SỬ DỤNG IPM PHỤC VỤ ĐÁNH GIÁ TRỮ LƯỢNG DẦU KHÍ

GVHD: Ths. Thái Bá Ngọc

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

ĐỒ ÁN ĐỊA CHẤT DẦU KHÍ
“SỬ DỤNG IPM PHỤC VỤ ĐÁNH GIÁ TRỮ LƯỢNG MỎ X BỒN
TRŨNG CỬU LONG BẰNG PHƯƠNG PHÁP CÂN BẰNG VẬT CHẤT”

SVTH:

ĐỖ HÙNG THANH

GVHD: Th.S : THÁI BÁ NGỌC

TPHCM tháng 12 năm 2015

i

31203328


GVHD: Ths. Thái Bá Ngọc

LỜI CẢM ƠN

Lời đầu tiên em xin cảm ơn các Thầy Cô trong khoa Địa Chất và Dầu Khí nói
chung và đặc biệt là các Thầy Cô trong bộ môn Địa Chất Dầu Khí nói riêng, trong thời
gian qua đã tận tình giúp đỡ em trong quá trình học tập trên mái trường ĐH Bách Khoa
này.

Em xin được gửi lời cám ơn đến thầy Thái Bá Ngọc, người đã hướng dẫn em trong
quá trình thực hiện nghiên cứu và làm đồ án môn học.
Trong phạm vi đồ án của mình, em dùng tool Mbal trong phần mềm IPM để đánh
giá trữ lượng dầu khí ban đầu trong tập móng X mỏ Y của bồn trũng Cửu Long. Thông
qua đồ án này em muốn hệ thống hóa lại toàn bộ các kiến thức đã học cũng như là tìm
hiểu thêm về các lý thuyết khác, có thể áp dụng tính toán tốt nhất.
Do khả năng và thời gian có hạn nên đồ án khó tránh những sai sót. Do đó, em rất
mong nhận được sự chỉ dạy và góp ý của thầy để em có thể hoàn thiện đồ án một cách
tốt nhất cũng như là hoàn thiện kiến thức của bản thân và chuẩn bị cho công việc sau
này.
Em xin chân thành cảm ơn!

ii


GVHD: Ths. Thái Bá Ngọc

TỔNG QUAN ĐỀ TÀI NGHIÊN CỨU
Phương pháp cân bằng vật chất được phát triển bởi Schilthuis từ năm 1936, việc
phân tích đường cong suy giảm cũng được tìm ra và bắt đầu sử dụng từ những năm
1940. Sau đó, hai phương pháp này nhanh chóng được áp dụng ở nhiều nước trên thế
giới. Tuy nhiên, việc áp dụng các phương pháp tiến tiến vào việc phân tích số liệu khai
thác nói riêng cũng như hoạt động tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí ở Việt Nam
nói chung chỉ mới phát triển từ năm 1986 (sau khi chính phủ ban hành chính sách mở
cửa) đến nay. Tuy nhiên, với công nghệ khai thác hiện có, việc phát triển các mỏ mà
nằm trong môi trường địa chất phức tạp như nước ta không phải đơn giản. Nhiều thành
tựu khoa học kỹ thuât đã được nghiên cứu để đưa vào ứng dụng nhằm tìm ra những giải
pháp tối ưu cho việc phát triển hiệu quả các mỏ dầu khí đã được phát hiện ở thềm lục
địa Việt Nam. Sau những năm tìm kiếm, thăm dò và khai thác thì hiện nay, cùng với
phương pháp cân bằng vật chất, phương pháp đường cong suy giảm cho phép các kĩ sư

công nghệ mỏ có được cái nhìn tổng quan về trữ lượng dầu khí tại chỗ ban đầu, tổng sản
lượng khai thác cũng như hệ số thu hồi dầu trong điều kiện địa chất phức tạp của các
mỏ dầu khí.
TÓM TẮT ĐỒ ÁN
Móng X mỏ Y được đưa vào khai thác từ năm 2003. Sau hơn 10 năm khai thác, từ
các thông số vỉa thu thập được ta có thể đánh giá lại một cách chính xác hơn trữ lượng
dầu tại chỗ ban đầu bằng nhiều phương pháp khác nhau. Phương pháp cân bằng vật chất
được sử dụng trong luận văn là một công cụ cơ bản để đánh giá trữ lượng tại chỗ ban
đầu sau khi cập nhật số liệu vỉa và số liệu khai thác. Cũng từ các dữ liệu khai thác có
được trong hơn 10 năm, dựa trên cơ sở lý thuyết đường cong suy giảm hoặc từ việc phân
tích sự gia tăng tỉ số nước dầu để dự báo tổng sản lượng dầu khai thác được trong tương
lai. Từ đó, giúp ta tính toán được lượng dầu trong vỉa còn có khả năng khai thác cũng
như dự đoán được hệ số thu hồi dầu có thể của vỉa.

iii


GVHD: Ths. Thái Bá Ngọc

MỞ ĐẦU
1. Tính cấp thiết của đề tài nghiên cứu
Dầu khí là ngành công nghiệp chủ đạo của nhiều quốc gia trên thế giới. Tại Việt
Nam, ngành công nghiệp dầu khí giữ vai trò to lớn trong việc đảm bảo sự phát triển và
an ninh năng lượng đất nước. Trong sự nghiệp phát triển của đất nước, ngành dầu khí
không những là nguồn năng lượng và thu nhập ngoại tệ cho quốc gia mà còn là kênh
đầu tư nước ngoài lớn nhất. Tuy nhiên dầu khí có trữ lượng giới hạn và không thể tái
tạo. Do đó việc không ngừng đẩy mạnh tìm kiếm thăm dò và phát triển các đối tượng
triển vọng tiềm ẩn có tầm quan trọng lớn.
Sự kiên Việt Nam chính thức gia nhập WTO vào ngày 11/1/2007 đã đem đến
nhiều cơ hội vũng như thách thức với quốc gia nói chung và ngành công nghiệp dầu khí

nói riêng. Các công ty dầu khí nước ngoài mạnh dạn hơn khi đầu tư vào Việt Nam, và
hoạt động tìm kiếm thăm dò dầu khí được đẩy mạnh, dẫn đến nhiều mỏ mới được đưa
vào nghiên cứu và phát triển.
Trong hoạt động tìm kiếm – thăm dò dầu khí, đánh giá trữ lượng dầu khí tại chỗ
ban đầu là một công tác quan trọng không thể thiếu. Việc đánh giá trữ lượng dầu khí với
độ tin cậy, chính xác cao luôn là một công tác khó khăn đối với người kỹ sư dầu khí. Nó
đòi hỏi người kỹ sư phải có chuyên môn vững chắc và kinh nghiệm thực tiễn phong phú,
nhằm đi tới một con số trữ lượng phù hợp.
Với những cơ sở tiền đề như trên, em đã chọn đề tài “ Sử dụng phần mềm IPM
phục vụ đánh giá trữ lượng trong tầng đá móng nứt nẻ mỏ X bồn trũng Cửu Long bằng
phương pháp cân bằng vật chất
2. Mục tiêu và nhiệm vụ của đồ án
Mục tiêu: Đánh giá trữ lượng dầu tại chỗ ban đầu trên lich sử khai thác kết hợp
phương thức khớp hóa số liệu áp suất của mỏ X thuộc bồn trũng Cửu Long bằng
phương pháp cân bằng vật chất
iv


GVHD: Ths. Thái Bá Ngọc
Nhiệm vụ:
- Làm sáng tỏ đặc điểm địa chất và hệ thống dầu khí của mỏ X, đối sánh với đặc
điểm của khu vực bồn trũng Cửu Long.
-Nghiên cứu cơ sở lý thuyết về đánh giá trữ lượng hiện nay đang được sử dụng.
Biện luận lựa chọn phương pháp đánh giá trữ lượng phù hợp
- Áp dụng lý thuyết và phần mềm (IPM) để đánh giá trữ lượng dầu tại chỗ ban đầu
của mỏ X. Đối sánh kết quả đánh giá trữ lượng với các phương pháp khác.
3. Phạm vi đối tượng nghiên cứu
Phạm vi nghiên cứu: đánh giá trữ lượng dầu tại chỗ ban đầu ở mỏ X, phục vụ cho
công tác tìm kiếm thăm dò, đánh giá bổ sung và tăng cường cho việc phát triển mỏ.
Đối tượng nghiên cứu là các tầng chứa triển vọng: tầng chưa Miocen hạ, đá móng

nứt nẻ trước Đệ Tam.
4. Phương pháp nghiên cứu
Có nhiều phương pháp để đánh giá trữ lượng như phương pháp thể tích (
Volumetric Methods), phương pháp cân bằng vật chất (Material Balance Equations),
phương pháp đường cong suy giảm hay phương pháp tương tự thống kê… Dựa trên tài
liệu thu thập được và tham khảo từ ý kiến chuyên gia, để đánh giá trữ lượng dầu khí
trong đồ án này sẽ sử dụng phương pháp cân bằng vật chất.
5. Ý nghĩa khoa học và ý nghĩa thực tiễn
Ý nghĩa khoa học: Trang bị kỹ năng xem xét đánh giá một vấn đề bằng nhiều cách
tiếp cận, phương pháp cũng như công cụ khác nhau. Rèn luyện bản thân về nghiên cứu
khoa học.
Ý nghĩa thực tiễn: Kết quả đánh giá trữ lượng dầu khí ở mỏ Y góp phần thẩm lượng
và trợ giúp xác định khả năng khai thác.
v


GVHD: Ths. Thái Bá Ngọc

MỤC LỤC

TRANG BÌA

i

LỜI CẢM ƠN

ii

TỔNG QUAN ĐỀ TÀI NGHIÊN CỨU

iii

TÓM TẮT ĐỒ ÁN

iii

MỞ ĐẦU

iv

1.

Tính cấp thiết của đề tài nghiên cứu

iv

2.

Mục tiêu và nhiệm vụ của đồ án

iv

3. Phạm vi đối tượng nghiên cứu

v

4. Phương pháp nghiên cứu

v

5. Ý nghĩa khoa học và ý nghĩa thực tiễn

v

DANH MỤC BẢNG BIỂU VÀ HÌNH VẼ
CHƯƠNG 1: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT ĐỐI TƯỢNG NGHIÊN CỨU
1.1

Đặc điểm địa chất bồn trũng Cửu Long

viii
1
1

1.1.1

Vị trí địa lý

1

1.1.2

Địa tầng

2

1.1.3

Cấu kiến tạo

5

1.1.4

Lịch sử tiến hóa

7

1.2

ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT MỎ Y

9

1.2.1

Vị trí địa lý của mỏ, lịch sử phát hiện và tổ chức khai thác mỏ

1.2.2

Đặc điểm địa tầng và tiềm năng dầu khí

11

1.2.3

Đặc điểm địa chất móng mỏ Y

17

CHƯƠNG 2: CƠ SỞ LÝ THUYẾT VỀ PHÂN CẤP TRỮ LƯỢNG & CÁC
PHƯƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ TRỮ LƯỢNG
2.1 CƠ SỞ LÝ THUYẾT VỀ PHÂN CẤP TRỮ LƯỢNG

9

26
26

2.1.1

Khái niệm chung về tài nguyên dầu khí

27

2.1.2

Trữ lượng dầu khí

29

2.1

CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TRỮ LƯỢNG

40

2.2.1

Tổng quan:

40

2.2.2

Các phương pháp đánh giá trữ lượng

40

vi


GVHD: Ths. Thái Bá Ngọc
CHƯƠNG 3: CƠ SỞ LÝ THUYẾT CỦA PHƯƠNG PHÁP CÂN BẰNG VẬT
CHẤT
47
3.1

CƠ SỞ LÝ THUYẾT

47

3.1.1

Giới thiệu

47

3.1.2

Nội dung cơ bản

48

3.2

PHƯƠNG TRÌNH CÂN BẰNG VẬT CHẤT

49

3.2.1

Phương trình cân bằng vật chất tổng quát

49

3.2.2

Tuyến tính hóa phương trình cân bằng vật chất

55

3.2.3

Tính toán lượng nước xâm nhập

57

CHƯƠNG 4: ĐÁNH GIÁ TRỮ LƯỢNG DẦU TẠI CHỖ BAN ĐẦU CHO THÂN
DẦU MÓNG X MỎ Y

61
4.1.Phương pháp Tank Model

62

4.2. Phần mềm MBAL

64

KẾT LUẬN

71

TÀI LIỆU THAM KHẢO

72

vii


GVHD: Ths. Thái Bá Ngọc
DANH MỤC BẢNG BIỂU VÀ HÌNH VẼ
Hình 1.1 Vị trí địa lý bồn trũng Cửu Long [11] ..............................................................1
Hình 1.2 Cột địa tầng tổng hợp của bể Cửu Long [11] ..................................................2
Hình 1.3 Sơ đồ phân vùng kiến tạo bể Cửu Long [11] ....................................................5
Hình 1.6 Vị trí địa lý của mỏ Y [9]. ................................................................................9
Hình 1.7 Ranh giới giữa các khối [9] ............................................................................12
Hình 1.8 Bản đồ đẳng sâu nóc tầng móng mỏ Y [9] .....................................................17
Hình 1.9 Các đứt gãy nhỏ bên trong cấu trúc mỏ Y ở độ sâu 3000m TVDSS [9] .........18
Hình 1.10 Mặt cắt địa chấn cắt qua mỏ Y [9] ...............................................................19

Hình 1.11 Mô hình độ rỗng nứt nẻ Halo [9] .................................................................20
Hình 1.12 Mô hình độ rỗng đứt gãy Halo [9] ...............................................................21
Hình 1.13 Hàm độ thấm [9] ...........................................................................................22
Hình 1.14 Các bước xây dựng mô hình [9] ...................................................................23
Bảng 1.1: OIIP của tầng móng X mỏ Y (MMstb) [9] ...................................................24
Bảng 1.2 GIIP của tầng móng X mỏ Y (Bscf) [9] .........................................................25
Hình 2.1. Sơ đồ phân cấp tài nguyên và trữ lượng dầu khí Việt Nam (theo Quy định
phân cấp tài nguyên, trữ lượng dầu khí và lập báo cáo trữ lượng dầu khí – Bộ Công
nghiệp) ...........................................................................................................................29
Hình 2.2. Phân loại cấp trữ lượng dầu khí theo nguyên tắc chia đôi khoảng cách
“halfway” (theo Đánh giá trữ lượng dầu khí – T.V. Xuân)...........................................33
Hình 2.3. Phân cấp trữ lượng dầu khí của Nga (theo Đánh giá trữ lượng dầu khí –
T.V.Xuân) ......................................................................................................................38
Hình 2.4. Phân cấp trữ lượng dầu khí theo SPE (theo Đánh giá trữ lưọng dầu khí,
T.V.Xuân) ......................................................................................................................39
Hình 2.5. Sơ đồ so sánh phân cấp trữ lượng dầu khí giữa Nga và SPE (theo Đánh giá
trữ lưọng dầu khí, T.V.Xuân) ........................................................................................39
Hình 2.6. Biểu đồ đường cong suy giảm sản lượng (theo Đánh giá trữ lượng dầu khí –
T.V.Xuân) ......................................................................................................................43
Hình 3.1: Giản đồ cân bằng vật chất trong một vỉa dầu [2] .........................................49
Hình 3.1: Các dạng tầng nước ngầm lý tưởng [2] ........................................................58
Hình 4.1: Đồ thị kết quả tính toán theo phương pháp Tank Model cho phần khu vực
phía Tây móng X mỏ Y ...................................................................................................63
Hình 4.2: Đồ thị kết quả tính toán theo phương pháp Tank Model cho phần khu vực
phía Đông và trung tâm móng X mỏ Y ..........................................................................64
Hình 4.3: Nhập dữ liệu PVT và các thông số vỉa cần thiết ...........................................65
viii


GVHD: Ths. Thái Bá Ngọc

Hình 4.4: Chọn dạng hình học và mô hình tính toán cho tầng nước ngầm ..................66
Hình 4.5: Nhập dữ liệu khai thác cho khu vực phía Tây móng X mỏ Y ........................66
Hình 4.5: Kết quả History Matching phần khu vực phía Tây móng X mỏ Y .................67
Hình 4.6: Kết quả tính toán trữ lượng dầu tại chỗ ban đầu phần khu vực phía Tây
móng Xmỏ Y của Mbal ..................................................................................................68
Hình 4.6 Kết quả History Matching phần khu vưc phía Đông và trung tâm móng X mỏ
Y .....................................................................................................................................69
Hình 4.7 Kết quả tính toán trữ lượng dầu tại chỗ ban đầu phần khu vưc phía Đông và
trung tâm móng X mỏ Ycủa Mbal ..................................................................................69
Bảng 4.1: Bảng tóm tắt kết quả tính toán trữ lượng dầu tại chỗ ban đầu (MMstb) của
thân dầu móng X mỏ Y theo các phương pháp khác nhau ............................................70

ix


Chương 1: Đặc điểm địa chất đối tượng nghiên cứu

CHƯƠNG 1: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT ĐỐI TƯỢNG NGHIÊN CỨU
1.1 Đặc điểm địa chất bồn trũng Cửu Long
1.1.1 Vị trí địa lý

Hình 1.1 Vị trí địa lý bồn trũng Cửu Long [11]
Bồn trũng Cửu Long nằm phía Đông Bắc thềm lục địa Việt Nam, với tọa độ địa
lý: nằm giữa 90 – 110 Bắc, 106o30’ – 109o Đông. Bể có hình bầu dục, vồng ra phía biển,
kéo dài dọc bờ biển Phan Thiết đến cửa sông Hậu với diện tích khoảng 56,000 km2. Bể
Cửu Long tiếp giáp với đất liền ở phía Tây Bắc, ngăn cách với bể Nam Côn Sơn bởi đới
nâng Côn Sơn, phía Tây Nam là đới nâng Khorat-Natuna và phía Đông Bắc là đới cắt
trượt Tuy Hòa ngăn cách với bể Phú Khánh. Nghiên cứu địa chất, địa vật lý đã được tiến
hành từ lâu, có thể đánh giá là khá tỉ mỉ và thu được nhiều kết quả tốt. Công tác thăm
dò, khai thác dầu khí được tiến hành mạnh mẽ ở các mỏ Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông,

Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng,...
1


Chương 1: Đặc điểm địa chất đối tượng nghiên cứu
1.1.2 Địa tầng

Hình 1.2 Cột địa tầng tổng hợp của bể Cửu Long [11]

2


Chương 1: Đặc điểm địa chất đối tượng nghiên cứu
Theo tài liệu khoan, kết quả phân tích mẫu vụn, mẫu lõi, tài liệu carota và các
phân tích cổ sinh, địa tầng của bể Cửu Long bao gồm đá móng cổ trước Kainozoi và
trầm tích lớp phủ Kainozoi.
Móng cổ trước Kainozoi
Dựa vào đặc trưng thạch học và tuổi tuyệt đối có thể chia thành ba phức hệ: phức
hệ Hòn Khoai, Định Quán và Cà Ná.
Phức hệ Hòn Khoai: tuổi Trias muộn và có thể được xem là phức hệ đá magma
cổ nhất trong móng của bể Cửu Long. Móng của phức hệ này chủ yếu là amphybolbiotitdiorit, monzonit và adamelit. Đá bị biến đổi, cà nát mạnh. Hầu hết các khoáng vật
thứ sinh (calcit-epidot-zeolit) đã lấp đầy các khe nứt. Đá có thể phân bố chủ yếu ở phần
cánh của các khối nâng móng.
Phức hệ Định quán: Tuổi Jura, chủ yếu là đá granodiorit đôi chỗ gặp monzonit
biotit-thạch anh đa sắc. Các thành tạo của phức hệ xâm nhập này có mức độ dập vở và
biến đổi cao. Hầu hết các khe nứt được lấp đầy bởi các khoáng vật thử sinh: calcit, zeolit,
thạch anh, clorit, trong biến đổi mạnh biotit thường bị clorit hóa. Phức hệ này gặp khá
phổ biến ở nhiều cấu tạo Bạch Hổ, Ba Vì, Hồng Ngọc, Rạng Đông, Sư tử Đen, Sư Tử
Vàng.
Phức hệ Cà Ná: tuổi Jura muộn, có phức hệ magma phát triển, đặc trưng là granit

thủy mica và biotit, thuộc loại Natri-Kali, dư nhôm, silic và ít canxi. Đá bị dập vỡ nhưng
mức độ biến đổi thứ sinh yếu hơn so với hai phức hệ trên.
Trầm tích Kainozoi
Trầm tích Eoxen – Hệ tầng Cà Cối: hệ tầng này đặc trung bởi trầm tích vụn thô
(cuội, sạn kết đa khoáng, xen kẻ các lớp mỏng bột kết và sét kết hydromicacloritsericit),
trầm tích có màu đỏ, đỏ tím, tím lục, độ chọn lọc rất kém, đặc trung kiểu molas lũ tích
lục tích lục địa thuộc các trũng trước núi Creta-Paleoxen Eoxen. Chiều dày của hệ tầng
có thể đạt tới 600m.
Trầm tích Oligoxen dưới – Hệ tầng Trà Cú: trầm tích chủ yếu là sét kết, bột kết và
cát kết, có chứa các vỉa than mỏng và sét vôi, được tích tụ trong điều kiện sông hồ. Đôi
khi gặp các đá núi lửa, thành phần chủ yếu là porphyr diabas, tuf basalt và gabbrodiabas.
Đặc trưng tướng đá gồm 2 phần: phần trên chủ yếu là các thành tạo mịn và phần dưới là

3


Chương 1: Đặc điểm địa chất đối tượng nghiên cứu
thành tạo hạt thô. Hệ tầng này có tiềm năng chứa và sinh dầu khí rất cao. Chiều dày của
hệ tầng dao động từ 0 đến 800m.
Trầm tích Oligoxen trên – Hệ tầng Trà Tân: đá của hệ tầng Trà Tân đôi chỗ nằm
bất chỉnh hợp trên hệ tầng Trà Cú. Theo thành phần thạch học và tài liệu địa chấn, mặt
cắt hệ tầng có thể chia thành ba phần: trên, giữa và dưới. Phần dưới với bề dày từ 0 đến
2000m gồm chủ yếu là cát kết hạt mịn đến thô, đôi chỗ sạn, cuội kết, xen sét kết nâu
đậm, nâu đen, bột kết. Phần giữa có bề dày nằm trong khoảng 0 – 1000m gồm chủ yếu
là sét kết nâu đậm, nâu đen, cát kết và bột kết. Phần trên có bề dày thay đổi từ 0 đến
400m gồm chủ yếu là sét kết màu nâu, nâu đậm, nâu đen, rất ít sét màu đỏ, cát kết và
bột kết. Sét kết hệ tầng này có hàm lượng và chất lượng vật chất hữu cơ cao đến rất cao,
là những tầng sinh tốt. Các trầm tích của hệ tầng được tích tụ chủ yếu trong môi trường
đồng bằng sông, aluvi – đồng bằng ven bờ và hồ. Trầm tích Mioxen dưới – Hệ tầng
Bạch Hổ: có thể chia làm hai phần: trên và dưới. Phần dưới gồm chủ yếu là cát kết, bột

kết, xen với các lớp sét kết màu xám, vàng, đỏ. Phần trên gồm chủ yếu là sét kết màu
xám, xám xanh xen kẽ với cát kết và bột kết, trên cùng là sét kết Rotalia có bề dày
khoảng 50 – 150m. Sét kết Rotalia là tầng chắn khu vực rất tốt cho toàn bể. Các trầm
tích của hệ tầng được tích tụ trong môi trường đồng bằng aluvi – đồng bằng ven bờ ở
phần dưới, chuyển dần lên đồng bằng ven bờ – biển nông ở phần trên. Hệ tầng Bạch Hổ
có chiều dày thay đổi từ 100 đến 1.500m. Trầm tích Mioxen giữa – Hệ tầng Côn Sơn:
trầm tích chủ yếu là cát kết hạt thô – trung, bột kết, xen kẽ với các lớp sét kết màu xám,
nhiều màu, dày 5 – 15m, lớp than mỏng. Trầm tích của hệ tầng được thành tạo trong
môi trường sông (aluvi) ở phía Tây, đầm lầy - đồng bằng ven bờ ở phía Đông, Đông
Bắc. Bề dày của hệ tầng này thay đổi từ 250 – 900m. Tuy đá hạt thô của hệ tầng có khả
năng thấm, chứa tốt nhưng chúng lại nằm trên tầng chắn khu vực nên hệ tầng này và các
hệ tầng trẻ hơn của bể xem như không có triển vọng chứa dầu khí. Trầm tích Mioxen
trên – Hệ tầng Đồng Nai: trầm tích chủ yếu là cát hạt trung xen kẽ với bột và các lớp
mỏng sét màu xám hay nhiều màu, đôi khi gặp các vỉa carbonat.

4


Chương 1: Đặc điểm địa chất đối tượng nghiên cứu
1.1.3 Cấu kiến tạo

Hình 1.3 Sơ đồ phân vùng kiến tạo bể Cửu Long [11]
Nếu coi bể Cửu Long là đơn vị cấu trúc bậc 1 thì cấu trúc bậc 2 của bể bao gồm
các đơn vị cấu tạo sau:
Trũng phân dị Bạc Liêu là một trũng nhỏ nằm ở phần cuối Tây Nam của bể Cửu
Long. Trũng có bề dày trầm tích Đệ Tam khoảng 3km và bị chia cắt bởi các đứt gãy
thuận có phương Tây Bắc – Đông Nam (TB-ĐN). Trong trũng này có khả năng bắt gặp
trầm tích như trong trũng phân dị Cà Cối.
Trũng phân dị Cà Cối diện tích rất nhỏ, nằm chủ yếu ở khu vực cửa sông Hậu
với chiều dày trầm tích không lớn (xấp xỉ 2000m). Trũng bị phân cắt bởi các đứt gãy

kiến tạo có phương Đông Bắc – Tây Nam, gần như vuông góc với phương của đứt gãy
trong trũng phân dị Bạc Liêu. Đới nâng Cửu Long nằm ở phía Đông của trũng phân dị
Bạc Liêu và Cà Cối, phân tách 2 trũng này với trũng chính của bể Cửu Long. Chủ yếu
là trầm tích hệ tầng Đồng Nai và Biển Đông, có bề dày trầm tích không đáng kể. 3 đơn
vị cấu trúc trên được xem là rất ít hoặc không có triển vọng dầu khí.
Đới nâng Phú Quý là đới nâng cổ được xem như phần kéo dài của đới nâng Côn
Sơn về phía Đông Bắc, có vai trò khép kín và phân tách bể Cửu Long với phần phía Bắc
bể Nam Côn Sơn. Chiều dày trầm tích thuộc khu vực này khoảng 1.5 – 2km. Cấu trúc
của đới bị ảnh hưởng khá mạnh bởi hoạt động núi lửa.
5


Chương 1: Đặc điểm địa chất đối tượng nghiên cứu
Trũng chính bể Cửu Long là phần lún chìm chính của bể với ¾ diện tích bể.
Trũng này thể hiện rõ nét là một bể khép kín dạng trăng khuyết hướng ra về phía Đông
Nam. Toàn bộ triển vọng dầu khí đều tập trung ở trũng này. Do vậy, cấu trúc của trũng
được nghiên cứu khá chi tiết và được chia thành các đơn vị cấu trúc (bậc 3) nhỏ hơn như
một bể độc lập thực thụ.


ườn nghiêng Tây Bắc: là dải sườn bờ Tây Bắc của bể kéo dài theo hướng Đông

Bắc - Tây Nam, chiều dày trầm tích tăng dần về phía Tây Nam từ 1 đến 2.5km. Sườn
nghiêng bị cắt xẻ bởi các đứt gãy kiến tạo có hướng ĐB – TN hoặc TB – ĐN, tạo các
mũi nhô.
ườn nghiêng Đông Nam: là dải sườn bờ Đông Nam của bể, giáp với đới
nâng Côn Sơn. Trầm tích của đới này có xu hướng vát nhọn và gá đáy với chiều
dày dao động từ 1 đến 2.5km. Sườn nghiêng bị chia cắt bởi các đứt gãy kiến tạo có
phương ĐB – TN và á vĩ tuyến.


Trũng Đông Bắc: là trũng sâu nhất, có bề dày trầm tích đạt tới 8 km. Trũng có

phương kéo dài theo trục chính của bể, nằm kẹp giữa hai đới nâng và bị chia cắt bởi hệ
thống các đứt gãy hướng ĐB – TN.


Trũng Tây Bạch Hổ: có bề dày trầm tích của trũng có thể đạt tới 7.5 km và trũng

này bị khống chế bởi các đứt gãy kiến tạo có phương á vĩ tuyến, tạo sự gấp khúc của bể.
Trũng Đông Bạch Hổ: là một trong ba trung tâm tách giãn của bể, bề dày trầm
tích của trũng này đạt tới 7 km. Trũng nằm kẹp giữa đới nâng trung tâm về phía Tây,
sườn nghiêng Đông Nam về phía Đông – Đông Nam và đới nâng Đông Bắc về phía Bắc.
Đới nâng Trung Tâm: nằm kẹp giữa hai trũng Đông và Tây Bạch Hổ, được giới
hạn bởi các đứt gãy có biên độ lớn hướng Đông Nam và bị chi phối bởi các đứt gãy
thuận, đứt gãy trượt bằng và chờm nghịch do ảnh hưởng của sự siết ép vào Oligoxen
muộn.
Đới nâng phía Tây Bắc: bao gồm cấu tạo Vừng Đông và dải nâng kéo dài về phía
Đông Bắc. Đới nâng này nằm phía Tây Bắc trũng Đông Bắc và bị khống chế bởi các
đứt gãy ĐB – TN. Ngăn cách với sườn nghiêng Tây Bắc ở phía TB bởi một địa hào nhỏ
với bề dày trầm tích khoảng 6 km.

6


Chương 1: Đặc điểm địa chất đối tượng nghiên cứu


Đới nâng phía Đông: chạy dài theo hướng ĐB – TN, phía TB ngăn cách với

trũng ĐB bởi hệ thống đứt gãy phương á vĩ tuyến và ĐB – TN, phía ĐN ngăn cách với
đới phân dị Đông Bắc bởi võng nhỏ.


Đới phân dị Đông Bắc: nằm kẹp giữa đới nâng Đông Phú Quý và sườn nghiêng

Tây Bắc, có bề dày trầm tích trung bình, bị phân dị mạnh bởi hệ thống đứt gãy phương
TB– ĐN, á kinh tuyến và á vĩ tuyến tạo thành nhiều địa hào, địa lũy nhỏ.
Đới phân dị Tây Nam: bị phân dị mạnh bởi hệ thống đứt gãy phương á vĩ
tuyến tạo địa lũy, địa hào, hoặc bán địa hào, bán địa lũy xen kẽ nhau.
1.1.4 Lịch sử tiến hóa
Bể trầm tích Cửu Long là bể rift nội lục điển hình. Bể được hình thành và phát
triển trên mặt đá kết tinh trước Kainozoi. Lịch sử kiến tạo của bể có thể chia làm ba thời
kì chính:
Thời kì trước tạo rift diễn ra quá trình thành tạo và nâng cao đá móng magma
xâm nhập trong giai đoạn trước Đệ Tam (đặc biệt là từ Jura muộn đến Paleoxen). Ảnh
hưởng của quá trình va mảng Ấn Độ vào mảng Âu – Á đã hình thành đới hút chìm dọc
cung Sunda. Các thành tạo đá xâm nhập, phun trào Mesozoi muộn – Kainozoi sớm và
trầm tích cổ trước đó đã trải qua thời gian dài bóc mòn, dập vỡ khối tảng, căng giãn khu
vực hướng TB – ĐN. Địa hình bề mặt bóc mòn của móng kết tinh trong phạm vi khu
vực bể trong giai đoạn này không hoàn toàn bằng phẳng, có sự đan xen giữa các thung
lũng và đồi, núi thấp. Hình thái địa hình này đóng vai trò quan trọng trong việc phát
triển trầm tích lớp phủ kế thừa vào cuối Eoxen, đầu Oligoxen.
Thời kì đồng tạo rift bắt đầu vào cuối Eoxen, đầu Oligoxen do ảnh hưởng của các
biến cố kiến tạo trong thời kì trước tạo rift với hướng căng giãn chính TB – ĐN. Hệ
thống đứt gãy ĐB – TN được hình thành do sụt lún và căng giãn. Các đứt gãy chính là
những đứt gãy dạng gàu xúc hướng Đông Nam. Các đứt gãy hướng gần ĐB – TN là do
sự va chạm mạnh ở góc hội tụ Tây Tạng giữa mảng Ấn Độ và mảng Âu – Á làm mảng
Indonesia bị thúc trồi xuống phía Đông Nam theo các đứt gãy trượt bằng lớn như đứt
gãy Sông Hồng, Sông Hậu – Three Pagodas, với xu thế trượt trái ở phía Bắc và trượt

phải ở phía Nam tạo các trũng Đệ Tam trên các đới khâu ven rìa. Đáy Biển Đông bắt
đầu giãn trong Oligoxen, trục giãn đáy biển phát triển lấn dần xuống TN và đổi hướng
7


Chương 1: Đặc điểm địa chất đối tượng nghiên cứu
từ Đ – T sang ĐB – TN làm gia tăng các hoạt động tách giãn và đứt gãy ở bể Cửu Long
trong Oligoxen và nén ép vào cuối Oligoxen hình thành nhiều bán địa hào, địa hào cùng
hướng phát triển theo các đứt gãy. Các bán địa hào, địa hào được lấp đầy bằng các trầm
tích vụn thô, vụn đá phun trào chủ yếu thành phần bazơ – trung tính và trầm tích trước
núi. Vào Oligoxen sớm, bao quanh và nằm gá lên các khối nhô móng kết tinh phổ biến
là trầm tích nguồn lục địa – sông ngòi và đầm hồ, với các tập sét dày vài chục mét. Quá
trình tách giãn tiếp tục phát triển làm cho bể lún chìm sâu, rộng hơn. Các hồ trũng trước
núi trước đó được mở rộng, sâu dần và liên thông nhau, chế độ trầm tích khá đồng nhất.
Hoạt động nén ép vào cuối Oligoxen muộn đẩy trồi các khối móng sâu, gây nghịch đảo
trong trầm tích Oligoxen 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. Đồng thời xảy ra hiện tượng bào mòn, vát mỏng mạnh các trầm tích thuộc hệ tầng
Trà Tân trên. Các nếp uốn trong trầm tích Oligoxen ở bể Cửu Long hình thành với bốn
cơ chế: nếp uốn gắn với đứt gãy căng giãn phát triển ở cánh sụt của các đứt gãy chính;
phủ chờm của trầm tích Oligoxen lên các khối móng cao; các cấu tạo hình hoa được
thành tạo vào Oligoxen muộn và chỉ được phát hiện trong các địa hào chính; các nếp
lồi, bán lồi gắn với nghịch đảo trầm tích vào cuối Oligoxen. Sự kết thúc hoạt động của
hầu hết các đứt gãy và không chỉnh hợp góc rộng lớn ở nóc trầm tích Oligoxen đánh dấu
sự kết thúc thời kì đồng tạo rift.
Thời kì sau tạo rift quá trình giãn đáy Biển Đông theo phương TB – ĐN đã yếu
dần và nhanh chóng kết thúc vào cuối Mioxen sớm, ở bể Cửu Long vẫn diễn ra các hoạt
động tái căng giãn yếu, lún chìm từ từ trong Mioxen sớm và hoạt động núi lửa ở một số
nơi, đặc biệt ở phần Đông Bắc bể. Cuối Mioxen sớm, nóc trầm tích Mioxen dưới được

đánh dấu bằng biến cố chìm sâu bể với sự thành tạo tầng sét Rotalia biển nông rộng
khắp, tạo tầng chắn khu vực khá tốt cho toàn bể. Cuối Mioxen sớm toàn bể trải qua quá
trình nâng khu vực và bóc mòn yếu. Vào Mioxen giữa, lún chìm nhiệt tiếp tục gia tăng,
cuối thời kì này có một pha nâng lên, dẫn đến sự tái thiết lập điều kiện môi trường sông
ở phần Tây Nam của bể. Mioxen muộn được đánh dấu bằng sự lún chìm mạnh ở Biển
Đông và phần rìa của nó. Núi lửa hoạt động tích cực ở phần Đông Bắc của bể. Các hoạt
động đứt gãy chấm dứt hoàn toàn từ Mioxen giữa – hiện tại. Các trầm tích trong thời kì
8


Chương 1: Đặc điểm địa chất đối tượng nghiên cứu
này có điểm chung là phân bố rộng, không bị biến vị, uốn nếp và gần như nằm ngang.
Từ Mioxen muộn bể Cửu Long đã hoàn toàn thông với bể Nam Côn Sơn và hệ thống
sông Cửu Long, sông Đồng Nai trở thành nguồn cung cấp trầm tích cho bể. Plioxen là
thời gian biển tiến rộng nhất, các trầm tích hạt mịn hơn được vận chuyển vào bể Cửu
Long
1.2

ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT MỎ Y

1.2.1 Vị trí địa lý của mỏ, lịch sử phát hiện và tổ chức khai thác mỏ
Block 15-1 (hình 1.4) nằm ở bồn trũng Cửu Long ngoài khơi phía Nam Việt Nam,
cách Thành phố Hồ Chí Minh 180km về phía Đông Nam với diện tích 800 km2. Mỏ Y
là mỏ được phát hiện đầu tiên ở khu vực hợp đồng dầu khí của Block 15-1 và được khai
thác thương nghiệp vào 08/08/2001 cùng với thành công của giếng 1X và 2X.

Hình 1.6 Vị trí địa lý của mỏ Y [9].
9

Chương 1: Đặc điểm địa chất đối tượng nghiên cứu
Các giếng thẩm lượng 2X được khoan sau khi trình kế hoạch thẩm lượng. Giếng
được thiết kế bao gồm cả giếng khoan định hướng và giếng khoan xiên để thu thập dữ
liệu từ các tầng chứa Mioxen và móng. Các hoạt động được mở rộng bao gồm cả khoan
với quỹ đạo lệch tầng móng. Giếng khoan định hướng 2X được bắt đầu vào ngày
11/03/2001 và 2X-ST hoàn thành vào ngày 05/07/2001 cùng với 13,223 bopd từ tầng
móng. Các vỉa khác cũng được thử thành công cùng với 4,589 từ phần móng của 2XDEV
và 6,443 bopd từ Mioxen hạ. Những kết quả thu được từ 2XST đã xác nhận thể tích
đáng kể của dầu và sau đó đã được công bố khai thác thương nghiệp đầu tiên vào
08/08/2001.
Giếng 3X được khoan thẩm lượng ở trung tâm của cấu tạo Y, bắt đầu khoan vào
09/07/2001 và hoàn thành vào 07/09/2001 sau khi thử nghiệm cùng với 2,763 bopd từ
móng và 4,662 bopd từ các vỉa chứa Mioxen hạ. Giếng này đã mở rộng được khu vực
khai thác đã biết của tầng móng.
Giếng 4X được khoan với mục tiêu thử nghiệm tính thương mại của cấu tạo Đông
Bắc mỏ Y. Giếng bắt đầu khoan vào ngày 14/09/2002 và hoàn thành vào 10/11/2002.
Khi giếng chảy với 9,848 bopd từ thử vỉa tầng móng, nó đã suy giảm đến giới hạn của
các thông số vỉa. Dầu tầng móng 4X có GOR cao hơn và khác tính chất của dầu ở tầng
móng phía Tây Nam mỏ Y. 4X cũng đã phát hiện tích tụ dầu khí ở Oligoxen C30, và
lưu lượng thử vỉa được ghi lại là 14,365 bopd.
Đông Bắc mỏ Y được thẩm lượng tiếp nữa bằng giếng 5X vào năm 2005. Giếng
khoan đầu tiên vào 12/04/2005 và hoàn thành vào 07/06/2005 sau khi thử nghiệm với
8,711 bopd từ tầng móng. Giếng 6X bắt đầu khoan vào ngày 27/03/2005 với mục đích
là thử vỉa khu vực Đông Bắc của mỏ Y. Giếng đã bị trám và hủy như một giếng khoan
khô vào 01/06/2005 sau khi giếng chỉ cho nước lên từ tầng móng
Giếng 16I bắt đầu vào 02/11/2005 với các mục tiêu thẩm lượng và phát triển bơm
ép cho việc duy trì áp suất vào khu vực chính của phía Bắc mỏ Y. Công tác thử vỉa đã
được thực hiện nhưng không cho dòng hydrocacbon. Giếng đã được hoàn thành như

10

Chương 1: Đặc điểm địa chất đối tượng nghiên cứu
1.2.2 Đặc điểm địa tầng và tiềm năng dầu khí
Đá mẹ:
Kết quả phân tích các giếng lân cận và các giếng của mỏ Y cho thấy tập sét
Oligoxen rất giàu vật liệu hữu cơ và rất có tiềm năng để tạo hydrocacbon. Tổng hàm
lượng cacbon trong các mẫu lấy từ tầng sét của Oligoxen hầu hết hơn 1%. Phổ biến là
hơn 2%, có khi lên đến 10%. Giá trị S2 rất cao . Chỉ số Hydrogen của những mẫu đó
khá cao. Tập “D” có giá trị cao nhất phản ánh nguồn đá mẹ ở đây rất tốt. Tập D cũng có
lượng lớn nhất và dày nhất loại sét nâu sẫm với giá trị gama ray cao, được xem như là
tập đá mẹ chính trong mỏ Y. Tập C và E cũng là nguồn đá mẹ tốt nhưng bề dày của tầng
sét thì nhỏ hơn trong tập D. Khu vực khai thác chính của mỏ Y nằm ở phía Đông Nam
của bồn và Đông Bắc Block 15-1.
Một vài lớp mỏng của Mioxen hạ có nguồn đá mẹ tiềm năng nhưng chưa trưởng
thành (chưa chín muồi). Tập đá mẹ Mioxen không có vai trò nhiều trong tiềm năng
hydrocacbon của Block 15-1.
Đá chắn:
Đá móng nứt nẻ và biến đổi thứ sinh được chắn bởi sét tập “D” theo chiều thẳng
đứng và chiều ngang. Tập “D” với bề dày từ 340 – 600m phủ trực tiếp lên móng và các
đá sét giàu vật chất hữu cơ màu nâu sẫm chiếm ưu thế nằm trên cát kết, bột kết, lớp
mỏng đá vôi và than hiếm.
Sét Rotalia là tầng chắn tốt cho vỉa chứa Mioxen hạ, đặc biệt là lớp cát kết mỏng
nằm ở trên, ngay dưới tập sét Rotalia.
Dưới Mioxen hạ và Oligoxen, tầng chắn sét xen kẽ sẽ yếu hơn do sét trở nên
mỏng hơn và nhiều cát hơn do đặc thù biển tiến của tập B1 và hàm lượng cát cao của
tập C. Có một vài rủi ro của tầng chắn có đứt gãy ở bên trong khoảng này.Thời gian tạo
dầu là Mioxen giữa – Micoxen muộn. Cấu trúc móng Y được hình thành chủ yếu trước
giai đoạn Oligoxen. Các lớp phủ Oligoxen, Mioxen hạ của mỏ Y được hình thành trong
suốt thời gian này.

11


Chương 1: Đặc điểm địa chất đối tượng nghiên cứu
Đá chứa:
Khu vực trầm tích vụn
Sơ đồ liên kết tầng chứa hiện tại là dựa trên quan điểm địa tầng thạch học. Phần
trên cùng của mỗi đơn vị tầng chứa biểu thị phần trên cùng của thân cát. Các ranh giới
là các mặt theo niên đại. Biểu đồ tương quan có thể áp dụng cho các giếng khác trong
tương lai. Đặt tên tầng chứa bắt đầu theo các kí tự sau đó đến số theo thứ tự trên xuống
dưới của tập, trong Mioxen hạ, các đơn vị vỉa chứa B8 - B100 có thể được liên kết chặt
chẽ với đơn vị vỉa chứa của mỏ Ruby, tương ứng từ MI-8 đến MI-100.
Khu vực móng
Tầng chứa móng nứt nẻ chứa mạng lưới độ rỗng và độ thấm được tạo ra bởi hoạt
động kiến tạo trong các khối cấu trúc nhỏ hơn mà mỗi khối cấu trúc chứa các đứt gãy,
nứt nẻ điển hình và các biên của nó có các đặc điểm kiến tạo đặc trưng, là bằng chứng
của sự di chuyển trượt ngang và thường có địa hình cấu trúc. Mỏ Y được chia thành 2
khu vực chính: Tây Nam và Đông Bắc. Khu vực Tây Nam bao gồm các khối A, B và C,
khu vực Đông Bắc bao gồm các khối D, E

Hình 1.7 Ranh giới giữa các khối [9]
Mô tả tầng chứa
12


Chương 1: Đặc điểm địa chất đối tượng nghiên cứu
Có 3 vỉa chứa chủ yếu: móng nứt nẻ, cát kết Mioxen hạ B10 và Oligoxen trên C30
trong cấu tạo mỏ Y. Cát kết Mioxen hạ B9 và cát kết Oligoxen của tập E được đánh giá
như một tiềm năng triển vọng.
Vỉa chứa trầm tích

Vỉa chứa trầm tích chủ yếu là cát kết Mioxen hạ và Oligoxen.
Vỉa chứa B15 được đưa vào với các giếng thăm dò và khai thác (ví dụ như G-1X,
2X, 2XPL, 2XST, 1P, 6PST1, 7P, 9I, 18P, 21P, 25P) trong mỏ Y nhưng tất cả các giếng
đều là giếng khô (không có dầu có giá trị thương mại) ngoại trừ giếng G-1X.
Vỉa chứa cát kết B10 (Mioxen hạ) bao gồm các giếng 1X, 2X, 2X, 4X, 5X, 6X,
các giếng bơm ép và các giếng khai thác từ 10P, 28P. Hiện tại, dầu đang được khai thác
từ vỉa B10 bao gồm các giếng 10P, 11P, 14P, 15P, 20P, 23P, 26P, 27P và 28P.
Vỉa chứa cát kết B9 mỏng dần về phía Tây và phát triển kém trong các giếng khai
thác.
Trong hầu hết phần dưới tập C, cát kết C30 dày và sạch được đưa vào và thử vỉa
thành công trong 1X và 4X. Tuy nhiên C30 trong hầu hết các giếng mới đều chứa nước
hoặc dầu bị nhiễm bẩn. Vỉa chứa Oligoxen trên C15 bao gồm các giếng thăm dò và phát
triển trong mỏ Y bao gồm 3X, 6X, 5XPH, 3P, 7P, 9P, 12P và 14P. Các đơn vị cát kết
C30 và C15 sẽ được đánh giá chi tiết hơn.
Trong tập “D”, việc minh giải wireline log của giếng 1X cho thấy 4 khoảng tiềm
năng (D30, D40, D50 và D60), nhưng kết quả DST chỉ ra độ thấm rất thấp.
Vỉa chứa tập E chỉ có giếng 3X/6X và 9I, cho đến nay không có giếng mới nào
xuyên qua tập này.
Vỉa chứa cát kết Mioxen hạ B9
Vỉa chứa cát kết Mioxen hạ B9 bao gồm nhiều lớp cát mỏng, hạt có kích thước
từ mịn đến trung bình, các lớp xiên chéo và chủ yếu chứa dầu. Cát kết được minh giải
13


Chương 1: Đặc điểm địa chất đối tượng nghiên cứu
như các lớp cát trầm tích lắng đọng ở cạnh tam giác châu qua rãnh khoét lòng sông
(crevasse splay). Tổng bề dày hiệu dụng của các lớp cát B9 là 0.2 – 0.3m (1X), 1m (3X),
0.5 – 2 (11P, 3P, 5P, 6PST, 8I). Dữ liệu mẫu lõi thông thường của B9 trong giếng 2X
và 3X thể hiện chất lượng tầng chứa tốt với độ rỗng 16.6 – 30.6% và độ thấm 3 –
1300mD. Vỉa chứa cát kết B9 được đánh giá là có tiềm năng triển vọng, đặc biệt ở trong

khu vực phía Đông cấu trúc mỏ Y trong báo cáo 2002 và không đánh giá lại trong thời
gian này.
Vỉa chứa cát kết Mioxen hạ B10
Thạch học:
Các giếng của mỏ Y đều được khoan xuyên qua vỉa chứa cát kết B10 với bề dày
từ 10m đến 16m. Vỉa chứa cát kết B10 bao gồm nhiều lớp cát kết mỏng xếp chồng, được
minh giải là lớp trầm tích của các kênh phụ, từ các doi cát đến các lớp cát trước rìa tam
giác châu với môi trường đầm hồ đến môi trường đồng bằng nước lợ. Cát có màu xám
nhẹ đến màu xám vàng, nâu sáng đến nâu tối, nguyên khối, bở rời (cố kết kém) và chủ
yếu chứa dầu. Một số nơi có sét xen kẽ, mỏng. Kích thước hạt đa dạng từ mịn đến thô.
Bề dày cát tổng từ 10 – 16m được xác định là tầng chứa hydrocacbon từ minh
giải wireline log và được xác thực bằng mẫu lõi thu được từ giếng 2X, 3X và kết quả
thử vỉa từ các giếng này.
Chất lượng tầng chứa:
Việc minh giải wireline log thể hiện bề dày hiệu dụng từ 6.6 – 6.8m (1X, 3X) đến
9.3 – 12.4m (2X), độ rỗng trung bình từ 25-29.6 % và độ bão hòa nước trung bình từ 27
– 36.2%. Toàn bộ các khoảng cát kết B10 trong 2X và 3X đều được lấy mẫu lõi và các
thông số vỉa được đo từ các mẫu lõi. Kết quả phân tích thể hiện chất lượng tầng chứa tốt
với độ rỗng cao (trung bình 27.6 – 28.1%) và độ thấm (trung bình 2.2 – 3D). Lưu lượng
dòng chảy cao của dầu 34 – 350 API được đo từ công tác thử vỉa các giếng 1X, 2X và
3X. Chúng đều cho kết quả độ thấm lên đến 7D. Từ kết quả này, vỉa chứa cát kết B10
được dự đoán ít chịu ảnh hưởng của quá trình tạo đá.
14


Chương 1: Đặc điểm địa chất đối tượng nghiên cứu
Vỉa chứa cát kết Mioxen hạ B15
Các giếng khoan thăm dò và khai thác trong mỏ Y (ví dụ như G-1X, 2X, 2XPL,
2XST, 1P, 6PST1, 7P, 9I, 18P, 21P, 25P) đều khoan qua B15. B15 cho hydrocacbon
bão hòa ở giếng G-1X và giếng khô (không có dầu thương mại) trong các giếng khác

của mỏ Y. Một giếng khoan định hướng được khoan vào 06/2011 xuyên qua các vỉa
chứa B10, B15, B40. Xấp xỉ 2m TVD cát hiệu dụng đo được trong B15. Độ rỗng trung
bình là 24.5%; độ bão hòa nước khoảng 30.5% và B15 được xem như chứa dầu trong
giếng khoan định hướng 9PST2 và giếng khoan khai thác 9PST3. Đánh giá ban đầu B15
có trữ lượng thu hồi trung bình khoảng 990,000stb, và có thể lên đến 1,080,000stb. B15
đã hoạt động từ 08/2011 với lưu lượng 1600bopd, hàm lượng nước 0%.
Vỉa chứa cát kết Oligoxen trên C15
Các giếng thăm dò và khai thác trong mỏ Y bao gồm 3X, 6X, 5XPH, 3P, 7P, 9P,
12P, 14P đều đi qua C15. Vỉa này có độ rỗng khoảng 20 – 23% và độ bão hòa nước 45
– 35%. Các tập cát chứa hydrocacbon ở khu vực Đông Bắc của mỏ Y trong các giếng
3X, 6X, 7P, 14P. Giếng 14P là giếng khai thác đầu tiên của C15 với bề dày 2.3m. Lưu
lượng khai thác hiện tại (06/2012) là 1,356stbpb, hàm lượng nước 0%.
Vỉa chứa cát kết Oligoxen trên C30
Vỉa C30 có tất cả các giếng trong mỏ Y xuyên qua với bề dày từ 20 đến 70m.
Hầu hết các phân lớp thấp (C30) của tập “C” trong Oligoxen, có thân cát dày và
sạch (kết quả thử vỉa từ giếng 1X). Kết quả thử vỉa cũng chỉ ra rằng đây là vỉa chứa có
tiềm năng với 16m bề dày hiệu dụng, độ rỗng 20%, độ thấm 247mD, nhưng thân cát có
kích thước nhỏ, bị chia cắt nên cũng chứa các yếu tố rủi ro trong C30. Một tích tụ dầu
mới trong vỉa chứa C30 (Oligoxen) đã có giếng 4X đi xuyên qua. Tổng cộng 7,981bbl
dầu thu được từ vỉa trong suốt 24 tiếng. Kiểm tra giới hạn vỉa, tính được thể tích lỗ rỗng
liên kết là 20MMBO. Cát kết vỉa C30 được đánh giá là có tiềm năng ở các khu vực xung
quanh giếng 1X và 4X trong giai đoạn hiện tại.
Vỉa chứa cát kết Oligoxen dưới E
15


Chương 1: Đặc điểm địa chất đối tượng nghiên cứu
Tập E đa số là mỏng hoặc không có trong hầu hết các bộ phận và chỉ có trong
sườn, cánh của cấu trúc. Tập này chủ yếu là cát kết hạt thô, cuội kết, một phần nhỏ bột
kết và những lớp rất mỏng đá vôi.

Cát kết của tập này có màu xám, xám sẫm, nâu xám, chủ yếu là không cố kết
trong nóc tập, chủ yếu là thạch anh trong suốt hoặc trong mờ màu trắng sữa, trắng khói,
xám sáng, hàm lượng cao các mảnh vụn đá granit (18-64%), chủ yếu là hạt thô, cuội kết
cục bộ, độ chọn lọc thấp. Feldspat hầu hết bị phong hóa thành kaolinit và thường được
quan sát trong nền cuội kết, nhiều clorit, mica và pyrit.
Nhiều dầu nhiễm bẩn có màu nâu đen, đen trong giếng 3X quan sát được trong
tập “E” và trong mẫu mùn khoan dầu bão hòa. Kết quả MDT cho thấy độ linh động dầu
từ nhỏ đến rất cao, cao nhất là 119.6 mD/cp. Tập E được mong đợi là có giếng SC-1X
đi qua nhưng giếng này không đi qua tập E và do vậy tập E trong sườn phía Nam của
mỏ Y ít tiềm năng hơn nhiều. Giếng 6X ở phía Bắc của mỏ Y đi qua tập E (hơn 300m)
nhưng kết quả MDT cho độ linh động rất nhỏ. Cát kết tập E đã không được thử nghiệm
và xem như là có tiềm năng ở phía Bắc của mỏ Y và sẽ được đánh giá nhiều hơn trong
tương lai bằng những giếng mới.
Tầng chứa móng nứt nẻ trước Đệ Tam
Hầu hết đá móng trong mỏ Y đã nứt nẻ và biến đổi thứ sinh. Độ nứt nẻ của đá
granit chứa tốt và thuận lợi trong khai thác dầu.
Các tầng đá móng được biết như là tầng khai thác chính trong các mỏ Bạch Hổ,
Rạng Đông, Ruby. Đá móng của cấu trúc mỏ Y chủ yếu là granit, thứ yếu là monzonit
thạch anh, monzodiorit thạch anh, monzodiorit, diorit và các đá dạng mạch (dyke/vein).
Bề dày của các đá dạng mạch từ vài cm đến 5 - 10m.
Việc phát triển các nứt nẻ do ứng suất, tích tụ lớn nhất ở đỉnh cấu tạo do ứng suất
gây ra. Các đặc điểm sau được quan sát thấy trong tầng chứa đá móng nứt nẻ:
 Độ rỗng của khung đá gần bằng 0 trong tầng chứa móng.
16