Tạp chí của tập đoàn dầu khí quốc gia Việt Nam - Petrovietnam - Số 8 - 2011 pdf

SỐ 8 - 2011
T¹p chÝ cña tËp ®oµn dÇu khÝ quèc gia viÖt nam - petrovietnam
DÇuKhÝ
Petro
ietnam
ISSN-0866-854X
Môi trường trầm tích và sự thay đổi độ rỗng
của các thể cát chứa dầu khí, hệ tầng Trà Cú,
tập F tuổi Eocen - Oligocen, bồn trũng Cửu Long
Môi trường trầm tích và sự thay đổi độ rỗng
của
các thể cát chứa dầu khí, hệ tầng Trà Cú,
tập
F tuổi Eocen - Oligocen, bồn trũng Cửu Long
Môi trường trầm tích và sự thay đổi độ rỗng
của các thể cát chứa dầu khí, hệ tầng Trà Cú,
tập F tuổi Eocen - Oligocen, bồn trũng Cửu Long
PETROVIETNAM
1
DẦU KHÍ - SỐ 8/2011
TIÊU‱ĐIỂM
2
DẦU KHÍ - SỐ 8/2011
PETROVIETNAM
3
DẦU KHÍ - SỐ 8/2011
S
áng ngày 17/8/2011, đồng chí Ngô Văn Dụ - Ủy
viên Bộ Chính trị, Bí thư Trung ương Đảng, Chủ
nhiệm Ủy ban Kiểm tra Trung ương cùng đoàn công tác
đã đến thăm và làm việc với Tập đoàn Dầu khí Việt Nam.

Cùng tham dự buổi làm việc có đồng chí Trương Quang
Nghĩa - Ủy viên BCH Trung ương Đảng, Bí thư Đảng ủy
Khối Doanh nghiệp Trung ương.
Báo cáo với đồng chí Ngô Văn Dụ và đoàn công tác,
Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam TSKH. Phùng
Đình Thực cho biết: Thực hiện Kết luận của Bộ Chính trị
về chiến lược phát triển Ngành Dầu khí Việt Nam đến
năm 2015 và định hướng đến năm 2025, Kết luận của
Bộ Chính trị về thí điểm mô hình Tập đoàn kinh tế, Tập
đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam đã tập trung tối đa mọi
nguồn lực để đẩy mạnh sản xuất kinh doanh, nâng cao
năng lực cạnh tranh. Tập đoàn đã chuyển đổi thành công
từ mô hình Tổng công ty sang hoạt động theo mô hình
Tập đoàn kinh tế, cơ bản hình thành được Ngành công
nghiệp Dầu khí Việt Nam hoàn chỉnh từ khâu tìm kiếm
thăm dò, khai thác - khí - điện - chế biến và dịch vụ dầu
khí. Tập đoàn đã đưa 5 nhóm sản phẩm mới vào phục
vụ nền kinh tế quốc dân: sản phẩm điện, sản phẩm xăng
dầu, sản phẩm CNG, sản phẩm năng lượng sạch và sản
phẩm nhiên liệu sinh học.
Tập đoàn đã thực hiện tốt vai
trò là một trong những đầu tàu kinh
tế của đất nước, là công cụ điều tiết
kinh tế vĩ mô của Nhà nước, là lực
lượng nòng cốt để kinh tế Nhà nước
thực hiện vai trò chủ đạo trong nền
kinh tế. Đặc biệt, trong 6 tháng đầu
năm 2011, Tập đoàn Dầu khí Quốc gia
Việt Nam đạt doanh thu 340 nghìn tỷ
đồng, nộp ngân sách Nhà nước đạt 75

nghìn tỷ đồng. Tập đoàn đã đẩy mạnh
hoạt động và tập trung đầu tư vào
các lĩnh vực kinh doanh cốt lõi đó là:
tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí
(ở trong và ngoài nước), lọc hóa dầu,
công nghiệp khí, công nghiệp điện,
dịch vụ kỹ thuật dầu khí, tích cực tham
gia bảo vệ bảo vệ chủ quyền Quốc gia
trên biển, đóng góp lớn trong công
tác an sinh xã hội. Trong công tác Đảng, Đảng ủy Tập đoàn
triển khai tập trung lãnh đạo, chỉ đạo quyết liệt thực hiện
các nghị quyết, chỉ thị, kết luận của Bộ Chính trị, Chính phủ,
Đảng ủy Khối Doanh nghiệp Trung ương; tích cực chương
trình hành động thực hiện thắng lợi Nghị quyết Đại hội XI
của Đảng, nâng cao năng lực, sức chiến đấu của các cấp
ủy đảng; đẩy mạnh việc học tập tư tưởng và làm theo tấm
gương đạo đức Hồ Chí Minh trong toàn Tập đoàn.
Phát biểu tại buổi làm việc, đồng chí Ngô Văn Dụ bày
tỏ sự vui mừng trước những kết quả đã đạt được của Tập
đoàn trong suốt quá trình xây dựng và trưởng thành,
đóng góp tích cực vào sự phát triển của đất nước qua các
giai đoạn. Đồng chí Ngô Văn Dụ mong cán bộ, công chức,
viên chức và người lao động Tập đoàn Dầu khí Quốc gia
Việt Nam tiếp tục có nhiều đóng góp to lớn hơn nữa vào
công cuộc xây dựng và bảo vệ đất nước.
Cùng ngày, đồng chí Ngô Văn Dụ - Ủy viên Bộ Chính trị,
Bí thư Trung ương Đảng, Chủ nhiệm Ủy ban Kiểm tra Trung
ương đã tham dự Hội nghị sơ kết 3 năm thực hiện Nghị
quyết Trung ương 5, khóa X về “tăng cường công tác kiểm
tra giám sát của Đảng” do Đảng ủy Khối Doanh nghiệp

Trung ương tổ chức tại Trụ sở Tập đoàn Dầu khí Việt Nam.
Đồng chí Ngô Văn Dụ - Ủy viên Bộ Chính trị, Bí thư Trung ương Đảng, Chủ nhiệm Ủy ban Kiểm tra Trung ương:
Ngành Dầu khí Việt Nam đóng góp tích cực
vào sự phát triển của đất nước
Ngọc Linh
Lãnh đạo Tập đoàn Dầu khí Việt Nam trao tặng mô hình giàn khoan cho đồng chí Ngô Văn
Dụ - Ủy viên Bộ Chính trị, Bí thư TW Đảng, Chủ nhiệm Ủy ban Kiểm tra Trung ương. Ảnh: Việt Hà
TIÊU‱ĐIỂM
4
DẦU KHÍ - SỐ 8/2011
từ mỏ Visovoi - Liên bang Nga
Đón dòng dầu công nghiệp đầu tiên
N
gày 29/7/2011, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và
Công ty CP mở OAO “Zarubezneft” tổ chức Lễ
đón nhận dòng dầu đầu tiên của mỏ Visovoi (mỏ thứ 2)
thuộc dự án thăm dò khai thác dầu khí 04 lô tại Khu tự
trị Nhenhetxky - Liên bang Nga và gắn biển công trình
chào mừng Kỷ niệm 50 năm Ngày Truyền thống Ngành
Dầu khí Việt Nam (27/11/1961 - 27/11/2011). Đây là sự
kiện đặc biệt quan trọng, đánh dấu thành tựu to lớn của
của Petrovietnam trong công tác đẩy mạnh đầu tư ra nước
ngoài ở lĩnh vực tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí, góp
phần đảm bảo an ninh năng lượng cho đất nước.
Công ty Liên doanh Rusvietpetro được thành lập năm
2008 để triển khai thực hiện dự án phát triển và khai thác
dầu khí tại 4 lô với diện tích 807km
2
ở vùng cực Bắc Khu
tự trị Nhenhetxky - Liên bang Nga. Đây là liên doanh thứ

hai của Petrovietnam và Zarubezhneft sau Liên doanh
Vietsovpetro và là liên doanh đầu tiên của Petrovietnam
Sau gần 10 tháng triển khai công tác xây dựng mỏ, ngày 29/7/2011, mỏ Visovoi - mỏ thứ 2 của dự án thăm dò khai
thác dầu khí tại Khu tự trị Nhenhetxky - Liên bang Nga được đưa vào khai thác, nâng tổng sản lượng khai thác dầu của
dự án lên hơn 6.000 tấn/ngày (tương đương 44.000 thùng/ngày).
Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và Tổng giám đốc Zarubezhneft bấm nút khởi động dòng dầu công nghiệp đầu tiên
từ mỏ Visovoi. Ảnh: PVN
PETROVIETNAM
5
DẦU KHÍ - SỐ 8/2011
ở Liên bang Nga. Điều kiện triển khai dự án hết sức khó
khăn, phức tạp do địa hình khu vực Nhenhetxky chủ yếu
là đầm lầy, nhiệt độ phần lớn thời gian trong năm rất thấp,
thường xuyên dưới -45°C. Tuy nhiên, chỉ sau gần 2 năm
kể từ ngày ký hợp đồng và 1 năm triển khai quyết liệt
trên thực địa với tiến độ khẩn trương nhất, dự án đã cho
dòng dầu công nghiệp đầu tiên từ mỏ Bắc - Khosedai vào
ngày 30/9/2010. Và sau gần 10 tháng triển khai công tác
xây dựng mỏ, ngày 29/7/2011, mỏ Visovoi - mỏ thứ 2 của
dự án được đưa vào khai thác, nâng tổng sản lượng khai
thác dầu của dự án lên hơn 6.000 tấn/ngày (tương đương
44.000 thùng/ngày).
Liên doanh Rusvietpetro đã khắc phục khó khăn về
điều kiện thời tiết giá lạnh khắc nghiệt của miền cực Bắc
nước Nga, những đòi hỏi về kỹ thuật, công nghệ mới, cũng
như sức ép về thời gian để sớm đưa mỏ vào khai thác thương
mại, tận dụng được ưu đãi về miễn thuế khai thác khoáng
sản, nâng cao hiệu quả kinh tế cho dự án. Tập thể cán bộ
lãnh đạo, công nhân viên người Nga và người Việt trong
Liên doanh Rusvietpetro với sự ủng hộ của Zarubezhneft

và Petrovietnam đã đoàn
kết nhất trí cao, hoàn thành
khối lượng công việc khổng
lồ, xây dựng hàng loạt các
công trình quan trọng như:
xây lắp trên 100km đường
ống từ mỏ đến điểm giao
nhận Musyurshor; trạm thu
gom và xử lý dầu với công
suất 2,5 triệu tấn/năm và bồn
chứa 20.000m
3
; điểm giao
nhận dầu với công suất 2,5
triệu tấn/năm và bồn chứa
10.000m
3
; đảm bảo 160 chỗ
ở cho cán bộ công nhân viên
làm việc tại mỏ… Tính đến
ngày 1/7/2011, Rusvietpetro
đã khoan 127.700m, gồm
112.300m khoan khai thác
và 15.400m khoan thăm
dò. Bên cạnh đó, tại Khu tự
trị Nhenhetxky, Liên doanh
Rusvietpetro đã có nhiều
đóng góp cho sự phát triển
xã hội và giáo dục, tài trợ xây
dựng trường học, nhà trẻ và

những công trình an sinh xã hội khác.
Với việc đưa mỏ Visovoi - mỏ thứ 2 của dự án vào khai
thác, dự kiến trong năm 2011, Rusvietpetro đạt sản lượng
khai thác 1,51 triệu tấn dầu, tương đương 11 triệu thùng
dầu (bằng 10% sản lượng khai thác dầu thô của Việt Nam
năm 2011) với trị giá khoảng 1,1 tỷ USD. Kế hoạch sản
lượng năm 2012 đạt 2,08 triệu tấn, tương đương 15 triệu
thùng (bằng 14% sản lượng khai thác dầu thô dự kiến tại
Việt Nam trong năm 2012). Với giá dầu thô trên thị trường
thế giới đang ở mức cao như hiện nay, việc sớm đưa mỏ
Visovoi vào khai thác sẽ đem lại doanh thu và lợi nhuận
cao cho cả hai phía tham gia dự án.
TSKH. Phùng Đình Thực - Tổng giám đốc Tập đoàn
Dầu khí Việt Nam cho biết: Theo kế hoạch, Liên doanh
Ruvietpetro sẽ đưa mỏ thứ 3 vào khai thác trong năm
2012 và đưa mỏ thứ 4 vào khai thác trong năm 2013. Khi
đưa 4 mỏ vào khai thác, sản lượng sẽ đạt khoảng 4,7 triệu
tấn dầu/năm. Đây là sản lượng tương đối tốt, góp phần
đảm bảo an ninh năng lượng cho đất nước.

PVJ
Việt Hà
Công trình xây dựng và đưa mỏ Visovoi vào khai thác được Tập đoàn gắn biển công trình chào mừng
Kỷ niệm 50 năm Ngày Truyền thống Ngành Dầu khí Việt Nam. Ảnh: PVN
Ông Nikolay.G.Brunhich - Tổng giám đốc Zarubezhneft: “Chúng tôi đánh giá rất cao lao động
và quản lý của đội ngũ CBCNV Petrovietnam. Đồng thời sự hợp tác của các bạn cũng có tính hiệu
quả rất cao. Mạnh dạn hợp tác khai thác nguồn lợi khoáng sản ở nước ngoài là một hướng đi rất
chuẩn xác trong bối cảnh hiện nay. Vì nó không làm mất đi tài nguyên của các bạn mà ngược lại nó
mang lại nguồn thu lớn, hơn nữa lại bằng ngoại tệ”.
TIÊU‱ĐIỂM

6
DẦU KHÍ - SỐ 8/2011
Cơ chế đầu tư thăm dò khai thác dầu khí
ra nước ngoài
Từ ngày 18 - 19/7/2011, tại Tp. Hạ Long,
Tiểu ban Thăm dò - Khai thác Dầu khí đã
tiến hành kỳ họp đầu tiên nhằm tập trung
thảo luận về chương trình hoạt động của
Tiểu ban trong nhiệm kỳ 2011 - 2013; tổng
kết và đánh giá công tác tìm kiếm thăm dò
và khai thác dầu khí giai đoạn 2000 - 2010;
các tiêu chí và cơ chế đầu tư thăm dò khai
thác dầu khí ra nước ngoài.
Trong nhiệm kỳ này, Tiểu ban Thăm dò -
Khai thác sẽ ưu tiên giải quyết trước các vấn
đề nghiên cứu mang tính cấp thiết nhằm
phục vụ kịp thời cho hoạt động thăm dò khai thác dầu
khí của Tập đoàn ở trong và ngoài nước. Tại các kỳ họp,
Tiểu ban sẽ dành thời gian để đánh giá lại hoạt động thăm
dò khai thác của Tập đoàn, rút ra bài học kinh nghiệm để
điều chỉnh công tác nghiên cứu khoa học cho phù hợp.
Gắn kết giữa công tác nghiên cứu khoa học với thực tiễn
hoạt động sản xuất kinh doanh của Tập đoàn, đồng thời
tập trung vào các vấn đề chính: tận thăm dò ở các mỏ và
các khu vực đã, đang khai thác; nghiên cứu phát triển các
mỏ nhỏ, mỏ cận biên, gia tăng thu hồi dầu; các giải pháp
triển khai tìm kiếm thăm dò vùng nước sâu xa bờ và các
bể trầm tích trước Kainozoi. Bên cạnh đó, Tiểu ban sẽ rà
soát, đánh giá lại hiện trạng nhân lực của lĩnh vực thăm
dò khai thác dầu khí để có kiến nghị về bồi dưỡng đào

tạo nhân lực của lĩnh vực này nhằm đáp ứng nhu cầu phát
triển của Tập đoàn.
Tại kỳ họp lần này, Tiểu ban Thăm dò - Khai thác
Dầu khí đã nhất trí với chương trình hành động của
Vietsovpetro trong việc gia tăng trữ lượng và cố gắng
duy trì sản lượng khai thác, đi đầu trong công tác đánh
giá các mỏ nhỏ, mỏ cận biên. Trên cơ sở kinh nghiệm của
mình, Tiểu ban đề nghị Vietsovpetro và PVEP trình bày
bài học kinh nghiệm rút ra từ việc khai thác dầu trong
móng hiện nay tại kỳ họp tới của Tiểu ban. Tiểu ban cũng
đề xuất PVEP rà soát các khu vực chưa ký hợp đồng tại bể
Cửu Long, để kiến nghị Tập đoàn và Bộ Công Thương ký
hợp đồng sớm; đề xuất phương án chia sẻ rủi ro với các
lô mới có trữ lượng nhỏ và phân tán; rà soát tăng cường
Hội đồng KHCN Tập đoàn Dầu khí Việt Nam:
Tiếp tục nâng cao hiệu quả
công tác tư vấn, phản biện
Vừa qua, 5 tiểu ban thuộc Hội đồng Khoa học Công nghệ (KHCN) Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (Tiểu ban Thăm
dò - Khai thác Dầu khí, Tiểu ban Hóa - Chế biến Dầu khí, Tiểu ban Kinh tế - Quản lý Dầu khí, Tiểu ban An toàn - Sức
khỏe - Môi trường Dầu khí, Tiểu ban Công nghệ - Công trình Dầu khí) đã tiến hành kỳ họp đầu tiên thông qua
chương trình hoạt động trong nhiệm kỳ 2011 - 2013, đồng thời thảo luận, triển khai các vấn đề nghiên cứu khoa
học trọng tâm. Điều này thể hiện sự khẩn trương, quyết liệt của Hội đồng KHCN Tập đoàn trong nhiệm kỳ mới
nhằm nâng cao hiệu quả công tác tư vấn, phản biện đối với các hoạt động của Ngành Dầu khí Việt Nam.
Tiểu ban Thăm dò - Khai thác Dầu khí đã tiến hành kỳ họp đầu tiên thảo luận về
chương trình hoạt động của Tiểu ban trong nhiệm kỳ 2011 - 2013. Ảnh: PVN
PETROVIETNAM
7
DẦU KHÍ - SỐ 8/2011
khảo sát địa chấn 3D, tích cực đẩy
nhanh công tác khoan tìm kiếm

thăm dò. Các đơn vị nghiên cứu
cần chủ động tích cực triển khai
thực hiện các vấn đề mà Tiểu ban
đề xuất, gắn hoạt động nghiên cứu
với sản xuất.
Chế biến sâu khí và phát triển
nguồn nhân lực khâu chế biến khí
Đó là chủ đề của Kỳ họp lần
thứ I Tiểu ban Hóa - Chế biến Dầu
khí nhiệm kỳ 2011 - 2013 diễn ra từ
ngày 22 - 23/7/2011, tại tỉnh Phú
Yên. Các tham luận tại Kỳ họp lần
này tập trung vào các nội dung:
“Quy hoạch tổng thể phát triển ngành công nghiệp khí
Việt Nam giai đoạn đến năm 2015, định hướng đến năm
2025”; “Phát triển nguồn khí thông qua khai thác các
mỏ nhỏ, cận biên và các mỏ khí có hàm lượng CO
2
cao”;
“Ứng dụng khí thiên nhiên”; “Tiềm năng thị trường các
sản phẩm hóa dầu từ khí ở Việt Nam”… Bên cạnh đó, đại
diện các đơn vị PVFCCo, CPMB, BSR, VPI cũng đưa ra các
kinh nghiệm: “Lựa chọn, vận hành công nghệ và thiết bị,
sử dụng hiệu quả các sản phẩm phụ dưới dạng khí (thu
hồi CO
2
, sản xuất H
2
O
2

) của PVFCCo: kinh nghiệm, thách
thức và giải pháp”; “Lựa chọn công nghệ và thiết bị chế
biến sâu khí cho Nhà máy Đạm Cà Mau”; “Lựa chọn, vận
hành công nghệ và thiết bị tách propylen và tổng hợp PP
của BSR”; “Xử lý khí có hàm lượng tác nhân ăn mòn (H
2
S,
CO
2
, H
2
O, Hg ) cao phục vụ khai thác, chế biến sâu khí”.
Đặc biệt, TS. Nguyễn Hữu Lương, Phó Giám đốc Trung
tâm Nghiên cứu và Phát triển Chế biến Dầu khí - Viện
Dầu khí Việt Nam đưa ra báo cáo “Dự thảo chương trình
nghiên cứu khoa học chế biến sâu khí thiên nhiên và sử
dụng hiệu quả khí thiên nhiên giàu CO
2
tại Việt Nam giai
đoạn 2011 - 2015”.
Tại kỳ họp lần này, Tiểu ban đã nhất trí kiến nghị Tập
đoàn định hướng đến năm 2020 sử dụng khoảng 20%
tổng sản lượng khí thiên nhiên khai thác hàng năm cho
chế biến sâu; định hướng sản phẩm chế biến sâu khí và
chương trình nghiên cứu khoa học chế biến sâu khí dài
hạn, đồng thời nhất trí thông qua phương hướng, kế
hoạch hoạt động của Tiểu ban Hóa - Chế biến Dầu khí
nhiệm kỳ 2011 - 2013. Ngày 22/7/2011, lãnh đạo Tập
đoàn Dầu khí Việt Nam và các thành viên Tiểu ban Hóa -
Chế biến Dầu khí đã có buổi làm việc với Sở Kế hoạch Đầu

tư, Ban quản lý các Khu công nghiệp tỉnh Phú Yên về tình
hình triển khai các dự án lọc hóa dầu trên địa bàn tỉnh và
tham quan các địa điểm tiềm năng xây dựng các công
trình lọc hóa dầu ở Phú Yên như Khu công nghiệp Hòa
Tâm và vịnh Vũng Rô.
Mở rộng đầu tư trong lĩnh vực tìm kiếm thăm dò dầu khí
Dưới sự chủ trì của Phó Tổng giám đốc Tập đoàn
Dầu khí Việt Nam TS. Nguyễn Tiến Dũng, Tiểu ban Kinh
tế - Quản lý Dầu khí đã tiến hành phiên họp đầu tiên vào
ngày 2/6/2011 tại Tp. Thanh Hóa. Trong nhiệm kỳ 2011 -
2013, Tiểu ban sẽ tư vấn cho Tập đoàn các giải pháp để
mở rộng đầu tư trong lĩnh vực tìm kiếm thăm dò dầu khí
trong và ngoài nước; phân tích các yếu tố/nguy cơ không
thực hiện được các mục tiêu chiến lược của tất cả các lĩnh
vực kinh doanh của Tập đoàn và đề xuất các giải pháp;
vấn đề thương mại và thị trường các sản phẩm nhiên
liệu sinh học, đạm và các sản phẩm hóa dầu khác; phát
triển nguồn nhân lực trong lĩnh vực kinh tế, tài chính,
thương mại và bảo hiểm. Trong kỳ họp này, Tiểu ban Kinh
tế - Quản lý Dầu khí đã đánh giá cao công tác dự báo
thị trường các sản phẩm dầu khí của Trung tâm Nghiên
cứu Kinh tế và Quản lý Dầu khí (EMC) thuộc Viện Dầu khí
Việt Nam. Đồng thời, Tiểu ban cũng đã định hướng các
nội dung thảo luận của kỳ họp tới xoay quanh vấn đề thị
trường và vấn đề chiến lược: giải pháp để thực hiện mục
tiêu chiến lược về sản lượng khai thác dầu khí, sản lượng
điện, sản lượng khí; giải pháp đảm bảo/cân đối nguồn
vốn đầu tư cho Tập đoàn.
Tại kỳ họp đầu tiên (ngày 1/7/2011 tại Tp. Quảng
Ninh), Tiểu ban An toàn - Sức khỏe - Môi trường Dầu khí

TS. Nguyễn Văn Minh - Chủ tịch Hội đồng KHCN Tập đoàn phát biểu tại phiên họp đầu tiên
của Tiểu ban hóa - Chế biến Dầu khí về chủ đề: Chế biến sâu khí và phát triển nguồn nhân
lực khâu chế biến khí. Ảnh: Minh Thuận
TIÊU‱ĐIỂM
8
DẦU KHÍ - SỐ 8/2011
đã xác định chương trình hoạt động trọng tâm (nghiên
cứu khoa học, kỹ thuật công nghệ, công tác quản lý, trao
đổi kinh nghiệm) trong cả nhiệm kỳ 2011 - 2013. Theo
kế hoạch, Tiểu ban giới thiệu công nghệ về an toàn sức
khỏe môi trường: công nghệ an toàn trong các lĩnh vực
hoạt động sản xuất kinh doanh, công nghệ sản xuất sạch,
công nghệ xử lý chất thải, công nghệ mới sử dụng hiệu
quả, tiết kiệm năng lượng nhiên liệu; giới thiệu các sáng
kiến, sáng chế của các đơn vị thành viên Petrovietnam
mang lại hiệu quả, an toàn và bảo vệ môi trường. Tiểu
ban An toàn - Sức khỏe - Môi trường Dầu khí cũng cập
nhật các vấn đề pháp lý về an toàn sức khỏe môi trường,
mô hình quản lý an toàn tại một số đơn vị điển hình trong
Tập đoàn; bài học từ các tai nạn sự cố tại các đơn vị thành
viên; Triển khai ứng dụng và cập nhật, trao đổi thông tin
trên hệ thống database an toàn sức khỏe môi trường, các
vấn đề vướng mắc trong quá trình triển khai hệ thống
quản lý an toàn sức khỏe môi trường. Trong kỳ họp tới,
Tiểu ban sẽ tập trung vào các nội dung theo yêu cầu đặt
hàng của Hội đồng KHCN: ảnh hưởng của biến đổi khí
hậu đến công trình của Petrovietnam; an ninh an toàn
cho các công trình dầu khí; an toàn vệ sinh thực phẩm; đề
xuất đề tài nghiên cứu khoa học năm 2012…
Gần đây nhất, Tiểu ban Công nghệ - Công trình Dầu

khí họp ngày 7 - 8/8/2011 tại Tp. Đà Lạt đã tập trung
thảo luận các nội dung: biện pháp hạ thủy giàn khoan
tự nâng 90m nước lần đầu tiên tại Việt Nam; vận hành và
bảo dưỡng (O & M) các nhà máy của Petrovietnam - đề
cương nghiên cứu; hệ thống mạng thông tin liên lạc và
truyền số liệu trên các công trình biển của Vietsovpetro;
xu hướng phát triển lĩnh vực điện của Petrovietnam
Theo phương hướng hoạt động nhiệm kỳ 2011 - 2013,
Tiểu ban Công nghệ - Công trình Dầu khí sẽ tổ chức
nghiên cứu hoặc đặt hàng nghiên cứu, tổ chức xem xét
và đề xuất các vấn đề khoa học công nghệ công trình
trên cơ sở đặt hàng của thường trực Hội đồng KHCN,
Tập đoàn và các đơn vị trong Ngành. Bên cạnh đó, Tiểu
ban sẽ chủ động tổ chức nghiên cứu, đề xuất đặt hàng
nghiên cứu các vấn đề về công nghệ công trình dầu khí
nhằm nâng cao hiệu quả sản xuất kinh doanh của Tập
đoàn và các đơn vị thành viên; nghiên cứu, tổng hợp,
phổ biến, trao đổi các kết quả nghiên cứu hoạt động
điển hình trong lĩnh vực khoa học công nghệ, công
trình dầu khí của các đơn vị trong Ngành, trong nước và
trên thế giới…
PVJ
Ngọc Linh
Giàn khoan Tam Đảo. Ảnh : CTV
PETROVIETNAM
9
DẦU KHÍ - SỐ 8/2011
Khẳng định năng lực xây dựng công trình biển
Hai công trình RC-6 và RC-7 được thực hiện bởi những
giải pháp đột phá về đầu tư xây dựng công trình nên đã

lập được những kỷ lục mới về tiến độ thực hiện nhưng
vẫn đảm bảo đúng chất lượng, an toàn và hiệu quả đầu tư.
Trước đây, các giàn tương tự là RC-4, RC-DM cần khoảng
15 tháng, sau đó các giàn BK-14, BK-15 cần khoảng 13
tháng để đưa vào vận hành. Hiện nay, giàn RC-6 chỉ cần
11 tháng và RC-7 cần 12 tháng để đưa vào vận hành. Nếu
tính từ khi được Hội đồng Vietsovpetro lần thứ 38 chính
thức giao nhiệm vụ triển khai xây dựng (ngày 10/12/2010)
thì giàn RC-6 chỉ cần chưa đến 9 tháng để xây dựng và đưa
vào vận hành. Việc đưa hai giàn khai thác dầu khí RC-6 và
RC-7 vào hoạt động đúng tiến độ sẽ cho sản lượng khai
thác dầu từ hai giàn này đến cuối năm đạt khoảng 40.000
tấn, góp phần quan trọng trong việc hoàn thành kế hoạch
khai thác 6,31 triệu tấn dầu của Vietsovpetro năm 2011.
Theo Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, từ
đầu năm 2011 đến nay, cùng với việc luôn hoàn thành
xuất sắc các chỉ tiêu nhiệm vụ về khai thác dầu khí,
Vietsovpetro đã thực hiện một khối lượng rất lớn công tác
xây dựng các công trình khai thác dầu khí cho cả nội bộ
Vietsovpetro và các đơn vị thành viên của Tập đoàn, trong
đó có hai công trình RC-6 và RC-7. Đây là hai công trình
tuy không lớn về quy mô so với nhiều công trình trọng
điểm của Tập đoàn Dầu khí nhưng có ý nghĩa quan trọng
và liên quan mật thiết với nhiệm vụ khai thác dầu khí của
Vietsovpetro và Tập đoàn Dầu khí. Đây cũng là hai công
trình được quyết định đầu tư và triển khai xây dựng bằng
những giải pháp sáng tạo, đột phá, chủ động, quyết liệt và
hết sức khẩn trương của Vietsovpetro.
Từ nhiệm vụ chiến lược đã đề ra là phải tận thăm dò
và khai thác dầu khí của lô 09-1, trong quá trình nghiên

cứu tài liệu địa chất, Vietsovpetro đã chủ động soạn thảo
Thi đua 50 ngày đêm hoàn thành và đưa vào sử dụng công trình RC-6 và RC-7:
Vietsovpetro khẳng định năng lực
xây dựng công trình biển
Ngày 12/8/2011, Liên doanh
Việt - Nga “Vietsovpetro” chính
thức công bố đã hoàn thành
chế tạo trên bờ các giàn khai
thác dầu khí RC-6 và RC-7. Đây
là hai công trình trọng điểm của
Vietsovpetro trong năm 2011,
có ý nghĩa quan trọng đối với
việc ổn định sản lượng khai
thác dầu của Vietsovpetro trong
năm 2011 và các năm tiếp theo.
Theo Tổng giám đốc Tập đoàn
Dầu khí Việt Nam TSKH. Phùng
Đình Thực: “Đây là hai công
trình được quyết định đầu tư và
triển khai xây dựng bằng những
giải pháp sáng tạo, đột phá, chủ
động, quyết liệt và hết sức khẩn
trương của Vietsovpetro”.
Hai công trình trọng điểm của Vietsovpetro RC-6 và RC-7 chính thức hoàn thành chế tạo trên bờ.
Ảnh: CTV
TIÊU‱ĐIỂM
10
DẦU KHÍ - SỐ 8/2011
phương án phát triển mỏ để khai thác các khu vực triển
vọng mới tại phía Tây và Đông Bắc mỏ Rồng. Từ các luận

cứ khoa học do Vietsovpetro trình bày và kết quả giếng
khoan thăm dò R-28 tại khu vực phía Tây mỏ Rồng trước
đó, ngày 22/9/2010, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã đồng
ý cho phép Vietsovpetro triển khai sớm việc ký hợp
đồng thiết kế và cung cấp vật tư thiết bị khối thượng
tầng các công trình RC-6 và RC-7. Cũng ngay sau đó, từ
ngày 23/9/2010, Vietsovpetro đã bắt đầu triển khai thiết
kế phần chân đế và kết cấu thượng tầng, mua sắm vật
tư thiết bị cho hai công trình này. Ngày 11/11/2010,
giếng thăm dò R-32 tại khu vực Đông Bắc mỏ Rồng đã
cho dòng dầu công nghiệp. Đây là kết quả thực tiễn đầy
thuyết phục về quyết định cho phép Vietsovpetro triển
khai sớm công tác chuẩn bị đầu tư xây dựng các công
trình RC-6 và RC-7 trước đó. Hội đồng Vietsovpetro tại
kỳ họp lần thứ 38, ngày 10/12/2010, đã chính thức giao
nhiệm vụ cho Vietsovpetro xây dựng và đưa vào sử dụng
các công trình RC-6 và RC-7 trong năm 2011. Tính tới
thời điểm đó, Vietsovpetro đã đi trước được một bước
về thiết kế và các hợp đồng mua sắm. Đầu tháng 3/2011,
Vietsovpetro đã sớm nhận được những lô vật tư đầu tiên
để bắt đầu triển khai chế tạo kết cấu thép cho các giàn
RC-6 và RC-7. Bên cạnh đó, Ban lãnh đạo Vietsovpetro
đã kịp thời tháo gỡ khó khăn tìm được nguồn vật tư
thay thế trong quá trình triển khai xây dựng công trình
do một số lô vật tư nhập khẩu từ Nhật Bản bị về trễ bởi
ảnh hưởng của thảm họa động đất và sóng thần. Đồng
thời, Vietsovpetro đã tận dụng
một cách khoa học nguồn nhân
lực, điều kiện bến bãi và trang
thiết bị sẵn có để đảm bảo tiến độ

thực hiện các công trình này trong
điều kiện phải triển khai đồng loạt
nhiều công trình trên bãi lắp ráp
như: giàn Đại Hùng 1, giàn DK1/14
và DK1/15, giàn Hải Thạch, Mộc
Tinh
TSKH. Phùng Đình Thực khẳng
định: “Chúng ta ghi nhận các kỷ lục
mới của Vietsovpetro về triển khai
đầu tư, thiết kế chế tạo và lắp đặt
công trình dầu khí biển ở độ sâu
50m nước. Nếu trong những ngày
tới thời tiết thuận lợi thì tổng thời
gian từ khi bắt đầu triển khai thiết
kế đến khi đưa công trình RC-6 vào vận hành chỉ hơn 11
tháng (từ ngày 23/9/2010 đến 2/9/2011) và công trình
RC-7 cũng chỉ hơn 12 tháng. Những công trình tương tự
trước đây phải mất từ 13 đến 15 tháng để đưa vào vận
hành. Đây là minh chứng rõ ràng nhất để khẳng định trình
độ hàng đầu của Vietsovpetro trong lĩnh vực xây dựng
công trình biển hiện nay”.
Sớm đưa vào vận hành giàn RC-6 và RC-7
Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam tin tưởng:
“với quyết tâm cao của Vietsovpetro và các đơn vị tham gia
xây dựng công trình và điều kiện cụ thể hiện nay, tôi tin
tưởng rằng cả hai giàn RC-6 và RC-7 sẽ được hoàn thành
đúng tiến độ đã cam kết. Đó là ngày 2/9/2011 đưa vào vận
hành giàn RC-6 và ngày 1/10/2011 đưa vào vận hành giàn
RC-7. Hai công trình này được đưa vào sử dụng đúng tiến
độ sẽ góp phần đảm bảo hoàn thành sản lượng khai thác

dầu năm 2011 của Vietsovpetro nói riêng và Tập đoàn
Dầu khí Việt Nam nói chung”. TSKH. Phùng Đình Thực yêu
cầu Ban lãnh đạo Vietsovpetro, các đơn vị thành viên và
các nhà thầu khẩn trương rà soát lại tất cả các giải pháp
kinh tế, kỹ thuật của hai công trình RC-6 và RC-7 trong giai
đoạn tiếp theo để đảm bảo chất lượng cao nhất và tiến độ
thực hiện công trình như đã cam kết, không để xảy ra các
sự cố mất kiểm soát làm ảnh hưởng tới chất lượng và tiến
độ thực hiện dự án. Bộ phận vận hành các công trình phải
chủ động tiếp cận các công trình để có chuẩn bị tốt nhất
cho việc tiếp nhận, bàn giao và đưa ngay vào sử dụng khi
TSKH. Phùng Đình Thực, Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam trao Bằng khen cho lãnh
đạo Vietsovpetro. Ảnh: CTV
PETROVIETNAM
11
DẦU KHÍ - SỐ 8/2011
các công trình hoàn thành phần xây dựng, kết nối và chạy
thử. Kiểm tra, tổng hợp các giải pháp kinh tế, thương mại
và kỹ thuật đã thực hiện trong dự án để đúc kết, rút ra
những bài học kinh nghiệm làm cơ sở cho việc đầu tư các
công trình tương tự của không chỉ Vietsovpetro mà còn
cho các đơn vị thành viên của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam.
Cùng ngày, tại Cảng dầu khí Vietsovpetro đã diễn ra
Lễ gắn biển công trình chào mừng Kỷ niệm 50 năm Ngày
Truyền thống Ngành Dầu khí Việt Nam; phát động đợt cao
điểm thi đua 50 ngày đêm hoàn thành và đưa vào sử dụng
công trình RC-6, RC-7; lễ ký Hợp đồng chế tạo và hạ thủy
giàn Mộc Tinh 1 và chân đế Hải Thạch 1 - dự án Biển Đông
1. Theo Tổng giám đốc Vietsovpetro Nguyễn Hữu Tuyến, ý
thức được trách nhiệm rất nặng nề và cũng rất vinh dự của

đơn vị chủ lực của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam trong lĩnh
vực thăm dò và khai thác dầu khí, mỗi cán bộ công nhân
viên trong tập thể Vietsovpetro đã luôn nỗ lực phấn đấu,
hăng hái thi đua lao động và sáng tạo trên mọi vị trí và lĩnh
vực công tác. Từ các phong trào thi đua sâu rộng đó đã
xuất hiện ngày càng nhiều gương người tốt, việc tốt, nhiều
tập thể, cá nhân điển hình tiên tiến đã được Nhà nước
ghi nhận và khen thưởng. Cán bộ, đảng viên và người lao
động Vietsovpetro rất tự hào với những thành tích đã đạt
được nhưng không thỏa mãn với những gì đã đạt được mà
luôn cháy bỏng khát khao, tiếp tục vượt qua thử thách để
chinh phục những đỉnh cao mới. Trong điều kiện nguồn tài
nguyên dầu khí trong lòng
đại dương ngày càng khan
hiếm, việc tìm ra và chắt chiu
khai thác từng tấn dầu thô có
ý nghĩa thiết thực góp phần
cùng Tập đoàn thực hiện
thắng lợi Chương trình hành
động thực hiện Nghị quyết
Đại hội Đảng toàn quốc lần
thứ XI và Nghị quyết đại hội
Đảng các cấp.
Đợt thi đua cao điểm 50
ngày đêm được Vietsovpetro
phát động lần này nhằm
hoàn thành và đưa vào sử
dụng đúng tiến độ kế hoạch
các công trình RC-6, RC-7
cùng các hạng mục đi kèm;

tiếp tục đẩy mạnh phong
trào thi đua trên tất cả các
công trình sản xuất và dịch vụ của Vietsovpetro, phát
huy sáng kiến, cải tiến kỹ thuật và giải pháp hợp lý
hóa sản xuất. Hưởng ứng tích cực phong trào thi đua
yêu nước trong toàn Tập đoàn với “Tinh thần Dầu khí”:
“Quyết liệt - Chuyên nghiệp - Đúng tiến độ - Đúng chất
lượng - An toàn - Hiệu quả”, phấn đấu vượt kế hoạch khai
thác 6,31 triệu tấn dầu thô, góp phần cùng toàn ngành
hoàn thành xuất sắc nhiệm vụ năm 2011. Đồng thời, bảo
đảm an toàn tuyệt đối cho người và thiết bị trên các công
trình sản xuất; mỗi CBCNV tuyệt đối chấp hành các quy
chế, quy trình an toàn, kỷ luật lao động và phòng chống
cháy nổ; phấn đấu 100% người lao động tham gia các dự
án không vi phạm kỷ luật an toàn lao động; tăng cường
mối quan hệ hợp tác hiệu quả giữa các đơn vị trong
Vietsovpetro và với nhà thầu.
Hiện nay, giàn RC-6 đã lắp đặt xong ngoài biển, đang
hoàn thiện việc đấu nối và chạy thử. Giàn RC-7 đã lắp đặt
xong chân đế và khối thượng tầng đã hạ thủy xuống sà
lan để đưa ra lắp đặt ngoài biển ngày 13/8/2011.
Vietsovpetro phấn đấu hoàn thành và đưa giàn RC-6 vào
hoạt động ngày 2/9/2011, giàn RC-7 vào hoạt động ngày
1/10/2011. Sau khi đưa giàn RC-6 và RC-7 vào hoạt động,
Vietsovpetro sẽ tiếp tục khoan thêm các giếng khai thác
mới, tạo điều kiện để tăng sản lượng khai thác dầu cho
Vietsovpetro từ các khu vực mới phát hiện này.
PVJ
Việt Hà
Lễ ký kết hợp đồng chế tạo hạ thủy giàn Mộc Tinh 1 và chân đế Hải Thạch 1 - dự án Biển Đông 1 giữa

Công ty Điều hành Dầu khí Biển Đông và Liên doanh Vietsovpetro. Ảnh: CTV
THĂM‱DÒ‱-‱KHAI‱THÁC‱-‱DẦU‱KHÍ
12
DẦU KHÍ - SỐ 8/2011
Giới thiệu
Thành công mới trong
quá trình tìm kiếm dầu khí
trong các trầm tích lục nguyên
hệ tầng Trà Cú, tuổi Eocen -
Oliogocen, thuộc trình tự địa
chấn từ móng (Bsm)-SH-11
(VSP), trình tự với lưu lượng
dầu khí công nghiệp ở các khu
vực lô 15, 01-02 và 09-2 đã thực
sự trở thành mối quan tâm và
đối tượng nghiên cứu của các
nhà trầm tích, địa chất dầu và
các công ty thăm dò dầu khí ở
bồn trũng Cửu Long.
Bề dày trầm tích, các tính
chất vật lý vỉa, diện phân
‱‱‱Môi‱ trường‱ trầm‱tích‱ và‱sự‱ thay‱₫ổi‱₫ộ‱ rỗng‱của‱
các‱thể‱cát‱chứa‱dầu‱khí,‱hệ‱tầng‱Trà‱Cú,‱tập‱F‱tuổi‱
Eocen‱-‱Oligocen,‱bồn‱trũng‱Cửu‱Long
KS. Trần Khắc Tân, TS. Cù Minh Hoàng, ThS. Nguyễn Anh Đức, ThS. Hoàng Việt Bách
KS. Phạ m Hải Đăng, ThS. Đào Thanh Tùng, KS. Trần Thọ, KS. Nguyễn Thị Thu Diệp
Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí
Tóm tắt
Kết quả thử vỉa ở các giếng khoan thăm dò ở các lô 15-1, 15-2, 01-02, 09-2 đã cho dòng dầu hơn 1000 thùng/ngày
trong các trầm tích cát kết, tập địa chấn F (F sequence), thuộc hệ tầng Trà Cú, tuổi Eocen - Oligocen là những minh

chứng quan trọng về sự tồn tại dầu khí trong các thành tạo lục nguyên trên móng granit phong hóa ở bồn trũng Cửu
Long.
Để triển khai các bước thăm dò thẩm lượng tiếp theo, các công ty dầu khí đã tập trung nghiên cứu, khoan, lấy mẫu
lõi, phân tích tính chất vỉa theo tài liệu địa vật lý giếng khoan, minh giải địa chấn 3D, vẽ các bản đồ tập trầm tích này.
Đặc biệt công tác nghiên cứu tướng - môi trường trầm tích, mô hình hóa các thân cát chứa dầu trong tập F đã được
các nhà địa chất, địa vật lý Tổng công ty Thăm dò Khai thác (PVEP) hệ thống hóa, phân tích và chạy mô hình. Bước đầu
minh giải được:

+ Độ rỗng: 1 - 17%, độ dày cát kế t/độ dày hệ tầ ng: 10 - 30% và giảm theo chiều sâu.
+ Trầm tích trong các tập F được lắng đọng trong môi trường sông, có dòng chảy đan xen (braided river).
Hình 1. Bản đồ phân bố các hoạt động thăm dò và khai thác dầu khí bồn trũng Cửu Long
GK khô
GK khí
GK dầu
Mỏ dầu
Các cấu trúc
chưa phổ biến
Khu vực nghiên cứu
PETROVIETNAM
13
DẦU KHÍ - SỐ 8/2011
bố, điều kiện lắng đọng trầm tích và bẫy chứa, đã được
nhiều báo cáo chuyên đề của các nhà thầu JOC Cuu Long,
Petronas, Vietsovpetro, Phu Quy POC, Thang Long JOC,
Lam Son JOC, Hoang Vu JOC, Hong Long POC đề cập và
đánh giá.
Với nội dung nghiên cứu chuyên đề khoa học, tập thể
tác giả muốn giới thiệu kết quả nghiên cứu các trầm tích
cát chứa dầu khí lắng đọng trong điều kiện sông, có các
dòng chảy đan xen dựa trên các tài liệu mẫu lõi ở một số

các giếng khoan (Hình 1), các mô hình trầm tích trên các
tài liệu địa chấn, địa vật lý giếng khoan, các phức hệ cổ
sinh với mục tiêu làm rõ điều kiện tướng đá - cổ địa lý hình
thành các trầm tích trong giai đoạn đầu hình thành bồn
Cửu Long.
1. Vị trí địa tầng trầm tích tập F, trong khung địa tầng
bồn trũng Cửu Long
Địa tầng Kainozoi ở bồn trũng Cửu Long (Hình 2)
gồm các hệ tầng sau: Trà Cú (E31tc), Trà Tân (E32-3tt), Bạch
Hổ (N11bh), Côn Sơn (N12cs), Đồng Nai (N13đn) và Biển
Đông (N2-Qbđ). Trầm tích thuộc hệ tầng Trà Cú tập F được
mô tả tại giếng khoan CL–1X huyện Trà Cú, tỉnh Trà Vinh.
Tại đây, từ độ sâu 1082 - 1200m trầm tích đặc trưng
bằng sự xen kẽ giữa cát, sỏi kết xen với các lớp bột sét
chứa cuội, sạn sỏi. Các cuội, sạn có thành phần thạch học
khác nhau, chủ yếu là andezit và granit. Các trầm tích của
tập F tại các khu vực lô 15-1, 15-2, 09-2, 01-02 lắng đọng
trực tiếp trên bề mặt bào mòn của các thành tạo tách giãn
ban đầu của từng khu vực trong bồn trũng. Ranh giới
giữa các tập địa chấn F và E ở phía Nam bồn trũng khó
phân định do sự bào mòn mạnh mẽ trầm tích có bề dày
và thành phần thạch học thay đổi khá lớn và đa dạng. Các
đặc trưng trầm tích, sự thay đổi thuộc tính địa chấn trong
tập F được trình bày tuần tự ở các phần sau.
2. Các đặc trưng địa chấn tập F, hệ tầng Trà Cú
Để nghiên cứu diện phân
bố tập địa chấn F, tập thể tác
giả đã khảo sát và minh giải
các mặt cắt địa chấn khu vực
(Hình 3a).

Hệ tầng Trà Cú tương
đương tập địa chấn F được
phân định giữa các bất chỉnh
hợp bề mặt móng granit nứt
nẻ, bào mòn và các thành tạo
lục nguyên thô - mịn. Hình 3b
minh giải mặt cắt địa chấn
phản xạ cắt ngang cấu tạo
Sư Tử và liên kết hai giếng
khoan ST-300X và ST-200X
với các đặc trưng biên độ từ
trung bình đến mạnh, không
liên tục, tần số thấp, không
có quy luật phân lớp. Bề mặt
bào mòn của tập địa chấn F
có thể quan sát ở khá nhiều
cấu trúc trong bồn trũng Cửu
Long (Hình 3c, 3d). So với các
trình tự khác trong khu vực,
tập F rấ t dễ nhậ n biế t và liên
kế t trong khu vự c.
Hình 2. Địa tầng Kainozoi bồn trũng Cửu Long
Khu vực nghiên cứu
THĂM‱DÒ‱-‱KHAI‱THÁC‱-‱DẦU‱KHÍ
14
DẦU KHÍ - SỐ 8/2011
Đây có thể coi là một phát
hiện mới trong khu vự c mỏ ST
lô 15-1, khi khoan giế ng khoan
ST-100 X năm 2003 với kết quả

thử vỉa cho dòng dầu và khí tự
nhiên.
Tập F cũng được phát hiện
ở các giếng khoan COD-1X ở
khu vự c lô 09-2, giếng khoan
Emerald-1X, lô 01-02.
3. Môi trường trầm tích dựa
trên các kết quả phân tích
mẫu lõi giếng khoan
Với việc phát hiện các biểu
hiện dầu khí trong hệ tầng Trà
Cú, tập F đã được các nhà thầu
quan tâm và nghiên cứu cả về
điề u kiệ n lắ ng đọ ng trầm tích
và diện phân bố của các thành
tạo đá chứa.
Kết quả phân tích các chỉ
tiêu thạch học, cấu trúc trầm
tích nguyên sinh, cổ sinh đã
minh giải một phần môi trường
và tướng trầm tích các thể cát
chứa sản phẩm trong các giếng
khoan trên.
Mẫu lõi ở độ sâu X902 -
X912,3m (Hình 4a) giếng khoan
ST-200X: bao gồm cát kết màu
xám nhạt đến xám sáng, xám
nâu sáng đến xám oliu và nâu
vàng. Kích thước hạt thay đổi
từ rất mịn đến thô. Các thành

tạo cát, vụn lục nguyên có xu
hướng mịn dần lên trên hoặc
không đổi kích thước, đôi nơi
thô dần lên trên tạo thành các
tập cát có trình tự mịn dần và
thô dần lên trên.
Cát kết hạt mịn có độ chọn
lọc tốt hơn cát kết hạt thô. Bề
dày lớp khoảng 0,1 - 1,65m. Hạt
vụn có độ lựa chọn và mài tròn
trung bình, kém, bán góc cạnh
đến bán tròn cạnh, thành phần
Hình 3a. Bản đồ các tuyến địa chấn khu vực nghiên cứu sự phát triển tập F, hệ tầng Trà Cú
bồn trũng Cửu Long
Đỉnh móng trước Đệ tam
Đáy hệ tầng Trà Cú
Đỉnh móng trước Đệ tam
Đáy hệ tầng Trà Cú
Đỉnh tập F, hệ tầng Trà Cú
Đỉnh tập F, hệ tầng Trà Cú
Hình 3b. Tuyến địa chấn liên kết các giếng khoan STCL-100X-300X
Hình 3c. Tuyến địa chấn ngang bồn trũng Cửu Long (Line 9)
4
1
Line 1: VT-1X (D)
Line 2: DM-2X (C, E), SD-1X & 4X (C), TGT-2X &
4X (C, D)
Line 3: Ruby-4X, Emerald-2X (E), Jade-2XST, RD-3X
(E), COD-1X (E)
Line 4: SD-4X (C), RB-3X & 4X

Line 5: TL-1X & 2X (E)
Line 6: ST-1X & 3X (D, E, F)
Line 7: RD-3X (E)
Line 8: RD-5X (C), COD-2X
Line 9: TGT-4X (D)
Line 10: VT-1X (D)
10
o
9
o
8
o
7
o
6
o
5
o
4
o
3
2
5
6
7
9
10
1
o
2

o
3
o
8
JD-3X & 5X
Jade-2XST1
LL-1X & 2X
Emerald-2X
RB-3X & 4X
DM-2X
CD-1X & 4X
CT-1X & 3X
HT-2X & 4X
HVT-1X
TT-1X
HD-1X & 2X
PETROVIETNAM
15
DẦU KHÍ - SỐ 8/2011
giàu fenspat, thạch anh và
mảnh đá lục nguyên, biến
chất (Hình 4b). Cát kết, bột
kết thành phần đa khoáng
thuộc loại arkose hạt từ
nhỏ đến thô, đôi khi rất thô
hoặc cát chứa cuội và sạn
(Bảng 1).
Thành phần thạch học
lát mỏng ở các giếng khoan
ST-200X và ST-300X (Hình

5): ở độ sâu X909,75m bao
gồm cát kết có cấu trúc
phân lớp phẳng. Mẫu lát
mỏng độ sâu X906,95m,
GK.ST-200X, tập F, cát kế t
thạch anh lựa chọn kém,
hạt có kích thước lớn, xi
măng sé t, vụn lục nguyên
kích thước lớn, lấ p đầ y lỗ
hổ ng. Độ rỗng củ a cát kế t
quan sát đượ c từ nghèo
đế n trung bình. Các khe
nứt trong mẫu lõi ở độ
sâu X903,65m, X3905,4m,
X908,5m lấp đầy sét và
canxit.
Theo RK.Lepparkd
phân tích và minh giải
các trầm tích này được
lắng đọng trong môi
trường sông và đặc biệt
các thân cát chứa sản
phẩm được thành tạo
trong môi trường sông
có dòng chảy đan xen.
Theo ông, dạng trầm tích
sông có dòng chảy đan
xen được thành tạo do các
sông đổ ra từ các vùng núi
cao và sườn nghiêng với

khoảng cách không xa lắm
nhưng vẫn giữ được dòng
chảy ổn định ở tốc độ dòng
chảy mạnh.
Trong những điều kiện
đó các trầm tích hạt thô
Đỉnh tập F, hệ tầng Trà Cú
Hình 3d. Tuyến địa chấn dọc theo bồn trũng Cửu Long (Line 2)
Mẫu lõi giếng khoan ST-200X
Khoảng độ sâu: 3902 - 3912,3m
Cát kết:
Cát kết màu xám nhạt đến xám sáng, xám nâu sáng đến
xám oliu và nâu vàng sáng. Kích thước hạt thay đổi từ rất
mịn đến thô do chứa nhiều thành phần thô và mảnh vụn,
chủ yếu trung bình mịn và có xu hướng mịn dần lên trên
hoặc không đổi kích thước, đôi nơi thô dần lên trên tạo
thành các tập cát có trình tự mịn dần và thô dần lên trên.
Cát kết hạt mịn có độ chọn lọc tốt hơn cát kết hạt thô. Bề
dày lớp khoảng 0,1 - 1,65m.
Thành phần thạch học: chủ yếu các mảnh đá sét kết từ thô
đến cuội phân bố ở phần đáy các lớp (3909,75m). Một trong
số đó có mảnh đá basalt.
Cấu trúc trầm tích nguyên sinh: phân lớp phẳng…
Hóa thạch: đôi chỗ chứa các hóa thạch rễ cây nhỏ.
Xi măng: xi măng thạch anh chiếm chủ yếu ngoài ra còn có
xi măng canxit ở độ sâu 3905,1m và xi măng pyrite ở độ sâu
3906,5m, 3908,4m.
Khe nứt: chủ yếu các khe nứt trám đầy sét, ngoài ra có các
khe nứt trám đầy canxit ở độ sâu 3903,65m, 3905,4m và
3908,5m.

Tướng đá:
BR: trầm tích sông nhánh
Mẫu lát mỏng độ sâu X906,95m GK. STT
L-200X. Tập F cát kết thạch anh lựa chọn
kém, hạt có kích thước lớn xi măng sét,
vụn lục nguyên kích thước lớn lấp đầy
lỗ hổng. Độ rỗng của cát kết quan sát
được từ nghèo đến trung bình.
Mẫu lát mỏng GK. STL-300X. Độ sâu 4383
tập F cát kết thạch anh hạt trung bình, lựa
chọn tốt. Xi măng thạch anh phát triển
rộng rãi tinh thể lấp đầy khoảng không
gian lỗ hổng. Độ rỗng thứ sinh quan sát
từ tốt đến trung bình.
Hình 4a. Tập trầm tích F - Hệ tầng Trà Cú
Mảnh vụn sét trong trầm tích cát
Theo tài liệu PVEP, 2006
Hình 4b
Hình 5. Ảnh mẫu lõi GK-200X
Đỉnh móng trước Đệ tam
Đáy hệ tầng Trà Cú
THĂM‱DÒ‱-‱KHAI‱THÁC‱-‱DẦU‱KHÍ
16
DẦU KHÍ - SỐ 8/2011
Bảng 1. Thành phần thạch học hệ tầng Trà Cú, tập F giếng khoan ST-100X
F : Nổi (Floating), : Dài, dọc (Long), VP: Quá nghèo, P: Nghèo, M - G: Trung bình - Tốt, Tr: Vết, ?: Không xác định, P - L: Điểm - Doc (Point-Long), P - M: Nghèo - Trung bình,
M: Trung bình, G: Tốt
PETROVIETNAM
17
DẦU KHÍ - SỐ 8/2011

vận chuyển dọc theo đáy lòng sông, theo kiểu lăng dọc
theo đáy (Hình 6), cát hạt nhỏ và vật liệu mịn khác vận
chuyển dạng lơ lửng và lắng đọng ở phần xa, phần cuối
của hệ thống dòng chảy. Tài liệu cổ sinh rất nghèo nàn chỉ
phát hiện thấy ít bào tử phấn hoa trong các mẫu vụn và xếp
vào phức hệ Oculopollis/Magnastriatites howwardi. Theo
VPI, 2006 (Hình 7) minh giải cát kết tập F trong GK SN-10X
được lắng đọng trong môi trường đồng bằng bồi tích.
4. Môi trường trầm tích dựa trên các kết quả phân tích
các đường cong địa vật lý giế ng khoan
Bản chất và hình thái các trầm tích sông có phụ lưu
đan xen không được nghiên cứu và đề cập nhiều hơn
là các trầm tích lắng đọng trong môi trường dòng sông
uốn khúc. Các dòng chảy đan xen thể hiện sự chảy ngoằn
ngoèo quanh co ở phần cuối, có lưu lượng dòng chảy rất
lớn ở những chỗ sườn dốc hơn dòng chảy uốn khúc.
Hì nh 11, minh giải các thể cát được lắng đọng trong
môi trường sông có dòng chảy đan xen. Mô hình lắng
đọng các trình tự trầm tích trong các thể cát do dòng
sông đan xen tạo nên, được Cant (1982) và Collison (1996)
nghiên cứu và minh họa khá chi tiết. Trên Hình 8, Cant đã
đưa ra sơ đồ khối mô hình lắng đọng các trầm tích của
dòng sông đan nhau.
Theo chiều ngang các thân cát lấp đầy dòng có chiều
đẳng thước kéo dài từ 0,01 - 1km, mặt trên thân cát khá
bằng phẳng, phần đáy uốn cong, lượn sóng. Trên mặt cắt
dọc thân cát, các trầm tích cát có cấu trúc phân lớp đặc
trưng (Hình 8) dưới cùng là các trầm tích cát sạn phân lớp
xiên, phần giữa là các trầm tích cát phân lớp song song.
Các thân cát thuộc hệ thống sông có dòng chảy đan

xen được nhận biết qua nhiều giếng khoan và trong các
hệ tầng khác nhau. Hình 9 minh họa các thân cát có dòng
chảy đan xen ở các giếng khoan tại cấu tạo Sư Tử Nâu,
Sư Tử Trắng, Rạng Đông, bồn trũng Cửu Long theo đường
cong đo xạ GammaRay (GR).
Kích thước hạt vụn thay đổi khá đều đặn, đường cong
độ hạt của cát biến đổi có
dạng chữ U nằm ngang,
ranh giới trên và dưới phẳng
và thay đổi đột ngột (Hình
8b). Đường cong độ hạt và
đường SP có dạng chữ U
nằm ngang. Ranh giới trên
và dưới phẳng, nằm ngang,
đường cong có sự phân dị
dạng răng cưa về phía trên.
Các thể cát kế t trong
các giế ng khoan (Hì nh 9):
SN-20X, SN-10X, ST-100X,
RD-3X, COD-1X khu vực
nghiên cứu có bề dày thay
đổi khá lớn.
Hình 10 phát họa diện
phân bố các trầ m tí ch hệ
tầ ng Trà Cú tập địa chấ n F
trong khu vực nghiên cứu.
Hình 6. Sự di chuyển của vật liệu theo dòng chảy
Hình 7. Minh giải môi trường trầm tích các thể cát tập F, GK-STN-10X
Vận tốc dòng chảy
Lớp treo

Lơ lửng
Lớp tại
Nhảy
Lăn và trượt
Bề mặt dòng chảy
Đới
Chiều sâu (m)
GR log
Thạch học
Địa tầng thời gian
VPI Playnology
Tuổi
Phụ đới
Thành hệ
Thạch địa tầng
Đồng bằng bồi tích
Hồ nước ngọt
Đầm lầy, sú vẹt
Hồ nước lợ
Hồ nước kín
Biển ven bờ
Biển xa
Biển mở
Biển sâu
Môi trường trầm tích
bồn Cửu Long
GK SN-10X
Đáy của Verutricolpolite:
Pactydermos:
Nghèo/chủ yếu barren

palynorpha
Oculopollis/Magnastriatites
howardi
THĂM‱DÒ‱-‱KHAI‱THÁC‱-‱DẦU‱KHÍ
18
DẦU KHÍ - SỐ 8/2011
Vùng bào mòn, cung cấ p vật liệu
chủ yế u từ các khối nhô móng
trong thời kỳ ban đầ u hì nh thành
bồ n trũng dựa trên các tài liệu
phân tích tổng hợp trên.
5. Các tính chất vật lý của các thể
cát chứa hệ tầng Trà Cú, tập F
Hình 11 minh họa các tham
số được nghiên cứu đánh giá qua
19 giếng khoan đã khoan qua hệ
tầng Trà Cú, tập F. Độ dày cát/độ
dày tổng (NET/GROSS) thay đổi từ
0,22 - 33,35, đổi độ rỗng thay đổi
từ 0,10 - 14,5%. Độ bão hòa (SW)
từ 0,017 - 0,1542%. Hàm lượng sét
(Vcl) thay đổi từ 0,14 - 16,17.
Đặc biệt trong các giếng khoan
khu vực Sư Tử các tham số vật lý vỉa
cát chứa sản phẩm được nghiên
cứu chi tiết ở Bảng 2.
Biều đồ tương quan độ rỗng
và chiều sâu (Hình 12a) minh họa
độ rỗng tập F trong hệ tầng Trà
Cú giảm dần theo chiều sâu giếng

khoan ở các lô khác nhau. Độ rỗng
chỉ còn các giá trị từ 5 - 7% ở chiều
sâu từ 4000 - 4500m.
Hình 12b minh họa các thể cát
trong hệ tầng Trà Cú, tập F và các
thuộc tính vật lý vỉa theo các tài liệu
địa vật lý của giếng khoan ST-100X.
Qua quá trình nghiên cứu và minh giải tổng hợp các
tài liệu trên, các tác giả muốn nêu lên những nhận xét và
bàn luận sau:
+ Các trầm tích lục nguyên lắng đọng trong giai
đoạn đầu tiên hình thành bồn trũng Cửu Long được lắng
đọng trong các điều kiện sông ngòi, dòng chảy có năng
lượng lớn. Trong khu vực nghiên cứu hình thái các dòng
chảy này được nhiều nhà địa chất dầu xác nhận là sông có
các dòng dạng đan xen.
+ Các thân cát chứa sản phẩm được mô hình hóa để
dự tính trữ lượng và trong một số khu vực đã chạy các mô
hình khai thác.
+ Độ rỗng và độ thấm trong các thể cát còn nhiều bàn
luận và nghiên cứu để giảm rủi ro lớn trong quá trình khoan
Hình 8. Minh họa các cá thể cát châu thổ có các dòng chảy đan xen (theo Cant, 1982). Châu
thổ có dòng chảy đan xen (Hình 8a). Cấu trúc trầm tích do dòng chảy đan xen tạo nên (Hình
8b). Dạng đường GR của các thể cát ở các vị trí khác nhau trong châu thổ có dòng chảy đan
xen (Hình 8c)
Hình 9. Minh họa các dạng thân cát sông có dòng chảy đan xen ở bồn trũng Cửu Long
Hình 10. Sơ đồ minh họa môi trường trầm tích hệ tầng Trà Cú,
tập F, khu vực nghiên cứu
Theo PVN 2009
Chú giải

Bồi tích, sông
Ven rìa, vịnh
Vịnh
Vùng bào mòn
và cung cấp vật liệu
Hình 8b
Hình 8c
PETROVIETNAM
19
DẦU KHÍ - SỐ 8/2011
và thực hiện các bước nghiên cứ u tiế p
theo sau.
PVJ
Tài liệu tham khảo
1. J.P.Bertrand, 1972. Cours de
petrographie. Tome I, Technip, Paris.
2. Octanvian Cantuneanu,
Ed.2006. Principles of sequence
stratigraphy. Department of Earth
and Admospheric Siences University
of Alberta.
3. P.C.Hveeken, Ed.2007. Seismic
stratigraphy, basin analysic and
reservoir characterisation. Handbook
of seismic exploration, Vol.37.
4. Peter A.Scholle and
Drwin Spearing, 1980. Sandstone
depositional environments. AAPG,
Tusla, Oklahoma, USA.
5. Phan Huy Quynh và nnk, 1995.

Các phức hệ cổ sinh - Các dạng cổ sinh
đặc trưng của chúng tới môi trường
trầm tích ở các bồn trũng Đệ tam Việt
Nam. Lưu trữ ở PVN, VPI Hà Nội.
6. Roger M.lmart, Ed.2006.
Stratigraphic Reservoir Characterization
for petroleum Geologists, Geophysicists
and Engineers. University of Oklahoma,
USA.
7. Robert R.Berg, 1986. Reservoir
sandstones. Texas AS&M University.
8. Tran Khac Tan, Cu Minh
Hoang, Ngo Ba Bat, Hoang Ngoc
Dang, 2003. Study of gross depositional
environment of the Northern Cuu Long
Basin and their Impact on hydrocarbon System. PVEP, Lam
Son JOC.
9. Trần Khắc Tân, Ban Tìm kiếm Thăm dò, PVEP, 2009-
2010. Phân tích môi trường lắng đọng trầm tích lục nguyên,
các bồn trũng chứa dầu khí ở Việt Nam theo tài liệu đo địa
vật lý giếng khoan GR và SP log. Đề tài dự thi Hội sáng tạo
Dầu khí lần thứ nhất, Hà Nội.
10. Trần Khắc Tân, Cù Minh Hoàng, Nguyễn Anh Đức,
nnk, 2009. Kết quả nghiên cứu tướng - môi trường trầm tích
lụ c nguyên bồn trũng Cửu Long. Báo cáo khoa học tham
dự Hội nghị Khoa học và Công nghệ, trường Đại học Bách
khoa Tp. Hồ Chí Minh.
11. Trần Nghi, Phạm Huy Tiến, Phạm Năng Vũ, Phan
Trung Điền và nnk, 2000. Nghiên cứu tướng đá - cổ địa lý
và chuẩn hóa địa tầng trầm tích Kainozoi ở mỏ Bạch Hổ và

Rồng. Lưu trữ VSP - Vũng Tàu.
12. Trần Khắc Tân, Cù Minh Hoàng, Nguyễn Anh Đức,
và nnk, 2011. Kết quả nghiên cứu tướng - môi trường trầm
tích lục nguyên của bồn trũng Sông Hồng, phần ngoài khơi
vịnh Việt Nam. Tạp chí Dầu khí số 2.
Hình 11. Biểu đồ mối tương quan các tham số vật lý của 19 giếng khoan trong tập F,
hệ tầng Trà Cú, bồn trũng Cửu Long
Bảng 2. Các tham số vật lý vỉa cát chứa sản phẩm ở các giếng khoan khu vực Sư Tu
Hình 12a. Đỗ rỗng cát kết tầng Trà Cú
giảm dần theo chiều sâu
Hình 12b. Biểu đồ tổng hợp các tham
số địa vật lý GK-ST-300X
Tập F: Dày cát/tổng bề dày 0,22-33,35 Tập F: PHIE (0,10-14,15)
Tập F: Dày độ bão hòa nước – SW (0,017-0,15,42) Tập F: Hàm lượng sét - VCL (0,14-16,17)
Tập F
Cát/tổng bề dày (%) Độ rỗng trung bình % Độ bão hòa nước (%) V sét (%)
21,9 - 33,6
10 - 13,9 11,6 - 31,6 15,8 - 16,6
ST-100X ST-300X ST-100X ST-300X
Hàm lượng sét (VCL)
Độ bão hòa nước (SW)
Tập F
Mối tương quan giữa độ rỗng
và chiều sâu trên tích tập F
P. Emer. - 1X
STTCL-100X
STTCL-300X
Đường có giá trị nhỏ nhất
Đường có giá trị trung bình
Đường có giá trị lớn nhất

CÁT KẾT TẬP F
THĂM‱DÒ‱-‱KHAI‱THÁC‱-‱DẦU‱KHÍ
20
DẦU KHÍ - SỐ 8/2011
I. CƠ SỞ KHOA HỌC CỦA CÔNG TÁC NGHIÊN CỨU
1. Đá dầu Việt Nam
1.1. Đá dầu Đồng Ho - Hoành Bồ, Quảng Ninh
Các kết quả thăm dò trên diện tích thung lũng Đồng
Ho 1,5km
2
cho thấy: thân đá dầu ở mỏ Đồng Ho có chiều
dài 840m, dày từ 4,05m đến 22m, hàm lượng dầu ổn định,
ít biến đổi.
Chất lượng đá dầu theo phân tích công nghiệp:
+ Nước: 2,14%.
+ Tro: 77,45%.
+ Chất bốc: 17,20%.
Phân tích dung dịch chiết rút:
+ Hàm lượng dầu: 6,05%.
+ Nước: 7,00%.
Đá dầu ở Đồng Ho
- Hoành Bồ có thể xem
như là “Oil shale”. Theo
Kravsov thì đá dầu ở
trũng Hoành Bồ thuộc
loại thứ hai tức đá dầu
thực thụ. Cũng như
phần lớn đá dầu của
thế giới, đá dầu ở trũng
Hoành Bồ tuy có độ tro

Nghiên‱cứu‱biến‱tính‱hóa‱học‱₫á‱dầu‱Việt‱Nam‱làm‱
chất‱ổn‱₫ịnh‱và‱giảm‱₫ộ‱thải‱nước‱trong‱dung‱dịch‱
khoan‱dầu‱khí
ThS. Tạ Quang Minh
Viện Dầu khí Việt Nam
ThS. Nguyễn Ngọc Vinh, KS. Nguyễn Thị Châm, KS. Nguyễn Mạnh Hùng
Tổng công ty Dung dịch khoan và Hóa phẩm Dầu khí
GIỚI THIỆU
Gilsonite và các sản phẩm asphalt được nhiều nước trên thế giới sử dụng nhằm ổn định sự trương nở của sét và
làm giảm đến mức tối thiểu sự xâm thực thành giếng khoan. Các sản phẩm asphalt thường được sử dụng trong dung
dịch khoan có tác dụng giữ cho thành giếng khoan ổn định, giảm thiểu sự sập lở do có sự xâm nhập của nước và
trương nở của đá phiến sét. Các sản phẩm này cũng có khả năng bôi trơn lỗ khoan và có tác dụng giảm độ thải nước
của dung dịch khoan.
Trong các công trình dầu khí tại Việt Nam, các nhà thầu thường sử dụng Versatrol, Asphalsol, Soltex là phụ gia
trong dung dịch khoan đi từ các sản phẩm nhựa đường asphalt làm chất giảm độ thải nước, giảm momen xoắn, khống
chế sự trương nở của sét, ổn định giếng ở điều kiện nhiệt độ, áp suất cao.
Nguồn đá dầu Việt Nam với trữ lượng khoảng 4 triệu tấn với thành phần chính bitum là nguồn nguyên liệu để
chúng tôi nghiên cứu biến tính thành các sản phẩm ổn định và giảm độ thải nước trong dung dịch khoan sử dụng
trong công tác khoan thăm dò dầu khí là một vấn đề mới và có ý nghĩa thiết thực.
Bảng 1. Tỷ trọng trung bình của đá dầu khu Đồng Ho, Quảng Ninh
PETROVIETNAM
21
DẦU KHÍ - SỐ 8/2011
cao, nhưng vẫn dễ đốt, khi cháy có mùi khét nhựa đường
(mùi cao su cháy) và thành phần sapropel trong đá rất cao.
Khi nung những đá này đến nhiệt độ thích hợp thì cũng
nhận được dầu lỏng, có lẽ từ thực tế này mà các nhà địa
chất đã gọi các “đá Đồng Ho, Hoành Bồ” khi nung cho dầu
là đá dầu.
Năm 1959, Dương Thụy Phong và nnk, đã phân chia

đá dầu ở phụ trũng Đồng Ho thành 3 loại và có phân cấp:
+ Đá dầu có 3 cấp chất lượng và có trữ lượng lớn
nhất (cấp I: 125.862 tấn, cấp II: 1.539.034 tấn và cấp III:
2.212.830 tấn).
+ Asphalt cũng có 3 cấp chất lượng nhưng trữ lượng
không đáng kể (cấp I: 172.088 tấn, cấp II: 6.239 tấn và cấp
III: 39.936 tấn).
+ Cát kết asphalt/cát kết ngậm dầu chỉ có 1 cấp chất
lượng - cấp III với trữ lượng 111.392 tấn.
1.2. Đá dầu Nậm Ún - Sài Lương, Sơn La
Tiềm năng đá dầu vùng Nậm Ún - Sài Lương, Sơn La
đã được các nhà địa chất thuộc Viện Dầu khí Việt Nam
khảo sát, lấy mẫu phân tích từ năm 1981. Với khối lượng
57m
3
thu thập 17 mẫu phân tích hàm lượng, 3 mẫu nhiệt
lượng, 46 mẫu lát mỏng thạch học, khảo sát chi tiết đã đi
đến nhận định một cách chắc chắn về khả năng của tầng
đá phiến dầu vùng Nậm Ún - Sài Lương, Sơn La.
+ Thể trọng trung bình của tập sản phẩm 2,4g/cm
3

(kết quả của 8 mẫu phân tích).
+ Hàm lượng Bitum hòa tan trung bình của 18 mẫu
phân tích là 10 kg/tấn, trong đó mẫu cao nhất là 59 kg/tấn,
mẫu thấp nhất là 1 kg/tấn.
+ Về tiềm năng của tầng sản phẩm. Nếu tính góc dốc
trung bình của tầng sản phẩm là 45
0
và khai thác đến chiều

sâu 200m (tính theo độ cao tương đối), chiều rộng khai
thác là 280m. Như vậy khối lượng tầng sản phẩm đạt tới:
16.000m x 280m x 120m x 2,4 = 1,3 tỷ tấn
Qua kết quả đó rõ ràng tầng đá phiến dầu Nậm Ún -
Sài Lương có tiềm năng lớn, được coi là tiềm năng dự báo,
cần tiến hành khảo sát khu vực và diện lộ kéo dài.
2 Phương pháp nghiên cứu
2.1. Phương pháp xác định hàm lượng asphalten
Hàm lượng asphalten của sản phẩm dầu mỏ là
phần trăm theo khối lượng của các chất không tan
trong n - heptane trong điều kiện thí nghiệm, nhưng hòa
tan trong toluen nóng.
Nguyên tắc:
Mẫu được đun nóng hồi lưu bằng n - heptane, sau đó
để lắng, asphalten được lọc tách khỏi các hợp chất para n
trên giấy lọc sau đó rửa sạch para n bằng cách chiết với
n - heptane nóng sau đó asphalten được hòa tan bằng
toluen nóng, làm bay hơi dung môi và cân đến khối lượng
ổn định và tính % kl theo mẫu ban đầu.
Dụng cụ:
Dụng cụ bao gồm: Sinh hàn và Cartut chiết, cốc cân
bay hơi dung môi. Thiết bị chưng cất, nhiệt kế, ống đong,
các dụng cụ làm khô nếu có nước
Vật tư hóa phẩm:
- n - heptan tinh khiết phân tích.
- Toluen tinh khiết phân tích.
Chuẩn bị mẫu:
+ Để lắng, chắt bỏ phần nước (nếu có nước tự do).
+ Ly tâm.
+ Thêm chất làm khô như CaCl

2
, Na
2
SO
4
.
+ Dùng thiết bị loại bỏ nước phù hợp.
Với dầu thô, các asphalten được định lượng trên
phần cặn chưng cất của 90 - 100ml dầu thô. Cân khối
lượng mẫu của 100ml chính xác tới 0,1g vào bình cất.
Lắp nhiệt kế sao cho bầu nhiệt kế cách đáy bình 2 ±
0,5mm và lắp vào hệ thống cất. Nhiệt độ của bể thu là
15 ± 3
0
C. Tốc độ chưng cất là 2,0 - 2,5ml/phút (xấp xỉ 1
giọt/s) và ngừng chưng cất khi nhiệt độ của dầu đạt tới
260
0
C và cho phép phần mẫu lỏng ở sinh hàn chảy hết
xuống ống thu.
Làm nguội cặn trong bình, sau đó cân khối lượng và
phần cặn chứa trong bình, ghi lại và tính toán phần trăm
khối lượng cặn/lượng mẫu đem chưng cất.
Với bitum rắn, lượng mẫu được lấy sau khi cắt bỏ lớp
trên bề mặt.
Số lượng mẫu phù hợp được đưa ra trong Bảng 2.

THĂM‱DÒ‱-‱KHAI‱THÁC‱-‱DẦU‱KHÍ
22
DẦU KHÍ - SỐ 8/2011

Phương pháp tiến hành:
- Làm sạch tất cả các cốc thủy tinh bằng cách
ngâm trong axit sulfuric đậm đặc hoặc trong hỗn hợp
sulfochromic, trong thời gian ít nhất là 12 giờ; rửa sạch
bằng nước cất sau đó bằng aceton; sấy cốc trong tủ sấy ở
100 - 110
0
C trong thời gian 30 phút, sau đó để nguội trong
bình chống ẩm 30 phút trước khi cân.
- Cân một lượng mẫu (m
2
) theo bảng vào bình nón,
lượng cân sao cho hàm lượng asphalten không được vượt
quá 0,25g; rót n - heptan theo tỷ lệ mẫu cân được đưa ra
trong Bảng 1 (30ml cho 1g mẫu); đun sôi hồi lưu 1 giờ; tắt
bếp, để nguội, nhấc bình nón ra và đậy bằng nút kín, đặt
trong chỗ tối 2 giờ.
- Chuyển toàn bộ asphalten trong bình nón lên giấy
lọc bằng cách rửa gạn nhiều lần bằng n - heptane nóng và
sử dụng đũa khuấy bằng thủy tinh.
- Để riêng bình nón này để sử dụng cho hòa tan
asphalten.
Sau khi lọc và rửa, đặt giấy lọc trong cartur chiết, sử
dụng bình nón có dung dịch lọc n - heptan ban đầu, đun
sôi và điều chỉnh hồi lưu từ 2 tới 4 giọt/giây trong thời gian
1 giờ hoặc tới lúc dung môi chảy qua giấy lọc không để lại
vết dầu para n khi làm bay hơi.
- Thay bình nón đã sử dụng ban đầu có vết asphalten,
rót vào 30 tới 60ml toluen và chiết hòa tan asphalten.
- Sau khi chiết làm bay hơi toluen và chuyển phần

cô đặc vào chén cân đã được rửa và có trọng lượng đã ổn
định (thực hiện trong tủ hốt hơi độc), sấy ở nhiệt độ 100 -
110
0
C trong thời gian 30 phút; để nguội chén cân trong
bình chống ẩm từ 30 phút tới 1 giờ và cân như đã cân cốc
không, tính lượng asphalten thu được.
Tính toán:
- Hàm lượng asphalten của một mẫu A được biểu
diễn bằng phần trăm khối lượng (%kl) theo công thức:

Trong đó:
m
1
là khối lượng asphalten thu được.
m
2
là khối lượng mẫu đã lấy.
Trong trường hợp với bitum, A- Đặc trưng hàm lượng
asphalten của mẫu.
Trong trường hợp với dầu thô, kết quả cuối cùng
được tính toán bằng phần trăm khối lượng của sản phẩm
chưng cất theo công thức sau (chính xác tới 0,01 % Wt):

Trong đó:
A: Hàm lượng asphalten, % Wt.
M: Khối lượng asphalten, g.
G: Khối lượng cặn đem kết tủa để làm asphalten, g.
R: Khối lượng cặn thu được từ chưng cất, g.
D: Khối lượng mẫu đem chưng cất, g.

2.2. Quy trình biến tính đá dầu trong phòng thí nghiệm
* Cho chất lỏng thông thường, trơ và có điểm sôi
thấp vào cùng với vật liệu nhựa asphalt.
- Trộn vật liệu và dung môi với tác nhân sunfonat
lỏng dưới điều kiện sunfonat hóa.
- Hạ kích cỡ hạt của các hạt nhựa asphalt đủ lớn để
có thể phân tán đồng đều trong dung môi.
Bảng 2. Số lượng mẫu phù hợp
(1)
(2)
PETROVIETNAM
23
DẦU KHÍ - SỐ 8/2011
- Trung hòa axít sunfonic với tác nhân trung hòa cơ
bản dưới điều kiện trung hòa.
- Tách dung môi từ sản phẩm nhựa sunfonat bằng
cách tạo ra màng di động nhựa sunfonat trên bề mặt
truyền nhiệt trong điều kiện mô phỏng sự bay hơi của
dung môi.
- Nạp tác nhân lạnh vào máy nén và giãn nở trong
chu trình làm lạnh khép kín.
- Thu hồi dung môi bay hơi; cho dung môi đã tách
trong thiết bị trao đổi nhiệt gián tiếp với tác nhân lạnh ở
nhiệt độ thích hợp để cô đặc, ngưng tụ và thu hồi về cơ
bản tất cả các dung môi nói trên để sử dụng lại.
- Sấy sản phẩm nhựa sunfonat.
- Lấy sản phẩm nhựa sunfonat đã tách ra, trong pha
hơi chứa một lượng đáng kể dung môi từ các quá trình
sunfo hóa và trung hòa. Dung môi được thu hồi bởi một
trong ba phương pháp:

- Rửa ngược với tác nhân trung hòa.
- Rửa ngược với axit sunfuric.
- Cho pha hơi qua thiết bị lọc túi vải.
- Tách các hạ t nhựa sunfonat, thu hồi sản phẩm từ
pha hơi chứa các hạt nhựa sunfonat.
- Thải phần hơi ra ngoài không khí.
* Một phần dung môi được tách ra từ sunfonat hóa
nhựa trong bước phân tách trong pha lỏng và phần còn
lại được tách trong pha hơi. Phần lỏng của dung môi được
sử dụng lại cho quá trình và pha hơi của dung môi kết hợp
với dung môi tinh khiết được ngưng tụ trong quá trình
làm lạnh.
* Pha hơi chứa một lượng đáng kể dung môi lấy ra
trong khi lưu trữ và gạn lọc, được làm tinh khiết hơn và
ngưng tụ trong quá trình làm lạnh sẽ được sử dụng làm
nhiên liệu.
2.3. Sơ đồ biến tính đá dầu trong phòng thí nghiệm
Chuẩn bị :
Phù hợp với điều kiện thực tế chúng tôi đã lựa chọn
phương pháp sunfonat hóa đá dầu được hỗn hợp với
coopolyme của butadien/styren bằng SO
3
lỏng trong
dung môi n-Hecxan.
- Hỗn hợp coopolyme: butadien/styren (tỷ lệ 40/60).
Tỷ lệ của đá dầu/butadien/styren là 10:01.
- 800ml n - Hecxan được đặt trong bình phản ứng 2l.
Chế độ:
- Nhiệt độ phản ứng: 25
o

C.
Hình 1. Sơ đồ thí nghiệm sulphonat hóa đá dầu trong phòng thí
nghiệm,
1. Dung môi; 2. Asphalt - Đá dầu,Coopolyme; 3. SO
3

lỏng; 4.Trung hòa; 5. Bình phản ứng; 6. Máy khuấy; 7. Máy
thổi không khí, N
2
; 8. Sensơ nhiệt; 9. Bộ điều chỉnh nhiệt độ;
10. Sinh hàn; 11. Bơm định lượng
Bảng 3. Thành phần thí nghiệm biến tính
THĂM‱DÒ‱-‱KHAI‱THÁC‱-‱DẦU‱KHÍ
24
DẦU KHÍ - SỐ 8/2011
- Tốc độ khuấy: 0,7lml/
phút.
- Tỷ lệ SO
3
/đá dầu=1/10.
- Thời gian phản ứng 45
phút.
- Trung hòa với dung dịch
NaOH 50%.
- pH =9,5.
Mô tả quy trình: Đá dầu và
cooplyme chuẩn bị trong bình
chứa 2 theo tỷ lệ nhất định sau
đó được trộn đều với dung môi
vào trong bình phản ứng 5 và

được máy khuấy 6 khuấy đều.
Nhiệt độ được cấp cho phản
ứng từ máy gia nhiệt 9. Cho SO
3

lỏng từ bình chứa 3 được bơm
định lượng đưa vào bình phản
ứng. Quá trình phản ứng và
nhiệt độ cao sẽ làm một phần
dung môi bay hơi qua sinh hàn
6. Ở đây dung môi được làm
lạnh và ngưng tụ được đưa trở
lại thiết bị phản ứng. Phần hơi
chưa ngưng tiếp tục bay hơi đi
ra ở phía trên.
Sau khi kết thúc phản ứng
hỗn hợp phản ứng sẽ được
trung hòa với dung dịch kiềm
được bơm vào từ bình chứa 4.
Sản phẩm và dung môi
phản ứng được phân tách bằng
phương pháp chiết. Sau đó
sản phẩm sẽ được sấy khô và
nghiền nhỏ.
II. KẾT QUẢ THỰC NGHIỆM
1. Đánh giá các chỉ tiêu kỹ
thuật của đá dầu
Chọn 3 mẫu đá dầu
nguyên liệu đại diện từ mỏ
Đồng Ho - Hoành Bồ, Quảng

Ninh và tiến hành phân tích các
chỉ tiêu của nguyên liệu.
Bảng 4. Kết quả phân tích sắc ký
Hình 2. Sơ đồ quá trình thiết bị chiết tách sản phẩm