PHÂN TÍCH KHAI THÁC DẦU KHÍ BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT

ĐẠI HỌC QUỐC GIA THÀNH PHỐ HỒ CHÍ MINH
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
KHOA KĨ THUẬT ĐỊA CHẤT VÀ DẦU KHÍ

ĐỒ ÁN MÔN HỌC
PHÂN TÍCH KHAI THÁC DẦU KHÍ
GVHD: ThS. Thái Bá Ngọc
Nhóm SVTH:
Họ và tên

MSSV

Nguyễn Nhật Trường

31204217

Nguyễn Thành Nam

31202274

Niên khóa: 2015 – 2016


Lời cảm ơn

GVHD: ThS. Thái Bá Ngọc

Lời cảm ơn
Em xin chân thành cảm ơn quý thầy cô Khoa Kỹ thuật Địa chất và Dầu khí
Trường Đại học Bách khoa Tp Hồ Chí Minh, đặc biệt là thầy cô bộ môn Địa chất
Dầu Khí đã chỉ dạy tận tình, truyền đạt cho em những bài học hay, quý báu và

kinh nghiệm từ những chuyến đi thực địa như những bài học trực quan, sinh động
đầy thiết thực. Đó là nền tảng vững chắc giúp em thực hiện đồ án này .
Em xin chân thành cám ơn Thạc sĩ Thái Bá Ngọc đã tận tâm chỉ dẫn và có
những ý kiến đóng góp trong quá trình thực hiện luận văn để luận văn của em
được xúc tích, rõ ràng và bao quát hơn .
Xin chân thành cám ơn !
Tp Hồ Chí Minh, tháng 12 năm 2015.
Nhóm sinh viên thực hiện

Nguyễn Nhật Trường, Nguyễn Thành Nam

i


Mục lục

GVHD: ThS. Thái Bá Ngọc

Mục Lục
CHƯƠNG 1: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT CỦA ĐỐI TƯỢNG NGHIÊN CỨU
1.1 Đặc điểm địa lý tự nhiên
1.1.1 Vị trí địa lý
1.1.2 Đặc điểm khí hậu
1.1.3 Đặc điểm kinh tế xã hội
1.1.4 Chế độ dòng chảy-chế độ sóng
1.2 Lịch sử nghiên cứu
1.3 Các thành tạo địa chất
1.3.1 Đá móng
1.3.2 Các thành tạo trầm tích
1.4 Đặc điểm cấu kiến tạo

1.4.1 Phân vùng cấu trúc
1.4.2 Hệ thống đứt gãy
1.5 Lịch sử phát triển địa chất
1.5.1 Giai đoạn cố kết móng
1.5.2 Giai đoạn tách giãn
1.5.3 Giai đoạn tân kiến tạo
1.6 Tiềm năm dầu khí
CHƯƠNG 2: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT CỦA MỎ
2.1 Lịch sử thăm dò mỏ
2.2 Các thành tạo địa chất mỏ
2.3 Đặc điểm kiến tạo của mỏ
2.4 Đặc điểm kiến trúc mỏ
2.5 Hệ thống dầu khí
2.6 Đặc điểm môi trường trầm tích
CHƯƠNG 3: QUÁ TRÌNH KHAI THÁC

ii


Mục lục

GVHD: ThS. Thái Bá Ngọc

3.1 Lịch sử khai thác
3.2 Đặc điểm áp suất và nhiệt độ
3.3 Tính chất đá chứa và chất lưu
3.4 Ranh giới khí-dầu-nước
3.5 Năng lượng vỉa
3.6 Trữ lượng dầu khí ban dầu
CHƯƠNG 4: ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ CỦA PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC

BẰNG GASLIFT
4.1 Tổng quan về các phương pháp khai thác dầu khí
4.2 Phương pháp khai thác dầu bằng gaslift
4.3 Nguyên lý làm việc giếng gaslift
4.4 Quá trình khai thác bằng cơ chế năng lượng và gaslift
4.5 Hiệu quả khai thác
Kết luận và kiến nghị
Tài liệu tham khảo

iii


Danh mục từ viết tắt

GVDH: ThS. Thái Bá Ngọc

Danh mục các từ viết tắt
WHP :

Giàn khoan khai thác chính

FPSO :

Tàu chừa nổi

TVDSS : Độ sâu thẳng đứng tính từ mực nước biển
BM :

Mỏ Bờm Mã

iv


Mở đầu

GVDH: ThS. Thái Bá Ngọc

MỞ ĐẦU
Tính cấp thiết của đề tài
Trong công nghiệp dầu khí, công tác khai thác dầu khí là quá trình lấy sản phẩm từ
mỏ dầu. Áp suất là một trong các yếu tố quan trọng nhất quyết định lượng dầu thu được
nhiều hay ít. Trong quá trình khai thác, áp suất sẽ giảm dần theo thời gian, để đạt được
hiệu quả tối ưu (kỹ thuật-kinh tế) và khai thác bền vững về mặt năng lượng thì áp suất vỉa
phải lớn hơn áp suất bảo hòa. Do đó chúng ta phải khai thác cùng với cơ chế năng lượng
nhân tạo chứ không khai thác thuần túy bằng cơ chế năng lượng tự nhiên. Một trong các
cơ chế năng lương nhân tạo được sử dụng rộng rãi và phổ biến là “khai thác bằng cơ chế
Gaslift”. Để thấy được hiệu quả của phương pháp Gaslift, em quyết định chọn đề tài đồ
án là:
“Đánh giá hiệu quả khai thác của phương pháp Gaslift tầng Miocene Hạ mỏ Bờm
Mã”
Cơ sở tài liệu
Tài liệu sử dụng chủ yếu là tài liệu được cung cấp bởi Kỹ Sư Lê Minh Tuấn, Phòng
Công Nghệ Mỏ, Tổng Công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí (PVEP):
1. Rang Dong field (Full Field Development Plan).
2. Lower Miocene of Rang Dong field (Full Field Development Plan)

Nhiệm vụ của đề tài
 Nêu ra áp suất ban đầu của vỉa.
 Áp suất giảm theo từng thời kỳ khi khai thác bằng cơ chế tự nhiên.
 Áp suất giảm theo từng thời kỳ khi khai thác bằng Gaslift.

 So sánh sản lượng thu được giữa khai thác bằng cơ chế tự nhiên với khai thác
bằng gaslift
Mục tiêu
Kết quả cuối cùng thu được từ đề tài là chỉ ra đựoc khai thác bằng Gaslift thì sản
lượng dầu thu được sẽ lớn hơn khi khai thác bằng cơ chế tự nhiên.

v


Chương 1

GVDH: ThS. Thái Bá Ngọc
CHƯƠNG 1
ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT BỒN TRŨNG CỬU LONG

1.1 ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ TỰ NHIÊN
1.1.1 Vị trí địa lý
Bồn trũng Cửu Long nằm trên thềm lục địa Việt Nam có tọa độ từ 9o–11o vĩ độ Bắc,
từ 106o30’–109o kinh Đông. Bể có diện tích khoảng 60000 km2 kéo dài 400 km theo
hướng Đông Bắc–Tây Nam, bao gồm các lô: 9, 15, 16, 17 và một phần của các lô: 1, 2,
25 và 31 (Hình 1.1). Về mặt hình thái, bồn trũng Cửu Long có hình bầu dục kéo dài theo
phương Đông Bắc–Tây Nam. Giới hạn phía Đông của bồn là Biển Đông Việt Nam, phía
Nam và Đông Nam ngăn cách với trũng Nam Côn Sơn bởi khối nâng Côn Sơn, phía Tây
là châu thổ sông Cửu Long, phía Bắc là những khối nhô cao của địa khối Đà Lạt .
Bồn trũng Cửu Long là bồn trũng được thăm dò và khai thác nhiều nhất ở Việt Nam
và là nơi đầu tiên mà người ta phát hiện ra dầu được chứa trong đá móng granit với trữ
lượng lớn. Vì vậy, bồn trũng Cửu Long được đánh giá là nơi có sự hấp dẫn kinh tế dầu
khí, và cũng là nơi có tiềm năng lớn nhất trên thềm lục địa Việt Nam.
1.1.1.1

Đặc điểm khí hậu

Bồn trũng Cửu Long nằm ở khu vực có khí hậu và điều kiện môi trường đặc trưng
cho khí hậu vùng cận xích đạo, chia làm 2 mùa rõ rệt: mùa khô kéo dài từ tháng 11 đến
tháng 4 và mùa mưa từ tháng 5 đến tháng 10. Vùng này có khí hậu nóng nực, nhiều ánh
sáng mặt trời. Nhiệt độ trung bình vào mùa mưa là 270–280C, mùa khô 290–300C. Lượng
mưa phân bố không đều, về mùa mưa khoảng 307 đến 343 mm/tháng và mùa khô khoảng
87 đến 179 mm/tháng.
Chế độ gió:
Chế độ gió mùa Đông: từ tháng 11 đến tháng 4, hướng gió chủ yếu là Đông Bắc,
Đông–Đông Bắc. Vào tháng 12 và tháng giêng, hướng gió Đông Bắc chiếm chủ yếu. Vào
đầu mùa, tốc độ gió trung bình và cực đại nhỏ, sau đó tăng dần lên lớn nhất vào tháng 11
và tháng 2. Tốc độ gió trung bình trong mùa là 1.03 m/s, tốc độ cực đại là 12.5 m/s.

1


Chương 1

GVDH: ThS. Thái Bá Ngọc

Hình 1.1: Sơ đồ các bể trầm tích
Chế độ gió mùa hè: đặc trưng bởi hệ gió mùa Tây Nam kéo dài từ cuối tháng 5 đến
giữa tháng 10 với hướng gió Tây Nam và Tây–Tây Nam. Tốc độ gió trung bình là 8.8
m/s, tốc độ cực đại là 32 m/s.

2


Chương 1

1.1.1.2

GVDH: ThS. Thái Bá Ngọc
Đặc điểm Kinh Tế - Xã Hội

Sau 33 năm giải phóng, Bà Rịa-Vũng Tàu (BR-VT) đã không ngừng phát triển cả về
kinh tế lẫn văn hóa xã hội. Những năm gần đây, BR-VT đã vươn lên mạnh mẽ để luôn là
một trong những địa phương dẫn đầu cả nước về thu hút đầu tư nước ngoài, về nộp ngân
sách nhà nước cũng như tốc độ tăng trưởng kinh tế và thu nhập bình quân đầu người. Với
lợi thế sẵn có về vị trí địa lý cùng những chính sách thu hút đầu tư thông thoáng, BR-VT
ngày càng trở thành địa chỉ tin cậy của các nhà đầu tư trong và ngoài nước. Các khu công
nghiệp, khu du lịch, vui chơi giải trí, các khu đô thị mới… mọc lên trên khắp địa bàn tỉnh
một cách nhanh chóng đã làm thay đổi bộ mặt địa phương từng ngày.
Năm 2006, toàn tỉnh đã thu hút được 28 dự án đầu tư nước ngoài với tổng vốn đầu
tư đạt 2,3 tỷ USD. Riêng trong mấy tháng đầu năm 2007, tỉnh đã thu hút được 7 dự án với
tổng vốn đầu tư đạt trên 800 triệu USD. Năm 2001 toàn tỉnh thu ngân sách nhà nước đạt
hơn 33,7 ngàn tỷ đồng thì đến năm 2006, con số này đã tăng lên gấp hơn hai lần, đạt trên
70 ngàn tỷ đồng. Cùng với sự phát triển kinh tế, cơ sở hạ tầng và đời sống nhân dân ngày
càng được cải thiện. Hiện nay, hệ thống đường bộ BR-VT đã nối liền với các tỉnh bạn và
cả nước với các tuyến quốc lộ chính là 51, 55, 56 và đặc biệt là con đường ven biển Vũng
Tàu - Đất Đỏ - Xuyên Mộc đã giúp thu hẹp khoảng cách với miền Trung (Bình Thuận)
xuống chỉ còn vài tiếng đồng hồ chạy xe, rất thuận lợi cho phát triển du lịch và kinh tế.
Bên cạnh đó hầu hết hệ thống đường liên huyện, liên xã cũng đã được mở rộng và tráng
nhựa.
Cơ sở hạ tầng phát triển đã tạo điều kiện cho kinh tế và đời sống văn hóa, tinh thần
của người dân ở vùng sâu, vùng xa phát triển, góp phần vào sự phát triển chung của nền
kinh tế toàn tỉnh. Năm 2001 thu nhập bình quân đầu người trên toàn tỉnh là 52,29 triệu
đồng/người (tính cả dầu khí) và 14,49 triệu đồng/người (không tính dầu khí) thì đến năm
2006 con số này đã tăng lên hơn gấp hai lần là 127,54 triệu đồng/người (cả dầu khí) và
33,92 triệu đồng/người (không tính dầu khí). Ở khu vực nông thôn đã có 96% dân số

được dùng điện sinh hoạt; 98% dân số được dùng nước hợp vệ sinh; 97,3% dân số được
xem truyền hình… Bên cạnh đó, tiêu chí về chuẩn hộ nghèo của tỉnh cũng được quy định
cao hơn so với chuẩn quốc gia. Chuẩn hộ nghèo quốc gia quy định cho giai đoạn 2006-

3


Chương 1

GVDH: ThS. Thái Bá Ngọc

2010 ở khu vực nông thôn là thu nhập bình quân 250.000 đồng/người/tháng và thành thị
là 300.000 đồng/người/tháng thì ở BR-VT chuẩn này được nâng lên thành 300.000
đồng/người/tháng ở nông thôn và 400.000 đồng/người/tháng ở thành thị. Điều đó chứng
tỏ Bà Rịa-Vũng Tàu đã có những bước phát triển vượt bậc về kinh tế xã hội so với nhiều
địa phương khác.
1.1.1.3

Chế độ dòng chảy - chế độ sóng

Chế độ dòng chảy:
Dưới tác dụng của gió mùa ở vùng Biển Đông và các yếu tố khác (chênh lệch khối
lượng riêng của nước, chế độ thuỷ triều, địa hình đáy …), trong vùng hình thành các dòng
chảy khác nhau (các dòng triều, dòng xoáy, dòng tuần hoàn và dòng bề mặt). Tốc độ của
dòng thuỷ triều trong vùng dao động từ 0.3-0.5 m/s, chu kỳ chảy của dòng triều khoảng
12 giờ cho mỗi lần triều lên và xuống. Tốc độ của dòng xoáy đạt tới 0.5–12 m/s.
Chế độ sóng:
Từ tháng 5 đến tháng 10, hướng sóng là hướng Tây Nam với biên độ thấp và ổn
định, trung bình từ 0.5–2 m, cực đại khoảng 5 m.
Từ tháng 11 đến cuối tháng 4, hướng sóng ưu thế là hướng Đông Bắc, Bắc–

Đông Bắc. Sóng có biên độ từ 2–4 m, đôi khi lên tới 6–8 m.
1.2 LỊCH SỬ NGHIÊN CỨU BỒN TRŨNG CỬU LONG
Giai đoạn trước 1975
Công ty Mobil là một trong những công ty đầu tiên tiến hành tìm kiếm thăm dò dầu
khí ở ngoài khơi Việt Nam. Tháng 7/1973 Mobil cùng 26 công ty khác đã trúng thầu thăm
dò dầu khí ở 30 lô ở ngoài khơi Nam Việt Nam, trong đó Mobil trúng thầu Lô 09 (bể Cửu
Long), tháng 7/1974 thăm dò Lô 16.
Năm 1974 Mobil khoan giếng khoan tìm kiếm (BH–1X) đầu tiên trên cấu tạo Bạch
Hổ ở bồn trũng Cửu Long và đã phát hiện dầu trong Miocen sớm.
Giai đoạn 1975–1980
Từ 1977–1978 có 7 lô ngoài khơi Việt Nam đã được giao cho các công ty: Agip,
Bow Valley và Deminex tìm kiếm - thăm dò dầu khí.

4


Chương 1

GVDH: ThS. Thái Bá Ngọc

Trong Lô 15, Deminex đã khoan thăm dò trên 4 cấu tạo: 15–A, 15-B, 15-C và 15-G với
đối tượng chính là trầm tích Kainozoi, tất cả đều cho biểu hiện dầu nhỏ. Thời đó đá móng
nứt nẻ chứa dầu có tuổi trước Kainozoi chưa được phát hiện trong khu vực.
Giai đoạn 1980 đến nay
Đến năm 1981, công ty liên doanh VietsovPetro (VSP) được giao tìm kiếm thăm dò
dầu khí ở 3 Lô 09, 15 và 16 (bể Cửu Long) và tiếp tục phát triển mỏ Bạch Hổ.
Năm 1988 VSP phát hiện dầu trong móng mỏ Bạch Hổ, cho dòng dầu thương mại với lưu
lượng 11.000 thùng dầu/ngày và từ đó tầng móng chính thức là đối tượng được quan tâm
nghiên cứu đối với công ty dầu khí.
Vào năm 1989, Petronas Carigali ký hợp đồng chia sản phẩm ở 2 Lô 01 và 02.

Tháng 6-1994 Petronas thông báo phát hịên dầu ở giếng khoan B–1X (cấu tạo Ruby),
giếng cho lưu lượng 2500 thùng dầu/ngày trong móng nứt nẻ, 600 thùng dầu/ngày trong
cát kết Oligocene và gần 5000 thùng dầu/ngày trong cát kết tuổi Miocene.
1.3 CÁC THÀNH TẠO ĐỊA CHẤT CẤU TẠO NÊN BỒN TRŨNG CỬU LONG
Các thành tạo địa chất bồn trũng Cửu Long đã được nhiều nhà địa chất nghiên cứu
với nhiều phương pháp khác nhau như địa chấn, cổ sinh địa tầng, địa vật lý giếng khoan,
thạch học …Kết quả nghiên cứu cho thấy bồn trũng Cửu Long bao gồm các tập trầm tích
kainozoi phủ bất chỉnh hợp lên đá móng được thành tạo trước kainozoi do các hoạt động
macma (Hình 1.2).
Các phân chia địa tầng địa chất của bồn Cửu Long có thể được phân chia như sau:

5


Chương 1

GVDH: ThS. Thái Bá Ngọc

Hình 1.2. Cột địa tầng bồn trũng Cữu Long
6


Chương 1
1.3.1.1

GVDH: ThS. Thái Bá Ngọc
Đá móng trước Kainozoi

Phân tích mẫu lõi giếng khoan trong móng cho thấy ở bồn trũng Cửu Long chủ yếu
là đá granite, granodiorit, diorit, ngoài ra còn gặp đá biến chất và các thành tạo núi lửa.

Các đá này tương đương với một số phức hệ đá xâm nhập của lục địa trong giai đoạn này
như: phức hệ Hòn Khoai, phức hệ Định Quán và phức hệ Cà Ná.
Phức hệ Hòn Khoai
Là đá magma cổ nhất trong móng của bể Cửu Long, phức hệ có tuổi Trias muộn,
tương ứng khoảng 195 đến 250tr. năm. Khoáng vật chủ yếu là amphybol–biotit– diorit,
monzonit và adamelit.
Phức hệ Định Quán
Thành phần là đá granodiorit, đôi chổ gặp monzonit–biotit-thạch anh đa sắc. Đá
thuộc loại kiềm vôi, có thành phần axit trung bình SiO2 dao động 63–67%. Các thành tạo
của phức hệ xâm nhập này có mức độ giập vỡ và biến đổi cao. Hầu hết các khe nứt đều
được lấp đầy bởi các khoáng vật thứ sinh: calcit, zeolit, thạch anh và clorit. Trong đới
biến đổi mạnh biotit thường bị clorit hoá. Phức hệ Định Quán có tuổi Jura, tuổi tuyệt đối
dao động từ 130 đến 155tr. năm.
Phức hệ Cà Ná
Là phức hệ magma phát triển và gặp phổ biến nhất trên toàn bồn trũng Cửu Long.
Phức hệ đặc trưng là granit thuỷ mica và biotit, thuộc loại Natri–Kali, dư Nhôm (2,98%),
Si (69%) và ít Ca. Đá có tuổi tuyệt đối khoảng 90–100tr. năm, thuộc Jura muộn.
Trong mặt cắt đá magma xâm nhập đã biết thường gặp các đai mạch có thành phần
thạch học khác nhau từ axit đến trung tính–bazơ và thạch anh. Tại một số nơi như khu
vực mỏ Rồng còn gặp đá biến chất nhiệt động kiểu paragneis hoặc orthogneis. Các đá này
thường có mức độ giập vỡ và biến đổi kém hơn so với đá xâm nhập.

7


Chương 1

GVDH: ThS. Thái Bá Ngọc

Hình 1.3: Bản đồ cấu tạo móng trước Kainozoi bồn trũng Cửu

Long
1.3.1.2

Các thành tạo trầm tích Kainozoi

Các thành tạo trầm tích Kainozoi bao gồm các loại đá lục nguyên tướng châu thổ và
ven biển. Các trầm tích này có bề dày chung từ 3000m đến 8000m phủ bất chỉnh hợp lên
móng trước Kainozoi. Càng về trung tâm bồn bề dày trầm tích càng tăng.
Hệ Paleogene
Thống Eocene
Điệp Cà Cối ( P2 cc)
Cho đến nay đá trầm tích cổ nhất ở bồn trũng Cửu Long được tìm thấy gồm: cuội,
sạn sỏi, cát kết hạt thô đến trung bình xen lẫn với lớp sét dày và chỉ phát hiện được một ít
ở các giếng khoan. Cuội có kích thước lớn hơn 10 cm. Thành phần của cuội bao gồm:
granite, gabro có lẫn sét đen, xanh, nâu, đỏ thẩm… và có độ chọn lọc kém. Trầm tích có
nguồn gốc lục địa được tích tụ trong điều kiện dòng chảy mạnh, có đôi chỗ trầm tích rất
gần nguồn vật liệu cung cấp. Quá trình tích lũy trầm tích được bắt đầu vào thời kỳ đầu
của quá trình sụt lún tách giãn hình thành các địa hào. Bề dày trầm tích thay đổi từ 0–
300m, được giới hạn tại sườn một số hố sụt sâu của bồn trũng Cửu Long.

8


Chương 1

GVDH: ThS. Thái Bá Ngọc

Hệ Paleogene
Thống Oligocene
Theo kết quả nghiên cứu địa chấn, thạch học, địa tầng cho thấy bồn trũng Cửu Long

được thành tạo bởi sự lấp đầy địa hình cổ bao gồm các tập trầm tích lục nguyên có môi
trường sông hồ, đầm lầy ven biển, chúng phủ bất chỉnh hợp lên móng trước kainozoi. Ở
khu vực trung tâm bồn trũng có thể trầm tích Oligocene được phủ bất chỉnh hợp lên các
loại trầm tích lót đáy tuổi Eocene. Trầm tích Oligocene được chia làm hai phụ thống:
Phụ thống Oligocene hạ - điệp Trà Cú (P31 tc): bao gồm các tập sét kết màu đen,
xám xen kẽ với các lớp cát hạt từ mịn đến trung bình có độ chọn lọc tốt được gắn kết chủ
yếu bởi xi măng kaolinit. Trầm tích được lắng đọng trong môi trường đầm lầy, ven biển,
châu thổ. Phần trên là lớp sét dày. Ở các khu vực địa hình nâng cổ thường không gặp hoặc
gặp các lớp sét có bề dày mỏng. Trong điệp này sét chiếm từ 60% - 90% các lớp sét xen
kẽ có khi đạt đến bề dày 30m. Tổng bề dày trầm tích thay đổi từ 0–750m.
Phụ thống Oligocene thượng – điệp Trà Tân (P33 tt): bao gồm các trầm tích sông
hồ đầm lầy và các trầm tích biển nông. Ngoài ra các trầm tích Oligocene thượng còn chịu
ảnh hưởng của các hoạt động macma, do đó còn tìm thấy các đá phun trào như bazan,
andezit, ryolit. Trầm tích Oligocene thượng có thể chia làm hai phần theo đặc trưng thạch
học: phần dưới của điệp gồm xen kẽ những lớp cát kết, tuf, cuội kết, các lớp sét và một số
tập đá phun trào (bazan porfia), thỉnh thoảng có những lớp than kẹp mỏng. Phần trên của
điệp đặc trưng bởi những lớp sét đen dày đặc trưng cho môi trường lắng đọng tam giác
châu ven biển. Khu vực đới nâng Côn Sơn có tỷ lệ cát nhiều hơn sét. Tổng bề dày thay
đổi từ 1000m–1300m.
Hệ Neogen
Phụ thống Miocene hạ
Điệp Bạch Hổ (N11 bh)
Trầm tích này nằm bất chỉnh hợp trên trầm tích Oligocene. Bề mặt bất chỉnh hợp
được phản xạ khá tốt trên mặt cắt địa chấn. Đây là bề mặt bất chỉnh hợp quan trong nhất
trọng mặt cắt địa tầng Kainozoi. Các thành tạo tuổi Miocene hạ rất phổ biến trong bồn

9


Chương 1

GVDH: ThS. Thái Bá Ngọc

trũng. Dựa vào các tài liệu cổ sinh, địa vật lý, thạch học thì điệp này được chia làm ba phụ
điệp:
Phụ điệp Bạch Hổ dưới: trầm tích là những lớp cát kết xen kẽ với những lớp sét kết
và bột kết, càng gần với phần trên của phụ điệp khuynh hướng cát hạt thô càng rõ. Cát kết
thạch anh màu xám sáng, độ hạt từ nhỏ đến trung bình, độ chọn lọc trung bình. Chúng
được gắn kết bằng xi măng sét, kaolinit lẫn một ít cacbonat. Bột kết từ màu xám đến xám
nâu, xanh đến xanh tối, trong phần dưới chứa nhiều sét. Ở phần rìa bồn trũng Cửu Long
cát chiếm tỷ lệ lớn (60%) và giảm dần về phía trung tâm của bồn. Trầm tích được thành
tạo trong môi trường gần bờ biển. Ở phần dưới của hệ tầng phát hiện một số đá xâm nhập
(dạng đai mạch) và các đá phun trào (bazan và vụn núi lửa) bề dày từ vài mét đến vài
trăm mét, Bề dày chung của phụ điệp từ 600m–1000m.
Phụ điệp Bạch Hổ giữa: phần trên chủ yếu là sét kết và bột kết đôi chỗ gặp những
kẹp than và glauconit. Phần dưới phụ điệp là những lớp cát hạt nhỏ lẫn với lớp bột rất
mỏng.
Phụ điệp Bạch Hổ trên: trầm tích của phụ điệp này chủ yếu là sét bột dẻo màu nâu
đến xám thỉnh thoảng có những lớp kẹp mỏng cát xen kẽ. Thành phần chính là hidromica
và montmorillonit có chứa hóa thạch rất đặt trưng là Rotalidea, do đó nhiều nhà địa chất
gọi đây là tầng sét Rotalia. Trầm tích tướng biển nông ven bờ và tiền châu thổ. Bề dày
trầm tích trung bình là 200m.

Hệ Neogen
Phụ thống Miocene trung
Điệp Côn Sơn (N12 cs)
Trầm tích của điệp này phủ bất chỉnh hợp lên trầm tích Miocene hạ xen kẽ các tập
cát dày với các lớp sét vôi màu xanh thẫm, đôi chổ gặp những kẹp than mỏng và vôi sét
(chiếm khoảng 5%). Các lớp cát này chủ yếu là cát kết arkoze, cát kết cuội sỏi (chiếm
khoảng 50%-80%) màu xám vàng, xốp dạng khối. Môi trường lắng đọng từ trầm tích biển

nông sang trầm tích sông, đầm lầy ven biển. Bề dày của điệp khoảng 250m–900m.
Hệ Neogen

10


Chương 1

GVDH: ThS. Thái Bá Ngọc

Phụ thống Miocene thượng
Điệp Đồng Nai (N13 đn)
Trầm tích được phân bố rộng rãi trên toàn bộ bồn trũng Cửu Long và cả một phần
của đồng bằng sông Cửu Long (số liệu từ giếng khoan Cửu Long 1). Trầm tích điệp này
nằm bất chỉnh hợp trên trầm tích điệp Côn Sơn. Phần dưới gồm những lớp cát xen kẽ
những lớp sét mỏng, đôi chỗ lẫn với cuội sạn kích thước nhỏ. Thành phần chủ yếu của cát
là thạch anh với một ít các mảnh đá biến chất, tuf, tinh thể pyrit. Trong sét, đôi chỗ gặp
than nâu hoặc bột màu xám sáng. Phần trên là cát thạch anh có kích thước lớn, độ chọn
lọc kém, hạt sắt cạnh. Trong cát gặp nhiều mảnh hóa thạch sinh vật, glauconit, than và cả
tuf. Môi trường trầm tích là tam giác châu, sông, ven biển. bề dày điệp 500m–750m.
Hệ Neogen
Thống Pliocene – Đệ tứ không phân chia
Điệp Biển Đông (N2 -Q bđ)
Trầm tích của điệp này phủ bất chỉnh hợp lên trầm tích Miocene, trầm tích
đánh dấu một giai đoạn mới của bồn trũng Cửu Long (biển được mở rộng trong toàn bồn,
bao gồm các lớp sét, trầm tích lục nguyên và cacbonat xen kẽ). Thành phần khoáng vật
gồm thạch anh (60%-85%), oligioclaze, octoclaze, mica, sét cacbonat sáng màu, sét
montmorilllonit màu nâu phân lớp có chứa nhiều mảnh vỏ sinh vật. Trầm tích được thành
tạo trong môi trường biển ấm với độ mặn trung bình. Bề dày trầm tích từ 400m–700m.
1.4 ĐẶC ĐIỂM KIẾN TẠO

1.4.1.1

Phân vùng cấu trúc

Dựa vào cơ sở cấu trúc hiện đại, cấu trúc bồn trũng Cửu Long được phân chia thành
bốn cấu trúc như sau (hình 1.4):

11


Chương 1

GVDH: ThS. Thái Bá Ngọc

Hình 1.4: Các yếu tố cấu trúc chính của bồn trũng Cửu Long
Đới nâng trung tâm: ngăn cách phụ bồn trũng Tây Nam Cửu Long với phụ bồn
trũng Đông Nam Cửu Long, có kích thước trung bình 25kmx220km. Trục dãy nâng này
có hướng Đông BắcI–Tây Nam, đới nâng này nối với đới nâng Côn Sơn ở phía Nam và
phát triển theo hướng Đông Bắc và kết thúc tại phía Bắc mỏ Bạch Hổ. Trên dãy nâng này
có rất nhiều giếng khoan thăm dò và khai thác thuộc hai mỏ Bạch Hổ và Rồng. Triển
vọng dầu khí ở đây rất khả quan do gần nguồn sinh dầu và có nhiều đứt gãy thông với
nguồn sinh dầu và là nơi tập hợp đủ điều kiện sinh chứa chắn.
Phụ bồn Đông Nam Cửu Long: nằm ở phía Đông dãy nâng trung tâm, có diện tích
khoảng 30km x 110km. Trục của trũng theo hướng Đông Bắc–Tây Nam với độ dốc cánh
Đông Nam lớn hơn độ dốc cánh Tây Bắc. Ranh giới phía Bắc là hệ thống đứt gãy Nam

12


Chương 1

GVDH: ThS. Thái Bá Ngọc

Bạch Mã, phía Tây là hệ thống đứt gãy Đông Bạch Hổ, phía Đông tiếp giáp với một sườn
dốc của khối nâng Côn Sơn.
Phụ bồn Tây Nam trũng Cửu Long: nằm ở phía Tây Bạch Hổ, có đặc điểm cấu
trúc chủ yếu là phương Đông Tây và sâu dần về phía Đông. Ở phụ bồn này triển vọng dầu
khí không mấy khả quan do nằm cách xa nguồn sinh dầu khí, tầng chắn không đảm bảo.
Phụ bồn Bắc trũng Cửu Long: nằm về phía Đông Bắc mỏ Bạch Hổ bao gồm nhiều
khối nâng nhỏ như khối 13, 14, 15… Các yếu tố cấu trúc chính trục Đông Bắc–Tây Nam.
1.4.1.2

Hệ thống đứt gãy

Khởi đầu vào cuối Eocene, đầu Oligocene do tác động của các biến cố kiến tạo vừa
nêu với hướng căng giản chính là TB–ĐN. Hàng loạt đứt gãy hướng ĐB–TN đã được
sinh thành do sụt lún mạnh và căng giãn. Các đứt gãy chính là các đứt gãy dạng gàu xúc,
cắm về Đông Nam. Còn các đứt gãy hướng Đông Tây lại do tác động bởi các biến cố kiến
tạo khác. Nhiều bán địa hào, địa hào cùng hướng phát triển theo các đứt gãy được hình
thành. Các bán địa hào, địa hào này được lắp đầy nhanh bằng các trầm tích vụn thô, phun
trào chủ yếu thành phần bazơ–trung tính và trầm tích trước núi. Hoạt động ép nén vào
cuối Oligocene muộn đã đẩy trồi các khối móng sâu, gây nghịch đảo trong trầm tích
Oligocene ở trung tâm các đới trũng chính, làm tái hoạt động các đứt gãy thuận chính ở
dạng ép chờm, trượt bằng và tạo nên các cấu trúc “trồi”, các cấu tạo dương/âm hình hoa,
phát sinh các đứt gãy nghịch ở một số nơi như trên cấu tạo Rạng Đông, phía Tây cấu tạo
Bạch Hổ và một số khu vực mỏ Rồng. Đồng thời xảy ra hiện tượng bào mòn và vát mỏng
mạnh ở các trầm tích thuộc tầng Trà Tân. Trong thời kỳ đầu Miocene sớm các hoạt động
đứt gãy vẩn còn xảy ra yếu và chỉ chấm dứt hoàn toàn từ Miocene giữa đến hiện tại.
1.5 LỊCH SỬ PHÁT TRIỂN ĐỊA CHẤT BỒN TRŨNG CỬU LONG
Trong suốt quá trình hình thành và phát triển, bồn Cửu Long bị tác động và chi phối

bởi các chế độ địa động lực được thể hiện bởi các giai đoạn khác nhau. Đó là các giai
đoạn cố kết móng, tách giãn và oằn võng cuối cùng là giai đoạn của các hoạt động tân
kiến tạo.
1.5.1.1

Giai đoạn cố kết móng

13


Chương 1

GVDH: ThS. Thái Bá Ngọc

Giai đoạn này liên quan đến sự hội tụ của lục địa Gonvana (Ấn–Úc) và Nauraxia
(Âu – Á) vào cuối Mezozoi đã hình thành thềm lục địa Sunda (50–43,5tr. năm) và tiêu
hủy hoàn toàn đại dương Tethys. Quá trình xâm nhập và phun trào mạnh mẽ của các thể
plutonic và Voncanic ở các khu vực xung quanh bồn Cửu Long đã kéo theo các chuyển
động khối tảng và tạo ra hàng loạt các đứt gãy và phân dị bề mặt địa hình cổ vào cuối
Mezozoi tạo thành các khối nâng và hố sụt. Bồn Cửu Long được hình thành trên các khối
sụt khu vực vào thời kỳ tiền tách giãn Paleocene–Eocene và có hình thái bồn trũng giữa
núi.
1.5.1.2

Giai đoạn tách giản và oằn vòng

Thời kỳ đồng tạo rift: thời kỳ tách giản xảy ra trong giai đoạn Oligocene ( bắt đầu
từ 32tr. năm) tạo nên các địa hào hẹp phân bố dọc theo các đứt gãy sâu nằm kề các khối
plutonic. Lấp đầy các địa hào này là các trầm tích vụn thô được bào mòn từ các khối nâng
kế cận. Quá trình tách giản tiếp tục vào cuối Oligocene các địa hào mở rộng và nối thông

với nhau trở thành đầm hồ thuận lợi cho tích tụ của các trầm tích mịn giàu vật chất hữu
cơ. Đồng thời sự liên thông giữa các địa hào còn mở ra con đường liên kết chính giữa các
đầm hồ và biển. Chính vì vậy mà cuối thời kỳ Oligocene có mặt không chỉ trầm tích đầm
hồ mà còn có cả trầm tích châu thổ và biển.
Bồn trũng oằn võng: đầu Miocene thời kỳ tách giãn kết thúc mở đầu cho một thời
kỳ mới, đó là thời kỳ oằn võng, vào thời kỳ này quá trình sụt lún vẫn tiếp tục đồng thời
với quá trình co rút thể tích của các trầm tích Oligocene đã được tích tụ ở các trũng sâu.
Vai trò của các đứt gãy đã giảm hẳn so với thời kỳ tách giãn. Do vậy các trầm tích sét
được tạo thành chủ yếu và đáng kể là sét Rotalia. Cuối Miocene, do có sự tham gia của
sông Mê Kông nên môi trường trầm tích thay đổi, đồng thời bồn được mở rộng về phía
đồng bằng châu thổ như hiện nay.
1.5.1.3

Giai đoạn tân kiến tạo

Sau thời kỳ oằn võng giai đoạn tân kiến tạo được kế tiếp (17tr. năm) với sự sụt lún
không chỉ tiếp tục ở trung tâm bồn mà còn cả ở khối nâng Côn Sơn. Do đó, bồn Cửu
Long không còn là cấu trúc oval nữa mà nó đã hòa chung vào cấu trúc của toàn thềm lục
địa Nam Việt Nam. Thời kỳ này đáy biển Đông tiếp tục sụt lún đồng thời phần đất liền

14


Chương 1

GVDH: ThS. Thái Bá Ngọc

của Đông Dương được nâng cao cùng với các hoạt động núi lửa bazan, kiềm. Các hoạt
động tân kiến tạo đã góp phần tạo nên diện mạo thềm lục địa hiện nay, là bồn kiểu thềm
lục địa có cấu trúc dạng tuyến kéo dài theo hai phương cắt chéo nhau Đông Bắc–Tây

Nam và Tây Bắc–Đông Nam.
Tóm lại, hoạt động kiến tạo trong giai đoạn Mesozoi muộn đóng vai trò tạo móng
bồn trũng Cửu Long, là nơi di trú hiện nay của dầu khí. Giai đoạn kainozoi sớm đóng vai
trò tạo bồn trầm tích kiểu rift và là giai đoạn tích lũy vật chất hữu cơ và dần dần biến
thành dầu khí. Giai đoạn Kainozoi muộn tạo ra lớp phủ và tiếp tục nhấn chìm các thành
tạo trầm tích chứa vật chất hữu cơ của Kainozoi sớm và tiếp tục biến thành dầu khí. Dầu
cư trú trong móng theo các khe nứt tách được phát sinh và phát triển sau trầm tích, thường
sinh kèm đứt gãy và phát triển chủ yếu vào cuối Oligocene.
1.6 TIỀM NĂNG DẦU KHÍ BỒN TRŨNG CỬU LONG
Tiềm năng dầu khí bể Cửu Long được đánh giá trong nhiều công trình và bằng
nhiều phương pháp khác nhau.
Theo phương pháp thể tích nguồn gốc (phương pháp địa hoá) tài nguyên dầu khí của
bể dao động trong khoảng từ 2,357 đến 3,535 tỉ tấn quy dầu.
Dựa theo kết quả đánh giá tiềm năng dầu khí bằng phương pháp thể tích – xác suất cho
từng đối tượng triển vọng, bể Cửu Long có tổng trữ lượng và tiềm năng dầu khí thu hồi
dao động trong khoảng 800÷850 tr. tấn dầu quy đổi, tương đương trữ lưọng và tiềm năng
HC tại chổ khoảng 3,2 đến 3,4 tỉ tấn quy dầu. Trong đó khoảng 70% tập trung vào đối
tượng móng, còn lại 18% trong Oligocene và 12% trong Miocene.
Theo những số liệu thống kê về tài nguyên dầu khí trong bể đã phát hiện vả khai thác
khoảng 70% tổng tài nguyên dầu khí của bể. Như vậy, lượng tài nguyên dầu khí còn lại
trong bể chưa đựoc phát hiện còn khá lớn và đây sẽ là tiền đề cho việc triển khai tiếp công
việc tìm kiếm, thăm dò dầu khí trong bể Cửu Long.
Bể Cửu Long là bể trầm tích có tiềm năng chứa dầu khí nhất trên thềm lục địa Việt
Nam. Bể hiện đang ở giai đoạn đỉnh cao của công tác thăm dò và khai thác dầu khí với
khoảng 100 giếng khoan thăm dò và thẩm lượng, khoảng 300 giếng khoan khai thác (phát
triển) và đã phát hiện trên 20 tích tụ HC. Trong số phát hiện này có 5 mỏ dầu: Bạch Hổ,

15

Chương 1

GVDH: ThS. Thái Bá Ngọc

Rồng (bao gồm cả Đông Rồng và Đông Nam Rồng), Bạch Mã, Sư Tử Đen, Hồng Ngọc
hiện đang được khai thác

16


Chương 2

GVDH: ThS. Thái Bá Ngọc
CHƯƠNG 2
ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT MỎ BỜM MÃ

2.1 LỊCH SỬ THĂM DÒ MỎ BỜM MÃ
Mỏ Bờm Mã nằm trong khu vực nước nông (56m), có diện tích khoảng 30 km2 ở
trên khối nhô cao của móng theo hướng Đông Bắc – Tây Nam ở lô 15–2, thuộc phần
Đông Bắc bồn trũng Cửu Long trên thềm lục địa Việt Nam (hình 2.1). Mỏ Bờm Mã đang
được công ty dầu khí Việt Nhật JVPC (Japan Vietnam Petroleum Company) quản lý và
khai thác. JVPC đã khoan 33 giếng khoan và khai thác ở mỏ Bờm Mã, phát hiện dầu có
giá trị thương mại vào tháng 6/1994 từ giếng khoan BM-1X. Hai đối tượng chứa chính
của mỏ Bờm Mã được xác định là: Đá móng granit nứt nẻ và cát kết Miocene Hạ.
Các kết quả nghiên cứu địa vật lý, địa chất và khoan thăm dò, khai thác cho thấy
tầng móng của mỏ Bờm Mã là cấu trúc nhô cao của móng phát triển theo hướng Đông
Bắc – Tây Nam kéo dài từ mỏ Bạch Hổ ở phái Tây Nam đến các cấu tạo Gió Đông và
Jade ở phía Đông Bắc. Tầng chứa Miocene Hạ là một nếp lồi khép kín bốn chiều biên độ
nhỏ phát triển theo hướng Đông Bắc – Tây Nam.
Trên khu vực lô 15-2, vào năm 1979 công ty dầu khí DEMINEX đã tiến hành khoan

3 giếng khoan tìm kiếm: 15-2-D1-X, 15-2-D2-B1-X, 15-2-S1-X, Nhưng chỉ kết thúc
giếng khoan trong trầm tích. Các giếng khoan này đều có biểu hiện dầu khí nhưng kết quả
thử vỉa không cho dòng dầu công nghiệp.
Giếng khoan BM-1X đạt chiều sâu cuối cùng 3400m với địa tầng là Móng granit nứt
nẻ.
Kết quả thử DST cho dòng dầu thương mại 1000 thùng dầu/ngày từ tầng Móng và
4000 thùng dầu/ngày từ tầng Miocene Hạ. Từ đó đã tiến hành khoan thẩm lượng với bốn
giai đoạn như sau:
Giai đoạn thẩm lượng thứ nhất:

17


Chương 2

GVDH: ThS. Thái Bá Ngọc

Gồm giếng BM-2X (7/1995) và giếng BM-3X (1/1996) với kết quả thử DST cho
dòng dầu tốt cho cả tầng Móng và tầng Miocene Hạ. Từ kết quả khoan thăm dò và thẩm
lượng nhà điều hành đã công bố thương mại mỏ và tiến hành giai đoạn phát triển mỏ với
khu vực khai thác sớm từ tháng 6/1996. Dòng dầu thu được đầu tiên vào tháng 8/1998.
Giai đoạn thẩm lượng thứ hai:
Gồm các giếng khoan BM-4X/5X/6X/7X được tiến hành song song với giai đoạn
phát triển thứ nhất để thẩm lượng tiềm năng ngoài khu vực phát triển sớm. Giếng BM-4X
(4/1996) không cho dòng dầu. Giếng BM-5X (6/1996) cho dòng dầu 900 thùng/ngày
trong tầng Móng và 1500 thùng/ngày trong tầng Miocene Hạ. Giếng BM-6X (1/1997) cho
dòng dầu 350 thùng/ngày trong tầng Móng và 4000 thùng/ngày trong tầng Miocene Hạ.
Giếng BM-7X (2/1998) cho dòng dầu 521 thùng/ngày trong tầng Móng.
Giai đoạn thẩm lượng thứ ba:
Gồm các giếng BM-8X/9X/10X/11X/12X được tiến hành để thẩm lượng tầng Móng

khu vực phía Nam mỏ Bờm Mã. Giếng BM-8X (12/2000) cho dòng dầu 8500 thùng/ngày
trong tầng Móng granit nứt nẻ. Giếng BM-9X (3/2001) cho dòng dầu 400 thùng/ngày
trong tầng Móng granit nứt nẻ. Giếng BM-10X (6/2001) cho dòng dầu 7500 thùng/ngày
trong tầng Móng granit nứt nẻ. Giếng BM-11X (11/2001) cho dòng dầu 7500 thùng/ngày
trong tầng Móng granit nứt nẻ. Giếng BM-12X (12/2001) cho dòng dầu 9500 thùng/ngày
trong tầng Móng granit nứt nẻ. Các giếng BM-8X/9X/10X/11X được khoan từ cùng một
vị trí S1 trên mặt và đã được chuyển thành các giếng khai thác S-1P/2P/3P (trừ giếng
BM-9X do lưu lượng dầu quá nhỏ) từ tháng 9/2002 trên giàn WHP-S1. Giếng BM-12X
được khoan từ vị trí S1 trên mặt và sẽ được chuyển thành giếng khai thác từ giàn WHPS1 trong tương lai.
Giai đoạn thẩm lượng thứ tư:
Gồm các giếng BM-13X/14X/15X/16X được tiến hành từ tháng 11/2002 với mục
đích thẩm lượng tầng Móng cả khu vực còn lại toàn mỏ Bờm Mã. Giếng BM13X(11/2002) được khoan từ vị trí giàn WHP-S và cho dòng dầu 4000 thùng/ngày trong

18


Chương 2

GVDH: ThS. Thái Bá Ngọc

tầng Móng granit nứt nẻ. Giếng được chuyển đổi thành giếng khai thác S-4P ngay sau khi
kết thúc. Giếng BM-14X(3/2003) được khoan từ vị trí giàn WHP-D1 và cho dòng dầu
7000 thùng/ngày trong tầng Móng granit nứt nẻ. Giếng được chuyển đổi thành giếng khai
thác D-9P ngay sau khi kết thúc. Giếng BM-15X(11/2003) được khoan từ vị trí giàn T1
và cho dòng dầu 10000 thùng/ngày trong tầng Móng granit nứt nẻ. Giếng sẽ được chuyển
đồi thành giếng khai thác T-2P trên giàn WHP-T1 trong tương lai.

19