Luận án tiến sĩ Kỹ thuật địa chất: Cơ chế hình thành thân dầu trong khối móng nâng trước Kainozoi mỏ Bạch Hổ

Nghiên cứu sinh xin cam đoan luận án “Cơ chế hình thành thân dầu trong khối móng nâng trước Kainozoi mỏ Bạch Hổ” là công trình nghiên cứu của bản thân nghiên cứu sinh thực hiện dưới sự

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

NGUYỄN XUÂN KHÁ

CƠ CHẾ HÌNH THÀNH THÂN DẦU TRONG KHỐI MÓNG

NÂNG TRƯỚC KAINOZOI MỎ BẠCH HỔ

LUẬN ÁN TIẾN SĨ KỸ THUẬT

TP HỒ CHÍ MINH - NĂM 2022

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

NGUYỄN XUÂN KHÁ

CƠ CHẾ HÌNH THÀNH THÂN DẦU TRONG KHỐI MÓNG

NÂNG TRƯỚC KAINOZOI MỎ BẠCH HỔ

Mã số chuyên ngành: 62.52.05.01

NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC

1 PGS.TS TRẦN VĂN XUÂN

2 PGS.TS HOÀNG VĂN QUÝ

Nghiên cứu sinh xin cam đoan luận án “Cơ chế hình thành thân dầu trong khối

móng nâng trước Kainozoi mỏ Bạch Hổ” là công trình nghiên cứu của bản thân nghiên

cứu sinh thực hiện dưới sự hướng dẫn của PGS TS Trần Văn Xuân và PGS TS Hoàng Văn Quý Các kết quả nghiên cứu và các kết luận trong luận án này là trung thực và không sao chép từ bất kỳ một nguồn nào và dưới bất kỳ hình thức nào Việc tham khảo các nguồn tài liệu đã được thực hiện trích dẫn và ghi nguồn tài liệu tham khảo đúng quy định Những kết quả nghiên cứu trong luận án này chưa được các tác giả khác công bố

ở Việt Nam cũng như trên thế giới

Tác giả luận án

Nguyễn Xuân Khá

Chữ ký

Đá móng với đặc trưng độ rỗng và độ thấm nguyên sinh rất nhỏ nên trước đây không được xem là đối tượng có khả năng chứa dầu khí; tuy nhiên trong những điều kiện nhất định khi đá móng bị biến đổi mạnh có thể độ rỗng thứ sinh và độ thấm có giá trị rất cao, móng granitoid mỏ Bạch Hổ có độ rỗng biểu kiến có thể lên đến 10% và độ thấm hàng ngàn mD, khi đó đá móng trở thành đá chứa dầu khí chất lượng cao

Trên cơ sở tổng hợp các nghiên cứu trước và kết hợp với các nghiên cứu chuyên sâu, lần đầu tiên việc lý giải hệ thống nứt nẻ xiên chéo, sự dịch chuyển không đều của khối móng đã được mô hình hóa qua tác động của trường lực Để đánh giá đặc trưng rỗng thấm của khối đá móng tác giả đã sử dụng tài liệu: địa chấn, địa vật lý giếng khoan (ĐVL-GK), mẫu lõi có đối sánh với các tài liệu FMI, FWS, CATV… Kết quả minh giải

và kết hợp các thuộc tính địa chấn cho thấy khá phù hợp Tại khối móng nâng mỏ Bạch

Hổ hai tổ hợp thuộc tính địa chấn cho kết quả tốt là: thuộc tính RMS trên nền RAI và thuộc tính Gradient magnitude trên nền RAI Kết hợp kết quả minh giải thuộc tính địa chấn và minh giải tài liệu ĐVL-GK có tính tương thích cao Việc đánh giá biến thiên rỗng thấm trong khối móng nâng chủ yếu sử dụng tài liệu ĐVL-GK cơ bản (điện trở suất, gamaray, sonic, density và notron), trên cơ sở luận giải các giá trị được tính từ tỷ phần khoáng vật, độ rỗng và tính chất chất lưu trong khối đá (được hỗ trợ bằng phần mềm Wellinsight-FRP do công ty Eatseastar tài trợ) Các kết quả minh giải có độ tương thích cao khi so sánh với tài liệu FMI và tài liệu khai thác Các biểu đồ cross plot có vai trò quan trọng trong đánh giá nhanh các zone cho sản phẩm trong đá móng, đặc biệt là

2 biểu đồ cross plot: RHOB-NPHI và DT-NPHI Kết quả minh giải tài liệu ĐVL-GK cho thấy tại một số giếng, các zone sát bề mặt đá móng (đới phong hóa) có giá trị rỗng, thấm rất thấp, trong khi các zone dưới sâu lại có giá trị rỗng, thấm tốt (theo kết quả phân tích mẫu lõi thu thập được tại độ sâu 4320m) Việc phát hiện mẫu lõi chứa nhiều khoáng vật thứ sinh zeolite (chiếm đến 40%) đã chứng tỏ quá trình biến đổi nhiệt dịch là yếu tố thứ hai sau hoạt động kiến tạo đã tác động đến quá trình hình thành không gian thấm chứa trong khối móng nâng

Qua việc sử dụng cách tiếp cận hệ thống thống nhất vào nghiên cứu thân dầu trong khối móng nâng mỏ Bạch Hổ đã xây dựng phương pháp luận nghiên cứu thân dầu trong

điều kiện:

a) Điều kiện đá sinh và hình thành bẫy chứa dầu trong khối móng nâng: Khối đá

móng nâng phải được bao phủ bởi tập đá sinh hydrocabon có chất lượng cao, đồngthời tập đá sinh này lại đóng vai trò tầng chắn cho các tích tụ dầu khí trong khối đámóng nâng

b) Điều kiện hình thành không gian thấm chứa: Chủ yếu không gian rỗng hình thành

do các giai đoạn hoạt động kiến tạo, đặc biệt là các pha nén ép đã tác động lên khốimóng nâng; ngoài ra còn do các nguyên nhân khác như: khối magma co ngót, phonghóa, thay đổi áp suất thủy tĩnh, thủy nhiệt

c) Điều kiện nạp và bảo tồn tích tụ dầu khí: Các tầng sinh chính kề áp vào khối móng

nâng, có các kênh dẫn (tầng cát, đứt gãy) kề áp và hướng về khối móng, đồng thờitầng sinh phủ trên nóc móng đóng vai trò lớp chắn hình thành các bẫy chứa dầutrong móng Sau khi dầu đã di cư vào bẫy, không có các hoạt động kiến tạo, phuntrào mạnh xảy ra phá hủy các tích tụ dầu - khí

ABSTRACT

Basement with the characteristics of primary porosity and permeability naturally

is very restrictive, and previously it has not been considered as a reservoir rock that storage oil and gas; however, under certain conditions when the basement is strongly alternated, it may become a potential reservoir with oil and gas favorable collectors The granitoid basement of the Bach Ho oil field has a porosity that can be up to 10% and permeability of thousands of mD, in this case, the basement becomes a high-quality reservoir

Summarizing previous studies and applying some new methods, in the first time, the interpretation of the diagonal fracture system, the irregular displacement of the basement has been modeled through the impact force field To assess the porosity and permeability characteristics of the basement, authors have been using materials such as seismic, well logging, core samples that were correlated with FMI, FWS, CATV data The interpretation results of attributes seismic have been shown the suitable results in the uplift of Bach Ho basement A combination of interpretation attributes seismic and well logging has been pointed out the high correlation The evaluation of porosity and permeability variation in an uplift block of the basement has been mainly using basic good logging data (resistivity, gamma-ray, sonic, density, and neutron log) Based on the fundamental of theory, the calculated value is built from the fraction of mineral, porosity, and fluid properties in the matrix (supported by Wellinsight software funded

by Eatseastar) The results demonstrate high compatibility with FMI and production data Cross plot charts play an important role in the early assessment of productive zones

in the fractured basement, especially 2 charts cross plot: RHOB-NPHI and DT-NPHI The results of the interpretation of well logging in some wells pointed out the zones were closed to the rock surface (weathered zone) with very low porosity and permeability, while the deep zones have good porosity and permeability, combined with the core samples collected at a depth of 4320m The core with secondary minerals zeolite accounts for up to 40%, which proves that the hydrothermal transformation process is the second factor after tectonic impact on the process of forming permeable space contained in the uplift basement block

By using a unified system approach to the study of the oil reservoir in the fractured basement in Bach Ho field, the method of studying oil reservoir in fractured basement has been developed: The oil reservoir is only formed in the basement when fully satisfy

3 conditions:

a) Conditions of source rock and trap in the uplift basement: The basement must

be covered by a high quality of mature sources rocks, and this source's rock will play a role as a seal for the accumulation of petroleum in the basement

b) Conditions for porosity and permeability in the basement: Focus on tectonic activity phases, especially compression phase impacting on the uplift basement; need to study other causes: magma shrinkage, weathering, hydrostatic pressure changes, hydrothermal

c) Conditions for migration, accumulation, and preservation of hydrocarbon: The adjacent main reservoirs apply to the uplift basement, with the channel (sand layers, faults) adjacent to the pressure and toward the uplift basement There are no strong tectonic activities when oil has migrated into the trap

LỜI CẢM ƠN

Trong suốt quá trình từ khi bắt đầu nghiên cứu và thực hiện làm luận án tới nay, nghiên cứu sinh đã được Bộ môn Địa Chất Dầu khí, Khoa Kỹ Thuật Địa Chất Dầu Khí Trường Đại học Bách Khoa TP Hồ Chí Minh cùng các thầy cô, đồng nghiệp tạo mọi điều kiện về mặt chuyên môn, cơ sở vật chất cũng như đã tận tình hướng dẫn và trợ giúp các sự vụ liên quan

Được liên doanh dầu khí Việt Nga Vietsovpetro tạo điều kiện làm việc, tiếp xúc với các tài liệu liên quan cũng như tạo điều kiện để nghiên cứu sinh trao đổi thảo luận thực hiện các ý tưởng khoa học Ngoài ra để hoàn thành được các nội dung của đề tài nghiên cứu này nghiên cứu sinh đã tham khảo sử dụng nhiều tài liệu, kết quả đã được công bố của đồng nghiệp và các nhà khoa học khác

Nghiên cứu sinh xin được bày tỏ lòng biết ơn chân thành và sâu sắc tới tiểu ban hướng dẫn, các nhà khoa học, các nhà địa chất đã hướng dẫn và tạo điều kiện cho phép nghiên cứu sinh sử dụng và kế thừa kết quả nghiên cứu của mình, đồng thời rất mong nhận được nhiều ý kiến góp ý quý báu, của các nhà khoa học và các bạn bè đồng nghiệp Nghiên cứu sinh xin trân trọng cảm ơn bạn đồng nghiệp trong đơn vị đã góp ý kiến

và giúp đỡ tôi trong suốt quá trình làm học và thực hiện luận án Đặc biệt, xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc tới PGS.TS Trần Văn Xuân và PGS.TS Hoàng Văn Quý đã tận tình hướng dẫn, động viên và giúp đỡ nghiên cứu sinh hoàn thành luận án này

Cuối cùng, nghiên cứu sinh xin cảm ơn gia đình và những người thân, các bạn đồng nghiệp đã động viên khích lệ và tạo điều kiện cho tôi hoàn thành luận án

Một lần nữa, xin chân thành cảm ơn mọi sự giúp đỡ quý báu đã dành cho tôi

MỤC LỤC

LỜI CAM ĐOAN i 

TÓM TẮT ii 

ABSTRACT iv 

LỜI CẢM ƠN vi 

MỤC LỤC vii 

DANH MỤC HÌNH VẼ xii 

DANH MỤC BẢNG BIỂU xviii 

DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT xx 

MỞ ĐẦU 1 

TỔNG QUAN TÌNH HÌNH NGHIÊN CỨU THÂN DẦU MÓNG VÀ ĐỊA CHẤT MỎ BẠCH HỔ 5 

1.1 Tổng quan tình hình nghiên cứu thân dầu móng 5 

1.1.1 Tổng quan phát hiện và khai thác các thân dầu trong đá móng 5 

1.1.1.1 Phát hiện và khai thác thân dầu trong móng trên thế giới 5 

1.1.1.2 Phát hiện và khai thác thân dầu trong đá móng trong nước 14 

1.1.2 Tổng quan tình hình nghiên cứu thân dầu trong đá móng 20 

1.1.2.1 Tình hình nghiên cứu thân dầu móng trên thế giới 20 

1.1.2.2 Tình hình nghiên cứu thân dầu móng trong nước 21 

1.2 Tổng quan địa chất mỏ Bạch Hổ 24 

1.2.1 Điều kiện tự nhiên mỏ Bạch Hổ 24 

1.2.2 Đặc điểm địa tầng 27 

1.2.3 Đặc điểm địa chất các thành tạo granitoid mỏ Bạch Hổ 28 

1.2.3.1 Đặc điểm thạch học 28 

1.2.3.2 Phức hệ Hòn Khoai 29 

1.2.3.3 Phức hệ Định Quán 31 

1.2.3.4 Phức hệ Ankroet (G/K2ak) 32 

1.2.4 Đặc điểm địa chất các thành tạo trầm tích 33 

1.2.4.1 Hệ tầng Trà Cú – P3 33 

1.2.4.2 Hệ tầng Trà Tân – Р3 34 

1.2.4.3 Hệ tầng Bạch Hổ -N1 35 

1.2.5 Đặc điểm kiến tạo 35 

1.2.6 Khái quát về hệ thống dầu khí ở bể Cửu Long 40 

PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU THÂN DẦU TRONG ĐÁ MÓNG 45 

2.1 Khái niệm về đá móng 45 

2.2 Phương pháp nghiên cứu đá móng nứt nẻ 46 

2.2.1 Phương pháp nghiên cứu trực tiếp 46 

2.2.1.1 Khảo sát thực địa 46 

2.2.1.2 Nghiên cứu mẫu lõi 47 

2.2.2 Phương pháp nghiên cứu gián tiếp 48 

2.2.2.1 Phương pháp địa chấn 48 

2.2.2.2 Phương pháp địa vật lý giếng khoan 49 

2.2.3 Các phương pháp khác 50 

2.2.4 Phương pháp nghiên cứu tổng hợp – tiếp cận hệ thống thống nhất trong nghiên cứu đá móng: 50 

2.2.4.1 Phương pháp phản chiếu hệ thống thống nhất 51 

2.2.4.2 Phương pháp nghiên cứu di chỉ bền vững 52 

2.2.4.3 Phương pháp nghiên cứu đặc thù 52 

ĐẶC TRƯNG VÀ QUÁ TRÌNH HÌNH THÀNH HỆ THỐNG NỨT NẺ, HANG HỐC TRONG KHỐI MÓNG NÂNG TRƯỚC KAINOZOI MỎ

BẠCH HỔ 58 

3.1 Khái niệm chung về hệ thống nứt nẻ và vai trò trong hệ thống dầu khí 58 

3.2 Cơ chế hình thành hệ thống nứt nẻ, hang hốc 60 

3.2.1 Các quá trình kiến tạo 61 

3.2.1.1 Pha biến dạng D1 và D2: 64 

3.2.1.2 Pha biến dạng D3 64 

3.2.1.3 Pha biến dạng D4: 67 

3.2.2 Các tác động không kiến tạo 68 

3.2.2.1 Tác động do sự nén kết của đá trầm tích: 68 

3.2.2.2 Quá trình phong hóa: 68 

3.2.2.3 Quá trình thủy nhiệt: 69 

3.2.2.4 Các yếu tố liên quan dịch chuyển dầu, nước: 72 

3.3 Đặc trưng nứt nẻ theo tài liệu địa chất 73 

3.4 Đặc trưng nứt nẻ theo tài liệu địa chấn 76 

3.5 Đặc trưng nứt nẻ theo tài liệu địa vật lý giếng khoan 84 

3.5.1 Mô hình khoáng vật 86 

3.5.2 Lựa chọn tham số khoáng vật 88 

3.5.3 Tính độ rỗng hở-độ rỗng thứ sinh PHI2 93 

3.5.4 Tính độ rỗng nứt nẻ, hang hốc 95 

3.5.5 Phân chia đá chứa-đới nứt nẻ lớn (macro) và đới vi nứt nẻ (micro) 96 

3.5.6 Tính độ thấm 97 

3.5.7 Xác định chiều dày hiệu dụng đá chứa 98 

3.5.8 Kết quả minh giải: 100 

3.6 Đặc trưng thấm chứa của đá móng mỏ Bạch Hổ 100 

3.6.1 Đặc trưng chứa đá móng 101 

3.6.2 Đặc trưng thấm đá móng 102 

3.7 Sơ đồ nghiên cứu đá móng mỏ Bạch Hổ 109 

CƠ CHẾ HÌNH THÀNH THÂN DẦU TRONG KHỐI MÓNG NÂNG TRƯỚC KAINOZOI MỎ BẠCH HỔ 111 

4.1 Ứng dụng phương pháp tiếp cận hệ thống nhất trong nghiên cứu cơ chế hình thành hệ thống nứt nẻ hang hốc trong thân dầu móng mỏ Bạch Hổ 111 

4.1.1 Kết quả phương pháp phản chiếu hệ thống thống nhất 111 

4.1.2 Kết quả phương pháp nghiên cứu di chỉ bền vững 113 

4.1.3 kết quả phương pháp nghiên cứu đặc thù 114 

4.2 Đánh giá đới nứt nẻ bằng tài liệu địa vật lý giếng khoan 123 

4.3 Phương pháp luận nghiên cứu thân dầu trong đá móng 134 

4.3.1 Điều kiện đá sinh và hình thành bẫy tại khối móng nâng mỏ Bạch Hổ: 134 

4.3.1.1 Di chỉ phản chiếu hệ thống của khối móng nâng 134 

4.3.1.2 Di chỉ lớp phủ trầm tích 135 

4.3.2 Điều kiện hình thành không gian thấm chứa tại khối móng nâng mỏ Bạch Hổ: 137 

4.3.3 Điều kiện nạp và bảo tồn tích tụ dầu khí tại khối móng nâng mỏ Bạch Hổ: 138 

4.4 Áp dụng Phương pháp luận nghiên cứu thân dầu trong đá móng 140 

4.4.1 Luận giải phương pháp luận nghiên cứu thân dầu trong đá móng một số cấu tạo trong nước 140 

4.4.2 Luận giải phương pháp luận nghiên cứu thân dầu trong đá móng ở các cấu tạo nước ngoài 142 

KẾT LUẬN 146 

KIẾN NGHỊ 147 

DANH MỤC CÁC CÔNG TRÌNH ĐÃ CÔNG BỐ 148 

Tạp chí quốc tế 148 

Tạp chí trong nước 148 

Kỷ yếu hội nghị quốc tế 148 

Kỷ yếu hội nghị trong nước 149 

Đề tài nghiên cứu khoa học 149 

Sách – giáo trình 149 

TÀI LIỆU THAM KHẢO 150 

DANH MỤC HÌNH VẼ

Hình 1-2 Địa tầng và kiến tạo mỏ khí Suban, Nam Sumatra (Hennings et al., (2012)).

Hình 1-8 Mặt cắt địa chất qua 2 cấu trúc địa hào cực lớn: Baykit Arch và Nepa – Botuoba Arch [7] 13 

Hình 1-10 Hệ thống đứt gãy và khe nứt ở mỏ Bạch Hổ và các mặt cắt địa chấn qua các tuyến Line 1, Line 2, Line 3 [8] 15 

Hình 1-11 Vị trí mỏ Cá Ngừ Vàng và bản đồ cấu trúc mặt móng (Hoàng Long – Hoàn Vũ JOC, 2006) 17 

Hình 1-12 Mặt cắt địa chấn theo phương ĐB – TN qua mỏ Sư Tử Đen (CLJOC, (2015)) 18 

Hình 1-13 Mặt cắt địa chấn theo phương ĐB – TN qua mỏ Sư Tử Vàng (CLJOC, (2015)) 18 

Hình 1-14 Sơ đồ vị trí các cấu tạo mỏ Rồng 20 

Hình 1-15 Mặt cắt địa chấn qua các giếng khoan ĐM – 1X, ĐM – 2X, R – 2X, và R20 mỏ Rồng 20 

Hình 1-16 Sơ đồ vị trí mỏ Bạch Hổ trên thềm lục địa phía Nam Việt Nam (Báo cáo trữ lượng 2011) [6] 26 

Hình 1-19 Bản đồ cấu trúc mặt móng bể Cửu Long (Báo cáo trữ lượng 2011) [6] 36 

Hình 1-22 Mô hình hệ thống dầu khí ở bể Cửu Long [16] 44 

Hình 2-1 Sơ đồ tính độ rỗng nứt nẻ theo điện trở suất vùng gần Rxo trong phần mềm WellIsight.Фv – độ rỗng hang hốc, Rmf – điện trở suất của filtrate, Rbl- điện trở suất khối đá không bị phá huỷ [12] 54 

Hình 2-2 Các khe nứt phương 200-250 có độ mở nhỏ, bề mặt gần như kín, phân trên bề mặt mở do phong hóa bề mặt Ảnh chụp trên bề mặt khối nhìn từ ĐB về TN – Điểm lộ Kê Gà 56 

Hình 3-1 Mô hình đá móng nứt nẻ đã hiệu chỉnh [22] [12] 58 

Hình 3-2 Mô hình hình thành các loại đá móng mỏ Bạch Hổ hướng (ĐB-TN) [16] [4] 62 

Hình 3-3 Phân loại khe nứt trong mô hình elipxoit biến dạng Các trục ứng suất chính được ký hiệu là σ1, σ 2, σ 3 (với quy ước σ1 > σ 2 > σ 3) [10]  

Hình 3-4 Mối quan hệ giữa các loại đứt gãy và các khe nứt [5]  

Hình 3-5 Các pha hoạt động kiến tạo chính ở mỏ Bạch Hổ bể Cửu Long [5] 66 

Hình 3-6 Đường cong quan hệ độ rỗng theo chiều sâu của đá móng và đá trầm tích mỏ Bạch Hổ (A) và mô hình các đới biến đổi do quá trình nén ép (B) [4] 68 

Hình 3-7 Mô hình các đới chịu tác động của quá trình phong hoá và thuỷ nhiệt Đáy của đới phong hóa kết thúc ở độ sâu tương ứng với nóc tầng Trà cú (SH-11) [8] 69  Hình 3-8 BH-1014 4409.9m Các khoáng vật thứ sinh như zeolit và canxit (màu trắng) lấp đầy hầu hết các lỗ rỗng nứt nẻ, H-Horblen (Nguyễn Xuân Vinh, (1999)) 70 

Hình 3-9 Khoáng vật thứ sinh như zeolit lấp đầy hầu hết các lỗ rỗng nứt nẻ độ sâu 4267.1m 71 

Hình 3-10 Các đồ thị đẳng trị (bán cầu dưới), hoa hồng đường phương, hướng dốc và góc dốc của điểm lộ khu vực Kê gà 74 

Hình 3-11 Hệ khe nứt phương ĐB 20 tập trung thành từng đới cách nhau không đều 74 

Hình 3-12 Sơ đồ phân bố khe nứt ở diện lộ Mũi Kê Gà tỷ lệ 1:5000 75 

Hình 3-13 Di chỉ nứt nẻ tại Hòn chồng Nha Trang 75 

Hình 3-14 Di chỉ nứt nẻ tại Đèo Cổ Mã; A,B,C: di chỉ dye mạch; D: di chỉ nứt nẻ, phá hủy 76 

Hình 3-15 Di chỉ nứt nẻ tại Mũi Điện; A: di chỉ đai mạch, B: di chỉ nứt nẻ 76 

Hình 3-16 Mặt cắt XLine 2782 thể hiện thuộc tính AI- mỏ Bạch Hổ 77 

Hình 3-17 Mặt cắt XLine 2782 thể hiện thuộc tính RMS- mỏ Bạch Hổ 78

Hình 3-18 Mặt cắt XLine 2782 thể hiện thuộc tính RMS from AI- mỏ Bạch Hổ 78 

Hình 3-19 Mặt cắt XLine 2782 thể hiện thuộc tính Envelope - mỏ Bạch Hổ 79 

Hình 3-20 Mặt cắt XLine 2782 thể hiện thuộc tính Envelope from AI- mỏ Bạch Hổ 79 

Hình 3-21 Mặt cắt XLine 2782 thể hiện thuộc tính Sweetness- mỏ Bạch Hổ 80 

Hình 3-22 Mặt cắt XLine 2782 thể hiện thuộc tính Sweetness from AGC - mỏ Bạch Hổ 80 

Hình 3-23 Mặt cắt XLine 2782 thể hiện thuộc tính Gradient - mỏ Bạch Hổ 81 

Hình 3-24 Mặt cắt XLine 2782 thể hiện thuộc tính Gradient from RAI - mỏ Bạch Hổ 81 

Hình 3-25 Mặt cắt XLine 2782 thể hiện thuộc tính Variance - mỏ Bạch Hổ 82 

Hình 3-26 Mặt cắt XLine 2782 thể hiện thuộc tính Variance from AGC - mỏ Bạch Hổ 82 

Hình 3-27 Mặt cắt XLine 2782 thể hiện thuộc tính Ant tracking - mỏ Bạch Hổ 83 

Hình 3-28 Mặt cắt XLine 2782 thể hiện thuộc tính Ant-tracking from AGC - mỏ Bạch Hổ 83 

Hình 3-29 Mặt cắt ngang thuộc tính địa chấn Ant-tracking - mỏ Bạch Hổ tại độ sâu 4000 m (a) và độ sâu 4200 m (b) [6] 83 

Hình 3-30 Thành phần khoáng vật và ảnh hưởng của chúng lên dữ liệu log [11] 85  Hình 3-31 Crosplot giữa RHOB-DT và GR_DT, giếng 1X 87 

Hình 3-32 Mô hình thạch học tại giếng 1X 87 

Hình 3-33 Chia đới cho giếng 1X 89 

Hình 3-34 Histogram DT [4] 96 

Hình 3-35 Crossplot PHItotal_DT xác đinh PHIblock 97 

Hình 3-36 Kết quả minh giải từ 2831-300m Hình 3-37 Kết quả minh giải từ 3000-3175m  

Hình 3-38 Kết quả minh giải từ 3175-3350m Hình 3-39 Kết quả minh giải từ 3350-3612m  

Hình 3-40 Biểu đồ thay đổi của S theo độ sâu toàn mỏ, khối I, Ia và II mỏ Bạch Hổ [6] 103 

Hình 3-41 Biểu đồ thay đổi của S theo độ sâu khối III, IV, V và VI mỏ Bạch Hổ [6] 104 

Hình 4-1 Mặt cắt địa chấn dọc cấu tạo mỏ Bạch Hổ 112 

Hình 4-2 phản chiếu hệ thống giữa điểm lộ Kê Gà và khối móng nâng mỏ Bạch Hổ

113 

Hình 4-3 Di chỉ đứt gãy xiên chéo, nứt nẻ tại điểm lộ Kê Gà và khối móng nâng mỏ Bạch Hổ 113 

Hình 4-4 Di chỉ hệ thống đứt gãy xiên chéo, A: tại điểm lộ Kê Gà, B: trên lát cắt địa chấn mỏ Bạch Hổ 114 

Hình 4-5 Mô hình lực kiến tạo hình thành hệ khe nứt xiên chéo 115 

Hình 4-6 Thành phần lực thực tế hình thành hệ thống nứt nẻ xiên chéo 116 

Hình 4-7 Mặt cắt địa chấn qua Vòm Trung tâm mỏ Bạch Hổ 116 

Hình 4-8 Mô hình lực tác dụng và xu hướng dịch chuyển trong khối móng nâng 117 

Hình 4-9 Mặt cắt phương TB-ĐN cắt qua rìa Đông Nam bể Cửu Long thể hiện sự thay đổi bề dày trầm tích và các đứt gãy thuận đồng trầm tích phương ĐB-TN, cắm về ĐN hoạt động trong thời kỳ D3.1, tái hoạt động vào D3.3 và D4.2 (Tạ Thị Thu Hoài) [5] 118 

Hình 4-10 Mặt cắt thể hiện các mặt bất chỉnh hợp tại cấu tạo Bảo Bình (LV ThS Nguyễn Vũ Minh Thiện) [25] 119 

Hình 4-11 Mặt cắt qua khu vực biển chukchi giữa Alaska và Wrangel Sergey S Drachev A fragment of a TGS-Nopec MCS line crossing the Wrangel–Herald Arch (modified from Verzhbitsky et al (2008)) [26] 119 

Hình 4-12 Kết quả đo và minh giải tài liệu CATV giếng BH-415 mỏ Bạch Hổ 122 

Hình 4-13 Cross plot DT-RHOB đối với đá móng tại giếng BH-415 mỏ Bạch Hổ 122 

Hình 4-14 So sánh đường cong lý thuyết với đường cong thực tế đối với đá móng tại giếng BH-415 mỏ Bạch Hổ 124 

Hình 4-15 Kết quả minh giải giếng BH-415 mỏ Bạch Hổ 125 

Hình 4-16 Tương thích kết quả địa chấn và minh giải log giếng BH415 126 

Hình 4-17 Cross plot DT–NPHI giếng BH 4-15 đối với đá móng mỏ Bạch Hổ A: các đới không cho dòng; B: toàn bộ giếng 127 

Hình 4-18 Cross plot GR–NPHI giếng BH-415 đối với đá móng mỏ Bạch Hổ A: các đới không cho dòng; B: toàn bộ giếng 127 

Hình 4-19 Cross plot LLD–NPHI giếng BH-415 đối với đá móng mỏ Bạch Hổ A: các đới không cho dòng; B: toàn bộ giếng 128 

Hình 4-20 Cross plot RHOB–NPHI giếng BH 415 đối với đá móng mỏ Bạch Hổ

A: các đới không cho dòng; B: toàn bộ giếng 128 

Hình 4-21 Cross plot GR–DT giếng BH 415 đối với đá móng mỏ Bạch Hổ A: các đới không cho dòng; B: toàn bộ giếng 129 

Hình 4-22 Cross plot DT – LLD giếng BH-415 đối với đá móng mỏ Bạch Hổ A: các đới không cho dòng; B: toàn bộ giếng 130 

Hình 4-23 Thành phần thạc học theo biểu đồ cross plot đá móng mỏ Bạch Hổ; A: giếng BH-433; B: giếng BH-809; C: giếng BH-905 131 

Hình 4-24 Tương quan giữa đường cong lý thuyết và thực tế mỏ Bạch Hổ; A: giếng BH-433; B: giếng BH-809; C: giếng BH-905 131 

Hình 4-25 Cross plot DT – NPHI và RHOB-NPHI giếng BH-433 mỏ Bạch Hổ; A, C: các đới không cho dòng; B, D: toàn bộ giếng 131 

Hình 4-26 Cross plot DT – NPHI và RHOB-NPHI giếng BH 809 mỏ Bạch Hổ; A, C: các đới không cho dòng; B, D: toàn bộ giếng 132 

Hình 4-27 Cross plot DT – NPHI và RHOB-NPHI giếng BH 905 mỏ Bạch Hổ; A, C: các đới không cho dòng; B, D: toàn bộ giếng 132 

Hình 4-28 Tương thích kết quả địa chấn và minh giải log giếng BH433 mỏ Bạch Hổ 133 

Hình 4-29 Tương thích kết quả địa chấn và minh giải log giếng BH809 mỏ Bạch Hổ 133 

Hình 4-30 Tương thích kết quả địa chấn và minh giải log giếng BH905 mỏ Bạch Hổ 133 

Hình 4-31 Di chỉ khối móng nâng (núi lớn Vũng Tàu - wikipedia) 135 

Hình 4-32 Di chỉ khối móng nâng vòm trung tâm và lớp phủ trầm tích 135 

Hình 4-33 Bản đồ cấu tạo mặt phản xạ SH-8 Trầm tích Oligocene trên bao phủ toàn bộ móng mỏ Bạch Hổ 136 

Hình 4-34 Bản đồ cấu tạo mặt móng mỏ Bạch Hổ 136 

Hình 4-35 Phân bố lớp phủ Oligocene trên khối móng nâng mỏ Bạch Hổ 137 

Hình 4-36 Di chỉ lớp phủ của tầng sinh bao trùm khối móng nâng [6] 138 

Hình 4-37 Hướng hydrocacbon di cư vào khối đá móng nâng mỏ Bạch Hổ (mũi tên màu vàng) 139 

Hình 4-38 Quy trình nghiên cứu cơ chế hình thành thân dầu trong khối móng nâng 139 

Hình 4-39 Các thân dầu trong khối móng nâng mỏ Bạch Hổ [6] 140 

Hình 4-40 Mặt cắt thể hiện các mặt bất chỉnh hợp tại cấu tạo Bảo Bình (Nguyễn Vũ Minh Thiện) [25] 140 

Hình 4-41 Mặt cắt cấu tạo Hải Sư Đen [10] 141 

Hình 4-43 Mặt cắt địa chất qua bể trầm tích Plemos (Pasa 2013 - Samir Elamri1

and Mimonitu Opuwari (2017)) [27] 142 

Hình 4-44 Mặt cắt địa chất qua cấu tạo Lancaster - West of SHetlands (ROBERT TRICE 2018) [28] 143 

Hình 4-45 Mặt cắt địa chất qua mỏ Tanjung nam Kalimantan Indonesia (D Sunarjanto, and S Widjaja (2013)) [29] 144 

Hình 4-46 Mặt cắt địa chất qua cấu tạo Mega-sized Horst trong cấu trúc Siberian Platform (Keishi Nakashima (2004)) [7] 144 

DANH MỤC BẢNG BIỂU

Bảng 1-1 Các phát hiện dầu khí trong đá móng tại bể Cửu Long [6] 15 

Bảng 3-1 Đặc trưng vật lý các nhóm đá móng và các đới nứt nẻ bể Cửu Long [6] 85 

Bảng 3-2 Hệ các phương trình khoáng vật 86 

Bảng 3-3 Kết quả phân tích XRD 86 

Bảng 3-4 Tham số chất lưu vỉa 88 

Bảng 3-5 Bảng giá trị trung bình của khoáng vật trong đới granite 1 từ XRD 88 

Bảng 3-6 Bảng thống kê tỷ phần khoáng vật từ XRD cho Diorite 89 

Bảng 3-7 Bảng thống kê tỷ phần khoáng vật từ XRD cho granite 2 90 

Bảng 3-8 Tham số khoáng vật cho đới granite 1 (2831m-3175m) 90 

Bảng 3-9 Tham số khoáng vật cho đới diorite (3175m-3350m) 91 

Bảng 3-10 Tham số khoáng vật cho đới granite 2 (3350m-3605m) 91 

Bảng 3-11 Hệ số tương quan đới granite-1 giếng 1X 92 

Bảng 3-12 Hệ số tương quan đới diorite giếng 1X 92 

Bảng 3-13 So sánh kết quả thạch học với tài liệu XRD cho đới 2 diorite giếng 1X 92 

Bảng 3-14 Hệ số tương quan đới granite-2 giếng 1X 93 

Bảng 3-15 So sánh kết quả thạch học với tài liệu XRD cho đới granite-2 giếng 1X 93 

Bảng 3-16 Hệ số tương quan cho toàn bộ đá móng giếng 1X 93 

Bảng 3-17 Tham số PHIblock cho giếng 1X 95 

Bảng 3-18 Tham số DTblock, DTmac 97 

Bảng 3-19 Kết quả minh giải từ 2812-3150m giếng 1X 100 

Bảng 3-20 Kết quả minh giải từ 3150-3500 m giếng 1X 101 

Bảng 3-21 Kết quả so sánh độ rỗng thứ sinh (s) theo ĐVL-GK và theo mẫu lõi của đá móng mỏ Bạch Hổ [6] 102 

Bảng 3-22 Kết quả xác định các tham số thống kê của độ thấm theo kết quả nghiên cứu mẫu lõi mỏ Bạch Hổ [6] 105 

Bảng 3-23 Kết quả xác định các tham số thống kê độ thấm theo tài liệu TV-KS mỏ Bạch Hổ [6] 106 

Bảng 3-24 Kết quả xác định các tham số thống kê độ thấm theo tài liệu ĐVL-GK

Bảng 4-2 Hệ số tương quan giữa các đường cong lý thuyết và thực tế giếng BH

415 mỏ Bạch Hổ 124 

DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT

Vietsovpetro Liên doanh Dầu khí Vietsovpetro

CBM Control Beam Migration ()

PSDM Dịch chuyển trước cộng theo miền chiều sâu PSTM Dịch chuyển trước cộng theo miền thời gianDMNG công ty Địa vật lý Dầu khí biển Viễn Đông –

MỞ ĐẦU

mỏ đang được khai thác như: Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Sư Tử Đen, Tê Giác Trắng,

kết Oligocene trên, cát kết Oligocene dưới và móng nứt nẻ trước Kainozoi Đến nay, trên lãnh thổ Việt Nam trữ lượng dầu đã phát hiện, khai thác chủ yếu là từ tầng móng tại bể Cửu Long Tại các mỏ như Bạch Hổ, Sư Tử Đen và Sư Tử Vàng, Tê Giác Trắng, Đông Nam Rồng, Ruby, Rạng Đông, trữ lượng dầu trong móng chiếm từ 70% đến gần 96% trữ lượng toàn mỏ trong đó mỏ Bạch Hổ có quy mô lớn nhất Đây là mỏ được phát hiện đầu tiên, điển hình về dầu chứa trong móng granitoid nứt nẻ của bể Cửu Long nói riêng và thế giới nói chung [1] Cho đến nay, sản lượng dầu khai thác từ móng trên thế giới nói chung là thấp, trừ mỏ Bạch Hổ ở Việt Nam và mỏ La Paz ở Venezuela [2], hiện nay thêm mỏ Lancaster vương quốc Anh [2] [3] Phát hiện dầu trong móng, hang hốc, nứt nẻ chẳng những đã làm thay đổi cơ cấu đối tượng khai thác, mà còn làm thay đổi quan điểm thăm dò truyền thống đồng thời đã mở ra một đối tượng tìm kiếm, thăm dò mới đặc biệt ở Việt Nam, cũng như trên thế giới

Tính cấp thiết của đề tài

Mặc dù khối lượng dầu trong móng đã khai thác được với sản lượng lớn nhưng vẫn còn nhiều vấn đề cần quan tâm giải quyết và làm sáng tỏ hơn như: Trong lĩnh vực nghiên cứu địa chất, cần làm rõ hơn lịch sử tiến hóa nhằm xác định quá trình hình thành phát triển từng đối tượng trong từng giai đoạn, từ đó định hướng công tác tìm kiếm thăm

dò Đối với đá móng nứt nẻ việc nghiên cứu cơ chế dập vỡ, quá trình hình thành và sự biến đổi độ rỗng, độ thấm cũng như cơ chế hình thành hệ thống đứt gãy xiên chéo… chưa thực sự được nghiên cứu một cách đầy đủ [4] [5] Việc nghiên cứu có hệ thống và

hệ thống hóa thân dầu trong khối móng nâng mỏ Bạch Hổ rất cần thiết cho việc cải thiện điều kiện khai thác, nâng cao khả năng thu hồi dầu và phát triển mỏ cũng như việc tìm kiếm, đánh giá các đánh giá cấu tạo có đặc tính tương tự

Với phạm vi của đề tài, luận án chỉ tập trung nghiên cứu đánh giá một trong những nhân tố quan trọng là đặc điểm nứt nẻ hang hốc của thân dầu trong đá móng của

mỏ Bạch Hổ, tiến tới hoàn thiện các hiểu biết về các đặc điểm nứt nẻ hang hốc và cơ

chế hình thành chúng trong cấu tạo Bạch Hổ nói riêng và bể Cửu Long nói chung Từ các đặc trưng của đá móng đã nghiên cứu, trên cơ sở tiếp cận hệ thống thống nhất, đề xuất phương pháp luận nghiên cứu thân dầu trong khối móng nâng nứt nẻ, hang hốc Đây chính là tiền đề thiết yếu trong xây dựng mô hình, chính xác hóa cấu trúc để bố trí giếng khoan, tận thu khai thác cũng như định hướng tìm kiếm thăm dò các thân dầu tương tự

MÓNG NÂNG TRƯỚC KAINOZOI MỎ BẠCH HỔ” làm luận án tiến sĩ

Mục tiêu của luận án:

NÂNG TRƯỚC KAINOZOI MỎ BẠCH HỔ” được thực hiện với mục tiêu nghiên

cứu cơ chế hình thành thân dầu trong móng mỏ Bạch Hổ; đánh giá cơ chế hình thành hệ thống nứt nẻ thân dầu móng qua đó chứng minh sự phù hợp của phương pháp luận tiếp cận hệ thống thống nhất trong nghiên cứu hệ thống nứt nẻ hang hốc thân dầu trong móng nứt nẻ, hang hốc; xây dựng phương pháp luận nghiên cứu thân dầu trong khối móng nâng

Đối tượng và nội dung nghiên cứu:

Đối tượng nghiên cứu: Thân dầu trong khối móng nâng trước Kainozoi mỏ Bạch

Hổ bể Cửu Long

Nội dung nghiên cứu:

- Tổng hợp các tài liệu liên quan về cấu trúc địa chất, các giai đoạn hoạt động kiến tạo hình thành bể Cửu Long nói chung và mỏ Bạch Hổ nói riêng để đánh giá tổng quan về hoạt động kiến tạo và các giai đoạn phát triển chính của bể

- Tổng hợp các tài liệu địa vật lý (địa chấn, địa vật lý giếng khoan), tài liệu nghiên cứu thực địa, mẫu lõi, thử vỉa và các tài liệu liên quan trong quá trình thăm dò, khai thác

để đánh giá sự phân bố hệ thống hang hốc nứt nẻ trong móng theo không gian

- Áp dụng hệ phương pháp toán học tổng hợp, xử lý phân tích, minh giải tài liệu thu thập được

- Xác định quá trình hình thành và phát triển đặc điểm nứt nẻ - hang hốc của đá

móng trên cơ sở tài liệu địa vật lý giếng khoan và địa chấn

- Góp phần làm sáng tỏ phân bố, hình thành và phát triển hệ thống nứt nẻ - hang hốc trong cấu tạo móng Bạch Hổ, là tiền đề quan trọng trong việc định hướng tìm kiếm thăm

dò tận thu và mở rộng thân dầu móng ở bể Cửu Long cũng như các bể lân cận có hiệu quả hơn

Luận điểm bảo vệ:

 Cơ chế hình thành hệ thống đứt gãy xiên chéo và dịch chuyển không đều ở các cánh của khối móng nâng bởi tổ hợp của lực nén ép và thúc trồi

 Cơ chế hình thành thân dầu trong đá móng, thỏa mãn cả ba điều kiện

cần và đủ: Điều kiện đá sinh và hình thành bẫy, điều kiện hình thành không gian thấm chứa, điều kiện nạp và bảo tồn tích tụ dầu khí

Những điểm mới của luận án:

Minh chứng cơ chế hình thành hệ thống nứt nẻ xiên chéo và dịch chuyển không đồng đều của các khối móng nâng mỏ Bạch Hổ

Xác định tổ hợp các phương pháp địa vật lý tối ưu trong quá trình xác định sự phân

bố nứt nẻ hang hốc trong đá móng Minh giải địa vật lý giếng khoan truyền thống trên cơ

sở tổng hợp thành phần khoáng vật cho phép đánh giá thân dầu trong khối móng nâng Trên

cơ sở phân tích các biểu đồ cross plot RHOB-NPHI và DT-NPHI cho phép đánh giá nhanh những khoảng có thể cho sản phẩm trong thân dầu móng mỏ Bạch Hổ

Trên cơ sở phương pháp tiếp cận hệ thống thống nhất hình thành Phương pháp luận nghiên cứu cơ chế hình thành thân dầu trong đá móng với tổ hợp ba điều kiện cần

và đủ: Thân dầu chỉ hình thành trong đá móng khi khối đá móng thỏa mãn đầy đủ

3 điều kiện: Điều kiện đá sinh và hình thành bẫy, điều kiện hình thành không gian

thấm chứa, điều kiện nạp và bảo tồn tích tụ dầu khí

Cấu trúc Luận án gồm 04 chương:

CHƯƠNG 1: Tổng quan tình hình nghiên cứu thân dầu móng và địa chất mỏ Bạch Hổ CHƯƠNG 2: Phương pháp nghiên cứu thân dầu trong đá móng

CHƯƠNG 3: Đặc trưng và quá trình hình thành hệ thống nứt nẻ, hang hốc trong khối móng nâng trước Kainozoi mỏ Bạch Hổ

CHƯƠNG 4: Cơ chế hình thành thân dầu trong khối móng nâng trước Kainozoi mỏ Bạch Hổ

TỔNG QUAN TÌNH HÌNH NGHIÊN CỨU THÂN DẦU MÓNG VÀ ĐỊA CHẤT MỎ BẠCH HỔ

1.1 Tổng quan tình hình nghiên cứu thân dầu móng

1.1.1 Tổng quan phát hiện và khai thác các thân dầu trong đá móng

Đá móng với đặc trưng độ rỗng và độ thấm nguyên sinh rất nhỏ nên đã từng được xem là đá không có khả năng chứa dầu khí; tuy nhiên trong những điều kiện nhất định khi đá móng bị biến đổi mạnh có thể có độ rỗng thứ sinh và độ thấm rất tốt (ví dụ móng granitoid mỏ Bạch Hổ độ rỗng biểu kiến có thể lên đến 10% và độ thấm hàng ngàn mD), khi đó đá móng trở thành đá chứa dầu khí chất lượng cao [6]

1.1.1.1 Phát hiện và khai thác thân dầu trong móng trên thế giới

Trên thế giới hơn 350 mỏ dầu được phát hiện trong móng nứt nẻ, hang hốc phân

bố khoảng 30 quốc gia trên tất cả các châu lục tiêu biểu như:

Trung Quốc: mỏ dầu Yaerxia tại bể trầm tích Jiuxi là mỏ dầu đầu tiên của Trung

Quốc được tìm thấy trong đá móng biến chất tuổi Paleozoi năm 1959 Lưu lượng giếng lúc đầu mở vỉa đạt tới 1.050 thùng/ngđ Từ năm 1959 đến 1979 đã có 12 giếng có giá trị thương mại Mỏ dầu khí Xinglongtai được mở ra trong đá phun trào núi lửa Mezozoi, với giếng đầu tiên (1976 cho dòng dầu khoảng 756 thùng/ngđ) Cũng tại mỏ này còn phát hiện dòng dầu từ đá granite và mảnh vụn granite với lưu lượng đạt từ 210 thùng/ngđ đến 420 thùng/ngđ Đây là mỏ dầu trong đá móng có dị thường áp suất cao với khoảng 500m chứa dầu và 180m chứa khí Mỏ dầu Dong Sheng Pu, Buried Hill nằm ở tỉnh Liaoning Tại đây đã phát hiện dầu trong đá móng biến chất với lưu lượng giếng đầu tiên (1983) thu được 1286 thùng/ngđ Tới năm 1987 có 14 giếng khai thác với sản lượng

Egypt: tại Egypt phát hiện mỏ dầu trong đá móng xâm nhập granite và granodiorit,

đó là mỏ Zeit Bay và mỏ Ashrafi, vịnh Suez

Năm 1981, mỏ Zeit Bay, được phát hiện bởi giếng khoan QQ 89-1 ở rìa phía Tây Nam của Vịnh Suez với phát hiện vỉa chứa ở tầng móng Tháng 10 năm 1981, một giếng khác là "QQ 89-2" đã được khoan 2 km về phía Nam và xuống từ giếng QQ 89-1, với ranh giới dầu nước ở 4.850 ft Mặt cắt địa chất của mỏ Zeit Bay được thể hiện như trong

Hình 1-1 Dòng dầu thương mại đầu tiên được khai thác vào tháng 12, năm 1983 với lưu lượng trung bình khoảng 20.000 thùng/ngày và đạt lưu lượng tối đa vào khoảng 80.000 thùng/ngày năm 1986 Hiện nay, lưu lượng khai thác khoảng 10.000 thùng/ngày

Hình 1-1 Mặt cắt địa chất qua mỏ Zeit Bay (Khaled et al, 2009)

Mỏ khí Suban được phát hiện năm 1998 ở Nam Sumatra, với 3 giếng được khoan móng granite nứt nẻ trước Kainozoi Lưu lượng khí khai thác từ Giếng Durian Mabol 2

(Koning, 1984) Mỏ được đưa vào khai thác năm 2003 từ các thành hệ chính như Batu Raja, Durian Mabok, Talang Akar và móng nứt nẻ Mỏ có diện tích khoảng 22.400 acres với chiều dày hiệu dụng khoảng 1.000m Áp suất vỉa và nhiệt độ ban đầu lần lượt

Suban được thể hiện như trong Hình 1-2

Mỏ Sei Teras nằm ở khu vực phụ bồn Palembang, Nam Sumatra, được đưa vào khai thác năm 1977 với 15.000 thùng dầu và 1 tỷ feet khối khí từ 2 giếng trong đá móng (chủ yếu đá vôi và quartzite) Khoảng 21 triệu thùng và 14 tỷ feet khối khí được khai thác từ đá móng trước Kainozoi mỏ Tanjung, Nam Kalimantan (Koning & Darmono,

1984, after Tiwar & Taruno, 1979) Đá móng ở 2 mỏ này bị phong hóa và nứt nẻ mạnh, bao gồm phun trào porphyritic và núi lửa cùng với đá cát kết biến chất, phiến sét và sét kết (Koning & Darmono, 1984) (hình 1-3)

Hình 1-2 Địa tầng và kiến tạo mỏ khí Suban, Nam Sumatra (Hennings et al., (2012))

Các nước Liên Xô cũ: Trên thực tế có hàng loạt mỏ dầu khí trong phạm vi Liên

Xô cũ đã thu được dòng sản phẩm từ các thành tạo đá móng các loại nhưng không được công bố Kenny (1996) Có tác giả còn cho rằng số lượng giếng khoan được khoan vào móng tại các nước thuộc Liên Xô cũ còn vượt hơn hẳn tại các nước khác cộng lại Ví dụ vùng Caspien có tới 80 mỏ cho sản phẩm từ đá móng kết tinh Các vùng cho sản phẩm dầu trong đá móng kết tinh như Chibuiuskoe, Chernrechencky, lekkemcky và Timancky Tại khu vực bể trầm tích Dnieper- Donets phát hiện 12 mỏ dầu với trữ lượng vào khoảng 219 triệu tấn, chủ yếu cho dòng từ các thành tạo kết tinh Tiền Cambri Tại đây đã khoan 61 giếng, trong đó có 37 giếng cho dòng thương mại Lưu lượng ban đầu

cho dòng trong đá móng Tiền Cambri dao động từ 3.135m đến 4.041m

Hình 1-3 Mặt cắt địa chất qua mỏ Tanjung, bể Barito, Nam Kalimantan (Koning,

(1984))

Libya: đá granite Tiền Cambri là đá chứa cho dòng chủ đạo của mỏ Nafoora -

Augila Đây là một trong những mỏ khổng lồ của bể trầm tích Sirte Mỏ Nafoora - Augila nằm ở phần Đông Bắc Libya Tại đây có ba tầng sản phẩm, một trong số đó là tầng đá magma xâm nhập granite và granophyric granite, rhyolit (Belgasem et al, (1990)) Giếng đầu tiên cho dòng là giếng D2 với lưu lượng 7.627 thùng/ngđ từ đá rhyolit và granite nứt nẻ, phong hoá mạnh, tuổi Tiền Cambri hoặc Paleozoi sớm Giếng D9 cũng cho dòng sản phẩm từ đá móng với lưu lượng ban đầu 1.500 thùng/ngđ Đặc biệt giếng D5 cho dòng ổn định với lưu lượng đạt tới 14.140 thùng/ngđ Từ khoảng bắn mở vỉa 59 ft đá carbonat và 39 ft đá granite Giếng D6 cho dòng từ đá móng với lưu lượng ban đầu 1.200 thùng/ngđ, giếng D8 thân trần, 18.000 thùng/ngđ (P’An, (1982)) (Hình 1-4)

Hình 1-4 Mặt cắt địa tầng mỏ Augila, Libya (Modified after Williams (1972), fide

P’An, 1982)

Morocco: năm 1960 Morroco tuyên bố rằng có ít nhất 8 mỏ dầu được phát hiện ở

Bắc Morroco trong đá móng nứt nẻ (Landes et al, (1960)) Tại đây người ta phát hiện rằng đá chứa bao gồm đá granite màu tím tuổi Tiền Cambri nứt nẻ và đá trầm tích biến chất nứt nẻ tuổi Paleozoi Cũng tại Bắc Moroco trữ lượng dầu đã được phát hiện trong

đá móng còn nhiều hơn trữ lượng dầu được phát hiện trong các thành hệ trầm tích Đến cuối năm 1957 tổng sản lượng dầu tích dồn thu được từ các đối tượng thành tạo móng đạt 3,75 triệu thùng kể từ lần đầu tiên phát hiện năm 1947 (P’An, (1982))

Vương Quốc Anh: mỏ dầu Clair phát hiện năm 1977 ngoài khơi, lô 206 với độ

sâu nước biển khoảng 150m Đối tượng chứa dầu chính là trầm tích lục địa Paleozoi (Devon) Giếng đầu tiên, 206/8-1A, 1977, cho dòng dầu với lưu lượng 1.500 thùng/ngđ., Giếng thứ hai, 206/7 -1, cho dòng dầu 960 thùng/ngđ từ đá móng nứt nẻ Mười giếng tiếp theo được khoan từ năm 1977 đến 1985 đã chứng minh trữ lượng dầu khu vực nghiên cứu đạt tới hàng tỷ thùng Tuy nhiên chỉ có 2 giếng trên cho dòng thương mại

Hai giếng thẩm lượng tiếp theo được khoan vào năm 1991 Giếng thứ nhất khoan ngang trong đá móng cho dòng đạt 2.100 thùng /ngđ sau khi xử lý axit, giếng thứ hai – 3.000 thùng/ngđ (Coney et al, (1993)) Năm 2009 Công ty thăm dò Hurricane sau khi khoan giếng Lancaster ở lô 205/21a đã tuyên bố thu được dầu nhẹ trong đá móng nứt nẻ (Koning, (2010))

Hợp chủng Quốc Hoa Kỳ: dầu đã được khai thác từ đá móng biến chất nứt nẻ ở 5

mỏ ven biển Thái Bình Dương, Caliornia (Landes et al, (1960); Hubbert & Willis, (1955)) McNaughton năm (1953) tuyên bố dầu thương mại đầu tiên đã được tìm thấy trong đá móng biến chất tại California ở Placerita Canyon gần Newhall Phát hiện quan trọng trong đá móng là phát hiện năm 1937, mỏ El Segundo, khi giếng khoan bị dừng

do sự cố trong đá móng chứa dầu Đây là giếng có sản lượng cao và sau đó mỏ đã được phát triển nhanh trong đá móng nứt nẻ Một thân dầu nữa trong đá móng được phát hiện năm 1942 tại thung lũng Santa Maria Tuy nhiên phát hiện này sau đó bị sự cố không được tiếp tục phát triển Việc thăm dò tương tự được tiến hành ở vùng mỏ Edison, trong

đá móng biến chất, năm 1945 Thân dầu trong đá móng khu vực này được phát triển với

103 giếng được khoan vào trong móng, trong đó có 97 giếng có giá trị thương mại Tổng sản lượng khai thác được sau 18 tháng phát hiện đạt tới 4,5 triệu thùng Năm 1947 tổng trữ lượng dầu tính được trong đá móng mỏ này đạt khoảng 25 triệu thùng (McNaughton, (1953)) Ngoài các mỏ trên ở Mỹ đã phát hiện dầu trong đá móng ở hàng loạt mỏ khác như El Segundo, Wilmington Riêng ở vùng trung tâm chờm nghịch Kansas cũng phát hiện trên 10 mỏ trong đá móng với khoảng 50 giếng cho dòng Ở đây dầu được phát hiện trong các thành hệ Tiền Cambri Cuối năm 1952 tổng sản lượng tích dồn từ 10 mỏ này đã vượt 1,5 triệu thùng

Venezuela: mỏ dầu La Paz được phát hiện vào năm 1922, khoảng 40 km về phía

Tây thành phố Maracaibo 2 giếng đầu tiên được khoan vào móng nhưng không thành công Giếng thứ ba (P-86) kết thúc vào tháng 04 năm1953, được khoan vào móng 332m Sau đó 12 giếng khác liên tục được khoan vào móng với độ sâu vào móng trung bình vào khoảng 500m Lưu lượng trung bình ban đầu, chỉ kể riêng trong đá móng, đạt 3.600 thùng /ngđ Riêng có một giếng có lưu lượng ban đầu đạt tới 11.500 thùng/ ngđ (Landes

et al, (1960)) Mỏ dầu La Paz với sản phẩm được phát hiện trong đá granite có trữ lượng

dầu trong đá móng, nằm ở Đông Bắc mỏ La Paz Đá chứa ở đây chủ yếu là đá trầm tích biến chất và đá magma xâm nhập, tuổi Silur- Devon Tới năm 1956 tại đây đã có 29 giếng khai thác từ đá móng Lưu lượng giếng ban đầu đạt vào khoảng 2700 thùng/ngđ ngoại trừ một giếng đạt tới 17000 thùng/ngđ từ đá móng (Landes et al, (1960)) Mỏ La Vela ngoài thềm lục địa, phía Đông Bắc với tổng cộng 28 giếng được khoan từ năm

1972 đến 1994, đã được chứng minh đá chứa dầu trong đá móng nứt nẻ (hình 1-5, hình 1-6)

Đông Siberian

Khu vực Đông Siberian là khu vực với đặc trưng nổi bật là đá móng nhô cao Hoạt động thăm dò dầu khí với đặc điểm, điều kiện đia chất trong khu vực này là trường hợp cực kì hiếm có trên thế giới Hầu hết các hoạt động thăm dò dầu khí được ứng dụng thành công đối với các bể trầm tích khu vực Tây Siberian vẫn chưa thể áp dụng cho khu vực Đông Siberian vì điều kiện địa chất khác nhau của hai khu vực Có 3 cấu trúc địa

hào cực lớn ở Siberian platform là “Anabar-Arch”, “Nepa-Botuoba-Arch”, and

“Baykit-Arch” (Hình 1-7, 1-8) Hầu hết các mỏ dầu khí hiện có tập trung ở Nepa – Botuoba Arch

và Baykit Arch ở khu vực Đông Siberian Trong số 99 mỏ dầu khí được phát hiện ở Đông Siberian, có 39 mỏ dầu còn lại là 60 mỏ khí condensate Trữ lượng thu hồi dầu tối

đa của 39 mỏ dầu là 4.000 triệu thùng dầu (HIS Energy, (2002)) 5 mỏ dầu khí có trữ lượng xác minh đạt 3.400 triệu thùng dầu, chiếm 85% tổng trữ lượng dầu xác minh khu vực Đông Siberia (Hình 1-9)

Hình 1-5 Các mỏ dầu ở Venezuela (Jesus S Porras et al., (2007))

Hình 1-6 Mặt cắt qua mỏ La Paz, Venezuela (After Koning, (2013))

Hình 1-7 Bản đồ phân bố các cấu trúc địa hào cực lớn ở Siberian Platform [7]

Hình 1-8 Mặt cắt địa chất qua 2 cấu trúc địa hào cực lớn: Baykit Arch và Nepa –

1.1.1.2 Phát hiện và khai thác thân dầu trong đá móng trong nước

Thực tiễn thăm dò khai thác đã chứng tỏ thân dầu móng mỏ Bạch Hổ trong đá móng nứt nẻ là thân dầu đặc biệt và là đối tượng chứa dầu chính tại Việt Nam, trong những năm đầu thế kỷ 21 thân dầu này góp 80% sản lượng khai thác dầu trong nước Đặc biệt thân dầu trong móng granite nứt nẻ mỏ Bạch Hổ, hiện nay được coi như đứng đầu thế giới về trữ lượng và cả sản lượng khai thác được từ đá móng nứt nẻ do đó mỏ Bạch Hổ thường được sử dụng như là mô hình mẫu cho việc nghiên cứu tìm kiếm thân dầu trong móng nứt nẻ

Giếng khoan BH-6 được Vietsovpetro khoan ngày 16/08/1986 kết thúc ngày 05/05/1987 tổng chiều sâu 3533m (mở vào móng 23m) Khi thử vỉa từ nóc móng đến

nhiều chuyên gia Nga và Việt Nam vẫn cho rằng dầu khai thác trên từ các tầng sản phẩm Oligocene chảy vào Sau đó, thử vỉa lên đến tầng sản phẩm Oligocene cho lưu lượng

xem giếng BH-6 là giếng khoan đầu tiên phát hiện dầu trong móng đá nứt nẻ trước Kainozoi Nhóm các chuyên gia cho rằng tồn tại thân dầu trong đá móng, kiên trì bảo

vệ luận điểm, đã được liên doanh chấp nhận khảo sát với yêu cầu hạn chế tối đa chi phí Trước tình hình đó, sau khi xem xét các nguồn tài liệu, giếng khoan BH-1 đã được chọn

vì giếng này nằm trên đỉnh khối móng nâng, trầm tích bên trên không có vỉa, đã được khoan vào móng 75m vào năm 1985, trong quá trình khoan mất dung dịch rất nhiều, mẫu vụn có chứa ván dầu, tuy nhiên khi thử vỉa trong 75m lại không cho dòng Ngày 06/09/1988 giếng BH-1 được khoan lại vào phần móng và thử vỉa đã nhận được dòng

Như vậy giếng khoan BH-6 là giếng khoan đầu tiên xác định thân dầu trong đá móng, giếng khoan Bạch Hổ 1 là giếng khoan khẳng định tồn tại thân dầu trong đá móng và sau khi phát hiện ra thân dầu trong đá móng mỏ Bạch Hổ hàng loạt các công ty nước ngoài đã vào Việt Nam tiến hành tìm kiếm thăm dò Cho đến nay đã có hơn 20 mỏ dầu nứt nẻ trong đá móng trước Kainozoi đã được phát hiện tại Bể Cửu Long (Hình 1-10) Tiêu biểu như Đông Rồng, Đông Nam Rồng, Rạng Đông, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng Nam Rồng đồi mồi, Nam trung tâm Rồng, … Chính vì lý do đó việc nghiên cứu thân

dầu trong đá móng là vấn đề hết sức quan trọng nhằm nâng cao hiệu quả khai thác thân dầu đặc biệt này

Hình 1-10 Hệ thống đứt gãy và khe nứt ở mỏ Bạch Hổ và các mặt cắt địa chấn qua các

tuyến Line 1, Line 2, Line 3 [8]

Sau thân dầu trong móng nứt nẻ mỏ Bạch Hổ đã phát hiện thêm nhiều dầu khí

Bảng 1-1 Các phát hiện dầu khí trong đá móng tại bể Cửu Long [6]

Mỏ Cá Ngừ Vàng thuộc lô 9-2 trong bể Cửu Long (hình 2-11), có diện tích trải

(CNV-1X) và 9-2-COD-1X Giếng CNV-1X được khoan trên cấu trúc Cá Ngừ Vàng trong suốt năm 2002 với sản lượng dầu được ước tính là 141 triệu thùng tới 307 triệu thùng, trong đó tầng móng granite nứt nẻ có thể cho sản lượng dầu là 2455 thùng/ngày

và 6,81 triệu khối khí/ngày ở độ sâu 3.717 đến 4.567m Vào đầu tháng 4-2004 Hoàn Vũ JOC đã khoan xong giếng COD-1X và 2 giếng CNV-2X và CNV-2XST Giếng CNV-3X được tiến hành khoan vào ngày 25-1-2005 Giếng sau khi khoan đã chứng minh có lượng dầu thương mại và vỉa có thể phát triển lên thành mỏ Sản lượng dầu trong giếng CNV-3X ở tầng móng có thể đạt được 13.040 thùng/ngày

Hình 1-11 Vị trí mỏ Cá Ngừ Vàng và bản đồ cấu trúc mặt móng

(Hoàng Long – Hoàn Vũ JOC, 2006)

Mỏ Sư Tử Đen – Sư Tử Vàng – bể Cửu Long

Mỏ Sư Tử Đen – Sư Tử Vàng thuộc lô 15.1 nằm trong bể Cửu Long thuộc phần lục địa phía Nam Việt Nam, lô 15.1 cách thành phố Hồ Chí Minh khoảng 180 km về

thăm dò đầu tiên ở Lô 15.1 là giếng 15 – G – 1X được khoan vào 1979 với phát hiện một lượng nhỏ hydrocarbon trong trầm tích Miocene và Oligocene, nhưng khoan đủ sâu

để đánh giá tiềm năng tầng móng Mãi đến năm 2000, giếng khoan SD – 1X được thực hiện bởi công ty CLJOC với kết quả thử vỉa đạt 5.655 thùng dầu/ngày từ tầng móng, 1.366 thùng dầu/ ngày từ Oligocene và 5.600 thùng dầu/ngày ở Miocene dưới Năm

2001, giếng khoan thẩm lượng SD – 2X tiếp tục cho kết quả thử vỉa với 2.763 thùng dầu/ngày từ tầng móng và 4.662 thùng dầu/ngày từ Miocene dưới

Mỏ Sư Tử Vàng với giếng khoan thăm dò SV – 1X được khoan vào 2001 cho kết quả thử vỉa vào khoảng 11.388 thùng dầu/ ngày trong tầng móng nứt nẻ 2002, hai giếng thẩm lượng SV - 2X, SV - 4X đã được khoan vào cấu trúc mỏ Sư Tử Vàng với kết quả thử vỉa cho dòng dầu lần lượt 7.774 thùng/ngày và 11.520 thùng dầu/ngày từ tầng móng