SỬ DỤNG IPM PHỤC VỤ ĐÁNH GIÁ TRỮ LƯỢNG DẦU KHÍ

Phương pháp cân bằng vật chất được phát triển bởi Schilthuis từ năm 1936, việc phân tích đường cong suy giảm cũng được tìm ra và bắt đầu sử dụng từ những năm 1940. Sau đó, hai phương pháp này nhanh chóng được áp dụng ở nhiều nước trên thế giới. Tuy nhiên, việc áp dụng các phương pháp tiến tiến vào việc phân tích số liệu khai thác nói riêng cũng như hoạt động tìm kiếm thăm d̀ và khai thác dầu khí ở Việt Nam nói chung chỉ mới phát triển từ năm 1986 (sau khi chính phủ ban hành chính sách mở cửa) đến nay. Tuy nhiên, với công nghệ khai thác hiện có, việc phát triển các mỏ mà nằm trong môi trường địa chất phức tạp như nước ta không phải đơn giản. Nhiều thành tựu khoa học kỹ thuât đã được nghiên cứu để đưa vào ứng dụng nhằm tìm ra những giải pháp tối ưu cho việc phát triển hiệu quả các mỏ dầu khí đã được phát hiện ở thềm lục địa Việt Nam. Sau những năm tìm kiếm, thăm d̀ và khai thác thì hiện nay, c̀ng với phương pháp cân bằng vật chất, phương pháp đường cong suy giảm cho ph́p các kĩ sư công nghệ mỏ có được cái nhìn tổng quan về trữ lượng dầu khí tại chỗ ban đầu, tổng sản lượng khai thác cũng như hệ số thu hồi dầu trong điều kiện địa chất phức tạp của các mỏ dầu khí.

ĐẠI HỌC QUỐC GIA THÀNH PHỐ HỒ CHÍ MINH

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA KHOA KĨ THUẬT ĐỊA CHẤT VÀ DẦU KHÍ

LỜI CẢM ƠN

Lời đầu tiên em xin cảm ơn các Thầy Cô trong khoa Địa Chất và Dầu Khí nói chung và đặc biệt là các Thầy Cô trong bộ môn Địa Chất Dầu Khí nói riêng, trong thời gian qua đã tận tình giúp đỡ em trong quá trình học tập trên mái trường ĐH Bách Khoa này

Em xin được gửi lời cám ơn đến thầy Thái Bá Ngọc, người đã hướng dẫn em trong quá trình thực hiện nghiên cứu và làm đồ án môn học

Trong phạm vi đồ án của mình, em dùng tool Mbal trong phần mềm IPM để đánh giá trữ lượng dầu khí ban đầu trong tập móng X mỏ Y của bồn trũng Cửu Long Thông qua đồ án này em muốn hệ thống hóa lại toàn bộ các kiến thức đã học cũng như là tìm hiểu thêm về các lý thuyết khác, có thể áp dụng tính toán tốt nhất

Do khả năng và thời gian có hạn nên đồ án khó tránh những sai sót Do đó, em rất mong nhận được sự chỉ dạy và góp ý của thầy để em có thể hoàn thiện đồ án một cách tốt nhất cũng như là hoàn thiện kiến thức của bản thân và chuẩn bị cho công việc sau này

Em xin chân thành cảm ơn!

TỔNG QUAN ĐỀ TÀI NGHIÊN CỨU

Phương pháp cân bằng vật chất được phát triển bởi Schilthuis từ năm 1936, việc phân tích đường cong suy giảm cũng được tìm ra và bắt đầu sử dụng từ những năm

1940 Sau đó, hai phương pháp này nhanh chóng được áp dụng ở nhiều nước trên thế giới Tuy nhiên, việc áp dụng các phương pháp tiến tiến vào việc phân tích số liệu khai thác nói riêng cũng như hoạt động tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí ở Việt Nam nói chung chỉ mới phát triển từ năm 1986 (sau khi chính phủ ban hành chính sách mở cửa) đến nay Tuy nhiên, với công nghệ khai thác hiện có, việc phát triển các mỏ mà nằm trong môi trường địa chất phức tạp như nước ta không phải đơn giản Nhiều thành tựu khoa học kỹ thuât đã được nghiên cứu để đưa vào ứng dụng nhằm tìm ra những giải pháp tối ưu cho việc phát triển hiệu quả các mỏ dầu khí đã được phát hiện ở thềm lục địa Việt Nam Sau những năm tìm kiếm, thăm dò và khai thác thì hiện nay, cùng với phương pháp cân bằng vật chất, phương pháp đường cong suy giảm cho phép các kĩ sư công nghệ mỏ có được cái nhìn tổng quan về trữ lượng dầu khí tại chỗ ban đầu, tổng sản lượng khai thác cũng như hệ số thu hồi dầu trong điều kiện địa chất phức tạp của các

mỏ dầu khí

TÓM TẮT ĐỒ ÁN

Móng X mỏ Y được đưa vào khai thác từ năm 2003 Sau hơn 10 năm khai thác, từ các thông số vỉa thu thập được ta có thể đánh giá lại một cách chính xác hơn trữ lượng dầu tại chỗ ban đầu bằng nhiều phương pháp khác nhau Phương pháp cân bằng vật chất được sử dụng trong luận văn là một công cụ cơ bản để đánh giá trữ lượng tại chỗ ban đầu sau khi cập nhật số liệu vỉa và số liệu khai thác Cũng từ các dữ liệu khai thác có được trong hơn 10 năm, dựa trên cơ sở lý thuyết đường cong suy giảm hoặc từ việc phân tích sự gia tăng tỉ số nước dầu để dự báo tổng sản lượng dầu khai thác được trong tương lai Từ đó, giúp ta tính toán được lượng dầu trong vỉa còn có khả năng khai thác cũng như dự đoán được hệ số thu hồi dầu có thể của vỉa

MỞ ĐẦU

1 Tính cấp thiết của đề tài nghiên cứu

Dầu khí là ngành công nghiệp chủ đạo của nhiều quốc gia trên thế giới Tại Việt Nam, ngành công nghiệp dầu khí giữ vai trò to lớn trong việc đảm bảo sự phát triển và

an ninh năng lượng đất nước Trong sự nghiệp phát triển của đất nước, ngành dầu khí không những là nguồn năng lượng và thu nhập ngoại tệ cho quốc gia mà còn là kênh đầu tư nước ngoài lớn nhất Tuy nhiên dầu khí có trữ lượng giới hạn và không thể tái tạo Do đó việc không ngừng đẩy mạnh tìm kiếm thăm dò và phát triển các đối tượng triển vọng tiềm ẩn có tầm quan trọng lớn

Sự kiên Việt Nam chính thức gia nhập WTO vào ngày 11/1/2007 đã đem đến nhiều cơ hội vũng như thách thức với quốc gia nói chung và ngành công nghiệp dầu khí nói riêng Các công ty dầu khí nước ngoài mạnh dạn hơn khi đầu tư vào Việt Nam, và hoạt động tìm kiếm thăm dò dầu khí được đẩy mạnh, dẫn đến nhiều mỏ mới được đưa vào nghiên cứu và phát triển

Trong hoạt động tìm kiếm – thăm dò dầu khí, đánh giá trữ lượng dầu khí tại chỗ ban đầu là một công tác quan trọng không thể thiếu Việc đánh giá trữ lượng dầu khí với

độ tin cậy, chính xác cao luôn là một công tác khó khăn đối với người kỹ sư dầu khí Nó đòi hỏi người kỹ sư phải có chuyên môn vững chắc và kinh nghiệm thực tiễn phong phú, nhằm đi tới một con số trữ lượng phù hợp

Với những cơ sở tiền đề như trên, em đã chọn đề tài “ Sử dụng phần mềm IPM phục vụ đánh giá trữ lượng trong tầng đá móng nứt nẻ mỏ X bồn trũng Cửu Long bằng phương pháp cân bằng vật chất

2 Mục tiêu và nhiệm vụ của đồ án

Mục tiêu: Đánh giá trữ lượng dầu tại chỗ ban đầu trên lich sử khai thác kết hợp phương thức khớp hóa số liệu áp suất của mỏ X thuộc bồn trũng Cửu Long bằng phương pháp cân bằng vật chất

3 Phạm vi đối tượng nghiên cứu

Phạm vi nghiên cứu: đánh giá trữ lượng dầu tại chỗ ban đầu ở mỏ X, phục vụ cho công tác tìm kiếm thăm dò, đánh giá bổ sung và tăng cường cho việc phát triển mỏ Đối tượng nghiên cứu là các tầng chứa triển vọng: tầng chưa Miocen hạ, đá móng nứt nẻ trước Đệ Tam

4 Phương pháp nghiên cứu

Có nhiều phương pháp để đánh giá trữ lượng như phương pháp thể tích ( Volumetric Methods), phương pháp cân bằng vật chất (Material Balance Equations), phương pháp đường cong suy giảm hay phương pháp tương tự thống kê… Dựa trên tài liệu thu thập được và tham khảo từ ý kiến chuyên gia, để đánh giá trữ lượng dầu khí trong đồ án này sẽ sử dụng phương pháp cân bằng vật chất

5 Ý nghĩa khoa học và ý nghĩa thực tiễn

Ý nghĩa khoa học: Trang bị kỹ năng xem xét đánh giá một vấn đề bằng nhiều cách tiếp cận, phương pháp cũng như công cụ khác nhau Rèn luyện bản thân về nghiên cứu khoa học

Ý nghĩa thực tiễn: Kết quả đánh giá trữ lượng dầu khí ở mỏ Y góp phần thẩm lượng

và trợ giúp xác định khả năng khai thác

CHƯƠNG 1: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT ĐỐI TƯỢNG NGHIÊN CỨU 1

1.2.1 Vị trí địa lý của mỏ, lịch sử phát hiện và tổ chức khai thác mỏ 9

CHƯƠNG 2: CƠ SỞ LÝ THUYẾT VỀ PHÂN CẤP TRỮ LƯỢNG & CÁC

2.1 CƠ SỞ LÝ THUYẾT VỀ PHÂN CẤP TRỮ LƯỢNG 26

CHƯƠNG 3: CƠ SỞ LÝ THUYẾT CỦA PHƯƠNG PHÁP CÂN BẰNG VẬT

CHƯƠNG 4: ĐÁNH GIÁ TRỮ LƯỢNG DẦU TẠI CHỖ BAN ĐẦU CHO THÂN

DANH MỤC BẢNG BIỂU VÀ HÌNH VẼ

Hình 1.1 Vị trí địa lý bồn trũng Cửu Long [11] 1

Hình 1.2 Cột địa tầng tổng hợp của bể Cửu Long [11] 2

Hình 1.3 Sơ đồ phân vùng kiến tạo bể Cửu Long [11] 5

Hình 1.6 Vị trí địa lý của mỏ Y [9] 9

Hình 1.7 Ranh giới giữa các khối [9] 12

Hình 1.8 Bản đồ đẳng sâu nóc tầng móng mỏ Y [9] 17

Hình 1.9 Các đứt gãy nhỏ bên trong cấu trúc mỏ Y ở độ sâu 3000m TVDSS [9] 18

Hình 1.10 Mặt cắt địa chấn cắt qua mỏ Y [9] 19

Hình 1.11 Mô hình độ rỗng nứt nẻ Halo [9] 20

Hình 1.12 Mô hình độ rỗng đứt gãy Halo [9] 21

Hình 1.13 Hàm độ thấm [9] 22

Hình 1.14 Các bước xây dựng mô hình [9] 23

Bảng 1.1: OIIP của tầng móng X mỏ Y (MMstb) [9] 24

Bảng 1.2 GIIP của tầng móng X mỏ Y (Bscf) [9] 25

Hình 2.1 Sơ đồ phân cấp tài nguyên và trữ lượng dầu khí Việt Nam (theo Quy định phân cấp tài nguyên, trữ lượng dầu khí và lập báo cáo trữ lượng dầu khí – Bộ Công nghiệp) 29

Hình 2.2 Phân loại cấp trữ lượng dầu khí theo nguyên tắc chia đôi khoảng cách “halfway” (theo Đánh giá trữ lượng dầu khí – T.V Xuân) 33

Hình 2.3 Phân cấp trữ lượng dầu khí của Nga (theo Đánh giá trữ lượng dầu khí – T.V.Xuân) 38

Hình 2.4 Phân cấp trữ lượng dầu khí theo SPE (theo Đánh giá trữ lưọng dầu khí, T.V.Xuân) 39

Hình 2.5 Sơ đồ so sánh phân cấp trữ lượng dầu khí giữa Nga và SPE (theo Đánh giá trữ lưọng dầu khí, T.V.Xuân) 39

Hình 2.6 Biểu đồ đường cong suy giảm sản lượng (theo Đánh giá trữ lượng dầu khí – T.V.Xuân) 43

Hình 3.1: Giản đồ cân bằng vật chất trong một vỉa dầu [2] 49

Hình 3.1: Các dạng tầng nước ngầm lý tưởng [2] 58

Hình 4.1: Đồ thị kết quả tính toán theo phương pháp Tank Model cho phần khu vực phía Tây móng X mỏ Y 63

Hình 4.2: Đồ thị kết quả tính toán theo phương pháp Tank Model cho phần khu vực phía Đông và trung tâm móng X mỏ Y 64

Hình 4.3: Nhập dữ liệu PVT và các thông số vỉa cần thiết 65

Hình 4.4: Chọn dạng hình học và mô hình tính toán cho tầng nước ngầm 66 Hình 4.5: Nhập dữ liệu khai thác cho khu vực phía Tây móng X mỏ Y 66 Hình 4.5: Kết quả History Matching phần khu vực phía Tây móng X mỏ Y 67 Hình 4.6: Kết quả tính toán trữ lượng dầu tại chỗ ban đầu phần khu vực phía Tây

móng Xmỏ Y của Mbal 68

Hình 4.6 Kết quả History Matching phần khu vưc phía Đông và trung tâm móng X mỏ

Y 69

Hình 4.7 Kết quả tính toán trữ lượng dầu tại chỗ ban đầu phần khu vưc phía Đông và

trung tâm móng X mỏ Ycủa Mbal 69

Bảng 4.1: Bảng tóm tắt kết quả tính toán trữ lượng dầu tại chỗ ban đầu (MMstb) của thân dầu móng X mỏ Y theo các phương pháp khác nhau 70

CHƯƠNG 1: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT ĐỐI TƯỢNG NGHIÊN CỨU

1.1 Đặc điểm địa chất bồn trũng Cửu Long

1.1.1 Vị trí địa lý

Hình 1.1 Vị trí địa lý bồn trũng Cửu Long [11]

Bồn trũng Cửu Long nằm phía Đông Bắc thềm lục địa Việt Nam, với tọa độ địa lý: nằm giữa 90– 110 Bắc, 106o30’ – 109oĐông Bể có hình bầu dục, vồng ra phía biển, kéo dài dọc bờ biển Phan Thiết đến cửa sông Hậu với diện tích khoảng 56,000 km2 Bể Cửu Long tiếp giáp với đất liền ở phía Tây Bắc, ngăn cách với bể Nam Côn Sơn bởi đới nâng Côn Sơn, phía Tây Nam là đới nâng Khorat-Natuna và phía Đông Bắc là đới cắt trượt Tuy Hòa ngăn cách với bể Phú Khánh Nghiên cứu địa chất, địa vật lý đã được tiến hành từ lâu, có thể đánh giá là khá tỉ mỉ và thu được nhiều kết quả tốt Công tác thăm dò, khai thác dầu khí được tiến hành mạnh mẽ ở các mỏ Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông,

Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng,

1.1.2 Địa tầng

Hình 1.2 Cột địa tầng tổng hợp của bể Cửu Long [11]

Theo tài liệu khoan, kết quả phân tích mẫu vụn, mẫu lõi, tài liệu carota và các phân tích cổ sinh, địa tầng của bể Cửu Long bao gồm đá móng cổ trước Kainozoi và trầm tích lớp phủ Kainozoi

Móng cổ trước Kainozoi

Dựa vào đặc trưng thạch học và tuổi tuyệt đối có thể chia thành ba phức hệ: phức

hệ Hòn Khoai, Định Quán và Cà Ná

Phức hệ Hòn Khoai: tuổi Trias muộn và có thể được xem là phức hệ đá magma cổ nhất trong móng của bể Cửu Long Móng của phức hệ này chủ yếu là amphybolbiotit-diorit, monzonit và adamelit Đá bị biến đổi, cà nát mạnh Hầu hết các khoáng vật thứ sinh (calcit-epidot-zeolit) đã lấp đầy các khe nứt Đá có thể phân bố chủ yếu ở phần cánh của các khối nâng móng

Phức hệ Định quán: Tuổi Jura, chủ yếu là đá granodiorit đôi chỗ gặp monzonit biotit-thạch anh đa sắc Các thành tạo của phức hệ xâm nhập này có mức độ dập vở và biến đổi cao Hầu hết các khe nứt được lấp đầy bởi các khoáng vật thử sinh: calcit, zeolit, thạch anh, clorit, trong biến đổi mạnh biotit thường bị clorit hóa Phức hệ này gặp khá phổ biến ở nhiều cấu tạo Bạch Hổ, Ba Vì, Hồng Ngọc, Rạng Đông, Sư tử Đen, Sư Tử Vàng

Phức hệ Cà Ná: tuổi Jura muộn, có phức hệ magma phát triển, đặc trưng là granit thủy mica và biotit, thuộc loại Natri-Kali, dư nhôm, silic và ít canxi Đá bị dập vỡ nhưng mức độ biến đổi thứ sinh yếu hơn so với hai phức hệ trên

Trầm tích Kainozoi

Trầm tích Eoxen – Hệ tầng Cà Cối: hệ tầng này đặc trung bởi trầm tích vụn thô (cuội, sạn kết đa khoáng, xen kẻ các lớp mỏng bột kết và sét kết hydromicacloritsericit), trầm tích có màu đỏ, đỏ tím, tím lục, độ chọn lọc rất kém, đặc trung kiểu molas lũ tích lục tích lục địa thuộc các trũng trước núi Creta-Paleoxen Eoxen Chiều dày của hệ tầng

có thể đạt tới 600m

Trầm tích Oligoxen dưới – Hệ tầng Trà Cú: trầm tích chủ yếu là sét kết, bột kết và cát kết, có chứa các vỉa than mỏng và sét vôi, được tích tụ trong điều kiện sông hồ Đôi khi gặp các đá núi lửa, thành phần chủ yếu là porphyr diabas, tuf basalt và gabbrodiabas Đặc trưng tướng đá gồm 2 phần: phần trên chủ yếu là các thành tạo mịn và phần dưới là

thành tạo hạt thô Hệ tầng này có tiềm năng chứa và sinh dầu khí rất cao Chiều dày của

hệ tầng dao động từ 0 đến 800m

Trầm tích Oligoxen trên – Hệ tầng Trà Tân: đá của hệ tầng Trà Tân đôi chỗ nằm bất chỉnh hợp trên hệ tầng Trà Cú Theo thành phần thạch học và tài liệu địa chấn, mặt cắt hệ tầng có thể chia thành ba phần: trên, giữa và dưới Phần dưới với bề dày từ 0 đến 2000m gồm chủ yếu là cát kết hạt mịn đến thô, đôi chỗ sạn, cuội kết, xen sét kết nâu đậm, nâu đen, bột kết Phần giữa có bề dày nằm trong khoảng 0 – 1000m gồm chủ yếu

là sét kết nâu đậm, nâu đen, cát kết và bột kết Phần trên có bề dày thay đổi từ 0 đến 400m gồm chủ yếu là sét kết màu nâu, nâu đậm, nâu đen, rất ít sét màu đỏ, cát kết và bột kết Sét kết hệ tầng này có hàm lượng và chất lượng vật chất hữu cơ cao đến rất cao,

là những tầng sinh tốt Các trầm tích của hệ tầng được tích tụ chủ yếu trong môi trường đồng bằng sông, aluvi – đồng bằng ven bờ và hồ Trầm tích Mioxen dưới – Hệ tầng Bạch Hổ: có thể chia làm hai phần: trên và dưới Phần dưới gồm chủ yếu là cát kết, bột kết, xen với các lớp sét kết màu xám, vàng, đỏ Phần trên gồm chủ yếu là sét kết màu xám, xám xanh xen kẽ với cát kết và bột kết, trên cùng là sét kết Rotalia có bề dày khoảng 50 – 150m Sét kết Rotalia là tầng chắn khu vực rất tốt cho toàn bể Các trầm tích của hệ tầng được tích tụ trong môi trường đồng bằng aluvi – đồng bằng ven bờ ở phần dưới, chuyển dần lên đồng bằng ven bờ – biển nông ở phần trên Hệ tầng Bạch Hổ

có chiều dày thay đổi từ 100 đến 1.500m Trầm tích Mioxen giữa – Hệ tầng Côn Sơn: trầm tích chủ yếu là cát kết hạt thô – trung, bột kết, xen kẽ với các lớp sét kết màu xám, nhiều màu, dày 5 – 15m, lớp than mỏng Trầm tích của hệ tầng được thành tạo trong môi trường sông (aluvi) ở phía Tây, đầm lầy - đồng bằng ven bờ ở phía Đông, Đông Bắc Bề dày của hệ tầng này thay đổi từ 250 – 900m Tuy đá hạt thô của hệ tầng có khả năng thấm, chứa tốt nhưng chúng lại nằm trên tầng chắn khu vực nên hệ tầng này và các

hệ tầng trẻ hơn của bể xem như không có triển vọng chứa dầu khí Trầm tích Mioxen trên – Hệ tầng Đồng Nai: trầm tích chủ yếu là cát hạt trung xen kẽ với bột và các lớp mỏng sét màu xám hay nhiều màu, đôi khi gặp các vỉa carbonat

1.1.3 Cấu kiến tạo

Hình 1.3 Sơ đồ phân vùng kiến tạo bể Cửu Long [11]

Nếu coi bể Cửu Long là đơn vị cấu trúc bậc 1 thì cấu trúc bậc 2 của bể bao gồm các đơn vị cấu tạo sau:

Trũng phân dị Bạc Liêu là một trũng nhỏ nằm ở phần cuối Tây Nam của bể Cửu

Long Trũng có bề dày trầm tích Đệ Tam khoảng 3km và bị chia cắt bởi các đứt gãy thuận có phương Tây Bắc – Đông Nam (TB-ĐN) Trong trũng này có khả năng bắt gặp trầm tích như trong trũng phân dị Cà Cối

Trũng phân dị Cà Cối diện tích rất nhỏ, nằm chủ yếu ở khu vực cửa sông Hậu

với chiều dày trầm tích không lớn (xấp xỉ 2000m) Trũng bị phân cắt bởi các đứt gãy kiến tạo có phương Đông Bắc – Tây Nam, gần như vuông góc với phương của đứt gãy

trong trũng phân dị Bạc Liêu Đới nâng Cửu Long nằm ở phía Đông của trũng phân dị

Bạc Liêu và Cà Cối, phân tách 2 trũng này với trũng chính của bể Cửu Long Chủ yếu

là trầm tích hệ tầng Đồng Nai và Biển Đông, có bề dày trầm tích không đáng kể 3 đơn

vị cấu trúc trên được xem là rất ít hoặc không có triển vọng dầu khí

Đới nâng Phú Quý là đới nâng cổ được xem như phần kéo dài của đới nâng Côn

Sơn về phía Đông Bắc, có vai trò khép kín và phân tách bể Cửu Long với phần phía Bắc

bể Nam Côn Sơn Chiều dày trầm tích thuộc khu vực này khoảng 1.5 – 2km Cấu trúc của đới bị ảnh hưởng khá mạnh bởi hoạt động núi lửa

Trũng chính bể Cửu Long là phần lún chìm chính của bể với ¾ diện tích bể

Trũng này thể hiện rõ nét là một bể khép kín dạng trăng khuyết hướng ra về phía Đông Nam Toàn bộ triển vọng dầu khí đều tập trung ở trũng này Do vậy, cấu trúc của trũng được nghiên cứu khá chi tiết và được chia thành các đơn vị cấu trúc (bậc 3) nhỏ hơn như một bể độc lập thực thụ

 ườn nghiêng Tây Bắc: là dải sườn bờ Tây Bắc của bể kéo dài theo hướng Đông Bắc - Tây Nam, chiều dày trầm tích tăng dần về phía Tây Nam từ 1 đến 2.5km Sườn nghiêng bị cắt xẻ bởi các đứt gãy kiến tạo có hướng ĐB – TN hoặc TB – ĐN, tạo các mũi nhô

ườn nghiêng Đông Nam: là dải sườn bờ Đông Nam của bể, giáp với đới nâng Côn Sơn Trầm tích của đới này có xu hướng vát nhọn và gá đáy với chiều dày dao động từ 1 đến 2.5km Sườn nghiêng bị chia cắt bởi các đứt gãy kiến tạo có phương ĐB – TN và á vĩ tuyến

 Trũng Đông Bắc: là trũng sâu nhất, có bề dày trầm tích đạt tới 8 km Trũng có phương kéo dài theo trục chính của bể, nằm kẹp giữa hai đới nâng và bị chia cắt bởi hệ thống các đứt gãy hướng ĐB – TN

 Trũng Tây Bạch Hổ: có bề dày trầm tích của trũng có thể đạt tới 7.5 km và trũng này bị khống chế bởi các đứt gãy kiến tạo có phương á vĩ tuyến, tạo sự gấp khúc của bể

Trũng Đông Bạch Hổ: là một trong ba trung tâm tách giãn của bể, bề dày trầm tích của trũng này đạt tới 7 km Trũng nằm kẹp giữa đới nâng trung tâm về phía Tây, sườn nghiêng Đông Nam về phía Đông – Đông Nam và đới nâng Đông Bắc về phía Bắc

Đới nâng Trung Tâm: nằm kẹp giữa hai trũng Đông và Tây Bạch Hổ, được giới hạn bởi các đứt gãy có biên độ lớn hướng Đông Nam và bị chi phối bởi các đứt gãy thuận, đứt gãy trượt bằng và chờm nghịch do ảnh hưởng của sự siết ép vào Oligoxen muộn

Đới nâng phía Tây Bắc: bao gồm cấu tạo Vừng Đông và dải nâng kéo dài về phía Đông Bắc Đới nâng này nằm phía Tây Bắc trũng Đông Bắc và bị khống chế bởi các đứt gãy ĐB – TN Ngăn cách với sườn nghiêng Tây Bắc ở phía TB bởi một địa hào nhỏ với bề dày trầm tích khoảng 6 km

 Đới nâng phía Đông: chạy dài theo hướng ĐB – TN, phía TB ngăn cách với trũng ĐB bởi hệ thống đứt gãy phương á vĩ tuyến và ĐB – TN, phía ĐN ngăn cách với đới phân dị Đông Bắc bởi võng nhỏ

 Đới phân dị Đông Bắc: nằm kẹp giữa đới nâng Đông Phú Quý và sườn nghiêng Tây Bắc, có bề dày trầm tích trung bình, bị phân dị mạnh bởi hệ thống đứt gãy phương TB– ĐN, á kinh tuyến và á vĩ tuyến tạo thành nhiều địa hào, địa lũy nhỏ

Đới phân dị Tây Nam: bị phân dị mạnh bởi hệ thống đứt gãy phương á vĩ tuyến tạo địa lũy, địa hào, hoặc bán địa hào, bán địa lũy xen kẽ nhau

1.1.4 Lịch sử tiến hóa

Bể trầm tích Cửu Long là bể rift nội lục điển hình Bể được hình thành và phát triển trên mặt đá kết tinh trước Kainozoi Lịch sử kiến tạo của bể có thể chia làm ba thời

kì chính:

Thời kì trước tạo rift diễn ra quá trình thành tạo và nâng cao đá móng magma

xâm nhập trong giai đoạn trước Đệ Tam (đặc biệt là từ Jura muộn đến Paleoxen) Ảnh hưởng của quá trình va mảng Ấn Độ vào mảng Âu – Á đã hình thành đới hút chìm dọc cung Sunda Các thành tạo đá xâm nhập, phun trào Mesozoi muộn – Kainozoi sớm và trầm tích cổ trước đó đã trải qua thời gian dài bóc mòn, dập vỡ khối tảng, căng giãn khu vực hướng TB – ĐN Địa hình bề mặt bóc mòn của móng kết tinh trong phạm vi khu vực bể trong giai đoạn này không hoàn toàn bằng phẳng, có sự đan xen giữa các thung lũng và đồi, núi thấp Hình thái địa hình này đóng vai trò quan trọng trong việc phát triển trầm tích lớp phủ kế thừa vào cuối Eoxen, đầu Oligoxen

Thời kì đồng tạo rift bắt đầu vào cuối Eoxen, đầu Oligoxen do ảnh hưởng của các

biến cố kiến tạo trong thời kì trước tạo rift với hướng căng giãn chính TB – ĐN Hệ thống đứt gãy ĐB – TN được hình thành do sụt lún và căng giãn Các đứt gãy chính là những đứt gãy dạng gàu xúc hướng Đông Nam Các đứt gãy hướng gần ĐB – TN là do

sự va chạm mạnh ở góc hội tụ Tây Tạng giữa mảng Ấn Độ và mảng Âu – Á làm mảng Indonesia bị thúc trồi xuống phía Đông Nam theo các đứt gãy trượt bằng lớn như đứt gãy Sông Hồng, Sông Hậu – Three Pagodas, với xu thế trượt trái ở phía Bắc và trượt phải ở phía Nam tạo các trũng Đệ Tam trên các đới khâu ven rìa Đáy Biển Đông bắt đầu giãn trong Oligoxen, trục giãn đáy biển phát triển lấn dần xuống TN và đổi hướng

từ Đ – T sang ĐB – TN làm gia tăng các hoạt động tách giãn và đứt gãy ở bể Cửu Long trong Oligoxen và nén ép vào cuối Oligoxen hình thành nhiều bán địa hào, địa hào cùng hướng phát triển theo các đứt gãy Các bán địa hào, địa hào được lấp đầy bằng các trầm tích vụn thô, vụn đá phun trào chủ yếu thành phần bazơ – trung tính và trầm tích trước núi 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 vài chục mét Quá trình tách giãn tiếp tục phát triển làm cho bể lún chìm sâu, rộng hơn Các hồ trũng trước núi trước đó được mở rộng, sâu dần và liên thông nhau, chế độ trầm tích khá đồng nhất Hoạt động nén ép vào cuối Oligoxen muộn 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 hình hoa, phát sinh các đứt gãy nghịch ở một số nơi như trên cấu tạo Rạng Đông Đồng thời xảy ra hiện tượng bào mòn, vát mỏng mạnh các trầm tích thuộc hệ tầng Trà Tân trên Các nếp uốn trong trầm tích Oligoxen ở bể Cửu Long hình thành với bốn

cơ chế: nếp uốn gắn với đứt gãy căng giãn phát triển ở cánh sụt của các đứt gãy chính; phủ chờm của trầm tích Oligoxen lên các khối móng cao; các cấu tạo hình hoa được thành tạo vào Oligoxen muộn và chỉ được phát hiện trong các địa hào chính; các nếp lồi, bán lồi gắn với nghịch đảo trầm tích vào cuối Oligoxen Sự kết thúc hoạt động của hầu hết các đứt gãy và không chỉnh hợp góc rộng lớn ở nóc trầm tích Oligoxen đánh dấu

sự kết thúc thời kì đồng tạo rift

Thời kì sau tạo rift quá trình giãn đáy Biển Đông theo phương TB – ĐN đã yếu

dần và nhanh chóng kết thúc vào cuối Mioxen sớm, ở bể Cửu Long vẫn diễn 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 Cuối Mioxen sớm, nóc trầm tích Mioxen dưới được đánh dấu bằng biến cố chìm sâu bể với sự thành tạo tầng sét Rotalia biển nông rộng khắp, tạo 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 Vào Mioxen giữa, lún chìm nhiệt tiếp tục gia tăng, cuối thời kì này có một pha nâng lên, dẫn đến sự tái thiết lập điều kiện môi trường sông

ở phần Tây Nam của bể 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 phần Đông Bắc của bể Các hoạt động đứt gãy chấm dứt hoàn toàn từ Mioxen giữa – hiện tại Các trầm tích trong thời kì

này có điểm chung là phân bố rộng, không bị biến vị, uốn nếp và gần như nằm ngang Từ Mioxen muộn bể Cửu Long đã hoàn toàn thông với bể Nam Côn Sơn và hệ thống sông Cửu Long, sông Đồng Nai trở thành nguồn cung cấp trầm tích cho bể Plioxen là thời gian biển tiến rộng nhất, các trầm tích hạt mịn hơn được vận chuyển vào bể Cửu Long

1.2 ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT MỎ Y

1.2.1 Vị trí địa lý của mỏ, lịch sử phát hiện và tổ chức khai thác mỏ

Block 15-1 (hình 1.4) nằm ở bồn trũng Cửu Long ngoài khơi phía Nam Việt Nam, cách Thành phố Hồ Chí Minh 180km về phía Đông Nam với diện tích 800 km2 Mỏ Y

là mỏ được phát hiện đầu tiên ở khu vực hợp đồng dầu khí của Block 15-1 và được khai thác thương nghiệp vào 08/08/2001 cùng với thành công của giếng 1X và 2X

Hình 1.6 Vị trí địa lý của mỏ Y [9]

Các giếng thẩm lượng 2X được khoan sau khi trình kế hoạch thẩm lượng Giếng được thiết kế bao gồm cả giếng khoan định hướng và giếng khoan xiên để thu thập dữ liệu từ các tầng chứa Mioxen và móng Các hoạt động được mở rộng bao gồm cả khoan với quỹ đạo lệch tầng móng Giếng khoan định hướng 2X được bắt đầu vào ngày 11/03/2001 và 2X-ST hoàn thành vào ngày 05/07/2001 cùng với 13,223 bopd từ tầng móng Các vỉa khác cũng được thử thành công cùng với 4,589 từ phần móng của 2XDEV

và 6,443 bopd từ Mioxen hạ Những kết quả thu được từ 2XST đã xác nhận thể tích đáng kể của dầu và sau đó đã được công bố khai thác thương nghiệp đầu tiên vào 08/08/2001

Giếng 3X được khoan thẩm lượng ở trung tâm của cấu tạo Y, bắt đầu khoan vào 09/07/2001 và hoàn thành vào 07/09/2001 sau khi thử nghiệm cùng với 2,763 bopd từ móng và 4,662 bopd từ các vỉa chứa Mioxen hạ Giếng này đã mở rộng được khu vực khai thác đã biết của tầng móng

Giếng 4X được khoan với mục tiêu thử nghiệm tính thương mại của cấu tạo Đông Bắc mỏ Y Giếng bắt đầu khoan vào ngày 14/09/2002 và hoàn thành vào 10/11/2002 Khi giếng chảy với 9,848 bopd từ thử vỉa tầng móng, nó đã suy giảm đến giới hạn của các thông số vỉa Dầu tầng móng 4X có GOR cao hơn và khác tính chất của dầu ở tầng móng phía Tây Nam mỏ Y 4X cũng đã phát hiện tích tụ dầu khí ở Oligoxen C30, và lưu lượng thử vỉa được ghi lại là 14,365 bopd

Đông Bắc mỏ Y được thẩm lượng tiếp nữa bằng giếng 5X vào năm 2005 Giếng khoan đầu tiên vào 12/04/2005 và hoàn thành vào 07/06/2005 sau khi thử nghiệm với 8,711 bopd từ tầng móng Giếng 6X bắt đầu khoan vào ngày 27/03/2005 với mục đích

là thử vỉa khu vực Đông Bắc của mỏ Y Giếng đã bị trám và hủy như một giếng khoan khô vào 01/06/2005 sau khi giếng chỉ cho nước lên từ tầng móng

Giếng 16I bắt đầu vào 02/11/2005 với các mục tiêu thẩm lượng và phát triển bơm ép cho việc duy trì áp suất vào khu vực chính của phía Bắc mỏ Y Công tác thử vỉa đã được thực hiện nhưng không cho dòng hydrocacbon Giếng đã được hoàn thành như

1.2.2 Đặc điểm địa tầng và tiềm năng dầu khí

Đá mẹ:

Kết quả phân tích các giếng lân cận và các giếng của mỏ Y cho thấy tập sét Oligoxen rất giàu vật liệu hữu cơ và rất có tiềm năng để tạo hydrocacbon Tổng hàm lượng cacbon trong các mẫu lấy từ tầng sét của Oligoxen hầu hết hơn 1% Phổ biến là hơn 2%, có khi lên đến 10% Giá trị S2 rất cao Chỉ số Hydrogen của những mẫu đó khá cao Tập “D” có giá trị cao nhất phản ánh nguồn đá mẹ ở đây rất tốt Tập D cũng có lượng lớn nhất và dày nhất loại sét nâu sẫm với giá trị gama ray cao, được xem như là tập đá mẹ chính trong mỏ Y Tập C và E cũng là nguồn đá mẹ tốt nhưng bề dày của tầng sét thì nhỏ hơn trong tập D Khu vực khai thác chính của mỏ Y nằm ở phía Đông Nam của bồn và Đông Bắc Block 15-1

Một vài lớp mỏng của Mioxen hạ có nguồn đá mẹ tiềm năng nhưng chưa trưởng thành (chưa chín muồi) Tập đá mẹ Mioxen không có vai trò nhiều trong tiềm năng hydrocacbon của Block 15-1

Khu vực móng

Tầng chứa móng nứt nẻ chứa mạng lưới độ rỗng và độ thấm được tạo ra bởi hoạt động kiến tạo trong các khối cấu trúc nhỏ hơn mà mỗi khối cấu trúc chứa các đứt gãy, nứt nẻ điển hình và các biên của nó có các đặc điểm kiến tạo đặc trưng, là bằng chứng của sự di chuyển trượt ngang và thường có địa hình cấu trúc Mỏ Y được chia thành 2 khu vực chính: Tây Nam và Đông Bắc Khu vực Tây Nam bao gồm các khối A, B và C, khu vực Đông Bắc bao gồm các khối D, E

Hình 1.7 Ranh giới giữa các khối [9]

Mô tả tầng chứa

Có 3 vỉa chứa chủ yếu: móng nứt nẻ, cát kết Mioxen hạ B10 và Oligoxen trên C30 trong cấu tạo mỏ Y Cát kết Mioxen hạ B9 và cát kết Oligoxen của tập E được đánh giá như một tiềm năng triển vọng

Vỉa chứa trầm tích

Vỉa chứa trầm tích chủ yếu là cát kết Mioxen hạ và Oligoxen

Vỉa chứa B15 được đưa vào với các giếng thăm dò và khai thác (ví dụ như G-1X, 2X, 2XPL, 2XST, 1P, 6PST1, 7P, 9I, 18P, 21P, 25P) trong mỏ Y nhưng tất cả các giếng đều là giếng khô (không có dầu có giá trị thương mại) ngoại trừ giếng G-1X

Vỉa chứa cát kết B10 (Mioxen hạ) bao gồm các giếng 1X, 2X, 2X, 4X, 5X, 6X, các giếng bơm ép và các giếng khai thác từ 10P, 28P Hiện tại, dầu đang được khai thác từ vỉa B10 bao gồm các giếng 10P, 11P, 14P, 15P, 20P, 23P, 26P, 27P và 28P

Vỉa chứa cát kết B9 mỏng dần về phía Tây và phát triển kém trong các giếng khai thác

Trong hầu hết phần dưới tập C, cát kết C30 dày và sạch được đưa vào và thử vỉa thành công trong 1X và 4X Tuy nhiên C30 trong hầu hết các giếng mới đều chứa nước hoặc dầu bị nhiễm bẩn Vỉa chứa Oligoxen trên C15 bao gồm các giếng thăm dò và phát triển trong mỏ Y bao gồm 3X, 6X, 5XPH, 3P, 7P, 9P, 12P và 14P Các đơn vị cát kết C30 và C15 sẽ được đánh giá chi tiết hơn

Trong tập “D”, việc minh giải wireline log của giếng 1X cho thấy 4 khoảng tiềm năng (D30, D40, D50 và D60), nhưng kết quả DST chỉ ra độ thấm rất thấp

Vỉa chứa tập E chỉ có giếng 3X/6X và 9I, cho đến nay không có giếng mới nào xuyên qua tập này

Vỉa chứa cát kết Mioxen hạ B9

Vỉa chứa cát kết Mioxen hạ B9 bao gồm nhiều lớp cát mỏng, hạt có kích thước từ mịn đến trung bình, các lớp xiên chéo và chủ yếu chứa dầu Cát kết được minh giải

như các lớp cát trầm tích lắng đọng ở cạnh tam giác châu qua rãnh khoét lòng sông (crevasse splay) Tổng bề dày hiệu dụng của các lớp cát B9 là 0.2 – 0.3m (1X), 1m (3X), 0.5 – 2 (11P, 3P, 5P, 6PST, 8I) Dữ liệu mẫu lõi thông thường của B9 trong giếng 2X

và 3X thể hiện chất lượng tầng chứa tốt với độ rỗng 16.6 – 30.6% và độ thấm 3 – 1300mD Vỉa chứa cát kết B9 được đánh giá là có tiềm năng triển vọng, đặc biệt ở trong khu vực phía Đông cấu trúc mỏ Y trong báo cáo 2002 và không đánh giá lại trong thời gian này

Vỉa chứa cát kết Mioxen hạ B10

Thạch học:

Các giếng của mỏ Y đều được khoan xuyên qua vỉa chứa cát kết B10 với bề dày từ 10m đến 16m Vỉa chứa cát kết B10 bao gồm nhiều lớp cát kết mỏng xếp chồng, được minh giải là lớp trầm tích của các kênh phụ, từ các doi cát đến các lớp cát trước rìa tam giác châu với môi trường đầm hồ đến môi trường đồng bằng nước lợ Cát có màu xám nhẹ đến màu xám vàng, nâu sáng đến nâu tối, nguyên khối, bở rời (cố kết kém) và chủ yếu chứa dầu Một số nơi có sét xen kẽ, mỏng Kích thước hạt đa dạng từ mịn đến thô

Bề dày cát tổng từ 10 – 16m được xác định là tầng chứa hydrocacbon từ minh giải wireline log và được xác thực bằng mẫu lõi thu được từ giếng 2X, 3X và kết quả thử vỉa từ các giếng này

Chất lượng tầng chứa:

Việc minh giải wireline log thể hiện bề dày hiệu dụng từ 6.6 – 6.8m (1X, 3X) đến 9.3 – 12.4m (2X), độ rỗng trung bình từ 25-29.6 % và độ bão hòa nước trung bình từ 27 – 36.2% Toàn bộ các khoảng cát kết B10 trong 2X và 3X đều được lấy mẫu lõi và các thông số vỉa được đo từ các mẫu lõi Kết quả phân tích thể hiện chất lượng tầng chứa tốt với độ rỗng cao (trung bình 27.6 – 28.1%) và độ thấm (trung bình 2.2 – 3D) Lưu lượng dòng chảy cao của dầu 34 – 350 API được đo từ công tác thử vỉa các giếng 1X, 2X và 3X Chúng đều cho kết quả độ thấm lên đến 7D Từ kết quả này, vỉa chứa cát kết B10 được dự đoán ít chịu ảnh hưởng của quá trình tạo đá

Vỉa chứa cát kết Mioxen hạ B15

Các giếng khoan thăm dò và khai thác trong mỏ Y (ví dụ như G-1X, 2X, 2XPL, 2XST, 1P, 6PST1, 7P, 9I, 18P, 21P, 25P) đều khoan qua B15 B15 cho hydrocacbon bão hòa ở giếng G-1X và giếng khô (không có dầu thương mại) trong các giếng khác của mỏ Y Một giếng khoan định hướng được khoan vào 06/2011 xuyên qua các vỉa chứa B10, B15, B40 Xấp xỉ 2m TVD cát hiệu dụng đo được trong B15 Độ rỗng trung bình là 24.5%; độ bão hòa nước khoảng 30.5% và B15 được xem như chứa dầu trong giếng khoan định hướng 9PST2 và giếng khoan khai thác 9PST3 Đánh giá ban đầu B15

có trữ lượng thu hồi trung bình khoảng 990,000stb, và có thể lên đến 1,080,000stb B15

đã hoạt động từ 08/2011 với lưu lượng 1600bopd, hàm lượng nước 0%

Vỉa chứa cát kết Oligoxen trên C15

Các giếng thăm dò và khai thác trong mỏ Y bao gồm 3X, 6X, 5XPH, 3P, 7P, 9P, 12P, 14P đều đi qua C15 Vỉa này có độ rỗng khoảng 20 – 23% và độ bão hòa nước 45 – 35% Các tập cát chứa hydrocacbon ở khu vực Đông Bắc của mỏ Y trong các giếng 3X, 6X, 7P, 14P Giếng 14P là giếng khai thác đầu tiên của C15 với bề dày 2.3m Lưu lượng khai thác hiện tại (06/2012) là 1,356stbpb, hàm lượng nước 0%

Vỉa chứa cát kết Oligoxen trên C30

Vỉa C30 có tất cả các giếng trong mỏ Y xuyên qua với bề dày từ 20 đến 70m Hầu hết các phân lớp thấp (C30) của tập “C” trong Oligoxen, có thân cát dày và sạch (kết quả thử vỉa từ giếng 1X) Kết quả thử vỉa cũng chỉ ra rằng đây là vỉa chứa có tiềm năng với 16m bề dày hiệu dụng, độ rỗng 20%, độ thấm 247mD, nhưng thân cát có kích thước nhỏ, bị chia cắt nên cũng chứa các yếu tố rủi ro trong C30 Một tích tụ dầu mới trong vỉa chứa C30 (Oligoxen) đã có giếng 4X đi xuyên qua Tổng cộng 7,981bbl dầu thu được từ vỉa trong suốt 24 tiếng Kiểm tra giới hạn vỉa, tính được thể tích lỗ rỗng liên kết là 20MMBO Cát kết vỉa C30 được đánh giá là có tiềm năng ở các khu vực xung quanh giếng 1X và 4X trong giai đoạn hiện tại

Vỉa chứa cát kết Oligoxen dưới E

Tập E đa số là mỏng hoặc không có trong hầu hết các bộ phận và chỉ có trong sườn, cánh của cấu trúc Tập này chủ yếu là cát kết hạt thô, cuội kết, một phần nhỏ bột kết và những lớp rất mỏng đá vôi

Cát kết của tập này có màu xám, xám sẫm, nâu xám, chủ yếu là không cố kết trong nóc tập, chủ yếu là thạch anh trong suốt hoặc trong mờ màu trắng sữa, trắng khói, xám sáng, hàm lượng cao các mảnh vụn đá granit (18-64%), chủ yếu là hạt thô, cuội kết cục bộ, độ chọn lọc thấp Feldspat hầu hết bị phong hóa thành kaolinit và thường được quan sát trong nền cuội kết, nhiều clorit, mica và pyrit

Nhiều dầu nhiễm bẩn có màu nâu đen, đen trong giếng 3X quan sát được trong tập “E” và trong mẫu mùn khoan dầu bão hòa Kết quả MDT cho thấy độ linh động dầu từ nhỏ đến rất cao, cao nhất là 119.6 mD/cp Tập E được mong đợi là có giếng SC-1X

đi qua nhưng giếng này không đi qua tập E và do vậy tập E trong sườn phía Nam của

mỏ Y ít tiềm năng hơn nhiều Giếng 6X ở phía Bắc của mỏ Y đi qua tập E (hơn 300m) nhưng kết quả MDT cho độ linh động rất nhỏ Cát kết tập E đã không được thử nghiệm

và xem như là có tiềm năng ở phía Bắc của mỏ Y và sẽ được đánh giá nhiều hơn trong tương lai bằng những giếng mới

Tầng chứa móng nứt nẻ trước Đệ Tam

Hầu hết đá móng trong mỏ Y đã nứt nẻ và biến đổi thứ sinh Độ nứt nẻ của đá granit chứa tốt và thuận lợi trong khai thác dầu

Các tầng đá móng được biết như là tầng khai thác chính trong các mỏ Bạch Hổ, Rạng Đông, Ruby Đá móng của cấu trúc mỏ Y chủ yếu là granit, thứ yếu là monzonit thạch anh, monzodiorit thạch anh, monzodiorit, diorit và các đá dạng mạch (dyke/vein)

Bề dày của các đá dạng mạch từ vài cm đến 5 - 10m

Việc phát triển các nứt nẻ do ứng suất, tích tụ lớn nhất ở đỉnh cấu tạo do ứng suất gây ra Các đặc điểm sau được quan sát thấy trong tầng chứa đá móng nứt nẻ:

 Độ rỗng của khung đá gần bằng 0 trong tầng chứa móng

 Vỉa chứa nứt nẻ chứa các nứt nẻ mở (độ rỗng 100%)

 Độ rỗng và độ thấm của móng nứt nẻ giảm theo độ sâu

1.2.3 Đặc điểm địa chất móng mỏ Y

1.2.3.1 Đặc điểm cấu trúc

Cấu tạo Y nằm ở phía Đông Bắc của Block 15-1 và một trong những cấu trúc lớn nhất trong Block 15-1 Nó là khối nâng móng cổ được hình thành trong suốt giai đoạn của các hoạt động tách giãn bồn (trước Oligoxen sớm) và đã được bao phủ bởi các lớp trầm tích ở trên

Cấu trúc móng mỏ Y

Hướng Đông Bắc của khối nâng cấu trúc Y được hình thành bởi đứt gãy trượt nghiêng hoặc đứt gãy thuận Hầu hết các đứt gãy nghiêng theo hướng Tây Nam và hình thành các bán địa hào cùng với sự phát triển của địa tầng gắn liền với hoạt động quay của khối đá thuộc các tập E, D và một phần tập C

Cấu trúc mỏ Y bị chia cắt thành các cấu trúc nhỏ hơn bởi các đứt gãy theo hướng Đông – Tây (hình 1.8)

Hình 1.8 Bản đồ đẳng sâu nóc tầng móng mỏ Y [9]

Ngoài các đứt gãy hướng Đông Bắc – Tây Nam và hướng Đông – Tây, các hệ thống đứt gãy/ nứt nẻ chiếm ưu thế khác trong mỏ Y là Tây Bắc – Đông Nam và Bắc – Nam (hình 1.9) Các hệ thống này được biết đến là những nứt nẻ hở tốt (có lợi) trong cấu trúc mỏ Y

Hình 1.9 Các đứt gãy nhỏ bên trong cấu trúc mỏ Y ở độ sâu 3000m TVDSS [9]

Hình 1.10 Mặt cắt địa chấn cắt qua mỏ Y [9]

1.2.3.2 Mô hình địa chất vỉa chứa cho tầng móng nứt nẻ

Mô hình địa chất vỉa chứa cho việc mô phỏng vỉa chứa tầng móng nứt nẻ trong khu vực mỏ Y được dựa trên mô hình “Nứt nẻ Halo” Mô hình nứt nẻ Halo cho rằng các vùng xung quanh hệ thống nứt nẻ chính mà được xác định bằng địa chấn có chứa các nứt nẻ liên quan đến toàn bộ độ rỗng và độ thấm trong vỉa (hình 1.11)

Hình 1.11 Mô hình độ rỗng nứt nẻ Halo [9]

Độ rỗng cùng với mỗi đặc tính đứt gãy (được nhận dạng bằng địa chấn) được mô hình định lượng thông qua hàm phân rã độ rỗng theo chiều ngang và chiều thẳng đứng như hình 1.12 Độ rỗng trong mô hình Halo được điều chỉnh để phù hợp với tổng trữ lượng hydrocacbon tại chỗ ban đầu đã tính thông qua mô hình thể tích lỗ rỗng thực

Hình 1.12 Mô hình độ rỗng đứt gãy Halo [9]

Mô hình độ thấm được xác định sau đó như một hàm của độ rỗng Có sự hiệu chỉnh nhỏ về độ thấm trong 50m vùng trên tầng móng để loại bớt các yếu tố làm giảm giá trị

độ thấm như là thay đổi môi trường khí quyển Hình 1.13 chỉ ra hàm của độ thấm Các giá trị độ thấm được điều chỉnh bằng cách làm phù hợp với các chỉ số khai thác từ dữ liệu DST và các giếng khai thác

Hình 1.13 Hàm độ thấm [9]

Các mô hình tầng chứa móng nứt nẻ được xây dựng bằng cách sử dụng các đặc tính đứt gãy biên để xác định các biên trong chủ yếu và biên ngoài, sau đó phân chia vỉa thành các khu vực khai thác khác nhau Tất cả các đứt gãy được xác định bằng địa chấn khác được sử dụng để xác định và điều chỉnh độ rỗng, độ thấm trong mô hình địa chất chi tiết Kích thước ô lưới khoảng 100x100m với 50m bề dày của mô hình mỏ Y Các

mô hình mô phỏng sử dụng kích thước tương tự mô hình địa chất trong mỗi mỏ Các bước xây dựng mô hình được tóm tắt trong hình 1.14

Bước 1: Minh giải các đứt gãy biên chính, các nứt nẻ có kích thước nhỏ hơn mà

có thể nhìn thấy được trên băng địa chấn cũng được mô hình hóa

Bước 2: Tạo các miền mà được xác định bằng đứt gãy và các đặc tính khác

Bước 3: Độ rỗng và độ thấm được phân bố xung quanh các nứt nẻ (xác định bằng địa chấn) thông qua mối liên hệ giữa khoảng cách (từ đứt gãy) và độ sâu từ đỉnh của móng

Hình 1.14 Các bước xây dựng mô hình [9]

1.2.3.3 Trữ lượng dầu khí tại chỗ ban đầu của móng X, mỏ Y

Vì vỉa chứa được đặc trưng bởi hàm net/gross và độ rỗng tổng tại các giá trị Pmin, Pmed, và Pmax, thể tích lỗ rỗng hiệu dụng của mỗi cặp độ rỗng và NTG khác nhau được tính toán, trữ lượng dầu và khí ban đầu (OIIP và GIIP) theo mô hình của mỗi vỉa chứa được đánh giá bằng phương pháp thể tích sử dụng mô phỏng Monte Carlo dựa trên các phương trình sau đây:

OIIP = NPV x (1 – Sw) x 1/FVF

Kết quả tính toán trữ lượng dầu tại chỗ ban đầu của móng X mỏ Y theo phương pháp thể tích được tóm tắt như sau:

Trữ lượng khí tại chỗ ban đầu như đã đề cập ở trên được tính toán dựa vào OIIP

và sử dụng tỉ số khí – dầu là 225 scf/stb Kết quả tính toán được thể hiện trong bảng sau:

CHƯƠNG 2: CƠ SỞ LÝ THUYẾT VỀ PHÂN CẤP TRỮ LƯỢNG & CÁC PHƯƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ TRỮ LƯỢNG

2.1 CƠ SỞ LÝ THUYẾT VỀ PHÂN CẤP TRỮ LƯỢNG

Kết thúc mỗi quá trình thăm dò dầu khí ở một vùng nghiên cứu hoặc khai thác một vỉa nào đó đều phải phân cấp và đánh giá trữ lượng Kết quả của việc phân cấp này sẽ phản ánh hiệu quả của công tác nghiên cứu, định hướng cho việc thăm dò tiếp theo

Hiện nay, trên thế giới cũng như ở nước ta có nhiều hệ thống phân cấp tài nguyên

và trữ lượng dầu khí như hệ thống phân cấp của Nga, SPE, Việt Nam,… Tuy các hệ thống phân cấp có nhiều điểm khác nhau nhưng ta vẫn có thể đối sánh và quy đổi cấp trữ lượng giữa các hệ thống Cơ sở phân cấp trữ lượng dầu, khí, condensate là căn cứ vào các yêu cầu của “Quy định phân cấp tài nguyên, trữ lượng dầu khí và lập báo cáo trữ lượng dầu khí” do Bộ Công nghiệp ban hành ngày 6 tháng 12 năm 2005 (hình 2.1)

Phù hợp với quy định này, trữ lượng được phân cấp thành P1, P2, P3 Theo mức độ tin cậy của trữ lượng được tính toán khi áp dụng cách tiếp cận xác suất, trữ lượng dầu, khí, condensate của mỗi cấp được đánh giá với xác suất tin cậy P10, P50, P90

Trữ lượng cấp P1 được phân ra trong các thân dầu khí hoặc ở các phần thân dầu khí được thử vỉa và cho dòng công nghiệp ở ít nhất một giếng khoan Đường biên chứa dầu khí được vạch tại ranh giới đi qua điểm sâu cuối cùng cho dòng hoặc ranh giới khí dầu, khí nước, dầu nước

Trữ lượng cấp P2 được tính trong các thân dầu khí được xác định theo tài liệu ĐVLGK, hoặc trong các phần thân dầu khí kề (bên dưới) với khu vực có trữ lượng P1 Cấp P2 sẽ lấy tại độ sâu đáy đá chứa sản phẩm theo tài liệu ĐVLGK hoặc theo nguyên tắc “halfway”

Trữ lượng cấp P3 được phân cấp tại thân dầu nằm trên diện tích chưa khoan,

sự tồn tại của chúng được dự đoán theo tài liệu địa chất, địa chấn hoặc theo những

phần thân dầu gá kề với vùng có trữ lượng P2 Đường biên cấp P3 được vạch theo đường bình đồ khép kín cuối cùng

Tài liệu thường được sử dụng để phân định ranh giới và phân cấp trữ lượng bao gồm: các bản đồ cấu tạo, các sơ đồ liên kết chi tiết các mặt phản xạ địa chấn

và các tầng sản phẩm, kết quả xử lý tài liệu ĐVLGK, các kết quả nghiên cứu lát mỏng mẫu, nghiên cứu vật lý thạch học của mẫu lõi và kết quả thử vỉa từ các giếng khoan

2.1.1 Khái niệm chung về tài nguyên dầu khí

Tài nguyên được hiểu như khối lượng dầu, khí, condensate và thành phần đồng hành trong các thân khoáng chứa đã được phát hiện mà sự tồn tại của chúng được giả thiết với độ tin cậy nào đó dựa trên cơ sở kết quả các nghiên cứu địa chất, địa vật lý, địa hóa, kết quả khoan, thử vỉa và khai thác thử công nghiệp

Tài nguyên dầu khí là tổng lượng dầu, khí, condensate tại chỗ tính được ở thời điểm nhất định bao gồm lượng dầu khí được chứa hoặc được khai thác từ các tích tụ dầu khí

đã được phát hiện và lượng dầu khí dự báo có khả năng tồn tại trong các tích tụ sẽ được phát hiện, tài nguyên dầu khí được phân thành tài nguyên đã được phát hiện và tài nguyên chưa phát hiện

Tài nguyên đã được phát hiện: là tổng lượng dầu khí tại chỗ tính được ở thời điểm nhất định trong các tích tụ dầu khí đã được phát hiện bằng giếng khoan Tài nguyên đã phát hiện bao gồm tổng lượng dầu khí thu hồi và tài nguyên thu hồi tiềm năng

Tổng lượng dầu khí thu hồi: là lượng dầu khí đã và dự kiến sẽ được thu hồi thương mại từ các tích tụ đã được phát hiện bằng công nghệ, kỹ thuật hợp lý được lựa chọn phù hợp với các điều kiện kinh tế và phát luật hiện hành Tổng lượng dầu khí thu hồi bao gồm tổng lượng dầu khí đã khai thác và trữ lượng dầu khí còn lại vào thời điểm tính Trữ lượng dầu khí còn lại bao gồm trữ lượng xác minh (P1) và trữ lượng chưa xác minh (P2 và P3)

Tài nguyên thu hồi tiềm năng: là lượng dầu khí đã phát hiện và có thể thu hồi nhưng chưa thể khai thác thương mại vào thời điểm tính toán vì các lý do kỹ thuật, công nghệ, kinh tế, môi trường và các điều kiện khác Trữ lượng thu hồi tiềm năng được phân ra các cấp xác minh (P4) và chưa xác minh (P5 và P6) Việc xác định các cấp tài nguyên thu hồi tiềm năng căn cứ theo các điều kiện tương tự như các cấp thuộc trữ lượng thu hồi

Tài nguyên chưa phát hiện: Tài nguyên chưa phát hiện là lượng dầu khí ước tính được ở thời điểm nhất định, dự báo có thể tồn tại và sẽ được phát hiện trong các tích tụ bằng các giếng khoan thăm dò trong tương lai Tài nguyên chưa phát hiện bao gồm tài nguyên chưa phát hiện thu hồi dự tính (R1) và tài nguyên chưa phát hiện thu hồi lý thuyết (R2)

Tài nguyên chưa phát hiện thu hồi dự tính (R1): là tài nguyên dầu khí dự tính có thể thu hồi, được đánh giá ở thời điểm nhất định từ các đối tượng triển vọng đã được lập bản đồ nhưng chưa xác định được sự tồn tại của dầu khí bằng kết quả khoan hoặc các vỉa chứa nằm dưới các tầng sản phẩm của các mỏ đang khai thác với các điều kiện địa chất được coi là thuận lợi cho tích tụ dầu khí nhưng chưa khoan tới

Tài nguyên chưa phát hiện thu hồi lý thuyết (R2): là tài nguyên dầu khí có thể thu hồi, được đánh giá ở thời điểm nhất định đối với các tích tụ dầu khí dự kiến có thể tồn tại theo lý thuyết trong một tập hợp triển vọng với điều kiện thuận lợi về quy luật địa chất cho dầu khí tích tụ nhưng chưa được lập bản đồ

Hình 2.1 Sơ đồ phân cấp tài nguyên và trữ lượng dầu khí Việt Nam (theo Quy định

phân cấp tài nguyên, trữ lượng dầu khí và lập báo cáo trữ lượng dầu khí –

Bộ Công nghiệp)

2.1.2 Trữ lượng dầu khí

2.1.2.1 Đối với hệ phân cấp trữ lượng của Việt Nam

Đối với hệ phân cấp trữ lượng của Việt Nam, chúng ta chia trữ lượng dầu khí thành hai cấp chính là trữ lượng xác minh và trữ lượng chưa xác minh (hình 2.1)

Trữ lượng xác minh (P1/P4): là lượng dầu khí có thể thu hồi thương mại tính được ở thời điểm nhất định với độ tin cậy cao của các tích tụ dầu khí đã được phát hiện

và dự kiến đưa vào khai thác trong các điều kiện kỹ thuật công nghệ kinh tế và xã hội hiện tại Trữ lượng được xếp vào cấp xác minh khi đảm bảo thỏa mãn các điều kiện sau:

Thân chứa dầu khí được xác định ranh giới với mức độ tin cậy hợp lý theo tài liệu địa vật lý, địa chất và khoan

Đặc tính thấm, chứa và độ bão hòa dầu khí của thân chứa dầu khí được khẳng định bằng tài liệu ĐVLGK và mẫu lõi

Kết quả thử vỉa cho dòng thương mại ít nhất từ 1 giếng khoan

Trữ lượng chưa xác minh: bao gồm trữ lượng có khả năng và trữ lượng có thể:

Trữ lượng có khả năng (P2/P5): là lượng dầu khí có thể thu hồi thương mại, tính được ở thời điểm nhất định với độ tin cậy trung bình và chưa được khẳng định bằng kết quả thử vỉa Trữ lượng có khả năng với từng thân chứa dầu khí được xác định theo nguyên tắc ngoại suy phù hợp với điều kiện địa chất cụ thể của thân chứa dầu khí Trữ lượng có khả năng đối với từng tích tụ dầu khí được xác định theo nguyên tắc “halfway” – chia đôi khoảng cách như hình 2.2

Đối với dầu:

Trữ lượng có khả năng được xác định lấy từ điểm dầu lên tới (OUT) cho đến điểm giữa của khoảng dầu lên tới và khí xuống tới (GDT), hoặc từ điểm dầu lên tới cho đến điểm giữa của khoảng dầu lên tới và đỉnh (SC) của cấu tạo nếu điểm khí xuống tới không xác định được

Từ điểm dầu xuống tới (ODT) cho đến điểm giữa của khoảng dầu xuống tới và nước lên tới (WUT), hoặc từ điểm dầu xuống tới đến điểm giữa của khoảng dầu xuống tới và điểm tràn (SPP) của cấu tạo nếu điểm nước lên tới không xác định được

Đối với khí:

Trữ lượng có khả năng được xác định lấy từ điểm khí xuống tới đến điểm giữa của khoảng khí xuống tới và dầu lên tới:

Từ điểm khí xuống tới đến điểm giữa của khoảng khí xuống tới và nước lên tới, hoặc từ điểm khí xuống tới đến điểm giữa của khoảng khí xuống tới và điểm tràn của cấu tạo nếu điểm nước lên tới không xác định được

Ngoài ra phân cấp theo phương pháp “halfway” có thể được thay thế bởi các tài liệu địa chất, địa vật lý và công nghệ khác có cơ sở và lý thuyết được nêu rõ ràng Các trường hợp sau đây cũng được xếp vào cấp trữ lượng có khả năng (P2):

Trữ lượng của các phần vỉa nếu khoan đan dày hoặc bằng cách khác sẽ gia tăng được và đủ điền kiện xếp vào cấp xác minh, nhưng ở thời điểm đánh giá trữ lượng việc khoan đan dày chưa được thực hiện

Trữ lượng dự kiến nếu khoan mở rộng sẽ được xếp là cấp xác minh nhưng tại thời điểm đánh giá trữ lượng vẫn chưa khoan và tài liệu bản đồ cấu tạo vỉa chưa đủ để xếp chúng vào cấp đó

Trữ lượng các tầng thể hiện có khả năng cho dòng dầu khí trên cơ sở các đặc tính ĐVLGK nhưng thiếu mẫu lõi khoan hoặc thiếu kết quả thử vỉa chắc chắn và chúng không có đặc điểm tương tự với vỉa đang khai thác hoặc vỉa cấp xác minh trong cùng diện tích

Trữ lượng trong diện tích của tầng đã xác minh cho dòng sản phẩm dầu khí ở các diện tích khác của mỏ nhưng diện tích này biểu hiện bị phân cách bằng đứt gãy hoặc bằng thể địa chất chắn và có vị trí cấu tạo cao hơn theo kết quả phân tích, minh giải tài liệu địa chất so với diện tích của cấp xác minh

Trữ lượng do áp dụng phương pháp gia tăng thu hồi đã hoàn thiện và thương mại hóa khi đề án hoặc chương trình thử nghiệm đã lập và lắp đặt nhưng chưa vận hành, các đặc tính của đá chứa, chất lưu và thông số vỉa đảm bảo thuận lợi cho việc áp dụng thương mại các phương pháp đó

Trữ lượng có được do sửa chữa, xử lý, tái xử lý, thay thiết bị giếng thành công hoặc do các chu trình kỹ thuật khác nhưng các chu trình đó trước đây chưa được công nhận áp dụng thành công trong các giếng có cùng tình trạng và trong cùng vỉa tương tự