Xem mẫu
- i
LỜI CẢM ƠN
Lời đầu tiên, cho em xin được gửi lời cảm ơn và lời chúc sức khỏe tới các thầy
các cô trong bộ môn Khoan - Khai thác, khoa Dầu khí, trường Đại học Mỏ - Địa Chất.
Đặc biệt cho em xin được gửi lời cảm ơn sâu sắc đến thầy giáo PGS.TS Lê Xuân Lân
là người đã trực tiếp hướng dẫn em trong suốt thời gian làm đồ án.
Em cũng xin cảm ơn các anh chị thuộc phòng Công Nghệ Mỏ - Công ty Liên
doanh điều hành Cửu Long (Cuu Long JOC) đã tạo điều kiện thuận lợi và tận tình giúp
em hoàn thành đồ án này, đặc biệt em xin chân thành cảm ơn anh Phạm Văn Thiện _
Kỹ sư công nghệ Mỏ _ Cửu Long JOC đã tận tình, trực tiếp hướng dẫn và cung cấp tài
liệu cho em trong suốt thời gian thực tập tại công ty. Em cũng xin cảm ơn anh Nguyễn
Văn Đô_Kỹ sư Viện Dầu Khí Việt Nam đã hướng dẫn em trong quá trình làm đồ án.
Qua đây con cũng đặc biệt gửi lời cảm ơn đến bố mẹ, gia đình những người đã
luôn ở đằng sau giúp đỡ, ủng hộ con, cho con được như ngày hôm nay.
Trong quá trình làm đồ án tác giả đã cố gắng hết sức để có thể hoàn thành tốt
như mong muốn, song do còn nhiều hạn chế về phương pháp luận và kinh nghiệm, nên
không tránh khỏi những thiếu sót. Kính mong các thầy cô, các cán bộ chuyên môn và
các bạn sinh viên góp ý để giúp đồ án được hoàn thiện hơn.
Em xin chân thành cảm ơn!
Hà Nội, ngày 13 tháng 6 năm 2015
Sinh viên
Trần Văn Tiến
- ii
MỤC LỤC
LỜI CẢM ƠN ...................................................................................................................i
MỤC LỤC ........................................................................................................................ii
DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU & CÁC CHỮ VIẾT TẮT................................................ v
DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU ...................................................................................vi
DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ VÀ ĐỒ THỊ ..................................................................vii
MỞ ĐẦU .......................................................................................................................... x
CHƯƠNG I: ĐẶC ĐIỂM VỊ TRÍ – ĐỊA LÝ TỰ NHIÊN VÀ LỊCH SỬ KHAI THÁC
BỂ CỬU LONG ............................................................................................................... 1
1.1Vị trí địa lý ............................................................................................................... 1
1.2 Đánh giá các thuận lợi và khó khăn ........................................................................ 2
1.2.1 Thuận lợi ............................................................................................................. 2
1.2.2 Khó khăn ............................................................................................................. 2
1.3 Lịch sử tìm kiếm thăm dò ...................................................................................... 2
1.3.1 Giai đoạn trước năm 1975 .................................................................................. 3
1.3.2 Giai đoạn từ năm 1976 đến năm 1979 ................................................................ 3
1.3.3 Giai đoạn từ năm 1980 năm 1988 ....................................................................... 4
1.3.4 Giai đoạn từ năm 1989 đến nay .......................................................................... 5
CHƯƠNG II: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT MỎ HẮC LONG .............................................. 6
2.1 Đặc điểm địa chất – địa tầng................................................................................... 6
2.2 Hệ thống dầu khí ........................................................................................... 19
2.2.1 Đá sinh .................................................................................................... 19
2.2.2 Đá chắn ................................................................................................... 20
2.2.3Đá chứa .............................................................................................................. 21
2.3Đặc điểm tầng chứa C30 mỏ Hắc Long................................................................. 25
2.3.1 Đặc tính vỉa ....................................................................................................... 25
- iii
2.3.2Dữ liệu PVT ....................................................................................................... 26
2.3.3Tính chất chất lưu .............................................................................................. 27
2.3.4Trữ lượng ........................................................................................................... 27
CHƯƠNG III: CÁC PHƯƠNG PHÁP PHÂN TÍCH SỐ LIỆU KHAI THÁC ............ 28
3.1 Phương pháp của Arps (Phân tích đường cong suy giảm) ................................... 28
3.1.1 Lý thuyết của Arps............................................................................................ 28
3.1.2Phân tích đồ thị đường cong Arps ..................................................................... 32
3.1.3 Các bước tiến hành phân tích............................................................................ 32
3.1.4 Mặt hạn chế và tích cực của phương pháp ...................................................... 32
3.2 Phương pháp của Fetkovich ................................................................................. 33
3.2.1 Họ đường cong Arps ......................................................................................... 34
3.2.2 Lý thuyết của Fetkovich ................................................................................... 35
3.2.3 Phân tích đường cong Fetkovich ...................................................................... 38
3.2.4 Mặt hạn chế và tích cực .................................................................................... 39
3.3 Phương pháp của Blasingame .............................................................................. 39
3.3.1 Lý thuyết của Blasingame ................................................................................ 41
3.3.2 Phân tích giai đoạn dòng chảy ở trạng thái chuyển tiếp ................................... 45
3.3.3 Phân tích giai đoạn dòng chảy ở trạng thái giả ổn định.................................... 48
3.4 Một số phương pháp phân tích khác ..................................................................... 50
CHƯƠNG IV: PHÂN TÍCH KHAI THÁC TẬP C30 MỎ HẮC LONG...................... 51
4.1 Trạng thái khai thác .............................................................................................. 51
4.1.1 Tình trạng khai thác giếng HL 01: .................................................................... 52
4.1.2 Tình trạng khai thác giếng HL 02 ..................................................................... 54
4.1.3 Tình trạng khai thác Giếng HL 03 .................................................................... 56
4.1.4 Trạng thái khai thác tập C30 toàn mỏ Hắc Long .............................................. 58
4.2 Xác định sự liên thông thủy động ......................................................................... 59
4.2.1 Sự liên thông thủy động Giếng HL 01 và Giếng HL 02................................... 59
4.2.2 Sự liên thông thủy động Giếng HL 02 và Giếng HL 03................................. 60
- iv
CHƯƠNG V: SỬ DỤNG PHẦN MỀM TOPAZE PHÂN TÍCH KHAI THÁC TẬP
C30 MỎ HẮC LONG .................................................................................................... 62
5.1.1 Nhiệm vụ của Topaze ....................................................................................... 62
5.1.2 Các bước tiến hành phân tích .......................................................................... 64
5.2 Phân tích số liệu khai thác các giếng tập C30 mỏ Hắc Long bằng phần mềm
Topaze. ........................................................................................................................ 67
5.2.1Kết quả phân tích các giếng. .............................................................................. 69
5.2.1.1 Kết quả phân tích Giếng HL 01 ............................................................... 69
5.2.1.2 Kết quả phân tích Giếng HL 02 ............................................................... 72
5.2.1.3 Kết quả phân tích Giếng HL 03 ............................................................... 75
5.2.2 Phân tích và đánh giá ........................................................................................ 78
5.2.3 Hạn chế trong phân tích .................................................................................... 80
CHƯƠNG VI: DỰ BÁO KHAI THÁC TẬP C30 MỎ HẮC LONG ........................... 81
6.1 Dự báo ngắn hạn sản lượng khai thác tập C30 mỏ Hắc Long theo phương pháp
đường cong suy giảm của Arps. ................................................................................. 81
6.1.1 Dự báo khai thác giếng HL 01 .......................................................................... 82
6.1.2 Dự báo khai thác giếng HL 02 .......................................................................... 86
6.1.3 Dự báo khai thác theo cụm giếng mỏ Hắc Long. ............................................. 89
6.2 Dự báo dài hạn (Dự báo Water cut) ...................................................................... 91
6.2.1 Giới thiệu lý thuyết ........................................................................................... 91
6.2.2 Dự báo cho mỏ Hắc Long ................................................................................. 94
6.2.2.1 Dự báo cho giếng HL 01 .......................................................................... 94
6.2.2.2Dự báo cho giếng HL 02. .......................................................................... 96
6.2.2.3 Dự báo cho giếng HL 03 .......................................................................... 97
CHƯƠNG VI: KIẾN NGHỊ VÀ KẾT LUẬN ............................................................... 99
TÀI LIỆU THAM KHẢO ............................................................................................ 101
- v
DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU & CÁC CHỮ VIẾT TẮT
Bopd: Barrel Oil per day
DST: Drill Stem-Test
EUR: Expected Ultimate Recoverables
JOC: Joint Operating Company
HL :Hắc Long
WOR : Water Oil Ratio
WC: Water Cut
PVT: Pressure – Volume – Temperature
TVDSS: True Vertical Depth SubSea
VCHC: Vật chất hữu cơ
STOIIP: Stock Tank Oil Initially In Place
STOIP: Stock Tank Oil In Place
- vi
DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU
Bảng 2.1: Thông số giếng và vỉa theo kết quả đo DST của tập C30 mỏ Hắc Long
Bảng 2.2: Giá trị nhiệt độ và áp suất các giếng HL-01 và HL-02
Bảng 2.3: Đặc điểm tính chất dầu của tập C30 mỏ Hắc Long
Bảng 2.4: Trữ lượng dầu tại chỗ cấu tạo C30 mỏ Hắc Long
Bảng 3.1 Phân biệt các dạng đường cong suy giảm thự nghiệm của Arps
Bảng 4.1: Độ rỗng trung bình các giếng mỏ Hắc Long
Bảng 5.1: Bảng kết quả phân tích số liệu từ Topaze
Bảng 5.2: Kết quả đánh giá trữ lượng của Topaze
Bảng 5.3: Kết quả phân tích đặc tính vỉa bằng Topaze
Bảng 5.4 Kết quả đánh giá trữ lượng bằng Topaze
- vii
DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ VÀ ĐỒ THỊ
1. Hình 1.1: Vị trí bồn trũng Cửu Long
2. Hình 1.2: Vị trí địa lý mỏ Hắc Long
3. Hình 2.1: Cột địa tầng mỏ Hắc Long
4. Hình 2.3: Phân tích PVT giếng HL-4X
5. Hình 2.2: Ranh giới giữa các khối mỏ Hắc Long
6. Hình 3.1: Các dạng đường cong suy giảm theo quan hệ q/t
7. Hình 3.2: Đồ thị ước tính lưu lượng tại các điểm ti , tf , tab
8. Hình 3.3: Họ đường cong Fetkovich phân tích cho cả 2 chế độ dòng chảy
9. Hình 3.4: Họ đường cong không thứ nguyên của Arps phân tích suy giảm lưu
lượng trong giai đoạn dòng chảy ở trạng thái giả ổn định
10. Hình 3.5: Ở giai đoạn vùng thời gian sớm, tỉ số 𝑟𝑒 /𝑟𝑤 càng nhỏ, dòng chảy càng
nhanh đạt đến trạng thái giả ổn định.
11. Hình 3.6: Họ đường cong Fetkovich với 2 nhóm đường cong theo
𝑙𝑜𝑔(𝑞𝐷𝑑 )/ 𝑙𝑜𝑔(𝑡𝐷𝑑 ) và 𝑙𝑜𝑔(𝑄𝐷𝑑 )/ 𝑙𝑜𝑔(𝑡𝐷𝑑 )
12. Hình 3.7 : Hai đường cong khác nhau khi dòng chảy ở chế độ giả ổn định theo
phép giải lưu lượng hằng số và phép giải áp suất hằng số.
13. Hình 3.8: Ứng dụng thời gian cân bằng vật chất chuyển giải pháp áp suất hằng
số thành giải pháp lưu lượng là hằng số
14. Hình 3.9: Họ 3 loại đường cong của Blasingame theo
𝑟𝑒 𝑟𝑒
𝑃𝐼 / 𝑡𝑐 , (𝑃𝐼)𝐼𝑛𝑡 / 𝑡𝑐 và (𝑃𝐼)𝐼𝑛𝑡−𝑑𝑒𝑟 /𝑡𝑐 cho trường hợp hoặc khác nhau
𝑟𝑤𝑎 𝑥𝑓
15. Hình 3.10: Chọn đường cong phù hợp với đồ thị số liệu thực theo quan hệ
𝑃𝐼 / 𝑡𝑐 , (𝑃𝐼)𝐼𝑛𝑡 / 𝑡𝑐 và (𝑃𝐼)𝐼𝑛𝑡−𝑑𝑒𝑟 /𝑡𝑐
16. Hình 3.11a: Hình học vỉa có aquifer dạng nước rìa và nước đáy.
17. Hình 3.11b: Vỉa biên kín dạng tròn có aquifer
18. Hình 3.12 : Xu hướng đường cong suy giảm lưu lượng của mô hình vỉa có
aquifer với các hệ số linh động M khác nhau.
19. Hình 4.1 : Bản đồ cấu tạo C30
20. Hình 4.2 : Biểu đồ áp suất đáy các giếng mỏ Hắc Long
- viii
21. Hình 4.3: Trạng thái khai thác Giếng HL – 01
22. Hình 4.4: Trạng thái khai thác giếng HL – 02
23. Hình 4.5 Biểu đồ lưu lượng khai thác giếng HL 03
24. Hình 4.6: Tình trạng khai thác Giếng HL 03
25. Hình 4.7: Lưu lượng khai thác các giếng tập C30 mỏ Hắc Long
26. Hình 4.8: Sản lượng dầu tích lũy tập C30 mỏ Hắc Long
27. Hình 4.9: Biểu đồ thể hiện sự liên thông thủy động giữa 2 giếng HL 01 và HL
02
28. Hình 4.10: Biểu đồ thể hiện sự liên thông thủy động giữa giếng HL 02 và HL 03
29. Hình 5.1: Cửa sổ nhập số liệu lưu lượng hoặc áp suất.
30. Hình 5.2: Vị trí các giếng khoan khai thác mỏ Hắc Long
31. Hình 5.3 Đồ thị Blasingame giếng HL – 01
32. Hình 5.4: Đồ thị Fetkovich giếng HL-01
33. Hình 5.5: Đồ thị phân tích lịch sử khai thác của giếng HL-01
34. Hình 5.6: Đồ thị Blasingame của giếng HL-02
35. Hình 5.7: Đồ thị Fetkovich của giếng HL – 02
36. Hình 5.8: Đồ thị phân tích lịch sử khai thác của giếng HL-02
37. Hình 5.9: Đồ thị Blasingame của giếng HL-03
38. Hình 5.10: Đồ thị Fetkovich của giếng HL-03
39. Hình 5.11: Đồ thị phân tích lịch sử khai thác giếng HL-03
40. Hình 6.1 Đồ thị lịch sử khai thác giếng HL-01
- ix
41. Hình 6.2 : Đồ thị lịch sử và dự báo lưu lượng khai thác giếng HL 01
42. Hình 6.3: Đồ thị (log) lịch sử và dự báo lưu lượng khai thác giếng HL 01
43. Hình 6.4: Đồ thị lịch sử và dự báo sản lượng khai thác dầu tích lũy giếng HL 01
44. Hình 6.5 : Đồ thị thể hiện lịch sử lưu lượng khai thác giếng HL 02
45. Hình 6.6: Biểu đồ lịch sử và dự báo lưu lượng khai thác giếng HL 02
46. Hình 6.7 : Biểu đồ (Log) lịch sử và dự báo lưu lượng khai thác giếng HL 02
47. Hình 6.8: Đồ thị lịch sử và dự báo sản lượng dầu tích lũy giếng HL-02
48. Hình 6.9: Đồ thị lưu lượng khai thác tập C30 mỏ Hắc Long
49. Hình 6.10: Đồ thị lịch sử và dự báo khai thác tập C30 mỏ Hắc Long
50. Hình 6.11: Đồ thị semi-log WOR và WOR+1 dùng để dự báo
51. Hình 6.12 Đồ thị dự báo Water cut
52. Hình 6.13: Đồ thị semi-log WOR giếng HL-01
53. Hình 6.14: Đồ thị (Semi-log) dự báo WC giếng HL 01
54. Hình 6.15: Đồ thị (semi-log) dự báo WC giếng HL-02
55. Hình 6.16: Đồ thị (Semi-log) dự báo WC giếng HL-03
- x
MỞ ĐẦU
Tính cấp thiết của đề tài
Dầu khí hiện nay là một ngành công nghiệp đóng vai trò rất quan trọng đối với
nhiều quốc gia trên thế giới trong đó có Việt Nam. Mỗi năm ở Việt Nam, ngành công
nghiệp dầu khí đóng góp khoảng 1/3 tổng doanh thu ngân sách nhà nước và là ngành
kinh tế mũi nhọn, đang được nhà nước đầu tư phát triển. Tuy nhiên trong giai đoạn
nước ta tiến hành công nghiệp hóa – hiện đại hóa như ngày nay thì nhu cầu về nặng
lượng là rất lớn, điều đó đòi hỏi ngành công nghiệp dầu khí cùng các ngành công
nghiệp năng lượng khác phải hết sức chủ động mở rộng qui mô sản xuất để đáp ứng
kịp thời nhu cầu tiêu dùng. Tìm kiếm, thăm dò và khai thác chính là những công tác
mang tính huyết mạch của ngành.
Trong lĩnh vực khai thác dầu khí từ trước đến nay, việc phân tích và dự báo khai
thác luôn song hành trong suốt quá trình khai thác của mỏ và công việc dự báo khai
thác là cơ sở cho công tác phát triển mỏ. Ngoài ra từ việc phân tích và dự báo sản
lượng khai thác nó còn đánh giá được khả năng khai thác thực tế thông qua sản lượng
thực.
Vì sự quan trọng và cần thiết trên, đề tài “Phân tích trạng thái khai thác và dự báo
sản lượng khai thác mỏ Hắc Long” được tác giả chọn làm đồ án tốt nghiệp đại học.
Mục tiêu của đồ án
- Phân tích trạng thái khai thác, trạng thái động học mỏ Hắc Long
- Giới thiệu ứng dụng phần mềm Topaze vào phân tích khai thác.
- Giới thiệu các phương pháp dự báo khai thác và ưu nhược điểm của chúng.
- Dự báo khai thác ngắn hạn, Water cut cho mỏ Hắc Long.
Đối tượng nghiên cứu.
Tập C30 mỏ Hắc Long thuộc bồn trũng Cửu Long.
- 1
CHƯƠNG I: ĐẶC ĐIỂM VỊ TRÍ – ĐỊA LÝ TỰ NHIÊN VÀ LỊCH SỬ KHAI
THÁC BỂ CỬU LONG
1.1Vị trí địa lý
Bồn trũng Cửu Long nằm chủ yếu trên thềm lục địa ngoài khơi phía Nam Việt Nam và
một phần đất liền thuộc cửa sông Cửu Long, có tọa độ địa lý từ 9o đến 11o vĩ Bắc,
106o30’ – 109o00’ kinh Đông. Diện tích phân bố của bồn khoảng 40.000 km2, bao gồm
các lô: 09, 15, 16, 17 và một phần của các lô 01, 02, 25, 31. (Hình 1.1)
Hình 1.1: Vị trí bồn trũng Cửu Long
Về mặt hình thái, bồn có hình bầu dục, vồng ra về phía biển và nằm dọc theo bờ biển
Vũng Tàu – Bình Thuận. Bồn Cửu Long tiếp giáp với đất liền về phía Tây
Bắc, ngăn cách với bể Nam Côn Sơn bởi đới nâng Côn Sơn, phía Tây Nam ngăn cách
với bể Malay – Thổ Chu là đới nâng Khorat – Natuna và phía Đông Bắc là đới cắt trượt
Tuy Hòa ngăn cách với bể Phú Khánh. Đây là bồn trũng trầm tích khép kín điển hình
- 2
của Việt Nam. Bồn được lấp đầy chủ yếu bởi các trầm tích lục nguyên tuổi Oligocen –
Miocen và lớp phủ thềm Pliocen – Đệ Tứ. Chiều dày lớn nhất của chúng tại trung tâm
bồn có thể đạt tới 7 – 8km.
1.2 Đánh giá các thuận lợi và khó khăn
1.2.1 Thuận lợi
Vũng Tàu được xây dựng trên giao lộ nối liền giữa miền Đông và miền Tây
Nam Bộ cũng như nối liền giữa miền Bắc và miền Trung nên có một hệ thống giao
thông ngày càng phát triển cả về đường bộ, đường sông, đường sắt cũng như đường
hàng không, thuận lợi cho công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí. Bên cạnh đó, Vũng Tàu
có nguồn nhân lực dồi dào, đội ngũ chuyên gia, kỹ sư và công nhân lành nghề, có
nhiều kinh nghiệm.
1.2.2 Khó khăn
Bên cạnh những thuận lợi nêu trên, Vũng Tàu còn gặp những khó khăn sau:
Vào mùa mưa biển động, sóng to, gió lớn làm cho các hoạt động trên biển bị
ngừng trệ gây khó khăn cho các hoạt động tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí.
Vấn đề bảo vệ và cải tạo môi trường là vấn đề bức xúc đặt lên hàng đầu do rác
thải của ngành công nghiệp dầu khí.
Các mỏ dầu và khí nằm ở xa bờ, độ sâu nước biển tương đối lớn do đó chi phí
cho công tác tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí tương đối cao.
Tuy trong khu vực đã phát triển các ngành công nghiệp như sửa chữa tàu, giàn
khoan v.v. Nhưng đó mới chỉ là bước đầu vì phần lớn các tàu và thiết bị bị hỏng hóc
vẫn phải gửi ra nước ngoài sửa chữa gây tốn kém.
1.3 Lịch sử tìm kiếm thăm dò
Trong công tác nghiên cứu, tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí trên thềm lục
địa Việt Nam, bể Cửu Long là một trong những nơi được tiến hành đầu tiên. Với thành
quả phát hiện các mỏ Bạch Hổ, rồng và Rạng Đông v.v. đã đưa vào khai thác cùng với
hàng loạt các phát hiện quan trọng khác đã nói lên tầm quan trọng của bể Cửu Long.
Căn cứ vào quy mô, mốc lịch sử và kết quả thăm dò, lịch sử tìm kiếm thăm dò dầu khí
của bể Cửu Long chia làm 4 giai đoạn.
- 3
1.3.1 Giai đoạn trước năm 1975
Đây là thời kỳ khảo sát địa vật lý khu vực như từ, trọng lực và địa chấn để phân
chia các lô, chuẩn bị cho công tác đấu thầu, ký hợp đồng dầu khí.
Năm 1967, US Navy Oceanographic Office đã tiến hành khảo sát từ hàng không
gần khắp lãnh thổ Việt Nam.
Từ năm 1696 đến năm 1970, công ty Ray Geophysical Mandrel đã tiến hành đo
địa vật lý biển ở Nam biển Đông và vùng thềm lục địa miền Nam theo mạng lưới
16x16 km trong đó có tuyến cắt qua bể Cửu Long.
Năm 1974, công ty Mobil trúng thầu trêu lô 09 và đã tiến hành khảo sát địa vật
lý, chủ yếu là địa chấn phản xạ 2D và tiến hành đo cổ từ và trọng lực với khối lượng là
3.000km tuyến 2D.
Vào cuối năm 1974 và đầu năm 1975: công ty Mobil đã khoan giếng khoan tìm
kiếm đầu tiên trong bể Cửu Long, giếng khoan BH – 1X ở phần đỉnh của cấu tạo Bạch
Hổ. Kết quả thử vỉa đối tượng cát kết Miocen dưới ở chiều sâu 2.755m – 2.819m đã
cho dòng dầu công nghiệp với lưu lượng dầu đạt 342m3/ngày. Kết quả này đã khẳng
định triển vọng và tiềm năng dầu khí của bể Cửu Long.
1.3.2 Giai đoạn từ năm 1976 đến năm 1979
Với sự thay đổi chính trị của đất nước năm 1975, công tác tìm kiếm thăm dò dầu
khí cũng có một bước ngoặt mới với nhiều thành quả đáng ghi nhận. Giai đoạn này đặc
trưng bởi sự phát triển và đầu tư của các công ty dầu khí nước ngoài.
Ngay sau khi thống nhất đất nước, năm 1976, công ty địa vật lý CGG (Pháp) đã
tiến hành khảo sát địa chấn 2D, các tuyến khu vực nhằm liên kết từ các lô 09, 16, 17
vào đất liền thuộc đồng bằng sông Cửu Long. Tổng cục dầu khí Việt Nam ngày đó đã
tiến hành tìm kiếm, thăm dò ở một số vùng trong đồng bằng sông Cửu Long và đã tiến
hành khoan tìm kiếm hai giếng khoan CL–1X và HG–1X. Kết quả hai giếng khoan
này cho phép các nhà địa chất dầu khí Việt Nam theo dõi sự thay đổi trong các lát cắt
trầm tích Đệ Tam trong khu vực này. Kết quả phân tích mẫu từ hai giếng khoan này
cho thấy trầm tích Đệ Tam rất nghèo VCHC và hầu như không có khả năng sinh dầu.
Tài liệu đánh giá địa hóa cho hai giếng giếng khoan này chỉ dừng lại ở đây với những
kết quả sơ bộ như vậy.
- 4
Năm 1978, công ty Geco (Na Uy) thu nổ địa chấn 2D trên lô 09, 10, 16, 19, 20
và 21 với tổng số 11.898,5km và làm chi tiết trên cấu tạo Bạch Hổ với mạng lưới tuyến
2 x 2 km và 1 x 1 km. Riêng đối với lô 15, công ty Deminex đã hợp đồng với Geco
khảo sát địa chấn với mạng lưới 3,5 x 3,5km trên lô 15 và cấu tạo Cửu Long (nay là
Rạng Đông).
1.3.3 Giai đoạn từ năm 1980 năm 1988
Công tác tìm kiếm, thăm dò dầu khí trong giai đoạn này được triển khai rộng
khắp, nhưng tập trung chủ yếu vào một số đơn vị, đó là xí nghiệp liên doanh
Vietsovpetro.
Năm 1980 tàu nghiên cứu POISK đã tiến hành khảo sát 4.057km tuyến địa chấn
điểm sâu chung, từ và 3.250km tuyến trọng lực. Kết quả đã đưa ra được tập địa chấn B,
C, D, E, F.
Năm 1981 tàu nghiên cứu Iskatel đã tiến hành khảo sát địa vật lý với mạng lưới
2 x 2,2km – 3 x 2-3km địa chấn MOB – OTT – 48, trọng lực, từ ở phạm vi lô 09, 15 và
16 với tổng số 2.248km.
Cũng từ năm 1981, Tổng Cục Dầu Khí đã chú ý một cách thích đáng công tác
nghiên cứu khoa học, vì vậy hàng loạt đề tài cấp nhà nước, cấp ngành được triển khai
trên khắp các bể trầm tích vùng thềm Việt Nam.
Trong giai đoạn này có ý nghĩa trọng đại trong ngành dầu khí Việt Nam là việc
ký hiệp định giữa hai chính phủ Liên Xô cũ và Việt Nam nhằm tìm kiếm thăm dò dầu
khí ở khu vực Bạch Hổ và Rồng. Năm 1987 công ty địa vật lý Thái Bình Dương (cũ)
của Liên Xô đã tiến hành khảo sát địa chấn với tổng số tuyến khảo sát lên tới 3.000km
cùng với khối lượng công tác địa vật lý khá đồ sộ và chi tiết đã tạo tiền đề quan trọng
để công ty Vietsovpetro lựa chọn được các giếng khoan thăm dò thích hợp (R-1X, BH-
3X, BH-4X, BH-5X và TĐ-1X) ở khu vực đấu thầu và đã phát hiện vỉa dầu công
nghiệp từ các vỉa cát kết Miocen dưới và Oligocen ở cấu tạo Bạch Hổ.
Cuối giai đoạn 1980 -1988 được đánh dầu bằng việc Vietsovpetro đã khai thác
những tấn dầu từ hai đói tượng khai thác Miocen, Oligocen dưới của mỏ Bạch Hổ vào
những năm 1986 và phát hiện ra dầu trong đá móng granit nứt nẻ vào tháng 9 năm
1988.
- 5
1.3.4 Giai đoạn từ năm 1989 đến nay
Đây là giai đoạn phát triển mạnh mẽ nhất về công tác tìm kiếm thăm dò và khai
thác dầu khí ở bể Cửu Long. Với sự ra đời của luật đầu tư nước ngoài và luật dầu khí,
hàng loạt các công ty dầu khí nước ngoài đã ký hợp đồng phân chia sản phẩm hoặc
cùng đầu tư vào các lô mở và có triển vọng tại bể Cửu Long. Bên cạnh đó, sau việc
phát hiện ra dầu thô trong đá móng granodiorit đã lôi cuốn các công ty nước ngoài
mạnh dạn đầu tư vào tìm kiếm thăm dò bể Cửu Long.
Đến cuối 2003 đã có 9 hợp đồng tìm kiếm thăm dò được ký kết trên các lô với
tổng số giếng khoan thăm dò thẩm lượng và khai thác là 300 giếng trong đó
Vietsovpetro chiếm khoảng 70%. Bằng kết quả khoan, nhiều phát hiện dầu khí đã được
xác định như: Rạng Đông (lô 15.2), Hắc Long, Sư Tử Vàng, Sư Tử Trắng (lô 15.1),
Topaz North, Diamond, Pearl, Emerald (lô 01), Cá Ngừ Vàng (lô 09.2), Voi Trắng (lô
16.1), Đông Rồng, Đông Nam Rồng (lô 09.1). Trong số phát hiện này có 05 mỏ dầu:
Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Hắc Long, Hồng Ngọc hiện đang được khai thác với tổng
sản lượng khoảng 45.000 tấn/ngày. Khối lượng khảo sát địa chấn trên tất cả các diện
tích có triển vọng và các vùng mỏ đã phát hiện trong giai đoạn này: 2D là 21408km và
3D là 7340,6km2. Tổng lượng dầu đã thu hồi từ 5 mỏ kể từ khi đưa vào khai thác cho
đến đầu năm 2005 khoảng 170 triệu tấn.
Bể Cửu Long nói chung và lô 15-1 nói riêng là các đối tượng chứa dầu khí
chính đã phát hiện, những diện tích còn lại phụ thuộc vào chất lượng tài liệu của công
tác tìm kiếm thăm dò ở các giai đoạn tiếp theo. Đặc biệt ta cần tăng cường địa chấn 3D
và quan tâm hơn đến các đối tượng móng nứt nẻ, các bẫy phi cấu tạo.
- 6
CHƯƠNG II: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT MỎ HẮC LONG
2.1 Đặc điểm địa chất – địa tầng.
Tập D được xem là tầng sinh dầu chính cho cả bồn trũng Cửu Long. Tập C và E là đá
mẹ tốt nhưng bề dày sét mỏng hơn nhiều so với tập D. Vùng sinh dầu cung cấp cho cấu
tạo Hắc Long nằm ở phía Đông Bắc của lô 15-1. Tập sét D cũng đóng vai trò là tầng
chắn tốt cho bên trên khối đá móng nứt nẻ ở mỏ Hắc Long. Tập sét chứa Rotalia là
tầng chắn tốt cho tầng chứa Miocene hạ.
Hình 1.2: Vị trí địa lý mỏ Hắc Long
- 7
Cấu trúc phần móng:
Phần thể tích đá móng khoảng 82MMac-ft. Về hướng Đông Bắc của cấu tạo Hắc Long,
tồn tại các đứt gãy thuận hoặc đứt gãy trượt ngang. Hầu hết các đứt gãy trượt ngang
theo hướng Tây Nam và thiết lập nên các bán địa hào nằm nghiêng. Các bán địa hào
phát triển trong những điều kiện căng giãn và liên hệ mật thiết với đứt gãy trượt bằng.
Ngoài các đứt gãy theo hướng Đông Bắc – Tây Nam và Đông – Tây, một hệ thống đứt
gãy khác chiếm ưu thế ở cấu tạo Hắc Long là hệ thống đứt gãy theo hướng Tây Bắc –
Đông Nam và Bắc – Nam. Đây là hệ thống nứt nẻ tương đối tốt của cấu tạo Hắc Long
Cấu trúc trong tầng trầm tích :
Cấu tạo Hắc Long trong đá trầm tích mảnh vụn là một hệ thống đứt gãy nhỏ tạo ra các
bẫy khép kín dạng 3 chiều trong tầng chứa Miocene hạ, Oligocene và phủ lên trên khối
đá móng nhô cao. Điểm cao nhất của tập cát B10 xuất hiện ở độ sâu 1700mSS. Ranh
giới khép kín thấp nhất ở độ sâu 1760mSS, cho biết độ cao thẳng đứng khép kín tối đa
là 60m. Tại ranh giới khép kín thấp nhất, bẫy chứa phủ một diện tích 37.3 km2.
Địa tầng và thạch học
Móng trước Cenozoic
Nóc móng gặp từ độ sâu 2.475m – độ sâu tính đến bàn rôto (HL-1X) đến 4000m
ở cấu tạo Hắc Long (hình 1.5).
Đá móng được cấu thành chủ yếu từ đá magma xâm nhập loại granitoid bị phong
hoá, nứt nẻ và thường bị xuyên cắt bởi các đai, mạch của đá phun trào loại basalt
và/hoặc andesite, monzodiorite. Đới phong hóa có chiều dày từ 4 đến 55m bao phủ
móng nứt nẻ. Do quá trình hoạt động thuỷ nhiệt dưới sâu, đá cũng bị biến đổi ở những
mức độ khác nhau, tuỳ thuộc vào khu vực, chiều sâu, mật độ nứt nẻ…
Granite có kiến trúc nửa tự hình, đôi khi có kiến trúc cà nát. Thành phần khoáng
vật gồm: Khoáng vật nguyên sinh 12-34% thạch anh (phổ biến 18-29%); 9-38%
feldspar – kali (phổ biến 15-30%) trong đó chủ yếu là orthoclase, ít hơn là microcline;
- 8
14-40% plagioclase (phổ biến 22-26%) thuộc loại acite - từ albite đến oligoclase; và 2-
10% mica, chủ yếu là biotite, ít hơn là muscovite. Khoáng vật thứ sinh chủ yếu là
cSDorite, epidote, zeolite, calcite và khoáng vật đục thường là pyrite và thỉnh thoảng
có oxides sắt.
Monzodiorite thạch anh và monzodiorite: Khoáng vật nguyên sinh gồm 2-10%
thạch anh, 15-20% feldspar kali, 40-50% plagioclase, chủ yếu thuộc loại trung tính
(andesine) và 1-3% mica gồm cả biotite và muscovite. Khoáng vật phụ có thành phần
tương tự như đối với đá granite. Đá basalt và/hoặc andesite: Thường có kiến trúc pocfia
với ban tinh (5-25%) mà chủ yếu là plagioclase, hiếm orthoclase, pyrocene và olivine;
nền chiếm 75-85% gồm chủ yếu là các vi tinh plagioclase, thủy tinh và ít orthoclase,
pyrocene.
Trầm tích Cenozoic
Hệ Paleogene
Thống Oligocene
Phụ Thống Oligocene Thượng
Hệ tầng Trà Tân
Phủ bất chỉnh hợp trên móng trước Đệ Tam là các trầm tích của hệ tầng Trà Tân.
Hệ tầng này được chia thành 3 đơn vị: tầng Trà Tân dưới, tầng Trà Tân giữa và tầng
Trà Tân trên. Trầm tích hệ tầng Trà Tân chủ yếu được thành tạo trong môi trường hồ -
đầm lầy.
- 9
Hình 2.1 : Cột địa tầng mỏ Hắc Long
Tầng Trà Tân Dưới_Tập địa chấn E
Trầm tích tầng Trà Tân dưới tương ứng với tập địa chấn E, có bề dày từ 0-100m.
Tại giếng khoan gặp ở độ sâu từ 2.650/2900m đến 2.700/3000m.
- 10
Tập E nằm dưới lớp đá tối màu giàu hữu cơ, màu nâu vàng có chứa sét và được
phân biệt bởi tính thô hạt, dạng khối của các lớp đá cát và lớp phong hóa của đá móng.
Nó thường rất mỏng hoặc vắng mặt trên hầu hết các vùng mà chỉ hiện diện trên sườn
của cấu tạo. Phụ hệ tầng được đặc trưng bởi chủ yếu trầm tích cát hạt thô, xen kẽ ít lớp
mỏng bột, sét và đá vôi.
Cát kết có màu xám sáng đến xám sẫm, xám nâu, thường không gắn kết ở phần
trên của tập. Kích thước hạt trung bình đến rất thô, lẫn sạn, sỏi. Thành phần khoáng vật
vụn phổ biến thạch anh, feldspar có màu trong mờ đến trắng đục hoặc hơi xám. Đặc
biệt có hàm lượng mảnh đá granite rất cao (18 – 64%). Feldspar thường bị phong hóa
tạo kaolinite.
Bột kết có màu trắng nhạt, xám sáng, xám nâu, mềm đến chắc, đôi khi cứng, cấu
tạo dạng khối, chứa nhiều sét.
Sét kết có màu trắng xám nhạt, xám, xám sáng, đôi khi loang lổ hồng, rất mềm
đến mềm, cũng có khi chắc đến rất chắc, cấu tạo dạng khối, thường chứa kaolinite, ít
vôi và một số nơi là đá vôi chứa sét.
Đá vôi màu trắng nhạt đến màu da cam nhạt, thường phân lớp rất mỏng, cứng đến
rất cứng, giòn, thường có kiến trúc dạng phấn, dạng đất, hạt rất mịn hoặc vi tinh.
Tầng Trà Tân Giữa_Tập địa chấn D
Trầm tích tầng Trà Tân giữa ứng với tập địa chấn D, có bề dày từ 350m đến
600m, phủ bất chỉnh hợp trên đá móng phong hoá và trên trầm tích tập E. Các giếng
khoan bắt gặp trầm tích phụ hệ tầng này từ 2180/2300m – 2400mSS đến khoảng 2475-
2900mSS. Tập D nằm ngay bên dưới vỉa cát C30 và được đặc trưng bởi sự xen lớp của
sét kết giàu hữu cơ màu nâu sẫm với cát kết, bột kết, vài lớp đá vôi mỏng và hiếm khi
có than. Các lớp sét nâu sẫm giàu vật chất hữu cơ đồng nhất hơn sét tập C, cứng hơn,
nhiều sét hơn và có dạng phân phiến. [6]
nguon tai.lieu . vn
