Luận văn thạc sĩ Kỹ thuật dầu khí: Đặc điểm địa chất và tiềm năng dầu khí - cấu tạo Đông Đô - Lô 01

- Trên cơ sở nghiên cứu các đặc điểm và thành tạo địa chất mỏ Đông Đô từ đó xác định hệ thống dầu khí triển vọng mỏ Đông Đô.. Việc phát hiện ra dầu khí trong hệ tầng Côn Sơn nằm trên tần

TỔNG QUAN BỒN TRŨNG CỬU LONG VÀ KHU VỰC NGHIÊN CỨU

TỔNG QUAN BỒN TRŨNG CỬU LONG

Bồn trũng Cửu Long nằm chủ yếu trên thềm lục địa phía Nam Việt Nam, có vị trí địa lý nằm trong khoảng 9 - 11 0 vĩ bắc, 106 o 30’ - 109 o kinh đông Với diện tích khoảng 36.000 km 2 , hình dạng bầu dục, vồng ra phía biển, kéo dài theo hương ĐB-TN dọc theo bờ biển từ Vũng Tàu đến Bình Thuận (Hình 1.1.1)

Hình 1.1.1: Vị trí Bồn trũng Cửu Long và vùng kế cận _Tài liệu địa chất & tài nguyên DK VN

Bể Cửu Long nằm ở phần Đông Nam nội mảng thạch quyển có vỏ lục địa Âu- Á Đây là một võng sụt kiểu tách giãn trong Kainozoi sớm phát triển trên miền vỏ lục địa có tuổi trước Kainozoi bị thoái hóa mạnh trong Kainozoi sớm và bị phủ kín bởi lớp phủ thềm kiểu rìa lục địa thụ động Kainozoi muộn (N1 2-Q) Vào

HVTH: Phạm Mạnh Cường Trang 7

Mesozoi muộn (J3-K) vùng này nằm ở phần trung tâm của cung magma kéo dài theo hướng ĐB-TN từ Đà Lạt đến đảo Hải Nam Móng của bể Cửu Long chủ yếu được tạo nên bởi các đá xâm nhập granitoid và phun trào thuộc cung magma này 1.1.2 Các thành tạo địa chất

Cấu tạo nên bồn trũng Cửu Long gồm có thành tạo địa chất tạo móng có tuổi trước Kainozoi và các thành tạo lớp phủ hình thành trong Kainozoi Cột địa tầng tổng hợp của bồn trũng thể hiện trên Hình 1.1.2

Tham gia tạo móng của bồn trũng chủ yếu là các đá granitoid có tuổi Mesozoi muộn (J3 - K), gồm hai tổ hợp thạch kiến tạo (THTKT) sau:

 THTKT cung magma rìa lục địa tích cực Đà Lạt tuổi Jura muộn-Creta Thuộc THTKT này là các đá xâm nhập-phun trào kiểu I thuộc loạt vôi-kiềm (phức hệ Định Quán - Đèo Cả, hệ tầng Đèo Bảo Lộc - Nha Trang)

 THTKT tách giãn Đơn Dương tuổi Creta muộn trên cung núi lửa-Pluton Jura muộn-Creta Thuộc THTKT này là các đá xâm nhập và phun trào felsic (granit sáng màu phức hệ Ankroet, phun trào felsic hệ tầng Đơn Dương) Phần trên là lớp phủ của bồn trũng gồm 2 THTKT:

 THTKT bồn tách dãn Cửu Long tuổi Eocen muộn - Miocen sớm được tạo nên bởi trầm tích lục nguyên và phun trào bazan Thuộc các hệ tầng Cà Cối, Trà Cú, Trà Tân và hệ tầng Bạch Hổ, tương ứng với các tập địa chấn F, E, D,

 THTKT thềm rìa lục địa thụ động nội mảng Biển Đông Việt Nam tuổi Miocen giữa - Đệ Tứ được cấu tạo nên chủ yếu bởi các trầm tích bở rời có nguồn gốc thềm lục địa và biển nông Thuộc các hệ tầng Côn Sơn, Đồng Nai, Biển Đông, tương ứng với các tập địa chấn BII, BIII và A

 Tuy nhiên không loại trừ trường hợp còn có các tổ hợp thạch kiến tạo khác mà bản thân chúng đã được xác định có tồn tại ở lục địa kế cận như: THTKT chùm Dike tách giãn Cù Mông - Phan Rang tuổi Paleocen, THTKT Plum

HVTH: Phạm Mạnh Cường Trang 8 nâng vòm khối tảng nội mảng lục địa tuổi Miocen muộn – Đệ Tứ, và một số THTKT khác

Hình 1.1.2:Cột địa tầng tổng hợp Bồn trũng Cửu Long_Tài liệu địa chất & tài nguyên DK VN 1.1.3 Lịch sử phát triển địa chất

Quá trình tiến hóa kiến tạo hình thành và phát triển của bồn trũng Cửu Long có thể chia làm bốn giai đoạn như sau:

Giai đoạn Jura muộn- Creta (J3 - K)

Vào đầu giai đoạn này vùng nghiên cứu nằm trên cung magma của rìa lục địa tích cực kiểu Andes, do mảng Thái Bình Dương húc chìm xuống dưới phí Đông nam của lục địa Âu - Á Các hoạt động magma xâm nhập và phun trào xảy ra mạnh mẽ Các phức hệ Định Quán - Đèo Cả, hệ tầng Đèo Bảo Lộc - Nha Trang là minh chứng cho thời kì này (Hình 1.1.3)

Hoạt động hút chìm vẫn tiếp tục diễn ra đến cuối Creta muộn, nhưng vào thời kì này góc hút chìm gần như thẳng đứng đã dẫn tới sự tách giãn trên cung núi lửa Pluton, và di chỉ để lại của thời kì này là phức hệ Ankoet, hệ tầng Đơn Dương (Hình 1.1.4)

Hình 1.1.3: Rìa lục địa tích cực thời kì J3-K

Hình 1.1.4: Rìa lục địa tích cực thời kì Creta muộn

Giai đoạn Paleocen – Eocen sớm

Vào giai đoạn này cả Đông Nam Á bị bao quanh bởi đới hút chìm, phía tây và tây nam mảng Ấn-úc húc vào Âu-Á, phía đông và đông nam mảng Thái Bình Dương hút chìm dưới Âu - Á, vùng nghiên cứu nằm trong vùng có chế độ nâng lên mạnh mẽ Trong giai đoạn này đã xảy ra quá trình phong hoá, bóc mòn trên cả khu vực Đông Dương Kết quả của phong hóa bóc mòn là lộ ra đá xâm nhập trước Kanozoi Điều này giải thích vì sao trong cột địa tầng của bồn trũng Cửu Long vắng mặt trầm tích tuổi Paleocen - Eocen sớm thay vào đó là trầm tích Eocen muộn và trầm tích Oligocen sớm phủ bất chỉnh hợp lên móng trước Kanozoi Đây là một bất chỉnh hợp mang tính chất khu vực rộng lớn đánh dấu một giai đoạn gián đoạn trầm tích trong một thời gian kéo dài (gần 30 triệu năm)

Giai đoạn Eocen muộn – Miocen sớm

Trong giai đoạn này vùng nghiên cứu chịu ảnh hưởng của các hoạt động kiến tạo khu vực mạnh mẽ:

 Mảng Ân-Úc và mảng Thái Bình Dương vẫn tiếp tục hút chím vào Âu - Á

 Sự hút chìm tiêu biến Biển Đông cũ và tách giãn tạo vỏ đại dương mới

 Hai đứt gãy Sông hồng và Ba Tháp hoạt động mạnh mẽ, đẩy mảng Shan- Indonisia về phía Đông Nam, do sự thúc trồi về phía Đông Bắc của tiểu lục địa Ấn Độ bắt đầu từ Eocen giữa tới nay

Những hoạt động kiến tạo khu vực này đã tác động rất lớn đến quá trình hình thành và phát triển của Bồn trũng Cửu Long Đó là một quá trình dài vừa tách giãn sụt lún đồng trầm tích, đồng thời xen kẽ các pha ngưng nghỉ đổi trục tách giãn, nghịch đảo kiến tạo nâng lên bóc mòn hay bị nén ép hình thành các dạng kiến trúc khác nhau Quá trình đó trình tự như sau: Đầu Eocen muộn: bắt đầu quá trình tách giãn, trục của trường tách giãn là TB- ĐN, tạo nên các địa hào, bán địa hào xen kẽ với các địa lũy, bán địa luỹ kéo dài

HVTH: Phạm Mạnh Cường Trang 11 theo phương ĐB – TN, các địa hào và địa lũy này được lấp đầy bởi các trầm tích tuổi Eocen muộn, không liên tục, thuộc hệ tầng Cà Cối đặc trưng với trầm tích hạt thô: cuội sạn kết, cát kết, trầm tích có màu đỏ đến tím lục, độ chọn kém phản ánh môi trường trầm tích lục địa Các thành tạo trầm tích này tương ứng với tập địa chấn F

VỊ TRÍ VÀ ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHÂT LÔ 01/97&02/97 VÀ MỎ ĐÔNG ĐÔ

Mỏ Đông Đô nằm ở phía Tây Bắc lô 02/97 và ở phía Đông Bắc của Bể Cửu Long, thuộc bồn trũng Cửu Long, thềm lục địa phía Nam Việt Nam, cách thành phố Vũng Tàu khoảng 160 km về phía Đông, cách mỏ Ruby (Lô 01 và 02) 26 km về phía Nam, cách mỏ Sư Tử Trắng (Lô 15.1) 20 km về phía Đông, và cách mỏ Rạng Đông (Lô 15.2) 35 km về phía Đông Bắc (Hình 1.2.1) Chiều sâu mực nước biển vào khoảng 60-70m

Hình 1.2.1: Vị trí mỏ Đông Đô lô 01/97 bồn trũng Cửu Long_TL-DD Field –

Update Reserves Assessment Report_LSJOC

1.2.2 Đặc điểm địa tầng mỏ Đông Đô

Thành phần thạch học chủ yếu là granite, granodiorite, minor quartz- monzodiorite, đôi chỗ là các đá biến chất, đá magma Đá móng trước Kainozoi được bắt gặp trong giếng khoan Đông Đô và được chia thành hai đới: đới phía trên và phía dưới Đới phía trên là đá granite phong hóa nứt nẻ với mức độ vừa phải cho đến biến đổi ở mức độ cao Hệ thống khe nứt chủ yếu là vi khe nứt

HVTH: Phạm Mạnh Cường Trang 18 Hình 1.2.2: Cột địa tầng tổng hợp lô 01/97&02/97 Bồn trũng Cửu long_Tài liệu địa chất & tài nguyên DK VN

1.2.2.2 Thống Oligocen dưới, hệ tầng Trà Cú (tập E)

Tập E phủ gá đáy với đá móng trong mỏ Đông Đô và không bắt gặp trong giếng khoan Trong vùng lân cận tập E được bắt gặp trong giếng khoan 02/97-TL-1X và 02/97-TL-2X chiều dày của chúng biến đổi trong khoảng 50-100m qua các giếng khoan Thành phần thạch học chủ yếu là cát kết arkose xen kẹp với các lớp phiến sét than và bột kết

Cát kết: sạch, màu nâu, xám sáng, các hạt bở rời, độ hạt từ trung bình đến mịn đôi chỗ hạt thô, hạt góc cạnh, độ chọn lọc kém tới trung bình, thường là cát kết hạt trung bình tới mịn gắn kết bởi xi măng kaolinite và thành phần nền là sét

Phiến sét/sét kết: màu nâu đen, dòn, cứng, dạng khối, dễ bóc tách, không chứa vôi, đôi chỗ có chứa bột và cát

Trong bể trầm tích Cửu Long thông thường tập E nằm dưới tầng giàu vật chất hữu cơ có màu nâu đến nâu đen được phân biệt bởi trầm tích hạt thô và phía trên là đá móng phong hóa nứt nẻ Chúng thường rất mỏng và phần lớn là vắng mặt trong mặt cắt địa chất và thường tồn tại trong phần sườn của các cấu tạo Môi trường trầm tích chủ yếu là châu thổ, sông, hồ

Thành phần thạch học của tập E trong khu vực phía bắc bao gồm nhiều sét hơn các khu vực khác HXS-1X, HX-1X, HD-1X đã chứng tỏ hệ tầng không chỉ tồn tại các vỉa chứa cát kết mà còn là các tầng đá sinh dầu tốt do có hàm lượng sét cao và xen kẹp trong đó là cát kết chọn lọc tốt Ở phía Nam, tập E được lắng đọng gần nguồn vật liệu trong môi trường châu thổ bao gồm cát kết hạt thô, do vậy tập E trong khu vực này, đặc biệt là ở mỏ Thăng Long được cho là các vỉa chứa tốt với tỷ số chiều dày hiệu dụng cao

1.2.2.3 Thống Oligocen trên, hệ tầng Trà Tân dưới (tập D)

Tập D bao gồm tầng đá phiến sét than/sét dày xen kẹp các lớp cát kết và bột kết mỏng và đây là tầng sét dày và tầng chắn trong hệ thống dầu khí của bể Cửu Long Môi trường lắng đọng là vũng, vịnh, nước lợ

Cát kết: cát kết sáng màu, xám sáng, bở rời, chủ yếu là hạt mịn tới trung bình, đôi chỗ hạt thô Độ mài tròn tốt, độ chọn lọc trung bình, xi măng kaolinite, độ rỗng từ kém tới trung bình

Phiến sét than/sét: màu nâu đen, xám đen, cứng, dòn, dạng khối, không chứa vôi, đôi chỗ có chứa bột và cát

Trong bể trầm tích Cửu Long, hệ tầng này được phân biệt bởi các tầng sét có màu từ nâu tới nâu đen giàu vật chất hữu cơ, bao gồm chủ yếu là sét than, sét xen kẹp các đá cát kết có độ chọn lọc từ trung bình đến tốt và bột kết Chúng có thể là các tầng đá sinh và đá chắn trong bể trầm tích Cửu Long Môi trường trầm tích là môi trường hồ và châu thổ Ở khu vực phía Bắc, tập D có chiều dày lớn, phủ lên trên môt số cấu tạo đá móng nhô cao như HX, HD, HXS và vẫn có chiều dày lớn, đôi chỗ lên đến 1300m HXS-1X, HX-1X, HD-1X đã xác nhận tập D là tầng có khả năng là đá sinh tốt và đá chắn tốt do có hàm lượng sét cao và giàu vật chất hữu cơ Ở phía Nam, tập D mỏng hơn nhưng vẫn được cho là tầng đá sinh tốt và chắn tốt Chiều dày của hệ tầng phủ trên đá móng nằm trong khoảng 100m

1.2.2.4 Thống Oligocen trên, hệ tầng Trà Tân trên (tập C)

Tập C được phủ lên bởi thành hệ Bạch Hổ (BI.1) và không bắt gặp trong giếng khoan Đông Đô Các tài liệu khu vực chỉ ra rằng tập C bao gồm cát kết xen kẹp sét kết và bột kết Môi trường lắng đọng là môi trường hồ nước ngọt, nước lợ

Cát kết: màu xám sáng, xám vàng, các hạt bở rời, độ hạt từ mịn tới trung bình, độ mài tròn tốt, độ chọn lọc tốt

Hệ tầng được biểu thị bởi đá sét màu từ nâu tới nâu đen giàu vật chất hữu cơ Trong mặt cắt bao gồm cát kết xen kẹp sét kết và đôi chỗ là bột kết Nóc của tập

C được cho là nóc của mặt bào mòn, bất chỉnh hợp trong Oligocen

1.2.2.5 Thống Miocen dưới, hệ tầng Bạch Hổ dưới (tập BI.1)

Tập bao gồm cát kết xen kẹp sét kết và bột kết Môi trường lắng đọng là môi trường hồ, nước ngọt Cát kết sáng màu cho đến xám, độ hạt từ thô đến trung

HVTH: Phạm Mạnh Cường Trang 21 bình, độ gắn kết yếu với thành phần nền là sét và xi măng kaolinite, độ rỗng từ trung bình đến kém Đá sét sẫm màu, dòn cứng, dạng khối, không chứa vôi 1.2.2.6 Thống Miocen dưới, hệ tầng Bạch Hổ trên (tập BI.2)

Bao gồm chủ yếu là cát kết xen kẹp sét kết/sét than và bột kết mỏng Môi trường lắng đọng là môi trường sông, nước ngọt đầm hồ, biển nông Cát kết sáng màu cho đến xám, độ hạt từ mịn tới thô, đôi chỗ rất thô, độ mài tròn tốt, độ chọn lọc kém, gắn kết yếu bởi xi măng kaolinite, xi măng sét, độ rỗng trung bình

Phiến sét/đá sét: có màu xám xanh, rắn chắc, thông thường dạng khối, đôi chỗ dạng phân phiến dễ bóc tách, không chứa vôi Đá sét: có màu xám xanh, vàng xanh, đôi chỗ xám đen, mềm tới cứng, dạng khối, không chứa vôi, đôi chỗ chứa bột, thường chứa khoáng vật kaolinite trong thành phần sét

1.2.2.7 Thống Miocen giữa, hệ tầng Côn Sơn dưới (tập BII.1)

CƠ SỞ TÀI LIỆU VÀ PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU

CƠ SỞ TÀI LIỆU

Luận văn được thực hiện trên cơ sở các tài liệu địa chấn lô 01/97&02/97 và các khu vực lân cận; tài liệu các giếng khoan thăm dò, thẩm lượng, các giếng khoan khai thác: DD-1X, DD-2X, DD-3X (1P), DD-3P, DD-9P, DD-6P, DD-7P, DD- 2P, DD-4P và các kết quả minh giải địa chấn, địa vật lý giếng khoan, các kết quả phân tích sinh địa tầng, thạch học, địa hóa, vv

Ngoài ra, trong luận văn còn sử dụng một số tài liệu liên quan của LSJOC, các công trình khoa học, nghiên cứu liên quan trong và ngoài nước trên các tạp chí Địa chất

Lô 01/97&02/97 đã được Petronas thăm dò địa chấn 2D; 3D vào các năm 1991,

1993, 1995 và 2002 Sau đó, từ năm 2003 đến nay LSJOC đã tiến hành tìm kiếm, thăm dò và xử lý lại các tài liệu địa chấn trên (Hình 2.1.1) Nhìn chung các tài liệu địa chấn được đánh giá từ trung bình đến tốt, đảm bảo cho việc liên kết, minh giải và thành lập các bản đồ cấu trúc trong lô (Hình 2.1.2&2.1.3)

Hình 2.1.1: Bản đồ thu thập và xử lý dữ liệu địa chấn lô 01/97&02/97_TL-DD

Field – Update Reserves Assessment Report_LSJOC

HVTH: Phạm Mạnh Cường Trang 31 ghjf

Hình 2.1.2: So sánh chất lượng tài liệu địa chấn mỏ Đông Đô sau khi tái xử lý năm 2011_TL-DD Field – Update Reserves Assessment

HVTH: Phạm Mạnh Cường Trang 32 Hình 2.1.3: So sánh chất lượng tài liệu địa chấn mỏ Đông Đô trước và sau khi xử lý năm 2011 – Update Reserves Assessment

Bảng 2.1.1: Bảng kết quả thử vỉa DST mỏ Đông Đô

2.1.2 Tài liệu địa vật lý giếng khoan

Tài liệu địa vật lý giếng khoan (ĐVLGK) bao gồm các tài liệu carota khí, tổ hợp các phương pháp điện (LLD, LLS, MSFL, SP), phóng xạ (GR, mật độ, neutron…), các tài liệu mudlogs, wireline logging, MWD/LWD; siêu âm và các phương pháp khác của giếng khoan trong lô 01/97&02/97

Bao gồm các tài liệu mẫu lõi, tài liệu thử vỉa MDT/RCI/TesTrak/FasTrak pressures test, DST trong quá trình khoan (Bảng 2.1.1)

HỆ PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU

2.2.1 Tổng hợp và xử lý số liệu

Luận văn nghiên cứu và sử dụng tài liệu trên cơ sở các tài liệu địa chất khu vực cùng các tài liệu địa chấn 2D; 3D trên diện tích lô 01/97&02/97 của Công ty Điều hành chung Lam Sơn JOC Cùng với đó là các tài liệu địa chất giếng khoan tại khu vực nghiên cứu và các khu vực lân cận

Ngoài ra tác giả còn sử dụng một số tài liệu liên quan từ các công trình nghiên cứu, các tạp chí địa chất, các tập san, vv… đã được công bố và xuất bản

Mục đích của phương pháp tổng hợp và xử lý số liệu là nhằm kế thừa các kết quả, số liệu đã được nghiên cứu, chứng minh Từ đó tham khảo và áp dụng giải quyết các vấn đề thực tiễn trong phạm vi nghiên cứu của đề tài

Nhóm các phương pháp địa chấn, cấu trúc, địa tầng được sử dụng nhằm minh giải các tầng phản xạ chính, xây dựng các bản đồ cấu trúc, bản đồ đẳng dày Từ đó nghiên cứu cấu trúc địa chất , các hệ thống đứt gãy, nếp uốn, vv… nhằm phục vụ cho việc nghiên cứu cấu, kiến tạo, lập lại lịch sử kiến tạo địa chất khu vực 2.2.3 Phương pháp địa vật lý giếng khoan

Tài liệu địa vật lý giếng khoan góp phần quan trọng trong công tác nghiên cứu địa chất, cho phép xác định đặc điểm thế nằm, tính chất phân lớp của các tập

HVTH: Phạm Mạnh Cường Trang 35 trầm tích dọc thân giếng khoan, xác định các cấu trúc đứt gãy, đặc điểm các hệ thống khe nứt, phân chia chính xác các ranh giới địa tầng, xác định các tham số vật lý đất đá (đặc điểm thạch học, độ rỗng, độ thấm,…) và dự báo chất lưu trong vỉa chứa, xác định các thông số tầng sản phẩm bằng tổ hợp các phương pháp địa vật lý giếng khoan

Ngoài ra, kết quả đo địa vật lý giếng khoan còn được sử dụng trong việc liên kết địa tầng các giếng khoan cách xa nhau và hiệu chỉnh tài liệu địa chấn, tài liệu mô tả lỗ khoan trên cơ sở liên kết các tầng đá có sự tương đồng về các đường cong địa vật lý giếng khoan Mặt khác các đường cong địa vật lý giếng khoan (đường gamma ray, điện trở suất,…) được ứng dụng để phân chia chi tiết các tập thạch học, ranh giới giữa các tập, kết hợp với các tài liệu địa chấn nhằm chính xác hóa các ranh giới phản xạ Bên cạnh đó, đường cong đo tốc độ truyền sóng địa chấn trong giếng khoan còn được sử dụng như một công cụ hữu hiệu nhất hiện nay trong việc xác định tốc độ truyền sóng địa chấn qua các tầng đá khác nhau, làm cơ sở cho việc chuyển đổi độ sâu thời gian về độ sâu thực và thành lập các bản đồ cấu trúc đẳng sâu

- Luận giải cấu trúc Được áp dụng để phân tích đặc điểm hình thái, phân tích động học, phân tích động lực hoặc cơ học, nhằm xác định dạng nằm không gian, mối quan hệ giữa các vận động địa chất với sự hình thành của các cấu tạo, xác định và khôi phục các trường ứng suất khu vực và địa phương, khôi phục lịch sử tiến hóa, kiến tạo khu vực Đây là một trong những nhóm phương pháp cơ bản nhất để luận giải sự phân bố không gian và quan hệ của các cấu tạo địa chất Trong nhóm phương pháp này ta có thể chia ra một số phương pháp như sau: phương pháp phân tích hình thái cấu trúc; phân tích động lực học; xây dựng bản đồ địa tầng

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 chiếu so sánh

HVTH: Phạm Mạnh Cường Trang 36 chúng với nhau theo đặc điểm thành phần, cấu tạo, môi trường thành tạo và tuổi của chúng

Do đặc điểm vùng nghiên cứu là các trầm tích bị phủ, không trực tiếp quan sát được nên việc nghiên cứu dựa trên phân tích địa tầng, sinh địa tầng, địa vật lý giếng khoan và địa chấn địa tầng Việc tổng hợp này dựa trên các nguyên tắc sau: o Các phân vị thạch địa tầng là đơn vị cơ bản Đặc điểm của chúng được xác định bằng các tài liệu trầm tích, cổ sinh và địa vật lý giếng khoan o Tuổi các đơn vị địa tầng dựa theo tài liệu cổ sinh o Ranh giới của các đơn vị địa tầng thường được xác định theo tài liệu địa vật lý giếng khoan và địa chấn o Liên kết địa tầng giữa các vùng dựa theo tuổi trầm tích được xác định theo tài liệu cổ sinh, đặc điểm thạch học, mặt cắt địa chấn và các tài liệu địa vật lý giếng khoan

2.2.5 Phân cấp trữ lượng và Phương pháp đánh giá trữ lượng

2.2.5.1.1 Mục đích của phân cấp trữ lượng

Trữ lượng thăm dò được đặc trưng bởi mức độ chuẩn bị khác nhau trong kinh tế, kỹ thuật, công nghiệp Đó không những là mức độ nghiên cứu và thăm dò của chúng mà còn tính toán cả mức độ tin cậy trong đánh giá phụ thuộc vào tình trạng khoan và mức độ nghiên cứu thân khoáng, cũng như các đặc điểm cấu trúc địa chất của nó

Do đó, với mục đích phát triển nền công nghiệp khai thác và chế biến dầu khí một cách hiệu quả và cân đối, điều vô cùng quan trọng không những là việc đánh giá trữ lượng dầu và khí được thăm dò mà còn phải nêu được đặc điểm, chất lượng của trữ lượng đó quyết định mức độ tin cậy và chuẩn bị cho khai thác công nghiệp Chỉ khi cả hai chỉ tiêu chuẩn này cùng được xem xét thì mới có thể cho phép phân phối vốn đầu tư một cách có cơ sở khoa học, từ đó khai thác một cách hợp lý, nhanh chóng và có hiệu quả cao nhất đối với nguồn tài nguyên thiên nhiên này

2.2.5.1.2 Quan điểm phân cấp trữ lượng

Trên thế giới tồn tại nhiều hệ thống phân cấp trữ lượng, tuy nhiên trong nội dung của đồ án chỉ xem xét hai hệ thống phân cấp chủ yếu: Phân cấp trữ lượng theo quan điểm của Nga và phân cấp theo quan điểm của Mỹ-Tây Âu và nhận diện sự khác nhau cơ bản về quan điểm trữ lượng dầu khí của Nga và Tây Âu như sau: Theo quan điểm của Nga:

Trữ lượng dầu khí là tổng lượng dầu khí đang tồn tại trong lòng đất, cần được phân cấp, đánh giá để từ đó thống kê, lập kế hoạch nghiên cứu, phục vụ cho công tác tìm kiếm-thăm dò và khai thác với kinh phí của nhà nước, không chú trọng đến hiệu quả kinh tế

Theo quan điểm của Mỹ - Tây Âu:

Trữ lượng dầu khí là lượng dầu khí có thể khai thác lên cho hiệu quả kinh tế Mặc dù vậy, để quyết định phương án thăm dò, người ta cũng làm nhiệm vụ đánh giá tổng thể tiềm năng Dựa vào kết quả đánh giá, nếu thấy có lợi về kinh tế thì triển khai công tác thăm dò

- Quan điểm phân cấp trữ lượng của Nga

ĐÁNH GIÁ HỆ THỐNG DẦU KHÍ MỎ ĐÔNG ĐÔ

Nghiên cứu một hệ thống dầu khí là nghiên cứu bồn trầm tích với các yếu tố: kích thước, độ dày, độ sâu, sinh, chứa, chắn, dịch chuyển, tích tụ, yếu tố bảo tồn tích tụ và thời gian thành tạo bẫy chứa

Một mỏ dầu khí có thể tồn tại được cho đến thời điểm hiện tại nhất thiết phải có tất cả các yếu tố kể trên (chưa tính đến giá trị thương mại của mỏ) Tương tự như vậy với mỏ Đông Đô, Lô 01/97

3.1.1 Đá sinh Đá sinh dầu khí là yếu tố cần đề cập đến hàng đầu vì nếu không tồn tại một tầng sinh dầu, khí thì không tồn tại các hydrocarbon tích tụ và di chuyển vào trong bẫy chứa

Khái niệm đá sinh dầu khí: Đá sinh dầu khí thường là đá hạt mịn (đá hạt mịn có tỷ lệ bề mặt lớn lượng vật chất hữu cơ lớn) giàu vật chất hữu cơ, vật chất hữu cơ này phải được chôn vùi và bảo tồn trong môi trường nước, yếm khí, ít tồn tại các yếu tố phá hủy, vật chất hữu cơ phải có khả năng chuyển hóa thành hydrocarbon, được chôn vùi ở độ sâu thích hợp, gặp các điều kiện thuận lợi về nhiệt độ, áp suất để có thể chuyển hóa thành hydrocarbon

Các nghiên cứu địa hóa đá mẹ trong bể Cửu Long nói chung và lô 01/97&02/97 nói riêng đã cho kết luận dầu ở mỏ Đông Đô được thành tạo từ sapropel trong trầm tích sét hồ trong các tập E và D của hệ tầng Oligocen, đây là các tập có diện phân bố rộng trong bể trầm tích

HVTH: Phạm Mạnh Cường Trang 51 Đá sinh trong lô 01/97 & 02/97 được chứng tỏ là có tiềm năng sinh dầu lớn qua các kết quả phân tích từ giếng khoan Các tập sét Oligocen (tập D và E) có chứa hàm lượng vật chất hữu cơ cao với tiềm năng sinh hydrocarbon là rất tốt Trong các tập trầm tích này bao gồm 20-95% là sét với kết cấu màu vàng, nâu đen, chất lượng tốt và tiềm năng sinh dầu lớn Kerogen chủ yếu là loại II, I (Hình 3.1.1) với các chỉ số TOC: 0,07-14,07%; S2=0,69-112,70Kg/T; S1+S2=0,59- 116,26Kg/T; HI 7,93-801,00mg/g (Hình 3.1.2&3.1.3)

Khu vực sinh dầu chủ yếu trong lô 02/97 là ở phụ bể Jade (nằm về phía Tây Nam so với mỏ Đông Đô), được kết nối với đới sinh dầu chính ở khu vực trung tâm bể trầm tích Cửu Long

HVTH: Phạm Mạnh Cường Trang 52 Hình 3.1.1: Chỉ số HI và loại kerogen, kết quả phân tích mẫu tại GK DD-2X mỏ Đông Đô

HVTH: Phạm Mạnh Cường Trang 53 Hình 3.1.2: Đánh giá TOC và tiềm năng sinh dầu tại giếng khoan DD-1X mỏ Đông Đô

Hình 3.1.3: Đánh giá TOC và tiềm năng sinh dầu tại giếng khoan DD-2X mỏ Đông Đô Độ phản xạ Vitrinite và Tmax được sử dụng để đánh giá độ trưởng thành của đá mẹ Kết quả phân tích các trầm tích sét Oligoxen trong khu vực kế cận với mỏ Đông Đô (lô 01/97) đã cho kết quả Ro=0,55-0,72% và Tmax>435 o C Cửa sổ tạo dầu bắt đầu từ khoảng độ sâu 2.900m (Hình 3.1.4&3.1.5)

HVTH: Phạm Mạnh Cường Trang 55 Hình 3.1.4: Hình vẽ biểu thị độ phản xạ Vitrinite và Tmax đánh giá độ trưởng thành của đá mẹ trong các giếng khoan ở lô 01/97

Hình 3.1.5: Hình vẽ biểu thị độ phản xạ Vitrinite và Tmax đánh giá độ trưởng thành của đá mẹ trong các giếng khoan ở lô 02/97

3.1.2 Đá chắn Đá chắn khu vực trong lô 01/97 & 02/97 là các tầng sét Oligocen tập D và sét Miocen dưới hệ tầng Bạch Hổ Tập D có chiều dày từ 200-1.200m phủ lên trên đá móng và trầm tích tập E

Sét của hệ tầng Bạch Hổ lắng đọng trong môi trường biển phân bố rộng trong bể trầm tích là tầng chắn tốt cho các vỉa chứa Miocen dưới

Trong phần dưới của tập BI-Miocen dưới khả năng chắn của các lớp sét xen kẹp sẽ kém hơn do đó là các lớp sét mỏng hơn và có chứa cát

Trong các hệ tầng Bạch Hổ trên, Côn Sơn dưới, Côn Sơn trên nằm trong Miocen dưới – giữa luôn tồn tại các lớp sét xen kẹp, chúng có chiều dày từ 10-30m, các tầng sét này trở thành các tầng chắn địa phương cho các vỉa BII.2.20, BII.2.30, BII.1.10, BI.2.30 Tầng chắn của vỉa BII.2.20 là một tầng chắn như vậy, nó nằm ở nóc của vỉa BII.2.20 Kết quả minh giải địa vật lý giếng khoan và minh giải mẫu lát mỏng đã cho kết luận đây là tầng sét dày khoảng 30m, có thành phần khoáng vật sét chủ yếu là illite (55-60%), thứ yếu là kaolinite (25%) và chlorite (18%), cho nên ta có thể đánh giá đây là tầng chắn tốt cho vỉa BII.2.20 trong mỏ Đông Đô (Hình 3.1.6)

Hình 3.1.6: Kết quả minh giải ĐVLGK cho thấy tầng chắn của vỉa BII.2.20, mỏ Đông Đô

Dầu và khí được hình thành trong khoảng thời gian Miocen giữa và muộn trong các tầng sinh dầu Các cấu tạo hình thành trong đá móng được thành tạo trong khoảng thời gian Oligocen Các cấu tạo trong Oligocen, Miocen dưới-giữa là các vị trí để dầu dịch chuyển lấp đầy trong các vỉa chứa

Các đứt gãy hình thành trong khu vực là các đường dịch chuyển cho dầu và khí trong bể trầm tích Cửu Long Hydrocarbon lấp đầy vào các cấu tạo ở trong hoặc

HVTH: Phạm Mạnh Cường Trang 58 bên cạnh đới sinh dầu dọc theo chiều thẳng đứng và dọc theo các hệ thống đứt gãy chính

3.1.4 Đá chứa Đá chứa trong bể trầm tích Cửu Long nói chung và lô 01/97 & 02/97 nói riêng chủ yếu là đá móng trước Kainozoi và cát kết hạt vụn trong giới Kainozoi

Là tầng đá chứa quan trọng trong bể trầm tích Cửu Long nói chung Chúng bao gồm các thể xâm nhập magma granite, granodiorite, diorite, quartz monzodiorite, quartz diorite có tuổi từ Jurassic tới Creataceous sớm Đá móng trong mỏ Đông Đô được bắt gặp trong 2 giếng khoan DD-1X và DD-2X, chúng được phân loại là monzo-granite (Hình 3.1.7)

ĐÁNH GIÁ TRỮ LƯỢNG DẦU TẠI CHỖ TRONG CÁC VỈA MIOCEN

Trong nội dung của luận văn, với trường hợp các vỉa Miocen dưới-giữa thuộc cấu tạo Đông Đô, cùng với đó là các tài liệu tham khảo hiện có như tài liệu địa chấn, ĐVLGK, tài liệu khoan, tài liệu mẫu lõi …tác giả lựa chọn và ứng dụng phương pháp thể tích trong đánh giá trữ lượng dầu khí tại chỗ ban đầu trong các vỉa tầng Miocen cấu tạo Đông Đô, lô 01/97

Công thức tính trữ lượng theo phương pháp thể tích:

OIIP = 6,28981 × BRV × N/G × Φ × (1 – Sw) × (1/FVF) Trong đó:

OIIP: Trữ lượng dầu ban đầu tại chỗ (1.10 6 bbl)

6,28981: Hệ số chuyển đổi từ m 3 -bbl

BRV: thể tích của đá chứa (m 3 ) Φ: Độ rỗng hiệu dụng chứa dầu của vỉa chứa (%)

Sw: Độ bão hòa nước (%)

N/G: Tỷ số giữa chiều dày hiệu dụng chứa dầu trên chiều dày vỉa

FVF: Hệ số thể tích của thành hệ (FVF = Bo, Bo là hệ số chuyển đổi thể tích của dầu ở điều kiện vỉa sang điều kiện bề mặt)

Tài liệu cho tính toán trữ lượng là bản đồ cấu tạo đẳng sâu nóc của các tầng sản phẩm để tính toán thể tích đá chứa, tài liệu minh giải địa vật lý giếng khoan để xác định các tham số thạch học đá chứa như: độ rỗng, độ bão hòa, chỉ số chiều dày vỉa chứa hiệu dụng Các tài liệu thử vỉa tài liệu mẫu lõi, tài liệu mẫu chất lưu thử vỉa (PVT) là các tài liệu thực tế để chính xác hóa các số liệu đã được tính toán bằng cách gián tiếp thông qua các phương pháp địa vật lý LSJOC đã sử dụng phần mềm IP, Petrel để minh giải tài liệu địa vật lý giếng khoan nhằm tính

HVTH: Phạm Mạnh Cường Trang 66 toán các tham số cho tính toán trữ lượng và phần mềm Crystall Ball phục vụ phân cấp trữ lượng theo các cấp xác suất

Trong quá trình đánh giá trữ lượng việc nghiên cứu đánh giá thành hệ, xác định ranh giới chất lưu đóng vai trò quan trọng trong chính xác hóa kết quả nghiên cứu phục vụ cho công tác khoan thăm dò thẩm lượng Ranh giới dầu nước được xác định khi vỉa chứa có độ bão hòa nước lớn hơn độ bão hòa nước cut off Ranh giới chất lưu vỉa có thể được xác định bằng nhiều phương pháp như chia đôi khoảng cách, tài liệu log và đặc biệt là tài liệu wireline formation test (MDT, RCI)

Tại vỉa Miocen giữa mỏ Đông Đô, ranh giới chất lưu vỉa đã được xác định dựa trên các tài liệu log cùng các tài liệu wireline formation test (MDT, RCI), như vậy kết quả xác định ranh giới dầu nước có độ tin cậy chấp nhận được

Kết quả chi tiết xác định ranh giới dầu nước các vỉa mỏ Đông Đô được trình bày như trong Bảng 3.2.1

Bảng 3.2.1: Bảng tổng hợp giá trị ranh giới dầu nước mỏ Đông Đô

Trên cơ sở kết quả nghiên cứu đánh giá thành hệ từ đó tiến hành phân cấp đánh giá trữ lượng đối với các vỉa tầng Mioxen theo quan điểm phân cấp trữ lượng của tập đoàn dầu khí quốc gia Việt Nam (dựa theo quan điểm phân cấp trữ lượng của

Mức độ nghiên cứu thăm dò cho phép phân cấp các cấp trữ lượng xác minh P1, có khả năng P2 và mức có thể P3 đối với các vỉa BII.2.10, BII.2.20, BII.2.30 và BII.1.10 như Bảng 3.2.2 Kết quả phân cấp trữ lượng cho thấy các vỉa trên với các đặc trưng biểu đồ phân cấp trữ lượng hoàn toàn khác biệt với diện và chiều dày phân bố được đánh giá vỉa BII.2.20 có khả năng cho trữ lượng nhiều nhất, sau đó là các vỉa BII.2.30, BII.1.10 và BII.2.10 Kết quả cụ thể như các Hình 3.2.1 – 3.2.5

Bảng 3.2.2:Bảng phân cấp trữ lượng dầu khí mỏ Đông Đô

Hình 3.2.1: Phân cấp trữ lượng P2 vỉa BII.2.10 mỏ Đông Đô (RAR_LSJOC)

Hình 3.2.5: Mặt cắt qua các tập địa chất mỏ Đông Đô (RAR_LSJOC)

Trên cơ sở biện luận và phân cấp trữ lượng, bằng phương thức tiếp cận tất định, có sử dụng kết quả xác định các thông số theo mô hình địa chất và phương pháp mô phỏng Monte Carlo trên cơ sở phần mềm Crystall Ball đã cho phép xác định các tham số phục vụ đánh giá trữ lượng theo phương pháp thể tích

Trong đó biện luận các tham số đầu vào theo phương pháp thể tích như sau: o Thể tích đá chứa (BRV): Là Diện tích thân dầu x chiều dày tầng sản phẩm Thực tế thì vỉa chứa có hình dạng phức tạp nên việc tính toán thể tích đá chứa được đưa về bài toán tích phân bằng phần mềm Petrel Các giá trị Max, Min lấy cộng trừ 10% so với giá trị giữa o Tỷ số (N/G): Khi tiến hành đánh giá trữ lượng ta cần xác định chiều dày hiệu dụng của vỉa chứa bằng cách lấy chiều dày vỉa loại bỏ đi các khoảng xen kẹp (dựa vào các giá trị cut off Vsh, Φ, Sw) Tỷ số N/G được xác định từ tài liệu ĐVLGK Với các giá trị cut off tính toán cho các vỉa chứa Mioxen lần lượt là Vsh 35%, Φ12%, Sw 60% o Độ rỗng được đánh giá gián tiếp thông qua kết quả minh giải tài liệu ĐVLGK Sau khi có mẫu lõi, độ rỗng sẽ được đo đạc và tính toán từ các mẫu này Trong mỏ Đông Đô, các kết quả phân tích ĐVLGK và từ mẫu lõi không có sự khác biệt lớn Do vậy kết quả đánh giá độ rỗng từ tài liệu ĐVLGK được tiếp tục sử dụng để chọn mô hình phân bố xác suất độ rỗng trong đánh giá trữ lượng Các giá trị độ rỗng, độ bão hòa dầu được tính toán từ phần mềm Best Fit o Hệ số thể tích của thành hệ (FVF) được lấy trên cơ sở là giá trị trung bình từ kết quả phân tích mẫu chất lưu (PVT) Các giá trị Max, Min lấy cộng trừ 10% so với giá trị giữa

Kết quả cụ thể được trình bày như các Bảng 3.2.3 – 3.2.10 và Hình 3.2.6 – 3.2.12

Bảng 3.2.3: Bảng tổng hợp các thông số vỉa BII.2.10 cấp trữ lượng P2 cấu tạo Đông Đô

Giếng khoan Độ sâu (mMD) Độ sâu (mTVDSS) Net

Net Pay Top Base Gross Net

DD-3P 1439.5 1446.5 7.0 1310.1 1314.0 3.9 No porosity log data

Hình 3.2.6: Biểu đồ độ rỗng và độ bão hòa dầu via BII.2.10 Bảng 3.2.4: Bảng giá trị các tham số đầu vào vỉa BII.2.10

Tham số BRV (10^6 m3) N/G (%) Độ rỗng (%) Bão hòa dầu (1- Sw) (%) 1/FVF

Phân bố Tam giác Tam giác Normal Normal Tam giác Độ sâu (mTVDSS) Min ML Max Min ML Max Min Mean Std

Dev Max Min Mean Std

Dev Max Min ML Max Dầu nặng

Hình 3.2.7: Hàm phân bố xác xuất đã chọn cho tính toán trữ lượng vỉa BII.2.10

Net Pay Top Base Gros s

DD-1X 1423.0 1457.2 34.2 30.9 30.9 1390.8 1425.0 34.2 30.9 30.9 90 19 25 64 1457.2 1425.0 DD-2X 1424.4 1453.8 29.4 25.9 25.9 1395.6 1425.0 29.4 25.9 25.9 88 17 25 58 1453.8 1425.0 DD-3X 1549.0 1606.2 57.2 41.6 41.6 1381.0 1425.0 44.0 31.9 31.9 73 14 28 64 1606.2 1425.0 DD-9P 1517.5 1560.2 42.7 24.5 24.5 1397.6 1425.0 27.4 15.7 15.7 57 9 20 67 1560.2 1425.0 DD-3P 1612.5 1801.0 188.5 164.9 164.9 1388.0 1410.8 22.8 18.0 18.0 79 13 28 73 (TD:1801.0) (1410.8) DD-4P 1582.0 1738.0 156.0 147.2 147.2 1382.0 1409.0 27.0 24.1 24.1 89 8 29 69 (TD:1738.0) (1409.0) DD-6P 1591.0 1776.0 185.0 164.3 164.3 1389.0 1412.5 23.5 18.8 18.8 80 16 25 66 (TD:1776.0) (1412.5) DD-2P 1572.5 1800.0 227.5 162.7 162.7 1378.5 1408.2 29.7 16.6 16.6 56 16 27 77 (TD:1800.0) (1408.2)

Hình 3.2.8: Biểu đồ độ rỗng và độ bão hòa dầu vỉa BII.2.20 Bảng 3.2.6: Bảng giá trị các tham số đầu vào vỉa BII.2.20

DD-1X 1539.0 1556.2 17.2 16.7 16.7 1506.8 1524.0 17.2 16.7 16.7 97 19 23 63 (1555.7) (1523.5) DD-2X 1541.3 1552.8 11.5 11.5 11.5 1512.5 1524.0 11.5 11.5 11.5 100 18 23 46 1552.8 1524.0 DD-3X 1704.7 1729.5 24.8 24.8 24.8 1503.6 1524.0 20.4 20.4 20.4 100 10 26 64 1729.5 1524.0 DD-9P 1703.5 1786.5 83.0 78.7 78.7 1493.4 1519.8 26.4 25.3 25.3 96 9 21 66 (1782.3) (1518.8) DD-2P 1706.5 1800.0 93.5 93.5 93.5 1486.9 1506.6 19.7 19.7 19.7 100 6 27 77 (TD:1800.0) (1506.6)

Hình 3.2.10: Biểu đồ độ rỗng và độ bão hòa dầu vỉa BII.2.30 Bảng 3.2.8: Bảng các tham số đầu vào vỉa BII.2.30

DD-1X 1571.5 1591.2 19.7 19.1 19.1 1539.3 1559.0 19.7 19.1 19.1 97 16 23 61 1591.2 1559.0 DD-2X 1572.5 1587.8 15.3 14.1 14.1 1543.8 1559.0 15.2 14.1 14.1 93 6 23 68 (1587.4) (1558.7) DD-3X 1753.5 1771.8 18.3 18.3 17.4 1543.9 1559.0 15.1 15.1 14.4 95 11 26 54 1771.8 1559.0 DD-9P 1850.0 2042.0 192.0 183.2 183.2 1530.9 1543.0 12.1 11.3 11.3 93 10 21 74 (TD:2042.0) (1543.0)

Hình 3.2.12: Biểu đồ độ rỗng và độ bão hòa dầu vỉa BII.1.10 Bảng 3.2.10: Bảng các tham số đầu vào vỉa BII.1.10

Dev Max Min ML Max

Do các tham số đầu vào đều là các giá trị không chắc chắn nên tính toán trữ lượng được dựa trên mô phỏng Monte Carlo bằng phần mềm Crystal Ball Kết quả phân cấp đánh giá trữ lượng dầu tại chỗ cho các vỉa trong mỏ Đông Đô được thể hiện như Bảng 3.2.11 và Bảng 3.2.12

Bảng 3.2.11: Trữ lượng dầu tại chỗ mỏ Đông Đô cho các vỉa BIII, BII.2.10,

Vỉa chứa Độ sâu chứa dầu (mTVDSS)

Trữ lượng dầu tại chỗ (OIIP)

BII.2.20 1378 - 1425 Xác minh (P1) 74.8 101.5 134.5 BII.2.30 1480 - 1524 Xác minh (P1) 19.2 24.4 30.4

Bảng 3.2.12: Trữ lượng dầu tại chỗ mỏ Đông Đô cho vỉa BII.1.10, Pre-tertiary

Vỉa chứa Độ sâu chứa dầu mTVDSS

Trữ lượng dầu tại chỗ (OIIP)

Kết quả nghiên cứu đánh giá hệ thống dầu khí cũng như tiềm năng dầu khí mỏ Đông Đô, lấy ví dụ là các vỉa trong Miocen cho thấy:

- Mỏ Đông Đô, lô 01/97 hội tụ đủ các yếu tố và điều kiện hình thành các tích tụ dầu khí Các giếng khoan thăm dò và khai thác trong khu vực mỏ đã cho thấy được điều này.

- Trữ lượng dầu tại chỗ trong các vỉa Miocen giữa là 146 triệu thùng ở kỳ vọng P50 Đây là trữ lượng được đánh giá ở mức trung bình, có thể tiến hành khoan khai thác.

- Dầu trong mỏ Đông Đô là dầu nặng và có độ bão hòa nước cao (khoảng 33-40%) do đó cần đề phòng các rủi ro trong quá trình khai thác cũng như có các phương án khai thác phù hợp

HVTH: Phạm Mạnh Cường Trang 86 ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY (PHÂN TÍCH ĐỘ NHẠY) CỦA KẾT QUẢ ĐÁNH GIÁ TRỮ LƯỢNG:

Phân tích độ nhạy là phân tích những ảnh hưởng của các yếu tố bất định đầu vào (Thể tích đá chứa, tỷ lệ chiều dày hiệu dụng và chiều dày tổng, độ rỗng, độ bão hòa nước, hệ số thể tích thành hệ) đến đầu ra (Trữ lượng dầu tại chỗ) Nói cách khác, phân tích độ nhạy là xem xét mức độ nhạy cảm của kết quả khi có sự thay đổi giá trị của tham số đầu vào

Từ bảng tính trữ lượng dầu tại chỗ bằng phần mềm Crystall Ball, tiến hành xây dựng biểu đồ Tornado cho mỏ Đông Đô Kết quả như Hình 3.2.14:

Hình 3.2.14: Đánh giá độ nhạy các tham số đến kết quả trữ lượng dầu tại chỗ mỏ Đông Đô

Kết quả phân tích ảnh hưởng của các tham số đầu vào đến kết quả đánh giá trữ lượng dầu tại chỗ bằng phương pháp thể tích mỏ Đông Đô, lô 01/97 cho thấy trong năm yếu tố thể tích đá chứa, tỷ lệ chiều dày hiệu dụng và chiều dày tổng, độ rỗng, độ bão hòa nước và hệ số thể tích thành hệ thì: hệ số thể tích thành hệ có ảnh hưởng thấp nhất và độ bão hòa nước ảnh hưởng lớn nhất đến kết quả đánh giá trữ lượng Điều này hoàn toàn phù hợp với mức độ khá đồng nhất về thành phần và độ ngậm khí của dầu, bởi gradient áp suất và nhiệt độ của vỉa tuân theo chế độ bình thường KẾT LUẬN:

Tiêu đề	Đặc điểm địa chất và tiềm năng dầu khí - cấu tạo Đông Đô - Lô 01/97 - Bồn trũng Cửu Long
Tác giả	Phạm Mạnh Cường
Người hướng dẫn	PGS.TS Trần Văn Xuân, TS. Trần Như Huy
Trường học	Đại học Quốc gia TP. Hồ Chí Minh
Chuyên ngành	Kỹ Thuật Dầu Khí
Thể loại	Luận văn thạc sĩ
Năm xuất bản	2018
Thành phố	TP. Hồ Chí Minh

Định dạng
Số trang	103
Dung lượng	7,26 MB