Xây dựng mô hình địa chất và đánh giá trữ lượng dầu tại chỗ tập 190, i115 tầng miocen, mỏ sđa, bồn trũng malay thổ chu

Tác giả cũng xin cảm ơn tất cả các bạn bè cùng học lớp cao học ngành Địa chất dầu khí K-2016 đã cùng chia sẻ giúp đỡ nhau những lúc khó khăn trong quá trình học tập tại trường cũng như c

-

BÙI THIỆN THUẬT

XÂY DỰNG MÔ HÌNH ĐỊA CHẤT VÀ ĐÁNH GIÁ TRỮ LƯỢNG DẦU TẠI CHỖ TẬP I90, I115 TẦNG MIOCEN,

MỎ SĐA, BỒN TRŨNG MALAY – THỔ CHU

Chuyên ngành: Kỹ Thuật Dầu Khí

Mã số: 60 52 06 04

LUẬN VĂN THẠC SĨ

TP Hồ Chí Minh, Tháng 01 năm 2018

CÔNG TRÌNH ĐƯỢC HOÀN THÀNH TẠI TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA –ĐHQG -HCM

Cán bộ hướng dẫn khoa học: PGS TS TRẦN VĂN XUÂN

(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

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ

Họ tên học viên: Bùi Thiện Thuật

Ngày, tháng, năm sinh: 06/02/1990

Chuyên ngành: Kỹ thuật Dầu khí

MSHV: 1670271 Nơi sinh: Tp.HCM

Mã số: 60520604 I.TÊN ĐỀ TÀI: “Xây dựng mô hình địa chất và đánh giá trữ lượng dầu tại chỗ tậpI90, I115 tầng Miocen, mỏ SĐA, bồn trũng Malay – Thổ Chu”

II.NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG:

 Làm sáng tỏ đặc điểm địa chất và tiến hóa kiến tạo của các đới kiến tạo khu vực.

 Minh giải địa vật lý giếng khoan, giải đoán tướng và môi trường trầm tích, xác định các thông số vỉa và tài liệu địa chấn.

 Cập nhật dữ liệu đến hiện tại để xây dựng mô hình địa chất 3D & đề xuất phương án phát triển mỏ.

III.NGÀY GIAO NHIỆM VỤ: 10/07/2017

IV.NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ: 03/12/2017

V CÁN BỘ HƯỚNG DẪN: PGS.TS Trần Văn Xuân

Tp HCM, ngày 01 tháng 12 năm 2018

CÁN BỘ HƯỚNG DẪN

(Họ tên và chữ ký) CHỦ NHIỆM BỘ MÔN ĐÀO TẠO (Họ tên và chữ ký)

TRƯỞNG KHOA ĐỊA CHẤT VÀ DẦU KHÍ

(Họ tên và chữ ký)

Lời cảm ơn

Để hoàn thành được bản luận văn tốt nghiệp này tác giả xin chân thành cảm ơn đến Ban giám đốc, Lãnh đạo công tác tại Trung tâm hỗ trợ kỹ thuật PVEP đã tận tình giúp đỡ, ủng hộ không những về số liệu, thời gian mà cả về mặt tinh thần để tác giả có thể hoàn thiện bản luận văn tốt nghiệp

Tác giả xin chân thành cảm ơn Ban lãnh đạo khoa Kỹ thuật địa chất dầu khí cùng tập thể cán bộ giảng viên bộ môn Địa Chất Dầu Khí trường Đại học Bách Khoa

Hồ Chí Minh đã luôn tận tình giúp đỡ, nhiệt huyết giảng dạy cũng như tạo mọi điều kiện trong suốt quá trình học tập của khóa học

Tác giả cũng xin cảm ơn tất cả các bạn bè cùng học lớp cao học ngành Địa chất dầu khí K-2016 đã cùng chia sẻ giúp đỡ nhau những lúc khó khăn trong quá trình học tập tại trường cũng như chia sẻ những thông tin, tài liệu thực tế để tăng sự hiểu biết về chuyên môn và hoàn thành chương trình học, bản luận văn tốt nghiệp đạt kết quả tốt

Lời sau cùng Tác giả xin gửi lời cám ơn chân thành và sâu sắc nhất tới cán bộ hướng dẫn PGS TS Trần Văn Xuân đã tận tình chỉ bảo, hướng dẫn và cho tác giả những định hướng đúng đắn ngay từ khi tiếp nhận hướng dẫn để bản luận văn tốt nghiệp được hoàn thành có chất lượng chuyên môn cũng như đúng thời hạn quy định của nhà trường

Do hạn chế về tài liệu cũng như kinh nghiệm trong xây dựng mô hình nên luận văn không tránh khỏi những thiếu sót và những hạn chế nhất định về chuyên môn Tác giả kính mong các thầy cô, cán bộ có chuyên môn và bạn bè đóng góp ý kiến để bản luận văn tốt nghiệp của tác giả được hoàn thiện hơn

Xin chân thành cảm ơn! Học viên thực hiện

Bùi Thiện Thuật

Tóm tắt luận văn Luận văn gồm ba phần chính, chương đầu tiên trình bày đặc điểm địa chất mỏ SĐA lô 46/02, chương 2 trình bày cơ sở tài liệu và lý thuyết cơ bản về xây dựng mô hình địa chất ba chiều, chương cuối tiến hành xây dựng mô hình địa chất ba chiều

và đánh giá quy mô trữ lượng cho tập I90, I115 tầng Miocen, mỏ SĐA, bồn trũng MaLay – Thổ Chu từ đó đề xuất phương án phát triển mỏ SĐA

Mỏ SĐA bao gồm các tích tụ chứa dầu nhỏ nằm trong Lô 46/02 bồn trũng Ma Lay-Thổ Chu, tầng chứa sản phẩm chính của mỏ là I90, I155 thuộc môi trường trầm tích sông gồm các vỉa cát dày xen kẹp với các tập sét mỏng, với các đặc tính như: Bề dày vỉa cát (13.4-18.9m), độ rỗng (23-28%), độ bão hòa nước (25-40%), điều này thể hiện vỉa cát rất sạch và đồng nhất, rất tốt cho việc chứa dầu khí

Tính toán trữ lượng dầu tại chỗ tập I90, I155 bằng phương pháp thể tích Theo quy chế phân cấp trữ lượng của Việt Nam, tầng chứa I90, I115 có tiến hành thử vỉa DST cho dòng dầu khá tốt (hơn 2.000 thùng/ngày đêm/giếng) và có phát hiện ranh giới dầu nước tại giếng khoan, do đó trữ lượng dầu khí chỉ phân cấp P1 tại ranh giới dầu nước (không có P2 và P3) Trữ lượng tầng chứa I90 và I115 được tính toán bằng phương pháp thể tích kết hợp với phương pháp xác suất ngẫu nhiên Monte Carlo và phần mềm mô phỏng Crystall Ball Trữ lượng dầu tại chỗ ở P50 theo ranh giới cấp 2P tính từ phương pháp thể tích cho vỉa I90 là 13.58 (triệu thùng) cho vỉa I115 là 11.16 (triệu thùng)

Đánh giá trữ lượng dựa trên mô hình địa chất 3D: Xây dựng mô hình địa chất 3D cho vỉa I90, I155 gồm xây dựng hoàn chỉnh mô hình cấu trúc, mô hình tướng và mô hình thông số Cuối cùng trên cơ sở dầu ứng với hệ số thu hồi 20% và tính đến cuối đời mỏ (năm 2018, giai đoạn cut-off kinh tế của mỏ) thì có thể thu hồi 3,341 triệu thùng dầu ứng với hệ số thu hồi dầu là 25% Đối với vỉa chứa I115, đã khai thác tổng cộng 1.93 triệu thùng dầu (tính đến tháng 1 năm 2014) với hệ số thu hồi 17%

và có thể thu hồi đến cuối đời mỏ (năm 2018) là 2,95 triệu thùng dầu với hệ số thu hồi là 26%

Tầng chứa I90 đề xuất với giếng khoan bổ sung SĐA-5P sẽ thu hồi thêm 0,522 triệu thùng tăng hệ số thu hồi thêm 3% Tầng chứa I115 đề xuất với giếng khoan bổ sung SĐA-6P sẽ thu hồi thêm 0,42 triệu thùng gia tăng hệ số thu hồi thêm 4%

Abstract The present thesis is diveded into three main parts The first chapter presents

an overview of the geological characteristics of SĐA oil field in the block 46/02 In the second chapter presents basic documents and theories to build of thethree-dimensional geological model The final chapter build a three-dimensional geological model and estimate hydrocarbons initially in place for I90, I115 formation of Miocen reservoir, SĐA oil field, MaLay - Tho Chu Basin to proposal development field plan

The block 46/02 in Ma Lay-Tho Chu basin exists SĐA field with many thin of formation but the main formation is I90, I155 belongs to the fluvial channel belt with point-bars and stacked channel sands which consisting of thick sandstone interbeded with thin claystones with characteristics such as: net pay (13.4-18.9m), porosity (23-28%), water saturation (25-40%) It has proven that the sandstone is very clean and well sorted grains, which is good for hydrocarbons storage

The I90, I155 formation are estimated hydrocarbons initially in place by volumetric method, according to issuing regulation on classification of natural resources, hydrocarbon reserves and reporting hydrocarbon reserves assessment of VietNam, the I90 and I115 formation conducted the test of DST for the oil well (more than 2,000 barrels /day), confirmed the oil-water contact, so hydrocarbon reserves only classify P1 (without P2 and P3) Reserves containing I90 and I115 are combined by the Monte Carlo random probability and Crystall Ball simulation software The oil reserves of P50 at grade 2P from the volume method for the I90 are 13.58 (million barrels) for the I115 reservoir at 11.16 (million barrels)

Hydrocarbons initially in place estimation for I90, I155 formation based on 3D geological model: Building of 3D geological model for I90, I155 formation including complete construction of structural model, facies model and petrophysical model Finally, based on the results of the model, re-estimated the hydrocarbons initially in place for I90, I115 formation in order to serve the hydrodynamic model

In the other hand, the oil reserves of P50 at grade 2P from the geological model are

25.19 million barrels, the different volume of oil in place between two methods is acceptable

As of January 2014, I90 has exploited 2.756 million barrels with recovery factor of 20% and the end of field life has 3,341 million barrels with recovery factor

of 25% For the I115 reservoir, has exploited 1.93 million barrels with recovery factor 17% and the end of the field life has 2.95 million barrels with recovery factor

of 26%

In this thesis, the proposed I90 reservoir with additive SĐA-5P infill will recover an additional 0.522 million barrels, increasing the recovery factor by 3% The proposed I115 reservoir with additional SĐA-6P infill will recover an additional 0.42 million barrels, increasing the recovery factor by 4%

Lời cam đoan của tác giả luận văn Tôi xin cam đoan: Bản luận văn tốt nghiệp này là công trình nghiên cứu thực sự của cá nhân, được thực hiện trên cơ sở nghiên cứu lý thuyết và phương pháp khoa học cụ thể trên số liệu thực tế, không sao chép các đồ án khác Nếu sai tôi xin hoàn toàn chịu trách nhiệm và chịu mọi kỷ luật của Khoa và Trường đề ra

Học viên thực hiện

Bùi Thiện Thuật

Mục lục

Lời cảm ơn……… ……… ……….………… i

Tóm tắt luận văn……….………ii

Lời cam đoan của tác giả luận văn……… ………….… ……… …… vi

Lời mở đầu……… ……… vii

Mục lục……… …….xiii

Danh sách hình vẽ……… ……… xv

Danh sách bảng biểu……… ……… xix

CHƯƠNG 1: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT KHU VỰC NGHIÊN CỨU 1

1.1 Tổng quan khu vực nghiên cứu……….1

1.2 Lịch sử tìm kiếm thăm dò……… 2

1.3 Đặc điểm địa chất……… 3

1.3.4 Đặc điểm địa tầng 3

1.3.2 Đặc điểm cấu trúc kiến tạo 10

1.3.3 Lịch sử phát triển địa chất 12

1.4 Hệ thống dầu khí 14

1.4.1 Đá sinh 14

1.4.3 Đá chắn 16

1.4.4 Bẫy chứa 17

1.4.5 Dịch chuyển 17

CHƯƠNG 2: CƠ SỞ TÀI LIỆU VÀ PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU 18

2.1 Cơ sở tài liệu 18

2.1.1 Tài liệu địa chấn 18

2.1.2 Tài liệu địa chất-địa vật lý giếng khoan 19

2.1.3 Các tài liệu khác 20

2.2 Phương pháp nghiên cứu 21

2.2.1 Phân cấp trữ lượng 21

2.2.2 Phương pháp luận xây dựng mô hình địa chất 34

CHƯƠNG 3: ĐỀ XUẤT PHƯƠNG ÁN PHÁT TRIỂN TẬP I TẦNG MIOCEN MỎ SĐA BỒN TRŨNG MALAY - THỔ CHU TRÊN CƠ SỞ MÔ HÌNH ĐỊA CHẤT VÀ QUY MÔ TRỮ LƯỢNG 50

3.1 Tổng quan tầng chứa Miocen mỏ SDA 50

3.2 Phân cấp và tính toán trữ lượng tại chỗ 52

3.2.1 Phân cấp trữ lượng cho vỉa I90 và I115 52

3.2.2 Biện luận các tham số 57

3.3 XÂY DỰNG MÔ HÌNH ĐỊA CHẤT 3D VỈA I90, I115 59

3.3.1 Xây dựng mô hình cấu trúc 59

3.3.2 Xây dựng mô hình tướng và thông số 65

3.4 Đánh giá độ tin cậy & Đề xuất phương án phát triển mỏ 84

3.4.1 Đánh giá độ tin cậy 84

3.4.2 Đề xuất phương án phát triển mỏ 86

Kết luận & Kiến nghị 100

Tài liệu tham khảo 102

Danh sách hình vẽ

Hình i: Các bước xây dựng mô hình địa chất vi

Hình 1.1: Vị trí Lô 46/02 1

Hình 1.2: Cột địa tầng tổng hợp bể Malay – Thổ Chu 4

Hình 1.3: Đăc điểm cấu trúc khu vực nghiên cứu 11

Hình 1.4: Hệ thống đứt gãy mỏ SĐA 12

Hình 1.5: Biểu đồ phân bố tiềm năng sinh HC tầng Oligocen 15

Hình 1.6: Biểu đồ phân bố tiềm năng sinh HC tầng Miocen dưới 15

Hình 2.1: Diện tích đo địa chấn 3D và các giếng khoan thăm dò……… 18

Hình 2.2: Phân bố các giếng khoan của mỏ SĐA 19

Hình 2.3: Kết quả phân tích tài liệu địa vật lý giếng khoan 20

Hình 2.4: Phân cấp tài nguyên và trữ lượng dầu khí Việt Nam 24

Hình 2.5: Phân loại cấp trữ lượng dầu khí theo nguyên lý chia đôi khoảng cách 28

Hình 2.6: Các bước xây dựng mô hình 3 chiều 34

Hình 2.7: Các phương pháp mô phỏng mô hình tướng đá 38

Hình 2.8: Minh họa việc mô phỏng theo phương pháp SIS 41

Hình 2.9: Trung bình hóa trong ô mạng 3D 42

Hình 2.10: Khảo sát biến thể Variogram 44

Hình 2.11: Mô hình tham số Variogram theo không gian 44

Hình 2.12: Các phương pháp mô phỏng mô hình tham số 45

Hình 2.13: Mô hình chuyển đổi dữ liệu thực sang dạng phân bố chuẩn 46

Hình 3.1: Kết quả phân tích đvl giếng khoan giếng SĐA-1X……… 53

Hình 3.2: Biểu đồ phân tích áp suất vỉa chứa I90 53

Hình 3.3: Kết quả phân tích thuộc tính địa chấn tầng chứa I90 54

Hình 3.4: Diện phân bố cấp trữ lượng của vỉa chứa I90 54

Hình 3.5: Kết quả phân tích đvl giếng khoan giếng SĐA-1X 55

Hình 3.6: Biểu đồ phân tích áp suất vỉa chứa I115 56

Hình 3.7: Diện phân bố cấp trữ lượng của vỉa chứa I115 56

Hình 3.8: Xác định thể tích đá chứa của vỉa 57

Hình 3.9: Quy trình tính toán trữ lượng dầu tại chỗ bằng phương pháp thể tích 58

Hình 3.10: Các bước xây dựng mô hình cấu trúc 60

Hình 3.11: Mô hình đứt gãy hoàn chỉnh vỉa chứa I90, I115 61

Hình 3.12: Mô hình mạng lưới cho vỉa chứa I90, I115 62

Hình 3.13: Make horizon cho I90, I115 63

Hình 3.14: Sơ đồ liên kết các giếng mỏ SĐA 64

Hình 3.15: So sánh các tham số (thạch, PhiE) trước và sau scale-up well log 67

Hình 3.16: Biểu đồ phân bố tướng và độ rỗng I90 67

Hình 3.17: Biểu đồ phân bố tướng và độ rỗng I155 68

Hình 3.18: Tài liệu địa chấn attributes tìm ra major/minor và hướng trầm tích 69

Hình 3.19: Major/minor và hướng trầm tích được xác định dựa trên tài liệu đầu vào 69

Hình 3.20: Mối liên hệ theo chiều thẳng đứng của độ rỗng I90 69

Hình 3.21: Kết quả môi trường trầm tích I90, I115 71

Hình 3.22: Tỷ phần cát, sét vỉa I115 71

Hình 3.23: Mô hình tướng đá 2 chiều phù hợp tài liệu địa chấn I90 72

Hình 3.24: Kết quả mô hình tướng đá 3 chiều ở vỉa I115 73

Hình 3.25: Chuyển đổi dữ liệu độ rỗng về dạng hàm phân bố chuẩn (Normal Score)

vỉa I115 75

Hình 3.26: Phân bố độ rỗng theo mặt cắt ngang vỉa chứa I90 75

Hình 3.27: Mô hình độ rỗng phù hợp với đường log 76

Hình 3.28: Phân bố độ rỗng và so sánh với biểu đồ vỉa chứa I90 76

Hình 3.29: Phân bố độ rỗng và so sánh với biểu đồ vỉa chứa I115 77

Hình 3.30: Công thức xác định độ thấm được gắn trong phần mềm 78

Hình 3.31: Biểu đồ quan hệ rỗng - thấm 79

Hình 3.32: Phân bố độ thấm và so sánh với biểu đồ vỉa I90 79

Hình 3.33: Phân bố độ thấm và so sánh với biểu đồ vỉa chứa I115 80

Hình 3.34: Độ bão hòa nước tính từ hàm J phù hợp với Sw từ minh giải logs 81

Hình 3.35: Phân bố độ bão hòa nước và so sánh với biểu đồ vỉa I90 82

Hình 3.36: Phân bố độ bão hòa nước và so sánh với biểu đồ vỉa I90 82

Hình 3.37: Kết quá trữ lượng từ mô hình địa chất khi chạy 100 lần realization 83

Hình 3.38: Biểu đồ khai thác và dự báo cho vỉa chứa I90 87

Hình 3.39: Biểu đồ khai thác và dự báo cho vỉa chứa I115 88

Hình 3.40: Lắp đặt nút ngăn nước 90

Hình 3.41: Bản đồ phân bố vùng chứa dầu của tầng chứa I90 92

Hình 3.42: Bản đồ phân bố vùng chứa dầu có khả năng bị giữ lại của tầng chứa I90 93

Hình 3.43: Vị trí tiềm năng có thể đặt giếng khoan bổ sung của tầng chứa I90 93

Hình 3.44: Đặc trưng vỉa chứa tại giếng khoan SĐA-5P theo dự báo của mô hình địa chất cho vỉa I90 94

Hình 3.45: Biểu đồ sản lượng khai thác dự báo vỉa I90 khi có SĐA-5P 95

Hình 3.46: Bản đồ phân bố vùng chứa dầu của tầng chứa I115 96

Hình 3.47: Đề xuất một số giếng khai thác 97

Hình 3.48: Vị trí SĐA-6P trên bản đồ 97

Hình 3.49: Đặc trưng vỉa chứa tại giếng khoan SĐA-6P theo dự báo của mô hình địa chất cho vỉa chứa I115 98

Hình 3.50: Sản lượng khai thác vỉa I115 khi có giếng SĐA-6P 99

Danh sách bảng biểu

Bảng 2.1: Số liệu khảo sát địa chấn trong lô 46/02 18

Bảng 2.2: Kết quả phân tích PVT vỉa I90 20

Bảng 2.3: Kết quả phân tích PVT vỉa I115 21

Bảng 3.1: Đặc trưng vỉa chứa theo tài liệu minh giải ĐVLGK của giếng khoan SĐA-1X……….51

Bảng 3.2: Tóm tắt thông số vỉa chứa I90 52

Bảng 3.3: Tóm tắt thông số vỉa chứa I115 55

Bảng 3 4: Giá trị tới hạn mỏ SĐA 58

Bảng 3 5: Hệ số thể tích dầu tại SĐA 58

Bảng 3.6: Kết quả trữ lượng vỉa I90 59

Bảng 3 7: Kết quả trữ lượng vỉa I115 59

Bảng 3.8: Tóm tắt thông số về mô hình cấu trúc 65

Bảng 3.9: Khoảng cách các dị hướng trong mô hình tướng 70

Bảng 3.10: Tóm tắt trữ lượng tại chỗ từ PPTT và mô hình vỉa I90, I115 84

Bảng 3.11: Phân chia các giếng khai thác cho từng vỉa 86

Bảng 3.12: Trữ lượng khai thác và dự báo vỉa chứa I90 86

Bảng 3.13: Trữ lượng khai thác thực tế và dự báo tầng chứa I115 87

Bảng 3.14: Trữ lượng khai thác vỉa I90 khi có SĐA-5P 95

Bảng 3.15: Trữ lượng khai thác vỉa I90 khi có giếng SĐA-6P 99

Lời mở đầuTính cấp thiết của đề tài

Trong bối cảnh nền kinh tế thế giới phát triển mạnh mẽ không thể không nhắc đến những đóng góp to lớn và quan trọng của ngành công nghiệp dầu khí Ngành dầu khí Việt Nam từ khi bắt đầu khai thác những tấn dầu đầu tiên đã nhanh chóng trở thành ngành kinh tế mũi nhọn và là chỗ dựa vững chắc cho sự nghiệp công nghiệp hóa và hiện đại hóa đất nước Ngành công nghiệp này đã và đang đóng góp cho ngân sách nhà nước một nguồn ngoại tệ lớn, giữ vai trò chiến lược trong phát triển kinh tế nước nhà

Thềm lục địa Việt Nam bao gồm các cấu trúc địa chất phức tạp, chủ yếu là các

bể trầm tích Đệ Tam với hệ thống dầu khí hấp dẫn và đa dạng Mỗi trường địa chất cũng như đặc trưng của mỗi vỉa chứa luôn mang tính bất đồng nhất, vì thế hiểu biết

và làm các yếu tố rủi ro địa chất của vỉa sản phẩm là vấn đề quan trọng trong công tác quản lý vỉa Cùng với sự phát triển của công nghệ, công tác quản lý vỉa dầu khí ngày càng có những bước tiến quan trọng, trong đó phải kể đến phương pháp xây dựng mô hình địa chất ba chiều (3D)

Thuộc lô 46/02 bồn trũng MayLay – Thổ Chu, mỏ SĐA là một trong những dạng

mỏ có tính phức tạp, vì vậy công tác xây dựng mô hình địa chất chi tiết đối với các vỉa chứa mỏ nhằm làm rõ hơn cấu trúc địa chất mỏ và sự phân bố tướng, môi trường trầm tích các thuộc tính rỗng thấm để đưa ra phương án phát triển mỏ đang trở thành một vấn đề mang tính cấp thiết Chính vì vậy, đề tài “Xây dựng mô hình địa chất và đánh giá trữ lượng dầu tại chỗ tập I90, I115 tầng Miocen, mỏ SĐA, bồn trũng Malay – Thổ Chu” được chọn nghiên cứu phục vụ hoàn thành luận văn tốt nghiệp

Ý nghĩa khoa học & thực tiễn

Đề tài nghiên cứu này với mục tiêu làm sáng tỏ đặc điểm địa chất vỉa chứa I90, I115 tầng chứa Miocene mỏ SĐA, Bồn Trũng MaLay - Thổ Chu thông qua

việc xây dựng mô hình hóa địa chất mỏ và các phương pháp luận nghiên cứu môi trường trầm tích Trọng tâm của nghiên cứu là xây dựng mô hình địa chất 3D có độ tin cậy giúp cho việc tính toán đánh giá và phân cấp trữ lượng mỏ một cách tin cậy nhất phục vụ cho công tác phát triển mỏ hiệu quả

Mục tiêu của luận văn

Xây dựng mô hình địa chất vỉa I90, I115 dựa trên các thông số vỉa: Độ rỗng,

độ thấm, độ bão hòa nước, tỷ lệ cát sét, đánh giá trữ lượng tại chỗ từ đó đề xuất phương án phát triển tập I tầng Miocen, mỏ SĐA

Nhiệm vụ của luận văn

Để đạt được mục tiêu nêu trên cần giải quyết các nhiệm vụ sau:

 Làm sáng tỏ đặc điểm địa chất và tiến hóa kiến tạo của các đới kiến tạo khu vực

 Minh giải địa vật lý giếng khoan, giải đoán tướng và môi trường trầm tích, xác định các thông số vỉa và tài liệu địa chấn

 Cập nhật dữ liệu hiện tại để xây dựng mô hình địa chất 3D & đề xuất phương

án phát triển mỏ

Đối tượng và giới hạn vùng nghiên cứu

Đối tượng nghiên cứu là tập I90 và I115 tầng Miocen dưới, mỏ SĐA, lô 46/02, bồn trũng MaLay - Thổ Chu

Cơ sở tài liệu của luận văn

Luận văn thực hiện trên cơ sở các tài liệu được phép công bố và thu thập tại Công ty Thăm dò và Khai thác dầu khí (PVEP):

 Các báo cáo địa chất khu vực

 Dữ liệu các giếng khoan trong mỏ SĐA và các báo cáo đánh giá liên quan

 Tài liệu địa chấn, đặc điểm địa chất và giếng khoan của các lô kế cận

 Các báo cáo khoa học liên quan đã được công bố trên các tạp chí, các hội nghị trong nước và quốc tế

Phương pháp nghiên cứu và chu trình xây dựng mô hình địa chất

 Phân tích, tổng hợp đặc điểm địa chất của mỏ SĐA thông qua các tài liệu địa chất, địa chấn, địa vật lý giếng khoan, kết quả phân tích mẫu lõi

 Phương pháp mô hình hóa: Hiệu chỉnh phù hợp với các tham số: độ rỗng, độ thấm, bề dày hiệu dụng và độ bão hòa nước, sử dụng các phương pháp mô phỏng, phần mềm thích hợp để xây dựng mô hình địa chất để phục vụ đánh giá trữ lượng dầu khí

 Mô hình địa chất được xây dựng với các bước cơ bản (Hình i)

- Nhập dữ liệu đầu vào (dữ liệu địa chấn, địa chấn và địa vật lý giếng khoan)

- Xây dựng mô hình cấu trúc (xây dựng mô hình đứt gãy, xây dựng mạng ba chiều, xây dựng tầng và chia lớp)

- Xây dựng mô hình tướng

- Xây dựng mô hình thông số (độ rỗng, độ thấm, độ bão hòa nước)

- Ứng dụng mô hình đánh giá trữ lượng dầu tại chỗ

Hình i: Các bước xây dựng mô hình địa chất Tổng quan tình hình nghiên cứu

Trên thế giới

Đã có rất nhiều công trình nghiên cứu và ứng dụng mô hình địa chất trong nhiều khía cạnh như ứng dung mô hình cấu trúc và kiến tạo vào việc giải quyết các vấn đề địa chất dầu khí như: R.M.Larsen, H.Brekkle, với đề tài “Structural and Tectonic Modelling and its Application to Petroleum Geology” (1992): Nghiên cứu

sự ứng dụng mô hình cấu trúc và kiến tạo vào việc giải quyết các vấn đề về địa chất dầu khí Nghiên cứu chú trọng vào vùng thềm lục địa biển Bắc và những khu vực lân cận Những vấn đề nghiên cứu tiếp cận bao gồm nhiều khía cạnh và mức độ từ

sự phát triển của bề trầm tích, đến hệ thống khe nứt đứt gãy và sự sinh dầu khí Bin Jia,với đề tài “Linking Geostatistics with Basin and Petroleum System Modeling: Assessment of Spatial Unsertainties” (2010): Nghiên cứu ứng dụng địa thống kê đa điểm vào giải quyết sự bất định trong việc xây dựng mô hình cấu trúc (sự bất định trong quá trình chuyển đổi time-depth) và trong việc xây dựng tướng địa chất (sự phân bố tướng, thạch học) Kết quả của nghiên cứu bổ sung vào hệ phương pháp

tính toán sự bất định bên cạnh tính toán sự bất định bằng phương pháp Monte Carlo thông thường Laurent Maerten, với đề tài “Geomechanics to Solve Structure Related Issues in Petroleum eservoirs”: Nghiên cứu ứng dụng Geomechanic sáng tạo 2 phần mềm Poly 3D và Dynel 2D/3D để giải quyết các vấn đề trong việc xây dựng và ứng dụng mô hình cấu trúc như: Sự tái hoạt động của hệ thống khe nứt đứt gãy, ổng định thành giếng, tái hiện lại sự phát triển của cấu trúc mỏ và đánh giá lại tài liệu cấu trúc mỏ đã được minh giải Jeremie Bruyelle, Terra 3E, với công trình

“An accurate volumetric calculation methol for estimating original hydrocarbons in place for oil and gas shales including adsorbed gas using high – resolution geological model” (2014): Đã ứng dụng phương pháp sử dụng mô hình địa chất 3 chiều phân giải cao mô phỏng sự cân bằng giữa trọng lực, áp suất mao dẫn và khí Với mỗi tướng thạch học, mô hình mô phỏng được sự phân bố 3 chiều độ rỗng, độ thấm và áp suất mao dẫn hiện diện trong từng tướng Kết quả tính toán trữ lượng thể hiện độ tin cậy cao đặc biệt là ở mỏ có độ bất đồng nhất lớn… Kết quả của các nghiên cứu đã tiếp cận được nhiều mức độ như tái hiện lại sự phát triển cấu trúc mỏ, phân bố tướng trầm tích, thạch học, phân bố độ rỗng, độ thấm; từ sự phát triển của

bể trầm tích, đến hệ thống khe nứt đứt gãy và sự sinh dầu khí; việc tính toán trữ lượng cho kết quả có độ tin cậy cao ở các mỏ có độ bất đồng nhất lớn

Trong nước

Đã có nhiều đề tài nghiên cứu ứng dụng mô hình địa chất như xây dựng và áp dụng thành công hệ phương pháp xác định độ thấm đá móng Granitoid nứt nẻ từ tài liệu địa vật lý giếng khoan bằng nơtron nhân tạo – ANN Trần Đức Lân, luận án Tiến sĩ với đề tài “Nghiên cứu độ thấm đá móng Granitoid mỏ Bạch Hổ bằng mạng nơtron nhân tạo” (2010); các nghiên cứu mô hình địa chất nhằm tính toán trữ lượng dầu khí tại chỗ, phục vụ cho mô phỏng khai thác Tương tự có các đề tài nghiên cứu thành công ứng dụng mô hình địa chất phục vụ đánh giá trữ lượng dầu khí như Cao

Lê Duy, luận văn Thạc sĩ với đề tài “Xây dựng mô hình địa chất và tính toán trữ lượng dầu khí tại chỗ tầng chứa cát kết Oligocen dưới mỏ Sư Tử Trắng, Lô 15-1,

bồn trũng Cửu Long (2008); Nguyễn Mạnh Tuấn, luận văn Thạc sĩ với đề tài “Xây dựng mô hình địa chất ba chiều để phục vụ cho mô phỏng khai thác mỏ Gấu Đen thuộc lô 16-1, bồn trũng Cửu Long” (2013) Phan Vương Trung, luận văn Thạc sĩ với đề tài “Ứng dụng mô hình thuộc tính tầng Miocen mỏ Tê Giác Trắng bốn trũng Cửu Long phục vụ đánh giá trữ lượng dầu tại chỗ” (2015)… Các nghiên cứu trên

đã ứng dụng thành công kết quả xây dựng mô hình địa chất để đánh giá trữ lượng dầu tại chỗ ban đầu phục vụ vào giai đoạn phát triển, khai thác Bên cạnh đó, nhiều

mô hình đã được xây dựng xuyên suốt cho nhiều mỏ tại các bồn trũng dầu khí Việt Nam có thể xem đây như là bức tranh toàn diện của khu vực nghiên cứu, dự định đưa vào phát triển khai thác, từ đó phục vụ cho việc thực hiện báo cáo đánh giá trữ lượng (RAR) cho đến hoạch định phát triển mỏ (FDP) Việc xây dựng mô hình địa chất không những được thực hiện trước giai đoạn khai thác mà còn thực hiện song song giai đoạn khai thác nhằm cập nhật đánh giá trữ lượng để có thể quản lý khai thác mỏ một cách hợp lý và hiệu quả

Ở mức độ nhất định, nội dung và kết quả của các nghiên cứu trên đều liên quan đến mục tiêu, phạm vi nội dung nghiên cứu của luận văn Tầng cát kết Miocene mỏ SĐA chịu ảnh hưởng bởi nhiều pha hoạt động kiến tạo khác biệt nên

sự phân bố tính thấm chứa của đối tượng này cũng có sự khác biệt đòi hỏi phải được nghiên cứu với một công trình tổng hợp, toàn diện Mặc khác do cấu trúc mỏ SĐA có tính phức tạp và hệ thống dầu khí lô 46/02 bồn trũng MaLay – Thổ Chu có tính đặc thù riêng nên việc xây dựng mô hình địa chất phục vụ đánh giá trữ lượng là rất cần thiết Ngoài ra với quy mô trữ lượng tại chỗ mỏ SĐA còn rất nhiều tiềm năng để phát triển cho nên cần có những phương án phát triển để tăng trữ lượng thu hồi Đây chính là lý do và sự cần thiết thực hiện của đề tài luận văn này

CHƯƠNG 1: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT KHU VỰC NGHIÊN CỨU1.1 Tổng quan khu vực nghiên cứu

Lô 46/02 nằm ở phần Đông Bắc bể Maylay - Thổ Chu, cách mũi Cà Mau (Việt Nam) khoảng 205 km về phía Tây Nam và cách mỏ Bunga Kekwa (Malaysia) khoảng 30 km về hướng Tây Bắc Diện tích của Lô 46/02 là 12.240 km2, diện tích phần giữ lại là 760 km2 Sau 10 năm tiến hành thăm dò với 3.990 km 2D & 466 km23D và đã khoan được 11 giếng thăm dò Mỏ SĐA nằm phía Đông Nam lô 46/02, trong mỏ SĐA có 2 vỉa chứa chính là I90, I155 Căn cứ giai đoạn tìm kiếm thăm dò

và mật độ nghiên cứu 2 vỉa chứa này được chọn làm đối tượng nghiên cứu (Hình 1.1) [2]

Hình 1.1: Vị trí Lô 46/02

1.2 Lịch sử tìm kiếm thăm dò

Tháng 08 năm 1990 Công ty Fina đã ký hợp đồng khảo sát địa chấn lựa chọn – phân chia sản phẩm với PVN Fina đã tiến hành khảo sát 11.076km tuyến địa chấn 2D (VF90) trên các Lô 45, 46, 49, 50, 51, 53, 54 và 55 với tổng diện tích 26.644

km2 Sau khi tiến hành minh giải địa chấn 2D và theo điều kiện hợp đồng Fina đã chọn các Lô 46, 50, 51 để tiến hành giai đoạn tìm kiếm thăm dò tiếp theo, bắt đầu từ tháng 02/1992 cho đến năm 2000 Sau 8 năm tìm kiếm thăm dò nhà thầu Fina đã thu nổ khoảng 15.000 km tuyến địa chấn 2D, 496 km2 3D và khoan 11 giếng thăm

dò Một số cấu tạo nhỏ đã được phát hiện như Cái Nước, Đầm Dơi, Năm Căn, Ngọc Hiển, … Tuy nhiên, các cấu tạo này được đánh giá là không kinh tế để phát triển tại thời điểm đó [2]

Ngày 12/12/2002, công ty điều hành chung Trường Sơn JOC được thành lập trên cơ sở Hợp đồng Dầu khí với các bên tham gia là PVEP (40%), Talisman (30%)

và Petronas Carigali Overseas (30%) Trường Sơn JOC đại diện cho các bên tham gia đã tiếp tục các hoạt động tìm kiếm thăm dò, sau 03 năm hoạt động Trường Sơn JOC đã thu nổ thêm 3.900km địa chấn 2D, 324 km2địa chấn 3D, tái xử lý 496

km2địa chấn 3D do Fina thu nổ năm 1997 và đã khoan thêm 04 giếng thăm dò là SĐA -1X, TG -1X, RT -1X, TB -1X

Theo Hợp đồng Dầu khí, kết thúc Giai đoạn I của thời kỳ tìm kiếm thăm dò (3 năm), Trường Sơn JOC đã xác định diện tích phát triển là 760 km2 (Lô 46) và đã được PVN phê duyệt Khu vực phát triển bao gồm các cụm mỏ Sông Đốc, Rạch Tàu, Khánh Mỹ, Phú Tân Trong đó khu mỏ Sông Đốc có quy mô lớn nhất, nằm cách mỏ Bunga Kekwa 15 km về phía Đông Nam, cách Cà Mau 205 km về phía Đông Nam và được chọn để đưa vào khai thác sớm Ngày 16/11/2005 tại quyết định

số 1246/QĐ –TTg Thủ tướng chính phủ đã phê duyệt trữ lượng cụm mỏ SRKP Ngày 26/05/2006 PVN cũng đã phê duyệt kế hoạch phát triển cụm mỏ SRKP cho Trường Sơn JOC và đã có dòng dầu đầu tiên từ năm 2008

Trường Sơn JOC quyết định không tham gia vào Giai đoạn 2 của Thời kỳ tìm kiếm thăm dò, mà giữ lại diện tích xin phát triển trong Lô 46 và trả diện tích còn lại bao gồm 1 phần Lô 46 và các Lô 50, 51 cho PVN

Giếng SĐA-1X khoan tháng 10/2003, mục đích là thăm dò trong Miocen và Oligocen Kết quả đã bắt gặp dầu ở 3 vỉa và khí ở 2 vỉa, tuy nhiên Trường Sơn JOC chỉ thử vỉa ở tầng I-038 với lưu lượng dầu 5325 thùng/ngày và 38o API, lưu lượng khí 8,1 triệu bộ khối/ngày

Năm 2004, TSJOC đã khoan thêm 2 giếng thăm dò Tam Giang-1X và Rạch Tàu-1X, mục đích là thăm dò trong cát kết Miocen tầng “I” và “J” Cả 2 giếng đều

có phát hiện dầu và khí nhưng không thử vỉa

Năm 2005, khoan giếng Thới Bình-1X và Thới Bình-1X-ST, mục đích là thăm

dò các vỉa cát Miocen tầng I-023, J-055, J-060 và J-070 Kết quả đã phát hiện dầu

và khí trong 2 giếng khoan này

1.3 Đặc điểm địa chất

1.3.4 Đặc điểm địa tầng

Đặc điểm địa tầng khu vực nghiên cứu giống với địa tầng của bể MaLay – Thổ Chu, cho nên việc nghiên cứu địa tầng bể Malay – Thổ Chu đã thể hiện một cách tổng quan địa tầng khu vực nghiên cứu [5]

Nhìn chung bể Malay – Thổ Chu được cấu tạo bởi móng trước Đệ Tam và lớp trầm tích, phun trào có tuổi Đệ Tam (Hình 1.2)

1.3.4.1 Móng trước Đệ Tam

Đá móng trước Đệ Tam đã được bắt gặp trong một số giếng khoan ở phần ngoài khơi thềm lục địa: giếng khoan B-KQ-1X, 46-KM-1X và 46-NC-1X và 46-SD-1X,46-TG-1X và 46-RT-1X Thành phần thạch học của chúng rất giống các thành tạo Mesozoi trồi lộ trên đất liền và các đảo trong khu vực nghiên cứu Nói chung, thành phần thạch học chủ yếu là các đá mafic biến chất bị phong hoá, quarzit

Hình 1.2: Cột địa tầng tổng hợp bể Malay – Thổ Chu

diệp thạch sét màu xám xanh, bột kết màu nâu sẫm-nâu đỏ, có vệt đá vôi, pyrit Trong giếng khoan Enrika trên đảo Phú Quốc, lát cắt trước Đệ Tam bao gồm một loạt bột kết, sét kết và cát kết xen kẽ được xác định tuổi Creta Đá móng biểu thị trên mặt cắt địa chấn là các lớp có góc dốc lớn bên dưới mặt bất chỉnh hợp góc trước Đệ Tam, thể hiện một giai đoạn dài nâng lên và bào mòn Chiều dày của đá móng này chưa khoan qua hết nhưng tài liệu địa chấn cho thấy rất dày trong phần Tây Bắc của diện tích nghiên cứu trong thềm lục địa Tây Nam Việt Nam

Hệ Paleogen

Thống Oligocen

Phụ thống Oligocen

Hệ tầng Kim Long (E3kl)

Các giếng khoan gặp trầm tích Oligocen là: B-KL-1X, 50-CM-1X, 1X, 50-TV-1X, 46-DD-1X, 46-NC-1X, 46-NH-1X, 46-CN-1X Duy nhất giếng khoan 46-NC-1X đã khoan qua trầm tích Oligocen và gặp móng

51-MH-Đặc điểm thạch học của trầm tích Oligocen chủ yếu là sét kết nâu xám xen kẽ các lớp bột kết màu nâu phân lớp dày-dạng khối và cát kết ở các giếng khoan thuộc

Lô 50, 51, bột kết, sét kết có màu nâu đỏ-nâu xám Ở một vài giếng khoan có sét phân lớp mỏng màu xám nâu và than nâu

Trầm tích lấp đầy bể từ pha khởi đầu đồng tạo rift tới pha oằn võng sớm, có tuổi từ Oligocen sớm tới thời kỳ đầu Miocen sớm Chiều dày biến đổi từ 0 mét trên các khối nhô móng tới hơn 5000m trong trung tâm bể

Phần dưới lát cắt là trầm tích đồng tạo rift thực sự của hệ tầng bao gồm chủ yếu các trầm tích hạt vụn được thành tạo trong các môi trường sông ngòi và sông ngòi/đầm hồ Phần trên lát cắt gồm địa tầng chuyển tiếp từ trầm tích đồng tạo rift sang trầm tích pha oằn võng sớm Pha oằn võng trong bể Bắc Malay thể hiện bởi sự

mở rộng các trầm tích đầm hồ, và sông ngòi/đầm hồ Phần trên cùng tương ứng với

"tập sét K" phân bố mang tính khu vực trong bể Malay.

Các trầm tích Oligocen phát triển không rộng rãi ở khu vực nghiên cứu, nguồn cung cấp vật liệu chủ yếu từ các khối móng nhô cao, một phần có thể từ sông Mekong cổ Các thành tạo deltaic được hình thành ngay từ giai đoạn này, các nón bồi tích và các doi cát có xen lẫn bột kết, sét kết ở phần đồng bằng châu thổ không ngập nước (upper delta plain)

Trầm tích đầm hồ phân bố ở các Lô 46, một phần Lô 51, phần lớn Lô A, Lô B Một ít các trầm tích lòng sông dọc theo các Lô 51, A, B Các thành tạo này là tầng chứa tốt nhất trong trầm tích Oligocen

Các lớp bột kết, cát kết, sét và cát kết hạt mịn dưới dạng quạt bồi tích sông ngập nước (lower delta) chỉ phân bố chủ yếu ở Lô A, B và một dải hẹp Lô 46, 51 Các thành tạo này chỉ có khả năng chứa trung bình Các tập sét đóng vai trò tầng sinh là chính Các lớp sét, macnơ, bột kết và ít cát kết hạt mịn, xen trong đó có các lớp đá vôi chứa nhiều foraminifera (giếng khoan 50-CM-1X, 46-NC-1X) đã chỉ ra môi trường đầm lầy ven biển điển hình Các thành tạo này phân bố hẹp ở các Lô 50,

lớp than nâu Cát kết sạch, trong-mờ, xám sáng, hạt mịn-thô, độ lựa chọn kém-vừa phải, độ rỗng tốt Đôi chỗ sét kết và bột kết có chứa dolomit nâu sáng, nâu vàng, xám sáng, cứng, chặt xít

Hệ tầng này được cho rằng thiên về chứa dầu trong mỏ Bongkot và trong khu vực phía Đông Nam trong các Lô 46, PM3 nhưng phần nhiều về phía Tây Bắc là tầng chứa khí Phần lớn hệ tầng tập J thể hiện pha oằn võng sớm sau tạo rift bao gồm phong phú các trầm tích sông ngòi hạt thô Chiều dày thay đổi từ 680m tới 1.160m trong bể Bắc Malay Hệ tầng được nhận dạng bởi sự có mặt của bột kết và sét kết màu đỏ xen kẽ với cát kết và sự xen kẹp của than và sét chứa vật chất hữu

cơ Đặc trưng thạch học riêng biệt này được tin tưởng biểu thị trầm tích trong môi trường sông ngòi, đồng bằng châu thổ phần trên ảnh hưởng cửa sông trong phần dưới lát cắt hệ tầng (nhóm K, J và phần dưới I) và đồng bằng châu thổ phần dưới trong phần trên lát cắt hệ tầng (phần trên nhóm I)

Diện phân bố của các trầm tích này cũng rộng hơn so với thời kỳ Oligocen chỉ

bó hẹp trong các hố sụt Các kiểu trầm tích quạt bồi tích, lũ tích, cát lòng sông, các tập than được thành tạo trong điều kiện đồng bằng châu thổ không ngập nước phân

bố theo một dải suốt từ Lô 49, 50, 51, một phần Lô B và Lô 46 Các đá này phân lớp dày, diện phân bố rộng và là tầng chứa sản phẩm tốt ở khu vực nghiên cứu Các tập trầm tích bột kết, cát kết xen các lớp than, ngoài ra còn có cả macnơ được thành tạo trong điều kiện đồng bằng châu thổ ngập nước (Lower delta plain) phát triển rộng rãi ở các Lô 48/95, Lô B Kết quả nghiên cứu cổ sinh ở các giếng khoan xác minh đây là các trầm tích delta điển hình với sự có mặt của các tảo nước ngọt đặc trưng như Pediastrum, Botryococcus bào tử phấn hoa Back Mangrove và Mangrove (Fil.trilobita, Fl.levipoli ), foraminifera bám đáy (Ammonia beccarii, Miliamina ) Một điều khá rõ nét là ở các hố sụt Lô B được lấp đầy trầm tích, nghiêng về phía Đông, tướng biển ven bờ (giếng khoan B-KL-1X) Các lớp cát có khả năng chứa tốt-trung bình, tuy nhiên khả năng chắn của các lớp sét ở đây rất tốt

Các trầm tích Miocen giữa phủ chỉnh hợp lên trên các trầm tích có tuổi Miocen dưới, riêng ở giếng khoan B-KQ-1X phủ bất chỉnh hợp lên trên đá móng biến chất trước Đệ Tam

Hệ tầng chứa phần lớn khí và gần 50% lượng dầu trong bể Malay Lát cắt thể hiện quá trình trầm tích trong môi trường đồng bằng châu thổ/sông ngòi ảnh hưởng của biển trong pha lún chìm nhiệt và gồm một loạt các pha biển tiến và biển thoái

mà chúng khống chế sự phân bố và hình dạng các thân cát Các pha này cũng khống chế sự phân bố thẳng đứng và ngang của rất nhiều than và sét chứa vật chất hữu cơ

mà chúng được cho là tầng đá mẹ quan trọng trong bể Bắc Malay Trong phần trên nhóm I, pha biển thoái lớn bị gián đoạn bởi pha biển tiến khu vực trong nhóm F Nói chung, sự tăng số lượng của các thân cát cửa sông ảnh hưởng biển (cát trước châu thổ - deltafront) và tăng số lượng các vỉa than và sét than liên quan tới các pha biển tiến, trong khi quá trình sông ngòi, gồm cả kênh phân cắt thung lũng (incised valley) là thiên về các pha biển thoái

Các thành tạo trong thời kỳ này mang tính châu thổ, nhưng chỉ với hai môi trường trầm tích điển hình Đó là thành tạo bồi tích lòng sông, hồ-đầm lầy với khả năng chứa tốt, song chiều dày của chúng không lớn, mang tính địa phương Các thành tạo môi trường delta ngập nước, phân bố dải hẹp, khả năng chắn sản phẩm tốt

hơn bởi các tập sét dày Bất chỉnh hợp góc được hình thành dọc theo các rìa của bể Quá trình gián đoạn trầm tích xảy ra cách đây khoảng 9 triệu năm

Tiếp sau giai đoạn đó là thời kỳ biển tiến dẫn tới việc thành tạo các tập sét dày, màu xám đóng vai trò tầng chắn khu vực quan trọng

Phụ thống Miocen trên

Hệ tầng Minh Hải (N13mh)

Trầm tích của hệ tầng Minh Hải gồm sét/sét kết xám sáng, xám oliu, xám xanh tới xám nâu, mềm, bỡ xen kẽ một tỷ lệ ít hơn các lớp bột/bột kết và cát/cát kết (cát gặp nhiều trong các giếng khoan 51-MH-1X, 46-DD-1X) Cát kết màu xám nhạt đến xám trắng, xám phơi nâu gắn kết yếu hoặc còn bở rời, phần lớn là cát kết hạt nhỏ đôi chỗ hạt trung đến thô, bán góc cạnh đến tròn cạnh, độ lựa chọn trung bình đến tốt Trầm tích thường chứa phong phú hóa đá biển ( đặc biệt là Foraminifera), đôi khi có chứa flauconit Các lớp mỏng dolomit và đá vôi vi hạt đôi khi cũng có mặt Sét chứa than và các vỉa than nâu thường xuất hiện chủ yếu ở phần dưới của mặt cắt Tỷ lệ cát/sét thấp, cát thường có xu thế hạt thô hướng lên trên Trầm tích của hệ tầng này được thành tạo trong môi trường biển nông chịu nhiều ảnh hưởng của nguồn lục địa

Trong trầm tích của hệ tầng đã phát hiện thấy các hóa thạch bào tử phấn hoa, Foraminifera và Nannoplankton thuộc các đới N16-N18, NN10-NN11, xác định tuổi Miocene trên cho trầm tích hệ tâng Minh Hải Hệ tâng phủ không chỉnh hợp lên

N12-N15 Chúng phủ bất chỉnh hợp trên trầm tích hệ tầng Minh Hải

Trầm tích hệ tâng Biển Đông phân bố rộng khắp trong bể và có chiều dày tương đối ổn định 400-600m

1.3.2 Đặc điểm cấu trúc kiến tạo

Lô 46/02 nằm trên khu vực rìa phía Đông Bắc của bể Malay – Thổ Chu, với đặc điểm là phần rìa của bể trầm tích Lô 46/02 cũng như các Lô 50 và 51 đều có đặc điểm là dạng đơn nghiêng với trầm tích mỏng dần về phía rìa Đông Bắc Đặc điểm cấu trúc của Lô 46/02 có thể chia làm hai phần: phần trũng phía Tây Nam và phần đơn nghiêng phía Đông Bắc [2]

 Phần trũng phía Tây Nam của Lô:

Phần này có xu hướng nông dần về phía Đông Bắc, tuy nhiên trong khu vực này vẫn còn tồn tại các trũng nhỏ bị chia cắt bởi các hệ thống đứt gãy Tây Bắc – Đông Nam Trầm tích trong khu vực vẫn tồn tại đầy đủ các hệ tầng từ Oligocen đến Pleistocene với chiều dày trầm tích khá lớn, khu vực dày nhất đến hơn 4.000m, các trũng nhỏ ở rìa phía Tây Nam với chiều dày trầm tích lớn có tuổi Oligocen là nơi cung cấp nguồn đá mẹ rất tốt cho khu vực Lô này

Khu vực này tồn tại một loạt các hệ thống đứt gãy, đặc biệt về phía Tây và Nam của Lô Các hệ thống đứt gãy này có xu hướng phát triên chủ yếu theo hướng Tây Bắc – Đông Nam và á vĩ tuyến Hoạt động của các hệ thống đứt gãy tạo nên các cấu trúc dạng vòm lồi, vòm kề áp với đứt gãy là các dạng bẫy chứa quan trọng trong khu vực Lô 46/02

 Phần đơn nghiêng phía Đông Bắc:

Khu vực phía Đông Bắc của Lô 46/02 có đặc điểm đơn nghiêng với cấu trúc nông dần về phía Đông Bắc (phần rìa của bể) Trong phần này trầm tích có tuổi Oligocen và phần dưới của Miocen hạ gần như vắng mặt, chỉ tồn tại các trầm tích

có tuổi Miocen trung trở lên đến Pleistocene, các trầm tích này phân bố mỏng dần

về phía rìa Đông Bắc với chiều dày trầm tích thay đổi từ một vài chục mét đến 1.500 m

Khu vực Đông Bắc Lô 46/02 chỉ tồn tại và phát triển hệ thống đứt gãy theo hướng Tây Bắc – Đông Nam, tuy nhiên các đứt gãy này chủ yếu là các đứt gãy nhỏ, hoạt động yếu kết hợp trầm tích dạng đơn nghiêng với chiều dày nhỏ hầu như không tồn tại các bẫy cấu trúc trong khu vực này Tuy vậy khu vực này vẫn có thể tồn tại các bẫy dạng địa tầng phát triển trong Miocen trung, dạng bẫy này cần được nghiên cứu chi tiết hơn bởi việc đan dày hơn địa chấn 2D và 3D

Hình 1.3: Đăc điểm cấu trúc khu vực nghiên cứu

 Đặc điểm đứt gãy khu vực nghiên cứu

Trong mỏ SĐA tất cả các đứt gãy đều là đứt gãy thuận, không thấy dấu hiệu nào của đứt gãy nghịch Có 3 đứt gãy chính theo hướng Tây Bắc- Đông Nam là F22,F25 và F26 (Hình 1.4)

Đứt gãy F22: nằm phía Tây Bắc mỏ SĐA có chiều dài khoảng 4,5km kéo dài theo phương TB-ĐN (312ooN), đổ về phía ĐB (42oN), góc dốc khoảng 30-41o

Đứt gãy F25: là đứng gãy chính mỏ SĐA có chiều dài khoảng 4,0km kéo dà i theo phương TB-ĐN (323-336oN), đổ về phía ĐB (53-66oN), góc dốc thay đổi 37-

61o, đứt gãy F25 làm dịch chuyển đứng nóc Orange, nóc móng trước Kainozoi, đáy

K, đáy K-shale, đáy J, I, H, F, E tương ứng là 1920-3252m, 112-808m, >270m, 100m, 72-80m, 74-89m, 72-88m, 68-82m, 52-79m

82-Đứt gãy F26: nằm ở ĐN mỏ SĐA có chiều dài khoảng 6,4km kéo dài theo phương TB-ĐN (348oN), đổ về phía ĐB (78oN), góc dốc thay đổi 45-54o, đứt gãy F26 làm dịch chuyển đứng nóc Orange, nóc móng trước Kainozoi, đáy K, đáy K-shale, đáy J, I, H, F, E tương ứng là 862m, 190-342m, 45-116m, 160m, 47-67m, 47-85m, 45-88m, 45-72m, 45-70m

Hình 1.4: Hệ thống đứt gãy mỏ SĐA 1.3.3 Lịch sử phát triển địa chất

Cũng giống như đặc điểm địa tầng, lịch sử phát triển địa chất khu vực nghiên cứu giống với lịch sử phát triển của bể MaLay – Thổ Chu [5]

Mô hình tiến hóa các bể trầm tích Kainozoi Việt Nam được nhiều nhà nghiên cứu xây dựng trên quan điểm kiến tạo mảng, sự va chạm của các mảng lớn: mảng

Ấn Độ, mảng Australia, mảng Thái Bình Dương đến rìa Đông Nam lục địa Âu - Á, kết hợp với sự tách giãn và phát triển Biển Đông Trường động lực đã tạo sự xoay chuyển các vi mảng, đới trượt bằng và các đứt gãy lớn dọc theo đó các bể Kainozoi được hình thành

Vào thời kỳ Kainozoi - Đệ tứ, khi phần lớn Đông Nam Á, đặc biệt là rìa Đông

và Đông Nam của địa khối Indochina chịu tác động của kiến sinh tạo rift, thì ở châu thổ sông Mekong chuyển động kiến tạo tương đối bình ổn, phân dị yếu tạo lớp phủ trầm tích sông – châu thổ trên các bể Mesozoi hình thành trước đó Trong thời kỳ

Kainozoi sớm (Eocen – Miocen sớm), do va chạm giữa mảng Ấn Độ và Âu Á, một loạt các hệ thống đứt gãy trượt bằng trái được hình thành, như đứt gãy sông Hồng, đứt gãy Mae Ping và Three Pagodas Trong giai đoạn này, biển ở vịnh Thái Lan được mở rộng, có dạng như một bể kéo tách (pull-apart) Trên mặt cắt địa chấn, từ

bể Malay-Thổ Chu sang phía Tây Nam đảo Phú Quốc, có thể thấy rõ đáy của trầm tích Đệ Tam ở khu vực Phú Quốc rất nông (khoảng vài trăm mét) và khá bằng phẳng, nhưng sang đến bể Malay - Thổ Chu thì đáy này tụt xuống rất sâu đến vài

km Lịch sử phát triển địa chất khu vực thời kỳ này có thể chia thành các thời kỳ chính như sau:

1.3.3.1 Thời kỳ nén ép Creta muộn - Eocen?

Do sự va chạm giữa mảng Ấn Độ với mảng Âu Á trong thời kỳ này đã dẫn tới quá trình tái hoạt động của các đứt gãy kề áp các bán địa hào Các thành tạo trầm tích bị uốn nếp, hoạt động bóc mòn trầm tích xảy ra mạnh mẽ ở diện rộng Chuyển động trượt bằng trái tái hoạt động dọc theo các đứt gãy lớn hướng Tây Bắc - Đông Nam như Sông Hồng, Maeping, Three Pagoda

 Thời kỳ tạo rift Eocen? - Oligocen

Hoạt động kiến tạo chủ yếu tiếp theo tác động mạnh mẽ đến khu vực nghiên cứu là quá trình tách giãn nội lực tạo nên các bồn trầm tích Đệ Tam chủ yếu ở bể Malay – Thổ Chu và trũng Pattani Quá trình tách giãn Eocen - Oligocen thường xảy ra dọc theo hướng cấu trúc Trias cổ, dẫn đến việc hình thành hàng loạt các đứt gãy thuận có hướng Bắc - Nam ở phần Bắc vịnh Thái Lan và đứt gãy có hướng Tây Bắc - Đông Nam ở bể Malay – Thổ Chu Ban đầu quá trình trầm tích bị ngăn cách bởi các bán địa hào, trầm tích lấp đầy là các thành tạo lục nguyên có tướng lục địa - đầm hồ, tam giác châu và biển ven bờ lấp đầy các bể phụ mở rộng Do các đứt gãy phát triển từ móng trước Kainozoi, nên các thành tạo Oligocen thường bị phân dị, chia cắt mặt địa hình cổ thành các đới nâng hạ không đều, tạo ra các hình thái kiến trúc hết sức phức tạp Vào cuối Oligocen, do chuyển động nâng lên, quá trình trầm

tích bị gián đoạn và bóc mòn Sự kiện này được đánh dấu bởi bất chỉnh hợp cuối Oligocen đến đầu Miocen sớm

1.3.3.2 Thời kỳ sau tạo rift, bắt đầu pha lún chìm, oằn võng - biển tiến (Miocen sớm - hiện tại)

Vào Miocen sớm, hoạt động tách giãn dần dần yếu đi, bắt đầu pha lún chìm, oằn võng biển tiến, đây là giai đoạn chuyển tiếp từ đồng tạo rift đến sau tạo rift Sang Miocen giữa - Miocen muộn, tiếp tục thời kỳ lún chìm của bể Malay mà nguyên nhân chủ yếu là do co rút nhiệt độ của thạch quyển Hoạt động giao thoa kiến tạo do sự thay đổi hướng hút chìm của mảng Ấn Độ theo hướng Đông Bắc và chuyển động của mảng Châu Úc lên phía Bắc vào cuối Miocen giữa - đầu Miocen muộn có thể

là nguyên nhân của chuyển động nâng lên và dẫn tới việc hình thành bất chỉnh hợp Miocen trung (MMU) Sự hình thành của bất chỉnh hợp Miocen trung được gia tăng đáng kể do quá trình hạ thấp mặt nước biển toàn cầu cách đây 10.5 triệu năm (Haq và nnk, 1988)

Thời kỳ từ cuối Miocen muộn đến hiện tại là pha cuối cùng của tiến trình phát triển của bể Malay

Vào Pliocen - Đệ Tứ, quá trình sụt lún chậm dần và ổn định, biển tiến rộng khắp Các bồn trũng, địa hào và các phụ bể lân cận trong cùng vịnh Thái Lan được liên thông với nhau Lớp phủ trầm tích hầu như nằm ngang, không bị tác động lớn bởi các hoạt động đứt gãy hay nếp uốn và tạo nên bình đồ cấu trúc hiện tại của khu vực nghiên cứu

1.4 Hệ thống dầu khí

1.4.1 Đá sinh

Trong bể tồn tại 3 tầng sinh chính sau:

 Đá sinh đầm hồ tập K (Oligocen) là các đá mẹ có kerogen loại II và III hay hỗn hợp kiểu II, III là phổ biến Các tập đá sinh loại này thường mỏng <150m Chủ

yếu sinh dầu đôi khi sinh khí v

tập ”I”, ”H” và ”F” Tuy nhiên, nghiên c

cho thấy các đá mẹ loại này v

i này vẫn chưa nằm trong cửa sổ tạo dầu

1.5: Biểu đồ phân bố tiềm năng sinh HC tầng

: Biểu đồ phân bố tiềm năng sinh HC tầng Miocen

trung bình đến rất tốt

i II thuộc tập ”K” và trung bình đến

c tìm thấy trong các

c Lô 51, 46 của TSJOC

ng Oligocen

Miocen dưới

1.4.2 Đá chứa

Đá chứa dầu khí ở bể trầm tích Malay - Thổ Chu được đánh giá là các tập cát kết có tuổi từ Oligocen tới Miocen bao gồm các tập đá chứa thuộc môi trường như sau:

- Cát kết liên quan đến trầm tích dạng đầm hồ Oligocen là đối tượng chứa khá tốt Các tập cát này có bề dày mỏng thay đổi từ 3-10 m với độ rỗng trung bình khoảng 12-15%

- Cát kết đồng bằng ven biển (cát kết thuộc tập “J” và “I”): đây là các tập cát sông có các vỉa sét và lớp than mỏng xen kẹp Các tập cát kết dạng này có độ dày biến đổi từ 5-25m với độ rỗng trung bình khá tốt (22-26%)

- Cát kết châu thổ (tập “H”): đá chứa loại này thường là các vỉa cát mỏng nhưng lại có độ rỗng rất tốt

- Cát kết biển nông (tập “F”): đá chứa dạng này thường được thể hiện với đặc điểm thô dần từ dưới lên cùng với sự tồn tại của glauconite

- Các đá chứa khác: Trên cơ sở các kết quả thăm dò và khai thác rất khả quan đối tượng đá móng nứt nẻ phong hoá tại bồn trũng Cửu Long, đá móng tại bồn trũng Malay–Thổ Chu cũng được xem xét như là đối tượng tìm kiếm thăm dò mới Tuy nhiên cho tới nay một số giếng đã khoan vào móng trong khu vực bắt gặp đá phiến biến chất (46-NC-1X), đá quarzite (46-KM-1X) và đá vôi chặt xít (hai giếng khoan vùng PM-3CAA) nhưng chưa thấy có biểu hiện dầu khí trong đối tượng này

Do đó, việc tìm kiếm dầu khí trong đá móng cần được nghiên cứu chi tiết hơn 1.4.3 Đá chắn

Các thành tạo chắn dầu khí trong khu vực Lô 46/02 bao gồm :

- Tầng chắn I: đây là các tập sét Pliocen - Đệ Tứ có chiều dày hàng trăm mét, đóng vai trò tầng chắn khu vực cho toàn vùng Hàm lượng sét ổn định, khoảng 85-90%, độ hạt chủ yếu nhỏ hơn 0,001mm

- Tầng chắn II: là các tập sét đáy Miocen dưới Các tập này phân bố không

liên tục, đóng vai trò tầng chắn địa phương cho các tầng sản phẩm bên dưới Chiều dày của tầng này khoảng 25-60m, hàm lượng sét dao động từ 75-85%, độ hạt nhỏ hơn 0,001mm Khoáng vật chủ yếu là montmorilonit, ngoài ra còn có hydromica và kaolinit

- Tầng chắn III: là các tập sét trong tầng Oligocen, đặc biệt là tập sét K có chiều dày hơn về phía Tây Bắc được thành tạo trong môi trường hồ có ảnh hưởng của biển trong giai đoạn tách giãn, sụt lún, có bề dày khá ổn định và đóng vai trò tầng chắn khu vực cho các vỉa sản phẩm trong tầng Hàm lượng sét cao 80 - 90%, khoáng vật chủ yếu là Montmorilonit và tổ hợp Montmorilonit-Hydromica, hệ số phân lớp 0,15 - 0,25, độ hạt: 0,001-0,003 mm, chiều dày tầng chắn 50-200m

- Màn chắn kiến tạo: chế độ kiến tạo của khu vực có ảnh hưởng và chi phối mạnh mẽ tới sự tích tụ và bảo tồn dầu khí ở các dạng bẫy khép kín ba chiều trong khu vực nghiên cứu Các hệ thống đứt gãy là màn chắn kiến tạo hết sức quan trọng 1.4.4 Bẫy chứa

Theo kết quả minh giải và đánh giá tiềm năng dầu khí của Fina, TS JOC thì

Lô 46/02 tồn tại hai loại bẫy chính đó là bẫy cấu tạo và bẫy địa tầng Bẫy cấu tạo chủ yếu tồn tại ở khu vực Tây Nam Lô, tiếp giáp với Lô 51 nơi tồn tại nhiều đứt gãy phương Tây Bắc - Đông Nam Bẫy địa tầng chủ yếu tồn tại ở khu vực Đông Bắc

Lô, tuy nhiên để nghiên cứu kỹ các cấu tạo dạng này cần được bổ sung các tài liệu địa chấn có độ phân giải cao như tài liệu địa chấn 3D hoặc đan dày thêm mạng lưới địa chấn 2D hiện có

CHƯƠNG 2: CƠ SỞ TÀI LIỆU VÀ PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU 2.1 Cơ sở tài liệu

2.1.1 Tài liệu địa chấn

Từ năm 1990 đến 2004 lô 46/02 được các nhà thầu thực hiện rất nhiều lần đo địa chấn khác nhau: 11.076 km địa chấn 2D năm 1990, 4.638 km địa chấn 2D năm

1992, 126 km địa chấn 2D đan dày và 496 km2 địa chấn 3D năm 1997, 400 km2 địa chấn 3D năm 1997 và 324 km2 địa chấn 3D năm 2004 (Hình 2.1, Bảng 2.1)

Hình 2.1: Diện tích đo địa chấn 3D và các giếng khoan thăm dò

Bảng 2.1: Số liệu khảo sát địa chấn trong lô 46/02