Chính xác hóa mô hình thủy động lực, đánh giá, lựa chọn phương án khai thác tầng sản phẩm miocen dưới, mỏ cá thu, bồn trũng cửu long

- Đặc điểm địa chất, đặc điểm dầu khí, tính chất chất lưu tầng chứa cát kết Miocen dưới và quá trình xây dựng mô hình thủy động lực, dự báo sản lượng khai thác và hệ số thu hồi theo các

Trang 1

LUẬN VĂN THẠC SĨ

CHÍNH XÁC HÓA MÔ HÌNH THỦY ĐỘNG LỰC, ĐÁNH GIÁ, LỰA CHỌN PHƯƠNG ÁN KHAI THÁC TẦNG SẢN PHẨM MIOCEN DƯỚI, MỎ CÁ THU, BỒN TRŨNG CỬU LONG

HVTH: Phạm Quốc Huy

Chuyên ngành : Kỹ thuật Dầu khí

Mã số: 60520604

TP Hồ Chí Minh, tháng 01 năm 2018

Trang 2

Cán bộ hướng dẫn khoa học :

(Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị và chữ ký) Cán bộ chấm nhận xét 1 :

(Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị và chữ ký) Cán bộ chấm nhận xét 2 :

(Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị và chữ ký) Luận văn thạc sĩ được bảo vệ tại Trường Đại học Bách Khoa, ĐHQG Tp HCM ngày tháng năm

Thành phần Hội đồng đánh giá luận văn thạc sĩ gồm: (Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị của Hội đồng chấm bảo vệ luận văn thạc sĩ) 1

2

3

4

5

Xác nhận của Chủ tịch Hội đồng đánh giá LV và Trưởng Khoa quản lý chuyên ngành sau khi luận văn đã được sửa chữa (nếu có)

KỸ THUẬT ĐỊA CHẤT & DẦU KHÍ

Trang 3

Luận văn thạc sĩ

ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP.HCM CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ

Ngày, tháng, năm sinh: 12/09/1992 Nơi sinh: Thái Bình

I TÊN ĐỀ TÀI: Chính xác hóa mô hình thủy động lực, đánh giá, lựa chọn phương án

khai thác tầng sản phẩm Miocen dưới, mỏ Cá Thu, bồn trũng Cửu Long

NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG

Nhiệm vụ:

- Xây dựng mô hình thủy động lực cho tầng chứa Miocen dưới mỏ Cá Thu

- Nghiên cứu các phương án khai thác: năng lượng tự nhiên, nén khí, bơm ép nước

- Dự báo sản lượng khai thác, trữ lượng thu hồi và hệ số thu hồi theo từng phương án

và đánh giá độ tin cậy

Nội dung:

- Tổng quan khu vực nghiên cứu: đặc điểm địa chất, cấu kiến tạo

- Cơ sở lý thuyết và phương pháp xây dựng mô hình thủy động lực

- Đặc điểm địa chất, đặc điểm dầu khí, tính chất chất lưu tầng chứa cát kết Miocen

dưới và quá trình xây dựng mô hình thủy động lực, dự báo sản lượng khai thác và

hệ số thu hồi theo các phương án khai thác khác nhau

- Phân tích đánh giá kết quả từ mô hình của các phương án khai thác đã nghiên cứu

II NGÀY GIAO NHIỆM VỤ:

III NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ:

Trang 4

LỜI CÁM ƠN

Tác giả xin gửi lời cảm ơn đến:

Trường Đại học Bách khoa thành phố Hồ Chí Minh và các thầy cô Bộ môn Kĩ thuật Địa chất - Dầu khí đã tạo điều kiện cho tôi trong quá trình học tập tại trường

Thầy TS Trần Đức Lân, cán bộ thỉnh giảng cao học, thuộc bộ môn Địa chất - Dầu khí, khoa Kĩ thuật Địa chất - Dầu khí trường ĐH Bách khoa TP.HCM, TS Nguyễn Văn Tuân cán bộ công ty Điều hành chung Cửu Long JOC và PGS.TS Trần Văn Xuân, trưởng Bộ môn

Kĩ thuật Địa chất – Dầu khí, khoa Kĩ thuật Địa chất - Dầu khí trường ĐH Bách khoa TP.HCM

đã tận tình hướng dẫn tôi trong quá trình học tập và thực hiện luận văn

Tổng công ty Thăm dò – Khai thác dầu khí Việt Nam (PVEP), lãnh đạo công ty và các anh chị em đồng nghiệp đã tạo điều kiện và giúp đỡ trong quá trình học tập và thực hiện luận văn

Gia đình và bạn bè đã ủng hộ tôi về mặt tinh thần trong suốt quá trình học tập

Trang 5

về kĩ thuật và kinh tế hiện đóng vai trò quan trọng Để đánh giá khả năng khai thác, phương pháp nghiên cứu gián tiếp bằng cách tiếp cận và mô phòng quá trình khai thác các tầng chứa nằm sâu dưới lòng đất được áp dụng phổ biến thông qua mô hình thủy động lực

Trong luận văn này, phương pháp nghiên cứu trên đã được sử dụng để đánh giá khả năng khai thác của tầng chứa cát kết Miocen dưới trên cơ sở dự báo sản lượng khai thác Từ

đó có cái nhìn tổng quan trong công tác phát triển mỏ Cá Thu trong tương lai Để thực hiện

đề tài này, tác giả đã tìm hiểu tình hình nghiên cứu các đề tài tương tự trên thế giới nói chung

và Việt Nam nói riêng để rút ra các bài học kinh nghiệm quý báu Mô hình thủy động lực tầng chứa Miocen dưới đã được xây dựng nhằm mô phỏng quá trình khai thác dựa trên các phương án được đưa ra Từ đó, xây dựng nên biểu đồ sản lượng khai thác và hệ số thu hồi tầng chứa này

Kết quả nghiên cứu với 2 phương án khai thác bao gồm nhiều trường hợp khác nhau cho thấy trong phương án khai thác ở chế độ suy giảm tự nhiên thì trường hợp 3 giếng khai thác, lưu lượng gaslift 1.0 triệu bộ khối khí/ngày/giếng cho thu hồi tối ưu với sản lượng dầu thu hồi khoảng 7.71 triệu thùng, hệ số thu hồi 12.83% Trong phương án duy trì áp suất vỉa

áp dụng bơm ép nước, tiến hành bơm ép nước từ sớm thì 3 giếng khai thác và 2 giếng bơm

ép với lưu lượng 7500 thùng/ngày/giếng, hệ số bù khai thác 120% cho thu hồi tối ưu với sản lượng dầu thu hồi khoảng 11.94 triệu thùng, hệ số thu hồi khoảng 19.87% Từ hai phương

án trên, phương án bơm ép nước từ sớm được lựa chọn là phương án cơ sở phục vụ công tác phát triển mỏ

Trang 6

Luận văn thạc sĩ Đặc điểm địa chất, cấu kiến tạo khu vực nghiên cứu được trình bày trong chương 1 Cơ

sở lý thuyết và phương pháp xây dựng mô hình thủy động lực được trình bày trong chương

2 Đặc điểm địa chất, đặc điểm dầu khí, tính chất chất lưu tầng chứa cát kết Miocen dưới và quá trình xây dựng mô hình thủy động lực, dự báo sản lượng khai thác và hệ số thu hồi theo các phương án khai thác khác nhau được trình bày chi tiết trong chương 3 Chương 4 trình bày các phân tích đánh giá kết quả từ mô hình của các phương án khai thác đã nghiên cứu

Trang 7

ABSTRACT

At present, the most of oil fields in Vietnam are in the period of declining production

In addition, finding new field is a big challenge in ensuring economic development and national energy security in the future, especially in the period of oil price decline as 3 years ago Therefore, the exploration and appraisal of the success Ca Thu field, which is assessed

to have a relatively large potential, in the difficult period as today has great significance The work to promote field to development to ensure production is being performed Among them, the Field Development Plan (FDP), the construction development of field options in line with technical and economic constraints, is currently playing an important role In order to assess the viability, the indirect method by approaching and modeling the production of deep underground reservoirs is commonly applied through the dynamic model

In this thesis, the research methodology was used to assess the production potential of the Lower Miocene sandstone reservoir on the basis of production forecast From that, we will have an overview on the future development of the Ca Thu field in the future To carry out this study, the author studied the research situation in the world in general and Vietnam

in particular to draw valuable lessons Lower Miocene sandstone reservoir dynamic model was developed to simulate the product process based on the proposed case From that, the producing chart and the recovery factor for this reservoir are drawn up

The results of the study with two producing options include different scenarios showing that in the production mode by natural energy decline, the case of 3 production wells, the gaslift rate of 1.0 MMscf/day/well for optimum recovery with recoverable oil yield about 7.71 MMstb, recovery factor about 12.83% In the case of maintenance of the reservoir pressure applied to the water injection, the early water injection with 3 production wells and the 2 water injection wells with rate injection 7500 stb/day/well, the compensation coefficient

of 120% for optimum recovery with oil production about 11.94 MMstb, recovery factor about 19.87% From the above two options, the early water injection option was chosen as the basis for the development of the field

The geological characteristics of the study area are presented in Chapter 1 Theoretical basis and method of dynamic modeling are presented in Chapter 2 Geological features,

Trang 8

Luận văn thạc sĩ petroleum system characteristics, fluid properties of the Lower Miocene sandstone reservoir and process conduct dynamic model, producing yield forecast and recovery factor under different production options are detailed in Chapter 3 Chapter 4 presents an analysis of the results from the model of the producing options

Trang 9

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 văn 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

Trang 10

MỤC LỤC

LỜI CÁM ƠN 2

TÓM TẮT 3

ABSTRACT 5

LỜI CAM ĐOAN 7

MỤC LỤC 8

DANH SÁCH BẢNG BIỂU - HÌNH VẼ 10

TỪ VIẾT TẮT 14

THUẬT NGỮ 15

MỞ ĐẦU 17

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ KHU VỰC NGHIÊN CỨU 25

1.1 Tổng quan về mỏ Cá Thu 25

1.1.1 Vị trí địa lý kinh tế, nhân văn 25

1.1.2 Đặc điểm địa chất 26

1.1.2.1 Lịch sử tìm kiếm thăm dò dầu khí mỏ Cá Thu 26

1.1.2.2 Đặc điểm địa tầng 26

1.1.2.3 Đặc điểm cấu kiến tạo 33

1.1.2.4 Đặc điểm hệ thống dầu khí 36

CHƯƠNG 2: CƠ SỞ LÝ THUYẾT VÀ PHƯƠNG PHÁP XÂY DỰNG MÔ HÌNH THỦY ĐỘNG LỰC 45

2.1 Giới thiệu chung 45

2.2 Cơ sở lý thuyết 45

2.2.1 Lý thuyết mô phỏng vỉa 45

2.2.2 Cơ sở dữ liệu: các thông số chính và yếu tố liên quan 54

2.2.3 Phương pháp xây dựng mô hình 54

2.2.4 Vai trò của mô hình thủy động lực 58

2.3 Các thông số công nghệ mỏ cơ bản 58

2.3.1 Tính chất vỉa chứa 58

2.3.2 Tính chất chất lưu 59

2.3.3 Tính chất đá chứa 59

2.3.4 Cơ chế năng lượng vỉa 59

Trang 11

CHƯƠNG 3: TẦNG CHỨA CÁT KẾT MIOCEN DƯỚI – XÂY DỰNG MÔ HÌNH

THỦY ĐỘNG LỰC 61

3.1 Biện luận việc lựa chọn đối tượng Miocen dưới 61

3.2 Tầng chứa cát kết Miocen dưới, mỏ Cá Thu 61

3.2.1 Đặc điểm địa chất 61

3.2.1.1 Lịch sử tìm kiếm thăm dò 61

3.2.1.2 Địa tầng và đặc điểm trầm tích 62

3.2.1.3 Cấu kiến tạo 65

3.2.1.4 Đặc điểm hệ thống dầu khí 67

3.2.2 Đặc điểm các vỉa sản phẩm 68

3.2.2.1 Độ chứa dầu khí 68

3.2.2.2 Tính chất chất lưu vỉa 71

3.2.3 Trữ lượng dầu khí tại chỗ ban đầu 72

3.3 Xây dựng mô hình thủy động lực tầng chứa cát kết Miocen dưới 74

3.3.1 Thông số đầu vào 74

3.3.1.1 Áp suất và nhiệt độ vỉa 74

3.3.1.2 Kết quả phân tích PVT 74

3.3.1.3 Kết quả phân tích mẫu lõi 77

3.3.1.4 Kết quả thử vỉa 80

3.3.1.5 Mô hình địa chất 85

3.3.2 Xây dựng mô hình thủy động lực 92

3.3.2.1 Mô hình thủy động lực ban đầu 92

3.3.2.2 Dự báo sản lượng khai thác 102

3.3.2.3 Các yếu tố không chắc chắn và độ tin cậy của mô hình thủy động lực

118

CHƯƠNG 4: ĐÁNH GIÁ CÁC PHƯƠNG ÁN KHAI THÁC 125

4.1 Hệ số thu hồi 125

4.1 Đánh giá các phương án khai thác 127

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 130

TÀI LIỆU THAM KHẢO 132

Trang 12

DANH SÁCH BẢNG BIỂU

Bảng 1.1 Đánh giá mức độ trưởng thành của đá mẹ 36

Bảng 3.1 Đặc trưng thân dầu trong trầm tích Miocen dưới 68

Bảng 3.2 Chiều sâu thế nằm các tầng sản phẩm trong trầm tích Miocen dưới 70

Bảng 3.3 Số lượng mẫu dầu sâu đã lấy trong trầm tích Miocen dưới 71

Bảng 3.4 Kết quả phân tích mẫu dầu ở điều kiện vỉa, Miocen dưới 71

Bảng 3.5 Kết quả tính toán trữ lượng dầu và khí hòa tan trầm tích Miocen dưới mỏ Cá Thu 73

Bảng 3.6 Mẫu dầu đại diện cho từng tập vỉa tầng Miocen dưới 75

Bảng 3.7 Tính chất dầu các tập vỉa tầng Miocen dưới 75

Bảng 3.8 Kết quả thử vỉa tầng Miocen dưới 85

Bảng 3.9 So sánh kết quả tính trữ lượng tại chỗ cấp 2P trình bày trong Báo cáo RAR và theo MHĐC 3D 91

Bảng 3.10 Thông số chính cấu trúc thô mô hình 93

Bảng 3.11 Thông số ban đầu của vỉa 94

Bảng 3.12 So sánh kết quả tính trữ lượng tại chỗ cấp 2P giữa MHĐC và MHTĐL 95

Bảng 3.13 So sánh SLKT dự báo cho các trường hợp số lượng giếng khác nhau 106

Bảng 3.14 So sánh SLKT dự báo cho các trường hợp vị trí giếng CT-2P khác nhau 108

Bảng 3.15 So sánh SLKT dự báo cho các trường hợp lưu lượng gaslift khác nhau 110

Bảng 3.16 So sánh SLKT dự báo cho các trường hợp số lượng giếng bơm ép khác nhau111 Bảng 3.17 So sánh SLKT dự báo cho các trường hợp vị trí giếng bơm ép khác nhau 112

Bảng 3.18 So sánh SLKT dự báo cho các trường hợp lưu lượng bơm ép khác nhau 114

Bảng 3.19 So sánh SLKT dự báo cho các trường hợp hệ số bù khai thác khác nhau 115

Bảng 3.20 So sánh SLKT dự báo cho các trường hợp thời điểm bắt đầu bơm ép khác nhau 116

Bảng 3.21 So sánh SLKT dự báo cho các trường hợp giới hạn áp suất miệng giếng khác nhau 117

Bảng 3.22 So sánh SLKT dự báo cho các trường hợp quỹ đạo giếng khoan khác nhau 118

Bảng 3.23 So sánh SLKT dự báo cho các trường hợp thay đổi độ nén đá chứa khác nhau 120 Bảng 3.24 So sánh SLKT dự báo cho các trường hợp thay đổi tỉ số độ thấm khác nhau 121

Trang 13

Bảng 3.25 So sánh SLKT dự báo cho các trường hợp thay đổi trữ lượng tại chỗ khác nhau

122

Bảng 3.26 So sánh SLKT dự báo cho các trường hợp thay đổi áp suất vỉa ban đầu khác nhau 123

Bảng 4.1 Hệ số thu hồi của các trường hợp nghiên cứu 125

Bảng 4.2 Tổng kết thông số chính của các phương án khai thác tối ưu 125

DANH SÁCH HÌNH VẼ Hình 1.1 Sơ đồ vị trí cụm cấu tạo Cá Thu thuộc bồn trũng Cửu Long 25

Hı̀nh 1.2 Cột địa tầng tổng hợp mỏ Cá Thu 29

Hình 1.3 Các đới cấu trúc chính lô X 34

Hình 1.4 Biểu đồ TOC & (S1+S2) trầm tích Oligocen Lô X 38

Hình 1.5 Biểu đồ HI & Tmax trầm tích Oligocen Lô X 38

Hình 1.6 Sự biến đổi chỉ số độ phản xạ Vitrinite (%Ro) giếng CT-2X và lân cận 39

Hình 1.7 Đồ thị quan hệ giữa độ rỗng tầng chứa và chiều sâu tại các giếng khoan khu vực Lô X và lân cận 42

Hình 1.8 Mặt cắt di cư Hydrocacbon qua trũng Đông Bạch Hổ 44

Hình 2.1 Sơ đồ liên kết mô hình thủy động lực và các yếu tố cấu thành 46

Hình 2.2 Quy trình xây dựng mô hình thuỷ động lực 56

Hình 3.1 Bản đồ cấu tạo nóc intra Miocen dưới (SH-5) 66

Hình 3.2 Bản đồ cấu tạo nóc intra Miocen dưới (SH-3b) 66

Hình 3.3 Mặt cắt địa chất-địa vật lý, Miocen dưới phát hiện Cá Thu Trung Tâm 73

Hình 3.4 Tính chất dầu tập 22 tầng Miocen dưới 76

Hình 3.5 Tính chất dầu tập 23-26 tầng Miocen dưới 76

Hình 3.6 Tính chất dầu tập 27 tầng Miocen dưới 77

Hình 3.7 Quan hệ rỗng thấm 78

Hình 3.8 Đường cong thấm pha nước-dầu tầng 22-26 78

Hình 3.9 Đường cong thấm pha nước-dầu tầng 27 79

Hình 3.10 Đường cong áp suất mao dẫn tầng Miocen dưới 80

Hình 3.11 Kết quả thử vỉa DST#2 giếng CT-3X 81

127

Trang 14

Hình 3.13 Kết quả thử vỉa DST#3* giếng CT-3X 82

Hı̀nh 3.18 Mô hình cấu trúc và đứt gãy (pillar) của tầng Miocen dưới 86

Hı̀nh 3.19 Bản đồ phân bố môi trường trầm tích Miocen dưới 87

Hı̀nh 3.20 Bản đồ xác suất phân bố cát và mô hình phân bố đới trầm tích 87

Hı̀nh 3.21 Kết quả mô phỏng phân bố đá chứa Miocen dưới 88

Hı̀nh 3.22 Kết quả mô phỏng độ rỗng cho tầng Miocen dưới 89

Hı̀nh 3.23 Quan hệ rỗng thấm tập Miocen dưới 89

Hình 3.24 Mô hình độ thấm 90

Hı̀nh 3.25 Quan hệ độ bão hòa nước dư và độ thấm cho Miocen dưới 90

Hình 3.26 Phân bố độ bão hòa nước ban đầu 91

Hình 3.27 (a) Chiều sâu tầng chứa (b) Phân bố độ rồng (c) Phân bố độ thấm (d) Phân bố độ bão hòa dầu 93

Hình 3.28 (a) Phân bố áp suất vỉa ban đầu (b) Phân vùng thủy động lực (c) Phân vùng PVT (d) Phân vùng độ thấm pha 94

Hình 3.29 Kết quả chạy kiểm tra ban đầu mô hình với số liệu thử vỉa DST#2 giếng CT-3X 97

Hình 3.30 Kết quả chạy kiểm tra ban đầu mô hình với số liệu thử vỉa DST#3* giếng CT-3X 97

Hình 3.34 Kết quả khớp hóa lịch sử áp suất đáy thử vỉa DST#2 giếng CT-3X 100

Hình 3.35 Kết quả khớp hóa lịch sử áp suất đáy thử vỉa DST#3* giếng CT-3X 100

Trang 16

TỪ VIẾT TẮT

CSTĐ: Chiều sâu tuyệt đối

DST: Drill stem test

FDP: Field Development Plan

FOPR: Field oil production rate (lưu lượng dầu khai thác)

FOPT: Field oil production total (sản lượng dầu khai thác cộng dồn)

FPR: Field pressure reservoir (áp suất vỉa)

JOC: Joint Operating Company

MHTĐL: Mô hình thủy động lực

MDT: Modular Formation Dynamics Tester

PVEP: PetroVietnam Exploration Production

RAR: Reserves Assessment Report

SLKT: Sản lượng khai thác

VSP: Vietsov Petro

Trang 17

THUẬT NGỮ

αc: hệ số chuyển đổi đơn vị thể tích

βc: hệ số chuyển đổi độ truyền dẫn

Ax,y,z: tiết diện theo phương x, y, z, [ft2]

Bo,w,g: hệ số thể tích của dầu, nước, khí, [rb/stb] với dầu, nước và [scf/stb] với khí

cf: hệ số nén thành hệ, [psi-1]

cl: hệ số nén của chất lưu dầu, khí, nước, [psi-1]

kx, ky, kz: độ thấm tuyệt đối theo phương x, y, z, [mD]

kro, krw, krg: độ thấm pha tương đối pha dầu, nước, khí, [mD]

mi: khối lượng đi vào trong đơn vị thể tích

mo: khối lượng đi ra khỏi đơn vị thể tích

ma: khối lượng tích lũy trong đơn vị thể tích

n: số mol khí, [lb-mole]

Po,w,g: áp suất từng pha dầu, nước, khí, [psi]

Pcow: áp suất mao dẫn dầu nước, [psi]

Pcgo: áp suất mao dẫn khí dầu, [psi]

Po,w,g: áp suất pha dầu, nước, khí, [psi]

∇

⃗⃗ p: gradient áp suất

qlsc: lưu lượng chất lưu tại giếng qua ô lưới, [stb/d] với dầu, nước và [scf/d] với khí

Q0, QL: lưu lượng chất lưu tại biên

R: hằng số khí, = 10,730 [psia ft3/lb-mole °R]

Rs: tỉ số khí hòa tan trong dầu, [scf/stb]

PL, PR: áp suất tại biên trái, phải của vỉa, [psi]

So,w,g: độ bão hòa pha dầu, nước, khí, [phần đơn vị]

T: nhiệt độ tuyệt đối, [oR]

Tx: hệ số truyền dẫn

∆t: bước thời gian, [ngày]

∂t: đạo hàm theo thời gian

ulx,y,z: lưu lượng dòng chảy chất lưu trên một đơn vị diện tích mặt cắt ngang theo phương

x, y,z, [rb/D-ft2]

Trang 18

Vb: thể tích ô lưới, [ft3]

V: thể tích chất lưu, [ft3]

∂V

∂P: sự biến đổi thể tích của chất lưu theo áp suất

∆x, ∆y, ∆z: chiều dài ô lưới theo phương x, y, z, [ft]

∂x, ∂y, ∂z: đạo hàm theo phương x, y, z

∂Z: chênh lệch độ cao của ô lưới, [ft]

Trang 19

MỞ ĐẦU

Tính cấp thiết của đề tài

Dầu khí là nguồn năng lượng chiến lược đối với sự phát triển kinh tế, chính trị và mọi mặt đời sống của nhiều quốc gia trên thế giới Ở Việt Nam, trong nhiều năm qua dầu khí vẫn luôn giữ vai trò nòng cốt trong đảm bảo sự phát triển kinh tế, an ninh năng lượng quốc gia

và đóng góp quan trọng vào nguồn thu ngân sách nhà nước Tuy nhiên, trong khoảng 3 năm trở lại đây từ cuối năm 2014 đến nay, giá dầu thế giới đã có biến động lớn, giảm mạnh từ

115 USD/thùng dầu (tháng 6/2014) xuống mức đáy 27 USD/thùng dầu (tháng 1/2016) và hiện tại dao động trong khoảng từ 55–65 USD/thùng dầu Sự sụt giảm này đã ảnh hưởng nghiêm trọng đến các công ty dầu khí đặc biệt là các công ty hoạt động trong lĩnh vực tìm kiếm thăm dò, làm giảm nguồn thu ngân sách nhà nước và ảnh hưởng đến tốc độ tăng trưởng kinh tế đất nước Bên cạnh đó, sự sụt giảm sản lượng khai thác tại các mỏ lớn cũng như khó khăn trong việc tìm kiếm các mỏ mới là thách thức to lớn trong đảm bảo phát triển kinh tế

và an ninh năng lượng quốc gia trong tương lai Đặc biệt trong giai đoạn giá dầu suy giảm như hiện nay thì vấn đề trên càng trở khăn hơn bao giờ hết do cắt giảm mạnh chi tiêu trong công tác tìm kiếm thăm dò vốn đã chứa đựng nhiều rủi ro, thách thức Vì vậy, việc tìm kiếm thăm dò thẩm lượng thành công mỏ Cá Thu, được đánh giá có tiềm năng tương đối lớn, trong giai đoạn khó khăn như hiện nay có ý nghĩa to lớn Công tác thúc đẩy đưa mỏ vào phát triển khai thác nhằm đảm bảo sản lượng khai thác đang được thực hiện Trong số đó, việc lập kế hoạch phát triển mỏ (Field Development Plan - FDP), xây dựng các phương án khai thác phù hợp với những ràng buộc về kĩ thuật và kinh tế hiện đóng vai trò quan trọng Việc đưa ra được các phương án phát triển tối ưu, xây dựng mô hình thủy động lực cho mỏ Cá Thu là cần thiết và là điều kiện tiên quyết để chuẩn bị cho các công tác tiếp theo Do đó, đề tài

“Chính xác hóa mô hình thủy động lực, lực đánh giá, lựa chọn phương án khai thác cho tầng Miocen dưới, mỏ Cá Thu, bồn trũng Cửu Long” mang tính cần thiết, cấp bách và thực tiễn cao

Trang 20

Mục đích và nhiệm vụ của luận văn

Mục đích của luận văn:

- Xây dựng mô hình thủy động lực trên cơ sở chính xác hóa các thông số thủy động lực

phù hợp với mô hình địa chất và các tài liệu thu thập đến thời điểm hiện tại, khớp hóa với lịch sử thử vỉa (history matching)

- Từ mô hình được xây dựng, đề xuất các kịch bản khai thác, thực hiện chạy dự báo sản

lượng, hệ số thu hồi Từ đó, đánh giá lựa chọn phương án phát triển tối ưu phục vụ cho công tác xây dựng kế hoạch phát triển mỏ

Nhiệm vụ của luận văn:

- Đánh giá thông số đầu vào liên quan, khớp hóa lịch sử khai thác và xây dựng mô hình

thủy động lực tầng Miocen dưới, mỏ Cá Thu

- Biện luận, đánh giá, lựa chọn số lượng, vị trí giếng khoan đưa ra các kịch bản khai

thác

- Dự báo khai thác, đánh giá các phương án nhằm tìm ra phương án phát triển tối ưu

phục vụ công tác xây dựng kế hoạch phát triển mỏ

Phạm vi và đối tượng nghiên cứu

- Phạm vi nghiên cứu: Xây dựng mô hình thủy động lực, lựa chọn phương án tối ưu

cho tầng Miocen dưới, mỏ Cá Thu, phục vụ công tác phát triển mỏ

- Đối tượng nghiên cứu: Mỏ Cá Thu có hai đối tượng khai thác chính là tầng Oligocen

D và tầng Miocen dưới Trong đó, đối tượng nghiên cứu của luận văn là tầng Miocen dưới

Phương pháp nghiên cứu:

- Thu thập, tổng hợp và đánh giá các thông số liên quan Sử dụng các tài liệu ở các khu

vực lân cận để bổ sung cho phần số liệu thiếu hoặc không có vào đối tượng nghiên cứu Nghiên cứu lịch sử khai thác mỏ lân cận có đặc điểm tương tự nếu có

- Sử dụng phần mềm Eclipse 100, mô hình hóa và mô phỏng mô hình thủy động lực

đối tượng nghiên cứu Hiệu chỉnh mô hình phù hợp với các số liệu thực tế: trữ lượng tại chỗ, lịch sử khai thác

Trang 21

- Đề xuất các phương án khai thác, dự báo sản lượng và tính toán trữ lượng thu hồi của

từng phương án bằng mô hình thủy động lực

- Xây dựng các kịch bản khai thác, đánh giá khả năng khai thác và đề xuất phương án

khai thác hợp lý cho các vỉa dầu tầng Miocen dưới, mỏ Cá Thu

Cơ sở tài liệu

Bao gồm tài liệu về địa chất, tính chất chất lưu (PVT), tài liệu về phân tích mẫu lõi (RCA, SCAL), kết quả thử vỉa (DST) Các tài liệu này được đánh giá, minh giải và sử dụng kết hợp với mô hình địa chất làm thông số đầu vào trong mô hình thủy động lực

Ý nghĩa khoa học và ý nghĩa thực tiễn

Ý nghĩa khoa học: Cụ thể hóa phương pháp giải quyết bài toán mô phỏng vỉa nhằm đưa

ra mô hình phân bố đặc tính đá chứa, chất lưu (độ bão hòa), áp suất vỉa tại thời điểm ban đầu Xây dựng mô hình thủy động lực là giải pháp tối ưu và không thể thiếu trong mô phỏng dòng chảy, sự phân bố chất lưu, áp suất biến đổi theo thời gian khai thác phục vụ công tác dự báo sản lượng khai thác, tính toán hệ số thu hồi tương lai nhằm đưa ra các giải pháp can thiệp kịp

thời để thu được lượng dầu tối đa từ lòng đất với chi phí đầu tư hiệu quả nhất

Ý nghĩa thực tiễn: Việc xậy dựng mô hình thủy động lực là công cụ và giải pháp vừa

mang tính khoa học vừa nâng cao hiệu quả của quá trình thiết kế phát triển và quản lý mỏ

Là phương thức tin cậy trong đánh giá hệ số thu hồi và trữ lượng thu hồi Mô hình thủy động lực tầng Miocen dưới, mỏ Cá Thu có ý nghĩa quan trọng trong việc góp phần đánh giá toàn diện mỏ, sớm đưa mỏ vào phát triển và khai thác Từ đó giúp gia tăng sản lượng khai thác và thúc đẩy phát triển kinh tế đất nước Luận văn có thể được sử dụng như tài liệu tham khảo cho công tác nghiên cứu, giảng dạy sau này

Tổng quan tình hình nghiên cứu

Mô hình thủy động lực đóng vai trò quan trọng trong quá trình xây dựng kế hoạch Phát triển mỏ nhằm thiết kế các kịch bản khai thác mỏ tối ưu để thu hồi dầu hiệu quả nhất Mô hình này được xây dựng bởi các chuyên gia công nghệ mỏ Nhằm xây dựng mô hình thủy động lực phản ánh tốt động thái của vỉa chứa, các chuyên gia công nghệ mỏ cần phải nắm vững kiến thức tổng hợp về địa chất, tài liệu thử vỉa, các phương trình dòng chảy, tính chất, trạng thái pha của chất lưu (PVT), tham số vật lý vỉa (RCA, SCAL), có khả năng phân tích động thái cho dòng của vỉa, động thái khai thác của giếng từ số liệu đo đạc thực tế Mô hình

Trang 22

Luận văn thạc sĩ phải được cập nhật thường xuyên trong suốt quá trình khai thác mỏ nhằm phản ánh đúng thực tế khai thác từ đó đề xuất những giải pháp cũng như kịch bản khai thác tối ưu nhất Việc xây dựng mô hình thủy động lực đặt ra nhiều vấn đề khó khăn, thách thức và đòi hỏi người

kĩ sư Công nghệ mỏ phải mất nhiều công sức, thời gian để giải quyết các vấn đề gặp phải

Vì vậy, nhiều nghiên cứu về mô hình thủy động lực từ kinh nghiệm thực tế gặp phải đã được thực hiện và trình bày trong các hội thảo quốc tế dưới dạng bài báo, luận văn thạc sĩ trên thế giới nói chung và Việt Nam nói riêng Dưới đây tác giả tóm tắt sơ lược một số bài nghiên cứu trong nước và ngoài nước thời gian gần đây:

Các nghiên cứu trong nước

Năm 2008, tác giả Vũ Việt Hưng đã thực hiện luận văn thạc sĩ với đề tài “Xây dựng mô hình thủy động lực (Mô hình dòng chảy) tầng Miocen dưới mỏ Sư Tử Đen lô 15-1, bồn trũng Cửu Long” Tác giả đã trình bày cơ sở lý thuyết và phương pháp xây dựng mô hình thủy động lực Trình bày được các thông số được hiệu chỉnh trong mô hình để khớp hóa lịch sử cũng như đưa ra được nhiều kịch bản khai thác mỏ, đánh giá ảnh hưởng của lưu lượng bơm

ép, vị trí, số lượng giếng khai thác, giếng bơm ép lên kết quả thu hồi dầu Tuy nhiên, luận văn chưa đánh giá độ tin cậy của các thông số đầu vào, những yếu tố còn rủi ro, chưa phân tích mức độ ảnh hưởng của các thông số để thực hiện khớp hóa lịch sử khai thác [7]

Năm 2016, tác giả Trần Thanh Hải đã tiến hành xây dựng mô hình mô phỏng tầng chứa dầu nặng thông qua đề tài “Ứng dụng mô hình thủy động lực đánh giá các phương án khai thác vỉa dầu nặng tầng Miocen mỏ Kiến Vàng, bồn trũng Cửu Long” Thông qua mô hình tác giả đã thực hiện khớp hóa lịch sử số liệu thử vỉa Từ đó tiến hành dự báo sản lượng khai thác, đưa ra các phương án khai thác khác nhau với biểu đồ sản lượng khai thác (dầu, khí, nước) Kết quả nghiên cứu đề xuất hai phương án khai thác tối ưu: (i) phương án khai thác bằng khí nâng nhân tạo (gaslift) - là phương án khai thác đơn giản nhất về thiết bị và chi phí vận hành thấp Sản lượng dầu khai thác dự báo khoảng 5.5 triệu thùng với ba giếng khai thác

từ ba tầng sản phẩm Hệ số thu hồi ước tính khoảng 10.1 %, (ii) phương án khai thác sử dụng bơm điện chìm - là phương án có sản lượng dầu khá cao trong khoảng 6.1 - 8.1 triệu thùng với hệ số thu hồi dầu 11.3 - 14.9 % Phương án này cũng đã được áp dụng ở mỏ dầu nặng lân cận (mỏ Đông Dương) Tuy nhiên, để khai thác liên tục và ổn định, phương án này đòi hỏi việc vận hành và bảo dưỡng định kỳ liên tục, cũng như xử lý các hiện tượng đóng cặn (scale) để duy trì bơm hoạt động ổn định Hai phương án này có thể sử dụng bổ trợ cho nhau

Trang 23

khi sử dụng bơm điện chìm có thể áp dụng cả nén khí Tuy nhiên, từ tài liệu đã thu thập tác giả chưa đánh giá sơ bộ cơ chế năng lượng của vỉa từ đó phân tích đánh giá động thái, biện luận để thực hiện hiệu chỉnh thông số khớp hóa mô hình Luận văn cũng chỉ trình bày các tài liệu thông số đầu vào, chưa thực hiện đánh giá độ tin cậy của các thông số này [4]

Cũng trong năm 2016, tác giả Phạm Tuấn Việt đã trình bày đề tài luận văn thạc sĩ “Phát triển mô hình thủy động lực cho đối tượng đá chứa dầu nặng Miocen giữa, mỏ Đông Dương,

bể Cửu Long” Đề tài mục đích xây dựng mô hình thủy động lực cho đối tượng dầu nặng tầng Miocen giữa mỏ Đông Dương, đối tượng khai thác dầu nặng đầu tiên tại Việt Nam Dựa trên số liệu khai thác thực tế thu thập được trong giai đoạn 2 năm khai thác từ 2014 – 2016, tác giả thực hiện cập nhật, hiệu chỉnh thông số đầu vào, phát triển mô hình mô phỏng vỉa sử dụng phần mềm chuyên dụng Petrel RE và Eclipse 100 Từ hiện trạng khai thác của mỏ, tác giả đã đánh giá các phương án khai thác hiện đang áp dụng tại mỏ để rút ra những bài học kinh nghiệm Đồng thời sử dụng mô hình thủy động lực mới cập nhật, tác giả đề xuất các phương án khai thác và các giải pháp nhằm gia tăng thu hồi Qua dự báo khai thác thì hệ số thu hồi có thể tăng thêm 2-5% ứng với tổng lượng dầu thu hồi với phương án khoan thêm giếng khai thác và bơm ép nước Kết quả nghiên cứu về giải pháp trong giếng thì phương án tiếp tục khai thác với bơm điện chìm ESP với tần số 52 – 54 Hz, xem xét kết hợp phương pháp sử dụng khí nâng nhân tạo (gaslift) cho hiệu quả tốt Với giải pháp trong vỉa thì phương

án khoan thêm 2 giếng khai thác, 1 giếng bơm ép cho thu hồi tối ưu Bên cạnh đó phương án

áp dụng biện pháp thu hồi dầu tăng cường cũng được nghiên cứu, kết quả là phương pháp nhiệt cho hiệu quả tốt nhưng về mặt kinh tế thì phương pháp nhiệt ít khả thi với mỏ nhỏ, cận biên như mỏ Đông Dương trong tình hình giá dầu giảm mạnh như hiện nay Tuy nhiên, luận văn chưa trình bày rõ khoảng giá trị hiệu chỉnh độ thấm để khớp hóa lịch sử và vị trí bơm ép nước cũng như thông số bơm ép [1]

Các nghiên cứu trên thế giới

Năm 2009, các tác giả A Seiler, G Evensen, J.-A Skjervheim, J Hove, J.G Vabφ thuộc StatoilHydro ASA đã trình bày nghiên cứu “Advanced Reservoir management Workflow Using an EnKF Based Assisted History Matching Method” tại hội thảo SPE Bài nghiên cứu đã trình bày quy trình cập nhật mô hình mô phỏng vỉa áp dụng phương pháp EnKF và chứng minh hiệu quả của phương pháp này qua trường hợp cấu trúc Omega thuộc vùng Biển Bắc (North Sea) Bài nghiên cứu trình bày tiềm năng và ưu điểm của phương pháp

Trang 24

Luận văn thạc sĩ này như công cụ hỗ trợ khớp hóa lịch sử dựa trên khả năng xử lí lượng lớn các tham số Phương pháp này giúp cải thiện ước tính các thông số mô hình, trạng thái các biến và chỉ ra các yếu tố không chắc chắn (độ rỗng, độ thấm tương đối, khả năng truyền dẫn của đứt gãy…)

Từ đó, thực hiện hiệu chỉnh cập nhật các yếu tố không chắc chắn nhằm khớp hóa lịch sử Áp dụng trên cấu trúc Omega thuộc Biển Bắc chỉ ra độ thấm tương đối có ảnh hưởng nhiều đến kết quả mô hình (khớp hóa hàm lượng nước), vì vậy việc hiệu chỉnh thông số này cho kết quả khớp hóa lịch sử tốt Tuy nhiên bài nghiên cứu chỉ trình bày các ưu điểm của phương pháp này, chưa đề cập đến mặt hạn chế của phương pháp Cũng như phương pháp này khá phức tạp để nắm lý thuyết và áp dụng [8]

Năm 2011, tác giả Rawan Haddad tại trường Đại học Imperial ở London, Anh đã bảo

vệ thành công luận văn thạc sĩ “Capillary Pressure Estimation and Reservoir Simulation” Bằng việc nghiên cứu trên mô hình chuẩn mỏ Brugge, SPE, tác giả đã trình bày các phương pháp tính toán áp suất mao dẫn và chứng minh rằng việc lựa chọn mô hình áp suất mao dẫn

có ảnh hưởng lớn đến kết quả mô hình Các vấn đề quan trọng mà luận văn đã trình bày bao gồm (i) các đường cong áp suất mao dẫn đại diện đóng vai trò quan trọng để dự báo chính xác thu hồi dầu và mô tả sự phân bố chất lưu, (ii) dựa trên kết quả nghiên cứu, hàm Lamda cho kết quả phù hợp tốt nhất trong trường hợp mỏ Brugge về trữ lượng tại chỗ ban đầu và giá trị áp suất mao dẫn tối đa, (iii) từ khóa JFUNC tạo ra các giá trị áp suất mao dẫn khác nhau cho mỗi ô lưới và làm trữ lượng tại chỗ ban đầu giảm do tỉ lệ độ rỗng và độ thấm tăng, (iv) thiết lập SWCR=SWL=SWATINIT gây ra những sai số và ngay cả khi giới hạn đến độ bão hòa tới hạn tối đa, vấn đề hội tụ vẫn tồn tại, ứng xử động học bị hạn chế và lưu lượng dầu ước tính cao hơn Tuy nhiên, luận văn chưa trình bày các ưu điểm và nhược điểm của từng phương pháp và trường hợp cụ thể áp dụng của từng phương pháp [13]

Năm 2014, tác giả Petya Ivanova Vakova đã hoàn thành luận văn thạc sĩ: “Reservoir Simulation History Matching and Forecasting” tại trường Đại học Aalborg – Đan Mạch (Aalborg University Esbjerg) Luận văn của tác giả nghiên cứu về mỏ Nagani với 3 giếng khai thác và 1 giếng bơm ép Trong luận văn đã trình bày các phương pháp, quy trình thực hiện khớp hóa lịch sử, đánh giá phân tích động thái khai thác các giếng sau 5 năm khai thác thì lưu lượng dầu suy giảm nhanh và hàm lượng nước tăng cao Những lí giải về nguyên nhân sự sai khác các thông số giữa kết quả mô hình và thực tế khai thác đã được chỉ ra Từ

đó, tác giả đã có những đánh giá các yếu tố không chắc chắn, hiệu chỉnh mô hình hiện tại để

Trang 25

khớp hóa lịch sử sử dụng phần mềm SenEx Các thông số khớp hóa lịch sử bao gồm sản lượng khai thác cộng dồn của từng giếng và cả mỏ, lưu lượng nước khai thác, tỉ lệ ngập nước Khớp hóa lịch sử cho kết quả tốt, vì vậy, mô hình đủ tin cậy để thực hiện chạy dự báo sử dụng phần mềm Eclipse 100 Kết quả chạy dự báo cho thấy mỏ có khả năng tiếp tục kéo dài thời gian khai thác thêm 10 năm với trường hợp giữ nguyên số lượng giếng và lưu lượng nước bơm ép như hiện tại Tuy nhiên, từ trường hợp chạy dự báo cần thiết phải xem xét chiến lược khoan thêm giếng mới, tăng lưu lượng bơm ép…Bên cạnh các yếu tố tích cực, luận văn còn những vấn đề hạn chế như hạn chế về tài liệu thu thập nên còn nhiều yếu tố rủi ro, chưa chỉ rõ mô hình thực hiện hiệu chỉnh thông số nào để khớp hóa lịch sử và chưa nghiên cứu nhiều kịch bản dự báo để đề xuất phương án thu hồi tối ưu [12]

Năm 2014, tác giả Kjetil Lorentzen đã hoàn thành luận văn thạc sĩ: “History Matching

a Full Field Reservoir Simulation Model” tại trường Đại học Khoa học và Công nghệ Nauy (Norwegian University of Science and Technology) Tác giả nghiên cứu xây dựng mô hình thủy động lực cho mỏ Jette với 2 giếng khai thác áp dụng chế độ bơm khí nâng nhân tạo ở Nauy Luận văn đã trình bày tương đối đầy đủ về quy trình khớp hóa lịch sử, đánh giá độ tin cậy của các thông số đầu vào từ đó nhận định các thông số ảnh hưởng nhiều nhất đến kết quả

mô hình để tiến hành các hiệu chỉnh nhằm khớp hóa lịch sử Tác giả đã thay thế mô hình chất lưu của mô hình cũ bằng hai mô hình chất lưu mới nhằm phản ánh tốt hơn động thái chất lưu trong vỉa Sau khi tiến hành hiệu chỉnh mô hình cho kết quả khớp hóa lịch sử tương đối tốt nhưng vẫn còn đôi chỗ có sự khác biệt giữa kết quả mô hình và số liệu khai thác thực tế cần phải thực hiện nghiên cứu kĩ hơn để đạt kết quả tốt hơn về sau Tuy nhiên, kết quả khớp hóa lịch sử này là khá tốt, mô hình này được sử dụng để thực hiện các kịch bản dự báo khai thác trong tương lai Quá trình chạy dự báo được thực hiện từ ngày 1/3/2014 đến ngày 1/1/2020 Bốn kịch bản dự báo khai thác đã được xây dựng, kết quả chạy dự báo trường hợp cơ sở là trường hợp tối ưu (giếng D-1H: THP=34.83 bar, gas lift= 80,000 Sm3/ngày, giếng E-1H: THP=35.21 bar, gas lift= 100,000 Sm3/ngày) cho sản lượng dầu thu hồi đến hết 1/1/2020 là 879,709 Sm3 Kết quả được so sánh với kết quả mô hình cũ cho thấy sự hợp lí hơn trong dự báo dựa vào kết quả khai thác thực tế Trong khi mô hình cũ ước tính cao hơn sản lượng dầu khai thác so với thực tế thì mô hình mới phản ánh tốt hơn Bên cạnh đó, mô hình này cần phải tiếp tục được nghiên cứu và cập nhật để mô hình phản ánh gần với thực tế hơn, đặc biệt

là số liệu đường cong thấm pha Trong khi mô hình mới sử dụng hai mô hình chất lưu, nhưng

Trang 26

Luận văn thạc sĩ chỉ áp dụng như mô hình cũ một đường cong thấm pha Đây là yếu tố còn chứa nhiều rủi ro,

vì vậy cần nghiên cứu thêm có thể chia mô hình thành hai vùng với đặc tính chất lưu và thấm khác nhau [10]

Năm 2016, các tác giả Victoria Pollard và Babatunde Yusuf thuộc Công ty năng lượng Nalcor đã trình bày nghiên cứu “The Impact of Normalized Relative Permeability Data on Estimated Ultimate Recovery” tại hội thảo SPE Bài nghiên cứu phân tích ảnh hưởng của áp dụng tài liệu độ thấm tương đối trung bình hóa đến mô hình thủy động lực Ảnh hưởng này được chứng minh bằng sử dụng cả khớp hóa lịch sử thao tác tay và khớp hóa lịch sử tự động Sau đó thực hiện dự báo thu hồi cuối cùng (EUR) Kết quả cho thấy áp dụng một đường cong

độ thấm tương đối trung bình hóa cho kết quả khớp hóa lịch sử và dự báo thu hồi cuối cùng tương đương với mô hình cũ áp dụng 4 đường cong độ thấm tương đối tương ứng với 4 loại

đá khác nhau Bên cạnh đó, việc áp dụng phương pháp khớp hóa lịch sử tự động cũng cho kết quả tốt và tiết kiệm thời gian hơn so với phương pháp khớp hóa lịch sử thao tác tay Tuy nhiên, bài nghiên cứu chưa trình bày rõ các thông số được hiệu chỉnh để khớp hóa lịch sử, chưa trình bày khoảng thời gian cụ thể khớp hóa lịch sử của dữ liệu khai thác thực tế Cũng như chưa đánh giá khả năng ảnh hưởng lên hàm lượng nước và khí khai thác [16]

Cấu trúc luận văn: Lời cám ơn, tóm tắt, lời cam đoan, mục lục, danh sách hình vẽ - bảng biểu, từ viết tắt, thuật ngữ, mở đầu, nội dung luận văn, kết luận và kiến nghị và tài liệu tham khảo Trong đó:

Nội dung luận văn

- Chương 1: Tổng quan về khu vực nghiên cứu

- Chương 2: Cơ sở lý thuyết và phương pháp xây dựng mô hình thủy động lực

- Chương 3: Tầng chứa cát kết Miocen dưới – Xây dựng mô hình thủy động lực

- Chương 4: Đánh giá các phương án khai thác

Trang 27

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ KHU VỰC NGHIÊN CỨU

1.1.1 Vị trí địa lý kinh tế, nhân văn

Mỏ Cá Thu thuộc lô X, với diện tích lô là 5559 km2, nằm ở phần rìa phía Đông Nam bể Cửu Long, ngoài khơi thềm lục địa Việt Nam, cách thành phố Vũng Tàu 160 km về phía Đông Nam, tiếp giáp với: lô 09-1 ở phía Tây Bắc; lô 09-2/09 ở phía Bắc; các lô 03 và 04-2

ở phía Đông; lô 10 ở phía Nam; và lô 17 ở phía Tây (Hình 1.1)

Hình 1.1 Sơ đồ vị trí cụm cấu tạo Cá Thu thuộc bồn trũng Cửu Long [5]

Độ sâu nước biển khu vực mỏ thay đổi trong khoảng từ 10-80m Theo số liệu khảo sát địa chất công trình, đặc trưng đất đá đáy biển thuận lợi cho việc xây dựng các công trình biển Cường độ địa chấn không vượt quá 6 độ Richte

Khu vực mỏ có khí hậu nhiệt đới gió mùa, mưa vào mùa hè, nhiệt độ không khí thay đổi từ 25-35oC Gió mùa Tây Nam xuất hiện vào thời gian từ tháng 6 đến tháng 10, thường

có các trận mưa to ngắn, kèm gió lốc với tốc độ tới 25m/s Độ ẩm không khí 87-89 % Mùa đông bắt đầu từ tháng 11 tới tháng 3 năm sau với gió mùa Đông Bắc là chủ yếu, tốc độ gió đôi khi đạt 20m/s, gây nên các đợt sóng biển cao tới 10m Tốc độ dòng chảy ở độ sâu 15-20m đạt 85cm/s, đối với các lớp nước gần đáy thay đổi từ 20-30cm/s Nhiệt độ nước biển trong năm thay đổi từ 25-30oC

Trang 28

Luận văn thạc sĩ Tình hình chính trị, kinh tế, dân cư trong khu vực khá ổn định, thuận lợi cho quá trình xây dựng và phát triển mỏ

1.1.2 Đặc điểm địa chất

1.1.2.1 Đặc điểm địa tầng

Địa tầng trầm tích lô X đi từ cổ đến trẻ bắt gặp các thành hệ đá móng kết tinh trước Kainozoi và trầm tích lớp phủ Kainozoi Cột địa tầng tổng hợp mỏ Cá Thu được thể hiện trên hình 1.2

Từ kết quả phân tích mẫu vụn, thạch học lát mỏng, cổ sinh địa tầng và kết quả phân tích địa vật lý giếng khoan của các giếng khoan trong khu vực nghiên cứu, lát cắt địa chất có thể chia ra các phân vị địa tầng sau [5]:

Đá móng trước Kainozoi

Đá móng là các đá macma-biến chất, nứt nẻ phong hóa và được mở ra tại các giếng khoan SOI-1X, SOI-2X, CT-2X, chủ yếu là đá biến chất gneis biotit Tại giếng SOI-1X, SOI-2X, CT-2X, móng được mở ra lần lượt tại các chiều sâu tuyệt đối 3160.4m (3192 mMD), 2246.6m (2278.2mMD), 3387m (3475mMD) Theo kết quả phân chia địa tầng giếng khoan thăm dò CT-2X, đá móng trước Kainozoi được mở ra trong khoảng độ sâu tuyệt đối 3387-3886m (3475-3990mMD) với tổng chiều sâu khoan vào đá móng là 515m Đá móng trong khoảng chiều sâu này chủ yếu là đá biến chất gneis biotit, thành phần chứa granat, màu xám, xám tối với kiến trúc hạt vảy biến tinh, cấu tạo phân dải mỏng dạng gneis do sự định hướng gần song song của các tấm biotit Đá chặt xít, cứng với các bao thể pyrite Thành phần khoáng vật chủ yếu là thạch anh, plagiocla, biotit và hãn hữu là octocla Ngoài ra có một số khoáng vật phụ là sfen, zircon và ít hơn là epidot Đá bị biến đổi thứ sinh mạnh như zeolit hóa, biotit

và felspat bị thay thế bằng magmetit, serixit hóa plagiocla Đá bị nứt nẻ yếu, các khe nứt phần lớn có dạng trong hạt, ngắn và bị lấp đầy bởi zeolit

Trầm tích Kainozoi

Bao gồm các tập trầm tích thuộc thống Paleogen, Neogen, Đệ Tứ và được chia làm 6

hệ tầng Trong Oligocen bao gồm: hệ tầng Trà Cú (Oligocen dưới), hệ tầng Trà Tân (Oligocen trên), trong Miocen gồm: hệ tầng Bạch Hổ (Miocen dưới), Côn Sơn (Miocen giữa)

và Đồng Nai (Miocen trên) Trầm tích Pliocen và Đệ Tứ được gộp lại trong hệ tầng Biển Đông

Trang 29

cơ vô định hình sapropel Thành phần phần trăm sapropel trong trầm tích tăng từ dưới lên trên cho thấy sự phát triển của môi trường hồ từ nước nông ven bờ lên hồ nước sâu hơn

Oligocen trên, Hệ tầng Trà Tân (P 3 )

Được xác định trên mặt cắt địa chấn giữa hai tầng phản xạ SH-7 và SH-11, được mở ra trong khoảng CSTĐ 2301-3357m (2353-3267mMD) tại giếng khoan CT-2X, với chiều dày khoàng 966m và mở ra tại giếng CT-3X trong khoảng CSTĐ 2365-3642m (2982-4288mMD), với chiều dày 1277m mặc dù giếng chưa khoan qua hết hệ tầng này Chiều dày

hệ tầng trầm tích Oligocen trên thay đổi từ 100 đến 1300m (giếng khoan SOI-1X là 791m, giếng khoan SOI-2X là 113m, giếng CT-2X là 966m, giếng CT-3X là 1277m ) Lát cắt trầm tích Oligocen trên được chia ra thành ba phần tương ứng với các tập E (Trà Tân dưới - SH-10), D (Trà Tân giữa - SH-8) và C (Trà Tân trên - SH-7):

Phụ hệ tầng Trà Tân dưới (Tập SH-10): là các tập cát kết hạt mịn đến trung, đôi chỗ

sạn, cuội kết, mảnh argilit xen kẹp với sét kết màu xám xanh, xám sáng Trên mặt cắt địa chấn, ranh giới trên của hệ tầng này là bề mặt bất chỉnh hợp tương ứng với nóc tầng phản xạ địa chấn SH-10 (nóc E upper) Theo kết quả phân chia địa tầng các giếng khoan thăm dò SOI-1X, SOI-2X và CT-2X, CT-3X, với chiều dày trầm tích của hệ tầng này thay đổi 150-550m từ ranh giới tập đến chiều sâu kết thúc của các giếng khoan khu vực cấu tạo Sói và Cá Thu Không có biểu hiện dầu khí trong quá trình khoan

Phụ hệ tầng Trà Tân giữa (Tập SH-8): gồm sét kết (60-70%) màu xám, xám tối, xám

nâu xen kẹp với cát và một vài lớp mỏng bột kết, đôi nơi có xen các lớp mỏng đá phiến sét

Trang 30

Luận văn thạc sĩ màu nâu đen Trên mặt cắt địa chấn, ranh giới trên của hệ tầng này là bề mặt bất chỉnh hợp tương ứng với nóc tầng phản xạ địa chấn SH-8 (nóc tập D) Theo kết quả phân chia địa tầng các giếng khoan thăm dò SOI-1X, SOI-2X, CT-2X, CT-3X, chiều dày trầm tích của hệ tầng này thay đổi từ 100-900m từ ranh giới tập đến chiều sâu kết thúc của các giếng khoan khu vực cấu tạo Sói và Cá Thu Trong khoảng địa tầng này, tại khu vực Trung tâm mỏ Cá Thu các giếng khoan CT-2X, CT-3X và CT-4X có biểu hiện dầu khí trong quá trình khoan và kết quả thử vỉa trong Intra Oligocen trên (SH-8b) đã cho dòng dầu khí với lưu lượng lớn Theo kết quả phân tích cổ sinh địa tầng các giếng khoan CT-2X và CT-3X, các tập trầm tích trong Intra Oligocen trên (SH-8b) chủ yếu là các tập cát kết arkose có độ chọn lọc trung bình được thành tạo trong môi trường ven hồ với thành phần chủ yếu là thạch anh, k-feldspar, plagiocla, mica và cùng với một ít mảnh granit

Phụ hệ tầng Trà Tân trên (Tập SH-7): gồm chủ yếu là sét kết màu xám, xám tối, xám

nâu, mềm đến cứng, bán khối, mức độ gắn kết trung bình xen kẹp với các lớp cát kết màu trắng mờ, trong suốt đến trong mờ, hạt mịn đến trung, độ chọn lọc tốt, đôi khi gặp các lớp đá phiến sét màu nâu đen Trên mặt cắt địa chấn, ranh giới trên của hệ tầng này là bề mặt bất chỉnh hợp tương ứng với tầng phản xạ địa chấn SH-7 (nóc tập C) Theo kết quả phân chia địa tầng các giếng khoan thăm dò SOI-1X, SOI-2X và CT-2X, CT-3X, CT-4X chiều dày trầm tích của hệ tầng này thay đổi 0-250m Khi khoan qua khoảng địa tầng này, đã có biểu hiện dầu khí và đã lấy được một mẫu dầu tại độ sâu 2372mMD từ kết quả khảo sát MDT giếng CT-2X

Trang 31

Miocen dưới, Hệ tầng Bạch Hổ (N 1 )

Được xác định trên mặt cắt địa chấn giữa hai tầng phản xạ SH-3 và SH-7 được mở ra trong khoảng CSTĐ 1784-2301m (1824-2353mMD) tại giếng khoan CT-2X, với chiều dày 517m và mở ra trong khoảng CSTĐ 1828-2365m (2326-2982mMD) tại giếng khoan CT-3X

Trang 32

và khoảng CSTĐ từ 1944-2433m tại giếng khoan CT-4X với chiều dày khoảng 537m Chiều dày hệ tầng trầm tích Miocen dưới thay đổi 200-550m (giếng khoan SOI-1X là 476m, giếng khoan SOI-2X là 236m) Theo kết quả phân tích cổ sinh địa tầng giếng CT-2X và CT-3X tuổi Miocen dưới được xác định trên cơ sở các bằng chứng sự có mặt các hoá đá Bosedinia granulata, Bosedinia infragranulata, Lát cắt trầm tích Miocen dưới được chia ra thành hai phụ hệ tầng:

Phần trên của hệ tầng Bạch Hổ (Tập SH-3): gồm chủ yếu các tập sét kết xen kẹp với

cát kết và một vài lớp mỏng bột kết Trên mặt cắt địa chấn, ranh giới trên của hệ tầng này là

bề mặt bất chỉnh hợp tương ứng với tầng phản xạ địa chấn SH-3 (Top B.I.2) Đặc điểm tầng Rotalia là sét có màu xám xanh, bán phân lớp đến phân lớp mỏng, kiến trúc dạng tấm và đặc trưng của hệ tầng này là tầng sét Rotalia có chiều dày khoảng 30-200m và phát triển rộng trên toàn bộ bể Cửu Long nói chung và khu vực nghiên cứu nói riêng Trong tập này, đã phát hiện ra tầng sản phẩm 22 trên cơ sở kết quả thử vỉa tại giếng khoan CT-3X và CT-4X Trầm tích của phần này lắng đọng trong môi trường biển nông trong thềm, đầm lầy ven sông đến đồng bằng sông năng lượng cao

Phần dưới của hệ tầng Bạch Hổ (Tập SH5): gồm cát kết, bột kết và sét kết xen kẹp

nhau Trên mặt cắt địa chấn, ranh giới trên của hệ tầng này là bề mặt bất chỉnh hợp tương ứng với tầng phản xạ địa chấn SH-5 (Top B.I.1) Trong quá trình khoan các giếng khu vực

lô X và đặc biệt là giếng CT-2X đều có các biểu hiện dầu khí quan trọng trong quá trình khoan và đây là đối tượng thăm dò chính trong lô X nói riêng và khu vực bể Cửu Long nói chung Kết quả thử vỉa giếng CT- 3X và CT-4X khẳng định trữ lượng dầu khí các tầng sản phẩm (23, 24, 25, 27) lô X với độ rỗng lớn và bão hòa dầu cao Trầm tích của phần này chứa phức hệ bào tử phấn nghèo nàn, tìm thấy một số hóa đá Botryococcusspp., Bosedinia infragranulata, Crassoretitriletes nanhaiensis, Stenochlaena palustris, Polypodiisporites perverrucatus và ít bào tử phấn thuộc nội lục, và palynomaceral loại 1 và 4 cho thấy môi trường trầm tích là đồng bằng bồi tích sông đến ven hồ

Miocen giữa, Hệ tầng Côn Sơn (N 1 )

Được xác định giữa tầng phản xạ SH-3 và SH-2, hệ tầng này có chiều dày dao động trong khoảng 190-650m, trầm tích được đặc trưng bởi cát kết, cát bở rời và xen kẽ không đồng đều với sét kết, bột kết, đôi khi xen kẹp với các lớp than và glauconit mỏng

Trang 33

Miocen trên, Hệ tầng Đồng Nai (N 1 )

Được xác định giữa tầng địa chấn SH-2 và SH-1, hệ tầng này có chiều dày dao động trong khoảng 650-700m, trầm tích chủ yếu là cát xen lẫn với sét, bột, đôi chỗ có các lớp than mỏng lẫn trong sét, bột kết Trầm tích của hệ tầng này được hình thành chủ yếu trong môi trường biển nông ven bờ

Pliocen + Đệ tứ, Hệ tầng Biển Đông (N2 + Q)

Được xác định từ đáy biển đến tầng phản xạ SH-1, hệ tầng này có chiều dày dao động trong khoảng 650-700m, thành phần chủ yếu bao gồm cát hạt thô (chủ yếu là thạch anh), xen kẹp với các lớp sét, bột giàu hóa thạch Trầm tích của hệ tầng này hình thành chủ yếu trong môi trường biển nông

1.1.2.2 Lịch sử tìm kiếm thăm dò dầu khí mỏ Cá Thu

Khu vực có tên Cá Thu hiện nay, trước đây thuộc Lô 09 cùng với các mỏ Bạch Hổ, Rồng do Liên doanh Vietsovpetro (VSP) tiến hành tìm kiếm - thăm dò từ năm 1981 Tại đây, VSP đã thu nổ trên 1500 km tuyến địa chấn 2D, thực hiện các công tác nghiên cứu địa chất

và khoan giếng tìm kiếm SOI-1X năm 1989 trên cấu tạo Sói với kết quả nhận được dòng dầu

có lưu lượng thấp (50 thùng/ngày) từ trầm tích Miocen dưới Đến năm 1994 VSP đã hoàn trả phần lớn diện tích Lô 09, chỉ giữ lại khu vực mỏ Rồng - Bạch Hổ và được đặt tên mới là Lô 09-1 Phần hoàn trả được chia làm 2 lô: phía Bắc có tên là 09-2, phía Nam là 09-3

Tại lô 09-3, công tác tìm kiếm - thăm dò được tiếp tục từ năm 2002 do Công ty điều hành chung Việt – Nga – Nhật (VRJ) thực hiện Tại đây VRJ đã thu nổ trên 800 km2 địa chấn 3D; khoan giếng thăm dò SOI-2X vào năm 2003 trên cấu tạo Sói nhưng không có kết quả khả quan Sau khi phát hiện và thẩm lượng thành công cấu tạo Đồi Mồi (sau này hợp nhất với khu vực Nam Rồng của Lô 09-1 thành mỏ Nam Rồng – Đồi Mồi) tại phía Nam của Lô, VRJ đã khoanh định và giữ lại phần diện tích của mỏ Phần còn lại, vào cuối năm 2009, đã hoàn trả cho Nhà nước Việt Nam, sau này đươc đặt tên mới là Lô X

Ngay sau khi VRJ hoàn trả diện tích, vào năm 2010, VSP đã tiếp cận tài liệu và tiến hành công tác nghiên cứu địa chất Sau 2 năm chuẩn bị, ngày 12/09/2012 Hợp đồng chia sản phẩm lô X được ký giữa Tập đoàn dầu khí Việt Nam và Tổ hợp các nhà thầu gồm VSP, PVEP và Tập đoàn BITEXCO, trong đó VSP là Người điều hành

Trang 34

Luận văn thạc sĩ Trên phần diện tích của Lô X, vào năm 2012, đã tiến hành thu nổ 515 km2 địa chấn 3D,

xử lý 796 km2 (bao gồm 281 km2 cũ và 515 km2 mới) Trên cơ sở minh giải tài liệu địa chấn thu được cũng như kết quả nghiên cứu địa chất, đánh giá lại hệ thống dầu khí, đã khoanh định các cấu tạo triển vọng và đặt tên mới là cụm cấu tạo Cá Thu (hình 1.1) bao gồm cấu tạo

Cá Thu Trung Tâm, Cá Thu Đông Bắc, Cá Thu Tây và Cá Thu Đông Nam, với trữ lượng tiềm năng khoảng 20 triệu tấn dầu thu hồi

Từ các kết quả nghiên cứu kể trên cũng như bài học kinh nghiệm từ kết quả khoan các giếng SOI-1X và SOI-2X, vào năm 2014, đã tiến hành khoan giếng CT-2X trên khu vực cấu tạo Trung tâm mỏ Cá Thu nhằm mục đích thăm dò các vỉa dầu khí trong trầm tích lục nguyên

và móng nứt nẻ trước Kainozoi Kết quả khoan đã khẳng định sự có mặt của các vỉa chứa dầu trong trầm tích Miocen và Oligocen C Đặc biệt, khi thử các vỉa cát kết trong trầm tích Oligocen D tại khoảng chiều sâu từ 2820 m đến 2926 m đã nhận được dòng dầu với lưu lượng trên 1573 thùng/ngày Sau khi kết thúc giếng khoan CT-2X, đã tiến hành hàng loạt các nghiên cứu địa chất - địa vật lý bổ sung như tái xử lý tài liệu địa chấn 3D PSDM; xử lý đặc biệt tài liệu địa chấn 3D bằng phương pháp nghịch đảo trước cộng; nghiên cứu tướng và môi trường trầm tích; xây dựng mô hình hệ thống dầu khí 3D…

Kết quả các nghiên cứu kể trên cho thấy, các vỉa dầu được phát hiện trong trầm tích Oligocen D ở giếng khoan CT-2X nhiều khả năng sẽ phát triển tốt hơn về phía bắc

Từ kết luận trên, giếng khoan thăm dò tiếp theo – giếng CT-3X được đặt ở vị trí cách giếng CT-2X gần 1.5 km về phía bắc – đông bắc và khoan vào năm 2015 với đối tượng thăm

dò chính là các vỉa cát kết trong trầm tích Oligocen D và Miocen dưới Kết quả thử vỉa đã nhận được dòng dầu thương mại trong Oligocen D với lưu lượng trên 8100 thùng/ngày và trong Miocen dưới với lưu lượng tổng cộng trên 6290 thùng/ngày Giếng khoan tiếp theo CT-4X được đặt ở vị trí cận biên của cấu tạo (trên quan điểm hiệu quả kinh tế của dự án), cách giếng CT-3X gần 1 km về phía đông bắc Giếng khoan kết thúc thử vỉa vào tháng 9 năm

2016 cho kết quả thành công ở cả 4 đối tượng với dòng dầu công nghiệp có lưu lượng từ

1250 đến trên 3775 thùng/ngày cho mỗi lần thử

Với kết quả khoan và thử vỉa thành công 3 giếng khoan CT-2X, CT-3X và CT-4X có thể khẳng định đã phát hiện ra một mỏ dầu khí có giá trị công nghiệp mới – mỏ Cá Thu

Trang 35

1.1.2.3 Đặc điểm cấu kiến tạo

Đặc điểm cấu – kiến tạo của khu vực lô X và lân cận chịu ảnh hưởng bối cảnh kiến tạo chung của bể trầm tích Cửu Long Nếu xem bồn trũng Cửu Long là cấu trúc bậc I, thì các cấu tạo trong bể là cấu trúc bậc II và các cấu tạo trong mỏ là các cấu trúc bậc III với quy mô nhỏ và nằm trong các phụ trũng hẹp

Bể Cửu Long là một bể rift Kainozoi sớm, có dạng hình ovan nằm chủ yếu trên thềm lục địa phía Nam Việt Nam và một phần đất liền thuộc khu vực cửa sông Mê Kông Bể kéo dài theo hướng Đông Bắc – Tây Nam với diện tích khoảng 40,000 km2 Khác biệt với các bể trầm tích khác ở Đông Nam Á, bể Cửu Long có đặc điểm nằm kề áp vào sườn nghiêng ổn định của khối trung tâm Indosinia, trong đó các chuyển động kiến tạo tương đối yếu Hơn nữa hoạt động macma ở cánh phía bắc của tách giãn Biển Đông xảy ra cả trong thời kỳ Mezozoi muộn và cả trong thời kỳ Kainozoi Phía Tây, bể Cửu Long phân cách với trũng Vịnh Thái Lan bởi đới nâng Khorat, phía Nam phân cách với bể Nam Côn Sơn bởi đới nâng Côn Sơn

Theo phân chia các đơn vị cấu trúc bể Cửu Long, vùng nghiên cứu lô X thuộc về đới cấu trúc bậc III của Trũng chính bể Cửu Long, có thể phân chia thành 4 đơn vị cấu trúc sau: Sườn Nghiêng Đông Nam (I), Trũng Đông Nam Sói (II), đới nâng Sói (III) và Trũng Đông Bạch Hổ (IV) (Hình 1.3)

Trang 36

Hình 1.3 Các đới cấu trúc chính lô X [5]

Mặt cắt địa chất khu vực được chia thành ba giai đoạn hoạt động kiến tạo liên quan đến

ba tầng cấu trúc: giai đoạn trước tạo rift là tầng cấu trúc móng có tuổi trước Kainozoi, giai đoạn đồng tạo rift hình thành tầng cấu trúc Oligocen và giai đoạn sau tạo rift thành tạo tầng cấu trúc Miocen – Pliocen

Tầng cấu trúc Móng thể hiện cho địa hình của khu vực Bề mặt móng bao gồm các địa hào, bán địa hào và các địa lũy được tách biệt nhau bởi các hệ thống đứt gãy

Tầng cấu trúc Oligocen có liên quan tới các thành tạo mang tính kế thừa Tất cả các yếu

tố cấu trúc chính hầu hết được kế thừa từ móng và xuất hiện trong giai đoạn Oligocen Ảnh hưởng về mặt hình thái của bề mặt móng đối với hình thái của các trầm tích Oligocen giảm dần từ dưới lên trên dọc theo mặt cắt

Tầng cấu trúc Miocen – Pliocen được đặc trưng bởi địa hình tương đối phẳng và sự giảm đột ngột số lượng của các đứt gãy

Hệ thống đứt gãy trong lô X có thể phân chia thành 2 nhóm chính dựa trên cơ sở lịch

sử hình thành và phân bố: hệ thống đứt gãy phương Đông Bắc – Tây Nam, Á Đông –Tây Hai hệ đứt gãy này đóng vai trò quan trọng trong việc thành tạo hình thái cấu trúc

Trang 37

Lịch sử phát triển địa chất của bể Cửu Long và lô X nói riêng được chia thành nhiều giai đoạn và được đặc trưng bởi ba giai đoạn chính sau đây:

- Giai đoạn trước tạo rift: Trong giai đoạn Mezozoi, bể Cửu Long nằm trong khu vực

chịu ảnh hưởng của hoạt động hút chìm của mảng Thái Bình Dương Trong khu vực này cung đảo được hình thành căng giãn từ phía Nam của Việt Nam tới khu vực macma "Yến Sơn" ở Đông Nam Trung Quốc và dọc theo ranh giới của mảng Âu – Á Cho tới giai đoạn này các hoạt động macma đã xảy ra, bằng chứng là một số lượng lớn các vết lộ của đá macma axit trên đất liền và trong các mặt cắt tại các giếng khoan của bể Cửu Long (Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông) Vào giai đoạn cuối Creta – đầu Paleogen xảy ra quá trình nâng lên và kết quả là granit được nâng lên tới bề mặt và trải qua một quá trình bào mòn phong hoá kéo dài Việc mở rộng biển Đông về phía Đông Bắc-Tây Nam kèm theo sự hình thành khu vực tách giãn kéo dài theo phương Đông Bắc – Tây Nam được kết thúc bằng một thời kỳ gián đoạn trầm tích kéo dài

- Giai đoạn đồng tạo rift: Trong giai đoạn Eocen sự va chạm giữa hai mảng Âu – Á và

mảng châu Úc đã dẫn tới sự hình thành một loạt các hệ thống đứt gãy trượt bằng lớn theo hướng Bắc Đông Bắc – Nam Tây Nam Bể Cửu Long được hình thành do quá trình căng giãn vỏ trái đất của hai hệ thống đứt gãy trượt bằng lớn là đứt gãy Sông Hồng (kinh tuyến 109) ở phía Đông và đứt gãy Three Pagoda ở phía Tây Kết quả là hình thành một loạt các hệ thống đứt gãy lớn chạy theo hướng Đông Đông Bắc – Tây Tây Nam Hệ thống đứt gãy phương Đông Bắc – Tây Nam đã lộ thiên trên đất liền và chúng hầu hết là những đứt gãy cổ rất có thể đã được hình thành vào Oligocen sớm hoặc Eoxen muộn Pha tách giãn muộn tiếp tục xảy ra vào cuối Oligocen sớm

- Giai đoạn sau tạo rift: Từ Oligocen muộn tới Miocen sớm đã xảy ra quá trình lún chìm

ở bể Cửu Long Quá trình lún chìm này xảy ra gián đoạn ít nhất là hai lần Tại đó đã

có một sự thay đổi chuyển động kiến tạo (trượt trái sang trượt phải của hệ thống đứt gãy Sông Hồng và Three Pagoda) Bất chỉnh hợp lớn đã được hình thành vào một trong hai gián đoạn đó trong thời kỳ Miocen giữa, thực tế đã xảy ra ở hầu hết Đông Nam Châu Á Tuy nhiên ở bể Cửu Long trong giai đoạn này chỉ có một ít hoạt động đứt gãy xảy ra trong khu vực cấu tạo Rồng và Bạch Hổ

Trang 38

Luận văn thạc sĩ Các dạng cấu trúc được hình thành và được thể hiện trong bản đồ đẳng sâu nóc tầng móng được cho là các đơn vị cấu tạo cơ sở của khu vực Phức hệ tuổi Oligocen (SH-11 đến SH-7) kế thừa hình thái cấu trúc của bề mặt móng Tuy nhiên, phông cấu trúc chung là giảm dần về biên độ của cả cấu trúc âm và dương từ dưới lên trên theo mặt cắt

Sự bắt đầu của giai đoạn tạo thềm từ đầu Miocen sớm (SH5) dẫn tới sự thay đổi của hình thái cấu trúc Sự kế thừa hình thái cấu trúc không được nhận thấy trừ phần đới nâng trung tâm Các giai đoạn lún chìm tiếp theo đã dẫn tới san bằng địa hình các tầng cấu trúc Miocen giữa, trên (SH-2, SH-1) và chôn vùi cấu tạo tới độ sâu hiện tại

1.1.2.4 Đặc điểm hệ thống dầu khí

Đá mẹ

Trong diện tích Lô X và khu vực lân cận bể Cửu Long, đá sinh dầu là các trầm tích sét hạt mịn có tuổi Oligocen và Miocen dưới, chiều dày đủ lớn và nằm ở miền lún chìm liên tục, trong điều kiện yếm khí

Theo kết quả đánh giá đá mẹ về tiềm năng sinh Hydrocarbon của Viện dầu khí, trầm tích tuổi Oligocen (tập C, D, E upper, E lower) đạt tiêu chuẩn đá mẹ về độ giàu vật chất hữu

cơ, đã trưởng thành và có tiềm năng sinh dầu/khí từ tốt đến rất tốt Trong khi đó, tập trầm tích hạt mịn tuổi Miocen dưới (sét kết) nghèo vật chất hữu cơ và chưa đạt độ trưởng thành

Đá mẹ bao gồm sét kết, bột kết, được lắng đọng trong môi trường đồng bằng châu thổ (Fluvial-Deltaic) và đầm hồ (Lacustrine) (Hình 1.4,5,6)

Mức độ trưởng thành nhiệt được đánh giá dựa vào kết quả đo độ phản xạ Vitrinite (Ro,

%) và Tmax (oC) và hai thông số trên được sử dụng để đánh giá mức độ trưởng thành nhiệt Tuy nhiên, chúng bị ảnh hưởng khi có sự thay đổi tướng, tái sinh hay mẫu nhiễm bẩn Các ngưỡng trưởng thành nhiệt được đánh giá theo hai thông số gồm độ phản xạ Vitrinite (Ro,

%) và nhiệt phân Rock-Eval Tmax (oC) như sau (bảng 1.1):

Bảng 1.1 Đánh giá mức độ trưởng thành của đá mẹ [3]

Chưa trưởng thành < 0.45 <430 Trưởng thành sớm 0.45 – 0.55 430 - 435 Trưởng thành 0.55 – 0.72 435 - 440 Cửa sổ tạo dầu 0.72 – 1.30 440 - 460

Trang 39

đá trong khoảng độ sâu này cho thấy các mẫu có rất ít mảnh Vitrinite hoặc giá trị đo thay đổi

từ 0.35 đến 0.49% Ro Điều này phù hợp với kết quả phân tích nhiệt phân Tmax (hình 1.5) Trong khi đó, mẫu đá thuộc phần dưới của lát cắt Oligocen trên đến Oligocen dưới (trong khoảng độ sâu từ 2720.1m đến 3450m) đã đạt mức độ trưởng thành nhiệt và vật chất hữu cơ đủ điều kiện để tham gia các pha sinh dầu và khí (Tmax>435oC) Kết quả đo độ phản

xạ Vitrinite của 58 mẫu vụn trong khoảng độ sâu này cho thấy hầu hết các mẫu nghèo các mảnh Vitrinite hoặc có các mảnh Vitrinite có chất lượng không tốt hoặc bị phân hủy cho kết quả đo phản xạ thấp hơn giá trị thực Điều này phù hợp với minh giải loại Kerogen cho rằng

đá mẹ trong khoảng độ sâu này phong phú Kerogen loại I, II (Sapropel)

Kết quả phân tích mẫu đá tại một số giếng khoan khu vực cấu tạo Đồi Mồi và Kình Ngư Trắng Nam nằm lân cận Lô X cho thấy hầu hết đá mẹ tập Oligocen trên (tập C, D) chưa đạt ngưỡng trưởng thành Riêng tại giếng khoan GT-1X nằm tại Lô 09-1 thì đá mẹ tuổi Oligocen muộn (tập D) phân bố trong cửa sổ tạo dầu Với các tập đá mẹ trong lát cắt trầm tích tuổi Oligocen sớm hầu hết đã đạt ngưỡng trưởng thành và đang trong pha sinh dầu mạnh mẽ Trên cơ sở kết quả phân tích các chỉ tiêu địa hóa các giếng khoan trong Lô X và các giếng lân cận khu vực cấu tạo Đồi Mồi (DM-1X, DM-2X, DM-3X) Lô 09-3, khu vực mỏ Gấu Trắng (GT-1X) Lô 09-1, khu vực cấu tạo Kình Ngư Trắng Nam (KTN-1X, KTN-2X)

Lô 09-2/09 cũng như kế thừa các kết quả nghiên cứu về địa hóa khu vực bể Cửu Long có thể đưa ra một số đánh giá về tầng đá mẹ khu vực Lô X như sau [3]:

- Đá mẹ là các trầm tích sét kết, sét bột kết

- Đá mẹ tuổi Oligocen (tập D, E trên) có độ giàu vật chất hữu cơ từ trung bình đến cực

tốt và tiềm năng sinh dầu và khí từ trung bình đến cực tốt, chứa Kerogen chủ yếu loại

I, II, một ít loại III và hỗn hợp I, II và tập trung chủ yếu trong đới sinh dầu

Trang 40

- Đá mẹ được hình thành chủ yếu trong môi trường đầm hồ (Lacustrine) và dầu được

sinh ra từ đá mẹ trong lát cắt trầm tích Oligocen chứa vật chất hữu cơ có nguồn gốc

từ tảo nước ngọt

- Đá mẹ tuổi Miocen sớm chưa trưởng thành nhiệt đến chớm trưởng thành nhiệt Trong

khi đó, đá mẹ tuổi Oligocen (tập D, E) trưởng thành nhiệt từ trung bình đến khá cao

- Sự chuyển hóa Kerogen thành Hydrocacbon mạnh nhất vào khoảng 21 triệu năm

trước

Hình 1.4 Biểu đồ TOC & (S1+S2) trầm tích Oligocen Lô X [3]

Định dạng
Số trang	136
Dung lượng	5,62 MB