Đánh giá đặc trưng chứa của giếng gt 1x cấu tạo gấu trắng, lô 09 1, bồn trũng cửu long qua phân tích tài liệu thử vỉa dst5r

Chương 1: KHÁI QUÁT CHUNG VỀ KHU VỰC NGHIÊN CỨU 1.1 Khái quát chung về bồn trũng Cửu Long 1.1.1 Vị trí địa lý, kinh tế Bể Cửu Long nằm ở phía Đông Nam của thềm lục địa Việt Nam với hì

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA KHOA KỸ THUẬT ĐỊA CHẤT

LÝ NHẬT TRƯỜNG

TÊN ĐỂ TÀI:

ĐÁNH GIÁ ĐẶC TRƯNG CHỨA CỦA GIẾNG GT-1X, CẤU TẠO GẤU TRẮNG, LÔ 09-1, BỒN TRŨNG CỬU LONG QUA

PHÂN TÍCH TÀI LIỆU THỬ VỈA DST#5R

Chuyên ngành: Địa chất dầu khí ứng dụng

MSSV: 10360644

GVHD: TS Trần Văn Xuân

LUẬN VĂN THẠC SĨ

Tp Hồ Chí Minh, năm 2013

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP HỒ CHÍ MINH Cán bộ hướng dẫn khoa học :

Cán bộ chấm nhận xét 1 :

Cán bộ chấm nhận xét 2 :

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)

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ

Họ tên học viên: Lý Nhật Trường MSHV: 10360644

Ngày, tháng, năm sinh: 31/10/1986 Nơi sinh: Tiền Giang

Chuyên ngành: Địa Chất Dầu Khí Ứng Dụng Mã số : 605351

I TÊN ĐỀ TÀI: Đánh giá đặc trưng chứa của giếng GT-1X, cấu tạo Gấu Trắng, lô 09.1, bồn trũng Cửu Long qua phân tích tài liệu Thử Vỉa DST#5R

II NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG:

III NGÀY GIAO NHIỆM VỤ :

IV NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ:

Luận văn được hoàn thành tại trường đại học Bách Khoa Thành Phố Hồ Chí Minh dưới

sự hướng dẫn khoa học của Tiến sĩ Trần Văn Xuân, Giảng viên khoa Kỹ Thuật Địa Chất

Bản luận văn này sẽ không hoàn thành nếu không có sự động viên khích lệ của các đồng nghiệp, bạn bè cũng như các bạn học viên cao học khóa 2010 chuyên ngành “Địa Chất Dầu Khí Ứng Dụng”

Mặc dù đã cố gắng, song chắc chắn còn thiếu sót, tôi mong nhận được nhiều sự đóng góp

ý kiến quý báu để Luận Văn được hoàn chỉnh hơn

Một trong những giải pháp kỹ thuật phục vụ thăm dò, khai thác dầu khí là công tác thử vỉa Bản chất của thử vỉa là dùng các thiết bị lòng giếng, bề mặt và các biện pháp kỹ thuật để tạo s chênh áp giữa đáy giếng và bề mặt T đó cho ph p khảo sát tính chất thủy động l c của dòng chảy (áp suất, nhiệt độ vỉa, độ thấm, độ dẫn thủy, phần trăm nước tạp chất, tỷ suất khí dầu, tính chất lý hóa của chất lưu…) Các thông số này rất quan trọng

i là cơ sở cho việc đánh giá khả năng khai thác thương mại của giếng khoan hoặc kết luận cuối cùng về các đối tượng địa chất đó

Các bồn trũng thuộc lãnh hải đặc quyền kinh tế Việt Nam là những bể trầm tích có tiềm năng dầu khí lớn Bồn trũng Cửu Long nói chung và cấu tạo Gấu Trắng nói riêng có các loại tầng chứa dầu không chỉ là các tập cát kết Oligocen và Mioxen hạ mà còn có thể

cả trong đá móng granit nứt nẻ trước Kainazoi

Trên cơ sở có những đánh giá xác đáng về đặc trưng chứa của vỉa thử, đề tài:

“Đánh giá đặc trưng chứa của giếng GT-1X, cấu tạo Gấu Trắng, lô 09.1, bồn trũng Cửu Long qua phân tích tài liệu Thử Vỉa DST#5R” được th c hiện trên cơ sở nghiên cứu th c

tế công tác gọi dòng thử vỉa

Kết quả nghiên cứu đã xác định được đối tượng V (Mioxen dưới) có triển vọng

thuộc loại trung bình (với giá trị lần lượt là 18%, 7924 md.m, 566 md)

Với việc áp dụng hai phương pháp minh giải, kết quả nghiên cứu đánh giá thành hệ đáng tin cậy, đáp ứng yêu cầu, nhiệm vụ đề ra, có thể sử dụng đánh giá trữ lượng và hoạch định khai thác m hợp lý

One of the technical solutions for the exploration and exploitation of oil and gas is the reservoir testing The nature of the testing service uses the well equipment, surfaces and techniques for creating a pressure differential between the reservoir and bottom hole Thereby the hydrodynamic properties of flow can be study (such as reservoir pressure, reservoir temperature, permeability, water conductivity, percent water contamination, gas-oil ratio, the physical and chemical properties of fluid ) These parameters are important due to would be the basis for assessing the ability of commercial exploitation wells or final conclusions about the geological objects

The basins of the exclusive economic Vietnam are sedimentary basins with large oil and gas potential Cuu Long basin in general and in particular the White Bear composed the story of oil is not just the collection of Oligocene and Miocene sandstones but also in the fractured granite basement rocks Pre- Kainozoi

On the basis of the accurate assessment of the characteristics of the reservoir test, theme: "Assessing the characteristics of wells containing GT-1X , White Bear structure , block 09.1, Cuu Long basin through well testing analysis of DST # 5R" is done on the basis of the actual research work call testing service lines

The research results have identified objects V (lower Miocene) is the most promising oil and gas, with oil flow rate Q = 300 m3/day, and porosity, flow capacity, permeability of the medium range (with values 18%, 7,924 md.m, 566 md respectively)

With the application of the two interpretation methods, the results of studies formation evaluating quite reliability, adequate the proposal requirements and targets, and could applied to evaluate the reserve and exploitation plan to produce the oil and gas reservoir appropriately

Tôi xin cam đoan rằng, ngoại trừ các kết quả tham khảo từ các công trình khác như

đã ghi rõ trong luận văn, các công việc trình bày trong luận văn: “ĐÁNH GIÁ ĐẶC

TRƯNG CHỨA CỦA GIẾNG GT-1X, CẤU TẠO GẤU TRẮNG, LÔ 09-1, BỒN TRŨNG CỬU LONG QUA PHÂN TÍCH TÀI LIỆU THỬ VỈA DST#5R” là do tôi

nghiên cứu, tìm hiểu dưới sự hướng dẫn của Thầy Trần Văn Xuân, không phải sao chép của người khác Tôi xin chịu trách nhiệm về lời cam đoan này

Lý Nhật Trường

Mục lục

Chương 1: KHÁI QUÁT CHUNG VỀ KHU VỰC NGHIÊN CỨU 1

1.1 Khái quát chung về bồn trũng Cửu Long 1

1.1.1 Vị trí địa lý, kinh tế 1

1.1.2 Điều kiện tự nhiên : 1

1.1.3 Đặc điểm địa chất dầu khí 2

1.2 Vị trí địa lý cấu tạo Gấu Trắng: 12

1.2 Cấu trúc địa chất mỏ gấu trắng 13

1.2.1 Địa tầng: 13

1.2.2 Kiến tạo 19

Chương 2: CƠ SỞ LÝ THUYẾT VÀ PHƯƠNG PHÁP MINH GIẢI TÀI LIỆU THỬ VỈA DRILLSTEM TEST- DST 22

2.1 Khái niệm chung 22

2.1.1 Khái niệm 22

2.1.2 Mục đích của thử vỉa 22

2.1.3 Phạm vi ứng dụng công tác thử vỉa 23

2.1.4 Các phương pháp thử vỉa 24

2.1.5 Các thông số có thể thu được từ thử vỉa 26

2.2 Cơ sở lý thuyết của phương pháp thử vỉa 27

2.2.1 Phương trình khuếch tán 27

2.2.2 Lời giải đối với phương trình khuếch tán 27

2.2.3 Bán kính ảnh hưởng 40

2.2.4 Nguyên lý chồng chất 41

2.3 Phương pháp minh giải tài liệu thử vỉa truyền thống 44

2.3.1 Tổng quan 44

2.3.2 Các khái niệm và thủ thuật trong tính toán thử vỉa 46

2.4 Phương pháp minh giải tài liệu thử vỉa tiên tiến – minh giải có sự trợ giúp của các phần mềm vi tính 56

2.4.1 Tổng quan 56

2.4.2 Các bước trong minh giải tài liệu thử vỉa tiên tiến 57

2.4.3 Phần mềm thử vỉa Ecrin 68

2.5 Thiết bị thử vỉa bề mặt, lòng giếng DST và máy đo sâu: 72

2.5.1 Thiết bị thử vỉa bề mặt: 72

2.5.2 Thiết bị thử vỉa lòng giếng DST: 72

2.5.3 Thiết bị máy giếng đo sâu: 77

Chương 3: MINH GIẢI TÀI LIỆU THỬ VỈA DST#5R GIẾNG GT-1X 79

3.1 Quá trình thử vỉa DST#5R – GT1X: 79

3.1.1 Tổng quan về giếng GT-1X: 79

3.1.2 Mục đích của thử vỉa: 83

3.2 Các tài liệu thử vỉa thu được: 83

3.2.1 Kết quả thử vỉa: áp suất, nhiệt độ, lưu lượng dầu, khí trung bình được thể hiện trên bảng 3.1 .83

3.2.2 Nhật ký thử vỉa giếng khoan DST#5R – GT1X (xem phụ lục C) 86

3.3 Minh giải tài liệu thử vỉa - Sử dụng phần mềm minh giải Ecrin v4.02.04 86

3.4 Kết quả của quá trình phân tích và xử lý số liệu: 89

3.5 Minh giải tài liệu thử vỉa theo phương pháp truyền thống: 93

Hình 2.5: Giếng có mặt phân cách

lỏng-khí

Trang 37

Hình 2.7: Phân bố áp suất của đới sát

Hình 2.10: Sử đồ khai thác của giếng có

lưu lượng thay đổi

Hình 2.13: Phân bố áp suất đới sát

giếng khoan dưới tác động của Skin

Trang 48

Hình 2.14: Đồ thị log-log biểu diễn sự

sụt giảm áp suất với thời gian

Trang 51

Hình 2.15: Đồ thị semilog biểu diễn

quan hệ giữa áp suất với thời gian

Trang 51

Hình 2.16: Phương pháp phân tích

semilog

Trang 52

Hình 2.17: Sơ đồ quan hệ matching

giữa động thái áp suất vỉa và mô hình

Trang 57

Hình 2.18: Đường áp suất và đạo hàm

áp suất trên đồ thị log-log

Trang 58

Hình 2.20: Ví dụ dòng chảy tỏa tia xảy

ra ở vùng thời gian muộn

Hình 2.27: Đồ dốc bội gây ra bởi hai

chế độ dòng chảy tỏa tia kế tiếp

suất và Horner sử dụng cho giai đoạn

nhận dang mô hình và tính toán thông

số

Trang 67

Hình 2.31: Mô hình và các thông số

được lựa chọn bằng cách phân tích một

trong nhựng transient áp suất này

Trang 69

Hình 2.36: Các trạng thái vận hành khi

Thử Vỉa

Trang 76

Hình 3.6: Kết quả sau khi chaỵ dữ liệu

Bảng 3.1: Các giá trị trung bình với

dòng chảy ổn định của chế độ nghiên

MỞ ĐẦU

1 Tính cấp thiết:

Trong công cuộc công nghiệp hóa hiện đại hóa đất nước, năng lượng để phục vụ cho các ngành kinh tế đòi hỏi rất cao, trong đó năng lượng dầu khí đóng một vai trò hết sức quan trọng, là động lực phát triển cho nhiều ngành kinh tế khác Nhờ vào những ưu việt của khoáng sản này như: có nguồn gốc tự nhiên, có trữ lượng lớn, có ảnh hưởng lớn đến nền kinh tế quốc dân nên trong những năm gần đây công nghệ thăm dò và khai thác dầu khí ngày càng được quan tâm và đã không ngừng phát triển mạnh mẽ, rõ rệt

Một trong những giải pháp kỹ thuật phục vụ thăm dò, khai thác dầu khí là công tác thử vỉa Bản chất của thử vỉa là dùng các thiết bị lòng giếng, bề mặt và các biện pháp kỹ thuật để tạo một chênh áp giữa đáy giếng và bề mặt Qua đó ta có thể khảo sát dòng chảy này về các tính chất thủy động lực học (như áp suất, nhiệt độ vỉa, độ thấm, độ dẫn thủy, phần trăm nước tạp chất, tỷ suất khí dầu, tính chất lý hóa của chất lưu…) Các thông số này rất quan trọng vì đây sẽ là cơ sở cho việc đánh giá khả năng khai thác thương mại của giếng khoan hoặc kết luận cuối cùng về các đối tượng địa chất đó

Các bồn trũng thuộc lãnh hải đặc quyền kinh tế Việt Nam là những bể trầm tích có tiềm năng dầu khí lớn Bồn trũng Cửu Long nói chung và cấu tạo Gấu Trắng nói riêng có các loại tầng chứa dầu không chỉ là các tập cát kết Oligocen và Miocen hạ mà còn cả trong

đá móng granit nứt nẻ trước Kainazoi

Với mong muốn có những đánh giá đúng về đặc trưng chứa của vỉa thử, đề tài:

“Đánh giá đặc trưng chứa của giếng GT-1X, cấu tạo Gấu Trắng, lô 09.1, bồn trũng Cửu Long qua phân tích tài liệu Thử Vỉa DST#5R” được thực hiện trên cơ sở nghiên cứu thực tế công tác gọi dòng thử vỉa và thỏa mãn yêu cầu thiết thực cho nghiên cứu, đánh giá trữ lượng và đề ra phương pháp khai thác mỏ hợp lý

2 Mục tiêu của luận văn:

Đánh giá đặc trưng chứa của vỉa 5R, giếng GT-1X qua phân tích tài liệu thử vỉa bằng phần mềm Ecrin Đồng thời giới thiệu các thiết bị Thử Vỉa chính

3 Nhiệm vụ của luận văn:

02 phương pháp: truyền thống & tiên tiến, có trợ giúp của máy tính (phần mềm Ecrin)

4 Giới hạn vùng nghiên cứu:

Giếng GT-1X, Cấu tạo Gấu Trắng thuộc bồn trũng Cửu Long

5 Cơ sở tài liệu nghiên cứu:

Các tài liệu được sử dụng trong luận văn được lấy từ nguồn tài liệu từ Liên doanh Việt Nga Vietsovpetro

6 Các phương pháp nghiên cứu:

7 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn:

Ý nghĩa khoa học: đánh giá đặc trưng chứa của vỉa sản phẩm cả về mặt số lượng

và chất lượng, từ đó đề xuất phương pháp khai thác tối ưu

Ý nghĩa thực tiễn: Từ các kết quả mô hình vỉa thu được đề xuất các phương pháp khai thác hợp lý nhất nhằm khai thác tối ưu, ổn định vỉa chứa trong trầm tích hạt vụn

Chương 1: KHÁI QUÁT CHUNG VỀ KHU VỰC NGHIÊN CỨU

1.1 Khái quát chung về bồn trũng Cửu Long

1.1.1 Vị trí địa lý, kinh tế

Bể Cửu Long nằm ở phía Đông Nam của thềm lục địa Việt Nam với hình thái cấu trúc có dạng oval lớn, sụt lún trong Kainozoi và bao quanh là các đới nhô cao Mezozoi, trầm tích bên trong của bể bao gồm chủ yếu là các thành tạo lục nguyên thô và mịn có tuổi

từ Eocen – Oligocen sớm cho đến Pliocen- Đệ tứ, chiều dày Kainozoi nơi dày nhất gần 7000m

Phía Tây của bể được bao quanh bởi đường bờ từ Cá Ná – Phan Thiết, Vũng Tàu đến Bạc Liêu – Cà Mau

Phía Nam và Đông Nam ngăn cách với bể trầm tích Nam Côn Sơn là một đới nâng ngầm Côn Sơn (Con Son Swell) chạy dọc theo các đảo nhô cao hiện tại như Hòn Khoai, Hòn Trứng – Côn Sơn

Đây là một bể trầm tích có diện tích không lớn lắm, khoảng hơn 36.000 km2 bao trùm các lô 09, 15, 16, 17 và một phần của các lô 01, 02 và 25

1.1.2 Điều kiện tự nhiên :

Độ sâu đáy biển hiện tại không vượt quá 50 m nước, một điều kiện tự nhiên hết sức thuận lợi cho công tác tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí

Khí hậu vùng mỏ là nhiệt đới gió mùa gồm hai mùa rõ rệt là mùa mưa và mùa khô Mùa mưa kéo dài từ tháng năm đến tháng mười, là mùa gió Tây Nam Thời gian mưa trong ngày thường không kéo dài nhưng lớn và kèm theo gió giật đạt tốc độ 25m/ giây Nhiệt độ

mười một đến tháng tư, là mùa gió Đông Bắc với tốc độ có thể đạt đến 20m/s Nhiệt độ

Tốc độ dòng chảy ở độ sâu 15÷÷20m đạt 85 cm/giây, lớp nước gần đáy đạt 20÷30

33÷35 g/l Chiều sâu nước biển trong vùng mỏ khoảng 50m nên có thể sử dụng được các giàn khoan tự nâng Mức địa chấn ở vùng mỏ không vượt quá 6 độ Richter

Việc vận chuyển hàng hóa nặng từ cơ sở sản xuất đến mỏ được thực hiện bằng tàu biển Hàng hóa, vật liệu nhẹ và nhân viên được vận chuyển bằng máy bay trực thăng từ sân bay Vũng Tàu Thời gian thuận lợi cho các hoạt động trên biển là giai đoạn gió mùa đông nam từ tháng 6 tới tháng 9 cũng như thời kỳ chuyển mùa trong tháng tư, năm và mười một Nguồn năng lượng phục vụ cho các giàn là các động cơ điện đặt trên giàn, phục vụ cho cơ sở sản xuất của xí nghiệp trên bờ là đường điện 35kV dẫn từ trạm điện thành phố Hồ Chí Minh và từ nhà máy điện khí Bà Rịa và Phú Mỹ

1.1.3 Đặc điểm địa chất dầu khí

A Địa tầng trầm tích

Móng của bể Cửu Long được tạo nên bởi đá tuổi Mesozoi và các thể đá xâm nhập granitoid tuổi J-Cr Lớp phủ trầm tích Kainôzôi có bề dày 6-8km và giảm dần theo hướng cánh của bể

Mặt cắt chuẩn của hệ tầng Cà Cối được mô tả và định danh tại giếng khoan Cửu Long

1, làng Cà Cối, Huyện Trà Cú, tỉnh Trà Vinh thuộc đồng bằng Nam Bộ trong khoảng độ sâu 1220-2100 m Trầm tích của hệ tầng chủ yếu gồm các đá vụn thô, màu xám trắng, nâu

đỏ, đỏ tím: cuội kết, sạn kết, cát kết hạt trung thô đến rất thô chứa cuội sạn và ít lớp sét kết Các trầm tích này nằm bất chỉnh hợp trên móng phun trào (andesit và tuf andesit) có tuổi trước Kainozoi, và được thành tạo trong môi trường lục địa (deluvi, proluvi, alluvi ) trong

điều kiện năng lượng cao của thời kỳ đầu sụt lún, tách giãn hình thành các địa hào, diện phân bố của các thành tạo này chắc chắn chỉ giới hạn tại sườn của một số hố sụt sâu của bể Cửu Long Bề dày của hệ tầng tại giếng khoan Cửu Long là 880m Nhìn chung mặt cắt địa chấn từ đất liền ra phía đông của bể gồm 2 phần:

Theo tài liệu địa chấn, trầm tích của hệ tầng Cà Cối phủ bất chỉnh hợp trên các thành tạo trước Đệ tam Bề dày hệ tầng ở khu vực cửa sông Hậu khoảng 1000m, ở trung tâm của

bể có thể dày hơn Chúng chỉ phân bố hạn chế trong các lõm sụt sâu nên ít khi khoan bắt gặp

Hệ Paleogen -Thống Oligocen

Hệ tầng Trà Cú (E 3 1 tc)

Trầm tích thuộc hệ tầng Trà Cú nằm phủ bất chỉnh hợp trên hệ tầng Cà Cối và được

mô tả tại giếng khoan CL-1 thuộc vùng Cà Cối, huyện Trà Cú tỉnh Trà Vinh Tại đây, từ độ sâu 1082 m - 1220 m trầm tích đặc trưng bằng sự xen kẽ giữa cát, sỏi kết xen với những lớp bột sét chứa cuội, sạn, sỏi

Trầm tích của hệ tầng này gồm đa phần là các lớp đá sét kết giàu vật chất hữu cơ, sét chứa nhiều vụn thực vật và sét chứa than (chiếm khoảng 60-90% mặt cắt) đôi khi có mặt các lớp than màu đen, tương đối rắn chắc Tập sét này nhiều nơi phủ trực tiếp lên móng (vòm trung tâm mỏ Bạch Hổ, Rạng Đông) và đóng vai trò là một tầng chắn địa phương cho các vỉa chứa dầu trong đá móng ở mỏ Bạch Hổ, TN Rồng, Rạng Đông, Sư Tử Đen v.v

tích khác nhau từ sườn tích, lũ tích, bồi tích, sông, kênh lạch đến đầm hồ, vũng vịnh Các trầm tích sét màu xám đen giàu vật chất hữu cơ và các trầm tích thực vật thuộc tướng đầm

hồ, vũng vịnh xen kẽ ít cát bột kết tướng bồi tích đồng bằng châu thổ phân bố chủ yếu tại các trũng sâu, đặc biệt là ở hai bên cánh phía Tây bắc và Đông nam của đới nâng Rồng- Bạch Hổ và phần lớn thuộc lô 15 Các tập sét này là các tầng sinh dầu rất có ý nghĩa của bể Cửu Long

Hệ tầng Trà Cú có chiều dày được phát hiện theo GK thay đổi từ 100- 500m ở các vòm nâng, còn ở các trũng địa hào nó đạt tới trên 1000 m

Hệ Paleogen - Thống Oligocen

Hệ tầng Trà Tân ( E 3 2 tt)

Tại đây, trầm tích chủ yếu là cát kết hạt nhỏ đến trung màu xám trắng, xi măng carbonat chuyển dần lên trên nhiều lớp bột và sét kết màu nâu và đen có xen các lớp mỏng than, có chỗ phát hiện thấy glauconit Đá biến đổi ở giai đoạn katagenes muộn

Đường cong carota có điện trở rất cao ở phần dưới và thấp ở phần trên còn đường gamma thì ngược lại Bề dày của hệ tầng ở giếng khoan này đạt 503m

Trầm tích hệ tầng Trà Tân phân bố rộng rãi hơn so với hệ tầng Trà Cú và với bề dày thay đổi khá mạnh mẽ ở tại các khu vực khác nhau của bể Lát cắt trầm tích tầng Trà Tân có

sự xen kẽ giữa sét kết (chiếm 40-70% mặt cắt, đặc biệt là các lô phần ĐB của bể) và bột kết, cát kết và ở nhiều nơi đã xuất hiện các lớp đá phun trào núi lửa có thành phần khác nhau Nhiều lớp sét có chứa vôi, vật chất hữu cơ, các vụn than hoặc xen kẽ các lớp than lignit và chúng đóng vai trò của tầng sinh dầu tốt Trầm tích Trà Tân được tạo thành trong điều kiện tướng đá môi trường không giống nhau giữa các khu vực: từ điều kiện sông bồi tích, đồng bằng châu thổ, đầm lầy vũng vịnh đến xen kẽ các pha biển nông

Các trầm tích chủ yếu là sét giàu vật chất hữu cơ và các tàn tích thực vật thuộc tướng đầm hồ, đầm lầy vũng vịnh chiụ ảnh hưởng của biển ở các mức độ khác nhau phát triển tương đối rộng rãi trong hầu hết khu vực, đặc biệt là từ phần trung tâm của bể kéo dài về phía ĐB, nơi ảnh hưởng của môi trường biển ngày một tăng lên Trong khi đó tỷ lệ cát

chiếm ưu thế, xen kẽ sét, bột thuôc môi trường bồi tích, sông, đồng bằng châu thổ gặp tương đối phố biến tại khu vực đới nâng Trung Tâm (cấu tạo Bạch Hổ và ĐN Rồng) và phần nhiều lô 16, 17 rìa bắc và phần TB của bể

Trầm tích của hệ tầng Trà Tân có chiều dày quan sát theo GK thay đổi từ 400 - 800m, còn ở các nơi trũng có thể đạt đến 1500m)

Hệ Neogen - Thống Miocen - Phụ thống Miocen dưới

Hệ tầng Bạch Hổ (N 1 1 bh)

Hệ tầng Bạch Hổ được mô tả và lấy theo tên của giếng khoan Bạch Hổ 1 do công ty Mobil khoan 1974 Do ranh giới trên của hệ tầng là ranh giới giữa 2 tập sét: tập sét ở dưới (hệ tầng Bạch Hổ) và sét Rotalia ở trên Sét Rotalia nằm ở cuối Miocen sớm - đầu Miocen giữa nên cũng có thể xếp vào phần trên cùng của Miocen sớm, do đó chúng tôi đã xếp tập sét Rotalia vào phần trên cùng của hệ tầng Bạch Hổ

Mặt cắt chuẩn của hệ tầng Bạch Hổ được mô tả tại giếng khoan BH1 từ độ sâu 2037 - 2960m, bao gồm 2 phần:

cát tăng dần và xen các lớp bột kết màu xám, màu nâu

chứa hoá đá động vật biển nhóm Rotalia nên gọi là sét Rotalia (chủ yếu là Ammonia kích thước 1/10 mm) Bề dày của hệ tầng ở giếng khoan BH1 đạt khoảng 923 m Quan sát trong toàn khu vực thấy trầm tích hệ tầng Bạch Hổ phát triển khá rộng khắp

và duy trì 2 phần rõ rệt:

than hình thành trong alluvi đến đồng bằng châu thổ ngập nước trong điều kiện năng lượng thay đổi khá mạnh từ vùng này đến vùng khác

đá biển nông Rotalia xen kẽ các lớp bột kết ít lớp cát kết hạt nhỏ, màu xám lục chứa

nhiều glauconit Nhìn chung môi trường biển, biển nông có xu hướng tăng dần khi đi

từ rìa TN của bể (lô 16, 17, rìa TN cấu tạo Rồng) qua phần trung tâm đến khu vực phía ĐB bể (lô 01 và các lô 15)

 Phần trên của lát cắt ở nhiều nơi (đặc biệt ở khu vực trung tâm thuộc các cấu tạo Bạch Hổ, Rạng Đông, một phần lô 01, 15-1) thường gặp các lớp cát kết hạt từ nhỏ đến trung, lựa chọn trung bình đến tốt (S0=1.6-2.1), đa phần bán góc cạnh đến bán tròn cạnh hoặc tương đối tròn cạnh

cấp vật liệu (phần dưới tầng chứa B1 thuộc mỏ Rồng, Sói, RD-4X, RD-2X, 3P, v.v) các lớp cát kết hạt thô đến rất thô (Md: 0.5-2.0 mm), có độ lựa chọn và mài tròn rất kém phát triển, đôi nơi còn xuất hiện các lớp sạn kết hoặc cát kết chứa cuội sỏi

Với đặc tính trầm tích và thạch học, nhưvậy ở phần lớn các cấu tạo đã phát hiện được một số tập cát kết của hệ tầng có chứa sản phẩm dầu khí với chất lượng chứa tốt, với độ rỗng 15-30% và độ thấm thường >100mD Tập đá sét kết chứa hoá đá Rotalia màu lục, xám lục, phân lớp mỏng xiên chéo và song song, dạng khối Tuy nhiên màu xắc và bề dày của tập sét này cũng thay đổi nhiều trong các khu vực nằm phần rìa TN của bể (cấu tạo Rồng,

chắn dầu/khí tốt mang tính khu vực cho toàn bể khu vực trung tâm và phía đông của bể

Hệ tầng Bạch Hổ B1 (CL4-2 – CL4-1) có chiều dày thay đổi từ 400-800 m Trên mặt cắt địa chấn trầm tích hệ tầng Bạch Hổ, ở phía trung tâm các phản xạ có dạng song song, biên độ trung bình, độ liên tục kém liên quan đến môi trường đồng bằng ven bờ, biển nông Vận tốc lớp đạt 3000-3100 m/s, năng lượng trung bình đến cao, tỷ lệ cát sét thấp, phân lớp mỏng Đường gamma thay đổi từ thấp đến cao, điện trở ở mức độ trung bình Phần phía tây phản xạ lộn xộn đến song song, biên độ trung bình đến khá, độ liên tục kém đến trung bình, tần số trung bình đến cao, biểu hiện sự thay đổi nham tướng thô dần về cánh phía Tây của

bể

Hệ Neogen - Thống Miocen - Phụ thống Miocen giữa

Hệ tầng Côn Sơn (N 1 2 cs)

Trầm tích thuộc hệ tầng Côn Sơn được chọn mô tả lần đầu tiên tại giếng khoan 1X trên cấu tạo Côn Sơn từ độ sâu 1583 - 2248 m Trầm tích hệ tầng Côn Sơn phân bố tương đối rộng khắp toàn bể Cửu Long, chúng được hình thành trong điều kiện môi trường thay đổi từ sông, đồng bằng châu thổ (các lô 16, 17 và TN Rồng) đến đồng bằng châu thổ, đầm lầy ven biển và biển nông (lô 09, lô 01, lô 02, lô 15-1, lô 15-2) Tính chất biển tăng dần khi đi từ phía dưới lên trên mặt cắt Trầm tích bị biến đổi thứ sinh yếu (katagenes sớm đến diagenes) đặc trưng bởi cát kết gắn kết rất yếu hoặc bở rời,còn sét kết thường mềm, dẻo và còn khả năng tan trong nước Mặt cắt trầm tích có thể phân thành hai phần chính:

15B Phần dưới của tầng được cấu thành chủ yếu bởi đá cát kết hạt từ nhỏ đến thô đôi khi cát chứa cuội và sạn (17-ĐĐ, R-4, R-6, Sói-1, 15-G) màu xám, xám trắng phân lớp dày tới dạng khối, độ chọn lọc và mài tròn thay đổi từ trung bình đến kém Cát kết thường chứa các mảnh vụn Foram và đôi khi có glauconit cùng nhiều các vụn than

Đá gắn kết yếu tới bở rời bởi xi măng sét và carbonat Phần lớn các đá cát kết của tầng có độ rỗng và độ thấm thuộc loại rất tốt và chúng có khả năng là những tầng chứa dầu khí có chất lượng tốt

- Phần trên chuyển dần sang cát kết hạt mịn, hạt nhỏ xen kẽ các lớp sét kết, sét chứa vôi hoặc đôi khi các lớp đá vôi mỏng màu xám xanh đến xám oliu, nâu đỏ, vàng nâu loang lổ (Sói-1, 15-G, R-6), các lớp sét chứa than, các thấu kính hoặc các lớp than nâu mỏng màu đen

Hệ tầng Côn Sơn BII (CL3) có bề dày từ 660-1000m Trên mặt cắt địa chấn các phản

xạ song song, biên độ lớn, độ liên tục tốt, tần số cao Phần phía đông gồm các phản xạ có độ liên tục kém hơn, biên độ lớn hơn, tần số trung bình đặc trưng cho trầm tích đầm lầy, đồng bằng ven biển, năng lượng cao, tỷ lệ cát/sét trung bình đến cao Cát có xu hướng hạt mịn hướng lên trên Đường gamma và điện trở thường có giá trị trung bình.Quan hệ chỉnh hợp với các trầm tích của hệ tầng Bạch Hổ

Hệ Neogen - Thống Miocen - Phụ thống Miocen trên

Hệ tầng Đồng Nai (N 1 3 đn)

Mặt cắt chuẩn của hệ tầng Đồng Nai được xác lập tại giếng khoan 15G-1X (cấu tạo Đồng Nai,Sư tử đen hiện nay) nơi hệ tầng mang tên Tại đây từ độ sâu 650 m-1330 m trầm tích gồm những lớp cát kết hạt nhỏ - trung bình Đường cong carota phân dị rõ, thể hiện thành phần hạt thô là chủ yếu Bề dày của hệ tầng ở giếng khoan này là 680 m

Hệ tầng Đồng Nai có mặt trong toàn khu vực bao gồm các trầm tích được hình thành trong môi trường sông, đồng bằng châu thổ, đầm lầy ven biển Trầm tích đang ở giai đoạn thành đá sớm (diagenes sớm), đá mới chỉ được gắn kết yếu hoặc còn bở rời và dễ hoà tan trong nước Mặt cắt trầm tích có thể phân thành 2 phần chính:

- Phần dưới gồm chủ yếu là các trầm tích hạt thô, cát hạt trung đến thô lẫn sạn, sỏi đôi khi chứa cuội Đá cát có cấu tạo phân lớp dày hoặc dạng khối, độ chọn lọc và mài tròn trung bình đến kém, thường chứa nhiều mảnh vụn hoá đá động vật, pyrit và đôi khi có glauconit Chuyển lên trên là cát/cát kết chủ yếu là hạt nhỏ, màu xám, xám sáng, xám phớt nâu, bột/bột kết, sét/sét kết xen kẽ những vỉa than nâu hoặc sét chứa phong phú các di tích thực vật hoá than Than gặp khá phổ biến tại các khoan thuộc

3000 m/s Năng lượng cao đến thấp, tỷ lệ cát/sét cao đến trung bình Các lớp có xu thế hạt mịn hướng lên trên, đường gamma và điện trở giá trị thấp Trầm tích hệ tầng Đồng Nai phủ bất chỉnh hợp lên trầm tích hệ tầng Côn Sơn theo kiểu biển tiến và 2 pha phản xạ không liên tục

Hệ Neogen - Thống Pliocen

Hệ tầng Biển Đông (N 2 - Q bđ)

Được quan sát và mô tả lần đầu tiên tại giếng khoan 15G-1X Trong khoảng

250-650m tại khoan 15G-1X trầm tích của hệ tầng gồm 2 phần:

Phần dưới đặc trưng là cát thạch anh thô, xám trắng chứa nhiều hoá đá Foram thuộc nhóm Operculina

Phần trên ưu thế là sét, bột kết phong phú Foram đa dạng và Nannoplankton

Bề dày của hệ tầng ở lỗ khoan này là 400 m Trầm tích hệ tầng Biển Đông phát triển rộng khắp trong vùng, đặc điểm chung nhất của hệ tầng là được hình thành chủ yếu trong môi trường biển nông và trầm tích còn bở rời Lát cắt trầm tích gồm chủ yếu cát thạch anh màu xám, xám sáng, xám lục hoặc xám phớt nâu, hạt từ trung đến thô, xen kẽ ít lớp sét, bột

Hệ tầng Biển Đông có chiều dày thay đổi từ 400-700 m, nó rất dễ nhận biết trên các băng địa chấn bằng đặc điểm của tập địa chấn A (CL1) với đặc trưng là phản xạ song song,

độ liên tục tốt, biên độ trung bình đến cao, tần số cao Vận tốc lớp 1500-2000 m/s Đặc trưng của nham tướng thềm biển năng lượng cao, tỷ lệ cát/sét cao, phân lớp tốt Đường gamma và điện trở có giá trị cao, xu thế hạt mịn hướng lên trên Mặt bất chỉnh hợp với hệ tầng Đồng Nai thể hiện rõ theo kiểu biển tiến và 2 pha phản xạ mạnh, biên độ lớn

B Lịch sử phát triển địa chất bể Cửu long

Lịch sử phát triển trầm tích của bể Cửu Long có thể chia ra các giai đoạn sau:

1 Giai đoạn tiền tạo rift (Pre-rift)

Trước Đệ Tam, đặc biệt từ Jura muộn đến Paleocen là thời gian thành tạo và nâng cao

đá móng magma xâm nhập (các thành tạo nằm dưới các trầm tích Kainozoi ở bể Cửu Long) Các đá này gặp rất phổ biến ở hầu khắp lục địa Nam Việt Nam

Do ảnh hưởng của quá trình va mảng Ấn Độ vào mảng Âu – Á và hình thành đới hút chìm dọc cung Sunda (50-43,5 triệu năm) Mesozoi muộn - Kainozoi sớm và trầm tích cổ trước đó đã trải qua thời kỳ dài bóc mòn, dập vỡ khối tảng, căng giãn khu vực hướng Tây bắc -Đông nam (TB-ĐN) Sự phát triển các đai mạch lớn, kéo dài có hướng Đông bắc - Tây nam (ĐB – TN) thuộc phức hệ Cù Mông và Phan Rang tuổi tuyệt đối 60-30tr năm đã minh chứng cho điều đó

hình bề mặt bóc mòn của móng kết tinh trong phạm vi khu vực bể lúc này không hoàn toàn bằng phẳng, có sự đan xen giữa các thung lũng và đồi, núi thấp Chính hình thái địa hình mặt móng đóng vai trò khá quan trọng trong việc phát triển trầm tích lớp phủ kế thừa vào

cuối Eocen, đầu Oligocen

2 Giai đoạn đồng tạo rift (Syn-rift)

Được khởi đầu vào cuối Eocen, đầu Oligocen do tác động của các biến cố kiến tạo vừa nêu với hướng căng giãn chính là Tây bắc - Đông nam (TB – ĐN) Hàng loạt đứt gãy hướng ĐB - TN đã được sinh thành do sụt lún mạnh và căng giãn Các đứt gãy chính là đứt gãy dạng gàu xúc (listric), cắm về phía Đông nam (ĐN) Còn các đứt gãy hướng TB - ĐN

và vĩ tuyến lại do tác động bởi các biến cố kiến tạo khác

Như đã nêu vào đầu Kainozoi do sự va chạm ở góc hội tụ Tây Tạng giữa các mảng

Ấn Độ và Âu - Á làm vi mảng Indosinia bị thúc trồi xuống Đông Nam theo các đứt gãy trượt bằng lớn như đứt gãy Sông Hồng, Sông Hậu, Ba chùa (Three Pagodas), với xu thế trượt trái ở phía Bắc và trượt phải ở phía Nam tạo nên các trũng Đệ Tam trên các đới khâu ven rìa, trong đó có bể Cửu Long

Kết quả là đã hình thành các hệ thống đứt gãy khác có hướng gần ĐB - TN Như vậy trong bể Cửu Long bên cạnh hướng ĐB - TN còn có các hệ đứt gãy có hướng cận kề chúng Trong Oligocen giãn đáy biển theo hướng Bắc –Nam (B-N) tạo Biển Đông bắt đầu từ khoảng 36tr năm Trục giãn đáy biển phát triển lấn dần xuống Tây nam (TN) và đổi hướng

từ Đông-Tây (Đ-T) sang ĐB - TN vào cuối Oligocen Các quá trình này đã gia tăng các hoạt động tách giãn và đứt gãy ở bể Cửu Long trong Oligocen và nén ép vào cuối Oligocen

Do các hoạt động kiến tạo nêu trên, ở bể Cửu Long các đứt gãy chính điển hình là các đứt gãy dạng gàu xúc (listric), phương ĐB - TN cắm về phía ĐN, một số có hướng Đ-T, nhiều bán địa hào, địa hào cùng hướng phát triển theo các đứt gãy được hình thành Các bán địa hào, địa hào này được lấp đầy nhanh bằng các trầm tích vụn thô, phun trào chủ yếu thành phần bazơ - trung tính và trầm tích trước núi

Trong thời gian đầu tạo bể có lẽ do chuyển động sụt lún khối tảng, phân dị nên tại các khối trũng khác nhau có thể có các thời kỳ gián đoạn, bào mòn trầm tích khác nhau Do khu

vực tích tụ trầm tích và cung cấp trầm tích nằm kế cận nhau nên thành phần trầm tích ở các đới trũng khác nhau có thể khác biệt nhau Đặc điểm phát triển các bề mặt không chỉnh hợp

ở thời kỳ này mang tính địa phương cao và cần được lưu ý khi tiến hành liên kết, đối sánh thạch địa tầng Vào Oligocen sớm, bao quanh và nằm gá lên các khối nhô móng phổ biến là trầm tích nguồn lục địa – sông ngòi và đầm hồ, với các tập sét dày đến một vài chục mét (như trên cấu tạo Sư Tử Trắng và cánh Đông Bắc mỏ Bạch Hổ)

Quá trình tách giãn tiếp tục phát triển làm cho bể lún chìm sâu, rộng hơn Các hồ, trũng trước núi trước đó được mở rộng, sâu dần và liên thông nhau và có chế độ trầm tích khá đồng nhất Các tầng trầm tích hồ dày, phân bố rộng được xếp vào hệ tầng Trà Tân được thành tạo, mà chủ yếu là sét giàu vật chất hữu cơ màu nâu, nâu đen tới đen Các hồ phát triển trong các địa hào riêng biệt được liên thông nhau, mở rộng dần và có hướng phát triển kéo dài theo phương ĐB – TN, đây cũng là phương phát triển ưu thế của hệ thống đứt gãy

mở bể

Các trầm tích thuộc tầng Trà Tân dưới có diện phân bố hẹp, thường vắng mặt ở phần rìa bể, phần kề với các khối cao địa lũy và có dạng nêm điển hình, chúng phát triển dọc theo các đứt gãy với bề dày thay đổi nhanh Các trầm tích giàu sét của tầng Trà Tân giữa được tích tụ sau đó, phân bố rộng hơn, bao phủ trên hầu khắp các khối cao trong bể và các vùng cận rìa bể

Hoạt động nén ép vào đầu Oligocen muộn đã đẩy trồi các khối móng sâu, gây nghịch

đảo trong trầm tích Oligocen ở trung tâm các đới trũng chính, làm tái hoạt động các đứt gãy thuận chính ở dạng ép chờm, trượt bằng và tạo nên các cấu trúc “trồi”, các cấu tạo dương/âm hình hoa, phát sinh các đứt gãy nghịch ở một số nơi như trên cấu tạo Bạch Hổ, cấu tạo Rạng đông và một số khu vực cấu tạo Rồng Đồng thời xảy ra hiện tượng bào mòn

và vát mỏng mạnh các trầm tích thuộc tầng Trà Tân trên

3 Thời kỳ sau tạo Rift (Post-rift)

Vào Miocen sớm, quá trình giãn đáy Biển Đông theo phương TB-ĐN đã yếu đi và nhanh chóng kết thúc vào cuối Miocen sớm (16tr năm), tiếp theo là quá trình nguội lạnh

vỏ Trong thời kỳ đầu Miocen sớm các hoạt động đứt gãy vẫn còn xảy ra yếu và chỉ chấm

dứt hoàn toàn từ Miocen giữa - hiện tại Các trầm tích của thời kỳ sau tạo rift có đặc điểm chung là: phân bố rộng, không bị biến vị, uốn nếp và gần như nằm ngang

Tuy nhiên, ở bể Cửu Long các quá trình này vẫn gây ra các hoạt động tái căng giãn yếu, lún chìm từ từ trong Miocen sớm và hoạt động núi lửa ở một số nơi, đặc biệt ở phần Đông Bắc bể Vào cuối Miocen sớm trên phần lớn diện tích bể, nóc trầm tích Miocen dưới -

hệ tầng Bạch Hổ được đánh dấu bằng biến cố chìm sâu bể với sự thành tạo tầng “sét Rotalid” biển nông rộng khắp và tạo nên tầng đánh dấu địa tầng và tầng chắn khu vực khá tốt cho toàn bể Cuối Miocen sớm toàn bể trải qua quá trình nâng khu vực và bóc mòn yếu, bằng chứng là tầng sét Rotalia chỉ bị bào mòn từng phần và vẫn duy trì tính phân bố khu vực của nó

Vào Miocen giữa, lún chìm nhiệt tiếp tục gia tăng và biển đã có ảnh hưởng rộng lớn đến hầu hết các vùng quanh Biển Đông Cuối thời kỳ này có một pha nâng lên, dẫn đến sự tái thiết lập điều kiện môi trường sông ở phần Tây Nam bể còn ở phần Đông, Đông Bắc bể điều kiện ven bờ vẫn tiếp tục được duy trì

Miocen muộn được đánh dấu bằng sự lún chìm mạnh ở Biển Đông và phần rìa của

nó, khởi đầu quá trình thành tạo thềm lục địa hiện đại Đông Việt Nam Núi lửa hoạt động tích cực ở phần Đông Bắc bể Cửu Long, Nam Côn Sơn và phần đất liền Nam Việt Nam Từ Miocen muộn bể Cửu Long đã hoàn toàn thông với bể Nam Côn sơn và hệ thống sông Cửu Long, sông Đồng Nai trở thành nguồn cung cấp trầm tích cho cả hai bể Các trầm tích hạt thô được tích tụ trong môi trường ven bờ ở phần Nam bể và trong môi trường biển nông ở phần Đông Bắc bể

Pliocen là thời gian biển tiến rộng lớn và có lẽ đây là lần đầu tiên toàn bộ vùng Biển Đông hiện tại nằm dưới mực nước biển 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

1.2 Vị trí địa lý cấu tạo Gấu Trắng:

Cấu tạo Gấu Trắng nằm ở lô 09-1, thềm lục địa phía Nam Việt Nam, cách mỏ Bạch

Hổ 7,5 km về phía đông nam tính từ GK BH-15, cách mỏ Rồng 8,5 km về phía đông bắc

tính từ GK R-3 và cách thành phố Vũng Tàu khoảng 120 km về phía đông nam (Hình 1.2)

1.3 Cấu tr c địa chất m gấu trắng

1.3.1 Địa tầng:

Pliocen+Đệ tứ

Theo tài liệu địa vật lý giếng khoan, phân tích mẫu vụn và tài liệu địa chấn, điệp Biển Đông có chiều dày thay đổi từ 660m (GT-2X) đến 690 m (GT-1X)

Đá trầm tích điệp Biển Đông chủ yếu là cát kết hạt mịn đến trung xen lẫn phân lớp sét màu xám, chứa nhiều tàn tích sinh vật biển và glauconit Trầm tích đƣợc lắng đọng trong

Hình 1.1 Sơ đồ vị trí vùng mỏ bồn trũng Cửu Long

môi trường biển nông, ven bờ, đôi chỗ có đá cacbonat Trầm tích của điệp này phân bố rộng khắp trong bồn trũng Cửu Long với chiều dày 400 – 900m, nằm gần như ngang, hơi nghiêng về phía đông và không bị biến vị Theo tài liệu ĐVLGK, trong điệp này không có các vỉa có triển vọng chứa dầu khí

Miocen trên

)

Lát cắt điệp Đồng Nai gồm chủ yếu gồm cát kết hạt trung, xen lẫn bột kết và các lớp

sét mỏng, màu xám sặc sỡ, đôi khi gặp các lớp than và cacbonat Trầm tích của điệp này ở phần phía tây của bồn trũng được thành tạo trong điều kiện đầm lầy, ven bờ; ở phần phía bắc và đông được thành tạo trong điều kiện biển nông Điệp này có chiều dày từ 580m (GT-2X) đến 750 m (GT-1X) Trầm tích điệp này nằm ngang và hơi nghiêng về phía đông Theo

tài liệu địa chấn, lát cắt của điệp nằm giữa các tầng phản xạ SH-1 và SH-2

Kết quả minh giải tài liệu ĐVLGK, phân tích mẫu khoan vụn tại 5 giếng khoan 1X, 2X, 1P, 4P, 5XP cho thấy trầm tích điệp gồm cát kết màu xám đến xám nhạt, đôi khi màu nâu xen lẫn với sét và bột kết Trong điệp này không có các vỉa có triển vọng chứa dầu khí

GT-Miocen trung

cs)

Trầm tích điệp Côn Sơn phân bố trải khắp bồn trũng Cửu Long cũng như trong phạm

vi lô 09-1 và bắt gặp trong tất cả các giếng khoan ở cấu tạo Gấu trắng, Bạch Hổ và Rồng Trầm tích của điệp Côn Sơn chủ yếu gồm các lớp cát kết, bột kết hạt trung đến thô (75 - 80%), xen kẽ các lớp sét xám đa màu, chiều dày đạt tới 15 m, đôi chỗ gặp các phân lớp than mỏng Tổng chiều dày của điệp thay đổi từ 250 đến 990 m Trầm tích điệp này ở phía tây được thành tạo trong môi trường bồi tích – sông; ở phía đông và đông-bắc được thành tạo trong môi trường đầm hồ – châu thổ Trầm tích nằm trải ngang hoặc hơi uốn lượn theo bề mặt điệp Bạch Hổ, dốc nghiêng về hướng đông và trung tâm của bồn trũng Kết quả liên kết cho thấy rằng lát cắt của điệp nằm ở giữa hai tầng phản xạ địa chấn SH-2 và SH-3

Cát kết hạt thô Miocen trung gặp ở tất cả các giếng khoan GT-1X, 2X, 1P, 4P, 5XP Theo tài liệu ĐVLGK và kết quả phân tích mẫu vụn, cát kết của điệp này có tính chất thấm chứa tương đối tốt Tuy nhiên, theo kết quả minh giải ĐVLGK, trong phần lát cắt điệp Côn Sơn không có các vỉa có triển vọng chứa dầu khí

Miocen dưới

Trầm tích điệp Bạch Hổ có tổng chiều dày đạt đến 1500 m phân bố rộng khắp trong

lô 09-1 và khu vực nghiên cứu, bắt gặp ở hầu hết các giếng khoan của cấu tạo Gấu trắng, Bạch Hổ và Rồng Trầm tích của điệp này nằm bất chỉnh hợp góc rõ rệt lên trên trầm tích của điệp Trà Tân Theo tài liệu địa chấn, lát cắt của điệp này phân bố giữa các tầng phản xạ SH-3 và SH-7 Trầm tích điệp Bạch Hổ được thành tạo trong môi trường đồng bằng châu thổ, vũng vịnh, sông hồ và bồi tích ven biển Theo tài liệu phân tích cổ sinh địa tầng, trong

lát cắt xuất hiện tảo nước ngọt như Bosedinia infragranulata, Arenga spp…, chứng tỏ trầm

tích của điệp Bạch Hổ có tuổi Miocen sớm

Tại khu vực mỏ Gấu Trắng, trầm tích điệp Bạch Hổ có chiều dày thay đổi từ 695 m ở giếng khoan GT-1X đến 866 m ở giếng khoan GT-1P Trầm tích này gồm các lớp cát kết và sét xen kẽ có màu xám, vàng đỏ Theo thành phần thạch học trầm tích điệp Bạch Hổ chia thành 2 phần: trên và dưới

Phần trên của điệp chủ yếu gồm sét màu xám, xanh-xám xen kẽ và tăng lên khi đi từ phía trên xuống dưới, hàm lượng cát kết và bột kết chiếm đến 50% Ở phần trên nhất của lát cắt gặp tập sét rotali phân bố rộng khắp trên toàn diện tích của bồn trũng Cửu Long Trong phần này bắt gặp các vỉa cát kết thuộc tầng 21 và 22 có tính chất thấm chứa tương đối tốt Phần dưới của điệp chủ yếu gồm cát kết và bột kết chiếm trên 60%, xen kẹp các lớp sét mỏng màu xám, vàng đỏ Kết quả minh giải tài liệu ĐVLGK cho thấy, trong lát cắt này

có các vỉa cát kết thuộc tầng 23, 24, 25 và 27 có tính chất thấm chứa tương đối tốt Kết quả thử vỉa gộp các tầng 23, 24, 25 và 27 ở các giếng khoan GT-1X, 1P, 4P, 5XP đã thu được dòng dầu thương mại với lưu lượng tương đối cao 66-332 t/ng.đ

bờ

Sét của điệp Trà Tân có chứa hàm lượng chất hữu cơ có giá trị từ cao đến rất cao, đặc biệt ở phần giữa của lát cắt Đây là tập đá mẹ sinh dầu và cũng là tầng chắn tốt cho các thân dầu trong đá móng bồn trũng Cửu Long Tuy nhiên, các vỉa cát kết trong điệp xen kẽ với sét kết có tính chất thấm chứa trung bình, đây là các đối tượng triển vọng cho tìm kiếm và thăm

dò dầu khí

Tại khu vực mỏ Gấu Trắng, theo tài liệu địa vật lý giếng khoan, trầm tích điệp Trà Tân chỉ được mở ra ở 2 giếng khoan GT-1X (2940-4140 m/CSTĐ 2902,3-4047,5 m) và giếng khoan GT-2X (3217,7-4124 m/CSTĐ 2904-3810,3 m), các giếng GT-1P, GT-4P và GT-5XP chỉ khoan đến tầng SH-7/SH-8 Tuổi trầm tích của điệp thuộc Oligocen muộn được xác định theo kết quả phân tích cổ sinh địa tầng giếng GT-1X bởi sự hiện diện của các

loại bào tử phấn hoa như Acrostichum aureum, Magnastriatites howardi…và sự phong phú của các hóa thạch tảo lục Botriococcus và Pediastrium…

Theo thành phần thạch học, trầm tích của điệp này có thể chia thành 3 phần với các thành phần thạch học khác nhau

Phần trên: nằm giữa SH-7 - SH-8, trầm tích gồm chủ yếu là sét nâu, nâu-tối, nâu xen lẫn cát kết-bột Theo ĐVLGK, phần này có mặt một vài vỉa cát kết mỏng, tuy nhiên không

có dấu hiệu khí trong khi khoan

Phần giữa: nằm giữa SH-8 – SH-10, trầm tích gồm chủ yếu nhất là sét đen, nâu đen xen kẽ các phân lớp mỏng bột kết và cát kết Trong lát cắt thỉnh thoảng gặp các phân lớp mỏng đá vôi và than Trong phần này chỉ bắt gặp vỉa chứa dầu khí ở giếng khoan GT-2X Kết quả thử vỉa tầng Ia đã thu được dòng dầu thương mại với lưu lượng tương đối cao 130 m3/ng.đ

Phần dưới: trong khoảng SH10 - SH11, gồm chủ yếu là cát kết từ hạt mịn đến thô màu nâu tối đến nâu đen, thỉnh thoảng gặp đá cuội Hàm lượng khí tăng lên không đáng kể

ở khoảng này trong khi khoan (giá trị cực đại đạt 10,6% tại độ sâu 3664 m trong giếng khoan GT-1X)

Oligocen dưới

Trầm tích của điệp Trà Cú gồm chủ yếu là sét kết, bột kết, cát kết, xen kẹp với các vỉa than mỏng và sét vôi được thành tạo trong môi trường sông–hồ Trong điệp này thi thoảng bắt gặp thành tạo nguồn gốc núi lửa, thành phần của nó chủ yếu gồm diabaz pooсfia, tuf bazalt và gabro-diabaz Chiều dày cực đại của điệp đạt 500 m ở những phần lún chìm sâu của bể Trên mặt cắt địa chấn, điệp Trà Cú nằm trong khoảng giữa các tầng phản xạ SH-11

độ khác nhau Trong số các khoáng vật thứ sinh phát triển nhiều nhất là zeolit và canxit

Theo phương pháp phóng xạ xác định tuổi, tuổi tuyệt đối của đá móng từ 245+7 triệu năm

Đá granitoid có độ nứt nẻ và hang hốc Phần lát cắt đá macma thường gặp các đai mạch có thành phần đá khác nhau từ axit đến thành phần kiềm trung tính, kiềm thạch anh Tại mỏ Gấu Trắng, đá móng trước kainozoi chỉ được mở ở giếng khoan GT-1X ở khoảng độ sâu 4800-4990 m (CSTĐ 4623,7-4803 m) với tổng chiều dày khoan vào móng là

quá trình khoan giếng GT-1X vào đá móng không thấy hiện tượng mất dung dịch khoan và

có biểu hiện khí thấp (<1%) Kết quả minh giải tài liệu ĐVLGK cho thấy trong lát cắt đá móng có một số khoảng đá bị dập vỡ, tuy nhiên khi thử vỉa đã không nhận được dòng

1.3.2 Kiến tạo

Cấu tạo Gấu Trắng nằm cận kề với mỏ Bạch Hổ về phía đông nam Đây là cấu tạo bậc III trong bồn trũng Cửu Long Kích thước cấu tạo khoảng 6 х 2,5 km Chiều dày trầm tích thay đổi trong khoảng từ 3000 m đến 6800 m ở phần phía tây cấu tạo Theo tài liệu địa chấn, móng của cấu tạo nhô cao nhất ở CSTĐ 4200 m

Cấu trúc địa chất của khu vực này được hình thành tương ứng với quá trình phát triển kiến tạo chung của bồn trũng Cửu Long Theo đó mặt cắt địa chất của khu vực này cũng được chia thành 3 tầng kiến trúc: Móng trước Kainozoi, Oligocen và Miocen-Pliocen

Sự hình thành hình thái cấu trúc hiện đại của khu vực này có liên quan mật thiết với hoạt động tách giãn xuất hiện vào thời kỳ Creta muộn Hoạt động kiến tạo đã tạo nên mặt móng hết sức phức tạp, mặt móng bị chia cắt bởi các đứt gãy thành các địa hào, các khối sụt

và nâng khác nhau Hệ thống đứt gãy hướng đông bắc - tây nam và tây bắc - đông nam đã hình thành trong các chu kỳ nén ép - tách giãn của vỏ trái đất vào thời kỳ Eoxen Sự hình thành hệ thống đứt gãy trong móng dẫn đến quá trình dập vỡ và tạo ra các đới nứt nẻ, đây là điều kiện thuận lợi cho việc hình thành các tích tụ hydrocacbon

Cấu trúc kiến tạo trong giai đoạn Oligocen được phát triển kế thừa từ móng, tất cả các yếu tố cấu - kiến tạo chính phát triển trong móng tiếp tục phát triển trong Oligocen Do hoạt động tiếp tục của pha nén ép – tách giãn cuối, hệ thống đứt gãy hướng đông bắc –tây nam

và hướng tây bắc – đông nam trong Oligocen vẫn đóng vai trò chủ đạo Về tương quan hình thái học, sự ảnh hưởng của cấu - kiến tạo mặt móng đến cấu trúc của tầng Oligocen giảm

Cột địa tầng thạch học

Xen kẽ cát kết, bột kết và sét, tướng biển nông, ầm lầy

Cát kết, bột kết, sét và sét kết xen kẽ “Sét Rotali”

23 25 26 24

Sét kết, bột kết và cát kết xen kẽ Trầm tích thuộc tướng sông, hồ, ầm lầy và biển nông, ôi khi lẫn á phun trào.

SH-10

VI a VII

XI

I

VI

II III

IV

IX VIII X

Xen kẽ cát kết, bột kết và sét, tướng biển nông, ầm lầy

27

Ia

Xen kẽ cát kết, bột kết và sét, tướng biển nông, ầm lầy

dần từ dưới lên trên

Trong thời kỳ Miocen-Pliocen, hoạt động kiến tạo được đặc trưng bởi sự phát triển bình ổn, san bằng bề mặt cấu tạo và sự tắt đi nhanh chóng của hệ thống đứt gãy Trong lát cắt Miocen dưới hầu như chỉ còn quan sát thấy hệ thống đứt gãy theo hướng tây bắc – đông nam

Kết quả minh giải lại tài liệu địa chấn 3D khu vực lô 09-1 vào các năm 2009 và 2011 cho thấy bề mặt cấu trúc móng của cấu tạo Gấu Trắng cơ bản là một đới nâng kéo dài theo hướng đông bắc, phía tây được giới hạn bởi đứt gãy kiến tạo có biên độ lớn dạng phay thuận Kích thước theo đường khép kín cấu tạo – 4500m là 6.0 x 2.0km, biên độ khoảng 320m

Tầng phản xạ địa chấn SH-11 ứng với nóc điệp Trà Cú phát triển kế thừa theo cấu trúc của bề mặt móng cả về hình thái thế nằm lẫn hệ thống đứt gãy

Trong phạm vi cấu tạo Gấu Trắng, trên bản đồ cấu tạo SH-11 đã phát hiện tồn tại nếp lồi dạng bán vòm, kéo dài theo hướng đông bắc –tây nam, kề áp đứt gãy Kích thước theo đường bình độ khép kín cấu tạo ở CSTĐ 4200m là 6.25 x 2.0km, biên độ khoảng 230m Theo kết quả minh giải tài liệu địa chấn tầng SH-10, cấu tạo Gấu Trắng là nếp lồi khá rộng, giới hạn về phía tây bắc bởi đứt gãy Nếp lồi dạng đơn nghiêng đổ về phía đông bắc; khép kín cuối cùng nằm ở CSTĐ 3750m; kích thước 6.25 x 2.0km, biên độ khoảng 230m Cấu tạo theo tầng phản xạ SH-7 ứng với nóc điệp Trà Tân của Oligocen trên có dạng bán vòm, cánh đông bắc của nó bị cắt xén bởi đứt gãy có phương á vĩ tuyến và khép kín bởi đường bình đồ 2950m Kích thước cấu tạo 4.0 х 2.25km, biên độ 45m

Cấu tạo theo tầng phản xạ SH-5 là nếp lồi có biên độ nhỏ Hệ thống đứt gãy trong tầng này biểu hiện không rõ do biên độ bị tắt Cấu tạo được khép kín theo bình độ 2660 m, kích thước 4.75 х 1.5km, biên độ 25m

Chương 2: CƠ SỞ LÝ THUYẾT VÀ PHƯƠNG PHÁP MINH GIẢI

TÀI LIỆU THỬ VỈA DRILLSTEM TEST- DST

2.1 Khái niệm chung

Thử vỉa được tiến hành bằng cách gửi đi một tín hiệu (thay đổi lưu lượng hoặc áp suất) và nhận về một tín hiệu (thay đổi áp suất hoặc lưu lượng) – là sự phản ứng lại của tín hiệu gửi đi Nghĩa là một sự nhiễu áp suất được tạo ra trong giếng và di chuyển xa dần giếng khoan để đi sâu vào tầng chứa Áp suất vỉa và lưu lượng dòng chảy được đo và ghi lại làm cơ sở dữ liệu cho việc minh giải thử vỉa

2.1.2 Mục đích của thử vỉa

Thử vỉa giúp xác định các loại chất lưu chảy trong thành hệ và khả năng cũng như tốc

độ chảy của chúng Mục đích của thử vỉa bao gồm:

1.1.1.1 Đánh giá tầng chứa:

Để đi tới quyết định khai thác tốt nhất một vỉa chứa ta cần biết kích thước, các thuộc tính và khả năng cho dòng của vỉa Vì thế cần phải xác định được độ dẫn tầng chứa (kh), áp suất vỉa chứa ban đầu (Pi), và các giới hạn của tầng chứa Đồng thời, phải lấy mẫu chất lưu

để xác định tính chất lý hóa của chúng trong phòng thí nghiệm Cuối cùng cần nghiên cứu điều kiện đới sát giếng khoan để đánh giá hiệu suất của giếng có bị chi phối bởi hệ số skin

và hệ số tích luỹ giếng khoan hay không

2.1.2.2 Mô tả tầng chứa:

Các thành hệ địa chất chứa dầu, khí, nước thường phức tạp và có thể chứa nhiều loại

đá, nhiều bề mặt phân lớp địa tầng, nhiều đứt gãy, nhiều barriers và nhiều phông chất lưu khác nhau Một trong những đặc điểm này cũng làm ảnh hưởng đến động thái của áp suất tức thời trong phạm vi đo đạc, và hầu hết đều tác động đến hiệu suất tầng chứa Sử dụng phân tích thử vỉa trong mô tả tầng chứa là công cụ hỗ trợ to lớn khi dự báo hiệu suất tầng

chứa

2.1.2.3 Quản lý tầng chứa:

Hiệu suất và điều kiện của giếng phải được giám sát trong suốt đời sống của mỏ Theo dõi áp suất vỉa trung bình hữu ích cho việc cải tiến các dự báo về hiệu suất tầng chứa trong tương lai Bằng việc theo dõi điều kiện của các giếng, cho phép đề xuất biện pháp sửa chữa hay cải thiện giếng thích hợp Trong những trường hợp đặc biệt, nó còn ghi nhận sự di chuyển của các phông chất lưu trong vỉa chứa, điều này cho phép đánh giá hiệu quả của quá trình xử lý và dự báo hiệu suất theo sau nó

2.1.3 Phạm vi ứng dụng công tác thử vỉa

Thử vỉa được tiến hành trong giếng khai thác lẫn giếng thăm dò, thẩm lượng Việc thiết kế, tiến hành và minh giải thử vỉa sẽ khác nhau trong từng trường hợp

khả năng tồn tại của các phát hiện hydrocarbon như là các mỏ dầu hoặc khí thương mại Vì thế các mục đích chính là xác định khả năng cho dòng của giếng ( kh/µ); xác định sự tồn tại của hệ số “skin”; xác định thuộc tính của mẫu chất lưu lấy từ tầng chứa; và xác định giới hạn hình học của vỉa chứa

công nghệ mỏ và hiệu suất của các giếng, thu thập dữ liệu cho mô hình vỉa chứa Nhiệm vụ đặt ra là xác định áp suất vỉa trung bình; xác định hệ số skin; kiểm tra hiệu suất vỉa sau khi xử lý (xử lý a xít, nứt vỉa thủy lực …); kiểm tra sự tương tác giữa các giếng trong vỉa

2.1.4 Các phương pháp thử vỉa

Có rất nhiều phương pháp thử vỉa, từ đơn giản đến phức tạp Việc chọn phương pháp thử vỉa bị chi phối bởi mục đích của thử vỉa, lợi ích và các giới hạn thực tế Sau đây là định nghĩa của một vài phương pháp thử vỉa đơn giản:

1.1.1.1 Phương pháp thử vỉa giảm áp (Drawdown Test)

Thử vỉa giảm áp thực hiện bằng cách cho mở một giếng đang đóng ở trạng thái tĩnh

và ổn định (Hình 2.1) Đối với mục đích của việc phân tích truyền thống thì lưu lượng dòng được đề nghị là không đổi Nhiều kỹ thuật phân tích truyền thống bắt nguồn từ việc sử dụng thử vỉa giảm áp, xem nó như nền tảng cho phân tích thử vỉa Tuy nhiên, trong thực tế thử vỉa giảm áp gặp phải những khó khăn sau:

Dòng chảy trong giếng khó duy trì ở lưu lượng không đổi, thậm chí sau khi ổn định,

Điều kiện giếng ban đầu không thể tĩnh hoặc ổn định, đặc biệt đối với giếng mới khoan hoặc có giai đoạn chảy trước đó

Thử vỉa giảm áp là phương pháp kiểm tra giới hạn tầng chứa tốt, do thời gian đòi hỏi

để quan sát ảnh hưởng của một ranh giới dài, nên sự dao động của lưu lượng trong lúc vận hành trở nên ít quan trọng hơn

2.1.4.2 Phương pháp thử vỉa hồi áp (Buildup test)

Thử vỉa phục hồi áp suất thực hiện bằng cách đóng một giếng đang chảy và đo áp suất

ở đáy giếng (áp suất phục hồi, Hình 2.2) Khi phân tích thử vỉa phục hồi chỉ cần hiệu chỉnh

sơ bộ các kỹ thuật dùng trong phân tích thử vỉa giảm áp

Thuận lợi thực sự của thử vỉa phục hồi là dễ dàng đạt được điều kiện lưu lượng không đổi (khi lưu lượng bằng không) Thử vỉa phục hồi cũng có những bất lợi sau:

Khó khăn để khai thác ở lưu lượng không đổi trước khi đóng giếng (shut-in)

Cụ thể là cần một thời gian đóng giếng ngắn để thả dụng cụ đo áp suất vào trong giếng,

Sản lượng khai thác giảm do phải đóng giếng một thời gian

Hình2.1 : Thử vỉa giảm áp Hình 2.2 : Thử vỉa hồi áp

2.1.4.3 Phương pháp thử vỉa bơm ép (Injection test)

Về lý thuyết thử vỉa bơm ép tương tự như thử vỉa giảm áp, điều khác biệt là dòng chảy vào thay vì chảy ra khỏi giếng (Hình 2.3)

Lưu lượng bơm ép thường được kiểm soát dễ dàng hơn lưu lượng khai thác, tuy nhiên việc phân tích kết quả thử vỉa phức tạp do các tác động đa pha, nếu chất lưu được bơm ép không giống với chất lưu trong vỉa chứa ban đầu

2.1.4.4 Phương pháp thử vỉa giảm ép (Falloff test)

Phương pháp thử vỉa giảm ép dùng trong giếng bơm ép, để đo độ suy giảm áp suất đáy giếng sau khi kết thúc bơm ép ở lưu lượng không đổi (Hình 2.4) Về lý thuyết nó tương

tự như thử vỉa hồi áp Minh giải thử vỉa giảm ép sẽ khó khăn như minh giải thử vỉa bơm ép nếu chất lưu bơm ép khác với chất lưu thành hệ ban đầu

2.1.4.5 Phương pháp thử nghiệm giao thoa giữa các giếng (Interference test)

Là phương pháp theo dõi quá trình chuyển tiếp áp suất ở các giếng quan sát trong khi các giếng xung quanh vẫn sản xuất để mô phỏng sự liên hệ áp suất và dòng chảy trong vỉa Thử nghiệm này đồng nghĩa với thử vỉa đa giếng (multiwell test), dùng để xác định ảnh hưởng giữa các giếng trong vỉa nhằm tăng cường thu hồi dầu Thử nghiệm giao thoa không phụ thuộc vào loại hình thay đổi áp suất ở các giếng xung quanh (buildup, drawdown, injection hay falloff)

2.1.4.6 Drillstem test (DST)

DST được tiến hành bằng cách gắn một bộ dụng cụ thử vỉa trực tiếp trên cần khoan Đây là phương pháp được dùng tạm thời để hoàn thiện một tầng mới được khoan trong giếng Thử vỉa có thể tiến hành cả trong giếng chưa chống ống lẫn giếng đã chống ống Thời gian thử vỉa có thể kéo dài từ 20 phút đến 3 ngày bao gồm các giai đoạn mở đóng rồi lặp lại mở đóng Thông số quan trọng đo được bao gồm áp suất thủy tĩnh ban đầu, áp suất chảy giai đoạn đầu tiên, áp suất đóng giai đoạn đầu tiên, áp suất đóng giai đoạn kết thúc và

áp suất thủy tĩnh giai đoạn kết thúc Thử vỉa giúp xác định các loại chất lưu trong thành hệ

và xác định thuộc tính thành hệ Các áp suất đo được dùng để tính áp suất thành hệ, độ thấm của đá, sự tổn hại xảy ra trong thành hệ…

2.1.5 Các thông số có thể thu được từ thử vỉa

Áp suất và nhiệt độ tầng chứa

Độ thấm của thành hệ, K

Hệ số skin, S

Độ dẫn dòng, Kh/µ

Hệ số tích chứa, þct Chỉ số khai thác, PI

Tính phức tạp và ranh giới của vỉa chứa

Diện tích ảnh hưởng của giếng, A