Tiem Nang Dau Khi Be Cuu Long

Dự án “Đánh giá tiềm năng dầu

am” khí trên biển và thềm lục địa Việt N am” bể Cửu Long ” Đề tài nhánh “Đánh giá tiềm năng dầu khí b

MỞ ĐẦU Trong những năm qua, dầu khí luôn là nguồn năng lượng đóng vai tr ò quan tr ọng ọng trong sự phát triển kinh tế ở mỗi quốc gia trong đó có Việt nam. Hiện tại v à tương lai, nhu cầu về dầu khí cho các nghành công nghiệp của nước ta là r ất ất lớn. Ở các bể trầm tích thuộc thềm lục địa của Việt nam, ngo ài các m ỏ đã và đang đưa vào khai thác, các phát hiện mới, còn tồn tại nhiều cấu tạo triển vọng cần được đánh giá. Bể trầm tích Cửu long là một trong 7 bể trầm tích ở thềm lục địa và được đánh giá là bể chứa dầu khí quan tr ọng ọng nhất cho tới thời điểm hiện tại của nước ta. Tính đến cuối năm 2010 tại bể trầm tích Cửu long đ ã phân ra 18 lô h ợp đồng, đã khảo sát với khối lượng rất lớn về địa chấn 2D và 3D, khoan tổng cộng hơn 500 giếng khoan thăm d ò, thẩm lượng và khai thác, phát hi ện tổng cộng 18 mỏ trong đó có 11 mỏ đang được khai thác (Bạch Hổ, Sư Tử Đen, Cá Ngừ Vàng, R ồng…) ồng…) với tổng sản lượng khai thác cộng dồn đạt 344.8 triệu m3 dầu quy đổi. Ngoài ra tại đây còn t ồn tại rất nhiều các phát hiện và cấu tạo tiềm năng đang được tiến hành thẩm lượng và thăm dò.

Để có phương hướng đảm bảo an toàn năng lượng lâu dài cho sự phát triển của đất nước, Bộ Tài Nguyên và Môi Trường đã giao cho Viện Dầu Khí nhiệm đánh giá tổng thể tiềm năng dầu khí các bể trầm tích, thềm lục đị a Việt nam trong đó có bể Cửu long. Thực hiện nhiệm vụ được giao, trên cơ sở thống k ê, ê, minh giải, phân tích và tổng hợp một khối lượng lớn các tài liệu như: Địa chấn, mẫu b ùn khoan, mẫu sườn, mẫu lõi, Mudlog, Địa vật lý giếng khoan, thử vỉa và các k ết ết quả nghiên cứu trước đây, đề tài đã giải quyết được các nội dung chính như: - Thành lập bộ bản đồ cấu trúc theo thời gian và theo độ sâu cho các mặt từ nóc móng trước Đệ Tam cho tới Miocen trên. - Thành lập bộ bản đồ đẳng dầy cho các tập E, D, C, BI, BII và BIII. - Hệ thống hóa cấu trúc địa chất, lịch sử phát triển, địa tầng của bể. - Tổng hợp, đánh giá hệ thống dầu khí. - Thống k ê tr ữ lượng dầu khí tại chỗ của các mỏ, các phát hiện và đánh giá tiềm năng dầu khí tại chỗ của các cấu tạo triển vọng. - Phân vùng tri ển vọng và đề xuất phương hướng tìm kiếm thăm dò ti t iếp theo ở bể Cửu long. Cho tới nay, đề tài đ ã được hoàn thành với các mục tiêu đề ra. Trong quá tr ình ình thực hiện, tập thể tác giả đã nh ận được nhiều ý kiến quý báu thông qua các Hội thảo

1



khoa học từ các chuyên gia, cố vấn khoa học, cộng tác viên của Ban K hoa hoa học Công nghệ, Ban Tìm kiếm Thăm dò - Tập đoàn dầu khí Việt nam, Hội Dầu khí…, Vietsovpetro, PVEP và lãnh đạo, đồng nghiệp, các phòng, ban chức năng của Viện dầu khí và Trung tâm tìm ki ếm thăm dò và khai thác d ầu khí. Nhân dịp này, tập thể tác giả

xin được bày tỏ lòng cám ơn chân thành tới các cá nhân và tập thể nêu trên đã có những đóng góp quan trọng, góp phần cho sự thành công của đề tài .

2



CHƯƠNG I: TỔNG QUAN VÙNG NGHIÊN CỨU VÀ CƠ SỞ TÀI LIỆU I.1 Đặc điểm địa lý tự nhi ên I.1.1. Vị trí địa lý Bể trầm tích Kainozoi Cửu Long nằm ở vị trí có toạ độ địa lý trong khoảng o ’ 9 00 - 11o00’ v ĩ độ Bắc và 106 o30’ - 109o00’ kinh độ Đông, nằm chủ yếu tr ên ên thềm lục địa phía Nam Việt Nam và m ột phần đất liền thuộc khu vực cửa sông Cửu Long. Bể có hình bầu dục, nằm dọc theo bờ biển Vũng Tàu – Bình Thuận. Bể Cửu Long được xem là b ể trầm tích Kainozoi khép kín điển h ình của Việt Nam. Tuy nhiên, nếu tính theo đường đẳng dày tr ầm ầm tích 1000m thì b ể có xu hướng mở về phía ĐB, phía Biển Đông hiện tại. Bể Cửu Long tiếp giáp với đất liền về phía Tây Bắc, ngăn cách với bể Nam Côn Sơn bằng đới nâng Côn Sơn, phía TN là đới nâng Khorat- Natuna và phía ĐB là đới cắt trượt Tuy Hòa ngăn cách với bể Phú Khánh. Bể có diện tích khoảng 36.000 km2, bao gồm các lô: 01&02, 01&02/97, 15-1/01, 15-1/05, 15-2, 15-2/10; 161/03, 16-1, 16-2, 09-1, 09-2, 09-2/09, 09-3, 17 và m ột phần của các lô: 127, 01&02/10, 25 và 31 (Hình 1.1).

Hình 1.1: Vị trí bể Cửu Long

I.1.2. Điều kiện tự nhiên: Tại bể trầm tích Cửu Long , khí h ậu đặc trưng cho vùng xích đạo và chia làm hai mùa rõ r ệt: ệt: mùa khô (từ tháng 11 đến tháng 4 năm sau) và mùa mưa (từ tháng 5 đến tháng 10). Nhiệt độ trung bình trên bề mặt vào mùa mưa là 270-280C, mùa khô là 290-300C. Tại độ sâu 20 m nước, vào mùa mưa nhiệt độ trung bình là 260-270C và mùa khô là 280-290C. Nhìn chung khí h ậu khô ráo, độ ẩm trung bình 60%.

3


khí trên biển và thềm lục địa Việt N am” Đề tài nhánh “Đánh giá tiềm năng dầu khí bể Cửu Long ”

Bể Cửu Long có hai chế độ gió mùa. Chế độ gió mùa Đông đặc trưng bởi gió mùa Đông Bắc từ đầu tháng 11 năm trước đến cuối tháng 3 năm sau với ba hướng gió chính: Đông Bắc, Đông và Đông Đông Bắc. Vào tháng 12 và tháng 1, hướng gió Đông Bắc chiếm ưu thế, còn tháng 3 thì h ướng gió Đông chiếm ưu thế. Đầu mùa tốc độ gió trung bình và cực đại thường nhỏ, sau đó tăng dần lên và lớn nhất vào tháng 1 và tháng 2. Gió mùa hè đặc trưng bởi gió m ùa Tây Nam, kéo dài từ cuối tháng 5 đến giữa tháng 9 với các hướng gió ưu thế là Tây Nam và Tây Tây Nam. Ngoài ra, còn hai thời kỳ chuyển tiếp từ đầu tháng 4 đến cuối tháng 5 (chuyển từ chế độ gió mùa Đông Bắc sang chế độ gió mùa Tây Nam) và t ừ tháng 9 đến đầu tháng 11 và 12 có nhiều khả năng xảy ra b ão. Bão thường di chuyển về hướng Tây hoặc Tây Nam. Tốc độ gió mạnh nhất trong vòng bão đạt tới 50 m/s. Trong 80 năm qua chỉ xảy ra bốn cơn bão (trong đó cơn b ão số 5 năm 1997 gần đây nhất). Chế độ sóng ở khu vực này mang tính ch ất sóng gió r õ r ệt. Giữa mùa Đông, hướng sóng Đông Bắc chiếm ưu thế gần tuyệt đối với độ cao sóng đạt giá trị cao nhất trong cả năm. Tháng 1 năm 1984, độ cao của sóng đạt cực đại tới 8 m ở khu vực v òm Trung Tâm mỏ Bạch Hổ. Vào mùa Đông hướng sóng ưu thế là Đông Bắc, Bắc Đông Bắc và Đông Đông Bắc. Vào mùa hè, hướng sóng chính là Tây Nam (hướng Tây và Đông Nam cũng xuất hiện với tần xuất tương đối cao ). Dòng chảy được hình thành dưới tác động của gió mùa ở vùng biển Đông. Hướng và tốc độ dòng chảy xác định được bằng hướng gió và sức gió. I.2 Lịch sử tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí Quá trình tìm kiếm thăm dò và khai thác (TKTD & KT) d ầu khí được bắt đầu từ nh ững năm trước 1975 với các hoạt động khảo sát, thăm d ò khu vực. Cho đến thời điểm hiện nay, quá tr ình tìm kiếm thăm dò và khai thác d ầu khí đã phát triển mạnh mẽ tại tất cả các bể trầm tích thuộc thềm lục địa Việt Nam. Căn cứ v ào mốc lịch sử và k ết quả TKTD&KT dầu khí, có th ể chia lịch sử TKTD&KT ở khu vực n ày thành 4 giai đoạn như sau : I.2.1. Giai đoạn trước năm 1975 Giai đoạn trước năm 1975 là giai đoạn tạo nền tảng phát triển cho quá trình tìm kiếm thăm dò và khai thác d ầu khí. Thời kỳ này b ắt đầu khảo sát địa vật lý mang tính chất khu vực như từ, trọng lực và địa chấn để phân chia các lô, chuẩn bị cho công tác đấu thầu và ký k ết các hợp đồng dầu khí. Năm 1967: văn phòng US Navy Oceanographic đã đo ghi, khảo sát từ hàng không. Năm 1967-1968: đ ã đo ghi 19.500 km tuyến địa chấn ở phía Nam Biển Đông , trong đó có tuyến cắt qua bể Cửu Long. Năm 1969: đo địa vật lý biển bằng tàu N.V.Robray I do công ty Ray Geophysical Mandrel đo ở vùng thềm lục địa Miền Nam và vùng phía Nam của Biển Đông với tổng số 3.482 km tuyến trong đó có tuyến cắt qua bể Cửu Long

4



Năm 1969: US Navy Oceanographic cũng tiến hành đo song song 20.000 km tuyến địa chấn bằng hai tàu R/V E.V Hunt ở vịnh Thái Lan và phía Nam Biển Đông trong đó có tuyến cắt qua bể Cửu Long. Đến đầu năm 1970, Công ty Ray Geophysical Mandrel lại tiến hành đo đợt hai ở Nam Biển Đông và d ọc bờ biển 8.639 km tuyến địa chấn 2D với mạng lưới 30x50 km, k ết hợp với khảo sát từ, trọng lực và hàng không trong đó có tuyến cắt qua bể Cửu Long. Năm 1973 -1974: đã đấu thầu tr ên 11 lô, trong đó có 3 lô thuộc bể Cửu Long l à lô 09, lô 15 và lô 16. Năm 1974: Công ty Mobil trúng th ầu tr ên lô 09 và ti ến hành khảo sát địa vật lý, chủ yếu là địa chấn phản xạ, cùng với từ và tr ọng lực với khối lượng là 3.000 km tuyến. Cuối năm 1974 và đầu năm 1975, Công ty Mobil đã khoan giếng khoan tìm kiếm đầu tiên BH-1X trong b ể Cửu Long ở phần đỉnh của cấu tạo Bạch Hổ. Kết quả thử vỉa t ại đối tượng cát kết Miocen dưới ở chiều sâu 2.755-2.819m đã cho dòng dầu công nghiệp, lưu lượng dầu đạt 342m3/ng ày. K ết quả này đ ã khẳng định triển vọng và tiềm năng dầu khí của bể Cửu Long. I.2.2. Giai đoạn 1975-1980 Năm 1976, được đánh dấu bằng việc công ty địa vật lý CGG của Pháp đ ã ti ến hành khảo sát 1.210,9 km theo các con sông của đồng bằng sông Cửu Long và vùng ven biển Vũng Tàu-Côn Sơ n. K ết quả xác định được các tầng phản xạ chính: từ CL 20 đến CL 80 và kh ẳng định sự tồn t ại của bể Cửu Long với một lát cắt dày của trầm tích Đệ Tam . Năm 1978, Công ty Geco của Nauy đã thu nổ 11.898,5 km tuyến địa chấn 2D trên các lô 09, 10, 16, 19, 20, 21 và làm chi ti ết tr ên cấu t ạo Bạch Hổ với mạng lưới tuyến 2x2 km và 1x1 km. Riêng đối với lô 15, Công ty Deminex đ ã hợp đồng với Geco kh ảo sát 3.221,7 km tuyến địa chấn với mạng lưới 3,5x3,5 km tr ên lô 15 và cấu tạo Cửu Long (nay là R ạng Đông). Căn cứ vào k ết quả minh giải tài liệu địa chấn này Deminex đã khoan 4 giếng khoan tìm kiếm tr ên các cấu tạo triển vọng nhất là Trà Tân (15-A-1X), Sông Ba (15-B-1X), Cửu Long (15-C-1X) và Đồng Nai (15-G-1X). K ết quả khoan đã cho thấy các giếng này đều gặp các biểu hiện dầu khí trong cát kết tuổi Miocen sớm và Oligocen, nhưng với dòng dầu yếu, không có ý ngh ĩa công nghiệp. I.2.3. Giai đoạn 1980- 1988 Đây là giai đoạn mà công tác tìm ki ếm, thăm dò dầu khí ở thềm lục địa Việt Nam triển khai r ộng khắp, nhưng tậ p trung chủ yếu vào một đơn vị là xí nghiệp liên doanh dầu khí Việt - Xô. Năm 1980 tàu nghiên cứu POISK đã tiến hành khảo sát 4.057 km tuyến địa chấn điểm sâu chung, từ và 3.250 km tuyến trọng lực. Kết quả của đợt khảo sát này đã phân chia ra được tập địa chấn B (CL4 -1, CL4-2), C (CL5-1), D (CL5-2), E (CL5-3) và F (CL6-2), đã xây dựng được một số sơ đồ cấu tạo dị thường từ và tr ọng lực Bouguer.

5



Năm 1981 tàu nghiên cứu Iskatel đã tiến h ành khảo sát địa vật lý với mạng lưới 2x2,2 - 3x2-3 k m địa chấn MOB-ORT-48, tr ọng lực, từ ở phạm vi lô 09, 15 v à 16 với tổng số 2.248 km. Năm 1983 -1984 tàu viện sĩ Gamburxev đã tiến hành khảo sát 4.000 km tuyến địa chấn để nghiên cứu phần sâu nhất của bể Cửu Long. Trong thời gian này xí nghiệp liên doanh dầu khí Việt - Xô đã khoan 4 giếng trên các cấu tạo Bạch Hổ và R ồng: R -1X, BH-3X, BH-4X, BH-5X và giếng khoan TĐ-1X trên cấu tạo Tam Đảo. Trừ giếng khoan TĐ-1X, tất cả 4 giếng còn l ại đều phát hiện vỉa dầu công nghiệp từ các vỉa cát kết Miocen dưới và Oligocen (BH-4X). Cuối giai đoạn 1980 -1988 được đánh dấu bằng việc Vietsovpetro đã khai thác những tấn dầu đầu tiên t ừ hai đối tượng Miocen, Oligocen dưới của mỏ Bạch Hổ vào năm 1986 và phát hiện ra dầu trong đá móng granite nứt nẻ vào tháng 9 năm 1988. I.2.4. Giai đoạn 1988- ngày nay Giai đoạn từ năm 1988 cho tới ngày nay là giai đoạn phát triển mạnh mẽ nhất của công tác tìm ki ếm, thăm dò và khai thác d ầu khí ở bể Cửu Long. Song song với đó với sự ra đời của Luật Đầu tư nước ngoài và Luật Dầu khí, hàng loạt c ác công ty dầu nước ngoài đ ã ký hợp đồng phân chia sản phẩm hoặc cùng đầu tư vào các lô mở v à có triển vọng tại bể Cửu Long. Triển khai các hợp đồng đã ký về công tác khảo sát địa vật lý thăm d ò, các công ty d ầu khí đã ký hợp đồng với các công ty dịch vụ khảo sát địa chấn có nhiều kinh nghiệm tr ên thế giới như: CGG, Geco-Prakla, Western Geophysical Company, PGS v.v. Hầu hết các lô trong bể đ ã được khảo sát địa chấn tỉ mỉ không chỉ phục vụ cho công tác thăm dò mà cả cho việc chính xác mô hình v ỉa chứa. Khảo sát địa chấn 3D được tiến h ành trên hầu hết các diện tích có triển vọng và trên tất cả các vùng mỏ đã phát hiện. Trong l ĩnh vực xử lý tài liệu địa chấn 3D có những tiến bộ r õ r ệt khi áp dụng quy trình xử lý dịch chuyển thời gian và độ sâu trước cộng (PSTM, PSDM). Năm 2001, Vietsovpetro đã k ỷ niệm khai thác tấn dầu thô thứ 100 triệu. Đây là một dấu ấn quan trọng trong bước tiến của ngành công nghiệp dầu khí Việt Nam. Cho đến hết năm 2003, tổng số giếng khoan thăm dò, thẩm lượng và khai thác đã khoan ở bể Cửu Long khoảng 300 giếng, trong đó riêng Vietsopetro chiếm 70 %. Bằng kết quả khoan, nhiều phát hiện dầu khí đ ã được phát hiện: Rạng Đông (lô 15-2), Topaz North, Diamond, Pearl, Emerald (lô 01), Cá Ng ừ Vàng (lô 09-2), Voi Tr ắng (lô 16-1), Đông Rồng, Đông Nam R ồng (lô 09-1). Trong số phát hiện tính đến năm 2005 đã có năm mỏ dầu: Bạch Hổ, Rồng (bao gồm cả Đông Rồng và Đông Nam R ồng), Rạng Đông, Sư Tử Đen, Hồng Ngọc được khai thác với tổng sản lượng đạt khoảng 45.000 tấn/ngày. Tổng lượng dầu đã thu hồi từ 5 mỏ kể từ khi đưa vào khai thác cho đến đầu năm 2005 là khoảng 170 triệu tấn.

6



Tính đến cuối năm 2010 tại bể trầm tích Cửu Long đã phân ra 18 lô h ợp đồng, khoan tổng cộng hơn 500 giếng khoan thăm dò, thẩm lượ ng và khai thác, phát hi ện tổng cộng 18 mỏ trong đó có 11 mỏ đang được khai thác(Bạch Hổ, Sư Tử Đen, Cá Ngừ Vàng, R ồng…) với tổng sản lượng khai thác cộng dồn đạt 344.8 triệu m3 dầu quy đổi, nhiều phát hiện và các c ấu tạo triển vọng (hình 1.2)

Tuyến địa chấn

Hình 1.2: Sơ đồ các mỏ dầu, khí, các phát hiện trong bể Cửu Long

I.3. Cơ sở tài liệu I.3.1. Tài liệu địachấn Hoạt động dầu khí trên khu vực Bể Cửu Long là r ất sôi động. Tại hầu hết các lô trong bể đã được khảo sát địa chấn 2D với mật độ tuyến 30km x 50k m; 4km x 4km hoặc dày hơn. Tại m ột s ố lô có phát hiện dầu khí , đặc biệt l à trên phần diện tích của các mỏ đã tiến hành khảo sát địa chấn 3D (Hình 1.3). Khối lượng tài liệu địa chấn khảo sát ở bể Cửu Long phục vụ cho nghiên cứu n ày được tr ình bày ở các bảng 1.1 và bảng 1.2

7



Bảng 1.1: Các kh ảo sát địa chấn 2D

Tên khảo sát De74_15 De78_15 Eo89_17 Eo94_17 JV95_15_2 Mo74_cl Pn91_01 Pn93_01 Pn95_01 Pv78_cl Vinhchau_25_31 Vs81_15 Vs84_cl Vs85_BH Vs87_1 Vs87_bd Vs87_td Vs88_9bh Vs93_9 Vs96_9r PK03 Tổng Bảng 1.2 : Các kh ảo sát địa chấn 3D

Tên khảo sát VS92-BH-3D VS93-96-DR-3D CL99_15-1 PNAS95-3D VSP07_04.3C_3D CL_LS04_15_1_01_97_3D CUULONG01_15_1_3D HOANVU01_09_2_3D THANGLONG05_15_2_3D VSP03_09_1_3D VSP04_17_3D VRJ02_09_3_SOI_3D

8

Chiều dài (km) 4.139,50 3.270,90 2.349,00 384,00 519,50 6.252,20 7.048,50 5.356,00 3.362,40 4.974,70 1.914,70 873,80 4.064,30 553,40 1.340,90 959,50 206,90 312,60 1.174,00 249,00 7.006,31 56.312,11

Diện tích (Km2) 332,465 425,985 900,144 357,992 218,8 765,8 400,00 650,00 1.210,35 81,30 460 277,5



VRJ02_09_3_DOIMOI_3D HOANGLONG_CONOCO00_16_1_1 PHUQUY08_15_1_3D PHUQUY08_16_2_3D THANGLONG08_15_2_3D Tổng

121,5 1336 1716 1716 686,5 11.656,34

Các khảo sát địa chấn tại bể Cửu Long bắt đầu từ những năm 1970 của công ty Ray Geophysical Mandrel dọc bờ biển với mạng lưới 30x50km. Khảo sát năm 1974 của Mobil tại lô 09 với mạng lưới 8x8km. Năm 1978 công ty Geco (Na Uy) thu nổ địa chấn 2D trên lô 09, 16, v ới tổng số 11898,5 km và làm chi ti ết tr ên cấu tạo Bạch Hổ với mạng lưới tuyến 2 x 2 và 1x1 km. Riêng đối với lô 15, công ty Deminex đã h ợp đồng với Geco khảo sát địa chấn với mạng lưới 3,5 x 3,5 km tr ên lô 15 và c ấu tạo Cửu Long (nay là R ạng Đông). Từ năm 1989 đến nay đã có thêm r ất nhiều các khảo sát 3D trên hầu hết các diện tích có triển vọng v à trên tất cả các vùng mỏ đã phát hiện. Các tài liệu này do các công ty thu n ổ tại các thời điểm khác nhau trên các hệ định vị khác nhau đã được chuyển đổi về cùng một hệ định vị chung là SPHERIOD WGS 84, h ệ chiếu TM kinh tuyến 1080E. Khi qui đổi về cùng một hệ tọa độ, nhìn chung các loạt tài liệu này không b ị sai lệch về pha cũng như thời gian nên không gây khó khăn cho quá tr ình liên k ết. Các kh ảo sát liệt k ê trên có chiều sâu thu nổ thay đổi từ 5s (Mandrel, Pn91_01, Pn93_01, Pn95_01…); 6s (CuuLong, Pv78_cl…) cho tới 7s (PK03…) và chất lượng từ kém đến tốt. Nhìn chung khảo sát địa chấn 2D và 3D đáp ứng được mục tiêu của công tác tìm kiếm thăm dò. Công tác x ử lý và minh giải tài liệu địa chấn đã được hoàn thiện. Các xử lý đặc biệt (PSDM, CBM) được sử dụng phổ biến là cơ sở làm nâng cao ch ất lượng minh giải tài liệu địa chấn, góp ph ần chính xác hóa tiềm năng dầu khí ở khu vực này.

9



Hình 1.3: Sơ đồ tuyến khảo sát địa chấn của bể Cửu Long Ngoài các tài liệu địa chấn n êu trên, các b ản đồ cấu trúc do nhà thầu dầu khí thành lập ở từng lô cũng đã được sử dụng nhằm tham khảo trong quá tr ình minh giải cũng như ghép nối thành bản đồ cấu trúc cho cả bể. 1.3.2. Tài li ệu giếng khoan Trong khu vực nghiên cứu, một lượng lớn các loại mẫu như mẫu thạch học, cổ sinh, địa hóa và m ẫu lõi đã được lấy và phân tích. Cùng với đó là các tài liệu giếng khoan (tổ hợp các đường cong các địa vật lý giếng khoan, master log và thử vỉa) rất đầy đủ và chi tiết trong từng lô, từng giếng. Số lượng mẫu sử dụng cho đề tài này được trình bày trong các b ảng 1.3 đến 1.8. Nhìn chung các tài li ệu này có chất lượng tốt. Cùng với tài liệu địa chấn, đây là nguồn tài liệu quan trọng và cơ bản, đặc biệt là tài liệu mudlog, mẫu lõi, Địa vật lý giếng khoan, và thử vỉa, quyết định con số tính trữ lượng dầu khí tại chỗ v à tiềm năng. 1.3.3. Tài li ệu khác

Bên cạnh tài liệu địa chấn và tài liệu giếng khoan, các báo cáo tính tr ữ lượng dầu khí tại chỗ của các mỏ đã được chính phủ phê duyệt, báo cáo tính tr ữ lượng dầu khí tại chỗ của các phát hiện đã được nh à thầu đánh giá, các nghiên cứu đánh giá tiềm năng dầu khí của bể từ trước đến nay cũng là nguồn tài liệu phục vụ cho nội dung nghiên cứu của đề tài này (bảng 1.9).

10



Bảng 1.3: Thống k ê tài liệu mẫu và tài liệu giếng khoan theo lô Lô

15-1

15-2

16-1

16-2

09

01&02

01&02/97

17

Số lượng mẫu thạch h ọc

Số lượng m ẫu lõi

Master Log

Tổ hợp các đường cong ĐVLGK AO10, AO30, AO90, CAL DRHO, DTCO, ECGR NPHI, RHOM, PE GR, SP, CALI, LLD LLS, CNL, RHOB

1. Lát mỏng

510

2. XRAY

380

3. SEM

109

1. Lát mỏng

55

2. XRAY

27

3. SEM

30

1. Lát mỏng

577

2. XRAY

801

3. SEM

0

DT, PEF AO10, AO30, AO90, CAL DRHO, DTCO, ECGR NPHI, RHOM, PE

1. Lát mỏng

38

GR, SP, HGK, BK

2. XRAY

38

3. SEM

38

1. Lát mỏng

187

2. XRAY

32

3. SEM

11

1. Lát mỏng

105

2. XRAY

105

3. SEM

2

1. Lát mỏng

146

2. XRAY

146

3. SEM

146

1. Lát mỏng

5

2. XRAY

-

3. SEM

-

299

X

32

X

589

X

113

X

X

X

X

Res, DT, A2M5

X

X

CAL, GRC GR, CAL, SP, AK, BK MBK. LLD, NPHI

X

130

X

-

X

-

-

11

Thử vỉa (DST)

RHOB AO10, AO30, AO90, CAL DRHO, DTCO, ECGR NPHI, RHOM, PE AO10, AO30, AO90, CAL DRHO, DTCO, ECGR NPHI, RHOM, PE GR, SP, LLD, LLS MSFL, DT

X

X

X



Bảng 1.4: Thống k ê tài liệu mẫu và tài liệu giếng khoan theo tập Số lượng mẫu thạch học

Tập

Số lượng m ẫu lõi

Tổ hợp các Master Log

đường cong

Lát m ỏng

XRD

SEM

ĐVLGK

BII

20

10

20

BI

596

312

132

300

C

181

129

40

210

D

98

107

33

161

E

121

140

37

242

F

67

72

25

107

Móng

310

-

-

30

GR, AO 10, AO 90, DT, NPHI, RHOB, CAL, PE, LLSC, RHOM, RMLL, SFR 10C, SFR 50C, CNC, ZDEN, CR, SP, FMI, S 40C, S30C, S12C

X

Bảng 1.6 Mẫu phân tích địa hóa GK Diamond-1 Emerald-1 Pearl-1 Ruby-1 Ruby-2 Ruby-3 15-1-ST 15-1-SD-1X 15-1-SD-2X 15-2-PD-1X 15-2-RD-1X 15-2-RD-2X 15-2-RD-3X 15-2-RD-4X 15-2-RD-5X 15-2-RD-6X 15-2-VD1XR

Số lượng mẫu phân tích RE 37 17 9 4 7 6 20 19 16 18 102 18 20 11 8 20

GK

Số lượng mẫu phân tích RE

15-2-GD-1X 15-A-1X 15-B-1X 15-C-1X R-2 R-3 R4 16-2-BG 16-2-TD 16-VV-1X 16-1-NO 16-1-TGT 16-2-BD 16-2-BV-1X 17-DD-1X

56 21 20 16 14 30 37 12 24 38 21 63 56 34 14

63

17-VT

47

12



Bảng 1.5 Mẫu phân tích thạch học 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

15-2-VD-2X 15-2-VD-2X PV-XT-1X 15-2-VD-1XR 15-2-RD-11P Ruby 10PL 15-2-RD-12P 15-1-SD-1X 15-1-SD-1X 16-1-TGC-1X 16-1-TGV-1X 16-1-TGX-1X

13 14 15

15-2/01/HST-1X 02/97-TL-2X 02/97-DD-1X

21 34 55

16 17 18 19

Diamond-3X Jade-2XST 15-1-SD-6X 16.1-TGH-1X 01- Moonstone1X/1XST1 16.1-TGD-1X 15-1-SN-2X 15.1-SV-4X 16.1-VN-1X 16.1-TGL-1X 01/97-HXS-1X 15-1-SN-1X 16.1-TGT-3X 15-1-ST-1X 15-2-RD-8X 15-2-RD-9X 15.2/01-HSD-2X 16-1-TGT-7X 01&02/97-HT-1X 02/97-DD-2X 15-2-RD-4X 15-2-RD-2X Ruby-4X 15-2-RD-3X 15-2-RD-5X Emerald-1X Opal-1 15-2-PD-1X 09-2-CNV-1P-ST1 09-2-COD-1X

9 31 3 16

Kh o ảng độ sâu 3300-4000 3335-3960 400-1805.0 3120-3380 3700-4546 3080-3535 3470.0-4170.0 1650-2495 2510-3011 2125-3670 2170-3900 2140-3500 2748.683057.84 1775.5-2290 1425-2180 2191.212205.13 1965.5-3792.0 1740-1780 2185-3665

10 35 17 6 20 46 23 17 47 53 17 24 19 42 49 37 9 16 29 12 6 27 9 15 21 54

2994.0-4520.0 3190- 4620 2790-3300 3380-3407 2340-3125 2160-3695 1855-3362 1595-3340 2272-2854.05 2615-4425 3280-4275 2189-3253.5 3456-3747 2641-3415 1415-2505 1430.5-2157.0 2196.5-3124.0 3399-4090 1775.3-3123.3 3230-3540 2168.95-2184.8 3597-4084 1657.5-2189 2050-3049 4005-4845 2280-4468

STT

20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45

Tên gi ếng khoan

Số mẫu đã phân tích 39 22 13 12 33 7 48 64 35 22 46 34

13

Số mẫu th ạch học 39 22 13 12 33 7 48 59 35 22 46 34

Số mẫu XRD 39 22 13 12 33 48 41 22 19 46 34

10 7 6

21 34 55

16 22 32

16 20 22

3 16

4 3 4

10 35 17 6 20 46 23 17 47 53 17 24 19 42 49 37 9 16 29 12 6 27 9 15 21 54

9 31 3 16

Số mẫu SEM

9

35 6 6 13 46 20

14

23 20

22 30

4 30

24 19 24 24 31 9 16 7 12 6

24 21 24 31 9 6 6

15 54

29



Bảng 1.7 Mẫu cổ sinh Tên gi ếng khoan

Số mẫu đã phân tích

Kh o ảng độ sâu

Số mẫu vi cổ sinh micropaleontology

Tảo nanofosil

Số mẩu bào t ử phấn

PV-XT-1X 15-1-SD-3X 15-1-SD-2X-ST 15-1-ST-2X BH-18 Rong-10 15-1-SD-4X 09-2-CNV-1X 16-1-NO-1X 15-1-SC-1X 16-2-BG-1X 15-1-SV-1X 15-1-SD-2P 16-1-VV-1X 09-2-COD-1X 16-1-VT-1X 15-1-SV-2X Rong-23 02/97-AmSW1X 15-1-SV-3X 15-2-PD-2X 09-3-SOI-2X 02/97-DD-1X 15-1-SN-1X 15-1-ST-4X 02-Jade-2X/ST 01-Moonstone1X/ST

35 165 137 145 15 70 31 117 54 79 92 69 170 81 168 36 53 35

3300-4000 1600-2690 1100-3135 1785-3003 3160-3400 2274-4317

35 58 64 65 15 70 18 117 54 26 18 24 52 81 168 36 14 35

35

35

32 154 137 145 15 70 31 117 54 79 92 69 170 81 168 36 53 35

37 27 42 116 33 45 83 43

1680-2245 2200-2980 2510-3330 600-2279 1220-2048.2 1440-3367 2570-4880 1925-3685

37 27 42 112 33 15

37 27

37 27

30

6

161 99 56 80

32 33 34 35 36 37

16-1-TGD-1X 16.1-TGT-6X 16-1-VN-1X 16-1-TGH-1X 01/97-HD-1XST 02-97-DD-2X 09.3-DM-3X 15.1-SN-2X 15.2-HSTT-1X 15.1-ST-NW-1X

1730-4525 2120.53608.5 2190-3437 1819-2655 2115-3680

38 39 40 41 42

Diamond-1 Ruby-2 15-2-PD-1X Emerald 01-1X 15-2-VD-1XR

36 50 60 61 117

STT 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

72 28 317 134 44 35

1000-3721 1905-3065 1705-3080 1300-3370 1700-2840 1320-2620 1890-3440 600-4615 1620-2157 1700-2830 2740-3520

1465-3340 1322.5-2126 1600-3550 1572-3249 2119.8-3510 1 1725.13503.1 1810-3375 700-3130 810-3857 690-3030

14

15 70 117 54 18

81 168 36

33 15

112 33 45 83 43 30

161 99 56 80

161 99 56 80

161 99 56 80

72 28

72 28

17 44

17 44

72 28 317 134 44 35

6 50 61 117

36 50 60 61 79



43

15-2-RD-1X

143

44 45 46

01-B-1X 15-2-GD-1X Agate-1

28 85 5

160-3090 1666.52702.2 2100-3720 1020-1419.5

143

85

28 85 2

28 85 5

2

Bảng 1.8 Thống kê tài liệu thử vỉa

ô L

16-1

u ầ h T à h N

n a o h k g n ế i G

HOANGLONG JOC

16.1 -TGT-5X

m ă N

2006

Kh o ảng thử vỉa

DST#2 DST#1

THANH LONG JOC

15-2/01 HSD-1X

2007

DST#1 DST#2 DST#3

152/01 THANH LONG JOC

15-2/01 HST-1X

2006

HST-1X ST-1 PCVL

02

15 - 2

PCVL

JADE-3X

JADE-4X

DST#1 DST#2 DST#3 DST#4 DST#5

DST#1 2008

2008

JVPC

PD-3X

2005

JVPC JVPC JVPC

15-2-PD-4X 15-2-RD-12X 15-2-RD-15X

2005 2001 2003

15

2841.5-2857.5 2862.5-2866.2 3021.5-3053.5 3098-3832 basment 3750-5401 basment 2324-2340 Miocen 3125-3137 ( Oligocen C Lower) 3023-3043 (Oligocen C Upper) 2781-2825 (Mi lower Bach Ho 5.2 lower) 2739-2770 (Mi lower Bach Ho 5.2 upper) 2569-2608 (Mi lower Bach Ho 5.1) 2864-2871 & 2881.5-2940 ( Mi lower Bach Ho 5.2 )

DST#2

3455 - 3477.77 3480.5 - 3496 ( Oligocen ) 3590.5 - 3617

DST#1

3678 - 4133 ( Basment )

DST#1

3747-3762 3662-3667


3606-3611 3553-3559 3541.5-3547.5 3770-3921 3473 4320 - 3480 2180 3249



PCVL

01-DM-2X

2006

01

DST#2 DST#3 DST#1 DST#2

Granit Basement 3292-3306 ( OL-E/F) 2357-2383 ( OL-05) 2138-2144 ( MI-70) 3690-2352 2234-2244

DST#1

LS JOC

02/97-TL-3X

2008

15-1

CL JOC

15-1 SN-2X

2007

DST#1

3257m - 4283m

151/05

PVEP PHU QUY

LDN-1X

2009

Thang Long JOC Thang Long JOC HLJOC HLJOC HLJOC

HSB-1X HSN-1X TGL-1X TGT-1X TGT-2X

2008 2008 2007 2005 2006

DST#1 DST#2 DST#1 DST#1 DST#1 DST#2 DST#3

3300-3657 2950-3010 2730-2767

HLJOC HLJOC

TGT-3X TGT-4X 01-97- Ho Xam1X 02-97- Dong Do 1X

2006 2006

DST#1 DST#1

2332-3120 4298 2666.5-2726.5 2817-2763.5 2944-2927 2827-2887 3343-3349.1

2006

DST#1

3513-3550

2007

DST#1

2056-2050

02/97

152/01

16-1

01/97

Lam Son JOC Lam Son JOC

DST#2

DST#3 02/97 Lam Son JOC

02-97- Thang Long 2X

2007

DST#1


4681-4876 3963-4205

DST#1

2511-3015

DST#2

2391-2393 2400-2405 2411-2416

DST#3 JVPC Petronas Carigali

15-2 PD-4X Azurite 2X

2006 2008

Petronas Carigali CLJOC

RB 14 XP-ST2 ST-4X

2006 2006

16-1-TGH-1X

2007

15-1-SD-1X

2000

01&02 15-1 16-1

HOANG LONG JOC CUU LONG JOC

15-1

16

2214-2206 2206-2198 2190-2182 2224-2217.9 2217.9-2216 1970-1965 1857-1848 3240-3480 2759-4669 2736-2748

DST#2

15-2

2082-2076 1828-1826 1836-1830 1840-1836 1855-1845 1869-1859 1580-1574 1546-1540 1447-1441


khí trên biển và thềm lục địa Việt N am” Đề tài nhánh “Đánh giá tiềm năng dầu khí bể Cửu Long ” DST#3

CUU LONG JOC

15-1-SD-2X

2001

DST#1 DST#2 DST#3 DST#1

15-1-SD-2XST

2193-2211744-1756 3004-3866 2171-2176 2184-2189 1910-1890 3151-3547

Bảng 1.9. Các báo cáo Trữ lượng đánh giá các lô, bể Cửu Long STT

1

2

3

4 5 6 7 8

9

10 11 12 13

Báo cáo

Tổng hợp, đánh giá cấu trúc địa chất và tiềm năng dầu khí lô 17- bồn trũng Cửu Long. Tổng công ty Dầu khí Việt Nam Petrovietnam II. HCM, 3, 1992 Đánh giá tiềm năng dầu khí đề xuất phát triển lô 15-1/05. PVEP. 5, 2006

phương án tìm kiếm thăm dò và

Nguyễn Anh Đức. Báo cáo đánh giá tiềm năng dầu khí đề xuất phương án tìm kiếm thăm dò và phát triển lô 16-2. HCM, 6, 2006 Đánh giá tiềm năng – triển vọng dầu khí lô 15-1/05 bể Cửu Long. PIDC. HN,11 July 2006 Hoàng Văn Quý. Tính lại trữ lượng dầu và khí hòa tan mỏ Bạch Hổ. Báo cáo. Vũng Tàu, 2006 Báo cáo đánh giá trữ lượng dầu khí ban đầu mỏ Nam Rồng- Đồi Mồi. Vietsovpetro- VRJ Petroleum Company. Vũng Tàu, 2, 2007 Minh giải tài liệu địa chấn 2D và đánh giá tiềm năng dầu khí các lô 25&31. PVEP, HCM, 12, 2007 Hoàng Văn Quý. Tính lại trữ lượng dầu và khí hòa tan phần trung tâm và Nam khu vực trung tâm mỏ Rồng . Báo cáo. Vũng Tàu, 2008 Tổng hợp đánh giá tài liệu địa chất - địa vật lý, chính xác hóa cấu trúc địa chất và đề xuất các phương án tận thăm dò cho các khu vực ít được nghiên cứu của lô 09-1. Vietsovpetro. Đà Lạt, 06, 2011 M.Jackson, A.E. Hopkins, J.Gover. The geology and hydrocarbon potential of block 17. January, 1989 Re-evaluation of block 17. Interprise Oil. February, 1994. Rang Đong Field Hydrocarbon Initial In Palace and Reserves Assessment Report. JVPC. November 2003 Emerald field HIIP and Reserves Assessment Report block 01&02 offshore Vietnam. PCV. A ril 2005

17



Bảng 1.9. Các báo cáo Tr ữ lượng đánh giá các lô, bể Cửu Long

STT 14 15 16 17 18 19 20

21

22 23 24 25 26

Báo cáo Ca Ngu Vang Field Block 09-2, Offshore Vietnam HIIP & Reserves Report. Hoan Vu JOC. Feb, 2006 Topaz field HIIP & Reserves Assessment Report. PCVL. October, 2006 Topaz field HIIP & Reserves Assessment Report. PCVL. March, 2007 Phuong Dong field oil & gas initial in place and reserves assessement report. JVPC, 2007 Hydrocarbon potential evaluation in the Soi area. VAJ. Vung Tau, september, 2007 Te Giac Trang Reserves Assessment Report. Hoang Long JOC. March, 2008 Bock 01/97&02/97, Thang Long Field – Reserves Assessment report. Lam Son JOC. December, 2008 Geological evaluation report for retaining areas for field development and appraisal block 16-1. Hoang Long JOC. May, 2009 HIIP and Reserves assessment report of Su Tu Den and Su Tu Vang complex block 15-1. Cuu Long JOC, September, 2009 Te Giac Trang Field-Block 16-1 supplemental HIIP and Reserves Assessment report. Hoang Long JOC, March 2010 Su Tu Nau-Ho Xam South structure HIIP and Reserves assessment report. Cuu Long JOC, Lam Son JOC, PCVL. January, 2011 Well evaluation report 09-2/09-KNT-1X. PVEP Hong Long. HCM, 2, 2011 Hai Su Den Field reserves assessment report. Thang Long JOC. HCM, september, 2011

18



CHƯƠNG II: CẤU TRÚC ĐỊA CHẤT II.1. Minh giải tài liệu địa chấn II.1.1. Cơ sở li ên kết các tập địa chấn

Ranh giới các tập địa chấn đã được xác định trên cơ sở kết quả của các giếng khoan k ết hợp với phân tích đặc trưng địa chấn. Có 7 mặt phản xạ chính ( Hình 2.1) được chọn để minh giải như sau : - Nóc tập Móng âm học - Nóc tập E (nóc Oligocen sớm) - Nóc tập D (Nóc tập sét Oligocen) - Nóc tập C (Nóc Oligocen) - Nóc tập BI (nóc Miocen sớm) - Nóc tập BII (nóc Miocen giữa) - Nóc tập BIII (nóc Miocen muộn)

Tương ứng là 6 tập địa chấn bao gồm : - Tập E – Giữa nóc Móng và nóc E - Tập D – Giữa nóc E và nóc D - Tập C – Giữa nóc D và nóc C - Tập BI – Giữa nóc C và nóc BI - Tập BII – Giữa nóc BI và nóc BII - Tập BIII – Giữa nóc BII và nóc BIII

19


khí trên biển và thềm lục địa Việt N am” Đề tài nhánh “Đánh giá tiềm năng dầu khí bể Cửu Long ” R116 R9

R11

T

Đ

Hình 2.1: Các m ặt ranh giới và các tập địa chấn ở bể Cửu Long (tuyến địa chấn qua giếng R116, R9 và R11)

II.1.1.1 Đặc điểm của các mặt phản xạ v à các tập địa chấn

a. Các mặt phản xạ Mặt móng âm học: Nhìn chung trong toàn bể phản xạ có biên độ cao, mạnh, độ liên tục tốt. Tr ên khu vực móng nâng cao đặc trưng trên càng thể hiện r õ. Phần trong móng độ liên tục kém. Tầng móng có điện trở cao, tốc độ truyền sóng và GR cao hơn so với tập trầm tích phủ trực tiếp bên trên. Điện trở thay đổi từ v ài chục Ohmm ở phần trên (tương ứng với đới phong hóa nứt nẻ) tới h àng nghìn Ohmm ở phần sâu hơn (tương ứng với đới đá rắn chắc) ở b ên d ưới. Giá trị GR thay đổi từ 60 API (khu vực R ạng Đông, Phương Đông, Ruby) tới 180 API (khu vực Tam Đảo, Báo Gấm, Báo Vàng, Voi Tr ắng, Voi Vàng, Đu Đủ). Riêng tại phần đới nâng trung tâm bể (Rồng, Bạch Hổ) bề mặt móng âm học có đặc điểm tần số thấp, biên độ cao. Trên mặt cắt địa chấn tầng này phân tích theo pha âm. Theo tài li ệu ĐVLGK, móng được liên k ết r õ ràng theo ranh giới với giá trị vận tốc và điện trở suất cao. Móng là đá magma, chủ yếu là granit và granodiorit. Ph ần tr ên m ặt móng gặp đá dăm kết núi lửa (khu vực Đông Nam). Phản xạ dưới tầng móng là ph ản xạ của đứt gãy, hoặc vùng nứt nẻ trong móng, hoặc nhiễu không liên quan với cấu trúc địa chất b ên trong. Nóc tập E : phản xạ có biên độ trung bình đến mạnh, là bề mặt bào mòn cắt cụt. Tầng này có giá tr ị GR thấp, điện trở cao. Dọc theo đới nâng trung tâm và trên một số cấu tạo, tầng E kề áp lên bề mặt móng hoặc nằm sâu bên cánh sụt của cấu tạo hoặc

20



vắng mặt ( Bạch Hổ, Rạng Đông, Phương Đông, Jade, Agate, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Sư Tử Trắng, Tam Đảo, Báo G ấm, Đu Đủ). Nóc t ập D: Là nóc tập sét với đặc trưng tầng phản xạ có biên độ mạnh, độ li ên tục từ trung bình đến tốt. Phần Đông Bắc phản xạ có biên độ trung bình, độ liên tục kém, phân lớp. Phần trung tâm phân lớp kém, biên độ thấp. Phần Tây Nam có phản x ạ phân lớp kém, biên độ thấp, dự báo thành phần sét là chủ yếu. Điện trở ít phân dị, có giá tr ị trung bình 4-6 Ohmm. Đường GR ít phân dị, lớn hơn so với tập trầm tích bên trên và có giá tr ị trung bình 78-80 API (BH9) đến 135-140 API (Ruby). T ỷ lệ cát/sét thấp, phân lớp mỏng, trong một vài giếng khoan phát hiện các thân cát mỏng, hạt mịn hướng lên trên. Nhìn chung nóc tầng D là m ặt bất chỉnh hợp bào mòn cắt cụt. Tầng này có giá tr ị GR cao, điện trở cao, có mặt tại hầu hết các giếng khoan, ngoại trừ v òm trung tâm mỏ Bạch Hổ và cấu tạo Chôm Chôm, Đu Đủ, Rồng. Nóc t ập C có phản xạ với biên độ mạnh và độ liên t ục tốt, là b ất chỉnh hợp b ào mòn khu vực toàn bể. Tầng C vắng mặt tr ên vòm trung tâm và m ột phần cánh phía Đông mỏ Bạch Hổ, cấu tạo Sói, Chôm Chôm. Phần Đông Bắc v à Trung tâm bể có phản xạ biên độ cao, độ liên t ục tốt, phân lớp ổn định với các tầng sét d ày xen k ẽ các lớp cát, phản xạ có dạng chồng lấn. Phần Tây Nam có phản xạ không liên tục, biên độ thấp, tần số thấp. Điện trở trung b ình từ 2 -5 Ohmm đến 15-20 Ohmm. Giá tr ị GR thay đổi từ thấp 30-50 API (15C, R3) đến trung bình 85-95 API (Đu Đủ). T ỷ lệ cát/sét có giá tr ị trung bình trong hầu hết các giếng khoan. Tầng này có mặt tại hầu hết các giếng khoan trong b ể Cửu Long. Nóc tập BI là nóc của tầng sét với đặc trưng tầng phản xạ có biên độ trung bình, độ liên tục tốt. Tập này có m ặt tại tất cả các giếng khoan. Tại trung tâm bể có phản xạ song song, biên độ trung bình đến cao, độ liên tục kém. Phần Đông Bắc và Tây Nam có phản xạ lộn xộn đến song song, biên độ trung bình đến cao, đội liên tục kém đến trung bình, tần số trung bình đến cao. Ph ần dưới điện trở thay đổi trong khoảng 2-7 Ohmm và phần trên cùng thay đổi từ 0.8-1.5 Ohmm. Giá tr ị GR thay đổi từ thấp (25 API) đến trung bình (80 API). Phần trung tâm phân lớp mỏng nhưng về phía Đông Nam như R3. Tỷ lệ cát/sét thay đổi từ thấp đến trung bình (25-55%), tập này có xu th ế hạt mịn hướng lên trên. Nóc tập BII là nóc của tập cát hạt thô với đặc trưng tầng phản xạ có biên độ mạnh, độ liên t ục tốt và là mặt bất chỉnh hợp khu vực. Tập n ày có ph ản xạ song song gần như nằm ngang hoặc uốn nhẹ theo cấu trúc bề mặt nóc tầng Bạch Hổ. Nóc t ập BIII với đặc trưng phản xạ có biên độ mạnh, liên t ục, bề mặt phản xạ song song. Phân bố toàn khu vực và liên k ết có độ tin cậy cao. b. Đặc trưng phản xạ của các tập địa chấn Tập E Nằm giữa nóc Móng và nóc tập E, tập E thường nằm trong các địa h ào và bán địa hào, thường bị bào mòn ở đỉnh các cấu trúc. Tập E bao gồm 2 phụ tập, phụ tập

21



phía trên ph ản xạ liên t ục thấp và phân lớp song song (tại lô 15-2), phụ tập phía dưới đặc trưng bởi phản xạ không liên tục, có thể liên quan tới trầm tích năng lượng cao như lòng sông. Tập D Nằm giữa nóc E và nóc D. Đặc trưng của tập này là biên độ từ trung b ình tới cao, độ liên tục khá , đây cũng là đặc trưng của tập sét. Tập sét n ày có vận tốc thấp được lắng đọng trong môi trường thiếu ôxy v à có tiềm năng sinh cao. Theo tài liệu giếng khoan và phân tích địa hóa th ì đây là đá sinh chính của bể Cửu Long. Tập C Nằm giữa nóc D và nóc C. Tập C được nhận biết tr ên tài liệu địa chấn bởi biên độ cao và không chỉnh hợp góc nổi bật, đặc biệt là ở phía Nam lô 15 -1. Bên trong tập phản xạ có độ liên t ục tốt và biên độ cao. Hầu hết các đứt g ãy k ết thúc vào th ời gian này, cho thấy sự kết thúc của sự dịch chuyển cấu trúc chính trong bể. Tập BI Nằm giữa nóc C và nóc BI. T ập n ày có hai phụ tập, phần tr ên phản xạ có độ liên tục từ khá đến tốt, biên độ trung b ình và đặc trưng phản xạ gần song song đến song song. Ở phần dưới có đặc trưng phản xạ có biên độ cao, độ liên tục tốt và gần song song. Biên độ cao ở nóc của tập l à do trong tr ầm tích có các vật liệu núi lửa. Tập sét Rotalia là tầng tựa tr ên toàn khu vực và là tầng chắn rất tốt.

Tập BII Nằm giữa nóc BI và nóc BII. Trên m ặt cắt địa chấn ta thấy tập BII có độ liên tục tốt, biên độ từ trung bình đến cao, phản xạ gần song song đến phân kỳ. Tập BIII Nằm giữa nóc BII và nóc BIII. Các ph ản xạ có độ liên tục tốt và nằm hoàn toàn chỉnh hợp lên t ập BII. Bao gồm các phản xạ song song phân kỳ, biên độ phản x ạ thấp đến trung bình. II.1.1.2 Liên kết với t ài liệu giếng khoan

Đã sử dụng ranh giới phân chia địa tầng từ tài liệu ĐVLGK của 40 GK (Bảng 2.1) trong tổng số các giếng khoan ở khu vực nghi ên cứu để liên k ết với tài liệu địa chấn nhằm minh giải tài liệu địa chấn cho toàn bể.

22



II.1.2 K ết quả minh giải

Trên cơ sở xác định các mặt phản xạ như ở bảng 2. 2 và hình 2.2 đã tiến hành kiểm tra, liên k ết t ài liệu địa chấn cho toàn bể. K ết quả minh giải, liên k ết này được thể hiện từ hình 2.4 đến 2.14. Bảng 2.2: Liên k ết các mặt phản xạ

MẶT PHẢN XẠ Nóc Móng âm học Nóc E Nóc D Nóc C Nóc BI Nóc BII Nóc BIII

CHIỀU CỦA ĐỊA CHẤN CHIỀU DƯƠNG CHIỀU ÂM CHIỀU ÂM CHIỀU DƯƠNG CHIỀU ÂM CHIỀU DƯƠNG CHIỀU DƯƠNG

CHẤT LƯỢNG LIÊN K ẾT KÉM ĐẾN TỐT KÉM ĐẾN TỐT KHÁ ĐẾN TỐT KHÁ ĐẾN TỐT TỐT TỐT TỐT

T

Đ

Hình 2.2: Cơ sở phân chia, liên k ết tài liệu địa chấn

23



TN

ĐB

Hình 2.3: Mặt cắt địa chấn 3D qua giếng khoan 15-1-LDV-1X và 15-1-LDV-2X TN

ĐB

Hình 2.4: Mặt cắt địa chấn 3D qua giếng khoan BH-6 và BH-9

24



TN

ĐB

Hình 2.5: Mặt cắt địa chấn 3D qua giếng khoan 16 -2-BV-1X và 16-2-BG-1X T

Đ

Hình 2.6: M ặt cắt địa chấn 3D qua giếng khoan 17-N-1X

25



ĐN

TB

Hình 2.7: Mặt cắt liên k ết khu vực Đông Bắc bể Cửu Long ĐN

TB

Hình 2.8: Mặt cắt liên k ết khu vực Đông Bắc bể Cửu Long TB

ĐN

Hình 2.9: Mặt cắt liên k ết khu vực trung tâm bể Cửu Long

26



TB

ĐN

Hình 2.10: Mặt cắt liên k ết khu vực Nam trung tâm bể Cửu Long ĐN

TB

Hình 2.11: M ặt cắt liên k ết khu vực Nam bể Cửu Long TN

ĐB

Hình 2.12: Mặt cắt liên k ết theo hướng Đông Bắc – Tây Nam (Bắc trung tâm bể Cửu Long)

27



TN

ĐB

Hình 2.13: Mặt cắt liên k ết theo hướng Đông Bắc – Tây Nam (Tây Nam trung tâm b ể Cửu Long) TN

ĐB

Hình 2.14: Mặt cắt liên k ết theo hướng Đông Bắc – Tây Nam (Đông Nam trung tâm bể Cửu Long) Từ kết quả minh giải ta thấy các đứt gãy chính là những đứt gãy thuận dốc (listric) phương ĐB-TN (hình 2.5), cắm về ĐN, một số có hướng Đ-T tạo thành nhiều bán địa hào, địa hào cùng hướng phát triển theo các đứt gãy được thành tạo. Các đứt gãy nghịch ở một số nơi như trên cấu tạo Rạng Đông, phía tây cấu t ạo Bạch Hổ (hình 2.4) và một số khu vực mỏ Rồng phát sinh do hoạt động ép nén v ào cuối Oligocen muộn đ ã đẩy trồi các khối móng sâu, gây ra nghịch đảo trong trầm tích Oligocen ở trung tâm các đới trũng chính. Vào thời kỳ Miocen sớm quá tr ình tách giãn đ áy Biển Đông theo phương TBĐN đ ã yếu đi và nhanh chóng k ết thúc vào cuối Miocen sớm, quá tr ình nguội lạnh vỏ diễn ra tiếp theo. Điều này được minh chứng ở các đứt g ãy x ảy ra ở thời kỳ Miocen sớm và chấm dứt ở Miocen giữa (hình 2.3, 2.4).

28



II.1.3 Xây dựng các bản đồ cấu trúc đẳng thời và đẳng sâu Trên cơ sở kết quả minh giải tài liệu địa chấn, các bản đồ đẳng thời đã được xây dựng với tỷ lệ 1/200.000 (bản vẽ số 1-7). Các b ản đồ này bao gồm: - Bản đồ cấu trúc đẳng thời mặt móng (H ình 2.16) - Bản đồ cấu trúc đẳng thời nóc tập E (Hình 2.17) - Bản đồ cấu trúc đẳng thời nóc tập D (Hình 2.18) - Bản đồ cấu trúc đẳng thời nóc tập C (Hình 2.19) - Bản đồ cấu trúc đẳng thời nóc tập BI (Hình 2.20) - Bản đồ cấu trúc đẳng thời nóc tập BII (Hình 2.21) - Bản đồ cấu trúc đẳng thời nóc tập BIII (Hình 2.22) Bản đồ cấu trúc đẳng thời được chuyển sang chiều sâu thông qua mô h ình chuyển đổi 3D. Mô hình chuyển đổi được xác định từ tài liệu “check shot” của các giếng trong khu vực bể Cửu Long. Mô hình chuyển đổi độ sâu được thể hiện trong hình 2.15.

Hình 2.15: Mô hình chuyển đổi độ sâu Việc chuyển đổi này được thực hiện tr ên phần mềm Depth Team Express của Landmark. Các bản đồ cấu trúc theo chiều sâu tương ứng bao gồm: - Bản đồ cấu trúc đẳng sâu nóc móng (H ình 2.23) -

Bản đồ cấu trúc đẳng sâu nóc tập E (Hình 2.24)

-

Bản đồ cấu trúc đẳng sâu nóc tập D (Hình 2.25)

-

Bản đồ cấu trúc đẳng sâu nóc tập C (Hình 2.26)

-

Bản đồ cấu trúc đẳng sâu nóc tập BI (Hình 2.27)

29



-

Bản đồ cấu trúc đẳng sâu nóc tập BII (Hình 2.28)

-

Bản đồ cấu trúc đẳng sâu nóc tậ p BIII (Hình 2.29)

Trên cơ sở các bản đồ này đã xây dựng 6 bản đồ đẳng dày tương ứng như sau: -

Bản đồ đẳng dày tập E (Hình 2.30)

-

Bản đồ đẳng dày tập D (Hình 2.31)

-

Bản đồ đẳng dày tập C (Hình 2.32)

-

Bản đồ đẳng dày tập BI (Hình 2.33)

-

Bản đồ đẳng dày tập BII (Hình 2.34)

-

Bản đồ đẳng dày tập BIII (Hình 2.35)

Trên các bản đồ cấu trúc có thể thấy r õ hệ thống đứt gãy, độ sâu của móng

trước Kainoizoi, độ sâu của các tập trầm tích đệ tam v à b ề d ày c ủa các tập trầm tích này ở từng khu vực. Bể trầm tích Cửu Long là một bể khép kín, ranh giới phía Đông Bắc là đới trượt Tuy Hòa ngăn cách với bể Phú Khánh, phía Tây Bắc tiếp giáp đất liền,

phía TN được giới hạn bởi đới nâng Khorat – Natura và Đông Nam được giới hạn bởi đới nâng Côn Sơn. Đối với bể Cửu Long độ sâu của móng từ hơn 400m ở r ìa b ể đến 9800m ở trũng trung tâm. Tr ên các bản đồ cũng cho thấy có 3 hệ thống đứt gãy chính

theo hướng ĐB-TN (phần Đông Bắc: lô 01, 02, 15-1), Đông – Tây (lô 16-1, 16-2), á Đông – Tây (lô 15-2) trong đó hệ đứt gãy ĐB-TN có biên độ lớ n. Trên bản đồ nóc tập E , cho thấy sự kế thừa của tầng móng và tr ũng sâu ở lô 15-1 và 15-2. Tập E xuất hiện chủ yếu ở phần trung tâm bể, với độ sâu từ 200m đến 6400m. Khu vực sâu nhất của tầng E nằm ở lô 15-2 và 16-1. Trên b ản đồ cũng thể hiện rõ những nơi mất trầm tích của tập E như tại khu vực mỏ Bạch Hổ, Rồng, Rạng

Đông… Đặc biệt ở phần Tây Nam của bể, tầng E chỉ xuất hiện ở trũng nhỏ thuộc lô 25 và lô 31. Tập D có độ sâu thay đổi từ khoảng 600m tới gần 5000m( nơi sâu nhất là ranh giới giữa lô 16 -1 và 16-2). T ại khu vực lô 25 hoàn toàn không có tập D. Tập C có mặt ở hầu khắp các trũng của bể Cửu Long. Độ sâu từ 1100m đến

4800m, và có xu hướng nông dần ra phía r ìa bể. Một số khu vực mất trầm tích như khu vực mỏ Rồng, phần giữa lô 01 và 02, ở lô 25 thì hoàn toàn vắng mặt tập C.

30



Tập B I tồn tại ít đứt gãy hơn hẳn các tầng phía dưới (Móng, E, D, C), điều này cũng phù hợp với đặc điểm kiến tạo của khu vực. V ào Miocen sớm, quá tr ình giãn đáy Biển Đông theo phương TB – ĐN đã yếu đi và nhanh chóng k ết thúc vào cuối Miocen sớm, các hoạt động đứt gãy vẫn còn xảy ra yếu. Tập BI xu ất hiện ở hầu khắp bể C ửu Long, chiều sâu của tầng BI dao động từ 200m đến 2300m tại khu vực trung tâm bể. Mất trầm tích của tầng n ày chủ yếu nhận biết được ở lô 01 &02. Tập BII h ầu như b ình ổn. Giai đoạn này chỉ còn một trũng lớn ở chính trung tâm bể (từ lô 15-2 đến lô 16-2 và 09-1) và nâng dần về phía r ìa bể. Tập BII phủ kín toàn b ể với chỗ nông nhất là gần 200m và sâu ở trũng trung tâm tới 1300m. Tập BIII có độ sâu thay đổi từ 180m đến 600m ở trung tâm bể. Sâu ở trung tâm bể và nông dần ra phần r ìa.

Hình 2.16: Bản đồ cấu trúc đẳng thời nóc móng bể Cửu Long

31



Hình 2.17: Bản đồ đẳng thời cấu trúc nóc tập E bể Cửu Long

Hình 2.18: Bản đồ đẳng thời cấu trúc nóc tập D bể Cửu Long

32



Hình 2.19: Bản đồ đẳng thời cấu trúc nóc tập C bể Cửu Long

Hình 2.20: Bản đồ đẳng thời cấu trúc nóc tập BI bể Cửu Long

33



Hình 2.21: Bản đồ đẳng thời cấu trúc nóc tập BII bể Cửu Long

Hình 2.22: Bản đồ đẳng thời cấu trúc nóc tập BIII bể Cửu Long

34



Hình 2.23: Bản đồ đẳng sâu cấu trúc nóc móng bể Cửu Long

Hình 2.24: Bản đồ đẳng sâu cấu trúc nóc tập E bể Cửu Long

35



Hình 2.25: Bản đồ đẳng sâu cấu trúc nóc tập D bể Cửu Long

Hình 2.26: Bản đồ đẳng sâu cấu trúc nóc tập C bể Cửu Long

36



Hình 2.27: Bản đồ đẳng sâu cấu trúc nóc tập BI bể Cửu Long

Hình 2.28: Bản đồ đẳng sâu cấu trúc nóc tập BII bể Cửu Long

37



Hình 2.29: Bản đồ đẳng sâu cấu trúc nóc tập BIII bể Cửu Long

Hình 2.30: Bản đồ đẳng d ày tr ầm tích tập E bể Cửu Long

38



Hình 2.31: Bản đồ đẳng dày tr ầm tích tập D bể Cửu Long

Hình 2.32: Bản đồ đẳng dày tr ầm tích tập C bể Cửu Long

39



Hình 2.33: Bản đồ đẳng dày tr ầm tích tập BI bể Cửu Long

Hình 2.34: Bản đồ đẳng dày tr ầm tích tập BII bể Cửu Long

40



Hình 2.35: Bản đồ đẳng dày tr ầm tích tập BIII bể Cửu Long

41



II.1.4 Đánh giá sai số Đây là bộ bản đồ mới được xây dựng dựa trên cơ sở kiểm tra kết quả minh giải tài liệu địa chấn của các nh à th ầu ở từng lô , minh giải các tuyến khu vực v à ghép nối giữa các lô đảm bảo chính xác về mặt cấu trúc v à chiều sâu của các tầng nghiên c ứu cho cả bể. Bộ bản đồ đẳng sâu của các mặt phản xạ sau khi xây dựng đã được (hiệu chỉnh )so sánh với tài liệu độ sâu giếng khoan trong khu vực, kết quả cho thấy sai s ố giữa chúng chủ yếu nằm trong khoảng 0 -100 m dưới 10% (bảng 2.1). Sai số n ày chủ yếu là do việc chuyển đổi từ thời gian sang độ sâu trong đó các hoạt động núi lửa trong khu vực là một trong những nguyên nhân. Hoạt động núi lửa Đá macma phun trào và xâm nhập thường gặp phổ biến trong bể Cửu Long. Chúng đã được phát hiện trong h àng lo ạt giếng khoan tìm kiếm thăm dò như Bà đen, Ba vì, R ồng -4, R ồng-6, Jade, Diamond,…Ở giếng khoan Bà đen đã phát hiện đến 12 thể phun tr ào với tổng chiều dày đến 394 mét trong điệp Tr à Tân. K ết quả phân tích mẫu cho thấy độ rỗng của chúng thay đổi từ một vài đến tr ên 10 phần trăm và độ thấm khá thấp (2,7 – 13,2 mD, Ngô Xuân Vinh, Viện Dầu Khí, 2003). Trong giếng khoan Jade-1X ở lô 01 đã phát hiện được 6 tập phun tr ào với chiều dày tổng cộng lên tới 416 mét. Thành phần đá phun trào thay đổi, bao gồm cả các đá axit (rhyolite, dacite) lẫn bazơ và các đá trung tính. Ở những mức độ khác nhau, các đá macma này bị biến đổi bởi các quá tr ình phong hóa, thủy nhiệt, dập vỡ nứt nẻ, ảnh hưởng rất mạnh đến thành phần cũng như đặc tính vật lý thạch học của chúng. Một số thân đá phun tr ào chứa dầu (như giếng khoan Rồng – 6) còn các th ể đá phun trào khác được xem là có đặc trưng chứa từ trung bình đến thấp. Theo tài liệu giếng khoan, đá núi l ửa tương ứng với GR thấp, điện trở suất và vận tốc cao. Những lớp phun trào này được kết hợp với trầm tích lục nguyên và tro bụi phun tr ào. Ở khu vực phía Bắc và Đông Bắc (Lô 15 -1, 01 và 02), trên tài li ệu địa chấn, đá núi lửa thường được thể diện bởi phản xạ mạnh khác biệt. Các phản xạ phía dưới của đá núi lửa thường là hỗn loạn. Tr ên tài liệu địa chấn, tầng phun tr ào trong tập BI được xác định bởi biên độ cao, tần số thấp và nhiều pha. Phun tr ào trong tập BI phân bố r ộng lớn từ Emerald tới phía Đông Bắc (lên đến Agate-1), Jade-1X đến Dianond-1X. Sự phân bố của đá xâm nhập trong tập D và E là tương đối hạn chế. Đá xâm nhập được phát hiện tại các giếng thăm dò, chủ yếu ở hai khu vực cấu tạo Diamond, Jade v à Emerald. Đá xâm nhập trong tập C đ ã được tìm th ấy chỉ trong giếng khoan Ruby-2X. Ở lô 17 (Hình 2.36) đá phun trào đã phát hiện trong các giếng khoan 17-N-1X (khoảng chiều sâu 2645 -2754 m) và 17-C-1X (3120 – 3160 m) và đều thuộc lát cắt Tr à Tân dưới. Các đá phun tr ào này bao gồm basalt, diabase vá tú p andesite (Ngô Xuân Vinh, Viện Dầu Khí, 2003). Điều lý thú là điện trở của tập đá phun tr ào trong giếng

42



khoan 17-C-1X tương đối thấp. Kết quả phân tích các đường cong địa vật lý giếng khoan cho thấy độ rỗng ở đoạn dưới của thể phun trào này đạt tới hơn 13% song ở đoạn tr ên của nó có thể đạt hơn 16% với độ b ão hòa nước chỉ 54% và r ất có thể có chứa dầu. Độ rỗng của tập đá phun tr ào dày 144 m ở giếng khoan 17-N-1X còn cao hơn, thay đổi trong khoảng 12 -27% song tập này không chứa dầu do không có tầng chắn TN

ĐB

Hình 2.36: Phun trào magma trong lô 17. Hoạt động phun tr ào macma trong lô 17 xảy ra mạnh mẽ vào Oligocen muộn, đặc biệt ở góc Tây nam vùng nghiên cứu. Tr ên m ặt cắt địa chấn các thể phun tr ào này r ất dễ xác định trong tập địa chấn D (có ưu thế sét kết ) nhưng tương đối khó xác định trong tập E.

II.2. Đặc điểm phân vùng cấu trúc và lịch sử phát triển bể Cửu Long Theo các k ết quả nghiên c ứu từ trước tới nay, kiến tạo của khu vực Đông Nam Á g ắn liền với các yếu tố kiến tạo chính sau: • Va chạm của mảng Ấn độ với mảng Âu - Á • Chuyển động của mảng Úc lên phía b ắc hút chìm vào cung đảo Sumatra • Chuyển động của mảng Thái Bình Dương hút chìm dưới cung đảo Philipin về phía tây • Tách giãn biển đông Các yếu tố kiến tạo này đóng vai tr ò r ất lớn trong quá tr ình hình thành và phát tri ển của các b ể trầm tích ở Việt nam, trong đó có bể Cửu Long.

43



Dựa tr ên các tài li ệu địa vật lý như từ, trọng lực và đặc biệt là tài liệu địa chấn, tài liệu thu được từ các giếng khoan đã th ấy r õ cấu trúc địa chất và lịch sử phát triển của bể tr ầm tích Cửu Long. II.2.1. Phân vùng cấu trúc

Với phần lớn diện tích thuộc thềm lục địa Việt Nam, Bể Cửu Long là b ể chứa dầu khí lớn nhất và đã được nghiên cứu khá chi tiết, đồng bộ hơn cả. Quá trình hình thành bể Cửu Long gắn liền với lịch sử h ình thành và phát triển Biển Đông. Pha tạo tách giãn đầu tiên xảy ra vào cuối Mezozoi đầu Kainozoi (khoảng 120 triệu năm trước) đã phá vỡ bình đồ cấu trúc để hình thành các địa hào và bán địa hào ban đầu của bể theo hướng Đông Bắc - Tây Nam. Các thành t ạo Kainozoi được đặc trưng bởi các trầm tích lục nguyên, đôi chỗ chứa than, với bề d ày có thể đạt tới hơn 9000 m tại các trũng sâu khu vực lô 15-2, 16-1.

Căn cứ đặc điểm cấu trúc địa chất của từng khu vực với sự khác biệt về chiều dày tr ầm tích và phân bố của đứt gãy chính hoặc hệ thống đứt gãy có thể chia bể Cửu Long thành các đơn vị cấu trúc chính sau: - Đới nâng Phú Quý - Đới nâng Cửu Long - Tr ũng phân dị Cà Cối - Tr ũng phân dị Bạc Liêu - Tr ũng chính bể Cửu Long Ranh giới phân chia các đơn vị cấu trúc được thể hiện tr ên hình 2.37

44



N

Hình 2.37. Sơ đồ phân vùng cấu trúc bể Cửu Long

Đới nâng Phú Quý được xem như phần kéo dài c ủa đới nâng Côn Sơn về phía Đông Bắc, thuộc lô 01 và 02. Đây là đới nâng cổ, có vai tr ò khép kín và phân tách b ể Cửu Long với phần phía Bắc của bể Nam Côn Sơn. Tuy nhiên, vào giai đoạn Neogen - Đệ Tứ thì diện tích này lại thuộc phần mở của bể Cửu Long. Chiều d ày tr ầm tích thuộc khu vực đới nâng này dao động từ 1,5 đến 2 km. Cấu trúc của đới bị ảnh hưởng khá mạnh bởi các hoạt động núi lửa. Đới nâng Cửu Long nằm về phía Đông của trũng phân dị Bạc Li êu và Cà Cối, phân tách 2 tr ũng này với trũng chính của bể Cửu Long. Đới nâng có chiều d ày tr ầm tích không đáng kể, chủ yếu là tr ầm tích hệ tầng Đồng Nai và Biển Đông.

Trũng phân dị Cà Cối n ằm chủ yếu ở khu vực cửa sông Hậu có diện tích rất nhỏ và chiều dày tr ầm tích không lớn, trên dưới 2.000 m. Tại đây đ ã khoan giếng khoan CL - 1X và m ở ra hệ tầng Cà Cối. Trũng bị phân cắt bởi các đứt gãy kiến tạo có phương ĐB-TN. Trũng phân dị Bạc Liêu là một trũng nhỏ nằm ở phần cuối Tây Nam của bể Cửu Long với diện tích khoảng 3.600 km2. Gần một nửa diện tích của trũng thuộc lô 31, phần còn lại thuộc phần nước nông và đất liền. Trũng có chiều d ày tr ầm tích Đệ Tam không lớn khoảng 3km và bị chia cắt bởi các đứt gãy thu ận có phương TB - ĐN.

45



Trong tr ũng có khả năng bắt gặp trầm tích như trong trũng phân dị Cà Cối.

Trũng chính bể Cửu Long là phần chính của bể, chiếm tới ¾ diện tích bể, gồm các lô 15-2/01, 15-2, 16-1, 16-2 và m ột phần các lô 01 /10, 02/10, 09-1, 09-2, 17. Theo đường đẳng dày 2 km thì tr ũng chính bể Cửu Long thể hiện r õ nét là m ột bể khép kín hướng ra về phía Đông Nam. Đây được coi như một bể độc lập thực thụ, dầu khí tập trung chủ yếu ở trũng này, chính vì v ậy, cấu trúc địa chất đã được nghiên cứu khá chi tiết và phân chia thành các đơn vị cấu trúc nhỏ hơn như: - Đới phân dị Đông Bắc - Đới nâng phía Đông - Tr ũng Đông Bắc - Sườn nghiêng Tây Bắc - Sườn nghiêng Đông – Nam - Tr ũng Đông Bạch Hổ - Đới nâng Trung Tâm - Tr ũng Tây Bạch Hổ - Đớ i phân dị Tây Nam Hình 2.38 là m ặt cắt đi qua một số đơn vị cấu trúc của trũng Cửu Long

Hình 2.38: Mặt cắt ngang qua nâng Bạch Hổ 46



Đới phân dị Đông Bắc ( phần đầu Đông Bắc của bể) nằm kẹp giữa đới nâng Đông Phú Quý và sườn nghiêng Tây Bắc. Đây là khu vực có chiều d ày tr ầm tích trung bình và bị phân dị mạnh bởi các hệ thống đứt g ãy có đường phương ĐB - TN, á kinh tuyến và á v ĩ tuyến tạo thành nhiều địa hào, địa luỹ nhỏ (theo bề mặt móng). Một số các cấu tạo dương địa phương đ ã xác định như: Hồng Ngọc, Pearl, Turquoise, Diamond, Agate. Đới nâng phía Đông chạy dài theo hướng ĐB - TN, phía TB ngăn cách với tr ũng ĐB bởi hệ thống những đứt g ãy có phương á vĩ tuyến và ĐB - TN, phía ĐN ngăn cách với đới phân dị Đông Bắc bởi võng nhỏ, xem như phần kéo dài của trũng Đông Bạch Hổ về phía ĐB. Trên đới nâng đ ã phát hiện được các cấu tạo dương như: R ạng Đông, Phương Đông và Jade. Trũng Đông Bắc, đây là trũng sâu nhất, chiều d ày tr ầm tích có thể đạt tới 9 km. Tr ũng có phương kéo dài dọc theo trục chính của bể, nằm kẹp giữa hai đới nâng và ch ịu khống chế bởi hệ thống các đứt gãy chính hướng ĐB - TN. Sườn nghiêng Tây Bắc là d ải sườn bờ Tây Bắc của bể kéo dài theo hướng ĐBTN, chiều d ày tr ầm tích tăng dần về phía Tây Nam từ 1 đến 2,5 km. Sườn nghiêng bị cắt xẻ bởi các đứt gãy kiến tạo có hướng ĐB - TN hoặcTB - ĐN, tạo thành các mũi nhô. Tr ầm tích Đệ Tam của bể thường có xu hướng vát nhọn và gá đáy lên móng cổ granitoid trước Kainozoi. Sườn nghiêng Đông Nam là d ải sườn bờ Đông Nam của bể, tiếp giáp với đới nâng Côn Sơn. Trầm tích của đới này có xu hướng vát nhọn và gá đáy với chiều dày dao động từ 1 đến 2,5 km. Sườn nghiêng này cũng bị phức tạp bởi các đứt gãy kiến tạo có phương ĐB - TN và á v ĩ tuyến tạo nên các cấu tạo địa phương như cấu tạo Amethyst, Cá Ông Đôi, Opal, Sói. Trũng Đông Bạch Hổ nằm kẹp giữa đới nâng Trung Tâm về phía Tây, sườn nghiêng Đông Nam về phía Đ - ĐN và đới nâng Đông Bắc về phía Bắc. Trũng có chiều dày tr ầm tích đạt tới 7 km và là một trong ba trung tâm tách giãn của bể. Đới nâng Trung Tâm là đới nâng nằm kẹp giữa hai trũng Đông v à Tây Bạch Hổ và được giới hạn bởi các đứt g ãy có biên độ lớn với hướng đổ chủ yếu về phía Đông Nam. Đới nâng bao gồm các cấu tạo dương và có liên quan đến những khối nâng cổ của móng trước Kainozoi như: Bạch Hổ, Rồng. Các cấu tạo bị chi phối không chỉ bởi các đứt thuận hình thành trong quá trình tách giãn, mà còn b ởi các đứt gãy trượt bằng và chờm nghịch do ảnh hưởng của sự siết ép vào Oligocen muộn. Trũng Tây Bạch Hổ, theo một số văn liệu của một vài nhà nghiên cứu thi tr ũng nà y được ghép chung với trũng Đông Bắc. Tuy nhiên, về đặc thù ki ến tạo giữa 2 tr ũng có sự khác biệt đáng kể đặc biệt là phương của các đứt g ãy chính. Tr ũng Tây Bạch Hổ bị khống chế bởi các đứt gãy kiến tạo có phương á vĩ tuyến, tạo sự gấp khúc của bể. Chiều dày tr ầm tích của trũng n ày có thể đạt tới 7,5 km. Đới nâng phía Tây Bắc nằm về phía Tây Bắc trũng Đông Bắc và được khống chế bởi các đứt gãy chính phương ĐB - TN. Về phía TB đới nâng bị ngăn cách với sườn nghiêng Tây Bắc bởi một địa hào nhỏ có chiều dày tr ầm tích khoảng 6 km. Đới

47



nâng bao gồm cấu tạo Vừng Đông và dải nâng kéo dài về phía Đông Bắc. Đới phân dị Tây Nam nằm về đầu Tây Nam của trũng chính. Khác với đới phân d ị ĐB, đới này b ị phân dị mạnh bởi hệ thống những đứt gãy với đường phương chủ yếu là á v ĩ tuyến tạo thành những địa hào, địa luỹ, hoặc bán địa hào, bán địa luỹ xen k ẽ nhau. Những cấu tạo có quy mô lớn trong đới n ày phải kể đến: Đu Đủ, Tam Đảo, Bà Đen và Ba Vì. Các c ấu tạo địa phương dương bậc 4 là đối tượng t ìm kiếm v à thăm dò d ầu khí chính c ủa bể. Các đơn vị cấu trúc trên đây được xem l à r ất ít có triển vọng dầu khí. II.2.2. L ịch sử phát triển địa chất Bể trầm tích Cửu Long là bể rift nội lục điển h ình, được hình thành và phát triển tr ên m ặt đá kết tinh trước Kainozoi. Đặc điểm cấu trúc của b ể qua từng thời kỳ được thể hiện tr ên các b ản đồ cấu trúc mặt móng (Hình 2.17, 24), cấu trúc mặt bất chỉnh hợp trong Oligocen (Hình 2.18, 2.19, 2.30. 2.25, 2.26, 2.27) và nóc Miocen (Hình 2.21, 2.22, 2.23, 2.28, 2.29, 2.30). Quá trình ti ến hóa địa chất của bể được mô hình hóa và mô tả qua hình 2.39 và 2.40. Mặt cắt phục hồi qua nhiều tuyến (hình 2.41, 2.42, 2.43, 2.44) đều cho thấy lịch sử phát triển địa chất của bể Cửu long trải qua 3 thời kỳ sau: Thời kỳ trước tách giãn - Trước Đệ Tam, đặc biệt từ Jura muộn đến Paleocen là thời gian thành tạo và nâng cao đá móng magma xâm nhập . Các đá này gặp rất phổ biến ở hầu khắp lục địa Nam Việt Nam. Các th ành tạo đá xâm nhập, phun tr ào Mezozoi muộn - Kainozoi sớm và tr ầm tích cổ trước đó đã tr ải qua thời kỳ d ài bóc mòn, giập vỡ và bị căng giãn theo hướng TB - ĐN. Sự phát triển các đai mạch lớn, kéo dài có hướng đông bắc - tây nam thu ộc phức hệ Cù Mông và Phan Rang tu ổi tuyệt đối 60 - 30 tr.n đã minh chứng cho điều đó. Đây là giai đoạn san bằng địa hình tr ước khi hình thành bể trầm tích Cửu Long. Địa hình bề mặt bóc mòn của móng kết tinh trong phạm vi khu vực bể lúc n ày có sự đan xen giữa các thung lũng và đồi, núi thấp. Hình thái địa hình mặt móng n ày liên quan r ất lớn trong việc phát triển trầm tích lớp phủ kế thừa v ào cuối Eocen, đầu Oligocen. Thời kỳ đồng tách giãn - Được khởi đầu vào cuối Eocen, đầu Oligocen do tác động của các biến cố kiến tạo vừa n êu v ới hướng căng giãn chính là TB - ĐN. Hàng loạt đứt gãy có phướng ĐB - TN đã được sinh thành do sụt lún mạnh và căng giãn. Các đứt gãy chính cắm v ề hướng ĐN. Như đã nêu ở trên, vào đầu Kainozoi do sự va mạnh ở góc hội tụ Tây Tạng giữa các mảng Ấn Độ v à Âu - Á làm vi m ảng Indosinia bị thúc tr ồi xuống Đông Nam theo các đứt g ãy tr ượt bằng lớn như đứt gãy Sông Hồng, Sông Hậu - Ba Chùa/Three Pagoda, v ới xu thế trượt trái ở phía Bắc và trượt phải ở phía Nam tạo nên các tr ũng Đệ Tam trên các đới khâu ven r ìa, trong đó có bể Cửu Long. Trong Oligocen giãn đáy biển theo hướng B - N t ạo Biển Đông bắt đầu từ 32tr. năm. Trục giãn đáy biển phát triển lấn dần xuống TN và đổi hướng từ Đ - T sang ĐBTN vào cuối Oligocen. Các quá trình này đ ã gia tăng các hoạt động tách giãn và đứt gãy ở bể Cửu Long trong Oligocen và nén ép vào cu ối Oligocen. Do các hoạt động kiến tạo này, ở bể Cửu Long ngoài các đứt gãy chính điển hình có phương ĐB - TN cắm về ĐN, còn tồn tại một số đứt gãy có phướng Đ – T và nhi ều bán địa hào, địa hào

48



cùng hướng phát triển theo các đứt gãy được hình thành. Các bán địa hào, địa hào này được lấp đầy nhanh bằng các trầm tích vụn thô, phun tr ào chủ yếu thành phần bazơ trung tính và tr ầm tích trước núi. Trong thời gian đầu tạo bể có lẽ do chuyển động sụt lún khối tảng, phân dị nên tại các đới trũng khác nhau có thể có các thời kỳ gián đoạn, bào mòn tr ầm tích khác nhau. Do khu vực tích tụ trầm tích và cung cấp trầm tích nằm k ế cận nhau nên thành phần trầm tích ở các đới trũng khác nhau có thể khác biệt nhau. Đặc điểm phát triển các bề mặt không chỉnh hợp ở thời kỳ này mang tính địa phương cao và cần được lưu ý khi tiến hành liên k ết, đối sánh thạch địa tầng. Vào Oligocen sớm, bao quanh và nằm gá lên các khối nhô móng kết tinh phổ biến là tr ầm tích nguồn lục địa - sông ngòi và đầm hồ, với các tập sét dày đến một vài chục mét (như trên cấu tạo Sư Tử Trắng và cánh Đông Bắc mỏ Bạch Hổ). Quá tr ình tách giãn tiếp tục phát triển làm cho bể lún chìm sâu, r ộng hơn. Các hồ, trũng trước núi trước đó được mở r ộng, sâu dần và liên thông nhau và có ch ế độ trầm tích khá đồng nhất. Các tầng trầm tích hồ dày, phân bố rộng được xếp vào hệ tầng Trà Tân được th ành tạo, mà chủ yếu là sét giàu vật chất hữu cơ màu nâu, nâu đen tới đen. Các hồ phát triển trong các địa hào riêng biệt được liên thông nhau, mở rộng dần và có hướng phát triển kéo d ài theo phương ĐB - TN, đây cũng là phương phát triển ưu thế của hệ thống đứt gãy m ở bể. Các tr ầm tích thuộc tầng Trà Tân dưới có diện phân bố hẹp, thường vắng mặt ở phần rìa b ể, phần kề với các khối cao địa lũy và có dạng nêm điển hình, chúng phát triển dọc theo các đứt gãy v ới bề dày thay đổi nhanh. Các trầm tích giàu sét của tầng Tr à Tân giữa được tích tụ sau đó, phân bố rộng hơn, bao phủ tr ên h ầu khắp các khối cao trong bể và các vùng cận r ìa bể. Hoạt động ép nén vào cuối Oligocen muộn đã đẩy trồi các khối móng sâu, gây nghịch đảo trong trầm tích Oligocen ở trung tâm các đới trũng chính, làm tái ho ạt động các đứt g ãy thuận chính ở dạng ép chờm, trượt bằng và tạo nên các cấu trúc “trồi”, các cấu tạo dương/âm hình hoa, phát sinh các đứt gãy nghịch ở một số nơi như trên cấu tạo Rạng Đông, phía Tây cấu tạo Bạch H ổ v à một số khu vực mỏ Rồng. Đồng thời xảy ra hiện tượng b ào mòn và vát m ỏng mạnh các trầm tích thuộc tầng Tr à Tân trên.

49



Hình 2.39. Các giai đoạn tiến hóa ở bể Cửu Long

50



Hình 2.40: Các giai đoạn biến dạng bể Cửu Long

51



Hình 2.41 Mặt cắt phục hồi tuyến S14, bể Cửu Long

52



Hình 2.42: Mặt cắt phục hồi tuyến S15, bể Cửu Long

53



Hình 2.43: Mặt cắt phục hồi tuyến S17A, bể Cửu Long

Hình 2.44 Mặt cắt phục hồi tuyến S18A, bể Cửu Long

54



Thời kỳ sau tách giãn: Vào Miocen sớm, quá tr ình giãn đáy Biển Đông theo phương TB - ĐN đ ã yếu đi và nhanh chóng k ết thúc vào cuối Miocen sớm , ti ếp theo là quá trình nguội lạnh vỏ. Trong thời kỳ đầu Miocen sớm các hoạt động đứt gãy v ẫn còn xảy ra yếu và ch ỉ chấm dứt hoàn toàn từ Miocen giữa - Hiện tại. Các trầm tích của thời kỳ sau rift có đặc điểm chung là:phân bố rộng, không bị biến vị, uốn nếp và g ần như nằm ngang. Tuy nhiên, ở bể Cửu Long các quá tr ình này vẫn gây ra các hoạt động tái căng giãn yếu, lún ch ìm từ từ trong Miocen sớm và ho ạt động núi lửa ở một số nơi, đặc biệt ở phần Đông Bắc bể. Vào cuối Miocen sớm, phần lớn diện tích của bể bị chìm sâu tạo điều kiện phát triển tầng “sét Rotalid” biển nông rộng khắp(tầng chắn khu vực khá tố t cho toàn bể). Cuối Miocen sớm toàn bể trải qua quá tr ình nâng khu vực và bóc mòn yếu, tầng sét Rotalid b ị bào mòn từng phần và vẫn duy trì tính phân bố rộng. Vào Miocen giữa, lún ch ìm nhiệt tiếp tục gia tăng và biển đã có ảnh hưở ng r ộng lớn đến hầu hết các khu vực của bể. Cuối thời kỳ n ày có một pha nâng lên, d ẫn đến sự tái thiết lập điều kiện môi trường sông ở phần Tây Nam bể còn ở phần Đông, Đông Bắc bể điều kiện ven bờ vẫn tiếp tục được duy tr ì. Miocen muộn được đánh dấu bằng sự lún chìm mạnh ở Biển Đông và phần r ìa của nó, khởi đầu quá tr ình thành tạo thềm lục địa hiện đại Đông Việt Nam. Núi lửa hoạt động tích cực ở phần Đông Bắc bể Cửu Long, Nam Côn Sơn và phần đất liền Nam Việt Nam. Từ Miocen muộn, bể Cửu Long đ ã hoàn toàn thông với bể Nam Côn Sơn và hệ thống sông Cửu Long, song Đồng Nai trở thành nguồn cung cấp trầm tích cho cả hai bể. Các trầm tích hạt thô được tích tụ trong môi trường ven bờ ở phần Nam bể và trong môi trường biển nông trong ở phần Đông Bắc bể. Pliocen là thời gian biển tiến rộng lớn và có lẽ đây là lần đầu tiên toàn bộ vùng Biển Đông hiện tại nằm dưới mực nước biển. Các trầm tích hạt mịn hơn được vận chuyển vào vùng bể Cửu Long và xa hơn tích tụ vào vùng bể Nam Côn Sơn trong điều kiện nước sâu hơn.

55



II.3. Đặc điểm địa tầng trầm tích Địa tầng của bể Cửu Long gồm đá móng cổ trước Kainozoi và tr ầm tích lớp phủ Kainozoi (Hình 2.45, 2.46, 2.47, 2.48) v ới các đặc trưng thạch học - tr ầm tích, hoá thạch… được mô tả tóm tắt như sau: II.3.1. Các thành t ạo trước Đệ Tam. Các thành tạo trước Đệ Tam của bể Cửu Long bao gồm các ph ức hệ magma xâm nhập, có tuổi tuyệt đối tương đương với 3 phức hệ trong đất liền là: Hòn Khoai, Định Quán và Cà Ná. Phức hệ Hòn Khoai có tuổi Trias muộn, tương ứng khoảng từ 195 đến 250 tr.năm trước, đây là phức hệ đá magma cổ nhất trong móng của bể. Theo tài liệu Địa chất Việt Nam, thì granitoid Hòn Khoai được ghép chung với các thành tạo magma xâm nhập phức hệ Ankroet-Định Quán gồm chủ yếu là amphybol-biotit-diorit, monzonit và adamelit. Đá bị biến đổi, c à nát mạnh. Phần lớn các khe nứt đ ã bị lấp đầy bởi khoáng vật thứ sinh: calcit-epidot-zeolit. Đá có phân b ố chủ yếu ở phần cánh của các khối nâng móng . Phức hệ Định Quán có tuổi Jura, tuổi tuyệt đối dao động trong khoảng 130 đến 155 triệu năm. Các thành tạo magma thuộc phức hệ này có thể gặp khá phổ biến ở nhiều cấu tạo như Bạch Hổ (vòm Bắc), Ba Vì, Tam Đảo và Sói. Ở các mỏ Hồng Ngọc, R ạng Đông, Sư Tử Đen và Sư Tử Vàng (ở phía Bắc bể) chủ yếu là đá granodiorit, đôi chỗ gặp monzonit-biotit-thạch anh đa sắc. Đá thuộc loại kiềm vôi, có thành phần axit trung bình, SiO2 dao động trong khoảng 63-67%. Các thành t ạo của phức hệ xâm nhập này có m ức độ giập vỡ v à bi ến đổi cao, hình thành hệ thống độ rỗng hang hốc và khe nứt chứa dầu khí rất tốt. Phức hệ Cà Ná có tuổi tuyệt đối khoảng 90-100 triệu năm, thuộc Jura muộn, đây là phức hệ gặp phổ biến nhất tr ên toàn bể Cửu Long. Phức hệ đặc trưng là granit thu ỷ mica và biotit, thuộc loại Natri-Kali, dư nhôm (Al=2.98%), Si (~69%) và ít Ca. Các khối granitoid phức hệ magma xâm nhập n ày thành tạo đồng tạo núi và phân bố dọc theo hướng trục của bể. Đá bị giập vỡ, nhưng mức độ biến đổi thứ sinh yếu hơn so với hai phức hệ nêu trên. Trong mặt cắt đá magma xâm nhập thường gặp các đai mạch có th ành phần thạch học khác nhau từ axit đến trung tính - bazơ, bazơ và thạch anh. Tại một số nơi còn gặp đá biến chất nhiệt động kiểu paragneis hoặc orthogneis. Các đá này thường có mức độ giập vỡ v à biến đổi kém hơn so với đá xâm nhập.

56



Hình 2.45. Cột địa tầng tổng hợp bể Cửu Long

57



Hình 2.46: Cột địa tầng khu vực Đông Bắc bể Cửu Long

58



Hình 2.47: Cột địa tầng khu vực Trung Tâm b ể Cửu Long

59



Hình 2.48: Cột địa tầng khu vực Tây Nam bể Cửu Long

60



II.3.2. Tr ầm tích Đệ Tam

Các thành tạo Kainozoi phủ bất chỉnh hợp tr ên m ặt đá móng kết tinh b ào mòn và phong hoá. Paleogen Eocen H ệ tầng C à C ối (E2 cc) Hệ tầng Cà Cối được phát hiện tại giếng khoan CL-1X trên đất liền, nhưng chưa được nghiên cứu đầy đủ ở những phần ch ìm sâu của bể, nơi mà chúng có thể tồn tại. Hệ tầng được đặc trưng bởi trầm tích vụn thô: cuội sạn kết, cát kết đa khoáng, xen các lớp mỏng bột kết và sét k ết hydromica-cloritsericit. Tr ầm tích có mầu nâu đỏ, đỏ tím, tím lục sặc sỡ với độ chọn lọc rất kém, đặc trưng kiểu molas lũ tích lục địa thuộc các tr ũng trước núi Creta-Paleocen-Eocen. Các bào tử phấn phát hiện được trong mặt cắt này như: Klukisporires,Triporopollenites, Trudopollis, Plicapolis, Jussiena, v.v. thuộc nhóm thực vật khô cạn thường phổ biến trong Eocen. Chiều d ày h ệ tầng có thể đạt tới 600m tại các tr ũng sâu trong bể Cửu Long. Oligocen dưới 1 H ệ tầng Tr à Cú ( E3 tc) Tr ầm tích gồm chủ yếu là sét k ết, bột kết và cát k ết, có chứa các vỉa than mỏng và sét vôi, được tích tụ trong điều kiện sông hồ. Đôi khi gặp các đá núi lửa, thành phần chủ yếu là porphyr diabas, tuf basalt, và gabro-diabas. Chi ều dày t ại phần trũng sâu, phần sườn các khối nâng Trung tâm như Bạch Hổ, Rồng và Sư Tử Trắng có thể đạt tới 500 m (Hình 2.49). Tu ổi của hệ tầng theo phức hệ b ào tử phấn (Oculopollis, Magnastriatites) được xác định là Paleogen-Oligocen sớm. K ết quả khoan thăm dò mới nhất tại lô 16-2 cho thấy tại khu vực Tây nam của bể có thể còn t ồn tại các thành tạo cổ hơn. Theo đặc trưng tướng đá, hệ tầng được chia thành 2 phần: trên và dưới. Phần tr ên chủ yếu là các thành t ạo m ịn, tương ứng với tập địa chấn E1 còn phần dưới là thành tạo thô, tương ứng với tập địa chấn F. Tập F chỉ tồn tại trong các địa h ào sâu. Hệ tầng Tr à cú thành tạo trong môi trường trầm tích l à l ục địa, tướng sông là chủ yếu (Hình 2.51) gồm chủ yếu sét k ết, b ột kết xen k ẽ ở phần tr ên và cát k ết, đôi khi bắt gặp đá núi lửa mafic ở phần dưới . Thành phần đá tr ầm tích núi lửa bao gồm bazan, điaba, piroxen, olovin và các khoáng vật quặng. Theo tài liệu địa chấn, chiều dầy trầm tích của hệ tầng biến đổi từ 0m tại khu vực phía Bắc Đông Bắc và Nam Tây Nam hoặc tại các phần nâng của diện tích mỏ R ồng (giếng 1, 2, 9, 16, 109, 116), Đông Nam mỏ Rồng (R -14, 21 ) và Nam R ồng (giếng DM-1X, DM-2X, R-20 và R-25) tới dày nhất (hơn 900m) tại các địa h ào tiếp giáp với các cấu trúc dương (Hình 2.50) Oligocen trên 3 H ệ tầng Tr à Tân ( E3 tt)

61



Hệ tầng Trà Tân đôi chỗ nằm bất chỉnh hợp tr ên h ệ tầng Tr à Cú. Mặt cắt hệ tầng có thể chia thành ba ph ần khác biệt nhau về thạch học. Phần tr ên gồm chủ yếu là sét k ết m àu nâu - nâu đậm, nâu đen, rất ít sét màu đỏ, cát kết v à b ột kết, tỷ lệ cát/sét khoảng 35-50%. Phần giữa gồm chủ yếu là sét k ết nâu đậm, nâu đen, cát kết và bột k ết, tỷ lệ cát/ sét khoảng 40 - 60% (phổ biến khoảng 50%), đôi nơi có xen các lớp mỏng đá vôi, than. Phần dưới gồm chủ yếu là cát k ết hạt mịn đến thô, đôi chỗ sạn, cuội k ết, xen sét kết nâu đậm, nâu đen, bột kết, tỷ lệ cát/sét thay đổi trong khoảng rộng từ 20-50%. Các tr ầm tích của hệ tầng được tích tụ chủ yếu trong môi trường đồng bằng sông, aluvi - đồng bằng ven bờ và hồ (Hình 2.51, 2.52 và 2.53). Các thành t ạo núi lửa tìm thấy ở nhiều giếng khoan thuộc các v ùng Bạch Hổ, Bà Đen, Ba Vì, đặc biệt ở khu vực lô 01 thuộc phía Bắc đới Trung tâm với thành phần chủ yếu là andesit, andesit basalt, gabro-diabas với bề dày từ vài mét đến 100m. Nóc h ệ tầng Trà Tân tương ứng với mặt phản xạ địa chấn SH7 và 3 phần mặt cắt nêu trên ứng với ba tập địa chấn E (phần dưới), D (phần giữa) v à C (phần tr ên). Ranh giới giữa các tập địa chấn nêu trên đều là bất chỉnh hợp tương ứng là SH10, SH8 và SH7. Theo tài liệu địa chấn, bề dày của tập E thay đổi từ 0 - 2.000m, thường trong khoảng 200 - 1.000m; Tập D từ 0m đến hơn 1.000m (thường trong khoảng 400 1.000m); Tập C từ 0-400m (thường trong khoảng 200 - 400m) (Hình 2.50) Ở k hu vực phía Nam -Tây Nam, tập E hầu hết là vắng mặt ( phía Tây của lô 162 và trên đỉnh của các bán địa lũy Ha Ma Trang -Ha Ma Đen thuộc trung tâm lô). Trong các giếng đã khoan, ngoại trừ 2 giếng BĐ-1X chỉ khoan đến tập D và DN-1X mới vào tới tập C thì tập E gặp trong các giếng BV-1X và TĐ-1X. Chiều sâu tập trầm tích E giảm dần từ 2800m đến 6000m theo hướng từ ĐB- xuống TN. Tập E lấp đầy các bán địa hào trong dải nhô ĐB-TN và b ị chia cắt mạnh bởi các đứt gãy ĐB-TN, đứt gãy v ĩ tuyến, và các đứt gãy TB-ĐN. Chiều dày của tập E giảm dần từ phía ĐB xuống TN với chiều dày trung bình khoảng 400-1600m. Phần Trung tâm của mỏ R ồng (giếng R -1, 2, 9, 16, 116, 109) các tr ầm tích của hệ tầng nằm phủ trực tiếp lên trên móng, còn tại các phần khác thì phủ l ên tr ầm tích hệ tầng Tr à Cú. Phần dưới của hệ tầng (tập E2) có th ành phần chủ yếu bao gồm sét kết và cát k ết (giếng R -3, 7, 5, 11), đôi khi xen kẽ các lớp đá núi lửa (giếng R -4, 6, 8) và s ỏi nằm trên móng (giếng R -1). Tập E2 vắng mặt tại phần nâng của khu vực Đ ông Nam R ồng (R -14, R-21, R-301). Trong khu vực phía Bắc của diện tích thuộc Lam Sơn JOC (lô 01/97 & 02/97), tập E có chiều dày lên tới 2500m ở trung tâm , c ạnh cấu tạo Hổ Xám, Hổ Xám South, và Hổ Đen. Tại đây, tập E có hàm lượng sét lớn hơn rất nhiều so với khu vực khác. Giếng khoan Hổ Xám - 1X đã xác nh ận tập trầm tích này không những tồn tại đá chứa cát k ết m à còn tồn tại nguồn đá mẹ tốt do các tập sét hàm lượng cao nằm xen kẹ p v ới cát k ết hạt mịn và được thành tạo trong môi trường đầm hồ. Ở phía Nam khu vực Lam Sơn, tập E được thành tạo gần với khu vực cung cấp vật liệu và có thể được thành tạo

62



chủ yếu trong môi trường bồi tích với thành phần cát k ết ết hạt thô cao. Do vậy cát kết trong tập E này là đá chứa tốt với tỉ số N/G cao . Sét k ết ết của hệ tầng Trà Tân có hàm lượng vật chất hữu cơ cao đến rất cao đặc biệt là t ầng Tr à Tân giữa, chúng là nh ững tầng sinh dầu khí tốt ở bể Cửu Long đồng thời là tầng chắn tốt cho tầng đá móng granit nứt nẻ. Hoá thạch bào t ử phấn đã g ặp ở đây bao gồm: F. Trilobata, Verutricolporites, Cicatricosiporites.

Hình 2.49 Mặt cắt liên k ết ết giếng khoan qua các giếng Ruby-3X, ST-4X, TGT-3X, BD-1X, BG-1X

63



Hình 2.50 Mặt cắt liên k ết ết giếng khoan qua các giếng TL-2X, DD-1X, COD-1X, R-25, 17-C-1X

64



N

Chú thích Fluvial/Aluvial Ven bờ Hồ Mất trầm tích

Hướng cung cấp trầm

Hình 2.51: Bản đồ môi trường trầm tích tích tập E (Oligocen dưới) bể Cửu Long

65



N

Chú thích Fluvial/Aluvial Ven bờ bờ Hồ Hướng cung cấp trầm tích

Hình 2.52: Bản đồ môi trường trầm tích tập D (Oligocen trên) bể Cửu Long

66



N

Chú thích Fluvial/Aluvial Ven bờ Hồ Hướng cung cấp trầm tích

Hình 2.53: Bản đồ môi trường trầm tích tập C (Oligocen trên) bể Cửu Long

Neogen Miocen dưới 1 H ệ tầng Bạch Hổ ( N1 bh) Hệ tầng Bạch Hổ được chia thành hai ph ần: Phần tr ên gồm chủ yếu là sét k ết màu xám, xám xanh xen k ẽ với cát kết và bột kết, tỷ lệ cát, bột kết tăng dần xuống dưới (đến 50%). Phần tr ên cùng của mặt cắt là tầng "sét kết Rotalid" bao phủ phần lớn bể, chiều dày thay đổi trong khoảng từ 50m đến 150m, đây là tầng chắn khu vực rất tốt cho toàn bể. Ph ần dưới gồm chủ yếu là cát k ết, bột kết (chiếm tr ên 60%), xen với các lớp sét kết màu xám, vàng, đỏ. Các trầm tích của hệ tầng được tích tụ trong môi trường đồng bằng aluvi - đồng bằng ven b ờ ở phần dưới, chuyển dần lên đồng bằng ven bờ biển nông ở phần tr ên (Hình 2.54 ). Đá núi lửa đã được phát hiện ở nhiều giếng khoan thuộc lô 01 , chủ yếu là basalt và tuf basalt, b ề dày từ vài chục mét đến 250m. Hệ tầng Bạch Hổ có chiều dày thay đổi từ 100-1.500m (chủ yếu trong khoảng từ 400 -1.000m). Các tr ầm tích của hệ tầng phủ không chỉnh hợp góc tr ên các tr ầm tích của hệ tầng Tr à Tân. Tầng sét kết Rotalia là tầng đá chắn khu vực cho toàn bể. Các vỉa cát xen kẽ nằm trong và ngay dưới tầng sét k ết Rotalia có đặc trưng thấm- chứa khá tốt, là đối tượng tìm kiếm quan trọng ở bể Cửu Long. Dầu hiện đang được khai thác từ các tầng cát

67



này ở mỏ Hồng Ngọc, Rạng Đông, Bạch Hổ và Sư Tử Đen, và sẽ được khai thác ở các mỏ Tê Giác Tr ắng, Hải Sư Tr ắng . Tồn tại những hoá thạch b ào tử phấn như F. levipoli, Magnastriatites, Pinuspollenites, Alnipollenites và vi cổ sinh Synedra fondaena trong địa tầng này. Đặc biệt trong phần tr ên của mặt cắt , tập sét màu xám lục gặp khá phổ biến hoá thạch đặc trưng nhóm Rotalia: Orbulina universa, Ammonia sp N

Chú thích Fluvial/Aluvial Ven bờ Biển nông

Hướng cung cấp trầm tích

Hình 2.54: Bản đồ môi trường trầm tích tập BI (Miocen dưới) bể Cửu Long Miocen giữa 2 H ệ tầng Côn Sơn ( N1 cs) Hệ tầng Côn Sơn gồm chủ yếu cát kết hạt thô-trung, bột kết (chiếm đến 7580%), xen k ẽ v ới các lớp sét kết màu xám, nhiều m àu dày 5-15m, đôi nơi có lớp than mỏng. Bề dày h ệ tầng thay đổi từ 250 - 900m. Tr ầm tích của hệ tầng được th ành tạo trong môi trường sông (aluvi), đồng bằng ven bờ và bi ển nông (Hình 2.55). Tr ầm tích của hệ tầng này nằm gần như ngang hoặc uốn nhẹ theo cấu trúc bề mặt nóc hệ tầng Bạch Hổ, nghiêng thoải về Đông và Trung tâm b ể, không bị biến vị. Liên k ết với tài liệu địa chấn, mặt cắt hệ tầng thuộc tập địa chấn BII nằm kẹp giữa hai mặt phản xạ địa chấn SH2 và SH3. Đá hạt thô của hệ tầng Miocen trung có kh ả năng thấm, chứa tốt và lần đầu tiên dầu khí được phát hiện trong tầng cát nằm tr ên tầng chắn khu vực (sét kết Rotalia) tại GK.02/97.DD-1X và các giếng khoan của diện tích vùng Lam Son JOC. Phát hiện này đã mở ra một đối tượng thăm dò mới của bể Cửu Long.

68



Trong hệ tầng này gặp phổ biến các bào tử phấn: F. Meridionalis, Plorschuetzia levipoli, Acrostichum, Compositea... và các trùng l ỗ, rong tảo như hệ tầng Bạch Hổ.

N

Chú thích Fluvial/Aluvial Ven bờ Biển nông Hướ ng cung cấp trầm

Hình 2.55: Bản đồ môi trườ ng tr ầm tích tập BII (Miocen giữa) bể Cửu Long Miocen trên 3 H ệ tầng Đồng Nai ( N1 đn) Tuổi của hệ tầng được xác định theo tập hợp phong phú b ào tử và Nannoplakton: Stenoclaena Palustris Carya, Florschuetzia Meridionalis, nghèo hoá đá foraminifera. Hệ tầng Đồng Nai chủ yếu là cát hạt trung xen kẽ với bột và các lớp mỏng sét màu xám hay nhi ều màu, đôi khi gặp các vỉa carbonat ho ặc than mỏng, thành tạo trong môi trường đồng bằng ven bờ và biển nông (Hình 2.56). B ề dày của hệ tầng thay đổi trong khoảng từ 500 - 750m. Tr ầm tích của hệ tầng nằm gần như ngang, nghiêng thoải về Đông và không bị biến vị. Liên k ết với tài liệu địa chấn thì h ệ tầng Đồng Nai nằm kẹp giữa 2 mặt phản xạ địa chấn SH1 và SH2, tương ứng với tập địa chấn BIII.

69



N

Chú thích Fluvial/Aluvial Ven bờ Biển nông Hướng cung cấp trầm tích

Hình 2.56: Bản đồ môi trường trầm tích tập BIII (Miocen trên) bể Cửu Long Pliocen - Đệ Tứ H ệ tầng Biển Đông ( N2-Q bđ) Hệ tầng Biển Đông chủ yếu l à cát h ạt trung-mịn với ít lớp mỏng bùn, sét màu xám nh ạt chứa phong phú hóa đá biển và glauconit thuộc môi trườ ng tr ầm tích biển nông, ven bờ, một số nơi có gặp đá carbonat. Chúng phân bố và tr ải đều khắp toàn bể, với bề dày khá ổn định trong khoảng 400 - 700m. Tr ầm tích của hệ tầng nằm gần như ngang, nghiêng tho ải về Đông và không bị biến vị. Trong mặt cắt của hệ tầng gặp khá phổ biến các hoá đá foraminifera: Pseudorotalia, Globorotalia, Dạng r êu (Bryozoar), Molusca, san hô, rong t ảo và bào tử phấn: Dacrydium, Polocarpus imbricatus...

70



CHƯƠNG III: HỆ THỐNG DẦU KHÍ III.1. Đá sinh Bể Cửu Long là b ể trầm tích có tiềm năng dầu khí lớn nhất trong các b ể trầm tích của nước ta. Các k ết quả nghiên c ứu t ừ trước tới nay đ ã cho thấy ở bể Cửu Long tồn tại 2 tầng đá mẹ: tr ầm tích Oligocen và Miocen : * Đá mẹ tuổi Oligocen Theo k ết quả phân tích mẫu, phần lớn mẫu sét kết từ các lô 15-1, 15-2, 16-1, 16-2 và lô 17có hàm lượng TOC>1% (0,5-15,08%), giá tr ị tiềm năng S2>2mg/g (2,05100,7mg/g), được đánh giá có độ giàu VCHC cũng như tiềm năng sinh dầu từ trung bình đến rất tốt. Đặc biệt mẫu tại các GK thuộc khu vực lân cận tr ũng Tây Bạch Hổ, Tr ũng Đông bắc có giá trị TOC r ất cao, lên t ới 18,7%, S2 lên tới 95,9mg/g. Bên c ạnh đó, mẫu ở các GK Diamond-1X, Ruby-1, 2, 3X thu ộc lô 01&02 với độ giàu VCHC và tiềm năng sinh S2 từ trung bình đến rất tốt ( TOC dao động từ 0,5 đến 8,6% ;giá tr ị S2 từ 2,04 đến 28,25mg/g), đặc biệt tại giếng khoan Pearl-1X, 100% số mẫu có giá trị tiềm năng sinh S2 cao(2,78-11,33mg/g). Các k ết quả phân tích mẫu này đã cho thấy đá mẹ Oligocen có độ giàu VCHC từ trung b ình đến rất tốt, tiềm năng sinh cao, tập trung vùng lân cận cấu tạo mỏ Bạch Hổ -R ồng và càng vào sâu tr ũng trung tâm, độ giàu VCHC càng cao đặc biệt ở độ sâu dưới 3100m, tại đây giá trị tiềm năng sinh HC đạt từ tốt đến rất tốt với sản phẩm l à dầu và khí trong đó dầu chiếm chủ yếu (hình 3.1). S ố liệu phân tích tr ên cũng chỉ ra chất lượng đá mẹ tốt hơn tại tập D, E so với tập C ( Bảng 3.1).

71



Bảng 3.1: Giá trị trung bình các tham số tiềm năng sinh của đá mẹ Oligocen bể Cửu Long Giếng khoan

16.1VV-1X 16.1NO-1X 16.1TGT-1X 16.2 BG-1X 17VT-1XR 17D D-1X 16.2TD-1X 16.2BD-1X 16.2BV-1X R-2 R-4

TOC (Wt%)

S1 (Kg/T)

0.30 1.59 0.75 0.92 1.46 1.52 0.97 1.71 0.90 0.52 2.36 0.69 1.86 3.47 4.47 1.15 2.14 3.16 5.37

0.03 0.84 0.06 0.12 0.61 0.39 0.26 1.39 9.95 5.64 0.37 0.13 0.27 0.16 1.09 0.38 0.61 0.30 1.65

S2 S1+S2 (Kg/T) (Kg/T) 0.78 5.85 0.82 2.48 4.79 5.19 1.93 3.05 0.61 0.63 16.62 0.40 4.12 25.20 26.35 0.99 10.54 12.02 27.20

0.81 6.69 0.88 2.60 5.40 5.58 2.20 4.44 10.56 6.27 16.98 0.53 4.39 25.36 27.44 1.37 11.15 12.31 28.84

PI 0.05 0.12 0.07 0.04 0.09 0.08 0.13 0.31 0.82 0.04 0.23 0.07 0.01 0.04 0.26 0.12 0.03 0.07

HI (mg/g) Tmax (oC) Tên tập 154.85 372.64 109.00 236.13 288.78 313.08 188.18 188.10 95.60 213.00 601.60 58.00 213.14 656.42 539.07 73.08 394.64 347.36 499.21

435.78 443.00 434.25 438.38 443.67 439.33 444.45 458.00 333.00 346.00 412.80 427.00 434.00 430.40 444.67 456.67 444.77 437.43 439.45

Oli. Trên Oli. Dưới C D E Đ D1 D2 D E Oli A B C Oli Oli Oli Oli Oli

Trên biểu đồ HI&Tmax ở hình 3.1, VCHC chủ yếu là kerogene loại 1 và hỗn hợp loại 1và 2 với giá trị HI >450mg/g (451,6-957mg/g), tập trung cao ở khu vực lô 09-1, 09-3, phía đông lô 15 -2 giáp lô 09-2 và lân c ận , đặc trưng cho đá mẹ sinh dầu. Tại các giếng khoan thuộc lô 16 -2, lô 15-2(15B-1X, 15-A-1X, 16-2-BD-1X, 16-1-VV1X) phần lớn mẫu với giá trị HI<350mgHC/gTOC chứa chủ yếu VCHC loại 3 có khả năng sinh khí. Đá mẹ Oligocen khu vực bể Cửu Long thể hiện tính trội VCHC đầm hồ, cho tiềm năng sinh dầu cao. Hình 3.2 và 3.3 là sơ đồ phân bố đẳng giá tr ị các tham số địa hóa (%TOC, S2 mg/g, HI mgHC/gTOC) cho bể Cửu Long. Theo số liệu phân tích sắc ký khí, sắc ký khối phổ với các mẫu đá và m ẫu dầu thấy có sự xuất hiện nồng độ thấp đến trung b ình cấu tử Oleanan, sự tập trung cao của Hopane/Sterane thể hiện sự đóng góp VCHC nguồn gốc lục địa (định dạng tr ên m ảnh m/z 191), phân bố chủ yếu ở vũng vịnh -cửa sông và vùng chuyển tiếp (nước lợ). Sự góp mặt cao nồng độ cấu tử C30-4 Methyl Sterane như là chất chỉ thị đánh dấu nguồn gốc VCHC đầm hồ nước ngọt (S8=73.6-373.5). Đặc biệt cấu tử này có hàm lượng rất cao trong mẫu đá của giếng khoan thuộc các lô 09, lô 17 và 15- 2 (B ảng 3.2)

72



Bảng 3.2: Các thông số đặc trung dấu vết sinh học của đá mẹ bể Cửu Long Thông số

Lô15.1

Lô 15.2

Lô 01&02

Lô 09&17

B1 B2 H11 H15

0.24-15.48 0.51-11.93 0.67-4.07 2.23-47.80

1.97-13.22 0.75-21.10 0.70-6.57 2.92-10.75

0.51-0.58 0.52-0.70 1.58-18.24 2.94-37.08

0.50-0.58 0.58-0.63 4.82-34.61 1.72-29.25

VK hoạt động mạnh

M4 S3-1

84.84-97.90 14.94-63.31

95.12-97.86 33.86-49.48

89.66-96.29 17.45-42.36

80.69-98.51 21.51-53.93

Chủ yếu VK hoạt động Tảo nước ngọt-TV BC

S8

7.87-73.60

73.70-451.15

62.23-373.53

18.67-1799.76

Chủ yếu tảo nước ngọt

Pris./Phy. H5-2 S5 Pr/nC17 Phy/nC18

1.49-9.42 37.02-73.83 16.47-30.10 0.46-4.88 0.22-0.94

2.42-3.76 34.91-47.08 17.01-55.94 0.53-1.80 0.22-0.65

2.09-6.49 50.49-80.63 27.83-80.68 0.53-3.46 0.21-0.54

2.48-4.54 18.46-29.95 12.64-42.79 0.33-5.28 0.25-1.60

OXH trung bình-cao OXH thấp-tb Xúc tác KV sét OXH trung bình-cao OXH trung bình-cao

CPI-1 S1

1.07-1.57 0.10-0.52

1.05-1.40 0.31-0.77

1.06-1.20 0.39-0.81

1.07-1.37 0.14-0.45

TT thấp –trung bình TT trung bình-cao

MPI-1 H6 Est. %Ro

0.45-0.71 0.08-0.63 0.67-0.82

0.36-0.83 -

0.15-0.80 -

0.19-0.62 0.21-0.57 0.52-0.77

TT trung bình-cao TT thấp -trung bình TT trung bình

1/ VCHC

-Bicyclic sesquiterpanes -Tricyclic terpanes (T5) -18(H)-Oleanane (O1) -Hopanes/steranes -Steranes distribution (C27-C28-C29) -4Me-C30 steranes (42)

Nội dung

Code

Tảo nước ngọt -VK TV bậc cao-hạt kín

2/ Môi trường trầm tích:

-Pristane (iC19)/Phytane(iC20) -Extended Hopanes (C 31C35) -Diasteranes -Pristane/nC17 -Phytane/nC18 3/ Mức độ trưởng thành :

-Carbon preference index -C29  regular steranes 20S/(20S+20R) -Methylphenanthrene index -Ts/(Ts+Tm) -Estimate %Ro

Đối với các mẫu đá, dựa theo giá trị đo Tmax, độ phản xạ Vit rinite(%Ro) cho thấy phần lớn đá mẹ bắt đầu ngưỡng trưởng thành ở độ sâu từ 2800m(~%Ro=0.55), và

bước vào vùng cửa sổ tạo dầu ở độ sâu dưới 3300m(~%Ro=0.72). Dầu/condensate được phát hiện trong đá chứa cát kết Miocen, Oligocen và

trong đá móng của bể Cửu Long với đặc trưng chứa hàm lượng paraffin cao (wax 1825%), hàm lượng lưu huỳnh thấp (%S<0.2) và được xếp loại dầu ngọt. Dầu thô ở bể Cửu Long có tỷ trọng 25-40 oAPI. Cấu tử C29 Hopane
nước ngọt. Sự hiện diện hàm lượng thấp của Vanadium (<1ppm) và Nikel(<10ppm) cùng tỉ số Ni/V>2 của tất cả các mẫu có li ên quan gần gũi chủ yếu với nguồn gốc vật liệu được lắng đọng trong môi trường đầm hồ nước ngọt v à vùng cửa sông (Bảng 3.3). Bảng 3.3: Tính chất hóa học của dầu thô bể Cửu Long

73



Các chỉ tiêu

Lô 15.1

Lô 15.2

Lô 01&02

Lô 17

API

34

38

32

29

Lưu huỳnh (%)

0,1

0,037

0,11

0,12

Sáp (%)

24

27

24

22

Asphalten (%)

4,24

0,57

10,35

5,9

HC no (%)

77

88

63

69

Vanadium (ppm)

0,24

0,08

0,33

0,63

Nickel (ppm)

4,74

0,4

10,67

7,3

Biểu đồ tam giác C27-C28-C29 m/z 217-218 chỉ ra quy luật phân bố của các mẫu dầu, đá gần như nhau (h ên số li ệu phân tích , d ầu ở bể Cửu Long (hình 3.5, 3.6). Dựa tr ên là d ầu b ình thường, chưa bị biến đổi (h ình 3.7). Ph ần lớn mẫu dầu ở bể Cửu Long có Pr/Ph <3, th ể hiện môi trường oxi hóa đến khử yếu.

Ở bể Cửu Long, dầu chứa tỉ phần VCHC tảo đầm hồ cao hơn so với dầu từ các bể trầm tích khác (hình 3.8). Ph ần lớn các mẫu dầu ở bể Cửu Long có độ trưởng thành từ trung bình đến cao (Ts/(Ts+Tm): 0,5-0,77 tương ứng với 0,8-1,1%Ro quy đổi) (hình 3.9).

Như vậy đây là tầng đá mẹ có tiềm năng sinh dầu cao và được đánh giá là nguồn sinh dầu chủ yếu ở bể Cửu Long *Đá mẹ tuổi Miocen sớm ết quả phân tích mẫu đã cho thấy đá mẹ tuổi Miocen sớm có tính ch ất như: K ết nghèo VCHC, tiềm năng sinh kém và chưa đạt độ trưởng thành ( H 3.10, 3.11). Như vậy chúng được đánh giá là chưa đủ điều kiện tham gia vào quá trình sinh d ầu, khí ở bể Cửu Long

74



1000

O È H G N

T Ố T

B T

CỰC TỐT

Loại 1

900

g / g m ) 2 100 S + 1 S ( C H H N I S G N Ă 10 N M Ề I T G N Ổ T

T Ố T C Ự C

TỐT

TB

) C O T g / C H g m ( I H ố s ỉ h C

750

Loại 2 600

450

300

150

Loại 3

1

NGHÈO

0 400

420

440

460

48 0

500

Tmax(oC) 0.1 0.1

1

10

TỔNG HÀM LƯỢNG CACBON HƯUC CƠ -

100

Wt. % 1 6. 6. 1V 1V VV- 1X 1X

1 6. 1N 1N OO- 1X 1X

1 6. 1T 1T GT GT -1 -1 X

1 7D 7D DD- 1X 1X

1 7V T -1 RX RX

16.2-BD-1X

16-2-T D-1X

16.2BV-1X

R-2

R-3

1 6. 6. 2B 2B GG- 1X 1X

1 5. 1S 1S DD- 1X 1X

1 5. 1S 1S DD- 2X 2X

1 5. 5. 1S 1S TT- 1X 1X

1 5. 2P 2P DD- 1X 1X

1 5. 5.2 -R -R D

1 5. 2V 2VD -1 -1X

15 .2 .2G DD- 1X

0 9. 9.3 DM DM -1 X

0 9. 33- DM -2 -2X

1 6. 6.1 -B -BV -1 -1 X

16 .2 .2 -T -T DD-1X

16 .2 .2 -B -B DD-1 X

1 6. 6. 11-VV -1 -1 X

1 6. 6. 11- NO NO -1 -1 X

17-DD-1X 15-G-1X

17 -VT-1X 15 -A-1 X

R-2 X 15-C-1X

R -3 X 15. 2-RD-1 X

09-BH-1X 15.2-RD-6X

15.2-GD-1X Emerald-1X

15 .2 -PD -1X P earl-1X

Ru by 1X Diamon d-1X

Rub y-2X 15. 1SD-1X

Rub y-3X 15.1ST-1X

15.1SD-2X

Hình 3.1: Tiềm năng sinh HC trầm

Hình 3.2 : Biểu đồ phân loại kerogen

tích Oligocen bể Cửu Long

tr ầm ầm tích Oligocen b ể Cửu Long

Hình 3.3: S ơ đồ phân bố đẳng giá trị tổng hàm lượng Cacbon hữu cơ (%TOC), tr ầm ầm tích Oligocen bể Cửu Long

75



Hình 3.4 : Sơ đồ phân bố đẳng giá trị chỉ số Hydrogen(HI mgHC/gTOC), tr ầm ầm tích Oligocen bể Cửu Long

C 28 % 0

C 28 %

100

0

80

20

40

80

20

60

40

60

Đầm hồ

Đầm hồ 60

80

40

u â s n ể i B

Biển mở

n ô s a ử C

a ị đ c ụ L

60

20

80

TVBC

100

C 29% 20

40

60

80

100

40

u â s n ể i B

Biển mở

a ị đ c ụ L

n ô s a ử C

20

TVBC

100

0

C 27% 0

100

0

C 29%

C 27% 0

20

40

60

80

Hình 3.5: Biểu đồ tam giác

Hình 3.6: Biểu đồ tam giác

C27-28-29 Sterane, mẫu đá

C27-28-29 Sterane, mẫu dầu

76

100


khí trên biển và thềm lục địa Việt N am” Đề tài nhánh “Đánh giá tiềm năng dầu khí bể Cửu Long ” 1.60

Aro. % 1.40

100 0

Heavy, degraded oils

Normal Crude oils 80

1.20

20

e n 1.00 a p

o H 0 3 0.80 C / e n a n a e 0.60 l O

40

60

60

40

N am C on S on

m e t s y ) s l a c i r i t a s t e l e r r D e - T o ( i v u l F

C uu L on g

M aL ay -Th oC hu

0.40

80

20

0.20

0 100

100 80

60

40

20

0.00

0

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

(Ts/Tm)Ratio

NSO %

Sat. %

lacustrine system (Algal)

Hình 3.7: Biểu đồ tam giác thành phần

Hình 3.8: Nguồn gốc dầu từ các

hóa họ c C15+,

bể trầm tích ở Việt Nam

các mẫu dầu bể Cửu Long

Hình 3.9 : Độ trưởng thành các mẫu dầu bể Cửu Long

77

6.00



O È H G N

1000

T Ố T

B T

CỰC TỐT

T Ố T C Ự C

g / g

m ) 2 S + 1 S (

Loại 1

900

100

750

600

G N

Ă 10 N

TỐT

M Ề I T G N

TB

Loại 2

) g / g m ( I 450 H

C H H N I S

300

Ổ T

150

1

NGHÈ O

Loại 3

0 400

420

440

460

480

500

o

Tmax ( C)

0.1 0.1

1

10

100

TỔNG HÀM LƯỢNG CACBON HỮU CƠ- Wt. %

17V T- 1RX

16.2TD- 1X

16.2BV -1X

R-2

R-3

16BG-1X

15.1SD-1x

15.2 RD

1 5. 2V D- 1RX

15 .2G D- 1x

1 5. 2PD -1 X

Hình 3.10: Biểu đồ tiềm năng sinh HC, tr ầm tích Miocen dưới, bể Cửu Long

16. 2- BD- 1X

1 6. 1- VV- 1X

1 5. 1 S D- 1X

15. 2RD -1X

1 5. 2G D- 1X

1 5. 2PD- 1X

Hình 3.11: Biểu đồ phân loại vật chất hữu cơ tr ầm tích Miocen dưới, bể Cửu Long

III.2. Đá chứa

K ết quả khoan ở bể Cửu Long đã cho thấy ở đây tồn tại đá chứa cát kết có tuổi từ Miocen tới Oligocen và đá móng granitoid nứt nẻ hang hốc trước đệ tam , lo ại đá chứa đặc biệt đối với các bể trầm tích ở Việt nam v à trên th ế giới . III.2.1. Đá chứa Miocen III.2.1.1. T ập BI I (Miocen giữa - H ệ tầng Côn Sơn) Đá chứa tập BII bao gồm các tập cát kết có chiều d ày khá lớn trong hầu hết các giếng của bể Cửu Long. Cát kết có màu xám đến xám sáng, hạt từ mịn đến thô, góc cạnh đến tr òn cạnh, độ chọn lọc từ kém đến khá. Đá chứa cát k ết tập BII được hình thành trong môi tr ường ven biển, biển, nước lợ và bị ảnh hưởng mạnh bởi hoạt động thủy triều. Cát k ết thuộc tập BII không bị ảnh hưởng mạnh bởi quá tr ình nén ép thành đá do đó đá chứa có chất lượng từ tốt tới rất tốt với độ rỗng, thấm cao, có thể đạt > 30% và tương ứng hàng trăm Md. Dầu khí đã được phát hiện trong đối tượng n ày thuộc lô 01&02/97, khu vực Đông bắc của bể. III.2.1.2. T ập BI ( Miocen dưới - H ệ Tầng Bạch Hổ) Đá ch ứa tập BI có mặt ở tất cả các giếng khoan trong bể Cửu Long . Cát k ết có độ hạt từ tốt, tốt-trung bình (16-1-TGT-1X/2X/3X, 15-2-RD, 01&02-Diamond-1X) tới

78



thô/ r ất thô, thậm chí có lẫn sỏi (15 -1-SN-1X, 01&02/97-TL-1X, 01&02-Ruby-1X, 01Topaz North-1X …). Hình d ạng hạt từ góc cạnh đến tr òn cạnh. Độ chọn lọc từ kém tớ i r ất tốt. Cát k ết BI chủ yếu là arkose và phần nhỏ lithic arkose (Hình 3.12) với thành phần hạt vụn gồm có thạch anh (25 -42%), feldspar (13-27%) và m ảnh đá (6-28%) . Từ Oligocen tớ i Miocen dướ i, v ật liệu tr ầm tích chính củ a quá trình hình thành cát k ết là từ khối granitoid trướ c Kainozoi, trong khi những ngồn cung cấp khác như núi lửa, tr ầm tích, và biến chất chỉ là nguồn cung cấ p phụ tr ợ .

QUARTZ

Qu ar t z QUARTZ ARENITE 95 SUBARKOSE

75

CARBONATE

CLAY

Thành phần xi măng chính

5

SUBLITHRENITE

25

HST-1X wel l TGT wells Rang Dong-3X Thang Long-2X Ho Xam-1X Ruby wells Emerald-3X SD wells

50

E S C I O H K T R I L A

S O K R A

C E I T H I T N A E P R S A D H L T E I F L

E T I N E R A H T I L ROCK FRAGMENT

FELDSPAR

Hình 3.12 . Phân lo ại cát kết tập BI (Theo L. B. Folk, 1974) Quá trình hình thành đá của tập BI được đặc trưng bởi quá tr ình nén ép yếu đến trung bình do vậy độ rỗng và độ thấm vẫn được bảo tồn, độ rỗng giữa hạt biến đổi từ 10 % đến hơn 20 % (Hình 3.13). Độ r ỗng và độ thấm của cát k ết BI chủ yếu ph ụ thuộc vào môi trườ ng tr ầm tích và đặc điểm thạch học như kích thướ c h ạt, độ ch ọn lọc, trong t ậ p BI đá có chất lượ ng chứa từ khá (01 & 02/97-TL-1X/2X, 01-Emerald-3X, …), t ốt đến r ất tố t (15-2-RD, 151-SD, 16-1-TGT, 01-Topaz North…)

79



Hình 3.13 Sự liên thông tốt của lỗ rỗng giữa hạt trong tập cát BI 01-Topaz North-3X: 1776.9m Tầng chứa trong BI là tầng chứa quan tr ọng, là mục tiêu thăm dò ở b ể Cửu Long. Đã có nhiều tầng chứa được phát hiện và khai thác d ầu trong tập BI. K ết quả phân tích m ẫu lõi được thể hiện ở hình 3.14 cho thấy độ rỗng và độ thấm cao tương ứng có thể lên tới 25% và 4000mD. K ết quả phân tích từ tài liệu địa vật lý giếng khoan cho thấy hàm lượng sét thay đổi từ 20% đến 30%, độ r ỗng các vỉa ch ứa đạt tr ên 20% hướng tăng dần từ trung tâm bể (15%) ra đới nâng phía ngo ài (30%) (hình 3.15). Đây là tầng chứa có chất lượng từ tốt cho tới rất tốt. Porosity - Permeability Crossplot 130 core plug s

y = 0.0034e0.5033x R2 = 0.7568

10000.000

1000.000

) D m ( y t i l i b a e m r e P

100.000

10.000

1.000

0.100

0.010 0. 0

5.0

10.0

15.0

20. 0

25.0

30. 0

35. 0

40.0

Porosity (%)

Hình 3.14: Mối quan hệ giữa độ rỗng và độ thấm, tập BI, lô 01&02

80



Hình 3.15: Đặc trưng tầng chứa Miocen dướ i theo tài li ệu ĐVLGK, GK 16-1-TGT-6X

81



III.2.2. Đá c hứa Oligocen a. T ập C ( Oligocen muộn - H ệ tầng Tr à Tân trên)

Cát k ết tậ p C có màu m ờ tớ i ôliu xám, xám nâu, h ạt t ừ mịn tớ i thô (15-1-SD3X, 01 & 02/97-TL-2X và 01 & 02/97-DD-1X… ), có nơi rất thô ho ặc có cuội sỏ i (152-GD-1X, 15-1-SN-1X,..). Hình dạng hạt từ góc cạnh đến tròn cạnh. Độ chọn lọ c từ kém tớ i r ất t ốt. Cát k ết tập C cũng chủ yếu là arkose và arkose lithic (Hình 3.16). Các thành phần chính là th ạch anh (33-48%), K-fenspat (9-21%), plagiocla (3-6%), mảnh đá (6,5-22,4%). Xi măng và thành ph ần gồm chủ yếu là sét, cacbonat, lượng nhỏ Silic và những thành phần khác . QUARTZ

QUARTZ ARENITE 95 SUBARKOSE TGT wells

75

5

SUBLITHRENITE 25

HST-1X CARBONATE

CLAY


VT-1X RD wells TL-2X HX-1X Ruby wells

50

Emerald-1X SD wells

E S O K R A

E C S I O H K T R I L A

FELDSPAR

C E I T I H T N A E P R S A D H L T E I F L

E T I N E R A H T I L

ROCK FRAGMENT

Hình 3.16: Phân loại cát kết tập C K ết quả phân tích mẫu lõi cho thấy mặc dù kém hơn so với tập BI nhưng độ thấm cũng có chỗ lên tới 1000mD do sự liên thông tốt của độ rỗng giữa hạt (hình 3.17, hình 3.18). Theo k ết quả phân tích tài liệu địa vật lý giếng khoan, đá chứa tập C có hàm lượng sét biến thiên từ 15% đến 35%, độ rỗng từ 10% đến 25% (Hình 3.19). Đá chứa tập C được đánh giá là có ch ất lượng từ trung b ình tới tốt.

82



Hình 3.17: Sự liên thông tốt của độ rỗng giữa hạt trong cát k ết tập C, 15-1-ST-1X, 3033.24m

Hình 3.18: Mối quan hệ giữa độ rỗng và độ thấm, tập C, lô 16-1

83



Hình 3.19 : Đặc trưng tầng chứa tập C theo tài liệu ĐVLGK , giếng khoan 16-1-TGT-6X

84



b.T ập D ( Oligocen muộn – H ệ tầng Tr à Tân giữa)

Cát k ết thuộc loại arkose và arkose lithic (hình 3.20). Thành ph ần khoáng vật chính là thạch anh (28-45%), fenspat (12-27%) và các m ảnh đá (6-18%). Các mảnh đá chủ yếu gồm đá granit, với ít đá núi lửa. Cát k ết tập D đặc trưng bởi kích thướ c hạt từ trung bình tớ i m ịn ( GK 01 & 02/97-TL-2X và 01 & 02/97-DD-1X), tại mộ t số nơi có hạt thô (GK 16 - 1-TGT1X/3X, và ph ần trên của GK 15-1-SD-3X), hình dạng h ạt t ừ góc cạnh t ớ i tròn cạnh, độ liên thông khá tốt (hình 3.21).

Qu ar t z

QUARTZ

QUARTZ ARENITE SUBARKOSE 75

CARBONATE

CLAY


5 SUBLITHRENITE 25

TGT well s VT-1X RD wells TL-2X HX-1X Ruby wells Diamond-1X SD well s

E S O K R A

E S C I O H K T I R L A

C I E T H I T N A E P R S A D H L T E I F L

E T I N E R A H T I L ROCK FRAGMENT

FELDSPAR

Hình 3.20: Phân lo ại cát kết tập D Trong tập D, đá chứa có hàm lượng sét trung b ình là 25%, độ rỗng thấp hơn so với cát kết tậ p BI và tập C (từ 10% đến 20%)(hình 3.22). Nhìn chung, đá chứa tập D có chất lượng từ kém tới khá .

Hình 3.21: Cát k ết tập D với độ rỗng lien thông trung bình (xanh); 16-1-TGT-4X, 3167.0m 85



Hình 3.22: Đặc trưng tầng chứa tập D theo tài liệu ĐVLGK , Giếng khoan 15-1-SD-6X c.T ập

E ( Oligocen dưới) K ết quả phân tích thạch học cho thấy cát kết tập E thuộc arkose và lithic arkose(hình 3.23). Các thành ph ần chính là thạch anh, feldspar và các m ảnh vụn. Cát k ết tậ p E gặ p ở nhiều giếng như 15-1-ST, 15-2-RD, 15-1-SD, 01-Ruby. Cát k ết có màu tr ắng, màu xám, xám ôliu, hình d ạng hạt từ góc cạnh đến tròn cạnh, độ chọn lọc từ kém tớ i trung bình, hạt từ mịn tới thô, đôi chỗ r ất thô, lẫn sỏi cuộ i (15-1-ST-3X, 15-1 SD-3X). Hàm lượng Thạch anh thường dao động t ừ 25% đến 40%. Fenspat K 18-26%, plagiocla 4-10%. Thành phần mảnh đá chủ yếu là granit (12% đến 30%) và núi lửa (15/04%) gồm chủ yếu là andesit và ryolit / dacite. T ậ p E đều chứa hàm lượ ng r ất cao các loại m ảnh vụn feldspar, granit và m ảnh vụn đá núi lửa. Những thành ph ần này bị ảnh hưở ng mạnh mẽ b ở i quá trình nén ép so vớ i các thành ph ần khác (thạch anh), là nguyên nhân làm giảm độ r ỗng và độ thấm của đá.

86



ILLITESMECTITE 5-10%

KAOLINITE 9-15%

CHLORITE 40-50%

Qu ar t z QUARTZ ARENITE 95

ILLITE 28-35%

SUBARKOSE

SD-3X ST wells RD-3X TL-2X Emerald-1X Ruby-3X

5 SUBLITHARENITE

75

25

50

E S O K R A

E S C I O H K T I R L A

FELDSPAR

C I E T H I T N A E P R S A D H L T E I F L


ROCK FRAGMENT

Hình 3.23: Phân lo ại cát kết tập E (Theo L. B. Folk, 1974) Phân tích thạch học cho thấy những thay đổi trong quá trình thành đá ảnh hưởng mạnh mẽ đến chất lượng tầng chứa, đặc biệt là quá trình ximăng hóa, nén ép (Hình 3.24 và 3.25).

Hình 3.24: Độ rỗng nguyên sinh trong cát k ết tập E (xanh,   9.7% ) 15-1-C-4X, 3995.95m

Hình 3.25: Quá trình nén ép m ạnh làm giảm độ rỗng của cát kết tập E 15-1-ST-2X, 3904.2m

87



K ết quả phân tích mẫu lõi (hình 3.26) cho th ấy độ rỗng và độ thấm thấp. Độ r ỗng tập trung chủ yếu trong khoảng 5-10%, độ thấm từ 0.01 đến 100 mD cho thấy chất lượng đá chứa tập E kém hơn nhiều so với các tập khác. Điều này cũng phù h ợp với kết quả phân tích địa vật lý giếng khoan (hình 3.27, 3.28)

Porosity - Permeability Cross-Plot E Sequence Plugs - BLOCK 15-1 100000 10000


1000 100 10 1 0.1 0.01

K-PHI

0.001 0

0.05

0.1

0.15

0.2

0.25

0.3

0.35

Porosity (fraction)

Hình 3.26 : Mối quan hệ giữa độ rỗng và độ thấm, tập E, lô 15-1

88



Hình 3.27: Đặc trưng tầng chứa tập E theo tài liệu ĐVLGK, GK15-1 ST-2X

Hình 3.28: Đặc trưng tầng chứa tập E theo tài liệu ĐVLGK, GK 15-1 ST-4X

89



d.T ập F ( Oligocen dưới)

Cát k ết tậ p F không xu ất hiện nhiều trong bể Cửu Long, chủ yếu gặ p trong lô 15-1. Thành phần chủ yếu là arkose và arkose lithic (hình 3.29) v ới độ hạt từ trung bình tớ i thô ho ặc r ất thô, đôi chỗ có sỏi cuội (15-1-ST-1X), độ chọn lọc từ kém tớ i trung bình. Cát k ết tập F có màu xám sáng, đen xám tới xám nâu, độ mài tròn từ góc cạnh tới tr òn cạnh, được đặc trưng bởi hàm lượng fenspat, th ạch anh và đặc biệt là các mảnh đá granit (trung bình 15-30%). Các d ấu hiệu tr ên cho thấy các mảnh vụn này có nguồn gốc từ khối granit cổ và được vận chuyển trong kho ảng cách r ất ngắn. Cát k ết tập F được lắng đọng trong điều kiện năng lượng rất cao. Qu ar t z QUARTZ ARENITE

5

95

SUBARKOSE

SUBLITHARENITE

75

15-1-ST-1X

15-1-ST-1X

15-1-ST-1X

25

E T I N E R A H T I L C I H T A P S D L E F

50

E S O K R A

E S O K R A C I H T I L

50


ROCK FRAGMENT

FELDSPAR

Hình 3.29 : Phân lo ại cát kết tập F (Theo L. B. Folk) 1974)

90



Quá trình nén ép ảnh hưởng mạnh mẽ đến đá cát kết tập F( hình 3.30, 3.31) làm giảm mạnh độ rỗng nguyên sinh và độ thấm.

Hình 3.30: Quá trình nén ép m ạnh làm giảm độ rỗng của cát kết tập F

Hình 3.31: Độ rỗng kém đến trung bình của cát kết tập F (xanh)

K ết quả phân tích độ rỗng và độ thấm của đá trong tập F cho thấy độ rỗng thường nhỏ hơn 10%, độ thấm nhỏ hơn 10 mD (hình 3.32). Điều này cũng phù hợp với k ết quả phân tích tài liệu ĐVLGK (Hình 3.33 ), cho thấy đá chứa tập F có chất lượng từ kém đến trung bình. Porosity - Permeability Cross-Plot F Sequence Plugs - BLOCK 15-1 100000 10000


1000 100 10 1 0.1 0.01

K-PHI

0.001 0

0.05

0.1

0.15

0.2

0.25

0.3

0.35

Porosity (fraction)

Hình 3.32: Mối quan hệ giữa độ rỗng và độ thấm của cát k ết tập F lô 15-1

91



Hình 3.33: Đặc trưng tầng chứa tập F theo tài liệu ĐVLGK, GK 15-1- ST -1X

92



III.2.3. Đá Móng trước Đệ Tam

Đá chứa móng granitoid nứt nẻ-hang hốc là loại đá chứa đặc biệt rất phổ biến ở bể Cửu Long. Hình ảnh đá bị dập vỡ, biển đổi có thể quan sát r õ tại các điểm lộ trên đất liền và ở dưới sâu cũng nhận biết rất r õ trên các tài liệu ĐVLGK (hình 3.34).

Đới phong hóa

Đới phong hóa

Đới đá gốc

Hình 3.34 : Đới phong hóa và đá móng nứt nẻ GK 15-1-SD-2X và 01/97 & 02/97-DD-1X Nứt nẻ, hang hốc được hình thành do hai yếu tố: nguyên sinh-sự co rút của đá magma khi nguội lạnh và quá trình k ết tinh; thứ sinh-hoạt động kiến tạo và quá trình phong hóa, biến đổi thủy nhiệt Đối với đá móng nứt nẻ, độ rỗng thứ sinh đóng vai tr ò chủ đạo, bao gồm độ r ỗng nứt nẻ ( _nn) và độ rỗng hang hốc ( _hh). Ho ạt động thủy nhiệt đi k èm với hoạt động kiến tạo đóng vai tr ò hai mặt đối với việc tăng, giảm tính di dưỡng của đá chứa: làm tăng kích thước các nứt nẻ, hang hốc đ ã được hình thành từ trước, nhưng cũng có khi bị lấp đầy hoàn toàn hoặc một phần các nứt nẻ bởi các khoáng vật thứ sinh. Trong mặt cắt các đới nứt nẻ xen kẽ các đới chặt sít, chiều dày thay đổi từ v ài cm đến vài chục mét, đôi khi đạt tới trên trăm mét. Giá trị độ rỗng nứt nẻ và t ỉ phần chiều d ày hiệu dụng tr ên chiều d ày chung theo tài li ệu giếng khoan nhìn chung có xu hướng giảm dần theo chiều sâu và tại phần tr ên của mặt cắt thường có mức độ dập vỡ, biến đổi mạnh hơn. 93



Đá móng nứt nẻ chủ yếu gồm granit và granodiorit (hình 3.35). Thành ph ần gồm: 12-34 % th ạch anh, 9-38 % kali felspat, 14-40 % plagiocla (t ừ albit tới oligoclas) và 2-10 % mica (biotit và muscovit). Một số nứt nẻ, hang hốc bị lấp đầy bởi các khoáng vật thứ sinh như calcit, thạch anh, clorit, epidot, pyrit, zeolit, thỉnh thoảng là oxit sắt. Granit bị biến đổi có chứa kaolinit chiếm từ 10 tới 30% và các khoáng vật kiềm Theo tài liệu nghiên cứu bằng hình ảnh trên cơ sở điện trở suất (FMI) hoặc theo siêu âm (CAST_V) những nứt nẻ lớn và các đới đá dập vỡ và biến đổi được phân định khá rõ (hình 3.36) Đá có đặc trưng độ rỗng thấp (trung bình 1-3%) ( Hình 3.37) độ thấm rất cao ( hàng nghìn mD). Tại nhiều giếng khoan kết quả thử vỉa đ ã cho dòng tới hơn 1.000m3/ngày, thậm chí đạt 2.000m3/ngày. Đây là tầng chứa dầu khí quan trọng nhất ở bể Cửu Long. QUARTZ Bach Ho fields Rang Dong wells Ca Ngu Vang 1X/2X Vung Dong 1X/2X well 16-Voi Vang-1X Thang Long-1X/2X Ruby 1X/2X Su Tu Chua-1X Su Tu Vang-1X/2X Su Tu Nau-1X Diamond-1X

Quartzolite 90

90

Quartz rich granitoids 60

60

GRANITE

E T I R O I D O N A R G

K-Feldspar granite K-Feldspar quartz granite

20 20 20

Quartz syenite

Syenite

Quartz monzonite

Syenite 10

Q uartz

Quartz

Quartz Monzodiorite

Tonalite

Quartz diorite Diorite

Monzodiorite

Monzonite 65

35

K-FELDSPAR

PLAGIOCLASE

Hình 3.35: Phân loại đá macma khu vực nghiên cứu

94



Hình 3.36. K ết quả phân tích FMI GK 15-1-SD-2X

Hình 3.37: Đặc tính thấm chứa của đá móng nứt nẻ, giếng khoan 15-1-SD-8I

95



III.3. Đá chắn Đá chắn dầu khí ở bể Cửu Long được xem là những vỉa hoặc tập sét nằm trong khoảng địa tầng từ Miocen tới Oligocen. Dựa theo đặc điểm thạch học, cấu tạo, chiều dày, diện phân bố của các tầng sét tr ong mặt cắt trầm tích bể Cửu Long, có thể phân ra thành 4 tầng chắn chính, trong đó có 1 tầng chắn khu vực và 3 tầng chắn địa phương (Hình 3.38). Tầng chắn khu vực – tầng sét thuộc nóc hệ tầng Bạch Hổ hay c òn g ọi l à tập sét Rotalid. Đây là tầng sét khá dày, phát triển rộng khắp bể Cửu Long. Nóc của tập n ày trùng với mặt phản xạ địa chấn tầng Miocen hạ. Chiều d ày khá ổn định ở các lô thuộc trung tâm b ể, trung bình khoảng trên dưới 100m, có nơi đến 200m ( ở khu vực lô 15-1 dày trên dưới 100m, 15-2 dày từ 1 00-200m, lô 16-1 dày từ v ài chục mét tới hàng trăm mét, mỏ Bạch Hổ trung bình 100m) và mỏng dần về r ìa bồn trũng. Ở lô 17 bề dày tập chắn chỉ còn 20-30 m th ậm chí có nơi giảm còn 5-7m, lô 01/97 & 02/97 chi ều d ày của tầng sét cũng giảm mạnh, thành phần không đồng nhất, các tập sét xen kẹp các tập cát mỏng vì vậy kh ả năng chắn kém hơn rất nhiều. Đá có cấu tạo khối, hàm lượng sét cao (50-80%). Khoáng vật chính của sét là montmorilonit, thứ yếu là hydromica, kaolinit, hỗn hợp (hydromica-mont) và ít clorit. Hệ số phân lớp nhỏ hơn 0.1. Trong đá hiếm gặp vật liệu hữu cơ. Đây là tầng chắn tốt cho cả dầu lẫn khí. Các vỉa dầu được phát hiện nằm trong và dưới tập chắn này là 21-22 (mỏ Rồng), MI-09-50 (mỏ Pearl, Hồng Ngọc) hay B10 (Sư Tử Đen),…Liên k ết tầng sét Rotalid qua các giếng 01-Diamond1X, 15-1-SD-1X, 15-2-VD-1RX, 16-2-VV-1X, 16-2-BD-1X, 17-C-1X cho thấy sự biến đổi chiều dày của tầng chắn qua các lô (hình 3.39, 3.40). Tầng chắn địa phương I-tầng sét nằm trong tầng Miocen hạ. Chiều dày tầng chắn này dao động từ 60 đến 150 m, hệ số phân lớp: 0,1-0,47, gồm nhiều vỉa sét với chiều d ày 5-10m và hàm lượng sét trung bình khoảng 60%,. Đây là tập sét kém đồng nhất, nằm phủ trực tiếp tr ên các vỉa sản phẩm 23, 24 (mỏ Rồng và Bạch Hổ) (hình 3.41) và MI-60 ( mỏ Pearl). Tầng chắn địa phương II-tầng sét thuộc hệ tầng Tr à Tân (tập D và C) bao gồm các vỉa sét riêng lẻ có khả năng chắn đối với các vỉa chứa dầu khí nằm bên dưới. Chiều dày của vỉa sét dao động mạnh từ vài mét cho đến vài chục mét (hình 3.42). Sét chủ yếu có nguồn gốc đầm hồ, tiền delta, phân lớp dày và có khả năng chắn tốt. Kết quả khoan tìm kiếm thăm dò cho thấy các thân dầu đ ã phát hiện trong tầng móng nứt nẻ như các mỏ: Đông Nam Rồng, Bạch Hổ, Rạng Đông, Hồng Ngọc, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng,… đều có sự hiện diện của t ầng chắn này, phủ kín to àn bộ diện tích và đặc biệt là phần đỉnh móng với tổng chiều dày các vỉa sét đạt tới h àng trăm mét. Tầng chắn địa phương III-tầng sét thuộc hệ tầng Tr à Cú (hình 3.43). Đây là tầng chắn mang tính cục bộ, có diện phân bố hẹp. Chúng thường phát triển bao quanh các khối nhô móng cổ, rất hiếm khi phủ kín cả phần đỉnh của khối n âng móng. Sét phân l ớp dày, có kh ả năng chắn khá tốt, đặc biệt cho các thân cát lòng sông nằm dưới

96



hoặc trong chúng. Những phát hiện dầu (Bạch Hổ, Đông Rồng) v à khí condensat (Sư Tử Trắng) là bằng chứng về khả năng chắn của tầng này.

Tầng chắn Rotalia Tầng chắn địa phương I

Tầng chắn địa phương II

Tầng chắn địa phương III

Hình 3.38: Sự phân bố các tầng chắn theo chiều sâu trên mặt cắt địa chấn

97

ự án “Đánh giá tiềm năng dầu khí trên biển và thềm lục địa Việt N am” Đề tài nhánh “Đánh giá tiềm năng dầu khí bể Cửu Long ”

D

Hình 3.39: Tầng chắn khu vực Rotalia , tuyến 01-Diamond-1X, 15-1-SD-1X, 15-2-VD-1RX, 16-2-VV-1X, 16-2-BD-1X, 17-C-1X

0 98

ự án “Đánh giá tiềm năng dầu khí trên biển và thềm lục địa Việt N am” Đề tài nhánh “Đánh giá tiềm năng dầu khí bể Cửu Long ”

D

Hình 3.40: Tầng chắn khu vực sét Rotalia (15 -1-SD-1X, Ruby-3X, TL-2X)

99



R ồng -20

R ồng -25

Hình 3.41 : Tầng chắn địa phương I, Miocen dưới, mỏ Rồng

100



Hình 3.41: Các tập sét chắn địa phươ ng II, tập C, lô 16.1

Hình 3.42: Tập sét chắn địa phương II, tập C, lô 16-1

Hình 3.43: Tập sét chắn địa phương III, tập F, lô 15-1 101



III.4. Các loại bẫy Bẫy chứa dầu khí ở bể Cửu Long bao gồm: bẫy cấu trúc, bẫy phi cấu tạo và b ẫy hỗn hợp III.4.1. Bẫy cấu trúc Đây là loại bẫy phổ biến ở bể Cửu Long. Bẫy cấu trúc được hình thành do biến dạng của các lớp đất đá được gây ra bởi các hoạt động kiến tạo. Bẫy cấu trúc gồm 2 loại chủ yếu: - Bẫy nếp lồi: họat động kiến tạo đ ã uốn cong các lớp đất đá nằm ngang ban đầu tạo nên loại bẫy n ày (hình 3.44) - Bẫy bám đứt gãy: bẫy loại này được hình thành do nếp lồi bị đứt gãy kín cắt qua (hình 3.45, 3.46). Bẫy cấu trúc gặp ở hầu hết ở các lô như 15-1/05, 01&02/10 …(hình 3.47, 3.48) và các cấu tạo đã khoan cho tới thời điểm hiện tại như R ồng, Bạch Hổ, Sư Tử Đen…

Hình 3.44: Bẫy cấu trúc lô 15-2/01

102



Hình 3.45: Bẫy cấu trúc lô 16-2 SW

NE

NW-SE cross section White Camel Line 04-072 BI-Seq

C-Seq

D-Seq

E-Seq

F-Seq

Bstm

Lạc Đà Trắng 2 Km


103


khí trên biển và thềm lục địa Việt N am” Đề tài nhánh “Đánh giá tiềm năng dầu khí bể Cửu Long ” SE

N W

NE-SW cross section White Camel Line 04-011

BI-Seq

C-Seq

Bstm

D-Seq

E-Seq

L ạc Đà Tr ắn

F-Seq

2 Km


Hình 3.48: Bẫy cấu trúc Lô 01&02/10 III.4.2. Bẫy phi cấu

tạo Bẫy phi cấu tạo được chia ra do các nguyên nhân th ạch học (mất độ thấm trong đá chứa), trầm tích (vát nhọn, thấu kính) hoặc cổ địa lý (bào mòn, lòng sông cổ, bất chỉnh hợp địa tầng) Đây là một dạng bẫy khó phát hiện và có r ủi ro cao trong quá tr ình tìm ki ếm thăm dò dầu khí. Trong bể Cửu Long, loại bẫy này có thể tồn tại ở một số lô như 09, 17 ( Hình 3.49, 3.50)

104



Hình 3.49: Bẫy phi cấu tạo lô 09-2

Hình 3.50: Bẫy Phi cấu tạo lô 09 -3 105



III.4.3. Bẫy hỗn hợp

Bẫy được hình thành do sự kết hợp của bẫy cấu trúc và b ẫy địa tầng (Hình 3.51). Trong bể Cửu Long, dạng bẫy n ày gặp chủ yếu trong trầm tích Oligocen.

Hình 3.51: Bẫy h ỗn hợp lô 15-1/05

III.5. Thời gian/ Dịch chuyển dầu khí Từ kết quả mô h ình địa hóa 2D, các b ản đồ trưởng thành đã được xây dựng

cho nóc và đáy các tập đá mẹ thời điểm hiện tại (hình 3.52a,b). T ại đáy tập E (Oligocen dưới), đá mẹ chủ yếu đang trong pha sinh dầu & khí ẩm-condensat ngoại tr ừ phần nhỏ thuộc trũng Đông bắc và tr ũng Tây Bạch Hổ (độ sâu vượt 5800m) đá mẹ đang tạo khí khô do ảnh hưởng quá tr ình cracking). Trong khi đó tại nóc tập D, C (Oligocen trên) đá mẹ đang trong pha sinh dầu. Độ sâu đạt các ngưỡng hiện tại của đá mẹ Oligocen được thể hiện trong bảng 3.4. Bảng 3.4: Độ sâu các ngưỡng hiện tại của đá mẹ Oligocen bể Cửu Long

Đá mẹ

Oligoxen

Ranh giới ngưỡng

%Ro

Độ sâu hiện tại(m)

Trưởng thành Cửa sổ tạo dầu

0,55

2450-2670

0,72

3270-3390

Condensate

1,3

4680-4860

Khí khô(CH4)

>2.0

>5800

Trên hình 3.53 cho thấy dầu bắt đầu sinh ra từ đá mẹ Oligocen từ khoảng 29 tr.n.t(~%Ro>0.55).K hi đá mẹ bước v ào pha sinh dầu mạnh (mật độ HC sinh cực 106



đại) thì b ắt đầu xuất hiện di cư HC trên diện rộng (%Ro>0.72) xảy ra vào thời kỳ Miocen sớm (27-17tr.n.t) đối với đá mẹ thuộc khu vực trũng sâu của bể. Tại khu vực r ìa bao quanh phần trũng bể, nơi có đá mẹ Oligocen, dầu và khí đã và đang

được sinh ra. Trên một số mặt cắt thể hiện độ bão hòa dầu, khí cao, xuất hiện di cư mạnh của dầu, khí theo phương thẳng đứng qua các đứt gãy l ớn tới tầng chứa phía tr ên hoặc dịch chuyển dọc tầng theo vỉa cát xen kẹp trong chính tầng đá mẹ hoặc theo các tập tiếp xúc trực tiếp với tầng sinh. Trên đường dịch chuyển dầu có thể được giữ lại và tr ở thành những tích tụ hydrocarbon, nếu tại đó tồn tại b ẫy chứa, ngược lại chúng bị phân tán và thoát đi. Mô hình cho th ấy tr ên một vài tuyến xuất hiện các tích tụ dầu khí và có biểu hiện di thoát r õ r ệt của dầu, khí. Tr ên hình (3.54a-b), th ể hiện tích tụ dầu, khí( khoảng cách 35232m, 47336m, 79686m tính từ b ên trái tuyến S18A) tại thời điểm hiện tại trong tầng chứa Miocen dưới và Oligocen . Tiềm năng sinh dầu, khí đá mẹ Oligocen ch ỉ ra mật độ sinh dầu tập trung cao tại khu vực thuộc trũng trung tâm bể đặc biệt tại khu vực Bắc mỏ Bạch Hổ và Tây nam lô 15-1, tr ũng sâu lô 15 -2 , nơi có chiều dày tầng sinh lớn cũng như chất lượng

đá mẹ tốt ngoại trừ phần dưới tầng đá mẹ ở khu vực thuộc trũng Đông bắc v à Tây Bạch Hổ (độ sâu dưới 5800m), nơi có mật độ khí cao (chủ yếu khí CH4). Như vậy, có thể kết luận đá mẹ khu vực thuộc trũng chính bể Cửu Long là đối tượng sinh chính của bể (hình 3.55). Khu vực thuộc đới nâng Cửu Long, đới nâng Phú Quý và khu vực sườn nghiêng Tây bắc, Đông Nam nơi trầm tích quá mỏng hoặc vắng mặt đá mẹ Oligocen, m ặc dù không tham gia vào quá trình sinh d ầu nhưng rất quan trọng trong việc đón nhận sản phẩm di cư từ đá mẹ tại các trũng sâu di lên thông qua hệ thống

đứt gẫy hoặc nứt nẻ của đá. Dựa vào lịch sử phát triển của bể, phần lớn các dạng bẫy đã được hình thành chủ yếu trong giai đoạn tạo rift và đầu giai đoạn sau rift (Miocen sớm), sớm hơn với giai đoạn sinh mạnh và di cư chính của dầ u, khí. Như vậy các bẫy hoàn thiện trong giai đoạn trước có cơ hội thuận lợi tiếp nhận các sản phẩm di

cư trên. Đối với bẫy hình thành muộn có cơ hội đón nhận những pha sinh HC sau.

107



A 1 8 S

S14

Hình 3.52a: Độ trưởng thành thời điểm

Hình 3.52 b: Độ trưởng thành thời điểm

hiện tại tuyến S18A

hiện tại tuyến S14

Hình 3.53: Sơ đồ thời gian di cư HC từ đá mẹ Oligocen ở bể Cửu Long

108



8 A S 1

S14

Hình 3.54a: Độ bão hòa dầu, khí thời điểm

Hình 3.54 b: Độ bão hòa dầu, khí thời

hiện tại tuyến S18A

điểm hiện tại tuyến S14

109



Hình 3.55: Bản đồ phân bố mật độ di thoát dầu của tầng đá mẹ Oligocen

110



CHƯƠNG IV: ĐÁNH GIÁ TÀI NGUYÊN DẦU KHÍ

IV.1. Phân tích Play Căn cứ vào đặc trưng hệ thống dầu khí, đặc điểm địa chất của các mỏ v à phát hiện dầu k hí, trong bể Cửu Long có thể phân ra 5 play hydrocarbon (Hình 4.1): đá móng nứt nẻ trước Đệ Tam (play 1), cát kết Oligocen dưới (play 2), cát kết Oligocen trên ( play 3) cát k ết Miocen dưới (play 4) và cát k ết Miocen giữa (play 5) . Play 1: móng nứt nẻ trước Đệ Tam Gồm đá magma xâm nhập granitoid và một phần không đáng kể đá biến chất. Những phát hiện dầu khí lớn trong bể đều liên quan đến play này, như: mỏ Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Cá Ngừ Vàng, Hồng Ngọc và các cấu tạo có phát hiện như: Tam Đảo, Vải Thiều, Diamond, Turquoise, Emerald, Vừng Đông, Ba Vì, Bà Đen, Cam, Sói,… Các bẫy này thường liên quan đến khối móng nhô dạng địa lũy, hoặc núi sót bị chôn vùi, khép kín 2- 3 chi ều bởi các tập trầm tích hạt mịn Oligocen phủ tr ên và nằm gá đáy bao xung quanh, các chiều còn lại được ôm vào đứt g ãy. Dầu được nạp vào bẫy từ các tầng sinh bao quanh hoặc di cư từ các trũng sâu và được chứa trong hang hốc, nứt nẻ Thân dầu ở dạng khối, chiều cao thân dầu thườ ng l ớn, có thể đạt tới khoảng 2000m, tùy thuộc vào m ức độ chắn và biên độ khép kín của khối móng nâng cao. Phần trên đỉnh là đới phong hóa và dưới đó là đới nứt nẻ, hang hốc. Ranh giới dưới của bẫy có thể là ranh giới dầu nước như ở Đông Nam Rồng, Rạng Đông, nhưng đa phần là đới đá chặt xít nằm phía dưới như: móng Bạch Hổ, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Đông Rồng. Đá có độ rỗng thấp, độ thấm v à khả năng cho dòng r ất cao. Đá móng granitoid nứt nẻ, phong hóa là đối tượng chứa dầu khí quan trọng nhất của bể. Rủi ro lớn nhất của play n ày là ở khả năng bao kín của đá chắn và mức độ dập vỡ của đá móng. Play 2: Cát kết Oligocen dưới Là m ột trong những đối tượng thăm dò, khai thác chính c ủa bể Cửu Long. Ở các mỏ Bạch Hổ và R ồng, STT… đã phát hiện các vỉa dầu khí thương mại thuộc play này. Đá chứa là cát k ết thạch anh, felspat hạt thô màu xám, nâu xám có ngu ồn gốc sông ,bồi tích thuộc tập địa chấn E v à F, phát tri ển ở cánh cấu tạo, nằm kề áp vào móng bào mòn. Đôi chỗ cát kết cùng với đá móng hợp th ành một thân dầu thống nhất. Cát lòng sông cắt xẻ vào nhau tạo thành các tập cát dày. Các thân cát này bị các đứt gãy từ móng cắt qua tạo thành các khối riêng biệt, bẫy chứa dầu kiểu địa tầng hay phi cấu tạo, có ranh giới dầu nước ri êng, b ị chắn thạch học và c ấu tạo. Đá có độ rỗng, thấm từ trung b ình đến thấ p.

111



Tầng chắn là tập hạt mịn nằm phần tr ên của lát cắt. Đôi khi chính các tập sét nội tầng cũng đóng vai tr ò chắn cục bộ. Cũng như play móng nứt nẻ, dầu của các tích tụ thuộc Oligocen dưới được nạp từ chính tầng sinh cùng tên hoặc cổ hơn . Play 3: Cát kết Oligocen trên Play này bao gồm các vỉa cát kết nằm trong trong tập địa chấn D v à C. Cát k ết là loại arkos xám sáng, nâu vàng nhạt xen lớp mỏng với sét, bột kết, đá vôi và than, thành tạo trong môi trường đầm hồ, sông bồi tích , n ằm trên đỉnh và phát triển cả ở bên các cánh của cấu tạo, được cắt bởi các đứt gãy. Đá chứa có độ rỗng và thấm thay đổi từ trung bình tới tốt.Tầng chắn đồng thời cũng là tầng sinh quan trọng nhất của bể Cửu Long thuộc play này. Dầu được sinh ra chủ yếu từ tập sét n ày và di d ịch , tích tụ vào các tập cát kết gần đó và ở phía tr ên. Play 4: Cát kết Miocen dưới Cát k ết chứa dầu Miocen dưới có nguồn gốc sông , bi ển nông ven bờ v à n ằm trong tập địa chấn BI. Tại một số mỏ như Rồng, Rạng Đông, Sư Tử Đen, Hồng Ngọc ở phần tr ên c ủa tập cát kết arkos hạt mịn, thô mỏng chứa dầu xen lớp mỏng với sét có điện trở suất thấp (3.5-7ohm.m). Đá chứa có độ rỗng và thấm cao, khả ( Rotalid) đóng năng cho dòng r ất tốt. Tr ên nóc tập địa chấn BI là t ầng sét dày vai trò chắn khu vực cho bể Cửu Long. Dầu được nạp vào bẫy do di dịch từ tầng sinh ở sâu hơn. Tầng sinh tuổi Miocen dưới được đánh giá là chưa đủ độ trưởng thành. Các bẫy chủ yếu là d ạng cấu trúc dạng vòm và hỗn hợp , bị chắn thạch học và kiến tạo. Play 5: Cát kết Miocen giữa Cát k ết trong tập này được lắng đọng trong môi trường biển nông v à vũng vịnh là chủ yếu.Các thân cát có độ dầy lớn tới từ 20m đến 25m với độ rỗng v à thấm r ất cao. Do nằm nông nên chưa bị biến đổi thứ sinh mạnh, độ rỗng nguy ên sinh vẫn được bảo toàn. Tại khu vực tầng sét chắn Miocen dưới mỏng, không có khả năng chắn tốt, dầu có thể di dịch từ dưới sâu và được nạp vào b ẫy. Bẫy là d ạng địa tầng nên phạm vi phát triển và liên thông là h ạn chế. Cho tới hiện tại play n ày mới được phát hiện ở mỏ Đông Đô (DD-1X và DD-2X) vào năm 2007 và 2008. Ngoài các play chính nêu trên, t ại bể Cửu Long còn tồn tại 1 loại play khác là đá phun trào , gặp ở các mỏ như Bạch Hổ, Rồng, Hồng Ngọc… Đá thường gặp là bazalt diaba, andesit diabas . Trong trường hợp chúng nằm phủ trực tiếp lên bề mặt của đá móng phong hóa-nứt nẻ thì được xem như một phần của play móng nứt nẻ trước Đệ Tam. Khi các thể đá phun tr ào nằm trong mặt cắt trầm tích (Oligocen, Đông Bắc Rồng) th ì chúng được xem như một play độc lập. Tầng sét phủ tr ên và bao quanh vừa đóng vai tr ò t ầng chắn, vừa là tầng sinh, cung cấp dầu cho bẫy. Dầu còn có thể được cung cấp từ tầng sinh phía dưới , di chuyển theo các đứt g ãy. Các bẫy đ ã được phát hiện thường nhỏ, phát triển cục bộ, bị chắn thạch học ở mọi phía.

112



Công tác tìm kiếm thăm dò play này có m ức độ rủi ro cao do bị hạn chế về quy mô phát triển và do khả năng tồn tại hang hốc, nứt nẻ của đá thấp.

Hình 4.1: Mô hình các lo ại play ở bể Cửu Long

113



IV.2. Đánh giá tiềm năng đầu khí IV.2.1. C ấu tạo t riển vọng

Các cấu tạo triển vọng ở bể Cửu Long được xác định trên cơ sở các kết quả minh giải tài liệu địa chấn và các bản đồ cấu tạo tỷ lệ 1/200.000 cho các tầng như đã đề cập ở phần tr ên. Trong ph ạm vi khu vực nghiên cứu gồm các lô: 01&02; 01& 02/97; 01&02/10; 15-1/05; 15-1/01; 15-2; 15-2/01; 15-2/10; 16-1/03; 16-1; 16-2; 17; 09-1; 09-2; 09-2/09; 09-3; 25&31 đã xác định ngoài các mỏ còn r ất nhiều cấu tạo triển vọng, trong đó có một số đã được khoan và phát hiện dầu khí (hình 4.2 đến 4.7.)

Hình 4.2: Sơ đồ phân bố các mỏ bể Cửu Long

114



Hình 4.3: Sơ đồ phân bố các cấu tạo cho đối tượng móng

Hình 4.4 : Sơ đồ phân bố các cấu tạo cho đối tượng chứa là cát k ết Oligocen dưới (E)

115



Hình 4.5: Sơ đồ phân bố các cấu tạo cho đối tượng chứa là cát k ết Oligocen trên (D)

Hình 4.6: Sơ đồ phân bố các cấu tạo cho đối tượng chứa là cát k ết Oligocen trên (C)

116



Hình 4.7: Sơ đồ phân bố các cấu tạo cho đối tượng chứa là cát k ết Miocen dưới (BI)

IV.2.2. Phương pháp đánh giá Để giúp cho việc xác định và thống kê một cách dễ d àng, toàn bộ tiềm năng dầu khí của bể Cửu Long được chia thành 3 nhóm như sau:

Nhóm 1: Các mỏ đã thành lập báo cáo tr ữ lượng d ầu khí và đã được chính phủ phê duyệt. Trữ lượng tại chỗ và thu hồi được thống k ê theo các k ết quả tính đã được PVN hoặc chính phủ ph ê duyệt, không tính lại. Nhóm 2: Các phát hiện đã khoan, có phát hiện dầu khí, con số trữ lượng của các phát hiện đã được các nhà thầu đánh giá sơ bộ, không tính lại. Nhóm 3: Các cấu tạo triển vọng chưa được khoan. Tiềm năng dầu khí của các cấu tạo triển vọng được đánh giá như sau:

Phương pháp tính Phươ ng pháp th ể tích và phần mềm GeoX được sử dụng để đánh giá tiềm năng tại chỗ của các cấu tạo theo từng play. Công thức tính : Đối với vỉa dầu: 117



OIIP= BRV*N/G* *(1-Sw)*TF*1/Bo Ass.Gas = OIIP*GOR Đối với vỉa khí: GIIP=BRV*N/G* *(1-Sw)* TF* GEF Cond = GIIP * CGR Trong đó: OIIP: Tr ữ lượng dầu tại chỗ, m3 GIIP : Tr ữ lượng khí tại chỗ, m3 Ass.Gas : Khí đồng hành, m3 Cond: condensate, m3 BRV: Tổng thể tích đá, m3 GOR: Tỷ số khí /dầu, m3/m3 CGR: Tỷ số condensate /khí, m3/m3 N/G: Tỷ số chiều dày hiệu dụng tr ên tổng chiều dày , ph ần đv : Độ rỗng của đá chứa, phần đv Sw: Độ bão hoà n ước, phần đv TF: Hệ số lấp đầy bẫy phần đv Bo: Hệ số thể tích dầu, m3/m3 GEF: Hệ số giãn nở khí, m3/m3 Biện luận v à l ựa chọn thông số đầu v ào

Từ các kết quả nghiên cứu chi tiết về cấu trúc địa chất, hệ thống dầu khí , liên k ết giếng khoan và các thông số chứa, thông số công nghệ mỏ ở các mỏ, các cấu tạo phát hiện , cho phép lựa chọn các thông số trữ lượng cho từng lô. Tại khu vực chưa có giếng khoan, các thông số này được xác định tương tự về giá trị v à quy luật phân bố như khu gần nhất đ ã có giếng khoan.

BRV: Giá tr ị trung bình thể tích đá được xác định trên cơ sở bản đồ cấu trúc đỉnh và đáy của tầng cần tính tiềm năng dầu khí tại chỗ. Do quá tr ình minh giải tài liệu địa chấn, chuyển từ thời gian sang độ sâu còn chịu sai số nhất định n ên giá tr ị này có thể nhỏ hơn hoặc lớn hơn giá trị trung bình. Để giảm độ rủi ro cho tính tiềm năng,trong báo cáo này, BRV cũng được xác định với 3 giá trị nhỏ nhất, trung bình và lớn nhất, trong đó giá trị nhỏ nhất giảm 10% và lớn nhất tăng 10% so với giá trị trung bình. N/G: Phân bố tam giác thường được áp dụng cho N/G đối với cả đá cát kết và đá móng nứt nẻ hang hốc trước Đệ Tam Độ rỗng: Thống k ê các số liệu độ rỗng cho đá chứa cát kết tại khu vực đã có gi ếng khoan cho thấy chúng tuân theo quy luật phân bố Lognormal (từ hình 4.8 đến hình 4.10). Đối với đá móng nứt nẻ, hang hốc trước Đệ Tam, độ rỗng thường được xác định theo quy luật phân bố tam giác ở hầu hết các khu vực. Độ bão hòa dầu khí: Đối với đá chứa cát kết, độ b ão hòa dầu khí tương tự như độ r ỗng thường được tuân theo quy luật phân bố Lognormal (hình 4.11 – hình 4.13). Còn với đá đá móng nứt nẻ, hang hốc trước đệ tam thông số này không được xác 118



định và thường được áp dụng tương tự như đối với mỏ Bạch hổ cho 3 giá trị 0,8; 0,85 và 0,9 tương ứng với giá trị nhỏ nhất, trung bình và lớn nhất.

Hệ số lấp đầy bẫy : Do các c ấu tạo có kích thước nhỏ, nên để tránh rủi ro trong việc đánh giá tiềm năng, thông số này đ ã được xác định bằng 0,8 GOR, CGR: Được xác định từ kết quả thử vỉa hoặc số liệu khai thác. Hệ số thể tích dầu / giãn n ở khí: Được xác định theo k ết quả phân tích PVT c ủa các mẫu dầu, khí ở các mỏ hoặc các phát hiện. Trong khi xác định các thông số độ rỗng v à hệ số thể tích yếu tố độ sâu cũng đã được đưa vào phân tích, đánh giá nhằm lựa chọn các thông số gần hơn với thực tế. Quan hệ theo chiều sâu của các thông số này ở các mỏ, phát hiện trong khu vực đã được xây dựng (hình 4.14 - hình 4.16 ), qua đó có thể dự báo chính xác hơn cho khu vực chưa có giếng khoan.

Hình 4.8: Phân bố độ rỗng tầng BI giếng 15 -1-SD-1X

Hình 4.9: Phân bố độ rỗng tầng C giếng 15-2-VD-1X 119



Hình 4.10: Phân b ố độ rỗng tầng D giếng 01&02-Topaz-1X

Hình 4.11: Phân bố độ bão hòa dầu tầng BI giếng 15-1-SD-1X

Hình 4.12: Phân bố độ bão hòa dầu tầng C giếng 16-2-HMX-1X

120



Hình 4.13: Phân bố độ bão hòa dầu tầng D giếng 15-1/05-LDV-1X

121



Hình 4.14: Mối quan hệ giữa độ rỗng và chiều sâu lô 15-1

122



ĐộPorosity r ng 0

0.05

0.1

0.15

0.2

0.25

0.3

1700

1900

2100

2300

2500

2700

) m ( h t u2900 p â e s D u i h 3100 C

3300

3500

3700

3900

4100

Hình 4.15: Mối quan hệ giữa độ rỗng và chiều sâu lô 01&02/97

Hình 4.16: Phân bố hệ số Bo theo chiều sâu, bể Cửu Long 123



IV.2.3.K ết quả

Nhóm 1: Trữ

lượng d ầu khí tại chỗ của các mỏ đ ã có báo cáo đánh giá trữ lượng được phê duyệt Cho tới thời điểm 31/12/2010 toàn b ộ 18 m ỏ ( Hình 4.2) đ ã có báo cáo đánh giá tr ữ lượng dầu khí tại chỗ và được Hội đồng trữ lượng quốc gia hoặc PVN ph ê duyệt . Tr ữ lượng dầu khí tại chỗ của từng mỏ được thống k ê ở các bảng 4.1- bảng 4.3. Bảng 4.1: Trữ lượng Dầu- Khí- Condensate tại chỗ của các mỏ ở bể Cửu Long Trữ lượng Dầu -Khí -Condensate của các mỏ bể Cửu Long (Tín h theo mức 2P) Đã Khai thác Gas (2P) Cond Tổng quy dầu Tổng quy Dầu T ng quy Dầu Reserves GIIP Reserves CIIP Reserves Khí dầu tại (Reserves) +Cond +Cond (tr.m3) (tỷ m3) (tỷ m3) (tr.m3) (tr.m3) (tỷ m3) dầu (tr.m3) (tr.m3) (tr.m3) (tr.m3) ch

Oil (2P)

Mỏ

OIIP (tr.m3)

Ruby Pearl Diamond Topaz Thang Long Dong Do Hai Su Den Hai Su Trang Ca Ngu vang Su Tu Den Su Tu Vang Su Tu Trang Su Tu Nau Rang Dong Phuong Dong Te Giac Trang

95,429 11,06 13,06 10,51 22,052 30,24 40,5 95,749 16,674 123,21 63,355 93,05 84 131,43 5,755 35,5

21,15 2,4 2,376 2,911 4,06 4,15 11,72 2,755 4,34 36,56 15,83 10,7 14,7 34,41 1,765 11,07

9,86 0,65 3,36 1,07 1,26 0,48 8,44 1,28 7,62 7,61 2,54 86,3 1,07 22,46 3,163 4,57

3,63 0,15 0,91 0,28 1,11 0,09 2,47 0,38 1,93 2,86 0,63 17,26 0,19 9,04 1,97 1,45

785,399

180,897

161,73

44,35

Lô

01

01/97 - 02/97 15-2/01 09-2 15-1

15-2 16-1

TỔNG

0,73

0,29

0,84

0,16

1,57

0,45

105,289 11,71 16,42 11,58 23,312 30,72 48,94 108,549 24,294 130,82 65,895 179,35 85,07 153,89 8,918 40,07

24,78 2,55 3,576 3,191 5,17 4,24 14,19 3,135 6,27 39,42 16,46 27,96 14,89 43,45 3,895 12,52

947,1239

225,697

11,5 0,06

1,67 0,02

13,17 0,08

0,02

0

0,02

1,08 24,95 5,91

0,51 1,63 0,21

1,59 26,58 6,12

27,51 0,33

6,59 0,41

34,1 0,74

71,36

11,04

82,4

9,65 2,34 2,67 2,891 4,06 4,15 11,72 2,755 3,26 11,61 9,92 10,7 14,7 6,9 1,595 11,07

109,991

Còn lại Tổng quy Khí (tỷ m3) dầu (tr.m3) 1,96 0,13 0,91 0,28 1,11 0,09 2,47 0,38 1,42 1,23 0,42 17,26 0,19 2,54 1,56 1,45

33,4

11,61 2,47 3,576 3,171 5,17 4,24 14,19 3,135 4,68 12,84 10,34 27,96 14,89 9,44 3,155 12,52

143,387

Bảng 4.2: Trữ lượng dầu khí tại chỗ của Mỏ Bạch Hổ Trữ Lượng địa chất Mỏ Bạch Hổ tính đến ngày 01/01/2006 Phức hệ sản phẩm Miocene dưới

Trữ l ượng dầu theo cấp (tr.m3) B 14,15

Oligocene trên

Oligocene dưới Móng

Tổng

42,97 206,33 263,45

C1 10,46 16,66 9,39 298,95 335,46

B+C1 24,61 16,66 52,36 505,28 598,91

C2 8,98 12,91 13,75 84,45 120,09

Trữ lượng khí hòa tan theo cấp (tỷ m3) B 1,77 8,34 38,95 49,05

C1 1,13 1,23 2,29 50,1 54,76

B+C1 2,9 1,23 10,63 89,05 103,81

C2 0,93 0,96 3,04 13,74 18,66

Tổng quy dầu (tr.m3) B 15,92 51,31 245,28 312,5

C1 11,58 17,9 11,68 349,05 390,22

B+C1 27,51 17,9 62,99 594,33 702,72

C2 9,91 13,87 16,78 98,19 138,75

B+C1 = 598,912 (tr.m3). Trong đó của móng là 505 ,2824 (tr.m3) chiếm 84,37%, của Oli là 69,02 (tr.m3) chiếm 11,52%, của Mio là 24,60 (tr.m3) chiếm 4,1% C2 =120,089 (tr.m3). Trong đó của Móng là 84,44 chiếm 70,32%, của Oli là 26,66 (tr.m3) chiếm 22,2%, của Mio là 8,98 (tr.m3) chiếm 7,5% Trong đó tổng lượng dầu khai thác quy đổi (tính đến n gày 31/12/2010) là 250,47 (tr.m3)

124



Bảng 4.3: Trữ lượng và tiềm năng dầu khí tại chỗ của Mỏ Rồng TRỮ LƯỢNG DẦU KHÍ TẠI CHỖ BAN ĐẦU VÀ TIỀM NĂNG MỎ RỒNG TỚI 1.7.2008 KHU VỰC

Mio

NR-ĐM ĐÔNG NAM TT TB

P1( tr.m3) Oli Móng

3,572 25,526

0,47

28,626 26,601 1,445

Tổng 32,198 26,601 27,441

Mio

Oli

P2 (tr.m3) Móng

6,604

3,454

36,556

1,753

27,983 12,288 1,8

Tổng 38,041 12,288 40,109

Mio

4,098

Oli

P3 (tr.m3) Móng

11,003 6,416

72,5

Tiềm năng (tr.m3)

P1+P2 (tr.m3)

Tổng 87,601 6,416

Mio

Oli

Móng

Tổng

70,239 38,889 67,55

3,882 3,155 0,223 10,916 18,176 7,26 10,916 ĐB 14,228 3,65 10,605 5,357 28,483 17,878 10,605 5,357 Đ 0,135 1,472 2,24 1,607 0,135 1,472 2,24 YÊN NGỰA TỔNG 29,408 21,56 60,545 111,513 43,16 17,595 52,676 113,431 4,098 25,016 72,5 101,614 224,944 P1+P2= 224, 944 triệu m3 dầu quy đổi trong đó của móng là 113,221 triệu m3 chiếm 50,3%, của olig là 39,155 trm3 chiếm 17,4% , của Mio là 72,568 tr m3 chiếm 32,3%

11, 552 6,431

17,983

2 9, 847 9,648

39,495

41,399 16,079

57,478

p3= 101,614 triệu m3 trong đó của móng là 72,5 trm3, chiếm 71%, của Oli là 25,016 trm3 chiếm 24,6% và của Mio là 4,098 tr m3 chiếm 4,4% Tiềm năng= 57,478 triệu m3 trong đó của móng là 39,495 triệu m3, chiếm 69% và của Oli là 17,983 tr m3 chiếm 31% Trong đó tổng lượng dầu khai thác quy đổi (tính đến ngày 31/12/2010) là 11,58 (tr.m3)

Nhóm 2:Trữ lượng d ầu khí tại chỗ của các phát hiện.

Ngoài 18 m ỏ dầu khí như trên, ở bể Cửu Long còn có 19 phát hiện (Hình 4.17). Mặc dù chưa được thẩm lượng, song trữ lượng dầu khí tại chỗ của các phát hiện n ày cũng đã được sơ bộ tính và k ết quả được tr ình bày ở các bảng 4.1- b ảng 4.15. Các phát hi ện cũng được phân loại theo tr ữ lượng dầu khí tại chỗ ở các mức khác n hau ( 2-5-10-20-55 tr m3) như trong bảng 4.16 nhằm đánh giá đúng hơn thực trạng trữ lượng dầu khí tại chỗ để có kế hoạch thẩm lượng, phát triển phù hợp. Theo đó, tổng tr ữ lượng dầu quy đổi tại chỗ cho các phát hiện l à 522,80 triệu m3 quy dầu. Nếu chỉ tính cho các phát hiện có trữ lượng dầu quy đổi tại chỗ lớn hơn 5 triệu m3 th ì tổng tr ữ lượng dầu quy đổi tại chỗ cho các phát hiện ở bể Cửu long là 515,47 triệu m3 quy dầu. Điều này nói lên các phát hi ện có trữ lượng dầu khí tại chỗ lớn hơn 5triệu m3quy dầu chiếm phần lớn trong các phát hiện ở đây.

Hình 4.17: Sơ đồ phân bố các phát hiện dầu khí ở bể Cửu Long

125



Bảng 4.4: Tr ữ lượng dầu khí tại chỗ của các phát hiện lô 01&02/10 Lô

01& 02/10

Phát hiện

Tầng

Hổ Đen

D E Móng Tổng

Dầu tại chỗ (tr.m3) P50

1,29 0,94 13 15,23

Bảng 4.5: Trữ lượng dầu khí tại chỗ của các phát hiện ở lô 01&02 Lô

Phát hiện

Jade 01&02

Emerald

Tầng

Dầu tại chỗ (tr.m3)

Khí tại chỗ (tỷ.m3)

P50

P50

16,3 24,7 1,3 4,7

2,9 3,9 0,1 0,2

47

7,1

3,4 127,97

0,29 36,11

131,37

36,4

BSMT C&D 2b-4-Oli 2b-6-Oli Tổng MI-09 OL-10-90 Tổng

Bảng 4.6: Trữ lượng dầu khí tại chỗ của các phát hiện ở lô 15 -1/05 Lô

Phát hiện

Lac Da Vang

15-1/05

Lac Da Nau

Tầng

Dầu tại chỗ P50 (tr.m3)

BI C D E-min E-max Móng trung tâm +Nam Móng-Bắc Tổng E-4way E-max Móng -Bắc Móng trung tâm + Đông Bắc Móng Nam Móng -Max Tổng

0,11 0,59 0,06

126

9,75 10,37 7,3 28,18 11,15 3,82 11,4 23,85 50,22



Bảng 4.7: Trữ lượng dầu khí tại chỗ của các phát hiện ở lô 15-2 Lô 15-2

Phát hiện

Dầu tại chỗ (tr.m3) Khí tại chỗ (tỷ m3)

Tầng

Duong Dong

Oli

P50

P50

4,17

1

Bảng 4.8: Trữ lượng dầu khí tại chỗ của các phát hiện ở lô 15 -2/01 Lô

Phát hiện

Tầng

Hai Su Bac 15-2/01 Hai Su Nau


Khí tại chỗ (tỷ m3)

P50 0,64 0,64

P50

BI 5.2 Tổng E Tổng

4,6 4,6

Bảng 4.9: Tr ữ lượng dầu khí tại chỗ của các phát hiện ở lô 16-1 Lô

Phát hiện

Tầng

Te Giac Den 16-1 Voi Trang



P50

P50 24,4 3,9 17,8

BSMT E D Tổng D Tổng

46,1

5,24 5,24

Bảng 4.10: Trữ lượng tại chỗ các phát hiện lô 16-2 Lô

Phát hiện

Ha Ma Xam 16-2

Doi Nau

Tầng BI.1 C D E2 E1 Basement Clastic Tổng Móng

Tổng BI.1 C Tổng


Cond tại chỗ (tr.m3)

Dầu tại chỗ(tr.m3) 1,97 4,59

5,28

2,93

4,6

2,56

9,88

5,49

5,68 6,57 5,68

9,88

5,49

12,25

12,63

11,86 9,49

12,63

21,35

127



Bảng 4.11: Trữ lượng dầu khí tại chỗ của các phát hiện ở lô 09 -1 Lô

Cấu tạo

Đối tượng

Miocen dưới

Mèo Trắng 09-1 Gấu Trắng

Oligocen trên

Oligocen dưới Móng Tổng Miocene dưới Oligocen trên

Oligocen dưới Móng Tổng

Tầng SH3 SH5 SH7 SH10 SH11 SHB SH5 SH7 SH10 SH11 SHB

Trữ lượng tại chỗ (tr.m3) 3,544 19,954 0,394 1,096 0,521 7,775 33,284 1,982 1,75 6,7 2,571 6,259 19,262

Bảng 4.12: Trữ lượng dầu khí tại chỗ của các phát hiện ở lô 09-2 Lô

09-2

Phát hiện

Tầng

BSMT E Lower E Upper Kinh Ngu Trang C Intra BI.1 Tổng BSMT E Lower KNT South C Tổng

128

Dầu tại chỗ (tr.m3) P50 5,9 10,28 8,46 1,4 0,24 26,29

4,25 1,5 10,74 16,49



Bảng 4.13: Trữ lượng dầu khí tại chỗ của các phát hiện ở lô 09-3 Phát hiện

Lô


Tầng

P50 0,24 0,96 0,27 4,95

BI.1 C E Móng

SOI C

Tổng H21(BII) H23(BII) Đoi Moi SH8(D) Trung Tam SH10(E) SH10(E)

09-3

6,42

0,79 0,12 0,13 2,75 1,57

Tổng

5,36

Bảng 4.14: Trữ lượng dầu khí tại chỗ của các phát hiện ở lô 17 Lô

Phát hiện Cam

Tầng Oli Móng Tổng

Dầu tại chỗ (tr.m3) 7,1 1,74 8,84

0,47 0,27 0,38 0,62 0,33

Móng

17 Vai Thieu

E C

Tổng

2,07

Bảng 4.15: Tổng hợp trữ lượng dầu khí tại chỗ của các phát hiện ở bể Cửu Long Trữ lượ ng các phát hi ện Dầu tại chỗ (tr.m3) Khí tại chỗ (tỷ m3)

Tầng Mio Oli Móng Tổng

Tổng quy dầu (tr.m3)

44,61 247,032 113,184

0,29 90,12 27,3

44,9 337,152 140,48

404,826

117,71

522,536

Tỷ lệ 8,6% 64,5% 26,9%

Bảng 4.16: Phân loại các phát hiện

Tổ ng quy dầu (tr.m3)

Phân loại trữ lượ ng 5-10 (tr.m3) 10-20 (tr.m3)

<2 (tr.m3)

2-5 (tr.m3)

20-55 (tr.m3)

>55 (tr.m3)

Hai Su Bac

Hai Su Nau Vai Thieu

Duong Dong Voi Trang Kinh Ngu Trang Soi C Doi Moi Trung Tam Cam

Ho Den Gau Trang

Jade Lac Da Vang Lac Da Nau Te Giac Den Ha Ma Xam Doi Nau Meo Trang

Emerald

0,64

6,67

39,49

34,492

273,474

167,77

129



Nhóm 3: Tiềm năng d ầu khí tại chỗ của cấu tạo triển vọng chưa được khoan .

Dựa tr ên k ết quả minh giải t ài liệu địa chấn, tại bể Cửu Long còn phát hiện rất nhiều cấu tạo triển vọng. Mặc dù có k ích thước nhỏ, song tiềm năng của chúng cũng r ất có ý nghĩa đối với công tác TKTD& KT dầu khí ở đây trong những năm tiếp theo. Phụ thuộc vào m ức độ tin tưởng của tài liệu địa chấn đã chia các c ấu tạo này thành cấu tạo triển vọng (Prospect) (tin tưởng cao) và cấu tạo tiềm năng (Lead) (tin tưởng thấp). Phân bố của các cấu tạo này được thể hiện ở các hình 4.18, hình 4.19.

Hình 4.18: Sơ đồ phân bố các cấu tạo triển vọng (Prospect)

130



Hình 4.19: Sơ đồ phân bố các cấu tạo tiềm năng (Lead) Trên cơ sở các bản đồ cấu trúc của từng cấu tạo, đ ã lựa chọn các cấu tạo có triển vọng (Xem Phụ lục hồ sơ cấu tạo) để đánh giá tiềm năng. Áp dụng phương pháp đánh giá tương tự và cách lựa chọn thông số đầu vào như tr ình bày ở trên, đã xác định được thông số trữ lượng cho từng Play ở từng cấu tạo. Thông qua phần mềm GeoX , tiềm năng dầu khí của chúng đã được xác định (bảng 4.16 – b ảng 4.37). Với các cấu tạo có kích thước nhỏ, nằm ở phần r ìa của bể thuộc các lô 01&02; 01&02/97; 15-1/05 hoặc các cấu tạo thuộc lô 31 (đã khoan, không có phát hiện) được đánh giá không có tiềm năng đã không được đánh giá trong báo cáo này.  Lô 01&02/10 Bảng 4.17: Thông số đầu vào của các cấu tạo triển vọng ở lô 01&02/10 Cấu tạo Ho Den South Ho Vang Ho Tay SW * Spinel Beryl

Play

Móng Móng Móng Móng Móng

Thể tích (10^6m3) NN 437 3387 278 974 32

TB 485 3763 308,5 1082 35,8

Φ

N/G

LN 534 4139 339 1190 39

NN 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2

TB 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4

131

LN 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6

NN 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01

TB 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02

So

LN 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03

Mean 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85

BO

TF

GOR

1,17 1,17 1,17 1,17 1,17

0,8 0,8 0,8 0,8 0,8

288 288 288 288 288



Bảng 4.18: K ết quả tính tiềm năng tại chỗ của các cấu tạo triển vọng ở lô 01&02/10 Dầu tại chỗ Khí đồng hành Lô Play POS Cấu tạo (tr.m3) (tỷ m3) P50 P50 0,25 2,26 0,12 Móng Ho Den South 0,21 Móng 17,49 0,9 Ho Vang 0,15 Móng 0,72 0,04 Ho Tay SW * 01&02/10 0,14 Móng 0,08 0,004 Beryl 0,14 Móng 2,51 0,13 Spinel Tổng 23,06 1,194

* Lô 15-1/05 Bảng 04.19: Thông số đầu vào của các cấu tạo triển vọng ở lô 15-1/05 Cấu tạo

Thể tích (10^6m3)

Play

LDT-N

Móng

Cát kết Oligocene (E)

LDT

Móng


LDD LDD-Max LDX

Móng Móng Móng-LN Móng-N Móng-S

NN 135 5 243 99 45 3444,3 3447 54 486

TB 150 6 270 110 50 3827 3830 60 540

Φ

N/G LN 165 7 297 121 55 4209,7 4213 66 594

NN 0,1 0,05 0,1 0,05 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1

TB 0,2 0,1 0,2 0,1 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2

LN 0,3 0,15 0,3 0,15 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3

Mean 0,02 0,16 0,02 0,23 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02

So

Std 0,03 0,03

Mean 0,85 0,58 0,85 0,58 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85

BO

TF

GOR

1,26 1,28 1,26 1,28 1,26 1,26 1,26 1,26 1,26

0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8

288,3 416,5 288,3 416,5 288,3 288,3 288,3 288,3 288,3

Std 0,12 0,12

Bảng 4.20: K ết quả tính tiềm năng tại chỗ của các cấu tạo triển vọng ở lô 15 -1/05 Dầu tại chỗ Lô

Cấu tạo LDT-N LDT

15-1/05

LDD LDD-Max LDX

Play

P50 0,31 0,03 0,55

Khí đồng hành (tỷ m3) P50 0,02 0,002 0,03

0,58

0,032

0,88 0,1

0,07 0,01

0,1

0,98 7,85

0,08 0,4

0,16

7,85 0,13 1,14

0,4 0,01 0,06

9,12

0,47

(tr.m3)

Móng Cát kết Oligocene (E) Móng Tổng Cát kết Oligocene (E) Móng Tổng Móng Móng-LN Móng-N Móng-S Tổng

132

POS 0,1 0,1

0,19



* Lô 15-2/01 Bảng 4.21 : Thông số đầu vào của các cấu tạo triển vọng và cấu tạo tiềm năng ở lô 15-2/01 Cấu tạo


Play

Hai Su Vang

Cát kết Mioncene Hạ (B15.2) Cát kết Mioncene Hạ (B15.2 intra) Cát kết Oligocene (C)

Lead A Lead C

Móng Móng

Lead D Lead E Lead F Lead G

Cát kết Oligocene (D) Cát kết Oligocene (Lower D) Cát kết Oligocene (C) Cát kết Oligocene (D) Cát kết Oligocene (Lower D)

Móng Móng

Cát kết Oligocene (E) Cát kết Oligocene (Lower D) Cát kết Mioncene Hạ (B15.2)

NN 70,43 107,99 112,79 2948,4 228,15 35 24 ,6 1 23 74 ,2 5 320,65 21 37 ,1 9 39 51 ,2 9 456,3 3618,52 12 27 ,8 6 433,49 17,72

TB 78,26 119,99 125,32 3276,0 253,5 3 91 6, 23 2 63 8, 06 356,28 2 37 4, 66 4 39 0, 33 507,0 4020,58 1 36 4, 29 418,65 19,69

Φ

N/G LN

86,09

131,99

137,85 3603,6

278,85

4307,86

2901,86

391,91

2612,12

4829,36

557,7

4422,63

1500,71

529,82

21,66

NN 0,2 0,2 0,25 0,2 0,2 0,15 0,15 0,25 0,15 0,15 0,2 0,2 0,2 0,15 0,2

TB 0,35 0,35 0,3 0,3 0,3 0,2 0,2 0,3 0,2 0,2 0,3 0,3 0,25 0,2 0,35

LN 0,5 0,5 0,35 0,4 0,4 0,25 0,25 0,35 0,25 0,25 0,4 0,4 0,3 0,25 0,5

Mean 0,2 0,18 0,16 0,02 0,02 0,15 0,06 0,14 0,12 0,05 0 ,02 0,02 0,07 0,08 0,18

So Std 0,05 0,05 0,03

0,03 0,03 0,03 0,03 0,03

0,03 0,03 0,05

Mean 0,49 0,49 0,47 0,85 0,85 0,58 0,58 0,47 0,58 0,58 0,85 0,85 0,58 0,58 0,49

Std 0,12 0,12 0,09

0,12 0,12 0,09 0,12 0,12

0,12 0,12 0,12

BO

TF

GOR

1,36 1,36 1,28 1,8 1,8 1,28 1,28 1,28 1,28 1,28 1,8 1,8 1,5 1,28 1,36

0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8

459 459 814 1146 1146 814 814 814 814 814 1146 1146 814 814 459

Bảng 4.22: K ết quả tính tiềm năng tại chỗ của các cấu tạo triển vọng ở lô 15-2/01 Lô

Cấu tạo

Play

Cát kết Miocene ( B1 5.2) Cát kết Miocene (B1 5.2-intra) 15-2/01 Hai Su Vang Cát kết Oligocene ( C) Tổng

D u tại ch (tr.m3) P50 1,43 1,96 1,7 5,09

Khí đồng hành (tỷ m3) P50 0,12 0,16 0,25 0,53

POS

0,4

Bảng 4.23 : K ết quả tính tiềm năng tại chỗ của các cấu tạo tiềm năng lô ở 15-2/01 D u tại ch Lô

Cấu tạo Lead A Lead C Lead D

15-2/01

Lead E

Lead F

Lead G

Play

Móng Móng Cát kết Oligoecne (D) Cát kết Oligoend (Lower D) Tổng Cát kết Oligocene ( C) Cát kết Oligoecne (D) Cát kết Oligoend (Lower D) Tổng Móng Móng Cát kết Oligocen (E) Cát kết Oligoend (Lower D) Cát kết Miocene ( B1 5.2) Tổng

133

P50

Khí đồng hành (tỷ m3) P50

7,28 0,56

1,49 0,11

40,4 9,44

5,86 1,37

49,84

7,23

4,26 19,32 12,34

0,62 2,8 1,79

35,92 1,13

5,21 0,23

8,93 6,3 2,89 0,32

1,82 0,91 0,42 0,03

18,44

3,18

(tr.m3)



* Lô 15-2 Bảng 4.24: Thông số đầu vào của các cấu tạo tiềm năng lô ở 15-2 Cấu tạo


Play

NN 336,96 467,3025 3496,5

Cát kết Oligocene (Lower D) Cát kết Oligocene (Lower D) Cát kết Oligoence (E)

J K L

Φ

N/G

TB LN 374,4 411,84 519,225 571,1475 3885 4273,5

NN 0,1 0,1 0,1

TB 0,25 0,25 0,25

LN 0,4 0,4 0,4

Mean 0,18 0,18 0,13

So

Std 0,03 0,03 0,03

Mean 0,58 0,58 0,58

Std 0,12 0,12 0,12

BO

TF

GOR

1,3 1,3 1,5

0,8 0,8 0,8

814 814 814

Bảng 4.25 : K ết quả tính tiềm năng tại chỗ của các cấu tạo tiềm năng lô ở 15-2 Dầu tại chỗ Lô

15-2

Cấu tạo

Play

50,72

7,35

(tr.m3)

Cát kết Oligocen (Lower D) Cát kết Oligocen (Lower D) Cát kết Oligoecen (E) Tổng

J K L

P50 5,71 7,39 37,62

Khí đồng hành (tỷ m3) P50 0,83 1,07 5,45

* Lô 16-1 Bảng 4.26: Thông số đầu vào của các cấu tạo triển vọng và c ấu tạo tiềm năng ở lô 16-1 Cấu tạo

Tê Giác Xám

Ngựa Ô

Play

Cát kết Miocene Hạ (BI:K-East) Cát kết Miocene Hạ (BI: K-West) Cát kết Miocene Hạ (BI: K-West)

Voi Vàng

Móng Móng

Tê Giác Vàng

Cát kết Miocene Hạ (BI 5.2)

Tê Giác Cam


Tê Giác Hồng


Tê Giác Lam Voi Nâu

Cát kết Oligocene (D) Cát kết Oligocene (D) Cát kết Miocene Hạ (BI) Cát kết Oligocene ( C ) Cát kết Oligocene (D) Cát kết Oligocene (E) Cát kết Oligocene ( C ) Cát kết Oligocene (D) Cát kết Oligocene (D) Cát kết Oligocene ( C ) Cát kết Oligocene ( C ) Cát kết Oligocene ( C ) Cát kết Oligocene ( C ) Cát kết Oligocene ( C ) Cát kết Oligocene ( C )

Tê Giác Nâu

Tê Giác Bạc N BB CC X Y Q T U W

Thể tích (10^6m3) NN 475,2 2032,92 487 ,8 213,25 1997,82 617,76 38,84 155,89 50,75 71,74 131,27 1560 390,84 154,29 159,55 85,92 708,75 112,5 828 715,2 60 71,25 78,23 74,46 99,6 108,6

TB 528,0 2258,8 54 2, 0 236,94 2219,8 686,4 43,16 173,21 56,39 79,71 145,86 1733,33 434,27 171,43 177,28 95,47 787,5 125.00 920.00 794,67 66,67 79 ,1 7 86 ,9 2 82 ,7 3 110,67 120,67

Φ

N/G LN 580,8 2484,68 596,2 260,63 2441,78 755,04 47,47 190,53 62,03 87,68 160,45 1906,67 477,69 188,57 195,01 105,01 866,25 137,5 1012 874,13 73,33 87,08 95,61 91,01 121,73 132,73

NN 0,15 0,2 0,2 0,1 0,1 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,15 0,15 0,2 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15

134

TB 0,2 0,25 0,25 0,15 0,15 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,2 0,2 0,25 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2

LN 0,25 0,3 0,3 0,2 0,2 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,25 0,25 0,3 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25

Mean 0,12 0,18 0,18 0,02 0,02 0,17 0,17 0,16 0,17 0,17 0,17 0,16 0,18 0,17 0,15 0,14 0,07 0,16 0,18 0,2 0,16 0,16 0,15 0,2 0,17 0,16

So Std 0,05 0,05 0,05

0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,03 0,03 0,05 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03

Mean 0,49 0,49 0,49 0,85 0,85 0,49 0,49 0,49 0,49 0,49 0,49 0,58 0,58 0,49 0,47 0,58 0,58 0,47 0,58 0,58 0,47 0,47 0,47 0,47 0,47 0,47

Std 0,12 0,12 0,12

0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,09 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09

BO

TF

GOR

1,4 1,48 1,48 1,5 1,5 1,48 1,48 1,48 1,48 1,48 1,48 1,4 1,4 1,48 1,35 1,4 1,5 1,35 1,4 1,4 1,35 1,35 1,35 1,35 1,35 1,35

0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8

2526,6 710 710 4210,9 4210,9 710 710 710 710 710 710 2526,6 2526,6 710 500 2526,6 634,4 500 2526,6 2526,6 500 500 500 500 500 500



Bảng 4.27: K ết quả tính tiềm năng tại chỗ của các cấu tạo triển vọng ở lô 16-1 Lô

Cấu tạo

Tê Giác Xám Ngựa Ô Voi Vàng

Tê Giác Vàng Tê Giác Cam

Play Cát kết Miocen (BI-K-East) Cát kết Miocen (BI-K-West) Cát kết Miocen (K-West) Tổng Móng Móng Cát kết Miocen (BI.52) Tổng Cát kết Miocen (BI.52)

16-1

Tê Giác Hồng

Tê Giác Lam Voi Nâu Tê Giác Nâu

Tê Giác Bạc

Cát kết Miocne (BI.51) Tổng Cát kết Oligocen (D) Cát kết Oligocen (D) Cát kết Miocen (BI) Cát kết Oligocen ( C ) Cát kết Oligocen (D) Tổng Cát kết Oligocen (E)

Dầu tại chỗ (tr.m3) P50 5,72 24,48 5,88 36,08 0,32 3,04 7,04 0,44 7,48 1,67 0,58 0,82 1,5 2,9 17,49 4,93 1,76 1,41 0,84 4,01 3,07

khí đ ng hành (tỷ m3) P50 0,73 17,39 4,17 22,29 0,24 2,28 0,89 0,31 1,2 1,18 0,41 0,58 1,06 2,05 7,87 2,22 1,25 0,71 0,38 2,34 0,35

POS

0,17 0,16 0,15 0,15 0,21 0,23 0,19 0,21 0,24 0,22

Bảng 4.28: K ết quả tính tiềm năng tại chỗ của các cấu tạo tiềm năng ở lô 16-1 Dầu tại chỗ Lô

16-1

Cấu tạo N BB CC X Y Q T U W

Play

(tr.m3)

Cát kết Oligocen ( C ) Cát kết Oligocen (D) Cát kết Oligocen (D) Cát kết Oligocen ( C ) Cát kết Oligocen ( C ) Cát kết Oligocen ( C ) Cát kết Oligocen ( C ) Cát kết Oligocen ( C ) Cát kết Oligocen ( C )

P50 1,07 10,43 10,1 0,57 0,68 0,69 0,89 0,82 1,03

135

khí đồng hành (tỷ m3) P50 0,53 4,7 4,54 0,28 0,34 0,35 0,44 0,41 0,52



* Lô 16-2 Bảng 4.29: Thông số đầu vào của các cấu tạo triển vọng ở lô 16-2 Cấu tạo


Play Móng

Cát kết Oligocene (E) Cát kết Oligocene (D) Cát kết Oligocene ( C ) Cát kết Miocene Hạ (BI.1)

Hà Mã Đen

Móng

Cát kết Oligocene (E) Cát kết Oligocene (D)

Hà Mã Trắng

Cát kết Oligocene ( C ) Cát kết Miocene Hạ (BI.1) Cát kết Oligocene ( C ) Dơi

Cát kết Miocene Hạ (BI.2) Cát kết Miocene Hạ (BI.1) Móng

Móng

HMT_NN HMT_LN HMT HMT1 HMT2 HMT1 HMT2 HMT

Dơi Đen Dơi Xám Dơi Vàng I Dơi vàng II Dơi Xám Dơi Đen Dơi Vàng Móng 1 Móng 2

NN 47918,52 4471,24 1178,83 785,28 47,82 4329,33 9830,88 2517,98 60,24 325,54 92,43 565,37 58,75 59,9 316,79 28,1 22,99 14,67 1,81 1,82 939,31 54,38

TB 53242,8 4968,04 1309,81 872,53 53,13 4810,37 10923,2 2857,76 66,93 361,71 102,7 628,19 65,27 66,55 351,99 31,22 25,54 16,3 20,59 22,37 1043,68 60,43

Φ

N/G LN 58567,08 5464,84 1440,79 959,78 58,45 5219,41 12015,52 3143,54 73,63 397,88 112,97 691,01 71,8 73,21 387,19 34,34 28,09 17,93 22,65 24,61 1 148,05 66,47

NN 0,1 0,08 0,15 0,15 0,3 0,1 0,1 0,08 0,15 0,15 0,15 0,15 0,3 0,15 0,15 0,15 0,15 0,3 0,3 0,3 0,1 0,1

TB 0,15 0,1 0,2 0,2 0,35 0,15 0,15 0,1 0,2 0,2 0,2 0,2 0,35 0,2 0,2 0,2 0,2 0,35 0,35 0,35 0,15 0,15

LN 0,2 0,12 0,25 0,25 0,4 0,2 0,2 0,12 0,25 0,25 0,25 0,25 0,4 0,25 0,25 0,25 0,25 0,4 0,4 0,4 0,2 0,2

TB 0,02 0,07 0,13 0,15 0,17 0,02 0,02 0,11 0,14 0,14 0,15 0,15 0,17 0,05 0,06 0,07 0,07 0,1 0,12 0,14 0,02 0,02

So Std 0,03 0,03 0,03 0,05

0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,05 0,03 0,03 0,03 0,03 0,05 0,05 0,05

BO/Bg

Mean Std 0,85 0,58 0,12 0,58 0,12 0,47 0,09 0,49 0,12 0,85 0,85 0,58 0,12 0,58 0,12 0,58 0,12 0,47 0,09 0,47 0,09 0,49 0,12 0,47 0,09 0,47 0,09 0,47 0,09 0,47 0,09 0,49 0,12 0,49 0,12 0,49 0,12 0,85 0,85

1,5 0,004 0,004 1,4 1,4 1,5 1,5 0,004 0,004 0,004 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4 1,5 1,5

TF 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8

Bảng 4.30 : K ết quả tính tiềm năng tại chỗ của các cấu tạo triển vọng ở lô 16-2 Lô

Cấu tạo

Play -

Dầu tại chỗ Khí đồng hành Khí tại chỗ (tr.m3) (tỷ m3) (tỷ m3)

Cấu tạo

P50 73

Móng

Cát kết Oligocen (E) Cát kết Oligocen (D) Cát kết Oligocen (C)

Hà Mã Đen

BI.1

HMT_NN HMT_LN HMT HMT1 HMT2 HMT1 HMT2 HMT

Cát kết Oligocen (E) Hà Mã Trắng

Cát kết Oligocen (D) Cát kết Oligocen ( C ) Cát kết Miocen (BI.1) Tổng

16-2

Cát kết Oligocen ( C ) Dơi

Cát kết Miocen (BI.2) Cát kết Miocen (BI.1)

Móng

80,57

10,09

14,96 6,57

2 0,88

0,76 4,99 0,79

0,06 0,4 0,08 3,42

0,01 0,08 0,01 0,01 0,01 0,02 0,03

2,01

0,17

Móng 1 Móng 2

1,43 0,08

0,19 0,01

1,51 112,17

0,2 13,88

0,25

7,2

3,4 0,2 1,09

0,16 1,04 0,11 0,09 0,14 0,21 0,26

Dầu và khí đồng hành Khí tại chỗ

136

0,56 0,06

28,07

Tổng Tổng

6,93 0,64

Dơi Đen Dơi Xám Dơi Vàng I Dơi vàng II Dơi Xám Dơi Đen Dơi Vàng

Tổng Móng

P50 3,54 3,66

Tổng Móng

P50 9,47

POS

0,25

4,69 0,29 0,29 0,34 0,34 0,29 0,29 0,34 0,32

11,89

GOR 750,0

450 550 750,0 750,0

450 450 450 450 450 450 550 550 550 750,0 750,0



* Lô 17 Bảng 4.31: Thông số đầu vào của các cấu tạo triển vọng ở lô 17 Cấu tạo


Play Móng

Đu Đủ

Cát kết Oligocene ( C ) Cát kết Miocene Hạ (BI.1)

Móng

Nho

Chôm Chôm

Cát kết Oligocene ( E ) Cát kết Oligocene ( D ) Cát kết Oligocene ( C ) Móng

Cát kết Miocene Hạ (BI.1)

NN TB 2190,31 2433,68 960,42 1067,14 612,5 680,55 1020,72 1134,13 122,12 135,6 9 630,05 700,05 99,2 110,22 23096,82 25663,14 170,55 189,5

Φ

N/G LN NN 2677,05 0,1 1173,85 0,1 748,61 0,3 1247,55 0,1 149,2 6 0,08 770,06 0,15 121,25 0,1 0,1 28229,45 208,45 0,3

TB 0,15 0,15 0,35 0,15 0,1 0,2 0,15 0,15 0,35

LN 0,2 0,25 0,4 0,2 0,12 0,25 0,25 0,2 0,4

Mean 0,02 0,16 0,18 0,02 0,14 0,15 0,16 0,02 0,2

So Std

Mean 0,85 0,47 0,49 0,85 0,58 0,58 0,47 0,85 0,49

0,03 0,05 0,03 0,03 0,03 0,05

BO

TF

GOR

1,5 1,3 1,3 1,5 1,5 1,3 1,3 1,5 1,3

0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8

750 450 550 750 113 550 450 750 550

Std 0,09 0,12 0,12 0,12 0,09 0,12

Bảng 4.32: K ết quả tính tiềm năng tại chỗ của các cấu tạo triển vọng ở lô 17 Dầu tại chỗ Lô

Cấu tạo

Play

P50

P50

3,24 9,78 11,94

0,43 0,78 1,17

24,96

2,38

1,51 0,57 7,14 1,01

0,2 0,01 0,7 0,08

10,23

0,99

34,21 3,66

4,57 0,36

37,87

4,93

Móng Cát kết Oligocen ( C ) Cát kết Miocen (BI.2) Tổng Móng Cát kết Oligocen (E) Cát kết Oligocen (D) Cát kết Oligocen ( C ) Tổng Móng Cát kết Miocen (BI.2) Tổng

Đu Đủ

17

(tr.m3)

khí đồng hành (tỷ.m3)

Nho

Chôm Chôm

POS

0,14

0,1

0,12


Thỏ Trắng

Báo Trắng

Play

Cát kết Miocen (SH5-BI) Cát kết Oligocen (SH7-C) Cát kết Oligocen (SH10-D) Cát kết Oligocene (SH11-E) Cát kết Miocene (23-SH5) Cát kết Miocene (24-SH5) Cát kết Miocene (25-SH5) Cát kết Miocene (26-SH5) Cát kết Miocene (27-SH5) Cát kết Oligocen (28-SH7) Cát kết Oligocen (I-V)(SH10) Cát kết Oligocen (VI-VIII)(SH11)

Thể tích (10^6m3) NN 11,33 82,14 35,87 7,57 11,33 26,16 73,24 55,8 65,39 64,38 32,2 32,91

TB 12,59 91,27 39,85 8,14 95,91 63,65 80,21 90,68 84,57 91,74 71,45 39,49

Φ

N/G LN 13,85 100,39 43,84 9,25 180,48 101,14 87,19 125,55 103,76 119,1 110,7 46,07

NN 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

137

TB 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

LN 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Mean 0,17 0,14 0,1 0,08 0,18 0,18 0,18 0,18 0,18 0,16 0,14 0,11

So Std 0,05 0,03 0,03 0,03 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,03 0,03 0,03

Mean 0,49 0,47 0,58 0,58 0,49 0,49 0,49 0,49 0,49 0,47 0,58 0,58

Std 0,12 0,09 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,09 0,12 0,12

BO

TF

GOR

1,4 1,3 1,3 1,5 1,2 1,5 1,6 1,4 1,4 1,4 1,2 1,2

0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8

550 550 450 113 550 550 550 550 550 550 450 113




Play


Khí đồng hành (tỷ m3)

Cát kết Miocen (SH5-BI) Cát kết Oligocen (SH7-C) Cát kết Oligocen (SH10-D) Cát kết Oligocene (SH11-E) Tổng Cát kết Miocene (23-SH5) Cát kết Miocene (24-SH5) Cát kết Miocene (25-SH5) Cát kết Miocene (26-SH5) Cát kết Miocene (27-SH5) Cát kết Oligocen (28-SH7) Cát kết Oligocen (I-V)(SH10) Cát kết Oligocen (VI-VIII)(SH11) Tổng

0,56 3,61 1,31 0,24 5,72 4,98 2,72 3,29 4,18 3,93 3,86 3,48 1,62 28,06

0,05 0,35 0,11 0,005 0,515 0,49 0,27 0,32 0,41 0,39 0,38 0,28 0,03 2,57

Cấu tạo

Thỏ Trắng

09-1

Báo Trắng

POS

0,4

0,35

* Lô 09-2 Bảng 4.35: Thông số đầu vào của các cấu tạo tiềm năng ở lô 09-2 C D E F

Cát kết Oligocene (E1) Cát kết Oligocene (E2) Cát kết Oligocene (E1) Cát kết Oligocene (E2) Cát kết Oligocene (E1) Cát kết Oligocene (E1) Cát kết Oligocene (E2)

N/G


Play

Cấu tạo

NN 208,62 278,01 299,43 27,684 62,757 60,723 37,62

TB 231,8 308,9 332,7 30,76 69,73 67,47 41,8

LN 254,98 617,9 665,5 61,62 139,56 135,04 83,7

NN 0,16 0,1 0,16 0,1 0,16 0,16 0,1

TB 0,2 0,15 0,2 0,15 0,2 0,2 0,15

So LN 0,24 0,2 0,24 0,2 0,24 0,24 0,2

Mean 0,58 0,58 0,58 0,58 0,58 0,58 0,58

Φ Std 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03

Mean 0,08 0,1 0,08 0,1 0,08 0,08 0,1

Std 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12

BO

TF

GOR

1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5

0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8

113 113 113 113 113 113 113

Bảng 4.36: K ết quả tính tiềm năng tại chỗ của các cấu tạo tiềm năng ở lô 09-2 Dầu tại chỗ Lô

Cấu tạo

C

09-2

D E F

Play

Cát kết Oligocene (E1) Cát kết Oligocene (E2) Tổng Cát kết Oligocene (E1) Cát kết Oligocene (E2) Tổng Cát kết Oligocene (E1) Cát kết Oligocene (E1) Cát kết Oligocene (E2) Tổng

138

(tr.m3)

khí đồng hành (tỷ m3)

P50

P50

1,07 1,75

0,02 0,04

2,82

0,06

1,97 0,17

0,04 0,004

2,14

0,044

0,41 0,4 0,24

0,01 0,01 0,005

0,64

0,015





Soi B Soi TB


Play

Móng

Móng

Cát kết Oligocene (D) Cát kết Oligocene (E) Soi D Móng

Cát kết Oligocene ( C ) Soi DB

Cát kết Oligocene (D) Cát kết Oligocene (E) Móng

Cát kết Oligocene (E) Soi DN Móng Soi T

Đồi Mồi Bắc

Cát k t Oligocene (E) Móng

Cát kết Miocenen (BI) Cát kết Miocene Hạ (BI) Cát kết Oligocene (D) Cát kết Oligocene (E) Móng

Đồi Mồi Nam

Cát kết Miocenen (BI) Cát kết Oligocene (D) Cát kết Oligocene (IntraE) Móng

Đồi Mồi Đông Nam

Cát kết Miocene Hạ (Intra BI) Cát k t Oligocene ( Intra D) Cát kết Oligocene ( Intra D) Cát kết Oligocene (IntraE)

NN 2211,3 2603,25 379,67 40,95 129,4 428,69 428,22 131,04 77,22 22,46 5,79 18,14 334,85 5,85 10,24 14,04 122,85 152,1 304,08 48,91 11,23 370,19 37,8 22,5 12,96 151,2 367,2 13,59 11,25 39,42 432,9 183,6 98,37 61,65 20,07

TB 2457,0 2892,5 421,8 5 45,5 143,78 476,32 475,8 145,6 85,8 24,96 6,63 20,15 372,06 6,5 11,38 15,6 136,5 169,0 337,87 54,34 12,48 411,32 42 25 14,4 168 408 15,1 12,5 43,8 481 204 109,3 68,5 22,3

Φ

N/G LN 2702,7 3181,75 464,04 50,05 158,16 523,95 523,38 160,16 94,38 27,46 7,29 22,17 409,27 7,15 12,51 17,16 150,15 185,9 371,66 59,77 13,73 452,45 46,2 27,5 15,84 184,8 448,8 16,61 13,75 48,18 529,1 224,4 120,23 75,35 24,53

139

NN 0,16 0,2 0,2 0,2 0,14 0,16 0,2 0,2 0,2 0,3 0,3 0,14 0,16 0,2 0,2 0,2 0,16 0,16 0,2 0,2 0,16 0,2 0,2 0,2 0,15 0,16 0,2 0,2 0,15 0,16 0,2 0,2 0,15 0,15 0,16

TB 0,2 0,3 0,3 0,3 0,18 0,2 0,3 0,3 0,3 0,36 0,36 0,18 0,2 0,3 0,3 0,3 0,2 0,2 0,3 0,3 0,2 0,3 0,25 0,25 0,2 0,2 0,4 0,25 0,2 0,2 0,4 0,25 0,2 0,2 0,2

LN 0,24 0,4 0,4 0,4 0,22 0,24 0,4 0,4 0,4 0,42 0,42 0,22 0,24 0,4 0,4 0,4 0,24 0,24 0,4 0,4 0,24 0,4 0,3 0,3 0,25 0,24 0,6 0,3 0,25 0,24 0,6 0,3 0,25 0,25 0,24

Mean 0,12 0,02 0 ,02 0 ,02 0,2 0,18 0,02 0,02 0 ,02 0,18 0,18 0,14 0,16 0,02 0 ,02 0,02 0,15 0,15 0,02 0,02 0,11 0,02 0,2 0,18 0,15 0,1 0,02 0,22 0,13 0,1 0,02 0,18 0,16 0,1 0,1

So Std 0,03

0,03 0,03

0,03 0,03 0,03 0,03

0,03 0,03

0,03 0,05 0,05 0,03 0,03 0,05 0,03 0,03 0,05 0,03 0,03 0,03

Mean 0,58 0,85 0,85 0,85 0,58 0,58 0,85 0,85 0,85 0,47 0,47 0,58 0,58 0,85 0,85 0,85 0,58 0,58 0,85 0,85 0,58 0,85 0,49 0,49 0,58 0,58 0,85 0,49 0,58 0,58 0,85 0,49 0,58 0,58 0,58

Std 0,12

0,12 0,12

0,09 0,09 0,12 0,12

0,12 0,12

0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12

BO

TF

GOR

1,4 1,5 1,5 1,5 1,4 1,4 1,5 1,5 1,5 1,4 1,4 1,4 1,4 1,5 1,5 1,5 1,4 1,4 1,5 1,5 1,4 1,5 1,3 1,3 1,3 1,5 1,5 1,3 1,3 1,5 1,5 1,3 1,3 1,5 1,5

0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8

113 750 750 750 450 113 750 750 750 550 550 450 113 750 750 750 113 113 750 750 113 750 550 550 450 113 750 550 450 113 750 550 450 113 113




Cấu tạo

Play

Soi B

Cát kết Oligocen (E) Móng Tổng

Soi TB

Móng

Tổng Cát kết Oligoecen (D) Cát kết Oligocen (E)

Soi D

Móng

Tổng Cát kết Oligocen ( C )

Soi DB

Cát kết Oligoecen (D) Cát kết Oligocen (E) Móng

Tổng Cát kết Oligocen (E)

09-3

Soi DN

Soi T

Đồi Mồi Bắc

Đồi Mồi Nam

Đồi Mồi Đông Nam

Móng

Tổng Cát kết Oligocen (E) Móng Tổng SH3(BII) Cát kết Miocen (BI) Cát kết Oligocen (SH8-D) Cát kết Oligocen (SH10-E) Móng Tổng Cát kết Oligocen (SH3-BI) Cát kết Oligocen (SH8-D) Cát kết Oligocen (INTR SH10-E) Móng Tổng Cát kết Miocen (INTR SH5-BI) Cát kết Oligocen (INTR SH8-D) Cát kết Oligocen (INTR SH8-D) Cát kết Oligocen (INTR SH10-E) Tổng

Dầu tại chỗ (tr.m3) P50 17,97 7,71 25,68 1,12 0,12 1,24 1,64 5,34 1,27 0,39 0,23 8,87 0,42 0,11 0,18 3,23 0,02 0,04 0,06 4,06 1,27 1,58 0,9 0,14 3,89 0,08 1,1 1,18 0,6 0,31 0,15 0,98 1,48 3,52 0,24 0,14 0,25 1,76 2,39 2,51 1,19 0,75 0,13 4,58

Khí đồng hành (tỷ m3) P50 0,36 1,03 1,39 0,15 0,02 0,17 0,13 0,11 0,17 0,05 0,03 0,49 0,04 0,01 0,01 0,06 0,003 0,01 0,01 0,143 0,03 0,03 0,12 0,02 0,2 0,002 0,15 0,152 0,06 0,03 0,01 0,02 0,2 0,32 0,02 0,01 0,01 0,23 0,27 0,25 0,1 0,06 0,003 0,413

POS 0,32 0,32

0,22

0,16

0,22

0,27

0,14

0,14

Tổng hợp kết quả tính tiềm năng cho các cấu tạo triển vọng và cấu tạo tiềm năng ở bể Cửu Long được tr ình bày trong các bảng 4.39; 4.40. Như đối với các phát hiện, cấu tạo triển vọng và cấu tạo tiềm năng cũng đ ã được phân loại theo các mức khác nhau của tiềm năng tại chỗ ( bảng 4.41; 4.42). Qua đó có thể thấy nếu chỉ tính ri êng cho các cấu tạo có tiềm năng lớn hơn 10 triệu m3 thì tổng tiềm năng dầu khí tại chỗ cho cấu tạo triển vọng là 357,22 triệu m3 và cho cấu tạo tiềm năng là 192,66triệu m3 quy dầu. 140



Bảng 4.39: K ết quả tổng hợp tiềm năng tại chỗ của các cấu tạo triển vọng theo Play ở bể Cửu Long Play Móng Cát k ết Oligocen dưới Cát k ết Oligocen trên Cát k ết Miocen dưới Cát k ết Miocen giữa Tổng

Prospect

P50 195,69

Khí Khí tại chỗ đồng hành (tỷ m3) (tỷ m3) P50 P50 24,587

P50 220,277

45,15%

37,24

1,092

6,94

45,272

9,28%

75,22

15,67

4,95

95,84

19,65%

93,64

32,15

125,79

25,79%

0,6

0,06

0,66

0,13%

402,39

73,559


11,89

Tổng quy dầu (tr.m3)

Tỷ lệ

487,839

Bảng 4.40: K ết quả tổng hợp tiềm năng tại chỗ của các cấu tạo tiềm năng theo Play ở bể Cửu Long Play

Lead

Móng Cát k ết Oligocen dưới Cát k ết Oligocen trên Cát k ết Miocen dưới Tổng

Dầu tại chỗ (tr.m3) P50 17,9

Khí đồng hành (tỷ m3) P50 3,65

Tổng quy dầu (tr.m3) P50 21,55

49,93

6,489

56,419

24,19 %

128,03

26,87

154,9

66,42 %

0,32

0,03

0,35

0,15 %

196,18

37,039

233,219

Tỷ lệ 9,24 %

4.41: Phân lo ại cấu tạo triển vọng (prospect) Prospect

Tổng quy dầu tại chỗ (tr.m3)

<2 (tr.m3)

2-5 (tr.m3)

5-10 (tr.m3)

Ho Tay SW * Beryl LDT-N LDT LDD Soi T Ngựa Ô Doi Den Doi Xam Doi Vang Móng

Ho Den South Spinel Soi DB Soi DN Đồi Mồi Bắc Đồi Mồi Nam Đồi Mồi Đông Nam Tê Giác Cam Tê Giác Hồng Tê Giác Bạc

LDD-Max LDX Hai Su Vang Soi D Voi Vàng Tê Giác Vàng Voi Nâu Tê Giác Nâu Tho Trang

Ho Vang Nho

10,038

36,026

66,555

29,61

141

10-20 (tr.m3) 20-55 (tr.m3) >55 (tr.m3)

Soi B Tê Giác Xám Tê Giác Lam Ha Ma Den Ha Ma Trang Du Du Chom Chom Bao Trang

189,38

156,23



4.42: Phân loại cấu tạo tiềm năng (Lead) Lead

Tổng quy dầu tại chỗ (tr.m3)

<2 (tr.m3)

2-5 (tr.m3)

5-10 (tr.m3)

Lead C Lead F N X Y Q T U W E F

C D

Lead A Lead J Lead K

10-20 (tr.m3) 20-55 (tr.m3) >55 (tr.m3)

BB CC

Lead E Lead G Lead L

Lead D

11,725

5,064

23,77

29,77

105,82

57,07

Như vậy tổng trữ lượng dầu khí tại chỗ và tiềm năng dầu khí còn lại của toàn bể được tính như tr ình bày trong bảng 4.43. Bảng: 4.43 Tổng hợp dầu khí của toàn bể Cửu Long NHÓM Nhóm 1 Nhóm 2 Prospect Nhóm 3 Lead Tổng

Tr ữ lượ ng dầu Tiềm năng dầu tại chỗ (tr.m3) tại chỗ (tr.m3) 1729,34 404,826

2134,162

402,39 196,18 598,57

Tổng tr ữ lượ ng Tiềm năng khí Tiềm năng khí Tổng tr ữ lượ ng Tổng tr ữ lượ ng Tổng tiềm Tr ữ lượ ng khí dầu quy đổi đã tại chỗ (tỷ quy dầu tạ i dầu quy đổi năng quy dầ u đồng hành tại chỗ (tỷ m3) khai thác (tỷ.m3) m3) chỗ (tr.m3) còn lại (tr.m3) tại chỗ (tr.m3) (tr.m3) 2013,58 344,8 864,25 284,24 117,71 522,536 522,536 11,89 487,839 73,559 233,219 37,039 110,598

401,95

11,89

2536,112

344,8

1386,786

721,058

IV.2.4. H ệ số thành công

Mặc dù tiềm năng dầu khí tại chỗ của các cấu tạo triển vọng tại bể Cửu Long đã được xác định như trên, song rủi ro vẫn còn và ở mức độ khác nhau đối với từng cấu tạo. Để có định hướng tốt cho công tác TKTD, làm cơ sở khoan tr ên các cấu tạo có tiềm năng trong tương lai, hệ số th ành công đã được xem xét và đánh giá. Hệ số thành công của các cấu tạo được phân tích, đánh giá như sau: POS = P Sinh * PChứa* PChắn* P Bẫy* P Dịch chuyển/ Thời gian Trong đó: POS: Xác suất thành công PSinh :Khả năng tồn tại và chất lượng đá sinh PChứa: Kh ả năng tồn tại và chất lượng đá chứa PChắn: Khả năng tồn tại và chất lượng đá chắn PBẫy : Khả năng hình thành bẫy PDịch chuyển/ Thời gian : Khả năng dịch chuyển/ Thời gian Tr ên cơ sở tổng hợp kết quả khoan thăm dò, khai thác, phân tích cấu trúc và mối quan hệ giữa các phát hiện với các cấu tạo triển vọng cho phép ước lượng được các thành phần nêu trên. K ết quả đánh giá POS cho các cấu tạo triển vọng 142


am” khí trên biển và thềm lục địa Việt N am” bể Cửu Long ” Đề tài nhánh “Đánh “Đánh giá tiềm năng dầu khí khí b

ình bày trong bảng 4.44 đến bảng 4.51. Đối với cấu tạo tiềm năng, do m ức được tr ình độ tin tưởng về cấu trúc còn thấp nên không được đánh giá trong báo cáo này. Bảng 4.44 : Hệ số thành công của các cấu tạo triển vọng ở lô 01&02/10 Lô

Cấu tạo

Sinh

Chứa

Chắn

Bẫy

01&02/10

Ho Den South Ho Vang Ho Tay SW * Spinel Beryl

0,8 0,8 0,85 0,8 0,8

0,8 0,9 0,9 0,85 0,85

0,7 0,6 0,5 0,6 0,6

0,7 0,6 0,5 0,5 0,6

Dịch chuyển 0,8 0,8 0,8 0,7 0,7

POS 0,25 0,21 0,15 0,14 0,14

Bảng 4.45 : Hệ số thành công của các cấu tạo triển vọng ở lô 15 -1/05 Lô

Cấu tạo

Sinh

Chứa

Chắn

Bẫy

15-1/05

LDT LDT North LDD LDD max LDX

0,7 0,7 0,6 0,7 0,7

0,8 0,8 0,8 0,8 0,8

0,6 0,6 0,6 0,6 0,7

0,5 0,5 0,6 0,7 0,7

Dịch chuyển 0,6 0,6 0,6 0,7 0,7

POS 0,1 0,1 0,1 0,16 0,19

Bảng 4.46 : Hệ số thành công của các cấu tạo triển vọng ở lô 15 -2/01 Lô

Cấu tạo

Sinh

Chứa

Chắn

Bẫy

15-2/01

Hai Su Vang

1

0,7

0,9

0,8

Dịch chuyển 0,8

POS 0,4

Bảng 4.47 : Hệ số thành công của các cấu tạo triển vọng ở lô 16 -1 Lô

Cấu tạo

Sinh

Chứa

Chắn

Bẫy

16-1

Tê Giác Xám Tê Giác Vàng Tê Giác Cam Tê Giác Hồng Tê Giác Lam Voi Nâu Tê Giác Nâu Tê Giác Bạc

1 1 1 1

0,6 0,5 0,6 0,6

0,8 0,85 0,85 0,9

0,7 0,6 0,7 0,7

Dịch chuyển 0,5 0,6 0,6 0,6

0,8 0,7 0,9 0,8

0,8 0,9 0,6 0,7

0,7 0,7 0,8 0,8

0,7 0,8 0,8 0,7

0,6 0,6 0,7 0,7

Bảng 4.48: Hệ số thành công của các cấu tạo triển vọng ở lô lô 16-2

143

POS 0,17 0,15 0,21 0,23 0,19 0,21 0,24 0,22



Lô

Cấu tạo

Sinh

Chứa

Chắn

Bẫy

16-2

Ha Ma Den Ha Ma Trang Doi Den Doi Xam Doi Vang Mong

0,8 0,8 0,9 0,9 0,85 0,85

0,7 0,7 0,6 0,6 0,7 0,7

0,7 0,7 0,85 0,85 0,8 0,85

0,8 0,8 0,8 0,7 0,9 0,8

Dịch chuyển 0,8 0,8 0,8 0,9 0,8 0,8

POS 0,25 0,25 0,29 0,29 0,34 0,32

Bảng 4.49: Hệ số thành công của các cấu tạo triển vọng ở lô 17 Lô

Cấu tạo

Sinh

Chứa

Chắn

Bẫy

17

Du Du Nho Chom Chom

0,7 0,6 0,6

0,9 0,9 0,8

0,6 0,5 0,6

0,6 0,6 0,7

Dịch chuyển 0,6 0,6 0,6

POS 0,14 0,1 0,12

Bảng 4.50 : Hệ số thành công của các cấu tạo triển vọng ở lô 09-1 Lô

Cấu tạo

Sinh

Chứa

Chắn

Bẫy

Dịch chuyển

POS

09-1

Tho Trang Bao Trang

0.9 0.9

0.9 0.9

0.8 0.8

0.9 0.9

0.7 0.6

0.4 0.35

Bảng 4.51 : Hệ số thành công của các cấu tạo triển vọng ở lô 09-3 Lô

Cấu tạo

Sinh

Chứa

Chắn

Bẫy

09-3

Soi B Soi TB Soi D Soi DB Soi DN Doi Moi B Doi Moi N Doi Moi DN

0,85 0,85 0,8 0,8 0,8 0,8 0,7 0,7

0,8 0,8 0,6 0,6 0,7 0,8 0,7 0,7

0,8 0,8 0,7 0,7 0,7 0,8 0,7 0,7

0,7 0,7 0,8 0,7 0,7 0,7 0,6 0,6

Dịch chuyển 0,85 0,85 0,8 0,7 0,8 0,75 0,7 0,7

POS 0,32 0,32 0,22 0,16 0,22 0,27 0,14 0,14

IV.3. Phân vùng tri ển vọng Bể Cửu Long hiện tại đã được đầu tư cho công tác TKTD&KT dầu khí rất lớn. Tại đây không những đ ã phát hiện và đưa vào khai thác nhiều mỏ dầu khí quan trọng mà còn được đánh giá là còn ti ềm năng cao ở nhiều khu vực. Việc phân v ùng triển vọng dựa trên đánh giá các yếu tố của hệ thống dầu khí nhằm định hướng cho công tác TKTD&KT d ầu khí ở những năm tiếp theo cũng đã được thực hiện. Các yếu tố như: Khả năng sinh., mức độ trưởng th ành của vật chất hữu cơ , hướng di chuyển của dầu khí, khả năng năng chứa, chắn dầu khí khí của bẫy được phân tích, đánh giá độc lập, sau đó được tổng hợp nhằm xá c định các khu vực có triển vọng khác nhau 144



Hình 4.20 cho th ấy, tr t r ũng ũng trung tâm là nơi có tiềm năng sinh lớn nhất, kế tiếp là khu vực có tiềm năng sinh rất tốt với hàm lượng S2 từ 0 ,5-10 mg/g (Bạch Hổ, Cá Ngừ Vàng, R ạng ạng Đông, Phương Đông, Ruby, Topaz, Hải Sư Đen, Tê Giác Trắng). Phần ngoài rìa các lô 15-1/05, 15- 2/01 là nơi có tiềm năng sinh từ trung b ình đến tốt. Riêng khu vực giáp ranh giữa lô 16-1 và 16-2 là nơi sinh kém nhất của bể.

Hình 4.20 : Sơ đồ phân bố đẳng giá trị tiềm năng sinh S2 (mg/g), tr ầm ầm tích Oligocen bể Cửu Long Mức độ trưởng thành của VCHC cho từng tầng được tr ình ình bày t ừ hình 4.21 đến hình 4.24

145



Hình 4.21: Bản đồ trưởng thành đáy tập E bể Cửu Long

Hình 4.22: Bản đồ trưởng thành nóc tập E bể Cửu Long

146



Hình 4.23: Bản đồ trưởng thành nóc tập D bể Cửu Long

Hình 4.24: Bản đồ trưởng thành nóc tập C bể Cửu Long 147



Các yếu tố chắn, quan hệ giữa thời gian h ình thành bẫy với thời gian di dịch ở bể Cửu Long được chi tiết trong chương trước. Qua việc phân tích các yếu tố này, k ết hợp v ới phân bố của các cấu tạo triển vọng ở phần tr ên , đã xây dựng bản đồ phân vùng triển vọng cho toàn b ể Cửu Long (hình 4.25). K ết quả phân vùng cho thấy, khu vực triển vọng tốt nhất l à trung tâm bể, nơi hội tụ các yếu tố thuận lợi của hệ thống dầu khí. Đó cũng chính là nơi tập trung các khu vực mỏ đang và sắp đưa vào khai thác của bể (Bạch Hổ, Rồng, Cá Ngừ Vàng, R ạng Đông, Phương Đông, Ruby, Topaz, Hải Sư Đen, Tê G iác Tr ắng…). Khu vực kế tiếp về phía rìa bể được đánh giá là vùng có triển vọng trung bình do ở xa hơn khu vực sinh, khả năng dầu di dịch tới cũng như chắn kém hơn . Vùng có triển vọng kém nhất là phần r ìa ngoài cùng của bể do ở quá xa khu vực sinh và khả năng chắn là kém nhất. Chú thích Vùng triển vọng kém Vùng triển vọng trung bình Vùng triển vọng tốt

Hình 4.25: Bản đồ phân vùng triển vọng dầu khí bể Cửu Long

148



IV.4. Định hướng công tác t ìm kiếm thăm dò tiếp theo Công tác TKTD&KT dầu khí ở bể Cửu Long đã và đang được tiến h ành một cách tích cực. Tại khu vực này đã phát hiện r ất nhiều mỏ dầu ở tất cả các đối tượng chứa, trong đó một số mỏ đang được khai thác và m ột số khác sẽ được khai thác trong thời gian tới. Tuy nhiên đây là bể chứa dầu quan trọng nhất ở Việt nam, tiềm năng chưa được phát hiện cũng còn r ất cao. Để có thể phát hiện thêm các mỏ dầu khí mới , công tác TKTD cần được đẩy mạnh hơn và nên tập trung vào một số điểm như sau: 1- Mở rộng hoạt động TKTD tại khu vực k ế cận với các mỏ đang được khai thác như BH, Rồng…. T ại k hu vực có triển vọng cao này, nếu tồn t ại các cấu tạo nhỏ, kể cả bẫy hỗn hợp giữa cấu tạo và phi cấu tạo thì hy vọng phát hiện dầu khí là r ất cao. 2- Tập trung công tác TKTD vào các c ấu trúc nhỏ, cận biên ở khu vực Đông bắc nằm trong phạm vi các lô 01&02; 01&02/97; 01&02/10; 15-2/01 và 15-1/05 và ở Tây nam trong phạm vi các lô 16-1và 16-2. Các cấu tạo này nằm chủ yếu trong vùng triển vọng trung b ình và cao nên hy vọng có các phát hiện đáng kể. 3- Triển khai các hoạt động TKTD cho các b ẫy phi cấu tạo, tiến tới khoan thăm dò nhằm phát hiện dầu khí ở đối tượng này. Tại nhiều khu vực trong bể Cửu Long (khu vực các lô 09-2, 09-3; 15-1/05 và 16-2), có th ể thấy tồn t ại các b ẫy phi cấu tạo tr ên tài liệu địa chấn (Hình 3.49, 3.50, 3.51).

149



KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ K ết luận

Bể trầm tích Cửu long được khẳng định là có tiềm năng dầu khí quan trọng nhất trong các bể trầm tích của Việt nam cho tới thời điểm hiện tại. Công tác TKTD và KT d ầu khí đã tr ải qua 4 giai đoạn, kết quả thu được một khối lượng rất lớn tài liệu địa chấn và từ giếng khoan ( Mẫu vụn, mẫu sườn, mẫu lõi, mẫu chất lưu, tài liệu Mudlog, Địa vật lý giếng khoan v à th ử vỉa). Các tài liệu này có chất lượng tốt đủ đáp ứng cho công việc nghi ên cứu cấu trúc địa chất và đánh giá tiềm năng dầu khí với độ chính xác cao.

Đây là một bể trầm tích đệ tam khép kín kéo dài theo phương Đông BắcTây nam với lịch sử phát tr iển được chia làm 3 giai đoạn: trước tách giãn, đồng tách giãn và sau tách giãn. Địa tầng được xác định từ móng trước đệ tam gồm chủ yếu đá granit và granodiorit, tr ầm tích Đệ Tam, đệ tứ cho tới hiện tại bao gồm chủ yếu cát, bột sét được thành tạo chủ yếu trong môi trường từ sông, hồ trong Oligocen tới ven bờ, biển nông trong Miocen. Tại đây, kết quả TKTD và khai thác DK trong nh ững năm qua đã chứng minh tồn tại một hệ thống d ầu khí ho àn chỉnh. Tầng sinh chủ yếu là từ Đá mẹ tuổi Oligocen, có nguồn gốc đầm hồ với tổng hàm lượng vật chất hữu cơ cao, chủ yếu là Kerogen loại I và lo ại II. Dầu, khí bắt đầu sinh từ 27 triệu năm trước đây, sinh và di cư mạnh nhất từ 16 -20 triệu năm trước đây. Dầu khí được phát hiện và đang được khai thác từ nhiều đối tượng chứa khác nhau, từ cát kết tuổi Mio - Olig đến đá móng granitoid nứt nẻ, hang hốc trước đệ tam, trong đó sản lượng dầu khai thác chủ yếu là t ừ đá móng. Ở bể Cửu long tồn tại 3 loại bẫy dầu khí, đó l à b ẫy cấu tạo, bẫy phi cấu tạo và bẫy hỗn hợp trong đó công tác t ìm kiếm thăm dò và khai thác hiện tại mới chỉ tập trung chủ yếu vào bẫy cấu tạo.

Trên cơ sở tài liệu tính đến 12/2010, trữ lượng dầu khí tại chỗ của các mỏ và phát hi ện và tiềm năng của các cấu tạo triển vọng đã được đánh giá với kết quả như sau: Tổng trữ lượng dầu khí tại chỗ của 18 mỏ đã được ph ê duyệt là 2013.58 triệu m3 d ầu quy đổi, trong đó đã khai thác 344.8 triệu m3 dầu quy đổi. Nếu không tính lượng dầu tại chỗ không còn khả năng đưa vào khai thác thì tr ữ lượng dầu khí tại chỗ của các mỏ này là 864,25 tr.m3 - Tổng trữ lượng dầu khí tại chỗ của 19 phát hiện là 522.80 triệu m3 dầu quy đổi . Nếu chỉ tính cho các phát hiện có trữ lượng dầu khí tại chỗ lớn hơn 5 -

150



triệu m3 dầu quy đổi thì tổng trữ lượng dầu khí tại chỗ của các phát hiện ở bể Cửu long là 515,49 tr.m3 - Tổng tiềm năng dầu khí tại chỗ của 62 cấu tạo ( 40 c ấu tạo triển vọng và 22 cấu tạo tiềm năng) được đánh giá là 722.05 triệu m3 dầu quy đổi, trong đó tính riêng cho các c ấu tạo triển vọng là 487,83 và cho các c ấu tạo tiềm năng là 234,22 tr.m3. Nếu chỉ tính cho các cấu tạo triển vọng có tiềm năng dầu khí tại chỗ lớn hơn 10 triệu m3 dầu quy đổi th ì tổng tiềm năng dầu khí tại chỗ ở bể Cửu long là 567,88 tr.m3 tr ong đó cho các cấu tạo triển vọng là 357,22 tr.m3 và cho cấu tạo tiềm năng là 192,66 triệu m3. Mặc dù cho đến nay, mức độ đầu tư TKTD cho đối tượng phi cấu tạo chứa dầu khí còn b ị hạn chế, song các kết quả minh giải tài liệu địa chấn sơ bộ cho thấy nhiều khu vực có khả năng tồn tại bẫy chứa dạng này. Việc phát hiện và đánh giá tiềm năng dầu khí cho đối tượng n ày là một việc làm h ết sức cần thiết và có ý ngh ĩa trong giai đoạn hiện nay và tiếp theo ở bể Cửu long Kiến nghị

Trên cơ sở các kết quả đánh giá trên đây về tổng thể trữ lượng dầu khí tại chỗ v à tiềm năng còn l ại ở bể Cửu long, một số các kiến nghị nhằm đẩy mạnh công tác TKTD và nghiên c ứu được đề xuất như sau:

Công tác TKTD: - Để có thể phát hiện, chuyển tiềm năng còn lại thành tr ữ lượng có thể khai thác trong thời gian tới, đòi h ỏi phải tiếp tục tập trung đầu tư cho TKTD, áp dụng công nghệ tiên tiến từ khâu khảo sát, xử lý, minh giải tài liệu địa chất – địa vật lý cho tới công nghệ khoan, thử vỉa. - Cần tập trung k hoan thẩm lượng đối với các phát hiện có trữ lượng dầu khí tại chỗ quan tr ọng, ưu tiên cho các phát hiện như Lạc Đà Nâu, Tê Giác Đen và Mèo Tr ắng nhằm chính xác hóa trữ lượng dầu khí tại chỗ của chúng để có k ế hoạch phát triển trong những năm tiếp theo. - Lựa ch ọn một số cấu tạo triển vọng có tiềm năng v à hệ số thành công cao để khoan thăm dò, ưu tiên thứ tự như bảng 5.1:

151

Tiem Nang Dau Khi Be Cuu Long

Recommend Documents