Monte – Carlo là phương pháp xác suất, thực hiện nhiều phép thử để thu được kết quả là một hàm phân bố xác suất về trữ lượng. Công thức của phép toán như sau:
Trong đó,
1 < i < N (N = 10000)
F(Qi) : hàm phân bố xác suất trữ lượng dầu tại chỗ BRV(i) : hàm phân bố xác suất thể tích đá chứa
N/G(i) : hàm phân bố xác suất tỉ số chiều dày hiệu dụng và chiều dày vỉa chứa
Ф(i) : hàm phân bố xác suất độ rỗng đá chứa Sw(i) : hàm phân bố xác suất độ bão hoà nước vỉa
FVF(i) : hàm phân bố xác suất hệ số chuyển đổi thể tích điều kiện vỉa sang điều kiện chuẩn
C : hệ số chuyển đổi đơn vị đo lường (C = 6.291) BRV(i) * N/G(i) * Ф(i) * (1 - Sw)(i)* C
FVF(i) F(Qd,k) =
Chương trình mô phỏng Monte – Carlo gồm những bước sau:
Nhập số liệu: sự phân bố xác suất của Sw,
Ф, N/G, BRV, FVF
Chuyển đổi số liệu thành dạng phân bố xác suất dựa vào một số dạng phân bố chuẩn (Hình 5.1)
Nhặt các giá trị đối với từng hàm phân bố xác suất một cách ngẫu nhiên
Tính trữ lượng bằng phép nhân:
BRV(i) * N/G(i) * Ф(i) * (1 - Sw)(i)* C FVF(i)
F(Qd,k) =
Kiểm tra cuộc lặp i ≤ N
Đúng
Lặp lại N lần
Vẽ hàm phân bố xác suất trữ lượng, dựa vào đồ thị ta biết được trữ lượng ứng với xác suất bất kì.
H ìn h 5. 1 : C ác d ạn g ch ua ån cu ûa ha øm p ha ân bo á x ác s ua át
CHƯƠNG VI
ĐÁNH GIÁ TIỀM NĂNG DẦU KHÍ TẦNG OLIGOCENE MUỘN – MIOCENE SỚM LÔ 16 – 2 BỒN TRŨNG CỬU LONG
Theo tài liệu minh giải địa chấn và địa vật lý, có thể chia lô 16 – 2 thành 3 khu vực là: khu vực trung tâm, khu vực phía Đông và khu vực phía Tây, trong đó phát hiện được các cấu tạo như sau: Báo Vàng, Báo Gấm + Tam Đảo, Bà Đen, Lang Biang, A, B, C, D, E và F (Hình 6.1).
Với các tài liệu địa chấn và địa vật lý giếng khoan hiện có chỉ có thể minh giải chi tiết cho khu vực trung tâm, còn khu vực phía Tây và phía Đông hiện chưa có giếng khoan nào nên chỉ có tính chất mô tả.
Tầng Oligocene muộn tương ứng với 2 tập địa chấn là tập D và tập C, tầng Miocene sớm tương ứng với tập địa chấn BI (Hình 6.2, 6.3, 6.4).
H ìn h 6. 1: S ơ đo à p ha ân vu øng tr ie ån vo ïng lo â 1 6 – 2
H ìn h 6. 2 : B ản đ ồ ca áu tr úc ta àng D , l ô 16 – 2
H ìn h 6. 3 : B ản đ ồ ca áu tr úc ta àng C , l ô 16 – 2
H ìn h 6. 4 : B ản đ ồ ca áu tr úc ta àng B I, lo â 1 6 – 2
VI.1 – KHU VỰC TRUNG TÂM
Đây là khu vực đã có số liệu địa chấn 3D và bốn giếng khoan thăm dò là Tam Đảo, Bà Đen, Báo Gấm và Báo Vàng, nên khá rõ ràng về mặt cấu trúc, khu vực bao gồm các cấu tạo sau: cấu tạo Lang Biang, Bà Đen, Báo Vàng và cấu tạo Báo Gấm + Tam Đảo (Hình 6.5).
VI.1.1 – Cấu tạo Lang Biang
Nằm ở phía Bắc khu vực trung tâm. cấu tạo Lang Biang chưa có giếng khoan thăm dò, các đối tượng có triển vọng dầu khí là: móng, tập F, E, D, C và BI. Mặt cắt địa chấn qua cấu tạo cho thấy các đứt gãy kéo dài lên tới BI, trên BI có đá phun trào đồng thời cũng có khí rò lên đến bề mặt đáy biển ở cánh phía Tây (Hình 6.6).
VI.1.1.1 – Tập D
Cấu tạo bị giới hạn phía Tây Nam bởi đứt gãy phương Tây Bắc – Đông Nam. Bề mặt cấu tạo cao dần về phía Tây Nam và có diện tích 3.41 km2, độ rỗng trung bình đo được trên log là 14%, độ bão hoà nước vỉa 37%, tổng chiều dày 428m (Hình 6.7), các số liệu và kết quả tính toán trữ lượng dầu khí tiềm năng của tập D, cấu tạo Lang Biang được trình bày chi tiết trong Bảng 6.1.
Hình 6.7 : Bản đồ đẳng sâu tầng D, cấu tạo Lang Biang
Diện tích : 3.41 km2
Trữ lượng : 33.48 mmbbl
Diện tích : 3.16 km2
VI.1.1.2 – Tập C
Cấu tạo bị giới hạn bởi đứt gãy phương á vĩ tuyến ở phía Bắc và phía Nam, diện tích 3.52 km2, độ rỗng trung bình đo được trên log là 16%, độ bão hoà nước vỉa 42%, tổng chiều dày 336m (Hình 6.8), các số liệu và kết quả tính toán trữ lượng dầu khí tiềm năng của tập C, cấu tạo Lang Biang được trình bày chi tiết trong Bảng 6.1.
Hình 6.8 : Bản đồ đẳng sâu tầng C, cấu tạo Lang Biang
Diện tích : 3.52 km2
Trữ lượng : 28.03 mmbbl
Diện tích : 3.80 km2 Trữ lượng : 30.24 mmbbl
VI.1.1.3 – Tập BI
Cấu tạo bị giới hạn phía Đông Bắc và Tây Nam bởi đứt gãy phương á vĩ tuyến. Bề mặt cấu tạo sâu dần về phía Tây Bắc – Đông Nam, diện tích 4.86 km2, độ rỗng trung bình đo được trên log là 30%, độ bão hoà nước vỉa 14%, tổng chiều dày 950m (Hình 6.9), các số liệu và kết quả tính toán trữ lượng dầu khí tiềm năng của tập BI, cấu tạo Lang Biang được trình bày chi tiết trong Bảng 6.1.
Hình 6.9 : Bản đồ đẳng sâu tầng BI, cấu tạo Lang Biang
Diện tích : 4.81 km2
VI.1.2 – Cấu tạo Bà Đen
Nằm ở phía Đông Bắc của khu vực trung tâm. Giếng khoan 16 – 2 – BĐ – 1X đã khoan vào phần rìa của cấu tạo qua các đối tượng D và C, không khoan vào móng. Giếng khoan 16 – 2 – BĐ – 1X thử vỉa của tập C thu được 90 BOPD và 18000 CBFT/D. Các đối tượng còn có triển vọng dầu khí là: móng, tập D và tập C. Mặt cắt địa chấn qua cấu tạo cho thấy các đứt gãy kéo dài lên tới BI, trên BI có đá phun trào đồng thời cũng có khí rò lên đến bề mặt đáy biển ở cánh phía Tây (Hình 6.10).
VI.1.2.1 – Tập D
Cấu tạo giới hạn phía Nam là một đứt gãy có phương á vĩ tuyến. Bề mặt cấu tạo có xu hướng sâu dần về phía Đông và bị phân cắt bởi một đứt gãy phương á vĩ tuyến. Giếng khoan 16 – 2 – BĐ – 1X khoan vào phần rìa của cấu tạo. Cấu tạo có diện tích 3.16 km2, độ rỗng trung bình đo được trên log là 14%, độ bão hoà nước vỉa 37%, tổng chiều dày 428m (Hình 6.11), các số liệu và kết quả tính toán trữ lượng dầu khí tiềm năng của tập D, cấu tạo Bà Đen được trình bày chi tiết trong Bảng 6.2.
Hình 6.11 : Bản đồ đẳng sâu tầng D, cấu tạo Bà Đen
Diện tích : 3.41 km2
Trữ lượng : 33.48 mmbbl
Diện tích : 3.16 km2
VI.1.2.2 – Tập C
Cấu tạo được giới hạn phía Đông Bắc bởi các đứt gãy phương Tây Bắc – Đông Nam. Bề mặt cấu tạo cao dần về phía Tây Nam, giếng khoan BĐ – 1X khoan vào tìa Tây Bắc của cấu tạo. Cấu tạo có diện tích 3.80 km2, độ rỗng trung bình đo được trên log là 16%, độ bão hoà nước vỉa 42%, NetPay 336m (Hình 6.12), các số liệu và kết quả tính toán trữ lượng dầu khí tiềm năng của tập C, cấu tạo Bà Đen được trình bày chi tiết trong Bảng 6.2.
Hình 6.12 : Bản đồ đẳng sâu tầng C, cấu tạo Bà Đen
Diện tích : 3.52 km Trữ lượng : 28.03 mmbbl
Diện tích : 3.80 km2
VI.1.3 – Cấu tạo Báo Vàng
Nằm hơi lệch về phía Tây Nam của khu vực trung tâm. Giếng khoan thăm dò 16 – 2 – BV – 1X đã khoan vào rìa phía Tây của cấu tạo qua các đối tượng: móng, tập D và tập BI. Do biểu hiện của các đối tượng D và BI là kém, đồng thời giếng khoan chỉ vào sâu trong móng 10m nên các đối tượng còn có triển vọng là: móng, tập F, tập E và tập C. Mặt cắt địa chấn qua cấu tạo cho thấy các đứt gãy hoạt động tới Miocene sớm (BI), khí lên phần trên tới tận bề mặt đáy biển và các đá núi lửa tại thời kì Miocene sớm (Hình 6.13).
Tập C
Cấu tạo phát triển kéo dài theo phương Đông – Tây, phía Nam bị giới hạn bởi các đứt gãy phương vĩ tuyến, bề mặt cấu tạo cao dần về phía Nam. Giếng khoan 16 – 2 – BV – 1X không khoan vào cấu tạo. Cấu tạo có diện tích 4.22 km2, độ rỗng trung bình đo được trên log là 19%, độ bão hoà nước vỉa 52%, tổng chiều dày 101m (Hình 6.14), các số liệu và kết quả tính toán trữ lượng dầu khí tiềm năng của tập C, cấu tạo Báo Vàng được trình bày chi tiết trong Bảng 6.3.
Hình 6.14 : Bản đồ đẳng sâu tầng C, cấu tạo Báo Vàng
Diện tích : 4.22 km2
VI.1.4 – Cấu tạo Báo Gấm – Tam Đảo
Nằm ở giữa của khu vực trung tâm, phía Nam cấu tạo Lang Biang, phía Bắc cấu tạo Báo Vàng. Cấu tạo Báo Gấm – Tam Đảo bao gồm các đối tượng: móng, tập F, E, D, C và BI. Trong đó giếng khoan 16 – 2 – BG – 1X và 16 – 2 – TĐ – 1X đã khoan vào cấu tạo khép kín qua các đối tượng: móng, F, tập D và tập C. Trong quá trình khoan, tập D và C có biểu hiện dầu khí kém. Giếng khoan 16 – 2 – BG – 1X thử vỉa trong móng không cho dòng, còn giếng khoan 16 – 2 – TĐ – 1X thử vỉa trong móng cho lưu lượng 44 BOPD. Như vậy, các đối tượng còn có triển vọng là: móng, tập F, tập E và tập BI. Mặt cắt địa chấn qua cấu tạo cho thấy các đứt gãy hoạt động tới Miocene sớm (BI) thậm chí tới Miocene giữa (BII), khí lên phần trên (Hình 6.15).
Tại bề mặt BI, cấu tạo Báo Gấm – Tam Đảo tách thành 2 cấu tạo độc lập (Hình 6.16)
VI.1.3.2 – Cấu tạo Báo Gấm
Cấu tạo khép kín 3 chiều, phía Tây Nam được giới hạn bởi đứt gãy phương Tây Bắc – Đông Nam. Cấu tạo phát triển kéo dài theo phương Tây Tây Bắc – Đông Đông Nam. Giếng khoan 16 – 2 – BG – 1X không khoan vào cấu tạo. Cấu tạo có diện tích 6.43 km2, độ rỗng trung bình đo được trên log là 9%, độ bão hoà nước vỉa 99%, NetPay 749m, các số liệu và kết quả tính toán trữ lượng dầu khí tiềm năng của tập BI, cấu tạo Báo Gấm được trình bày chi tiết trong Bảng 6.3.
VI.1.3.3 – Cấu tạo Tam Đảo
Cấu tạo khép kín 4 chiều, nằm ở phía Đông Bắc cấu tạo Báo Gấm. Giếng khoan 16 – 2 – TĐ – 1X không khoan vào cấu tạo. Cấu tạo có diện tích 5.15 km2, độ rỗng trung bình đo được trên log là 17%, độ bão hoà nước vỉa 41%, NetPay 952m, các số liệu và kết quả tính toán trữ lượng dầu khí tiềm năng của tập BI, cấu tạo Tam Đảo được trình bày chi tiết trong Bảng 6.3.
Hình 6.16 : Bản đồ đẳng sâu tầng BI, cấu tạo Báo Gấm – Tam Đảo
Chi tiết các biểu đồ biểu diễn hàm phân bố xác suất trữ lượng dầu khí tiềm năng cho từng tầng của các cấu tạo được trình bày như trong Hình 6.17 – 6.32.
Diện tích : 6.43 km2
Hình 6.17 : Phân bố xác suất trữ lượng theo tần số tầng BI, cấu tạo Lang Biang
Hình 6.19 : Phân bố xác suất trữ lượng theo tần số tầng BI, cấu tạo Lang Biang
Hình 6.21 : Phân bố xác suất trữ lượng theo tần số tầng BI, cấu tạo Lang Biang
Hình 6.23 : Phân bố xác suất trữ lượng theo tần số tầng BI, cấu tạo Lang Biang
Hình 6.25 : Phân bố xác suất trữ lượng theo tần số tầng BI, cấu tạo Lang Biang
Hình 6.27 : Phân bố xác suất trữ lượng theo tần số tầng BI, cấu tạo Lang Biang
Hình 6.29 : Phân bố xác suất trữ lượng theo tần số tầng BI, cấu tạo Lang Biang
Hình 6.31 : Phân bố xác suất trữ lượng theo tần số tầng BI, cấu tạo Lang Biang
Sau 10000 phép thử, ta có số liệu về trữ lượng dầu khí tiềm năng cho từng cấp P ứng với mỗi cấu tạo được trình bày chi tiết trong Bảng 6.4
Lang Biang Bà Đen Báo Vàng Báo Gấm Tam Đảo Cấp BI C D C D C BI BI P100 161.68 21.89 26.17 24.02 23.65 7.72 1.70 133.09 P90 187.60 25.52 30.45 27.54 28.24 9.18 1.93 153.85 P80 193.70 26.33 31.46 28.41 29.13 9.49 1.99 158.70 P70 197.92 26.95 32.18 29.08 29.80 9.71 2.04 162.13 P60 201.81 27.47 32.82 29.64 30.37 9.90 2.08 165.46 P50 205.68 27.97 33.44 30.20 30.93 10.09 2.12 168.60 P40 209.67 28.47 34.05 30.75 31.50 10.28 2.16 171.71 P30 213.93 29.03 34.70 31.34 32.14 10.48 2.20 175.04 P20 218.95 29.67 35.47 32.03 32.87 10.71 2.25 178.93 P10 225.75 30.64 36.50 32.99 33.92 11.03 2.32 184.50 P0 263.61 35.08 42.30 38.07 38.98 12.75 2.66 212.32
VI.2 – CÁC KHU VỰC KHÁC VI.2.1 – Khu vực phía Đông
Đây là khu vực chỉ có số liệu địa chấn 2D với mạng lưới 2 x 5 km. Do mạng lưới tuyến địa chấn không hợp lí nên sai số khi liên kết và vẽ bản đồ là rất lớn (mất hoặc tạo cấu tạo ảo). Tuy nhiên, trên mặt cắt địa chấn có thể thấy các đứt gãy phần lớn dừng hoạt động tại đỉnh Oligocene trên (tầng chắn tốt nhất của khu vực) và có dấu hiệu tồn tại các cấu tạo/triển vọng từ Oligocene đến Miocene sớm. Hơn nữa, đây là khu vực có thể có bề dày trầm tích lớn nhất trong lô, gần nguồn sinh (trũng Bạch Hổ) tương tự khu vực mỏ Tê Giác Trắng. Vì vậy, đây là khu vực có thể có tiềm năng dầu khí cao, nên thu nổ địa chấn 3D tại khu vực này (Hình 6.33, 6.34).
Hình 6.34 : Mặt cắt địa chấn khu vực phía Đông lô 16 – 2
VI.2.2 – Khu vực phía Tây
Khu vực này hiện chỉ có tài liệu địa chấn 2D với mạng lưới 2 x 5 km và 10 x 5 km rất thưa thớt, chưa có giếng khoan thăm dò. Đây cũng là khu vực có thể có bề dày trầm tích mỏng, gần nguồn cung cấp vật liệu, xa nguồn sinh và các cấu tạo hầu hết là khép bởi đứt gãy nên rất rủi ro về khả năng chắn và dịch chuyển. Khu vực này gồm các cấu tạo: A, B, C1, C2, C3, D, E, E1 và F (Hình 6.35).
Hình 6.35 : Sơ đồ khu vực phía Tây lô 16 – 2
Cấu tạo A: nằm ở khu vực phía Tây của lô 16 – 2, cấu tạo khép kín trong tập D và tập C.
Cấu tạo B: nằm ở khu vực phía Tây của lô 16 – 2, phía Đông cấu tạo A, phía Tây Bắc cấu tạo E. Cấu tạo khép kín trong tập D, C và BI.
Cấu tạo C1: nằm ở phía Tây Bắc của lô 16 – 2, khép kín trong các đối tượng: