Nghiên cứu phân tích mẫu lõi cho chúng ta các thông số trực tiếp. Cơ sở số liệu phân tích mẫu lõi là cơ sở định lượng tài liệu Địa Vật Lý Giếng Khoan và trực tiếp để biện luận các thông số của vỉa dầu khí. Phân tích độ bão hòa nước dư trực tiếp từ mẫu lõi được tiến hành, đo bằng phương pháp DeanStark. Trong đó, lưu ý vấn đề lấy mẫu từ giếng khoan và bảo quản tốt để không ảnh hưởng đến sự thay đổi hàm lượng nước chứa trong mẫu. Theo Kenedy, Van Meter và Jones, tại các giếng khoan sử dụng dung dịch khoan gốc nước có ảnh hưởng nhiều đến độ bão hòa nước ban đầu của mẫu đá và trạng thái bão hòa nước ban đầu của mẫu được bảo tồn tốt khi mẫu được bảo tồn tốt khi mẫu được khoan bằng dung dịch gốc dầu.
Trang 1MỤC LỤC
LỜI CẢM ƠN i
TÓM TẮT ĐỒ ÁN MÔN HỌC ii
MỤC LỤC iii
DANH MỤC HÌNH ẢNH v
DANH MỤC BẢNG vii
CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ MỎ X BỂ CỬU LONG VÀ TẦNG OLIGOCENE THƯỢNG MỎ X 1
1.1 Vị trí địa lý 1
1.2 Lịch sử tìm kiếm thăm dò 2
1.3 Cấu trúc-kiến tạo bể Cửu Long 4
1.4 Đặc điểm địa tầng lô 15-2 và mỏ X 7
1.4.1 Thạch địa tầng thuộc móng trước Cenozoi 7
1.4.2 Địa tầng-trầm tích Cenozoi 8
1.5 Cấu trúc-kiến tạo lô 15-2 và mỏ X 15
1.6 Tiềm năng dầu khí lô 15-2 và mỏ X 17
1.6.1 Đá sinh 17
1.6.2 Đá chứa 17
1.6.3 Đá chắn 18
1.6.4 Bẫy chứa dầu khí 19
1.7 Vài nét về tầng Oligocen 20
CHƯƠNG 2 ĐỘ BÃO HÓA NƯỚC VÀ CÁC PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH ĐỘ BÃO HÒA NƯỚC 21
2.1 Độ bão hòa nước và phân loại nước trong vỉa chứa 21
Trang 22.2 Phương pháp xác định độ bão hòa nước bằng tài liệu địa vật lý giếng khoan 22
2.2.1 Mô hình Archie: 23
2.2.2 Các mô hình xác định độ bão hòa nước vỉa cát sét 24
2.3 Phuơng pháp xác định độ bão hòa nước bằng phân tích mẫu lõi 28
2.3.1 Áp suất mao dẫn (P c ) 29
2.3.2 Xác định độ bão hòa nước theo hàm J-Function 40
2.3.3 Xác định độ bão hòa nước dư thông qua việc lập quan hệ giữa chỉ số chất lượng vỉa với độ bão hòa nước dư và quan hệ giữa độ thấm với độ bão hòa nước dư 42
CHƯƠNG 3 KẾT QUẢ TÍNH TOÁN 44
3.1 Tính toán độ bão hòa nước vỉa chứa trên cơ sở tài liệu địa vật lý giếng khoan 44
3.1.1 Cơ sở dữ liệu 44
3.1.2 Kết quả tính toán 45
3.2 Tính toán độ bão hòa nước vỉa chứa trên cơ sở thí nghiệm áp suất mao dẫn 48
3.2.1 Cơ sở dữa liệu 48
3.2.2 Kết quả tính toán 50
3.3 So sánh kết quả và đánh giá 60
KẾT LUẬN CHUNG VÀ KIẾN NGHỊ 63
TÀI LIỆU THAM KHẢO 64
Trang 3DANH MỤC HÌNH ẢNH
Hình 1.1 Vị trí bể Cửu Long 1
Hình 1.2 Vị trí địa lý mỏ X 2
Hình 1.3 Cột địa tầng lô 15-2 7
Hinh 2.1 áy đo trong thí nghiệm áp suất mao dẫn 30
Hình 2.2 Các bước trong bơm thủy ngân 32
Hình 2.3 Dữ liệu thoát nước và chiết rót thủy ngân 33
Hình 2.4 Phân bố kích thước lỗ rỗng tích lũy trong phương pháp bơm thủy ngân 34
Hình 2.5 Phân bố kích thước lỗ rỗng chênh lệch trong phương pháp bơm thủy ngân 34 Hình 2.6 Porous plate meaurement 35
Hình 2.7: Air-Brine pressure from Porous plate meaurement 36
Hình 2.8 Oil-Brine capillary pressure curve 36
Hình 2.9 Hassler cell arranged from capillary pressure meaurement 37
Hình 2.10 Quan hệ hàm J-Function với Sw của đá chứa thuộc tập E, hệ tầng Trà Cú thuộc bể Cửu Long 41
Hình 2.11 Quan hệ RQI với Swi (theo áp suất mao dẫn) của đá chứa thuộc tập E, hệ tầng Trà Cú thuộc bể Cửu Long 43
Hình 3.1 Vị trí giếng Y trong mỏ X 44
Hình 3.2 Các đường log dữ liệu nhập vào của giếng khoan Y 45
Hình 3.3 ết quả minh giải 46
Hình 3.4 h n bố độ bão hòa nước theo tần suất theo mô hình ual ater của giếng Y 46 Hình 3.5 Phân bố độ bão hòa nước theo độ sâu (theo thân giếng khoan) theo mô hình
Trang 4Hình 3.6 Các mẫu lõi và thông số 48
Hình 3.7 iá trị độ rỗng, độ thấm và độ bão hòa nước đo được t thí nghiệm áp suất mao dẫn 49
Hình 3.8 uan hệ với wir theo áp suất mão dẫn của giếng 51
Hình 3.9 h n bố độ bão hòa nước theo đ s u 52
Hình 3.10 Quan hệ hàm J-Function với S w * 54
Hình 3.11 Quan hệ hàm J-Function với S w * của Rock type 1 55
Hình 3.12 Quan hệ hàm J-Function với S w * của Rock type 2 55
Hình 3.13 uan hệ hàm - unction với w * của ock type 3 56
Hình 3.14 ối quan hệ giữa độ rỗng và độ thấm 58
Hình 3.15 Độ bão hòa nước w và độ bão hòa nước dư wir theo độ s u 59
Hình 3.16 o sánh kết quả tính toán tr n xcel 61
Hình 3.17 o sánh các kết quả tính toán tr n 62
Trang 5DANH MỤC BẢNG
Bảng 2.1 Ứng dụng của các phương pháp 40
Bảng 2.2 Bảng giá trị góc tiếp xúc và sức căng bề mặt Error! Bookmark not defined. Bảng 3.1 Giá trị độ bão hòa nước trung bình trong các vỉa 48
Bảng 3.2 Giá trị RQI của các mẫu lõi 50
Bảng 3.3 Phân loại mẫu đá dựa vào chỉ số chất lượng vỉa 50
Bảng 3.4 Giá trị tính toán của mẫu 1 53
Trang 6Bể Cửu Long tiếp giáp với đất liền về 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 Bể có diện tích khoảng 36.000km2, bao gồm các lô: 9, 15, 16, 17 và một phần các lô: 1, 2, 25 và 31 Bể được bồi lấp chủ yếu bởi trầm tích lục nguyên Đệ Tam, chiều dày lớn nhất của chúng tại trung tâm bể có thể đạt tới 7-8km
Hình 1.1 Vị trí bể Cửu Long
Trang 7Mỏ X nằm trong lô 15-2 ở phần phía Đông Bắc bể Cửu Long, khu vực có các trầm tích tuổi Đệ Tam, có diện tích khoảng 3.370km2, tọa lạc ngoài khơi phía Nam Việt Nam, ngoài cửa sông Mekông, Vũng Tàu Mỏ X nằm trên khối nhô cao móng theo hướng Đông Bắc-Tây Nam, có cùng một xu hướng cấu trúc như mỏ Bạch Hổ ở phía Tây Nam
Hình 1.2 Vị trí địa lý mỏ X
1.2 Lịch sử tìm kiếm thăm dò
Tại mỏ X, giếng khoan thăm dò đầu tiên và những giếng khoan thẩm lượng sau đó đã khẳng định sự có mặt của dầu trong móng granite nứt nẻ và trong cát kết Mioxen hạ Dầu trong tầng móng của mỏ tương tự như dầu trong móng của mỏ Bạch Hổ
Sau khi JVPC công bố phát hiện dầu thương mại vào 6/1996, giai đoạn đầu tiên của
mỏ đã được tiến hành tại phần phía Bắc và việc khai thác dầu đã được bắt đầu từ 8/1998 Cho đến năm 2000, 7 giếng khoan thăm dò thẩm lượng và 10 giếng khoan đã được khoan khai thác tại mỏ
Lịch sử nghiên cứu địa chất – địa vật lý, tìm kiếm, thăm dò dầu khí lô 15-2 cũng nằm trong phông nghiên cứu của bể Cửu Long và có thể chia làm 3 giai đoạn:
Giai đoạn trước 1975:
Mỏ X
Trang 8Trong thời kỳ khảo sát và tìm kiếm dầu khí do các công ty nước ngoài tiến hành Trong các năm 1967-1968 công ty Alpaid tiến hành đo 19.500km tuyến địa chấn khu vực thềm lục địa Nam Việt Nam Trong đó có một số tuyến cắt qua lô 15-2 Từ những năm 1969-1670 công ty địa vật lý Mandrel tiến hành khảo sát địa chấn với mạng lưới tuyến 30x50 km trong phạm vi bể Cửu Long Năm 1969, công ty Mobil Oil tiếp tục đan dày mạng lưới tuyến địa chấn 8x8 km và 4x4 km trên khu vực các lô 09 và 16 Năm 1973, công ty Mobil đã phát hiện dầu khí công nghiệp tại giếng khoan BH-1X trên cấu tạo mỏ Bạch Hổ Các vỉa dầu thô nằm trong trầm tích tuổi Miocen, thử vỉa cho lưu lượng 2.400 thùng/ngày
Giai đoạn 1976-1990:
Sau chiến thắng 30-4-1975, nhà nước ta đã đặc biệt quan tâm tới vấn đề dầu khí ở thếm lục địa phía Nam Tổng cục dầu khí ra đời đã tổ chức công tác tìm kiếm thăm dò với quy mô lớn và toàn diện
Năm 1977 công ty GECo của Nauy đã tiến hành nghiên cứu địa vật lý giếng trọng phạm vi vùng có triển vọng, trong 2 lô 9 và 17 mạng lưới được đan dày với tỷ lệ 2x2
km và 1x1 km Riêng lô 15 ( gồm 15-1 và 15-2 ngày nay ), công ty Deminex đã phủ mạng lưới tuyến địa chấn 3,5x3,5 km và đã khoan tìm kiếm trên các cấu tạo Trà Tân (15-A-1X), Sông Ba (15-B-1X), Cửu Long (15-C-1X) và Đồng Nai (15-G-1X) trong năm 1979 Ở đây dầu khí đã được phát hiện trong trầm tích tại giếng khoan 15-A-1X ở
độ sâu 2307-2313m, nhưng được đánh giá là không có giá trị công nghiệp nên công ty Deminex đã không tiếp tục tìm kiếm thăm dò và rút khỏi Việt Nam năm 1981 Nổi bật trong giai đoạn này là sự ra đời của Xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro gắn liền với việc tìm kiếm thăm dò và khai thác mỏ Bạch Hổ, Rồng Việc phát hiện thân dầu trong
đá móng mỏ Bạch Hổ năm 1988 đã mở ra hướng tìm kiếm thăm dò mới trong thời gian tiếp theo
Giai đoạn 1990 đến nay:
Đây là thời kỳ mở rộng cả phạm vi lẫn đối tượng tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí trong bể Cửu Long Đối tượng đá móng trước Đệ Tam đầy tiềm năng của bể Cửu Long nói chung và của lô 15 nói riêng đã được chú trọng Tháng 6-1992, hợp đồng
Trang 9phân chia sản phẩm của lô 15-2 đã được ký kết giữa Petro Vệt Nam và công ty dầu khí Mitsubishi Năm 1993, số liệu địa chấn 3D cấu tạo Rạng Đông đã được xử lý (322
km2) Tháng 4-1994, giếng khoan RD-1X đã được khoan với chiều sâu 3.400m và tìm thấy dầu công nghiệp trong móng granite và trong cát kết Miocene hạ Từ đây, công ty Japan Vietnam Petroleum Lt.D (JVPC) đã tiến hành hàng loạt các giếng khoan tìm kiếm, thăm dò và khai thác trên mỏ Hiện tại, các công tác nghiên cứu mỏ vẫn đang được tiến hành, nhưng việc nghiên cứu tính chất của đá chứa, của chất lưu và mức độ ảnh hưởng của chúng lên quá trình khai thác được chú trọng, góp phần nâng cao hiệu quả khai thác mỏ
1.3 Cấu trúc-kiến tạo bể Cửu Long
Bồn trũng Cửu Long nằm ở rìa Đông Nam của mảng Đông Dương Về phía Nam, mảng Đông Dương được phân tách với mảng Đuna quan hệ đứt gãy trượt bằng lớn-đứt gãy Three Pagoda và đới cắt ép Natuna Về phía Đông Bắc, nó được phân tách với mảng Trung Quốc qua hệ đứt gãy Sông Hồng về phía Đông, nó được phân tách với biển Đông cổ bởi hệ thống đứt gãy Đông Nam Việt Nam và Tây Baram Nhiều vi mảng phức tạp hơn hình thành do mảng Đông Nam Á bị đẩy trôi về phía Đông Nam trong quá trình va chạm giữa mảng Ấn Độ với mảng Châu Á vào Đệ Tam sớm
Bể Cửu Long có thể chia thành 4 yếu tố cấu trúc chính như sau:
Phụ bể Bắc Cửu Long: có cấu trúc phức tạp hơn cả Đặc điểm cấu trúc chính là có
hướng Đông Bắc-Tây Nam Lô 15-2 nằm gần phía Bắc của phụ bể
Phụ bể Tây Nam Cửu Long (hoặc phụ bể Tây Bạch Hổ): các yếu tố cấu trúc chính
theo hướng Đông-Tây và sâu dần về phía Đông Đây cũng là nơi có cấu trúc lõm sâu nhất và có chiều dày trầm tích trêm 7000m
Phụ bể Nam Cửu Long (hoặc phụ bể Đông Bạch Hổ): được đặc trưng bởi một trũng
chính có ranh giới phía Bắc là hệ thống đứt gãy Nam Rạng Đông, phía Tây là hệ thống đứt gãy Đông Bạch Hổ, phía Đông tiếp giáp với sườn dốc của đới nâng Côn Sơn Tại đây, các hệ thống đứt gãy phương Đông-Tây và phương Bắc-Nam chiếm ưu thế
Trang 10Đới cao trung tâm (hoặc đới nâng Rồng-Bạch Hổ): là đới nâng cao ngăn cách phụ
bể Tây Bạch Hổ và Đông Bạch Hổ Đới này gắn với đới nâng Côn Sơn ở phía Nam, có hướng phát triển kéo dài và chìm dần về phía Bắc-Đông Bắc, kết thúc ở phía Bắc mỏ Bạch Hổ Các đứt gãy chính có hướng Đông-Tây và Bắc-Nam ở khu vực mỏ Rồng, hướng Đông Bắc-Tây Nam và Đông-Tây ở vùng mỏ Bạch Hổ
Hệ thống đứt gãy của bể Cửu Long: Các hệ thống đứt gãy được chia thành 4 nhóm
chính theo các phương: Đông Bắc-Tây Nam, Đông-Tây, Bắc-Nam và nhóm các đứt gãy khác theo các phương khác nhau Các hệ thống đứt gãy Đông-Tây, Đông Bắc-Tây Nam có vai trò quan trọng hơn cả, khống chế lịch sử phát triển địa chất và các yếu tố cấu trúc chính của bể Cửu Long Các đứt gãy hoạt động mạnh trong móng và trầm tích Oligoxen Chỉ có rất ít đứt gãy còn hoạt động trong trầm tích Mioxen dưới Nghiên cứu về các hệ đứt gãy trong các cấu tạo thuộc đới nâng trung tâm và ở phụ bể Bắc cho thấy rằng các đứt gãy theo hướng Đông Bắc-Tây Nam thường là đứt gãy giới hạn cấu tạo và đứt gãy phương Đông-Tây, Bắc-Nam có vai trò quan trọng đặc biệt trong phạm
vi từng cấu tạo Tuy nhiên, các đứt gãy phương Đông Bắc-Tây Nam lại có vai trò nhất định trong hoạt động ép nén cục bộ vào cuối Oligocene đã tạo ra các đứt gãy nghịch nhỏ như ở khu vực mỏ Bạch Hổ
Lịch sử phát triển địa chất của bể Cửu Long:
Bể Cửu Long là một bể trầm tích tách giãn rift vào Đệ Tam sớm Các quá trình, điều kiện địa động lực khống chế tiến trình phát triển bể với các biến cố kiến tạo mảng liên quan đến quá trình tiến hóa được xác nhận bằng những đặc điểm cấu trúc và địa tầng trầm tích của bể Lịch sử phát triển địa chất của bể trầm tích Cửu Long có thể chia ra làm 3 thời kỳ chính và được tóm tắt dưới đây:
Thời kỳ trước tạo rift: Là giai đoạn thành tạo các dải magma xâm nhập và phun trào có
độ tuổi từ Jura đến Eocene, hình thành đá móng của bể Cửu Long Giai doạn này đã hình thành hàng loạt cá đứt gãy làm phân cắt phức tạp bề mặt cổ địa hình cuối Mesozoi đầu Kainozoi, tạo nên các khối nâng và vùng sụt do tách dãn Bể Cửu Long được hình thành trên các vùng sụt khu vực thuộc thời kỳ tiền cách giãn Paleocene-Eocene
Trang 11Thời kỳ đ ng tạo rift: Các hoạt động đứt gãy từ Eoxene tới Oligocene có liên quan đến
quá trình tách giãn đã tạo nên các khối đứt gãy và các trũng trong bể Cửu Long Có nhiều đứt gãy định hướng theo hướng Đông-Tây, Bắc-Nam và Đông Bắc-Tây Nam Các đứt gãy chính điển hình có hướng Đông Bắc-Tây Nam, là các đứt gãy thuận sườn thoải, cắm về hướng Đông Nam Điều này chứng tỏ rằng lực tách giãn thời điểm này theo phương Tây Bắc-Đông Nam Do kết quả của các chuyển động theo các đứt gãy chính này, các khối cánh treo (khối bể Cửu Long) đã bị phá hủy mạnh mẽ và bị xoay khối với nhau Quá trình này tạo ra nhiều bán địa hào bị lấp đầy bởi các trầm tích tuổi Eoxene-Oligocene sớm Quá trình tách giãn tiếp tục phát triển làm cho bể lún chìm sâu hơn và tạo nên hồ sâu trong đó đã tích tụ các trầm tích sét hồ trộng lớn thuộc tập D Các trầm tích giàu cát hơn của tập C được tích tụ sau đó Ở vùng trung tâm bể, nơi có các tầng sét hồ dày, mặt các đứt gãy trở nên cong hơn và kéo xoay các trầm tích Oligocene Vào cuối Oligocene, phần Bắc của bể Cửu Long bị nghịch đảo một vài nơi
và tạo một số cấu tạo dương hình hoa với sự bào mòn, vát mỏng mạnh mẽ của các trầm tích thuộc tập C Các cấu tạo dương hình hoa mới chỉ tìm thấy ở dọc theo hai cánh của phụ bể Bắc Sự kết thúc hoạt động của phần lớn các đứt gãy và không chỉnh hợp ở nóc trầm tích Oligocene đã đánh dấu sự kết thúc thời kỳ đồng tạo rift Trầm tích Eoxene-Oligocene trong các trũng chính có thể đạt đến 5000m
Thời kỳ sau đ ng tạo rift: Quá trình tách dãn kết thúc và quá trình nguội lạnh diễn ra
tiếp theo Các hoạt động đứt gãy yếu vẫn còn xảy ra Các trầm tích Mioxene dưới đã phủ chờm lên địa hình Oligocene Hoạt động biển tiến đã tác động lên phần phía Đông Bắc bể, trong khi đó ở phần phía tây bể vẫn ở điều kiện lòng sông và châu thổ Vào cuối Mioxene sớm, các trũng trung tâm tiếp tục sụt lún, cộng thêm sự oằn võng do sụt lún trọng lực của các trầm tích Oligocene, làm phần lớn diện tích bể chìm sâu dưới mực nước biển, và tầng sét rotalite-tầng chắn khu vực rất tốt của bể- được hình thành vào thời gian này Vào Mioxene giữa môi trường biển đã ảnh hưởng ít hơn lên bể Cửu Long Trong thời gian này, môi trường lòng sông tái thiết lập ở phần Tây Nam bể, ở phần Đông Bắc bể các trầm tích được tích tụ trong điều kiện ven bờ Từ Mioxene muộn đến hiện tại, bể Cửu Long đã hoàn toàn thông với bể Nam Côn Sơn và sông Cửu Long trở thành nguồn cung cấp trầm tích cho cả hai bể Các trầm tích hạt thô được tích
Trang 12Bắc bể Các trầm tích hạt mịn hơn được vận chuyển vào vùng bể Nam Côn Sơn và tích
tụ tại đây trong điều kiệ nước sâu hơn
1.4 Đặc điểm địa tầng lô 15-2 và mỏ X
Đặc điểm địa tầng - trầm tích của lô 15-2 nói chung và mỏ X nói riêng bao gồm tầng móng trước Đệ Tam và các tập trầm tích E, D, C, BI, BII, BIII và A (theo địa chấn) được mô tả theo thứ tự từ cổ đến trẻ và khái quát
Hình 1.3 Cột địa tầng lô 15-2
1.4.1 Thạch địa tầng thuộc móng trước Cenozoi
Đá móng gặp tại các giếng khoan thăm dò ở những chiều sâu thay đổi từ 3091m (giếng khoan RD-1X) đến 3404m (giếng khoan RD-3X)
Đá móng được cấu thành chủ yếu từ đá magma xâm nhập loại granite bị phong hóa, nứt nẻ và thường xuyên bị chia cắt bởi các đai mạch của đá phun trào loại basalt và/hoặc andesite Đới phong hóa có chiều dày từ vài mét đến hàng chục mét bao phủ móng nứt nẻ Do quá trình hoạt động thủy nhiệt dưới sâu, đá bị biến đổi ở những mức
độ khác nhau, tùy thuộc khu vực, chiều sâu, mật độ nứt nẻ …Đồng hành với quá trình thủy động nhiệt, quá trình kết tủa những khoáng vật trong khe nứt đã xảy ra, hiện
Trang 13tượng này không những chỉ làm giảm thể tích của khe nứt mà còn giữ độ mở cho khe nứt
Thành phần khoáng vật của đá Granit thường gồm 15.25% Thạch anh; 15-30% Felspat Kali (chủ yếu là Octhocla, thỉnh thoảng có Microlin); 20-30% Plagiocla (Albit tới Oligocla) và 2-20% Mica (Biotit và Muscovit) Khoáng vật thứ sinh thường là Clorit, Epidot, Zeolit, Canxit và khoáng vật không thấu quang như Pyrit, Oxyt sắt
Thành phần khoáng vật của đá Monzodiorit thường gồm: 2-10% Thạch anh; 15-20% Felspat Kali; 40-50% Plagiocla (chủ yếu là Oligocla) và 12-30% Mica (Biotit và Muscovit) Khoáng vật thứ sinh là Clorit, Epidot, Zeolit, Canxit và khoáng vật không thấu quang như Pyrit, Oxyt sắt
Thành phần khoáng vật của đá Bazan và/hoặc Andezit thường gồm 15.25% tinh thể
mà chủ yếu là Plagicla và Oligocla; nền chiếm 75-85% trong đó chủ yếu là các vi tinh Plagiocla, ít vi tinh Octocla, Pyroxen và thủy tinh
1.4.2 Địa tầng-trầm tích Cenozoi
Trầm tích điệp Trà Tân chủ yếu được thành tạo trong môi trường hồ-đầm lầy và phủ bất chỉnh hợp trên móng trước Đệ Tam Điệp này được chia thành 3 phụ điệp: phụ điệp Trà tân dưới, phụ điệp Trà Tân giữa và phụ điệp Trà Tân trên
Phụ điệp Trà Tân dưới
Trầm tích phụ điệp Trà Tân dưới tương ứng với tập địa chấn E, bao gòm chủ yếu là cát kết hạt trung bình đến thô, rất thô, xen kẹp với các lớp mỏng bột kết và sét lắng đọng trong môi trường đồng bằng bồi tích, sông ngòi Trầm tích của phụ điệp không phủ trên các vùng đỉnh cao của móng mà chỉ phân bố giới hạn ở khu vực sườn xung quanh các đới nâng của móng Trên cấu tạo Rạng Đông, phụ điệp chỉ gặp duy nhất ở giếng khoan RD-3X, tại độ sâu 3224m chiều dày trung bình của tập E ở khu vực lô 15-2 thay đổi từ 0-1750m
Lót đáy phụ điệp thường là tập mỏng cát kết hạt thô loại arkose, chọn lọc rất kém, lẫn sạn, sỏi và chúng phủ trên vỏ phong hóa của đá móng Chuyển tiếp lên phía trên của
Trang 14Cát kết có màu xám xẫm, xám nâu Cát kết thuộc loại arkose, kích thước hạt từ mịn, trung bình đến rất thô lẫn sạn, sỏi Thành phần khoáng vật vụn phổ biến thạch anh, feldspar có màu trắng mờ đến trắng đục hoặc hơi xám Feldspar thường bị hòa tan thay thế bởi zeolite
Bột kết có màu trắng nhạt, xám sáng, xám xanh, rất mềm đến mềm, đôi khi cũng có chỗ rắn chắc đến rất chắc, cấu tạo dạng khối, thường chứa kaolinite, ít vôi và chuyển dần thành đá vôi chứa sét
Đá vôi màu trắng nhạt đến màu da cam nhạt, thường phân lớp rất mỏng, cứng đến rất cứng, giòn, thường có cấu trúc dạng phấn, dạng đất, hạt rất mịn hoặc vi tinh
Phụ điệp Trà Tân giữa
Trầm tích phụ điệp Trà Tân giữa ứng với tập đá chắn D, có bề dày từ 300-2900m, phủ bất chỉnh hợp trên đá móng phong hóa và trên trầm tích tập E Phụ điệp này được bắt gặp hầu hết ở các giếng khoan trên mỏ X tại độ sâu khoảng 2925-3087m (RD-1X) và
từ 2925-3087m (RD-1X) và từ 3021-3113 (RD-4X) và chiều sâu gặp ở các giếng khoan khác dao động trong khoảng 2935-3347m Tập D được đặc trưng bởi sự xen lớp của sét kết màu nâu sẫm với cát kết, bột kết, vài lớp đá vôi mỏng và hiếm khi hòa tan Các lớp sét nâu sẫm giàu vật chất hữu cơ đồng nhất hơn tập sét C, cứng hơn, nhiều sét hơn và có dạng phân phiến
Cát kết chủ yếu là loại Arkose, màu xám sáng, nâu vàng, hạt rất mịn đến mịn, độ chọn lọc tốt đến rất tốt, đôi nơi có chọn lọc trung bình, chứa một lượng lớn Mica và matrix vụn gồm sét, vật chất hữu cơ, mảnh than nâu Thành phần xi măng của đá cát kết chủ yếu là canxit pokilotopic và kaolinite
Bột kết có màu xám đến xám sáng, mềm, bở rời, đôi khi có lẫn cát rất mịn, thường có vôi, cấu tạo vi phân lớp, chứa một lượng lớn mica, vật chất hữu cơ, mảnh than và các khoáng vật không thấu quang (pyrite)
Đá vôi màu trắng mờ, xám sáng, mềm tới cứng, có lẫn bột, không có độ rỗng nhìn thấy Đá vôi hạt mịn (Wackstone) có chứa những hạt cặn bã, chất thải hoạt động của vi sinh vật
Trang 15Than có màu đen nâu tới nâu, hơi cứng tới cứng, cấu tạo dạng khối đến dạng phân phiến
Phụ điệp Trà Tân trên
Trầm tích phụ điệp Trà Tân trên tương ứng với tập địa chấn C, được thành tạo chủ yếu bởi các tập sét màu nâu tối xen kẹp các tập cát kết lắng đọng trong môi trường đầm hồ-đồng bằng, sông Nóc của tập gặp trong các giếng khoan mỏ X có độ sâu 2710m đến 2891m và có chiều dà thay đổi từ koảng 230m đến 700m
Cát kết chủ yếu là loại Arkose, thường có màu xám sáng tới nâu nhạt, xám xanh, gồm các hạt hạch anh sạch, trong mờ, hạt mịn tới trung bình, thỉnh thoảng có hạt thô Hạt vụn góc cạnh đến bán góc cạnh Độ chọn lọc kém đến trung bình
Trầm tích điệp Bạch Hổ tương ứng với địa chấn BI, tất cả các giếng khoan trong lô
15-2 đều gặp trầm tích điệp này Tại khu vực cấu tạo Vừng Đông, chiều sâu gặp nóc tập này khoảng 1500-1600m Khu vực cấu tạo Phương Đông và Rạng Đông gặp từ khoảng 2017-2062m Bề dày trầm tích của điệp từ khoảng từ 630m đến hơn 1300m và được đặc trưng bởi sự xen kẽ của các tập cát kết, bột kết và sét kết được thành tạo chủ yếu trong những môi trường chuyển tiếp từ đồng bằng bồi tích cho đến đới ven biển Căn cứ vào các đặc trưng thạch địa tầng có thể chia điệp này thành 2 phụ điệp, có ranh giới là mặt phẳn xạ trong tầng Mioxence dưới do sự thay đổi tướng và môi trường trầm tích
Phụ điệp Bạch Hổ dưới
Trầm tích phụ điệp Bạch Hổ dưới phủ bất chỉnh hợp trên trầm tích phụ điệp Trà Tân trên và có ranh giới phía trên là mặt phản xạ trong tấng Miocene dưới Trầm tích bao gồm các lớp cát kết, sét kết và bột kết xen kẽ Cát kết chủ yếu thuộc loại greywacke, ít hơn là cát kết arkosevà lithic arkose Cát kết có màu xám nâu sáng, xám xanh cho đến xám xanh sáng, độ hạt từ rất mịn đến trung bình, và từ thô đến rất thô Hạt vụn từ góc cạnh đến bán tròn cạnh, chọn lọc kém đến trung bình Cát kết arkose và lithic arkose gắn kết yếu bởi xi măng kaolinite
Trang 16Bột kết có màu xám sáng đến xám vàng, xám lục, mềm đến dẻo, cấu tạo dạng khối, nhiều kaolinite và biotite
Sét kết nhiều màu thay đổi từ nâu đỏ đến xám đỏ, xám và xám xanh, từ mềm đến cứng, cấu tạo dạng khối, nhiều kaolinite và biotite
Sét kết nhiều màu thay đổi từ nâu đỏ đến xám đỏ, xám và xám xanh, từ mềm đến cứng, cấu tạo dạng khối, đôi khi có lẫn bột và những lớp than mỏng gần đáy tập
Cát kết trong các tầng còn lại được quan sát từ các mẫu mùn khoan, nhìn chung có màu xám sáng, xám vàng nhạt Hạt rất mịn, mịn đến trung bình, đôi khi chuyển dần sang hạt thô Các hạt thạch anh sạch, trong mờ, đôi khi trắng đục Hiếm mảnh đá, glauconite và pyrite
Bột kết có màu xám sáng, xám vàng, xám lục, mềm đến cứng, cấu tạo dạng khối, đôi khi có lẫn cát hạt rất mịn đến mịn, vi vẩy mica và vôi
Sét có màu xám lục, xám sáng, xám sẫm, đôi khi lốm đốm màu đỏ nâu, xám đỏ, mềm đến cứng, cấu tạo dạng khối, đôi khi có dạng tấm, đôi khi có chứa bột và đá vôi
Trang 17Phần trên: bao gồm tầng sét Bạch Hổ có chiều dày lớn, xen kẹp với các lớp cát kết mỏng Tầng sét Bạch Hổ, phủ rộng khắp bồn trũng Cửu Long, được coi là tầng chắn nóc khu vực cho toàn bồn trũng
Sét Bạch Hổ có màu xám lục, xám sáng, hiếm khi loang lổ nâu đỏ, đỏ xám, mềm đến chắc, cấu tạo dạng khối, đôi khi có vi vảy mica Khi chứa bột và vôi trở nên khá cứng,
có thể tách thành tấm, phiến
Bột có màu xám sáng, xám xanh, mềm tới cứng, cấu tạo dạng khối, chứa vi vảy mica, đôi khi có gặp hóa thạch Forams và tảo đỏ
Phụ Thống Miocene Trung
Điệp Côn Sơn
Trầm tích điệp Côn Sơn tương ứng với tập địa chấn BII, phủ bất chỉnh hợp trên trầm tích điệp Bạch Hổ Trầm tích điệp này bắt gặp ở tất cả các giếng khoan trong lô 15 – 2,
ở chiều sâu khoảng 1160 m đến 1315 m Trầm tích của điệp có bề dày khoảng từ 480
m đến 575 m và được đặc trưng bởi sự ưu thế của những lớp cát kết dày hạt mịn đến thô xen kẽ những lớp sét kết, những lớp kẹp đá vôi dolomite và những lớp than mỏng Các đá trầm tích của điệp được thành tạo chủ yếu trong những môi trường đồng bằng bồi tích ven biển, đầm lầy ngập mặn
Cát kết nhìn chung có màu xám sáng, xám nâu sáng, gồm những hạt thạch anh trong suốt đến trong mờ, hạt mịn tới thô, độ chọn lọc trung bình tới kém, thường có những mảnh đá nhiều màu (xám, xám lục, nâu đỏ, nâu vàng), đôi khi gặp vết của pyrite và vật liệu than Các hạt cát trong mẫu mùn khoan thường rời rạc, đôi khi có cát kết xi măng sét, dolomite
Sét kết gặp phổ biến có màu thay đổi từ nâu đỏ sang hồng, da cam phớt lục, đôi khi nâu vàng Đôi khi gặp sét màu xám lục nhạt đến xám sáng, rất mềm và dễ hòa tan trong nước
Đá vôi màu trắng nhạt, xám sáng đến xám vàng, cứng đến rất cứng, dễ vỡ vụn, cấu tạo dạng khối và thường có những lớp mỏng dolomite xen lẫn Đá vôi thuộc các loại:
Trang 18mudstone, wackestone – có kiến trúc dạng phấn, packstone và grainstone – có kiến trúc hạt Độ rỗng nhìn thấy rất kém
Dolomite có màu xám vàng, da cam hồng, cứng, giòn, kiến trúc vi hạt, đặc sít Thỉnh thoảng có lẫn cát hạt trung bình đến rất mịn
Than có màu nâu đen, đen, cứng trung bình đến cứng, cấu tạo dạng khối đến dạng phiến, hiếm có pyrite
Phụ Thống Miocene Thƣợng
Điệp Đồng Nai
Trầm tích điệp Đồng Nai ứng với tập địa chấn BIII, phủ bất chỉnh hợp trên trầm tích điệp Côn Sơn, có bề dày khoảng từ 559 m đến 615 m Gặp trầm tích của điệp từ độ sâu khoảng 600 m đến 700 m Trầm tích điệp này được đặc trưng bởi những lớp cát kết dày xen ít lớp sét kết mỏng hơn hoặc những lớp kẹp dolomite và than Các đá trầm tích của điệp được thành tạo chủ yếu trong môi trường ven biển đến biển nông ven bờ
Cát kết ở dạng gắn kết yếu, màu xám sáng, nâu vàng nhạt Kích thước hạt thay đổi từ rất mịn tới rất thô, chủ yếu là hạt mịn tới trung bình, góc cạnh tới tròn cạnh, độ chọn lọc kém tới trung bình Các hạt cát chủ yếu là thạch anh trong mờ, thỉnh thoảng có màu trắng đục, vàng trong và hồng, đôi khi có những mảnh đá nhiều màu (xám, xám xanh, nâu đỏ, vàng cam) và những mảnh silic Thỉnh thoảng gặp các vết pyrite, vật liệu cacbonat và mảnh vỡ vỏ sò ốc Đôi khi có những tập cát hạt mịn tới trung bình được gắn kết bằng xi măng dolomite, độ rỗng nhìn thấy kém
Sét kết có nhiều màu sắc, thường đỏ nâu, vàng nâu, rất mềm, dính và có khả năng hòa tan cao
Đá vôi có màu trắng nhạt, xám sáng tới xám vàng, rắn chắc đôi khi giòn, dễ vỡ vụn, thường có cát và Glauconit, nhiều mảnh vỏ sò vỏ ốc, có cấu tạo mudstone, wackestone tới grainstone, độ rỗng nhìn thấy từ rất kém tới trung bình
Trang 19Dolomite có màu hồng cam, xám nâu sáng và hơi trắng, chắc đến cứng, dễ vỡ vụn, chủ yếu thuộc loại wackestone, grainstone, có lẫn cát mịn tới rất mịn, độ rỗng nhìn thấy từ không có đến rất kém
Than có màu từ nâu đen tới đen, hơi cứng, cấu tạo khối, phân phiến và thường có pyrite
Thống Pliocene và hệ Đệ Tứ
Điệp Biển Đông
Trầm tích điệp Biển Đông tương ứng với tập địa chấn A, phủ bất chỉnh hợp trên trầm tích điệp Đồng Nai, có bề dày khoảng 600 m Trầm tích được thành tạo bởi các tập cát kết xen kẹp các lớp sét, sét kết và ít lớp đá vôi, than nâu mỏng, môi trường trầm tích chủ yếu là biển nông và ven bờ
Cát kết gắn kết yếu, thường ở dạng những hạt rời rạc trong mẫu vụn, màu xám sáng đến xám xanh, thỉnh thoảng hơi vàng và xám, độ hạt từ mịn đến thô, chủ yếu là hạt thô đến rất thô Các hạt thạch anh trong suốt đến trong mờ Hạt bán góc cạnh đến bán tròn cạnh Độ chọn lọc kém đến trung bình Cát kết thường có Glauconit và nhiều hóa thạch Đôi khi gặp cát kết hạt mịn đến rất mịn gắn kết chắc bởi xi măng vôi hoặc chuyển thành đá vôi chứa cát
Sét kết có màu xám sáng, xám tới xám lục sẫm, rất mềm và có khả năng hòa tan trong nước cao
Đá vôi có màu trắng đục đến xám vàng, cứng, dễ vỡ vụn, thường chứa cát và Glauconit Thuộc loại wackestone và grainstone
Than có thể bắt gặp ở độ sâu dưới 570 m so với mặt nước biển, có màu nâu đen tới đen, hơi mềm đến cứng, cấu tạo dạng khối, thường chứa pyrite
Trang 201.5 Cấu trúc-kiến tạo lô 15-2 và mỏ X
Lô 15 – 2 nằm trong phụ bể Bắc Cửu Long Các yếu tố cấu trúc địa chất chính phát triển theo hướng Đông Bắc – Tây Nam Theo hướng từ Tây sang Đông, đơn nghiêng Tây Bắc có chiều dày trầm tích nhỏ hơn 2 km Tiếp đến là đơn nghiêng Trà Tân phát triển đến khu vực cấu tạo Vừng Đông, đây là dải cấu trúc bán địa hào có góc dốc về phía Đông Nam và có bề dày trầm tích khoảng từ 2 – 4 km Nằm giữa đơn nghiêng Trà Tân và địa hào Trung Tâm là địa hào Tây Bạch Hổ có bề dày trầm tích khoảng từ 4 – 6
km Trũng Trung Tâm chạy dài theo hướng Đông Bắc – Tây Nam là khu vực sâu nhất của bể, có bề dày lớn hơn 6 km Từ địa hào Trung Tâm đến ranh giới phía Đông của lô
15 – 2 là khu vực địa hào Sông Ba có bề dày trầm tích khoảng từ 4 – 6 km Trong khu vực này có các cấu tạo Rạng Đông và Phương Đông được phát triển kế thừa từ khối nhô cao của móng
Trong lô 15 – 2 phổ biến là các hệ thống đứt gãy trải dài theo hướng Đông Bắc – Tây Nam, chúng thường là những đứt gãy giới hạn cấu tạo Ngoài ra, trong lô còn có các đứt gãy theo hướng Bắc Nam hoặc á Bắc Nam, nhưng thường là những đứt gãy nhỏ và
có lẽ chúng được hình thành trong quá trình tách giãn chung của bể theo hướng Tây Bắc – Đông Nam Hầu hết các đứt gãy được phát hiện chỉ gặp trong trầm tích Oligocene, hiếm gặp những đứt gãy trong trầm tích Miocene hạ
Cấu trúc phần móng:
Cấu trúc lô 15 – 2 được minh giải bằng địa chấn 2D, 3D và được kiểm chứng bằng các giếng khoan Cấu trúc chính của lô là: 1/ Móng phía Tây Bắc, hướng từ phía Tây của
lô 2/ Dải nâng cao của móng hướng Đông Bắc – Tây Nam là: từ cấu tạo Vừng Đông
về phía Đông Bắc và từ cấu tạo Rạng Đông đến cấu tạo Phương Đông 3/ Trũng Trung Tâm của bể Cửu Long, được ngăn cách với hai dải nâng Đông Bắc – Tây Nam bằng những hệ thống đứt gãy sâu và rộng Một đặc điểm cấu trúc nổi bật trong lô 15 – 2 là một vài những đứt gãy lớn tái hoạt động đã nhận thấy ở cả những phần móng nâng cao
và cả vùng sâu của bể
Có 3 hướng đứt gãy chính được quan sát thấy đó là: Đứt gãy hướng Đông Bắc – Tây Nam, song song với trục của bể, giới hạn những phần nhô cao của móng, chạy dọc
Trang 21theo mép bể và được coi là khởi đầu sự chuyển động tách giãn của bể từ Oligocene sớm hoặc Eocene và tái hoạt động vào Oligocene muộn Hệ thống đứt gãy ngang Đông – Tây, phân cắt những phần cao của móng Hệ thống đứt gãy này được xem như
là đã có ngay từ ban đầu cùng với hệ thống đứt gãy Đông Bắc – Tây Nam nhưng đã hoạt động trở lại bởi chuyển động xoay muộn hơn Hệ thống đứt gãy Bắc – Nam, chạy dọc theo trung tâm bể, cũng đã được phát triển bởi chuyển động xoay vào Miocene muộn mà kết quả hình thành những cấu trúc hình hoa dọc theo nó
Tại khu vực cấu tạo Rạng Đông, dải nâng của móng granit kéo dài theo hướng Đông Bắc – Tây Nam, từ mỏ Bạch Hổ đến phía Tây Nam của cấu tạo Phương Đông Khối móng được giới hạn bởi đứt gãy lớn hướng Đông – Tây về phía Nam của cấu tạo Những đứt gãy thuận khác chạy cắt ngang qua phần phía bắc của cấu tạo cũng có cùng hướng Đông – Tây Những đứt gãy bậc thang ở phần giữa của cấu tạo, nơi có đứt gãy nghịch nối tiếp của chỗ thắt đã được hình thành trong chuyển động chuyển tiếp dọc theo các đứt gãy thuận Các đứt gãy hướng Đông Bắc – Tây Nam sắp xếp dạng bậc thang được hình thành cũng với các đứt gãy theo hướng Bắc Dọc theo những đứt gãy này ở phần phía Bắc của cấu tạo Rạng Đông, pha khai thác dầu đầu tiên đã được khởi đầu từ móng nứt nẻ và phong hóa Ngoại trừ những đứt gãy giới thiệu ở trên, có nhiều đứt gãy phát triển ở phần nóc móng, trên toàn bộ cấu tạo Rạng Đông Hầu hết các giếng khoan gặp móng ở độ sâu khoảng 3000 – 3300 m
Cấu trúc trong trong tầng trầm tích:
Cấu tạo Rạng Đông được khép kín trong tầng trầm tích Miocene dưới và ít bị phân cắt bởi các đứt gãy Các tầng trầm tích Oligocene muộn (tập C, D) phủ rộng khắp trên cấu tạo nhưng bị các đứt gãy phân cắt, nhất là trầm tích tập D Các tầng trầm tích Oligocene sớm (tập E) chủ yếu nằm ở hai bên sườn của bể và được khép kín bới các đứt gãy
Trang 221.6 Tiềm năng dầu khí lô 15-2 và mỏ X
1.6.1 Đá sinh
Trầm tích Micene hạ (tập BI), sét Bạch Hổ được phân bố rộng trong bể Cửu Long Sét
chứa hàm lượng cacbon hữu cơ tổng (TOC) nhỏ hơn 1% và chỉ số hydrogen (HI) nhỏ hơn 10 mg/g Những chỉ số cho thấy, tiềm năng sinh dầu của sét Miocene hạ là không cao
Trầm tích Oligocene trên (tập C và D), mỗi tầng sét có hàm lượng cacbon hữu cơ và chỉ số hydrogen cao và được xem như là tầng đá sinh tốt Loại Kerogen chứa trong đá chủ yếu là sapropel vô định hình cùng với số lượng nhỏ của vật chất hữu cơ humic Sắc ký khí nhóm Alkane cho những đặc trưng phân đoạn tỷ lệ pristane/phytane vừa phải (1.5 – 3.0) cùng với số lượng đáng kể của wax n-alkane (n-C14 đến n-C35) Những đặc điểm đó chỉ ra sự tồn tại của vật liệu hữu cơ tảo chủ yếu không do biển sinh ra (loại II) có thể cùng với một số lượng nhỏ hơn của thành phần trên cạn (loại III) và được xem là tầng sinh dầu tốt
Trầm tích Oligocene hạ hoặc Eocene (tập E) gồm những trầm tích hạt thô Hơn nữa, phân tích địa tầng cho rằng sét đầm lầy dày tương đối đã được lắng đọng trong phần trung tâm của bể Cửu Long Sét này cũng có tiềm năng sinh dầu cao cùng với vật liệu hữu cơ tảo nước ngọt (loại I) và đang đóng vai trò chính trong sự sinh dầu khí trong và xung quanh lô 15 – 2
Từ kết quả mô hình địa hóa cho trầm tích Oligocene/Eocene sét hồ lắng đọng trong vùng trung tâm bể, cả trong hai tập E và D đã đạt tới đới sinh dầu và khí, chủ yếu là dầu
Trang 23tích bên cạnh các đứt gãy rộng có hướng Đông – Nam hoặc kết hợp những đứt gãy nhỏ
là chiếm ưu thế
Móng phong hóa được phát triển rộng lớn ở phần bề mặt trên cùng của móng, ở đây trầm tích tập E đã không lắng đọng trên bề mặt móng Móng phong hóa và trầm tích Oligocene xung quang có thể là tầng chứa riêng biệt trong trường hợp cả hai có độ thấm và phân bố liên tục
Tầng chứa trong trầm tích:
Phân tích địa tầng, địa chấn và tài liệu giếng khoan cho rằng những trầm tích Đệ Tam nằm trên móng có những vỉa chứa tiềm năng là cát kết bãi bồi, châu thổ và cuội kết trong tập E và cát kết châu thổ trong tập C và BI ở trong hoặc xung quang cấu tạo Rạng Đông
Trầm tích ven bờ trong tập E đang là một trong những tầng chứa chính trong lô 15 – 2
và được phân bố ở cánh phía Bắc và phía Đông của cấu tạo mỏ X Cát kết tập C có chất lượng chứa tốt kết hợp với những tầng sét kín tạo thành tiềm năng mong đợi trong toàn bộ diện tích của cấu tạo Rạng Đông
Trong trầm tích tập BI, cát kết dòng sông – châu thổ chiếm ưu thế cùng xen kẽ những lớp sét lắng đọng dưới kênh rạch, bãi bồi cửa sông, cánh đồng ngập lụt, nhánh vịnh hoặc môi trường nước lợ và tiếp đến là tầng sét Bạch Hổ với phạm vi khu vực (bao gồm cả tầng sét Rotalia) lắng đọng trong môi trường biển nông
Trầm tích Miocene giữa (tập BII) và Miocene muộn (tập BIII) cũng được chiếm ưu thế bởi cát kết delta và biển nông có khả năng chứa rất tốt nhưng chưa đủ điều kiện để tạo thành bẫy chứa dầu khí
1.6.3 Đá chắn
Những sét hồ dày và sét cửa sông trong tập D được phân bố rộng trong bồn và thường được xem như là chắn tốt cho các tầng chứa trầm tích của tập E hoặc đá móng Những sét xen vào giữa tập C có thể là thay thế cho tầng chắn tại mũi nhô cao nhất phía Nam của cấu tạo Rạng Đông, ở tập D là không xuất hiện
Trang 24Sét trong phạm vi ở trên cao nhất và những sét địa tầng thành hệ thay thế những tập cát kết trong tập C cũng được xem như là những tầng chắn cho các tầng chứa cát kết bên dưới
Sét phạm vi khu vực (sét Bạch Hổ) tại phần trên của tập BI cũng được biết như là một tầng chắn hiệu dụng trong bể Cửu Long
1.6.4 Bẫy chứa dầu khí
Dựa trên tổng hợp của đá chứa, đá sinh, tầng chắn và qua quá trình hoạt động thăm dò trong lô 15 – 2, hai dạng bẫy đã được khẳng định bằng các giếng thăm dò là đá móng nứt nẻ và đá trầm tích Miocene hạ (tập BI.2)
1 – Bẫy móng nứt nẻ:
- Đá chứa: đới nứt nẻ trong đá móng Granit
- Đá chắn: đá móng tự chắn hoặc sét Oligocene
- Đá mẹ: sét Oligocene/Eocene
- Bẫy: không định rõ (đới không đều dọc theo đứt gãy)
2 – Bẫy phong hóa/bẫy trầm tích hạt vụn Oligocene hạ (tập E)
- Đá chứa: đới phong hóa đá móng Granit và cuội kết/cát kết Eocene, Oligocene hạ bao xung quang móng
- Đá chắn: sét Oligocene
- Đá mẹ: sét Oligocene/Eocene
- Bẫy: nhô cao của móng/nếp lồi
3 – Bẫy Oligocene trên (tập C, D) và Miocene dưới (tập BI.2)
- Đá chứa: cát kết/cuội kết Oligocene trên và Miocene dưới
- Đá chắn: sét Oligocene/Miocene dưới
Trang 25độ thấm kém nên khả năng khai thác dầu trong tầng chứa của trầm tích Oligocen chỉ ở mức trung bình Các tầng chứa dầu trong tầng này gặp trong các mỏ như Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Ruby v.v Vật chất hữu cơ trong trầm tích Oligocen dưới và phần đáy của trầm tích Oligocen trên đã qua pha chủ yếu sinh dầu hoặc đang nằm trong pha trưởng thành muộn còn phần lớn các vật liệu hữu cơ trong trầm tích Oligocen trên đang trong giai đoạn sinh dầu mạnh nhưng chỉ giải phóng một phần Hydrocarbon vào
đá chứa Từ đó cho thấy vai trò sinh dầu của vật liệu hữu cơ trong trầm tích Oligocen
ở bể Cửu Long là rất quan trọng và mang tính quyết định đối với quá trình di cư và tích lũy Hydrocarbon vào bẫy chứa
Trang 26CHƯƠNG 2
ĐỘ BÃO HÓA NƯỚC VÀ CÁC PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH ĐỘ BÃO
HÕA NƯỚC
2.1 Độ bão hòa nước và phân loại nước trong vỉa chứa
Định nghĩa độ bão hòa nước: là tỷ phần không gian lỗ hổng đá chứa bị chiếm giữ bởi nước vỉa Được xác định bằng phần trăm tỷ số thể tích giữa nước chiếm chỗ và tổng thể tích không gian lỗ rỗng
Tỷ phần thể tích lỗ hổng đá chứa bị dầu, khí chiếm giữ trên tổng thể tích không gian lỗ hổng được gọi là hệ số bão hòa dầu (khí) Như vậy hệ số bão hòa dầu (khí) bằng đơn
vị trừ đi hệ số bão hòa nước Có nghĩa là muốn tìm hệ số bão hòa dầu (khí) ta chỉ cần
đi tìm hệ số bão hòa nước vỉa Trong truờng hợp trong không gian lỗ hổng không chứa nước di động thì độ bão hòa nước đó được gọi là độ bão hòa nước dư (Swir)
Trong thời gian lắng đọng, khi trầm tích được lắng xuống (thường là trong môi trường nước), các lỗ rỗng đã được hoàn toàn bão hòa với nước (nghĩa là độ bão hòa nước của các lỗ rỗng lúc này là 100%) Sau đó, trong quá trình chôn sâu, nén chặt, và một phần
Trang 27gắn kết, nước có thể thay đổi thành phần, nhưng vẫn bão hòa 100%, trừ khi các hydrocacbon đi vào các lỗ rỗng và buộc nước ra ngoài
Nếu sự bão hòa nước của lỗ rỗng xảy ra gần nguồn đá chứa hydrocarbon hoạt động, chẳng hạn như đá phiến sét giàu hữu cơ, thì lỗ rỗng sẽ bị áp lực nguồn đá hydrocacbon này, hydrocarbons có thể xâm nhập vào lỗ rỗng và chiếm không gian Thông thường, các hydrocacbon nhẹ hơn so với nước, và theo kết quả của lực Buoyant dẫn đến dầu hoặc khí di chuyển qua các lỗ rỗng, đá thấm cho đến khi nó thoát ra ở bề mặt hoặc bị chặn lại bởi một lớp đá chắn Nếu tích tụ đủ hydrocarbon thì có thể tạo ra một loại dầu hoặc khí chứa thương mại
Mặc dù chúng ta thường quan tâm đến độ bão hòa của các hydrocarbon, nhưng các phương pháp địa vật lý thường chỉ cho phép ta xác định độ bão hòa của nước vỉa và chúng ta chỉ có thể tính toán độ bão hòa hydrocarbon khi đã biết độ bão hòa của nước vỉa
Giá trị độ bão hòa của nước vỉa SW phụ thuộc vào loại lỗ rỗng, kích thước lỗ rỗng, tính chất của hạt đá, một số chất rắn sót lại trong nước,…
Độ bão hòa nước của nước vỉa có thể biến đổi từ 100% đến giá trị khá thấp nhưng không bao giờ bằng không Dù cho trữ lượng hydrocarbon bão hòa trong các vỉa chứa
có lớn đến đâu thì luôn có một lượng nhỏ không thể bị thay thế bởi các hydrocarbon
do tác dụng của sức căng bề mặt, các tác dụng điện hóa và mật độ Độ bão hòa này được gọi là độ bão hòa nước dư Swir lượng nước này chính là nước liên kết
2.2 Phương pháp xác định độ bão hòa nước bằng tài liệu địa vật lý giếng khoan
Địa vật lý giếng khoan là một lĩnh vực địa vật lý ứng dụng bao gồm việc sử dụng nhiều phuơng pháp địa vật lý hiện đại để khảo sát lát cắt địa chất xung quanh thành giếng khoan nhằm phát hiện các khoáng sản có ích, trong đó có dầu, khí than và khí condensat…
Sử dụng các thông số mà Địa vật lý giếng khoan đo được vào các mô hình tính toán sau đây, ta định lượng được độ bão hòa nước của vỉa chứa:
Trang 282.2.1 Mô hình Archie
Trong trường hợp cát sạch độ bão hòa nước Sw được xác định theo công thức Archie: Trong không gian lỗ hổng khối lượng dầu (khí) bão hòa càng lớn dẫn đến điện trở suất của đá càng cao Để xác định độ bão hoà nước của vỉa chứa ta thường áp dụng hệ số tăng điện trở, có nghĩa là mức độ bão hoà nước của vỉa tỉ lệ nghịch với hệ số tăng điện trở hay mức độ bão hoà sản phẩm tỉ lệ thuận với hệ số tăng điện trở Vỉa càng có mức
độ bão hoà sản phẩm cao thì hệ số tăng điện trở càng lớn
Công thức Archie để tính toán độ bão hòa của nước:
Swn = =
Trong đó:
- Sw: Độ bão hòa của nước
- a: Hệ số thông của đất đá Đặc trưng hệ số thông của đất đá (mức độ thông được định nghĩa như độ phức tạp của các đường thông nối giữa các lỗ rỗng của thành hệ rỗng thấm Đường dẫn càng quanh co, hệ số càng lớn)
- Φ: Độ rỗng
- Rw: Điện trở suất của nước vỉa (Ohm.m)
- n: Hệ số phản ảnh mức độ ưa nước của đá Mức độ ưa nước của đá càng cao thì n càng nhỏ Hệ số n thường được xác định trong phòng thí nghiệm
- m: Hệ số m thường được xác định trong phòng thí nghiệm Phản ánh đặc điểm cấu trúc không gian lỗ hổng của đá Đặc trưng gắn kết xi măng của vỉa thể hiện tỉ lệ thuận giữa số lỗ rỗng và giá trị điện trở suất Hệ số kết dính, là một hàm của cỡ hạt, phân bố cỡ hạt và độ quanh co, phụ thuộc vào thành phần xi măng có trong đất đá Nếu mạng lưới lỗ rỗng đã là tập hợp các ống mao mạch song song, trên một diện tích trung bình mặt cắt ngang của điện trở suất của đá thì độ rỗng phụ thuộc tương đương với hệ số mũ gắn kết của 1 Tuy nhiên, trên thực tế hệ thống các lỗ rỗng lại quanh co khiến cho hệ số này là một số lớn hơn 1 Ngoài ra hệ số mũ gắn kết còn
Trang 29liên quan đến tính thấm của đá, tăng tính thấm thì hệ số mũ gắn kết giảm đi Hệ số
mũ m có giá trị gần bằng 1.3 cho cát bở rời, và tăng cùng với sự gắn kết xi măng của vỉa Giá trị chung cho số mũ này đối cát kết là 1.8 <m <2.0 Trong các loại đá cacbonat, hệ số mũ gắn kết cho thấy phương sai cao hơn do có ái lực mạnh mẽ và
cơ cấu diagenetic lỗ phức tạp Giá trị giữa 1.7 và 4.1 đã được quan sát thấy Số mũ gắn kết thường được giả định không phụ thuộc vào nhiệt độ
- Ro: Điện trở suất của chính vỉa đó trong điều kiện bão hoà nước 100% (Ohm.m)
- Rt: Điện trở suất của vỉa (Ohm.m)
Mô hình Archie được sử dụng cho các vỉa chứa đá cát sạch và đá cacbonat, không chưa hoặc chứa rất ít hàm lượng sét phân tán Tuy nhiên, trong thực tế rất hiếm có mỏ như mô hình này bởi trong các vỉa cát kết bao giờ cũng chứa hàm lượng sét phân tán Công thức Archie là công thức chủ đạo thể hiện mối quan hệ giữa điện trở suất của vỉa, đặc điểm không gian lỗ hổng với độ bão hòa dầu khí Trên cơ sở công thức Archie nhiều tác giả đã bổ sung đưa ra công thức riêng hiệu chỉnh ảnh hưởng của các khoáng vật sét tới mối quan hệ giữa điện trở suất vỉa và độ bão hòa dầu khí
2.2.2 Các mô hình xác định độ bão hòa nước vỉa cát sét
Khi có thành phần sét trong đá là thêm yếu tố dẫn điện và vì vậy sét có ảnh hưởng đến
số đo điện trở mà điện trở thay đổi làm thay đổi kết quả tính độ bão hòa của tầng chứa
Trong mô hình đá cát sạch, nước thành hệ là phương tiện để dẫn điện Trong đá phiến cũng như đá đất sét giàu vật chất hữu cơ đã được nghiên cứu và kiểm tra thực nghiệm, các mô hình điện trở suất phức tạp hơn đã được phát triển để giải thích cho sự ảnh hưởng của các khoáng sét dẫn điện và điện trở suất của đá lẫn sét Mục tiêu chính của các mô hình sét cát là để xác định một mối liên hệ giữa Sw sử dụng các thông số tương
tự như mô hình Archie và kết hợp với các số lượng và tính chất điện cụ thể của đất sét/đá phiến sét Tất cả các mô hình khi giảm lượng đá cát sét, đá phiến dần đến 0 thì đều dẫn đến phương trình Archie Để đơn giản, trong tất cả các mô hình phiến cát, hằng số gắn kết xi măng a, được lấy là 1.0 nhưng, nếu cần thiết, có thể dễ dàng xác định lại nhờ điện trở của nước vỉa
Trang 30 Mô hình Dakhnov
Trong trường hợp khoáng vật sét tồn tại trong không gian lỗ hổng ở dạng phân tán, điện trở suất vỉa đá chứa bị suy giảm dẫn đến công thức Archie chỉ cho ta độ bão hòa nước ảo (Swa) xác định được trên cơ sở độ rỗng ảo Фa Độ rỗng ảo được xác định theo công thức sau:
Фa = Ф.(1 + ) Thế độ rỗng ảo Фa vào công thức Archie ta được độ bão hòa nước ảo Swa:
Swan =
Trong đó: Vsh, Rsh - hàm lượng sét phân tán và điện trở suất của nó tương ứng; m – hệ
số thực nghiệm phản ánh mức độ nén kết của đá Thường m có giá trị là 2 hoặc 1.81
Như vậy độ bão hòa dầu (khí) - So sau khi hiệu chỉnh ảnh hưởng sét phân tán (Vsh) được tính theo công thức sau:
Trang 31không phải là một phương trình bậc hai, mang lại cho kết quả là luôn luôn lớn hơn không Một số mô hình bậc hai và lặp đi lặp lại - nghiệm khác có thể bị loại nếu kết quả ra giá trị Sw âm
Trong đó:
Rw: Điện trở suất của nước vỉa
Rt: Điện trở suất thực của vỉa ở nhiệt độ của vỉa
Vsh: Hàm lượng sét của các lớp đá chứa
n: Hệ số bão hòa
ϕe: Độ rỗng hiệu dụng
Các mô hình Indonesia, và các mô hình tương tự khác, thường được sử dụng khi có các dữ liệu tính chất điện trường của đất đá đang xét Mặc dù bước đầu đã được mô hình hóa trên cơ sở dữ liệu của Indonesia, các mô hình Indonesia có thể được áp dụng
ở khắp mọi nơi Các yếu tố đầu vào độ rỗng hiệu dụng, hàm lượng sét chứa trong vỉa
và điện trở suất (VSh và RSh), và điện trở suất của nước vỉa, điện trở suất của vỉa (Rw và
Rt) Khi tìm được độ bão hòa của nước vỉa Sw ta có thể suy ra độ rỗng hiệu dụng của vỉa
Sw =
Trang 32với:
Ro = Trong đó:
R0: Điện trở suất của vỉa bão hòa 100% nước
Rt: Điện trở suất thực của vỉa ở nhiệt độ của vỉa
Rsh: Điện trở suất của vỉa sét lân cận
Rw: Điện trở suất nước vỉa
m: Hệ số gắn kết xi măng
Vsh: Hàm lượng sét của các lớp đá chứa
Mô hình Clavier Equation (1977) – Dual Water Model
Độ bão hòa nước được tính theo phương trình:
Swn = [Sb.( 1 -
) ] Swt +
Với:
Rb = Rsh Фtshm
Sb = Vsh
Фt = Фe + Vsh ФtshTrong đó:
Rb: Điện trở nước liên kết
Sb: Độ bão hòa nước liên kết hay nuớc màng
Swt: Độ bão hòa nước tòan phần
Фtsh: Độ rỗng của sét (thuờng được lấy trung bình giữa độ rỗng nơtron và mật độ)
Trang 33Фe: Độ rỗng hiệu dụng
2.3 Phuơng pháp xác định độ bão hòa nước bằng phân tích mẫu lõi
Nghiên cứu phân tích mẫu lõi cho chúng ta các thông số trực tiếp Cơ sở số liệu phân tích mẫu lõi là cơ sở định lượng tài liệu Địa Vật Lý Giếng Khoan và trực tiếp để biện luận các thông số của vỉa dầu khí
Phân tích độ bão hòa nước dư trực tiếp từ mẫu lõi được tiến hành, đo bằng phương pháp DeanStark Trong đó, lưu ý vấn đề lấy mẫu từ giếng khoan và bảo quản tốt để không ảnh hưởng đến sự thay đổi hàm lượng nước chứa trong mẫu Theo Kenedy, Van Meter và Jones, tại các giếng khoan sử dụng dung dịch khoan gốc nước có ảnh hưởng nhiều đến độ bão hòa nước ban đầu của mẫu đá và trạng thái bão hòa nước ban đầu của mẫu được bảo tồn tốt khi mẫu được bảo tồn tốt khi mẫu được khoan bằng dung dịch gốc dầu
Do một số hạn chế của việc phân tích theo tài liệu Địa vật lý giếng khoan nên việc xác định độ bão hòa của nước trong vỉa Sw theo mẫu lõi có vai trò rất quan trọng Các phương pháp phân tích mẫu lõi để xác định độ bão hòa của nước-dầu phổ biến hiện nay có thể chia làm hai nhóm: trực tiếp (sử dụng mẫu bảo quản nguyên dạng) và gián tiếp (mẫu bão hòa tái tạo) Trên thực tế so sánh các kết quả xác định bằng hai phương pháp này cho thấy các phương pháp gián tiếp ít cho giá trị xác thực về độ bão hòa nước dư ban đầu Swr hơn Nguyên nhân chủ yếu là do cơ sở của các phương pháp đo gián tiếp đều chỉ là dựa trên mô phỏng môi trường và điều kiện thành tạo đặc trưng của đá trầm tích nên khó có thể đưa ra các giá trị thực đầy đủ
Việc đánh giá về độ bão hòa nước dư Swir bằng các phương pháp trực tiếp đòi hỏi có các mẫu nguyên dạng được lấy bằng dung dịch khoan gốc dầu Tuy nhiên, do điều kiện sử dụng phức tạp nên loại dung dịch khoan này chỉ được áp dụng rất hạn chế, nhất là đối với điều kiện khoan biển Hầu hết mẫu lõi đá móng Bạch Hổ hiện có đều chỉ được lấy bằng dung dịch khoan gốc nước Mặt khác các loại dung dịch khoan gốc nước làm cho độ bão hòa nước ban đầu Swir của mẫu bị tăng lên đáng kể làm cho kết quả đo không chính xác Do đó ta phải loại bỏ lượng nước thấm này Ta có thể loại bỏ
Trang 34lượng nước do thông qua cơ chế hút mao dẫn bằng bột phấn kết hợp với chưng cất Dean-Stark
Ngoài cách đo trực tiếp trên mẫu, độ bão hòa nước có thể được xác định gián tiếp thông qua quan hệ giữa áp suất mao dẫn với độ bão hòa
2.3.1 Áp suất mao dẫn (P c )
Giới thiệu và lý thuyết
Dữ liệu về áp suất mao dẫn cần thiết cho 3 mục đích sau:
- Dự đoán sự bảo hòa chất lỏng ban đầu của vỉa
- Khả năng của đá chắn
- Là dữ liệu phụ thuộc để đánh giá độ thấm tương đối
Áp suất mao dẫn hình thành khi bề mặt hai chất lỏng không trộn lẫn tồn tại trong lỗ rỗng (kích thước mao dẫn) của đá chứa Một trong hai chất lỏng thường được xem là dính ướt, chất lỏng còn lại thì không dính ướt Tuy nhiên trường hợp trung gian xảy ra thì có thể rất phức tạp Trường hợp rút nước, một pha không dính ướt thay thế pha dính ướt khi hydrocacbon di cư vào đá bão hòa nước biển trước Sự hấp thụ (hơi ẩm)
là ngược với sự rút nước, sự thay thế của pha không dính ướt bởi pha dính ướt Do đó, tài liệu sự rút nước có thể dùng để dự đoán độ bão hòa chất lỏng không dính ướt tại nhiều vị trí khác nhau trong vỉa, còn tài liệu sự hấp thụ sẽ hữu ích để đánh giá sự góp phần (một cách tương đối) của lực mao dẫn và lực nhớt trong hệ động lực