Ảnh hưởng của nước vỉa lên hiệu quả khai thác thân dầu móng mỏ sư tử đen

MỞ ĐẦU 1.1 Tính cấp thiết của đề tài Hiện nay, trong bồn trũng Cửu Long dầu chủ yếu được khai thác từ tầng đá móng kết tinh nứt nẻ, còn các tầng sản phẩm thuộc trầm tích chỉ đóng vai trò

ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP HỒ CHÍ MINH

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

  

NGUYỄN VĂN TUÂN

ẢNH HƯỞNG CỦA NƯỚC VỈA LÊN HIỆU QUẢ KHAI THÁC

THÂN DẦU MÓNG MỎ SƯ TỬ ĐEN

LUẬN ÁN TIẾN SĨ KỸ THUẬT

TP HỒ CHÍ MINH NĂM 2016

ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP HCM

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

NGUYỄN VĂN TUÂN

ẢNH HƯỞNG CỦA NƯỚC VỈA LÊN HIỆU QUẢ KHAI THÁC

THÂN DẦU MÓNG MỎ SƯ TỬ ĐEN

Chuyên ngành: Kỹ thuật dầu khí

Mã số chuyên ngành: 62.52.06.04

Phản biện độc lập 1: PGS TS Lê Hải An

Phản biện độc lập 2: PGS TS Nguyễn Trọng Tín

Phản biện 1: PGS TS Đoàn Văn Cánh

Phản biện 2: TSKH Trần Lê Đông

Phản biện 3: PGS TSKH Hoàng Đình Tiến

NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC

1 PGS TS Trần Văn Xuân

2 PGS TS Phan Ngọc Cừ

LỜI CAM ĐOAN

Tác giả xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của bản thân tác giả Các kết quả nghiên cứu và các kết luận trong luận án này là trung thực, và không sao chép từ bất

kỳ một nguồn nào và dưới bất kỳ hình thức nào Việc tham khảo các nguồn tài liệu (nếu có) đã được thực hiện trích dẫn và ghi nguồn tài liệu tham khảo đúng quy định

Tác giả luận án

Chữ ký

Nguyễn Văn Tuân

LỜI CẢM ƠN

Trong suốt quá trình nghiên cứu và thực hiện làm luận án từ năm 2013 tới nay, tác giả đã được Bộ môn Địa Chất Dầu khí, Khoa Kỹ Thuật Địa Chất Dầu Khí Trường Đại Học Bách Khoa TP Hồ Chí Minh cùng các thầy cô giáo đã tạo mọi điều kiện về mặt chuyên môn, cơ sở vật chất cũng như đã tận tình hướng dẫn và trợ giúp các thủ tục liên quan

Được công ty Cửu Long JOC tạo điều kiện làm việc, tiếp xúc với các tài liệu liên quan cũng như tạo điều kiện để tôi trao đổi thảo luận thực hiện các ý tưởng khoa học Ngoài ra để hoàn thành được các nội dung của đề tài nghiên cứu này tác giả đã tham khảo sử dụng nhiều tài liệu, kết quả đã được công bố của đồng nghiệp và các nhà khoa học khác

Tác giả xin được bày tỏ lòng biết ơn chân thành và sâu sắc tới tiểu ban hướng dẫn, các nhà khoa học, các nhà địa chất đã hướng dẫn và tạo điều kiện cho phép tác giả sử dụng và kế thừa kết quả nghiên cứu của mình, đồng thời tác giả rất mong nhận được nhiều ý kiến góp ý quý báu, của các nhà khoa học và các bạn bè đồng nghiệp

Tác giả xin trân trọng cảm ơn bạn đồng nghiệp trong công ty đã góp ý kiến và giúp

đỡ tôi trong suốt quá trình làm nghiên cứu sinh Đặc biệt, tôi xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc tới PGS.TS Trần Văn Xuân và PGS.TS Phan Ngọc Cừ đã tận tình hướng dẫn, động viên và giúp đỡ tôi hoàn thành luận án này

Cuối cùng, tôi xin cảm ơn gia đình và những người thân, các bạn đồng nghiệp đã động viên khích lệ và tạo điều kiện cho tôi hoàn thành luận án

Một lần nữa, xin chân thành cảm ơn mọi sự giúp đỡ quý báu đã dành cho tôi

MỤC LỤC

LỜI CAM ĐOAN i

LỜI CẢM ƠN ii

MỤC LỤC iii

DANH MỤC HÌNH ẢNH vii

DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT, CÁC THUẬT NGỮ xi

MỞ ĐẦU 1

1.1 Tính cấp thiết của đề tài 1

1.2 Mục đích và nhiệm vụ của luận án 2

1.2.1 Mục đích 2

1.2.2 Nhiệm vụ 2

1.3 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu 3

1.4 Cơ sở tài liệu và Phương pháp nghiên cứu 3

1.4.1 Cơ sở tài liệu 3

1.4.2 Phương pháp nghiên cứu 3

1.5 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn 4

1.5.1 Ý nghĩa khoa học: 4

1.5.2 Ý nghĩa thực tiễn: 4

1.6 Những điểm mới của luận án 5

1.7 Các luận điểm bảo vệ 5

1.7.1 Luận điểm 1 5

1.7.2 Luận điểm 2 5

1.8 Bố cục và khối lượng của luận án 6

ĐẶC ĐIỂM THÂN DẦU MÓNG MỎ SƯ TỬ ĐEN 8

1.1 Điều kiện tự nhiên mỏ Sư Tử Đen 8

1.1.1 Lịch sử tìm kiếm thăm dò mỏ Sư Tử Đen 8

1.1.2 Đặc điểm địa chất, lịch sử phát triển mỏ Sư Tử Đen 10

1.1.3 Đặc điểm thạch học đá móng granite nứt nẻ mỏ Sư Tử Đen 13

1.1.4 Đặc điểm địa chất thủy văn bồn trũng Cửu long 17

1.3 Đặc điểm thấm chứa, đặc tính chất lưu 21

1.3.1 Đặc điểm đá chứa 21

1.3.2 Hệ thống đứt gãy và khe nứt 23

1.3.3 Phân bố rỗng thấm 24

1.3.4 Tính chất của dầu 26

1.3.1 Tính chất của nước vỉa 28

1.4 Đặc điểm thủy động lực của vỉa 29

1.4.1 Các kết quả thử vỉa, đo kiểm tra khai thác 29

1.4.2 Mức độ liên thông 31

1.5 Động thái khai thác 34

1.5.1 Lịch sử khai thác 34

1.5.2 Tốc độ ngập nước trong quá trình khai thác 35

CHƯƠNG 2 TỔNG QUAN CÁC PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU NƯỚC VỈA MỎ DẦU 2.1 Tổng quan về tình hình nghiên cứu nước vỉa 39

2.1.1 Tình hình nghiên cứu trên thế giới 39

2.1.2 Tình hình nghiên cứu ở trong nước 41

2.2 Phương pháp mô hình hóa tầng nước vỉa 44

2.2.1 Phương trình cân bằng vật chất 44

2.2.2 Mô hình thủy động lực 45

2.3 Phương pháp phân tích thành phần các Ion hòa tan 51

2.3.1 Các phương pháp lấy mẫu 51

2.3.2 Phân tích các thành phần Ion, khoáng vật vô cơ điển hình 52

2.4 Sự biến đổi thành phần do tương tác với đá trong điều kiện vỉa 54

2.4.1 Sự tương tác của nước tinh khiết với đá móng 54

2.4.2 Phản ứng của nước vỉa, nước bơm ép với đá móng 55

2.4.3 Xác định tỷ phần nước vỉa trong nước khai thác theo thời gian 58

2.4.4 Phân loại nước mỏ dầu 58

2.5 Các phương pháp nghiên cứu các chất đồng vị 60

2.5.1 Phương pháp nghiên cứu đồng vị phóng xạ Radium-226 60

2.5.2 Phương pháp nghiên cứu các đồng vị bền của Hydro và Oxy 61

2.5.3 Phương pháp phân tích tỷ số đồng vị tự nhiên 87Sr/86Sr 62

2.6 Phương pháp đo kiểm tra giếng định kỳ 63

2.6.1 Phương pháp đo khảo sát giếng 63

2.6.2 Phương pháp dùng chất chỉ thị 64

CHƯƠNG 3 NGHIÊN CỨU XÁC ĐỊNH CÁC DẤU HIỆU NHẬN DIỆN SỰ TỒN TẠI TẦNG NƯỚC VỈA THÂN DẦU MÓNG MỎ SƯ TỬ ĐEN 66

3.1 Khái quát đặc trưng phân bố độ bão hòa nước ban đầu 66

3.2 Giai đoạn thăm dò và thẩm lượng 67

3.2.1 Đặc điểm giếng thăm dò thẩm lượng 67

3.2.2 Kết quả đo địa vật lý giếng khoan và thử vỉa 67

3.2.3 Đặc điểm nước khai thác trong giai đoạn thăm dò thẩm lượng 71

3.3 Giai đoạn khai thác 73

3.3.1 Động thái khai thác và bơp ép 73

3.3.2 Các dấu hiệu về sự tồn tại của tầng nước vỉa 76

3.4 Vị trí phân bố và độ lớn tầng nước vỉa 84

CHƯƠNG 4 ĐÁNH GIÁ ẢNH HƯỞNG CỦA NƯỚC VỈA LÊN HIỆU QUẢ KHAI THÁC VÀ ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP KHAI THÁC THÂN DẦU MÓNG CÓ TẦNG NƯỚC VỈA TỰ NHIÊN 88

4.1 Đánh giá ảnh hưởng của nước vỉa lên hiệu quả khai thác 88

4.1.1 Mô hình thủy động lực mô phỏng thân dầu móng 88

4.1.2 Đánh giá ảnh hưởng số lượng giếng khai thác lên trữ lượng thu hồi 93

4.1.3 Đánh giá ảnh hưởng trữ lượng tầng nước vỉa lên hiệu quả khai thác 94

4.1.4 Đánh giá ảnh hưởng của nước vỉa lên chế độ bơm ép nước 96

4.2 Các giải pháp khai thác thân dầu móng có tầng nước vỉa tự nhiên 100

4.2.1 Đặc trưng khai thác của mỏ có tầng nước vỉa tự nhiên 100

4.2.2 Phương án thiết kế khai thác cho các thân dầu móng có tầng nước vỉa 102

4.2.3 Các giải pháp duy trì năng lượng vỉa 104

4.2.4 Khoan đan dày bổ sung 106

4.2.5 Đặc điểm quỹ đạo giếng và bộ thiết bị lòng giếng 108

4.2.6 Một số giải pháp tác động vào vùng cận đáy giếng 114

4.2.7 Giải pháp tối ưu chế độ khai thác bơm ép 118

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 123

Kết Luận 123

Kiến nghị 124

DANH MỤC CÔNG TRÌNH ĐÃ CÔNG BỐ 126

DANH MỤC HÌNH ẢNH

Hình 1.1 Vị trí địa lý mỏ Sử Tử Đen 9

Hình 1.2 Cột địa tầng Mỏ Sư Tử Đen [7] 15

Hình 1.3 Mặt cắt địa chất bồn trũng Cửu Long 17

Hình 1.4 Các tầng chứa nước Mỏ Sư Tử Đen 18

Hình 1.5 Quá trình hình thành thân dầu trong móng nứt nẻ [9] 20

Hình 1.6 Mô hình cơ chế hình thành các tích tụ dầu khí trong móng 21

Hình 1.7 Mô hình đá móng granit nứt nẻ [13] 22

Hình 1.8 Hệ thống khe nứt, đứt gãy trên mặt cắt ngang tại độ sâu 3500 m 24

Hình 1.9 Bản đồ phân bố độ rỗng dọc cấu tạo 25

Hình 1.10 Bản đồ phân bố độ thấm dọc cấu tạo 26

Hình 1.11 Động thái thử hồi áp các giếng thăm dò thẩm lượng 30

Hình 1.12 Kết quả đo kiểm tra khai thác giếng 6P 31

Hình 1.13 Kết quả thử giao thoa trước khai thác 32

Hình 1.14 Phân chia khu vực dựa trên mức độ tương tác giữa các giếng 32

Hình 1.15 Liên thông giữa các giếng bơm ép nước và giếng khai thác 34

Hình 1.16 Sản lượng khai thác của mỏ suy giảm nhanh khi có nước xâm nhập 35

Hình 1.17 Hàm lượng nước khai thác của các giếng theo thời gian 36

Hình 1.18 Biến đổi ranh giới Dầu-Nước theo thời gian 37

Hình 1.19 Tốc độ ngập nước theo diện (6/2009) 37

Hình 1.20 Lưu lượng khai thác của giếng khi có nước xâm nhập 38

Hình 2.1 PTCBVC áp dụng cho vỉa có áp suất lớn hơn áp suất bão hòa 45

Hình 2.2 Hình ảnh mô hình thực và mô hình số thủy động lực 47

Hình 2.3 Kết quả phân tích thành phần hóa học của các nguyên tố đặc trưng 54

Hình 2.4 Khả năng tan trong nước của các nguyên tố hóa học trong đá móng 55

Hình 2.5 Sự biến đổi của Chloride và Sulfate 56

Hình 2.6 Sự biến đổi của Brôm và Natri 56

Hình 2.7 Sự biến đổi thành phần của các nguyên tố khác 57

Hình 2.8 Biểu đồ mối quan hệ δD/δ18O 62

Hình 3.1 Mô hình độ bão hòa nước ban đầu 66

Hình 3.2 Đặc điểm quỹ đạo giếng khoan thăm dò 67

Hình 3.3 Vị trí các giếng khoan thăm dò thẩm lượng 68

Hình 3.4 Mối quan hệ giữa độ rỗng và chiều sâu 69

Hình 3.5 Kết quả đo ĐVL Giếng khoan 2XST 70

Hình 3.6 Kết quả đo kiểm tra khai thác giếng khoan 2XST 71

Hình 3.7 Vị trí các giếng khai thác và bơm ép nước 73

Hình 3.8 Sản lượng khai thác dầu và nước ban đầu 74

Hình 3.9 Ảnh hưởng của bơm ép nước trong duy trì áp suất vỉa 75

Hình 3.10 Dấu hiệu sự hiện diện của tầng nước vỉa cung cấp năng lượng cho khai thác 76

Hình 3.11 Đồ thị biểu diễn mối quan hệ suy giảm áp suất và chất lưu khai thác 77

Hình 3.12 Kết quả chạy mô hình với hệ số nén thể tích khác nhau 79

Hình 3.13 Kết quả chạy mô hình khi có tầng nước vỉa 79

Hình 3.14 Tốc độ xâm nhập của nước vỉa vào thân dầu móng theo thời gian 80

Hình 3.15 Tỷ phần tham gia của các chế độ năng lượng vỉa trong quá trình khai thác 80 Hình 3.16 Sự biến đổi hàm lượng TDS theo thời gian của các giếng 81

Hình 3.17 Biến đổi hàm lượng Chloride trong nước khai thác của các giếng theo thời gian 82

Hình 3.18 Kết quả phân tích 226Ra trong các mẫu nước [32] 83

Hình 3.19 Kết quả phân tích đồng vị bền δH2/δO18 các giếng STĐ 84

Hình 3.20 Vị trí tầng nước vỉa cung cấp năng lượng khai thác cho thân dầu móng STĐ 85

Hình 3.21 Biểu đồ dự báo suy giảm áp suất vỉa từ PTCBVC 86

Hình 3.22 Biểu đồ dự báo suy giảm áp suất vỉa, WCT từ mô hình khai thác 86

Hình 4.1 Mô hình độ rỗng Halo 89

Hình 4.2 Mối quan hệ rỗng-thấm [14] 90

Hình 4.3 Độ thấm tương đối của đá móng nứt nẻ mỏ STĐ 90

Hình 4.4 Mô hình thủy động lực thân dầu móng 91

Hình 4.5 Kết quả khớp hóa lịch sử khai thác của giếng 7P 92

Hình 4.6 Kết quả khớp hóa lịch sử khai thác của giếng 22P 92

Hình 4.7 Áp suất vỉa dự báo 93

Hình 4.8 Ảnh hưởng số lượng giếng khai thác lên hệ số thu hồi 94

Hình 4.9 Ảnh hưởng của tầng nước vỉa lên trữ lượng thu hồi dầu 95

Hình 4.10 Sơ đồ phân bố giếng khai thác và bơm ép nước ban đầu 96

Hình 4.11 Ảnh hưởng của số giếng bơm ép nước lên trữ lượng thu hồi dầu 97

Hình 4.12 Ảnh hưởng của tổng lưu lượng bơm ép nước lên trữ lượng thu hồi 98

Hình 4.13 Ảnh hưởng của thời gian bơm ép nước lên trữ lượng thu hồi 99

Hình 4.14 Ảnh hưởng của nước vỉa lên hiệu quả khai thác và bơm ép nước 100

Hình 4.15 Sơ đồ thiết kế phông bơm ép nước theo sơ đồ vành đai 104

Hình 4.16 Vị trí giếng bơm ép nước trên mặt cắt dọc 105

Hình 4.17 Vị trí tiềm năng khoan đan dày trong khu vực mỏ Sư Tử Đen 107

Hình 4.18 Kết quả dự báo khoan đan dày trong khu vực mỏ Sư Tử Đen 107

Hình 4.19 Gia tăng sản lượng từ khoan đan dày mỏ Sư Tử Đen 108

Hình 4.20 Quỹ đạo giếng khai thác điển hình cho thân dầu móng nứt nẻ 108

Hình 4.21 Bộ thiết bị lòng giếng giếng khai thác 109

Hình 4.22 Đặc tính khai thác bằng gaslift 111

Hình 4.23 Biểu đồ dự báo lưu lượng khai thác trước và sau khi lắp ESP 112

Hình 4.24 Biểu đồ so sánh lưu lượng khai thác trước và sau khi lắp ESP 113

Hình 4.25 Cơ chế hoạt động trong thân dầu có áp suất vỉa trên áp suất bão hòa 114

Hình 4.26 Cơ chế hoạt động trong thân dầu có áp suất vỉa dưới áp suất bão hòa 115

Hình 4.27 Kết quả mô phỏng khi áp dụng phương pháp hút đẩy Pittông 115

Hình 4.28 Hiệu quả của xử lý axit giếng khai thác 117

Hình 4.29 Cắt giảm lưu lượng khai thác định kỳ nhằm hạn chế tốc độ nước xâm nhập 119

Hình 4.30 Điều chỉnh bơm ép nước tối ưu hóa khai thác 120

Hình 4.31 Quá trình tối ưu hóa lưu lượng khai thác giữa các giếng 120

Hình 4.32 Giếng bị ngập nước ngay sau khi tăng lưu lượng đột ngột 121

DANH MỤC BẢNG BIỂU

Bảng 1.1 Kết quả phân tích mẫu lõi 23

Bảng 1.2 Kết quả phân tích mẫu dầu sâu 27

Bảng 1.3 Bảng tính chất mẫu dầu tiêu chuẩn 27

Bảng 1.4 Kết quả phân tích mẫu nước thu được trong giai đoạn thăm dò 28

Bảng 1.5 Kết quả thử vỉa DST tầng móng nứt nẻ 29

Bảng 1.6 Áp suất và nhiệt độ vỉa trong tầng móng từ kết quả trước khai thác 30

Bảng 1.7 Tóm tắt mức độ lưu thông giữa các giếng khai thác 33

Bảng 1.8 Tóm tắt mức độ lưu thông giữa các giếng bơm ép và khai thác 33

Bảng 3.1 Kết quả thử vỉa các giếng thăm dò thẩm lượng 68

Bảng 3.2 Kết quả thử vỉa giếng 1X 72

Bảng 3.3 Kết quả phân tích nồng độ khoáng hóa mẫu nước trong giai đoạn thăm dò 72 Bảng 3.4 Kết quả phân tích tỷ số đồng vị 87Sr/86Sr trong các mẫu nước và đá 85

Bảng 4.1 Ảnh hưởng số lượng giếng khai thác lên trữ lượng thu hồi 94

Bảng 4.2 Ảnh hưởng của tầng nước vỉa tới trữ lượng thu hồi 95

Bảng 4.3 Ảnh hưởng của bơm ép nước tới trữ lượng thu hồi dầu 97

Bảng 4.4 Ảnh hưởng của tổng lưu lượng bơm ép nước lên trữ lượng thu hồi 98

Bảng 4.5 Ảnh hưởng của thời gian bơm ép nước lên trữ lượng thu hồi 99

Bảng 4.6 Ảnh hưởng của tầng nước vỉa, nước bơm ép tới trữ lượng thu hồi dầu 100

Bảng 4.7 Tóm tắt chi tiết thiết kế bơm ép nước 105

Bảng 4.8 Các tiêu chí lựa chọn giếng để ứng dụng ESP 112

Bảng 4.9 Kết quả chạy mô hình với số lượng bơm ESP 113

DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT, CÁC THUẬT NGỮ

STĐ, STV: Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng

SDSW, SDNE: Sư Tử Đen Tây Nam, Sư Tử Đen Đông Bắc

PTCBVC: Phương Trình Cân Bằng Vật Chất

ĐCTV: Địa Chất Thủy Văn

DK: Dầu Khí

ĐVL: Địa vật lý

DLL: Phương Pháp đo điện trở sâu

TDS: Tổng hàm lượng chất rắn hòa tan

PLT: Đo kiểm tra khai thác

WCT, BSW: Hàm lượng nước khai thác

PI Well: Giếng khai thác dầu trước, chuyển sang bơm ép sau khi bị ngập nước DST: Thử vỉa

SSD: Van ngầm

ESP: Bơm điện chìm

AICD: Thiết bị tách nước vỉa

GAGD: Phương pháp bơm hút pittông

PVT: Tính chất PVT của Dầu

GOR: Tỷ số khí dầu

FVF: Hệ số thể tích thành hệ

Pb: Áp suất bão hòa

OWC: Danh giới Dầu nước

TOB: Khoảng cách tới bề mặt móng granit

Eclipse, IMEX, Gem, STAR: Tên các phần mềm thương mại

MỞ ĐẦU 1.1 Tính cấp thiết của đề tài

Hiện nay, trong bồn trũng Cửu Long dầu chủ yếu được khai thác từ tầng đá móng kết tinh nứt nẻ, còn các tầng sản phẩm thuộc trầm tích chỉ đóng vai trò thứ yếu Kết quả phân tích kinh tế cho thấy tầng sản phẩm thuộc đá móng nứt nẻ mỏ Sư Tử Đen có thể phát triển độc lập và đóng vai trò chính trong việc thiết kế thiết bị khai thác Các vỉa sản phẩm thuộc tầng trầm tích cũng được coi là phát hiện quan trọng đóng góp thêm vào sự thành công của đề án, nhưng không đạt hiệu quả kinh tế nếu phát triển độc lập Mỏ Sư

Tử Đen là mỏ được phát hiện vào năm 1998 và đưa vào khai thác từ năm 2003 với lưu lượng ban đầu 65.000 thùng/ngày là một điển hình về mỏ dầu trong tầng móng granitoid nứt nẻ của bể Cửu Long nói riêng và thế giới nói chung

Cho đến nay dầu khai thác từ tầng móng kết tinh trên thế giới nói chung vẫn còn hạn chế, chỉ một vài mỏ ở Việt Nam và mỏ như La Paz ở Venezuela Hơn nữa, việc khai thác dầu trong đá móng dưới tác động mạnh mẽ của tầng nước vỉa có áp như mỏ Sư Tử Đen là điều hoàn toàn mới mẻ chưa từng có tiền lệ Việc thiết kế và khai thác dầu trong móng phong hoá, hang hốc, nứt nẻ có sự tham gia mạnh mẽ của nước vỉa chẳng những

đã làm thay đổi cơ cấu thiết kế khai thác, mà còn làm thay đổi quan điểm vận hành và cách quản lý mỏ truyền thống, đồng thời đã mở ra một hướng mới trong thiết kế và khai thác dầu khí đặc biệt ở Việt Nam, cũng như trên thế giới

Mặc dù đã khai thác được với khối lượng lớn dầu trong móng nhưng trong lĩnh vực nghiên cứu địa chất công nghệ mỏ, thiết kế khai thác và vận hành vẫn còn rất nhiều vấn đề đang được tranh luận cần quan tâm giải quyết và làm sáng tỏ hơn như:

 Quá trình hình thành và sự biến đổi, đặc điểm phân bố của độ rỗng độ thấm (theo diện lẫn chiều sâu)

 Sự tồn tại của tầng nước vỉa tự nhiên, nguồn gốc hình thành cũng như vị trí phân

bố, trữ lượng tại chỗ, cơ chế xâm nhập vào vỉa, Điều này có vai trò rất quan trọng trong việc xác định sự cần thiết của việc khoan các giếng bơm ép nước duy trì áp suất vỉa, cũng như kịp thời hiệu chỉnh mô hình khai thác nhằm tối ưu hóa

chế độ khai thác, bố trí mạng lưới các giếng khoan đan dày, nâng cao khả năng

Trước những yêu cầu cấp thiết đó, đề tài: “Ảnh Hưởng Của Nước Vỉa lên Hiệu Quả

Khai Thác Thân Dầu Móng Mỏ Sư Tử Đen” được chọn để làm đề tài nghiên cứu

1.2 Mục đích và nhiệm vụ của luận án

1.3 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu

Đối tượng nghiên cứu: Thân dầu móng mỏ Sư Tử Đen nói riêng cũng như các mỏ tương tự khác trong bồn trũng Cửu Long nói chung

Phạm vi nghiên cứu: Ảnh hưởng của nước vỉa lên khai thác và bơm ép nước thân dầu trong đá móng

1.4 Cơ sở tài liệu và Phương pháp nghiên cứu

1.4.1 Cơ sở tài liệu

Nghiên cứu được xây dựng trên cở sở:

 Thu thập tổng hợp các tài liệu từ mỏ Sư Tử Đen, Tư Tử Vàng, Sư Tử Nâu lô 15.1

 Các tài liệu địa chất, địa vật lý giếng khoan, kết quả phân tích thạch học, DST, PVT từ 48 giếng (thăm dò và phát triển) đến tháng 6 năm 2014

 Tài liệu lịch sử động thái khai thác từ 40 giếng khai thác/bơm ép từ 2003 đến hết tháng 6 năm 2014, mô hình địa chất – mô hình khai thác mỏ STĐ năm 2014

 Kết quả phân tích hóa hơn 1.000 mẫu nước khai thác đồng hành mỏ STĐ, đồng

vị bền 203 mẫu, đồng vị 226Ra 132 mẫu, chất chỉ thị 500 mẫu

 Các tài liệu nghiên cứu, tạp chí, báo cáo sản xuất chuyên ngành địa chất, kiến tạo

và dầu khí, mô hình địa chất, mô hình mô phỏng của các mỏ tương tự (Bạch Hổ , Rạng Đông)… đã công bố của các nhà khoa học và các Công ty dầu khí

1.4.2 Phương pháp nghiên cứu

 Tổng hợp và phân tích các nguồn tài liệu đã có, xử lý và đánh giá các đặc điểm của cấu tạo Sư Tử Đen

 Các nghiên cứu phân tích tương tự và luận giải các tài liệu thử vỉa, phân tích tài liệu hóa, các nguyên tố phóng xạ, các đồng vị bền của nước

 Xây dựng mô hình PTCBVC, mô hình khai thác cho thân dầu đá móng nứt nẻ, nhằm xác định và đánh giá mức độ ảnh hưởng của các yếu tố đến hệ số thu hồi dầu và hiệu quả của các giải pháp khai thác

 Tổng hợp các kết quả xử lý, phân tích kết hợp các tài liệu thu thập để hình thành phương pháp luận trong thiết kế và khai thác thân dầu trong đá móng có sự tham gia của tầng nước vỉa tự nhiên

1.5 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn

1.5.1 Ý nghĩa khoa học:

 Trên cơ sở áp dụng các phương pháp nghiên cứu phù hợp, sớm phát hiện sự tồn tại của tầng nước vỉa có áp và ảnh hưởng của nó đối với thân dầu trong móng Sư

Tử Đen

 Phát hiện mức độ ảnh hưởng của tầng nước vỉa lên hiệu quả khai thác, thông qua

mô hình thủy động lực xác định các phương án thiết kế, các kịch bản khai thác hợp lý cho thân dầu này

 Xây dựng phương pháp ứng dụng cho thiết kế và khai thác dầu trong đá móng trong trường hợp có tầng nước vỉa tự nhiên

 Đối với các mỏ có tầng nước vỉa tự nhiên cần nghiên cứu sớm về thành phần hóa

thiết kế mạng lưới giếng cũng như chế độ khai thác một cách tối ưu đảm bảo nâng cao hiệu suất khai thác

1.6 Những điểm mới của luận án

 Xác lập hệ phương pháp dự báo sớm sự tồn tại và tham gia của tầng nước vỉa tự nhiên, xác định cơ chế hình thành tầng nước vỉa thân dầu móng mỏ Sư Tử Đen cũng như đặc điểm phân bố và vận động của tầng nước này

 Đánh giá các tác động tích cực cũng như ảnh hưởng tiêu cực của tầng nước vỉa

tự nhiên lên hiệu quả khai thác thân dầu móng mỏ Sư Tử Đen

 Xác định tổ hợp các giải pháp khai thác tối ưu khi có hiện tượng nước xâm nhập trong thân dầu đá móng Ứng dụng tiến bộ kỹ thuật trong nghiên cứu thiết kế giếng khai thác, bơm ép nước cho thân dầu đã ngập nước làm tiền đề quan trọng

để thiết kế phát triển khai thác các mỏ mới

 Góp phần hoàn thiện hệ phương pháp luận thiết kế và khai thác dầu trong đá móng có sự tham gia của tầng nước vỉa tự nhiên

1.7 Các luận điểm bảo vệ

1.7.1 Luận điểm 1

Thân dầu đá móng mỏ Sư Tử Đen tồn tại tầng nước vỉa có quan hệ thủy lực với thân dầu có nguồn gốc đa dạng phức tạp, chủ yếu từ tầng trầm tích áp kề vào cánh cấu tạo và một phần ngay trong móng, ở dưới đáy các khe nứt, đứt gãy sâu Với quá trình hình thành, biến đổi phức tạp gắn liền với lịch sử thành tạo, biến đổi thứ sinh của thân dầu móng, tầng nước vỉa có tính chất hóa lý đặc biệt với độ tổng khoáng hóa thấp (<12.000ppm) và tỷ số Cl-/Br- >> 300 với hàm lượng Cl- , Br- nhỏ

1.7.2 Luận điểm 2

Nước vỉa: sự hiện diện, khả năng biến đổi, tỷ phần tham gia, quy mô trữ lượng, vị trí phân bố, mức độ (tốc độ) xâm nhập có vai trò quyết định đến thiết kế phát triển và hiệu quả khai thác thân dầu móng mỏ Sư Tử Đen Các thông số này quyết định quy mô

số lượng giếng khai thác và bơm ép nước, thời điểm cần phải tiến hành bơm ép nước

duy trì áp suất vỉa, phương án thiết kế giếng ngoài ra sự xâm nhập của nước vỉa không những ảnh hưởng rất lớn đến hiệu quả khai thác của các giếng nói riêng và toàn mỏ nói chung mà còn rất khó dự báo Việc sớm xác định các yếu tố ảnh hưởng cho phép xác định và áp dụng các giải pháp phát huy các mặt tích cực và hạn chế tác động tiêu cực của tầng nước vỉa nhằm gia tăng hệ số thu hồi dầu

1.8 Bố cục và khối lượng của luận án

Luận án gồm 131 trang, 21 bảng, 83 hình vẽ và đồ thị, 5 công trình đã công bố liên quan đến luận án và 56 tài liệu tham khảo, trình bày thành 04 chương và các nội dung chính như sau:

 Phần Mở đầu: Nêu bật tính cấp thiết của đề tài, ngoài ra còn trình bày mục đích và nhiệm vụ của luận án, đối tượng và phạm vi nghiên cứu, cơ sở tài liệu và phương pháp nghiên cứu, ý nghĩa thực tiễn và khoa học, cuối cùng là trình bày những điểm mới của cũng như hai luận điểm bảo vệ của luận án

 Chương 1: Trình bày khái quát chung về đặc điểm thân dầu móng mỏ STĐ, điều kiện địa lý tự nhiên, tính chất thấm chứa đặc tính chất lưu mức độ liên thông thủy động lực và động thái khai thác thân dầu móng mỏ Sư Tử Đen

 Chương 2: Trình bày sơ lược các kết quả nghiên cứu về nước vỉa mỏ dầu trong nước và trên thế giới, nêu tóm tắt các phương pháp nghiên cứu nước vỉa mỏ dầu

từ nghiên cứu mô hình mô phỏng vỉa từ đơn giản đến phức tạp, các phương pháp phân tích thành phần hóa học các Ion hòa tan, đồng vị bền, theo dõi qui luật thay đổi của các thông số thủy động lực theo thời gian

 Chương 3: Phân tích, tổng hợp và đánh giá các dấu hiệu thủy động lực, sự thay đổi thành phần hóa học, đồng vị bền nhằm nhận diện sớm sự đóng góp, tỷ phần tham gia của nước vỉa trong quá trình khai thác thân dầu móng Sư Tử Đen, xác định vị trí phân bố, qui mô trữ lượng

 Chương 4: Giới thiệu đặc điểm mô hình thủy động lực mô phỏng thân dầu móng,

sử dụng mô hình thủy động lực đánh giá ảnh hưởng của tầng nước vỉa lên hiệu quả

khai thác, chế độ bơm ép nước nhằm đưa ra các giải pháp khai thác tối ưu cho các thân dầu móng có tầng nước vỉa duy trì sản lượng nâng cao hệ số thu hồi dầu Cuối cùng là phần kết luận và kiến nghị, danh mục các công trình công bố có liên quan đến luận án và tài liệu tham khảo

ĐẶC ĐIỂM THÂN DẦU MÓNG MỎ SƯ TỬ ĐEN 1.1 Điều kiện tự nhiên mỏ Sư Tử Đen

1.1.1 Lịch sử tìm kiếm thăm dò mỏ Sư Tử Đen

Bồn trũng Cửu Long bắt đầu được thăm dò khảo sát địa vật lý từ trước 1975, từ đó các kết quả được dùng để phân chia các lô cho công tác đấu thầu, ký các hợp đồng dầu khí Lô 15-1 nằm ở phần Bắc-Đông Bắc bồn trũng Cửu Long thuộc thềm lục địa Nam Việt Nam, cách thành phố Hồ Chí Minh 180 km về phía Đông Nam và trải rộng trên diện tích 4.634 km2

Lô 15-1 có hai phát hiện quan trọng là Sư Tử Đen và Sư Tử Vàng Mỏ Sư Tử Đen đã được công bố thương mại ngày 8/8/2001 Các phát hiện này nằm ở phần phía Đông của

lô, dọc theo hướng Tây Bắc đới nâng Rồng-Bạch Hổ-Rạng Đông-Ruby (Hình 1.1) Công ty liên doanh điều hành chung Cửu Long (Cuu Long JOC) lô 15-1 được thành lập vào ngày 26/10/1998 với 3 năm đầu là giai đoạn thăm dò, sau đó được gia hạn thêm 1 năm đến 25/10/2002 Các cam kết tối thiểu của giai đoạn thăm dò gồm xử lý lại 3,000

km tuyến địa chấn 2D hiện có, thu nổ-xử lý 280 km2 địa chấn 3D và khoan ba giếng tìm kiếm Nhà thầu đã thu nổ hai lần địa chấn 3D riêng biệt (337 km2 và 404 km2), tái xử lý

cả địa chấn 2D và 3D, khoan tám giếng thăm dò và thẩm lượng Quá trình khoan tìm kiếm thăm dò cấu tạo STĐ được tóm tắt như sau:

Năm 1979, công ty Deminex khoan giếng đầu tiên của lô - 15-G-1X Giếng khoan này

có nhiều biểu hiện dầu khí trong trầm tích Miocene và Oligocene nhưng không đủ sâu

để đánh giá đầy đủ tầng chứa trong móng [1]

 Ngày 6/8/2000: Cửu Long JOC khoan giếng 1X ở phần Tây Nam cấu tạo Sư Tử Đen Giếng khoan đã thử được 5.655 thùng/ngày từ tầng móng, 1.366 thùng/ngày

từ Oligocene và 5.600 thùng/ngày từ Miocene hạ

 Ngày 11/3/2001: khoan giếng 2X Pilot, sau đó trong quá trình khoan đã mở rộng

vị trí sang 2XST Kết quả thử vỉa từ móng của 2XST là 13.223 thùng/ngày

 Tháng 7/2001: Kết quả thử vỉa giếng 2X-DEV nhận được 4.589 thùng/ngày từ

 Ngày 9/7/2001: Giếng 3X được khoan để thẩm lượng phần trung tâm của cấu tạo

Sư Tử Đen, giếng khoan cho dòng với lưu lượng 2.763 thùng/ngày từ móng và 4.662 thùng/ngày từ Miocene hạ Giếng khoan này đã xác nhận sự có mặt của của dầu ở cả hai bên đứt gãy lớn chia đôi cấu tạo Sư Tử Đen

1.1.2 Đặc điểm địa chất, lịch sử phát triển mỏ Sư Tử Đen

1.1.2.1 Hoạt động kiến tạo

Bồn trũng Cửu Long là một bồn trũng tách giãn và căng giãn, dịch chuyển ngang, lịch sử phát triển bồn trũng trong mối liên quan với lịch sử kiến tạo khu vực có thể chia làm 3 thời kỳ chính [2]:

1.1.2.2 Thời kỳ trước tạo rift

Vào thời kỳ Mezozoi, khu vực bể Cửu Long bị khống chế bởi hoạt động hút chìm của mảng Thái Bình Dương Sự hút chìm này gây nên các hoạt động cung đảo rộng rãi, chúng mở rộng về phía Đông Bắc từ Nam Việt Nam tới đới macma Yenshan thuộc Nam Trung Hoa [3] Liên quan tới hoạt động này là các hoạt động macma mà các thành tạo của nó có thể quan sát thấy tại các vết lộ trên đất liền cũng như bắt gặp trong các giếng khoan ngoài khơi thuộc bồn trũng Cửu Long Phổ biến là các loại granodiorit, thạch anh thành phần kiềm vôi thuộc phức hệ Định Quán, granit giàu kiềm thuộc phức hệ Đèo Cả, Ankroet và các đá mạch, phun trào andezit, riolit Hiếm hơn là các loại đá cổ như diorit thạch anh thuộc phức hệ Hòn Khoai, các trầm tích núi lửa tương ứng với hệ tầng Bửu Long, Châu Thới trên đất liền Nam Việt Nam Vào cuối Creta đầu Paleogen, có hoạt động nâng và bào mòn trải rộng trên toàn khu vực, tạo ra sự phong hóa mạnh mẽ các đá granit Mezozoi, một trong những đối tượng chứa dầu khí chính trong khu vực

1.1.2.3 Thời kỳ đồng tạo rift

Các hoạt động đứt gãy từ Eocene tới Oligocene-Miocene hạ có liên quan đến quá trình tách giãn đã tạo nên các khối đứt gãy và các trũng trong bể Cửu Long Có nhiều đứt gãy định hướng theo phương Đ-T, B-N và ĐB- TN Như đã đề cập ở trên, các đứt gãy chính điển hình là các đứt gãy thuận có góc dốc giảm dần theo độ sâu và dốc về ĐN

Do kết quả của các chuyển động theo các đứt gãy chính này, các khối cánh treo (khối bồn trũng Cửu Long) đã bị phá hủy mạnh mẽ và bị xoay khối với nhau Quá trình này

đã tạo ra nhiều bán địa hào bị lấp đầy bằng các trầm tích của Tập “F”, Tập “E” tuổi Eocene - Oligocene hạ Quá trình tách giãn và căng giãn tiếp tục phát triển làm cho bồn trũng lún chìm sâu hơn và tạo nên hố sâu trong đó đã tích tụ các tầng trầm tích sét hồ rộng lớn thuộc Tập “D” Các trầm tích giàu cát hơn của Tập “C” được tích tụ sau đó Ở

vùng trung tâm bồn trũng, nơi có các tầng sét hồ dày, mặt các đứt gãy trở nên cong hơn

và kéo xoay các trầm tích Oligocene Vào cuối Oligocene, phần bắc của bể Cửu Long

bị nghịch đảo đôi nơi và tạo nên một số cấu tạo dương hình hoa với sự bào mòn, vát mỏng mạnh mẽ của các trầm tích thuộc Tập C Các cấu tạo dương hình hoa mới chỉ tìm thấy ở dọc theo hai cánh của phụ bể Bắc Sự kết thúc hoạt động của phần lớn các đứt gãy và không chỉnh hợp ở nóc trầm tích Oligocene đã đánh dấu thời kỳ đồng tạo rift Trầm tích Eocene - Oligocene trong các trũng chính có thể đạt đến 5.000m Quá trình tách giãn tiếp tục, các hoạt động đứt gãy yếu vẫn còn xảy ra Các trầm tích Miocene hạ

đã phủ chờm lên địa hình Oligocene Hoạt động biển tiến đã tác động lên phần đông bắc bồn trũng, trong khi đó ở phần tây bồn trũng vẫn ở điều kiện sông và châu thổ Tầng đá núi lửa dày và phân bố rộng trong Miocene hạ ở phần đông phụ bồn trũng Bắc có lẽ liên quan đến sự kết thúc tách giãn đáy biển ở Biển Đông Vào cuối Miocene hạ trên phần lớn diện tích bồn trũng Cửu Long, nóc trầm tích Miocene hạ - Hệ tầng Bạch Hổ được đánh dấu bằng biến cố chìm sâu của bể với sự thành tạo tầng sét biển chứa Rotalia rộng khắp và tạo nên tầng đánh dấu địa tầng và tầng chắn khu vực rất tốt cho nửa phần phía bắc bồn

1.1.2.4 Thời kỳ sau tạo rift

Vào Miocene trung, thượng đến Pliocene, Đệ tứ môi trường biển đã ảnh hưởng ít hơn lên bồn trũng Cửu Long Đây là hời kỳ bắt đầu lạnh nguội và co ngót của dị thường nhiệt ở Biển Đông Điều kiện này gây nên sụt lún và oằn võng mạnh của bể Cửu Long nói riêng và thềm lục địa Việt Nam nói chung Trong thời gian này, môi trường sông tái thiết lập ở phần tây nam bồn trũng, ở phần đông bắc bồn trũng các trầm tích được tích

tụ trong điều kiện ven bờ Từ Miocene thượng đến hiện hại, bồn trũng Cửu Long đã hoàn toàn thông với bể Nam Côn Sơn và sông Cửu Long trở thành nguồn cung cấp trầm tích cho cả hai bồn trũng Các trầm tích hạt thô được tích tụ ở môi trường ven bờ ở phần nam bể và ở môi trường biển nông ở phần đông bắc bồn trũng Các trầm tích hạt mịn hơn được vận chuyển vào vùng bể Nam Côn Sơn và tích tụ tại đây trong điều kiện nước sâu hơn Nhưng do bể Cửu Long thuộc vỏ lục địa đã được cố kết nên tốc độ lún chìm chậm hơn các bể trầm tích khác ở thềm lục địa

a Hoạt động đứt gãy và uốn nếp

Các hệ thống đứt gãy ở bể Cửu Long có thể nhóm lại thành 4 hệ thống chính dựa trên đường phương của chúng: ĐB-TN, B-N, Đ-T và nhóm các đứt gãy khác, hệ đứt gãy Đ-T, ĐB-TN và B-N có vai trò quan trọng hơn cả, các đứt gãy hoạt động mạnh trong móng và trầm tích Oligocene, chỉ có rất ít đứt gãy còn hoạt động trong trầm tích Miocene

hạ Các nghiên cứu chi tiết về các hệ đứt gãy trong các cấu tạo thuộc đới cao Trung Tâm

và ở phụ bồn trũng Bắc Cửu Long cho thấy các đứt gãy hướng ĐB-TN thường là các đứt gãy giới hạn cấu tạo và các đứt gãy phương Đ-T, B-N có vai trò quan trọng đặc biệt trong phạm vi từng cấu tạo Tuy nhiên ở mỏ Bạch Hổ, các đứt gãy phương ĐB-TN lại

có vai trò quan trọng nhất, hoạt động ép nén vào cuối Oligocene hạ đã gây ra nghịch đảo nhỏ trong trầm tích Oligocene thượng và các đứt gãy nghịch nhỏ ở một số nơi khác [4] Các nếp uốn trong bồn trũng Cửu Long hình thành theo bốn cơ chế:

 Nếp uốn gắn với đứt gãy căng giãn được phát triển ở cánh sụt của các đứt gãy chính và được thấy ở phía nam mỏ Rạng Đông, rìa tây bắc của phụ bồn trũng Bắc Cửu Long

 Các nếp uốn ép nén/ cấu tạo hình hoa được thành tạo vào cuối Oligocene và chỉ được phát hiện ở trong các địa hào chính Các cấu tạo Gió Đông, Sông Ba là những ví

dụ điển hình Các nếp uốn này phân bố ở trong hoặc gần với vùng tâm bồn trũng nơi mà móng luôn bị chìm sâu

 Phủ chờm của trầm tích lên trên các khối móng cổ nâng cao là đặc điểm phổ biến nhất ở bồn trũng Cửu Long, các cấu tạo Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Ruby, Sư Tử Đen vv…đều thuộc kiểu này

 Các nếp lồi gắn với nghịch đảo trầm tích

nhập này bị biến đổi từng phần Bề dày của chúng (xác định trong giếng khoan) thay đổi

từ vài mét đến hơn 100m (có lẽ cắt dọc theo đai mạch?) Phân bố của các thể xâm nhập mang tính địa phương và trong nhiều trường hợp rất khó xác định theo tài liệu địa chấn Các đá xâm nhập được gặp ở hàng loạt giếng khoan thuộc các lô 16, 17, mỏ Rồng, Bạch

Hổ (diabaz), cấu tạo Cá Ông Đôi thuộc lô 09-2 (diorit hạt nhỏ)

d Các đá phun trào (núi lửa)

Các đá phun trào được bắt gặp trong mặt cắt trầm tích đầu Oligocene thượng và Miocene hạ Chúng gồm một số lớp đá bazan phun trào và vụn núi lửa bị phong hóa nhẹ từng phần cho đến gần như hoàn toàn ở một số nơi Bề dày của lớp đá núi lửa này thay đổi từ vài mét đến 250m (xác định tại giếng khoan) đến hơn 400m ở một số nơi (có lẽ

là trung tâm núi lửa; xác định theo tài liệu địa chấn và karota) Phân bố theo diện của tầng đá núi lửa này cũng có thể dễ dàng được xác định và vẽ bản đồ Pha hoạt động núi lửa này phát triển trên một vùng rộng lớn cùng với các vụn núi lửa của nó đã tạo nên một tầng phản xạ địa chấn mạnh trong trầm tích Miocene hạ ở phần tây phụ bồn trũng Bắc Cửu Long Pha núi lửa này được cho là có liên quan đến sự kết thúc tách giãn đáy biển ở bồn trũng Biển Đông (15.5 tr.n trước)

Các đá núi lửa Miocene thượng, Plioxen – Đệ Tứ và Hiện Tại phân bố rất rộng rãi ở bắc bồn trũng Nam Côn Sơn, phần đuôi phía bắc của đới nâng Côn Sơn, ở bồn trũng Cửu Long, và trên lục địa Nam Việt Nam Chúng gồm chủ yếu là đá bazan và các vụn núi lửa của nó Các đá núi lửa này được thấy rất rõ trên mặt cắt địa chấn và chúng cũng đã được bắt gặp ở một số giếng khoan ở bồn trũng Nam Côn Sơn Pha núi lửa này

có lẽ liên quan tới sự giải tỏa năng lượng cuối cùng dị thường nhiệt ở phần Biển Đông gần kề [5]

1.1.3 Đặc điểm thạch học đá móng granite nứt nẻ mỏ Sư Tử Đen

Trong phạm vi mỏ Sư Tử Đen dầu khí được phát hiện cả trong thành hệ trầm tích vụn và đá móng nhưng trong phạm vi nghiên cứu chỉ đề cập nghiên cứu, đánh giá đặc điểm thạch học của đối tượng đá móng Về mặt thạch học đá móng có thể xếp thành 2 nhóm chính [6]: granit, granodiorit-diorit, ngoài ra còn gặp đá biến chất và các thành tạo núi lửa So sánh kết quả nghiên cứu các phức hệ magma xâm nhập trên đất liền với đá

móng kết tinh ngoài khơi bể Cửu Long, theo đặc trưng thạch học và tuổi tuyệt đối có thể xếp tương đương với 3 phức hệ: Hòn Khoai, Định Quán, và Ankroet

a Phức hệ Hòn Khoai có tuổi Trias (tuổi tuyệt đối từ 188-253 triệu năm)

Là phức hệ cổ nhất trong móng, tuổi Trias muộn, thành phần thạch học trong đá macma này là diorit thạch anh, amphybol-biotit-diorit, monzonit và adamelit Đá bị biến đổi cà nát mạnh Phần lớn các khe nứt đã bị lấp đầy bởi khoáng vật thứ sinh: calcit-epidot- nhóm khoáng vật zeolit

b Phức hệ Định Quán tuổi Jura muộn (tuổi tuyệt đối từ 108-178 triệu năm)

Chủ yếu là đá granodiorit, đôi chỗ gặp monzonit-biotit-thạch anh đa sắc Đá thuộc loại kiềm vôi, có thành phần axit trung bình, SiO2 giao động từ 63÷67% Các thành tạo của phức hệ này có mức độ giập vỡ và biến đổi cao, được lấp đầy bởi các khoáng vật thứ sinh: calcit, zeolit, thạch anh và clorit

c Phức hệ Ankroet (tuổi tuyệt đối từ 59-97 triệu năm)

Đặc trưng là granit thủy mica và biotit, thuộc loại Natri-Kali, dư nhôm (Al=2,98%), Si (~69%) và ít Ca Đá có tuổi Creta, Paleogene các khối granitoid phức

hệ này thành tạo đồng tạo núi và phân bố dọc theo hướng trục của bể Đá bị giập vỡ, nhưng mức độ biến đổi thứ sinh mạnh hơn so với hai phức hệ trên

Hình 1.2 Cột địa tầng Mỏ Sư Tử Đen [7]

Ngoài ra không loại trừ khả năng tồn tại các phức hệ Hải Vân (tuổi Trias muộn), Đèo Cả (tuổi Creta)

Phân tích khả năng chứa dầu của các phức hệ trên cho thấy các giếng khoan có lưu lượng lớn nhất thường nằm trong phạm vi phân bố đá granit phức hệ Ankroet, mức độ sản phẩm kém hơn ở đá granodiorit và monzonit thạch anh phức hệ Định Quán và thấp nhất

là đá diorit và monzodiorit thạch anh phức hệ Hòn Khoai

Tới nay, đá móng nứt nẻ được phát hiện vẫn có khả năng chứa dầu ở độ sâu 1.500m kể

từ bề mặt móng (GK 404 mỏ Bạch Hổ) Tuy nhiên khả năng này có xu thế giảm theo chiều sâu, và ở chiều sâu lớn hơn 4.500m thì đá móng hầu như có tính thấm chứa rất kém [8]

Nóc móng mỏ Sư Tử Đen gặp từ khoảng độ sâu 2.500 m, đá móng được cấu thành chủ yếu từ đá magma xâm nhập loại granitoid bị phong hoá, nứt nẻ và thường bị xuyên cắt bởi các đai, mạch của đá phun trào loại basan và/hoặc andesite Đới phong hóa có chiều dày từ 4 đến 55 m bao phủ móng nứt nẻ Do quá trình hoạt động thuỷ nhiệt dưới sâu, đá cũng bị biến đổi ở những mức độ khác nhau, tuỳ thuộc khu vực, chiều sâu, mật độ nứt nẻ…

Granite có kiến trúc nửa tự hình, đôi khi có kiến trúc cà nát Thành phần khoáng vật gồm: Khoáng vật nguyên sinh 12-34% thạch anh (phổ biến 18-29%); 9-38% feldspar - kali (phổ biến 15-30%) trong đó chủ yếu là orthoclase, ít hơn là microcline; 14-40% plagioclase (phổ biến 22-26%) thuộc loại acite - từ albite đến oligioclase; và 2-10% mica, chủ yếu là biotite, ít hơn là muscovite Khoáng vật phụ chủ yếu là apatite, rutile, đôi khi có tuarmaline Chúng tồn tại như những bao thể trong thạch anh và/hoặc orthoclase Khoáng vật thứ sinh thường là chloride, epidote, muscovite, sericite, zeolite, calcite có hàm lượng khác nhau theo các mẫu khác nhau

Monzodiorite thạch anh và monzodiorite: Khoáng vật nguyên sinh gồm 2-10% thạch anh, 15-20% feldspar kali, 40-50% plagioclase, chủ yếu thuộc loại trung tính (andesine)

và 1-3% mica gồm cả biotite và muscovite Khoáng vật phụ có thành phần tương tự như đối với đá granite

Đá bazan và/hoặc andesite: Thường có kiến trúc pocfia với ban tinh (5-25%) mà chủ yếu là plagioclase, hiếm orthoclase, pyrocene và olivine; nền chiếm 75-85% gồm chủ yếu là các vi tinh plagioclase, thủy tinh và ít orthoclase, pyrocene

1.1.4 Đặc điểm địa chất thủy văn bồn trũng Cửu long

Trong bể Cửu Long đã có nhiều mỏ đưa vào khai thác như Bạch Hổ, Rồng, Ruby, Rạng Đông, Sư Tử Đen, Vàng, Cá Ngừ Vàng,…Các kết quả nghiên cứu cho thấy dầu khí chủ yếu được khai thác từ ba tầng chính từ trên xuống là Miocene, Oligocene và trong móng nứt nẻ (Hình 1.3) [9], trong đó chủ yếu là móng granit Phủ bất chỉnh hợp lên đá móng là các trầm tích Oligocene và Miocene có nguồn gốc chủ yếu là tam giác châu, hồ, đầm lầy, vũng vịnh, hay cửa sông có liên quan chặt chẽ với hoạt động của dòng Mê Công và hoạt động kiến tạo hiện đại, ranh giới dầu nước đều đã xác định được chính xác trong các tầng trầm tích clastic này, tuy nhiên vẫn chưa thể xác định được trong móng nứt nẻ.Trong quá trình tìm kiếm thăm dò khai thác đã có rất nhiều mẫu nước được phân tích, các kết quả nghiên cứu phân tích đã được sử dụng phục vụ cho công tác tìm kiếm cũng như khai thác dầu khí của mỏ

Hình 1.3 Mặt cắt địa chất bồn trũng Cửu Long Trên cơ sở thu thập, phân tích các tài liệu phân tích mẫu nước từ các trầm tích Miocene, Oligocene và đá móng ở các giếng khoan tìm kiếm thăm dò và khai thác và các tài liệu liên quan, sử dụng các phương pháp thống kê có thể sơ lược phân chia các phân vị địa chất thủy văn của mỏ, phân chia loại hình hóa học nước vỉa, phân loại theo Sulin nhằm mục đích phục vụ công tác tìm kiếm-thăm dò-khai thác dầu khí Mỏ Sư Tử

Cát kết Tầng đá móng phong hóa

Cát kết

Đen (tương tự mỏ Bạch hổ) cũng là một bộ phận cấu thành bồn trũng Cửu Long nên nước vỉa ở đây mang các đặc trưng cơ bản của bồn Trên nguyên tắc phân tầng địa chất thuỷ văn theo địa tầng địa chất – địa chất thuỷ văn, và căn cứ vào cấu trúc địa chất, thành phần thạch học, tuổi đất đá, đặc điểm địa chất thuỷ văn và mức độ nghiên cứu, nước vỉa

mỏ STĐ cũng có thể được chia thành ba phân vị địa tầng - địa chất thuỷ văn tương tự như bồn trũng Cửu Long [10](Hình 1.4)

Hình 1.4 Các tầng chứa nước Mỏ Sư Tử Đen

1.1.4.1 Phức hệ chứa nước Miocene hạ

Theo phương thẳng đứng, phức hệ có thành phần thạch học được tách biệt bởi hai phần Phần dưới gồm cát kết thạch anh chiếm ưu thế, bên dưới còn gặp cả sỏi, cuội Xen

kẽ giữa cát kết và bột kết là sét kết tối màu Chiều dày phần trên từ 60-320m, các trầm tích có nguồn gốc biển, biển ven bờ, vũng vịnh và sông hồ Phần trên chủ yếu là đá sét bột có những lớp kẹp mỏng cát kết xen kẽ, chiều dày lên đến 300m Các trầm tích chứa nước Miocene hạ không lộ trên bề mặt, phân bố rộng khắp trong mỏ với kích thước: chiều dài (lớn nhất) 48 km, bề rộng 22,4 km, diện tích theo phân lô # 520 km2 Ở phần này đất đá có độ thấm trung bình 1D, độ rỗng biến đổi từ 15-19%, lưu lượng nước trung bình trong các giếng khoan từ 500 -3.000 thùng/ngđ Tổng khoáng hóa của nước biến đổi phức tạp theo phương ngang và có xu thế tăng từ Tây Bắc đến Đông Nam, biến đổi

từ 38 đến 40 g/l, trung bình 39 g/l Theo phân loại của Sulin nước là Clorua Canxi, nước

Phức hệ chứa nước trong Móng Phức hệ chứa nước trong Oligoxen Phức hệ chứa nước trong Mioxen Phức hệ chứa nước trong Móng Phức hệ chứa nước trong Oligoxen Phức hệ chứa nước trong Mioxen Phức hệ chứa nước trong Móng Phức hệ chứa nước trong Oligoxen Phức hệ chứa nước trong Mioxen Phức hệ chứa nước trong Móng

Phức hệ chứa nước trong Móng Phức hệ chứa nước trong Oligoxen Phức hệ chứa nước trong Oligoxen Phức hệ chứa nước trong Mioxen Phức hệ chứa nước trong Mioxen

quá trình trầm tích Từ các kết quả trên không loại trừ khả năng khu vực bị cách ly và khô cạn trong một khoảng thời gian nhất định

1.1.4.2 Phức hệ chứa nước Oligocene

Phức hệ chứa nước này bị các trầm tích Miocene hạ phủ hoàn toàn, phân bố trên toàn bộ mỏ, tương ứng trên cột địa tầng với phụ điệp Trà Tân- Trà Cú, bề mặt dưới của phức hệ tương ứng với mặt móng Phức hệ theo mặt cắt gồm 03 phần với tổng bề dày biến đổi từ 350 đến 650m Các kết quả phân tích mẫu nước khai thác từ các vỉa trong Oligocene thượng (C10, C15&C30) cho kết quả khá giống như phức hệ chứa nước Miocene ở trên, các kết quả thử vỉa và MDT cho thấy vỉa có độ thấm trung bình thấp 100-500 mD Các phức hệ già hơn trong Oligocene hạ chưa được khai thác và thẩm lượng

1.1.4.3 Phức hệ chứa nước trong móng trước Kainozoi

Đới chứa nước khe nứt trong móng trước Kainozoi mỏ Sư Tử Đen tương ứng trên cột địa tầng với đới phong hoá nứt nẻ trong móng được phủ bất chỉnh hợp bởi Oligocene dưới hoặc trên Lưu lượng các giếng dao động trong khoảng 500 đến 20.000 thùng/ng,

độ khoáng hóa giao động trong phạm vi lớn từ 12 –20 g/l do có lẫn với các nguồn khác Phân loại theo Sulin thì Clorua Canxi chiếm ưu thế chứng tỏ nước cũng nguồn gốc biến chất tương tự các phức hệ Miocene và Oligocene bên trên

Tại mỏ Sư Tử Đen phức hệ chứa nước Miocene nằm trên có tổng khóang hóa lớn hơn tổng khóang hóa của nước chứa trong phức hệ nằm dưới, có nghĩa mặt cắt thủy hóa tại đây có phân đới thủy hóa nghịch giống phần lớn các mỏ khác của bể Cửu Long như Bạch Hổ, Ruby, Emerald, Tam đảo

1.2 Sự hình thành các tích tụ dầu khí trong móng nứt nẻ mỏ Sư Tử Đen

Mỏ Sư Tử Đen thành hệ chứa dầu khí ngoài các tập clastic còn bao gồm cả đá móng nứt nẻ có thành phần chủ yếu là đá granit và granodiorit có tuổi Jura muộn-Creta sớm (108-148 Ma) Granit có thành phần chủ yếu Microline/oligoclase (50-60%), quartz (30-35%) và có một ít Biotit(5-10%) Phần đá granit không bị phong hóa có tỷ trọng 2,61 g/cm3 với độ rỗng, độ thấm rất nhỏ, tuy nhiên phần đá granit phong hóa có tỷ trọng

~2,3g/cm3 với độ rỗng khá cao ~13% và độ thấm~ 15-20 mD

Quá trình hình thành thân dầu trong móng nứt nẻ ở bể Cửu Long theo thời gian trải qua 5 giai đoạn [11] được minh họa trên Hình 1.5 [9]

Giai đoạn 1 các thể granit xâm nhập qua đá gốc có từ trước vào thời kỳ từ Jura đến Creta sớm, ở vào giai đoạn 2 từ giữa Creta các hoạt động kiến tạo bắt đầu hoạt động gây

ra các đứt gãy khe nứt trong thân đá granit xâm nhập tạo ra các đới giập vỡ Trong suốt giai đoạn thứ 3 từ cuối Creta đến Paleogene sớm, đá granit xâm nhập bị biến đổi mạnh

do phong hóa, gây bóc mòn tầng đá granit lộ thiên Tiến trình phong hóa-bóc mòn kết hợp với các hoạt động thủy địa nhiệt từ dưới sâu làm cải thiện đáng kể hệ thống khe nứt

đứt gãy đã có từ trước Mức độ nứt nẻ càng được gia tăng do các hoạt động tách giãn, nâng lên của các khối

đá móng granite

Giai đoạn phát triển thứ 4 của tầng đá móng bồn Cửu Long được bắt đầu sự lún chìm của khối đá móng

và hình thành lên tầng chắn địa phương trong giai đoạn

từ giữa đến cuối Paleogene Giai đoạn 5 và giai đoạn cuối của quá trình biến đổi là sự hình thành và di chuyển hydrocacbon chủ yếu từ tầng sinh Oligocene, Eocene (?) vào thời kỳ Neogene và Pleistocene nằm kề áp và phủ trực tiếp trên bề mặt nóc móng Dầu khí được sinh

ra sẽ di chuyển lên trên, xuống dưới và ngang tích tụ vào các tập cát cũng như vào trong khối nâng móng granit nứt nẻ Hệ thống đứt gãy, nứt nẻ cũng đóng vai trò là kênh dẫn quan trọng trong khu vực nghiên cứu

Hệ thống di chuyển dầu khí cấu tạo Sư Tử Đen được trình bày khái quát trên Hình 1.6

Sự dịch chuyển sớm của dầu vào móng bắt đầu trong Miocene là một yếu tố quan trọng giúp duy trì độ rỗng đã được thành tạo trước đó [12] Quá trình nhiệt dịch vẫn hoạt động trong suốt thời kỳ dịch chuyển dầu vào trong tầng chứa Việc xâm nhập của dầu làm

Figure 4: Generalized creation of

Hình 1.5 Quá trình hình thành thân

dầu trong móng nứt nẻ [9]

giảm quá trình khoáng hoá do nhiệt dịch vì độ pH thay đổi nhanh Như vậy sự bảo tồn tầng chứa tốt nhất là ở phần trên của cấu trúc móng

Hình 1.6 Mô hình cơ chế hình thành các tích tụ dầu khí trong móng

1.3 Đặc điểm thấm chứa, đặc tính chất lưu

1.3.1 Đặc điểm đá chứa

Thân dầu trong đá móng nứt nẻ STĐ là một hệ thống các khe nứt, đứt gãy và hang hốc có khả năng thấm chứa được thành tạo bởi nhiều tác nhân như quá trình kết tinh, phong hóa, hoạt động thủy nhiệt và các quá trình kiến tạo Đá móng có thể được chia làm hai thành phần chính khung đá và hệ thống khe nứt, khung đá là những khối đá gốc kết tinh có độ rỗng và độ thấm không đáng kể, ngược lại, hệ thống khe nứt là đối tượng chứa chính [13] (Hình 1.7) Khe nứt gồm hai loại các khe nứt lớn và các khe nứt thứ sinh Các khe nứt lớn, kéo dài và có độ mở lớn, chiếm gần 10% các khe nứt, làm cho đá móng có độ rỗng và độ thấm tốt nếu không bị lấp nhét bởi các khoáng vật thứ sinh như sét, canxit, zeolit…

Cơ chế hình thành các tích tụ dầu , nước trong móng granite

Thời kỳ Oligocene:

Hệ thống khe nứt phát triển mạnh cùng với các hoạt động kiến tạo tạo bồn

Thời kỳ Oligocene thượng –Miocene hạ:

Tách giãn và sụt lún mạnh, VCHC bắt đầu trưởng thành Miocene trung-Hiện tại :

Giai đoạn Miocene trung-thượng Pliocene-Đệ tứ là giai đoạn sinh dầu mạnh, dầu hình thành theo các hệ khe nứt di chuyển vào thay thế nước

Dầu dư

Nước tồn Oligocene thượng

Oligocene thượng – Miocene hạ

Miocene trung-Hiện tại

Basin side

Spill updip

Hình 1.7 Mô hình đá móng granit nứt nẻ [13]

Các khe nứt nhỏ phát triển dọc theo các khe nứt lớn, có độ mở nhỏ 0,01 - 0,1mm; càng xuống sâu độ rỗng và độ thấm của đá móng càng giảm Tài liệu địa vật lý giếng khoan (ĐVL) cho thấy ở khu vực nóc móng (phần nhô lên của cấu tạo) có độ rỗng cao nhất trong khi phần sâu hơn là những khối đá rắn chắc độ rỗng rất thấp, điều này đồng nghĩa với việc khó tồn tại các tầng nước đáy với thể tích lớn

Để nghiên cứu tính chất của đá chứa, hơn 3m mẫu lõi trong tầng móng đã được lấy từ giếng khoan 2X để tiến hành phân tích xác định các chỉ số như độ dính ướt, độ rỗng, độ thấm pha, độ nén ép, Tuy nhiên kết quả đạt được không đại diện do mức độ chặt sít của mẫu (độ rỗng nhỏ hơn 0,28%) (Bảng 1.1) Hơn nữa, thực tế các thông số thủy động lực học trong tầng đá móng là do bản thân các đứt gãy và khe nứt quyết định chứ không phải trong phần khung đá (đá gốc) Do đó để có được các thông số phục vụ cho công tác nghiên cứu sau này các phương pháp đo gián tiếp như địa vật lý giếng khoan, thử vỉa và tài liệu minh giải địa chấn 3D,… đóng vai trò chủ đạo

Bảng 1.1 Kết quả phân tích mẫu lõi

Độ sâu mẫu

(mTVDSS)

Độ Thấm Klinkenberg (md)

Áp lực tải trọng (psi)

Độ Rỗng (%)

Độ nén (E-6 psi-1)

2.816 0,0152

725 1.450 2.175 2.900 3.625 4.350 5.075 5.800

0,28 0,25 0,23 0,21 0,20 0,20 0,19 0,19

- 172,20 117,32 87,05 69,43 48,76 36,70 27,83

Để có thể đo được độ nén của đá trong tầng móng nứt nẻ với mức độ tin cậy cao dùng cho các nghiên cứu sau này, một phương pháp mới “Earth Loading” đã được áp dụng thành công cho mỏ Sư Tử Đen Trong khuôn khổ của đề tài nghiên cứu tuy không giới thiệu chi tiết về phương pháp này nhưng có thể hiểu ngắn gọn là bằng cách dùng các đồng hồ đáy với độ chính xác cao ghi lại sự thay đổi của áp suất thủy tĩnh của vỉa

và so sánh sự biến đổi này với chiều cao của cột thủy triều tương ứng trên bề mặt Kết quả của nghiên cứu đưa ra độ nén trung bình áp dụng cho mỏ Sư Tử Đen là khoảng 8,5x10-6 psi-1

1.3.2 Hệ thống đứt gãy và khe nứt

Theo phương của đứt gãy chính gặp 3 hệ thống khe nứt trong tầng đá móng là

110o, 150o và 180o , hệ khe nứt 150o và 180o được hình thành trong pha ép én, trượt bằng trong Oligocene thượng có độ thấm chứa tốt Ứng suất địa tĩnh và ứng suất kiến tạo đóng vai trò chính trong việc phát triển hệ thống nứt nẻ trong đá granite dòn và đẳng

hướng, hệ thống khe nứt vừa là nơi tích tụ dầu khí, vừa là kênh dẫn dầu khí đến giếng khai thác

Hình 1.8 Hệ thống khe nứt, đứt gãy trên mặt cắt ngang tại độ sâu 3500 m

Độ rỗng trong tầng đá móng nứt nẻ trong phạm vi từ 0,6%-5,8% từ dữ liệu DLL

Độ thấm trong tầng đá móng nứt nẻ cao hơn 10-100 lần so với tầng chứa thông thường

do hệ thống nứt nẻ, đứt gãy liên tục xuyên suốt vỉa

Hệ thống đứt gãy theo hướng á kinh tuyến (Hình 1.8), với các đứt gãy chủ đạo theo hướng Đông bắc-Tây Nam và các đứt gãy nhỏ hơn nhưng mật độ dày đặc theo hướng Tây Bắc-Đông nam Các đứt gãy này có độ dốc lớn và sâu, đi kèm là hệ thống khe nứt thứ sinh là nơi tích tụ và là các kênh dẫn rất tốt cho dòng chất lưu đến giếng khai thác hay từ giếng bơm ép

1.3.3 Phân bố rỗng thấm

Kết quả nghiên cứu tài liệu đo địa vật lý giếng khoan và kết quả nghiên cứu tại điểm lộ cho thấy độ rỗng lớn chỉ tập trung ở nơi có đứt gãy, khe nứt, càng ra xa và càng xuống sâu độ rỗng càng giảm mạnh Đặc trưng phân bố của độ rỗng trong đá móng mỏ

Sư Tử Đen được thể hiện trên Hình 1.9

3500 mTVDss

N

Hình 1.9 Bản đồ phân bố độ rỗng dọc cấu tạo

Độ thấm của đá móng granit nứt nẻ được tính theo công thức thực nghiệm, là hàm của độ rỗng hay nói cách khác nó là hàm phụ thuộc vào khoảng cách tới đứt gãy và theo

Công thức tính độ thấm trong bề mặt móng phong hóa:

K=K*(TOB/50) (1.2) Trong đó Kmax (mD) được hiệu chỉnh cho từng khu vực theo số liệu thực tế từ các giếng, Φmax từ kết quả đo thức tế, TOB (m) độ sâu so với bề mặt móng

Các giá trị độ thấm được hiệu chỉnh theo số liệu giếng khoan từ kết quả thử vỉa hay số liệu khai thác Kết quả phân bố độ thấm trên mặt cắt dọc cấu tạo được thể hiện trên Hình 1.10

Phân bố độ rỗng

Hình 1.10 Bản đồ phân bố độ thấm dọc cấu tạo

1.3.4 Tính chất của dầu

Các mẫu sâu cùng với các mẫu từ bình tách đã được lấy trong quá trình thử vỉa để tiến hành phân tích PVT, làm cơ sở cho xây dựng mô hình vỉa như GOR, FVF, Pb, kết quả được trình bày trong Bảng 1.2 Kết quả phân tích cho thấy trong mỏ Sư Tử Đen có hai vùng dầu với tính chất khác hẳn, một là khu vực tây nam gồm các giếng khoan 1X, 2X 3X, và một là vùng đông bắc gồm giếng khoan 4X với hệ số GOR và Pb cao hơn hẳn Theo các kết quả từ phân tích mẫu thu được trong quá trình thử vỉa thì dầu trong khu vực tây nam mỏ có tính chất tương tự, kết quả này được khẳng định qua sự liên thông

về thủy lực giữa các giếng khai thác sau này Tuy nhiên, trong phần phía đông bắc của

mỏ tính chất của dầu hoàn toàn khác, giếng khoan 4X được khoan năm 2002, với dòng dầu có tính chất PVT với áp suất bão hòa và tỷ số khí dầu cao hơn hẳn Đây là minh chứng cho sự bất đồng nhất của móng Sư Tử Đen

Bảng 1.2 Kết quả phân tích mẫu dầu sâu

Giếng

Độ sâu lấy mẫu (m) 2.539 2.587 2.761 3.051 2.645

Áp suất bão hòa (psia) 1.165 1.135 1.130 1.465 4.055

có nhiệt độ đông đặc, và tạo wax cao nên cần thiết phải giữ ở nhiệt độ cao hơn môi trường trước khi đi vào đường ống hay hệ thống thu gom (Bảng 1.3)

Bảng 1.3 Bảng tính chất mẫu dầu tiêu chuẩn Giếng