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.