Đặc điểm địa chất chung bể Malay - Thổ Chu

SV:Nguyễn Đông Hậu GVHD: Th.S Phan Văn Kông
PHẦN I:
SƠ LƯC VỀ ĐẶT ĐIỂM ĐỊA CHẤT CHUNG
BỂ MALAY – THỔ CHU
CHƯƠNG I:
VỊ TRÍ ĐỊA LÝ TỰ NHIÊN VÀ LỊCH SỬ NGHIÊN CỨU
I. Vò trí đòa lý đòa lý tự nhiên .
a. Vò trí đòa lý
Bể Malay – Thổ Chu nằm trong vònh Thái Lan thuộc lãnh thổ phía tây
nam Việt Nam, với diện tích khoảng 106.650 km
2
cùng với chiều dài khoảng
600 km và chiều rộng khoảng 200 km, lấp đầy gần 8.000m trầm tích Đệ Tam,
Đệ Tứ trải dài theo hướng Tây Bắc – Đông Nam, được giới hạn với trũng
Pattani bởi đới nâng Narathiwat ở phía Tây Bắc,đới nâng Khorat ở phía Đông
Bắc và cung Tenggol ở phía Nam cửa bồn.
Trên cơ sở các tài liệu đòa chất - đòa vật lý giếng khoan hiện có ở khu
vực vùng vònh Thái Lan nói chung và vùng lãnh hải Việt Nam nói riêng cùng
với các giếng khoang thăm dò, có thể nói rằng bồn trũng MaLay – Thổ Chu là
bồn có triển vọng dầu khí nên cần được quan tâm hơn nữa trong thời gian tới.
b. Khí hậu
Nằm trong vùng biển tây nam Việt Nam, bể Malay - Thổ Chu đặc trưng
khí hậu cận xích đạo, chia làm hai mùa rõ rệt. Mùa mưa từ tháng 5 đến tháng
10, mùa khô từ tháng 11 đến tháng 4 năm sau. Nhiệt độ trung bình từ 28
o
C –
29
o
C, độ ẩm trung bình là 60%, lượng mưa trung bình 255mm/năm.
9
SV:Nguyễn Đông Hậu GVHD: Th.S Phan Văn Kông

Hình 1: CÁC BỒN DẦU KHÍ Ở VIỆT NAM
10
SV:Nguyễn Đông Hậu GVHD: Th.S Phan Văn Kông
Hình 2 :VỊ TRÍ ĐỊA LÝ BỂ MÃ LAY – THỔ CHU
11
LÔ A
SV:Nguyễn Đông Hậu GVHD: Th.S Phan Văn Kông
II. Lòch sử nghiên cứu và thăm dò.
a. Đòa chấnø
Bể trầm tích Mãlay - Thổ Chu nằm trong vònh Thái Lan thuộc thềm lục
đòa Việt Nam, Malaysia và Thái Lan được các công ty dầu khí quan tâm từ lâu.
Sau khi nghiên cứu tài liệu đòa vật lý, giếng khoan đầu tiên – Berding - 01 tại
trung tâm bể đã không gặp dầu khí, công tác thăm dò tạm thời ngưng lại. Năm
1984, sau khi phân tích và tổng hợp lại các tài liệu, giếng khoan Larut – 01 do
công ty Esso thực hiện đã cho dòng dầu thương mại. Từ đây bắt đầu một thời
kỳ mới của công tác tìm kiếm thăm dò trong vùng, và kết quả là hàng lọat các
giếng khoan đã được phát hiện ra dầu khí như là giếng khoan North Larut – 01,
bunga – 01…
Cho tới nay công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí hầu như chiếm diện tích
chủ yếu của thềm lục đòa tây nam Việt Nam .
Khoảng trước năm 1979 các nhà thầu Liên Xô tiến hành khảo sát
khoảng 625 km tuyến đòa chấn 2D, tài liệu thu được chỉ có giá trò tham khảo.
Năm 1990, công ty Fina exploration Minh Hải khảo sát lớn 10000 tuyến
đòa chấn 2D khoảng 27000 km
2
với mạng lưới đòa chấn 4x4 km, tài liệu cho
thấy một kết quả tốt, riêng các lô 46, 50, 51 chiếm khoảng 1789 km tuyến đòa
chấn.
Năm 1992 Fina tiến hành thăm dò tỉ mỉ 3 lô trên. Trên cùng một số có
triển vọng, với tổng số tuyến đòa chấn trên 500 km trên đòa chấn 2D với mạng

lưới khảo sát từ 4x4 km lên đến 1x2 km đặc biệt là mạng 5x2 km. Cùng năm
1992, sau khi tiến hành những giếng khoan đầu tiên, Fina đã thực hiện chương
trình đòa chấn bổ sung với các cấu tạo có triển vọng khoảng 700 km tuyến đòa
chấn 2D. Do cùng một công ty khảo sát nên chất lượng đòa chấn tốt và ổn đònh,
độ phân giải cao và thể hiện bản chất rõ ràng của vùng nghiên cứu.
12
SV:Nguyễn Đông Hậu GVHD: Th.S Phan Văn Kông
b. Công tác khoan thăm do
Bằng phương pháp thăm dò trong lực và thăm dò từ, các tài liệu thu
được trong vùng nghiên cứu có chất lượng tốt, cùng với các tài liệu, đòa chấn,
đòa chất đã xác đònh một số cấu tạo dầu khí có triển vọng .
Đầu năm 1996 khoan hai giếng BS – D – 1X, BS – DD – 1X trên hai
cấu tạo D và DD điều phát hiện dầu và khí.
Năm 1997 thực hiện ba giếng khoang thăm dò vào ba cấu tạo PT, NH,
CN và đã phát hiện dầu khí , đới chứa dầu nằm sâu trong tầng Mioxen.
Năm 1998 khoang hai giếng BS – TL – 1X và BS – KL – 1X nhưng TL
là giếng khô còn ở KL thì có khí .
Nhìn chung sự đầu tư nghiên cứu chi tiết tại lô BS khá cao và đã phát
hiện dầu khí trong các tập cát kết hay trong các tập cát dạng lòng sông cổ
thuộc tầng Mioxen hạ.
3. Công tác minh giải tài liệu và vẽ bản đồ
Cho tới nay lô BS đã khoan được 7 giếng khoan thăm dò trên các cấu
tạo D, DD, NH, CN, PT, KL, TL. Các giếng khoan này đều đã được tiến hành
thử vóa và cho lưu lượng dầu khí đáng kể ngoại trừ có một giếng khô. Các đới
chứa dầu khí chủ yếu nằm trong đới trầm tích Mioxen hạ.
Các tài liệu đã được minh giải đòa chấn, đặc biệt là phân tích biên độ
A.V.O ( Amplitude Versus Offset: sự biến đổi biên độ theo khoảng cách ) góp
phần dự đoán khá chính xác các đới có khả năng chứa dầu khí .
Những tầng phản xạ chính : fs165, fs120, fs100, fs70B, fs40, đáy sét “k”,
mặt móng đã được xác đònh, minh giải và vẽ bản đồ đẳng sâu với tỉ lệ 1/25000

giúp khái quát cấu trúc toàn khu vực.
Bản đồ các tầng phản xạ được xác đònh và vẽ cho toàn bộ khối đòa chấn
3D ở tỉ lệ 1/50000 được minh giải chi tiết hơn ( mạng lưới 5x10 Km ) để thiết
13
SV:Nguyễn Đông Hậu GVHD: Th.S Phan Văn Kông
lập bản đồ tương tự và chuyển đổi ra độ sâu ở tỉ lệ 1/25000 làm cơ sở tính toán
tiềm năng dầu khí tại chỗ cũng như xác đònh vò trí giếng khoan.
Các yếu tố thuận lợi và khó khăn đối với ngành công nghiệp dầu khí
của vùng nghiên cứu .
Thuận lợi
Vùng nghiên cứu có khu vực miền Nam làm cơ sở dòch vụ cho công tác
dầu khí, cơ sở hạ tầng tương đối tốt. Đồng thời được sự quan tâm của nhà nước
cũng như đón nhận sự đầu tư của nước ngoài, đặc biệt trong vùng nghiên cứu
còn nhận được sự hỗ trợ của các chuyên gia trong và ngoài nước … đó là những
yếu tố thuận lợi giúp công tác thăm dò và nghiên cứu dầu khí trong vùng phát
triển .
Khó khăn
Tuy nhiên, do vò trí đòa lý nằm xa bờ nên công tác hoạt động dầu khí rất
tốn kém và bò hạn chế. Cùng với sự ăn mòn, phá hủy của nước biển đối với các
thiết bò phục vụ cho công tác khai thác. Chi phí các chuyến bay dòch vụ dầu khí
và các công tác an toàn, bảo lãnh, bảo dưỡng tương đối cao… đó là những khó
khăn đối với ngành công nghiệp dầu khí của vùng nghiên cứu .
14
SV:Nguyễn Đông Hậu GVHD: Th.S Phan Văn Kông
Hình 3 :CÁC HOẠT ĐỘNG DẦU KHÍ Ở VIỆT NAM
15
SV:Nguyễn Đông Hậu GVHD: Th.S Phan Văn Kông
CHƯƠNG II: ĐỊA TẦNG
Bể Mã Lay - Thổ Chu với chiều dài hàng trăm km, kéo dài theo hướng
Tây Bắc - Đông Nam được hình thành do hai cơ chế chuyển động kiến tạo nén

ép là chủ yếu ở phía Bắc và tách giãn biển Đông ở phía Nam
Đòa tầng có thể chia làm hai phần: phần móng trước Đệ Tam và phần
trầm tích Đệ Tam
I. Móng trước Đệ Tam
Theo tài liệu khoan của công ty Fina và Unocal mới thực hiện ở các đới
nâng thuộc rìa Bắc – Đông Bắc, đá móng của bể chủ yếu là đá biến chất ở
mức độ thấp thuộc tướng đá phiến lục, đá phylit, phiến xerixit xen kẽ cát bột
kết dạng quatzit và quazit có lẽ ở tuổi Mezozoi và đá vôi tuổi Cacbon muộn
đến Jura.
II. Đòa tầng trầm tích Đệ Tam
Trầm tích đệ tam phát hiện ở bể Mã Lay – Thổ Chu từ trước đến nay
chưa được nghiên cứu một cách có hệ thống. Với mức độ tổng hợp tài liệu liên
quan tới thạch đòa tầng, sinh đòa tầng, đã thành lập 5 đơn vò đòa tầng trong khu
vực nghiên cứu theo thứ tự từ dưới lên trên :
a. Hệ Paleogen – Thống Oligoxen - Hệ tầng Kim Long (P
3
kl)
Mặt cắt chuẩn và tên của hệ tầng được lấy tại giếng khoan Kim Long –
1X ở độ sâu 3140m – 3535m. Trầm tích chủ yếu là sét kết xám, xám nâu chứa
bột và cacbonat, xen kẽ các lớp cát bột kết hạt mòn đến trung, đôi khi hạt thô,
có nơi kẹp các lớp than với bề dày 349m. Trầm tích của hệ tầng bò tác động
của quá trình biến đổi thứ sinh từ giai đoạn katagenes sớm(ở độ sâu <2700m)
đến giai đoạn katagenes sớm – muộn ( ở độ sâu 2700m – 3500m) và katagenes
muộn cho các đá nằm ở sâu hơn 3500m. Các trầm tích của hệ tầng này thường
phân bố trong các đòa hào và sườn của các cấu tạo và được phân cách bởi các
16
SV:Nguyễn Đông Hậu GVHD: Th.S Phan Văn Kông
đứt gãy có hướng Tây Bắc – Đông Nam và Bắc Nam với chiền dày thay đổi từ
500 – 100m.
Phần lớn trầm tích của hệ tầng được hình thành trong điều kiện đồng

bằng châu thổ đến hồ đầm lầy và ở phần trên vóa mặt cắt có chòu ảnh hưởng
của các yếu tố biển. Hóa cổ sinh nghèo nàn, chỉ có bào tử phấn hoa thuộc đới
Florschuetzia trilobita.
b. Hệ Neogen – Thống Mioxen – phụ Thống Mioxen dưới – Hệ
tầng Ngọc Hiển (N
1
1
nh)
Tên của hệ tầng Ngọc Hiển được đặt theo tên của giếng khoan Ngọc
Hiển từ độ sâu 1750m – 2526m. trầm tích chủ yếu là cát kết xen kẽ cát kết ở
phần dưới chuyển dần lên trên là sét kết xen kẽ các lớp mỏng cát kết và các
lớp than nâu. Đôi khi có các lớp đá vôi dạng vi hạt hay đá vôi chứa nhiều mảnh
vụng lục nguyên màu trắng, xám trắng cứng chắc. Đá của hệ tầng mới bò biến
đổi thứ sinh ở mức độ Katagenes đến đầu giai đoạn Katagenes muộn với các
trầm tích nằm sâu hơn 2800m.
Trầm tích của hệ tầng được thành tạo chủ yếu trong điều kiện môi
trường phần dưới của đồng bằng châu thổ ngập nước có xen kẽ các pha biển
nông, biển ven bờ với sự có mặt ở mức độ khác nhau của Glauconit, các hóa đá
Foraminifera và nhiều dạng động vật khác . Phức hệ bào tử phấn hoa nằm
trong trầm tích xác đònh tuổi Mioxen sớm rất phong phú Magnastriatites
Hwardi, Echiperporites estaela, Verrucatosporites, Barringtonia, Calamus, Fl.
Trilobita, Fl. Levipoli, Fl. Semilobata…
c. Hệ Neogen – Thống Mioxen – Phụ thống Mioxen giữa – Hệ tầng
Đầm Dơi (N
1
2
đd).
Hệ tầng Đầm Dơi được thiết lập và lấy tên theo tên gọi của giếng khoan
Đầm Dơi. Trầm tích được mô tả ở độ sâu 1000m – 1465m, trầm tích chủ yếu là
các lớp sét kết xám trắng, xám xanh cùng với một vài lớp than nâu với bề dày

17
SV:Nguyễn Đông Hậu GVHD: Th.S Phan Văn Kông
khoản 465m. đá của hệ tầng bò biến đổi thứ sinh ở mức độ katagenes sớm với
đặc tính sét kết gắn kết yếu với ximăng sét hoặc gắn kết trung bình với ximăng
cacbonat.
Môi trường thành tạo là môi trường tam giác châu ngập nước ven biển
chòu ảnh hưởng rất mạnh hoặc xen kẽ nhiều giai đoạn biển nông, biển ven bờ.
Tuổi của các tầng trầm tích thuộc hệ tầng được xác đònh bằng tổ hợp cổ sinh
thuộc: Phức hệ Florchuetzia meridionalis, Fl.levipoli. Thành phần bào tử phấn
hoa khác biệt phức hệ cổ hơn bởi sự có mặt của Fl. Meridionalis,
Eugeisoniaininis, Comptostemon là những dạng FAD trong Mioxen giữa. Ngoài
ra, còn có nhiều Pinus, Alnipolletines, Stenochlaena, Acrostichum,Fl.Trilobita,
với Dinoflagellata. Trong thành phần Foraminifera các dạng bám đáy vẫn
chiếm thành phần chủ yếu, tuy nhiên các giếng khoan đều gặp cổ sinh như
orbulia universa, Globorotalia mayerii, Globorotalia foshi, Globorotalia
cotinuosa. Tảo Nannofossil đặc trưng cho đới Discoaster deflandres,
Dis.hamatus, Dis.Kuglegi. Hệ tầng Đầm Dơi đã được hình thành trong môi
trường tam giác châu chòu ảnh hưởng của biển nông ven bờ .
d. Hệ Neogen – Thống Mioxen – phụ Thống Mioxen trên – Hệ tầng
Minh Hải (N
1
3
mh)
Hệ tầng này được mô tả ở giếng khoan Minh Hải (51 – MH – 1X) ở độ
sâu 690m – 1097 m bao gồm chủ yếu là cát kết xám xanh, xám sáng xen kẽ
các lớp cát kết hạt mòn đến thô màu xám trắng, mờ đục và xen than nâu. Cát
màu xám nhạt đến xám trắng, hạt nhỏ đôi khi hạt thô. Hệ tầng có chiều dày
thay đổi từ 30 – 500m. Trong trầm tích của hệ tầng đã phát hiện các hóa thạch
bào tử phấn hoa, Foraminifera, Nannofossil thuộc phứ hệ Fl.Meridonalis –
Stenochlaenalaurifolia – Antocerisporites. Trong thành phần bào tử phấn hoa

có nhiều Carya, Antingiatrong thành phần thực vật núi cao của Pinu,
Podocarpus…
18
SV:Nguyễn Đông Hậu GVHD: Th.S Phan Văn Kông
Môi trường thành tạo là biển nông chòu ảnh hưởng của nguồn lục đòa .
e. Hệ Neogen – Thống Plioxen – Hệ tầng Biển Đông (N
2
bđ)
Trầm tích của hệ tầng phát triển và gắn liền với quá trình hình thành
thềm lục đòa biển Đông và đặc trưng bởi sét, bột xám và xám xanh mềm dẻo
xen kẽ các lớp bở rời, chủ yếu là hạt nhỏ, đôi chỗø hạt trung, thô bán gốc cạnh,
bán tròn cạnh, chọn lọc tốt chứa nhiều háo đá động vật biển(Foram, Mollusca)
. Trầm tích hệ tầng biển Đông phân bố rộng khắp trong bể có chiều dày tương
đối ổn đònh 400m – 600m. Môi trường thành tạo là trầm tích biển .
Hình 4 : Đòa tầng tổng hợp thềm lục đòa Tây Nam - Việt Nam
19
SV:Nguyễn Đông Hậu GVHD: Th.S Phan Văn Kông
Hình 5 :Sơ đồ mặt cắt bể MaLay – Thổ Chu
20
SV:Nguyễn Đông Hậu GVHD: Th.S Phan Văn Kông
CHƯƠNG III:
KIẾN TẠO
I. PHÂN TẦNG CẤU TRÚC
I.1. Tầng cấu trúc dưới (móng trước Đệ Tam)
Bản đồ cấu trúc móng trước Đệ Tam cho thấy móng ở rìa Đông Bắc bể
Mã Lay - Thổ Chu thuộc phần lục đòa Việt Nam có dạng đơn nghiêng, bò các
hệ thống đứt gãy thuận có biên độ dòch chuyển không lớn nằm theo hướng Tây
Bắc – Đông Nam phân cắt nên những hố sụp, khối nâng nhỏ với mức độ thấp.
Thành phần vật chất móng đệ tam gồm đá biến chất đa khoáng, có cát kết
dạng quarzit phân dò mỏng.Tuổi được xác đònh từ Pecmi – Kreta. Bề mặt móng

bò phân dò mạnh bởi quá trình tách giãn vá nén ép, phong hóa trong phạm vi
toàn vùng.
I.2. Tầng cấu trúc trên (trầm tích Đệ Tam hiện đại)
Tầng cấu trúc trên là những trầm tích phủ bất chỉnh hợp trên móng, bề
dày tầng trầm tích này khoảng 2600 m. Tầng này có thể chia làm 3 phần sau :
 Phụ tầng cấu trúc Oligoxen
 Phụ tầng cấu trúc Mioxen
 Phụ tầng cấu trúc Plioxen – Đệ tứ
I.2.1. Phụ tầng cấu trúc Oligoxen
Phụ tầng này gồm K, L được thành tạo bởi các vật liệu tầng trầm tích
lấp đầy các đòa hào trong suốt thời kỳ tách giãn và tạo Rifft trong môi trường
biển nông. Phụ tầng Oligoxen có độ dày thay đổi từ 500 – 800m và trong phụ
tầng này có tầng sét K được coi là tầng đá mẹ sinh dầu khí chính trong khu vực
I.2.2. Phụ tầng cấu trúc Mioxen
Phụ tầng trầm tích Mioxen nằm phủ bất chỉnh hợp trên tầng trầm tích
Oligoxen được thành tạo trong môi trường biển nông và đồng bằng ven biển.
21
SV:Nguyễn Đông Hậu GVHD: Th.S Phan Văn Kông
các thành tạo Mioxen được đặt trưng bởi các trầm tích lục nguyên như: cát kết,
bột kết, sét kết, xen kẽ các vỉa than mỏng dao động trong khoảng 1800 –
2200m. Nó đóng vai trò là tầng sinh, tầng chứa dầu khí chính, được chắn bởi
các vỉa sét có chiều dày từ 3 – 6 m. Các vỉa dầu khí được phát hiện chủ yếu
nằm trong Mioxen dưới.
I.2.3. Phụ tầng cấu tạo plistoxen – Đệ tứ
Trầm tích phụ tầng này chủ yếu là tập sét bột, và cát kết hạt mòn xen kẽ
với bề dày thay đổi. Các tập sét biển nông hầu như không thấm, đóng vai trò là
màn chắn tốt.
II. QUÁ TRÌNH TIẾN TRIỂN TRẦM TÍCH ĐỆ TAM
II.1. Giai đọan sang bằng kiến tạo trước khi hình thành các bể trầm
tích Đệ tam (Paleoxen)

Trầm tích Paleoxen hầu như không phát hiện thấy ở thềm lục đòa Việt
Nam. Điều đó phù hợp nhận đònh rằng: Paleoxen là thời kỳ san bằng kiến tạo
mang tính chất khu vực, đó là kết quả của quá trình nâng lên và bò bóc mòn
của những pha cuối cùng của thời kỳ tạo núi Yến Sơn. Paleoxen chính là thời
kỳ chuyển tiếp giữa hai giai đoạn vận động tạo núi Yến Sơn ( Jura – Kreta –
Paleoxen) và Hymalaya ( Eoxen – Oligoxen – Mioxen - Neogen). Kết quả đã
được phản ánh bằng hai phức hệ kiến trúc hoàn toàn khác nhau : Phức hệ dưới
( móng của trầm tích Đệ Tam ) liên quan đến các thành tạo Paleozoi –
Mezozoi, bò uốn nếp, biến vò mạnh, và phức hệ trên ( trầm tích Đệ Tam ) bao
gồm các trầm tích lục nguyên với Kanozoi ít bò biến dò và phát riển liên quan
chặt chẻ với sự hình thành và phát triển của các trũng trên thềm .
II.2. Giai đọan hình thành các bể trầm tích Đệ Tam ( Eoxen – Oligoxen
)
Vào đầu Eoxen, do ảnh hưởng của các pha đầu vận động tạo núi
Hymalaya, các đứt gãy sâu có phương Tây Bắc - Đông Nam được hình thành từ
22
SV:Nguyễn Đông Hậu GVHD: Th.S Phan Văn Kông
trước Đệ Tam tiếp tục họat động trở lại, trong đó có các đứt gãy tạo nên những
đòa hào hẹp nhưng rất sâu, được lấp đầy bởi các trầm tích hạt thô. Kết quả của
những họat động kiến tạo kiểu này làm cho lực tách giãn ngày càng mạnh, và
đến Oligoxen hoạt động của hệ thống đứt gãy theo hướng Đông Bắc – Tây
Nam tăng lên. Các họat động tách giãn của Biển Đông đã mở ra các bồn trũng
của thềm lục đòa và được ngăn cách bằng các đới nâng khu vực. Như vậy, thực
tế là các trầm tích Oligoxen đã được thành tạo đồng thời với quá trình tách giãn
liên tục .
II.3. Giai đoạn phát triển và mở rộng các bể trầm tích Đệ tam
( Mioxen sớm – giữa )
Như đã nói ở trên, sau giai đoạn tạo Rift về cơ bản các bồn trũng và các
dãy nâng tương đối, các hố sâu đã được hình thành. Họat động có tính chu kỳ
trở lại của tạo núi Hymalaya vào đầu Mioxen sớm đã tác động gây ảnh hưởng

đến chuyển động nâng lên và hạ xuống mang tính chất khu vực. Trầm tích
Mioxen sớm đã phủ chồng gối trên các trầm tích Oligoxen và chòu ảnh hưởng
kế thừa bề mặt đòa hình đã được tạo lập vào cuối Oligoxen.
Giai đoạn phát triển và mở rộng các bồn trũng Đệ Tam đã tạo nên
những tầng chứa dầu khí quan trọng, đó là những doi cát, thân cát có liên quan
đến trầm tích cửa sông, hoặc tiền châu thổ trong các trầm tích trước tam giác
châu.
II.4. Giai đọan xóa nhòa thu hẹp các bể trầm tích Đệ tam (Mioxen
muộn)
Vào thời kỳ này, mặt cắt trầm tích tướng tam giác châu và biển nông bò
thu hẹp dần, thay vào đó là các trầm tích lục đòa.Có lẽ vào giai đoạn này liên
quan đến các chuyển động nâng trong toàn khu vực, tạo nên bề mặt bào mòn
giữa Mioxen giữa và Mioxen trên, đồng thời tạo nên những phần uốn nếp trong
Neogen.
23
SV:Nguyễn Đông Hậu GVHD: Th.S Phan Văn Kông
II.5. Giai đọan hình thành thềm lục đòa ( Plioxen )
Vào thời kỳ Plioxen, hoạt động biển tiến bắt đầu ảnh hưởng và phát
triển rộng khắp khu vực Biển Đông.Trầm tích Plioxen phủ trên mặt bào mòn
như một bất chỉnh hợp góc đặc trưng. Các tập trầm tích thể hiện rõ đặc tính
phân lớp nghiêng, thoải, song song hoặc xiên chéo với chiều dày tăng dần về
phía trung tâm và được mở rộng ra khỏi khuôn khổ các bể.
Sơ đồ mặt cắt bể Malay – Thổ Chu
24
Hình 6: Mặt cắt đòa chấn trên một mỏ khí lớn của bể MaLay – Thổ ChuHình 7 : Mặt cắt đòa chấn trên một mỏ khí lớn của bể MaLay – Thổ Chu
SV:Nguyễn Đông Hậu GVHD: Th.S Phan Văn Kông

25
Hình 7: Mặt cắt đòa chấn trên một mỏ khí lớn của bể MaLay – Thổ Chu
SV:Nguyễn Đông Hậu GVHD: Th.S Phan Văn Kông

26
Hình 8: Những nét đặt trưng về kiến tạo bờ biển phía đông
SV:Nguyễn Đông Hậu GVHD: Th.S Phan Văn Kông
27
NHỮNG NÉT ĐẶT TRƯNG VỀ BỒN VÀ
CẤU TRÚC CỦA VỊNH THÁI LAN
Hình 9: Những nét đặc trưng về cấu trúc những bồn và miền của vònh Thái Lan
SV:Nguyễn Đông Hậu GVHD: Th.S Phan Văn Kông
PHẦN II:
CƠ SỞ LÝ THUYẾT CỦA PHƯƠNG PHÁP
CÂN BẰNG VẬT CHẤT
I. GIỚI THIỆU PHƯƠNG PHÁP
− Phương trình cân bằng vật chất tổng quát để cập trong khóa luận này gọi
là phương trình Schilthuis, công bố vào năm 1935. Từ lâu phương trình
Schilthuis đã đươc các nhà đòa chất xem như một công cụ cơ bản để tính trữ
lượng và dư đoán trạng thái vỉa .
− Phương pháp cân bằng vật chất được áp dụng khi mỏ hoặc vỉa đã đươc
khai thác một thời gian, đã có đủ số liệu về áp suất và khai thác để xác đònh
chắc chắn lượng Hydrocacbon ban đầu. Hiện nay đây là phương pháp được sử
dụng phổ biến để tính trữ lượng trong nghành dầu khí.
− Đây là phương pháp động được sử dụng để tính trữ lượng dầu khí trong
các điều kiện đòa chất phức tạp và đa dạng nhất. Nó cho phép nghiên cứu các
họat động của thân khoáng dưới mọi biểu hiện đặc điểm khác nhau, hiểu một
cách sâu sắc các quá trình xảy ra trong thân khoáng, xác đònh trữ lượng trong
cân đối, thấy trước khả năng thay đổi các điều kiện khai thác tự nhiên và nhân
tạo, đánh giá mức độ nhả dầu khí cuối cùng .
II .NỘI DUNG CƠ BẢN
− Phương pháp cân bằng vật chất dựa trên đònh luật bảo toàn vật chất. Cụ
thể là trong quá trình khai thác ở bất kỳ thời điểm nào, lượng Hydrocacbon
(HC) tại chỗ ban đầu sẽ luôn luôn bằng tổng lượng HC còn lại trong vỉa cộng

với tổng lượng HC đã được khai thác tính tới thời điểm đó .
= + (1)
28
Lượng
HC tại
chỗ ban
đầu
Lượng
HC còn
lại trong
vỉa
Lượng
HC đã
được khai
thác
SV:Nguyễn Đông Hậu GVHD: Th.S Phan Văn Kông
− Phương trình cân bằng vật chất trên còn được triển khai theo thể tích lổ
rỗng và có dạng như sau :
= + (2)
− Đối với một vỉa dầu khí khi ta lấy đi một phần chất lưu thì áp suất tác
động lên vật chất trong lỗ rỗng đó sẽ giảm, lúc này sẽ có một số quá trình diễn
ra để hình thành một trạng thái cân bằng mới. Các quá trình đó được khai triển
trong phương trình cân bằng vật chất sau :
= + + +
xâm
(3)
Nếu chỉ xét trong phần thể tích lỗ rỗng chứa lượng HC mà ta khai thác được thì
từ (2)và (3) ta có phương trình sau :
= + + (4)
29

Thể tích
lổ rỗng
chứa
lượng HC
tại chỗ
ban đầu
Thể tích
lổ rỗng
chứa
lượng HC
còn lại
trong vỉa
Thể tích
lổ rỗng
chứa
lượng HC
đã được
khai thác
Thể tích
lổ rỗng
chứa
lượng HC
tại chỗ
ban đầu
Thể tích
tăng do
sự giãn
nỡ của
đất đá
khung

Thể tích
lổ rỗng
chứa
lượng HC
còn lại
trong vỉa
Thể tích
tăng do sự
giãn nỡ
của lượng
chất lưu
còn lại
trong vỉa
Thể tích
tăng do
sự xâm
nhập của
nước
Thể tích
lổ rỗng
chứa
lượng HC
đã được
khai thác
Thể tích
tăng do sự
giãn nỡ
của lượng
chất lưu
còn lại

trong vỉa
Thể tích
tăng do
sự giãn
nỡ của
đất đá
khung
Thể tích
tăng do
sự xâm
nhập của
nước
SV:Nguyễn Đông Hậu GVHD: Th.S Phan Văn Kông
− Đối với vỉa khí thì sự giãn nở của lượng chất lưu còn lại trong vỉa chủ
yếu là sự giãn nở của lượng khí còn lại và một phần nhỏ là sự giãn nở của
nước nguyên sinh. Đối với vỉa dầu không có nón khí thì sự giãn nở của lượng
chất lưu còn lại trong vỉa là sự giãn nở của lượng dầu còn lại, sự tách ra từ dầu
của khí hòa tan khi áp suất vỉa nhỏ hơn áp suất bảo hòa và sự giãn nở của nước
nguyên sinh. Đối với vỉa dầu có nón khí thì sự giãn nở của lượng chất lưu còn
lại trong vỉa là tương tự như trường hợp vỉa không có nón khí nhưng có thêm sự
giãn nở của khí tự do ở nón khí.
− Để ứng dụng trong thực tế phương trình cân bằng vật chất được triển
khai cụ thể bởi các tham số đặc trưng cho điệu kiện hóa lý của vỉa : áp suất P
r
,
nhiệt độ vỉa T
r
, hệ số thể tích vỉa khí B
g
, hệ số thể tích vỉa dầu B

o
, tỷ số khí
dầu R.
− Phương trình cân bằng vật chất chỉ được áp dụng khi mỏ đã khai thác
một thời gian, nói chung số liệu khai thác càng nhiều thì kết quả càng chính
xác và phương pháp này đươc sử dụng để chính xác hóa trữ lượng được đánh
giá trong các giai đoạn trước.
− Trước khi trình bày phương pháp tính cần làm rõ một số khái niệm cần
thiết bao gồm : một số đònh nghóa và thông số quan trọng có liên quan cụ thể
trong việc triển khai phương trình cân bằng vật chất để tính trữ lượng cho vỉa
khí.
III . MỘT SỐ KHÁI NIỆM CẦN THIẾT
1 . Một số đònh nghóa
a) Lượng khí tại chỗ ban đầu
− Lượng khí tại chỗ ban đầu là lượng khí nằm trong đá chứa khi mỏ chưa
khai thác, được tính bằng số đo thể tích ở điều kiện trên mặt bằng công thức
sau :
30
SV:Nguyễn Đông Hậu GVHD: Th.S Phan Văn Kông
gi
wiP
B
SV
G
)1(
−
=
(5)
Trong đó :
G: Lượng khí tại chỗ ban đầu (SCF)

V
p
: thể tích lỗ rỗng (cu.ft)
S
wi
: độ bão hòa nước ban đầu(%)
B
gi
: hệ số thể tích vỉa khí (cu.ft/SCF)
b) Nước nguyên sinh (connate water)
− Nước nguyên sinh là nước có mặt trong vỉa HC trước khi vỉa được khai
thác bao gồm cả nước liên kết và nước tự do.
c) Nước xâm nhập (influx water)
− Nước xâm nhập là nước từ các vùng lân cận tràn vào vỉa HC ban đầu khi
áp suất vỉa giảm ( do quá trình khai thác).
d) Tỷ trọng của hydrocacbon (HC)
Ta có công thức tính tỷ trọng khí như sau:
air
g
g
ρ
ρ
γ
=
(hay
29
tb
air
tb
g

M
M
M
==
γ
) (6)
Trong đó :
γ
g
: tỷ trọng của khí tự nhiên
g
ρ
: khối lượng riêng trung bình của khí tự nhiên (lb / cu.ft)
air
ρ
: khối lượng riêng trung bình của không khí (lb / cu.ft)
M
tb
: trọng lượng phân tử trung bình của khí tự nhiên ( lb / lb mol)
M
air
: trọng lượng phân tử trung bình của không khí (M
air
=29 lb/lb mol)
Công thức tính tỷ trọng của dầu :
(7)
31
w
o
o

ρ
ρ
γ
=
SV:Nguyễn Đông Hậu GVHD: Th.S Phan Văn Kông
Trong đó :
o
γ
: tỷ trọng của dầu
o
ρ
: khối lượng riêng trung bình của dầu (lb/bbl)
w
ρ
: khối lượng riêng trung bình của nước (lb/bbl)
2 . Một số thông số quan trọng
a) Hệ số lệch khí (Z)
Ta có phương trình trạng thái của khí lý tưởng :
PV
k.lt
= nRT (8)
Trong đó :
P: áp suất (psia)
V
k.lt
: thể tích khí (cu.ft)
T : nhiệt độ tuyệt đối (
o
R)
n : số lb mol

R : hằng số khí ( R = 10,732 psi.cu.ft/lb mol.
o
R)
− Nhưng đối với các vỉa khí thiên nhiên có điều kiện nhiệt độ và áp suất
rất cao người ta thường sử dụng phương trình sau:
PV
k.t
= ZnRT (9)
Trong đó :
Z : hệ số lệch khí
Từ phương trình (8), (9) ta có :

ltk
tk
V
V
Z
.
.
=
(10)
tk
V
.
: thể tích khí thực
ltk
V
.
thể tích khí lý tưởng
− Ta có thể đònh nghóa hệ số lệch khí (Z) như sau : hệ số lệch khí Z là tỷ

số khí thực và thể tích khí lý tưởng có cùng lượng phân tử ở cùng điều kiện
nhiệt độ và áp suất .
32
SV:Nguyễn Đông Hậu GVHD: Th.S Phan Văn Kông
1.1 1.1
1.0 1.0
0.9 0.9
0.8 1.7
0.7 1.6
0.6 1.5
0.5 1.4
0.4 1.3
0.3 1.2
1.1 1.1
1.0 1.0
0.9 0.9
33
p suất giả giảm
HỆ SỐ LỆCH KHÍ Z
p suất giả giảm
H
E
Ä

S
O
Á

L
E

Ä
C
H

K
H
Í

Z
Hình 10 : Đồ thò của Standing và Katz