Xây dựng mô hình địa chất tầng móng mỏ cnv bồn trũng cửu long

DANH MỤC CÁC THUẬT NGỮ, CÁC CHỮ VIẾT TẮT Thuật ngữ Tiếng Anh Tiếng Việt Nam Aperture Aperture Độ mở khe nứt BRV Bulk rock volume Thể tích đá chứa B0 Oil volume factor Hệ số thể tích củ

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC

PGS TS Lê Hải An

Hà Nội – 2015

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 công bố trong bất kỳ công trình nào khác

Hà Nội, ngày 10 tháng 04 năm 2015

Tác giả

Đặng Thế Huấn

MỤC LỤC

Trang

Lời cam đoan i

Mục lục ii

Danh mục các ký hiệu, các chữ viết tắt iv

Danh mục các biểu bảng v

Danh mục các hình vẽ & đồ thị vi

MỞ ĐẦU 1

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ KHU VỰC NGHIÊN CỨU 4

1.1 Vị trí địa lý của khu vực nghiên cứu 4

1.2 Lịch sử thăm dò, thẩm lượng và phát hiện dầu-khí của Lô 09.2 5

1.3 Địa tầng trầm tích lô 9-2 8

1.3.1 Móng trước Kainozoi 8

1.3.2 Trầm tích Kainozoi 8

1.4 Đặc điểm kiến tạo 12

1.4.1 Các yếu tố cấu trúc 12

1.4.2 Phân tầng cấu trúc 16

1.4.3 Lịch sử phát triển địa chất 17

1.5 Đặc điểm hệ thống dầu khí 20

1.5.1 Đá sinh 20

1.5.2 Đá chứa 21

1.5.3 Đá chắn 23

1.5.4 Dịch chuyển dầu khí 23

CHƯƠNG 2: PHƯƠNG PHÁP XÂY DỰNG MÔ HÌNH ĐỊA CHẤT 3D TẦNG MÓNG NỨT NẺ 25

2.1 Tổng quan về phương pháp nghiên cứu 25

2.2 Phương pháp xác định thông số vỉa chứa tầng móng 28

2.2.1 Phương pháp tính độ rỗng 28

2.3 Phương pháp xây dựng mô hình Halo và DFN 31

CHƯƠNG 3: XÂY DỰNG MÔ HÌNH ĐỊA CHẤT 3D TẦNG MÓNG KHỐI A MỎ CNV 37

3.1 Tổng quan về mỏ CNV 37

3.2 Cơ sở tài liệu mỏ CNV 38

3.3.1 Phân loại hệ thống đứt gãy khu vực khối A mỏ CNV 40

3.3.2 Xác định đới nứt nẻ trên tài liệu ĐVL giếng khoan bằng tài liệu PLT và DT 41

3.3.3 Phương trình độ rỗng cho mô hình Halo 47

3.3.3.1: Phương trình độ rỗng theo chiều sâu 48

3.3.3.2 Phương trình độ rỗng mô phỏng theo chiều ngang 52

3.5 Mô hình cấu trúc 52

3.6 Mô hình độ rỗng 54

3.7 Mô hình độ thấm: 56

3.7.1 Mật độ nứt nẻ (Fracture Intensity): 56

3.7.2 Hướng và mật độ nứt nẻ: 57

3.7.3 Chiều dài nứt nẻ: 58

3.7.4 Độ mở của nứt nẻ: 58

3.8 Trữ lượng dầu tại chỗ 62

3.9 Đánh giá kết quả của mô hình địa chất 3D 63

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 65

TÀI LIỆU THAM KHẢO 67

DANH MỤC CÁC THUẬT NGỮ, CÁC CHỮ VIẾT TẮT

Thuật ngữ Tiếng Anh Tiếng Việt Nam

Aperture Aperture Độ mở khe nứt

BRV Bulk rock volume Thể tích đá chứa

B0 Oil volume factor Hệ số thể tích của dầu

DST Drill stem test Thử vỉa trong cần khoan

FMI Formation MicroImager Phương pháp quét ảnh thành hệ

GOC Gas oil contact Ranh giới khí dầu

Granit Granite Đá móng granit

K Permeability Độ thấm

Macro Macro Nứt nẻ lớn

mD MiliDarcy Đơn vị đo độ thấm

Micro Micro Vi nứt nẻ

NTG Net to Gross Tỷ số chiều dày hiệu dụng/chiều dày

của vỉa chứa OIIP Oil initial in place Trữ lượng dầu tại chỗ ban đầu

OWC Oil water contact Ranh giới dầu nước

Swi Saturation water initial Độ bão hòa nước ban đầu

TVD True vertical depth Độ sâu thẳng đứng tính từ bàn Roto

TVDSS True vertical depth

subsea

Độ sâu thẳng đứng tính từ mặt biển (trừ chiều cao của bàn Roto)

DANH MỤC CÁC BIỂU BẢNG

Bảng 1.1: Kết quả các giếng khoan thăm dò thẩm lượng và phát triển 7

Bảng 2 1 Giá trị độ bão hòa nước tại các mỏ nghiên cứu 31

Bảng 3.1: Tài liệu giếng khoan 38

Bảng 3.2: Phân loại đứt gãy thuận khối A mỏ CNV 40

Bảng 3.3: Phân loại đứt gãy nghịch khối A mỏ CNV 41

Bảng 3.4: Thông số mô hình cấu trúc khối A mỏ CNV 53

Bảng 3.5: Ranh giới phân cấp trữ lượng 54

Bảng 3.6: Giá trị trung bình và độ lệch 59

Bảng 3.7: Trữ lượng tại chỗ theo các phương pháp 62

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ VÀ ĐỒ THỊ

Hình 1.1: Vị trí mỏ CNV 4

Hình 1 2: Sơ đồ tuyến thu nổ địa chấn trong khu vực nghiên cứu 6

Hình 1 3: Cột địa tầng tổng hợp của Lô 9-2 11

Hình 1 4: Các đơn vị cấu tạo trong bể Cửu Long 15

Hình 1 5: Mặt cắt ngang bể Cửu Long 15

(theo báo cáo địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam) 15

Hình 1 6: Quá trình phát triển địa chất bể Cửu Long 17

Hình 2.1: Xây dựng mô hình nứt nẻ từ các nguồn tài liệu địa chất và ĐVLGK 26

Hình 2.2: :Mô hình lý tưởng chuyển đổi phần tử vỉa chứa nứt nẻ (W&R 1963) 27

Hình 2.3: Khái niệm về độ rỗng trong đá móng granit (Warren and Root, 1963) 28

Hình 2.4: Sơ đồ tính độ rỗng theo phương pháp Archie hiệu chỉnh 30

(Áp dụng tại CNV-2006) 30

Hình 2.5: Hàm biến đổi độ rỗng theo chiều ngang 32

Hình 2.6: Hàm số biến đổi độ rỗng theo chiều sâu áp dụng cho các vùng 33

Hình 2.7: Các bước xây dựng mô hình địa chất theo phương pháp Halo 33

Hình 2.8: Các bước xây dựng mô hình móng nứt nẻ bằng phương pháp DFN 35

Hình 3.1: Sơ đồ phân khối mỏ CNV 37

Hình 3.2: Bản đồ nóc móng khối A mỏ CNV 38

Hình 3.3: Đường cong ĐVLGK 39

Hình 3.4: Các bước thực hiện mô hình địa chất 3D 39

Hình 3.5: Đặc trưng đới phong hóa tại nóc móng granit 42

Hình 3.6: Đặc tính các đới nứt nẻ trên tài liệu ĐVLGK 43

Hình 3.7: Phân bố giá trị DT của các đới nứt nẻ Nguồn VSP 43

Hình 3.8: Kết quả dự báo đới nứt nẻ bằng tài liệu PLT và DT tại giếng CNV-1X 44

Hình 3.9: Kết quả dự báo đới nứt nẻ bằng tài liệu PLT và DT tại giếng CNV-2P 44

Hình 3.10: Sơ đồ thực hiện dự báo nứt nẻ bằng modul phân tích nhóm 45

Hình 3.11: Thông số đầu vào modul phân tích nhóm 46

Hình 3.12: Thông số mô hình dự báo các đới nứt nẻ trong giếng CNV-3X 46

Hình 3.13: Kết quả dự báo nứt nẻ so sánh với tài liệu FMI giếng CNV-3X 47

Hình 3.14: Hình ảnh dập vỡ của vết lộ đá móng và ý tưởng của phương pháp Halo

(Mô hình ý tưởng áp dụng cho đối tượng đá móng mỏ Bạch Hổ) 48

Hình 3.15: Xây dựng phương trình quan hệ độ rỗng theo chiều sâu trong đới nứt nẻ 49

Hình 3.16: Hướng đứt gãy tại giếng khoan 50

Hình 3.17: Phương trình độ rỗng theo chiều sâu nhóm đứt gãy thuận (a Phương trình cho đới Macro, b Phương trình cho đới Micro) 51

Hình 3.18: Phương trình độ rỗng theo chiều sâu nhóm đứt gãy nghịch (c Phương trình cho đới Macro, d Phương trình cho đới Micro) 51

Hình 3.19: Mô hình độ rỗng micro và macro theo chiều ngang 52

(Theo mô hình phương trình áp dụng cho đá móng mỏ Bạch Hổ) 52

Hình 3.20: Phân lớp trong mô hình 53

Hình 3.21: Mô hình đứt gẫy khối A mỏ CNV 54

Hình 3.22: Phân bố độ rỗng micro và macro theo mặt cắt,(a,b.Mô hình độ rỗng micro, c,d Mô hình độ rỗng macro) 55

Hình 3.23: Mô hình độ rỗng 3D, (a Đới micro, b Đới macro) 55

Hình 3.24: Kết quả độ rỗng mô hình so với tại giếng khoan (Cột 1:Độ rỗng tính từ ĐVLGK, Cột 2: Độ rỗng sau khi trung bình hóa, Cột 3: Độ rỗng từ mô hình) 56

Hình 3.25: Đặc tính nứt nẻ và mật độ nứt nẻ 57

Hình 3.26: Hướng và mật độ nứt nẻ tại giếng khoan 57

Hình 3.27: Kết quả phân tích FMI 58

Hình 3.28: Hàm phân bố độ mở khe nứt 59

Hình 3.29: Mô hình phân bố nứt nẻ khối A mỏ CNV 60

Hình 3.30:: Kết quả mô phỏng DFN cho khối A mỏ CNV 61

Hình 3.31.: Mô hình độ thấm cho 2 đới micro và macro, (a)Mô hình độ thấm đới micro, (b)Mô hình độ thấm Macro 61

Hình 3.32: Biểu đồ phân bố độ thấm cho 2 đới micro và macro, (a.Mô hình độ thấm đới micro, b.Mô hình độ thấm Macro) 62

Hình 3.33: Biểu đồ phân bố trữ lượng tại chỗ cho từng đới micro và macro 63

Hình 3.34: Kết quả khớp lịch sử khai thác giếng CNV-1PST 64

Hình 3.35: Kết quả khớp lịch sử khai thác giếng CNV-2P 64

MỞ ĐẦU

1 Tính cấp thiết của đề tài

Đối tượng đá móng granit nứt nẻ chứa dầu ở bể Cửu Long đã được các công ty dầu khí trong và ngoài nước tiếp cận và tham gia điều hành khai thác từ những năm

90 của thế kỷ trước Đến nay, lượng dầu khai thác từ tầng móng tại 6 cụm mỏ ở bể Cửu Long đã đạt khoảng trên 200 triệu thùng Tuy vậy, các nghiên cứu đá móng granit nứt nẻ chứa dầu cho thấy tồn tại không gian rỗng rất phức tạp, bao gồm hai phần chính: các đới vi nứt nẻ (micro) chứa dầu và các đới nứt nẻ lớn (macro) cho phép dòng chảy của chất lưu đi từ vỉa vào trong giếng khai thác Như vậy, dòng chảy chất lưu (dầu, nước) trong đá móng nứt nẻ thuộc hệ thống môi trường độ rỗng kép Dầu được khai thác với các cơ chế: giãn áp tự nhiên, nước đẩy dầu trong hệ thống nứt nẻ bởi các vùng nước kề áp hoặc các giếng bơm ép nước, dầu trong hệ thống vi nứt được khai thác nhờ lực mao dẫn Hạn chế của các mỏ là không lấy mẫu lõi để nghiên cứu, dẫn tới phải lấy tương tự từ đối tượng móng nứt nẻ mỏ Bạch Hổ với tính chất mỏ tốt hơn nhiều, đồng thời cơ chế khai thác của mỗi mỏ khác nhau và khác hẳn so với mỏ Bạch Hổ

Xác định đây là đối tượng địa chất không chỉ mới đối với các chuyên gia Việt Nam mà còn đặc biệt đối với cả Thế giới, các công tác nghiên cứu địa chất-địa vật lý và công nghệ mỏ đối với thân dầu trong đá móng nứt nẻ cũng như công cụ nghiên cứu đã và đang được hoàn thiện.Từ những ưu điểm của các phương pháp xây dựng mô hình tầng móng, đề xuất phương pháp kết hợp halo – DFN với kết quả

có thể xây dựng mô hình đá móng nứt nẻ có độ tin cậy cao hơn phục vụ công tác quản lý mỏ và đánh giá các phương án phát triển

Luận văn “Xây dựng mô hình địa chất tầng móng mỏ CNV bồn trũng Cửu

Long” là công trình tác giả đóng góp trong việc nghiên cứu, đánh giá chất lượng

tầng chứa của tầng móng và xây dựng mô hình địa chất 3D đánh giá trữ lượng dầu tại chỗ Đề tài này đã tổng hợp kết quả phân tích tài liệu địa chất, địa chấn, địa vật

lý giếng khoan, trong việc xác định kích thước và chiều dày đới nứt nẻ tại giếng

khoan Đặc biệt là sử dụng phương pháp mô hình độ rỗng theo Halo kết hợp với phương pháp mô phỏng độ thấm của vỉa theo phương pháp nứt nẻ riêng biệt (DFN), nhằm cung cấp các thông tin có độ tin cậy cao hơn về mô hình địa chất 3D tầng

móng mỏ CNV

2 Phạm vi và đối tƣợng nghiên cứu

Đối tượng nghiên cứu của Luận văn là tầng móng granit nứt nẻ chứa dầu mỏ CNV Phạm vi nghiên cứu giới hạn trong phần diện tích 94,5 km2 tài liệu địa chấn 3D PSDM, CBM của mỏ CNV, tài liệu khá đầy đủ và có chất lượng để áp dụng các

phương pháp nghiên cứu trong đề tài

3 Mục tiêu của nghiên cứu

Mục tiêu chính của luận văn là phân tích tổng hợp tài liệu địa vật lý giếng khoan, phân chia đới nứt nẻ (micro và macro) áp dụng để xây dựng các phương trình phân bố độ rỗng kép theo chiều sâu và chiều ngang Cập nhật kết quả phân tích quét ảnh thành hệ (FMI) mô phỏng phân bố nứt nẻ để dự báo sự phân bố của

mô hình 2 độ thấm cho tầng móng mỏ CNV

4 Nhiệm vụ của nghiên cứu

Tổng hợp tài liệu địa chất, địa vật lý của mỏ CNV nhằm làm sáng tỏ các đặc điểm cấu trúc địa chất của tầng móng Phân tích tổng hợp tài liệu ĐVLGK, nghiên cứu đánh giá các phương pháp, cách thức xác định thông số vỉa chứa phục vụ xây dựng mô hình địa chất 3D cho tầng móng granit nứt nẻ Đánh giá tính chính xác cũng như khả năng ứng dụng của mô hình địa chất đó để đưa ra phương pháp xây

dựng mô hình địa chất phù hợp

6 Những điểm mới của Luận văn

Xác định đới nứt nẻ bằng tài liệu khai thác thử PLT (Production Logging Tool)

và đường cong đo vận tốc truyền sóng DT (Sonic)

Xây dựng mô hình phân bố độ rỗng kép theo phương pháp Halo kết hợp với phương pháp mô hình hóa hệ thống nứt nẻ không liên tục (DFN-Discrete Fracture Network) dự báo mô hình 2 độ rỗng, 2 độ thấm cho đối tượng đá móng mỏ CNV

7 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn:

Ý nghĩa khoa học: Kiểm chứng cách tiếp cận mới trong các tài liệu địa chất,

địa chấn, địa vật lý giếng khoan nhằm xây dựng mô hình các tầng chứa dầu trong

điều kiện địa chất mỏ CNV, bể Cửu Long

Ý nghĩa thực tiễn: Góp phần làm sáng tỏ đặc điểm tầng móng granit chứa

dầu mỏ CNV Bể Cửu Long giúp định hướng cho giai đoạn phát triển mỏ Cung cấp thông tin tin cậy về trữ lượng các tầng chứa dầu của tầng móng mỏ CNV

8 Cấu trúc của luận văn

Luận văn bao gồm 80 trang đánh máy vi tính, 6 bảng biểu và 58 hình vẽ được trình bày trong ba chương như sau:

Chương 1: Tổng quan về khu vực nghiên cứu

Chương 2: Phương pháp xây dựng mô hình địa chất 3D tầng móng nứt nẻ Chương 3: Xây dựng mô hình địa chất 3D khối A tầng móng mỏ CNV

Kết luận & kiến nghị

Trong suốt quá trình nghiên cứu và thực hiện luận văn, tôi luôn nhận được

hướng dẫn tận tình của PGS.TS Lê Hải An và TS Nguyễn Hải An Học viên xin

chân thành cảm ơn và bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc tới các giáo viên hướng dẫn Tôi trân trọng cảm ơn lãnh đạo, các bạn đồng nghiệp tại Ban Công Nghệ Mỏ-Tổng Công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí 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: TỔNG QUAN VỀ KHU VỰC NGHIÊN CỨU

1.1 Vị trí địa lý của khu vực nghiên cứu

Mỏ CNV nằm ở phía Tây Bắc lô 09.2 thuộc trung tâm bồn trũng Cửu Long, thềm lục địa phía Nam Việt Nam, cách thành phố và cảng Vũng Tàu khoảng 140km

về phía Đông Nam, cách mỏ Bạch Hổ 16km, với chiều sâu nước biển từ 50-70m diện tích ban đầu là 1,370 km2 Móng granit nứt nẻ là đối tượng chứa dầu chính của

mỏ CNV với diện tích khoảng 39km2 tại điểm khép kín lớn nhất (13km x 3km) Tổng cộng đã có 10 giếng khoan thăm dò thẩm lượng phát triển được khoan trên toàn bộ diện tích đới nâng, bao gồm các giếng: CNV-1X, CNV-2X, CNV-3X, CNV-4X, CNV-1P-ST1, CNV-2P, CNV-3P, CNV-4XST và một giếng bơm ép nước CNV-6P-ST1 Diện tích của vùng phát triển mỏ CNV là 94,5 km2 (Hình 1.1)

Hình 1.1: Vị trí mỏ CNV

1.2 Lịch sử thăm dò, thẩm lượng và phát hiện dầu-khí của Lô 09.2

- Theo Hợp đồng dầu khí, giai đoạn thăm dò thứ nhất được thực hiện trong 3 năm

từ tháng 12/2000 đến tháng 12/2003

- Trong giai đoạn này, công tác thu nổ địa chấn 3D với diện tích 650 km2 được tiến hành từ 21/5/2001 bởi nhà thầu Western Geco Seismic Các giếng thăm dò 9-2-CNV-1X được khoan vào năm 2002 trên cấu tạo CNV và giếng 9-2-COD-1X khoan vào cấu tạo Cá Ông Đôi (nằm cách 15 km về phía đông mỏ CNV) vào năm 2003

- Kết quả thử vỉa trong móng CNV cho lưu lượng dầu 2.455 thùng/ngày, lưu lượng khí 6,81 triệu bộ khối/ngày tại cỡ côn 48/64” Giếng được thử trong cấu tạo đá móng từ độ sâu 3.717 mMD Giếng được hủy vào ngày 05/11/2002

- Từ kết quả của giếng CNV-1X, HVJOC đã tiến hành khoan 02 giếng thẩm lượng (CNV-2X và CNV-2XST) về phía đông bắc của giếng thăm dò CNV-1X

và đến tháng 12/2003 HVJOC thiết lập diện tích phát triển là 193 km2

- Giai đoạn thăm dò thứ 2 bắt đầu từ 16/12/2003 Trong giai đoạn này, đã hoàn thành thu nổ 186 km2 địa chấn 3D và tái xử lý kết quả địa chấn 3D của năm

2001 Ngày 30/01/2005, kết thúc thử vỉa giếng CNV-3X với kết quả lưu lượng dầu 9.010 thùng/ngày và lưu lượng khí khoảng 22,6 triệu bộ khối/ngày Giếng thẩm lượng CNV-4X được khoan từ ngày 31/8/2005 Do ống chống 9-5/8” bị kẹt nên Nhà điều hành quyết định khoan sidetrack giếng này (4XST) Kết quả thử vỉa cho thấy lưu lượng dầu tối đa là 5.333 thùng/ngày và lưu lượng khí khoảng 10,3 triệu bộ khối/ngày Sau đó giếng CNV-4XST đã được giữ lại sử dụng làm giếng khai thác

- Ngày 5/9/2007 bắt đầu khoan giếng phát triển CNV-1P Tuy nhiên, đến 24/9/2007 gặp sự cố khoan nên giếng được side track với kết quả lưu lượng dầu khoảng 5.100 thùng/ngày Ngày 6/2/2008 giếng phát triển CNV-2P được hoàn thành với kết quả lưu lượng dầu khoảng 4.064 thùng/ngày Ngày 20/10/2008 kết thúc khoan giếng phát triển CNV-5P, kết quả không tốt như mong đợi, lưu lượng dầu chỉ đạt 130 thùng/ngày Hiện tại, giếng CNV-5P đang đóng và dùng làm giếng quan trắc để theo dõi áp suất vỉa Ngày 29/1/2009 giếng CNV-6P

được hoàn thành nhưng kết quả giếng không cho dòng Sau đó giếng được khoan side track và dùng với mục đích bơm ép nước duy trì áp suất vỉa

- Mỏ CNV có dòng dầu đầu tiên (First Oil) vào ngày 25/7/2008 với lưu lượng đỉnh đạt 13.607 thùng dầu/ngày Tuy nhiên lưu lượng dầu giảm nhanh tới mức khai thác trung bình toàn mỏ khoảng 6.300 thùng/ngày Tổng sản lượng khai thác của mỏ CNV tính đến ngày 1/10/2012 (theo báo cáo FDP 2012) là 10,8 triệu thùng dầu cùng tổng lưu lượng bơm ép nước là 3,6 triệu thùng nước

- Hiện nay, mỏ CNV đang khai thác với số lượng giếng như sau:

4 giếng khai thác: CNV-1PST1, CNV-2P, CNV-3P, CNV-4XST

1 giếng bơm ép: CNV-6PST1

1 giếng quan trắc, không khai thác: CNV-5P

Hình 1 1: Sơ đồ tuyến thu nổ địa chấn trong khu vực nghiên cứu

Bảng 1.1: Kết quả các giếng khoan thăm dò thẩm lượng và phát triển

Ngày khởi công

Chiều sâu của nước (m)

Chiều sâu giếng khoan (mMD/mTVDSS)

đá magma xâm nhập granitoid và các đá trầm tích biến chất

Móng trước Kainozoi trong khu vực bể Cửu Long theo thành phần thạch học

và tuổi tuyệt đối bao gồm 3 phức hệ đá: Hòn Khoai, Định Quán và Cà Ná Đá magma có tính bất đồng nhất cao, chịu ảnh hưởng của các quá trình biến đổi thứ sinh, bị vò nhàu, nứt nẻ do hoạt động kiến tạo và phong hóa Hầu hết các khe nứt được lấp đầy bởi các khoáng vật thứ sinh Độ rỗng phân bố khá phức tạp, giá trị trung bình là 4 – 7%

1.3.2 Trầm tích Kainozoi

1.3.2.1 Trầm tích Paleogen

Trầm tích Eoxen (Hệ tầng Cà Cối)

Hệ tầng Cà Cối được đặc trưng bởi trầm tích vụn thô: cuội, sạn kết, cát kết

đa khoáng, xen các lớp mỏng bột kết và sét kết hydromica – clorit - sericit Trầm tích có màu nâu đỏ, đỏ tím, tím lục sặc sỡ với độ chọn lọc rất kém, đặc trưng kiểu lũ tích lục địa thuộc các trũng trước núi Creta – Paleogen - Eoxen Các bào tử phấn phát hiện được trong mặt cắt như: Klukisporites, Triporopollenites, Trudoppollis, Plicapolis, Jussiena… thuộc nhóm thực vật khô cạn thường phổ biến trong Eoxen

Trầm tích Oligoxen dưới (Hệ tầng Trà Cú)

Trầm tích hệ tầng trà Cú gồm chủ yếu là sét kết, bột kết và cát kết, có chứa các vỉa than mỏng và sét vôi, được tích tụ trong điều kiện sông hồ, đôi khi gặp các

đá núi lửa Chiều dày của hệ tầng dao động từ 0 đến 800m Theo đặc trưng tướng đá

hệ tầng được chia thành hai thành phần: trên và dưới Phần trên chủ yếu là các thành

tạo mịn còn phần dưới là thành tạo hạt thô

Hệ tầng Trà Cú có tiềm năng chứa và sinh dầu khí khá cao Các vỉa cát kết của hệ tầng là các vỉa chứa dầu khí chủ yếu trên mỏ Đông Nam Rồng, Sư Tử Trắng

và là đối tượng khai thác thứ hai sau móng Bạch Hổ

Trầm tích Oligoxen trên (Hệ tầng Trà Tân)

Hệ tầng Trà Tân đôi chỗ nằm bất chỉnh hợp lên hệ tầng Trà Cú, được đánh dấu bằng sự xuất hiện của các tập sét kết màu nâu giàu vật chất hữu cơ màu nâu xám bị giới hạn phía trên bằng bất chỉnh hợp Oligoxen trên Thành phần thạch học của hệ tầng bao gồm cát kết xen kẹp với bột kết/sét kết màu nâu giàu vật chất hữu

cơ Trầm tích Oligoxen được thành tạo trong môi trường đầm hồ nước ngọt, chịu ảnh hưởng của môi trường nước lợ gần bờ Mặt cắt hệ tầng có thể chia làm ba phần khác biệt nhau về thạch học

- Phần trên gồm chủ yếu là sét kết màu nâu - nâu đậm, nâu đen, tỉ lệ cát/sét khoảng 35 - 50%

- Phần giữa gồm chủ yếu là sét kết nâu đậm, nâu đen, tỉ lệ cát/sét khoảng 40 - 60%, đôi nơi có xen kẹp các lớp mỏng đá vôi, than

- Phần dưới gồm chủ yếu là cát kết hạt mịn đến thô, đôi chỗ sạn, cuội kết xen sét kết màu nâu đậm, tỉ lệ cát/sét là 20 - 50%

Sét kết của hệ tầng có hàm lượng vật chất hữu cơ cao, vì vậy hệ tầng là tầng

đá sinh dầu khí tốt trong bể Cửu Long, đồng thời cũng là tầng chắn tốt cho tầng đá móng nứt nẻ Tuy tầng cát kết nằm xen kẹp có chất lượng thấm, rỗng và độ liên tục thay đổi từ kém đến tốt, nhưng cũng là đối tượng tìm kiếm đáng lưu ý ở bể Cửu Long

nông ở phần trên Hệ tầng Bạch Hổ có chiều dày thay đổi từ 100 đến 1500m Trong mặt cắt, hệ tầng Bạch Hổ đã gặp những hóa thạch bào tử phấn: F.levipoli, Magnastrinatites, Pinuspollenties, Alnipollenites Đặc biệt trong phần trên của mặt cắt hệ tầng này, trong sét màu xám lục gặp khá phổ biến hóa thạch đặc trưng của nhóm Rotalia: Orbulia, Universa, Ammonia nên tập sét này được gọi là tập sét Rotalid

Mioxen giữa (Hệ tầng Côn Sơn)

Hệ tầng Côn Sơn gồm chủ yếu cát kết hạt thô đến trung, bột kết (chiếm 75 – 80%) xen kẽ với các lớp sét màu xám, nhiều màu dày 5 ÷ 15m, đôi nơi có lớp than mỏng Chiều dày của hệ tầng thay đổi từ 250 ÷ 900m Trầm tích của hệ tầng được thành tạo trong môi trường sông (aluvi) ở phía Tây, đầm lầy – đồng bằng ven bờ phía Đông, Đông Bắc Trầm tích của hệ tầng nằm gần như ngang hoặc uốn nhẹ theo cấu trúc bề mặt nóc hệ tầng Bạch Hổ, nghiêng thoải về phía Đông và trung tâm bể Tuy đá hạt thô của hệ tầng có khả năng thấm chứa tốt nhưng chúng lại nằm trên tầng chắn khu vực (sét kết Rotalit) nên hệ tầng này và các hệ tầng trẻ hơn của bể xem như không có triển vọng chứa dầu khí

Mioxen trên (Hệ tầng Đồng Nai)

Hệ tầng Đồng Nai chủ yếu là cát hạt trung, xen kẽ với bột và các lớp mỏng sét màu xám hay nhiều màu, đôi khi gặp các vỉa cacbonat hoặc than mỏng Môi trường trầm tích là ven bờ đến biển nông Bề dày của trầm tích thay đổi trong khoảng từ 500 - 750m Các trầm tích của hệ tầng gần như nằm ngang, nghiêng thoải

về phía Đông và không bị biến vị Tuổi của hệ tầng này được xác lập theo tập hợp phong phú của Nannoplakton: Stenoclaena, Palustris Carya, Florschuetzia, Meridionalis, nghèo hóa đá foraminifera

1.3.2.3 Trầm tích Plioxen - Đệ tứ (Hệ tầng Biển Đông)

Hệ tầng Biển Đông chủ yếu là cát hạt trung mịn và ít lớp mỏng bùn, sét màu xám nhạt chứa phong phú hóa đá biển và glauconit, lắng đọng trong môi trường biển nông, ven bờ, một số nơi có gặp đá cacbonat Hệ tầng phân bố và trải đều khắp toàn bể với bề dày khá ổn định trong khoảng 400 – 750m Trầm tích của hệ tầng gần như nằm ngang, nghiêng thoải về phía Đông và không bị biến vị Trong mặt cắt của hệ tầng gặp khá phổ biến các hóa đá foraminifera: Pseudorotalia, Globorotalia, san hô, rong tảo và bào tử phấn: Darcydium, Polocarpus…

Hình 1 2: Cột địa tầng tổng hợp của Lô 9-2 (theo báo cáo địa chất và tài nguyên dầu khí VN)

1.4 Đặc điểm kiến tạo

1.4.1 Các yếu tố cấu trúc

Từ đầu Kainozoi, bể trầm tích Cửu Long hình thành và sau đó liên tục được phát triển mở rộng dần và các trũng sâu trên bề mặt địa hình cổ được lấp đầy bằng các trầm tích trong suốt Kainozoi, tạo ra một bể trầm tích tương đối hoàn chỉnh dạng oval Do đặc điểm phủ chồng gối lên mặt móng trước Kainozoi và chịu sự chi phối của các hoạt động kiến tạo trong suốt lịch sử hình thành nên bể Cửu Long được phân thành các đơn vị cấu trúc

Trũng phân dị Bạc Liêu: là một trũng nhỏ nằm phần cuối Tây Nam của bể

Cửu Long với diện tích khoảng 3.600 km2 Gần một nửa diện tích của trũng thuộc

lô 31, phần còn lại thuộc phần nước nông và đất liền Trũng có chiều dày trầm tích Kainozoi không lớn (khoảng 3 km) và bị chia cắt bởi các đứt gẫy thuận có phương Tây Bắc – Đông Nam Trong trũng có khả năng bắt gặp trầm tích như trong trũng

Cà Cối

Trũng phân dị Cà Cối: nằm chủ yếu ở khu vực cửa sông Hậu có diện tích rất

nhỏ và chiều dày trầm tích không lớn (trên dưới 2000 m) Tại đây đã khoan giếng khoan CL – 1X và mở ra hệ tầng Cà Cối Trũng bị phân cách bởi các đứt gẫy kiến tạo có phương Đông Bắc – Tây Nam, gần vuông góc với phương đứt gẫy trong trũng phân dị Bạc Liêu

Đới nâng Cửu Long: nằm về phía Đông của trũng phân dị Bạc Liêu và Cà

Cối, phân cách hai trũng này với trũng chính bể Cửu Long Đới nâng có chiều dày trầm tích không đáng kể, chủ yếu là trầm tích hệ tầng Đồng Nai và Biển Đông Đới nâng không có tiền đề, dấu hiệu biểu hiện dầu khí Vì vậy đã không được nghiên cứu chi tiết và không xác định sự phát triển các đứt gẫy kiến tạo Các đơn vị kiến tạo vừa nêu được coi là rất ít hoặc không có triển vọng dầu khí, vì vậy chúng ít khi được đề cập đến trong các công trình nghiên cứu và đôi khi cũng không được xem như một đơn vị cấu trúc cấu thành nên bể Cửu Long

Đới nâng Phú Quý: được xem như phần kéo dài của đới nâng Côn Sơn về

phía Đông Bắc, thuộc lô 01 và 02 Đây là đới nâng cổ có vai trò khép kín và phân

tách bể Cửu Long với phần phía Bắc của bể Nam Côn Sơn Tuy nhiên vào giai đoạn Neogen – Đệ Tứ thì diện tích này lại thuộc về phần mở của bể Cửu Long Chiều dày trầm tích đới nâng này dao động từ 1,5 đến 2 km Cấu trúc của đới bị ảnh hưởng

khá mạnh bởi các hoạt động núi lửa, kể cả núi lửa trẻ

Trũng chính bể Cửu Long: Đây là phần lún chìm chính của bể, chiếm tới ¾

diện tích của bể, gồm các lô 15, 16 và một phần các lô 01, 02, 09 và 17 Theo đường đẳng dày trầm tích 2km thì trũng chính Cửu Long thể hiện rõ nét là một bể khép kín dạng hình trăng khuyết với vòng cung hướng ra về phía Đông Nam Toàn

bộ triển vọng dầu khí của bể Cửu Long đều tập trung ở vùng này Vì vậy cấu trúc của trũng được nghiên cứu khá chi tiết và được phân ra thành các đơn vị cấu trúc nhỏ hơn như một bể thực thụ Các đơn vị bậc 3 bao gồm: trũng Đông Bắc, trũng Tây Bạch Hổ, trũng Đông Bạch Hổ, sườn nghiêng Tây Bắc, sườn nghiêng Đông Nam, đới nâng Trung Tâm, đới nâng phía Bắc, đới nâng phía Đông, đới phân dị Đông Bắc, đới phân dị Đông Nam (Hình 1.4)

Sườn nghiêng Tây Bắc là dải sườn bờ Tây Bắc của bể kéo dài theo hướng

Đông Bắc – Tây Nam, chiều dày trầm tích tăng dần về phía Tây Nam từ 1 đến 2,5km Sườn nghiêng bị cắt xẻ bởi các đứt gẫy kiến tạo có hướng Đông Bắc – Tây Nam hoặc Tây Bắc – Đông Nam tạo thành các mũi nhô Trầm tích Kainozoi của bể

có xu hướng vát nhọn và gá đáy lên móng cổ granitoid trước Kainozoi

Sườn nghiêng Đông Nam là dải sườn bờ Đông Nam của bể, tiếp giáp với đới

nâng Côn Sơn Trầm tích của đới này có xu hướng vát nhọn và gá đáy với chiều dày dao động từ 1 đến 2,5km Sườn nghiêng này cũng bị phức tạp hóa bởi các đứt gẫy kiến tạo có phương Đông Bắc – Tây Nam và á vĩ tuyến, tạo nên các cấu tạo địa phương như cấu tạo Amethyst, Cá Ông Đôi, Opal, Sói

Trũng Đông Bắc là trũng sâu nhất có chiều dày trầm tích có thể đạt đến 8km

Trũng có phương kéo dài dọc theo trục chính của bể, nằm kẹp giữa hai đới nâng và chịu khống chế bởi các đứt gẫy chính hướng Đông Bắc – Tây Nam

Trũng Tây Bạch Hổ Trong một số tài liệu trũng này được ghép chung với

trũng Đông Bắc Tuy nhiên, về đặc thù kiến tạo giữa hai trũng này có sự khác biệt

đáng kể, đặc biệt là phương của các hệ thống đứt gẫy chính Trũng Tây Bạch Hổ bị khống chế bởi các đứt gẫy kiến tạo có phương á vĩ tuyến, tạo sự gấp khúc của bể Chiều dày trầm tích của trũng có thể đạt tới 7,5km

Trũng Đông Bạch Hổ nằm kẹp giữa đới nâng Trung Tâm về phía Tây, sườn

nghiêng Đông Nam về phía Đông – Đông Bắc và đới nâng Đông Bắc về phía Bắc Trũng có chiều dày trầm tích đạt tới 7 km và là một trong ba trũng tách giãn của bể

Đới nâng Trung Tâm là đới nâng nằm kẹp giữa hai trũng Đông và Tây Bạch

Hổ và được giới hạn bởi các đứt gẫy có biên độ lớn với hướng đổ chủ yếu về phía Đông Nam Đới nâng bao gồm các cấu tạo dương và có liên quan đến những khối nâng cổ của móng trước Kainozoi như: Bạch Hổ, Rồng Các cấu tạo bị chi phối không chỉ bởi các đứt gẫy thuận hình thành trong quá trình tách giãn mà còn bởi các đứt gẫy trượt bằng và chờm nghịch do ảnh hưởng của sự siết ép vào Oligoxen muộn

Đới nâng phía Tây Bắc nằm về phía Tây Bắc trũng Đông Bắc và được khống

chế bởi các đứt gẫy chính phương Đông Bắc – Tây Nam Về phía Tây Bắc đới nâng

bị ngăn cách với sườn nghiêng Tây Bắc bởi một địa hào nhỏ có chiều dày trầm tích khoảng 6 km Đới nâng bao gồm cấu tạo Vừng Đông và dải nâng kéo dài về phía Đông Bắc

Đới nâng phía Đông chạy dài theo hướng Đông Bắc – Tây Nam, phía Tây

Bắc ngăn cách với trũng Đông Bắc bởi hệ thống đứt gẫy có phương á vĩ tuyến và Đông Bắc – Tây Nam, phía Đông Nam ngăn cách với đới phân dị Đông Bắc bởi võng nhỏ, xem như phần kéo dài của trũng Đông Bạch Hổ về phía Đông Bắc Trên đới nâng đã phát hiện được các cấu tạo dương như: Rạng Đông, Phương Đông và Jade

Đới phân dị Đông Bắc nằm kẹp giữa đới nâng Đông Phú Quý và sườn

nghiêng Tây Bắc Đây là khu vực có chiều dày trầm tích trung bình và bị phân dị mạnh bởi các hệ thống đứt gẫy có phương Đông Bắc – Tây Nam, á kinh tuyến và á

vĩ tuyến tạo thành nhiều địa hào, địa lũy nhỏ (theo bề mặt móng) Một số các cấu tạo dương đã xác định như: Hồng Ngọc, Pearl, Turquoise, Diamond, Agate

Đới phân dị Tây Nam nằm về phía đầu Tây Nam của trũng chính Khác với

đới phân dị Đông Bắc, đới này bị phân dị mạnh chủ yếu bởi hệ thống đứt gẫy với đường phương chủ yếu là á vĩ tuyến tạo thành những địa hào, địa lũy, hoặc bán địa hào, bán địa lũy xen kẽ nhau Những cấu tạo có quy mô lớn trong đới này phải kể

đến Tam Đảo, Bà Đen và Ba Vì

Hình 1 3: Các đơn vị cấu tạo trong bể Cửu Long (theo báo cáo địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam)

Hình 1 4: Mặt cắt ngang bể Cửu Long (theo báo cáo địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam)

1.4.3 Lịch sử phát triển địa chất

Như đã nêu trong phần kiến tạo, bể Cửu Long cũng như vùng biển Việt Nam

là một bộ phận của thềm lục địa Sunda có cấu trúc địa chất rất phức tạp, được hình thành do kết quả va chạm của 3 mảng lớn: mảng Âu - Á, mảng Ấn – Úc và mảng Thái Bình Dương Bể Cửu Long là một bể trầm tích nội lục điển hình, được hình thành và phát triển trên mặt móng kết tinh trước Kainozoi Quá trình phát triển bể được phân thành 3 giai đoạn và thể hiện rõ trong hình 1.6

Hình 1 5: Quá trình phát triển địa chất bể Cửu Long (theo báo cáo địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam)

1.4.3.1 Thời kỳ trước Rift

ảy ra sự va chạm mạnh giữa lục địa Ấn Độ và lục đị –

ể trầm tích Cửu Long, Nam Côn Sơn, Đới nâng Côn Sơn v.v

Vào thời kỳ Eoxen giữa, tạo thành vành đai magma kéo dài tới rìa mảng Đông Dương và dẫn đến hàng loạt các đứt gẫy cũ tái hoạt động, đồng thời xuất hiện thêm các đứt gẫy mới Các dung dịch magma dưới sâu theo các đứt gẫy xuyên lên phía trên lấp đầy và tạo thành các đai mạch, góp phần làm phức tạp thêm các cấu trúc có trước Thềm lục địa Sunda cũng như toàn thềm lục địa Đông Nam Á chịu ảnh hưởng nhiều lần của các quá trình kiến tạo (uốn nếp và magma) cho nên móng trước Kainozoi bị vò nhàu và bất đồng nhất về tuổi cũng như thành phần vật chất

1.4.3.2 Thời kỳ đồng Rift

Thời kỳ tạo rift được khởi đầu vào cuối Eoxen, đầu Oligoxen do tác động của các biến cố kiến tạo vừa nêu với hướng căng giãn chính là Tây Bắc – Đông Nam Hàng loạt đứt gẫy hướng Đông Bắc – Tây Nam được mở rộng do căng giãn, dãn đến sụt lún mạnh và tạo rift

Trong Oligoxen giãn đáy biển theo hướng Bắc Nam tạo biển Đông bắt đầu từ

32 tr.năm Trục giãn đáy biển phát triển lấn dần xuống Tây Nam vào cuối Oligoxen Các quá trình này đã gia tăng các hoạt động tách giãn và đứt gẫy ở bể Cửu Long trong Oligoxen và nén ép vào cuối Oligoxen Vì thế các đứt gẫy điển hình là các đứt gẫy dạng gàu xúc, phương Đông Bắc – Tây Nam cắm về phía Đông Nam, một số có phương Đông Tây Nhiều bán địa hào, địa hào cùng hướng phát triển theo các đứt gẫy được hình thành Các bán địa hào, địa hào này được lấp đầy nhanh bằng các trầm tích vụn thô, phun trào thành phần bazơ Trong thời gian đầu tạo bể do chuyển động sụt lún khối tảng, phân dị nên tại các đới trũng khác nhau có thể có các thời kỳ

gián đoạn, bào mòn trầm tích với mức độ 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

Quá trình tách giãn tiếp tục phát triển làm cho bể lún chìm sâu, rộng hơn Các hố, trũng trước núi được mở rộng, sâu dần và liên thông nhau và có chế độ trầm tích khá đồng nhất Các tầng trầm tích hồ dày thuộc hệ tầng Trà Tân được thành tạo với thành phần 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 kéo dài theo phương Đông Bắc – Tây Nam Đây cũng là phương phát triển

ưu thế của hệ thống đứt gẫy mở bể Các trầm tích thuộc hệ 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, phát triển dọc theo các đứt gẫy với bề dày thay đổi nhanh

Hoạt động nén ép vào cuối Oligoxen muộn đã đẩy trồi các khối móng sâu, gây nghịch đảo trong trầm tích Oligoxen ở trung tâm các đới trũng chính, làm tái hoạt động các đứt gẫy thuận chính ở dạng ép chờm, trượt bằng và tạo nên các cấu trúc “trồi”, các cấu tạo hình hoa, phát sinh các đứt gẫy nghịch ở một số nơi như trên cấu tạo Rạng Đông, phía Tây cấu tạo Bạch Hổ và một số khu vực mỏ Rồng Đồng thời xảy ra hiện tượng bào mòn và vát mỏng mạnh các trầm tích thuộc hệ tầng Trà Tân trên Sự kết thúc hoạt động của phần lớn các đứt gẫy và không chỉnh hợp góc rộng lớn ở nóc trầm tích Oligoxen đã đánh dấu sự kết thúc thời kỳ đồng tạo rift

1.4.3.3 Thời kỳ sau Rift

Bước vào Mioxen sớm, quá trình giãn đáy Biển Đông theo phương Tây Bắc – Đông Nam đã yếu đi và nhanh chóng kết thúc vào cuối Mioxen sớm (17tr.năm) Trong thời kỳ đầu Mioxen sớm các hoạt động đứt gẫy vẫn còn xảy ra yếu và chỉ chấm dứt hoàn toàn từ Mioxen giữa

Tuy nhiên, ở bể Cửu Long vẫn xảy ra các hoạt động tái căng giãn yếu, lún chìm từ từ trong Mioxen sớm và hoạt động núi lửa ở một số nơi, đặc biệt ở phần Đông Bắc bể Vào cuối Mioxen sớm, trên phần lớn diện tích bể diễn ra biến cố chìm

sâu bể với sự thành tạo tầng “sét Rotalid” biển nông rộng khắp, được coi là tầng đánh dấu địa tầng và cũng là tầng chắn khu vực khá tốt cho toàn bể Cuối Mioxen sớm toàn bể trải qua quá trình nâng khu vực và bóc mòn yếu, bằng chứng là tầng sét Rotalid chỉ bị bào mòn từng phần và vẫn duy trì tính phân bố khu vực của nó Vào Mioxen giữa có một pha nâng lên dẫn dến sự tái thiết lập điều kiện môi trường sông

ở phần Tây Nam bể, còn phần Đông và Đông Bắc bể điều kiện ven bờ vẫn tiếp tục được duy trì

Mioxen 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 tại 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 Mioxen muộn, bể Cửu Long đã hoàn toàn thông với bể Nam Côn Sơn, các hệ thống sông Cửu Long và 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 môi trường biển nông trong ở phần Đông Bắc bể

Plioxen 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 Cửu Long và xa hơn tích tụ vào vùng bể Nam Côn Sơn

trong điều kiện nước sâu hơn

1.5 Đặc điểm hệ thống dầu khí

1.5.1 Đá sinh

Từ kết quả phân tích một số giếng vùng lân cận và một số giếng trong cấu tạo CNV cho thấy đá phiến sét Oligoxen rất giàu vật chất hữu cơ và có khả năng sinh hydrocacbon rất cao Tổng hàm lượng cácbon hữu cơ (TOC%) trong các mẫu

từ đá phiến sét Oligoxen thường cao hơn 1%, đôi khi đạt đến 10% Kerogen chủ yếu loại I, và loại II đôi khi gặp loại III, giá trị S2 và HI cũng rất cao (S2 = 4-6mg/g,

HI = 200 – 350 mgHC/gTOC)

Sét của tập D có chiều dày lớn và giá trị S2, HI cao nhất chứng tỏ nó là nguồn sinh rất tốt và có thể xem tập D là thành hệ đá sinh chính của bồn trũng Cửu Long

Sét tập C và E cũng là nguồn sinh tốt nhưng có chiều dày mỏng hơn tập D, một số lớp sét mỏng trong Mioxen dưới cũng có thể là nguồn sinh nhưng chúng có thể tích nhỏ và chưa đủ độ trưởng thành

1.5.2 Đá chứa

Đá chứa ở Lô 02/97 bao gồm cát kết tuổi Mioxen trên (thành hệ Đồng Nai, tập BIII), Mioxen giữa (thành hệ Côn Sơn trên-dưới, Tập BII.2 và BII.1), Mioxen dưới (thành hệ Bạch Hổ trên-dưới, Tập BI.2 và BI.1), Oligoxen trên (thành hệ Trà Tân giữa, Tập D), Oligoxen dưới (thành hệ Trà Tân dưới, Tập E), và móng trước Đệ Tam

Đá chứa Mioxen giữa-trên, thành hệ Côn Sơn - Đồng Nai: Đá chứa

Mioxen giữa-trên, thành hệ Côn Sơn - Đồng Nai (Tập BIII, BII.2 và BII.1) là cát kết trầm tích trong môi trường biển nông ven bờ, vịnh có ảnh hưởng của nước biển, sông Các thân cát dày và từng phần là cát lấp đầy lòng sông cổ có hạt mịn dần về phía nóc của vỉa Phát hiện được 4 vỉa chứa dầu trong Mioxen giữa - trên, thành hệ Côn Sơn - Đồng Nai (Vỉa BIII Sand, BII.2.20, BII.2.30 và BII.1.10) tại mỏ Gấu Biển như là cát kết lòng sông cổ có dạng xếp chồng Mô hình tài liệu địa vật lý giếng khoan của các vỉa chứa dầu này đã chỉ ra rằng các thân cát có hướng dạng hạt mịn dần về phía nóc của vỉa Bề dày của mỗi vỉa cát này khoảng 30 - 40 mét, và được phủ bởi tập sét/phiến sét dày khoảng 10 - 30 mét Tài liệu địa chấn nghịch đảo (Inversion) sử dụng thuộc tính Mu-Rho thực hiện cho tất cả 4 vỉa này đã chỉ ra sự phát triển và phân bố của thân cát lòng sông cổ có dạng xếp chồng này Bẫy chứa của các đá chứa này là khép kín 4 chiều và khép kín đứt gẫy 4 chiều ở chiều sâu nông (khoảng 1200 - 1600 mSS) với chiều cao khép kín khoảng 60 - 90 mét Ranh giới dầu-nước (OWC) gặp ở tất cả các vỉa chứa dầu Mioxen giữa-trên bởi cả tài liệu địa vật lý giếng khoan và tài liệu áp suất vỉa (MDT/RCI), và chỉ ra rằng các bẫy này không được lấp đầy dầu tới điểm tràn của cấu tạo, tuy nhiên chiều cao của cột dầu lên tới 57 mét Mẫu lõi tại giếng khoan 02/97-GB-2X (Thành hệ Côn Sơn dưới, vỉa BII.1.10) được minh giải là sông và đồng bằng ngập lụt: Tướng phụ lưu sông, đồng bằng ngập lụt Cát kết thuộc loại arkose, feldspathic litharenite và feldspathic

greywacke gắn kết yếu Xi măng gắn kết và khoáng vật tại sinh lớn và chủ yếu là cácbônát, và thứ yếu là thạch anh tinh đám, cao lanh và sét Sự biến đổi sau trầm tích của cát kết là yếu và ở giai đoạn thành đá sớm biểu hiện bởi xi măng gắn kết và nén chặt yếu

Đá chứa Mioxen dưới thành hệ Bạch Hổ (Tập BI.2 và BI.1): Là cát kết

trầm tích trong môi trường sông Các thân cát mỏng và khó xác định đặc trưng của vỉa chứa Ở mỏ Gấu Biển đã phát hiện được 3 vỉa chứa dầu trong Mioxen dưới thành hệ Bạch Hổ (Vỉa BI.2.20, BI.2.30 và BI.1.20) như là cát kết lòng sông cổ có dạng xếp chồng Các vỉa chứa bao gồm cát kết mỏng (1- 3 mét) phân lớp xen kẹp với sét kết Bẫy chứa của các đá chứa này là khép kín 4 chiều với chiều cao khép kín khoảng 15 - 25 mét Ranh giới dầu-nước (OWC) chỉ gặp ở vỉa chứa dầu BI.1.20 bởi cả tài liệu địa vật lý giếng khoan và tài liệu áp suất vỉa (MDT), và chỉ ra rằng các bẫy này không được lấp đầy dầu tới điểm tràn của cấu tạo Ở mỏ Gấu Biển chỉ phát hiện được 1 vỉa chứa dầu trong Mioxen dưới thành hệ Bạch Hổ trên (Vỉa

BI.2.30) bao gồm cát kết mỏng (1 -3 mét) phân lớp xen kẹp với sét kết

Đá chứa Oligoxen dưới thành hệ Trà Tân dưới ( Tập E ): Là cát kết trầm

tích trong môi trường hồ, sông-bồi tích Các thân cát dày hơn của thành hệ Bạch

Hổ Phát hiện được 2 vỉa chứa dầu tách biệt trong Oligoxen dưới thành hệ Trà Tân dưới (Vỉa E.10 và E.20) trên mỏ Thăng Long là cát kết dày phân lớp với sét kết, với bẫy chứa cấu trúc và địa tầng Sự liên tục của các thân cát là rủi ro chính bởi đặc trưng vỉa chứa và môi trường lắng đọng trầm tích khác nhau Ranh giới khí-dầu (GOC) xác định được ở vỉa chứa E.20 bởi tài liệu địa vật lý giếng khoan và tài liệu

áp suất vỉa (MDT) Không xác định được ranh giới dầu-nước (OWC) bởi vì không

có tài liệu áp suất của nước vỉa cho các vỉa chứa này Mẫu lõi tại giếng khoan 02/97-TL-3X (Thành hệ Trà Tân dưới, vỉa E.20) được minh giải là tướng Lake Mudstone, Lake Shoreface, Fan Deltas và cát kết lấp đầy lòng sông cổ Cát kết thuộc loại arkose và feldspathic greywacke hạt trung đến thô Xi măng gắn kết và khoáng vật tại sinh lớn và chủ yếu là sét Sự biến đổi sau trầm tích của cát kết là yếu

và ở giai đoạn thành đá sớm biểu hiện bởi xi măng gắn kết yếu và nén chặt trung bình

yếu-Đá chứa móng trước Đệ Tam: Bao gồm Granít bị phong hóa và biến đổi ở

các mức độ khác nhau Granít bị phong hóa có tiềm năng chứa kém bởi vì hàm lượng khoáng vật sét lớn lấp đầy trong các hệ thống nứt nẻ Đá chứa chính là móng nứt nẻ với các hệ thống độ rỗng và thấm phụ thuộc vào mật độ, sự phân bố, độ mở của nứt nẻ và các yếu tố của hệ thống kiến tạo Trên mẫu lát mỏng chỉ quan sát thấy

số ít độ rỗng thứ sinh và vi khe nứt, tuy nhiên phần lớn đã bị lấp đầy bởi canxít, bởi vậy độ rỗng thứ sinh và độ rỗng vi khe nứt là rất kém Chất lượng của đá chứa chủ yếu phụ thuộc vào mức độ nứt nẻ và độ mở của khe nứt

1.5.3 Đá chắn

Hai tập chắn khu vực phát triển trên diện rộng là các phiến sét thuộc điệp Trà Tân (tập D), và điệp Bạch Hổ (tập sét Rotalia) Kết quả nghiên cứu cho thấy chất lượng sét hai tập này khá tốt Tầng sét Rotalia có chiều dày dao động từ 50-100m ở

lô 15-A và đây là tầng chắn rất tốt cho tầng sản phẩm Mioxen dưới

Đối với tầng sét chắn ở tập D, có chiều dày dao động rất rộng, thay đổi từ 340-600m, ở phần trung tâm bể xuống còn một vài mét, đôi khi không có ở vùng xa rìa Tầng sét D phủ trực tiếp trên tầng sản phẩm móng nứt nẻ là yếu tố quyết định

duy trì dầu trong móng Ngoài ra vai trò chắn của đứt gẫy (fault sealing) cũng đóng

vai trò quan trọng

1.5.4 Dịch chuyển dầu khí

Như đã trình bày ở các phần trên, dầu khí trong bể Cửu Long chủ yếu được sinh

ra từ hai tầng đá mẹ chính: Oligoxen trên (E32) và Olidoxen dưới + Eoxen (E31 +

E2) Đây là các tập đá trầm tích nằm ở phần dưới sâu nên chúng chịu tác động mạnh của yếu tố địa nhiệt trong quá trình lịch sử phát triển địa chất của bể Thời điểm sinh dầu của đá mẹ E31 + E2 bắt đầu từ Mioxen sớm (Ro > 0,6%) song cường độ sinh dầu mạnh và giải phóng dầu ra khỏi đá mẹ (Ro

> 0,8%) lại nằm chủ yếu trong Mioxen giữa, đầu Mioxen muộn Riêng tầng đá mẹ Oligoxen trên (E32) thì quá trình sinh dầu có xảy ra muộn hơn và chủ yếu mới bắt đầu từ cuối Mioxen Vật chất hữu

cơ trong Mioxen dưới chưa rơi vào đới sinh dầu Vì thế sau khi dầu được sinh ra từ

đá mẹ Oligoxen di chuyển vào các tập đá chứa bằng các con đường khác nhau và theo các hướng khác nhau: theo các mặt lớp và theo các đứt gẫy Con đường mà dầu

di chuyển có thể là các tập hạt thô phát triển rộng trong lát cắt và theo diện, tiếp xúc trực tiếp với các tập sét sinh dầu hoặc dọc theo các đứt gẫy kiến tạo có vai trò như kênh dẫn Trên đường di chuyển dầu có thể bị giữ lại để tạo thành những tích tụ HC nếu ở đó tồn tại yếu tố chắn kín (bẫy chứa), ngược lại chúng bị phân tán và thoát đi Theo lịch sử phát triển địa chất của bể, về cơ bản các dạng bẫy chứa đã được hình thành vào giai đoạn tạo rift và đầu giai đoạn sau tạo rift (Mioxen sớm), sớm hơn thời gian dầu khí trong bể bắt đầu được sinh Như vậy bể Cửu Long có điều kiện thuận lợi là khi dầu khí sinh ra từ các tầng sinh thì các bẫy đã sẵn sàng tiếp nhận, điểm hình là các khối nhô móng, thuộc phần trung tâm bể thường được bao quanh nên chúng dễ dàng nạp ngay vào đá chứa và được lưu giữ nếu có đủ điều kiện chắn

CHƯƠNG 2: PHƯƠNG PHÁP XÂY DỰNG MÔ HÌNH ĐỊA CHẤT 3D TẦNG

MÓNG NỨT NẺ

2.1 Tổng quan về phương pháp nghiên cứu

Hiện nay mô hình các mỏ khai thác dầu từ các đối tượng móng nứt nẻ ở bể Cửu Long chỉ đặc trưng động thái khai thác dầu từ các giếng ở thời kỳ đầu khai thác, khi mà dòng chảy của chất lưu từ vỉa vào giếng chỉ là một pha Tuy nhiên, các

mô hình loại độ rỗng đơn đang áp dụng thường cho kết quả dự báo khai thác không chính xác, đặc biệt là thời điểm xuất hiện của nước trong giếng khai thác và mức độ sụt giảm rất mạnh của dòng dầu

Khái niệm môi trường độ rỗng kép đã được các tác giả Barenblatt và Zheltov đưa ra năm 1960 Theo đó, trong đá chứa nứt nẻ tồn tại: độ rỗng nguyên sinh là phần không gian rỗng giữa các hạt tạo đá (matrix) được hình thành từ thời kỳ lắng đọng; độ rỗng thứ sinh là phần không gian rỗng tạo bởi hệ thống nứt nẻ (fracture) Đến năm 1963, Warren và Root tiến hành áp dụng mô hình độ rỗng kép cho minh giải thử giếng của vỉa cát kết nứt nẻ Dòng chảy của chất lưu từ môi trường rỗng giữa hạt tới hệ thống nứt nẻ được giả định thuộc điều kiện giả ổn định (pseudo-steady) và biểu diễn bằng hệ phương trình (2.1):

(2.1)

Trong đó: P biểu diễn tham số áp suất trung bình; k biểu diễn độ thấm; c biểu diễn độ nén; ø tham số độ rỗng; µ tham số độ nhớt; α hệ số hình học, phụ thuộc vào khoảng cách trung bình của nứt nẻ Chỉ số m đại diện cho môi trường rỗng giữa

hạt; f đại diện cho môi trường rỗng nứt nẻ (Hình 2.1)

Hình 2.1: Xây dựng mô hình nứt nẻ từ các nguồn tài liệu địa chất và ĐVLGK (W&R 1963)

Mô hình độ rỗng kép thể hiện nhiều ưu điểm khi có thể áp dụng được các hệ

số đặc trưng cho tác động hoặc chảy qua lại giữa đới vi nứt nẻ (hoặc các đới nứt nẻ lớn nhưng bị lấp nhét bởi khoáng vật thứ sinh) chứa dầu có độ thấm thấp với hệ thống nứt nẻ lớn đóng vai trò dẫn dầu và chất lưu khác từ vỉa vào giếng

Hình 2.2: :Mô hình lý tưởng chuyển đổi phần tử vỉa chứa nứt nẻ (W&R 1963)

Bằng phân tích thực nghiệm đối với chất lưu một pha chảy hướng tâm từ vỉa vào giếng, Warrant & Root đưa ra hàm chuyển (λ) của chất lưu giữa 2 môi trường

rỗng: ; Trong đó: kex, key độ thấm hiệu dụng theo phương x và y;

rw_bán kính giếng khoan

Các thuật toán mô phỏng quá trình vận động của chất lưu giữa các môi trường rỗng đang được áp dụng rộng rãi trong nhiều phần mềm thương mại của công nghiệp khai thác dầu khí, nhưng chủ yếu vẫn là sự vận động của chất lưu giữa môi trường nứt nẻ và môi trường rỗng giữa hạt Trong đó, các đới nứt nẻ đóng vai trò dẫn dòng chất lưu tới giếng khai thác và liên kết với môi trường rỗng của khung đá,

nơi chứa dầu chủ yếu của vỉa (Hình 2.2)

2.2 Phương pháp xác định thông số vỉa chứa tầng móng

2.2.1 Phương pháp tính độ rỗng

a) Khái niệm độ rỗng trong đá móng

Đá móng khu vực mỏ thuộc đối tượng nghiên cứu của luận văn đều là đá granit Theo quan niệm về phân chia độ rỗng của Warren và Root (1963) thì độ rỗng tổng bao gồm tổng của độ rỗng nứt nẻ lớn (macro), vi nứt nẻ (micro), hang hốc (vug) và độ rỗng nguyên sinh trong khối matrix Nứt nẻ macro và hang hốc thường liên thông với nhau và đới này có thể có độ thấm lớn đến hàng chục ngàn mD, đóng vai trò rất lớn trong việc lưu thông chất lưu trong đá Vi nứt nẻ micro đóng vai trò trong việc chứa chất lưu, nhưng có độ thấm nhỏ Độ rỗng nguyên sinh thường là độ rỗng kín không đóng vai trò chứa hydrocarbon Hay nói cách khác, độ rỗng tổng là tập hợp độ rỗng nguyên sinh và độ rỗng thứ sinh Khái niệm được biểu diễn như

(Hình 2.3)

Độ rỗng nguyên sinh là lỗ rỗng được thành tạo từ kết quả của sự co rút của dung thể magma sau khi kết tinh Loại độ rỗng này hầu như kém liên thông và giá trị nhỏ không đáng kể Tuy nhiên, chúng lại có ý nghĩa trong việc tạo thành các đới xung yếu, dễ bị dập vỡ khi có tác động từ bên ngoài

Hình 2.3: Khái niệm về độ rỗng trong đá móng granit (Warren and Root, 1963)

b) Xác định độ rỗng bằng phương pháp Điện trở:

Phương pháp xác định độ rỗng từ đường đo sâu điện được tính theo mô hình hiệu chỉnh của Archie (tương tự như điều chỉnh của Boyeldieu Winchester - Schlumberger), cụ thể phương pháp được áp dụng như sau:

Phương pháp Archie hiệu chỉnh:

Phương trình Archie hiệu chỉnh để tính độ rỗng như công thức (2.2):

- Rw: là giá trị điện trở suất của nước vỉa tại nhiệt độ của thành hệ

- m: hệ số xi măng của đá, với LLDc > 2000 Ωmh.m thì m = 1,65; trường hợp khác m=2

Với phương trình trên, giá trị điện trở suất là yếu tố chính ảnh hưởng đến giá trị của độ rỗng Mặt khác trong đá móng granit nứt nẻ, điện trở suất thay đổi rất lớn

từ vài chục đến trên 20000 omh.m, giá trị này vượt qua của giới hạn chính xác của thiết bị đo điện trở, đặc biệt tại những giếng đo bằng phương pháp (Induction log) cho chất lượng còn kém hơn Do vậy, cần phải quy đổi số liệu Induction log về giá trị đo Laterolog bằng phương pháp cross-plot và hồi quy tại những giếng đồng thời

đo cả hai phương pháp Đối với phương pháp điện trở tại những khoảng đi qua đai mạch xâm nhập sẽ cho kết quả độ rỗng rất cao và không phù hợp với các số liệu thực tế khác Vì tại các thể xâm nhập đai mạch có giá trị đo điện trở rất thấp, nên giá trị độ rỗng ở đây rất cao, bằng thực nghiệm người ta đã tiến hành hiệu chỉnh độ rỗng ở đây giảm đi 10 lần thì cho kết quả phù hợp hơn Các thể đai mạch xâm nhập được xác định qua số liệu ĐVLGK bằng cách: nhận biết định tính qua các đặc trưng

GR, LLDc thấp, Neutron, density cao, xác định định lượng qua tham số V_intrusive

<40% Tham số V_intruvie được xác định như sau: