Mô hình hoá tầng chứa dầu khí trên cơ sở phân tích các thuộc tính địa chấn và tài liệu địa vật lý giếng khoan trong trầm tích mioxen mỏ bạch hổ (bồn trũng cửu long)

Trong giai đoạn hiện tại để định hướng khả năng phát triển mỏ một cách tối ưu trong tương lai, việc mô hình hóa tầng chứa dầu khí trong trầm tích Mioxen, với mục đích các xây dựng bản đồ

MỤC LỤC

MỤC LỤC i

DANH MỤC CÁC THUẬT NGỮ, CHỮ VIẾT TẮT ii

DANH MỤC CÁC BẢNG iv

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ v

Mở đầu 1

Chương 1 - TỔNG QUAN VỀ HỆ TẦNG SẢN PHẨM MIOXEN HẠ, MỎ BẠCH HỔ 5

1.1 Các đặc điểm chung về mỏ Bạch Hổ 5

1.2 Đặc điểm thạch học đá chứa dầu khí hệ tầng sản phẩm Mioxen hạ 29

1.3 Đặc trưng vật lý thạch học của đá chứa 32

1.4 Các nghiên cứu của LDVN về hệ tầng sản phẩm Mioxen hạ 49

Chương 2 - PHÂN TÍCH THUỘC TÍNH ĐỊA CHẤN VÀ PHÂN TÍCH TỔNG HỢP TÀI LIỆU ĐVLGK 51

2.1 Cơ sở dữ liệu 51

2.2 Phân tích thuộc tính địa chấn 53

2.3 Phân tích tổng hợp tài liệu ĐVLGK 73

Chương 3 - MÔ HÌNH HÓA HỆ TẦNG SẢN PHẨM MIOXEN HẠ, MỎ BẠCH HỔ 112

3.1 Mô hình 3D cấu trúc 113

3.2 Mô hình 3D phân bố tướng đá 116

3.3 Mô hình 3D đặc tính rỗng - thấm hệ tầng sản phẩm Mioxen hạ 122

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 143

DANH MỤC CÔNG TRÌNH CỦA TÁC GIẢ 145

TÀI LIỆU THAM KHẢO 146

DANH MỤC CÁC THUẬT NGỮ, CHỮ VIẾT TẮT

e Effective porosity Độ rỗng hiệu dụng

z Pore vol to grain vol ratio Độ thông thoáng

API American Petroleum Institute Viện Dầu khí Hoa Kỳ

BRT Bottom rotary table Bàn rôto

CSTĐ True Vertical Depth Chiều sâu tuyệt đối

DST Drill Stem Test Thử vỉa cần khoan

DT Sonic transit time log Đường cong thời gian truyền sóng ĐVLGK Petrophysic Địa vật lý giếng khoan

FZI Flow Zone Indicator Chỉ số vùng chảy

GHE Global Hydraulic Element Phân tố thủy lực tổng hợp

HFU Hydraulic Flow Unit Đơn vị dòng chảy

LLD Deep resistivity Đường cong điện trở đo sâu sườn LLS Shallow resistivity Đường cong điện trở đo nông sườn MLR Multi Linear Regression Hồi quy bội tuyến tính

PSDM Post Stack Depth Migration Xử lý dịch chuyển sau cộng

RMS Root Mean Square Trung bình bình phương

RQI Reservoir Quality Index Chỉ số chất lượng tầng chứa SCAL Special Core Analysis Phân tích mẫu lõi đặc biệt SIS Sequence Indicator Simulation

SPA Sum Positive Amplitude Tổng biên độ dương

S Vgr Specific grain surface area Tỷ bề mặt

Sw Water saturation Độ bão hoà nước

TOC Total Organic Carbon Tổng hàm lượng cácbon hữu cơ

DANH MỤC CÁC BẢNG

Bảng 1.1: Tổng hàm lượng vật chất hữu cơ (theo LDVN) 26

Bảng 1.2: Giá trị S1 (theo LDVN) 27

Bảng 1.3: Giá trị S2 (Theo LDVN) 27

Bảng 1.4: Tỷ số Pristane / Phytane (Theo LDVN) 27

Bảng 1.5: Độ phản xạ Vitrinit R% (Theo LDVN) 27

Bảng 1.6: Nhiệt độ Tmax (Theo LDVN) 28

Bảng 2.1: Tổng hợp các giếng khoan có mẫu lõi và số lượng mẫu 90

Bảng 2.2: Giá trị FZI tb cho từng đơn vị dòng chảy theo các mô hình khác nhau 91

Bảng 2.3: Hệ số tương quan R 2 94

Bảng 2.4: Phân loại HU theo FZI 101

Bảng 2.5: Giá trị độ rỗng hở tương ứng với từng HU cho Kth = 1mD 102

Bảng 2.6: Danh sách giếng khoan dự báo HU 104

Bảng 2.7: Phân nhóm theo từng khu vực các giếng khoan có mẫu lõi 105

Bảng 2.8: Giếng khoan có mẫu lõi sử dụng mạng nơ-ron và hệ số tương quan R 2 tương ứng 108

Bảng 2.9: Các giếng khoan áp dụng mạng nơ-ron và các khu vực tương ứng 109

Bảng 2.10: So sánh kết quả dự báo HU giữa mô hình có DT và không có DT 109

Bảng 3.1: Thông số mô hình cấu trúc Mioxen hạ 116

Bảng 3.2: Thông số xây dựng mô hình phân bố tướng đá 121

Bảng 3.3: Thông số xây dựng mô hình phân bố đơn vị dòng chảy 123

Bảng 3.4: Thông số xây dựng mô hình phân bố độ rỗng 124

Bảng 3.5: Giá trị độ rỗng hở tương ứng với K th = 2,5mD 125

Bảng 3.6: Đối sánh mô hình HU với kết quả thử vỉa 127

Trang

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ

Hình 1.1: Sơ đồ vị trí mỏ Bạch Hổ (theo LDVN 2002) 7

Hình 1.2: Sơ đồ cấu trúc SH-BSM và SH-10 mỏ Bạch Hổ (theo LDVN 2006) 8

Hình 1.3: Sơ đồ cấu trúc SH-5 và SH-7 mỏ Bạch Hổ (theo LDVN 2006) 9

Hình 1.4: So sánh sơ đồ cấu trúc SH-5 năm 2002 và năm 2006 (theo LDVN 2006) 9 Hình 1.5: Mặt cắt địa chấn qua mỏ Bạch Hổ (tuyến ngang 1869) 10

Hình 1.6: Mặt cắt địa chấn qua mỏ Bạch Hổ (tuyến ngang 1149) 10

Hình 1.7: Cột địa tầng tổng hợp mỏ Bạch Hổ (theo LDVN 2006) 17

Hình 1.8: Sơ đồ phân chia cấu trúc theo bản đồ SH-7 (a) và SH-5 (b) 21

Hình 1.9: Mặt cắt liên kết các thân dầu trong Mioxen hạ (LDVN 2006) 34

Hình 1.10: Mẫu lát mỏng cát kết ackoz hạt trung, xi măng lấp đầy Đã bị biến đổi thành đá muộn (BH-9: 3058m) (theo Trần Nghi 2002) 35

Hình 1.11: Mẫu lát mỏng cát kết ackoz - litic hạt trung, xi măng tiếp xúc tái sinh Đã bị biến đổi hậu sinh muộn (BH-9: 3229,2m) (theo Trần Nghi 2002) 35

Hình 1.12: Phân bố độ rỗng trong Mioxen hạ (theo LDVN 2006) 36

Hình 1.13: Quan hệ độ rỗng và độ thấm trên mẫu lõi (theo LDVN 2006) 37

Hình 1.14: Quan hệ độ bão hòa nước dư (S irw ) và độ thấm (theo LDVN 2006) 38

Hình 1.15: Sơ đồ phân bố tầng sản phẩm 23-0 (a) và 23-1 (b) 40

Hình 1.16: Sơ đồ phân bố tầng sản phẩm 23-2 (a) và 23-4 (b) 43

Hình 1.17: Sơ đồ phân bố tầng sản phẩm 24 (a) và 25 (b) 45

Hình 1.18: Sơ đồ phân bố tầng sản phẩm 26 (a) và 27 (b) 45

Hình 2.1: Vùng diện tích nghiên cứu địa chấn 3D PSDM 54

Hình 2.2: Băng địa chấn tổng hợp của giếng khoan BH-905 (theo LDVN 2006) 55

Hình 2.3: Mặt cắt địa chấn A-A’ và B-B’ đi qua giếng BH-6 56

Hình 2.4: Hệ thống đứt gãy tầng phản xạ địa chấn SH-5 và SH-7 57

Hình 2.5: Sơ đồ cấu trúc của các tầng phản xạ SH-5, SH-6 và SH-7 57

Hình 2.6: Các dạng cửa sổ xác định thuộc tính địa chấn 60

Trang

Hình 2.7: Sơ đồ biên độ thể hiện kênh ngầm và đứt gãy theo tài liệu địa chấn 3D (vùng vịnh Mexico): a Sơ đồ thể hiện kênh ngầm; b Sơ đồ thể hiện kênh ngầm và

đứt gãy (theo Mai Thanh Tân 2011) 64

Hình 2.8: Sơ đồ tổng biên độ dương (a) và và hàm liên kết (b) ở t =2800ms 65

Hình 2.9: Sơ đồ tổng hợp các thuộc tính tổng biên độ dương, hàm liên kết và hàm biến đổi ở t=2800 ms (a) và mặt cắt địa chấn trên tuyến AB (b), mỏ Bạch Hổ (theo Mai Thanh Tân 2011) 66

Hình 2.10: Sơ đồ thuộc tính hàm biến đổi ở t = 2900 và 3000 ms, mỏ Bạch Hổ, bồn trũng Cửu Long (theo LDVN) 66

Hình 2.11: Sơ đồ thuộc tính biên độ trung bình dương liên quan đến lòng sông cổ (Cấu tạo NC, Bể Malay - Thổ Chu) (theo Mai Thanh Tân 2011) 67

Hình 2.12: Sơ đồ thuộc tính biên độ bình phương trung bình ở mặt móng liên quan đến các đứt gẫy (Cấu tạo NC, Bể Malay - Thổ Chu) (theo Mai Thanh Tân 2011) 67

Hình 2.13: Sơ đồ thuộc tính biên độ biến đổi liên quan đến các đứt gẫy (Cấu tạo NC, Bể Malay Thổ Chu) (Theo Mai Thanh Tân 2011) 68

Hình 2.14: Thuộc tính cường độ phản xạ theo tuyến dọc 880 69

Hình 2.15: Sơ đồ thuộc tính Energy Haft: SH-5 - SH-6 (a); SH-6 - SH-7 (b) 70

Hình 2.16: Thuộc tính hàm biến đổi trên tuyến dọc 880 71

Hình 2.17: Sơ đồ tổng biên độ dương a - SH-5 - SH-6; b - SH-6 - SH-7 72

Hình 2.18: Sơ đồ thuộc tính RMS: a - SH-5 - SH-6;b - SH-6 - SH-7 72

Hình 2.19: Quan hệ giữa độ thấm và độ rỗng của GK P1 (theo Lê Hải An, 2003) 76

Hình 2.20: Phân loại đơn vị dòng chảy theo giá trị FZI của GK P1(theo Lê Hải An 2003) 77

Hình 2.21: Quan hệ giữa độ rỗng và độ thấm của các đơn vị dòng chảy của giếng P1 (theo Lê Hải An 2003) 77

Hình 2.22: Biểu đồ phân bố FZI 79

Hình 2.23: Biểu đồ phân bố xác suất FZI 79

Hình 2.24: Phân tích thống kê sử dụng thuật toán Ward 80

Hình 2.25: Khái niệm r 35 (theo Winland 1976) 81

Hình 2.26: Phân loại HU dựa trên giá trị r 35 (theo Winland 1976) 81

Hình 2.27: Bản chuẩn phân tố thủy lực tổng hợp GHE (theo Corbett và nnk, 2003) 83

Hình 2.28: Phân loại 7 đơn vị thủy lực của tầng chứa A, Bắc Phi (theo Mohammed và Corbett, 2002) 84

Hình 2.29: So sánh các trường hợp mô phỏng khác nhau: a- toàn bộ mỏ, b-giếng 28, c và d-hai đơn vị thủy lực TSH: HU1 và HU2 (theo Mohammed và Corbett, 2002) 85

Hình 2.30: Dự báo kích thước hạt sử dụng cơ sở dữ liệu tối thiểu (theo An L H, 2003) 86

Hình 2.31: Mô hình phân bố 3D của phân tố thủy lực tổng hợp tầng chứa J3, mỏ K, Siberia (theo Svirsky và nnk, 2004) 86

Hình 2.32: Mô hình phân bố 2D của phân tố thủy lực tổng hợp tầng chứa BI, mỏ Rạng Đông (theo Nguyễn Thị Minh Hồng, 2005) 87

Hình 2.33: Kết quả dự báo phân tố thủy lực tổng hợp ở giếng 103-BAL-1X (theo Nguyễn Đức Hùng, 2009) 88

Hình 2.34: Phân loại 4 đơn vị dòng chảy lô 01-02 (theo Lưu Thanh Hảo, 2009) 89

Hình 2.35: Biểu đồ trực giao độ thấm - độ rỗng (Mioxen hạ) 91

Hình 2.36: Mô hình độ thấm (a-3HU; b-4HU;c-5HU;d-6HU;e-7HU và f-8HU) 92

Hình 2.37: Biểu đồ trực giao độ thấm tính theo các mô hình HU và độ thấm mẫu lõi 93

Hình 2.38: Phân loại theo Winland 94

Hình 2.39: Phân loại theo GHE 95

Hình 2.40: Mạng nơ-ron điển hình 99

Hình 2.41: Hàm kích hoạt sigmoid 99

Hình 2.42: Đối sánh đơn vị dòng chảy và phân tích mẫu lõi 102

Hình 2.43: Quy trình dự báo đơn vị dòng chảy 103

Hình 2.44: Kết quả dự báo FZI theo MLR và mạng nơ-ron (BH-16,BH-93,BH-818)

106

Hình 2.45: Kết quả dự báo FZI cho BH-28 sử dụng mô hình của BH-1 và BH- 6 107 Hình 2.46: Dự báo FZI cho giếng BH-410 110

Hình 2.47: Dự báo FZI cho giếng BH-412 111

Hình 3.1: Quy trình xây dựng mô hình rỗng - thấm theo đơn vị dòng chảy 113

Hình 3.2: Các dạng đứt gãy sử dụng trong mô hình hóa 114

Hình 3.3: Khu vực mô hình hóa (a) và bề mặt khung (skeleton) (b) 114

Hình 3.4: Bề mặt 2 tầng nóc và đáy mô hình 3D Mioxen hạ 115

Hình 3.5: Mô hình cấu trúc Mioxen hạ (60 lớp) 116

Hình 3.6: Giếng khoan có GR trong mô hình 117

Hình 3.7: Tướng đá theo GR trong giếng khoan 118

Hình 3.8: Mô-đun trung bình hóa (Up scale) tài liệu ĐVLGK 118

Hình 3.9: Các phương pháp xác định mô hình phân bố tướng đá trong Petrel 119

Hình 3.10: Mô hình dự báo phân bố tướng đá từ tài liệu địa chấn 120

Hình 3.11: Mô hình phân bố tướng đá hệ tầng sản phẩm Mioxen hạ 121

Hình 3.12: Tỷ lệ phân bố các thành phần theo mô hình tướng đá (0 - tướng 1; 1 - tướng 2) 122

Hình 3.13: Đơn vị dòng chảy (HU) tại giếng khoan 123

Hình 3.14: Mô hình HU hệ tầng sản phẩm Mioxen hạ 124

Hình 3.15: Mô hình phân bố độ rỗng hệ tầng sản phẩm Mioxen hạ 125

Hình 3.16: Mô hình phân bố tầng chứa theo HU 126

Hình 3.17: Mô hình HU với giá trị K th = 2,5mD 127

Hình 3.18: Phân bố HU trên mặt cắt GK 140-9 128

Hình 3.19: Đối sánh mô hình HU và kết quả thử vỉa 128

Hình 3.20: Mô hình độ thấm theo HU (K th = 2,5mD) 129

Hình 3.21: Mô hình tầng chứa theo quan hệ rỗng thấm LDVN (Kth = 2,5mD) 130

Hình 3.22: Mô hình độ thấm theo quan hệ rỗng - thấm LDVN 130

Hình 3.23: Phân bố độ thấm trong Mioxen hạ: a - LDVN; b - HU 131

Hình 3.24: Quan hệ rỗng - thấm trong mô hình: a - LDVN, b - theo HU 131

Hình 3.25: Phân bố độ thấm LDVN trên mặt cắt liên kết giếng khoan 140-9 132

Hình 3.26: Phân bố độ thấm theo đơn vị dòng chảy trên mặt cắt liên kết giếng khoan 140-9 132

Hình 3.27: Mô hình phân bố HU của tầng 23-1 133

Hình 3.28: Mô hình phân bố độ thấm (HU) tầng 23-1 134

Hình 3.29: Mô hình phân bố độ rỗng tầng 23-1 134

Hình 3.30: Mô hình phân bố HU tầng sản phẩm 23-2 135

Hình 3.31: Mô hình phân bố độ thấm (HU) trong 23-2 135

Hình 3.32: Mô hình phân bố độ rỗng trong 23-2 136

Hình 3.33: Mô hình phân bố HU trong tầng 23-3 137

Hình 3.34: Mô hình phân bố độ thấm (HU) trong tầng 23-3 137

Hình 3.35: Mô hình phân bố độ rỗng tầng 23-3 138

Hình 3.36: Mô hình phân bố HU tầng 23-4 139

Hình 3.37: Mô hình độ thấm (HU) tầng 23-4 139

Hình 3.38: Mô hình độ rỗng tầng 23-4 140

Hình 3.39: Mô hình HU tầng 24 140

Hình 3.40: Mô hình độ thấm (HU) tầng 24 141

Hình 3.41: Mô hình độ rỗng tầng 24 141

Hình 3.42: Quy trình mô hình hóa tầng sản phẩm theo đơn vị dòng chảy 142

Mở đầu

1 Tính cấp thiết của luận án

Bể Cửu Long được đánh giá là bể trầm tích Kainozoi có tiềm năng dầu khí lớn

ở thềm lục địa Việt Nam Trong những năm qua, một khối lượng lớn công tác thăm

dò địa chất địa vật lý và khai thác dầu khí đã được tiến hành ở khu vực này Mỏ Bạch Hổ, với phát hiện dầu khí cả ở trong đá móng trước Kainozoi và trầm tích Paleogen Trong quá trình phát triển mỏ đến thời điểm hiện tại, với số lượng giếng khoan thăm dò và khai thác không nhỏ, đối tượng trầm tích Mioxen hiện nay lại đang được các nhà nghiên cứu tập trung đánh giá lại Trong giai đoạn hiện tại để định hướng khả năng phát triển mỏ một cách tối ưu trong tương lai, việc mô hình hóa tầng chứa dầu khí trong trầm tích Mioxen, với mục đích các xây dựng bản đồ

về phân bố và chất lượng của các vỉa chứa dầu khí trong Mioxen là nhu cầu cấp thiết Để nghiên cứu đánh giá lại tiềm năng dầu khí trong trầm tích Mioxen, việc nâng cao hiệu quả phân tích tài liệu địa chấn, đặc biệt là áp dụng các công nghệ hiện đại sử dụng các thuộc tính địa chấn, cũng như cách tiếp cận mới phân tích tổng hợp tài liệu ĐVLGK phân chia vỉa chứa dầu khí thành các đơn vị dòng chảy (hydraulic flow units) với các tính chất vật lý thạch học riêng biệt… sẽ cung cấp các thông tin có độ tin cậy cao hơn phục vụ mô hình hóa tầng chứa là thực sự cần thiết Với đòi hỏi cấp bách này của thực tế, tác giả chọn nội dung luận án Tiến sỹ với đề

tài:

“Mô hình hóa tầng chứa dầu khí trên cơ sở phân tích các thuộc tính địa

chấn và tài liệu địa vật lý giếng khoan trong trầm tích Mioxen, mỏ Bạch Hổ (bồn trũng Cửu Long)”

Luận án được thực hiện tại Bộ môn Địa chất dầu khí, Khoa Dầu khí, trường Đại học Mỏ - Địa chất Tài liệu thực tế được thực hiện tại Công ty PVEP Overseas

3 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu

Đối tượng nghiên cứu của luận án là các tầng chứa dầu khí trong trầm tích Mioxen hạ Trong mỏ Bạch Hổ các đối tượng chứa chính trong trầm tích Mioxen chỉ tập trung trong Mioxen hạ (các tầng sản phẩm từ 23 - 27), vì vậy nghiên cứu sinh (NCS) lựa chọn phạm vi nghiên cứu giới hạn trong phần diện tích 400km2 của tài liệu địa chấn 3D PSDM của mỏ Bạch Hổ, nơi có cấu trúc địa chất không quá phức tạp, chưa được tập trung nghiên cứu kỹ và có tài liệu khá đầy đủ, thuận tiện áp dụng các phương pháp nghiên cứu trong luận án

4 Nội dung nhiệm vụ của luận án:

 Tổng hợp tài liệu địa chất, địa vật lý của mỏ Bạch Hổ nhằm làm sáng tỏ các đặc điểm cấu trúc địa chất của trầm tích Mioxen hạ

 Nghiên cứu khả năng áp dụng phân tích các thuộc tính địa chấn và phân tích tổng hợp tài liệu ĐVLGK, mẫu lõi, thử vỉa nhằm xác định các đơn vị dòng chảy cũng như phân bố của chúng trên toàn bộ trầm tích Mioxen hạ, mỏ Bạch Hổ

 Mô hình hóa các tầng chứa dầu khí của trầm tích Mioxen hạ trên quan điểm mới và đánh giá tính chính xác và khả năng ứng dụng của mô hình địa chất đó

 Đề xuất quy trình phân tích xử lý tổng hợp tài liệu địa chất - địa vật lý trong điều kiện địa chất phức tạp của trầm tích Mioxen hạ và định hướng cho phát triển và quản lý mỏ trong giai đoạn tiếp theo

5 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn:

a Ý nghĩa khoa học

Làm sáng tỏ khả năng áp dụng các phương pháp phân tích địa chấn hiện đại, kiểm chứng cách tiếp cận mới trong phân tích tổng hợp tài liệu địa vật lý giếng khoan nhằm xây dựng mô hình tầng chứa dầu khí trong điều kiện địa chất mỏ Bạch

Hổ, bể Cửu Long Việt Nam

b Ý nghĩa thực tiễn

 Góp phần làm sáng tỏ đặc điểm tầng chứa trầm tích Mioxen hạ giúp cho nâng cao hiệu quả công tác phát triển và quản lý mỏ Bạch Hổ

 Cung cấp thông tin tin cậy cho đánh giá lại tiềm năng dầu khí của trầm tích Mioxen hạ, mỏ Bạch Hổ

6 Cơ sở tài liệu và phương pháp nghiên cứu

a Cơ sở tài liệu

 Tài liệu địa chấn 3D (400km2

PSDM)

 Tài liệu địa vật lý giếng khoan, đo kiểm tra khai thác, thử vỉa

 Tài liệu mẫu lõi, phân tích thạch học, PVT

b Phương pháp nghiên cứu

 Phân tích tổng hợp tài liệu địa chất - địa vật lý

 Phân tích thống kê đơn biến, đa biến và mạng nơ-ron

 Phân tích các thuộc tính địa chấn, phương pháp xác định các đơn vị dòng chảy được nhiều nhà khoa học trên thế giới đang quan tâm nghiên cứu

 Mô hình hóa địa chất nhằm làm sáng tỏ đặc điểm địa chất và đánh giá một cách hiệu quả hệ tầng chứa dầu khí Mioxen hạ

7 Các điểm mới của luận án

 Minh giải chi tiết 2 tầng phản xạ SH-5, SH-7 và hệ thống hóa lại toàn bộ các đứt gãy Minh giải mới tầng phản xạ SH-6, bất chỉnh hợp trong trầm tích Mioxen

hạ, tương ứng với nóc vỉa 24 Xây dựng các bản đồ phân bố các tầng sản phẩm trong Mioxen hạ tạo cơ sở cho xây dựng mô hình địa chất 3D

 Lựa chọn các tham số phù hợp cho áp dụng tính toán các thuộc tính địa chấn biên độ trung bình bình phương (RMS) và tổng biên độ dương (SPA) để xác định diện phân bố của các thân cát trong hệ tầng chứa sản phẩm Mioxen hạ

 Tích hợp tài liệu ĐVLGK và mẫu lõi để xác định và lựa chọn mô hình 4 đơn vị dòng chảy sử dụng phương pháp phân tích thống kê và mạng nơ-ron nhằm đánh giá chất lượng tầng chứa bất đồng nhất của trầm tích Mioxen hạ

 Ứng dụng các phương pháp địa thống kê xây dựng mô hình 3D tướng đá, mô hình 3D đơn vị dòng chảy (HU) cũng như các mô hình 3D độ thấm, độ rỗng để chính xác hóa phân bố và chất lượng của các thân dầu, góp phần nâng cao hiệu quả công tác điều hành và phát triển mỏ

 Đề xuất quy trình phân tích xử lý tổng hợp tài liệu địa chất - địa vật lý trong điều kiện địa chất phức tạp của trầm tích Mioxen hạ và định hướng cho phát triển

mỏ trong giai đoạn tiếp theo

8 Các luận điểm bảo vệ

 Lựa chọn hệ phương pháp kết hợp phân tích thống kê, mạng nơ-ron, địa thống

kê, phân tích tài liệu địa chất-địa vật lý, nghiên cứu các thuộc tính địa chấn và phân tích tổng hợp tài liệu ĐVLGK để xây dựng và chính xác hóa mô hình tầng chứa dầu khí trên cơ sở đơn vị dòng chảy với độ tin cậy cao (R2

=0,934 với mô hình 4 HU) cho trầm tích Mioxen hạ phù hợp với điều kiện địa chất của mỏ Bạch Hổ

 Các kết quả mô hình địa chất 3D: mô hình 3D tướng đá, mô hình 3D độ rỗng,

mô hình 3D độ thấm và mô hình 3D đơn vị dòng chảy (HU) đã chỉ ra thêm một số khu vực có tính chất rỗng - thấm tốt ở cánh sụt phía Tây tại vòm Bắc, Trung Tâm và đặc tính các tầng chứa dầu khí trong trầm tích Mioxen hạ, mỏ Bạch Hổ

9 Bố cục của luận án

Luận án gồm 3 chương, không kể mở đầu và kết luận Toàn bộ nội dung luận

án được trình bày trong 146 trang, trong đó phần viết gồm 84 trang, 107 hình vẽ và

21 biểu bảng

10 Lời cảm ơn

Trong quá trình nghiên cứu và viết luận án, tác giả thường xuyên nhận được

sự quan tâm, động viên, giúp đỡ và tạo điều kiện thuận lợi của Bộ môn Địa chất dầu khí, Khoa Dầu khí, Phòng Đào tạo Sau đại học, Ban Giám hiệu Trường Đại học Mỏ

- Địa chất, Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam, Liên doanh Việt-Nga (LDVN) Vietsovpetro Đặc biệt, tác giả luôn luôn nhận được sự hướng dẫn và giúp đỡ tận tình của các cán bộ hướng dẫn: PGS TS Lê Hải An và TS Hoàng Ngọc Đang để hoàn thành luận án nghiên cứu này Ngoài ra, tác giả cũng nhận được sự ủng hộ, giúp đỡ nhiệt tình của các ông Nguyễn Lâm Anh và Phạm Văn Hùng ở Viện

Nghiên cứu khoa học và thiết kết dầu khí biển thuộc Vietsovpetro

Tác giả xin chân thành cảm ơn tất cả các quý cơ quan, tập thể và cá nhân vì sự giúp đỡ tận tình để tác giả hoàn thành tốt bản luận án này

Chương 1 TỔNG QUAN VỀ HỆ TẦNG SẢN PHẨM MIOXEN HẠ, MỎ

BẠCH HỔ

1.1 Các đặc điểm chung về mỏ Bạch Hổ

1.1.1 Vị trí địa lý và lịch sử nghiên cứu

Mỏ Bạch Hổ được phát hiện vào năm 1975 và được đưa vào khai thác năm

1986 Các thân dầu nằm trong các đá cát sét thuộc lớp phủ trầm tích và trong đámóng nứt nẻ, hang hốc

Mỏ Bạch Hổ nằm trên thềm lục địa phía nam Việt Nam, cách thành phố cảng Vũng Tàu 120km về phía đông nam, nơi có các cơ sở căn cứ kỹ thuật, sản xuất của LDVN “VietsovPetro” (Hình 1.1)

Độ sâu nước biển tại vùng mỏ khoảng 50m, thuận lợi cho việc sử dụng các giàn khoan tự nâng Các kết quả nghiên cứu địa chất công trình biển cho thấy phần trên của đáy biển thuận tiện cho việc xây dựng các công trình biển Cường độ địa chấn của khu vực không vượt quá 6 độ Richter

Khu vực mỏ có khí hậu nhiệt đới gió mùa, mưa vào mùa hè, nhiệt độ không khí 25-350C, mùa đông là mùa khô với nhiệt độ 24-300С Gió mùa tây nam thường xuất hiện vào thời gian từ tháng 6 đến tháng 10 Thời điểm có các trận mưa lớn không kéo dài, kèm gió lốc với tốc độ tới 25m/s Độ ẩm không khí tăng tới 87 - 89% Mùa đông bắt đầu từ tháng 11 tới tháng 3 năm sau với gió đông-bắc là chủ yếu, tốc độ đạt 20m/s, gây nên các đợt sóng biển cao tới 10m

Thời gian thích hợp để tiến hành các công việc ngoài biển là mùa gió tây nam: tháng 6 đến tháng 9, và thời kỳ chuyển tiếp: tháng 4 - 5 và tháng 11, khi gió chuyển hướng các dòng hải lưu phụ thuộc vào chế độ gió mùa và thủy triều Tốc độ dòng chảy ở độ sâu 15 – 20m đạt 85сm/s, tại tầng đáy: khoảng 20 - 30m/s Nhiệt độ nước trong năm thay đổi từ 25 - 300С Độ mặn nước biển dao động từ 33 đến 35g/l

Giếng khoan đầu tiên phát hiện mỏ là ВН-1, do công ty "Mobil" khoan vào năm 1975 trên phần vòm của cấu tạo được phát hiện theo kết quả thăm dò địa chấn

2D Khi thử vỉa, dòng dầu thu được từ cát kết thuộc Mioxen hạ Các công việc tiếp theo được thực hiện vào năm 1983, sau khi LDVN “VietsovPetro” được thành lập,

đã đưa đến việc phát hiện các thân dầu lớn trong trầm tích Oligoxen năm 1985, trong đá móng năm 1986

Ở thời kỳ đầu (1983 - 1987) đối tượng thăm dò chính là các tầng chứa Mioxen

hạ và Oligoxen, sau năm 1987 là đá móng Trước 1992 vị trí các giếng thăm dò được thiết kế dựa trên bản đồ cấu tạo, lập theo tài liệu địa chấn thăm dò 2D, vào các năm sau, theo tài liệu địa chấn thăm dò 3D, lần đầu tiên thực hiện theo hợp đồng giữa LDVN là với hãng GECO của Na Uy vào năm 1991 - 1992

Trong các năm gần đây từ 2002 - 2005, nghiên cứu mỏ được thực hiện chủ yếu theo tài liệu khai thác mỏ, kết quả khoan khai thác, tái xử lý và tái minh giải tài liệu địa chấn thăm dò 3D, cùng với một khối lượng hạn chế theo kết quả thăm dò địa chấn, kết quả khoan thăm dò và khai thác sớm Với mục đích tận thăm dò các vùng có mức độ nghiên cứu thấp, đã tiến hành khoan ở phía Nam (GK BH-16, BH-

17, 1201, 1202), Tây Nam (18) và trên khối Tây (GK 11, 12001)

BH-Ngày 2-7-2009, khi tiến hành thử vỉa trong quá trình khoan tại giếng khoan thăm dò Bạch Hổ Ðông Bắc BH-19, Vietsovpetro nhận được dòng dầu phun từ tầng

đá móng nứt nẻ ở độ sâu 4.606 đến 4.654m Ðây là thân dầu độc lập, không có quan

hệ thủy lực với thân dầu ở tầng móng mỏ Bạch Hổ hiện đang khai thác So với tất

cả các phát hiện dầu khí trong đá móng của Vietsovpetro 29 năm qua, đây là giếng khoan cho dòng dầu tự phun với áp suất mạnh nhất và ở chiều sâu lớn nhất từ tầng

đá móng

Ngày 27-06-2011, khi thử vỉa ở tầng cát kết tuổi Mioxen ở độ sâu 3,396m của GK BH-50, LDVN đã phát hiện dòng dầu tự phun khá mạnh với lưu lượng khoảng 4,560 thùng/ngày Vị trí vỉa dầu này thuộc lô 09-1 ở phía Tây Bắc mỏ Bạch Hổ trong các tầng sản phẩm 23-2 và 23-3 của trầm tích Mioxen hạ Đây là vỉa dầu mới và hoàn toàn độc lập mỏ Bạch Hổ đang được khai thác

3,377-Mỏ Bạch Hổ được đưa vào khai thác từ tháng 6 năm 1986 Dầu được khai thác

từ các thân dầu:

- Mioxen hạ: từ ngày 26-06-1986 (giếng BH-1)

- Oligoxen thượng: từ ngày 25-11-1987 (giếng BH-700)

- Oligoxen hạ: từ ngày 13-05-1987 (giếng BH-14)

- Móng: từ ngày 06-09-1988 (giếng BH-1)

Hình 1.1: Sơ đồ vị trí mỏ Bạch Hổ (theo LDVN 2002)

1.1.1.1 Công tác thăm dò địa chấn

Năm 2003 đã tiến hành công tác thu nổ địa chấn với khối lượng 75km2

ở phần phía Bắc mỏ Bạch Hổ Ngoài ra, công ty Golden Pacific Group đã thực hiện xử lý lại các tuyến địa chấn 3D theo chương trình dịch chuyển chiều sâu trước khi cộng

PSDM cho toàn bộ mỏ với khối lượng 4842km tuyến

Năm 2004 đã tiến hành xử lý tài liệu địa chấn mới 3D thu nhận năm 2003 với khối lượng 75km2 theo chương trình dịch chuyển thời gian trước khi cộng PSTM và minh giải tài liệu địa chất - địa chấn khu vực phía bắc trên diện tích chồng lấn 160km2 (đã xây dựng các bản đồ cấu tạo mới theo các tầng địa chấn chuẩn SH-BSM, SH-10, SH-7, SH-5 (Hình 1.2 và Hình 1.3) và bản đồ chiều dày giữa các tầng SH-10 và SH-BSM

Năm 2005 tiến hành minh giải lại tài liệu địa chấn thu nhận được sau khi xử lý chương trình PSDM, kết quả đã xây dựng các bản đồ chính xác hơn của các tầng SH-5, SH-7, SH-10, và SH-BSM

So sánh với cấu trúc trước đây đã chính xác lại vị trí và hướng của các hệ thống đứt gãy (Hình 1.4)

Hình 1.2: Sơ đồ cấu trúc SH-BSM và SH-10 mỏ Bạch Hổ (theo LDVN 2006)

Hình 1.3: Sơ đồ cấu trúc SH-5 và SH-7 mỏ Bạch Hổ (theo LDVN 2006)

Hình 1.4: So sánh sơ đồ cấu trúc SH-5 năm 2002 và năm 2006 (theo LDVN 2006)

Hình 1.5: Mặt cắt địa chấn qua mỏ Bạch Hổ (tuyến ngang 1869)

Hình 1.6: Mặt cắt địa chấn qua mỏ Bạch Hổ (tuyến ngang 1149)

1.1.1.2 Công tác khoan thăm dò và khai thác

Trong giai đoạn 2002 - 2005 khối lượng khoan thăm dò trên mỏ Bạch Hổ đạt 9690m Kết thúc khoan giếng BH-11, kết thúc thử vỉa giếng BH-18 và bắt đầu khoan giếng thăm dò BH-23 (đáy giếng khoan đạt chiều sâu 4308m tại thời điểm ngày 01.01.2006) Năm 2001 đã khoan giếng BH-18, giếng phải đóng tạm thời trong thời gian dài trước khi tiến hành thử vỉa Đã nhận được dòng dầu không lớn từ lát cắt phần dưới của tầng đá móng, từ lát cắt phần trên nhận được dòng dầu tự phun với lưu lượng ban đầu là 47 tấn/ngày đêm, trong quá trình khai thác lưu lượng dầu

đã tăng lên 120 tấn/ngày đêm

Giếng BH-11 được tiến hành khoan trên khối phía Tây của mỏ đến chiều sâu 5652m với mục đích thăm dò các vỉa dầu trong tầng trầm tích Oligoxen Giếng được khoan xiên từ giàn BK-7 với khoảng cách lệch ngang trên bề mặt móng là 1750m Giếng khoan đã khoan qua các phức hệ đá trầm tích và gặp móng ở độ sâu 5356m (-4748m chiều sâu tuyệt đối) đá móng kết tinh được xác định là diorit Giếng khoan không gặp đứt gãy nghịch như dự đoán Trầm tích Oligoxen được mở

ra ở chiều sâu từ 3995m (-3392m chiều sâu tuyệt đối) đến chiều sâu 5120m (- 4514m CSTĐ) Lát cắt Oligoxen gồm xen kẽ đơn điệu giữa sét, sét kết với các lớp mỏng bột kết và cát kết Từ chiều sâu 5120m, hàm lượng cát tăng lên và xuất hiện các tập cát kết có chiều dày lớn hơn so với lát cắt phía trên

Từ chiều sâu 5208m (-4600m CSTĐ) các tầng cát kết phát triển rõ hơn với chiều dày 10 - 25m mang đặc trưng cho trầm tích Oligoxen hạ Theo số liệu phân tích tài liệu địa vật lý giếng khoan đã phân được các tầng chứa dầu có tổng chiều dày hiệu dụng là 38m Chiều dày toàn bộ trầm tích trầm tích Oligoxen hạ đã mở là 145m, Oligoxen thượng là 1208m

Sau khi kết thúc khoan đã tiến hành thử vỉa thân trần ở khoảng chiều sâu 5380

- 5652m (-4772 đến -5041m CSTĐ) bằng phương pháp gaslift trong 24 giờ Tài liệu thử vỉa trong thời gian ngắn cho thấy không nhận được dòng dầu từ móng, mặc dù trong khi khoan ở phần trên đã xảy ra mất dung dịch khoan với lưu lượng đến 3m3/giờ

Trong quá trình đặt cầu xi măng đã xẩy ra sự cố mà không khắc phục được và

vì vậy các tập cát kết tuổi Oligoxen không được thử

Ngoài các giếng khoan thăm dò với mục dích tận thăm dò mỏ đã khoan bốn giếng khai thác sớm: BH-711, BH-1201, BH-1202 và BH-12001 có tổng chiều dài 16620m

Giếng khoan BH-711 được khoan xiên từ giàn MSP-7 ở phần phía Bắc cấu tạo với mục đích tận thăm dò các vỉa dầu trong trầm tích Oligoxen và móng Bề mặt móng gặp ở độ sâu 4317m (-4068m CSTĐ) lệch ngang từ giàn MSP-7 tới vị trí gặp

bề mặt móng là 1175m Khi thử vỉa thân trần ở chiều sâu 4340 - 4510m (-4041 đến -4209m CSTĐ) bằng phương pháp gaslift không thu được dòng dầu Dòng dầu có nước với lưu lượng 18,5 tấn/ngày đêm và 7,5 tấn/ngày đêm nhận được từ trầm tích Oligoxen Vì vậy diện tích phân bố của các vỉa X + XI trong khối I theo hướng Bắc tăng không đáng kể

Giếng khoan BH-1201 khoan ở phần cuối phía Nam cấu tạo với mục đích tận thăm dò các vỉa dầu trong trầm tích và móng Giếng khoan được thực hiện bằng phương pháp khoan nghiêng định hướng từ chân đế (OB-1) Khoảng cách lệch ngang từ (OB-1) tới vị trí gặp bề mặt móng là 1060m về phía Tây Móng đã thử ở chiều sâu 4005 - 4694m (-3799 đến -4400m CSTĐ) và thu được dòng dầu yếu Theo tài liệu xử lý và minh giải mới, giếng đã được khoan vào móng ở vùng đứt gãy thuận có biên độ trên 200m và đi vào khối sụt phía Tây là nguyên nhân cho dòng kém của móng Không thu được dòng dầu từ tầng trầm tích Oligoxen

Giếng khoan BH-1202 cũng khoan ở phần cuối phía Nam cấu tạo với mục đích tận thăm dò các vỉa dầu trong các tầng trầm tích và móng từ chân đế OB-1 Kết quả thử vỉa móng và các tập cát kết tuổi Oligoxen cho dòng dầu yếu

Giếng khoan BH-12001 được khoan ở khối phía Tây với mục đích tận thăm

dò các vỉa dầu tuổi Oligoxen Bề mặt móng được mở ở chiều sâu 4692m (-4585m CSTĐ), trầm tích Oligoxen hạ ở độ sâu 4425m (-4318m CSTĐ) Giếng không cắt mặt đứt gãy nghịch

Thử vỉa chung cho móng và trầm tích Oligoxen hạ không nhận được dòng dầu Theo tài liệu ĐVLGK giếng BH-12001 tầng chứa trong trầm tích Oligoxen giảm đáng kể chỉ còn 3m

Cấu trúc GK đã thực hiện trong giai đoạn 2002-2005 là cấu trúc chuẩn đã được sử dụng trong các năm trước

Trong giai đoạn trên đã khoan 36 giếng khai thác với tổng khối lượng là 150879m, trong đó có 35 giếng đã mở móng Có ba GK đã khoan đến chiều sâu trên 5000m, sáu giếng từ 4500m đến 5000m, 14 giếng từ 4000m đến 4500m, 13 giếng đến 4000m

Tất cả các giếng đã khoan đều bắt gặp các vỉa dầu được phát hiện trước đây Cấu trúc và sản lượng trên từng khu vực được chính xác theo tài liệu mới thu nhận Mẫu lõi được lấy trong các giếng khoan thăm dò và khai thác với khối lượng hạn chế 135m (thu hồi 122m) Trong giai đoạn 2002 - 2005 mẫu lõi từ trầm tích Mioxen hạ không có, trong khi từ tầng trầm tích Oligoxen thượng 3m, từ Oligoxen

hạ 44m, từ móng 75m đạt 63,8% tổng số mẫu lõi lấy được

Tính đến ngày 01-01-2006 trên mỏ Bạch Hổ đã khoan 274 giếng, trong đó 17 giếng thăm dò, 6 giếng khai thác sớm và 242 giếng khai thác trong số này 02 giếng khoan thân hai (BH-475 và BH-474), 04 giếng khoan sâu vào móng (BH-69-2, BH-121-2, BH-136-2, BH-818-2) Trong quĩ giếng đã khoan đã hủy 30 giếng, đóng 8 giếng, 11 giếng quan sát, 22 giếng không hoạt động, 41 giếng sử dụng bơm ép, 152 giếng khai thác, một giếng chuyển sang thử vỉa (BH-5001), những giếng còn lại không đưa vào quĩ giếng do những nguyên nhân khác nhau

Trong số các giếng khoan thăm dò có 10 giếng hủy sau khi thử do nguyên nhân địa chất được xem đã hoàn thành nhiệm vụ, bốn giếng đưa vào quĩ khai thác, một giếng bơm ép và hai giếng đóng do không có thiết bị biển

Trong số các giếng khai thác đã hủy 19 giếng, chuyển 11 giếng đưa vào quan sát, 22 giếng không hoạt động, 40 giếng đang hoạt động chuyển sang quĩ bơm ép và

148 giếng vào quĩ hoạt động khai thác

bazan-và adamelit với hàm lượng monzonit thạch anh cao, monzodiorit thạch anh bazan-và diorit

á kiềm, ở khối Nam - đá granit ở giếng BH-18, granodiorit ở giếng khoan BH-17, monzodiorit thạch anh ở giếng BH-7 Đá bị biến đổi thứ sinh ở những mức độ khác nhau Trong những khoáng vật thứ sinh thì phát triển mạnh nhất là zeolit và canxit Kết quả xác định tuổi tuyệt đối đá móng theo phương pháp phóng xạ cho thấy chúng có tuổi thay đổi từ 245+7 triệu năm ứng với Trias muộn tới 89 triệu năm - Creta muộn

Đá móng thuộc khối nâng Bạch Hổ có độ hang hốc và nứt nẻ cao và chứa một thân dầu lớn

Lát cắt trầm tích gồm đá Paleogen (Oligoxen), Neogen (Mioxen, Plioxen) và

Đệ tứ, chúng còn được chia nhỏ hơn thành 6 điệp với các tên gọi địa phương Trong Oligoxen có hai điệp được phân ra đó là Trà Cú - Oligoxen hạ, và Trà Tân - Oligoxen thượng, trong Mioxen - 3 điệp: Bạch Hổ - Mioxen hạ , Côn Sơn - Mioxen trung, Đồng Nai - Mioxen thượng Trầm tích Plioxen và Đệ tứ được kết hợp chung vào điệp Biển Đông Các thân dầu thương mại tập trung trong cát kết các điệp Trà

Cú, Trà Tân và Bạch Hổ

Điệp Trà Cú -

Điệp này được phân chia trong khoảng giữa các tầng phản xạ BSM và SH-11

là các xen lớp của sét kết, bột và cát kết cùng các vỉa mỏng sỏi kết, than, đá núi lửa bazơ Trầm tích vắng mặt trên đỉnh vòm Trung tâm và một phần ở vòm Bắc Chiều

dày trầm tích lớn nhất đạt 600m quan sát được ở phần cánh cấu tạo Trầm tích được thành tạo trong điều kiện lục địa với các tướng sông, hồ và đầm lầy

Điệp này chứa các tầng sản phẩm trong bột và cát kết Theo pháp danh mỏ chúng được gọi tên từ trên xuống dưới VIa, VI, VII, VIII, IX, X, XI Những tầng này phát triển không đều theo diện tích cũng như theo chiều sâu, có dạng thấu kính

Điệp Trà Tân -

Điệp này được phân ra trong khoảng giữa các tầng phản xạ SH-11 và SH-7 gồm hai phụ điệp Phụ điệp thứ nhất thuộc phần dưới của lát cắt nằm giữa SH-11 và SH-10 gồm cát và sét kết với chiều dày từ 0 tới 800m Phụ điệp thứ hai nằm ở phía trên giữa SH-10 và SH-7 chủ yếu là sét và sét kết với chiều dày từ 45 tới 1000m Điệp gồm các xen lớp sét kết chiếm từ 40 tới 70%, bột và cát kết Đá có màu xám, xám sẫm và nâu đỏ Ở phần trên của lát cắt sét kết màu đen có hàm lượng chất hữu cơ cao đạt từ 1 tới 10% Trong lát cắt của nhiều giếng khoan có bắt gặp các vỉa đá bazơ có nguồn gốc núi lửa dày tới 20m và đôi khi bắt gặp các vỉa than mỏng Trầm tích của điệp được thành tạo trong điều kiện lục địa, tướng sông, hồ, đầm lầy và cả ở điều kiện biển nông ven bờ

Trong phụ điệp trên có các tầng sản phẩm được phân ra là Ia và Ib, còn ở phụ điệp dưới - I, II, III, IV và V

Điệp Bạch Hổ -

Điệp này được phân ra giữa SH-7 và SH-3 gồm xen lớp sét kết, sét, bột kết và cát kết màu xám, xám tối và loang lổ Theo thành phần thạch học thì điệp này có thể được chia thành hai phần: phần dưới giới hạn bởi SH-5 và SH-7 có thành phần cát-sét và phần phía trên giới hạn bởi SH-5 và SH-3 chủ yếu là sét Ở nóc điệp bắt gặp một tầng sét montmorilonit dày và sét kết có diện tích phát triển rộng thường được dùng làm tầng tựa và được gọi với tên "sét rotalid" Chiều dày của tầng này thay đổi

từ 35m ở phía nam Bạch Hổ tới 150m ở phần Đông Bắc trong một số giếng khoan Trầm tích phần phía dưới của lát cắt được thành tạo trong điều kiện tướng vũng vịnh, đồng bằng châu thổ, phần phía trên - biển nông, ven bờ Nhìn chung chiều dày của điệp thay đổi từ 770 tới 900m

Ngay phía dưới tầng phản xạ SH-5 trên vòm Bắc và Trung tâm là hai tầng sản phẩm 23 và 24 được phân chia với thành phần thạch học là cát kết thạch anh, ackoz,

ở phía Nam cấu tạo còn có thêm các tầng sản phẩm 25, 26, 27 dạng thấu kính

Điệp Côn Sơn -

Điệp này được phân ra giữa SH-3 và SH-2 với thành phần chủ yếu là cát kết ackoz, đôi chỗ là cát xen lớp không đều với bột sét và sét Các vỉa mỏng dăm kết, sét vôi và than nâu cũng được bắt gặp Chiều dày trầm tích khoảng 850-900m, thường thành tạo trong môi trường biển nông ven bờ, đất liền bị ngập Dầu khí không được phát hiện ở đây

Điệp Đồng Nai -

Điệp này được phân ra giữa SH-2 và SH-1 với thành phần chủ yếu là cát thạch anh với sạn và dăm xen lớp với bột sét và sét Các vỉa mỏng cacbonat và các thấu kính than nâu cũng được bắt gặp Môi trường trầm tích ở đây là biển nông ven bờ, đất ngập lụt Chiều dày trầm tích 500-600m Dầu khí không được phát hiện ở đây

Điệp Biển Đông - N 2 + Q

Điệp này được phân ra ở phần trên của lát cắt với thành phần chủ yếu là cát hạt thô bở rời, đôi khi là cát kết, dăm với các phân lớp mỏng bột kết và sét vôi Các hoá thạch biển có bắt gặp và đã được xác định, glauconit cũng được bắt gặp Chiều dày trầm tích 650-700m Môi trường thành tạo là biển nông Dầu khí không được phát hiện ở đây

Hình 1.7: Cột địa tầng tổng hợp mỏ Bạch Hổ (theo LDVN 2006)

1.1.3 Kiến tạo

Mỏ Bạch Hổ thuộc bồn trũng Cửu Long, dưới phương diện kiến tạo, là cấu tạo

âm cấp một trải dọc theo bờ biển nam Việt Nam có chiều dài 450 - 500km, rộng 150km Diện tích của bồn trũng khoảng 70 - 75 nghìn km2 Theo tài liệu địa chấn, chiều dày trầm tích Kainozoi ở những phần sâu nhất đạt 6 - 8 km

Theo bình đồ hiện tại, trong bồn trũng Cửu Long có ba cấu tạo á khu vực bậc hai được phân ra Đó là munđa Trung Tâm Cửu Long, Nam Cửu Long mà móng của chúng ở những vùng sâu nhất nằm ở chiều sâu 6 - 8km, và một cấu tạo phân chia hai cấu tạo nêu trên là nâng Trung Tâm mà móng ở vòm của một vài cấu tạo nhô lên tới chiều sâu 1,5 - 2km

Nâng Trung Tâm do nhóm các mũi nhô móng hợp thành Chôm Chôm, Rồng, Bạch Hổ dưới dạng một dải hẹp chạy theo hướng Đông Bắc qua toàn bộ bồn trũng

từ cấu tạo Chôm Chôm ở Đông Nam tới cấu tạo Mã Não ở Đông Bắc

Theo mức độ giống nhau về bình đồ cấu trúc, biến đổi thứ sinh của đá và đặc trưng thành tạo macma, lát cắt mỏ Bạch Hổ có thể được phân ra thành ba tầng kiến trúc: móng kết tinh trước Kainozoi, phức hệ trung gian - Oligoxen, và tầng nền - Mioxen - Đệ tứ Các tầng kiến trúc này được tách biệt nhau bằng các bất chỉnh hợp góc và địa tầng như BSM, SH-11, SH-7

Móng kết tinh gồm các thành tạo macma nằm sâu hơn SH-BSM, phức hệ trung gian là trầm tích lục nguyên có lẫn đá núi lửa trong khoảng giữa SH-BSM và SH-7, và cấu trúc nền gồm đá trầm tích nằm cao hơn SH-7

Địa mạo hiện tại của mặt móng được phản ánh qua bình đồ cấu trúc mặt móng SH-BSM, của phức hệ trung gian - SH-11, 10, và của tầng nền - SH-5, SH-3, SH-2, SH-1 Cấu tạo Bạch Hổ theo các mặt phản xạ SH-BSM, SH-11, SH-10, SH-7 và SH-5 có dạng nếp lồi, theo lát cắt từ dưới lên trên các bình đồ cấu trúc trở nên thoải hơn Ở phần trên của tầng kiến trúc nền - từ SH-3 trở lên - không thấy cấu tạo khép kín, do vậy có thể xếp cấu tạo Bạch Hổ vào loại bị chôn vùi

Trên mỏ Bạch Hổ, thân dầu trong móng có dạng khối Ở phức hệ trung gian từ tầng sản phẩm XI tới Ia và ở phần phía dưới của tầng kiến trúc nền, phía dưới SH-5,

là các tầng 23, 24, 25, 26 và 27 Địa mạo nóc thân dầu móng gần giống với của BSM, còn của các tầng sản phẩm trong trầm tích từ tầng VI tới XI - gần giống với SH-11, của các tầng Ia tới V - gần giống tầng SH-10, của các tầng 23, 24, 25, 26, 27

Những đứt gãy Oligoxen được coi là quan trọng trong việc hình thành cấu tạo, chúng không chỉ có mặt trong phức hệ trung gian mà còn phát triển cả ở trong móng Theo ý kiến nhiều chuyên gia, chúng đóng vai trò chủ yếu không những trong việc thành tạo cấu trúc, mà cả thành tạo nứt nẻ trong đá móng Các đứt gãy chính có đường phương Đông Bắc, dài và biên độ lớn Trên bình đồ chúng phân bố gần như song song với nhau và so le, trong số đó một vài đứt gãy nối với nhau và bị phức tạp hoá bởi các đứt gãy phân nhánh nhỏ hơn

Ở trong móng do thân dầu có chiều cao lớn, trên 1800m, các đứt gãy phần lớn không đóng vai trò chắn nên ảnh hưởng của chúng đến cấu trúc thân dầu hạn chế ngoại trừ những đứt gãy nghịch ở cánh phía Tây và ở một số khối phía Bắc, trong khi đó ở Oligoxen chúng tạo thành các màn chắn đối với các thân dầu

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

Thân dầu lớn trên mỏ nằm ở trong khối nhô móng granitoid trải theo hướng Đông Bắc dài trên 28km, rộng 5 - 7km có dạng một địa luỹ Phần cao nhất của khối

nâng nằm ở chiều sâu -3100m, đường bình đồ khép kín cuối cùng được chấp nhận chính thức ở chiều sâu -4450m

Trong thực tế, cấu tạo Bạch Hổ được chia thành ba khối nhỏ là Bắc, Trung tâm và Nam Ranh giới giữa chúng được vạch ước lệ vì không có biểu hiện rõ ràng theo địa mạo của bề mặt móng

Ở phía Tây Bắc và Đông Nam, cấu tạo bị giới hạn bởi hệ thống đứt gãy Hệ thống Tây Bắc gồm các đứt gãy F1, F2, F3 là loạt các đứt gãy nghịch, kết hợp so le với nhau, dài từ 8 đến 20km Biên độ lớn nhất của chúng thay đổi từ 1800 tới 400m

Hệ thống đứt gãy Đông Nam gồm F4, F5, F6 chạy song song với trục chính cấu tạo

và gồm cả một vài các đứt gãy thuận lớn có biên độ từ 2000 tới vài chục mét Mặt trượt của hầu hết các đứt gãy thuận này nghiêng về phía ĐôngNam, chỉ ở phía Nam

có quan sát thấy một số mặt trượt đổ về phía Tây Bắc

Theo đặc điểm địa hình, bình đồ cấu trúc Bạch Hổ của tầng SH-11 nhìn chung giống với móng Sự khác biệt là số lượng các đứt gãy thứ sinh và biên độ các đứt gãy chính giảm Ở phần trục cấu tạo trầm tích Oligoxen hạ vắng mặt và được đánh dấu bằng đới không có phản xạ của tầng SH-11

Trên bản đồ cấu trúc SH-10 quan sát thấy sự giảm tiếp tục về số lượng các đứt gãy thuận, mặc dù tất cả các đứt gãy nghịch F1, F2, F3 đều được bảo tồn Điều này cho thấy chúng được thành tạo vào thời kỳ Oligoxen thượng Có hai đới mà ở đó không có trầm tích Oligoxen thượng Đới thứ nhất ở phía Bắc giữa các đứt gãy nghịch F2 và F3 có dạng một dải hẹp kéo dài, đới thứ hai nằm ở phần vòm giữa của cấu tạo giới hạn bởi các đứt gãy F3 và F5 Trên bản đồ SH-10 có hàng loạt các cấu tạo nhỏ, lồi khép kín với biên độ đạt 200m

Khác với các tầng phía dưới (SH-BSM, SH-11, SH-10) trên bản đồ SH-7 (Hình 1.8a) có thể phân chia tin tưởng ba vòm khép kín theo các đường bình đồ -

2970 đối với vòm phía Bắc, 3010m đối với vòm Trung Tâm và 2970m đối với vòm Nam Những vòm này tương đối thoải, biên độ lớn nhất của chúng không quá 130m Ở phần Đông Nam của cấu tạo có quan sát thấy tầng SH-7 nâng cao lên từ -

3040 lên -2880m tạo thành vòm nâng mà phần đưôi phía Đông Nam của nó vượt ra

khỏi phạm vi vùng khảo sát địa chấn 3-D Tầng SH-7 hầu như không có những đứt gãy mà được bắt gặp ở các tầng phía dưới Các đứt gãy nghịch hoàn toàn biến mất

và xuất hiện những đứt gãy thuận mới hướng kinh tuyến

Tầng SH-5 trên Bạch Hổ là một mũi cấu tạo lún chìm về hướng Đông Bắc với chiều sâu thế nằm từ -2700 tới -2900m, hình thành ba khu vực khá rõ ràng Bắc, Trung tâm và Nam (Hình 1.8b) và các khu vực này đều bị phức tạp bởi các đứt gãy Phần lớn những cấu tạo này đã được khoan Ngoại lệ là phần Đông Nam cấu tạo mà theo tài liệu địa chấn, cũng như SH-7, có thấy cấu tạo lồi mà phần đuôi phía Nam của nó vượt ra vùng khảo sát địa chấn 3D

Nhìn chung bình đồ cấu trúc SH-5, SH-7 gần giống nhau Đó là các cấu tạo nhỏ, thoải, có biên độ nhỏ Các đứt gãy thuận nhỏ phản ánh thời kỳ phát triển nền

ổn định của cấu tạo

Bình đồ các tầng SH-10, SH-11 khác biệt nhau bởi cấu trúc địa chất có biên độ lớn trên mặt địa hình và các đứt gãy có biên độ dịch chuyển lớn Điều này cho thấy chế độ kiến tạo phức tạp trong quá trình hình thành cấu tạo khi mà sự lún chìm xảy

ra vào thời kỳ đầu của Oligoxen được thay bằng quá trình nâng lên đột ngột ở cuối Oligoxen cùng việc hình thành các đứt gãy nghịch mà kết quả là đá móng nằm chờm lên trên trầm tích Oligoxen

Hình 1.8: Sơ đồ phân chia cấu trúc theo bản đồ SH-7 (a) và SH-5 (b)

1.1.4 Lịch sử phát triển địa chất

Quá trình phát triển địa chất mỏ Bạch Hổ chia làm hai phần là móng trước Kainozoi và lớp phủ trầm tích Kainozoi

1.1.4.1 Cấu trúc địa chất móng trước Kainozoi

Đá móng trước Kainozoi mỏ Bạch Hổ có cấu trúc phức tạp, bị phân cách thành các khối tảng kích thước lớn nhỏ khác nhau do hoạt động kiến tạo Đá có tuổi Jura - Creta, bị biến chất và biến vị phức tạp, điều này thể hiện tính hoạt động có chu kỳ của magma ở giai đoạn Mezozoi muộn

1.1.4.2 Cấu trúc lớp phủ trầm tích Kainozoi

Trên cơ sở tài liệu địa chấn và kết quả khoan, có thể thấy bình đồ cấu trúc vùng nghiên cứu được hình thành dưới tác động của một vài pha hoạt động kiến tạo trong thời kỳ Kainozoi

Pha đầu tiên bao gồm từ Oligoxen hạ đến giữa Oligoxen thượng (SH-BSM -

SH-10) Ở thời kỳ này xảy ra quá trình tách giãn mạnh mẽ Đặc trưng của giai đoạn này là việc thành tạo hệ thống đứt gãy thuận và trên cơ sở đó sinh ra các yếu tố cấu trúc chính của trũng (khối Trung tâm, trũng phía Nam và trũng Trung tâm của bể Cửu Long) Theo các bình đồ cấu trúc, trong vùng nghiên cứu có hai hệ thống đứt gãy xảy ra trong pha tách giãn Hệ thống thứ nhất phát triển ở đới nâng Trung tâm

và ở một phần trũng phía Nam của bể Cửu Long Hệ thống này chủ yếu chạy theo hướng Bắc Đông Bắc - Nam Tây Nam Hệ thống thứ hai nằm trong phần trũng Trung tâm của bể Cửu Long và có hướng Tây Bắc - Đông Nam

Việc phân tích các bản đồ đẳng dày cho thấy toàn bộ giai đoạn này, phần nhô tương đối cao nằm ở vòm Trung Tâm của mỏ và một phần vòm Bắc trong giới hạn của các đứt gãy F2 và F3 Trong quá trình tách giãn, trũng được lấp đầy rất mạnh

mẽ bởi các trầm tích có dạng quạt bồi tích, đồng thời bào mòn các vùng trên trong hầu hết thời kỳ Oligoxen (gần 10 triệu năm) Có một thực tế đáng quan tâm là ứng với mặt cắt móng của vòm Trung Tâm, trên trường sóng địa chấn có một loạt các phản xạ với đặc tính địa chấn (góc nghiêng của ranh giới phản xạ, biên độ, tần số) giống như các phản xạ từ bề mặt đứt gãy Nhưng ở chừng mực nào đó các ranh giới

này không liên quan đến sự thay đổi mạnh mẽ của địa hình móng Có thể cho rằng

sự vắng mặt của các đứt gãy đó trên địa hình móng là do mặt mặt móng bị san đi rất nhiều bởi cường độ và thời gian bào mòn rất lớn và các bề mặt đứt gãy tồn tại trong móng được xem như ranh giới vật lý (vùng dập vỡ, ranh giới giữa các khối có đặc trưng âm học khác nhau) trong các khối magma

Các trầm tích được tạo nên trong toàn bộ giai đoạn này xảy ra trong điều kiện lục địa Sự thay đổi một loạt tướng trong phạm vi các tập địa chấn riêng biệt (SH-BSM - SH-12; SH-12 - SH-11; SH-11 - SH-10) gây nên bởi mức độ hoạt động kiến tạo khác nhau và tương ứng là đặc trưng phân chia địa hình cường độ quá trình bào mòn

- SH-BSM - SH-12: tầng SH-12 không thể hiện như một bất chỉnh hợp, tập cát

có đỉnh được liên kết như SH-12 là các thành tạo có tuổi khác nhau và không hy vọng liên kết tin tưởng theo diện Nhìn chung các tập cát trong khoảng mặt cắt từ SH-BSM - SH-12 được tạo nên trong điều kiện phân chia địa hình rất mạnh mẽ và một khối lượng lớn trầm tích được chuyển dịch về những khối nâng gần nhất, chúng được tạo thành chủ yếu trong môi trường tướng cửa sông và đồng bằng nước ngọt

- SH-12 - SH-11: Tầng SH-11 là một bất chỉnh hợp thể hiện sự chấm dứt tương đối đột ngột của một giai đoạn hoạt động kiến tạo trong vùng nghiên cứu, minh chứng của điều đó là việc ít theo dõi được những đứt gãy lớn bên trên tầng này, đặc biệt ở phần phía nam của vùng Hình ảnh tướng địa chất trong khoảng mặt cắt này (các phản xạ á song song, biên độ thay đổi) so với sự thay đổi độ dày không lớn (từ 0 đến 400m) trong vùng cho thấy năng lượng thấp của môi trường lắng đọng, trong đó chủ yếu là các trầm tích hạt mịn, sét và sét kết chiếm ưu thế Ở thời

kỳ cuối Oligoxen hạ, phần lớn diện tích nghiên cứu nằm trong môi trường đồng bằng nước ngọt (ao, hồ, đầm lầy) và tồn tại trong điều kiện thiếu sự cung cấp vật liệu trầm tích Có thể thấy rằng những khối nâng lớn của móng (khối nâng Côn Sơn, khối nâng Trung Tâm) ở một mức độ lớn bị san bằng bởi quá trình xói mòn và không cung cấp được khối lượng vật liệu lớn cho quá trình trầm tích

- Tập SH-11 - SH-10: Đặc trưng của giai đoạn này là tăng tốc độ lún chìm ở các phần cánh của khối nâng, điều đó được khẳng định bởi việc tăng đột ngột (23 lần) độ dày của trầm tích ở những phần sụt của các khối qua các đứt gãy Điều này cũng đưa đến sự phân chia địa hình và tăng diện tích thoát nước đối với hệ thống sông ngòi đang tồn tại, gây nên sự xói mòn không chỉ đối với đá móng mà còn cả đối với các trầm tích được lắng đọng sớm Trên một loạt các tuyến ghi nhận được hình ảnh địa chấn điển hình đối với tướng quạt của môi trường lục địa

Pha thứ hai: Là giai đoạn chuyển đổi chế độ kiến tạo một cách mạnh mẽ trong

một thời kỳ ngắn, trong đó lực nén ép đóng vai trò chính Trong thời kỳ hoạt động của pha này ứng với thời kỳ hình thành bất chỉnh hợp SH-10 và giai đoạn nghịch đảo chung của vùng, tạo nên những nếp uốn do nén ép đồng thời với các đứt gãy nghịch Những dấu hiệu chuyển đổi hoạt động kiến tạo trong trũng Cửu Long có thể liên quan đến việc bắt đầu xuất hiện trũng nước sâu Biển Đông trong thời kỳ Oligoxen Việc tách giãn vỏ trái đất trong phạm vi của trũng này đưa đến sự xuất hiện lực nén ép ở vùng lân cận Việc thay đổi trường lực trong trũng Cửu Long tác động lên việc chuyển dịch các khối theo phương nằm ngang và theo phương thẳng đứng dọc theo trục của các đứt gãy chính (tạo nên cấu trúc) theo hướng Đông Bắc - Tây Nam Kết quả phân tích các mặt cắt và bình đồ cấu trúc cho phép nhận định rằng về bản chất các đứt gãy đó là nguyên nhân làm quay các khối nằm giữa các đứt gãy về hướng ngược chiều kim đồng hồ, làm xê dịch phần trục của các nếp lồi tại vùng giao nhau của các đứt gãy Có thể nhận thấy mức độ quay tương đối lớn nằm

ở vùng khối nâng Trung Tâm của mỏ Các vectơ trục có hướng khác nhau tác động lên đá móng gây lên những vùng bở rời, phát triển hệ thống nứt nẻ và xuất hiện các đứt gãy mới Việc phân tích cho thấy phần lớn các đứt gãy ở phía nam của vùng và

ở vòm Trung Tâm được hình thành trong giai đoạn này Đặc trưng của pha này là việc thành tạo các hệ thống đứt gãy nghịch, trong đó việc xê dịch bề mặt các đứt gãy từ Bắc xuống Nam, đồng thời với việc giảm biên độ của các đứt gãy đó Phần lớn các đứt gãy nghịch được tạo theo các bề mặt mà trước kia là của đứt gãy thuận Trong quá trình nghịch đảo kiến tạo, việc biến đổi đứt gãy từ thuận sang nghịch có

thể xảy ra phụ thuộc vào tương quan độ dày của từng tập trầm tích riêng biệt ở phần nâng và phần sụt của khối nhô, và quan trọng hơn cả là cường độ của lực tác động Đặc trưng khác của một loạt các đứt gãy kiến tạo chạy theo hướng Đông Bắc

là sự thay đổi góc đổ rất lớn của bề mặt đứt gãy, đặc trưng đó được thể hiện đối với các đứt gãy ở phần đỉnh vòm Nam của mỏ Trong đó sự thay đổi góc nghiêng đứt gãy thường làm thay đổi hướng đổ của bề mặt đứt gãy từ Tây sang Đông, thường sự thay đổi đó xảy ra trong một vùng rất giới hạn (vài trăm mét) dọc theo đứt gãy, do

đó gây nên nhiều khó khăn trong quá trình phân tích

Nhìn chung, ở pha thứ hai, cấu trúc của trũng cũng thay đổi một cách rõ rệt, đưa đến sự phân chia địa hình mạnh mẽ và quá trình bào mòn chiếm ưu thế trên toàn bộ diện tích

Pha thứ ba: Được thể hiện bởi đặc trưng lún chìm nhanh của trũng gây nên do

quá trình sụt giảm nhiệt độ (sau khi kết thúc tạo rift) và quá trình sụt giảm đẳng tĩnh (do lượng trầm tích được cung cấp bởi châu thổ sông Cửu Long lắng đọng rất lớn) Phần lớn các đứt gãy kiến tạo của giai đoạn này không được theo dõi trong các trầm tích Oligoxen hạ và đá móng, vì vậy chúng không thể nối tiếp với các đứt gãy ở những pha hoạt động kiến tạo trước đây Nguồn gốc của việc tạo nên các đứt gãy đó

có thể liên quan đến việc thay đổi khối lượng đất đá (chặt sít) trong quá trình vùi lấp

và lún chìm của các trầm tích Việc điều chỉnh khối lượng đất đá ở những đứt gãy thuận có biên độ tắt dần theo chiều sâu và bề mặt đứt gãy dần dần đổ nghiêng gần phương nằm ngang

- SH-10 - SH-7: Được chia ra hai tập địa chấn khác nhau Tập thứ nhất tương ứng với chu kỳ trầm tích biển tiến và được đặc trưng bởi các phản xạ song song có biên độ thấp và có độ liên tục tốt Theo kết quả khoan thì ở trong khoảng này chủ yếu là sét và sét kết được tích tụ trong môi trường biển nước nông Việc sụt giảm mực nước biển ở cuối thời kỳ Oligoxen tạo nên bất chỉnh hợp bào mòn SH-8, tầng này không được phân tích trong báo cáo này Khoảng SH-8 - SH-7 ứng với chu kỳ trầm tích biển lùi, trong trường sóng địa chấn khoảng này được thể hiện như một

tập phản xạ kéo dài và có biên độ cao, minh chứng cho môi trường lắng đọng trầm tích với năng lượng lớn (bình nguyên ven sông, biển nước nông)

- SH-7 - SH-5: Giai đoạn đầu tiên của Mioxen được đặc trưng bởi quá trình chuyển đổi cuối cùng sang điều kiện ưu thế trầm tích biển trên toàn diện tích trũng Cửu Long, trong đó châu thổ sông Cửu Long có ảnh hưởng lớn lên đặc trưng trầm tích trong trũng Việc phân tích bản đồ đẳng dày của tập này cho thấy nguồn cung cấp vật liệu trầm tích nằm ở phía Đông - Bắc của diện tích nghiên cứu, do đó có thể cho rằng sự dịch chuyển đường bờ (theo mức phát triển biển tiến) tương ứng với các vùng phát triển các tập cát từ hướng Tây - Nam (đối với các trầm tích cổ hơn) sang hướng Đông - Bắc (đối với các trầm tích trẻ hơn)

1.1.5 Tiềm năng dầu khí

1.1.5.1 Đá sinh:

Bồn trũng Cửu Long có bề dày trầm tích lớn, tại trung tâm của bồn lên tới 7km, thể tích trầm tích của bể ước tính khoảng 150nghìn km3

Hàng năm vật liệu rắn vận chuyển dưới các dạng hạt lơ lửng tới 187triệu tấn, có thể nói đây là nguồn vật liệu hữu cơ chính hình thành các tầng đá mẹ

Đá sinh ở đây chủ yếu là các tầng sét Qua kết quả phân tích địa hoá ở một số giếng khoan cho thấy trầm tích ở bể Cửu Long được xếp vào loại đá mẹ sinh dầu tốt Phần lớn vật chất hữu cơ loại Kerogen loại I và II Cửa sổ tạo dầu chính xảy ra cách đây 21 triệu năm Bảng 1.1; 1.2; 1.3 là một số kết quả nghiên cứu địa hoá của

đá mẹ vùng mỏ Bạch Hổ

Bảng 1.1: Tổng hàm lượng vật chất hữu cơ (theo LDVN)

> 2 Rất giàu

Bảng 1.4: Tỷ số Pristane / Phytane (Theo LDVN)

Pristane/

Phytane

Môi trường lắng đọng

Môi trường

Oligoxen thượng

> 4,5 Lục địa Oxy hoá

2  4,5 Chuyển tiếp Khử yếu 2,18 2,17

Bảng 1.6: Nhiệt độ Tmax (Theo LDVN)

Dầu khí sau khi được sinh ra dưới tác động của áp suất lớn, thoát khỏi đá mẹ

và di chuyển vào các tầng đá chứa có độ lỗ hổng kế cận

ra ranh giới dầu - nước, dự đoán lên tới hơn 100m

Trầm tích Oligoxen hạ được phân thành hai đối tượng tính trữ lượng là:

- Trà Cú trên gồm các tầng là VI, VII, VIII

- Trà Cú dưới gồm các tầng IX, X

Tuy nhiên, sự phân chia này chỉ mang tính tương đối và tầng sét ngăn cách giữa tầng VIII và tầng IX không liên tục trên toàn diện tích của thân dầu Trong trầm tích Oligoxen hạ không có tính thống nhất về địa chất, chưa phát hiện được ranh giới dầu nước nhưng lấy ở độ sâu 3480m

Đá chứa Mioxen hạ

c.

Trữ lượng dầu chủ yếu tập trung tại tầng 23 và 24 gồm các tập cát và bột kết hầu như trên toàn diện tích mỏ Ở một vài khu vực đá chứa bị sét hoá đáng kể làm mất tính chứa của vỉa Các thân dầu có dạng vỉa, dạng vòm, có ranh giới dầu nước,

đã phát hiện được hơn 20 thân dầu riêng biệt, tập trung chủ yếu ở vòm Bắc và vòm

Trung Tâm, chỉ có 2 thân dầu ở vòm Nam

1.1.5.3 Đá chắn

Đá chắn chủ yếu là đá sét và sét bột có tuổi Oligoxen và Mioxen hạ Tầng chắn tốt nhất của khu vực là tầng sét Rotalit, phổ biến rộng khắp nằm trong trầm tích phần trên của Mioxen hạ Chiều dày tầng chắn này ổn định từ 180200m Đá

có cấu tạo khối, lượng sét chiếm từ 9095% đôi chỗ tới 100%, kích cỡ các hạt sét chủ yếu nhỏ hơn 90.00mm Thành phần khoáng vật chính là montmorilonit, thứ yếu

là hydromica, kaolinit và gorit Ngoài ra còn có các tầng chắn địa phương đó là các tập sét và sét bột trong trầm tích Oligoxen, Oligoxen thượng với chiều dày dao động lớn và biến tướng mạnh

1.1.5.4 Các dạng bẫy

Trong phạm vi bể Cửu Long cũng như mỏ Bạch Hổ tồn tại các dạng bẫy sau:

- Bẫy hỗn hợp (trong móng nứt nẻ và Miocene hạ)

- Cấu tạo / cấu trúc trong Mioxen hạ

- Phi cấu tạo, vát nhọn địa tầng (Oligocene)

1.2 Đặc điểm thạch học đá chứa dầu khí hệ tầng sản phẩm Mioxen hạ

Đối tượng chính trong nghiên cứu này là các tầng chứa trong cát kết Mioxen

hạ của điệp Bạch Hổ, nên trong phần này NCS chỉ trình bày chủ yếu về đá chứa tuổi Mioxen hạ

1.2.1 Cấu trúc chung

Trầm tích Mioxen hạ là một bộ phận quan trọng của đới nâng Bạch Hổ mang những nét đặc trưng của mỏ và có những nét cấu trúc địa chất riêng

Cấu trúc địa chất của hệ tầng sản phẩm Mioxen hạ được thể hiện qua các bản

đồ cấu tạo nóc, đáy và các mặt cắt dọc, ngang Trên bản đồ và mặt cắt, nó mang những nét đặc trưng của mỏ đó và kế thừa đới nâng của móng, đặc điểm của hệ thống đứt gãy phá hủy kiến tạo, sự hiện diện của vòm Bắc- Trung, Tây- Nam Sự phức tạp của trục uốn nếp, tính bất đối xứng của đới nâng Bạch Hổ Đây chính là đặc điểm mang tính chất kế thừa

Ngoài những đặc điểm mang tính chất kế thừa, tầng còn mang những đặc trưng riêng về cấu trúc như: sự hoạt động của hệ thống đứt gãy, sự xuất hiện của các vòm cấu tạo phụ bên cạnh vòm chính, sự phân bố của các lớp trầm tích Trầm tích Mioxen hạ tuy vẫn còn sự hiện diện của cả ba vòm cấu tạo nhưng mức độ chênh lệch giữa chúng còn rất ít Vòm Bắc ở đây còn cao hơn cả vòm Trung Tâm Theo mặt cắt dọc, trầm tích Mioxen hạ ở vòm Bắc có chiều dày nhỏ nhất, càng về phía Nam trầm tích càng dày lên

Ở vòm Bắc, độ dày biến đổi từ đỉnh vòm là 640m đến 1000m; ở cánh Tây là 790m; ở cánh Đông về phía Nam trầm tích dày lên 950m Nguyên nhân của sự biến đổi bề dày trầm tích là do tính kế thừa địa hình phía dưới Hệ thống đứt gãy á kinh tuyến và hệ thống đứt gãy Đông Bắc- Tây Nam đã nâng đỉnh vòm lên

Vòm Trung Tâm trầm tích dày hơn vòm Bắc Độ dày trầm tích tăng từ đỉnh đến hai cánh Ở đỉnh vòm, trầm tích mỏng nhất là 850m, ở cánh Đông của cấu tạo

bề dày trầm tích 1030m, còn ở cánh Tây là 1170m Nguyên nhân là do phần móng ở cánh phía Tây của cấu tạo bị phá hủy và sụt lún nhiều hơn ở phía Đông và do các đứt gãy nâng vòm Trung Tâm lên

Vòm Nam so với trầm tích ở hai vòm trên thì có chiều dày trầm tích lớn nhất

và sự thay đổi bề dày trầm tích ở đây cũng tương đối ít hơn ở hai vòm trên Sự ảnh hưởng của đới nâng lên vòm này không lớn lắm Ở đỉnh vòm, bề dày trầm tích 930m, tại cánh Tây bề dày trầm tích lớn nhất đạt 1220m và cánh Đông đạt 1060m

Độ dày trầm tích và sự biến đổi độ dày ở vòm này không nhiều Do móng của vòm Nam không bị nâng cao như hai vòm trên lại ít chịu hoạt động phá hủy kiến tạo

Về hệ thống đứt gãy trên bản đồ cấu tạo và mặt cắt địa chất cho thấy: phần đáy của Mioxen hạ thì hệ thống đứt gãy dày hơn và độ kéo dài lớn hơn Càng lên trên số lượng đứt gãy ít đi và độ dài càng giảm Đứt gãy trong giai đoạn này chủ yếu là các đứt gãy kế thừa từ móng, do nén ép phân dị và một số tạo thành bởi trọng lực

Hệ thống đứt gãy á kinh tuyến rất phổ biến, biên độ nhỏ không quá 100m Càng lên trên biên độ giảm dần và đến nóc tầng này thì gần như tắt hẳn Biên độ dao động lớn nhất 20m

Hệ thống đứt gãy Đông Bắc - Tây Nam, đây là hệ thống đứt gãy quan trọng, đóng vai trò vài trò ngăn cách giữa vòm Bắc và vòm Trung Tâm Ở đáy của Mioxen

hạ nó hoạt động mạnh, đến nóc sự hoạt động vẫn đóng vai trò quan trọng nhưng biên độ giảm mạnh

Từ các đặc điểm hệ thống đứt gãy nêu trên, kết hợp với tầng sét dày ổn định (hàng trăm mét) trên toàn mỏ cho thấy bề mặt cấu trúc Mioxen hạ rất thuận lợi cho

sự hình thành các bẫy tích tụ dầu khí kiểu kiến tạo và địa tầng

Ngoài ra, hầu hết các đứt gãy trong hệ thống đứt gãy của mỏ đều nghiêng về vòm cấu tạo Đây là con đường thuận lợi cho sự dịch chuyển dầu khí từ đá mẹ Oligoxen và đồng thời là màn chắn góp phần vào việc tạo sự khép kín cho các cấu tạo

Tính kế thừa của địa hình bên dưới, sự ảnh hưởng của hệ thống đứt gãy và các hoạt động cổ kiến tạo đã tạo ra những đặc điểm cấu trúc chính của tầng này như sau:

- Trầm tích Mioxen hạ của mỏ Bạch Hổ nói riêng và bể Cửu Long nói chung là

bề mặt bất chỉnh hợp, tiêu biểu cho trầm tích Kainozoi Việt Nam

- Tập sét Rotalia của tầng dày hơn 150m là tầng chắn khu vực rất tốt

- Sự phân bố của trầm tích không đều, độ dày giảm từ vòm Nam xuống vòm Bắc

- Hệ thống đứt gãy chủ yếu kế thừa từ móng và nén ép do trọng lực Càng lên trên biên độ càng giảm và hầu như tắt hẳn khi tới nóc của Mioxen hạ