Đồ Án Minh giải tài liệu thử vỉa DST giếng khoan BK-2X-ST, mỏ Y bể trầm tích Cửu Long

Vì những lý do đó nên tôi chọn đề tài cho đồ án tốt nghiệp là “Minh giải tài liệu thử vỉa DST giếng khoan BK-2X-ST, mỏ Y bể trầm tích Cửu Long.” Dựa trên các thông số như: Hệ số thể tích

LỜI CẢM ƠN Trước tiên, tôi xin chân thành cảm ơn thầy Phạm Văn Tuấn đã hướng dẫn và chỉ bảo tận tình giúp tôi trong suốt thời gian tôi thực hiện và hoàn thành đề tài:

“Minh giải tài liệu thử vỉa DST giếng khoan BK-2X-ST, mỏ Y bể trầm tích Cửu Long” Do lần đầu nghiên cứu một đề tài khoa học nên khó tránh khỏi thiếu sót, tôi

mong nhận được sự đóng góp ý kiến của quý thầy cô và các bạn

Tôi xin gửi lời cảm ơn tới anh Trần Tấn Nghĩa và các anh chị trong chi nhánh Trung tâm Hỗ trợ Kỹ thuật, Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí đã giúp đỡ và tạo điều kiện thuận lợi nhất cho tôi có thể hoàn thành kỳ thực tập của mình

Tôi cũng xin gửi lời cảm ơn tới toàn thể quý thầy cô trong Bộ môn Địa chất Dầu khí, Khoa Dầu khí, Trường Đại học Mỏ - Địa chất đã giúp đỡ tôi trong suốt thời gian tôi học tập tại trường, thực tập sản xuất, thực tập tốt nghiệp và thực hiện

đề tài này

Cuối cùng, cho con gửi lời tri ân sâu sắc tới ba mẹ, cảm ơn ba mẹ đã tạo điều kiện thuận lợi cho con thực hiện ước mơ của mình Kính chúc ba mẹ luôn mạnh khỏe và hạnh phúc

Xin chân thành cảm ơn!

Hà Nội, tháng 06/2014

Nguyễn Văn Thiện

MỤC LỤC

MỞ ĐẦU 1

CHƯƠNG 1: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ - KINH TẾ - NHÂN VĂN KHU VỰC NGHIÊN CỨU 2

1.1 Đặc điểm địa lý 2

1.1.1 Vị trí khu vực nghiên cứu 2

1.1.2 Khí hậu 2

1.2 Đặc điểm kinh tế nhân văn 3

1.2.1 Giao thông 4

1.2.2 Các yếu tố thuận lợi và khó khăn 4

CHƯƠNG 2: ĐẶC ĐIỂM CẤU TRÚC ĐỊA CHẤT MỎ Y 5

2.1 Lịch sử tìm kiếm, thăm dò 5

2.2 Địa tầng 6

2.2.1 Đá móng nứt nẻ trước Kainozoi 6

2.2.2 Các trầm tích Kainozoi 6

2.3 Kiến tạo 13

2.4 Lịch sử phát triển địa chất 16

2.4.1 Thời kỳ trước tạo rift 16

2.4.2 Thời kỳ đồng tạo rift 17

2.4.3 Thời kỳ sau tạo rift 17

2.5 Đặc điểm hệ thống dầu khí 18

2.5.1 Biểu hiện dầu khí 18

2.5.2 Đá sinh 19

2.5.3 Đá chứa 21

2.5.4 Đá chắn 26

2.5.5 Bẫy chứa 27

2.5.6 Thành tạo dầu khí, dịch chuyển và tích tụ 27

CHƯƠNG 3: CƠ SỞ LÝ THUYẾT PHÂN TÍCH THỬ VỈA 28

3.1 Giới thiệu chung 28

3.1.1 Phạm vi ứng dụng của công tác thử vỉa 28

3.1.2 Các phương pháp thử vỉa 29

3.1.3 Thử vỉa trong cần khoan ( Drill Stem Test, DST) 31

3.2 Cơ sở lý thuyết trong phân tích thử vỉa 33

3.2.1 Các thông số có thể thu được từ phân tích thử vỉa 33

3.2.2 Nghiên cứu dòng chảy của chất lưu trong đá 33

3.3 Phương pháp minh giải tài liệu thử vỉa DST 42

3.3.1 Phương pháp đồ thị Horner 42

3.3.2 Các phương pháp kết hợp dạng đường cong 47

3.3.3 Phương pháp minh giải tài liệu thử vỉa tiên tiến – minh giải có sự trợ giúp của phần mềm Ecrin 47

CHƯƠNG 4: MINH GIẢI TÀI LIỆU THỬ VỈA DST GIẾNG KHOAN BK-2X-ST53 4.1 Quá trình thử vỉa DST của giếng khoan BK-2X-STmỏ Y 53

4.1.1 Giới thiệu chung 53

4.1.2 Mục đích thử vỉa 53

4.1.3 Tóm tắt quá trình thử vỉa 53

4.1.4 Các số liệu và thông số đầu vào 57

4.2 Minh giải tài liệu thử vỉa DSTcủa giếng khoan BK-2X-ST mỏ Y 59

4.2.1 Phương pháp minh giải truyền thống (Horner) 59

4.2.2 Minh giải bằng phần mềm Ecrin 66 4.2.3 Nhận xét kết quả thử vỉa DST với tài liệu địa chất tầng cát kết Eoxen?,G20 69

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 70

TÀI LIỆU THAM KHẢO 71

Phụ lục 1: Thư viện các đường cong cơ bản (Trích dẫn trong cơ sở lý thuyết) 72

Phụ lục 2: 84

Phụ lục 3: 88

DANH SÁCH CÁC HÌNH VẼ

Hình 1.1: Sơ đồ vị trí mỏ Y và các mỏ khác trong khu vực[1]……… 2

Hình 2.1: Bản đồ cấu trúc đẳng sâu tầng G10[1]……… 7

Hình 2.2: Hệ thống lỗ rỗng trong mẫu lõi tầng G20[1]……… 8

Hình 2.3: Hệ thống lỗ rỗng trong mẫu lõi tầng G30[1] 9

Hình 2.4: Cột địa tầng tổng hợp của lô 15-01/05[1]……….12

Hình 2.5: Bản đồ cấu trúc mặt móng bể Cửu Long[1]……… 13

Hình 2.6: Bản đồ cấu tạo nóc móng mỏ Y[1]……… 14

Hình 2.7: Bản đồ cấu tạo nóc tầng G20 mỏ Y[1]……….15

Hình 2.8: Mặt cắt địa chất - địa vật lý qua giếng khoan BK-2X-ST[2]………… 16

Hình 2.9: Mức độ trưởng thành VCHC[5]……… 20

Hình 2.10: Tần suất phân bố kích thước hạt trung bình của cát kết tầng G20, G30[1]……… 23

Hình 2.11: Tần suất phân bố kích thước hạt lớn nhất của cát kết tầng G20, G30[1]22 Hình 2.12: Tần suất phân bố độ chọn lựa của cát kết tầng G20, G30[1]………… 23

Hình 2.13: Tần suất phân bố độ cầu của cát kết tầng G20, G30[1]……… 23

Hình 2.14: Phác họa sự thay đổi độ rỗng và thể tích xi măng trong quá trính thành đá[1]……… 24

Hình 2.15: Kết quả phân tích các mẫu trụ tầng G20[1]………25

Hình 2.16: Hệ thống dầu khí lô 15/01-05 [chỉnh sửa theo Lee et al 200]……… 26

Hình 3.1: Thử vỉa giảm áp 30

Hình 3.2: Thử vỉa hồi áp 30

Hình 3.3: Thử vỉa bơm ép 30

Hình 3.4: Thử vỉa hạ áp trong giếng bơm ép 30

Hình 3.5: Đồ thị thử vỉa DST………32

Hình 3.6: Sơ đồ thí nghiệm của Daxi[6] 34

Hình 3.7: Phép giải lưu lượng tận cùng không đổi[3]……… 37

Hình 3.8: Tiến trình khai thác: biến đổi lưu lượng và áp suất lòng giếng theo thời gian[3] 40

Hình 3.9: Đồ thị Horner với điều kiện biên vô hạ ……… 42

Hình 3.10: Ứng dụng máy tính trong phân tích thử vỉa[6]……… 48

Hình 3.11: Đường cong đạo hàm áp suất trên đồ thị Log-Log[7]………49

Hình 3.12: Thiết lập các thông số giếng và PVT trên phần mềm……….51

Hình 3.13: Đồ thị lịch sử quá trình thử vỉa……… 51

Hình 3.14: Các thông số đầu vào và các thông số thu được khi sử dụng phần mềm Ecrin để minh giải thử vỉa[6]………52

Hình 4.1: Thiết đồ thử vỉa DST giếng khoan BK-2X-ST[2]………56

Hình 4.2: Lịch sử quá trình thử vỉa[2]……… 57

Hình 4.3: Đồ thị hồi áp Horner trước khi xử lý axit……….60

Hình 4.4: Đồ thị hồi áp Horner sau khi xử lý axit………63

Hình 4.5: Đồ thị đạo hàm của áp suất theo thời gian giai đoạn hồi áp trước khi xử lý axit………66

Hình 4.6: Đồ thị đạo hàm của áp suất theo thời gian giai đoạn hồi áp chính sau khi xử lý axit……… 68

DANH SÁCH CÁC BẢNG BIỂU

Bảng 2.1: Tóm tắt các biểu hiện dầu khí của giếng khoan BK-2X-ST[2]…… 18-19

Bảng 2.2: Các đặc tính cơ bản tầng đá mẹ trong khu vực nghiên cứu[5]………….20

Bảng 2.3: Các khoáng vật nặng từ tầng G20 qua phân tích thạch học từ mẫu mùn khoan (cutting)[1]……….21

Bảng 2.4: Các thành phần trong mẫu mùn khoan của G20[1]……….22

Bảng 4.1: Tóm tắt kết quả thử vỉa[2]………55

Bảng 4.2: Thành phần dầu trong tầng G20 [2] 57-58 Bảng 4.3: Bảng tóm tắt các thuộc tính của chất lưu và vỉa chứa[2]……….58

Bảng 4.4: Kết quả phân tích thử vỉa giếng khoan BK-2X-ST……… 65

Bảng 4.5: Kết quả tính được theo hai phương pháp……….67

Bảng 4.6: Kết quả thu được bằng hai phương pháp……….69

Cs: Hệ số tích chứa giếng khoan (bbl/psi)

CSD: Hệ số tích chứa giếng khoan không thứ nguyên

h: Chiều dày của vỉa (ft)

k: Độ thấm (mD)

ko: Độ thấm của dầu (mD)

l: Chiều dài (ft)

Lf: Khoảng cách từ giếng tới đứt gãy(ft)

m: Độ dốc của đường hồi áp Horner (psi/vòng log)

Np: Lượng dầu khai thác tích lũy (stb)

Pi: Áp suất vỉa ban đầu (psi)

P*: Áp suất ngoại suy (psi)

Pws: Áp suất đóng giếng (psi)

Pws(∆t=1hr): Áp suất đóng giếng được 1 giờ (psi)

Pwf(∆t=0h): Áp suất lòng giếng có dòng đo được sau khi bắt đầu đóng giếng (psi)

∆Ps: Tổn hao áp suất do skin (psi)

PD: Áp suất không thứ nguyên

: Áp suất trung bình của miền cung cấp (psi)

Pc: Áp suất tháo khô (psi)

qo: Lưu lượng khai thác (stb/d)

qa: Lưu lượng giếng thực tế (stb/d)

rw: Bán kính giếng (ft)

re: Bán kính ảnh hưởng (ft)

rc: Bán kính tháo khô (ft)

S: Hệ số skin (không thứ nguyên) Dr: Tỷ hư hại

PI: Chỉ số khai thác (stb/d/psi)

So: Hệ số bão hòa dầu (%)

Sw: Hệ số bão hòa nước (%)

Sg: Hệ số bão hòa khí (%)

tp: Thời gian chảy hiệu dụng (hrs)

∆t: Thời gian đóng giếng (hrs)

tD,tDA: Thời gian không thứ nguyên

T : Nhiệt độ vỉa (0F)

µ: Độ nhớt (cP)

Φ: Độ rỗng của đất đá (%)

p :Mật độ đất đá (lb/ft3)

MỞ ĐẦU Hằng năm, ngành công nghiệp dầu khí mang về một nguồn ngoại tệ lớn góp phần không nhỏ trong công cuộc xây dựng và phát triển kinh tế đất nước Đây là ngành đem lại lợi nhuận cao nhưng cũng lại chứa đầy rủi ro Ở các Công ty Dầu khí, dù ở Việt Nam hay nước ngoài, bất cứ một vỉa hay mỏ dầu khí nào Trước khi đưa vào khai thác thì công tác thử vỉa luôn được tiến hành để xác định đặc tính của vỉa chứa và giúp hạn chế phần nào rủi ro trong các công tác liên quan đến thẩm lượng và phát triển mỏ

Phân tích các kết quả thử vỉa để đánh giá các thông số của giếng khoan và thông số vỉa chứa Ngoài ra còn giúp xác định khả năng cho dòng thương mại của vỉa chứa Từ đó, các kỹ sư địa chất dầu khí, kỹ sư khai thác đưa ra quyết định có nên phát triển khai thác hay không Phân tích thử vỉa sẽ trả lời câu hỏi trên

Vì những lý do đó nên tôi chọn đề tài cho đồ án tốt nghiệp là “Minh giải tài liệu thử vỉa DST giếng khoan BK-2X-ST, mỏ Y bể trầm tích Cửu Long.”

Dựa trên các thông số như: Hệ số thể tích; Độ nhớt; Độ rỗng;… tài liệu phân tích PVT và mẫu lõi và số liệu trong quá trình thử vỉa, các kết quả minh giải DST thu được là: Độ dẫn thủy; Độ thấm; Hệ số Skin; Chỉ số sản phẩm; Bán kính ảnh hưởng; Các kết quả trên sẽ là những thông tin hữu ích phục vụ cho công tác nghiên cứu, đánh giá tầng chứa

Đề tài nghiên cứu thử vỉa tầng cát kết Eoxen (?, G20), giếng khoan BK-2X-ST

Chương 3: Cơ sở lý thuyết phân tích thử vỉa

Chương 4: Minh giải tài liệu thử vỉa DST giếng khoan BK-2X-ST

CHƯƠNG 1: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ - KINH TẾ - NHÂN VĂN KHU VỰC

NGHIÊN CỨU 1.1 Đặc điểm địa lý

1.1.1 Vị trí khu vực nghiên cứu

Mỏ Y thuộc lô 15-01/05, là một phần Tây Bắc của bể trầm tích Cửu Long Điểm cực Tây của lô cách thành phố Vũng Tàu khoảng 20km Khu vực mỏ Y có độ sâu nước từ 20 ÷ 50m Khu vực nghiên cứu có diện tích 3827km2 Bể Cửu Long nằm ở phía Đông Bắc thềm lục địa phía Nam Việt Nam kéo dài khoảng 400km theo hướng Đông Bắc - Tây Nam và rộng 100km theo hướng Tây Bắc - Đông Nam Bể

có diện tích khoảng 40000 km2, bao gồm các lô: 9; 15; 16; 17 Và một phần của các lô: 01; 02; 25; và 31

Hình 1.1 Sơ đồ vị trí mỏ Y và các mỏ khác trong khu vực[1]

1.1.2 Khí hậu

Khu vực nghiên cứu nằm trong đới khí hậu xích đạo, nên một năm có hai mùa tương đối rõ rệt: Mùa mưa kéo dài từ tháng 4 đến tháng 10; mùa khô kéo dài từ tháng 11 đến tháng 3 năm sau

Khu vực nghiên cứu

- Nhiệt độ: Nhiệt độ trung bình năm thay đổi từ 26,7⁰C ÷ 27,8⁰C cao nhất

vào tháng 4 và tháng 5 (28,2 ÷ 28,3⁰C); thấp nhất vào tháng 1, tháng 2 và tháng 12 (25,5 ÷ 25,7⁰C) Đo được tại trạm khí tượng ở ngoài khơi

- Độ ẩm: Độ ẩm tương đối của không khí trung bình hàng năm từ 92,5% ÷

84%, tháng có độ ẩm thấp nhất là tháng 1 trung bình 84%; tháng có độ ẩm cao nhất

là tháng 3 trung bình 98,1%

- Lượng mưa: Số ngày có lượng mưa chủ yếu tập trung từ tháng 5 ÷ tháng

10 Lượng mưa thấp nhất vào tháng 2 (0,6 ÷ 6,1mm); cao nhất vào tháng 10

(338mm)

- Gió: Trong một năm có hai mùa gió chính: Từ tháng 1 đến tháng 4 hướng

gió chủ đạo là Nam và Đông nam Tốc độ gió lớn nhất vào tháng 1 và tháng 2 (từ

3,1 ÷ 4,1 m/s); nhỏ nhất vào tháng 4 và tháng 5 (từ 1,4 ÷ 1,6 m/s)

Ở đây các cơn bão thường xảy ra từ tháng 7 ÷ tháng 10, hướng di chuyển chính của các cơn bão là Tây và Tây Bắc Tốc độ di chuyển trung bình 28km/h, cao nhất từ 40 - 50km/h Tháng có nhiều bão nhất là tháng 11

- Sóng: Chế độ sóng chia làm hai mùa: Mùa đông từ tháng 11 đến cuối tháng

3, hướng sóng chủ yếu là Đông và Đông Bắc; mùa hè kéo dài từ tháng 5 đến tháng

10, hướng sóng chính là Tây và Tây Nam Tháng 11 sóng có chiều cao thấp hơn 1m chiếm 13,88% , trong tháng 1 sóng có chiều cao lớn hơn chiếm 4,08%

- Dòng chảy: Dưới tác dụng của gió mùa biển Đông đã tạo nên dòng chảy

đối lưu; hướng và tốc độ của dòng chảy phụ thuộc vào hướng gió và sức gió 1.2 Đặc điểm kinh tế nhân văn

Bể trầm tích Cửu Long nằm tương đối gần bờ khoảng từ 90 ÷ 120 km từ trung tâm bể tới thành phố Vũng Tàu

Vũng Tàu trở thành một thành phố công nghiệp dầu khí đứng đầu cả nước, từ khi phát hiện được các mỏ dầu khí ngoài khơi

Dân cư tỉnh Bà Rịa Vũng Tàu tương đối đông đúc có khoảng hơn 1 triệu người, trình độ dân trí khá cao với hệ thống hạ tầng cơ sở tương đối phát triển Ở đây có đầy đủ hệ thống bệnh viện, trạm y tế phục vụ sức khỏe cho cán bộ, công nhân viên của các cơ quan tại thành phố và dân cư trong vùng Hệ thống trường học đầy đủ, có các trường chuyên nghiệp thuộc các ngành du lịch, xây dựng…, phục vụ cho công tác dầu khí Ngoài ra còn có xí nghiệp liên doanh Việt - Nga và các công

ty dầu khí đặt trụ sở ở đây

1.2.1 Giao thông

Về giao thông có các mạng lưới: Đường bộ ; đường thủy ; đường hàng không

- Đường bộ: Đường quốc lộ 51 nối liền từ thành phố Vũng Tàu đến thành

phố Hồ Chí Minh dài 125 km Mạng lưới giao thông đường bộ của thành phố Vũng

Tàu tương đối rộng và thuận lợi cho việc đi lại của công tác trên bờ

- Đường thủy: Dài 80 km nối cảng Vũng Tàu với cảng Sài Gòn Cảng Vũng

Tàu là một cảng lớn có thể tiếp nhận, chứa và vận tải được các thiết bị lương thực,

thực phẩm, nước ngọt, phục vụ cho giàn khoan trên biển

- Đường hàng không: Có sân bay Vũng Tàu, sân bay này có thể tiếp nhận

các máy bay trực thăng MI-8 Sân bay phục vụ đưa đón công nhân là việc ở ngoài

khơi trên giàn khoan và nhận tài liệu, mẫu về đất liền

1.2.2 Các yếu tố thuận lợi và khó khăn

- Các yếu tố thuận lợi: Với vị trí của thành phố Vũng Tàu, việc mở rộng xây

dựng các cảng dịch vụ dầu khí phục vụ cho việc khai thác dầu khí ở thềm lục địa phía Nam Việt Nam cũng như việc giao lưu xuất nhập khẩu dầu tới các nước trên

thế giới là hết sức thuận lợi

Là một thành phố trẻ, Vũng Tàu có nguồn cung cấp nhân lực dồi dào, giao thông vận tải đáp ứng nhu cầu di chuyển cũng như vận chuyển hàng hoá

Hiện nay Vũng Tàu đã thu hút được rất nhiều công ty nước ngoài đến đầu tư thăm dò, khai thác dầu khí

- Các yếu tố khó khăn: Là một thành phố có dân số ở độ tuổi lao động rất

đông nhưng trình độ kỹ thuật chưa đáp ứng được nhu cầu phát triển của ngành; vào mùa biển động, các hoạt động trên biển bị ngừng trệ, gây khó khăn cho các hoạt

động thăm dò, khai thác dầu khí

Mặc dù đã có sự phát triển của các ngành công nghiệp đóng tàu, sửa chữa tàu, giàn khoan, Tuy nhiên vẫn chưa đủ đáp ứng nhu cầu của công tác TDKT Dầu khí

Vì vậy mỗi khi có hư hại về thiết bị hay tàu thuyền đa số vẫn phải đưa đi sửa chữa ở những nước khác phát triển hơn Hơn nữa các công trình phục vụ cho quá trình tìm kiếm thăm dò và các thiết bị đi kèm đều được dùng trong môi trường nước biển (nước mặn) cũng dễ bị ăn mòn, phá hủy cần thường xuyên tu sửa, bảo dưỡng

Qua những phân tích trên đầy đủ để thấy rằng địa lý tự nhiên và kinh tế của vùng nghiên cứu tuy có nhiều thuận lợi nhưng bên cạnh đó còn rất nhiều khó khăn cho việc sinh hoạt, đi lại và công tác nghiên cứu ngoài giàn khoan

CHƯƠNG 2: ĐẶC ĐIỂM CẤU TRÚC ĐỊA CHẤT MỎ Y

2.1 Lịch sử tìm kiếm, thăm dò

Lịch sử tìm kiếm thăm dò dầu khí mỏ Y gắn liền với lịch sử tìm kiếm thăm dò dầu khí của lô 15-1/05

Lô 15-1/05 nằm ở ngoài khơi phía Nam Việt Nam, nằm ở phần Tây Bắc của

bể Cửu Long (Hình 1.1) Ngày 11/04/2007, lô 15-1/05 được ký hợp tác giữa Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam và PVEP và SK Energy (nhà thầu) để thăm dò, thẩm lượng, phát triển và khai thác dầu khí ở trong lô 15-1/05 Ngày 17/09/2007 POC Phú Quý (Công ty TNHH MTV điều hành Thăm dò Khai thác Dầu khí trong

và ngoài nước) đã điều hành PSC thay mặt cho Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí Việt Nam (PVEP), ngày 01/10/2007 Total Việt Nam điều hành chính trong PSC Giai đoạn thăm dò của PSC là 5 năm với 3 năm cho giai đoạn 1 và 2 năm cho giai đoạn 2, giai đoạn 1 nhà điều hành yêu cầu khảo sát khoảng 1700 Km2 địa chấn 3D trong năm 2008 và khoan giếng khoan thăm dò đầu tiên là LDN-1X (8/2009) trong cấu tạo triển vọng ở phần trung tâm mỏ Lạc Đà Nâu với mục tiêu chính là thăm dò tầng cát kết Oligoxen và tầng móng Granit trước Kainozoi Dầu được tìm thấy cả trong 2 mục tiêu đó (lưu lượng lớn nhất trong 4100 thùng/ngày đêm, lưu lượng dầu lớn nhất từ tầng E là khoảng 700 thùng/ngày đêm

Sau các kết quả tốt từ giếng LDN-1X, 03/2010 tiếp tục khoan giếng khoan thăm dò 15-1/05-BK-1X trên cấu tạo triển vọng ở phần trung tâm mỏ Y Giếng khoan BK-1X được khoan qua tầng đá vụn, thấy được tầng móng trước đó, sau đó được gọi là tầng clastic basement và được đổi tên lại thành tầng G Kết quả thử vỉa trong tầng tầng G không tốt (lưu lượng dầu trung bình là 252 thùng/ngày đêm) Được sự đồng ý của nhà thầu và PVN quyết định khoan giếng khoan xiên ( BK-1X-ST) Giếng khoan xiên được khoan trong tầng G nơi mà thấy có nứt nẻ và cho các kết quả thử vỉa tốt Lưu lượng dầu trung bình từ tầng này trong giếng khoan xiên là

3153 thùng/ngày đêm trong giai đoạn chảy lớn nhất Kết quả minh giải địa chấn cho thấy khả năng sự mở rộng tầng G trong mỏ Y

Tháng 7 và tháng 9 năm 2010, tất cả các bên đồng ý tiếp tục khoan giếng khoan thăm dò BK-2X để thăm dò tiềm năng dầu khí cho cấu tạo triển vọng ở phần phía Bắc mỏ Y, nó được như là một khối đứt gãy được tách ra từ phần trung tâm mỏ Y bởi hệ thống đứt gãy Mục tiêu chính là thăm dò đánh giá các tầng cát kết nằm trên móng và khối móng nứt nẻ, bao gồm tầng G và móng nứt nẻ granit Tuy nhiên trong

quá trình do xảy ra sự cố nên giếng khoan BK-2X đã dừng lại tại độ sâu 4233mMD/ 4018mTVDSS Với mục tiêu thăm dò cả trong tầng đá móng nứt nẻ, nhà thầu đã tiếp tục khoan thêm giếng khoan xiên BK-2X-ST

Tầng G10 chỉ gặp trong giếng khoan BK-3X và BK-3X-ST Trên tài liệu địa chấn nó phân bố ở phần phía Nam của lô 15-01/05 (Hình 2.1), gồm sét kết nằm xen kẹp với cát kết Cát kết tầng này có màu xám sáng đến xám xanh, độ hạt từ mịn đến trung bình Độ rắn chắc yếu với xi măng canxit, độ chọn lọc trung bình, độ rỗng kém Không có tìm thấy biểu hiện dầu nào trong cát kết của tầng G10 Sét kết màu

nâu ở phần bên trên và trở nên màu trắng, xám xanh đến xám xanh đen ở phần bên dưới Sét kết ở trong tầng này có độ chọn lọc tốt hơn tầng G20 và G30

Hình 2.1 Bản đồ cấu trúc đẳng sâu tầng G10[1]

Tầng G20, ở phần phía Nam khu vực nghiên cứu tầng G20 nằm trên tầng G10, trong khi ở phần trung tâm và phần phía Bắc nó nằm trực tiếp trên nóc đá móng granit Cát kết tầng G20 chủ yếu là cát kết arkos/lithic arkos Nó nằm xen kẹp với sét/sét kết, sét/sét kết trở lên đen và rắn hơn theo chiều sâu Cát kết có màu xám sáng đến xám, xám xanh, độ hạt từ mịn đến trung bình đến thô, rất góc cạnh, độ rắn chắc từ trung bình đến cao Hệ thống lỗ rỗng của mẫu lõi tầng G20 trong giếng khoan BK-2X-ST chủ yếu là độ rỗng giữa hạt và hang hốc (Hình 2.2)

Hình 2.2 Hệ thống lỗ rỗng trong mẫu lõi tầng G20[1]

Tầng G30 chứa các lớp xen kẹp cát kết và sét kết/sét Sét kết/sét thường có màu xám sáng đến xám, độ rắn chắc từ trung bình đến tốt Cát kết có màu trắng đục đến xám sáng, hạt từ rất mịn đến trung bình, độ chọn lọc từ kém đến trung bình, hình dạng hạt từ góc cạnh đến gần tròn, căn cứ vào tài liệu mẫu lõi cho thấy được sự tồn tại của nứt nẻ trong cả cát kết và sét kết Môi trường lắng đọng có thể là quạt bồi tích (alluvial fan) liên quan đến đồng bằng ngập lụt Một vài biểu hiện dầu xuất hiện trong quá trình khoan tầng này Tuy nhiên, không được thử vỉa

Hình 2.3 Hệ thống lỗ rỗng trong mẫu lõi tầng G30[1]

Thống Oligoxen ( ), phụ thống Oligoxen dưới ( ), Hệ tầng Lạc Đà Nâu, tầng E

Trong lô 15-01/05, hệ tầng này vắng mặt ở một vài nơi đến phía Tây của lô.Tầng E gồm cát kết là arkos nằm xen với các lớp sét kết màu xám nâu và lớp sét giàu VCHC Cát kết màu xám sáng, hạt từ mịn đến thô Độ chọn lọc từ kém đến trung bình, Hình dạng hạt từ ít góc cạnh đến gần tròn, độ rỗng kém Chiều dày của các lớp cát kết thay đổi từ nhỏ hơn 1÷ 4m, môi trường lắng đọng của tầng này được cho là môi trường có năng lượng cao - môi trường từ alluvial đến fluvial

Thống Oligoxen ( ), phụ thống Oligoxen trên ( ), Hệ tầng Trà Tân, tầng C,

D

Hệ tầng Trà Tân trong Oligoxen trên có thể được chia làm 2 phần: Hệ tầng Trà Tân trên - tầng C: Chiều dày thay đổi từ 100 ÷ 300m, hệ tầng gồm sét màu xám nằm xen kẹp với cát kết Cát kết màu sắc thay đổi từ xám sáng đến xám; độ hạt từ rất mịn đến thô; độ chọn lọc từ kém đến trung bình Độ rắn chắc trung bình với nhiều khoáng vật kaolinit, xi măng silic/vôi Độ rỗng thường kém với nhiều khoáng vật kaolinit, tầng này được lắng đọng trong môi trường có năng lượng cao (alluvial

và môi trường sông đến môi trường đầm hồ) Trong lô 15-01/05, một vài biểu hiện dầu và khí được quan sát thấy trong quá trình khoan

Hệ tầng Trà Tân dưới - tầng D: Chiều dày thay đổi từ 100 ÷ >700m, tầng này gồm chủ yếu sét/sét kết nằm xen kẹp với một vài lớp cát kết mỏng Sét có màu xám nâu, trương nở, sét kết có màu xám sáng đến xám đen, xám nâu, giàu khoáng vật kaolinit

Cát kết thường có màu xám sáng, đôi chỗ trắng sữa, xám xanh Độ hạt từ mịn đến trung bình, đôi chỗ hạt rất mịn và thô, từ góc cạnh đến tròn Độ chọn lọc từ kém đến trung bình, cát kết này dễ vỡ vụn với độ rắn chắc từ kém đến trung bình với xi măng là silic, matrix là kaolinit nên độ rỗng kém Lắng đọng trong môi trường có năng lượng thấp (môi trường đầm hồ) Các giếng khoan trong lô 15-01/05, có một vài biểu hiện dầu khí xuất hiện trong các lớp cát kết ở phần bên trên hệ tầng này

2.2.2.2 Hệ Neogen

Thống Mioxen ( ), phụ thống Mioxen dưới ( ), Hệ tầng Bạch Hổ, tầng BI

Hệ tầng có chiều dày thay đổi từ 600 ÷ 650m Các trầm tích của hệ tầng này phủ bất chỉnh hợp góc trên các trầm tích của hệ tầng Trà Tân Hệ tầng Bạch Hổ có thể chia làm hai phần:

Phần trên chủ yếu là sét kết màu xám, xám xanh xen kẽ với cát kết mỏng Cát kết này độ hạt hạt từ trung bình đến thô, độ chọn lọc từ kém đến trung bình Rắn chắc với xi măng là silic và matrix là sét, độ rỗng kém nên không có biểu hiện của dầu (Non oil show) Đặc biệt phần trên cùng là tầng “sét kết Rotalid” chiều dày thay đổi trong khoảng từ 50m đến 120m, là tầng đá chắn khu vực rất tốt cho toàn bể nói chung và mỏ Y nói riêng

Phần dưới chủ yếu là cát kết và nằm xen kẹp với sét kết (claystone) và bột kết Cát kết có màu xám sáng đến xám xanh, bột kết thường có màu xám sáng Độ hạt từ rất mịn đến mịn ở bên trên và trở lên trung bình đến thô ở bên dưới Độ chọn lọc trung bình, hình dạng hạt từ góc cạnh đến gần tròn, lắng đọng trong môi trường biển nông hoặc đồng bằng ven biển

Thống Mioxen ( ), phụ thống Mioxen giữa ( ), Hệ Tầng Côn Sơn, tầng BII

Hệ tầng này có chiều dày thay đổi từ 500 ÷ 700m, nằm giữa hai mặt bất chỉnh hợp bên trên là hệ tầng Bạch Hổ và nằm bên dưới hệ tầng Đồng Nai Thành phần gồm cát kết, sét kết và bột kết Trong lô 15-01/05, tỷ số cát kết và sét kết ở trong hệ tầng này thay đổi giữa các vị trí Cát kết màu xám nâu, độ rắn chắc yếu, xi măng là bột, hạt từ rất mịn đến thô Sét kết (claystone) trong hệ tầng Côn Sơn chủ yếu có

màu nâu xen với màu xám sáng, xám vàng, độ chọn lọc rất tốt, rất dính, lắng đọng trong môi trường tam giác châu

Thống Mioxen ( ), phụ thống Mioxen trên ( ), Hệ tầng Đồng Nai, tầng BIII

Hệ tầng Đồng Nai có chiều dày thay đổi từ 700 ÷ 800m Hệ tầng này nằm trên

hệ tầng Côn Sơn và bị phủ bởi hệ tầng Biển Đông bên trên Thành phần của hệ tầng này bao gồm cát kết màu xám nằm xen kẹp với sét màu nâu, sét vôi (limestone), các lớp than mỏng Hệ tầng này có thể được chia làm 2 phần: Trong phần trên chủ yếu

là cát kết nằm xen kẹp bởi sét kết màu xám và lớp than mỏng Cát kết trong phần này độ hạt từ mịn đến thô, màu xám đen, độ chọn lọc tốt Sét kết (claystone) có màu xám sáng đến xám, độ chọn lọc tốt, lắng đọng trong môi trường biển nông

Phần dưới chủ yếu là sét kết màu nâu nằm xen kẹp với cát kết và một phần nhỏ sét than Sét kết chủ yếu có màu nâu đến nâu đen, cát kết trong phần này thường hạt rất thô đến thô, hình dạng hạt từ góc cạnh đến gần tròn, độ chọn lọc từ kém đến trung bình, lắng đọng trong môi trường đồng bằng ven biển

Thống Plioxen - Đệ tứ ( − ), Hệ tầng Biển Đông, tầng A

Hệ tầng Biển Đông tính từ đáy biển đến nóc của hệ tầng Đồng Nai bên dưới

Hệ tầng Biển Đông phân bố rộng và trải đều khắp toàn bể, trong lô 15-1/05, hệ tầng này có chiều dày thay đổi từ 400 ÷ 700m, thành phần chủ yếu là cát kết hạt thô đến trung bình nằm xen kẹp với các lớp mỏng bột kết và sét kết Cát kết có màu xám sáng, xám xanh, xám nâu, hình dạng hạt từ gần tròn đến tròn, độ chọn lọc tốt, lắng đọng trong môi trường biển nông

Hình 2.4 Cột địa tầng tổng hợp của lô 15-01/0501/05[1]

2.3 Kiến tạo

Bể Cửu Long kéo dài theo hướng Đông Bắc - Tây Nam với một dãy các khối móng nhô cao: Rồng - Bạch Hổ - Rạng Đông - Sư Tử Trắng, và một dãy khác từ Hải Sư Đen - Lạc Đà Nâu - Lạc Đà Vàng - Sư Tử Đen, Sư Tử Trắng, Sư Tử Nâu Giữa hai dãy này là hai trũng lớn phát triển theo hướng Đông Bắc - Tây Nam (Hình 2.5)

Từ các nghiên cứu địa chất (trên đất liền và ngoài khơi), một vài pha biến dạng nén ép trong cấu trúc và hình thái của bể Cửu Long được xác định Thông thường, mỗi pha gồm có 2 chu kỳ: một là mở rộng và theo sau là sự nén ép

Lô 15-1/05 là một phần của bể Cửu Long, hình thái mặt móng được chia thành

ba đới khác nhau ở các độ sâu khác nhau: Trũng sâu (deep trough); sườn dốc (ramp); khối nâng (high plateau) Đới trũng sâu dường như thuộc trũng sâu phía Bắc của bể, trong khi đó phần nâng thuộc rìa Tây Bắc của bể (Hình 2.5)

Hệ thống đứt gãy trong bể Cửu Long gồm có bốn hướng phát triển chính: Đông Bắc - Tây Nam, Bắc - Nam, Đông -Tây và Tây Bắc - Đông Nam Trong lô 15-1/05, hệ thống đứt gãy theo hướng Đông Bắc - Tây Nam và Đông - Tây là chiếm

ưu thế Đặc biêt, sự hình thành các đứt gãy listric theo hướng Đông Bắc - Tây Nam cắm hướng Đông Nam là điều quan trọng trong sự hình thành hình thái cấu trúc (Hình 2.6)

Hình 2.5 Bản đồ cấu trúc mặt móng bể Cửu Long[1]

Hầu hết các đứt gãy hoạt động theo hướng Đông Bắc - Tây Nam trong quá trình hình thành các tầng E, D, C Ở đó duy nhất đứt gãy vẫn hoạt động trong Mioxen dưới hoặc hoạt động lại sau khi hình thành các tầng BI Trong Mioxen giữa

và Plioxen thì hầu hết các trầm tích không bị ảnh hưởng bởi hoạt động của đứt gãy (Hình 2.8)

Hình 2.6 Bản đồ cấu tạo nóc móng mỏ Y[1]

Hình 2.7 Bản đồ cấu tạo nóc tầng G20 mỏ Y[1]

Hình 2.8 Mặt cắt địa chất - địa vật lý qua giếng khoan BK-2X-ST[2]

2.4 Lịch sử phát triển địa chất

Lịch sử phát triển địa chất của khu vực nghiên cứu gắn liền với lịch sử tiến hoá của bể Cửu Long Qua phân tích các tài liệu địa chất khu vực, các kết quả nghiên cứu cấu trúc và cổ kiến tạo có thể chia lịch sử phát triển địa chất của bể ra làm 3 giai đoạn chính như sau:

2.4.1 Thời kỳ trước tạo rift

Trước Kainozoi, đặc biệt từ Jura muộn đến Paleogen là thời gian hình thành và nâng cao đá móng magma xâm nhập Do ảnh hưởng của quá trình va chạm mảng

Ấn Độ vào mảng Âu - Á và hình thành đới hút chìm dọc cung Sunda (50 ÷ 43.5 triệu năm) Các thành tạo đá xâm nhập, phun trào Mesozoi muộn - Kainozoi sớm và trầm tích cổ trước đó đã trải qua thời kì dài bóc mòn, dập vỡ khối tảng, căng giãn khu vực hướng Tây Bắc - Đông Nam Đây là giai đoạn san bằng địa hình trước khi hình thành bể trầm tích Cửu Long Địa hình bề mặt bóc mòn của móng kết tinh trong phạm vi khu vực bể lúc này không hoàn toàn bằng phẳng, có sự đan xen giữa các thung lũng và đồi, núi thấp Chính hình thái địa hình mặt móng này đóng vai trò quan trọng trong việc phát triển trầm tích lớp phủ kế thừa vào cuối Eoxen, đầu Oligoxen

2.4.2 Thời kỳ đồng tạo rift

Được bắt đầu vào cuối Eoxen, đầu Oligoxen do tác động của các hoạt động kiến tạo trước với hướng căng giãn chính là Tây Bắc - Đông Nam Hàng loạt đứt gãy hướng Đông Bắc - Tây Nam được hình thành do sụt lún mạnh và căng giãn Các đứt gãy chính là những đứt gãy dạng gàu xúc, cắm về Đông Nam

Trong Oligoxen đáy biển tách giãn theo hướng Bắc - Nam tạo Biển Đông bắt đầu từ 32tr.năm Quá trình này làm tăng các hoạt động tách giãn và đứt gãy ở bể Cửu Long trong Oligoxen và nén ép vào cuối Oligoxen, nhiều bán địa hào, địa hào cùng hướng phát triển theo các đứt gãy được hình thành Các bán địa hào, địa hào này được lấp đầy nhanh bằng các trầm tích vụn thô, phun trào chủ yếu thành phần bazơ - trung tính Đặc điểm phát triển các bề mặt bất chỉnh hợp ở thời kì này mang tính địa phương cao Vào Oligoxen sớm, bao quanh và nằm gá lên các khối nhô móng kết tinh phổ biến là trầm tích nguồn lục địa - sông ngòi và đầm hồ, với các tập sét dày Quá trình tách giãn tiếp tục phát triển làm cho bể lún chìm sâu, rộng hơn Các tầng trầm tích hồ dày, phân bố rộng được xếp vào hệ tầng Trà Tân được thành tạo, mà chủ yếu là sét giàu vật chất hữu cơ màu nâu, nâu đen tới đen Các trầm tích giàu sét của tầng Trà Tân giữa được tích tụ sau đó, phân bố rộng hơn, bao phủ trên hầu khắp các khối cao trong bể và các vùng cận rìa bể Hoạt động ép nén vào cuối Oligoxen muộn đã đẩy trồi các khối móng sâu, gây nghịch đảo trong trầm tích Oligoxen ở trung tâm các đới trũng chính, làm tái hoạt động các đứt gãy thuận chính ở dạng ép chờm, trượt bằng và tạo nên các cấu trúc “trồi”, các cấu tạo dương/âm, phát sinh các đứt gãy nghịch ở một số nơi như trên cấu tạo Rạng Đông, phía Tây cấu tạo Bạch Hổ và một số khu vực mỏ Rồng Đồng thời xảy ra hiện tượng bào mòn và vát mỏng mạnh các trầm tích thuộc tầng Trà Tân trên

Sự kết thúc hoạt động của phần lớn các đứt gãy và bất chỉnh hợp góc rộng lớn

ở nóc trầm tích Oligoxen đã đánh dấu sự kết thúc thời kỳ tạo rift

2.4.3 Thời kỳ sau tạo rift

Vào Mioxen sớm, quá trình giãn đáy Biển Đông theo phương Tây Bắc - Đông Nam đã yếu đi và nhanh chóng kết thúc vào cuối Mioxen sớm Trong thời kì đầu Mioxen sớm các hoạt động đứt gãy vẫn còn xảy ra yếu và chỉ chấm dứt hoàn toàn

từ Mioxen giữa - đến nay Các trầm tích của thời kì sau rift có đặc điểm chung là: phân bố rộng, không bị biến vị, uốn nếp và gần như nằm ngang

Tuy nhiên, các quá trình này vẫn gây ra các hoạt động tái căng giãn yếu, lún chìm từ từ trong Mioxen sớm và hoạt động núi lửa ở một số nơi, đặc biệt ở phần

Đông Bắc bể Vào cuối Mioxen sớm trên phần lớn diện tích bể, nóc trầm tích Mioxen dưới - hệ tầng Bạch Hổ được đánh dấu bằng thành tạo tầng “sét Rotalid” biển nông rộng khắp và tạo nên tầng đánh dấu địa tầng và tầng chắn khu vực khá tốt cho toàn bể Cuối Mioxen sớm toàn bể trải qua quá trình nâng khu vực và bóc mòn yếu, bằng chứng là tầng sét Rotalid chỉ bị bào mòn từng phần và vẫn duy trì tính phân bố khu vực của nó

Vào Mioxen giữa, lún chìm nhiệt tiếp tục gia tăng và biển đã có ảnh hưởng rộng lớn đến hầu hết các vùng quanh Biển Đông Cuối thời kỳ này có một pha nâng lên, dẫn đến sự tái thiết lập điều kiện môi trường sông ở phần Tây Nam bể còn ở phần Đông, Đông Bắc bể điều kiện ven bờ vẫn tiếp tục được duy trì Mioxen muộn được đánh dấu bằng sự lún chìm mạnh ở Biển Đông và phần rìa của nó, núi lửa hoạt động tích cực ở ở phần Đông Bắc bể Cửu Long, Nam Côn Sơn và phần đất liền Nam Việt Nam Từ Mioxen muộn bể Cửu Long đã hoàn toàn thông hệ thống sông Cửu Long, sông Đồng Nai trở thành nguồn cung cấp trầm tích cho bể Các trầm tích hạt thô được tích tụ trong môi trường ven bờ ở phần Nam bể và trong môi trường biển nông trong ở phần Đông Bắc bể Plioxen là thời gian biển tiến rộng lớn và có

lẽ đây là lần đầu tiên toàn bộ vùng Biển Đông hiện tại nằm dưới mực nước biển Các trầm tích hạt mịn hơn được vận chuyển vào vùng bể Cửu Long và xa hơn tích

tụ vào vùng bể Nam Côn Sơn trong điều kiện nước sâu hơn

Tóm lại: Lịch sử hình hành và phát triển địa chất của khu vực nghiên cứu

nói riêng cũng như lịch sử hình thành và phát triển địa chất của bể Cửu Long nói chung, được gắn liền với lịch sử hình thành và phát triển Biển Đông

2.5 Đặc điểm hệ thống dầu khí

2.5.1 Biểu hiện dầu khí

Trong giếng khoan BK-2X-ST, có 3 biểu hiện dầu (Oil show) trong tầng E, 6 biểu hiện dầu trong tầng G20, và không có biểu hiện dầu trong móng nứt nẻ granit/grano - diorit (Bảng 2.1)

Bảng 2.1: Tóm tắt các biểu hiện dầu khí của giếng khoan BK-2X-ST[2]

Nhìn chung tiềm năng của vật chất hữu cơ trong trầm tích Oligoxen là rất lớn, các chỉ số sinh học của kerogen của trầm tích Oligoxen rất cao được thể hiện: M4 =

33 ÷ 98; S8 = 43 ÷ 376; đôi khi đạt tới hàng nghìn đơn vị

Đối với tầng đá mẹ Oligoxen trên VCHC chủ yếu là loại II, thứ yếu là loại I và

ít hơn là loại III Chỉ tiêu Pr/Ph phổ biến 1,6 ÷ 2,3 phản ánh chúng được tích lũy trong môi trường cửa sông, vùng nước lợ - biển nông, một số rất ít trong điều kiện đầm hồ Đối với tầng đá mẹ Oligoxen dưới + Eoxen loại VCHC chủ yếu loại II, thứ yếu là loại III, không có loại I Các giá trị Pr/Ph cũng chỉ đạt 1,7 ÷ 2,35, phản ánh điều kiện tích tụ cửa sông, nước lợ, gần bờ và một phần đầm hồ

Kết quả phân tích Ro cho thấy các mẫu của VCHC của trầm tích Oligoxen trên nằm xung quanh đường 0,6%, riêng phần dưới của Oligoxen trên nằm ở bên phải đường 0,6%, còn tầng Oligoxen dưới - Eoxen nằm xung quanh đường 0,8%

Như vậy chỉ có các tầng đá mẹ Oligoxen trên và Oligoxen dưới - Eoxen mới đạt mức trưởng thành và trưởng thành muộn và cũng là nguồn cung cấp chủ yếu HC cho các bẫy chứa của bể Cửu Long Vì vậy, các chỉ tiêu Tmax và Ro thường có giá trị cao hơn trong kerogen (Tmax > 435 ÷ 446oC và Ro > 0,6 ÷ 0,8%) Về mức độ biến chất, xét theo chỉ tiêu CPI, MPI-1 và H6 cho thấy Oligoxen dưới + Eoxen và phần đáy của Oligoxen trên ở mức biến chất cao (CPI = 1,02 ÷ 1,08; MPI -1 = 0,55

÷ 1,35; H6 = 0,6 ÷ 0,85)

Hình 2.9 Mức độ trưởng thành VCHC[5]

Bảng 2.2: Các đặc tính cơ bản tầng đá mẹ trong khu vực nghiên cứu[5]

Chỉ tiêu /Tầng đá mẹ Oligoxen trên(E ) Oligoxen dưới + Eoxen(E

2.5.3 Đá chứa

Căn cứ vào các biểu hiện dầu (Oil show) của giếng khoan BK-2X-ST trong khu vực nghiên cứu có 9 biểu hiện dầu (Bảng 2.1) Điều này đã khẳng định được các tập cát kết thuộc Oligoxen dưới - Eoxen? Là đối tượng chứa chính của khu vực nghiên cứu

2.5.3.1 Đặc điểm tầng chứa G20

Nguồn cung cấp trầm tích:

Từ các phân tích thạch học trong các mẫu mùn khoan (cutting) của các giếng

BK trong tầng G20, hầu hết các mẫu có chứa apatit nhưng với hàm lượng rất nhỏ (vết), cho thấy nguồn gốc trầm tích của G20 có khả năng chứa các đá phun trào axit, sự phong phú epidot cho thấy sự có mặt của các đá biến chất mức độ cao, sự có mặt và hàm lượng của apatit và epidot cho thấy nó không bị ảnh hưởng mạnh của hoạt động hóa học trong quá trình di chuyển và lắng đọng của các đá Sự xuất hiện của granat với hàm lượng rất nhỏ trong một vài mẫu, có thể là môi trường lắng đọng

là axit (Bảng 2.3)

Bảng 2.3: Các khoáng vật nặng từ tầng G20 qua phân tích thạch học từ mẫu mùn

khoan (cutting)[1]

Thành phần các mảnh vụn trong phân tích các mẫu mùn khoan tầng G20 được thể hiện qua bảng 2.4 Các mảnh vụn của các đá phun trào (granitic và volcanic) và các mảnh đá biến chất (đá phiến, quartz), và đá phiến silic, được thấy hầu hết trong phân tích các mẫu Các mảnh đá vôi và cát kết là rất hiếm, hàm lượng các mảnh đá biến chất, trầm tích và đá vôi là nhỏ (trên một vài phần trăm), trong khi hàm lượng các đá phun trào được xác định là lớn (vết % ÷ 27%) Nó có thể suy ra nguồn gốc của cát kết G20 gồm chủ yếu các đá granitic và volcanic, với hàm lượng nhỏ đá phiến silic, đá phiến và cát kết quarzit Các mảnh đá phun trào thường bền vững trong quá trình phong hóa hơn đá trầm tích vụn và chúng có thể là những tàn tích trong G20

Bảng 2.4: Các thành phần trong mẫu mùn khoan của G20[1]

Môi trường lắng đọng:

Độ hạt của cát kết tầng G20 hầu hết rơi trong vùng mịn (0,125 ÷ 0,25mm) đến vùng thô (0,5 - 1mm), với tần suất cao nhất trong vùng trung bình đến thô (0,25 ÷ 0,5mm), (Hình 2.10) Tần suất độ hạt maximum của cát kết G20 là từ trung bình đến rất thô (Hình 2.11)

Sự phân bố độ hạt này của cát kết G20 cho thấy: Khả năng độ hạt từ trung bình đến thô với phần ít là mịn, với sự phân bố độ hạt này Độ chọn lọc của cát kết trong G20 hầu hết là trung bình (Hình 2.12), điều này G20 phải được lắng đọng trong môi trường tương đối ổn định, khoảng cách dịch chuyển là tương đối xa Theo thống kê tần suất phân bố độ cầu của cát kết trong tầng G20 và G30 được thể hiện trong (Hình 2.13), cát kết trong G30 hầu hết từ góc cạnh đến ít góc

cạnh đến gần tròn, trong khi cát k

thấy khoảng cách di chuy

Từ các thông tin trên,

n tròn, trong khi cát kết trong G20 dường như tròn h

ng cách di chuyển của G20 xa hơn G30

các thông tin trên, cát kết trong G20 là cát kết arkos và lithic arkos,

ới các khối magma axit ở gần, với độ chọ

ng hạt từ ít góc cạnh đến gần tròn và tròn Môi tr

nh, khoảng cách di chuyển tương đối xa, với đi

n tại là aluvial fan, fluvial (sông), các h

c biển) Hệ thống aluvial fan hiện tại chưa có b

ới các xem xét ở trên, môi trường lắng đọ

ệ thống aluvial

n suất phân bố kích trung bình của cát kết tầng

Hình 2.11 Tần suấthước hạt lớn nhất

G20, G30

t phân bố độ chọn

ng G20, G30[1]

Hình 2.13 Tần suấcủa cát kết tầng G20

òn hơn, điều này cho

t arkos và lithic arkos, vật liệu

ất phân bố kích của cát kết tầng G30[1]

ất phân bố độ cầu

ng G20, G30[1]

Quá trình thành đá:

Tất cả các quá trình vật lý, hóa học tác động vào vật liệu trầm tích sau khi nó lắng đọng Quá trình thành đá ảnh hưởng đến cát kết trong G20 bao gồm sự nén chặt, biến đổi hạt, sự kết tủa của xi măng lấp đầy lỗ rỗng, và sự hòa tan các hạt khoáng vật hoặc xi măng Quá trình thành đá này có thể diễn ra mạnh mẽ ảnh hưởng đến độ rỗng và độ thấm trong vỉa chứa qua sự biến dạng cơ học của các hạt vụn bởi sự nén ép, sự hòa tan các hạt vụn và các khoáng vật tại sinh, và sự kết tủa các khoáng vật thứ sinh (Hình 2.14) Các yếu tố chi phối đến quá trình thành đá gồm: môi trường lắng đọng; khoáng vật; nhiệt độ; áp suất

Hình 2.14 Phác họa sự thay đổi độ rỗng và thể tích xi măng trong quá trính thành

đá[1]

Những hiểu biết về quá trình thành đá có thể giúp chúng ta hiểu được lịch sử kiến tạo Quá trình thành đá được nghiên cứu bằng phân tích lát mỏng của SEM và XRD, xác định được mức độ nén ép, quá trình biến đổi độ rỗng nguyên sinh bởi sự hòa tan, sự biến đổi khoáng vật,…

Trong các báo cáo phân tích thạch học trước của các giếng BK, G20 rơi vào quá trình thành đá muộn Các phân tích thạch học chỉ ra tầng G20 có chứa kaolinit, điều này cho thấy môi trường lắng đọng có thể ở môi trường lục địa Một vài mẫu chứa kaolinit xuất hiện trong G20 ở giếng khoan BK-2X (4 mẫu trong khoảng 90m

ở phần top G20) Thông thường hàm lượng kaolinit rất nhỏ, trong khi kaolinit được tìm thấy nhiều trong tầng D và E, nó là arkos và lithic arkos giống như cát kết tầng G20

Với kết quả mô tả mẫu lõi cho thấy môi trường của tầng G20 từ aluvial fluvial, chúng ta có thể suy ra G20 có chứa kaolinit Sự có mặt của kaolinit cho thấy tầng G20 có các chất lỏng axit đi qua, bởi vì quá trình kết tủa kaolinit diễn ra trong môi trường axit Các chất lỏng axit phải có nguồn gốc từ nước trong khí quyển hoặc chất lỏng axit là kết quả của sự khử decarboxy của kerogen Tuy nhiên sự biến mất

-của kaolinit trong tầng G20 sau khi nó kết tủa, các chất lưu trong vỉa chứa có khả năng thay đổi từ axit đến kiềm và do dó có thể một phần của kaolinit bị hòa tan và biến đổi thành các khoáng vật khác như ilite

Các tính chất tầng chứa G20:

Trong các mẫu tầng G20 của giếng khoan BK-2X-ST, các mẫu này được lấy hầu hết trong tầng cát kết đồng nhất của G20 cho thấy một vài nứt nẻ, quan hệ độ thấm của mẫu chủ yếu là độ rỗng giữa hạt và hang hốc, độ thấm của chúng rất thấp (Hình 2.2, Hình 2.14)

Nguyên nhân: Do tuổi đá này già (già hơn Oligoxen), vì vậy quá trình nén ép

và xi măng hóa diễn ra rất dài, vì vậy nó làm giảm khả năng chất lượng của vỉa chứa

Mẫu được lấy trong đới chứa dầu (có biểu hiện của dầu) nhưng độ rỗng và độ thấm vẫn thấp, điều này nghĩa là khi hydrocacbon di chuyển đến nạp, mà quá trình

xi măng hóa và biến đổi khoáng vật chưa dừng lại, bởi vì quá trình này xảy ra dài trước đó Vì vậy trong G20, trong các đới chứa dầu, nếu không có các hệ số khác (như là nứt nẻ) thì chất lượng vỉa chứa là thấp, như các khoảng lấy mẫu (Hình 2.2).Qua kết quả phân tích phòng thí nghiệm, độ rỗng và độ thấm của cát kết tầng G20 rất thấp (Hình 2.15)

Hình 2.15 Kết quả phân tích các mẫu trụ tầng G20[1]

Tầng G20 là tầng cát kết Eoxen (?, G20) là cát kết arkos/arkos-lithic, vật liệu trầm tích liên quan đến các khối magma axit ở gần, tương ứng với hệ tầng Lạc Đà Vàng có nguồn gốc quạt bồi tích, sông ngòi nằm trên đá móng kết tinh ở phần cao

của móng Cát hạt thô, sạn đến trung bình có màu xám, xám nâu với độ lựa chọn kém với xi măng gắn kết là kaolinit, clorit Với những kết quả tài liệu phân tích mẫu lõi thu thập được từ các giếng khoan trong khu vực nghiên cứu cho thấy cát kết tầng G20 trong khu vực nghiên cứu là cát kết chặt xít, độ rỗng có xu hướng giảm đi theo chiều sâu chủ yếu là do ảnh hưởng của quá trình thành đá (diagensis) và ép nén mạnh (Hình2.2; Hình2.14)

2.5.4 Đá chắn

Dựa theo đặc điểm thạch học, cấu tạo, chiều dày, diện phân bố của các tầng sét trong lô 15-01/05, và từ các tài liệu giếng khoan, cho thấy các tầng chắn trong lô 15-01/05: Tầng chắn khu vực là tầng sét Rotalid; các tầng chắn địa phương gồm các tầng sét thuộc hệ tầng Trà Tân, hệ tầng Lạc Đà Nâu, hệ tầng Lạc Đà Vàng Sét chủ yếu có nguồn gốc đầm hồ, tiền delta, phân lớp dày và có khả năng chắn tốt, nó quyết định sự tồn tại (kín) các bẫy chứa trong khu vực nghiên cứu và móng nứt nẻ trước Kainozoi Tầng sét thuộc hệ tầng Lạc Đà Vàng là tầng chắn chính quyết định đến sự tồn tại các bẫy chứa là các tập cát kết nằm trên móng nứt nẻ trước Kainozoi, tầng chắn này thường mang tính cục bộ, có diện tích phân bố hẹp Chúng thường phát triển bao quanh các khối nhô móng cổ Sét chủ yếu là đầm hồ, phân lớp dày, có khả năng chắn khá tốt, đặc biệt các thân cát lòng sông nằm dưới hoặc trong chúng

Hình 2.16 Hệ thống dầu khí lô 15/01-05 [chỉnh sửa theo Lee et al 200]

2.5.5 Bẫy chứa

Các tập cát kết Oligoxen dưới hoặc Eoxen? là một trong những đối tượng thăm dò, khai thác chính của bể Cửu Long nói chung và mỏ Y nói riêng Đá chứa là cát kết arkos, có nguồn gốc đồng bằng bồi tích, sông ngòi, phát triển ở cánh cấu tạo, nằm gá vào móng bào mòn Đôi chỗ cát kết cùng với đá móng hợp thành một thân dầu thống nhất Các thân cát này bị các đứt gãy từ móng cắt qua tạo thành các khối riêng biệt, bẫy chứa kiểu địa tầng hay phi cấu tạo, bị chắn thạch học và kiến tạo

2.5.6 Thành tạo dầu khí, dịch chuyển và tích tụ

Khả năng sinh dầu khí của các tầng đá mẹ cho thấy, dầu khí trong bể Cửu Long cũng như trong mỏ Y được sinh ra chủ yếu từ 2 tầng đá mẹ chính: Oligoxen trên và Oligoxen dưới + Eoxen? Đây là các tập đá trầm tích nằm ở phần dưới của lát cắt trầm tích, nên chúng chịu sự tác động của yếu tố cổ địa nhiệt trong quá trình lịch sử phát triển địa chất Thời điểm sinh dầu của tầng đá mẹ Oligoxen dưới + Eoxen? bắt đầu từ Mioxen sớm song cường độ sinh dầu mạnh và giải phóng dầu ra khỏi đá mẹ lại xảy ra vào cuối Mioxen giữa, đầu Mioxen muộn tới ngày nay Riêng tầng đá mẹ Oligoxen trên thì xảy ra bắt đầu từ cuối Mioxen Sau khi dầu được sinh

ra, chúng được di chuyển từ các tập đá mẹ vào các tập đá chứa bằng các con đường khác nhau và theo các hướng khác nhau Con đường mà dầu di chuyển có thể là các tập hạt thô tiếp xúc trực tiếp với các tập sét sinh dầu hoặc dọc theo các đứt gãy kiến tạo có vai trò như kênh dẫn Trên đường di chuyển dầu có thể được giữ lại và trở thành những tích tụ hydrocarbon nếu tại đó tồn tại yếu tố chắn kín trong bẫy chứa, ngược lại chúng bị phân tán và thoát đi

Theo lịch sử phát triển địa chất của bể, về cơ bản các dạng bẫy đã được hình thành vào giai đoạn tạo rift và đầu giai đoạn sau tạo rift (Mioxen sớm), sớm hơn thời gian dầu khí bắt đầu được sinh Như vậy, điều kiện rất thuận lợi là khi dầu sinh

ra từ các tầng sinh thì các bẫy đã sẵn sàng tiếp nhận

CHƯƠNG 3: CƠ SỞ LÝ THUYẾT PHÂN TÍCH THỬ VỈA

3.1 Giới thiệu chung

Thử vỉa là phương pháp đánh giá tầng chứa và đặc tính chất lưu bằng cách thu thập và phân tích lưu lượng dòng chảy, dữ liệu áp suất và mẫu chất lưu Từ đó tính toán được một số các thông số vỉa, xác định tiềm năng khai thác của vỉa Cho phép quản lý vỉa một cách tổng quát và đề xuất những phương án thích hợp cho công tác đầu tư và khai thác mỏ

Thử vỉa giúp xác định các loại chất lưu chảy trong thành hệ và khả năng cũng như tốc độ chảy của chúng Mục đích của thử vỉa bao gồm:

- Đánh giá tầng chứa: Để đi tới quyết định làm thế nào khai thác tốt nhất

một vỉa chứa ta cần biết kích thước, các thuộc tính và khả năng cho dòng của vỉa

Vì thế cần phải xác định được độ dẫn tầng chứa (kh), áp suất vỉa chứa ban đầu (Pi),

và các giới hạn của tầng chứa Đồng thời, phải lấy mẫu chất lưu để xác định tính chất lý hóa của chúng trong phòng thí nghiệm Cần nghiên cứu điều kiện vùng cận đáy giếng để đánh giá hiệu suất của giếng có bị chi phối bởi hệ số skin và hệ số tích luỹ giếng khoan hay không

- Mô tả tầng chứa: Các thành hệ địa chất chứa dầu, khí, nước thường phức

tạp và có thể chứa nhiều loại đá, nhiều bề mặt phân lớp địa tầng, nhiều đứt gãy, nhiều màng ngăn (barriers) Một trong những đặc điểm này cũng làm ảnh hưởng đến động thái của áp suất tức thời trong phạm vi đo đạc, và hầu hết đều tác động đến hiệu suất tầng chứa Sử dụng phân tích thử vỉa trong mô tả tầng chứa là công cụ

hỗ trợ to lớn khi dự báo hiệu suất tầng chứa

- Quản lý tầng chứa: Hiệu suất và điều kiện của giếng phải được giám sát

trong suốt đời sống của mỏ, theo dõi áp suất vỉa trung bình hữu ích cho việc cải tiến các dự báo trước đó về hiệu suất tầng chứa trong tương lai Bằng việc theo dõi điều kiện của các giếng, cho phép đề xuất biện pháp sửa chữa hay cải thiện giếng thích hợp

3.1.1 Phạm vi ứng dụng của công tác thử vỉa

Thử vỉa giếng dầu khí đươc thực hiện ở nhiều giai đoạn khác nhau từ thăm dò, thẩm lượng đến phát triển mỏ, mục đích của thử vỉa trong mỗi giai đoạn cũng khác nhau, thay đổi theo yêu cầu của dữ liệu cần phải thu thập Việc thiết kế, tiến hành và minh giải thử vỉa sẽ khác nhau trong từng trường hợp

Thử vỉa trong giếng thăm dò hoặc thẩm lượng: Chủ yếu được tiến hành để đánh giá khả năng tồn tại các phát hiện hydrocarbon như là các mỏ dầu hoặc khí có

giá trị thương mại Vì thế các mục đích chính là xác định khả năng cho dòng của giếng (deliverability - kh/µ); xác định sự tồn tại của hệ số “skin”; xác định thuộc tính của mẫu chất lưu lấy từ tầng chứa; và xác định giới hạn hình học của vỉa chứa Thử vỉa trong mỏ đã phát triển (giếng đang khai thác): Mục đích chính là tối

ưu hoá công nghệ mỏ và hiệu suất của các giếng, thu thập dữ liệu cho mô hình vỉa chứa Nhiệm vụ là để xác định áp suất vỉa trung bình, xác định hệ số skin, kiểm tra hiệu suất vỉa sau khi xử lý (xử lý axít, nứt vỉa thủy lực,…), kiểm tra sự tương tác giữa các giếng trong vỉa

3.1.2 Các phương pháp thử vỉa

Có nhiều phương pháp thử vỉa, từ đơn giản đến phức tạp Việc chọn phương pháp thử vỉa bị chi phối bởi mục đích của thử vỉa, lợi ích và các giới hạn thực tế Sau đây là định nghĩa của các phương pháp thử vỉa:

3.1.2.1 Thử vỉa giảm áp (Drawdown Test)

Thử vỉa giảm áp thực hiện bằng cách cho mở một giếng đang đóng ở trạng thái tĩnh và ổn định (Hình 3.1) Đối với mục đích của việc phân tích truyền thống thì lưu lượng dòng được đề nghị là không đổi Nhiều kỹ thuật phân tích truyền thống bắt nguồn từ việc sử dụng thử vỉa giảm áp, xem nó như nền tảng cho phân tích thử vỉa Tuy nhiên, trong thực tế thử vỉa giảm áp gặp phải những khó khăn sau:

- Dòng chảy trong giếng khó duy trì ở lưu lượng không đổi, thậm chí sau khi

3.1.2.2 Thử vỉa hồi áp (Buildup test)

Thử vỉa hồi áp thực hiện bằng cách đóng một giếng đang chảy và đo áp suất phục hồi ở đáy giếng (Hình 3.2)

Thuận lợi thực sự của thử vỉa hồi áp là dễ dàng đạt được điều kiện lưu lượng không đổi (khi lưu lượng bằng không) Thử vỉa hồi áp cũng có những bất lợi sau:

- Khó khăn để khai thác ở lưu lượng không đổi trước khi đóng giếng in) Cụ thể là cần một thời gian đóng giếng ngắn để thả dụng cụ đo áp suất vào trong giếng;

(shut Sản lượng khai thác giảm do phải đóng giếng một thời gian

Hình 3.1 Thử vỉa giảm áp Hình 3.2 Thử vỉa hồi áp

3.1.2.3 Thử vỉa bơm ép (Injection test)

Về lý thuyết thử vỉa bơm ép tương tự như thử vỉa giảm áp, điều khác biệt là dòng chảy vào thay vì chảy ra khỏi giếng (Hình 3.3)

Lưu lượng bơm ép thường được kiểm soát dễ dàng hơn lưu lượng khai thác, tuy nhiên việc phân tích kết quả thử vỉa phức tạp do các tác động đa pha, nếu chất lưu được bơm ép không giống với chất lưu trong vỉa chứa ban đầu

3.1.2.4 Thử vỉa hạ áp trong giếng bơm ép (Falloff test)

Phương pháp này được tiến hành trong giếng bơm ép, về lý thuyết nó tương tự như thử vỉa hồi áp Một giếng bơm ép được đóng và phản hồi áp suất ở đáy giếng được ghi lại như một hàm theo thời gian Việc phân tích kết quả thử vỉa cũng phức tạp như thử vỉa bơm ép (Hình 3.4)

Hình 3.3 Thử vỉa bơm ép Hình 3.4 Thử vỉa hạ áp trong giếng bơm ép

3.1.2.5 Thử nghiệm giao thoa giữa các giếng (Interference test)

Là phương pháp theo dõi quá trình chuyển tiếp áp suất ở các giếng quan sát trong khi các giếng xung quanh vẫn sản xuất để mô phỏng sự liên hệ áp suất và dòng chảy trong vỉa Thử nghiệm này đồng nghĩa với thử vỉa đa giếng (Multiwell test), dùng để xác định ảnh hưởng giữa các giếng trong vỉa nhằm tăng cường thu hồi dầu Thử nghiệm giao thoa không phụ thuộc vào loại hình thay đổi áp suất ở các giếng xung quanh (Buildup, Drawdown, Injection hay Fall-off)

3.1.3 Thử vỉa trong cần khoan ( Drill Stem Test, DST)

DST (Drill strem test) là phương pháp thử vỉa phổ biến thường được tiến hành trong các giếng khoan thăm dò và thẩm lượng, khi mà vỉa chưa xác định rõ tiềm năng Phân tích DST cho ta biết thông tin tức thời từ khoảng thử vỉa về thông tin giếng và dòng chảy

Một phép thử DST tốt là phải được dòng chảy liên tục của chất lưu trong vỉa (dầu, khí) lên bề mặt với lưu lượng ổn định và áp suất dòng chảy trong lòng giếng được ghi nhận theo thời gian, DST còn có thể xác định lưu lượng thương mại dựa trên lượng chất lưu thu hồi và tốc độ dòng chảy Số liệu phân tích áp suất bằng DST

có thể xác định được đặc tính thành hệ và ảnh hưởng của lòng giếng

Tất cả các số liệu có thể sử dụng để xác định tiềm năng lưu lượng của giếng, xây dựng kế hoạch hoàn thiện giếng, từ đó có thể làm giảm các ảnh hưởng xấu và làm tăng hiệu quả của giếng Ngoài ra dữ liệu thu được từ DST giúp xây dựng và hiểu chỉnh mô hình địa chất phục vụ cho công tác phát triển mỏ

Các bước tiến hành thử vỉa DST:

Dụng cụ DST chính bao gồm: Packer để ngăn chặn sự xâm nhập bùn khoan trong khoảng không vành xuyến tới khoảng thử vỉa,van thử giếng sâu (Tester value) dùng để giảm hiệu ứng tích chứa giếng khoan (Wellbore Storage) Ngoài ra còn có van tuần hoàn giúp cho việc gọi dòng sản phẩm hay dập giếng, các thiết bị này được thả và định vị trong lòng giếng bằng cần khoan (Drill pipe) hay ống khai thác (Tubing)

Giếng được tuần hoàn dung dịch nhẹ (như khí nito lỏng, dầu diesel, hay nước tùy thuộc vào áp suất vỉa), mà phía trên van thử giếng sâu khi mở côn trên bề mặt,

do chênh áp giữa cột thủy tĩnh của dung dịch gọi dòng và áp suất vỉa, dòng chảy sẽ chảy từ vỉa vào giếng lên trên bề mặt qua các thiết bị đo lưu lượng dòng chảy (bình tách)