Đặc điểm địa chất và tiềm năng dầu khí cấu tạo đông đô lô 0197 bồn trũng cửu long

ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP HỒ CHÍ MINH TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA -oOo - PHẠM MẠNH CƯỜNG ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT VÀ TIỀM NĂNG DẦU KHÍ – CẤU TẠO ĐÔNG ĐÔ - LÔ 01/97 - BỒN TRŨNG CỬU LONG CHUYÊN NGÀNH: KỸ THUẬT DẦU KHÍ MÃ SỐ: 60520604 LUẬN VĂN THẠC SĨ TP HỒ CHÍ MINH, 07/2018 Luận văn thạc sĩ CƠNG TRÌNH ĐƯỢC HỒN THÀNH TẠI TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐHQG -HCM Cán hướng dẫn khoa học : PGS.TS TRẦN VĂN XUÂN TS TRẦN NHƯ HUY Cán chấm nhận xét : PGS TSKH HỒNG ĐÌNH TIẾN Cán chấm nhận xét : TS TRẦN ĐỨC LÂN Luận văn thạc sĩ bảo vệ Trường Đại học Bách Khoa, ĐHQG-HCM ngày 21 tháng 07 năm 2018 Thành phần Hội đồng đánh giá luận văn thạc sĩ gồm: (Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị Hội đồng chấm bảo vệ luận văn thạc sĩ) PGS TS TRẦN VĨNH TUÂN TS BÙI THỊ LUẬN PGS TSKH HỒNG ĐÌNH TIẾN TS TRẦN ĐỨC LÂN TS NGÔ THƯỜNG SAN Xác nhận Chủ tịch Hội đồng đánh giá LV Trưởng Khoa quản lý chuyên ngành sau luận văn sửa chữa (nếu có) CHỦ TỊCH HỘI ĐỒNG HVTH: Phạm Mạnh Cường TRƯỞNG KHOA Trang i Luận văn thạc sĩ ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP.HCM TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆTNAM Độc lập - Tự - Hạnh phúc NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ Họ tên học viên: Phạm Mạnh Cường MSHV: 714 08 74 Ngày, tháng, năm sinh: 17/03/1986 Nơi sinh: Thái Bình Chuyên ngành: Kỹ Thuật Dầu Khí Mã số: 60520604 I TÊN ĐỀ TÀI: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT VÀ TIỀM NĂNG DẦU KHÍ – CẤU TẠO ĐÔNG ĐÔ – LÔ 01/97 – BỒN TRŨNG CỬU LONG II NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG: - Nghiên cứu đánh giá đặc điểm địa chất, cấu kiến tạo thành tạo địa chất mỏ Đông Đô - Trên sở nghiên cứu đặc điểm thành tạo địa chất mỏ Đơng Đơ từ xác định hệ thống dầu khí triển vọng mỏ Đơng Đơ Khoanh định diện tích triển vọng đánh giá tiềm dầu khí cấu tạo Đông Đô – Lô 01/97 – Bồn trũng Cửu Long III NGÀY GIAO NHIỆM VỤ : 15/01/2018 IV NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ: 17/06/2018 V CÁN BỘ HƯỚNG DẪN 1: PGS.TS Trần Văn Xuân CÁN BỘ HƯỚNG DẪN 2: TS Trần Như Huy Tp HCM, ngày tháng năm 2018 CÁN BỘ HƯỚNG DẪN CHỦ NHIỆM BỘ MÔN ĐÀO TẠO TRƯỞNG KHOA HVTH: Phạm Mạnh Cường Trang ii Luận văn thạc sĩ LỜI CẢM ƠN Để hoàn thành luận văn này, em xin bày tỏ lòng cảm ơn chân thành sâu sắc đến với Cán hướng dẫn PGS.TS Trần Văn Xuân, Thầy tận tình, hướng dẫn, tạo điều kiện thuận lợi cho em suốt thời gian học tập, sinh hoạt trường Đại học Bách Khoa – Hồ Chí Minh thời gian nghiên cứu thực đề tài luận văn Thạc sĩ Kính chúc thầy ln mạnh khỏe Cùng với đó, em xin bày tỏ lịng biết ơn chân thành đến Quý Thầy Cô trường Đại học Bách Khoa – Hồ Chí Minh, đặc biệt mơn Địa Chất Dầu Khí, tận tâm, truyền đạt kiến thức – kinh nghiệm quý báu suốt quá trình học tập Tơi xin chân thành cảm ơn đến Quý Công Ty Điều Hành Chung Lam Sơn (LSJOC) cán thuộc phịng Địa Chất Cơng Nghệ Mỏ nhiệt tình giúp đỡ, tạo điều kiện thuận lợi cho phép tác giả sử dụng tài liệu hoàn thành luận văn Cảm ơn bạn học viên nhiệt tình giúp đỡ tơi q trình học tập thực đề tài Trân trọng cảm ơn ! Phạm Mạnh Cường HVTH: Phạm Mạnh Cường Trang iii Luận văn thạc sĩ TÓM TẮT LUẬN VĂN Bồn trũng Cửu Long nằm chủ yếu thềm lục địa phía Nam Việt Nam phần đất liền thuộc khu vực cửa sông Cửu Long Đối tượng chứa dầu khí mỏ khai thác Bồn trũng Cửu Long đá móng granite nứt nẻ, cát kết Oligocen cát kết Miocen Tuy nhiên năm 2007 2013 có phát dầu nặng tầng cát kết Miocen (hệ tầng Côn Sơn) mỏ Đông Đô, lô 01/97 Do luận văn tập trung nghiên cứu vấn đề với nội dung: Thứ nhất, trình bày khái quát điều kiện tự nhiên bồn trũng Cửu Long, khu vực nghiên cứu, lô 01/97&02/97 Thứ hai, nêu sở tài liệu phương pháp nghiên cứu Thứ ba, làm sáng tỏ hệ thống dầu khí đánh giá trữ lượng dầu khí chỗ vỉa chứa mỏ Đông Đô, lô 01/97 Cuối cùng, kết luận kiến nghị luận văn góp phần làm sáng tỏ tiềm dầu khí tầng Mioxen giữa, cấu tạo Đông Đô_Lô 01/97; nhận định đối tượng khai thác bên cạnh đối tượng khai thác truyền thống, định hướng cho việc xác định thêm giếng khoan thăm dò HVTH: Phạm Mạnh Cường cho khu vực Trang iv Luận văn thạc sĩ ABSTRACT The Cuu Long Basin is located mainly on the southern continental shelf of Vietnam and part of the estuary of the Mekong Delta In spite of discoveries show that fractured granite basement, Oligocene Sandstone, Miocene Sandstone are still the main taget of Cuu Long Basin However, in 2007 and 2013 there were heavy oil discoveries in the Middle Miocene Sandstone (Con Son formation) in the Dong Do field on block 01/97 Hence the thesis focus on research the following contents: Firstly, presents the general condition of Cuu Long Basin as well as blocks 01/97&02/97 and Dong Do field Secondly, illustrates the available database and research methods Third, dissertation clarifies the oil and gas system and assesses the oil and gas reserves in place of the reserviors of the Con Son formation at Dong Do field, block 01/97 Finally, the conclusions and recommendations will contribute to evaluate the oil and gas potential of the Middle Miocene, Dong Do Structures_Block 01/97; identify new production target beside the tranditional targets; orient for the location of new exploration wells in the area block 01/07 HVTH: Phạm Mạnh Cường Trang v Luận văn thạc sĩ LỜI CAM ĐOAN CỦA TÁC GIẢ LUẬN VĂN Tôi xin cam đoan Bản luận văn tốt nghiệp cơng trình nghiên cứu cá nhân, thực sở nghiên cứu lý thuyết phương pháp khoa học cụ thể số liệu thực tế, không chép đồ án khác Nếu sai xin chịu hoàn toàn trách nhiệm chịu kỷ luật Khoa Trường đề Học viên thực Phạm Mạnh Cường HVTH: Phạm Mạnh Cường Trang vi Luận văn thạc sĩ MỤC LỤC CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN BỒN TRŨNG CỬU LONG VÀ KHU VỰC NGHIÊN CỨU 1.1 TỔNG QUAN BỒN TRŨNG CỬU LONG 1.1.1 Bồn trũng Cứu Long .6 1.1.3 Lịch sử phát triển địa chất 1.1.4 Hệ thống dầu khí 13 1.2 VỊ TRÍ VÀ ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHÂT LÔ 01/97&02/97 VÀ MỎ ĐÔNG ĐƠ 16 1.2.1 Vị trí mỏ Đơng Đô 16 1.2.2 Đặc điểm địa tầng mỏ Đông Đô 17 1.2.2.1 Đá móng trước Kainozoi 17 1.2.2.2 Thống Oligocen dưới, hệ tầng Trà Cú (tập E) 19 1.2.2.3 Thống Oligocen trên, hệ tầng Trà Tân (tập D) 19 1.2.2.4 Thống Oligocen trên, hệ tầng Trà Tân (tập C) 20 1.2.2.5 Thống Miocen dưới, hệ tầng Bạch Hổ (tập BI.1) .20 1.2.2.6 Thống Miocen dưới, hệ tầng Bạch Hổ (tập BI.2) 21 1.2.2.7 Thống Miocen giữa, hệ tầng Côn Sơn (tập BII.1) 21 1.2.2.8 Thống Miocen giữa, hệ tầng Côn Sơn (tập BII.2) .21 1.2.2.9 Thống Miocen trên/Pliocen đến nay-Hệ tầng Đồng Nai/Biên Hòa (tập BIII tập A) .22 1.2.3 Cấu kiến tạo lô 01/97&02/97 mỏ Đông Đô 22 1.2.4 Lịch sử thăm dò, thẩm lượng phát triển 24 CHƯƠNG 2: CƠ SỞ TÀI LIỆU VÀ PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU 30 2.1 CƠ SỞ TÀI LIỆU 30 2.1.1 Tài liệu địa chấn 30 2.1.2 Tài liệu địa vật lý giếng khoan 34 2.1.3 Tài liệu khác 34 2.2 HỆ PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU 34 2.2.1 Tổng hợp xử lý số liệu 34 2.2.2 Phương pháp địa chấn 34 2.2.3 Phương pháp địa vật lý giếng khoan 34 2.2.4 Phương pháp địa chất 35 2.2.5 Phân cấp trữ lượng Phương pháp đánh giá trữ lượng 36 2.2.5.1 Phân cấp trữ lượng 36 2.2.5.1.1 Mục đích phân cấp trữ lượng .36 2.2.5.1.2 Quan điểm phân cấp trữ lượng 37 2.2.5.2 Phương pháp đánh giá trữ lượng 47 HVTH: Phạm Mạnh Cường Trang vii Luận văn thạc sĩ CHƯƠNG 3: HỆ THỐNG DẦU KHÍ VÀ TIỀM NĂNG DẦU KHÍ CẤU TẠO ĐƠNG ĐƠ, LƠ 01/97 50 3.1 ĐÁNH GIÁ HỆ THỐNG DẦU KHÍ MỎ ĐƠNG ĐƠ 50 3.1.1 Đá sinh 50 3.1.2 Đá chắn .56 3.1.3 Thời gian tạo dầu 57 3.1.4 Đá chứa .58 3.1.4.1 Đá móng trước Kainozoi 58 3.1.4.2 Đá chứa cát kết 59 3.1.5 Dịch chuyển, tích tụ yếu tố bảo tồn tích tụ 60 3.1.6 Đặc điểm bẫy chứa .63 3.2 ĐÁNH GIÁ TRỮ LƯỢNG DẦU TẠI CHỖ TRONG CÁC VỈA MIOCEN 65 TÀI LIỆU THAM KHẢO 88 HVTH: Phạm Mạnh Cường Trang viii Luận văn thạc sĩ DANH MỤC HÌNH VẼ Hình 1.1.1 Vị trí Bồn trũng Cứu Long vùng kế cận……………………………06 Hình 1.1.2: Cột địa tầng tổng hợp Bồn trũng Cửu Long………………………… 08 Hình 1.1.3: Rìa lục địa tích cực thời kì J3-K………………………………………09 Hình 1.1.4: Rìa lục địa tích cực thời kì Creta muộn……………………………….09 Hình 1.1.5: Các listric hình thành căng dãn sụp lún khơng đều………… …11 Hình 1.2.1: Vị trí mỏ Đơng Đơ, lơ 01/97 Bồn trũng Cửu Long……………………16 Hình 1.2.2: Cột địa tầng tổng hợp lô 01/97&02/97 Bồn trũng Cửu Long……… 18 Hình 2.1.1: Bản đồ thu thập xử lý liệu địa chấn lơ 01/97&02/97……… …30 Hình 2.1.2: So sánh chất lượng tài liệu địa chấn mỏ Đông Đô sau tái xử lý năm 2011…………………… …………………………………………………………31 Hình 2.1.3: So sánh chất lượng tài liệu địa chấn mỏ Đông Đô trước sau xử lý năm 2011………………………………………………… ………………………32 Hình 2.2.1: Phân cấp trữ lượng dầu khí theo quan điểm Mỹ Tây Âu………… 42 Hình 3.1.1: Chỉ số HI loại kerogen, kết phân tích mẫu GK DD-2X 52 Hình 3.1.2: Đánh giá TOC tiềm sinh dầu giếng khoan DD-1X……….53 Hình 3.1.3: Đánh giá TOC tiềm sinh dầu giếng khoan DD-2X …… 54 Hình 3.1.4: Hình vẽ biểu thị độ phản xạ Vitrinite Tmax đánh giá độ trưởng thành đá mẹ giếng khoan lô 01/97…………… ……………………… 55 Hình 3.1.5: Hình vẽ biểu thị độ phản xạ Vitrinite Tmax đánh giá độ trưởng thành đá mẹ giếng khoan lơ 02/97……………….………………………56 Hình 3.1.6: Kết minh giải ĐVLGK cho thấy tầng chắn vỉa BII.2.20…… 57 Hình 3.1.7: Biểu đồ phân loại đá móng, giếng khoan 01/97-DD-1X…… ………59 Hình 3.1.8: Biểu đồ phân loại cát kết có thành phần hạt mịn nhỏ 15% lớn 15% .60 Hình 3.1.9: Hình vẽ mơ tả dịch chuyển dầu khí tích tụ vào bẫy chứa…………………………………………………………… ………………….61 Hình 3.1.10: Biểu đồ sắc ký khí mẫu dầu thu vỉa BI.2.30 BII.1.10 ….62 Hình 3.1.11: Biểu đồ sắc ký khí mẫu dầu thu vỉa BII.2.30 BII.2.20 …62 Hình 3.1.12: Mặt cắt địa chấn qua cấu tạo Thăng Long Đông Đô……….…… 63 HVTH: Phạm Mạnh Cường Trang ix Luận văn thạc sĩ Trên sở biện luận phân cấp trữ lượng, phương thức tiếp cận tất định, có sử dụng kết xác định thơng số theo mơ hình địa chất phương pháp mô Monte Carlo sở phần mềm Crystall Ball cho phép xác định tham số phục vụ đánh giá trữ lượng theo phương pháp thể tích Trong biện luận tham số đầu vào theo phương pháp thể tích sau: o Thể tích đá chứa (BRV): Là Diện tích thân dầu x chiều dày tầng sản phẩm Thực tế vỉa chứa có hình dạng phức tạp nên việc tính tốn thể tích đá chứa đưa tốn tích phân phần mềm Petrel Các giá trị Max, Min lấy cộng trừ 10% so với giá trị o Tỷ số (N/G): Khi tiến hành đánh giá trữ lượng ta cần xác định chiều dày hiệu dụng vỉa chứa cách lấy chiều dày vỉa loại bỏ khoảng xen kẹp (dựa vào giá trị cut off Vsh, Φ, Sw) Tỷ số N/G xác định từ tài liệu ĐVLGK Với giá trị cut off tính tốn cho vỉa chứa Mioxen Vsh 35%, Φ12%, Sw 60% o Độ rỗng đánh giá gián tiếp thông qua kết minh giải tài liệu ĐVLGK Sau có mẫu lõi, độ rỗng đo đạc tính tốn từ mẫu Trong mỏ Đông Đô, kết phân tích ĐVLGK từ mẫu lõi khơng có khác biệt lớn Do kết đánh giá độ rỗng từ tài liệu ĐVLGK tiếp tục sử dụng để chọn mơ hình phân bố xác suất độ rỗng đánh giá trữ lượng Các giá trị độ rỗng, độ bão hịa dầu tính tốn từ phần mềm Best Fit o Hệ số thể tích thành hệ (FVF) lấy sở giá trị trung bình từ kết phân tích mẫu chất lưu (PVT) Các giá trị Max, Min lấy cộng trừ 10% so với giá trị Kết cụ thể trình bày Bảng 3.2.3 – 3.2.10 Hình 3.2.6 – 3.2.12 HVTH: Phạm Mạnh Cường Trang 75 Luận văn thạc sĩ Bảng 3.2.3: Bảng tổng hợp thông số vỉa BII.2.10 cấp trữ lượng P2 cấu tạo Đông Đô Độ sâu (mMD) Gross Net Res Net Pay Net Pay/ Gross (%) 1314.0 9.5 6.4 6.4 67 25 52 (1401.6) 2.0 1312.0 1314.0 2.0 2.0 2.0 100 32 18 44 7.0 1310.1 1314.0 3.9 No porosity log data 1439.9 17.9 1302.3 1314.0 11.7 No porosity log data 1432.1 11.6 1306.9 1314.0 7.1 No log data Giếng khoan Top Base DD-9P 1393.5 DD-2X Độ sâu (mTVDSS) Gross Net Res 1405.3 11.8 7.8 7.8 1304.5 1340.8 1342.8 2.0 2.0 DD-3P 1439.5 1446.5 DD-4P 1422.0 DD-6P 1420.5 HVTH: Phạm Mạnh Cường Net Pay Top Base Net Pay Vsh (%) Net Pay PhiE (%) Net Pay So (%) OWC (ODT) mMD 1342.8 mTVDSS (1311.2) 1314.0 Trang 76 Luận văn thạc sĩ Hình 3.2.6: Biểu đồ độ rỗng độ bão hòa dầu via BII.2.10 Bảng 3.2.4: Bảng giá trị tham số đầu vào vỉa BII.2.10 Tham số Phân bố Độ sâu (mTVDSS) Loại chất lưu Cấp trữ lượng Dầu nặng Probable 1301.6-1314 (P2) BRV (10^6 m3) Tam giác Min ML 3.0 3.3 Độ rỗng (%) Bão hòa dầu (1- Sw) (%) 1/FVF Normal Normal Tam giác Std Std Max Min ML Max Min Mean Max Min Mean Max Min ML Max Dev Dev 3.6 N/G (%) Tam giác 67 75 79 14 23 7.0 32 42 47 4.5 53 0.98 0.99 1.00 Hình 3.2.7: Hàm phân bố xác xuất chọn cho tính toán trữ lượng vỉa BII.2.10 HVTH: Phạm Mạnh Cường Trang 77 Luận văn thạc sĩ Bảng 3.2.5: Bảng tổng hợp thông số vỉa BII.2.20 cấp trữ lượng P1 cấu tạo Đông Đô Độ sâu (mMD) Giếng khoan Top Base DD-1X 1423.0 DD-2X Độ sâu (mTVDSS) Net Pay Net Pay Phi E (%) Net Pa y So (% ) OWC (ODT) mMD mTVDSS Net Res 1457.2 34.2 30.9 30.9 1390.8 1425.0 34.2 30.9 30.9 90 19 25 64 1457.2 1425.0 1424.4 1453.8 29.4 25.9 25.9 1395.6 1425.0 29.4 25.9 25.9 88 17 25 58 1453.8 1425.0 DD-3X 1549.0 1606.2 57.2 41.6 41.6 1381.0 1425.0 44.0 31.9 31.9 73 14 28 64 1606.2 1425.0 DD-9P 1517.5 1560.2 42.7 24.5 24.5 1397.6 1425.0 27.4 15.7 15.7 57 20 67 1560.2 1425.0 DD-3P 1612.5 1801.0 188.5 164.9 164.9 1388.0 1410.8 22.8 18.0 18.0 79 13 28 73 (TD:1801.0) (1410.8) DD-4P 1582.0 1738.0 156.0 147.2 147.2 1382.0 1409.0 27.0 24.1 24.1 89 29 69 (TD:1738.0) (1409.0) DD-6P 1591.0 1776.0 185.0 164.3 164.3 1389.0 1412.5 23.5 18.8 18.8 80 16 25 66 (TD:1776.0) (1412.5) DD-2P 1572.5 1800.0 227.5 162.7 162.7 1378.5 1408.2 29.7 16.6 16.6 56 16 27 77 (TD:1800.0) (1408.2) DD-7P 1518.3 1567.5 49.2 1394.2 1425.0 30.8 Top Base Gros Net s Res Net Pay Vsh (%) Gross HVTH: Phạm Mạnh Cường Net Pay Net Pay/ Gros s (%) No porosity log data Trang 78 Luận văn thạc sĩ Hình 3.2.8: Biểu đồ độ rỗng độ bão hòa dầu vỉa BII.2.20 Bảng 3.2.6: Bảng giá trị tham số đầu vào vỉa BII.2.20 Loại chất lưu Cấp trữ lượng Tham số Phân bố Độ sâu (mTVDSS) Dầu nặng Proven (P1) 1378-1425 BRV (10^6 m3) Tam giác Min ML Max 113.8 126.4 139.0 N/G (%) Tam giác Độ rỗng (%) Bão hòa dầu (1- Sw) (%) 1/FVF Normal Normal Tam giác Std Std Min ML Max Min Mean Max Min Mean Max Min ML Max Dev Dev 57 79 90 18 26 6.2 34 52 67 11.5 82 0.98 0.99 Hình 3.2.9: Hàm phân bố xác xuất chọn cho tính tốn trữ lượng vỉa BII.2.20 HVTH: Phạm Mạnh Cường Trang 79 1.00 Luận văn thạc sĩ Bảng 3.2.7: Bảng tổng hợp thông số vỉa BII.2.30 cấp trữ lượng P1 cấu tạo Đông Đô Độ sâu (mMD) Độ sâu (mTVDSS) Net Pay Net Pay/ Gros s (%) Net Pay Vsh (%) Net Pay Phi E (%) Net Pa y So (% ) OWC (ODT) mMD mTVDSS Giếng khoan Top Base Gross Net Res DD-1X 1539.0 1556.2 17.2 16.7 16.7 1506.8 1524.0 17.2 16.7 16.7 97 19 23 63 (1555.7) (1523.5) DD-2X 1541.3 1552.8 11.5 11.5 11.5 1512.5 1524.0 11.5 11.5 11.5 100 18 23 46 1552.8 1524.0 DD-3X 1704.7 1729.5 24.8 24.8 24.8 1503.6 1524.0 20.4 20.4 20.4 100 10 26 64 1729.5 1524.0 DD-9P 1703.5 1786.5 83.0 78.7 78.7 1493.4 1519.8 26.4 25.3 25.3 96 21 66 (1782.3) (1518.8) DD-2P 1706.5 1800.0 93.5 93.5 93.5 1486.9 1506.6 19.7 19.7 19.7 100 27 77 (TD:1800.0) (1506.6) HVTH: Phạm Mạnh Cường Net Pay Top Base Gros Net s Res Trang 80 Luận văn thạc sĩ Hình 3.2.10: Biểu đồ độ rỗng độ bão hòa dầu vỉa BII.2.30 Bảng 3.2.8: Bảng tham số đầu vào vỉa BII.2.30 Loại chất lưu Cấp trữ lượng Tham số Phân bố Độ sâu (mTVDSS) Dầu nặng Proven (P1) 1480-1524 BRV (10^6 m3) Tam giác Min ML 24.3 27.0 Độ rỗng (%) Bão hòa dầu (1- Sw) (%) 1/FVF Normal Normal Tam giác Std Std Max Min ML Max Min Mean Max Min Mean Max Min ML Max Dev Dev 29.7 N/G (%) Tam giác 96 98 99 18 23 3.6 27 49 66 13.3 83 0.98 0.99 1.00 Hình 3.2.11: Hàm phân bố xác xuất chọn cho tính tốn trữ lượng vỉa BII.2.30 HVTH: Phạm Mạnh Cường Trang 81 Luận văn thạc sĩ Bảng 3.2.9: Bảng tổng hợp thông số vỉa BII.1.10 cấp trữ lượng P1 cấu tạo Đông Đô Độ sâu (mMD) Độ sâu (mTVDSS) Net Pay Net Pay/ Gros s (%) Net Pay Vsh (%) Net Pay Phi E (%) Net Pa y So (% ) OWC (ODT) mMD mTVDSS Giếng khoan Top Base Gross Net Res DD-1X 1571.5 1591.2 19.7 19.1 19.1 1539.3 1559.0 19.7 19.1 19.1 97 16 23 61 1591.2 1559.0 DD-2X 1572.5 1587.8 15.3 14.1 14.1 1543.8 1559.0 15.2 14.1 14.1 93 23 68 (1587.4) (1558.7) DD-3X 1753.5 1771.8 18.3 18.3 17.4 1543.9 1559.0 15.1 15.1 14.4 95 11 26 54 1771.8 1559.0 DD-9P 1850.0 2042.0 192.0 183.2 183.2 1530.9 1543.0 12.1 11.3 11.3 93 10 21 74 (TD:2042.0) (1543.0) HVTH: Phạm Mạnh Cường Net Pay Top Base Gros Net s Res Trang 82 Luận văn thạc sĩ Hình 3.2.12: Biểu đồ độ rỗng độ bão hòa dầu vỉa BII.1.10 Bảng 3.2.10: Bảng tham số đầu vào vỉa BII.1.10 Loại chất lưu Cấp trữ lượng Tham số Phân bố Độ sâu (mTVDSS) Dầu Proven (P1) 1522-1559 BRV (10^6 m3) Tam giác Min ML 23.3 25.9 Độ rỗng (%) Bão hòa dầu (1- Sw) (%) 1/FVF Normal Normal Tam giác Std Std Max Min ML Max Min Mean Max Min Mean Max Min ML Max Dev Dev 28.5 N/G (%) Tam giác 93 95 97 15 21 4.7 27 53 67 11.2 82 0.86 0.91 Hình 3.2.13: Hàm phân bố xác xuất chọn cho tính tốn trữ lượng vỉa BII.1.10 HVTH: Phạm Mạnh Cường Trang 83 0.96 Luận văn thạc sĩ Do tham số đầu vào giá trị khơng chắn nên tính tốn trữ lượng dựa mô Monte Carlo phần mềm Crystal Ball Kết phân cấp đánh giá trữ lượng dầu chỗ cho vỉa mỏ Đông Đô thể Bảng 3.2.11 Bảng 3.2.12 Bảng 3.2.11: Trữ lượng dầu chỗ mỏ Đông Đô cho vỉa BIII, BII.2.10, BII.2.20, BII.2.30, BI.2.30 Trữ lượng dầu chỗ (OIIP) (MMbbl) P90 P50 P10 Vỉa chứa Độ sâu chứa dầu (mTVDSS) Cấp trữ lượng BIII Sand 1219 - 1242 Có khả (P2) 6.1 8.2 10.4 BII.2.10 1301.6 1314 Có khả (P2) 1.2 1.6 2.1 BII.2.20 1378 - 1425 Xác minh (P1) 74.8 101.5 134.5 BII.2.30 1480 - 1524 Xác minh (P1) 19.2 24.4 30.4 1768 - 1810 Có khả (P2) 2.7 3.2 3.9 1810 - 1813 Có thể (P3) 0.9 1.1 1.3 Xác minh (P1) 94.0 125.9 164.9 Có khả (P2) 10.0 13.0 16.4 Có thể (P3) 0.9 1.1 1.3 1P (P1) 94.0 125.9 164.9 2P (P1+P2) 104.0 138.9 181.3 3P (P1+P2+P3) 104.9 140.0 182.6 BI.2.30 Tổng HVTH: Phạm Mạnh Cường Trang 84 Luận văn thạc sĩ Bảng 3.2.12: Trữ lượng dầu chỗ mỏ Đông Đô cho vỉa BII.1.10, Pre-tertiary Basement Vỉa chứa BII.1.10 Pre-tertiary Basement Độ sâu chứa dầu mTVDSS 1522 1559 1955 2197 2197 2200 2200 2330 Tổng Cấp trữ lượng Trữ lượng dầu chỗ (OIIP) (MMbbl) P90 P50 P10 Xác minh (P1) 15.1 19.6 25.1 Xác minh (P1) 4.1 7.0 12.8 Có khả (P2) 3.9 6.6 12.0 Có thể (P3) 9.1 16.2 31.4 Xác minh (P1) 19.2 26.6 37.9 Có khả (P2) 3.9 6.6 12.0 Có thể (P3) 9.1 16.2 31.4 1P (P1) 19.2 26.6 37.9 2P (P1+P2) 23.1 33.2 49.9 3P (P1+P2+P3) 32.2 49.4 81.3 NHẬN XÉT: Kết nghiên cứu đánh giá hệ thống dầu khí tiềm dầu khí mỏ Đơng Đơ, lấy ví dụ vỉa Miocen cho thấy: - Mỏ Đông Đô, lô 01/97 hội tụ đủ yếu tố điều kiện hình thành tích tụ dầu khí Các giếng khoan thăm dị khai thác khu vực mỏ cho thấy điều - Trữ lượng dầu chỗ vỉa Miocen 146 triệu thùng kỳ vọng P50 Đây trữ lượng đánh giá mức trung bình, tiến hành khoan khai thác - Dầu mỏ Đơng Đơ dầu nặng có độ bão hịa nước cao (khoảng 3340%) cần đề phịng rủi ro q trình khai thác có phương án khai thác phù hợp HVTH: Phạm Mạnh Cường Trang 85 Luận văn thạc sĩ ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY (PHÂN TÍCH ĐỘ NHẠY) CỦA KẾT QUẢ ĐÁNH GIÁ TRỮ LƯỢNG: Phân tích độ nhạy phân tích ảnh hưởng yếu tố bất định đầu vào (Thể tích đá chứa, tỷ lệ chiều dày hiệu dụng chiều dày tổng, độ rỗng, độ bão hòa nước, hệ số thể tích thành hệ) đến đầu (Trữ lượng dầu chỗ) Nói cách khác, phân tích độ nhạy xem xét mức độ nhạy cảm kết có thay đổi giá trị tham số đầu vào Từ bảng tính trữ lượng dầu chỗ phần mềm Crystall Ball, tiến hành xây dựng biểu đồ Tornado cho mỏ Đông Đô Kết Hình 3.2.14: Mỏ Đơng Đơ 60.00 Sw N/G 80.00 100.00 120.00 0.52 140.00 0.85 0.56 0.95 Downside BRV 113.8 ⏀ 1/FVF 139.0 0.21 0.96 Upside 0.47 1.00 Hình 3.2.14: Đánh giá độ nhạy tham số đến kết trữ lượng dầu chỗ mỏ Đông Đô HVTH: Phạm Mạnh Cường Trang 86 Luận văn thạc sĩ Kết phân tích ảnh hưởng tham số đầu vào đến kết đánh giá trữ lượng dầu chỗ phương pháp thể tích mỏ Đơng Đơ, lơ 01/97 cho thấy năm yếu tố thể tích đá chứa, tỷ lệ chiều dày hiệu dụng chiều dày tổng, độ rỗng, độ bão hòa nước hệ số thể tích thành hệ thì: hệ số thể tích thành hệ có ảnh hưởng thấp độ bão hịa nước ảnh hưởng lớn đến kết đánh giá trữ lượng Điều hoàn toàn phù hợp với mức độ đồng thành phần độ ngậm khí dầu, gradient áp suất nhiệt độ vỉa tuân theo chế độ bình thường KẾT LUẬN: Nhìn chung địa tầng mơi trường lắng đọng trầm tích mỏ Thăng Long - Đông Đô phù hợp với địa tầng bể Cửu Long lô 01/97 02/97 Địa tầng khu vực gồm móng trước Kainozoi trầm tích Kainozoi hình thành mơi trường khơng đồng với thành phần thạch học khác Dầu khí phát mỏ thuộc tầng chứa: Tầng Miocen thành hệ Côn Sơn (BII.2.20, BII.2.30, BII.1.10), Miocen thành hệ Bạch Hổ (BI.2.30) đá móng trước Kainozoi Dầu đánh giá dầu nặng, có tỷ trọng từ 16 - 190 API, phát dầu nặng tầng Mioxen hệ tầng Côn Sơn phát Cát kết tầng Miocen tập BII.2.20, BII.2.30, BII.1.10 tập cát kết dày, đồng nhất, lắng đọng môi trường đồng sơng Trong mỏ Đơng Đơ cát kết có tuổi Oligocen muộn, độ rỗng giao động khoảng 10-30% với độ thấm giao động khoảng 5-300 mD Tiềm dầu khí mỏ Đơng Đơ đánh giá mức trung bình với trữ lượng dầu chỗ 146 triệu thùng vỉa Miocen kỳ vọng P50 KIẾN NGHỊ: Với trữ lượng đánh giá thuộc loại mỏ trung bình, dầu nặng độ bão hịa nước cao, mỏ Đơng Đơ cần có nghiên cứu bổ sung phương pháp khai thác nhằm tối ưu hóa hệ số thu hồi dầu HVTH: Phạm Mạnh Cường Trang 87 Luận văn thạc sĩ TÀI LIỆU THAM KHẢO [1] Manik Talwani, Andrei Belopolsky & Dianne L Berry:“Geology and Petroleum of Central Asia” Rice University (1998) [2] L.Rodriguez Blanco, M.Foster, G.Jarque, D.Perez and A.Thompson, "3D static and dynamic modeling of a clastic multilayered reservoir with heavy oi: a case study from Comodoro Rivadavia formation in El Alba Valle field (Manantiales Berhr block, Golfo San Jorge basin, Argentina)", in AAPG 2013 serial rights, 2013 [3] Nguyễn Hiệp nnck, Địa Chất Và Tài Nguyên Dầu Khí Việt Nam, 2009 [4] Nguyen Du Hung & Hung Van Le: “Petroleum Geology of Cuu Long Basin – Offshore Viet Nam” APPG International Conference, Barcelona, Spain, 2004 [5] Công ty điều hành chung Lam Sơn, "Thang Long - Dong Do field development plan", 2011 [6] LamSon JOC, 2009, Block Evaluation Report [7] LamSon JOC, 2008, Reservoir Assessment Report [8] Update Reserves Assessment Report Thang Long – Dong Do Field_LSJOC HVTH: Phạm Mạnh Cường Trang 88 Luận văn thạc sĩ LÝ LỊCH TRÍCH NGANG Họ tên: Phạm Mạnh Cường Ngày, tháng, năm sinh: 17/03/1986 Nơi sinh: Thái Bình Địa liên lạc: Cơng Ty SEAREFICO – Tầng 14, Toà nhà Centec Tower, 72-74 Nguyễn Thị Minh Khai, Quận 3, Tp.HCM QUÁ TRÌNH ĐÀO TẠO  2004-2009: Sinh viên Chuyên ngành Kỹ thuật Tài nguyên nước – Đại học Thủy Lợi Hà Nội  2015 đến nay: Học viên Cao học Chuyên ngành Địa chất Dầu khí Ứng dụng, Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí, Trường Đại Học Bách Khoa Tp.HCM Q TRÌNH CÔNG TÁC  2009-2014: Viện Khoa học Thủy lợi Miền nam  2014-2016: Công ty TNHH Infrasol  2016-2017: Công ty Cổ phần Đầu tư xây dựng 620  2017-nay: Công ty Cổ phần Kỹ nghệ lạnh (SEAREFICO) HVTH: Phạm Mạnh Cường Trang 89 ... Thuật Dầu Khí Mã số: 60520604 I TÊN ĐỀ TÀI: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT VÀ TIỀM NĂNG DẦU KHÍ – CẤU TẠO ĐÔNG ĐÔ – LÔ 01/97 – BỒN TRŨNG CỬU LONG II NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG: - Nghiên cứu đánh giá đặc điểm địa chất, ... Cửu Long đánh giá tiềm dầu khí cho vỉa chứa cấu tạo Đông Đô, tác giả đăng ký thực đề tài “ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT VÀ TIỀM NĂNG DẦU KHÍ – CẤU TẠO ĐƠNG ĐƠ – LƠ 01/97 – BỒN TRŨNG CỬU LONG? ?? làm luận văn... Dầu Khí Mục tiêu nghiên cứu nhiệm vụ đề tài  Mục tiêu: Làm sáng tỏ hệ thống dầu khí tiềm dầu khí mỏ Đông Đô – Lô 01/97 – Bồn trũng Cửu Long  Nhiệm vụ: - Nghiên cứu đặc điểm địa chất thành tạo