Ứng dụng các phương pháp địa chấn trong đánh giá tiềm năng, triển vọng dầu khí mỏ ĐẠI HÙNG bể NAM côn sơn

MỤC LỤC
MỤC LỤC..............................................................................................................1
CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN KHU VỰC NGHIÊN CỨU.................................4
1.1 Đặc điểm vị trí địa lí...................................................................................4
1.1.1 Vị trí địa lí :.....................................................................................................4
1.1.2. Lịch sử nghiên cứu mỏ Đại Hùng..............................................................7

1.2. Đặc điểm địa tầng – kiến tạo......................................................................7
1.2.1. Đặc điểm địa tầng..........................................................................................7
1.2.2. Đặc điểm kiến tạo........................................................................................13

1.3. Hệ thống đứt gãy và bẫy chứa................................................................14
1.3.1. Hệ thống đứt gãy..........................................................................................14
1.3.2. Bẫy chứa......................................................................................................15

1.4. Hệ thống dầu khí......................................................................................16
1.4.1. Tầng chứa.....................................................................................................16
1.4.2. Tầng chắn.....................................................................................................19
1.4.3. Tầng sinh......................................................................................................21

CHƯƠNG 2: CƠ SỞ ỨNG DỤNG CỦA THĂM DÒ ĐỊA CHẤN.................23
2.1 Đặc điểm lý thuyết địa chấn......................................................................23
2.2.1 Biểu đồ thời khoảng sóng phản xạ................................................................28
2.2.2 Biểu đồ thời khoảng điểm sâu chung............................................................31

2.3 Các sóng có ích và nhiễu............................................................................33
2.3.1 Sóng có ích....................................................................................................33
2.3.2 Nhiễu địa chấn..............................................................................................35

2.4 Bản chất của phương pháp địa chấn 3D..................................................38
2 .5 Chuổi xử lý cơ bản....................................................................................41

2.5.1 Tiền xử lý......................................................................................................41
2.5.2 Cắt bỏ sóng không phải là sóng phản xạ......................................................41
2.5.3 Lọc ngược trước khi cộng............................................................................41
2.5.4 Lọc ngược sau khi cộng...............................................................................42
2.5.5 Nhóm các mạch theo điểm giữa chung.........................................................42
1


2.5.6 Hiệu chỉnh động............................................................................................42
2.5.7 Hiệu chỉnh tĩnh dư........................................................................................42
2.5.8 Dịch chuyển..................................................................................................43

CHƯƠNG 3: KỸ THUẬT VÀ PHẦN MỀM MINH GIẢI ĐỊA CHẤN 3D...43
3.1 Phân tích lát cắt địa chấn..........................................................................43
3.1.1 Liên kết sóng và đứt gãy...............................................................................43
3.1.2. Liên kết địa chất- địa chấn...........................................................................46

3.2 Thành lập các bản đồ địa chấn.................................................................47
3.2.1. Thành lập bản đồ đẳng thời..........................................................................47
3.2.2 Thành lập bản đồ đẳng sâu............................................................................48
3.2.3 Thành lập bản đồ đẳng dày...........................................................................50

3.3 Các phần mềm chính được sử dụng trong minh giải tài liệu địa chấn. .50
3.4 Các thao tác chính trong minh giải tài liệu..............................................52
3.4.1 Khởi động IESX...........................................................................................52
3.4.2 Tạo một Project mới.....................................................................................53
3.4.3 Basemap – xem dữ liệu định hướng ..........................................................54
3.4.4 Tạo một tầng mới..........................................................................................54
3.4.5 Xem các tuyến địa chấn................................................................................56
3.4.6 Liên kết tầng phản xạ và xác định hệ thống đứt gãy....................................59

3.4.7 Lập bản đồ đẳng thời/đẳng dày.....................................................................60

CHƯƠNG 4: MINH GIẢI TÀI LIỆU ĐỊA CHẤN 3D MỎ ĐẠI HÙNG LÔ
05-1....................................................................................................................... 62
4.1 Cơ sở dữ liệu...............................................................................................62
4.1.1. Tài liệu địa chấn...........................................................................................62
4.1.2. Các tài liệu khác...........................................................................................63
4.1.3. Cơ sở phân tích đặc điểm cấu trúc...............................................................64

4.2. Minh giải địa chấn....................................................................................65
4.2.1. Liên kết, minh giải tài liệu địa chấn...........................................................65
4.2.2. Xây dựng bản đồ cấu trúc............................................................................77

4.3. Mức độ tin cậy của kết quả minh giải tài liệu.........................................89
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ.............................................................................90
TÀI LIỆU THAM KHẢO............................................................................92
2


3


CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN KHU VỰC NGHIÊN CỨU
1.1 Đặc điểm vị trí địa lí
1.1.1 Vị trí địa lí :
Bể Nam Côn Sơn nằm ở phần lục địa phía Nam Việt Nam, có tọa độ 6 0 10 0 vĩ Bắc, 105 0 30 ' - 111 0 30' kinh Đông. Cách bờ biển Việt Nam 600 km về phía
Đông Nam. Phía Đông được giới hạn bởi bồn trũng Trường Sa. Phía Nam được
giới hạn bởi đới nâng Nature. Bể bao gồm lô 03 – 30. Diện tích khoảng 90000
km 2 (Hình 1.1).

4


Hình 1.1. Vị trí bồn trũng Nam Côn Sơn

Mỏ Đại Hùng nằm ở rìa Tây - Bắc bồn trũng Nam Côn Sơn, hay nói một
cách chính xác hơn là nằm ở rìa Tây – Nam ở đới nâng Mãng Cầu. Đới nâng này
5


chia cắt bồn trũng thành hai phụ bồn: phụ bồn phía Bắc và phụ bồn phía Nam. Mỏ
Đại Hùng nằm trong lô 05-1 ở thềm lục địa Việt Nam, cách Vũng Tàu về phía
Đông Nam 262km. vùng mỏ có chiều sâu đáy biển thay đổi từ 110 – 120 m
(Hình1.2).
Địa hình đáy biển ở phần lớn diện tích của mỏ tương đối bằng phẳng và
không có các vật chướng ngại, tạo điều kiện thuận lợi cho việc xây dưng các công
trình khai thác dầu khí.

Hình 1.2 Vị trí mỏ Đại Hùng

6


1.1.2. Lịch sử nghiên cứu mỏ Đại Hùng.
Trước năm 1975 công ty Mobil tiến hành thu nổ địa chấn 2D với mạng lưới
địa chấn 4x4 km trong khu vực bồn trũng Nam Côn Sơn, trong đó mỏ Đại Hùng
đã thu nổ khoảng 360 km tuyến địa chấn 2D.
Năm 1985 công ty liên doanh Vietsovpetro đã tiến hành thu nổ 1050 km địa
chấn 2D mang lưới 1x1 km trên vùng mỏ Đại Hùng.
Năm 1991 Liên doanh dầu khí Vietsovpetro đã tiến hành khảo sát địa chấn

3D do công ty GECO-PRAKLA thu nổ với diện tích 238 km 2. Ngoài ra còn nhiều
tuyến địa chấn liên kết của nhiều công ty khác nhau thu nổ qua các giếng khoan
của mỏ Đại Hùng.
Năm 1988 Vietsovpetro đã phát hiện dòng dầu đầu tiên ở giếng khoan 1X
15-10-1994 nhà điều hành BHP tiến hành đánh giá trữ lượng dầu khí của mỏ và
đưa vào khai thác sớm phần phía Đông Bắc mỏ. 5-3-1995 công ty PPEP đã tiến
hành đánh giá trữ lượng dầu khí của mỏ Đại Hùng. 1997 Petronas Carigali Việt
Nam tiếp nhận mỏ. Cho tới hiện nay mỏ vẫn đang được đánh giá và khai thác với
sản lượng tương đối cao.
1.2. Đặc điểm địa tầng – kiến tạo
1.2.1. Đặc điểm địa tầng.
Hiện tại mỏ Đại Hùng đã có 22 giếng khoan thăm dò và khai thác, trong đó
15 giếng đã khoan vào móng granit từ 20m (ĐH – 7X) đến 976,4m (ĐH – 10X) và
hầu hết các giếng khoan đã khoan qua mặt cắt trầm tích với đầy đủ các phân vị địa
tầng có tuổi từ Mioxen sớm đến Pliocene - Đệ tứ. Cột địa tầng tổng hợp mỏ Đại
Hùng được thể hiện (Hình 1.3).

7


Hình 1.3 Cột địa tầng mỏ Đại Hùng.

8


1.2.1.1. Móng macma trước Đệ Tam
Móng macma được phát hiện ở mỏ Đại Hùng, từ chiều sâu 2622 m (PP-2X)
đến 4005 m (PP-8X). Thành phần móng chủ yếu là granit, granodiorit với hạt từ
rất nhỏ đến trung, sắc cạnh, bị nứt nẻ, bị cà nát. Granite có thành phần tạo đá gồm:
30-35% plagiocls, 35-38% thạch anh và fenpat 20-23%. Đối với granodiorite thì

khoáng vật tạo đá gồm : 40 – 50% plagioclas, 20 – 38% thạch anh, Felspat 5-18%,
biotit (5 – 8%), ngoài ra còn có một vài khoáng vật phụ phổ biến gồm: sphen,
apatit, zircon, và khoáng vật quặng. Đá thuộc nhóm granodiorit kiểu granit
Cho đến nay, tuổi của móng mỏ Đại Hùng chưa được nghiên cứu một cách
chi tiết, một vài mẫu phân tích tuổi tuyệt đối Kali-Argon cho tuổi 109 ± 5 triệu
năm tương đương với J 3 - K 1
1.2.1.2. Trầm tích Đệ Tam
Theo kết quả phân tích cổ sinh và địa tầng, lát cắt trầm tích Đệ Tam ở các
giếng khoan ở mỏ Đại Hùng có tuổi từ Mioxen sớm đến hiện tại, được đánh dấu
bởi các đới planktonic forams từ N5-N23 như sau:
a/ Hệ Neogen. Thống Miocen. Phụ thống Miocen dưới. Hệ tầng Dừa
Bao gồm các trầm tích chứa than phân bố rộng rãi trên toàn mỏ Đại Hùng,
có xu hướng mỏng dần về phía Bắc và Tây Bắc. Nằm giữa tầng phản xạ H76 và
H200, trầm tích hệ tầng Dừa bắt gặp ở chiều sâu từ 2112m (PP-1P) đến 3340m
(PP – 14X), bao gồm chủ yếu là cát kết màu xám sáng. Phớt trắng, sét kết, bột kết
xen kẽ nhau; thỉnh thoảng gặp than mỏng và đá đá vôi. Có thể chia thành 3 tập
chính (từ dưới lên) :
a.1/

Trầm tích lục nguyên lót đáy :

Phủ trực tiếp lên móng granit là các trầm tích lục nguyên hạt thô và hạt mịn
xen kẽ sét, bột kết, độ hạt giảm dần về phía trên. Đỉnh của tập được đánh dấu bởi
các lớp than (H150) nên ranh giới này còn được gọi là “coal marker”. Các lớp than
này phân bố rộng ở phần trung tâm và phần phía Nam của mỏ, mỏng dần về phía

9


Tây Bắc và được nhận biết một cách dễ dáng trên tài liệu Địa Vật Lý Giếng

Khoan.
Các tập cát kết từ móng đến H150 bao gồm cát kết đa khoáng, sét, bột kết.
Cát kết có độ hạt từ thô đến mịn, độ rỗng, độ ẩm thấp. Độ dày các thân cát cũng
thay đổi, giảm dần về phía Nam, Tây Nam, vát mỏng và biến mất về phía Bắc của
mỏ.
Với sự có mặt của các đới planktonic forams và các đới nannofossils trầm
tích lót đấy được xếp vào phần dưới cùng của Mioxen sớm, tương ứng phần dưới
của hệ tầng Dừa. Theo liên kết khu vực, cũng có ý kiến cho rằng tập này có tuổi
Oligocene muộn. Chiều dày của tập này thay đồi từ 43-176m.
a.2/ Tập trầm tích lục nguyên chứa than
Đỉnh của tập trầm tích lục nguyên này là ranh giới H100, được đánh dấu
bởi sự có mặt của trầm tích chứa than cuối cùng của giai đoạn tạo châu thổ lần thứ
nhất. Đặc điểm đáng chú ý của tập trầm tích này là bao gồm các tập cát chứa sản
phẩm chính của mỏ (trước đây BHPP chia thành 5 tập cát chứa từ tập cát số 5 đến
tập cát số 1 kể từ dưới lên). Thành phần các trầm tích lục nguyên bao gồm cát kết
đa khoáng, bột kết, sét và than phân lớp nằm ngang, lượn sóng và xiên chéo. Cát
kết hạt nhỏ đến trung, có thành phần chủ yếu là thạch anh, fenpat và một phần nhỏ
mảnh đá, chúng được gắn kết bởi xi măng đá vôi và xi măng sét. Nhìn chung hạt
vụn có độ lựa chọn và mài tròn tốt, bán góc cạnh đến bán tròn cạnh. Sét bột kết có
màu xám xẫm đến xám nhạt, phân lớp mỏng chứa khoáng vật glauconit, siderite
và nhiều hoá thạch biển.
Dựa trên cơ sở các tài liệu vi cổ sinh, thạch học, trầm tích, được xác định
thành tạo trong môi trường biển nông, đồng bằng thuỷ triều, đồng bằng ngập lụt,
lòng sông, bãi bồi.
Theo kết quả phân tích cổ sinh của Viện Dầu Khí, tuổi Miocen sớm được
xác định bởi sự có mặt của trùng lỗ Globoquadrina dehiscens, globoquadrina
prodehiscens. Theo tài liệu sinh địa tầng planktonic forams và nannofossil thì tập
này kết thúc các đới N. Chiều dày của tập thay đổi tứ 200-380m.
10

a.3/ Tập trầm tích lục nguyên hạt mịn:
Phần trên cùng của trầm tích Mioxen sớm với nóc của tập là tầng H76 bao
gồm các tập cát kết, bột kết, sét kết xen kẽ các lớp sét vôi và đá vôi mỏng. Các
thân cát chứa dầu và khí ở trong phần trên của Mioxen sớm trước đây được gọi là
H80 – H100 có chiều dày thay đổi, không phát triển liên tục theo chiều ngang và
mức độ chứa dầu cũng hạn chế.
Môi trường lắng đọng trầm tích của tập này là vũng vịnh, biển nông, châu
thổ ven biển.
Tổng chiều dày trầm tích lục nguyên có tuổi Mioxen sớm từ 480 – 980m.
b/ Hệ Neogen. Thống Miocen. Phụ thống Miocen giữa. Hệ tầng Thông –
Mãng Cầu
Hệ tầng Thông – Mãng Cầu được giới hạn trên và dưới bởi các mặt phản xạ
địa chấn H30 và H76, chúng phân bố rộng rãi khắp toàn mỏ và đã bắt gặp ở tất cả
các giếng khoan tại mỏ Đại Hùng.
Trầm tích hệ tầng này có thể chia thành 2 phần chính: phần dưới chủ yếu là
cát kết hạt trung, các lớp đá vôi ám tiêu và đá vôi silic dạng thềm xen kẽ với sét
kết. Cát kết màu xám đến xám nhạt, hạt mịn đến rất mịn đôi khi trung bình, á tròn
cạnh đến á góc cạnh, độ chọn lựa trung bình, gắn kết trung bình đến yếu với xi
măng là đá vôi và sét. Sét kết màu xám sáng đến xám trung bình, mềm đến rắn
chắc. Phần trên chủ yếu là các lớp đá vôi dày, màu kem sáng, trắng sữa xen lẫn
các lớp mỏng cát, bột kết và ít lớp mỏng dolomit. Đá vôi tái kết tinh rất mạnh với
sự phát triển của các hang hốc, vì nứt nẻ và nứt nẻ. Bề dầy đá vôi từ 7-50m.
Tuổi Miocen trung của tập trầm tích này được xác định trên cơ sở sự có mặt
của trùng lỗ Globorotalia menardii, Globorotalia mayeri và các đới planktonic
forams N9, N10, N11, N12 và N13.
Môi trường trầm tích của hệ tầng Thông – mãng Cầu là biển nông ven bờ.

11

Hệ tầng Thông – Mãng Cầu bề dày thay đổi từ 150-1159m và phủ bất chỉnh
hợp lên hệ tầng Dừa.
c/ Hệ Neogen. Thống Miocen. Phụ thống Miocen trên. Hệ tầng Nam Côn Sơn
Nằm giữa tầng phản xạ H20 và H30, hệ tầng Nam Côn Sơn phân bố rộng
rãi trong toàn mỏ, có mặt ở tất cả các giếng khoan ở mỏ Đại Hùng.
Trầm tích của hệ tầng này có 2 thành phần cơ bản là: trầm tích lục nguyên
và đá vôi. Phần dưới hệ tầng chủ yếu là trầm tích lục nguyên với các đá vụn, gồm
cát kết, bột kết màu xám, xen kẽ các tầng sét mỏng. Cát kết ở đây có độ hạt từ nhỏ
đến vừa, độ lựa chọn và mài tròn tốt, chứa hoá thạch động vật biển và glauconit,
có độ gắn kết trung bình bởi xi măng đá vôi. Sét kết màu xám sáng, xám tối, đôi
khi xám xanh, hồng và xám vàng, chứa nhiều mảnh đá vôi.
Phần trên của hệ tầng có thành phần chủ yếu là đá vôi màu xám trắng, mềm
chứa cát.
Tuổi Miocen muộn của hệ tầng được xác định bằng sự có mặt của trùng lỗ
G tumida, lepidosyclina.
Hệ tầng Nam Côn Sơn được lắng đọng trong môi trường biển nông, đến biển
sâu.
Các trầm tích của hệ tầng Nam Côn Sơn có bề dày thay đổi từ 325 – 420m,
phủ bất chỉnh hợp trên hệ tầng Thông – Mãng Cầu.
d/ Hệ Neogen - Đệ Tứ. Hệ tầng Biển Đông
Hệ tầng Biền Đông phát triển rộng rãi trên toàn khu vực, căn cứ vào sự có
mặt của một số hoá thạch sinh vật biển và các tập trầm tích, hệ tầng Biển Đông
được chia làm hai phần.
- Phần dưới: Plioxen
Trầm tích Plioxen của hệ tầng biển Đông bao gồm cát kết màu xám, vàng
nhạt và bột kết, sét kết chứa nhiều glauconit và hoá thạch sinh vật biển.
- Phần trên : Đệ Tứ.

12

Trầm tích Đệ Tứ thuộc phần trên hệ tầng biển Đông gồm đá cát xen kẽ với
bùn, sét và một vài tập đá vôi mỏng.
Tuổi Plioxen - Đệ tứ của hệ tầng được xác định trên cơ sở sự có mặt của
trùng lỗ Pseudorotalia, Asterorotalia trispinosa, Ammonia.
Hệ tầng Biển Đông được lắng đọng trong môi trường biển nông giữa thềm
đến biển sâu.
Bề dày của hệ tầng thay đổi từ 700 – 1.700m, phủ bất chỉnh hợp trên hệ
tầng Nam Côn Sơn.
1.2.2. Đặc điểm kiến tạo
Các hoạt động đứt gãy của pha tách giãn muộn trong Mioxen sớm cùng với
chuyển động nghịch đảo trong Mioxen trung là những yếu tố kiến tạo chính tạo
nên mỏ Đại Hùng
Vào cuối Oligocene đầu Mioxen sớm khu vực vùng mỏ nằm ở rìa bồn trũng
và trầm tích ở giai đoạn này được hình thành trong môi trường sông ngòi, đồng
bằng châu thổ. Hình thái của tập trầm tích trong thời kỳ này giống như một cái
nêm vát mỏng về phía Tây Bắc. Giai đoạn tiếp theo bồn trũng được mở rộng về
phía Tây, chiều dày trầm tích ở khu vực mỏ bình ổn hơn trừ khu vực đới yên ngựa
và cánh sụt phía Đông của mỏ do sự bắt đầu hoạt động của các đứt gãy liên quan
nên có sự đột biến về chiều dày . Pha tách giãn thứ hai của bồn trũng bắt đầu với
sự hoạt động của các đứt gãy vào cuối thời kỳ Mioxen sớm đã hình thành cấu trúc
mỏ, với các trầm tích thành tạo trong môi trường biển nông, đồng bằng ven biển,
đồng bằng tam giác châu. Sự hút chìm của Biển Đông xuống cung Luson – Đài
Loan theo máng sâu manila đã đẩy cung Luson chuyển dịch về phía Tây và tạo áp
lực dồn ép từ Miocen giữa và mạnh mẽ trong Miocen muộn. Trường ứng suất của
biển Đông đã chuyển đổi từ căng giãn chiếm ưu thế sang dồn ép là chủ yếu. Cuối
Miocen giữa, sự dồn ép phát triển mạnh mẽ dẫn đến sự hình thành hàng loạt các
cấu tạo dạng vòm có kích cỡ khác nhau. Mặt bất chỉnh hợp cuối Miocen giữa đã
cắt cụt một phần trầm tích được hình thành trước đó, đánh dấu sự kết thúc pha

nghịch đảo kiến tạo tại bề Nam Côn Sơn. Pha nghịch đảo kiến tạo này gây ra sự
13


phát triển gián đoạn khu vực và hình thành nhiều cấu tạo vòm địa phương trong
trong đó có đới nâng Đại Hùng.

1.3. Hệ thống đứt gãy và bẫy chứa
1.3.1. Hệ thống đứt gãy.
Khu vực mỏ Đại Hùng có các hệ thống đứt gẫy phức tạp với 3 hướng
chính: hướng Đông Bắc-Tây Nam 30o và 45o Tây Bắc – Đông Nam và á vĩ tuyến
(Hình 1.4). Hệ thống đứt gãy hướng Đông Bắc – Tây Nam 30 o có chiều dài và
biên độ dịch chuyển lớn, quyết định cấu trúc của mỏ, còn các hệ thống có hướng
Tây Bắc – Đông Nam và á vĩ tuyến có chiều dài không lớn, biên độ dịch chuyển
nhỏ đóng vai trò chia cắt mỏ thành các đới cấu trúc nhỏ hơn. kết quả phân tích các
hệ thống đứt gãy của mỏ Đại Hùng có thể thấy rằng hệ thống đứt gãy hoạt động
sớm nhất ở khu vực này là các hệ thống Đông Bắc-Tây Nam 45 o ở phía Đông và
hệ thống Tây Bắc – Đông Nam phân chia phụ đới phía Nam và đới yên ngựa. Các
hệ thống dứt gãy này có lẽ liên quan đến pha tách giãn đầu tiên của bồn trũng, nó
cũng cho thấy đến thời điểm này mỏ Đại Hùng chưa được hình thành. Kết quả
phân tích tài liệu địa chấn cũng như bản đồ đẳng dày thời kỳ H100-H76 cho thấy
hều hết các đứt gãy của mỏ Đại Hùng đều bắt đầu hoạt động trong thời kỳ cuối
Mioxen sớm và tiếp tục hoạt động đến đầu Mioxen giữa; một vài hệ thống đứt gẫy
còn hoạt động kéo dài đến Mioxen muộn và Pliocene Đệ Tứ. Việc các hệ thống
đứt gãy bắt đầu hoạt động vào cuối Micene sớm (H100) cho thấy rằng hầu hết các
đứt gãy ở mỏ Đại Hùng là các đứt gãy sau trầm tích cho các tầng trước H100 và
đặc trưng này cũng đã được kiểm chứng qua tài liệu giếng khoan. Tính chất này
vô cùng quan trọng trong việc sử dụng tầng H100 là tầng tựa để xây dựng các bản
đồ nóc, đáy các tầng sản phẩm cho toàn mỏ. Một tính chất khác không kém phần
quan trọng của các đứt gãy là tính chất chắn. Các kết quả nghiên cứu cũng như kết

quả khoan đã xác nhận rằng: hầu hết các đứt gẫy ở khu vực mỏ Đại Hùng đóng vai

14


trò là đứt gẫy chắn, điều đó có nghĩa là các khối phân cách bởi các đứt gẫy có thể
độc lập với nhau.

1.3.2. Bẫy chứa
Các bẫy chứa dầu khí đã được phát hiện ở mỏ Đại Hùng đều thuộc loại bẫy
cấu tạo hỗn hợp, đứt gãy dạng khối và thạch học. Lớp phủ chắn giữ dầu khí là các
thành tạo lục nguyên mịn, chứa vôi có độ dày từ 10-70m

15


Hình 1.4: Sơ đồ đứt gãy mỏ Đại Hùng

1.4.

Hệ thống dầu khí

1.4.1. Tầng chứa
Tại mỏ Đại Hùng dầu, khí đã được phát hiện trong 3 loại tầng chứa chính là
• Đá móng granit trước Kainozoi.
• Trầm tích lục nguyên Miocen dưới.
• Đá vôi Miocen giữa.
a. Đá móng granit trước Kainozoi
Đây là tầng chứa đã được phát hiện tại một vài giếng khoan 4X, 8X, 9X và
10X. Thành phần thạch học của đá móng mỏ Đại Hùng gồm 02 loại chính là granit

và granodiorit. Độ rỗng tổng của tầng chứa chỉ 1-2%, cá biệt có nơi 3-5% do hang
hốc và nứt nẻ mạnh. Bề dầy hiệu dụng của tầng chứa đá móng ở các giếng khoan
là rất khác nhau và thay đổi tuỳ thuộc vào mức độ nứt nẻ của chúng. Tại những
nơi đá móng có hang hốc và nứt nẻ liên thông với nhau, tính thấm của tầng chứa
rất cao (tới hàng trăm mD). Tuy nhiên, cho đến nay vẫn chưa gặp tầng sản phẩm
nào có giá trị công nghiệp trong tầng đá móng nứt nẻ ở mỏ Đại Hùng.
b. Các tầng trầm tích lục nguyên Mioxen dưới
Tầng trầm tích lục nguyên chứa dầu ở mỏ Đại Hùng là các tập cát kết tuổi
Mioxen sớm nằm giữa tầng phản xạ địa chấn H76 và H200. Thành phần thạch học
của cát kết chủ yếu gồm: thạch anh từ 50-70%, fenpat từ 3,5 – 24%, tỉ lệ mảnh đá
thay đổi từ 11-47%. Theo phân loại của R.L.Folk (1974) thì cát kết thuộc loại cát
kết arkose, arkose mảnh đá, được thành tạo trong môi trường biển nông, đồng
bằng ven biển, đồng bằng tam giác châu. Dựa vào đặc điểm trầm tích, sự phân bố
mà tầng chứa này được chia làm 7 tập chứa chính và được đánh số và gọi tên từ

16


Tập cát số 0 (H80 – H100) đến tập cát số 6 (H150 – H200), theo thứ tự từ trên
xuống :
- Tập cát số 0 (H80 – H100)
Tập cát này nằm giữa mặt h80 và H100, chiều sâu thay đổi từ 2130 – 3422m,
chiều dày từ 5.7 – 92.4m (trung bình khoảng 60 m). Tập cát số 0 có xu hướng dày
dần về phía Tây Nam của mỏ (PP-8X : 92,4m). Độ rỗng của tập cát này từ 15-24%,
độ rỗng cao tại khu vực trung tâm mỏ (khối G, K, L), các vỉa sản phẩm chứa dầu
khí được phát hiện ở khu vực khai thác sớm và các khối phía Tây Nam mỏ (khối B,
F).
- Tập cát số 1 (H100 – H115)
Nằm giữa mặt H100 – H115, tập cát số 1 nằm ở độ sâu thay đổi từ 2164 –
3336m. chiều dày từ 6-30m (trung bình khoảng 15m). Tập cát này phân bố khắp

toàn mỏ và có xu hướng dày dần về phía Đông Nam mỏ. Độ rỗng của tập cát này
thay đổi từ 13 đến 20%, khả năng chứa của tập tương đối tốt tại hầu hết các khối
trong mỏ.
- Tập cát số 2 (H115 – H130)
Tập cát số 2 nằm giữa mặt H115 và H130 ở chiều sâu thay đổi từ 2200 –
3380 m, chiều dày của tập từ 6 – 41m (trung bình khoảng 25 m). Tập cát này có
xu hướng dày dần về phía Đông, Đông Nam (khối D, K, L), tại khu vực khối K tập
trầm tích có chiều dày tới 40 m (PP-1P). Lập H115-H130 có khả năng chứa dầu ở
khu vực khai thác sớm khối K, L. về phái Nam của mỏ (khối F) đã gặp khí và
condensat trong tập cát này (D9H-1X).
- Tập cát số 3 (H130 – H140)
Nằm ở chiều sâu thay đổi từ 2271 – 3442 m giữa mặt H130 và H140, tập
cát số 3 có chiều dày thay đổi từ 10 – 30 m (trung bình khoảng 13 m), chiều dày
của tập cát này dầy ở phần trung tâm mỏ và giảm dần về hai phía Nam. Bắc của
mỏ. Tại khu vực PP-8X khối B, phía Nam mỏ thì tập này chỉ dày 4,2 m, còn phía
Bắc tại khối M tập trầm tích này vắng mặt (PP-6X). Độ rỗng của tập này từ 13 –

17


28%, độ rỗng cao tại khu vực các khối trung tâm mỏ, khả năng chứa dầu của tập
cát này tốt tại khu vực khai thác sớm.
- Tập cát số 4 (H140 – H145)
Tập cát số 4 nằm giữa mặt H140 và H145 ở chiều sâu thay đổi từ 2352 –
3525 m, chiều dày từ 3,5 – 26 m (trung bình khoảng 19 m). Tập cát này phân bố
khắp toàn mỏ. Độ rỗng của tập này vào loại trung bình (13 – 18%), độ rỗng cao
tập trung ở khu vực khai thác sớm (PP-1P, 2P độ rỗng 17-18%), như vậy chát
lượng chứa của tập này tốt tại khu vực khai thác sớm (J, L, K), đặc biệt là khối L,
khả năng chứa trung bình tại khu vực Tây Nam mỏ (khối B, F) còn các khối khác
khả năng chứa kém hơn.

- Tập cát số 5 (H145 – H150)
Nằm ở chiều sâu thay đổi từ 2424 – 3594 m giữa mặt H145 và H150, tập
cát số 5 có chiều dày thay đổi từ 5 – 22 m (trung bình khoảng 10 m). Tập cát này
có chiều dày khá đều ở phía Nam, Tây Nam, còn phái Bắc, Đông Bắc thì phân bố
không đều có chỗ mất hẳn (khu vực PP-1P). Độ rỗng của tập cát này thay đổi từ
14-20%, độ rỗng tốt tập trung tại khu trung tâm mỏ (PP-2P, 10P độ rỗng 20%) như
vậy khả năng chứa tốt của tập là khu vực này (khối L, K, D, F).
- Tập cát số 6 (H150 – H200)
Tập cát số 6 nằm giữa mặt H150 và H200 ở chiều sâu từ 2571 – 3702m,
chiều dày từ 10-49 m (trung bình khoảng 22 m). Tập cát này phân bố khá đều trên
toàn mỏ tuy nhiên phần phía Tây mỏng hơn (khoảng 10 m tại các giếng PP-4X,
PP-5X, PP-6X). Độ rỗng của tập cát này tử 13-18%, khả năng chứa tốt của tập này
chủ yếu tại khu vực khai thác sớm
c. Tầng đá vôi Miocen giữa
Tầng đá vôi chứa dầu tuổi Miocen trung mỏ Đại Hùng nằm giữa mặt phản
xạ H76 và H30 ở độ sâu từ 1976 m TVDSS (PP-3P) – 2961 m TVDSSS (PP-12X),
chiều dày của tập từ 37 m (PP-3P) đến 40 m (PP-10X) phân bố làm 03 khu vực
chính: khu vực 1 nằm ở cánh sụt phía Đông; đây là khu vực có diện tích phân bố
lớn nhất 21 km2 với chiều dày của tập đá vôi từ 12-21 m. Khu vực 2 năm ở khu
18


vực giữa hai đới yên ngựa và phụ đới phía Nam, diện tích của khu vực này khoảng
8 km2, chiều dày từ 11-40 m. Khu vực 3 nằm tại trung tâm mỏ (khu vực khối L),
diện tích là 1,4 km2 chiều dày từ 18-36 m. Độ rỗng tầng chứa đá vôi phụ thuộc
nhiều vào nguồn gốc, môi trường thành tạo cũng như quá trình phong hoá và biến
đổi của chúng. Chính vì thế, giá trị độ rỗng thay đổi trong khoảng rất rộng, từ
11,9% (PP-12X) đến 28,4% (PP-5X). Đá vôi mỏ Đại Hùng có hai loại chính là ám
tiêu san hô và đá vôi dạng thềm. Đá vôi chứa dầu tốt chủ yếu là dạng ám tiêu (độ
rỗng có thể tới 28%) còn đá vôi dạng thềm khả năng chứa rất kém (độ rỗng <

10%)
1.4.2. Tầng chắn
Tính chất chắn của mỏ Đại Hùng liên quan đến hai yếu tố :
- Các tập sét chắn tuổi Mioxen sớm, trung.
- Tính chất chắn của đứt gãy.
Các tập sét chắn tại mỏ Đại Hùng chủ yếu là các tầng chắn địa phương.
Khoáng vật sét chủ yếu của tầng chắn là hydromica, caolinit và hỗn hợp
monmorilonit – caolinit. Bề dày các tập chắn thay đổi tứ 6 – 40 m, thường gặp bề
dày từ 20 – 30 m. Tỉ lệ sét trong tầng chắn thay đổi từ 70 – 90%, có xu hướng tăng
từ Tây sang Đông. Khả năng chắn của các tập sét từ trung bình đến tốt, tuỳ thuộc
vào hàm lượng sét trong chúng.
Trong trầm tích Mioxen của mỏ Đại Hùng hiện có 07 tập chắn chính, chiều
dày và diện phân bố của từng tập cụ thể như sau:
- Tập sét chắn 1 : Tập sét này nằm giữa mặt phản xạ H95 và H100 (ngay
trên H100) trong khoảng độ sâu thay đổi từ 2000 – 2750 m, tập sét này rất dễ nhận
biết trên đường cong carota, chiều dày tập thay đổi từ 10-40 m, trung bình khoảng
30m, có xu hướng tăng dần về phía Đông, Đông Bắc. Tuy nhiên tại giếng khoan
(ĐH-2P, 5P) (khối G) do hoạt động kiến tạo mà các tập sét này mỏng hoặc mất hẳn
(2P : 6m; 5P không có).
- Tập sét chắn 2 : Tập sét này nằm giữa mặt phản xạ H100 và H105 trong
khoảng độ sâu thay đổi từ 2100 – 2850m. tập sét này có chiều dày tương đối ổn
19


định từ 25-30m, phân bố khắp toàn mỏ. Tỉ lệ sét trong tập > 80%. Đây là tầng
chắn tốt và ổn định nhất mỏ Đại Hùng
- Tập sét chắn 3 : Tập sét này nằm giữa mặt phản xạ H105 và H115, trong
khoảng độ sâu thay đổi từ 2155 – 2895 m, chiều dày tập sét thay đổi từ 9 – 43 m,
trung bình khoảng 20 m, dày nhất tại giếng khoan (PP – 7X 43 m) và mỏng tại
giếng khoan (PP-1P 10m). Tầng chắn này có tính liên tục và ổn định cao do đó

đóng vai trò là tầng chắn tốt cho toàn mỏ.
- Tập sét chắn 4 : Tập này nằm giữa mặt phản xạ H130 và H137, trong
khoảng độ sâu thay đổi từ 2247 m (PP-2P) – 2935 m (PP-8X), chiều dày thay đổi
từ 18-45m, trung bình khoảng 30 m, chiều dày tập sét này tăng tại khối trung tâm
giếng khoan (PP - 1P : 45m) và khối B giếng khoan (PP - 8X : 30m). Trên mặt cắt
liên kết thì tập sét này có độ liên tục kém và còn bị xen kẹp bởi các tập cát mỏng,
do đó khả năng chắn kém hơn tập sét 3.
- Tập sét chắn 5 : Nằm giữa mặt phản xạ H140 và H145 ở độ sâu thay đổi
từ 2307 m (PP-2P) – 2985 m (PP-8X), chiều dày tập sét thay đổi từ 13-45 m, trung
bình khoảng 40 m, chiều dày tập sét này tăng về phía các khối H, D, J (10P : 45 m;
4X, 5X : 44 m) và mỏng tại khối N (7X : 13 m). Tập sét này phân bố rộng khắp
toàn mỏ và cũng là một trong những tầng chắn chính của mỏ.
- Tập sét chắn 6 : Tương tự tập sét 5, tập sét 6 cũng nằm giữa tập phản xạ
H140 và H145 ở độ sâu thay đổi từ 2335 m (PP-2P) – 3068 m (PP-8X), chiều dày
tập sét thay đổi từ 14-51 m, trung bình khoảng 20 m, chiều dày tập sét này tăng về
phía Tây Nam mỏ (PP-1X: 51 m) và mỏng khu vực khai thác sớm (ĐH-1P : 14
m). Tập sét này có tính liên tục tốt và tỉ lệ sét trong tập cao do đó khả năng chắn
được xếp vào loại tốt.
- Tập sét chắn 7 : nằm giữa mặt phản xạ H145 và H150 ở độ sâu thay đổi
từ 2390 – 3140 m, chiều dày tập sét thay đổi từ 16-67 m, trung bình khoảng 30 m,
chiều dày tập sét này tăng tại khu vực khai thác sớm (PP-1P : 67 m; PP-10P : 54
m). Tập sét này đồng nhất, bề dày lớn, tính liên tục tốt do đó khả năng chắn được
xếp vào loại tốt cho toàn khu vực mỏ.
20


1.4.3. Tầng sinh
Khi nghiên cứu tầng sinh và dịch chuyển dầu khí tại mỏ Đại Hùng chúng
tôi thấy có mặt dầu di cư vì vậy việc chỉ nghiên cứu tầng sinh Miocen tại mỏ ĐH
là chưa đủ, do đó chúng tôi sử dụng thêm số liệu ở vùng lân cận, đánh giá khả

năng sinh cho cả tầng Oligocen và Mioxen.
Việc đánh giá khả năng sinh dầu của các tầng trầm tích được thực hiện dựa
trên các chỉ tiêu sau:
- Tổng hàm lượng vật chất hữu cơ.
- Loại Kerogen.
- Độ trưởng thành.
- Khả năng phản xạ Vitrinite (Ro)
Một tầng đá được xếp vào loại có khả năng sinh khi hàm lượng vật chất
hữu cơ TOC ≥ 0,5 – 1% đối với trầm tích lục nguyên; TOC ≥ 0,25 – 0,5% đối với
trầm tích đá vôi VPI và S2 > 2kg/tấn. Dựa vào các thông số này chúng ta sẽ đánh
giá khả năng sinh dầu, khí của các tầng sinh tại mỏ Đại Hùng và khu vực lân cận.
Tầng Oligocen
Hàm lượng TOC trung bình thay đổi từ 0,73% đến 4%. Hàm lượng vật chất
hữu cơ không cao, nhưng khá ổn định. Ở phần dưới thường là sét than với hàm
lượng TOC cao (từ 4,83 – 7,91%). Hàm lượng S2 cũng ổn định trong dãy từ trung
bình đến tốt (S2 thay đổi từ 5kg/T đến 13.,71kg/T). Hàm lượng TOC và S2 không
chỉ ổn định theo chiều sâu mà còn ổn định theo cả không gian.
Như vậy, khả năng sinh của tầng Oligocen rơi vào loại trung bình, khí được
tạo ra là chủ yếu.
Tầng Miocen dưới
Tầng Miocen dưới có thông số TOC thay đổi từ 0,68 đến 3,53% (ĐH : 0.62
– 0.82%), nằm trong dãy thể hiện nguồn sinh trung bình. Các mẫu phân tích cho
kết quả trên chủ yếu tập trung ở các tập sét. Nói chung, các mẫu có lượng TOC
cao nên lượng S2 cũng cao. Tất cả những yếu tố trên cho thấy khả năng sinh

21


hydrocacbon thuộc loại trung bình. Theo tài liệu địa chất giếng khoan thì bề dày
của tầng sinh này không lớn.

Tầng Miocen giữa
Tầng Miocen giữa có hàm lượng TOC trung bình là 1,93%. Việc nghiên
cứu các mẫu đá cho thấy trong phần rộng lớn trầm tích hạt mịn bắt gặp tại các
giếng khoan ở lô 04 giàu vật chất hữu cơ và có nhiều khả năng sinh khí.

Tầng Miocen trên
Đây là tầng trầm tích nghèo vật chất hữu cơ. Hàm lượng cacbon hữu cơ
%TOC trung bình có giá trị thấp nhất, chỉ khoảng 0,3%; Lượng S2 cũng rất thấp,
chủ yếu rơi vào phạm vi các nguồn có tiềm năng kém. Nhìn chung tầng Miocen
trên là tầng có khả năng sinh kém và nghèo vật chất hữu cơ.

22


CHƯƠNG 2: CƠ SỞ ỨNG DỤNG CỦA THĂM DÒ ĐỊA CHẤN
2.1 Đặc điểm lý thuyết địa chấn
Cơ sở của phương pháp địa chấn là sự lan truyền của sóng đàn hồi trong
các loại đất đá khác nhau là không giống nhau. Dưới tác dụng của ngoại lực, các
vật rắn đàn hồi chịu biến dạng thành hai loại sóng là: sóng dọc P (sóng giãn nở
khối) và sóng ngang S (sóng xoáy).
Khi sóng địa chấn đi qua, các hạt trong lòng đất sẽ dao động, hạt chuyển
động cùng pha gọi là mặt sóng. Trong môi trường đẳng hướng, các mặt sóng là
vuông góc với phương truyền.
Ranh giới giữa vùng mà các hạt nằm trong trạng thái nghỉ (chưa chuyển
động) và vùng mà các hạt của môi trường nằm trong trạng thái chuyển động gọi là
mặt đầu sóng. Các pháp tuyến với mặt đầu sóng trong môi trường đẳng hướng là
các quỹ đạo hay tia địa chấn.
Trong môi trường đồng nhất, tốc độ địa chấn là không đổi, các tia sóng địa
chấn là các đường thẳng. Khi tia sóng địa chấn đi từ môi trường đồng nhất này
sang môi trường đồng nhất khác thì chúng bị gãy khúc như trong môi trường

quang học.
Mặt khác, theo nguyên lý Huyghen, mỗi điểm trên mặt đầu sóng sơ cấp có
thể được coi như là nguồn điểm thứ cấp và mặt đầu sóng tiếp theo là bao hình của
tất cả các mặt đầu sóng thứ cấp. Khi mặt đầu sóng đạt đến mặt ranh giới trong

23


lòng đất, thì chúng một phần bị phản xạ và một phần truyền qua. Nếu chúng tới
dưới góc nghiêng thì sóng dọc một phần chuyển thành sóng ngang và ngược lại.
Sự truyền sóng trong môi trường đất đá tuân theo quy luật của biến dạng
đàn hồi, sóng truyền đi dưới dạng các mặt cầu. Vì vậy để hiểu rõ sự hình thành và
phát triển của sóng cầu trong môi trường đất đá như thế nào ta cần quan tâm đến
các vấn đề sau:

Các phương trình sóng
-Phát triển phương trình sóng
Theo nguyên lý cơ bản của động lực học áp dụng cho khối lập phương là:
viết tổng của các thành phần áp dụng hướng đã cho trên 6 mặt của khối lập
phương đơn vị là bằng tích của mật độ và gia tốc.
Ví dụ: theo phương ox
Áp dụng nguyên lý cơ bản của động lực học được viết:
∂σ xx ∂σ yx ∂σ zx
∂ 2u
+
+
=ρ 2
∂x
∂y
∂z

∂t

Với

σ xx = λθ + 2 µe xx
σ yx = 2 µe yx
σ zx = 2 µe zx

Ta có phương trình sóng theo phương ox
 ∂e xx ∂e yx ∂e zx 
∂θ
∂ 2u


λ
+ 2µ 
+
+
=ρ 2
∂x
∂y
∂z 
∂t
 ∂x

Đặt:
Với:

(λ + µ )
∆u =

∂θ
∂ 2u
+ µ∆u = ρ 2
∂x
∂t

∂ 2u ∂ 2u ∂ 2u
+
+
∂x 2 ∂y 2 ∂z 2
24

là Laplace của U


Các biểu diễn theo phương 0y và 0z cũng tương tự.
Phương trình truyền sóng có thể viết dưới dạng tổng quát sau:

( λ + µ ) grad (div.u ) + µ∆u = ρ ∂

2

u

∂t 2

Theo phương pháp Helmholtz có thể dùng để tách sóng dọc và sóng ngang.
Điều này bao gồm tách vectơ dịch chuyển thành thành phần giãn nở khối và thành
phần xoáy dưới dạng:

u = gradφ + rotψ

φ : thế giãn nở khối (thế vô hướng)

Trong đó:

ψ : thế xoắn (thế vectơ, các tọa độ:Ġ

Dẫn đến:
∂φ ∂ψ 3 ∂ψ 2
+
−
∂x
∂y
∂z
∂φ ∂ψ 1 ∂ψ 3
v=
+
−
∂y
∂z
∂x
∂φ ∂ψ 2 ∂ψ 1
w=
+
−
∂z
∂x
∂y

u=

Phương trình sóng có thể được xem là thoả mãn nếu φ và ψ là nghiệm của
các phương trình:
Vp =

1 ∂ 2φ
∆φ = 2 2
V p ∂t

với

1 ∂ 2ψ i
∆ψ 1 = 2
Vs ∂t 2

Nhận xét: Vs luôn luôn nhỏ hơn Vp
Vs = 0 nếu µ = 0

25

λ + 2µ
ρ

µ
ρ
Vi ∈ (1,2,3)
Vs =