Mô hình tầng chứa cát kết miocen hạ bể cửu long, nguồn gốc, qui luật phân bố và khả năng tích tụ dầu khí

ĐẠI HỌC QUỐC GIA THÀNH PHỐ HỒ CHÍ MINH
TRƯỜNG ĐẠI HỌC KHOA HỌC TỰ NHIÊN
*





PHẠM VŨ CHƯƠNG






MÔ HÌNH TẦNG CHỨA CÁT KẾT MIOCEN HẠ
BỂ CỬU LONG, NGUỒN GỐC, QUI LUẬT PHÂN BỐ
VÀ KHẢ NĂNG TÍCH TỤ DẦU KHÍ


Chuyên ngành: Thạch học-Khoáng vật học-Trầm tích học
Mã số: 1.06.03




LUẬN ÁN TIẾN SĨ ĐỊA CHẤT

NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC:
1. PGS.TS. NGUYỄN THỊ NGỌC LAN
2. TS. NGUYỄN QUỐC QUÂN








Thành Phố Hồ Chí Minh, 2010

i






LỜI CAM ĐOAN


Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi, các số
liệu, kết quả nêu trong luận văn là trung thực và chưa từng được
công bố trong các công trình khác.


Tác giả

Phạm Vũ Chương


ii
MỤC LỤC

Lời cam đoan i
Mục lục ii
Danh mục các chữ viết tắt và thuật ngữ tiếng Anh iv
Danh mục biểu bảng vi
Danh mục hình vẽ vii
Mở đầu 1
Chương 1: Lịch sử và phương pháp nghiên cứu 6
1.1 Lịch sử nghiên cứu tầng Miocen hạ bể Cửu Long 7
1.2 Cơ sở tài liệu: 15
1.3 Các phương pháp nghiên cứu: 16
Chương 2: Cấu trúc, địa tầng và hệ thống dầu khí bể Cửu Long 26
2.1 Giới thiệu chung: 27
2.2 Các yếu tố kiến tạo 28
2.3 Địa tầng 35
2.4 Hệ thống dầu khí 43
Chương 3: Đặc điểm tầng chứa cát kết Miocen hạ bể Cửu Long 50
3.1 Lô 01-02 51
3.2 Lô 15.1 58

3.3 Lô 15.2 64
3.4 Lô 09-1 69
3.5 Lô 09-2 73
3.6 Lô 09-3 78
3.7 Lô 16: 85
Chương 4: Mô hình tầng chứa cát kết Miocen hạ bể Cửu Long 93
4.1 Bề dày: 99
4.2 Độ hạt: 101
4.3 Matrix và Ximăng: 103

iii
4.4 Độ rỗng: 105
4.5 Độ bão hòa nước: 107
4.6 Tỷ số chiều dày hiệu dụng/chiều dày tổng: 109
4.7 Môi trường trầm tích: 111
4.8 Bản đồ tổng hợp 113
Chương 5: Khả năng tích tụ dầu khí tầng chứa cát kết
Miocen hạ bể Cửu Long 116
5.1 Lô 01-02 117
5.2 Lô 15.1 118
5.3 Lô 15.2 119
5.4 Lô 09-1 121
5.5 Lô 09-2 122
5.6 Lô 09-3 122
5.7 Lô 16: 124
Kết luận và kiến nghị 126
Danh mục công trình của tác giả 128
Tài liệu tham khảo 129
Phụ lục 141

iv
DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT
VÀ THUẬT NGỮ TIẾNG ANH
Các thuật ngữ Viết tắt
Chỉ số hydrocarbon HI
Chỉ số trưởng thành nhiệt của đá mẹ Tmax
Hệ số phản xạ vitrinit Ro
Khả năng sinh của đá mẹ S1, S2
Liên doanh điều hành chung JOC
Tổng hàm lượng vật chất hữu cơ TOC
Vật chất hữu cơ tạo dầu/khí Kerogen
Tròn cạnh TC
Bán tròn cạnh BTC
Góc cạnh GC
Bán góc cạnh BGC
Điểm Đ
Đường Đu
Trôi nổi TN
Kém K
Rất kém RK
Trung bình TB
Khá Kh
Tốt T
Vết V
Tổng Công Ty Thăm Dò và Khai Thác Dầu Khí PVEP
Viện Dầu Khí VPI
Thuật ngữ tiếng Anh:
Toàn bộ tên đá, khoáng vật sử dụng theo “Thuật ngữ các khoa học trái đất Anh-
Việt” của GS.TSKH. Lê Như Lai-Nhà Xuất Bản Xây Dựng. Toàn bộ tên hóa đá

sử dụng thuật ngữ tiếng Anh

v
DANH MỤC BIỂU BẢNG


Bảng 1.1: Tiêu chuẩn đánh giá thông số độ hạt 17
Bảng 1.2: Phân loại cấp mài tròn 18

Bảng 2.1: Các thông số tầng sinh của bể Cửu long 44

Bảng 3.1: Tóm tắt đặc điểm cát kết tầng BI.2 92
Bảng 3.2: Tóm tắt đặc điểm cát kết tầng BI.1 92

Bảng 5.1: Thông số và kết quả tính trữ lượng tầng BI.2 lô 01-02 118
Bảng 5.2: Thông số và kết quả tính trữ lượng tầng BI.1 lô 01-02 118
Bảng 5.3: Thông số và kết quả tính trữ lượng tầng BI.2 lô 15-1 118
Bảng 5.4: Thông số và kết quả tính trữ lượng tầng BI.1 lô 15-1 119
Bảng 5.5: Thông số và kết quả tính trữ lượng tầng BI.2 lô 15-2 120
Bảng 5.6: Thông số và kết quả tính trữ lượng tầng BI.1 lô 15-2 121
Bảng 5.7: Thông số và kết quả tính trữ lượng tầng BI.2 lô 09-1 121
Bảng 5.8: Thông số và kết quả tính trữ lượng tầng BI.1 lô 09-1 121
Bảng 5.9: Thông số và kết quả tính trữ lượng tầng BI.2 lô 09-3 123
Bảng 5.10: Thông số và kết quả tính trữ lượng tầng BI.1 lô 09-3 123
Bảng 5.11: Thông số và kết quả tính trữ lượng tầng BI.1 lô 16 125
Bảng 5.12: Tổng hợp trữ lượng tầng Miocen hạ, bể Cửu Long 125


vi
DANH MỤC HÌNH VẼ

Hình 1.1: Sơ đồ tướng đá môi trường lục địa 20
Hình 1.2: Sơ đồ tướng đá môi trường ven biển-biển 20

Hình 2.1: Sơ đồ vị trí bể Cửu Long 27
Hình 2.2: Vị trí kiến tạo 28
Hình 2.3: Hình thái kiến trúc bề mặt Moho bể Cửu Long 29
Hình 2.4: Mặt cắt thể hiện sự thay đổi bề mặt Moho
và bề dày vỏ lục địa trước Kainozoi bể Cửu Long 30
Hình 2.5: Bản đồ hình thái kiến trúc nóc móng bể Cửu Long 30
Hình 2.6: Các cấu trúc listric của tầng E 31
Hình 2.7: Nếp uốn sau trầm tích bên cạnh đứt gãy trong tầng D và C 32
Hình 2.8: Các pha biến dạng chính từ Jura đến nay 35
Hình 2.9: Cột địa tầng tổng hợp bể Cửu Long 36
Hình 2.10: Đặc điểm địa hóa đá sinh tầng E 44
Hình 2.11: Đặc điểm địa hóa đá sinh tầng D 45
Hình 2.12: Hệ số phản xạ vitrinit 45
Hình 2.13: Các đới chứa trong móng. 46
Hình 2.14: Mối quan hệ độ rỗng – độ thấm trong tầng F, bể Cửu long 47
Hình 2.15: Mối quan hệ độ rỗng – độ thấm tầng BI. 48

Hình 3.1: Sơ đồ phân bố các cấu tạo lô 01 và 02 49
Hình 3.2: Cát kết Arkos, kích thước hạt trung bình đến thô, chọn lọc kém 52
Hình 3.3: Cát kết Arkos và Fenspat Grauvac 53
Hình 3.4: Khoáng vật sét chủ yếu 53
Hình 3.5: Cấu tạo phân lớp xiên chéo, nhịp trầm tích mịn dần lên trên 54
Hình 3.6: Kết quả minh giải địa vật lý giếng khoan tầng BI.2 mỏ RB 55
Hình 3.7: Sét kaolinit bán tự hình 56

vii

Hình 3.8: Cát kết Arkos, Arkos mảnh đá và Fenspat Grauvac 57
Hình 3.9: Khoáng vật sét kaolinit và smectit 57
Hình 3.10: Kết quả minh giải địa vật lý giếng khoan tầng BI.1 mỏ RB 58
Hình 3.11: Sơ đồ phân bố các cấu tạo lô 15-1 59
Hình 3.12: Cát kết chủ yếu là Arkos và Arkos mảnh đá 60
Hình 3.13: Cát kết Arkos có kích thước mịn đến trung bình 60
Hình 3.14: Cấu tạo phân lớp, mịn dần lên trên 61
Hình 3.15: Kết quả minh giải địa vật lý giếng khoan tầng BI.2 mỏ SD 62
Hình 3.16: Cát kết Arkos, Arkos mảnh đá, Fenspat Grauvac 63
Hình 3.17: Cát kết mịn đến trung bình 63
Hình 3.18: Sơ đồ phân bố các cấu tạo lô 15-2 64
Hình 3.19: Cát kết Arkos, ximăng sét và ít cacbonat 65
Hình 3.20: Gờ cát ảnh hưởng bởi sóng và thuỷ triều 66
Hình 3.21: Trầm tích thô dần từ dưới lên đến phụ tầng III
sau đó mịn dần lên trên 66
Hình 3.22: Cát kết Arkos và Arkos mảnh đá 68
Hình 3.23: Kết quả minh giải địa vật lý giếng khoan tầng BI.1 mỏ HS. 68
Hình 3.24: Sơ đồ phân bố các cấu tạo lô 09-1 69
Hình 3.25: Cát kết Arkos 70
Hình 3.26: Đường cong địa vật lý giếng khoan tầng BI.2 70
Hình 3.27: Cát kết chủ yếu là Arkos và Arkos mảnh đá 71
Hình 3.28: Phân lớp ngang gợn sóng 72
Hình 3.29: Đường cong địa vật lý giếng khoan tầng BI.1 72
Hình 3.30: Sơ đồ phân bố các cấu tạo lô 09-2 73
Hình 3.31: Cát kết Arkos, Fenspat Grauvac 74
Hình 3.32: Cát kết Fenspat Grauvac rất mịn đến mịn, góc cạnh 75
Hình 3.33: Cát kết rất mịn, chọn lọc trung bình 75
Hình 3.34: Kết quả minh giải địa vật lý giếng khoan tầng BI.2 cấu tạo COĐ 76
Hình 3.35: Cát kết Arkos từ rất mịn đến trung bình 77

viii
Hình 3.36: Cát kết Arkos, Fenspat Grauvac 78
Hình 3.37: Sơ đồ phân bố các cấu tạo lô 09-3 79
Hình 3.38: Cát kết Arkos, Fenspat Grauvac 80
Hình 3.39: Cát kết Fenspat Grauvac hạt trung bình đến thô 80
Hình 3.40: Khoáng vật sét chủ yếu là smectit 81
Hình 3.41: Kết quả minh giải địa vật lý giếng khoan tầng BI.2 cấu tạo ĐM 81
Hình 3.42: Cát kết Fenspat Grauvac hạt trung bình đến thô 82
Hình 3.43: Khoáng vật sét smectit 83
Hình 3.44: Cát kết Arkos, Fenspat Grauvac 83
Hình 3.45: Kết quả minh giải địa vật lý giếng khoan tầng BI.1 cấu tạo ĐM 84
Hình 3.46: Sơ đồ phân bố các cấu tạo lô 16 85
Hình 3.47: Cát kết Arkos, Fenspat Grauvac 86
Hình 3.48: Cát kết Fenspat Grauvac hạt mịn, chọn lọc kém 87
Hình 3.49: Kết quả minh giải địa vật lý giếng khoan tầng BI.2 mỏ TGT 87
Hình 3.50: Cát kết trung bình-thô, chọn lọc kém 89
Hình 3.51: Cát kết Arkos, Arkos mảnh đá, Fenspat Grauvac 89
Hình 3.52: Ảnh chụp từ mẫu lõi 90
Hình 3.53: Kết quả minh giải địa vật lý giếng khoan tầng BI.1 mỏ TGT 91

Hình 4.1: Mặt cắt địa chấn-địa chất theo hướng
Tây Bắc-Đông Nam ở khu vực phía Bắc 95
Hình 4.2: Mặt cắt địa chấn-địa chất theo hướng
Tây Bắc-Đông Nam ở khu vực trung tâm 95
Hình 4.3: Mặt cắt địa chấn-địa chất theo hướng
Tây Bắc-Đông Nam ở khu vực phía Nam 96
Hình 4.4: Mặt cắt địa chấn-địa chất theo hướng
Đông Bắc-Tây Nam ở khu vực rìa phía Tây 96
Hình 4.5: Mặt cắt địa chấn-địa chất theo hướng
Đông Bắc-Tây Nam ở khu vực trung tâm 97

ix
Hình 4.6: Mặt cắt địa chấn-địa chất theo hướng
Đông Bắc-Tây Nam ở khu vực rìa phía Đông 97
Hình 4.7: Mặt cắt địa vật lý giếng khoan dọc theo chiều dày bể 98
Hình 4.8: Mặt cắt địa vật lý giếng khoan ngang qua bể 98
Hình 4.9: Bản đồ bề dày trầm tích tầng BI.2 99
Hình 4.10: Bản đồ bề dày trầm tích tầng BI.1 100
Hình 4.11: Bản đồ phân bố độ hạt tầng BI.2 101
Hình 4.12: Bản đồ phân bố độ hạt tầng BI.1 100
Hình 4.13: Bản đồ phân bố tổng hàm lượng ximăng và matrix tầng BI.2 103
Hình 4.14: Bản đồ phân bố tổng hàm lượng ximăng và matrix tầng BI.1 104
Hình 4.15: Bản đồ phân bố độ rỗng tầng BI.2 105
Hình 4.16: Bản đồ phân bố độ rỗng tầng BI.1 106
Hình 4.17: Bản đồ phân bố độ bão hòa nước tầng BI.2 107
Hình 4.18: Bản đồ phân bố độ bão hòa nước tầng BI.1 108
Hình 4.19: Bản đồ phân bố tỷ số
chiều dày hiệu dụng/chiều dày tổng tầng BI.2 109
Hình 4.20: Bản đồ phân bố tỷ số
chiều dày hiệu dụng/chiều dày tổng tầng BI.1 110
Hình 4.21: Bản đồ môi trường trầm tích tầng BI.2 bể Cửu Long 111
Hình 4.22: Bản đồ môi trường trầm tích tầng BI.1 bể Cửu Long 112
Hình 4.23: Bản đồ phân bố hệ số đặc điểm chứa tầng BI.2 bể Cửu Long 113
Hình 4.24: Bản đồ phân bố hệ số đặc điểm chứa tầng BI.1 bể Cửu Long 114

Hình 5.1: Bản đồ cấu tạo tầng BI.2 mỏ A, F, C, D và E 117
Hình 5.2: Bản đồ cấu tạo tầng BI.2 lô 15-1 119
Hình 5.3: Bản đồ cấu tạo tầng BI.2 mỏ L, M và tầng BI.1 mỏ N, O 120
Hình 5.4: Bản đồ cấu tạo tầng Miocen hạ mỏ Q, S và T 122
Hình 5.5: Bản đồ cấu tạo tầng BI.1 mỏ U 123

Hình 5.6: Bản đồ cấu tạo tầng BI.1 W, V X và Y 124

1
MỞ ĐẦU


Tính cấp thiết của luận án:

Dầu khí ở thềm lục địa Việt nam được khai thác trong ba đối tượng chính: móng
phong hóa nứt nẻ trước Đệ Tam, trầm tích cát kết Oligocen và Miocen. Đối
tượng trầm tích cát kết Miocen hạ là đối tượng chứa dầu đầu tiên được phát hiện
khi khoan và thử vỉa giếng BH-1 vào năm 1975, nhưng chỉ đến khi việc khai thác
những tầng dưới sâu gặp nhiều khó khăn, đặc biệt là sau khi công ty dầu khí Việt
Nhật và liên doanh điều hành chung Cửu Long phát hiện dầu thương mại trong
tầng này thì tầng chứa này mới được tập trung nghiên cứu tỉ mỉ. Việc phát hiện ra
dòng dầu thương mại trong tầng này đã mở ra một hướng nghiên cứu mới, một
triển vọng mới cho ngành công nghiệp dầu khí nước nhà.

Trải qua hơn 30 năm, các công ty dầu khí đã khoan hơn 80 giếng thăm dò và
thẩm lượng, với xác suất thành công khoảng 52%. Nếu chỉ tính riêng giếng thăm
dò, xác suất thành công chỉ khoảng 30%, một con số không hề cao trong một
diện tích chỉ tập trung phần lớn ở trung tâm của bể Cửu Long. Thực tế trên đòi
hỏi cần phải có những nghiên cứu nhằm đánh giá tiềm năng thật sự của tầng chứa
này, nhằm nâng cao hiệu quả trong thăm dò và cả trong khai thác.

Cùng với quá trình khoan thăm dò và thẩm lượng, công tác nghiên cứu địa chất,
địa vật lý được triển khai ngày càng mạnh mẽ, các vấn đề cơ bản về cấu trúc,
kiến tạo và hệ thống dầu khí cũng dần dần được sảng tỏ. Tuy nhiên những nghiên
cứu về đặc điểm, nguồn gốc, qui luật phân bố chưa được thực hiện một cách chi
tiết và khoa học cho toàn bể nhằm giúp cho việc phát hiện, quản lý mỏ hoàn thiện

hơn. Tuy các thông số tầng chứa có thể được xác định bằng tài liệu địa chấn, địa

2
vật lý giếng khoan, nhưng nguồn gốc, bản chất và chất lượng đá chứa được quyết
định bởi những đặc trưng thạch học trầm tích của nó.

Vì vậy việc sử dụng tổng hợp các phương pháp thạch học trầm tích, địa chấn, địa
vật lý giếng khoan nhằm nghiên cứu chi tiết, định lượng về đặc điểm tầng chứa,
từ đó xây dựng mô hình để xác định qui luật phân bố và đánh giá khả năng tích tụ
dầu khí của tầng Miocen vừa có ý nghĩa khoa học vừa có ý nghĩa thực tiễn cao,
do đó tôi đã chọn đề tài: “Mô hình tầng chứa cát kết Miocen hạ bể Cửu Long,
nguồn gốc, qui luật phân bố và khả năng tích tụ dầu khí”.

Mục tiêu, nhiệm vụ của luận án:

Mục tiêu: làm sáng tỏ đặc điểm, nguồn gốc, qui luật phân bố và khả năng tích tụ
dầu khí của tầng chứa cát kết Miocen hạ bể Cửu Long.

Nhiệm vụ:

- Xác định nguồn gốc, đặc điểm tầng chứa Miocen hạ bể Cửu Long: đặc
điểm thạch học trầm tích như độ hạt, độ chọn lọc, độ mài tròn, thành phần
đá, ximăng, matrix… và đặc điểm chứa như độ rỗng, độ bão hòa và tỷ số
chiều dày hiệu dụng/chiều dày tổng thông qua phân tích tài liệu địa chất,
địa vật lý giếng khoan.

- Nghiên cứu qui luật phân bố các tầng chứa cát kết Miocen hạ bể Cửu
Long bằng mô hình 2D thông qua xây dựng mặt cắt, bản đồ cho cả bể.

- Đánh giá khả năng tích tụ dầu khí của tầng chứa cát kết Miocen hạ bể Cửu

Long sử dụng phương pháp thể tích kết hợp với phép tương tự.


3
Những luận điểm bảo vệ:

- Tầng Miocen hạ bể Cửu Long được chia thành 2 tầng BI.2 và BI.1. Cả 2
tầng đều có nguồn gốc từ đá granitoit, thành phần chủ yếu thuộc loại
Arkos và Fenspat Grauvac, độ chọn lọc từ kém đến trung bình, hình dạng
hạt từ bán góc cạnh đến bán tròn cạnh. Tuy nhiên chúng có sự khác biệt về
nguồn cung cấp vật liệu, khoảng cách vận chuyển và môi trường lắng
đọng trầm tích dẫn đến sự khác biệt về độ hạt, tổng hàm lượng ximăng và
matrix, độ rỗng, độ bão hòa nước và tỷ số chiều dày hiệu dụng/chiều dày
tổng.

- Các đặc tính chứa tốt tập trung ở khu vực phía Bắc trong tầng BI.2, ngược
lại các đặc tính chứa tốt lại tập trung ở khu vực phía Nam trong tầng BI.1.
Ranh giới của sự khác biệt nằm ở phía Tây lô 15-1, xuống trung tâm lô
15-2, qua phía Bắc lô 09-1 và 09-2.

- Tổng trữ lượng tiềm năng cho các cấu tạo đã được phát hiện và các cấu
tạo đã được vẽ bản đồ, dự báo sẽ được phát hiện của tầng BI.1 là 1,4 tỉ
thùng, tầng BI.2 là 2,4 tỉ thùng và tổng cộng cho cả 2 tầng là 3,8 tỉ thùng.

Những điểm mới của luận án:

- Về mặt phương pháp: đây là công trình đầu tiên sử dụng các tổng hợp các
phương pháp thạch học trầm tích, địa chấn, địa vật lý giếng khoan, xây
dựng mô hình và tính toán trữ lượng nhằm nghiên cứu đặc điểm tầng chứa
theo quan điểm định lượng, làm cơ sở khoa học cho việc đánh giá tiềm

năng dầu khí và tính toán trữ lượng.



4
- Về mặt kết quả:

• Đã phân tích, tổng hợp và xác định được đặc điểm thạch học trầm
tích, đặc điểm chứa của cát kết tầng BI.1 và BI.2 trên toàn bộ bể
Cửu Long, tìm ra nguyên nhân dẫn đến sự thay đổi đặc điểm chứa
trong 2 tầng này.

• Đã xây dựng được mô hình 2D, tìm ra qui luật phân bố và đánh giá
khả năng tích tụ dầu khí của cát kết tầng BI.1 và BI.2 bể Cửu Long.

Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của luận án:

- Tổ hợp các phương pháp nghiên cứu của luận án tạo nên một hệ phương
pháp luận, phương pháp hệ nghiên cứu mới, giúp hệ thống hóa các
phương pháp nghiên cứu đặc trưng đá chứa cho một đối tượng trong điều
kiện địa chất phức tạp của bể Cửu Long, bổ sung vào kho tàng kiến thức
chung của các phương pháp nghiên cứu địa chất biển cũng như phương
pháp tìm kiếm dầu khí, đồng thời có thể đưa vào giảng dạy tại các trường
đại học.

- Luận án góp phần làm sáng tỏ đặc điểm, nguồn gốc, điều kiện thành tạo
của đá chứa cát kết tầng BI.1 và BI.2 thuộc Miocen hạ bể Cửu Long theo
quan điểm định lượng, làm cơ sở cho các nghiên cứu liên quan đến tìm
kiếm thăm dò và khai thác dầu khí từ đối tượng chứa cát kết Miocen hạ.

- Việc xây dựng các bản đồ giúp xác định qui luật phân bố, đặc biệt là bản
đồ tổng hợp đặc điểm tầng chứa cho phép tính toán nhanh trữ lượng dầu
khí tiềm năng đóng vai trò rất quan trọng trong định hướng thăm dò, trong
kế hoạch nâng cao hiệu quả thăm dò và khai thác không chỉ cho Tập Đoàn
Dầu Khí Việt Nam mà cả nhà đầu tư nước ngoài.

5


Kết cấu của luận án

Ngoài phần mở đầu, kết luận, danh mục tài liệu tham khảo và phụ lục, luận văn
gồm 5 chương, 199 trang với 100 hình và 17 bảng

Chương 1 : Lịch sử và các phương pháp nghiên cứu
Chương 2 : Cấu trúc, địa tầng và hệ thống dầu khí bể Cửu Long
Chương 3 : Đặc điểm tầng chứa cát kết Miocen hạ bể Cửu long
Chương 4 : Qui luật phân bố tầng chứa cát kết Miocen hạ bể Cửu long
Chương 5 : Khả năng tích tụ dầu khí tầng chứa cát kết Miocen hạ bể Cửu long


Lời cám ơn

Luận án được thực hiện tại khoa Địa Chất trường Đại Học Khoa Học Tự Nhiên,
dưới sự hướng dẫn khoa học của PGS. TS Nguyễn Thị Ngọc Lan thuộc trường
Đại Học Khoa Học Tự Nhiên và TS Nguyễn Quốc Quân thuộc liên doanh điều
hành chung Thăng Long. Tác giả xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc đối với sự
hướng dẫn, giúp đỡ của hai nhà khoa học trên cùng với sự giúp đỡ tận tình của
PGS.TSKH Vũ Quang Bính, PGS. TS Huỳnh Trung, TS Ngô Thường San và TS
Cù Minh Hoàng, nhận xét đóng góp ý kiến của GS. TSKH Trần Nghi, PGS. TS

Nguyễn Việt Kỳ và PGS.TS Vũ Đình Chỉnh. Trong quá trình nghiên cứu tác giả
cũng nhận được sự động viên, giúp đỡ quí giá của các đồng nghiệp trong Tập
đoàn dầu khí Việt Nam, Tổng công ty thăm dò và khai thác dầu khí, Viện dầu
khí, các nhà thầu dầu khí và gia đình, tác giả xin chân thành cám ơn.









CHƯƠNG 1:

LỊCH SỬ VÀ PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU

7
1.1 Lịch sử nghiên cứu tầng Miocen hạ bể Cửu Long: các nghiên cứu về trầm
tích Miocen hạ bể Cửu Long đã được thực hiện rải rác từ năm 1967 khi các công
ty Mỹ khảo sát địa vật lý khu vực. Đến năm 1974, những thông tin về địa tầng và
thạch học đầu tiên được thu thập sau khi Mobil khoan giếng đầu tiên ở cấu tạo
Bạch Hổ. Những tài liệu này sau đó được tổng kết trong báo cáo của Ngô
Thường San và Hồ Đắc Hoài khi họ tiến hành mô tả và xác định trầm tích
Oligocen, Miocen, Pliocen và Pleistocen. Sau đó tập thể các nhà địa chất dưới sự
lãnh đạo của Ngô Thường San đã đề xuất cột địa tầng chung cho bể Cửu Long
khi trầm tích Kainozoi được chia ra thành khối Trà Cú, Trà Tân, Bạch Hổ, Côn
Sơn và Đồng Na1. Đến năm 1985, Đỗ Bạt đã tổng kết địa tầng chung của các
trầm tích Kainozoi chứa dầu và chuyển thuật ngữ khối thành thành tạo. Trong
những năm 1990-1992, bể Cửu Long đã được nghiên cứu địa chấn 2D và 3D,

hơn 110 giếng khoan được thực hiện,các nghiên cứu về cổ sinh, bào tử phấn hoa
và thạch học đã được thực hiện tại Viện Dầu Khí và Vietsovpetro. Kể từ đó, các
nghiên cứu về các thành tạo chứa dầu ở bể Cữu Long nói chung và trầm tích
Miocen hạ nói riêng được thực hiện một cách đầy đủ và chi tiết hơn.

Trong hội nghị địa tầng thềm lục địa Nam Việt Nam vào năm 1993, Ngô Thường
San và đồng tác giả [86], trên cơ sở phân tích tài liệu địa chấn và mẫu lõi, đã
khẳng định trầm tích Miocen hạ phân bố rộng khắp bể và nằm bất chỉnh hợp lên
bề mặt mài mòn của trầm tích Oligocen. Thành phần bao gồm cát kết, bột kết xen
kẽ sét kết. Cát chủ yếu là loại Arkos, thành phần ximăng chủ yếu là kaolinit,
hydromica và canxit. Các đá này được thành tạo trong môi trường trầm tích gần
bờ và tướng đá thay đổi nhanh.

Cũng trong hội nghị trên, Đỗ Bạt và đồng tác giả [41] đã sử dụng tài liệu cổ sinh
ở các giếng khoan mỏ Bạch Hổ và ở lô 15, đã kết luận trầm tích Miocen hạ có bề
dày từ 400-800m, thành phần là cát kết xen kẽ với những tập sét mỏng, càng lên
trên thì có màu xám đến xám trắng. Tuổi của thành tạo được khẳng định qua sự

8
hiện diện của Magnastriatites, Florschuetzia Semilobata, Florschuetzia Levipoli,
Shorea và Pinuspollenites.

Trong hội thảo “Basment Reservoir and Hydrocarbon Potential of Cuu Long
Basin” (1995) tập thể tác giả Viện Dầu Khí [92] đã tổng hợp các tài liệu địa
chấn, cổ sinh, thạch học, địa hóa và các tài liệu tính chất vật lý vỉa để đi đến kết
luận là trầm tích Miocen hạ bể Cửu Long bao gồm cát kết xen kẽ với bột kết và
sét kết, được thành tạo trong môi trường ven biển và biển nông, độ rỗng biến đổi
từ 6-28%, độ thấm từ 0,25mD-6000mD, với tầng chắn khu vực là tầng sét Rotalia
và nguồn cung cấp là đá sét giàu vật chất hữu cơ tuổi Oligocen, với các dạng bẫy
là bẫy nếp lồi, bẫy địa tầng và bẫy thạch học.

Hoàng Văn Quí và Phùng Đắc Hải (1995) [31] nghiên cứu đặc điểm cấu trúc địa
chất và tích tụ dầu khí tại khu vực mỏ Rồng. Trên cơ sở sử dụng các tài liệu kiến
tạo, địa vật lý giếng khoan và thạch học, họ đã cho thấy rằng trầm tích Miocen hạ
khá ổn định trong khoảng 500m với đặc điểm nổi bật là sự xen kẽ cát sét với tỷ lệ
cát sét là 40-50%, thành phần bột và sét cao khiến độ rỗng và độ thấm biến đổi
phức tạp, tỷ số chiều dày hiệu dụng trên chiều dày tổng của các tập cát có khi
không vượt quá 0,6% thậm chí giảm tới 0 mặc dù chúng bở rời hoặc gắn kết yếu.

Nguyễn Ngọc Cư và đồng tác giả [7] trong báo cáo “Các Thành Tạo Đá Chứa
Dầu Khí ở Việt Nam” vào năm 1998 đã khẳng định cát kết Miocen là sự xen kẽ
của các chu kỳ biển tiến và biển lùi với các đặc trưng là kích thước hạt nhỏ dần
về phía đỉnh. Theo thống kê, độ rỗng vỉa chứa thay đổi từ 10-29%, độ thấm từ
15-5000mD và tỷ số bề dày hiệu dụng vỉa chứa thay đổi từ 0,2 đến 1.

Phạm Xuân Kim và đồng tác giả (1999) [22] đã sử dụng phương pháp thạch học
trầm tích để nghiên cứu tầng chứa Miocen hạ bể Cửu Long. Do tài liệu còn rất
hạn chế, các tác giả chỉ nghiên cứu đặc điểm tầng chứa ngay bên dưới tầng

9
Rotalia. Họ đi đến kết luận là trầm tích Miocen hạ bể Cửu Long thuộc tướng đá
ven biển và biển nông và một số ít trong đồng bằng châu thổ, có độ hạt từ mịn
đến trung bình, độ chọn lọc tốt, mài tròn tốt và thành phần chủ yếu là Arkos và
Arkos mảnh đá với độ rỗng trung bình 19-21%, độ bão hòa nước 20-70%, khả
năng chứa tốt nhất ở khu vực mỏ Ruby và kém dần về phía Nam xuống Bạch Hổ
và Rồng.

Nguyễn Văn Quế và Phạm Xuân Tuyền (2000) [30] đã sử dụng phần mềm RMS
và STORM của ROXAR để xây dựng mô hình địa chất vỉa theo phương pháp
ngẫu nhiên 3 chiều cho vỉa Miocen hạ mỏ Rạng Đông. Quá trình mô hình hóa

được chia thành 4 bước: xây dựng bản đồ cấu trúc vỉa, mô hình hóa kiến trúc
tướng, mô tả đặc điểm tính chất vật lý vỉa và sau cùng là đồng nhất hóa các loại
sai số ngẫu nhiên có thể có của các loại thông số khác nhau. Phương pháp này có
thể tạo lập được mô hình phát triển mỏ cụ thể hơn, linh động hơn và cho phép
chúng ta thiết lập được vị trí giếng khoan một cách tối ưu để khai thác dầu.

Phạm Tuấn Dũng và Phạm Văn Hùng (2001) [12] đã nghiên cứu cấu trúc tầng
sản phẩm 23 Miocen hạ mỏ Bạch Hổ. Việc chi tiết hóa cấu trúc của tầng sản
phẩm 23 được thực hiện trên cơ sở các tài liệu của 220 giếng khoan và kết quả
minh giải tài liệu địa chấn. Kết quả nghiên cứu cho thấy tầng này gồm 1 đến 5
thân cát có bề dày khoảng 47m, và được phủ bởi tập sét dày 90-110m, thành phần
là cát kết Arkos hạt nhỏ đến trung bình. Đặc biệt mỗi thân cát chứa nhiều thân
dầu khác nhau, có chế độ vỉa khác nhau thay đổi từ chế độ suy giảm tự nhiên tới
chế độ thủy áp. Kết quả này giúp cho việc điều chỉnh mạng lưới giếng khoan vào
đối tượng này cũng như các thông số công nghệ khai thác nhằm đạt hiệu quả kinh
tế hơn.

Trần Văn Hồi, Phùng Đắc Hải, Trần Xuân Nhuận, Phạm Tuấn Dũng, Bùi Nữ
Diễm Loan (2003) [52] nghiên cứu đặc điểm địa chất, kiến tạo và địa vật lý giếng

10
khoan của đá chứa trầm tích trong mỏ Bạch Hổ và Rồng. Họ cho rằng trầm tích
Miocen hạ có bề dày khoảng 1000m, lắng đọng trong môi trường biển nông:

- Ở mỏ Bạch Hổ, tầng này gồm 5 tập cát có bề dày từ 5-23m, phân bố rộng
khắp trong mỏ, cát kết từ mịn đến trung bình, có khoáng vật sét là
montmorillonit và kaolinit, độ rỗng 14-20%, độ thấm 2,5-200mD.

- Ở mỏ Rồng, đá chứa Miocen hạ chỉ phát triển ở trung tâm và Đông Bắc
Rồng, bao gồm các tập sét cát xen kẹp, điện trở thấp (3-7Ohm), độ rỗng

trung bình 10-20%, độ thấm10-10mD.

Trần Xuân Nhuận, Nguyễn Quốc Thập, Tăng Văn Bình, Nguyễn Long (2003)
[59] nghiên cứu ảnh hưởng của độ hạt, cấu trúc lỗ rỗng, thành phần sét và các
yếu tố kỹ thuật khác ảnh hưởng đến điện trở suất của tập cát sét xen kẹp trong
Miocen hạ. Phần lớn đá chứa cát kết trong Miocen hạ có độ hạt từ mịn đến trung
bình, độ chọn lọc trung bình, chứa nhiều khoáng vật sét làm tăng khả năng trao
đổi ion dẫn đến làm giảm điện trở suất của đá chứa, họ đi đến kết luận là cần sử
dụng mô hình độ rỗng kép khi minh giải tài liệu địa vật lý giếng khoan nhằm giải
quyết vấn đề trên.

Nguyễn Tiến Long (2004) [23] sử dụng phương pháp địa tầng phân tập để phân
chia địa tầng trầm tích Kainozoi phía Bắc bể Cửu Long. Theo đó Ông xếp trầm
tích Miocen hạ vào tập T40 với 2 kiểu nhóm phân tập khác nhau: kiểu phủ chồng
bên dưới và phủ chồng lùi. Tập T40 cũng được chia thành 2 tầng: tầng sét kết
Rotalia và tầng bên dưới sét kết Rotalia.

- Tầng sét kết Rotalia gồm chủ yếu là sét kết với một ít bột kết và cát kết
có chứa hóa đá thuộc nhóm trùng lỗ bám đáy nước nông thuộc nhóm

11
Rotalia (dày 50-100m), tầng này được thành tạo trong môi trường biển
nông, vũng nước lợ.

- Phần dưới gồm cát kết xen với bột kết và cát kết. Cát kết thuộc lọai
Arkos, ít mảnh đá và fenspat mảnh đá, hạt rất mịn-trung bình, sắc
cạnh-tròn cạnh, chọn lọc trung bình - tốt, độ rỗng tốt thành tạo trong
môi trường đồng bằng châu thổ ven bờ.

Nguyễn Văn Dũng (2004) [13] sử dụng phương pháp thạch học trầm tích, cơ lý

và địa vật lý để nghiên cứu đặc điểm thạch học và biến đổi sau trầm tích của đá
chứa Miocen hạ mỏ Sư Tử Đen lô 15.1. Tác giả chứng minh rằng đá chứa cát kết
chủ yếu là Arkos, Arkos mảnh đá, hiếm Á Arkos, có thành phần khoáng vật vụn
giàu fenspat và mảnh đá, độ hạt mịn-trung, chọn lọc trung bình-tốt, ximăng và
khoáng vật thứ sinh chủ yếu là sét và cacbonat. Các đá này bị biến đổi ở giai
đoạn sớm, đặc trung bởi quá trình ximăng và nén ép yếu, phổ biến là sự kết tủa
của khoáng vật thứ sinh nhiệt độ thấp như smectit, clorit và kaolinit và có sự
chuyển hóa yếu của smectit thành illit-smectit. Độ rỗng trung bình của cát kết
sạch hơn 25%.

Chu Đức Quang (2004) [29] sử dụng phương pháp phân tích bào tử phấn hoa và
thành phần vật chất hữu cơ để xác định môi trường trầm tích và tướng hữu cơ của
trầm tích vụn Oligocen-Miocen hạ lô 15-1 phía Bắc bể Cửu Long. Ông cho rằng
các thành tạo trầm tích thuộc hệ tầng Bạch Hổ dưới chủ yếu được thành tạo trong
môi trường đồng bằng sông, giàu vật chất hữu cơ và vật chất hữu cơ đã trưởng
thành (chỉ số màu sắc bào tử từ 5-6), đây chính là tầng sinh địa phương và di
chuyển vào thân cát tướng lòng sông. Các thành tạo trầm tích thuộc hệ tầng Bạch
Hổ trên chủ yếu được thành tạo trong môi trường đồng bằng châu thổ và chuyển
tiếp sang biển nông, các thành tạo trầm tích đầm hồ chứa nhiều vật chất hữu cơ
gồm hữu cơ không cấu trúc Sapropel và Humic đóng vai trò là tầng sinh (chỉ số

12
màu sắc bào tử từ 5-6), chuyển hóa hydrocarbon vào tầng chứa thành tạo trong
môi trường nước lợ xa bờ.

Nguyễn Huy Ngọc (2005) [60] qua phân tích tài liệu địa chấn và địa chất giếng
khoan, đã chứng minh tầng chứa Miocen hạ lô 01-02 gồm các tập cát từ MI08-
MI60, bề dày từ 0-8m, nằm trong nhịp biển tiến từ mặt biển tiến ở dưới đáy đến
tầng Rotalia ở bên trên. Cát kết thuộc môi trường thay đổi từ biển nông, ven biển
đến bồi tích sông dẫn đến bề dày và chất lượng đá chứa cũng thay đổi, trong khu

vực Ruby đá chứa dày và tốt nhưng ở khu vực phía Đông và Đông Nam (Topaz,
Thăng Long) đá chứa kém hơn nhiều.

Phạm Tuấn Dũng, Phùng Đắc Hải, Trần Xuân Nhuận (2006) [42] tổng kết tài liệu
địa chấn, địa vật lý giếng khoan và địa chất, cho rằng trầm tích Miocen hạ phân
bố rộng khắp mỏ Bạch Hổ và Rồng, có nguồn gốc khác nhau: biển mở, biển
nông, ven biển, châu thổ đến sông. Trong mỏ Bạch Hổ và Đông Bắc Rồng, tầng
chứa chỉ nằm ở phần dưới. Trong khi đó ở trung tâm Rồng, tầng chứa nằm ở cả
phần dưới và trên. Đá chứa cát kết có độ hạt, độ bão hòa nước cũng như độ muối
tăng dần từ Bạch Hổ qua Rồng, độ rỗng thay đổi từ 5-27%, độ thấm từ 0-
3000mD.

Trong hội thảo về đá chứa trầm tích của tập đoàn dầu khí Việt Nam, Supakorn
Krisadasima, Nguyễn Tiến Long, Hoàng Thanh Bảng, Ngô Quang Hiền,
Chanwichai Suksawat và Nguyễn Thành Long (2006) [90] trình bày tiềm năng
tầng chứa trầm tích vụn ở lô 09-2 trên cơ sở tài liệu địa chấn, địa vật lý giếng
khoan và mô tả mẫu thạch học. Họ chia tầng Miocen hạ thành hai tập Bạch Hổ
trên và Bạch Hổ dưới:


13
- Tầng Bạch Hổ trên dày 470-600m, bao gồm chủ yếu là sét Bạch Hổ
với bề dày 170-190m và giảm dần về phía Nam và Đông Nam của lô
(100m), bên đưới là xen kẹp của sét, cát và bột.

- Tầng Bạch Hổ dưới dày 300-400m gồm xen kẹp của cát, sét, bột và đá
vô1. Cát kết thuộc lọai Arkos, lắng đọng trong môi trường sông đến
châu thổ, ven biển, độ rỗng từ 12-20%.

Nguyễn Phương Thủy (2006) [32] sử dụng phương pháp địa vật lý giếng khoan

để nghiên cứu hiện tượng điện trở thấp trong đá chứa cát kết Miocen hạ lô 01 và
cho rằng điện trở thấp trong tầng này là do nhiều nguyên nhân: phương pháp đo,
điều kiện thành giếng khoan, độ bão hòa nước dư, khoáng vật quặng và khoáng
vật sét ngậm nước. Trong đó đáng chú ý nhất là độ bão hòa nước dư, cấu trúc
phân lớp mỏng của cát sét (đặc biệt là sét trương nở). Ngoài ra các khoáng vật
quặng cũng ảnh hưởng mạnh đến giá trị điện trở. Tác giả cũng đề nghị sử dụng tổ
hợp các phương pháp đo ghi điện trở suất với các phương pháp độ rỗng để tính
độ bão hòa nước nhằm khắc phục nhược điểm của phương trình Archie khi sét và
pha cứng của đá cũng tham gia quá trình dẫn điện.

Nguyễn Hiệp và đồng tác giả (2007) [19] tổng hợp toàn bộ tài liệu trong khu vực
và cho rằng hệ tầng Bạch Hổ phủ bất chỉnh hợp lên hệ tầng Trà Tân, có bề dày
100 đến 1500m, trung bình 400-1000m và được phân chia làm 2 phần rõ rệt:

- Phần dưới gồm cát kết có kích thước hạt khác nhau nằm xen kẽ với bột
kết và sét kết, đôi nơi có chứa vụn than hình thành trong đồng bằng
ven bờ, đồng bằng châu thổ đến biển nông.

- Phần trên gồm tập đá sét kết tương đối sạch, chứa nhiều hoá đá biển
nông Rotalia xen kẽ các lớp bột kết ít lớp cát kết hạt nhỏ, màu xám lục

14
chứa nhiều glauconit. Hoá đá cổ sinh tương đối phong phú bao gồm
bào tử phấn hoa, tảo và vi cổ sinh thuộc các phức hệ Magnastriatites
howardi/ Pediastrum/ Botryococcus chia làm 2 đới:

+ Đới Florschuetzia levipoli
+ Đới Rotalia

Tóm lại, qua tổng quan tài liệu nghiên cứu đã được thực hiện đến nay, tác giả

thấy rằng:

- Về mặt phương pháp: các báo cáo phần lớn sử dụng từng phương pháp
riêng lẽ, một số báo cáo chỉ dừng lại ở mức độ tổng hợp kết quả, chưa
đi sâu vào phân tích, đánh giá

- Về mặt đối tượng: các báo cáo chủ yếu tập trung ở phần trung tâm của
bể (lô 09-1 và 15-2) và phía Bắc (lô 01, 15-1), số liệu tổng hợp ở phía
Nam (16-1 và 16-2) và rìa bể (01-02/97, 09-3, 17) hầu như chưa có.
Phần lớn các báo cáo tập trung cho một khu vực riêng biệt, một đối
tượng riêng biệt, một số báo cáo tổng hợp chỉ nêu ra được là có sự thay
đổi về đặc điểm tầng chứa ở mỗi khu vực khác nhau. Tuy nhiên họ
chưa chỉ ra được nguồn gốc, bản chất cũng như ranh giới của sự khác
biệt đó.

Vì vậy việc cập nhật thông tin, sử dụng phương pháp thạch học trầm tích kết hợp
với địa chấn và địa vật lý giếng khoan để phân tích đặc điểm, nguồn gốc tầng
chứa cho cả bể, xây dựng mô hình để xác định qui luật phân bố và đánh giá khả
năng tích tụ dầu khí của chúng là một việc hết sức cần thiết và kết quả của nó sẽ
hỗ trợ đắc lực cho định hướng, chương trình thăm dò, đánh giá trữ lượng và cả
mô hình mỏ, phục vụ khai thác.

15
1.2 Cơ sở tài liệu: tài liệu sử dụng trong luận văn bao gồm các tài liệu địa chấn
và tài liệu giếng khoan như là tài liệu địa vật lý giếng khoan, tài liệu phân tích
mẫu và tài liệu thử vỉa…

- Các tài liệu địa chấn bao gồm hơn 17000km tài liệu địa chấn 2D và hơn
8000km
2

tài liệu địa chấn 3D, kết quả minh giải cho các tầng phản xạ
chính BI.1, BI.2, C, D, E/F và móng, và các bản đồ cấu trúc của tầng BI.1
và BI.2 của nhà thầu dầu khí và tổng công ty thăm dò khai thác dầu khí.

- Tài liệu địa vật lý giếng khoan bao gồm các đường cong và kết quả minh
giải địa vật lý giếng khoan cũng như các thông số vỉa của 52 giếng khoan
của nhà thầu dầu khí và Tổng công ty thăm dò khai thác dầu khí.

- Tài liệu phân tích mẫu bao gồm tài liệu mô tả mẫu vụn khoan, phân tích
mẫu lát mỏng (349 mẫu), phân tích Rơnghen (XRD) và kính hiển vi điện
tử quét (SEM) (140 mẫu) và mô tả mẫu lõi (11 đoạn mẫu) của Viện Dầu
Khí.

- Tài liệu phân tích thử vỉa nhằm xác định hệ số thành hệ cho tính toán trữ
lượng (9 giếng) của nhà thầu dầu khí.

Để xác định đặc điểm tầng chứa, xây dựng mô hình 2D và tính toán khả năng tích
tụ dầu khí tác giả đã phân tích 169 lát mỏng, 84 mẫu XRD và SEM và 4 đoạn
mẫu lõi; tham gia đề án minh giải cho các lô 15-1/05, 16-2, Tê Giác Trắng,
Azurit, Đông Bắc Sư Tử Trắng; tổng hợp số liệu phân tích nhằm xây dựng 6
tuyến liên kết qua bể cùng 16 bản đồ phân bố; thu thập toàn bộ bản đồ cấu trúc,
kết hợp với thông số tầng chứa sau đó chạy phần mềm phân bố và mô phỏng
Montercarlo để tính trữ lượng cho tầng BI.1 và BI.2 toàn bộ bể Cửu Long.