Giải đoán tài liệu địa vật lý giếng khoan xác định các thông số vỉa tập chứa miocene hạ giếng khoan a 5x bồn trũng malay – thổ chu

CHƯƠNG I
CÁC ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ – ĐỊA CHẤT CHUNG
BỒN MALAY-THỔ CHU

I. VỊ TRÍ ĐIẠ LƯ
Bể Malay-Thổ Chu nằm ở vịnh Thái Lan, phía Đông là vùng biển Tây Nam Việt Nam,
phía Đông Bắc là vùng biển Campuchia, phía Tây Bắc và Tây là vùng biển Thái Lan và
phía Tây Nam là vùng biển Malayxia.
Về cấu trúc, bể có dạng kéo dài phương TB-ĐN, tiếp giáp với bể Pattani phía Tây
Bắc, bể Penyu phía Nam và bể Tây Natuna phía Đông Nam, còn phía Đông là đới nâng
Khorat- Natuna. Chiều dày trầm tích của bể có thể đạt tới 14 km. Thềm lục địa Tây Nam
Việt Nam( TLĐTN) là vùng rìa Đông Bắc của bể Malay Thổ Chu, kéo dài phương TB-ĐN
với diện tích khoảng 100.000 km2, chiếm xấp xỉ 31% tổng diện tích vùng biển chung, bao
gồm các lô 37, 38, 39, 40, 41, 42, 43, 44, 46, 48/95, 50, 51, B, 52/97.
Trong đó, giếng khoan A – 5X nằm ở lot 52/97, phía bắc bồn trũng Malay – Thổ Chu.

1

1
SVTH: CAO THÀNH PHƯƠNG


Thềm lục địa Tây Nam Việt Nam trong khung cảnh vịnh Thái Lan

2

2
SVTH: CAO THÀNH PHƯƠNG


II. LỊCH SỬ NGHIÊN CỨU ĐỊA CHẤT

-1973 Mandrel khảo sát 1790km tuyến địa vật lư với mạng 50x50km.
-1980 tàu địa vật lư Liên Xô khảo sát 1780km tuyến địa chấn với mạng 65x65km.
-1980 tàu địa vật lư “viện sỹ Gubkin” khảo sát 4000km tuyến địa chấn, từ và trọng lực
thành tàu với mạng 20x30km và 30x40km.
-1990 FINA khảo sát 11076km tuyến địa chấn.
-1991 PETROFINA tiếp tục khảo sát 4000km tuyến địa chấn 2D và 466 km 2 tuyến địa
chấn 3D.
-1996-1998 Unocal khảo sát 4663 km tuyến địa chấn 2D với mạng 0.5x0.5km và
1264km2 tuyến địa chấn 3D.
-1997 Unocal phát hiện khí ở giếng B-KL-1X.
-1999 Unocal khảo sát 1813km2 tuyến địa chấn 3D.
-2000 phát hiện khí ỏ cấu tạo Ác Quỷ,Cá Voi.
-2004 phát hiện khí ở cấu tạo Vàng Đen.
III. ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT
III.1.Đặc điểm địa tầng khu vực nghiên cứu
Trong phạm vi bồn trũng nói chung và khu vực nghiên cứu nói riêng, địa tầng được
chia thành hai phần cơ bản:
- Thành tạo móng trước đệ tam.
- Thành tạo trầm tích đệ tam.
III.1.1. Thành tạo móng trước đệ tam
Đá móng trước đệ tam là phần nằm sâu của bồn trũng nên có rất ít thông tin được biết.
Theo tài liệu khoan của công ty Fina và Unocal thực hiện ở các đới nâng thuộc rìa Bắc
Đông Bắc, đá móng của bồn trũng chủ yếu là đá trầm tích biến chất tuổi Jura-Crêta với
một vài thể đá magma xâm nhập và trầm tích biến chất tuổi Paleozoic; ngoài ra, một ít đá
carbonate cũng được bắt gặp. Theo nghiên cứu ở giếng khoan Kim Quy – 1X, đá móng
trước đệ tam bao gồm sét, bột và một ít cát kết đã bị biến chất có tuổi Creta. Sự hiện diện
của mặt bất chỉnh hợp góc trên bề mặt móng cho thấy một thời gian dài đá móng đã bị
nâng lên và xói mòn mạnh mẽ. Thông tin về bề dày của móng không được biết đến nhiều
nhưng theo tài liệu địa chấn có thể bề dày của móng tăng dần về phía Tây Bắc của khu vực
nghiên cứu.

3

3
SVTH: CAO THÀNH PHƯƠNG


III.1.2. Thành tạo trầm tích đệ tam
Các đơn vị địa tầng trầm tích của khu vực nghiên cứu được sử dụng theo thang phân
chia của Esso( EPMI) dựa trên các thông tin địa chấn - địa tầng ở phần phía Bắc và phía
Nam của bồn trũng Ma lay Thổ Chu, được đánh dấu theo mẫu tự từ A tới M tương ứng các
nhóm địa tầng từ trẻ tới cổ, và mỗi tập nhỏ bên trong được đánh số theo thứ tự lớn dần.
Hầu hết những ranh giới địa tầng đều trùng hợp với các mặt bất chỉnh hợp xói mòn xác
định tại rìa của bồn trũng, ngoại trừ nóc của tập I là trùng vói mặt tràn lũ cực đại
(maximum flooding surface).
Các đơn vị cổ nhất của bồn- Tập M đến tập J có tuổi Oligicene sớm đến đầu Miocene
sớm chủ yếu thành tạo trong môi trường lục nguyên- đầm hồ. Trẻ hơn là các trầm tích I, H
tuổi cuối Miocene sớm – đầu Miocene giữa tích tụ trong môi trường địa chất tương đối ổn
định. Biển thoái xảy ra trong một vài giai đoạn tương ứng thời điểm giữa tập H nhưng sau
đó được liên tục bởi giai đoạn biển tiến mạnh mẽ được đánh dấu ở phần trên tập H và tập
F tuổi Miocene giữa. Đến tập E tuổi gần cuối Miocene giữa lại chiếm ưu thế bởi các giai
đoạn biển thoái. Sau đó là các chu kì biển tiến suốt trong giai đoạn của Miocene giữa
thành tạo tập D. Cuối tập D được đánh dấu bởi một bất chỉnh hợp cực đại MMU. Bước
sang thời kỳ Miocene muộn- Pleistocene trầm tích tập B và tập A đánh dấu thời kỳ biển
tràn trên toàn bồn trũng.
Hệ Paleogene
Thống Oligocene
Phụ thống Oligocene hạ
Đây là các tập trầm tích cổ nhất trong bồn trũng, chúng lấp đầy các địa hào trong suốt
giai đoạn khởi thủy của tách giãn và tạo rift cho đến giai đoạn đầu của pha lún võng, tuổi
của chúng có thể cổ hơn tuổi Eocene muộn. Bề dày của trầm tích này thay đổi từ 0 mét

trên mặt móng cho đến hơn 5000 mét ở trung tâm bồn trũng. Trầm tích tập O tới L chủ yếu
là trầm tích hạt vụn tướng bồi tích aluvi lấp ở các địa hào và phủ trên địa hình, trầm tích
đầm hồ là các tập sét dày có khả năng sinh dầu ở đáy hồ và các tướng trầm tích hồ đi kèm
như turbidite hồ, tam giác châu đầm hồ và tướng ven hồ.
Tập K
Trầm tích tập K đại diện cho đới chuyển tiếp từ đồng hồ tạo rift sang giai đoạn đầu
của pha lún võng, chủ yếu tích tụ trong môi trường sông hồ đến đầm hồ. Phủ trên trầm tích
tập K là tập sét hồ “K shale” phân bố rộng trong toàn bồn trũng.
Hệ Neogene
4

4
SVTH: CAO THÀNH PHƯƠNG


Thống Miocene
Phụ thống Miocene hạ
Tập J
Trầm tích tập J phủ bất chỉnh hợp trên trầm tích tập K, tại một số giếng khoan thuộc
khối nâng Kim Long trầm tích tập J phủ bất chỉnh hợp trên mặt móng. Tập J đại diện bởi
các tướng trầm tích sông- đầm hồ lắng đọng trong suốt giai đoạn cuối của pha lún võng
cho đến giai đoạn đầu của pha sụt lún nhiệt. Phần dưới tập J bao gồm các tập sét đầm hồ
có bề dày lớn đại diện cho giai đoạn cuối của pha lún võng. Phần trên là phần chủ yếu của
tập J bao gồm các trầm tích thô tướng sông chủ yếu lắng đọng trong giai đoạn đẩu của pha
lún võng nhiệt.
Bề dày trầm tích của tập thay đổi từ 680 đến 1160 mét với thành phần chủ yếu là sét
kết màu đỏ xen kẹp với các lớp cát, bột kết, đôi chỗ hiện diện một ít lớp than và sét giàu
vật chất hữu cơ có thể được tích tụ ở phía trên khu vực đồng bằng ven biển ( Upper
Coastal Plain). Càng vể phía Đông, trầm tích tập J càng chịu ảnh hưởng bởi yếu tố sông.
Tập I

Trầm tích tập I phủ trực tiếp trên trầm tích tập J, tại một số giếng khoan thuộc khối
nâng Kim Long trầm tích tập I phủ bất chỉnh hợp trên bề mặt móng. Các tập trầm tích này
được lắng đọng trong môi trường sông hồ cho đến tam giác châu (?) thành tạo trong quá
trình sụt lún nhiệt. Trầm tích tập I được đặc trưng bởi các lớp cát hạt mịn và các lớp than,
sét giàu vật chất hữu cơ là một trong những tầng sinh của khu vực. Đánh dấu trong giai
đoạn tầng I là sự kiện mực nước biển xuống thấp ( lowstand) sau đó là các giai đoạn biển
tiến cho các tập trầm tích Miocene trung.
Phụ thống Miocene trung
Các tập trầm tích được đặc trưng bởi tướng sông- tam giác châu thành tạo trong suốt
quá trình sụt lún nhiệt. Giai đoạn này thành tạo các tập trầm tích từ H đến D với sự hiện
diện của một chuỗi các giai đoạn mực biển cao (highstand) và mực biển thấp (low stand)
chi phối sự có mặt rộng rãi theo chiều đứng và chiều ngang của các lớp than và sét than đá mẹ quan trọng của bồn trũng Malay Thổ Chu. Theo từng giai đoạn highstand and
lowstand, các tập cát chứa cũng thay đổi hướng phân bố và dạng hình học trong không
gian ba chiều. Trong giai đoạn thành tạo tập H, hiện diện một đợt biển tiến bao phủ đột
ngột lên các trầm tích mực biển thấp của của tập I. Cuối Miocene giữa thành tạo tập D
cũng được đánh dấu bằng giai đoạn biển tiến.

5

5
SVTH: CAO THÀNH PHƯƠNG


Nhìn chung, sự gia tăng ảnh hưởng của biển ở những lớp cát trán tam giác châu
(delta front) thì liên quan đến giai đoạn mực biển cao; trong khi đó, liên quan đến ảnh
hưởng của sông là giai đoạn mực biển thấp.
Phụ thống Miocene thượng – Thống Pliocene
Trầm tích tập B và A phủ trực tiếp trên bất chỉnh hợp MMU – pha nghịch đảo ở cuối
thời kỳ hình thành tập D. Các tập trầm tích này chủ yếu lắng đọng trong chu kỳ biển tiến
mạnh tạo nên những lớp phủ trầm tích tưong đối lớn trên khắp bồn trũng với bề dày thay

đổi từ 900 đến 1400 mét. Sự hiên diện của những lớp sét dày là đặc điểm thuận lơi tạo nên
khả năng chắn giữ hydrocacbon sinh ra từ các trầm tích bên dưới.

6

6
SVTH: CAO THÀNH PHƯƠNG


Cột địa tầng tổng hợp bồn Malay Thổ Chu

III.2. Đặc điểm cấu kiến tạo
7

7
SVTH: CAO THÀNH PHƯƠNG


III.2.1. Phân tầng cấu trúc
Cấu trúc địa chất bể Malay- Thổ Chu có hai tầng chính: trước Đệ Tam và Đệ Tam.
Tầng cấu trúc trước Đệ Tam được thành tạo bởi nhiều pha khác nhau trong thời kỳ
trước Rift bị uốn nếp và phân dị mạnh bởi các hệ thống đứt gãy với các hướng khác nhau,
có thành phần thạch học không đồng nhất và có tuổi khác nhau ở bể trầm tích. Tầng này
bao gồm toàn bộ phức hệ móng cố kết, biến tính carbonate, đá phun trào, xâm nhập có tuổi
Paleozoic, Mezozoic. Phức hệ này lộ ra và quan sát thấy ở các đảo và vùng ven rìa Tây
Nam Bộ.
Ở bể Malay – Thổ Chu đá móng chủ yếu là các đá lục nguyên biến chất ở mức độ
thấp. Đá vôi tuổi từ Carbon muộn đến Jura. Tầng móng trưóc Đệ Tam được đánh dấu bằng
tập địa chấn SHB và nhận biết bởi các đặc trưng trường sóng địa chấn yếu hoặc không có
phản xạ, hỗn độn không phân dị hoặc phân dị kém.

Lược đồ mặt cắt ngang qua thềm lục địa Tây Nam Việt Nam
Tầng cấu trúc Đệ Tam là tầng trầm tích Paleogene – Neogene – Q, phủ trực tiếp lên
tầng móng tuổi trước Đệ Tam, hình thành và phát triển cùng quá trình thành tạo bể Đệ Tam
từ Oligocene đến hiện đại. Trầm tích Đệ Tam trong bể Malay Thổ Chu chủ yếu là lục
nguyên, có nơi dày 9 – 14km. Trong đó phần thềm lục địa Tây Nam có chiều dày trầm tích
Đệ Tam lớn nhất khoảng 4.000m.
III.2.2. Các yếu tố cấu trúc và kiến tạo
8

8
SVTH: CAO THÀNH PHƯƠNG


Các đơn vị cấu trúc
Bể Malay Thổ Chu hình thành do quá trình tách giãn kéo toạc dưới ảnh hưởng của đứt
gãy Three Pagodas. Hệ thống đứt gãy của bể ở phía Bắc chủ yếu có hướng kinh tuyến, còn
phía Nam chủ yếu có hướng TB-ĐN với các cấu trúc chính: Đơn nghiêng Đông Bắc, Đơn
nghiêng Tây Nam, Địa hào Đông Bắc, Địa lũy trung tâm và Địa hào trung tâm.
Thềm lục địa Tây Nam là nơi gặp nhau của trũng Pattani có hướng cấu trúc bắc – nam
và bể Malay Thổ Chu có hướng TB-ĐN. Vì thế , đặc điểm cấu trúc địa chất và tiềm năng
dầu khí ở đây bị chi phối và khống chế bởi sự hình thành và phát triển của các bể trên.
Đặc điểm đứt gãy
Hệ thống đứt gãy của bể Malay Thổ Chu hình thành và chịu sự chi phối của các hệ
thống đứt gãy trượt bằng khu vực chính có hướng TB-ĐN là:
-Hệ thống đứt gãy Hinge
-Hệ thống đứt gãy Three Pagodas
-Các đới phá hủy chính hướng B-N được xác định bởi các hệ đứt gãy:
-Hệ thống đứt gãy Bergading- Kapal
-Hệ thống đứt gãy Dulang

-Hệ thống đứt gãy Laba- Mesah
Về phía rìa Bắc của bể, hệ thống đứt gãy Dulang và Laba-Mesah chuyển sang hướng
TB- ĐN và tạo nên một loạt các trũng hẹp kiểu kéo toạc.
Ở khu vực thềm lục địa Tây Nam hệ thống đứt gãy chủ yếu là đứt gãy thuận có
phương B-N, TB-ĐN. Ngoài ra còn có một số đứt gãy theo phương á vĩ tuyến. Chính các
hệ thống đứt gãy này tạo nên kiểu cấu trúc sụt bậcnghiêng về phía trung tâm bể và hình
thành các địa hào và bán địa hào xen kẽ nhau.
Các đứt gãy phương B-N là đứt gãy thuận, xuyên cắt từ móng với biên độ dịch chuyển
từ vài chục mét đến hành nghìn mét. Chúng hoạt động và phát triển đến cuối thời kỳ
Miocene, thậm chí có đứt gãy hoạt động đến tận Pliocene. Hoạt động của hệ thống đứt gãy
B-N làm cho đơn nghiêng có sự sụt bậc về phía Tây và hình thành một loạt nếp lồi, lõm
xen kẽ nhau theo phương đứt gãy.
Các đứt gãy có phương á vĩ tuyến và á kinh tuyến được phát hiện chủ yếu ở các lô 45,
46, 51. Các đứt gãy trên diện tích các lô 45- 51 hoạt động mạnh mẽ từ móng cho đến hết
thời kỳ Miocene, một số thậm chí phát triển đến tận Pliocene.

9

9
SVTH: CAO THÀNH PHƯƠNG


Các hệ thống đứt gãy chính của bể MaLay- Thổ Chu
III.3. Lịch sử phát triển địa chất
Lịch sử địa chất Đệ Tam bể Ma Lay- Thổ Chu nằm trong tiến trình phát triển địa chất
chung của các bể trầm tích khu vực Đông Nam Á và Việt Nam, có thể được chia thành các
giai đoạn chính:
Giai đoạn tạo rift Eocene(?)- Oligocene:
Hoạt động kiến tạo chủ yếu tác động mạnh mẽ đến khu vực nghiên cứu là quá trình
tách giãn nội lục (Intra- Cratonic rifting) hay còn gọi là giai đoạn đồng tạo rift tạo nên các

bồn trầm tích Đệ Tam chủ yếu ở bể Malay- Thổ Chu và trũng Pattani. Quá trình tách giãn
Eocene(?) – Oligocene xảy ra dọc theo đới cấu trúc Trias cổ, dẫn tới việc hình thành hành
loạt các đứt gãy thuận có hướng B-N ở phấn Bắc vịnh Thái lan và đứt gãy có hướngTBĐN ở bể Malay- Thổ Chu. Ban đầu quá trình trầm tích bị ngăn cách bởi các bán graben
( haft graben), sau đó là các thành tạo trầm tích lục nguyên có tướng lục địa- đầm hồ, tam
giác châu và ven bờ lấp đầy các bể phụ mở rộng, bao gồm chủ yếu là cát sét, các tập bồi
tích( fluviolacustrine), trầm tích dòng xoáy( braided streams); trầm tích cổ nhất là
10

10
SVTH: CAO THÀNH PHƯƠNG


Oligocene. Do các đứt gãy phát triển từ móng trước Kainozoic, nên các thành tạo
Oligocene thương bị phân dị, chia cắt mặt địa hình cổ thành các đới nâng hạ không đều
của móng trước Kainozoic tạo ra một hình thái kiến trúc hết sức phức tạp. Vào cuối
Oligocene do chuyển động nâng lên, quá trình trầm tích bị gián đoạn và bóc mòn. Sự kiện
này được đánh dấu bằng bất chỉnh hợp cuối Oligocene, đầu Miocene sớm.
Giai đoạn sau tạo rift Miocene- Đệ Tứ:
Miocene sớm bắt đầu băng pha lún chìm, oằn võng- biển tiến, đây chính là giai đoạn
đặc trưng cho pha chuyển tiếp từ đồng tạo rift đến sau tạo rift.
Vào Miocene giữa tiếp tục thời kỳ lún chìm của bể mà nguyên nhân chủ yếu là do
giảm nhiệt của thạch quyển. Hoạt động giao thoa kiến tạo do sự thay đổi hướng hút chìm
của mảng Ấn Độ theo hướng Đông Bắc vả chuyển động của mảng Úc lên phía Bắc vào
cuối Miocene giữa- đầu Miocene muộn có thể là nguyên nhân của chuyển động nâng
lênvà dẫn tới việc hình thành bất chỉnh hợp Miocene giữa. Trên cơ sở kết quả định tuổi tập
basalt liên quan tới bất chỉnh hợp chính ỏ bể Phisanulok, tuổi của bất chỉnh hợp trên là
10,4 triệu năm ( Legendre và nnk, 1988).
Thời kỳ cuối Miocene muộn đến hiện tại là pha cuối cùng củat tiến trình phát triển bể,
đó là sự tiếp tục của giai đoạn sau tạo rift.
Vào Pliocene – Đệ Tứ, quá trình sụt lún chậm dần và ổn định, biển tiến rộng khắp,

mạnh mẽ, các bể và các phụ bể lân cận trong cùng vịnh Thái Lan được liên thông với
nhau. Lớp phủ trầm tích hầu như nằm ngang, không bị tác động bởi các hoạt động đứt gãy
hay

uốn

nếp và tạo
nên

hình

thái

cấu

trúc

hiện

tại của khu
vực này.

11

11
SVTH: CAO THÀNH PHƯƠNG


Sơ đồ lịch sử phát triển địa chất bể MaLay-Thổ Chu
IV. ĐẶC ĐIỂM CÁC TẦNG SINH CHỨA CHẮN

IV.1. Đá sinh
Bồn trũng Malay được xác định có hai hệ thống chính:
- Hệ thống Oligocene/ Miocene: hệ thống này có đá mẹ sinh kerogen loại I tuổi
Oligocene, thành phần thạch học là đá phiến sét đầm hồ thành tạo trong giai đoạn đồng tạo
rift. Loại này sinh dầu có độ nhớt cao là kết quả của quá trình chuyển hóa các vật liệu hữu
cơ nguồn gốc thực vật môi trường đầm hồ. Đá chứa chính là các tập cát kết sông tuổi
Miocene sớm và giữa hình thành trong giai đoạn đầu của quá trình sụt võng do nhiệt
(nhóm địa tầng J, I, H). Chúng được chắn bởi các tầng trầm tích hạt mịn phân bố giữa các
hệ tầng.
- Hệ thống Miocene/ Miocene: đá mẹ sinh chủ yếu là các tầng sét than giàu vật chất
hữu cơ tuổi Miocene sớm và giữa. Loại đá mẹ này đặc trưng sinh khí và khí/ condensate
với kerogen loại III. Đá chứa và chắn cũng như hệ thống trên, riêng đá chứa tướng sông
ngòi và châu thổ phân bố xen lẫn với đá sinh. Ngoài ra, tầng sét dày thuộc tập A và B cũng
được xem là tầng chắn mang tính khu vực.
Một số nghiên cứu cho thấy dầu khí trong khu vực có độ trưởng thành tương ứng độ
phản xạ vitrinite Ro = 0.8%, tương đương khoảng 2800m sâu tính theo địa nhiệt trung
12

12
SVTH: CAO THÀNH PHƯƠNG


bình. Do đó có thể kết luận rằng hầu hết đá mẹ phân bố trong khu vực nghiên cứu chưa đủ
trưởng thành để có thể sinh ra hydrocarbon. Các nghiên cứu địa hóa cho thấy các phát hiện
dầu khí trong khu vực có nguồn gốc dịch chuyển từ vùng sâu hơn phía trung tâm bồn. Và
tầng J với tỷ lệ cát cao, lại nằm gần tầng sinh đóng vai trò là tầng dẫn lý tưởng.
IV.2. Đá chứa và bẫy
Ở bồn trũng Mã Lay Thổ Chu tồn tại những tập cát tiềm năng thành tạo trong các giai
đoạn đồng và sau tạo rift, trong môi trường tam giác châu ven hồ, sông ngòi và châu thổ.
Ở khu vực nghiên cứu nói riêng và bồn Mã Lay Thổ Chu nói chung quá trình

diagenesis xảy ra rất sớm liên quan đến gradient địa nhiệt cao ở vùng này, điều đó đã làm
giảm chất lượng đá chứa theo chiều sâu một cách đáng kể, đặc biệt là ở những tập cát kết
hạt mịn. Ở độ sâu nông hơn 2100 m, quá trình diagenesis hầu như mới bắt đầu, đá chứa
nhìn chung có chất lượng tốt (độ rỗng tối đa có thể lên đến 27%). Ở độ sâu lớn hơn, xảy ra
quá trình hòa tan feldspar, thành tạo thạch anh thứ sinh và kaolinite, chuyển đổi kaolinite
thành dickite ở nhiệt độ 130 - 140oC. Ở nhiệt độ cao hơn > 150 – 170 oC ứng với độ sâu
chôn vùi lớn, quá trình thành tạo thạch anh thứ sinh và illite mạnh mẽ hơn làm giảm rõ rệt
khả năng thấm của đá, đặc biệt là cát kết hạt mịn. Tuy nhiên, với cát kết hạt thô ở bên dưới
độ sâu 3000 m vẫn có thể cho khả năng chứa tốt.
Một trong những nhân tố ảnh hưởng lớn đến chất lượng đá chứa cát kết là kích thước
hạt vụn. Trong từng môi trường trầm tích cho những đặc trưng về thạch học nói chung và
kích thước hạt nói riêng, chính vì vậy công tác thăm dò tập trung nhiều vào việc xác định
môi trường trầm tích của đối tượng chứa nhằm hiểu rõ hơn về tiềm năng dầu khí của
chúng.
Nhìn chung, ở khu vực nghiên cứu có thể phân chia năm nhóm môi trường trầm tích
của cát chứa dựa trên tài liệu mẫu và địa vật lý giếng khoan:
- Môi trường chủ yếu là ở phần dưới của đồng bằng ven biển (Lower Coastal
Plain): bao gồm những tướng cát sông có liên hệ mật thiết với những lớp than và/hoặc sét
than và sét kết màu xám tích tụ trong môi trường sông ít uốn khúc cho đến uốn khúc mạnh
(bao gồm cả các cửa kênh phân phối – distributary channel).
- Môi trường chủ yếu là ở phần trên của đồng bằng ven biển (Upper Coastal
Plain): bao gồm các tướng cát sông giống như trên chỉ trừ những nhóm tướng có liên hệ
với các lớp than và sét than. Môi trường tích tụ này không bao gồm các cửa kênh phân
phối và hầu như chỉ liên quan đến những tập sét màu đỏ/nâu lắng đọng trong điều kiện
giàu oxy.

13

13
SVTH: CAO THÀNH PHƯƠNG

- Môi trường Tam giác châu (Deltaic): liên quan là những cát kết tướng thô dần lên
trên và sét kết màu xám.
- Môi trường biển (Marine): hiện diện rất ít trong khu vực nghiên cứu, thường liên
quan đến khoáng glauconite và phosphates.
- Môi trường đầm hồ (Lacustrine): liên quan đến những tập sét có bề dày lớn màu
xám đen đến xám tối và cát kết thuộc môi trường tam giác châu đầm hồ và quạt phù sa
(fan delta).

 Bẫy
Việc xác định các bẫy chứa dầu trong khu vực nghiên cứu chủ yếu dựa trên bản đồ cấu
trúc, nhưng do tính phứa tạp của tầng chứa – không phải là tập cát lớn liên tục mà bao
gồm nhiều dải cát có bề dày nhỏ phân bố không liên tục theo chiều sâu và chiều rộng –
nên cho đến nay vẫn không thể xác định được sự phân bố của các tập chứa dầu. Mô hình
địa chất cho các vỉa chứa cát lòng sông là những bẫy kết hợp địa tầng và những đứt gãy
khép kín cấu trúc.
IV.3.Đặc điểm tầng chắn
Chia làm 2 phần:
- Các tầng chắn hạt mịn
- Màn chắn kiến tạo
* Các tầng chắn hạt mịn
- Tầng chắn I: các tập sét Pliocene-Đệ Tứ, dày hàng trăm mét, hàm lượng sét ổn định
khoảng 85-90%,độ hạt nhỏ hơn 0.001mm, xen kẻ trong tầng sét là các lớp bột kết mỏng.
- Tầng chắn II: là các tập sét đáy Miocene dưới, phân bố không liên tục, dày 25-60m,
hàm lượng sét dao động từ 75-85%, độ hạt nhỏ hơn 0.001mm.
- Tầng chắn III: sét trong tầng Oligocene, dày 50-200m, hàm lượng sét cao 80-90%,
độ hạt 0.001-0.003mm.
*Màn chắn kiến tạo
Các hệ thống kiến tạo là màn chắn kiến tạo rất quan trọng của bể. Hầu hết các bẫy

khép kín 3 chiều đều được chắn bởi các đứt găy, đặc biệt là các cánh nâng của các đứt găy.

14

14
SVTH: CAO THÀNH PHƯƠNG


CHƯƠNG II
CÁC PHƯƠNG PHÁP ĐỊA VẬT LÝ GIẾNG
KHOAN XÁC ĐỊNH THÔNG SỐ VỈA

I.PHƯƠNG PHÁP GAMMA RAY
Phương pháp Gamma ray là phương pháp nghiên cứu trường phóng xạ tự
nhiên do các bức xạ gamma tự nhiên của đất đá xung quanh thành giếng khoan gây
ra. Tia phóng xạ phát ra từ các nguyên tố: Uranium, Thorium, Kalium có trong đất
đá. Log gamma ray đơn giản chao ta sự kết hợp tính phóng xạ của 3 nguyên tố này.
Đơn vị được chấp nhận cho log Gamma Ray là API (American Petroleum
Institute).
Hầu hết các đá đều có tính phóng xạ nhưng ở các mức độ khác nhau. Đá
magma và biến chất thì có tính phóng xạ cao hơn đá trầm tích. Tuy nhiên, trong số
các loại đá trầm tích thì đá phiến sét có tính phóng xạ cao nhất. Đó cũng là lý do
log Gamma Ray còn được gọi là “Shale Log”.
1.Bản chất:
Sự phân rã hạt nhân nguyên tử ở điều kiện tự nhiên bao giờ cũng kèm theo
hiện tượng bức xạ các tia , , γ. Tất cả bức xạ , , γ tác động vào môi trường xung
quanh và chúng sẽ bị hấp thụ một phần nào đó.
Những tia phần lớn kém bền vững, có khả năng ion hoá cao. Dòng tai này
hầu như bị hấp phụ bởi lớp đá cực mỏng vài micromet. Dòng tia có khả năng đăm
15

15
SVTH: CAO THÀNH PHƯƠNG


xuyên cao hơn và hầu như cũng bị hấp phụ bởi lớp đá có bề dày lớn hơn vài
milimet. Dòng tia γ được xem là bức xạ điện từ sóng ngắn có tần số cao, được đo ở
đơn vị là MeV (Megaelectron vol). Khả năng đâm xuyên cao của bức xạ γ có ý
nghĩa thực tế trong nghiên cứu mặt cắt giếng khoan. Do tia gamma bị hấp phụ bởi
lớp đất đá có bề dày gần 1 met, chính vì vậy nên khi ta đo trong điều kiện giếng
khoan đã chống ống cũng không ảnh hưởng đến giá trị đo.

Biểu đồ thẻ hiện một đoạn log Gamma Ray của giếng A-5X

16

16
SVTH: CAO THÀNH PHƯƠNG


Tuỳ theo mức độ phóng xạ tự nhiên của đất đá mà người ta chia đất đá ra
làm 3 loại:
Đất đá có độ phóng xạ

Đất đá có độ phóng xạ

Đất đá có độ phóng xạ

cao (1-3 Bq/g)
Sét bitum đen

trung bình (0.1-1 Bq/g)
Thạch anh có ít feldspar

thấp (<0.04 Bq/g)
Muối natri

Sét kết

Cát feldspar chứa kali

Vôi

Muối kali

Đá cacbbonat bị dolomite

Than đá

Feldspar kali

hoá

Thạch anh hạt to

Sét phiến

Cát
Thạch cao
Anhydrite

Dolomit

2.Các yếu tố ảnh hưởng đến giá trị Gamma Ray:
- Vị trí đặt của thiết bị đo.
- Đường kính giếng khoan.
- Tỷ trọng mùn khoan.
- Sự phân bố và tỷ trọng của đất đá.
- Xi măng (tạo bởi vôi và sét).
Vì có vô số tổ hợp của những điều kiện trên nên tuỳ thuộc vào điều kiện
thực tế mà các công ty dịch vụ, các hãng chế tạo dụng cụ đo phải công bố tài liệu
hiệu chỉnh kết quả của dữ liệu đo về dạng tiêu chuẩn.
Trong điều kiện chuẩn log Gamma Ray không có yêu cầu về hiệu chỉnh. Các
điều kiện này gồm: kích thước đường kính giếng khoan là 8 inch, tỷ trọng của mùn
khoan là 10 lb, kết hợp với đường kính của thiết bị đo là 3.5/8inch trong giếng. Tuy
nhiên, với kích thước lơn và mùn khoan nặng hơn hoặc với thiết bị định tâm thì có
sự hiện diện của vật liệu hấp phụ tia gamma giữa thành hệ và thiết bị, sự ghi nhận
sẽ giảm đi. Vì vậy sự ghi nhận sẽ chính xác hơn trong giếng nhỏ hơn hoặc giếng
rỗng. Các đường cong hiệu chỉnh co thể tìm thấy ở các công ty dịch vụ.

17

17
SVTH: CAO THÀNH PHƯƠNG


Hệ số hiệu chỉnh thường ở mức độ vùa phải, trong pham vi từ 1.0-1.3.
Chúng có thể được bỏ qua ngoại trừ Gamma Ray (GR) được dùng để xác định hàm
lượng sét. Sự hiệu chỉnh rất quan trọng trong những trường hợp hiếm xảy ra như
khi GR được dùng để phân tích chất trầm tích K 2CO3 và Urani. Đôi khi hàm lượng
kali hoặc urani trong mùn khoan quá mức, hoặc là do KCl được thêm vào mùn

khoan để ngăn chặn sự trội sét. Chính điều này làm cho giá trị GR cao hơn bình
thường.
3. Ứng dụng của phương pháp Gamma Ray:
- phân tích thành phần thạch học của đất đá.
- Xác định hàm lượng sét chứa trong vỉa.
- Xác định ranh giới các lớp.
II. PHƯƠNG PHÁP GAMMA GAMMA MẬT ĐỘ (DENSITY)
Phương pháp Gamma Gamma mật độ là phương pháp đo mật độ khối của
thành hệ đất đá. Mật độ khối là mật độ tổng cộng của đất đá bao gồm khung đất đá
và chất lưu chiếm chổ trong các lỗ trống.
1.Bản chất:
Bản chất của phương pháp Gamma Gamma mật độ là dựa vào đặc tính tán
xạ của γ bức xạ, xuất hiện khi kích thích lên đất đá một nguồn bức xạ γ bên ngoài.
Tia γ được phát ra liên tục bởi một nguồn (khoảng o.66 MeV từ Cs 137) được truyền
vào thành hệ đất đá. Ơ đó chúng va chạm nhiều lần với các electron, làm cho chúng
bị mất đi năng lượng và tán xậ theo hướng khác – gọi là tán xạ Compton. Khi năng
lượng của chúng rơi xuống khoảng 0.1 MeV, tia γ bị mất đi bởi một quá trình gọi là
hấp thụ quang điện (photoelectric absorption). Sự tác động giữa γ bức xạ và vật
chất là việc tạo thành cặp điện tử Pozitron, hiệu ứng quang điện và hiệu ứng
Compton.
-Cặp điện tử Pozitron được tạo thành dưới tác động của γ lượng tử có năng
lượng rất lớn (5-10 MeV) với hạt nhân nguyên tử, kết quả γ lượng tử mát đi và
trong trường điện hạt nhân cặp electron pozitron được tạo thành.
-Hiệu ứng quang điện diễn ra dưới sự hấp thụ γ lượng tử từ một trong những
electron của hạt nhân. Năng lượng của γ lượng tử chuyển thành năng lượng động
18

18
SVTH: CAO THÀNH PHƯƠNG

của electron. Electron này quay quanh hạt nhân. Thông thường thì ảnh hưởng của
hiệu ứng quang điện đối với vật chất rất nhỏ.
-Hiệu ưng Compton: khác với hiệu ứng quang điện là γ lượng tử không mất
đi mà chỉ mất một phần cho một trong những electron của hạt nhân và thay đổi
hướng chuyển động (tán xạ). Tán xạ Compton chỉ phụ thuộc vào mật độ electron
của thành hệ (số electron trong một đơn vị thể tích) mà gần như là liên quan tới mật
độ khối. Đây là cơ sở của phép đo mật độ chuẩn.
Nếu gọi Ne là số lượng electron trong một đơn vị thể tích của vật chất.
Ne = NA x ε x ρ

/A

N :hằng số Avogadro (N =6.02x1023 mol-1)
A

A

ε :số thứ tự nguyen tố trong thành phần vật chất.
ρ : mật độ vật chất.
A :khối lượng nguyên tử.
Từ công thức trên bằng phương pháp Gamma Gamma người ta có thể xác định mật
độ đất đá mà giếng khoan đi qua.

2. Đặc tính của log Gamma Gamma:
Đường cong mật độ khối ρ được ghi nhận trên log với thước đo thay đổi từ
2.0-3.0 g/cc. Mật độ tiêu chuẩn thay đổi từ 2.0-2.7 g/cc khi độ rỗng thay đổi từ 040%. Đường hiệu chỉnh nhằm xác định tính ứng dụng của đường ρ, nó không coá
nghĩa là cộng vào hoạc trừ đi giá trị ρ mà cho thấy tính chính xác của ρ.
Khi phân tích một log Density, đầu tiên ta nên quan sát giá trị trên đường bù
∆ρ vì đây là đường cong kiểm soát chất lượng. Trong giếng trơn nhẵn giá trị ∆ρ

gần với giá trị 0. Đường ∆ρ sẽ bị lệch sang phải nếu vỏ bùn là loại bùn thường
(không chứa barit), lệch sang trái nếu vỏ bùn là loại chứa nhiều barit. Khi gặp phải
19

19
SVTH: CAO THÀNH PHƯƠNG


lớp vỏ bùn hoặc bề mặt giếng ghồ ghề thì giá trị ∆ρ hiệu chỉnh sẽ tăng. Nếu ∆ρ
thấp hơn 0.15g/cc hiệu chỉnh là thích hợp và đường ρ có thể tin tưởng. Nếu ∆ρ trên
0.15 g/cc thì hiệu chỉnh không thích hợp và đường ρ đã bị lỗi.
Do một số thay đổi bất thường theo thống kê được mô tả trong phương pháp
Gamma Ray thì đường cong mật độ cũng sẽ không lặp lại chính xác. Giá trị trung
bình được chấp nhận nhưng độ lệch chuẩn giữa các đường chạy lập lịa khoảng
0.04 g/cc nơi mật độ cao và khoảng 0.02 g/cc nơi có mật độ thấp với thời gian
trung bình là 2 giây và tốc độ khoan trung bình là 1800 ft/giờ. Sự không lập lại bị
sai lệch thêm bởi thực tế là thiết bị có thể được thả ở các mặt khác nhau của giếng
trên đường lặp lại.
3. Mối liên quan giữa mật độ electron và mật độ khối
Thiết bị Density phản ánh mật độ electron của thành hệ, nhưng thông tin mà
ta cần biết đó là mật độ khối. Hai mật độ này liên quan với nhau bởi tỷ số Z/A của
nguyên tố tạo nên thành hệ. Với : Z là diện tích hạt nhân, A là trọng lượng nguyên
tử của nguyên tố.
Đối với tất cả các nguyên tố trong các thành hệ trầm tích ngoại trừ hydro thì
tỷ số Z/A hầu như là hằng số, thay đổi chỉ từ 0.48-0.5. Đối với hydro thì giá trị này
lá 1. Do đó, sự hiện diện của nước và dầu trong vỉa có yys nghĩa là làm nhiễu loạn
tính cân đối thông thường giữa mật độ electron và mật độ khối.
Sự khác biệt giữa mật độ khối thực ρ và mật độ khối do log xác định ρlog
được thể hiện qua bảng sau:
Chất

Công thức

Quartz
Calcite
Dolomite
Anhydrite
Sylvite
Halite
Gypsum
Anthracite
Coal
Bitummious
Fresh water

SiO2
CaCO3
CaCO3MgCO3
CaSO4
KCl
NaCl
CaSO4.2H2O`

20

Mật độ thực tế ρ
(g/cc)
2.654
2.710
2.870

2.960
1.984
2.165
2.320
1.400
1.800
1.200
1.000

H2O

Mật độ do log xác
định ρlog (g/cc)
2.648
2.710
2.876
2.977
1.863
2.032
2.351
1.355
1.796
1.173
1.000

20
SVTH: CAO THÀNH PHƯƠNG


Salt water

Oil

200000 ppm
1.146
1.135
n(CH2)
0.850
0.850
Quan hệ giữa mật độ thực và mật độ đo được

4. Các yếu tố ảnh hưởng đến kết quả đo
- Phương pháp log mật độ có chiều sâu đo không lớn. Thường nhỏ hơn 10
inch, có nghĩa là phương pháp mật độ chỉ đo trong phạm vi từ lớp vỏ bùn đến đới
thấm. Mức độ dày mỏng khác nhau của lớp vỏ bùn sẽ ảnh hưởng đến kết quả đo.
- Bề dày thành giếng khoan cũng ảnh hưởng đến kết quả đo.
5. Ứng dụng
- Xác định độ rỗng và gián tiếp xác định mật độ hydrocacbon.
- Xác định thành phần thạch học và thành phần khoáng vật .
- Đánh giá hàm lượng vật chất hữu cơ.
- Xác định dị thường áp suất và độ rỗng khe nứt.
* Tính độ rỗng từ log Density:
Độ rỗng thu được từ mật độ khối theo một cách khá đơn giản, đối với những
vỉa sạch với mật độ khung là ρma , mật độ chất lưu là ρf , mật độ khối của vỉa là ρ và
độ rỗng của vỉa là Φ. Ta có:
Từ đó ta tính được độ rỗng:

ρ = Φ.ρ f + (1-Φ). ρ ma
Φ = (ρ ma -ρ) / (ρ ma - ρ f)
Mật độ khung một số chất
Mật độ khung ρma (g/cc)

2.65
2.71
2.78

Loại đá
Cát kết
Đá vôi
Dolomite
III. PHƯƠNG PHÁP NEUTRON (NPHI)

Phương pháp neutron là phương pháp ghi nhận liên tục sự phản ứng của
thành hệ đất đá xung quanh thành giếng khoan với sự bắn phá của các hạt neutron
nhanh. Sự phản ứng này liên tục với chỉ số hydro của vỉa – thông số xác định sự
phong phú hydro của vỉa.
1. Bản chất

21

21
SVTH: CAO THÀNH PHƯƠNG


Hạt neutron là hạt không tích điện, nên hạt nó không bị mất năng lượng khi
tương tác với các hạt electron tích điện và hạt nhân, vì vậy mà neutron có khả năng
đâm xuyên cao.
Năng lượng của neutron biểu hiện ở vận tốc chuyển động của nó,được đo
bằng đơn vị MeV.

Theo mức năng lượng của hạt neutron người ta chia làm 4 loại:
- Neutron nhanh: 1-15 MeV.

- Neutron trung bình: 10 eV-1 MeV.
- Neutron nhiệt: 0.1-10 eV.
- Neutron trên nhiệt: 0.025 eV.
Khi nghiên cứu mặt cắt giếng khoan bằng phương pháp neutron người ta
phóng vào đất đá những hạt neutron nhanh và ghi bức xạ γ (xảy ra khi neutron bị
bắt giữ). Tia neutron nhanh (khoảng 5 MeV) liên tục được phát ra bởi nguồn
neutron và di chuyển theo nhiều hướng vào thành hệ đất đá. Khi di chuyển chúng
trở nên chậm hoặc giảm bớt năng lượng do va chạm với các hạt nhân trên đường đi.
Khi năng lượng giảm tới một mức rất thấp (khoảng 0.025 eV – năng lượng nhiệt),
chúng có dạng zigzag hoặc khuếch tán theo các hướng cho đến khi chúng bị hấp
thụ hoặc bị bắt giữ bởi sự hiện diện cảu hạt nhân.
2. Đặc tính của log Netron
Log Neutron hiếm khi chạy một mình do ảnh hưởng của sét và matrix, nó
thường được kết hợp với log Density và log Gamma Ray.
Trước đây mỗi công ty đo log sử dụng các đơn vị khác nhau cho thiết bị đo của
chính họ. Có một mối liên hệ giữa các giá trị thi được từ thiết bị và độ rỗng của vỉa
đá vôi sạch. Các giá tri này đại diện cho độ rỗng thực tế chải dưới điều kiện chuẩn
của vải đá vôi sạch. Để tìm độ rỗng thực của những vỉa có thành phần thạch học
khác thì giá trị của log neutron có thể được chuyển đổi bằng bảng hiệu chỉnh hoặc
định theo kinh nghiệm.
Giá trị của log Neutron thay đổi từ 45 đến -15 đơn vị độ rỗng.
3. Các yếu tố ảnh hưởng đến kết quả đo
22

22
SVTH: CAO THÀNH PHƯƠNG


- Độ bền của nguồn.
- Khoảng cách giữa nguồn và máy thu.

- Bề dày ống chống.
- Bề dày lớp xi măng.
- Sự hiện diện của khí.
- Tốc độ khoan và thời gian khoan.
- Thành phần thạch học của đất đá.
4. Ứng dụng
Phương pháp Neutron khi được kết hợp với các phương pháp khác dùng để:
- Đánh giá độ rỗng của vỉa.
- Xác định ranh giới dầu khí.
- Xác định thành phần thạch học của đất đá.
IV. PHƯƠNG PHÁP SIÊU ÂM (SONIC – DT)
Phương pháp siêu âm là phương pháp dùng để đo thời gian truyền sóng đàn
hồi của đất đá dọc theo thành giếng khoan để nghiên cứu tính chất vật lý cũng như
thạch học của đất đá dựa trên tính chất lan truyền sóng siêu âm có tần số cao (>20
Hz) truyền qua các lớp đất đá.
1. Bản chất
Log siêu âm dựa vào sự lan truyền của sóng cơ học đàn hồi trong đất đá.
Chính sự lan truyền của sóng đàn hồi sẽ làm di chuyển các phần tử vật chất theo
hướng song song hoặc vuông góc với hướng lan truyền của sóng. Bề mặt mà trong
một thời điểm nào đó xuất hiện các hạt chuyển động được coi là mặt sóng.
Có 2 loại sóng:
- Sóng dọc: là sóng chuyển động theo hướng lan truyền sóng. Sóng dọc lan
truyền trong môi trường rắn, lỏng, khí.
- Sóng ngang: các hạt của môi trường chuyển động theo hướng thẳng góc
với hướng truyền sóng. Sóng ngang lan truyền trong môi trường rắn.
Ngoài ra, còn có sóng phản xạ xuất hiện khi khả năng cản sóng của môi
trường này lớn hơn môi trường kia. Khi sóng lan truyền từ môi trường này sang
môi trường khác thì sóng sẽ bị đổi hướng và đổi vận tốc.
2. Nguyên lý truyền sóng
23

23
SVTH: CAO THÀNH PHƯƠNG


Khi một xung điện hoặc một điện áp được gắn vào máy phát, nó tạo ra một
xung ứng suất (sóng) dao động ngắn khoảng 25 KHz thường xuyên trong mùn
khoan. Xung ứng suất này làm sinh ra 6 sóng khác biệt nhau di chuyển lên và
xuống trong giếng:
+ Hai sóng khúc xạ đi vào thành hêđất đá gồm: sóng nén ép và sóng trượt.
+ Hai sóng trực tiếp dọc theo đầu dò và mùn.
+ Hai sóng bề mặt dọc theo thành giếng khoan.
Những sóng này di chuyển với vận tốc khác biệt nhau, thay đổi từ 2500- 4000 ft/s.
Một thời gian ngắn sau khi máy phát phát đi, máy thu gần sẽ ghi nhận được
sóng tới trước. Một thời gian ngắn sau đó,các sóng này lại được ghi nhận ở máy thu
xa.
Quá trình di chuyển như sau: một sóng nén ép di chuyển trong mùn khoan
từ máy phát tới thành giếng, sau đó nó chuyển thành sóng cơ học di chuyển trong
thành hệ đất đá, sóng này lại chuyển thành sóng nén ép di chuyển trong mùn khoan
từ thành giếng tới máy thu với năng lượng ban đầu.
3. Các yếu tố ảnh hưởng tới kết quả đo
- khí trong dung dịch khoan:các bột khí trong dung dịch khoan sẽ làm phân
tán và hấp thụ năng lượng của sóng siêu âm. Sóng siêu âm sẽ suy yếu và sự suy yếu
tín hiệu đôi khi làm máy thu không nhận được hoặc không đáng kể gây nên nhầm
lẫn đến kết quả đo.
- Đường kính giếng khoan lớn: trong các giếng khoan có đường kính đủ lớn,
khoảng thời gian đẻ sóng dọc và sóng ngang đi từ máy phát → thành hệ → vỏ bùn
→ máy thu sẽ lớn hơn khoảng thời gian sóng dọc truyền trực tiếp từ máy phát →
vỏ bùn→ máy thu. Nếu dieuf này xảy ra thì ta không thu được dữ liệu chính xác.
4. Ứng dụng

Phương pháp siêu âm dùng để:
- phân vỉa sản phẩm.
- Đánh giá độ rỗng.
- Nghiên cứu tính chất cơ lý của đất đá.

24

24
SVTH: CAO THÀNH PHƯƠNG


Hình thể hiện giá trị các đường NPHI-DT-RHOB của giếng A-5X
25

25
SVTH: CAO THÀNH PHƯƠNG