du lịch và kinh tế Bên cạnh đó hầu hết hệ thống đường liên huyện, liên xã cũng đã được mở rộng và tráng nhựa

Cơ sở hạ tầng phát triển đã tạo điều kiện cho kinh tế và đời sống văn hóa, tinh thần của người dân ở vùng sâu, vùng xa phát triển, góp phần vào sự phát triển chung của nền kinh tế toàn tỉnh Năm 2001 thu nhập bình quân đầu người trên toàn tỉnh là 52,29 triệu đồng/người (tính cả dầu khí) và 14,49 triệu đồng/người (không tính dầu khí) thì đến năm

2006 con số này đã tăng lên hơn gấp hai lần là 127,54 triệu đồng/người (cả dầu khí) và 33,92 triệu đồng/người (không tính dầu khí) Ở khu vực nông thôn đã có 96% dân số được dùng điện sinh hoạt; 98% dân số được dùng nước hợp vệ sinh; 97,3% dân số được xem truyền hình… Bên cạnh đó, tiêu chí về chuẩn hộ nghèo của tỉnh cũng được quy định cao hơn so với chuẩn quốc gia Chuẩn hộ nghèo quốc gia quy định cho giai đoạn 2006-

4

2010 ở khu vực nông thôn là thu nhập bình quân 250.000 đồng/người/tháng và thành thị

là 300.000 đồng/người/tháng thì ở BR-VT chuẩn này được nâng lên thành 300.000 đồng/người/tháng ở nông thôn và 400.000 đồng/người/tháng ở thành thị Điều đó chứng

tỏ Bà Rịa-Vũng Tàu đã có những bước phát triển vượt bậc về kinh tế xã hội so với nhiều địa phương khác

Chế độ dòng chảy:

Dưới tác dụng của gió mùa ở vùng Biển Đông và các yếu tố khác (chênh lệch khối lượng riêng của nước, chế độ thuỷ triều, địa hình đáy …), trong vùng hình thành các dòng chảy khác nhau (các dòng triều, dòng xoáy, dòng tuần hoàn và dòng bề mặt) Tốc độ của dòng thuỷ triều trong vùng dao động từ 0.3-0.5 m/s, chu kỳ chảy của dòng triều khoảng

12 giờ cho mỗi lần triều lên và xuống Tốc độ của dòng xoáy đạt tới 0.5–12 m/s

1.2 LỊCH SỬ NGHIÊN CỨU BỒN TRŨNG CỬU LONG

Giai đoạn trước 1975

Công ty Mobil là một trong những công ty đầu tiên tiến hành tìm kiếm thăm dò dầu khí ở ngoài khơi Việt Nam Tháng 7/1973 Mobil cùng 26 công ty khác đã trúng thầu thăm

dò dầu khí ở 30 lô ở ngoài khơi Nam Việt Nam, trong đó Mobil trúng thầu Lô 09 (bể Cửu Long), tháng 7/1974 thăm dò Lô 16

Năm 1974 Mobil khoan giếng khoan tìm kiếm (BH–1X) đầu tiên trên cấu tạo Bạch

Hổ ở bồn trũng Cửu Long và đã phát hiện dầu trong Miocen sớm

Giai đoạn 1975–1980

Từ 1977–1978 có 7 lô ngoài khơi Việt Nam đã được giao cho các công ty: Agip, Bow Valley và Deminex tìm kiếm - thăm dò dầu khí

5

Trong Lô 15, Deminex đã khoan thăm dò trên 4 cấu tạo: 15–A, 15-B, 15-C và 15-G với đối tượng chính là trầm tích Kainozoi, tất cả đều cho biểu hiện dầu nhỏ Thời đó đá móng nứt nẻ chứa dầu có tuổi trước Kainozoi chưa được phát hiện trong khu vực

Giai đoạn 1980 đến nay

Đến năm 1981, công ty liên doanh VietsovPetro (VSP) được giao tìm kiếm thăm dò dầu khí ở 3 Lô 09, 15 và 16 (bể Cửu Long) và tiếp tục phát triển mỏ Bạch Hổ

Năm 1988 VSP phát hiện dầu trong móng mỏ Bạch Hổ, cho dòng dầu thương mại với lưu lượng 11.000 thùng dầu/ngày và từ đó tầng móng chính thức là đối tượng được quan tâm nghiên cứu đối với công ty dầu khí

Vào năm 1989, Petronas Carigali ký hợp đồng chia sản phẩm ở 2 Lô 01 và 02 Tháng 6-1994 Petronas thông báo phát hịên dầu ở giếng khoan B–1X (cấu tạo Ruby), giếng cho lưu lượng 2500 thùng dầu/ngày trong móng nứt nẻ, 600 thùng dầu/ngày trong cát kết Oligocene và gần 5000 thùng dầu/ngày trong cát kết tuổi Miocene

1.3 CÁC THÀNH TẠO ĐỊA CHẤT CẤU TẠO NÊN BỒN TRŨNG CỬU LONG

Các thành tạo địa chất bồn trũng Cửu Long đã được nhiều nhà địa chất nghiên cứu với nhiều phương pháp khác nhau như địa chấn, cổ sinh địa tầng, địa vật lý giếng khoan, thạch học …Kết quả nghiên cứu cho thấy bồn trũng Cửu Long bao gồm các tập trầm tích kainozoi phủ bất chỉnh hợp lên đá móng được thành tạo trước kainozoi do các hoạt động macma (Hình 1.2)

Các phân chia địa tầng địa chất của bồn Cửu Long có thể được phân chia như sau:

6

Hình 1.2 Cột địa tầng bồn trũng Cữu Long

7

Phân tích mẫu lõi giếng khoan trong móng cho thấy ở bồn trũng Cửu Long chủ yếu

là đá granite, granodiorit, diorit, ngoài ra còn gặp đá biến chất và các thành tạo núi lửa Các đá này tương đương với một số phức hệ đá xâm nhập của lục địa trong giai đoạn này như: phức hệ Hòn Khoai, phức hệ Định Quán và phức hệ Cà Ná

Phức hệ Hòn Khoai

Là đá magma cổ nhất trong móng của bể Cửu Long, phức hệ có tuổi Trias muộn, tương ứng khoảng 195 đến 250tr năm Khoáng vật chủ yếu là amphybol–biotit– diorit, monzonit và adamelit

Phức hệ Định Quán

Thành phần là đá granodiorit, đôi chổ gặp monzonit–biotit-thạch anh đa sắc Đá thuộc loại kiềm vôi, có thành phần axit trung bình SiO2 dao động 63–67% Các thành tạo của phức hệ xâm nhập này có mức độ giập vỡ và biến đổi cao Hầu hết các khe nứt đều được lấp đầy bởi các khoáng vật thứ sinh: calcit, zeolit, thạch anh và clorit Trong đới biến đổi mạnh biotit thường bị clorit hoá Phức hệ Định Quán có tuổi Jura, tuổi tuyệt đối dao động từ 130 đến 155tr năm

Phức hệ Cà Ná

Là phức hệ magma phát triển và gặp phổ biến nhất trên toàn bồn trũng Cửu Long Phức hệ đặc trưng là granit thuỷ mica và biotit, thuộc loại Natri–Kali, dư Nhôm (2,98%),

Si (69%) và ít Ca Đá có tuổi tuyệt đối khoảng 90–100tr năm, thuộc Jura muộn

Trong mặt cắt đá magma xâm nhập đã biết thường gặp các đai mạch có thành phần thạch học khác nhau từ axit đến trung tính–bazơ và thạch anh Tại một số nơi như khu vực mỏ Rồng còn gặp đá biến chất nhiệt động kiểu paragneis hoặc orthogneis Các đá này thường có mức độ giập vỡ và biến đổi kém hơn so với đá xâm nhập

8

Các thành tạo trầm tích Kainozoi bao gồm các loại đá lục nguyên tướng châu thổ và ven biển Các trầm tích này có bề dày chung từ 3000m đến 8000m phủ bất chỉnh hợp lên móng trước Kainozoi Càng về trung tâm bồn bề dày trầm tích càng tăng

Hình 1.3: Bản đồ cấu tạo móng trước Kainozoi bồn trũng Cửu Long

Phụ thống Oligocene hạ - điệp Trà Cú (P31 tc): bao gồm các tập sét kết màu đen,

xám xen kẽ với các lớp cát hạt từ mịn đến trung bình có độ chọn lọc tốt được gắn kết chủ yếu bởi xi măng kaolinit Trầm tích được lắng đọng trong môi trường đầm lầy, ven biển, châu thổ Phần trên là lớp sét dày Ở các khu vực địa hình nâng cổ thường không gặp hoặc gặp các lớp sét có bề dày mỏng Trong điệp này sét chiếm từ 60% - 90% các lớp sét xen

kẽ có khi đạt đến bề dày 30m Tổng bề dày trầm tích thay đổi từ 0–750m

Phụ thống Oligocene thượng – điệp Trà Tân (P33 tt): bao gồm các trầm tích sông

hồ đầm lầy và các trầm tích biển nông Ngoài ra các trầm tích Oligocene thượng còn chịu ảnh hưởng của các hoạt động macma, do đó còn tìm thấy các đá phun trào như bazan, andezit, ryolit Trầm tích Oligocene thượng có thể chia làm hai phần theo đặc trưng thạch học: phần dưới của điệp gồm xen kẽ những lớp cát kết, tuf, cuội kết, các lớp sét và một số tập đá phun trào (bazan porfia), thỉnh thoảng có những lớp than kẹp mỏng Phần trên của điệp đặc trưng bởi những lớp sét đen dày đặc trưng cho môi trường lắng đọng tam giác châu ven biển Khu vực đới nâng Côn Sơn có tỷ lệ cát nhiều hơn sét Tổng bề dày thay đổi từ 1000m–1300m

10

trũng Dựa vào các tài liệu cổ sinh, địa vật lý, thạch học thì điệp này được chia làm ba phụ điệp:

Phụ điệp Bạch Hổ dưới: trầm tích là những lớp cát kết xen kẽ với những lớp sét kết

và bột kết, càng gần với phần trên của phụ điệp khuynh hướng cát hạt thô càng rõ Cát kết thạch anh màu xám sáng, độ hạt từ nhỏ đến trung bình, độ chọn lọc trung bình Chúng được gắn kết bằng xi măng sét, kaolinit lẫn một ít cacbonat Bột kết từ màu xám đến xám nâu, xanh đến xanh tối, trong phần dưới chứa nhiều sét Ở phần rìa bồn trũng Cửu Long cát chiếm tỷ lệ lớn (60%) và giảm dần về phía trung tâm của bồn Trầm tích được thành tạo trong môi trường gần bờ biển Ở phần dưới của hệ tầng phát hiện một số đá xâm nhập (dạng đai mạch) và các đá phun trào (bazan và vụn núi lửa) bề dày từ vài mét đến vài trăm mét, Bề dày chung của phụ điệp từ 600m–1000m

Phụ điệp Bạch Hổ giữa: phần trên chủ yếu là sét kết và bột kết đôi chỗ gặp những

kẹp than và glauconit Phần dưới phụ điệp là những lớp cát hạt nhỏ lẫn với lớp bột rất mỏng

Phụ điệp Bạch Hổ trên: trầm tích của phụ điệp này chủ yếu là sét bột dẻo màu nâu

đến xám thỉnh thoảng có những lớp kẹp mỏng cát xen kẽ Thành phần chính là hidromica

và montmorillonit có chứa hóa thạch rất đặt trưng là Rotalidea, do đó nhiều nhà địa chất gọi đây là tầng sét Rotalia Trầm tích tướng biển nông ven bờ và tiền châu thổ Bề dày trầm tích trung bình là 200m

Hệ Neogen

Phụ thống Miocene trung

Điệp Côn Sơn (N12 cs)

Trầm tích của điệp này phủ bất chỉnh hợp lên trầm tích Miocene hạ xen kẽ các tập cát dày với các lớp sét vôi màu xanh thẫm, đôi chổ gặp những kẹp than mỏng và vôi sét (chiếm khoảng 5%) Các lớp cát này chủ yếu là cát kết arkoze, cát kết cuội sỏi (chiếm khoảng 50%-80%) màu xám vàng, xốp dạng khối Môi trường lắng đọng từ trầm tích biển nông sang trầm tích sông, đầm lầy ven biển Bề dày của điệp khoảng 250m–900m

Hệ Neogen

là thạch anh với một ít các mảnh đá biến chất, tuf, tinh thể pyrit Trong sét, đôi chỗ gặp than nâu hoặc bột màu xám sáng Phần trên là cát thạch anh có kích thước lớn, độ chọn lọc kém, hạt sắt cạnh Trong cát gặp nhiều mảnh hóa thạch sinh vật, glauconit, than và cả tuf Môi trường trầm tích là tam giác châu, sông, ven biển bề dày điệp 500m–750m

Hệ Neogen

Thống Pliocene – Đệ tứ không phân chia

Điệp Biển Đông (N2 -Q bđ)

Trầm tích của điệp này phủ bất chỉnh hợp lên trầm tích Miocene, trầm tích đánh dấu một giai đoạn mới của bồn trũng Cửu Long (biển được mở rộng trong toàn bồn, bao gồm các lớp sét, trầm tích lục nguyên và cacbonat xen kẽ) Thành phần khoáng vật gồm thạch anh (60%-85%), oligioclaze, octoclaze, mica, sét cacbonat sáng màu, sét montmorilllonit màu nâu phân lớp có chứa nhiều mảnh vỏ sinh vật Trầm tích được thành tạo trong môi trường biển ấm với độ mặn trung bình Bề dày trầm tích từ 400m–700m

1.4 ĐẶC ĐIỂM KIẾN TẠO

Dựa vào cơ sở cấu trúc hiện đại, cấu trúc bồn trũng Cửu Long được phân chia thành bốn cấu trúc như sau (hình 1.4):

12

Đới nâng trung tâm: ngăn cách phụ bồn trũng Tây Nam Cửu Long với phụ bồn

trũng Đông Nam Cửu Long, có kích thước trung bình 25kmx220km Trục dãy nâng này

có hướng Đông BắcI–Tây Nam, đới nâng này nối với đới nâng Côn Sơn ở phía Nam và phát triển theo hướng Đông Bắc và kết thúc tại phía Bắc mỏ Bạch Hổ Trên dãy nâng này

có rất nhiều giếng khoan thăm dò và khai thác thuộc hai mỏ Bạch Hổ và Rồng Triển vọng dầu khí ở đây rất khả quan do gần nguồn sinh dầu và có nhiều đứt gãy thông với nguồn sinh dầu và là nơi tập hợp đủ điều kiện sinh chứa chắn

Phụ bồn Đông Nam Cửu Long: nằm ở phía Đông dãy nâng trung tâm, có diện tích

khoảng 30km x 110km Trục của trũng theo hướng Đông Bắc–Tây Nam với độ dốc cánh Đông Nam lớn hơn độ dốc cánh Tây Bắc Ranh giới phía Bắc là hệ thống đứt gãy Nam

Hình 1.4: Các yếu tố cấu trúc chính của bồn trũng Cửu Long

13

Bạch Mã, phía Tây là hệ thống đứt gãy Đông Bạch Hổ, phía Đông tiếp giáp với một sườn dốc của khối nâng Côn Sơn

Phụ bồn Tây Nam trũng Cửu Long: nằm ở phía Tây Bạch Hổ, có đặc điểm cấu

trúc chủ yếu là phương Đông Tây và sâu dần về phía Đông Ở phụ bồn này triển vọng dầu khí không mấy khả quan do nằm cách xa nguồn sinh dầu khí, tầng chắn không đảm bảo

Phụ bồn Bắc trũng Cửu Long: nằm về phía Đông Bắc mỏ Bạch Hổ bao gồm nhiều

khối nâng nhỏ như khối 13, 14, 15… Các yếu tố cấu trúc chính trục Đông Bắc–Tây Nam

Khởi đầu vào cuối Eocene, đầu Oligocene do tác động của các biến cố kiến tạo vừa nêu với hướng căng giản chính là TB–ĐN Hàng loạt đứt gãy hướng ĐB–TN đã được sinh thành do sụt lún mạnh và căng giãn Các đứt gãy chính là các đứt gãy dạng gàu xúc, cắm về Đông Nam Còn các đứt gãy hướng Đông Tây lại do tác động bởi các biến cố kiến tạo khác Nhiều bán địa hào, địa hào cùng hướng phát triển theo các đứt gãy được hình thành Các bán địa hào, địa hào này được lắp đầy nhanh bằng các trầm tích vụn thô, phun trào chủ yếu thành phần bazơ–trung tính và trầm tích trước núi Hoạt động ép nén vào cuối Oligocene muộn đã đẩy trồi các khối móng sâu, gây nghịch đảo trong trầm tích Oligocene ở trung tâm các đới trũng chính, làm tái hoạt động các đứt gãy thuận chính ở dạng ép chờm, trượt bằng và tạo nên các cấu trúc “trồi”, các cấu tạo dương/âm hình hoa, phát sinh các đứt gãy nghịch ở một số nơi như trên cấu tạo Rạng Đông, phía Tây cấu tạo Bạch Hổ và một số khu vực mỏ Rồng Đồng thời xảy ra hiện tượng bào mòn và vát mỏng mạnh ở các trầm tích thuộc tầng Trà Tân Trong thời kỳ đầu Miocene sớm các hoạt động đứt gãy vẩn còn xảy ra yếu và chỉ chấm dứt hoàn toàn từ Miocene giữa đến hiện tại

1.5 LỊCH SỬ PHÁT TRIỂN ĐỊA CHẤT BỒN TRŨNG CỬU LONG

Trong suốt quá trình hình thành và phát triển, bồn Cửu Long bị tác động và chi phối bởi các chế độ địa động lực được thể hiện bởi các giai đoạn khác nhau Đó là các giai đoạn cố kết móng, tách giãn và oằn võng cuối cùng là giai đoạn của các hoạt động tân kiến tạo

14

Giai đoạn này liên quan đến sự hội tụ của lục địa Gonvana (Ấn–Úc) và Nauraxia (Âu – Á) vào cuối Mezozoi đã hình thành thềm lục địa Sunda (50–43,5tr năm) và tiêu hủy hoàn toàn đại dương Tethys Quá trình xâm nhập và phun trào mạnh mẽ của các thể plutonic và Voncanic ở các khu vực xung quanh bồn Cửu Long đã kéo theo các chuyển động khối tảng và tạo ra hàng loạt các đứt gãy và phân dị bề mặt địa hình cổ vào cuối Mezozoi tạo thành các khối nâng và hố sụt Bồn Cửu Long được hình thành trên các khối sụt khu vực vào thời kỳ tiền tách giãn Paleocene–Eocene và có hình thái bồn trũng giữa núi

Thời kỳ đồng tạo rift: thời kỳ tách giản xảy ra trong giai đoạn Oligocene ( bắt đầu

từ 32tr năm) tạo nên các địa hào hẹp phân bố dọc theo các đứt gãy sâu nằm kề các khối plutonic Lấp đầy các địa hào này là các trầm tích vụn thô được bào mòn từ các khối nâng

kế cận Quá trình tách giản tiếp tục vào cuối Oligocene các địa hào mở rộng và nối thông với nhau trở thành đầm hồ thuận lợi cho tích tụ của các trầm tích mịn giàu vật chất hữu

cơ Đồng thời sự liên thông giữa các địa hào còn mở ra con đường liên kết chính giữa các đầm hồ và biển Chính vì vậy mà cuối thời kỳ Oligocene có mặt không chỉ trầm tích đầm

hồ mà còn có cả trầm tích châu thổ và biển

Bồn trũng oằn võng: đầu Miocene thời kỳ tách giãn kết thúc mở đầu cho một thời

kỳ mới, đó là thời kỳ oằn võng, vào thời kỳ này quá trình sụt lún vẫn tiếp tục đồng thời với quá trình co rút thể tích của các trầm tích Oligocene đã được tích tụ ở các trũng sâu Vai trò của các đứt gãy đã giảm hẳn so với thời kỳ tách giãn Do vậy các trầm tích sét được tạo thành chủ yếu và đáng kể là sét Rotalia Cuối Miocene, do có sự tham gia của sông Mê Kông nên môi trường trầm tích thay đổi, đồng thời bồn được mở rộng về phía đồng bằng châu thổ như hiện nay

Sau thời kỳ oằn võng giai đoạn tân kiến tạo được kế tiếp (17tr năm) với sự sụt lún không chỉ tiếp tục ở trung tâm bồn mà còn cả ở khối nâng Côn Sơn Do đó, bồn Cửu Long không còn là cấu trúc oval nữa mà nó đã hòa chung vào cấu trúc của toàn thềm lục địa Nam Việt Nam Thời kỳ này đáy biển Đông tiếp tục sụt lún đồng thời phần đất liền

15

của Đông Dương được nâng cao cùng với các hoạt động núi lửa bazan, kiềm Các hoạt động tân kiến tạo đã góp phần tạo nên diện mạo thềm lục địa hiện nay, là bồn kiểu thềm lục địa có cấu trúc dạng tuyến kéo dài theo hai phương cắt chéo nhau Đông Bắc–Tây Nam và Tây Bắc–Đông Nam

Tóm lại, hoạt động kiến tạo trong giai đoạn Mesozoi muộn đóng vai trò tạo móng

bồn trũng Cửu Long, là nơi di trú hiện nay của dầu khí Giai đoạn kainozoi sớm đóng vai trò tạo bồn trầm tích kiểu rift và là giai đoạn tích lũy vật chất hữu cơ và dần dần biến thành dầu khí Giai đoạn Kainozoi muộn tạo ra lớp phủ và tiếp tục nhấn chìm các thành tạo trầm tích chứa vật chất hữu cơ của Kainozoi sớm và tiếp tục biến thành dầu khí Dầu

cư trú trong móng theo các khe nứt tách được phát sinh và phát triển sau trầm tích, thường sinh kèm đứt gãy và phát triển chủ yếu vào cuối Oligocene

1.6 TIỀM NĂNG DẦU KHÍ BỒN TRŨNG CỬU LONG

Tiềm năng dầu khí bể Cửu Long được đánh giá trong nhiều công trình và bằng nhiều phương pháp khác nhau

Theo phương pháp thể tích nguồn gốc (phương pháp địa hoá) tài nguyên dầu khí của

bể dao động trong khoảng từ 2,357 đến 3,535 tỉ tấn quy dầu

Dựa theo kết quả đánh giá tiềm năng dầu khí bằng phương pháp thể tích – xác suất cho từng đối tượng triển vọng, bể Cửu Long có tổng trữ lượng và tiềm năng dầu khí thu hồi dao động trong khoảng 800÷850 tr tấn dầu quy đổi, tương đương trữ lưọng và tiềm năng

HC tại chổ khoảng 3,2 đến 3,4 tỉ tấn quy dầu Trong đó khoảng 70% tập trung vào đối tượng móng, còn lại 18% trong Oligocene và 12% trong Miocene

Theo những số liệu thống kê về tài nguyên dầu khí trong bể đã phát hiện vả khai thác khoảng 70% tổng tài nguyên dầu khí của bể Như vậy, lượng tài nguyên dầu khí còn lại trong bể chưa đựoc phát hiện còn khá lớn và đây sẽ là tiền đề cho việc triển khai tiếp công việc tìm kiếm, thăm dò dầu khí trong bể Cửu Long

Bể Cửu Long là bể trầm tích có tiềm năng chứa dầu khí nhất trên thềm lục địa Việt Nam Bể hiện đang ở giai đoạn đỉnh cao của công tác thăm dò và khai thác dầu khí với khoảng 100 giếng khoan thăm dò và thẩm lượng, khoảng 300 giếng khoan khai thác (phát triển) và đã phát hiện trên 20 tích tụ HC Trong số phát hiện này có 5 mỏ dầu: Bạch Hổ,

16 Rồng (bao gồm cả Đông Rồng và Đông Nam Rồng), Bạch Mã, Sư Tử Đen, Hồng Ngọc hiện đang được khai thác

17

CHƯƠNG 2 ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT MỎ BỜM MÃ 2.1 LỊCH SỬ THĂM DÒ MỎ BỜM MÃ

Mỏ Bờm Mã nằm trong khu vực nước nông (56m), có diện tích khoảng 30 km2 ở trên khối nhô cao của móng theo hướng Đông Bắc – Tây Nam ở lô 15–2, thuộc phần Đông Bắc bồn trũng Cửu Long trên thềm lục địa Việt Nam (hình 2.1) Mỏ Bờm Mã đang được công ty dầu khí Việt Nhật JVPC (Japan Vietnam Petroleum Company) quản lý và khai thác JVPC đã khoan 33 giếng khoan và khai thác ở mỏ Bờm Mã, phát hiện dầu có giá trị thương mại vào tháng 6/1994 từ giếng khoan BM-1X Hai đối tượng chứa chính của mỏ Bờm Mã được xác định là: Đá móng granit nứt nẻ và cát kết Miocene Hạ

Các kết quả nghiên cứu địa vật lý, địa chất và khoan thăm dò, khai thác cho thấy tầng móng của mỏ Bờm Mã là cấu trúc nhô cao của móng phát triển theo hướng Đông Bắc – Tây Nam kéo dài từ mỏ Bạch Hổ ở phái Tây Nam đến các cấu tạo Gió Đông và Jade ở phía Đông Bắc Tầng chứa Miocene Hạ là một nếp lồi khép kín bốn chiều biên độ nhỏ phát triển theo hướng Đông Bắc – Tây Nam

Trên khu vực lô 15-2, vào năm 1979 công ty dầu khí DEMINEX đã tiến hành khoan

3 giếng khoan tìm kiếm: 15-2-D1-X, 15-2-D2-B1-X, 15-2-S1-X, Nhưng chỉ kết thúc giếng khoan trong trầm tích Các giếng khoan này đều có biểu hiện dầu khí nhưng kết quả thử vỉa không cho dòng dầu công nghiệp

Giếng khoan BM-1X đạt chiều sâu cuối cùng 3400m với địa tầng là Móng granit nứt

nẻ

Kết quả thử DST cho dòng dầu thương mại 1000 thùng dầu/ngày từ tầng Móng và

4000 thùng dầu/ngày từ tầng Miocene Hạ Từ đó đã tiến hành khoan thẩm lượng với bốn giai đoạn như sau:

Giai đoạn thẩm lượng thứ nhất:

18

Gồm giếng BM-2X (7/1995) và giếng BM-3X (1/1996) với kết quả thử DST cho dòng dầu tốt cho cả tầng Móng và tầng Miocene Hạ Từ kết quả khoan thăm dò và thẩm lượng nhà điều hành đã công bố thương mại mỏ và tiến hành giai đoạn phát triển mỏ với khu vực khai thác sớm từ tháng 6/1996 Dòng dầu thu được đầu tiên vào tháng 8/1998

Giai đoạn thẩm lượng thứ hai:

Gồm các giếng khoan BM-4X/5X/6X/7X được tiến hành song song với giai đoạn phát triển thứ nhất để thẩm lượng tiềm năng ngoài khu vực phát triển sớm Giếng BM-4X (4/1996) không cho dòng dầu Giếng BM-5X (6/1996) cho dòng dầu 900 thùng/ngày trong tầng Móng và 1500 thùng/ngày trong tầng Miocene Hạ Giếng BM-6X (1/1997) cho dòng dầu 350 thùng/ngày trong tầng Móng và 4000 thùng/ngày trong tầng Miocene Hạ Giếng BM-7X (2/1998) cho dòng dầu 521 thùng/ngày trong tầng Móng

Giai đoạn thẩm lượng thứ ba:

Gồm các giếng BM-8X/9X/10X/11X/12X được tiến hành để thẩm lượng tầng Móng khu vực phía Nam mỏ Bờm Mã Giếng BM-8X (12/2000) cho dòng dầu 8500 thùng/ngày trong tầng Móng granit nứt nẻ Giếng BM-9X (3/2001) cho dòng dầu 400 thùng/ngày trong tầng Móng granit nứt nẻ Giếng BM-10X (6/2001) cho dòng dầu 7500 thùng/ngày trong tầng Móng granit nứt nẻ Giếng BM-11X (11/2001) cho dòng dầu 7500 thùng/ngày trong tầng Móng granit nứt nẻ Giếng BM-12X (12/2001) cho dòng dầu 9500 thùng/ngày trong tầng Móng granit nứt nẻ Các giếng BM-8X/9X/10X/11X được khoan từ cùng một

vị trí S1 trên mặt và đã được chuyển thành các giếng khai thác S-1P/2P/3P (trừ giếng BM-9X do lưu lượng dầu quá nhỏ) từ tháng 9/2002 trên giàn WHP-S1 Giếng BM-12X được khoan từ vị trí S1 trên mặt và sẽ được chuyển thành giếng khai thác từ giàn WHP-S1 trong tương lai

Giai đoạn thẩm lượng thứ tư:

Gồm các giếng BM-13X/14X/15X/16X được tiến hành từ tháng 11/2002 với mục đích thẩm lượng tầng Móng cả khu vực còn lại toàn mỏ Bờm Mã Giếng BM-13X(11/2002) được khoan từ vị trí giàn WHP-S và cho dòng dầu 4000 thùng/ngày trong

20

Hình 2.1: Vị trí địa lý mỏ Bờm Mã

21

Hình 2.2: Mặt cắt địa chất lô 15 – 2

22

2.2 CÁC THÀNH TẠO ĐỊA CHẤT MỎ BỜM MÃ

Địa tầng của mỏ Bờm Mã cũng tương tự như địa tầng của bồn trũng Cửu Long Bắt đầu từ đá móng Granite nứt nẻ trước Kainozoi đến các trầm tích Kainozoi Tuy vậy, địa tầng mỏ Bờm Mã vắng mặt điệp Cà Cối và Trà Cú (Hình 2.3)

Hình 2.3: Cột địa tầng tổng hợp mỏ Bờm Mã

23

2.2.1 Đá móng trước Kainozoi

Qua kết quả phân tích mẫu lõi cho thấy đá móng là đá granite hai mica với các thành phần khoáng vật chính là plagioclase, K-feldspar, thạch anh Móng trước Kanozoi được chia thành hai đới là đới phong hóa và đới nứt nẻ

có đặc tính trương nở cao

Hệ Neocene

Thống Miocene

Phụ thống Miocene Trung Điệp Côn Sơn (N 1 cs)

24

Bề dày hệ tầng Côn Sơn thay đổi từ 560m – 860m, phủ bất chỉnh hợp lên hệ tầng Bạch Hổ Ở phía Nam khu vực, thành phần thạch học là các trầm tích lục nguyên hạt thô, thành phần cát kết thạch anh, sỏi, cát kết arkoze Ở phía Bắc xuất hiện các tập trầm tích mỏng hạt mịn, thành phần sét kết gồm các khoáng vật montmorillonit Môi trường trầm tích là môi trường nước nông và có tác động của dòng chảy

Hệ Neogen

Thống Pliocene – Đệ tứ không phân chia

Hệ tầng Biển Đông được giới hạn bởi đáy là bất chỉnh hợp Pliocene và đỉnh là đáy biển hiện nay Tại khu vực nghiên cứu hệ tầng này gặp ở độ sâu 200m – 700m Thành phần thạch học chủ yếu là cát kết, sét kết, bột kết xen kẽ sạn sỏi màu xám, xám vàng, xám trắng Ở đây thường gặp các tầng sét và vôi mỏng với nhiều mảnh vỏ vôi sinh vật biển cũng như các lớp sét cacbonat và montmorillonit mỏng Đặt biệt trầm tích hệ tầng này còn

có mặt các hạt glauconite Môi trường trầm tích là biển nông Thành tạo này đánh dấu một giai đoạn mới của lịch sử phát triển trong toàn bộ cấu tạo và bồn trũng

25

2.3 ĐẶC ĐIỂM KIẾN TẠO MỎ BỜM MÃ

Ở cấu tạo Bờm Mã trên 20 lỗ khoan vào Móng đã dược tiến hành Các kết quả thu được từ công tác khoan cho thấy các khe nứt có tính sản phẩm nhất ở Bờm Mã có đường phương Bắc- Bắc Đông Bắc Khoảng 80-90% khối lượng dầu gặp được do thử vỉa nằm trong trường cấu trúc có đường phương khe nứt ưu trội là Bắc-Bắc Đông Bắc được định hướng thuận lợi trong các pha biến dạng nén ép Oligocene muộn tới Neogen (D4-D5) Trong D4 hầu hết xảy ra chuyển động nghịch trường bằng nghiêng Các khe nứt giống như vậy cũng định hướng ưu thế trong chuyển động trượt bằng trái trong D5, dịch trượt này phù hợp với các quan sát của dữ liệu FMI, trong đó cũng có dịch trượt trái trên các khe nứt này (theo phương pháp Engelder để hiểu cách xác định hướng chuyển dịch của các đứt gãy trên cơ sở xem xét tới loại thớ nứt lông chim kiểu pinnate) Do hoạt động kiến tạo đa dạng, nên xu thế loại khe nứt có lợi về mặt thấm chứa có lẽ cũng thay đổi từ nơi này qua nơi khác của bể Cửu Long Thực ra, sự thay đổi cũng chỉ xảy ra trong một cấu trúc nhất định Tuy nhiên điều quan trọng là hiểu được khe nứt nào mang tính lưu dẫn và tại sao Để trả lời câu hỏi này, cơ bản là phải nắm được lịch sử phát triển kiến tạo và các đặc tính kiến tạo của vùng.Các mỏ trong bể Cửu Long được phân thành các vòm cấu trúc riêng biệt xác định bởi phương vị, độ dài, mật độ và lịch sử phát triển của đứt gãy Đo vẽ các kiểu giống nhau của các lĩnh vực cấu trúc có thể giúp nhận dạng các khu vực sản phẩm để định hướng cho công tác khoan Mục tiêu là nhận dạng các lĩnh vực có khe nứt ứng suất tới hạn trong D4 và D5

26

2.4.1 Cấu trúc tầng Miocene Hạ

Tầng Miocene hạ gồm 5 vùng khác nhau được phủ lên bởi tập sét Bạch Hổ Giữa 5

vùng đó chỉ có vùng cao nhất (vùng 1) nằm dưới tập sét Bạch Hổ đã đưa vào khai thác

Vỉa dầu được chia làm các đơn vị P, Q, R và R được phân làm R1, R2 được xác định

dựa trên sự theo dõi giảm áp suất khi khai thác

Hình 2.4: Cấu trúc tầng Miocene Hạ mỏ Bờm Mã

27

2.4.2 Cấu trúc tầng Oligocene

Bản đồ cấu trúc nóc tập E cho thấy một vùng đáng kể không có trầm tích, nguyên nhân của điều này có thể là do sự bóc mòn trên khối nâng của móng Bờm Mã (hình 2.5) Tập E được phân bố trên khoảng trống xung quanh khối nâng Trên sườn phía Đông, tập này hình thành một cấu trúc bán khép kín áp vào chổ dốc của móng

Hình 2.5: Bản đồ cấu trúc nóc tầng Oligocene Hạ mỏ Bờm Mã

Giếng khoan X3 là giếng khoan đầu tiên và duy nhất được phát hiện có tích tụ dầu khí trong tập E Lát cắt địa chấn 3D cho thấy trầm tích vụn tập E phủ lên bề mặt đá móng hoặc cục bộ áp vào móng bởi đứt gãy và nó bị vát đi bởi một bất chỉnh hợp chính điều này dẫn đến sự hình thành các nêm trầm tích tách ra khỏi sườn của cấu trúc móng

28

Càng ra xa vùng cao của móng thì trầm tích tập E càng dày Từ việc phân tích tướng địa chấn thì thấy rằng trầm tích tập E có tướng quạt bồi tích, được tìm thấy cục bộ từ vùng móng bị lộ ra trong suốt thời kỳ tiền rift sớm và được xem là vỉa chứa tiềm năng Từ đáy đến đỉnh của tập này trong giếng X3, người ta quan sát thấy có sự thay đổi ba tướng chính

là quạt bồi tích, sông, và ven hồ (hình 2.6) Tiếp theo sau đó phần sét ven hồ ở phần trên hết của tập E dần dần chuyển sang phủ lên tập D Vì vậy tập D chủ yếu là sét ven hồ

Hình 2.6: Bản đồ thể hiện môi trường trầm tích tầng Oligocene dưới của mỏ Bờm

Mã

2.4.3 Cấu trúc tầng đá Móng granit

Cấu trúc móng Bờm Mã được chia làm 2 phần với biên giới là đứt gãy theo hướng Đông-Tây Mỗi cấu trúc được chia làm các phần nhỏ hơn dựa trên hoạt động kiến tạo và đặc tính đứt gãy

29

Cấu trúc phía Bắc (Miền N1, N2, N3)

Miền N1, N2 của vùng khai thác chính nằm ngay tại biên giới của đứt gãy Tây Hàng loạt những nứt nẻ liên quan đến khai thác vừa được xác định trong nhiều giếng

Đông-và hướng đứt gãy đã được xác định bằng các dữ liệu Logs Đông-và địa chấn Miền N3 nằm ở phía Bắc vùng khai thác chính thì không nằm ngay tại biên giới của đứt gãy Đông-Tây Vùng này không có triển vọng dầu khí do thiếu phát triển nứt nẻ và hoạt động kiến tạo

Cấu trúc phía Bắc (Miền C, E1, E2, S1, S2, S3)

Những miền nêu trên thuộc biên giới phía Nam của vùng khai thác chính

Miền C và E1 đặc trưng bởi các đứt gãy hoạt động mạnh Những giếng đã khoan ở những vùng này xác định được những nứt nẻ liên quan đến sản xuất và xác định hướng của chúng thông qua việc phân tích dữ liệu địa chấn

Miền E2 và S1 nằm ở cuối phía Đông và Tây cấu trúc phía Bắc thì ít đứt gãy và nứt

nẻ Sản lượng dầu khí vùng này ít hơn miền N1, E1, và C dựa trên việc phân tích dữ liệu địa chấn và giếng khoan

Miền S3 có hệ thống nứt nẻ cao với đứt gãy hướng Đông Tây-Bắc Nam được xác định bởi BM-9X Tuy nhiên qua việc phân tích DST của giếng ở vùng này cho thấy không thể khai thác do lượng Bitumen rắn cao vượt giới hạn trong các nứt nẻ

30

Hình 2.7: Bản đồ cấu trúc Miền

31

2.5 HỆ THỐNG DẦU KHÍ

2.5.1 Đặc điểm đá sinh dầu

Trong tầng Miocene Hạ (tập B1), sét Bạch Hổ phân bố rộng rãi trong bồn trũng Cửu Long Do tổng hàm lượng chất hữu cơ (TOC) thấp hơn 1% và chỉ số Hydro (HI) nhỏ hơn 100mg/g nên tiềm năng đá mẹ của sét Miocene Hạ không cao

Trong Oligocene Thượng (tập C, D), các lớp sét có hàm lượng chất hữu cơ và chỉ số Hydro cao Qua phân tích cho thấy loại kerogen trong đá này chứa sapropel và một lượng nhỏ humic Sắc phổ khí ankan cho thấy tỷ lệ (1.5 – 3) và một lượng lớn n–ankan dạng sáp (từ nC14 đến nC35) Các đặc trưng này cho thấy sự tồn tại của vật chất hữu cơ dạng tảo nguồn gốc không biển (kerogen loại 1) và có thêm một lượng nhỏ có thành phần lục địa (kerogen loại 3) Từ các phân tích trên cho thấy đây là tầng đá mẹ sinh dầu tốt

Trong Oligocene Hạ và Eocene (Tập E), qua phân tích thạch học và địa tầng thì thấy có những khoảng mà thành phần hạt là vụn thô xen kẽ với sét Loại sét này có môi trường đầm hồ được tích tụ ở trung tâm bồn trũng với bề dày lớn Loại sét này có chứa lượng vật liệu hữu cơ chính là tảo nguồn gốc không biển (kerogen loại 1) Từ các kết quả phân tích trên cho thấy đây là tầng đá mẹ có tiềm năng sinh dầu cao và đóng vai trò chính trong việc sinh Hydrocacbon ở trong và xung quanh lô 15–2

Mức độ trưởng thành của vật liệu hữu cơ:

Mức độ trưởng thành vật liệu hữu cơ trong các giếng ở lô 15–2 được xác định bằng phản xạ vitrinite, chỉ số màu bào tử và các nhân tố khác Qua phân tích cho thấy đá mẹ ở lô 15–2 ở giai đoạn trưởng thành sớm hoặc chưa trưởng thành Dựa trên dấu hiệu trưởng thành, giá trị nhiệt độ thu được ở đáy lỗ khoan bằng log, gradient nhiệt độ cổ

và hiện tại người ta tính toán và đưa ra mô hình địa hóa và từ mô hình này cho thấy sét tập E, D, C đã trở thành đới sinh dầu

2.5.2 Đặc điểm tầng chứa dầu

Đá chứa mỏ Bờm Mã gồm hai loại là: đá móng granit và trầm tích vụn Kainozoi

Đá móng granite phong hóa: Phát triển mạnh trên phần cao nhất của đỉnh cấu trúc tầng móng do trước đây đá móng này bị lộ ra bề mặt Đá móng granit này cùng với các thành phần vụn Oligocene quanh nó có thể là vỉa đơn tầng nếu cả hai có sự phân bố

độ thấm liên tục

Trầm tích vụn Kainozoi: qua phân tích địa chấn và dữ liệu giếng cho thấy trầm tích Kainozoi tập E có thành phần cát kết và cuội kết môi trường quạt bồi tích và quạt tam giác châu, tập C và B1 có thành phần cát kết môi trường tam giác châu Tất cả các tập này đều là các vỉa chứa tiềm năng ở trong và xung quanh mỏ Bờm Mã

Trầm tích vụn hạt thô tập E là một trong các vỉa chính của mỏ Bạch Hổ Ở lô 15–2 vỉa chứa này có chất lượng tốt và có bề dày lớn ở sườn phía Tây và phía Đông mỏ Bờm Mã Cát kết tập C, B1 cũng là các vỉa chứa có chất lượng tốt

2.5.3 Đặc điểm tầng chắn dầu

Ở trong tập D, lớp sét dày có môi trường sông và hồ phân bố rộng rãi trong bồn được xem như là tầng chắn tốt của vỉa chứa tập E và móng mỏ Bờm Mã Ở phía Nam thì không có mặt của tập D vì vậy các lớp sét xen kẽ với cát kết trong tập C và lớp sét phủ

ở trên cùng chính là tầng chắn cho vỉa cát nằm dưới Sét Bạch Hổ ở phần trên tập B1 cũng

là một tầng chắn trong bồn trũng Cửu Long

2.5.4 Các cấu tạo triển vọng

Qua việc liên kết vỉa chứa, đá mẹ và tầng chắn; mỏ Bờm Mã đã hình thành nên hai loại cấu trúc chính là: tầng móng nứt nẻ và tầng phân tán Miocen dưới (hình 2.8)

Ở tầng móng nứt nẻ

33

 Tầng sinh dầu: sét Eocene và Oligocene (tập E)

 Tầng chứa dầu: đới nứt nẻ trong đá móng granite

 Tầng chắn: chính là tầng móng hoặc là tầng sét Oligocene (tập D)

 Bẫy: không xác định được (là các đới phát triển không quy luật dọc theo các đứt gãy)

Đới phong hóa và Oligocene Hạ: đới này bị phân tán thành nhiều đới nhỏ

 Tầng sinh dầu: Sét Oligocene và Eocene (tập E)

 Tầng chứa dầu: Đới phong hóa granite, cuội kết và cát kết từ Eocene đến Oligocene Hạ quanh đá móng

 Tầng chắn: sét Oligocene (tập D)

 Bẫy: Bẫy cấu trúc móng nếp lồi

2.5.5 Cơ chế di cư của dầu

Tài liệu phân tích địa hoá cho thấy: dầu khí ở mỏ Bờm Mã được thành tạo ở độ sâu 3,400 đến 5,400m Như vậy, sau khi được thành tạo các vi phân tử dầu sẽ dịch chuyển

từ dưới lên hoặc dịch chuyển ngang trong các tập cát, khi gặp các bẫy chứa hoặc các tập chắn thì dầu sẽ tích tụ và hình thành nên các vỉa dầu khí lớn Mặt khác do dầu khí được sinh ra trong điều kiện như vậy nên các hoạt động kiến tạo trong khu vực không những ảnh hưởng đến quá trình tích tụ dầu khí mà nó còn có ý nghĩa rất lớn trong việc tạo ra các bẫy dầu khí

Tầng phân tán: Oligocene Thượng (tập C, D) và Miocene Hạ (tập B1)

 Tầng sinh dầu: sét Oligocene và Eocene (Tập E)

 Tầng chứa dầu: Oligocene Thượng và Miocene Hạ

 Tầng chắn: sét Oligocene và Miocene Hạ

 Bẫy uốn nếp lồi

34

Hình 2.8: Mặt cắt thể hiện đặc điểm hệ thống dầu khí của mỏ Bờm Mã