1. Tính cấp thiết của luận văn Mỏ Bạch Mã, một trong những dạng mỏ dầu khí lớn tại khu vực lô N5 bồn trũng Nam Côn Sơn, được phát hiện dòng dầu khí thương mại vào năm 1988 bởi giếng khoan BM1X với các thân dầu là các tập cát kết tuổi Mioxen sớm Hệ tầng Dừa. Mỏ đã được đưa vào khai thác từ năm 1994 và hiện nay mỏ đang đi vào giai đoạn phát triển tổng thể. Kết quả các giếng khoan Thăm Dò Khái Thác cho thấy đối tượng chưa chính là tầng cát kết tuổi Mioxen sớm thuộc hệ tầng Dừa. Chúng bao gồm các tập vỉa chứa mỏng, xen kẹp bởi những vỉa sét, bất đồng nhất được thành tạo ở môi trường lục nguyên. Dự báo sự phân bố theo không gian và tính chất thấm chứa của các tập vỉa chứa này là một yêu cầu cấp thiết trong sản xuất góp phần dự báo khả năng khai thác, trữ lượng dầu khí có thể thu hồi của mỏ, làm cơ sở hoạch định chính sách đầu tư cho dự án. Chính vì lý do trên mà đề tài: “Đặc tính tầng chứa Mioxen sớm, hệ tầng Dừa Mỏ Bạch Mã, lô N5, bồn trũng Nam Côn Sơn” được chọn để nghiên cứu. 2. Mục tiêu và nhiệm vụ của luận văn 2.1. Mục tiêu Xác định đặc tính tầng chứa Mioxen sớm, hệ tầng Dừa Mỏ Bạch Mã bằng các phương pháp phân tích địa chất, địa vật lý, phân tích thử vỉa. 2.2. Nhiệm vụ nghiên cứu Nghiên cứu đặc điểm, cấu trúc địa chất khu vực Mỏ Bạch Mã. Nghiên cứu khả năng phân bố tầng chứa Mioxen sớm, hệ tầng Dừa, Mỏ Bạch mã. Nghiên cứu đặc tính rỗng thấm của tầng chứa Mioxen sớm, hệ tầng Dừa, Mỏ Bạch Mã. Tính toán trữ lượng dầu khí tại chỗ tầng chứa Mioxen. 3. Phạm vi và đối tượng nghiên cứu của luận văn Phạm vi nghiên cứu: khu vực Mỏ Bạch mã, lô N5, bồn trũng Nam Côn Sơn. Đối tượng nghiên cứu: Hệ tầng Dừa (tuổi Mioxen sớm) trong phạm vi khu vực nghiên cứu. 4. Các phương pháp nghiên cứu Để giải quyết các nội dung nghiên cứu của luận văn, đề tài đã áp dụng tổ hợp các phương pháp nghiên cứu sau đây: Phương pháp thu thập, tổng hợp phân tích tài liệu; Các phương pháp nghiên cứu Địa vật lý: + Liên kết, minh giải tài liệu địa chấn và vẽ bản đồ cấu trúc các bề mặt bất chỉnh hợp; + Nghiên cứu minh giải tài liệu Địa vật lý giếng khoan; Các phương pháp nghiên cứu Địa chất: + Phương pháp phân tích luận giải cấu trúc địa chất; + Phương pháp nghiên cứu thành phần thạch học, phân tích; + Phương pháp đánh giá tiềm năng dầu khí, tính trữ lượng tại chỗ. Phương pháp phân tích tài liệu thử vỉa. 5. Những điểm mới của luận văn Kết quả nghiên cứu của luận văn hy vọng sẽ rút ra được một số điểm mới sau đây: 1. Xác định vị trí hệ tầng Dừa ở khu vực nghiên cứu nằm giữa tầng phản xạ H80 và H150 từ chiều sâu 2112m đến 3340m. Hệ tầng Dừa được chia thành 3 tập chính: Tập trầm tích lục nguyên lót đáy, tập trầm tích lục nguyên chứa than và tập trầm tích lục nguyên hạt mịn. 2. Phân chia cấu trúc khu vực mỏ Bạch Mã thành các khối cấu trúc. 3. Phân chia ra 6 tập đá chứa trong cát kết tuổi Mioxen sớm. 4. Đánh giá tiềm năng trong hệ tầng Dừa. 6. Ý nghĩa khoa học và giá trị thực tiễn của đề tài Ý nghĩa khoa học: Làm sáng tỏ cấu trúc địa chất, khả năng phân bố, đặc tính vỉa chứa của tầng chứa Mioxen sớm hệ tầng Dừa mỏ Bạch Mã từ đó dự báo tiềm năng dầu khí của mỏ. Ý nghĩa thực tiễn: Kết quả nghiên cứu là tài liệu có giá trị tham khảo cho công tác định hướng xây dựng và vận hành các công trình khai thác tại mỏ Bạch Mã. 7. Cấu trúc của luận văn Luận văn khi được hoàn thành có khối lượng 100 trang đánh máy vi tính khổ A4, các bản vẽ biểu bảng và phụ lục kèm theo, gồm có 4 chương, không kể phần mở đầu và kết luận. Luận văn được hoàn thành tại Trường Đại học Mỏ Địa chất, dưới sự hướng dẫn khoa học của TS. Nguyễn Thanh Tùng. Trong quá trình thu thập tài liệu nghiên cứu hoàn thành luận văn, học viên đã nhận được sự giúp đỡ quý báu, góp ý tận tình của các thầy cô giáo phòng Đào tạo Sau đại học, trường Đại học Mỏ Địa chất Hà Nội, Công ty VSP. Học viên xin chân thành bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc tới thầy giáo TS. Nguyễn Thanh Tùng, các thầy cô bộ môn Địa Vật Lý, các đơn vị và các đồng nghiệp đã giúp đỡ và góp ý cho học viên trong quá trình hoàn thành luận văn. CHƯƠNG 1. TỔNG QUAN VỀ KHU VỰC NGHIÊN CỨU 1.1. VỊ TRÍ ĐỊA LÝ Bể Nam Côn Sơn ngoài khơi thềm lục địa phía nam Việt Nam có diện tích gần 100.000km2, nằm trong khoảng giữa 6000’ đến 9045’ vĩ độ Bắc và 106000’ đến 109000’ kinh độ Đông. Bể Nam Côn Sơn bị giới hạn về phía bắc bởi đới nâng Phan Rang, ngăn cách với bể Phú Khánh ở phía tây bắc bởi đới nâng Côn Sơn, ngăn cách với bể Cửu Long ở phía tây và phía nam bởi đới nâng KhoratNatuna. Ranh giới phía đông, đông nam của bể được giới hạn bởi đơn nghiêng Đà Lạt Vũng Mây và bể Trường Sa, phía Đông Nam là bể Vũng Mây. Trung tâm bồn trũng chiếm một diện tích lớn (hình 1.1). Khu vực nghiên cứu thuộc lô N5, trung tâm bồn trũng Nam Côn Sơn cách thành phố Vũng Tàu khoảng 265 km về hướng Đông Nam. Tổng diện tích của lô khoảng 535km2. Chiều sâu mực nước biển trung bình từ 110 m đến 120 m. 1.2. LỊCH SỬ NGHIÊN CỨU ĐỊA CHẤT VÀ LỊCH SỬ TÌM KIẾM THĂM DÒ DẦU KHÍ Lịch sử nghiên cứu địa chất và tìm kiếm thăm dò dầu khí khu vực nghiên cứu có thể chia ra các giai đoạn như sau: Vào những năm trước năm 1975, công tác khảo sát khu vực và tìm kiếm dầu khí được nhiều công ty, nhà thầu triển khai trên toàn thềm lục địa phía Nam nói chung và toàn bể Nam Côn Sơn nói riêng. Các hoạt động này do các công ty thăm dò Mỹ và Anh thực hiện như Mandrell, Mobil Kaiyo, Pecten, Esso, Union Texas, Sun Marathon, Sunning Dale. Các nhà thầu đã thu nổ hàng nghìn km địa chấn 2D với mạng lưới tuyến 4x4 km đến khu vực.Với mức độ nghiên cứu đó và dựa vào tài liệu nhận được, các công ty kể trên đã tiến hành minh giải tài liệu địa chấn, xây dựng được một số bản đồ đẳng thời tỷ lệ 1100.000 cho các lô riêng và tỷ lệ 150.000 cho một số cấu tạo triển vọng. Song do mật độ khảo sát còn thấp nên độ chính xác của các bản đồ chưa cao. Trên khu vực lô N5, công ty MobilShell đã tiến hành thu nổ địa chấn 2D với mạng lưới tuyến 2x2 km. Kết quả của công tác minh giải các tài liệu địa chấn này đã phát hiện ra cấu tạo có tiềm năng dầu khí Bạch Mã. Năm 1974 MobilShell tiến hành khoan giếng thăm dò đầu tiên B1X tại cấu tạo Bạch Mã và dừng lại ở chiều sâu 1750m trong trầm tích Plioxen, không có phát hiện dầu khí.
Đặc điểm địa tầng
Hiện tại mỏ Bạch Mã đã có 30 giếng khoan thăm dò và khai thác, trong đó 20 giếng đã khoan vào móng granit từ 12m ở giếng khoan BM-8P đến 1043m ở giếng khoan BM-9X và hầu hết các giếng khoan đã khoan qua mặt cắt trầm tích với đầy đủ các phân vị địa tầng có tuổi từ Mioxen sớm đến Plioxen-Đệ Tứ Cột địa tầng tổng hợp mỏ Bạch Mã được thể hiện trên hình 1.2.
Hình 1.2 Cột địa tầng tổng hợp khu vực Mỏ Bạch Mã.
Móng trước Kainozoi Đá móng được phát hiện ở các giếng khoan là đá macma có thành phần chủ yếu là granit, granodiorit với hạt từ rất nhỏ đến trung, sắc cạnh, bị nứt nẻ và cà nát Granit có thành phần tạo đá gồm: 30-35% plagioclas, 35-38% thạch anh và felspat 20-23%. Đối với granodiorite có thành phần khoáng vật gồm: 40-50% plagioclas, 20-38% thạch anh, felspat 5-18%, Biotite 5-8%, ngoài ra còn có một số khoáng vật phụ Đá móng granit khu vực mỏ Bạch Mã thuộc kiểu I Cho đến nay, tuổi của móng mỏ Bạch Mã chưa được nghiên cứu một cách chi tiết, một vài mẫu phân tích tuổi tuyệt đối Kali- Argon cho tuổi 109±5 triệu năm tương đương với J3-K1(theo PVEP, 2005)
Tại khu vực mỏ Bạch Mã không tồn tại trầm tích Paleogen do thời kỳ này đá móng khu vực này nhô cao hơn so với các khu vực lân cận Do đó lát cắt trầm tích Kainozoi tại khu vực mỏ Bạch Mã có tuổi từ Mioxen đến Đệ Tứ Nhìn chung, các tập cát chứa trong trầm tích Mioxen hạ (Hệ tầng Dừa) được thành tạo trong môi trường đồng bằng bồi tích sông, đồng bằng thủy triều, xen kẽ vũng vịnh nước nông, ven biển. Hướng vận chuyển vật liệu trầm tích chủ yếu từ phía Bắc và phía Tây, liên quan tới đới nâng Côn Sơn Đá vôi ám tiêu san hô trong trầm tích Mioxen trung (Hệ tầng Thông Mãng Cầu) thành tạo trên các khối nâng cao
Bao gồm các trầm tích chứa than phân bố rộng rãi trên toàn mỏ Bạch Mã, có xu hướng mỏng dần về phía Bắc và Tây Bắc Nằm giữa tầng phản xạ H80 và H200, trầm tích hệ tầng Dừa bắt gặp ở chiều sâu từ 2112m (BM-1P) đến 3340m (BM- 14X), bao gồm chủ yếu là cát kết màu xám sáng, phớt trắng, sét kết, bột kết xen kẽ nhau; thỉnh thoảng gặp than mỏng và đá vôi Có thể chia thành 3 tập chính (từ dưới lên):
Trầm tích lục nguyên lót đáy
Phủ trực tiếp lên móng granit là các Trầm tích lục nguyên hạt thô và hạt mịn xen kẽ sét, bột kết, độ hạt giảm dần về phía trên Nóc của tập trầm tích này được đánh dấu bởi tập than (H150) nên ranh giới này còn được gọi là “coal marker” Tập than này phân bố rộng ở phần Trung tâm và phần phía Nam của mỏ, mỏng dần về phía Tây Bắc và được nhận biết một cách dễ dàng trên tài liệu địa vật lý giếng khoan Trầm tích từ móng đến H150 bao gồm cát kết đa khoáng, sét, bột kết Cát kết có độ hạt từ thô đến mịn, độ rỗng, độ thấm thấp do độ chọn lọc kém Chiều dày trầm tích tập này mỏng dần ở phía bắc và tây bắc, chiều dày lớn nhất của tập trầm tích này là 220m tại khu vực phía Nam và Đông (hình 1.3) Chứng tỏ địa hình móng cổ có xu hướng nghiêng dần về phía Đông Nam Môi trường lắng đọng trầm tích của tập này từ môi trường lục địa ở phần dưới, chuyển dần lên phía trên là môi trường chuyển tiếp – ven biển, ảnh hưởng thủy triều.
Hình 1.3 Bản đồ đẳng dày tầng trầm tích lục nguyên lót đáy Mỏ Bạch Mã.
Tập Trầm tích lục nguyên chứa than
Nóc của tập Trầm tích lục nguyên này là ranh giới H100, được đánh dấu bởi sự có mặt của trầm tích chứa than muộn nhất trong giai đoạn hình thành trầm tích châu thổ lần thứ nhất Thành phần các Trầm tích lục nguyên bao gồm cát kết đa khoáng, bột kết, sét và than phân lớp nằm ngang, lượn sóng và xiên chéo Cát kết hạt nhỏ đến trung, có thành phần chủ yếu là thạch anh, felspat và một phần nhỏ mảnh đá, chúng được gắn kết bởi xi măng cacbonat và xi măng sét Nhìn chung hạt vụn có độ lựa chọn và mài tròn tốt, bán góc cạnh đến bán tròn cạnh Sét bột kết có màu xám xẫm đến xám nhạt, phân lớp mỏng chứa khoáng vật glauconit, siderite và nhiều hoá thạch biển. Chiều dày trầm tích H150-H100 thay đổi trong khoảng 250m đến hơn 500m, chiều dày trầm tích có xu hướng lớn dần về phía Tây, Tây Nam (hình 1.4) Trầm tích tập này được thành tạo trong môi trường đồng bằng ngập lụt đến vũng vịnh ven biển.
Hình 1.4 Bản đồ đẳng dày tầng trầm tích lục nguyên chứa than Mỏ Bạch Mã.
Tập Trầm tích lục nguyên hạt mịn
Phần trên cùng của trầm tích Mioxen sớm với nóc của tập là tầng H80 bao gồm các tập cát kết, bột kết, sét than xen kẽ các lớp sét vôi và đá vôi mỏng Các thân cát chứa dầu và khí ở trong phần trên của Mioxen sớm có chiều dày thay đổi từ 150m đến 600m chiều dày trầm tích có xu hướng dày về hướng Tây Nam (hình 1.5) Môi trường lắng đọng trầm tích của tập này là vũng vịnh, ven biển.
Hình 1.5 Bản đồ đẳng dày tầng trầm tích lục nguyên hạt mịn Mỏ Bạch Mã
Hệ tầng Thông – Mãng Cầu (N 1 2 t-mc)
Hệ tầng Thông-Mãng Cầu được giới hạn trên và dưới bởi các mặt phản xạ địa chấn H30 và H80, chúng phân bố rộng rãi khắp toàn mỏ và đã bắt gặp ở tất cả các giếng khoan tại mỏ Bạch Mã
Trầm tích hệ tầng này có thể chia thành 2 phần chính Phần dưới chủ yếu là cát kết hạt trung, các lớp đá vôi ám tiêu và đá vôi silic dạng thềm xen kẽ với sét kết Cát kết màu xám đến xám nhạt, hạt mịn đến rất mịn, đôi khi trung bình, á tròn cạnh đến á góc cạnh, độ chọn lựa trung bình, gắn kết trung bình đến yếu với xi măng là đá vôi và sét Sét kết màu xám sáng đến xám trung bình, mềm đến rắn chắc Phần trên chủ yếu là các lớp đá vôi dày, màu kem sáng, trắng sữa xen lẫn các lớp mỏng cát, bột kết và ít lớp mỏng dolomit đá vôi tái kết tinh rất mạnh với sự phát triển của các hang hốc, vi nứt nẻ và nứt nẻ Độ rỗng tầng chứa đá vôi phụ thuộc nhiều vào nguồn gốc, môi trường thành tạo cũng như quá trình phong hóa và biến đổi của chúng Chính vì thế, giá trị độ rỗng thay đổi trong khoảng rất rộng, từ 10% (BM-12X) đến trên 20% (BM-5X) Môi trường trầm tích của hệ tầng Thông – Mãng Cầu là biển nông ven bờ Hệ tầng Thông – Mãng Cầu bề dày thay đổi từ 150-1020m trên khu vực khối nâng Bạch Mã, chiều dày có xu hướng mỏng dần về trung tâm là kết quả của trình nâng lên và bị bào mòn cuối Mioxen giữa (hình 1.6)
Hình 1.6 Bản đồ đẳng dày tầng Thông-Mãng Cầu, mỏ Bạch Mã.
Hệ tầng Nam Côn Sơn (N 1 3 ncs)
Nằm giữa tầng phản xạ H20 và H30, hệ tầng Nam Côn Sơn phân bố rộng rãi trong toàn mỏ, có mặt ở tất cả các giếng khoan ở mỏ Bạch Mã
Trầm tích của hệ tầng này có 2 thành phần cơ bản là trầm tích lục nguyên và đá vôi Phần dưới hệ tầng chủ yếu là Trầm tích lục nguyên với các đá vụn, gồm cát kết,bột kết màu xám, xen kẽ các tầng sét mỏng Cát kết ở đây có độ hạt từ nhỏ đến vừa, độ lựa chọn và mài tròn tốt, chứa hóa thạch động vật biển và glauconit, có độ gắn kết trung bình bởi xi măng đá vôi Sét kết màu xám sáng, xám tối, đôi khi xám xanh, hồng và xám vàng, chứa nhiều mảnh đá vôi Phần trên của hệ tầng có thành phần chủ yếu là đá vôi màu xám trắng, mềm chứa cát Hệ tầng Nam Côn Sơn được lắng đọng trong môi trường biển nông đến biển sâu Các trầm tích của hệ tầng Nam Côn Sơn có bề dày thay đổi từ 325m-420m, phủ bất chỉnh hợp trên hệ tầng Thông-Mãng Cầu
Hệ tầng Biển Đông (N2-Qbd)
Hệ tầng Biển Đông phát triển rộng rãi trên toàn khu vực, căn cứ vào sự có mặt của một số hóa thạch sinh vật biển và các tập trầm tích, hệ tầng Biển Đông được chia làm hai phần:
Trầm tích Plioxen của hệ tầng biển Đông bao gồm cát kết màu xám, vàng nhạt và bột kết, sét kết chứa nhiều glauconit và hóa thạch sinh vật biển
Trầm tích Đệ Tứ thuộc phần trên hệ tầng biển Đông gồm đá cát xen kẽ với bùn,sét và một vài tập đá vôi mỏng Hệ tầng Biển Đông được lắng đọng trong môi trường biển nông giữa thềm đến biển sâu Bề dày của hệ tầng thay đổi từ 700m-1700m, phủ bất chỉnh hợp trên hệ tầng Nam Côn Sơn.
Đặc điểm cấu trúc, kiến tạo
Các hoạt động đứt gãy của pha tách giãn muộn trong Mioxen sớm cùng với chuyển động nghịch đảo trong Mioxen trung là những sự kiện kiến tạo chính hình thành các hệ trầm tích và hình thái cấu trúc mỏ Bạch Mã
Vào cuối Oligoxen đầu Mioxen sớm khu vực vùng mỏ nằm ở rìa bồn trũng và trầm tích ở giai đoạn này được hình thành trong môi trường sông ngòi, đồng bằng châu thổ Hình thái của tập trầm tích trong thời kỳ này giống như một cái nêm vát mỏng về phía Tây Bắc (Hình 1.3) Giai đoạn tiếp theo bồn trũng được mở rộng về phía Tây, chiều dày trầm tích ở khu vực mỏ bình ổn hơn trừ khu vực đới yên ngựa và cánh sụt phía Đông của mỏ do sự bắt đầu hoạt động của các đứt gãy liên quan nên có sự đột biến về chiều dày (hình 1.4) Pha tách giãn thứ hai của bồn trũng bắt đầu với sự hoạt động của các đứt gãy vào thời kỳ đầu Mioxen sớm, sau khi hình thành tập trầm tích lót đáy H150, với các trầm tích thành tạo trong môi trường biển nông, đồng bằng ven biển, đồng bằng tam giác châu Sự hút chìm của Biển Đông xuống cung Luson-Đài Loan theo máng sâu Manila đã đẩy cung Luson chuyển dịch về phía Tây và tạo áp lực dồn ép từ Mioxen giữa và mạnh mẽ trong Mioxen muộn Trường ứng suất của Biển Đông đã chuyển đổi từ căng giãn chiếm ưu thế sang dồn ép là chủ yếu Cuối Mioxen giữa, sự dồn ép phát triển mạnh mẽ dẫn đến sự hình thành hàng loạt các cấu tạo dạng vòm có kích cỡ khác nhau Mặt bất chỉnh hợp cuối Mioxen giữa đã cắt cụt một phần trầm tích được hình thành trước đó, đánh dấu sự kết thúc pha nghịch đảo kiến tạo tại bể Nam Côn Sơn Pha nghịch đảo kiến tạo này gây ra sự bóc mòn hoặc gián đoạn trầm tích khu vực và hình thành nhiều cấu tạo vòm địa phương trong đó có đới nâng Bạch Mã.
Các hoạt động đứt gãy của pha tách giãn muộn trong Mioxen sớm cùng với chuyển động nghịch đảo trong Mioxen trung là những sự kiện kiến tạo chính hình thành các hệ trầm tích và hình thái cấu trúc khu vực nghiên cứu
Khu vực nghiên cứu nằm ở rìa Tây Nam của đới nâng Mãng cầu, bồn trũng Nam Côn Sơn Nó được hình thành do quá trình hoạt động của các hệ thống đứt gãy và nghịch đảo kiến tạo trong thời kỳ Mioxen, vì vậy cấu trúc địa chất khu vực nghiên cứu có dạng đứt gãy, khối Các đứt gãy có vai trò vô cùng quan trọng trong sự hình thành cấu trúc địa chất hiện tại của mỏ Mặt cắt địa chất khu vực bao gồm hai tầng cấu trúc:Tầng cấu trúc móng granit trước Kainozoi và tầng cấu trúc Trầm tích lục nguyên có tuổi Mioxen đến hiện nay.
Tầng cấu trúc trước Kainozoi
Các kết quả nghiên cứu của các nhà điều hành trước đây (BHPP, Petronas Carigali và VSP) cũng như kết quả nghiên cứu của PVEP đều khẳng định rằng về mặt hình thái của nóc tầng Móng (H200) khu vực nghiên cứu có thể chia thành 3 đới cấu trúc đó là đới Trung tâm, cánh sụt phía Đông và cánh sụt phía Tây (hình 3.18) Cánh sụt phía Đông và phía Tây được phân cách với địa lũy Trung tâm bởi hai hệ thống đứt gãy lớn có hướng 45 0 (F6) và 15 0 (F1) Ngoài giếng khoan BM-3X được khoan ở cánh sụt phía Tây, và giếng khoan BM-15X, BM-12X ở cánh sụt phía Đông khoan vào đối tượng Đá vôi, nhìn chung hai đới cấu trúc này còn ít được quan tâm nghiên cứu. Đới Trung tâm là phần chính của mỏ Bạch Mã với cấu trúc dạng địa lũy và có thể chia làm 3 phụ đới: phụ đới phía Bắc, phụ đới phía Nam và phụ đới yên ngựa ở giữa.
Phụ đới phía Bắc bao gồm khối nhô cao nhất của móngở phía Đông và các khối khác thấp hơn theo dạng cấu trúc thấp dần về phía Tây và phía Bắc, bị chia cắt bởi các đứt gãy có hướng chủ yếu là Đông Bắc-Tây Nam với hai hệ thống là 45 0 (F6) và 15 0 (F1), á vĩ tuyến và Tây Bắc-Đông Nam.
Trong khi đó phụ đới phía Nam có cấu trúc dạng địa lũy chồng gối, với khối nhô cao nhất nằm ở giữa và thấp dần về phía Đông và Tây (cánh sụt phía Tây), và cũng bị chia cắt bởi các đứt gãy có hướng Đông Bắc-Tây Nam 15 0 Giữa hai phụ đới phía Bắc và phía Nam là phụ đới yên ngựa với khối nhô cao nhất và thấp dần về phía Nam Các hệ thống đứt gãy này đóng một vai trò quan trọng đối với sự hình thành các đới có khả năng nứt nẻ cao trong móng.
Hình 1.1: Bản đồ cấu trúc bề mặt móng trước Kainozoi (tầng H200)
Tầng cấu trúc trầm tích Kainozoi có thể chia làm hai phụ tầng: Mioxen dưới và Mioxen giữa đến hiện nay.
Phụ tầng cấu trúc Mioxen dưới: Trong bậc cấu trúc này có các tầng phản xạ
H150, H100 và H90 chúng đều có hình thái cấu trúc tương tự với hình thái cấu trúc của bề mặt móng Điều đó có nghĩa là hình thái cấu trúc của chúng cũng là dạng khối sụt bậc, được chia cắt bởi các đứt gãy như ở tầng móng Phụ đới phía Bắc, theo hướng từ Đông sang Tây Phụ đới yên ngựa Phụ đới phía Nam, theo hướng từ Tây sang Đông.Như vậy, khu vực nghiên cứu bị chia cắt thành nhiều khối khác nhau bởi các hệ thống đứt gãy khác nhau Bản đồ cấu tạo nóc tầng Mioxen dưới tương ứng với tầng phản xạ
H80 Về mặt hình thái bình đồ cấu trúc của tầng này đã thay đổi đáng kể so với bề mặt tầng Móng Tại khu vực phía Nam mỏ, một số nơi bề mặt có cấu tạo thiên về dạng vòm hơn là dạng khối, các đứt gãy phân khối giảm dần về số lượng nên sự chia cắt bởi đứt gãy giữa các khối cũng giảm đáng kể so với các tầng dưới H150-H90 Trầm tích trong giai đoạn này thành tạo trong môi trường từ lục địa (sông, hồ, đồng bằng bồi tích) đến môi trường chuyển tiếp vũng vịnh, đồng bằng ngập lụt ven biển đến biển nông Thành phần của chúng chủ yếu là các lớp cát, bột, sét kết, cát và sét vôi; về phía đỉnh xuất hiện đá vôi thềm và đá vôi ám tiêu
Hình 1.2 Bản đồ cấu trúc bề mặt Mioxen dưới (tầng H80)
Phụ tầng cấu trúc Mioxen giữa đến hiện nay: Tương ứng với thời kỳ nghịch đảo kiến tạo, bóc mòn cục bộ và lún chìm, nên bản đồ cấu tạo vẽ cho đỉnh tầng Đá vôi tuổi Mioxen giữa tương ứng với mặt phản xạ địa chấn H30 có bình đồ cấu trúc khá bình ổn, chỉ còn lại hai đỉnh ở phía Bắc và Nam, và đó cũng chính là nơi thuận lợi hình thành các tập chứa Đá vôi ám tiêu (hình 1.9) Hình thái bề mặt tầng H30 là một đơn nghiêng, chìm dần về phía Đông Sự nhảy bậc địa hình cũng được tạo ra bởi sự tiếp tục hoạt động của các đứt gãy F6 và F3 Do hoạt động kiến tạo khá bình ổn, kết hợp với quá trình biển tiến dần từ Đông sang Tây, Nam lên phía Bắc đã tạo điều kiện hình thành những tập đá chứa cacbonat có diện tích và chiều dày đáng kể.
Hình 1.9: Bản đồ cấu trúc bề mặt Mioxen giữa (tầng H30)
Nóc tầng Mioxen trên tương ứng với tầng H20, đến thời kỳ này mỏ Bạch Mã trở thành một đơn nghiêng còn hệ thống đứt gãy phía Đông thì hoạt động yếu dần và chấm dứt vào cuối Mioxen (hình 1.10).
Hình 1.10: Bản đồ cấu trúc nóc Mioxen trên (tầng H20) Trầm tích Mioxen giữa của bậc cấu trúc này chủ yếu là trầm tích đá vôi dạng ám tiêu và đá vôi thềm xen các Trầm tích lục nguyên mịn chứa vôi Trầm tích Mioxen trên được thành tạo chủ yếu là các Trầm tích lục nguyên mịn và sét chứa vôi trong môi trường biển nông đến biển sâu
Vào cuối Oligoxen đầu Mioxen sớm khu vực nghiên cứu nằm ở rìa bồn trũng và trầm tích ở giai đoạn này được hình thành trong môi trường sông ngòi, đồng bằng châu thổ Hình thái của tập trầm tích trong thời kỳ này giống như một cái nêm vát mỏng về phía Tây Bắc Giai đoạn tiếp theo bồn trũng được mở rộng về phía Tây, chiều dày trầm tích ở khu vực mỏ bình ổn hơn trừ khu vực đới yên ngựa và cánh sụt phía Đông của mỏ do sự bắt đầu hoạt động của các đứt gãy liên quan nên có sự đột biến về chiều dày Pha tách giãn thứ hai của bồn trũng bắt đầu với sự hoạt động của các đứt gãy vào thời kỳ đầu Mioxen sớm, sau khi hình thành tập trầm tích H150, với các trầm tích thành tạo trong môi trường biển nông, đồng bằng ven biển, đồng bằng tam giác châu
Sự hút chìm của Biển Đông xuống cung Luson - Đài Loan theo máng sâu Manila đã đẩy cung Luson chuyển dịch về phía Tây và tạo áp lực dồn ép từ Mioxen giữa và mạnh mẽ trong Mioxen muộn Trường ứng suất của Biển Đông đã chuyển đổi từ căng giãn chiếm ưu thế sang dồn ép là chủ yếu Cuối Mioxen giữa, sự dồn ép phát triển mạnh mẽ dẫn đến sự hình thành hàng loạt các cấu tạo dạng vòm có kích cỡ khác nhau Mặt bất chỉnh hợp cuối Mioxen giữa đã cắt cụt một phần trầm tích được hình thành trước đó, đánh dấu sự kết thúc pha nghịch đảo kiến tạo tại bể Nam Côn Sơn Pha nghịch đảo kiến tạo này gây ra sự bóc mòn hoặc gián đoạn trầm tích khu vực và hình thành nhiều cấu tạo vòm địa phương trong đó có đới nâng Bạch Mã.
Tóm lại, đặc điểm cấu trúc của khu vực nghiên cứu bao gồm hai tầng cấu trúc là tầng cấu trúc móng granit trước Kainozoi và tầng cấu trúc Trầm tích lục nguyên có tuổi Mioxen đến hiện nay.
CƠ SỞ TÀI LIỆU VÀ PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU 24 2.1 CƠ SỞ TÀI LIỆU 24 2.1.1 Tài liệu địa chấn
Tài liệu giếng khoan
Trong khu vực nghiên cứu hiện đã có 29 giếng khoan thăm dò, thẩm lượng, khai thác đã được thực hiện, trong phạm vi luận văn tác giả đã sử dụng kết quả của 29 giếng khoan được liệt kê trong bảng 2.1 dưới đây Trong quá trình khoan các giếng khoan này các nhà thầu đã tiến hành thực hiện các chương trình đo địa vật lý giếng khoan, lấy mẫu bùn khoan, lấy mẫu sườn, mẫu lõi cũng như tiến hành đo áp suất các thành hệ, thử vỉa các tầng chứa sản phẩm.
Bảng 2.1 Các giếng khoan thăm dò/ thẩm lượng khu vực mỏ Bạch Mã
№ Tên giếng Loại Thời gian hoàn thành TD Chiều dày trong móng (m)
CÁC PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU 27 1 Phương pháp thu thập và xử lý số liệu
2.2.1 Phương pháp thu thập và xử lý số liệu Đây là phương pháp thu thập, phân tích và tổng hợp các tài liệu về địa tầng, các đặc điểm về cấu trúc địa chất, hệ thống dầu khí, đặc tính của tầng chứa, của khu vực trung tâm bồn trũng Nam Côn Sơn nói chung và khu vực Mỏ Bạch Mã nói riêng.
2.2.2 Các phương pháp nghiên cứu Địa vật lý
2.2.2.1 Phương pháp minh giải tài liệu địa chấn và vẽ bản đồ cấu trúc
Minh giải tài liệu địa chấn là bước rất quan trọng trong thăm dò địa chấn nhằm giải thích ý nghĩa địa chất của các tài liệu địa chấn sau quá trình thu phát ngoài thực địa và xử lý số liệu tại các trung tâm xử lý Kết quả của phương pháp minh giải địa chấn cho phép xác định các yếu tố cấu trúc của khu vực nghiên cứu bao gồm: các tầng phản xạ chính (tương ứng với các tầng địa chất cụ thể được định nghĩa trong quá trình tiến hành minh giải) và hệ thống các đứt gãy.
Từ kết quả minh giải tài liệu địa chấn cho phép xây dựng các bản đồ cấu trúc các tầng Căn cứ vào hình thái cấu trúc của cấu tạo trên bản đồ và hệ thống đứt gãy cho phép luận giải các yếu tố cấu trúc của các cấu tạo cũng như luận giải cơ chế hình thành phát triển của cấu tạo trong lịch sử địa chất
2.2.2.2 Phương pháp minh giải tài liệu địa vật lý giếng khoan Để thực hiện luận văn, tác giả đã sử dụng tài liệu Địa vật lý giếng khoan của 29 giếng khoan với các đường cong địa vật lý giếng khoan đã được khảo sát trong quá trình thi công giếng khoan Các thông tin từ các giếng khoan này được sử dụng triệt để trong quá trình đánh giá, nghiên cứu
Các tài liệu này được minh giải trên phần mềm IP trong đó:
- Hàm lượng sét được xác định bằng cả phương pháp Gamma-ray (GR) và phương pháp kết hợp đường cong density/neutron Giá trị hàm lượng cuối cùng là giá trị nhỏ nhất tính được từ cả 02 phương pháp trên Đối với các khoảng độ sâu có thành giếng khoan kém ổn định, xác định được trên giá trị đo đường kính giếng khoan, hàm lượng sét được xác định bằng đường GR Phương pháp xác định hàm lượng sét này cũng nhằm mục đích loại bỏ ảnh hưởng của hàm lượng Thorium, gây nên các dị thường trên đường đo xạ tự nhiên như xác định được từ kết quả phân tích mẫu lõi và kết quả đo địa vật lý giếng khoan ở các giếng khoan trong khu vực nghiên cứu.
- Giá trị độ rỗng được xác định trên cơ sở phân tích tổng hợp các đường density và neutron Đối với các khoảng độ sâu có thành giếng khoan kém ổn định, độ rỗng của thành hệ được xác định bằng phương pháp phân tích đường đo siêu âm Delta T (DT). Điện trở suất của nước vỉa được xác định từ giá trị điện trở suất biểu kiến tại các vỉa được xác định là bão hòa nước 100% (xác định trên giá trị và biểu hiện của các đường cong đo điện trở suất thành hệ) hoặc tham khảo kết quả phân tích độ khoáng hóa nước vỉa, lấy được từ phương pháp DST và MDT/MDT của các giếng khoan.
- Việc xác định giá trị độ bão hòa nước, tương tự như đối tượng trầm tích mảnh vụn ở các khu vực khác trong bồn trũng Nam Côn Sơn, do đặc tính phân lớp cát - sét xen kẹp, mô hình Dual Water được xác định sử dụng để tính toán độ bão hòa nước cho đối tượng trầm tích mảnh vụn Trong mô hình này, có tính toán sự ảnh hưởng của điện trở suất và độ bão hòa nước chứa trong không gian lỗ rỗng của sét đối với kết quả tính toán độ bão hòa nước của thành hệ.
- Các giá trị tới hạn (cut-off): tiêu chí để đưa ra các giá trị tới hạn được xác định dựa trên các số liệu chung của khu vực và được kiểm chứng bằng các tài liệu xác định được từ mẫu lõi của giếng khoan bằng các phân tích đặc biệt Ngoài ra việc xác định các giá trị này còn căn cứ trên cơ sở khả năng cho dòng của các đối tượng trong quá trình thử vỉa Các giá trị tới hạn được sử dụng như sau: Vclay cut-off (45%), Phie cut- off (10%) và Sw cut-off (65%).
Các thông số địa vật lý giếng khoan được sử dụng làm thông tin để đánh giá các đặc tính địa chất của các thân cát và đặc biệt là để đánh giá trữ lượng dầu khí cũng như khả năng cho dòng dầu/khí của chúng.
2.2.3 Các phương pháp địa chất
2.2.3.1 Phương pháp phân tích và luận giải cấu trúc địa chất
Phương pháp này được sử dụng để xác định bản chất của các cấu tạo, cơ chế hình thành các cấu tạo trong khu vực nghiên cứu; mối liên quan với các chế độ vận động kiến tạo khu vực mà cụ thể là vùng thềm Lô N5, bể Nam Côn Sơn Phân tích cấu tạo địa chất khu vực để xác định quy luật phân bố cấu trúc, về các pha và lịch sử biến dạng, điều kiện động lực khu vực, bản chất kiến tạo và lịch sử phát triển địa chất khu vực nghiên cứu Đối tượng nghiên cứu của phương pháp này là dạng nằm của đá, các cấu tạo nếp uốn, thớ chẻ, khe nứt, đứt gãy Phân tích cấu tạo được tiến hành trực tiếp tại thực địa hoặc sử dụng các tài liệu gián tiếp như bản đồ địa chất, bản đồ cấu trúc đẳng sâu nóc các tầng, mặt cắt địa chất hoặc địa chấn 2D, 3D, tài liệu địa vật lý giếng khoan (báo cáo minh giải hình ảnh log - Imaging log), báo cáo phân tích địa hóa, cổ sinh, thạch học.
2.2.3.2 Phương pháp nghiên cứu thành phần thạch học, phân chia địa tầng giếng khoan
Phương pháp này được áp dụng để nhận dạng và phân chia các thành tạo trầm tích trong khu vực nghiên cứu thành các đơn vị địa tầng và đối sánh, liên kết chúng với nhau theo đặc điểm thành phần, cấu tạo, môi trường thành tạo và tuổi của chúng Do vùng nghiên cứu nằm ở ngoài khơi, không trực tiếp quan sát được, việc phân tích địa tầng, sinh địa tầng, địa vật lý giếng khoan và địa chấn địa tầng sẽ gặp khó khăn Việc tổng hợp này sẽ tuân theo các nguyên tắc chủ yếu sau:
- Các phân vị thạch địa tầng là đơn vị cơ bản Đặc điểm của chúng được xác định bằng các tài liệu địa chấn, thạch học trầm tích, cổ sinh và địa vật lý giếng khoan.
- Tuổi các đơn vị địa tầng xác định dựa theo tài liệu cổ sinh.
- Ranh giới của các đơn vị địa tầng thường được xác định theo tài liệu cổ sinh, địa vật lý giếng khoan và địa chấn.
- Liên kết địa tầng giữa các vùng, giữa các giếng khoan dựa theo tuổi trầm tích được xác định theo tài liệu cổ sinh và số liệu địa chấn địa tầng.
2.2.4 Phương pháp phân tích tài liệu thử vỉa DST, MDT
DST (Drill stem test) là phương pháp thử vỉa trong cần khoan, thường được tiến hành trong các giếng khoan thăm dò và thẩm lượng.
Các thông tin thu được từ phân tích DST bao gồm:
- Áp suất và nhiệt độ khoảng thử vỉa
- Độ thấm của thành hệ ký hiệu là k
- Hệ số skin ký hiệu là S
- Độ dẫn chất lưu hệ ký hiệu là kh/à
- Hệ số tích chứa giếng khoan hệ ký hiệu là Cs
- Chỉ số khai thác hệ ký hiệu là PI
- Tính phức tạp và ranh giới của vỉa chứa
- Lưu lượng của chất lưu
Hình 2.2 thể hiện biểu đồ áp suất đáy giếng các giai đoạn của quá trình thử vỉa DST.
Hình 2.2 Biểu đồ áp suất đáy giếng các giai đoạn DST.
- Đường AB biểu thị sự gia tăng áp suất theo chiều sâu khi thả bộ thử vỉa DST đến độ sâu khoảng thử vỉa.
- Đường BC thể hiện sự suy giảm áp suất khi van thử vỉa mở và dòng chảy lên bề mặt
- Đường CD cho biết sự thay đổi áp suất trong giai đoạn mở vỉa ban đầu
- Tới điểm D, đóng van thử vỉa và áp suất vỉa được phục hồi Sự phục hồi này tiến triển theo đường DE.
- Đường EF thể hiện sự suy giảm áp suất khi van thử vỉa mở và dòng chảy lên bề mặt
- Đường FG thể hiện áp suất trong giai đoạn đo dòng chảy chính
- Đoạn GH biểu thị áp suất vỉa khi đóng giếng lần 2 và áp suất tăng trở lại đến điểm H
- Tại điểm H, Packer được mở và áp suất tăng lên đến điểm I vì lúc này áp suất ghi nhận là áp suất của cột dung dịch trong giếng khoan kết hợp áp suất vỉa
- Đoạn IJ biểu thị sự suy giảm áp suất khi kéo bộ DST lên bề mặt.
MDT(Modular Formation Dynamics Tester) là phương pháp thử vỉa trên cáp.
Trong quá trình tìm kiếm thăm dò và thẩm lượng trước đây, các nhà điều hành thường sử dụng phương pháp thử vỉa truyền thống (DST) nhằm xác định khả năng cho dòng của vỉa, đặc tính vỉa, đặc tính chất lưu để phục vụ cho công tác đánh giá tốt ưu khai thác sau này Tuy nhiên phương pháp này tốn rất nhiều thời gian và chi phí lớn (Trung bình cho mỗi DST là khoảng 10-14 ngày; với chi phí khoảng 5 triệu Đô la Mỹ).
KẾT QUẢ MINH GIẢI TÀI LIỆU ĐỊA VẬT LÝ GIẾNG KHOAN 44 3.3 ĐẶC TÍNH PHÂN BỐ TẦNG CHỨA MIOXEN SỚM MỎ BẠCH MÃ 46 3.4 ĐẶC TÍNH THỦY ĐỘNG LỰC CÁC VỈA CHỨA MIOXEN SỚM HỆ TẦNG DỪA MỎ BẠCH MÃ 49 Tính chất của dầu và khí (Bo,Bg) 50 Nhiệt độ và áp suất vỉa 52 Áp suất 52 Nhiệt độ
Các kết quả nghiên cứu của các nhà điều hành trước đây (BHPP, Petronas Carigali và VSP) cho thấy dầu khí phát hiện tại mỏ Bạch Mã được di cư từ nơi khác, do đó không chỉ nghiên cứu khả năng sinh của các tập trầm tích Mioxen tại khu vực mỏ mà còn cần phải nghiên cứu, đánh giá khả năng sinh cho cả tầng Oligoxen và Mioxen lân cận Theo kết quả phân tích đá sinh thì Kerogen tại mỏ Bạch Mã và khu vực lận cận chủ yếu là loại 3 do đó tiềm năng sinh khí và dầu (Hình 4.1).
Hình 4.1: Đặc điểm Kerogene trầm tích Oligoxen & Mioxen dưới khu vực nghiên cứu
Khả năng sinh hydrocacbon của tầng Oligoxen và Mioxen sớm thuộc loại trung bình Đá mẹ tuổi Oligoxen phân bố rộng rãi trong các địa hào và bán địa hào trong bể và khu vực xung quanh mỏ Bạch Mã Đá mẹ có tuổi Mioxen sớm và Oligoxen đã
BÁO TIỀM NĂNG DẦU KHÍ TẦNG CHỨA MIOXEN SỚM MỎ BẠCH MÃ 61 4.1 HỆ THỐNG DẦU KHÍ 61 4.1.1 Tầng sinh
Tầng chứa
Đá móng granit nứt nẻ trước Kainozoi Được bắt gặp tại một vài giếng khoan như BM-4X, BM-8X, BM-9X và BM- 10X Độ rỗng tổng của tầng chứa chỉ 1-2%, cá biệt có nơi 3-5% do hang hốc và nứt nẻ.
Bề dày hiệu dụng của tầng chứa đá móng ở các giếng khoan rất khác nhau và thay đổi tùy thuộc vào mức độ nứt nẻ của chúng Tại những nơi đá móng có hang hốc và nứt nẻ liên thông với nhau, tính thấm của tầng chứa rất cao (tới hàng trăm mD) Tuy nhiên,cho đến nay vẫn chưa tiến hành khai thác đối tượng này tại mỏ Bạch Mã do trữ lượng nhỏ
Các tầng Trầm tích lục nguyên Mioxen dưới Đây là tầng Trầm tích lục nguyên chứa dầu ở khu vực nghiên cứu, gồm các tập cát kết tuổi Mioxen sớm nằm giữa tầng phản xạ địa chấn H80 và H200 (Hình 4.3). Thành phần thạch học của cát kết chủ yếu gồm: thạch anh từ 50-70%, felspat từ 3.5- 24%, tỉ lệ mảnh đá thay đổi từ 11-47% Theo phân loại của R.L Folk (1974) thì cát kết thuộc loại Cát kết arkose, lithicarkose, được thành tạo trong các môi trường sông, đồng bằng tam giác châu, đồng bằng ven biển đến biển nông Dựa vào đặc điểm trầm tích, sự phân bố mà tầng chứa này được chia làm 7 tập chứa chính và được đánh số và gọi tên từ tập vỉa S1 (H80 - H100) đến tập vỉa S7 (H150 - H200).
Tầng chắn
Khả năng chắn của khu vực nghiên cứu liên quan đến hai yếu tố: Các tập sét chắn tuổi Mioxen sớm, giữa và tính chất chắn của đứt gãy (Hình 4.5).
Các tập sét chắn tại mỏ Bạch Mã chủ yếu là các tầng chắn địa phương Khoáng vật sét chủ yếu của tầng chắn là hydromica, kaolinit và hỗn hợp monmorilonit - kaolinit Bề dày các tập chắn thay đổi từ 6-40m, thường gặp bề dày từ 20-30m Tỉ lệ sét trong tầng chắn thay đổi từ 70-90%, có xu hướng tăng từ Tây sang Đông Khả năng chắn của các tập sét từ trung bình đến tốt, tùy thuộc vào hàm lượng sét trong chúng. Trong trầm tích Mioxen dưới của mỏ Bạch Mã hiện có 7 tập chắn chính, thứ tự từ trên xuống gồm tập chắn 1 (H95-H100), tập chắn 2 (H100-H105), tập chắn 3 (H105-H115), tập chắn 4 (H115-H130), tập chắn 5 (H130-H137), tập chắn 6 (H137-H145) và tập chắn 7 (H145-H150) tương ứng chắn cho 7 tập vỉa chứa Nhìn chung các tập chắn này có tính liên tục và ổn định cao do đó đóng vai trò là tầng chắn tốt cho toàn mỏ, ngoại trừ tập chắn 1 và 3 khả năng chắn giảm tại một vài vị trí do xen kẹp bởi các tập cát mỏng, độ liên tục kém hoặc hoạt động kiến tạo làm giảm bề dày.
Hệ thống đứt gãy tại mỏ Bạch Mã khá nhiều và phức tạp, tuy nhiên từ trước đến nay chưa có nghiên cứu nào về tính chất chắn của đứt gãy cho từng vỉa chứa được thực hiện Việc đánh giá về khả năng chắn của đứt gãy cần được thực hiện để nâng cao hiệu quả thăm dò, thẩm lượng và khai thác trong các giai đoạn tiếp theo.
Bẫy chứa
Các bẫy chứa dầu khí đã phát hiện ở mỏ Bạch Mã đều thuộc loại bẫy cấu tạo và bẫy hỗn hợp Chúng được hình thành trong thời kỳ từ Oligoxen đến hết Mioxen giữa, một vài bẫy được hình thành trong Mioxen giữa đến Mioxen muộn Liên quan đến các loại bẫy này là các đứt gãy thuận và đứt gãy trượt hỗn hợp (thuận-trượt).
Bẫy dạng khối nghiêng bị phân cắt bởi đứt gãy: gặp chủ yếu trên tất cả các khối khu vực phía Bắc và phía Nam mỏ Bạch Mã Đối tượng chứa là các tập cát Mioxen sớm và đá móng nứt nẻ (như ở giếng khoan BM-10X, BM-9X) Cho đến nay, dạng bẫy này mang lại trữ lượng dầu khí lớn nhất trong phần clastic của mỏ Bạch Mã
Những cấu trúc liên quan tới đứt gãy trượt hỗn hợp (thuận-trượt): một số khép kín trong các tầng từ: H100, H90, H80 tại trung tâm mỏ Bạch Mã và phía đông cảu đứt gãy F6 (khu vực giếng BM-12X) được hình thành liên quan tới hiện tượng giãn - trượt
- xoay trong thời kỳ Mioxen giữa Đây cũng là dạng bẫy đang được quan tâm ở mỏ khu vực nghiên cứu.
Bẫy dạng hỗn hợp - đứt gãy dạng khối và thạch học (ám tiêu san hô, vát nhọn thạch học và trầm tích hỗn hợp lục nguyên-cacbonat) Dạng này gặp chủ yếu ở khu vực phía Nam mỏ, từ tầng H80-H30 và đã phát hiện dầu khí tại các giếng khoan: BM-1X, 5X, 8X, 10X, 14X, 16P, 17P, 14P, 13P, 12P Ngoài ra, tại khu vực Trung tâm mỏ cũng gặp dạng bẫy này và đã có phát hiện dầu khí tại các giếng: BM-2P, BM-3P, BM-4P. Đây là dạng bẫy mang lại trữ lượng dầu khí chủ yếu trong tập đá cacbonat
Một dạng bẫy có tiềm năng nữa là những bẫy phát triển ở các cánh sụt của đứt gãy thuận Dạng bẫy này, đã được thăm dò tại giếng BM-3X, và trong báo cáo này cũng chỉ ra được thêm một số khép kín ở phía tây của đứt gãy F1 Việc đánh giá chi tiết về triển vọng của các phát hiện mới này sẽ được trình bày ở phần sau.
Ngoài ra, trên mặt cắt địa chấn còn quan sát thấy một số ám tiêu nhỏ trong tầng từ H30-H20 tại khu vực cánh sụt phía Tây Nam đứt gãy F1 Tuy nhiên, các đứt gãy trong khu vực mỏ nghiên cứu chủ yếu là tắt ở mặt bất chỉnh hợp Mioxen giữa, một số ít lên đến tầng H20 Do đó việc dịch chuyển dầu khí và nạp bẫy cho các cấu tạo trong tầng Mioxen muộn là rất kém Loại bẫy này, ít có triển vọng cho việc tìm kiếm thăm dò (theo nghiên cứu của Viện Dầu khí, 2007)
Dịch chuyển và nạp bẫy
Kết quả phân tích dầu thô trong Mioxen sớm ở mỏ Bạch Mã cho thấy hydrocarbua-no chiếm một tỷ lệ lớn (từ 80-90%), chứng tỏ dầu ở đây không phải tại sinh mà là di cư tới Sự tăng dần hydrocarbua-no theo chiều sâu ở mỏ Bạch Mã (Bảng
4.1) thể hiện quá trình dịch chuyển và nạp dầu khí vào bẫy theo phương chéo ngang từ đá mẹ nằm sâu hơn Độ sâu
(m) Địa tầng HC no HC thơm và HPN
Bảng 4.1: Sự tăng dần HC-no theo chiều sâu mỏ Bạch Mã
Theo kết quả nghiên cứu của Viên Dầu khí Việt Nam năm 2010, hydrocarbon sinh ra từ các tầng đá mẹ tuổi Oligoxen bắt đầu di cư cách đây 23 triệu năm (đầu Mioxen sớm), phần lớn đá mẹ tuổi Oligoxen vào pha di cư hydrocarbua trong khoảng
15 triệu năm trước (khoảng kỳ Langhian-Mioxen giữa) đến hiện tại Hydrocarbon sinh ra từ các tầng đá mẹ tuổi Oligoxen vào pha di cư hydrocarbua sớm nhất là 13 triệu năm trước (khoảng kỳ Serravallian - cuối Mioxen giữa); còn sinh ra từ các tầng đá mẹ tuổi Mioxen sớm đạt pha di cư hydrocarbua sớm nhất vào 4 triệu năm trước
Như vậy, các kiểu bẫy có thời gian thành tạo và được hoàn thiện trước Mioxen sớm đều có khả năng đón nhận sản phẩm dầu khí Song, do hoạt động kiến tạo ở bểNCS xảy ra mạnh mẽ kể từ Oligoxen cho đến cuối Plioxen sớm với nhiều pha khác nhau, nên nhiều tích tụ dầu khí đã không được bảo tồn Dầu khí đã bị di thoát ra khỏi bẫy và tiếp tục dịch chuyển theo các đứt gãy.
DỰ BÁO TIỀM NĂNG DẦU KHÍ TẦNG CHỨA MIOXEN 67 1 Công thức tính toán
Trữ lượng dầu khí tại chỗ mỏ Bạch Mã được đánh giá theo phương pháp thể tích kết hợp với mô phỏng Monte-Carlo cho mỗi tập chứa trong từng khối tiêng biệt trên cơ sở các công thức sau:
OIIP = 6,2893*BRV*Phie*(1-Sw)*(1/Bo) Trong đó:
– OIIP: Trữ lượng dầu tại chỗ (triệu thùng)
– Phie: Độ rỗng hiệu dụng của vỉa chứa (%)
– Sw: Độ bão hoà nước (%)
– BRV: Thể tích đá chứa (triệu m3)
– N/G: Tỷ lệ chiều dầy hiệu dụng vỉa chứa
– Bo: Hệ số thể tích thành hệ của dầu.
4.2.2 Biện luận phân cấp trữ lượng và thông số
Biện luận phân cáp trữ lượng
Việc phân cấp trữ lượng được áp dụng cho từng vỉa hoặc tập vỉa có cùng chế độ thủy động lực trong từng khối riêng biệt, độc lập với nhau về mặt thủy động lực (đặc điểm này sẽ là giả thiết đối với các khối không có số liệu chứng minh)
Trữ lượng cấp P1: được xác định từ đỉnh cấu tạo đến chiều sâu thấp nhất của khoảng hoàn thiện hoặc thử vỉa cuối cùng cho dòng sản phẩm không lẫn nước Đối với những vỉa có đồng nhất về thạch học thì lấy xuống đáy đá chứa (ODT) mà khoảng hoàn thiện hoặc thử vỉa chưa đạt đến
Trữ lượng cấp P2: được xác định theo kết quả minh giải MDT hoặc tính từ ranh giới trữ lượng cấp P1 đến chiều sâu ứng với điểm giữa (1/2) ranh giới cấp P1 (ODT) và điểm tràn cấu tạo (Spill point) hoặc chiều sâu gặp nước cao nhất (WUT)
Trữ lượng cấp P3: được tính từ ranh giới cấp trữ lượng P2 đến điểm tràn cấu tạo
(Spill point) hoặc chiều sâu gặp nước cao nhất (WUT).
Tầng chứa Mioxen sớm chứa dầu khí có mô hình cấu trúc với 20 tầng (tập vỉa) sản phẩm được giới hạn bởi phía trên và dưới đã được xây dựng Các đứt gãy chính phân chia khối, các mặt phản xạ địa chấn H90, H95, H100, H125, H140, H145, H150, H170, H200 cùng với độ sâu các tầng sản phẩm theo kết quả liên kết chi tiết tài liệu ĐVLGK là cơ sở để tạo ra 31 mặt (H90b, H95b, H96, H96b, H98, H98b, H100b, H105, H105b, H115, H130, H130t, H133, H135, H137, H141, H141b, H143, H143b, H146, H146b, H147, H147b, H148, H148b, H150b, H160, H160b, H170b và H180) trên phạm vi toàn mỏ.
Khi mô hình cấu trúc cho từng tầng sản phẩm đã xây dựng được, thể tích đá chứa với các ranh giới cấp trữ lượng P1, P2 và P3 được tính cho từng tầng sản phẩm đã được xây dựng trong mô hình Ngoài ra ba cấp xác suất P nhỏ nhất, P trung bình và P lớn nhất (với sai số là +/- 5%) đã được áp dụng cho thể tích đá chứa để giảm thiểu phần nào ảnh hưởng của các đứt gãy nghiêng.
Chiều dày (vỉa) chứa – Tỷ số N/G
Dựa trên kết quả minh giải tài liệu ĐVLGK, đối với những khu vực, khối chỉ có thông số của 1 giếng khoan; giá trị trung bình chiều dày hiệu dụng hay tỷ số N/G được xác định tại mỗi vỉa hay mỗi tập vỉa mà giếng khoan đi qua, giá trị nhỏ nhất và lớn nhất được tính từ giá trị trung bình với sai số là +/- 10%. Đối với các khối, khu vực có nhiều hơn 1 giếng khoan, giá trị N/G trung bình được tính toán bằng phương pháp trung bình trọng số theo chiều dày vỉa; giá trị Min vàMax của N/G là giá trị nhỏ nhất và lớn nhất của tập hợp số liệu N/G của 2 hoặc nhiều giếng khoan.
N/G: giá trị NTG trung bình trọng số
N/Gi: giá trị NTG tại giếng khoan i
Grossi: Chiều dày vỉa chứa tại giếng khoan i
Dựa trên kết quả minh giải tài liệu địa vật lý giếng khoan, thông số độ rỗng tại mỗi tập vỉa được xuất theo bước nhảy của phép đo ĐVLGK (0.1524 m/step) Sau khi loại bỏ những giá trị độ rỗng dưới cut-off, sử dụng phần mềm Bestfit để xác định hàm phân bố của tập xác định giá trị độ rỗng của mỗi vỉa hay tập vỉa Giá trị Mean là giá trị độ rỗng có tần suất xuất hiện cao nhất, giá trị Min và Max được xác định là giá trị nhỏ nhất và lớn nhất của tất cả các giá trị độ rỗng tham gia tính toán Hàm phân bố độ rỗng của mỗi tập vỉa được xác định và định nghĩa trong quá trình tính toán trữ lượng.
Hình 4 Hệ phương pháp xác định hàm phân bố độ rỗng và độ bão hòa nước
Lựa chọn hàm phân bố cho giá trị độ bão hòa nước được áp dụng tương tự như phương pháp xác định độ rỗng từ kết quả minh giải địa vật lý giếng khoan.
Giá trị tới hạn (cut off) áp dụng cho độ bão hòa nước chung đối với Trầm tích lục nguyên, tầng Đá vôi và móng là 60%.
4.2.3 Kết quả tính toán trữ lượng dầu khí tại chỗ
Từ các số liệu đầu vào là kết quả nghiên cứu tài liệu Địa vật lý giếng khoan, đo vẽ bản đồ cấu trúc, con số trữ lượng tiềm năng tại chỗ được tác giả tính toán và kết quả như bảng dưới đây:
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
Từ những kết quả nghiên cứu ở trên có thể rút ra một số kết luận như sau:
1 Hệ tầng Dừa ở khu vực mỏ Bạch Mã lô N5 bồn trũng Nam Côn Sơn nằm ở độ sâu từ 2112m đến độ sâu 3340m với bề dày từ 100m đến 1000m và được chia thành 3 phần: tập trầm tích lục nguyên lót đáy, tập trầm tích lục nguyên chứa than và tập trầm tích lục nguyên hạt mịn.
2 Cấu trúc mỏ Bạch Mã.
3 Hệ thống dầu khí của khu vực nghiên cứu bao gồm:
- Đá sinh: là các tập sét, sét than, than có tuổi Oligoxen, Mioxen sớm giàu vật chất hữu cơ
- Đá chứa chính là các tập cát kết nằm trong các hệ tầng Dừa tuổi Mioxen sớm, các tập cát chứa vôi thuộc hệ tầng Thông - Mãng Cầu có tuối Mioxen giữa Có 6 tầng chứa chính trong hệ tầng Dừa tuổi Mionxen sớm bao gồm tầng chứa S1 (H80-H100), tầng chứa S2 (H100-115), tầng chứa S3 (H115-H130), tầng chứa S4 (H130-140), tầng chứa S5 (H140-H145), tầng chứa S6 (H145-150).
- Đá chắn là các tập sét của hệ tầng Nam Côn Sơn, các tập sét xen kẹp của các hệ tầng Dừa, Thông - Mãng Cầu Trong trầm tích Mioxen dưới của mỏ Bạch Mã hiện có 6 tập chắn chính, thứ tự từ trên xuống gồm tập chắn 1 (H95-H100), tập chắn 2 (H100-H105), tập chắn 3 (H105-H115), tập chắn 4 (H115-H130), tập chắn 5 (H130- H137), tập chắn 6 (H137-H145) tương ứng chắn cho 6 tập vỉa chứa.
4 Bẫy bao gồm các dạng bẫy cấu trúc dạng nếp lồi và được khống chế bởi các đứt gãy (khép kín 2 -3 chiều); bẫy dạng khối Carbonat.
5 Tiềm năng dầu khí hệ tầng Dừa trong khu vực mỏ Bạch Mã lô N5 được đánh giá với mức trữ lượng tại chỗ cấp 2P khoảng 330 triệu thùng dầu.
Từ các kết quả nghiên cứu trên, học viên có những kiến nghị sau:
1 Cần tiếp tục công tác xử lý và minh giải tài liệu thu nổ địa chấn 3D trên miền và miền chiều sâu (PSDM) nhằm chính xác hóa cấu trúc, chính xác hóa đứt gãy, khoanh vùng các cấu tạo triển vọng để làm cơ sở cho công tác tìm kiếm thăm dò cho các giai đoạn tiếp theo.
2 Trữ lượng dầu tại chỗ của của hệ tầng Dừa khu vực mỏ Bạch Mã là khá lớn,cần đẩy mạnh khoan khai thác và nghiên cứu để tối ưu thu hồi.
