CHƯƠNG 5 : CẤU TRÚC ĐỊA CHẤT CỦA CẤU TẠO H
5.4 Hệ thống dầu khí cấu tạo H
Theo tài liệu nghiên cứu trong khu vực và đặc biệt là tài liệu giếng khoan C-TH- 1X, trên cấu tạo Hồng Long cùng một dải nâng trong khu vực nghiên cứu và giếng khoan C-HOL-1X cho ta những đánh giá tốt hơn về cấu tạo H.
5.4.1 Đá sinh:
Có hai loại đá sinh chính được xác định trong khu vực nghiên cứu là các tập sét Oligoxen lắng đọng trong môi trường đầm hồ, ven biển chúng đã trải qua tất cả các pha tạo dầu đến khí khơ, VCHC trưởng thành cách đây từ 20 - 30 triệu năm và các
Cấu tạo H
tập sét Mioxen hạ phân bố rộng trong khu vực nghiên cứu, theo giếng khoan C-TH- 1X giá trị TOC xếp loại trung bình đến tốt biến đổi từ 0.5 ÷ 1.5%, tiềm năng sinh nghèo đến trung bình S1+S2 chủ yếu thấp hơn 2,5 mg/g. các chỉ số HI từ trung bình đến tốt dao động trong khoảng 100 ÷ 200 mg/g, Tmax từ 420 ÷ 460 °C. Qua đó ta thấy đá mẹ Mioxen nghèo và đã trưởng thành có thể cung cấp dầu khí vào bẫy. Các loại đá mẹ này được dự báo phát triển rất rộng ở 2 trũng phía Đơng và Tây cấu tạo, hiện tại ở phía dưới và xung quanh cấu tạo H. Đá mẹ hiện nay đã trải qua tất cả các pha tạo dầu, condensate, khí ẩm.
5.4.2 Đá chứa:
Đá chứa của cấu tạo là đá chứa cát kết Mioxen, chúng hầu như đã bị biến đổi, do q trình chơn vùi dưới sâu, sau đó lại bị nén ép trong thời gian nghịch đảo kiến tạo nên độ rỗng đã bị biến đổi. Kèm theo đó là q trình xi măng hóa, làm giảm thể tích và độ liên thơng của đá. Tại giếng khoan C-TH-1X cho thấy sự có mặt của cát kết Mioxen trung với chiều dày 15 – 20 m, độ rỗng là 14 – 19% theo phân tích mẫu lõi, độ thấm là 1 – 10 mD. Dự báo đá chứa cát kết Mioxen hạ và trung trong cấu tạo có chất lượng từ kém đến tốt, các vỉa có độ dày thay đổi từ 1 – 20m, độ rỗng thay đổi từ 10 – 19 % và độ thấm từ 1 –10mD.
5.4.3 Đá chắn:
Tại cấu tạo đá chắn được xác định là các tập sét nằm trực tiếp phía của các vỉa sản phẩm, đó là các tập sét thuộc trầm tích Mioxen trung hình thành trong mơi trường đầm hồ, vũng vịnh có chiều dày từ 10 –70m, thành phần chủ yếu là Kaolinit và Hydromica có khả năng chắn rất tốt. Sự bảo tồn của tích tụ dầu khí ngồi tầng chắn là sét còn phụ thuộc rất nhiều vào độ kín các đứt gãy. Tại các cấu tạo trong khu vực cho thấy các đứt gãy loại này kín nên khả năng các đứt gãy của cấu tạo cũng chắn tốt.
5.4.4 Thời gian, dịch chuyển và tạo bẫy:
Mơ hình trưởng thành vật chất hữu cơ của trầm tích Oligoxen cho thấy, vật chất hữu cơ bắt đầu trưởng thành cách đây 30 triệu năm trước và sinh dầu mạnh nhất vào khoảng 18,5 triệu năm, tạo khí ẩm và condensate cách đây khoảng 20 – 8 triệu năm trước, tạo khí khơ cách đây 10 – 5 triệu năm trước. Trầm tích Mioxen hạ có pha tạo dầu cách đây khoảng 15 – 8 triệu năm, tạo khí ẩm và condensate cách đây khoảng 10 –7 triệu năm và tạo khí khơ cách đây khoảng 4 triệu năm.
Cấu tạo H bắt đầu hình thành trong giaiđoạn nghịch đ ảo kiến tạo Mioxen trung cách đây 13 - 15 triệu năm trước và bẫy được hoàn chỉnh vào Mioxen thượng cách đây khoảng 5 triệu năm.
So sánh thời gian Hydrocacbon được sinh ra với thời gian hình thành bẫy thì cấu tạo H có khả năng là bẫy chứa Hyđrocacbon sinh ra trong suốt thời gian Mioxen trung đến hiện tại.
Dịch chuyển của sản phẩm vào cấu tạo này có thể nói là thuận lợi vì cấu tạo này tiếp xúc trực tiếp với các trũng khu vực ở phía Tây và phía Đơng mà có nhiều khả năng trong các trũng này đá mẹ Mioxen có tiềm năng sinh tốt. Hydrocarbon dịch chuyển theo cả hai đường là thẳng đứng và theo phương ngang từ các vùng trũng và xung quanh cấu tạo.
5.4.5 Dự báo khả năng thành cơng của cấu tạo:
Trong tìm kiếm thăm dò, việc đánh giá khả năng thành công của một giếng khoan cũng đồng nghĩa với việc phân tích rủi ro của giếng khoan đó. Kết quả của việc phân tích rủi ro sẽ xác định được xác suất thành cơng của giếng khoan.
Hiện nay việc phân tích rủi ro được tiến hành đối với tất cả các nhà thầu nhưng cách lựa chọn và đánh giá các tham số ở mức độ khác nhau. Thường thì tiến hành phân tích rủi ro được thực hiện bằng cách phân tích các yếu tố trong hệ thống dầu khí.
Khả năng thành công của giếng khoan được đánh giá dựa trên 5 yếu tố: bẫy, sinh, chứa, chắn, thời gian & di chuyển. Nhìn chung, hệ thống dầu khí ở khu vực các lơ C tương đối thuận lợi, thể hiện bằng sự phát hiện khí trong trầm tích Mioxen ở các giếng khoan C-TH-1X, 102-TB-1X, 107-BAL-X, các yếu tố nêu trên có những đặc điểm dưới đây:
- Đá sinh: Đãđược chứng minh bằng các nghiên cứu địa hóa trong khu vực. Các đá sinh có chất lượng tốt nhất được kỳ vọng là loại sét đầm hồ Oligoxen và các tập sét, sét than, các trầm tích châu thổ Mioxen hạ, mặt cắt địa chấn cho thấy các trầm tích này hầu như có mặt trong toàn bộ khu vực bao g ồm cả cấu tạo. Độ rủi do được đánh giá là thấp nhất: 1
- Đá chứa: Đá chứa là các tập cát kết Mioxen trung đãđược chứng minh quá các giếng khoan trong khu vực như C-TH-1X có chất lượng khá tốt, tuy nhiên chất
lượng chứa của cấu tạo thì kém hơn so với các cấu tạo khác do cấu tạo nằm sâu hơn. Độ rủi do được đánh giá là : 0,70.
- Đá chắn: Đá chắn là các tập sét kết nằm ngay phía trên, nhiều khả năng có chắn tốt, độ rủi do được đánh giá là: 0,80
- Bẫy: Phụ thuộc nhiều vào đứt gãy, cấu tạo được giới hạn bởi 2 đứt gãy lớn phía Đơng và phía Tây, độ rủi do được đánh giá: 0,75
- Thời gian và di dịch: Có nhiều thuận lợi vì cấu tạo nằm giữa 2 trũng Đơng và Tây, khả năng khí dịch chuyển vào tốt. Độ rủi do được cho là : 0,8
- Khả năng thành công của cấu tạo = 1 x 0.7 x 0.8 x 0.75 x 0.8 = 0,336
Bảng 5.1: Dự báo khả năng thành công của cấu tạo
Yếu tố Hệ số
Đá Sinh 1
Đá chứa 0.7
Đá chắn 0.8
Bẫy 0.75
Thời gian, dịch chuyển, tích tụ 0.8
Độ thành công 0.336