VI.1.2 Cấu tạo B1
Cấu tạo B1 nằm về phía Đơng Bắc của lơ hợp đồng. Cấu tạo có dạng khép kín 4 chiều, trên mặt cắt địa chấn và bản đồ cấu tạo Premier Oil đã xácđịnh cấu tạo duy nhất là cát kết hệ tầng Nam Cơn Sơn v ới diện tích khép kín là 26.6 km2.
VI.1.3 Cấu tạo B2
Cấu tạo B2 là cấu tạo khép kín 4 chiều, nằm ngay cạnh phát hiện A1.Trên các mặt cắt địa chấn và bản đồ cấu tạo đã xácđịnh được tầng chứa chính của cấu tạo là các tập cát kết turbidite và kênh dẫn cát kết hệ tầng B2 với độ rỗng thay đổi từ 12-30%.
VI.1.4 Cấu tạo B3
Cấu tạo B3 là cấu tạo khép kín 4 chiều nằm phía Tây Bắc và cách phát hiện A1 7 km. Các tầng chứa chính của cấu tạo B3 là cacbonat Nam Cơn Sơn có độ rỗng từ 11- 29%. Các tầng cát kết thuộc hệ tầng Dừa tuổi Mioxen giữa có chất lượng trung bìnhđến rất tốt, độ rỗng thay đổi từ 19-32%. Các tập cát kết hệ tầng Cau tuổi Oligoxen có chất lượng tương đối tốt, độ rỗng thay đổi từ 14-16%.
VI.1.5 Cấu tạo B4
Cấu tạo B4 là cấu tạo khép kín 3 chiều kề áp đứt gãy. Cấu tạo B4 nằm về phía Bắc và cách phát hiện A1 4 km. Dựa vào kết quả của các giếng khoan trong khu vực và tài liệu địa chấn đã chỉ ra rằng c ấu tạo B4 có tầng chứa chính là các tập cát kết thuộc hệ tầng Dừa tuổi Mioxen giữa có độ rỗng trung bình từ 16-32% và các tập cát kết hệ tầng Cau tuổi Oligoxen có độ rỗng thay đổi từ 16-32%.
VI.1.6 Cấu tạo B5
Cấu tạo B5 nằm về phía Nam của lơ 07/03 và cũng là cấu tạo khép kín 3 chiều kề áp đứt gãy. Dựa vào kết quả của các giếng khoan trong khu vực và tài liệu địa chấn đã chỉ ra cấu tạo B5 có 2 tầng chứa chính là các tập cát kết thuộc hệ tầng Dừa tuổi Mioxen giữa có độ rỗng trung bìnhđến tốt 16-30% và các tập cát kết hệ tầng Cau tuổi Oligoxen có độ rỗng thay đổi từ 8-25%.
Hình VII.20 Mặt cắt địa chấn qua cấu tạoB5
Dựa vào bản đồ cấu trúc các tầng, diện tích các hệ tầng Cau, Dừa của các cấu tạo đãđược tính tốn và vẽ trên phần mềm Canvas. Do khơng có tài liệu chi tiết cho các tầng Nam Cơn Sơn và Biển Đơng lên diện tích các cấu tạo có các hệ tầng này được lấy tương ứng như hệ tầng Cau..
VI.2.1 Hệ số nạp
Theo các tài liệu địa chất các hệ tầng Cau và Dừa là các tập cát kết biển tiến nên có chỉ số Kerogen loại II và loại III. Theo đánh giá của Premier Oil hệ số nạp ở khu vực lô hợp đồng dao động từ 17-22%. Đường phân bố áp suất được giả định có dạng tam giác với giá trị min là 17% max là 22% và trung bình là 20%.
VI.2.2 Độ rỗng
Năm 2009 Premier Oil đã khoan thành công giếng A1 nên phần độ rỗng chứa dầu của các tập Cau và Dừa được lấy theo kết quả giếng khoan A1. Hệ tầng Cau có độ rỗng dao động trong khoảng 19-21% và hệ tầng Dừa có độ rỗng dao động trong khoảng 20- 23%. Hệ tầng Nam Côn Sơn và hệ tầng Biển Đông được lấy lần lượt tương ứng như hệ tầngCau và Dừa. Giả thiết đường phân bố áp suất có dạng tam giác với giá tri min cho hệ tầng Cau, Dừa, Nam Côn Sơn và Biển Đông lần lượt là 21, 23, 21, 23% và giá trị trung bình cho các hệ tầng Cau, Dừa, Nam Côn Sơn và Biển Đông lần lượt là 20, 22 , 20, 22%.
VI.2.3 Chiều dày hiệu dụng chứa HC (netpay)
Dựa vào kết quả giếng khoan thành công A1 -1X chúng tôi lấy chiều dày hiệu dụng của các tầng Cau và Dừa theo giá trị netpay chứa dầu của giếng khoan này. Riêng chiều dày hiệu dụng của tầng Nam Côn Sơn và Biển Đông được lấy tương ứng như hệ tầng Dừa với giả thiết giai đoạn trầm tích tương đối bìnhổn. Chiều dày hiệu dụng cho các tầng Cau và Dừa có giá trị dao động tương ứng là 11.29-12.47m và 26.52-29.32m. Giả thiết đường phân bố xác xuất có dạng tam giác với giá trị min cho các hệ tầng Cau, Dừa, Nam Côn sơn và Biển Đông lần lượt là 11.29, 26.52, 26.52, 26.52.Giá trị lần lượt là 12.47, 29.32, 29.32, 29.32m và giá trị trung bình cho các hệ tầng Cau, Dừa, Nam Côn Sơn và Biển Đông lần lượt là 11.89, 27.92, 27.92, 27.92 .
VI.2.4 Độ rỗng bão hòa nước
Độ rỗng bão hịa nước tính cho các cấu tạo được lấy theo kết quả phân tích ĐVL giếng khoan A1của Premier Oil. Độ bão hòa trong nước của các tầng dao động như sau : Cau 49-55%, Dừa 38-42%, Nam Côn Sơn 49-55%, Biển Đông 38-42%. Giả thiết đường phân bố xác suất theo dạng tam giác có giá trị min là 38, 49% max là 42,55%, trung bình 40,52.
VI.2.5 Hệ số thể tích của Dầu và Khí
Hệ số thể tích của Dầu và Khí được lấy theo kết quả nghiên cứu của Premier Oil. Giá trị B0 dao động từ 1.43-1.68 và 1/Bg dao động từ 120-180.
Qua các tài liệu nghiên cứu về địa chất, địa chấn, bản đồ cấu tạo và các tham số được tham khảo từ giếng khoan A1 – 1Xđể phục vụ đánh giá trữ lượng cho các cấu tạo, và đặc điểm hệ thống dầu khí như : Sinh, chứa, chắn, bẫy và các yếu tố dịch chuyển ngồi ra cịn các yếu tố như khép kín của các cấu tạo, vị trí các cấu tạo trong vùng nghiên cứu so với mức độ sâu của nước biển. Từ tất cả các yếu tố trên chúng tôi kết luận B0 là 1 trong 7 Prospect có triển vọng nhất
Bảng VI.1 Đánh giá cấu tạo theo tài liệu của PVEP
Cấu tạo Source Reservoir Seal Trap Charge POS POS avg B0 Dừa 1 0.6 0.8 0.8 0.7 0.268 8 0.268 B0 Cau 1 0.6 0.8 0.8 0.7 0.268 8 B1 NCS 1 0.9 1 0.4 0.55 0.20 0.2 Biển Đông 1 0.7 0.8 0.8 0.5 0.22 0.22 B3 NCS 1 0.7 0.9 0.6 0.5 0.19 0.19 B3 Dừa 1 0.7 0.9 0.6 0.5 0.19 B3 Cau 1 0.5 0.9 0.6 0.5 0.14 B4 Dừa 1 0.7 0.8 0.7 0.6 0.235 0.235 B4 Cau 1 0.7 0.8 0.7 0.6 0.235 B5 Dừa 1 0.7 0.9 0.8 0.5 0.25 0.25 B5 Cau 1 0.7 0.9 0.8 0.5 0.25
PHẦN III :THIẾT KẾ GIẾNG KHOAN TÌM KIẾM B0 - 1X
CHƯƠNG VII : ĐẶC ĐIỂM CẤU TRÚC ĐỊA CHẤT CẤU TẠO B0
VII.1 Vị trí cấu tạo B0
Cấu tạo B0 nằm ở trung tâm lô 07/03. Cách giếng khoan A1 – X1 khoảng 7km, đây là cấu tạo có dạng khép kín 3 chiều kề áp đứt gãy. Cấu tạo này nằm trên đứt gãy Tây Bắc – Đơng Nam có tọa độ :
7070’ đến 7075’ độ vĩ Bắc 2060’ đến 2070’ độ Đông
VII.2 Mô tả cấu tạo B0
Cấu tạo B0 nằm ở trung tâm lơ hợp đồng. Cấu tạo có dạng khép kín 3 chiều kề áp đứt gãy trên bản đồ nóc, đáycủa hệ tầng Dừa và hệ tầng Cau và có diện tích và chiều cao rất lớn. Trong đó Mioxen hạ chiều cao 600m diện tích khép kín 90 km2, Oligoxen chiều cao 400m diện tích 91.5km2. Tổng chiều diện tích khép kín của cấu tạo B0 và chiều cao là (1000m, 181,5km2). Sau khi Premier Oil là nhà điều hành cấu tạo B0 đãđánh giá lại là 1 trong 7 Prospect có triển vọng nhất trong lơ hợp đồng.
VII.3 Tính trữ lượng cấu tạo B0
Trữ lượng dầu khí ln là cơ sở lập ra các phương án đầu tư trong giai đoạn tìm kiếm thăm dị và khai thác dầu khí, và việc tính tốn trữ lượng sẽ dự báo tiềm năng quốc gia cho toàn bộ nền kinh tế. Việc tính tốn trữ lượng người ta cần tiến hành nghiên cứu rất tỷ mỉ về các thông số trong quá trình nghiên cứu địa chất, thăm dị, tìm kiếm cho cấu tạo và khu vực.
Dựa vào mức độ nghiên cứu của thân khống thể có trong vỉa dầu khí người ta có thể tính tốn trữ lượng dựa vào các phương pháp sau :
VII.3.1Các Phương pháp tính trữ lượng
Việc xác định trữ lượng các thân dầu khí có vai trị rất quan trọng trong cơng tác tìm kiếm thăm dị và khai thác dầu khí. Đây là một vấn đề rất khó khăn và phức tạp lên thường áp dụng một số phương pháp tính tốn và kiểm tra. Có 3 phương pháp áp dụng trong thực tế.
VII.3.2Phương pháp thể tích
Đây là phương pháp cơ bản áp dụng rộng rãi trong các giaiđoạn của các q trình tìm kiếm thăm dị.Để tính tốn trữ lượng bằng phương pháp này ngồi việc nghiên cứu đặc tính colector trong vỉa sản phẩm, sự phân bố của khí, ranh giới thân khí phải nghiên cứu tính chất vật lý của khí, và sự thay đổi tính chất đó trong q trình thayđổi nhiệt độ và áp xuất. Đồng thời phải xác định nhiệt độ và áp xuất của vỉa và các thô ng số khác phục vụ cho việc tính tốn.
VII.3.3Phương pháp cân bằng vật chất (CBVC)
Là phương pháp tính tốn trữ lượng dựa trên cơ sở áp dụng các phương trì nh cân bằng vật chất. Phương pháp này đơn giản, và dễ áp dụng cho kết quả khá chính xác. Phương pháp này để kiểm tra và đối chiếu số liệu của phương pháp thể tích và dùng nó để tính tốn cho các giai đoạn khác nhau của q trình khai thác mà chế độ năng lượng vỉa không phải chế độ năng lượng nước vận động.
VII.3.4Phương pháp giâm áp
Trong quá trình khai thác, lưu lượng của các giếng sẽ giảm theo thời gian do giảm áp xuất vỉa. Sự suy giảm lưu lượng tuân theo quy luật nhất định cho mỗi vỉa, dựa vào quy luật này, có thể tính trữ lượng dầu cho các thân sản phẩm đang khai thác.
VII.4 Tính trữ lượng dầu khí cho cấu tạo B0
Có 3 phương pháp tính trữ lượng, tuy nhiên phạm vi để áp dụng cho mỗi phương pháp là rất khác nhau. Đối với 2 phương pháp. Cân bằng vật chất và phương pháp giảm áp địi hỏi phải có đầy đủ các thơng số về tính chất cơ lý cũng như các thơng số vỉa và mỏ đó phải trải qua một thời gian khai thác nhất định. Mặt khác cấu tạo B0 đang trong q trình thăm dị, do đó việc tính tốn trữ lượng cho cấu t ạo B0 sẽ được áp dụng bằng phương pháp thể tích. VII.4.1 Cơng thức tính Cơng thức tính trữ lượng là : N =F*h * N/G*Фhd*S0*1/B0*Gf (1) BRV=F*h*Gf (2) Trong đó
N :Là trữ lượng thân dầu khí , tính ở điều kiện mặt đất (200c và 1at ) m3 F :Diện tích vùng khép kín , m2
h : Chiều dày vỉa chứa ,m
Фhd: Độ rỗng hiệu dụng vỉa chứa , % S0 : độ bão hịa dầu
Gf hệ số hình học của cấu tạo
N/G : tỷ số chứa trên tổng chiều dày F*h*N/G* Ф : thể tích lỗ rỗng chứa dầu F*h*N/G* Ф* S0 thể tích dầu trong lỗ rỗng
VII.4.2 Biện luận tham số
Lơ 07/03 hiện tại đang trong quá trình tìm kiếm thăm dị, nên trước khi có giếng khoan A1-1X người ta chưa có cơ sở gì để đánh giá trữ lượng, giếng khoan A1-1X do là một giếng khoan thăm dò đầu tiên do Premier Oil khoan vào năm 2009, qua kết quả giếng khoan sản phẩm là dầu và khí. Một sốthơng tin mà giếng khoan A1-1X dầu và khí được phát hiện trong các tập cát kết hệtầng Cau và Dừa. Với kết quả này đã làm tăng xác suất thành công cho các cấu tạo cịn lại trong lơ hợp đồng. Cát kết trong hệ tầng Cau
(Oligoxen) có độ rỗng dao động trong khoảng 19-21% và hệ tầng Dừa có độ rỗng dao động trong khoảng 20-23%. Độbão hòa của nước tính cho các cấu tạo B0 được lấy theo kết quả phân tích địa vật lý giếng khoan A1-1X của Premier Oil. Độ bão hòa của nước của các tầng dao động như sau: Cau 49-55%, Dừa 38-42%. Hệ sốthểtích của dầu và khí lấy theo kết quả nghiên cứu của Premier Oil. Giá trị B0 dao động từ 1.43-1.68 và 1/Bg dao động từ120- 180.
VII.4.3 Cách tính các thơng số - Diện tích vùng khép kín cấu tạo B0
Diện tích được lấy theo đường đồng mức khép kín lớn nhất của cấu tạo B0 trong hệ tầng Dừa (Mioxen dưới ), hệ tầng Cau ( Oligoxen ) và được tính tốn dựa vào phần mền Canvas.
-Độ rỗng của vỉa Фhd
Phần cát kết của vỉa độ rỗng được tham khảo dựa vào các tài liệu của giếng khoan A1 -1X và mộtsố giếng khoan ở các lơ lân cận
- Hệ số thể tích dầu , B0
Lấy kết quả thử vỉa tại giếng khoan A-1X và tài liệu ở các giếng khoan lân cận khu vực giáB0dao động trong khoảng 1.43-1.68 và 1/Bg dao động từ 120-180.
- tỷ số chứa trên tổng chiều dày, N/G
Phần cát kết của toàn bộ vỉa chứa được sử dụng tham khảo thông qua giếng khoan A- 1X. Phần Mioxen lấy N/G của đoạn trầm tích tương ứng trên giếng khoan trên giếng khoan A-1X trong khoảng độ sâu 2200- 3000m. Còn Oligoxen được lấy trong khoảng 3000-3800m như vậy dựa vào kết quả giếng khoan A1 –1X lấy N/G = 0.4
-Hệ số hình học, Gf
Khi tính tốn diện tích trên một cấu tạo triển vọng thì hệ số hình học là một tham số rất quan trọng. Bởi vì cấu tạo có hình dạng bất kỳ và khơng có kiểu hình dạng chuẩn như là hình trịn , chữ nhật , hình vng……..cho nên việc tinh tốn diện tích cấu tạo sẽ bị sai số, vì vậy diện tích sau khi tính được phải được hiệu chỉnh bằng cách nhân diện tích tính được với một hệ số gọi là hệ số hình học Gf. Dựa vào kết quả khoan của giếng khoan A1- 1X và kinh nghiệm ta chọn Gf = 0.4
Bảng VII.2 kết quả tính trữ lượng tầng M ioxen dưới
Min Trung bình Max
BRV(km3) 19.4 21.7 23.8 Ф 0.20 0.22 0.23 N/G 0.2 0.3 0.4 S0 0.58 0.6 0.62 B0 1.43 1.54 1.68 N(m3) 314.741.300 558.000.000 808.066.700
Bảng VII.3 kết quả tính trữ lượng tầng Oligoxen
Min Trung bình Max
BRV(km3) 9.2 10.8 11.4 Ф 0.19 0.20 0.21 N/G 0.2 0.3 0.4 S0 0.45 0.48 0.51 B0 1.43 1.54 1.68 N( m3) 110.014.000 201.974.000 290.700.000
Tổng trữ lượng cấu tạo B0 được xác định
Nmin= 424755300 m3 Ntb= 759974000 m3 Nmax= 1098766700 m3
VII.5 Đánh giá rủi ro của cấu tạo B0VII.5.1Đá sinh VII.5.1Đá sinh
Đá mẹ Oligoxen với kerogen loại II, III. Kerogen loại II có chỉ số HI cao, gần 600- có khả năng cho dầu và khí : Kerogen loại III có chỉ số HI thấp cho khí và các tập sét Mioxen sớm thuộc hệ tầng dừa dưới và hệ tầng Cau với chỉ số HI và TOC cao, sét kết
này được hình thành từ biển tiến. Ngồi ra cịn có các tập than ở phần trên hệ tầng Dừa có khả năng sinh khí tốt.
VII.5.2Đá chứa
Là các tập cát kết có tuổi Mioxen thuộc hệ tầng Dừa giữa và cát kết thuộc hệ tầng Cau có nguồn gốc châu thổ , alluvial, fluvial và biển nơng có độ rỗng trung bình khoảng 20%. Ngồi ra đối tượng chứa thứ 2 là các tầng cacbonat tuổi Mioxen giữa có độ rỗng trng bình khoảng 30%, độ thấm tốt. Từ các thông số trên ta nhận thấy rằng đá chứa ở đây