Đặc điểm cơ lý của các giếng khoan tại mỏ Đại Hùng: cơ sở đánh giá tiềm năng dầu khí

MỤC LỤC

ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT VÀ TIỀM NĂNG DẦU KHÍ CỦA MỎ ĐẠI HÙNG

Móng trước Kainozoi

Mẫu lừi lấy từ các giếng khoan cho thấy: chủ yếu là các xâm nhập granitoid nứt nẻ cà nát, có màu xám xanh đến xám trắng, độ hạt từ trung bình đến thô.

Traàm tích Kainozoi

Trong phạm vi Miocene trung, các thành tạo đá vôi phát triển mạnh, chủ yếu là đá vôi san hô có hay không chứa sét, tướng trầm tích từ biển nông đến biển sâu. Chiều dày trầm tích biến thiên mạnh từ vài chục mét ở phần nông của mỏ (khối L), lên đến vài trăm mét (ở phía Tây) và đạt cực đại ở vùng trung tâm.

ĐẶC ĐIỂM CẤU TRÚC – KIẾN TẠO 1. Đặc điểm cấu trúc mỏ Đại Hùng

  • LỊCH SỬ PHÁT TRIỂN ĐỊA CHẤT MỎ ĐẠI HÙNG
    • TIỀM NĂNG DẦU KHÍ CỦA MỎ ĐẠI HÙNG A. ĐÁ SINH

      Theo hướng này thì việc tích tụ vật liệu trầm tích lục nguyên tuổi Miocene sớm phát triển theo bậc, chính vì sự sụp lún này mà trầm tích trong khu vực mỏ phát triển mạnh và thay đổi rất lớn về phía Đông Nam (chiều dày trầm tích lục nguyên điệp Thông – Mãng Cầu và Dứa thay đổi từ 448m đến 868m). Kết quả của quá trình bóc mòn tạo ra hoạt động mạnh mẽ của sinh vật sống trên các đới nâng nằm trên mực nước biển dẫn đến sự thành tạo các tầng đá vôi sinh vật, cũng như sự tích tụ vật liệu trầm tích được vận chuyển ra từ sông Mekong là cho bề dày trầm tích ở đây dày hơn so với khu vực khoái naâng.

      SƠ ĐỒ PHÂN KHỐI, ĐỨT GÃY VÀ VỊ TRÍ CÁC GIẾNG KHOAN  THUỘC MỎ ĐẠI HÙNG
      SƠ ĐỒ PHÂN KHỐI, ĐỨT GÃY VÀ VỊ TRÍ CÁC GIẾNG KHOAN THUỘC MỎ ĐẠI HÙNG

      ĐÁ CHỨA

        Ta so sánh với chỉ tiêu đánh giá quá trình trưởng thành vật chất hữu cơ ở Bảng 3 cho thấy đá mẹ có tuổi Miocene sớm của cấu tạo Đại Hùng với các trầm tích lục nguyên mịn giàu vật chất hữu cơ đã ở ngưỡng tạo dầu mạnh nhất (cửa sổ tạo dầu). Như vậy, kết luận dầu ở mỏ Đại Hùng là dầu tại sinh, ở các tướng trầm tích đầm hồ, vũng vịnh có chứa than tuổi Miocene sớm và Miocene giữa (carbonat), là dầu ở phần sâu nhất của các tầng đá sinh di chuyển lên các tầng chứa lục nguyên, carbonat và móng. Là đối tượng chứa chủ yếu trong lát cắt khu vực mỏ Đại Hùng, môi trường lắng đọng của tập trầm tích lục nguyên là lòng sông, tam giác châu và biển ven bờ, sự phân bố đá chứa ở đây tương ứng theo hướng của các nhánh sông, dọc theo đường bờ biển trong mỗi thời kỳ.

        ĐÁ CHẮN

          Qua thử vỉa ở giếng khoan DH-1 và DH-4 chỉ thấy dòng dầu rất yếu, áp suất vỉa không đủ duy trì được nên còn quá sớm để kết luận về các đặc tính chứa của đá móng nứt nẻ. Đối với các đứt gãy có biên độ dịch chuyển trên 50m thì yếu tố chắn đảm bảo thì yếu tố chắn đảm bảo vì các vỉa chứa có chiều dày không quá 50m, nhưng đối với các đứt gãy có biên độ dịch chuyển trong khoảng 20-30m đòi hỏi phải có sự nghiên cứu chi tiết hơn. Qua các tài liệu địa chấn 3D, tài liệu thử vỉa, tài liệu giếng khoan, qua nghiên cứu chi tiết về sự phân bố, biên độ dịch chuyển của các đứt gãy, ta có thể kết luận rằng các đứt gãy F12, F4, F6 là đứt gãy kề cận với cấu tạo, là các đứt gãy mang tính chất chắn, biên độ dịch chuyển lớn, đá ở vùng xung quanh mặt trượt bị ximăng hóa bởi khoáng vật sét.

          CHẾ ĐỘ ÁP SUẤT VÀ ĐỊA NHIỆT

           Tập sét chắn CH-2: là tập sét mịn nằm trong tầng phản xạ CM (tầng than chuẩn), có chứa 2 lớp than, dễ nhận biết trong toàn bộ lát cắt. Chế độ thủy động và chế độ áp suất của mỏ Đại Hùng được nghiêu cứu dựa trên kết quả thử vỉa và kết quả đo áp suất khi lấy mẫu dầu sâu. Trước khi đo nhiệt, giếng khoan được rửa bằng cách cho tuần hoàn dung dịch, do vậy giá trị đo nhiệt độ bao giờ cũng thấp hơn nhiệt độ thực của vỉa rất nhiều (khoảng 15-20oC), cho nên kết quả đo nhiệt chủ yếu dùng để xác định điện trở dung dịch giếng khoan, điện trở lớp bùn sét, phục vụ cho việc hiệu chỉnh điện trở thực của vỉa Rt.

          CƠ SỞ LÝ THUYẾT CÁC PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU TÍNH CHẤT CƠ LÝ CỦA VỈA

          ĐỘ RỖNG

          • PHÂN LOẠI
            • NHỮNG NHÂN TỐ QUYẾT ĐỊNH ĐỘ RỖNG 1. Kích thước hạt

              • Độ rỗng nguyên sinh (primary porosity): xuất hiện khi đất đá được hình thành và bị thay đổi về độ lớn, hình dáng trong quá trình nén ép của các lớp đá bên trên, quá trình ximăng hóa và sự biến chất của đất đá. Trong đá carbonat không biến đổi còn có sự liên hệ chung, đường kính lỗ rỗng nhỏ hơn đường kính hạt, nhưng đá carbonat chịu nhiều sự biến đổi khác nhau, mà những sự biến đổi đó thường bị che khuất hoặc bị phá huûy. Những hạt có độ cầu cao đạt được sự nén chặt với không gian rỗng tối thiểu, những hạt có hình dạng hạt đều tuyệt đối là điều không thể xảy ra, dù cho đó là cát do gió hay đá vôi trứng cá, kiểu kích thước bimodal và polymodal thấp hơn độ rỗng lý thuyết.

              ĐỘ THẤM (permeability) I. CÁC ĐỊNH NGHĨA

                Nhiều đá trong tự nhiên bị ẩm ướt và chứa nước trước khi hydrocarbon di chuyển vào, và ưu tiên chiếm nơi có không gian lỗ rỗng lớn hơn và đẩy nước đi đến nơi mà chúng bị tác động bởi lực mao dẫn. Ở vài phần trăm nước bão hòa (45%, nhưng dĩ nhiên phụ thuộc vào đá chứa tự nhiên cũng như các tính chất vật lý của nước và dầu), độ thấm tương đối với nước có thể giảm xuống 0 một cách hiệu quả. Phần trăm độ rỗng không định nghĩa cho việc kéo sự di chuyển ngược lại của lưu thể qua bức tường lỗ rỗng có vảy nhỏ và thô, và cả chiều dài đường đi mà lưu thể di chuyển qua (yếu tố uốn khúc).

                CÁC THÔNG SỐ – TÍNH CHẤT CƠ LÝ CỦA ĐÁ CÁT KẾT GIEÁNG KHOAN 05-ẹH-5X

                Như vậy: Môi trường lắng đọng trầm tích của đá chứa các tầng sản phẩm G1, G2, G3, G4 khu vực mỏ Đại Hùng chủ yếu là môi trường đồng bằng bồi tích vũng vịnh, đầm hồ ven biển, biển nông. Từ mối quan hệ giữa độ rỗng và độ thấm, có thể nhận định rằng tầng trầm tích cát kết ở độ sâu đã phân tích có khả năng chứa dầu tốt. Tuy nhiên, cần nghiên cứu kĩ về độ không ổn định của các thông số về độ rỗng và độ thấm để có thể tính toán trữ lượng cũng như lựa chọn phương pháp khai thác đạt hiệu quả cao nhất.

                CỦA ĐÁ TRẦM TÍCH CARBONATE

                ĐẶC TÍNH ĐÁ CARBONATE

                Xi măng gắn kết trong đá vôi san hô chủ yếu là vật liệu calcite từ hai nguồn: calcite từ các tảo vôi–loài sinh vật sống cộng sinh với quần thể san hô và calcite tách từ khung san hô do quá trình hòa tan. Ngoài ra, còn có thạch anh, felspat, arenit, rudit, cancarenit, glauconit và các khoáng vật tại sinh như: micrit siderit, các khoáng vật sét thứ sinh (illit, kaolinit, …) phân bố không đồng nhất trong mẫu (lát mỏng). Các giá trị giới hạn của độ sét,độ rỗng, độ thấm và độ bão hòa dầu khí phụ thuộc rất nhiều các yếu tố khác nhau như tính chất của đất đá, thành phần khoáng vật, áp suất, nhiệt độ vỉa, tính chất hóa lý của dầu khí nước chứa trong vỉa.

                Bảng 1: Thành phần khoáng vật của đá carbonate một vài khu vực
                Bảng 1: Thành phần khoáng vật của đá carbonate một vài khu vực

                SỰ PHÂN BỐ CARBONATE Ở MỎ ĐẠI HÙNG

                - Đá carbonate thềm với độ rỗng, độ thấm kém, không có giá trị trong dầu khí. - Carbonate ám tiêu san hô ở bồn trũng Nam Côn Sơn có độ rỗng và độ thấm tốt là đối tượng có nhiều triển vọng dầu khí lớn cần được nghiên cứu và khai thác.

                TIỀM NĂNG DẦU KHÍ CỦA ĐÁ CARBONATE MỎ ĐẠI HÙNG Tiềm năng dầu khí ở mỏ Đại Hùng trong trầm tích carbonate vẫn chưa được

                Nói chung, độ rỗng của đá chứa thuộc tập này bao gồm độ rỗng nguyên sinh và thứ sinh, được sinh thành bởi kết quả rửa lũa, thay thế, hòa tan và dolomite húa. Kết quả các giếng khoan cho thấy tầng chứa carbonate chứa dầu, khí ở các giếng khoan 05-DH-1X, chứa khí ở gieáng khoan 05-DH-2X. Tuy nhiên qua các giếng khoan thăm dò và thẩm lượng, ta thấy các tập chứa carbonate ở mỏ Đại Hùng chứa dầu, khí và condensat nhưng hàm lượng CO2 khá cao.

                Bảng 4: Kết quả thử vỉa ở một số giếng khoan Gieáng khoan      Daỏu hieọu Kết quả thử vỉa
                Bảng 4: Kết quả thử vỉa ở một số giếng khoan Gieáng khoan Daỏu hieọu Kết quả thử vỉa

                ĐẶC ĐIỂM CƠ Lí CỦA ĐÁ MểNG NỨT NẺ

                CƠ SỞ LÝ THUYẾT

                • CÁC LOẠI LỖ RỖNG TRONG ĐÁ MểNG
                  • NGUYấN NHÂN TẠO ĐỘ RỖNG THẤM TRONG ĐÁ MểNG

                    Tuy nhiên phần lớn đá móng ở khu vực nghiên cứu đã chịu tác động của nhiều quá trình biến đổi, chính vì vậy kiểu không gian của đá móng thường là loại tổng hợp của các lỗ rỗng khe nứt / vi khe nứt, hang hốc / vi hang hốc và lỗ roóng beõn trong tinh theồ. Trong cùng điều kiện bị tác động bởi các lực kiến tạo như nhau thì những đá chứa nhiều khoáng vật có tính chất cứng và dòn như thạch anh thường bị vỡ vụn và nứt nẻ mạnh hơn những đá chứa nhiều khoáng vật mềm và dẻo như fenspat và mica. Hầu hết các khoáng vật có nguồn gốc thủy nhiệt mới sinh này xuất hiện dưới dạng thay thế một phần các khoáng vật nguyên sinh hoặc ở dạng lấp đầy vào các lỗ rỗng và các khe nứt mở đã được hình thành do các biến đổi và phá hủy trước đó.

                    ĐẶC TÍNH THẤM CHỨA TRONG ĐÁ MểNG NỨT NẺ THUỘC MỎ ĐẠI HÙNG

                    Tóm lại các hoạt động thủy nhiệt trong đá móng, mang tính chất hai mặt hoặc là tăng hoặc là giảm đi tính chất thấm chứa của đá móng tùy thuộc vào giai đoạn hoạt động đầu hay cuối của chúng. Do các vận động kiến tạo, các khối magma của móng dần dần được nâng lên và lộ ra trên bề mặt trong một thời gian tương đối dài cho tới khi chúng được các trầm tích trẻ hơn phủ lên. Cường độ phong hóa của đá móng phụ thuộc và nhiều yếu tố như bề mặt địa hình cổ, thành phần ban đầu, mứt độ nứt nẻ và phá hủy của đá do tác động của quá trình biến đổi trước đó.

                    THÀNH PHẦN THẠCH HỌC

                    Granodiorit

                    Và như vậy là ở những giai đoạn cuối, các hoạt động thủy nhiệt đã làm giảm đi một phần tính chất chứa và thấm của đá móng. Ở những khu vực phân bố nhiều đá có tỷ lệ fenspat và khoáng vật màu cao thì mức độ phong hóa xảy ra mạnh mẽ hơn nhiều so với những nơi phân bố các đá có tỷ lệ thạch anh cao. Đá có kiến trúc nửa tự hình, hạt vừa đến lớn, cấu tạo đới trạng bị cà nát, biến đổi nhiệt dịch vừa và đi kèm carbonate hóa.