Đánh giá đặc trưng chứa của vỉa theo tài liệu karota khí mỏ bạch hổ

Phạm vi và đối tượng nghiên cứu Phạm vi áp dụng: Có thể áp dụng với mọi giếng khoan Đối tượng nghiên cứu: Tầng móng và các tầng chứa sản phẩm dầu khí trong đá trầm tích mỏ Bạch Hổ 3.. M

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ ĐỊA CHẤT

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ ĐỊA CHẤT

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan đây là công trình của riêng tôi

Các số liệu, kết quả nêu trong luận văn là trung thực và chưa từng được công bố trong bất kỳ công trình nào khác

Tác giả luận văn

Đỗ Văn Toàn

Chương 1: KHÁI QUÁT CHUNG VỀ VÙNG NGHIÊN CỨU

1.1 Vị trí địa lý, lịch sử nghiên cứu địa chất địa vật lý mỏ Bạch Hổ 3

1.2.3 Đặc điểm kiến tạo mỏ Bạch Hổ 13

Chương 2: CƠ SỞ LÝ THUYẾT VÀ CÁC PHƯƠNG PHÁP ÁP DỤNG ĐÁNH GIÁ ĐẶC TRƯNG CHỨA CỦA VỈA

11 Hình 2.7 Sự thay đổi dc khi khoan qua đới dị thường áp suất 30

12 Hình 2.8 Sự thay đổi xu thế nhiệt độ khi khoan qua đới dị thương

15 Hình 3.3 Masterlog Mioxen hạ giếng BH-A (2780 – 3020m MD) 36

17 Hình 3.5 Mẫu vụn tại độ sâu 2880-2890m phát quang màu vàng

18 Hình 3.6 Biểu đồ tam giác tại đỉnh khí 1 Mioxen hạ giếng BH-A 39

19 Hình 3.7 Biểu đồ tam giác tại đỉnh khí 2 Mioxen hạ giếng BH-A 39

20 Hình 3.8 Biểu đồ tam giác tại đỉnh khí 3 Mioxen hạ giếng BH-A 39

21 Hình 3.9 Biểu đồ tam giác tại đỉnh khí 4 Mioxen hạ giếng BH-A 40

22 Hình 3.10 Biểu đồ tỉ lệ khí tại đỉnh khí 1Mioxen hạ giếng BH-A 40

23 Hình 3.11 Biểu đồ tỉ lệ khí tại đỉnh khí 2Mioxen hạ giếng BH-A 41

24 Hình 3.12 Biểu đồ tỉ lệ khí tại đỉnh khí 3 tầng Mioxen hạ giếng

25 Hình 3.13 Biểu đồ tỉ lệ khí tại đỉnh khí 4 Mioxen hạ giếng BH-A 41

26 Hình 3.14 ChromatologMioxenhạ giếng BH-A(2780 – 3020m

27 Hình 3.15 Overpressure Mioxen hạ giếng BH-A(2900 – 3020m

28 Hình 3.16 Liên kết khoảng nghiên cứu BH-A với giếng BH-B tài

29 Hình 3.17 Masterlog thể hiện mặt ranh giới móng BH-A, BH-D,

40 Hình 3.28 Biểu đồ tam giác và biểu đồ tỉ lệ khí tại đỉnh khí Móng

DANH MỤC CÁC BIỂU BẢNG

8 Bảng 3.4 Giá trị các chỉ số khí tại các đỉnh khí tầng móng

DANH MỤC CÁC THUẬT NGỮ, CÁC CHỮ VIẾT TẮT

Drilling, Logging While Drilling)

MỞ ĐẦU

1 Tính cấp thiết của đề tài

Trong những năm gần đây ngành dầu khí nước ta có nhiều bước phát triển mạnh về công nghệ, với yêu cầu theo kịp khoa học kĩ thuật của các nước phát triển, đưa ngành dầu khí nước ta lên tầm cao mới, vươn đến quy mô sản xuất toàn cầu Tuy nhiên các khu vực nghiên cứu ngày càng sâu và phức tạp, đặt ra yêu cầu giải quyết vấn đề bằng các phương pháp mới Như chúng ta đã biết, đánh giá đặc trưng chứa của vỉa là một yêu cầu cần thiết đối với bất kỳ giếng khoan nào Để đi đến công tác bắn mìn thử vỉa gọi dòng cần biết chính xác vỉa dầu nằm ở độ sâu nào, vỉa dầy hay mỏng có đủ trữ lượng đưa vào khai thác hay không…Hiện nay có rất nhiều các phương pháp đánh giá nhưng với các giếng khoan có góc nghiêng lớn, wireline

có thể không đo được nhiều các phương pháp, phương pháp đo trong khi khoan MWD, LWD chủ yếu đi thuê rất tốn kém có thể không phải là sự lựa chọn ưu tiên hàng đầu, khi đó tài liệu karota khí trở nên rất quan trọng để minh giải đánh giá đặc trưng chứa của vỉa Karota khí là tài liệu địa vật lý đầu tiên đo được của giếng khoan và đo được với bất kỳ giếng khoan phức tạp nào Phân tích đánh giá hỗn hợp khí đo được cho biết được khí có nguồn gốc từ tầng sản phẩm dầu, khí hay không sản phẩm và đề tài là một công trình nghiên cứu nhỏ góp phần làm sáng tỏ hơn tiềm năng triển vọng dầu khí của mỏ Bạch Hổ

2 Phạm vi và đối tượng nghiên cứu

Phạm vi áp dụng: Có thể áp dụng với mọi giếng khoan

Đối tượng nghiên cứu: Tầng móng và các tầng chứa sản phẩm dầu khí trong

đá trầm tích mỏ Bạch Hổ

3 Mục tiêu nghiên cứu

Tổng hợp các kết quả tài liệu karota khí mỏ Bạch Hổ: nghiên cứu mẫu vụn địa chất, phân tích đánh giá các vỉa khí đo được đưa ra dự báo chính xác về đặc trưng chứa của vỉa

4 Nhiệm vụ nghiên cứu

Thu thập phân tích mẫu vụn của các giếng khoan thăm dò và khai thác của khu vực nghiên cứu để chính xác hóa cấu trúc địa chất và ranh giới cột địa tầng, đưa

ra các khoảng mẫu vụn phát quang liên quan đến các vỉa chứa dầu khí

Minh giải tài liệu hỗn hợp khí đo được để đánh giá đặc trưng chứa của vỉa Liên kết tài liệu các giếng với nhau từ đó dự báo triển vọng chứa dầu khí

của khu vực nghiên cứu

5 Các phương pháp nghiên cứu

Phân tích mẫu vụn của giếng khoan ngoài thực địa

Phân tích và đánh giá các vỉa khí đo được bằng phương pháp đồ thị tam giác

và phương pháp tỉ số

Phân tích các chỉ số khí WH (WETNESS), BH (BALANCE), CH (CHARACTER)

Phân tích dị thường áp suất liên quan đến sự hình thành dầu khí

Liên kết masterlog của các giếng trong cùng một khu vực

6 Những điểm mới của luận văn

Tổng hợp của nhiều kết quả thu thập được: phân tích mẫu vụn slam trong khi khoan, phân tích dị thường áp suất liên quan đến sự hình thành dầu khí, phương pháp đồ thị tam giác, phương pháp tỉ số, kết quả các chỉ số khí WH, BH, CH và kết hợp với đường tốc độ cơ học trong khi khoan để hiệu chỉnh ranh giới vỉa và đánh giá các vỉa khí đo được một cách chính xác hơn, liên kết masterlog các giếng lân cận đưa ra cái nhìn tổng quan về tiềm năng dầu khí của cả khu vực nghiên cứu

7 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn

Trong khoa học: Góp phần giải thích nguồn gốc bảo tồn và biến đổi của vật chất hữu cơ trong khu vực nghiên cứu, xác định được đâu là vùng dầu, vùng khí condensate, vùng khí khô, vùng khí ướt, vùng dầu tàn dư hoặc là vùng không sản phẩm

Đối với thực tiễn: Vạch được ranh giới vỉa trực tiếp, phát hiện tầng chứa khí

và dầu, đánh giá đặc điểm chứa của chúng Là tài liệu chung để áp dụng cho các mỏ khác

8 Cấu trúc của luận văn

Luận văn gồm 3 chương, trong đó có tổng số 61 trang với 40 hình vẽ và 8 biểu bảng

Trong suốt quá trình nghiên cứu và thực hiện luận văn, tôi luôn nhậnđược hướng dẫn tận tình của GS.TS Lê Khánh Phồn, học viên xin chân thành cảmơn và bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc tới giáo viên hướng dẫn Lê Khánh Phồn

Tôi trân trọng cảm ơn lãnh đạo, các bạn đồng nghiệp tại đội Karota khí, XN Địa Vật Lý Giếng Khoan, Liên Doanh Viêt Nga Vietsovpetro đã giúp đỡ tôi rất nhiều cũng như luôn tạo điều kiện tốt để tôi có thể hoàn thành luận văn này Trong quá trình thực hiện luận văn, tôi cũng luôn nhận được sự quan tâm của bộ môn Địa vật lý, khoa Dầu khí, phòng Đại học và sau đại học trường Đại học Mỏ Địa chất Tôi xin chân thành cảm ơn!

Chương 1 ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT KHU VỰC NGHIÊN CỨU

Chương này sẽ giới thiệu sơ lược về vị trí địa lý, trình bày đặc điểm địa chất

mỏ Bạch Hổ, để làm cơ sở dữ liệu cho việc đánh giá đặc trưng tầng chứa và đánh giá tiềm năng dầu khí khu vực

1.1 Vị trí địa lý, lịch sử nghiên cứu địa chất địa vật lý mỏ Bạch Hổ

1.1.1 Vị trí địa lý mỏ Bạch Hổ

Mỏ Bạch Hổ thuộc bể Cửu Long (hình 1.1 ), nằm trên thềm lục địa nam Việt

Nam trong phạm vi lô 09-1, cách thành phố Vũng Tàu 120km về phía đông nam

Hình 1.1: Vị trí mỏ Bạch Hổ trong bể Cửu Long

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 tới 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 25 m/giây Nhiệt độ không khí từ 25÷32oC, độ ẩm không khí khoảng 87÷89% Mùa khô kéo dài từ tháng mười một tới tháng tư, là mùa gió đông bắc với tốc độ có thể đạt tới 20m/giây Nhiệt độ không khí từ 25÷30oC

Tốc độ dòng chảy ở độ sâu 15÷20m đạt 85 cm/giây, lớp nước gần đáy đạt 20÷30 cm/giây Nhiệt độ nước biển trong năm thay đổi từ 25÷30oC Độ mặn nước biển thay đổi từ 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

1.1.2 Lịch sử nghiên cứu địa chất-địa vật lý mỏ Bạch Hổ

Mỏ Bạch Hổ là một trong những cấu tạo có tiềm năng dầu khí lớn thuộc bể Cửu Long-thềm lục địa Nam Việt Nam được phát triển rất sớm(đầu những năm 70) Lịch sử nghiên cứu mỏ gắn liền với lịch sử phát triển của phương pháp địa vật lý thăm dò

Để nghiên cứu đặc điểm địa chất khu vực mỏ Bạch Hổ, phương pháp địa chấn phản xạ 2D đã được áp dụng từ năm 1973 Năm 1973, công ty Mobil(Mỹ) đã tiến hành nghiên cứu tổ hợp địa vật lý (địa chấn 2D bội 24, Từ, Trọng lực) với

mạng lưới quan sát 4×4 km Tuy nhiên kết quả đạt được không được khả quan, chỉ

sơ qua tìm hiểu cấu trúc địa chất mỏ Bạch Hổ

Năm 1978, công ty GECCO (Nauy) tiến hành nghiên cứu địa chấn 2D bội

48 với mạng lưới 1×1 và năm 1984, liên đoàn địa vật lý viễn đông (Liên xô cũ ) thực hiện với mạng lưới 0.5×0.5 km Các công tác nghiên cứu đã cho phép vẽ được bản đồ cấu trúc, phân chia được các đia tầng chính (móng, Oligoxen,Mioxen) và bản đồ đẳng dày của các tầng địa chất này Tuy nhiên, do chất lượng tài liệu thu được không cao nên kết quả đạt được có độ chính xác hạn chế

Trong điều kiện môi trường địa chất phức tạp như ở mỏ Bạch Hổ, kết quả khảo sát địa chấn 2D có hạn chế, không phản ánh chính xác cấu trúc địa chất thực tế (như độ chi tiết của bề mặt địa hình, đứt gẫy, hướng cấu trúc…) Do có những tồn tại đó, phương pháp thăm dò địa chấn phản xạ 3D đã được áp dụng vào cấu trúc địa chất mỏ Bạch Hổ

Năm 1990 công ty Simon Horion đã thực hiện xử lý theo phương pháp giả 3D trên cơ sở tài liều địa chấn 2D Kết quả tài liệu nhận được có chất lượng tương đối thấp do nhiều nhược điểm của phương pháp mà chủ yếu là do việc nội suy rất rộng thông tin ban đầu

Năm 1992, công ty Geoco-Prakla lần đầu tiên tiến hành thu nổ địa chấn 3D trên khu vực mỏ Bạch Hổ với khối lượng 400km2 (25×16 km) Trên cở sở tài liệu

xử lý, Geoco đã thực hiện phân tích cấu trúc và thành lập bản đồ theo 6 tầng địa chấn chuẩn (từ SH-5 đến SH-B) trên trạm Worstation Nhưng kết quả này ít được

sử dụng trong thực tế do các bản đồ này không đủ độ chính xác và chất lượng tài liệu không tốt ở mặt phản xạ Sh-10 trở xuống của mặt cắt địa chấn

Năm 1993 tập thể chuyên gia địa vật lý của viện nghiên cứu khoa học và tìm kiếm (Vietsovpetro) tiến hành phân tích lại bằng tay các tài liệu này và đã xây dựng lại các bản đồ cấu trúc cho các tầng địa chấn nói trên với việc sử dụng tất cả các tài liệu giếng khoan đã có trong thời điểm đó Các bản đồ này đã được sử dụng trong

quá trình tính trữ lượng và là cơ sở để thiết kế vị trí giếng khoan tiếp trong thời gian qua Tuy nhiên kết quả thu được như vậy nhưng việc phân tích bằng tay có nhiều sai số, dẫn đến các bản đồ cấu trúc của các tầng thu được không có độ chính xác cao

và độ chi tiết mong muốn Công nghệ khoa học phát triển đã cho phép áp dụng tin học vào phân tích tài liệu và một trong những dụng cụ ưu việt được sử dụng trong phân tích đó là hệ thống Worstation Worstation cho phép phân tích tài liệu một cách tỷ mỉ, chính xác cao cho phép áp dụng phương pháp mới (phân tích động học địa chấn bằng các thuộc tính địa chấn, bằng địa chấn tổng hợp Synthetic…) nhờ các phần mềm chuyên dụng có tính ưu việt Các kết quả phân tích trên Worstation đã được áp dụng để nghiên cứu mỏ Bạch Hổ từ năm 1994 đến nay

Năm 1994 trên cơ sở hợp đồng nghiên cứu dầu phát hiện trong đá móng mỏ Bạch Hổ giữa xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro và công ty SSI, các tài liệu thu nổ địa chấn 3D đã được xử lý tại công ty Golden Tài liệu nhận được có chất lượng tốt hơn so với các tài liệu trước đây, đặc biệt là phần dưới của lát cắt địa chấn SH-10 đến SH-B lần đầu tiên đã ghi nhận được hình ảnh các trường sóng liên quan đến các đứt gẫy và các nứt nẻ trong móng

Năm 1995-1996 theo hợp đồng với XNLD Vietsovpetro, công ty CGE đã tiến hành xử lý và phân tích tài liêu địa chấn trong phạm vi 50km2 ở vòm trung tâm Bạch Hổ Kết quả đưa ra một vài kết quả định tính về sự phân bố mức độ nứt nẻ theo trường sóng địa chấn trong móng Các nghiên cứu trên cho phép phân chia địa tầng của cấu tạo Bạch Hổ theo các mặt ranh giới địa chấn, kí hiệu SH (seismic horizon), được đánh số từ 1 đến 12 (SH1-SH12) và ranh giới móng SH-B Cũng từ kết quả đó, cho phép nhận định về cấu tạo địa chất địa tầng của khu vực mỏ Bạch

Hổ như sau:

Mỏ Bạch Hổ là một cấu trúc lồi nằm ở phần giữa các đới nâng trung tâm trong bồn trũng Cửu Long Bồn trũng Cửu Long gồm hai phần lún chìm được phân cắt bởi đới nâng trung tâm Trên đới nâng trung tâm theo hướng Đông Bắc –Tây

Nam đã phát hiện ba cấu tạo là: Rồng, Bạch Hổ, Rạng Đông với yếu tố cấu tạo là nếp nồi bậc III

Móng của Bạch Hổ là đối tượng cho sản phẩm chính Theo bề mặt móng ở đây lại được chia ra làm ba khu vực nhô cao với tên gọi là vòm Bắc vòm Trung Tâm

và vòm Nam, ranh giới giữa các vòm được chia ra một cách ước định Lát cắt địa chất của mỏ bao gồm: đá móng kết tinh trước Kainozoi và đá tuổi Kainozoi mà chủ yếu là trầm tích lục nguyên Móng của mỏ Bạch Hổ là các đá magma toàn tinh với các đai mạch Diabaz và Poocfia bazan andezit Nó được đặc trưng bởi mức độ bất đồng nhất cao về thạch học Ở vòm Trung tâm phát triển chủ yếu là Granit biotit và Granit hai mica, ở vòm Bắc – Granodiorit biotit va adamenlit, ở vòm Nam –Granit và mondodiorit Đá móng bị thay đổi ở mức độ khác nhau bởi quá trình thứ sinh, khoáng vật thứ sinh phát triển nhất là canxit và zeolit Khối granit mỏ Bạch Hổ có độ hang hốc và nứt nẻ khá cao và đã tạo thành những vỉa dầu lớn

Lát cắt lục nguyên gồm đá trầm tích hệ Pleogen (Oligoxen),Neogen (Mioxen, Plioxen) và Đệ Tứ Chúng được chia ra sáu điệp :Trà Cú (Oligoxen dưới), Trà Tân ( Oligoxen trên ), Bạch Hổ ( Mioxen dưới ), Côn Sơn (Mioxen trung ), Đồng Nai (Mioxen trên ), Biển Đông (Plioxen và Đệ Tứ ) Các thân dầu công nghiệp tập trung trong các tập cát kết của điệt Trà Cú , Trà Tân và Bạch Hổ

1.2 Đặc điểm địa chất mỏ Bạch Hổ

1.2.1 Phân tầng cấu trúc

Trong phạm vi mỏ Bạch Hổ, phát hiện hai tầng cấu trúc: móng trước Kainozoi

và trầm tích Kainozoi (KZ) Móng trước KZ là đá xâm nhập granitoide có cấu tạo khối, và các đai mạch diabaz và basalt andesite xuyên cắt Trầm tích KZ chia làm hai phụ tầng: trên và dưới

Phụ tầng dưới gồm: trầm tích tuổi Eoxen, trầm tích Oligoxen sớm và trầm tích Trà Tân sớm Là những lớp trầm tích phân bố xiên chéo, không ổn định, được kết thúc bằng các pha nâng và bị phân cắt nhiều bởi các hệ thống đứt gãy Đặc điểm

này phản ánh giai đoạn phá hủy kiến tạo mạnh và các trầm tích tích tụ vào các hố sụt ở gần kề

Phụ tầng trên gồm: trầm tích Trà Tân giữa và muộn, trầm tích Mioxen, Plioxen và Đệ Tứ Là những lớp trầm tích nằm ngang hoặc lớp có góc dốc nhỏ ở các tập dưới (Oligoxen trên) Đặc điểm này phản ánh quá trình lấp đầy bể trầm tích trong giai đoạn tương đối ổn định

Cơ sở phân chia hai phụ tầng này là mức độ phá hủy kiến tạo, yếu tố này mạnh hơn ở phụ tầng dưới, biểu hiện bằng sự xuất hiện các đứt gãy phát triển đến nóc của tập trầm tích Trà Tân sớm Ranh giới phân chia hai phụ tầng là bề mặt bất

chỉnh hợp giữa Trà Tân sớm và Trà Tân giữa, tức tầng địa chấn SH-10

1.2.2 Các thành tạo địa chất mỏ Bạch Hổ

Theo cột địa tầng mỏ Bạch Hổ (hình 1.2) thì địa tầng ở mỏ Bạch Hổ bao gồm

các tập trầm tích tuổi từ Eoxen (phân bố ở phần cánh), Oligoxen đến Pleistoxene, các tập trầm tích này nằm phủ lên khối đá móng kết tinh trước Kainozoi

1.2.2.1 Thành tạo Kainozoi

A Thống Neogen và Đệ Tứ

Điệp Biển Đông (N 2 -Q): Trầm tích của điệp phủ bất chỉnh hợp trên trầm tích

Mioxen Điệp có chiều dày trầm tích từ 400÷700m Thành phần chủ yếu là cát hạt thô bở rời, đôi khi là cát, với các phân lớp mỏng gồm bột kết và sét vôi Mức độ bở

rời cao Trong hệ tầng này không phát hiện dầu khí

Đứt gãy trong trầm tích Neogen có số lượng không nhiều, phương á kinh tuyến và Đông Bắc, biên độ không quá 100m, thường ít khi dài quá 3-4km Tuy nhiên, chúng thường là màn chắn kiến tạo của một số thân dầu trong lát cắt Mioxen

Hình 1.2: Cột địa tầng mỏ Bạch Hổ.

B Thống Mioxen

+Phụ thống Mioxen dưới

Điệp Bạch Hổ (N1

1): Điệp tuổi Mioxen sớm, có chiều dày thay đổi từ

770÷900m Tầng này nằm giữa SH-3 và SH-7 gồm các lớp sét kết xen kẽ các lớp bột kết, cát kết màu xám tối Trên cở sở tài liệu thạch, cổ sinh , địa vật lý điệp này được chia ra làm ba phần:

Phần dưới: trầm tích của điệp là các lớp cát kết lẫn với các lớp sét kết và bột kết Càng gần với phần trên khuynh hướng hạt thô càng rõ Cát kết thạch anh màu xám sáng, độ hạt từ nhỏ đến trung bình, độ lựa chọn trung bình, được gắn kết chủ yếu bằng xi măng là sét, kaolinit lẫn với một ít cacbonat Bột kết màu từ xám đến nâu

Phần giữa: đặc trưng bởi trầm tích hạt mịn là chủ yếu thỉnh thoảng gặp lớp cát kết với chiều dày không đáng kể và rất ít cuội kết

Phần trên: gặp một lớp sét montmorilonite và sét kết dày có diện tích phát triển rộng thường được dùng làm tầng chuẩn và được gọi là sét Rotalia có chiều dày khoảng 235÷350m, đó là tấng chắn khu vực của bể Cửu Long trong đó có mỏ Bạch

Hổ

+ Phụ thống Mioxen giữa

Điệp Côn Sơn (N2

1): Trầm tích điệp này phủ bất chỉnh hợp trên trầm tích

Mioxen hạ, nằm giữa tầng địa chấn SH-3 và SH-2 Chiều dày trầm tích khoảng 850÷900m Thành phần thạch học chủ yếu là cát kết arkoz, đôi chỗ là cát xen lớp không đều với bột kết, sét, các vỉa mỏng dăm kết, sét vôi và than nâu Các lớp trầm

tích gắn kết chưa tốt, có nơi còn bở rời Đây là điệp không chứa sản phẩm

+ Phụ thống Mioxen trên

Điệp Đồng Nai (N3

1): Trầm tích của điệp này phân bố rộng rãi trên bồn trũng

Cửu Long và phủ chỉnh hợp trên trầm tích điệp Côn Sơn, nằm giữa tầng địa chấn

SH-2 và SH-1 Hệ tầng có chiều dày khoảng 500÷750m, với thành phần thạch học chủ yếu là cát kết thạch anh lẫn sỏi, sạn, xen kẽ với bột sét và sét Mức độ gắn kết

yếu hoặc bở rời Vỉa mỏng, dạng thấu kính

C Thống Eoxen, Oligoxen

Điệp Trà Cú (E1

3): Hệ tầng tuổi Oligoxen sớm, ranh giới trên là tầng địa chấn

SH-11, chiều dày từ 0m (vòm Trung tâm) đến 400m (vòm Bắc) và dày hơn ở hai cánh Thành phần thạch học gồm cuội, sạn, sỏi xen lớp cát hạt thô, sét màu Cuội chủ yếu là đá phun trào andesite có độ chọn lọc kém, cát có độ mài tròn kém Trầm tích nói chung được thành tạo trong điều kiện lục địa với các tướng sông, hồ và đầm

lầy, phát triển không đều theo diện tích cũng như theo chiều sâu, có dạng thấu kính

Điệp Trà Tân dưới (E2 1

3



): Tuổi Oligocene muộn, nằm giữa tầng địa chấn

SH-11 và SH-10 Chiều dày thay đổi từ 400÷600m, thành phần thạch học gồm các lớp sét kết chiếm từ 40÷70%, có lớp sét than dày từ 5÷7m, bột kết và cát kết Đá có màu xám, xám sẫm và nâu đỏ Bị phá hủy kiến tạo mạnh, tồn tại nhiều đứt gãy

Điệp Trà Tân giữa-trên (E2 2

3



-E2 3 3



): Tuổi Oligocene muộn, nằm giữa tầng

địa chấn SH-10 và SH-7 Chiều dày từ 400m÷800m, chủ yếu là sét và sét kết Ở phần trên, sét kết màu đen có hàm lượng vật chất hữu cơ cao Trong nhiều giếng khoan gặp các vỉa đá bazơ nguồn gốc núi lửa dày tới 20m và đôi khi là các vỉa than mỏng Trầm tích được thành tạo trong điều kiện lục địa, tướng sông, hồ, đầm lầy và

cả biển nông

1.2.2.2 Móng trước Kainozoi

Kết quả phân tích thạch học, thạch địa hóa, tuổi đồng vị phóng xạ và sự đối sánh với các thành tạo magma xâm nhập trên lục địa cho thấy, móng trước KZ của

mỏ Bạch Hổ được cấu tạo bởi ba phức hệ xâm nhập (hình 1.3)

- Phức hệ Hòn Khoai, tuổi T-J1, từ 253 đến 188 triệu năm

- Phức hệ Định Quán, tuổi J2-K1, từ 178 đến 108 triệu năm

- Phức hệ Cà Ná, tuổi K2-E1, từ 97 đến 59 triệu năm

A Phức hệ Hòn Khoai

Phức hệ Hòn Khoai được Huỳnh Trung và Nguyễn Xuân Bao xác lập năm

1979, trên cơ sở nghiên cứu các thành tạo xâm nhập tuổi Trias phân bố ở khu vực quần đảo Hòn Khoai và Hòn Đá Bạc (Nam Bộ)

Trong phạm vi móng mỏ Bạch Hổ, các thành tạo phức hệ này gặp chủ yếu ở khu vực đông bắc vòm Bắc, cũng như rìa tây vòm Bắc và phía bắc vòm Trung tâm Thành phần của đá thuộc phức hệ này chủ yếu gồm diorite thạch anh, một ít gradiorite hornblended biotite, gradiorite biotite hạt mịn đến hạt trung và một ít lẫn hornblend hạt mịn

Tuổi của phức hệ Hòn Khoai được giả định là sát trước Trias muộn đến đầu Jura sớm

B Phức hệ Định Quán

Phức hệ Định Quán được Huỳnh Trung và Nguyễn Xuân Bao xác lập năm

1979 trên cơ sở nghiên cứu các thành tạo xâm nhập tuổi Mezozoi muộn phân bố ở đới Đà Lạt Gồm các đá acid vừa phải: granodiorite và diorite gabro-diorite

Đá móng mỏ Bạch Hổ, các thành tạo xâm nhập Định Quán phân bố khá rộng chủ yếu trên bề mặt móng ở các khu vực phía bắc vòm Trung tâm, phía nam vòm Bắc

Tuổi của phức hệ được giả định từ Jura muộn đến Kreta sớm

C Phức hệ Cà Ná

Phức hệ Cà Ná được Huỳnh Trung và Nguyễn Xuân Bao xác lập năm 1979 trên cơ sở nghiên cứu các thành tạo xâm nhập có thành phần acid, siêu acid tuổi Kreta muộn phân bố ở đới Đà Lạt Ở mỏ BH, phức hệ này phân bố hầu khắp vòm Trung tâm và phía bắc của vòm Bắc

Tuổi của phức hệ Cà Ná được giả định là Kreta muộn đến Paleocene

Hình 1.3: Bản đồ phân bố đá magma mỏ Bạch Hổ

1.2.3 Đặc điểm kiến tạo mỏ Bạch Hổ

1.2.3.1 Đặc điểm cấu kiến tạo

Mỏ Bạch Hổ nằm trên đới nâng trung tâm bậc II của bể Cửu Long cùng với

mỏ Rồng, Rạng Đông cho nên nó là cấu tạo bậc III Nó được thành tạo do kết quả của các chuyển động khối kế thừa móng kéo dài hầu như trong toàn bộ lát cắt trầm tích Tính kế thừa được thể hiện là vòm ứng với khối móng nhô cao nhất, trầm tích Oligoxen-Mioxen ở đó cấu trúc chiều dầy 250m nhỏ hơn hai cánh(500m)

Cấu tạo Bạch Hổ là nếp nồi lớn có hướng á kinh tuyến, bị phức tạp bởi các đứt gẫy có biên độ và chiều dài giảm dần lên trên mặt cắt Ở phần dưới của lát cắt thể hiện tương đối rõ đặc điểm địa luỹ của cấu tạo Đó là một cấu tạo không đối xứng, đặc biệt ỏ vòm Trung Tâm, ở đây góc đổ của đất đá ở cánh Đông, Tây từ (6-

210); ở vòm trục cấu tạo nghiêng 10 về phía Bắc , sau đó tăng lên 4-90 ở phía Nam trục cấu tạo thoải hơn khoảng 60

Theo đặc điểm cấu trúc cấu tạo này được chia làm ba phần (hình 1.4):

 Vòm trung tâm là phần nâng cao nhất của cấu tạo, được khoanh định bởi đường đồng mức -3500m Trong phạm này không quan sát thấy trầm tích Oligoxen dưới (hoặc chiều dầy rất nhỏ), so vói các phần kế cận vòm trung tâm cao hơn từ 450-850m

 Vòm Bắc là phần có cấu trúc phức tạp nhất biểu hiện bằng kiến tạo đứt gẫy mạnh, sự đầy đủ của lát cắt địa chất từ Oligoxen đến Đệ Tứ, sự có mặt của vài vòm riêng biệt giới hạn bởi đường bình đồ -350mtheo mặt móng với độ cao tương đối 100m

 Vòm Nam là phần lún chìm sâu nhất của kiến tạo, ỏ phía Bắc giới hạn bởi hai đứt gẫy chéo nhau F3, F4 tạo ra hình chữ V và giới hạn bởi đường đồng mức -4100m theo mặt móng phản xạ

1.2.3.2 Đặc điểm đứt gẫy

Cấu tạo Bạch Hổ có rất nhiều đứt gãy Những đứt gãy lớn nhất là các đường khống chế sườn Đông và Tây của cấu tạo với biên độ ở móng đạt tới 800m Để thuận tiện cho mô tả những đứt gãy người ta đánh số từ I cho đến VII dọc theo mặt

Đứt gãy II nằm ở phía Đông Bắc của cấu tạo kéo dài khoảng 5 km dọc theo hướng á Đông-Tây, là đứt gãy thuận có mặt trượt nghiêng về phía Tây Nam

Hình 1.4:Bản đồ kiến tạo mặt móng mỏ Bạch Hổ

Đứt gãy III là phân nhánh của đứt gãy mô tả ở trên, phát triển ở móng theo hướng Đông Bắc dài tới 70km

Đứt gãy thuận IIIa là nhánh phát triển thứ nhất của đứt gãy III ở trên và kéo dài

về phía Đông khoảng 1km từ đứt gãy thuận II Biên độ của nó ở móng nhỏ hơn 100m và tắt nhanh ở phần trên của lát cắt Mặt trượt nghiêng góc 700 về hướng Tây

Nhìn chung diên tích vòm Bắc của cấu tạo được giới hạn bởi hai đứt gãy thuận

II và III, có thể xem như một khối địa luỹ riêng biệt, vòm này còn bị phức tạp háo bởi đứt gãy IIIa và biểu hiện bên cạnh dó có thể có một loạt đứt gãy nhỏ (có thể vạch giả định theo số liệu địa chấn ) Do vậy các cấu trúc riêng biệt dạng các địa luỹ một cánh được hình thành

Đứt gãy thuận IV kéo dài trên khoảng 13,5km,song song với đứt gãy IIIvà cách đứt gãy khoảng 1km về phía Đông Biên độ của đứt gãy thuận IV tăng theo hướng Bắc từ 50-90 m tính từ mặt móng và từ 20-90 m tính theo trầm tích Oligoxen dưới, sau dó tắt dần về phía trên của lát cắt

Ở phần Nam của đứt gãy được giới hạn bởi đứt gãy C-C cấu trúc biên độ khoảng 150m theo hướng Đông và tắt dần ở phần trên của lát cắt, đến trầm tích Oligocen nó chỉ còn lại một đoạn thẳng ở phía Tây có chiều dài 1.6km và biên độ 30m, mặt trượt nghiêng một góc 650 về phía Nam

Đứt gãy thuận V có độ dài khoảng 14km và trải dài theo cánh Đông của cấu tạo nằm cách đứt gãy IV từ 1.5- 3.5 km về phía Đông, nó có biên độ cực đại theo mặt móng là 450m và xuyên suất đến trầm tích Oligoxen dưới, sau đó tắt dần ở phía trên của lát cắt, mặt trượt nghiêng một góc 700 về phía Tây

Đứt gãy thuận VI là giới hạn phía Đông của đới nâng Bạch Hổ, nó biểu hiện sự tương phản lớn nhất theo mặt móng, đứt gãy có biên độ dịch chuyển thẳng đứng đạt đến 650-900m còn biên độ dài của nó khoảng 16km Phần phía trên của lát cắt đứt gãy này tắt dần, theo tài liệu địa chấn đứt gãy này chỉ còn lại một đoạn riêng biệt với biên độ không quá 100m Ở tầng 23 chỉ còn lại 2.5km chiều dài và biên độ khoảng 30m Mặt trượt nghiêng 500 về phía Tây Bắc

Đứt gãy VIa là đứt gãy không lớn biên độ của nó ở móng đạt 200m , đứt gãy này

là nhánh phụ của đứt gãy V và VI

Như vậy cần phải nói rằng các đứt gãy thuận I và II là hai đứt gãy có khả năng phá huỷ lớn thuộc khối nâng Bạch Hổ về phía Tây, trong phạm vi vùng này đá bị lún chìm dạng bậc thang về phía Tây từ độ sâu tuyêt đối (3300-3800)m đến (4200-

4500)m Các đứt gãy III,IV,V,VI cũng có cấu trúc tương tự chỉ khác ở chỗ những vùng bị dập vỡ hẹp hơn

Có thể phân ra hai hệ thống đứt gãy la Paloegen va Neogen, có đầy đủ cơ sở cho rằng những đứt gẫy móng hoàn toàn không phát triển trong trầm tích Đó là hệ thống đứt gãy của hệ thống trước Kaizozoi Trong hệ thống đứt gãy Pleogen thì đứt gãy dọc hướng Đông Bắc phát triển đồng trầm tích suốt thời kì Oligoxen sớm và Oligoxen muộn, tất cả các đứt gãy này đều xuyên vào móng Do vậy có thể giả thiết rằng một vài đứt gãy trong đó được hình thành trước Oligocen và sau đó tái hoạt động Các đứt gãy Noegen không nhiều, có hướng á kinh tuyến và Đông Bắc kéo dài 3-4km hoạc hơn nũa biên độ của chúng nhỏ hơn 100m, chúng phát triển chủ yếu ở phần đỉnh của cấu tạo, một vài đứt gãy là đứt gãy thuận-trượt

1.3 Hệ thống dầu khí

1.3.1 Đá sinh

Kết quả địa chấn, khoan và các công trình nghiên cứu cho tới nay đã khẳng định tầng sét đầm hồ (tầng C1,C2) thuộc Oligocen trên đóng vai trò chính trong việc sinh dầu Tầng sét lục địa (nóc B) và sét xen kẹp (thuộc tập D) cũng góp một phần thứ yếu trong việc sinh thành dầu và khí Tầng sinh phân bố hầu như toàn bộ phần trung tâm mỏ, rất giàu VCHC, tiềm năng sinh dầu là chính và rất lớn

1.3.2 Đá chứa

Có 2 đối tượng chứa chính tại mỏ Bạch Hổ là móng granit nứt nẻ trước Đệ tam và cát kết thuộc Oligocen dưới (tầng Trà Cú) và Miocen hạ (tầng Bạch Hổ) Một số giếng gặp dầu trong cát kết hoặc các xâm nhập núi lửa thuộc Oligocen trên (tầng Trà Tân) với lưu lượng khá lớn ban đầu, và giảm đáng kể sau một thời gian ngắn do sự kém liên thông và hạn chế về thể tích thân chứa

Móng của mỏ Bạch Hổ chủ yếu được thành tạo bởi các đá xâm nhập bao gồm granit, granodiorit, granosyenit, diorit và gabbrodiorit Đôi chỗ còn bắt gặp cả các đá phun trào cũng như các trầm tích biến chất Đá magma chủ yếu có tuổi Creta, vài loại có tuổi Trias hoặc trẻ hơn như Paleogen Trong tính toán trữ lượng, độ rỗng nứt nẻ thường được lấy trung bình với giá trị tối đa thường khoảng 3%, tuy nhiên ở

một vài trường hợp cụ thể, tại những phần bên trên của móng, độ rỗng thực tế có thể còn cao hơn nhiều

Cho tới nay, móng vẫn là tầng chứa chủ đạo, tiếp là cát kết Miocen dưới

1.3.3 Đá chắn

Sét Bạch Hổ và sét thuộc C2 là 2 tầng chắn khu vực, bên cạnh đó các tầng sét thuộc C1 và B cũng đóng vai trò chắn địa phương rất tốt tại một số cấu tạo Thực tế thăm dò bể mỏ Bạch Hổ cho thấy tầng chắn đóng vai trò quyết định Tại các cấu tạo, ở đâu có sét C2 và sét Bạch Hổ chất lượng tốt, ở đấy có dầu trong móng granit nứt nẻ và cát kết Miocen dưới Nhìn chung, chất lượng tầng chắn giảm dần về phía cánh Nếu kết quả gặp dầu nặng trong Miocen dưới cho thấy chất lượng chắn kém của tầng sét Bạch Hổ Độ dày tầng sét C2 gặp tại các giếng khoan có thể dao động từ 0m ở vùng rìa tới hàng trăm mét và có thể đạt tới hàng ngàn mét ở phần trung tâm của mỏ theo tài liệu địa chấn

1.3.4 Bẫy dầu khí

Cho tới thời điểm hiện tại, các phát hiện dầu thương mại trong bể Mỏ Bạch

Hổ hầu hết thuộc dạng cấu tạo, kể cả các dạng mũi nhô nằm kề áp trung tâm mỏ Móng được khép kín 4 chiều, hình thành chủ yếu do hoạt động nén ép và nâng cao Biên độ móng càng nâng cao, khả năng chứa càng lớn Các bẫy thuộc Miocen dưới cũng thuộc dạng cấu tạo kế thừa móng Phần trầm tích Oligocen rất dày và tiềm năng chứa rất lớn trong các thân cát chủ yếu có dạng hỗn hợp hoặc địa tầng, bởi thế chất lượng tài liệu địa chấn và các công nghệ xử lý đặc biệt sẽ đóng vai trò chủ đạo trong việc tìm kiếm dầu khí tại đây

1.3.5 Nạp và di chuyển dầu khí

Vị trí tương đối (nông sâu, xa gần, v.v ) giữa tầng sinh, tầng chứa và tầng chắn đóng vai trò tiên quyết trong việc cấu tạo nạp dầu nhiều hay ít Ngoài các hướng dịch chuyển thông thường, do tầng sét C2 khá dày, vừa đóng vai trò sinh vừa đóng vai trò chắn, lại chịu tác động bởi lực nén ép do kiến tạo lẫn trọng trường (shale compaction) đã cho áp suất lỗ rỗng còn lớn hơn cả áp suất của phần đá móng phía dưới khiến dầu sinh ra có thể dịch chuyển kể cả theo chiều từ trên xuống dướ

Chương 2 PHƯƠNG PHÁP ÁP DỤNG ĐÁNH GIÁ ĐẶC TRƯNG CHỨA CỦA VỈA

2.1 Cơ sở lý thuyết

Trong những năm cuối thập niên 80 của thế kỷ XX, công nghệ đo Karota khí bắt đầu phát triển mạnh mẽ Hiện nay đo Karota khí không đơn thuần là trạm đo khí nữa mà đo khí chỉ là một nhóm tham số của trạm máy Karota khí là một phương pháp địa vật lý, địa chất nghiên cứu, giám sát giếng khoan, nâng cao hiệu quả quá trình khoan và đảm bảo an toàn trong suốt quá trình thi công giếng khoan đến khi bàn giao để khai thác Nó đặc biệt quan trọng trong các giếng khoan có góc xiên lớn, các giếng phức tạp về địa chất Tập hợp các tham số mà trạm thu được chia làm bốn nhóm:

[Theo TLTK số 5] Để có được kết quả phân tích và đánh giá tài liệu Karota khí chính xác cần hiểu các vấn đề sau:

a Cơ chế xâm nhập của khí và chất lỏng vào dung dịch khoan:

Sự thấm lọc của khí hoặc của chất lỏng là sự thấm thấu của chúng qua đất đá theo các lỗ hổng và các khe nứt do sự chệnh áp suất Sự thấm lọc của khí và chất lỏng trong đất đá xảy ra theo định luật Darcy:

Sự thấm lọc một chiều đối với chất khí biểu diễn bằng công thức (1):

Q= kS(P1

2

–P2 2

S: Tiết diện ngang của môi trường rỗng (cm3)

H: Chiều dài đoạn đường chất thấm đi qua (cm)

µ: Độ nhớt của khí (Cp)

Sự thấm lọc một chiều đối với chất lỏng được biểu diễn bằng công thức (2):

Q= kS(P1–P2 )/ 2µh (2) Ảnh hưởng lên quá trình thấm của chất lỏng là độ nhớt của chất thấm, độ thấm của môi trường và áp suất thấm

b Nguồn gốc khí trong dung dịch:

Lượng khí hydrocacbon lẫn trong dung dịch khoan có thể từ nhiều nguồn khác nhau trong suốt quá trình khoan Khí này sẽ được tách ra từ dung dịch khoan

để phân tích Các nguồn khí chính trong dung dịch khoan:

Khí được giải phóng: Choòng khoan phá hủy đất đá ở các vỉa chứa, phá vỡ kiến trúc của các lỗ rỗng giải phóng khí hydrocacbon bão hòa trong thể tích đá bị bào mòn Các khí này xâm nhập vào dung dịch đối lưu và đi lên mặt đất

Khí thấm từ thành giếng: Sự xâm nhập của khí vào dung dịch không chỉ có ở đáy giếng mà cả ở những giai đoạn giếng đi qua vỉa chứa mà không có lớp vỏ sét chống thấm Điều này xẩy ra khi choòng khoan và cần khoan va đập vào thành

giếng làm phá vỡ lớp vỏ bùn Lượng khí này là nhiễu của phép đo, cần phải tính đến khi phân tích tài liệu

c Tách khí từ dung dịch khoan:

Dung dịch chứa hydrocacbon từ đáy giếng đi lên sẽ cho qua máy khuấy (máy tách khí), khí hòa tan được tách khỏi dung dịch khoan và được hút về trạm chủ yếu

là các khí hydrocacbon gồm methane (CH4 kí hiệu là C1), ethane (C2H6 kí hiệu là

C2), propane (C3H8 kí hiệu là C3), n-butane (n-C4H10 kí hiệu là nC4) và iso-butane (iso- C4H10 kí hiệu là iC4), n-pentane (n-C5H12 kí hiệu là nC5) và iso-pentane (iso-

C5H12 kí hiệu là iC5), các khí nặng từ hexan C6 hay cao hơn thường chuyển sang lỏng hay rắn ở nhiệt độ trên mặt đất nên không thể tách liên tục chúng từ dung dịch Ngoài ra còn gặp các khí CO2, H2, N2, He Các chỉ báo khí HC là dấu hiệu quan trong biểu thị của vỉa chứa dầu khí, thành hệ có sản phẩm dẫn xuất nguồn gốc từ Cacbua hydro

d Chiều sâu chậm đến:

Sự chính xác chiều sâu tương ứng với thành hệ của nhóm tham số khí và tham số địa chất đo ghi trong trạm phụ thuộc rất nhiều vào thời gian trễ hay thời gian chậm đến: Thời gian chậm đến là khoảng thời gian cần thiết để dung dịch khoan, khí, mùn khoan… đi từ đáy giếng lên đến bề mặt trong quá trình tuần hoàn hay thời gian để thay thế toàn bộ thể tích vành xuyến được xác định bằng công thức (3):

T = (3) Trong đó:

T: Thời gian chậm đến (phút)

V: Thể tích vành xuyến (lít)

Q: Lưu lượng bơm (lít/phút)

Thời gian chậm sẽ cho ta số liệu thực về khí, về mẫu mùn khoan tương ứng với chiều sâu nếu các số liệu trên là đúng, nếu gặp vỉa khí thì nó sẽ xuất hiện đúng vào vị trí của vỉa, để kiểm chứng T ta có thể dùng trấu hoặc đất đèn nếu có sai số ta điều chỉnh bằng cách cho tăng giảm % sập lở đất đá (hole caving)

Từ đó xác định được chiều sâu chậm đến (lag depth) tương ứng với thời gian chậm đến

Phân tích và đánh giá các vỉa khí đo được bằng phương pháp đồ thị tam giác, phương tỷ số kết hợp với phân tích các chỉ số khí WH (WETNESS), BH (BALANCE), CH (CHARACTER) và phân tích mẫu vụn tại độ sâu tương ứng của giếng khoan có thể đánh giá được đặc trưng chứa của vỉa

Phân tích nguyên nhân của dị thường áp suất liên quan đến sự hình thành dầu khí chúng ta có thể dự báo được tiềm năng triển vọng dầu khí khu vực

Liên kết tài liệu masterlog các giếng trong cùng một khu vực có thể vạch được ranh giới địa tầng,ranh giới vỉa đưa ra cái nhìn tổng quan về tiềm năng dầu khí của cả khu vực nghiên cứu

2.2 Phương pháp phân tích mẫu ngoài thực địa

[Theo TLTK số 3, 8] Dựa vào chiều sâu chậm đến (lag depth) trong khi khoan, có thể thu thập được mẫu tương đối chính xác so với chiều sâu thực tế của thành hệ

Sau đó tiến hành các bước sau:

1 Quan sát mẫu chưa rửa dưới đèn cực tím để tìm phát quang

2 Rửa và rây mẫu

3 Đặt một lớp mỏng mẫu thấm ướt vào đĩa thủy tinh hoặc khay mẫu

4 Quan sát mẫu đã rửa phát quang trực tiếp dưới đèn cực tím

5 Dùng dung môi chiết xuất để làm phát quang gián tiếp

6 Phân tích dưới kính hiển vi để xác định các loại đá % và các tính chất

Qua đèn cực tím cho chúng ta biết được mẫu vụn tại độ sâu cần phân tích có phát quang trực tiếp hay không Trong mẫu vụn ngoài dầu thô còn có một số khoáng vật phát quang trực tiếp như là Canxit Để phân biệt điều này chúng ta tiếp tục dùng dung môi acetone nhỏ vào mẫu vụn đã phát quang trực tiếp, nếu là dầu thô

sẽ được tách ra khỏi mẫu vụn và tiếp tục phát quang dưới đèn cực tím thì được gọi

là phát quang gián tiếp Như vậy tại các độ sâu mẫu vụn có biểu hiện phát quang trực tiếp và gián tiếp chính là dấu hiệu đầu tiên dầu khí đã lưu giữ hoặc di chuyển

Qua kính hiển vi xác định % và tính chất các loại đá, đặc biệt khi mô tả mẫu vụn cần chú ý mối tương quan giữa độ rỗng, độ thấm và kiếm trúc của đá bao gồm:

 Hình dạng của hạt: được xem xét ở hai khía cạnh độ mài tròn và độ cầu Nhìn chung độ rỗng giảm khi độ cầu tăng lên

 Liên quan đến độ hạt: Trong thực tế độ hạt càng thô thì độ rỗng cao hơn và ngược lại Độ hạt mịn sẽ làm giảm độ thấm do đường kính lỗ hổng giảm và làm áp suất mao dẫn tăng lên

 Độ chọn lọc: Độ rỗng, độ thấm tăng lên cùng với độ chọn lọc của hạt Trong trường hợp độ chọn lọc kém, lỗ hổng giữa các hạt kích thước lớn sẽ bị lấp bởi các hạt kích thươc nhỏ

Từ mối tương quan giữa kiến trúc đá và độ rỗng độ thấm như vậy, khi phân tích mô tả mẫu vụn sẽ đánh giá được thành hệ có độ rỗng, độ thấm kém hay tốt, rất quan trong trong đánh giá đặc trưng chứa của vỉa Trên cơ sở đó kết hợp với nhiều tài liệu khác để đánh giá đặc trưng chứa của vỉa một cách chính xác hơn

2.3 Phương pháp biểu đồ tam giác

[Theo TLTK số 1;11] Sử dụng hỗn hợp khí HC đo được gồm methane (kí hiệu là C1), ethane (kí hiệu là C2), propane (kí hiệu là C3), n-butane (kí hiệu là nC4)

và iso-butane (kí hiệu là iC4), n-pentane (kí hiệu là nC5) và iso-pentane (kí hiệu là

iC5) có thể xác định được nguồn gốc và giá trị chỉ báo của chúng Qua biểu đồ hỗn hợp khí bằng phương pháp đồ thị sẽ giúp ta dự báo được khí đo được từ tầng sản phẩm dầu, khí hoặc là không sản phẩm

Phương pháp biểu đồ tam giác xây dựng một tam giác lý thuyết chứa một elip triển vọng và một tam giác thực tế biểu thị cho đỉnh khí cần phân tích

-Tam giác lý thuyết hình 2.2 được xây dựng là tam giác đều, ba cạnh đại

diện cho ba giá trị của C2/ΣC; C3/ΣC; nC4/ΣC Tổng hợp kết quả nhiều khu vực cho thấy giá trị ba tỉ lệ trên thường không vượt quá 0.17

Hình 2.2 Tam giác lý thuyết và elip triển vọng

-Hình tam giác thực tế biểu thị cho đỉnh khí được vẽ bằng cách vẽ ba đường thẳng theo góc 1200, tương ứng với tỉ lệ khí C2/ΣC; C3/ΣC; nC4/ΣC Trong đó ΣC =

C1+C2+C3+nC4 Tam giác thực tế thu được màu đỏ hình 2.3 có đỉnh quy ước là giao

điểm của hai đường thẳng qua hai giá trị C3/ΣC và nC4/ΣC

- Hình elip là tập hợp các tâm đồng nhất của hai tam giác biểu hiện của vỉa dầu được hãng Geoservice tổng hợp nhiều nơi trên thế giới

Hình 2.3 Cách xây dựng tam giác thực tế

Ứng dụng phần mềm ALS của hãng geoservice cho phép vẽ hình tam giác

nhanh chóng và đơn giản hình 2.4:

 Bước 1: Chọn vỉa sản phẩm có giá trị các khí thành phần lớn hơn so

với phông khí chung gần đó

 Bước 2: Chọn ra một đỉnh khí đại diên cho vỉa sản phẩm đó để vẽ tam giác

Hình 2.4 Vẽ biểu đồ tam giác bằng phần mềm ALS Geoservice