ÁP DỤNG BƠM ÉP KHÍ ĐỒNG HÀNH BẰNG PHƯƠNG PHÁP BƠM ÉP KHÍ NƯỚC LUÂN PHIÊN (WAG) CHO TẦNG CHỨA CÁT KẾT MIOCEN DƯỚI MỎ X BỒN TRŨNG CỬU LONG

LỜI CẢM ƠN
Thực tập tốt nghiệp là một dịp tốt để em tiếp cận thực tế với môi trƣờng làm việc
tại các công ty dầu khí, giúp chúng em định hƣớng đề tài, tìm hiểu tài liệu cho luận
văn tốt nghiệp và biết thêm những kỹ năng cần cho công việc sau này để trau dồi trƣớc
khi trở thành một Kỹ sƣ Dầu khí. Trong quá trình thực tập, em rất may mắn khi đƣợc
nhận vào thực tập tại công ty liên doanh điều hành Cửu Long (Cửu Long JOC) và
đƣợc sự hƣớng dẫn tận tình của các anh đang làm việc tại công ty để em có thể hoàn
thành luận văn một cách tốt nhất.
Bằng sự chăm chỉ của bản thân và tâm huyết giúp đỡ của thầy hƣớng dẫn cùng
các anh của công ty Cửu Long JOC, cuối cùng luận văn của em đã đƣợc hoàn thành.
Trƣớc hết, em xin gửi lời cảm ơn chân thành đến TSKH. Nguyễn Xuân Huy cùng các
thầy cô trong bộ môn đã quan tâm, truyền đạt cho em những kiến thức cơ bản để em
hoàn thành tốt khóa luận văn, cũng nhƣ trong suốt quá trình học tập tại trƣờng. Em
muốn bày tỏ lời cảm ơn chân thành đến anh Nguyễn Phúc Huy đã nhiệt tình hƣớng
dẫn cung cấp phần mềm để em hoàn thành tốt công việc của mình. Bên cạnh đó, em
cũng xin chân thành cảm ơn anh Lê Nguyên Vũ đã hƣớng dẫn và giúp đỡ em tài liệu.
Cuối cùng, em xin gửi đến những ngƣời mà em không đề cập ở trên lời cảm ơn
chân thành đã động viên, góp ý, giúp em hoàn thiện luận văn của mình.
Mặc dù có nhiều cố gắng nhƣng do thời gian ngắn, kiến thức chuyên môn còn
hạn hẹp nên luận văn vẫn còn nhiều thiếu sót. Kính mong thầy cô xem và đóng góp ý
kiến để luận văn em đƣợc hoàn thiện hơn.
Xin chân thành cảm ơn
TP Hồ Chí Minh, 12/2014
Sinh viên thực hiện
Phạm Quốc Huy

TÓM TẮT
- ii -


Hiện trạng sản lƣợng dầu khai thác khu vực Đông Bắc nói riêng cũng nhƣ toàn

tầng chứa cát kết Miocen dƣới nói chung đang trong giai đoạn suy giảm với độ ngập
nƣớc của các giếng tăng cao. Sau giai đoạn khai thác sơ cấp và hiện tại tầng chứa đang
trong giai đoạn khai thác thứ cấp, những khu vực bị ngập nƣớc vẫn còn một lƣợng dầu
sót lớn nằm lại trong vỉa.
Việc nghiên cứu phƣơng pháp thu hồi dầu tăng cƣờng dựa trên mô phỏng để
giảm lƣợng dầu sót sau khi bơm ép nƣớc là cần thiết nhằm cải thiện khả năng thu hồi
dầu. Phƣơng pháp bơm ép khí nƣớc luân phiên (WAG) là phƣơng pháp tiềm năng để
tăng thu hồi dầu cho tầng chứa cát kết Miocen dƣới bằng cách giảm độ linh động của
khí và lực mao dẫn đảm bảo hiệu suất đẩy bởi khí bơm ép và hiệu suất quét bởi nƣớc
bơm ép.
Dựa trên mô hình mô phỏng (Eclipse 100), luận văn thực hiện khảo sát bơm ép
với các cấp lƣu lƣợng khác nhau (16 trƣờng hợp) và chu kì bơm ép khác nhau (chu kì
2 ,3 ,6, 9, 12 tháng) nhằm phân tích ảnh hƣởng của các thông số vận hành trên đến khả
năng thu hồi dầu. Từ đó, lựa chọn thông số vận hành tối ƣu cho khu vực nghiên cứu và
so sánh với trƣờng hợp dự đoán tiếp tục bơm ép nƣớc để thấy đƣợc hiệu quả của
phƣơng pháp WAG. Kết quả giá trị vận hành tối ƣu cho khai thác trong 8 năm là tiến
hành bơm ép WAG cho cả 2 giếng 1I và 4I với lƣu lƣợng khí 5,000 (ngàn feet
khối/ngày), nƣớc 10,000 (thùng/ngày) và 5,000 (ngàn feet khối/ngày), 5,000
(thùng/ngày) cho mỗi giếng bơm ép tƣơng ứng với chu kì bơm ép là 3 tháng.
Hệ số thu hồi của trƣờng hợp bơm ép WAG tối ƣu là 10.45% chỉ cao hơn xấp xỉ
2% so với trƣờng hợp chỉ bơm ép nƣớc là 8.47% (thời gian tính từ tháng 7/2015)
Do thời gian thực hiện ngắn nên nghiên cứu còn một số hạn chế nhƣ chƣa khảo
sát ảnh hƣởng của tính trễ độ thấm tƣơng đối trong quá trình bơm ép WAG đến thu hồi
dầu, chƣa có đầy đủ số liệu thí nghiệm để đƣa vào mô hình.

MỤC LỤC
- iii -


LỜI CẢM ƠN ..................................................................................................................ii

TÓM TẮT........................................................................................................................ii
MỤC LỤC ..................................................................................................................... iii
DANH SÁCH HÌNH VẼ - BẢNG BIỂU ...................................................................... vi
TỪ VIẾT TẮT ................................................................................................................ xi
MỞ ĐẦU .......................................................................................................................xii
CHƢƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ BỒN TRŨNG CỬU LONG, MỎ X VÀ THỰC
TRẠNG KHAI THÁC TẦNG CHỨA CÁT KẾT MIOCEC DƢỚI ........................ 1
1.1. Tổng quan về bồn trũng Cửu Long ........................................................... 1
1.1.1.

Vị trí địa lý bồn trũng Cửu Long ...................................................... 1

1.1.2.

Các yếu tố kiến tạo khu vực chính .................................................... 2

1.1.3.

Lịch sử tìm kiếm thăm dò dầu khí ở bồn trũng Cửu Long ............... 4

1.2. Tổng quan về mỏ X ................................................................................... 5
1.2.1.

Vị trí địa lý mỏ X .............................................................................. 5

1.2.2.

Lịch sử tìm kiếm và khai thác mỏ X ................................................. 5

1.2.3.

Địa tầng và cấu trúc của mỏ X .......................................................... 6

1.2.3.1. Địa tầng ................................................................................ 6
1.2.3.2. Cấu trúc .............................................................................. 12
1.2.3.3. Đá sinh ............................................................................... 13
1.2.3.4. Đá chứa .............................................................................. 13
1.2.3.5. Đá chắn .............................................................................. 14
1.3. Đặc trƣng địa chất tầng chứa cát kết Miocen dƣới .................................. 14
1.4. Thực trạng khai thác tầng chứa cát kết Miocen dƣới .............................. 15
CHƢƠNG 2: LÝ THUYẾT VỀ GIA TĂNG THU HỒI DẦU VÀ PHƢƠNG
PHÁP BƠM ÉP KHÍ NƢỚC LUÂN PHIÊN (WAG) .............................................. 18
2.1. Các giai đoạn thu hồi dầu ........................................................................ 18
2.1.1.

Thu hồi sơ cấp ................................................................................. 18

- iv -


2.1.2.

Thu hồi thứ cấp ............................................................................... 18

2.1.3.

Thu hồi tam cấp .............................................................................. 19

2.2. Phƣơng pháp bơm ép khí nƣớc luân phiên WAG ................................... 23
2.2.1.

Giới thiệu ........................................................................................ 23

2.2.1.1. Khái niệm ................................................................................. 23
2.2.1.2. Lịch sử ...................................................................................... 24
2.2.1.3. Mục đích của bơm ép WAG ..................................................... 25
2.2.1.4. Dự án WAG trên thế giới và ở Việt Nam................................. 25
2.2.2.

Phân loại các quá trình WAG ......................................................... 27

2.2.3.

Các khái niệm cơ bản ...................................................................... 28

2.2.3.1. Lực phân tử và tác động đến sự phân bố giữa khí – dầu – nƣớc
trong vỉa ......... .................................................................................................. 28
2.2.3.2. Tính dính ƣớt ............................................................................ 29
2.2.3.3. Áp suất mao dẫn ....................................................................... 32
2.2.3.4. Độ thấm .................................................................................... 34
2.2.4.

Cơ chế thu hồi dầu của phƣơng pháp WAG ................................... 42

2.2.5.

Những yếu tố ảnh hƣởng đến quá trình thiết kế WAG ................... 46

2.2.5.1. Tính chất chất lƣu và sự tƣơng tác đá chứa – chất lƣu ............. 46
2.2.5.2. Sự phân lớp và tính bất đồng nhất của vỉa ............................... 46

2.2.5.3. Nguồn cung cấp và thành phần của khí bơm ép....................... 47
2.2.5.4. Tỉ lệ WAG ................................................................................ 47
2.2.5.5. Mô hình bơm ép ....................................................................... 48
2.2.5.6. Lƣu lƣợng và áp suất bơm ép và khai thác............................... 49
2.2.5.7. Chu kì WAG ............................................................................. 49
2.2.5.8. Thời gian bắt đầu bơm ép ......................................................... 50

-v-


2.2.6.

Những thuận lợi và khó khăn của phƣơng pháp WAG .................. 50

2.2.7.

Phƣơng thức tiến hành .................................................................... 51

2.2.7.1. Lựa chọn phƣơng pháp EOR .................................................... 51
2.2.7.2. Thí nghiệm ............................................................................... 52
2.2.7.3. Mô phỏng trên mô hình ............................................................ 53
2.2.7.4. Áp dụng thực tế ........................................................................ 53
2.2.8.

Nghiên cứu lựa chọn phƣơng pháp EOR cho tầng chứa cát kết

Miocen dƣới ..................................................................................................... 54
CHƢƠNG 3: MÔ HÌNH MÔ PHỎNG KHU VỰC ĐÔNG BẮC TẦNG CHỨA
CÁT KẾT MIOCEN DƢỚI MỎ X ............................................................................ 59
3.1. Đối tƣợng nghiên cứu .............................................................................. 59

3.2. Đặc trƣng tầng chứa................................................................................. 60
3.2.1.

Điều kiện vỉa ban đầu ..................................................................... 60

3.2.2.

Điều kiện vỉa hiện tại ...................................................................... 61

3.2.3.

Tính chất của vỉa ............................................................................. 61

3.3. Phù hợp lịch sử ........................................................................................ 61
CHƢƠNG 4: ĐÁNH GIÁ KHẢ NĂNG ÁP DỤNG PHƢƠNG PHÁP BƠM ÉP
KHÍ NƢỚC LUÂN PHIÊN CHO KHU VỰC ĐÔNG BẮC TẦNG CHỨA CÁT
KẾT MIOCEN DƢỚI MỎ X ..................................................................................... 66
4.1. Lƣu lƣợng bơm ép WAG ......................................................................... 66
4.2. Chu kì bơm ép WAG ................................................................................. 86
KẾT LUẬN – KIẾN NGHỊ ........................................................................................... 91
TÀI LIỆU THAM KHẢO ............................................................................................. 93

DANH SÁCH HÌNH VẼ - BẢNG BIỂU
Hình 1.1: Sơ đồ phân bố các bồn trũng trên thềm lục địa Việt Nam ........................... 1

- vi -


Hình 1.2: Các lô dầu khí thuộc bồn trũng Cửu Long và công ty nhà thầu đang
thăm dò khai thác trong bồn ..........................................................................................2

Hình 1.3: Phân bố của vỏ thạch quyển trong khu vực Đông Nam Á ............................3
Hình 1.4: Mô hình kiến tạo của các bồn trầm tích Việt Nam........................................3
Hình 1.5: Vị trí địa lý mỏ X trong bồn trũng Cửu Long ...............................................5
Hình 1.6: Cột địa tầng của bồn trũng Cửu Long .......................................................... 10
Hình 1.7: Cột địa tầng của mỏ X .................................................................................. 11
Hình 1.8: Mặt cắt đứt gãy của mỏ X ............................................................................ 12
Hình 1.9: Các khu vực của tầng chứa Miocen dƣới, mỏ X .......................................... 15
Hình 1.10: Vị trí và tên giếng khoan của tầng chứa Miocen dƣới mỏ X ..................... 16
Hình 2.1: Các giai đoạn thu hồi dầu và các phƣơng pháp trong mỗi giai đoạn ........... 19
Hình 2.2: Phƣơng pháp bơm ép khí nƣớc luân phiên (WAG) ..................................... 24
Hình 2.3: Sự gia tăng của các dự án WAG trên thế giới .............................................. 24
Hình 2.4: Lực phân tử bên trong môi trƣờng lỏng và ở bề mặt thoáng giữa không
khí và chất lỏng............................................................................................................. 28
Hình 2.5: Các lực giữa bề mặt khí nƣớc và dầu tiếp xúc với bề mặt đá trong hệ
thống dính ƣớt nƣớc ..................................................................................................... 30
Hình 2.6: Tính dính ƣớt của đá dựa trên góc tiếp xúc (Ursin, 1997) ........................... 30
Hình 2.7: Phân bố chất lƣu trong hệ thống dính ƣớt nƣớc và dính ƣớt dầu (Green,
1998) ............................................................................................................................. 31
Hình 2.8: Ảnh hƣởng của tính dính ƣớt lên đƣờng cong độ thấm tƣơng đối (a)
dính ƣớt nƣớc và (b) dính ƣớt dầu (Ursin, 1997) ......................................................... 31
Hình 2.9: Bán kính của đƣờng cong trên bề mặt cong (Ursin, 1997) .......................... 32
Hình 2.10: Dạng mặt cong lý tƣởng hình cầu của hai chất lƣu không hòa trộn
(Ursin, 1997) ................................................................................................................. 33
Hình 2.11: Đƣờng cong áp suất mao dẫn của dầu – nƣớc ............................................ 33

- vii -


Hình 2.12: Ví dụ về hiệu ứng trễ của đƣờng cong độ thấm tƣơng đối khí................... 35
Hình 2.13: Minh họa dạng đƣờng cong của (a) đƣờng cong độ thấm tƣơng đối

nƣớc – dầu và độ bão hòa điểm cuối (b) đƣờng cong độ thấm tƣơng đối khí –
dầu và độ bão hòa điểm cuối ........................................................................................ 36
Hình 2.14: Dòng chảy 3 pha trong một quá trình WAG (Skauge, 2007)..................... 37
Hình 2.15: Một cặp đƣờng cong độ thấm tƣơng đối cho pha không dính ƣớt ............. 40
Hình 2.16: Một cặp đƣờng cong độ thấm tƣơng đối cho pha không dính ƣớt ............. 41
Hình 2.17: Cơ chế hiệu suất quét (a) hiệu suất quét đứng, (b) hiệu suất quét ngang ... 43
Hình 2.18: Các hiện tƣợng xảy ra khi tiến hành bơm ép (a) Đới đẩy dầu ổn định
(b) Hiện tƣợng trƣợt khí (c) Hiện tƣợng phân tỏa dạng ngón ...................................... 44
Hình 2.19: Sơ đồ phân bố của chất lƣu và đới đẩy dầu trong quá trình WAG ........... 45
Hình 3.1: Mô hình toàn bộ tầng chứa cát kết Miocen dƣới.......................................... 59
Hình 3.2: Mô hình khu vực Đông Bắc tầng chứa cát kết Miocen dƣới ....................... 60
Hình 3.3: Mô hình phân bố độ rỗng ............................................................................. 63
Hình 3.4: Mô hình độ bão hòa dầu ............................................................................... 63
Hình 3.5: Mô hình độ thấm theo phƣơng X ................................................................. 64
Hình 3.6: Mô hình độ thấm theo phƣơng Y ................................................................. 64
Hình 3.7: Mô hình độ thấm theo phƣơng Z .................................................................. 64
Hình 4.1: Lƣu lƣợng dầu khai thác của giếng 2P khi bơm ép nƣớc ............................. 68
Hình 4.2: Lƣu lƣợng dầu khai thác của giếng 3P khi bơm ép nƣớc ............................. 68
Hình 4.3: Độ ngập nƣớc của giếng 3P khi bơm ép nƣớc ............................................. 69
Hình 4.4: Hệ số thu hồi các trƣờng hợp bơm ép WAG ................................................ 72
Hình 4.5: Biểu đồ thể hiện lƣợng dầu gia tăng của các trƣờng hợp bơm ép WAG
so với bơm ép nƣớc ...................................................................................................... 72

- viii -


Hình 4.6: Biểu đồ so sánh lƣợng dầu thu hồi khi bơm ép xen kẽ khí nƣớc giữa
các giếng với khi bơm ép cùng một chất lƣu................................................................ 75
Hình 4.7: Biểu đồ so sánh tổng lƣợng dầu khai thác và lƣu lƣợng khai thác hàng
ngày trƣờng hợp bơm ép WAG với bơm ép nƣớc........................................................ 76

Hình 4.8: Tổng lƣợng khí thu hồi của các trƣờng hợp bơm ép WAG so với bơm
ép nƣớc ......................................................................................................................... 77
Hình 4.9: Áp suất vỉa trƣờng hợp bơm ép WAG và bơm ép nƣớc .............................. 78
Hình 4.10: Lƣu lƣợng dầu khai thác của giếng 2P ....................................................... 79
Hình 4.11: Độ ngập nƣớc của giếng 2P........................................................................ 79
Hình 4.12: Lƣợng khí khai thác của giếng 2P .............................................................. 80
Hình 4.13: Lƣu lƣợng dầu khai thác của giếng 3P ....................................................... 81
Hình 4.14: Đô ngập nƣớc của giếng 3P........................................................................ 82
Hình 4.15: Lƣợng khí khai thác của giếng 3P .............................................................. 82
Hình 4.16: Tổng lƣợng dầu còn lại trong 8 lớp trên cùng sau quá trình bơm ép
nƣớc .............................................................................................................................. 83
Hình 4.17: Tổng lƣợng dầu còn lại trong 8 lớp trên cùng sau quá trình bơm ép
WAG ............................................................................................................................. 84
Hình 4.18: Độ bão hòa dầu của lớp thứ 5 sau quá trình bơm ép nƣớc ......................... 85
Hình 4.19: Độ bão hòa dầu của lớp thứ 5 sau quá trình bơm ép WAG ....................... 85
Hình 4.20: Tổng lƣợng dầu thu hồi cho trƣờng hợp bơm ép WAG với các chu kì
khác nhau ...................................................................................................................... 87
Hình 4.21: Sản lƣợng dầu thu hồi thêm với chu kì khác nhau ..................................... 88
Hình 4.22: Lƣu lƣợng dầu khai thác của giếng 2P với các chu kì khác nhau .............. 89
Hình 4.23: Lƣu lƣợng dầu khai thác của giếng 3P với các chu kì khác nhau .............. 89
Bảng 1.1. Thực trạng khai thác các giếng của tầng chứa cát kết Miocen dƣới ............ 17
Bảng 2.1. Tính dính ƣớt thể hiện qua góc tiếp xúc (Ursin, 1997) ................................ 30

- ix -


Bảng 2.2. Các thông số lựa chọn phƣơng pháp EOR theo Taber (1983) ..................... 51
Bảng 2.3. Bộ cơ sở dữ liệu về các dự án EOR trên thế giới ......................................... 54
Bảng 2.4. Tính chất đá chứa và dầu trong vỉa .............................................................. 55
Bảng 2.5. Các thông số lựa chọn của các phƣơng pháp hóa học ................................. 56

Bảng 2.6. Các thông số lựa chọn của các phƣơng pháp bơm ép khí không trộn lẫn ... 56
Bảng 2.7. Các thông số lựa chọn của các phƣơng pháp bơm ép khí trộn lẫn .............. 57
Bảng 3.1. Đặc tính ban đầu của chất lƣu vỉa ................................................................ 60
Bảng 3.2. Đặc tính hiện tại của chất lƣu vỉa ................................................................. 61
Bảng 3.3. Tính chất của thành hệ ................................................................................. 61
Bảng 4.1. Trƣờng hợp bơm ép nƣớc và dự đoán lƣợng dầu thu hồi ............................ 67
Bảng 4.2. Kết quả và so sánh trƣờng hợp bơm ép nƣớc với bơm ép WAG................. 71
Bảng 4.3. Các trƣờng hợp khảo sát bơm ép khí nƣớc xen kẽ và cùng một chất
lƣu của các giếng bơm ép ............................................................................................. 74
Bảng 4.4. Kết quả thu hồi dầu của truờng hợp bơm ép WAG với các chu kì khác
nhau .............................................................................................................................. 86

-x-


TỪ VIẾT TẮT
BH-1X: Giếng khoan thăm dò đầu tiên ở mỏ Bạch Hổ
B: Khu vực khai thác chính
C: Khu vực Đông Bắc
STB/D: Stock Tank Barrel/Day
EOR: Enhance Oil Recovery
WAG: Water Alternating Gas
MP: Micellar polymer
ASP: AlkaliC-Surfactant-Polymer
OIIP: Oil Initial In Place
LPG: Liquid Petroleum Gas
MWAG: Miscible Water Alternating Gas
IWAG: Immiscible Water Alternating Gas
SWAG: SimultaCously Water Alternating Gas
SSWAG: Selective SimultaCously Water Alternating Gas

HWAG: Hybrid Water Alternating Gas
MMP: Minimum Miscibility Pressure
IFT: Interfacial Tension
SAGD: Steam-Assisted Gravity Drainage
FVF: Formation Volume Factor
NTG: Ct To Gross
PVT: Pressure Volume Temperature

- xi -


MỞ ĐẦU
1. Tính cấp thiết của đề tài
Tầng chứa cát kết Miocen dƣới là một trong những thân dầu khai thác chính của
mỏ X từ năm 2004. Theo xu hƣớng chung của các mỏ ở Việt Nam hiện tại, việc khai
thác ở tầng chứa cát kết Miocen dƣới đang trong giai đoạn suy giảm sản lƣợng, độ
ngập nƣớc ở các giếng khá cao từ 52-92%. Việc tiến hành khai thác bằng bơm ép nƣớc
nhằm duy trì áp suất vỉa kết hợp với các phƣơng pháp cơ học khác vẫn còn hiệu quả
nhƣng không bằng giai đoạn đầu khai thác. Vì vậy, nghiên cứu lựa chọn phƣơng pháp
thu hồi dầu tăng cƣờng hợp lý cho tầng chứa cát kết Miocen dƣới, mỏ X là cần thiết
nhằm gia tăng thu hồi dầu và đảm bảo sản lƣợng khai thác cho những năm tiếp theo.
Phƣơng pháp bơm ép khí nƣớc luân phiên (WAG) đƣợc công ty Cửu Long JOC
đƣa vào nghiên cứu là một trong những phƣơng pháp thu hồi tăng cƣờng có tiềm năng
để gia tăng thu hồi dầu trong tầng chứa cát kết Miocen dƣới, mỏ X. Bên cạnh mục đích
nhằm gia tăng cả hiệu suất quét và hiệu suất đẩy mà còn tận dụng đƣợc lƣợng khí khai
thác phải đốt bỏ một phần, góp phần bảo vệ môi trƣờng.
Trên cơ sở này, đề tài “Áp dụng phƣơng pháp bơm ép khí nƣớc luân phiên
(WAG) cho khu vực Đông Bắc tầng chứa cát kết Miocen dƣới mỏ X bồn trũng Cửu
Long” sử dụng khí hydrocacbon đã đƣợc thực hiện để có cái nhìn ban đầu về hiệu quả
của phƣơng pháp này.

2. Mục tiêu của luận văn
Trình bày các khái niệm cơ bản về các giai đoạn thu hồi dầu, phân loại các
phƣơng pháp thu hồi dầu tăng cƣờng (EOR) và lý thuyết về phƣơng pháp bơm ép khí
nƣớc luân phiên (WAG).
Sử dụng phần mềm Eclipse 100 để tiến hành bơm ép thử nghiệm một số trƣờng
hợp để tìm ra lƣu lƣợng bơm ép và chu kỳ bơm ép tối ƣu trong các trƣờng hợp chạy
thử nghiệm. Từ đó so sánh với phƣơng pháp bơm ép nƣớc để có đánh giá ban đầu về
khả năng thu hồi dầu của phƣơng pháp WAG.
3. Nhiệm vụ của luận văn

- xii -


Nghiên cứu đăc điểm địa chất, hệ thống dầu khí và thực trạng khai thác của tầng
chứa cát kết Miocen dƣới mỏ X bồn trũng Cửu Long.
Tổng quan về các giai đoạn thu hồi dầu và phân loại các phƣơng pháp thu hồi
dầu tăng cƣờng (EOR)
Giới thiệu lý thuyết về phƣơng pháp bơm ép khí nƣớc luân phiên (WAG)
Tiến hành mô phỏng trên mô hình bằng phần mềm Eclipse 100 với các kịch bản
giả định để tìm ra trƣờng hợp tối ƣu cho vùng nghiên cứu .
4. Cấu trúc của luận văn
Luận văn gồm phần mở đầu, kết luận và nội dung chính gồm 4 chƣơng nhƣ sau:
Chƣơng 1: Tổng quan về bồn trũng Cửu Long, mỏ X và thực trạng khai thác
của tầng chứa cát kết Miocen dƣới
Chƣơng 2: Lý thuyết về gia tăng thu hồi dầu và phƣơng pháp bơm ép khí nƣớc
luân phiên (WAG)
Chƣơng 3: Mô hình mô phỏng khu vực Đông Bắc tầng chứa cát kết Miocen
dƣới mỏ X
Chƣơng 4: Đánh giá khả năng áp dụng phƣơng pháp bơm ép khí nƣớc luân
phiên cho khu vực Đông Bắc tầng chứa cát kết Miocen dƣới mỏ X

5. Điểm mới của luận văn
Nghiên cứu tƣơng đối chi tiết về các phƣơng pháp thu hồi dầu tăng cƣờng
(EOR).
Giới thiệu khá đầy đủ về phƣơng pháp bơm ép khí nƣớc luân phiên (WAG) cả về
cơ chế thu hồi dầu và những yếu tố ảnh hƣởng.
Trình bày chi tiết, cụ thể về kết quả có đƣợc khi tiến hành mô phỏng bơm ép
WAG so với trƣờng hợp chỉ bơm ép nƣớc.

- xiii -


Chương 1: Tổng quan về bồn trũng Cửu Long, mỏ X và thực trạng khai thác tầng chứa
cát kết Miocen dưới

CHƢƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ BỒN TRŨNG CỬU LONG, MỎ X VÀ
THỰC TRẠNG KHAI THÁC TẦNG CHỨA CÁT KẾT MIOCEC DƢỚI
1.1.

Tổng quan về bồn trũng Cửu Long

1.1.1. Vị trí địa lý bồn trũng Cửu Long
Bồn trũng Cửu Long nằm chủ yếu trên thềm lục địa phía Nam Việt Nam và một
phần đất liền thuộc khu vực Cửu Long sông Mê Kông. Bồn có hình bầu dục, vồng ra
về phía biển đồng thời nằm dọc theo bờ biển Vũng Tàu – Bình Thuận. Bồn trũng Cửu
Long đƣợc xem là bồn trầm tích khép kín điển hình của Việt Nam. Bồn có diện tích
khoảng 36000km2, bao gồm các lô: 9, 15, 16, 17 và một phần các lô 1, 2, 25, và 31.
Bồn đƣợc bồi lấp chủ yếu bởi các trầm tích lục nguyên Đệ Tam, chiều dày lớn nhất
của chúng tại trung tâm bồn có thể đạt tới 7 – 8km.

Hình 1.1: Sơ đồ phân bố các bồn trũng trên thềm lục địa Việt Nam

Hầu hết các lô đã chia có chiều dày trầm tích từ khoảng 2000m trở lên đều đã và
đang đƣợc thăm dò, khai thác bởi các công ty dầu khí theo các dạng hợp đồng kí với
nƣớc chủ nhà nhƣ: Vietsovpetro, JVPC, PCV, Conoco, Cửu Long JOC, Hoàng Long,
Hoàn Vũ, Lam Sơn JOC, VRJ. Đến nay, bồn trũng Cửu Long đƣợc xem là một bể
chứa dầu lớn nhất ở thềm lục địa Việt Nam với các mỏ đang đƣợc khai thác nhƣ: Bạch
Hổ, Rồng, Rạng Đông, Ruby, Sƣ Tử Đen, Sƣ Tử Vàng, Sƣ Tử Trắng…

-1-


Chương 1: Tổng quan về bồn trũng Cửu Long, mỏ X và thực trạng khai thác tầng chứa
cát kết Miocen dưới

Hình 1.2: Các lô dầu khí thuộc bồn trũng Cửu Long và công ty nhà thầu đang
thăm dò khai thác trong bồn
1.1.2. Các yếu tố kiến tạo khu vực chính
Trong khu vực Đông Nam Á có ba yếu tố kiến tạo chính liên quan đến cơ chế tạo
bể trầm tích là:
 Đới hút chìm phát triển từ biển Ấn Độ Dƣơng qua vòng cung đảo
Indonesia.
 Sự va chạm của mảng Ấn Độ vào mảng Âu – Á ở phía Tây Bắc.
 Sự hình thành và tách giãn đáy Biển Đông.
Dọc theo vòng cung đảo Indonesia, sự hình thành tách dãn các bể trầm tích chủ
yếu theo cơ chế sau cung theo tốc độ hút chìm thay đổi lúc mạnh lúc yếu theo thời
gian. So với các bể khác ở Đông Nam Á, các bể sau cung này hình thành tƣơng đối
sớm, chủ yếu trong Eocen, trƣớc khi sự thúc trồi do va chạm giữa mảng Ấn Độ và
mảng Âu – Á có tác dụng mạnh, gây xê dịch các vi mảng.
Sự va chạm các mảng Ấn Độ vào mảng Âu – Á xảy ra đồng thời với sự xoay và
dịch chuyển lên phía Bắc của vòng cung Philippin tạo nên không gian cho các chuyển
động thúc trồi của các địa khối dọc theo các đứt gãy lớn trong khu vực do sự chèn ép

của mảng Ấn Độ (thời kì Eocen cách đây 50-55 triệu năm).

-2-


Chương 1: Tổng quan về bồn trũng Cửu Long, mỏ X và thực trạng khai thác tầng chứa
cát kết Miocen dưới
Sự hình thành và giãn đáy Biển Đông bắt đầu vào giữa Oligocen và kết thúc vào
cuối Miocen sớm, tác động tƣơng hỗ với các yếu tố kiến tạo trƣớc đó, làm phức tạp
hóa bức tranh kiến tạo trong vùng ảnh hƣởng, đặc biệt đối với bể Nam Côn Sơn, gây ra
một pha tạo rift mới vào Miocen giữa.

Hình 1.3: Phân bố của vỏ thạch quyển trong khu vực Đông Nam Á

Hình 1.4: Mô hình kiến tạo của các bồn trầm tích Việt Nam

-3-


Chương 1: Tổng quan về bồn trũng Cửu Long, mỏ X và thực trạng khai thác tầng chứa
cát kết Miocen dưới
1.1.3. Lịch sử tìm kiếm thăm dò dầu khí ở bồn trũng Cửu Long
Lịch sử tìm kiếm thăm dò dầu khí ở bồn trũng Cửu Long gắn liền với lịch sử tìm
kiếm thăm dò, khai thác dầu khí của thềm lục địa Nam Việt Nam. Căn cứ vào quy mô,
mốc lịch sử và kết quả thăm dò, lịch sử tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí bồn
trũng Cửu Long đƣợc chia làm 4 giai đoạn sau:
 Trƣớc năm 1975: đây là thời kỳ khảo sát địa vật lý khu vực nhƣ từ, trọng lực
và địa chấn để phân chia các lô, chuẩn bị cho công tác đấu thầu, ký hợp đồng dầu khí.
Vào cuối năm 1974 và đầu năm 1975, công ty Mobil đã khoan giếng khoan tìm kiếm
đầu tiên trong bể, BH-1X ở đỉnh cấu tạo Bạch Hổ với kết quả thử vỉa đối tƣợng cát kết

Miocen dƣới ở chiều sâu 2755-2819m cho dòng dầu công nghiệp lƣu lƣợng đạt 342
m3/ngày. Kết quả này đã khẳng định triển vọng và tiềm năng dầu khí của bể.
 Giai đoạn 1975-1979: năm 1976 công ty địa vật lý CGG (Pháp) đã khảo sát
1210.9km theo các con sông của đồng bằng sông Cửu Long và vùng ven biển Vũng
Tàu – Côn Sơn, và kết quả là đã khẳng định sự tồn tại của bể Cửu Long với chiều dày
trầm tích Đệ Tam dày. Năm 1978, công ty Geco (Nauy) đã thu nổ địa chấn trên một số
lô với tổng số chiều dài 11,989.5km và làm chi tiết trên cấu tạo Bạch Hổ với mạng
lƣới 2x2, 1x1.
 Giai đoạn 1980-1988: công tác tìm kiếm, thăm dò dầu khí trong giai đoạn này
đƣợc triển khai rộng khắp, nhƣng tập trung chủ yếu vào một số đơn vị. Điểm nổi bật
trong giai đoạn này là Xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro đã khoan 4 giếng trên các
cấu tạo Bạch Hổ và Rồng trong đó có 3 giếng phát hiện các vỉa dầu công nghiệp trong
cát kết Miocen dƣới và Oligocen, tháng 9 năm 1988 Vietsovpetro phát hiện dòng dầu
trong đá móng granite nứt nẻ.
 Giai đoạn từ năm 1989 đến nay: đây là giai đoạn phát triển mạnh mẽ nhất
công tác tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí ở bể Cửu Long. Đến cuối năm 2003 đã
có 9 hợp đồng tìm kiếm thăm dò đƣợc kí kết trên các lô với tổng số giếng khoan thăm
dò, thẩm lƣợng, khai thác là 300 giếng trong đó Vietsovpetro chiếm khoảng 70%.
Bằng kết quả khoan, nhiều phát hiện dầu khí đã đƣợc xác định nhƣ: Rạng Đông (lô
15.2), Sƣ Tử Đen, Sƣ Tử Vàng, Sƣ Tử Trắng (lô 15.1), Topaz North, Diamond, Pearl,
Emerald (lô 01), Cá Ngừ Vàng (lô 09.2), Voi Trắng (lô 16.1), Đông Rồng, Đông Nam

-4-


Chương 1: Tổng quan về bồn trũng Cửu Long, mỏ X và thực trạng khai thác tầng chứa
cát kết Miocen dưới
Rồng (lô 09.1). Trong số phát hiện này có 5 mỏ dầu: Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Sƣ
Tử Đen, Hồng Ngọc hiện đang đƣợc khai thác với tổng sản lƣợng khoảng 45,000
tấn/ngày. Đến nay, đã đƣa vào khai thác các mỏ mới nhƣ Sƣ Tử Vàng, Sƣ Tử Trắng và

Sƣ Tử Nâu.
1.2.

Tổng quan về mỏ X

1.2.1. Vị trí địa lý mỏ X
Mỏ X thuộc lô 15-X bồn trũng Cửu Long thuộc thềm lục địa phía Nam Việt
Nam. Mỏ đang đƣợc khai thác bởi công ty liên doanh điều hành Cửu Long (Cửu Long
JOC). Lô 15-X có diện tích khoảng 4634 km2, cách thành phố Hồ Chí Minh 180km về
phía Đông Nam.

Y
X
Z
T

Hình 1.5: Vị trí địa lý mỏ X trong bồn trũng Cửu Long
1.2.2. Lịch sử tìm kiếm và khai thác mỏ X
Lô 15-X đƣợc công ty Cửu Long JOC nhận thầu ngày 26 tháng 10 năm 1998.
Giai đoạn thăm dò ban đầu là 3 năm sau đó tăng thêm 1 năm nữa đến ngày
25/10/2002. Giai đoạn thăm dò thứ 2 từ năm 2002-2003 và giai đoạn thăm dò thứ 3 từ
2003-2004.

-5-


Chương 1: Tổng quan về bồn trũng Cửu Long, mỏ X và thực trạng khai thác tầng chứa
cát kết Miocen dưới
Những công việc bắt buộc của từng giai đoạn thăm dò đã đƣợc thực hiện: thu
thập số liệu địa chấn, xử lý các mặt cắt địa chấn 2D và 3D, hoàn thành nhiều giếng

khoan thăm dò và thẩm lƣợng. Bên cạnh đó, có khá nhiều giếng khoan khai thác đã
đƣợc khoan và hoàn thành trong phát triển mỏ giai đoạn 1.
Giếng khoan tìm kiếm đầu tiên của Cửu Long JOC khoan vào năm 2000. Kết quả
thử vỉa cho lƣu lƣợng 5655 thùng dầu/ngày từ đá móng, 1366 thùng dầu/ngày từ tầng
Oligocen và 5600 thùng dầu/ngày từ tầng Miocen dƣới tại mỏ X. Sau đó nhiều giếng
thẩm lƣợng khác đã đƣợc khoan. Từ các kết quả thu đƣợc đã cho phép công bố phát
hiện thƣơng mại đầu tiên vào năm 2001.
1.2.3. Địa tầng và cấu trúc của mỏ X
1.2.3.1.

Địa tầng

Móng Trƣớc Đệ Tam
(Nóc của tầng móng từ 2475m – 2800m đến 4000m, độ sâu thẳng đứng so từ mặt
nƣớc biển và tính tƣơng tự cho các độ sâu bên dƣới (spill point))
Thạch học gồm có đá granite, nhiều đai mạch basalt/andesite, monzodiorite. Có
một khoảng bị kaolinite hóa (phong hóa) dày từ 4-55m bao phủ tầng móng nứt nẻ.
Đá móng granite bao gồm khoảng 12-34% (chủ yếu 18-29%) quartz, 9-38% (chủ
yếu 15-30%) K-feldspar (chiếm ƣu thế orthoclase và thỉnh thoảng microclin), 14-40%
(chủ yếu 22-26%) plagioclase (feldspar trắng đến oligioclase) và 2-10% mica (biotite
và muscovite).
Khoáng vật thứ sinh thƣờng là chlorite, epidote, zeolite, calcite và những khoáng
vật mờ đục nhƣ pyrite và thỉnh thoảng là những oxit sắt. Quartz monzodiorite và
monzodiorite bao gồm từ 2-10% quartz, 15-20% K-feldspar, 40-50% plagioclase
(chiếm ƣu thế ologioclase) và 1-3% mica (biotite và muscovite), với những khoáng vật
chiếm ƣu thế trong đá móng granite. Đá basalt/andesite bao gồm 5-25% ban tinh (chủ
yếu plagioclase và hiếm khi orthoclase, pyroxen, olivin), với 1 khối đá mịn 75-85% vi
tinh plagioclase, thủy tinh núi lửa, phần nhỏ orthoclase, pyroxen.
Mẫu mùn khoan gồm 10% biotite nâu đồng đen, trong một khoảng sạch (ít sét),
quartz trong mờ đến đục và trắng đục, feldspar mịn xám đến hơi hồng (ít), với calcite

thông thƣờng, zeolite, chlorite và một lƣợng nhỏ epidote, hornblende và pyrite.

-6-


Chương 1: Tổng quan về bồn trũng Cửu Long, mỏ X và thực trạng khai thác tầng chứa
cát kết Miocen dưới
Đá granite tƣơi thƣờng điển hình là các đá felsite mịn từ rất trong đến trong mờ
với nhiều “khối” biotite thô xanh đen sáng bóng. Plagioclase có thể đƣợc nhận biết
trong đá granite tƣơi đến đá granite biến đổi ít với kiến trúc tinh thể thô đến rất thô.
Plagioclase ít tan trong axit hydrochloric và tạo ra huyền phù lờ mờ.
Đá granite biến đổi bao gồm kaolinite (từ 10% trong granite tƣơi đến 30% trong
granite biến đổi nặng) và các khoáng vật mafic đã biến đổi.Sự biến đổi thủy nhiệt
thƣờng đƣợc nhận thấy gần các đai xâm nhập, đó có thể là kết quả của các hoạt động
thủy nhiệt kết hợp với sự xâm nhập.
Phụ Thống Oligocen Muộn – Hệ Tầng Trà Tân Dƣới – Tập E
(Từ 2650 - 2900m đến khoảng 2700 – 3000m, dày 100m)
Tập E nằm dƣới lớp sét kết màu nâu vàng giàu hữu cơ và đƣợc nhận biết bởi lớp
cát kết hạt thô và trên tầng móng phong hóa. Tập này thƣờng mỏng hoặc vắng mặt
trong hầu hết các phần và chỉ hiện diện trên sƣờn của cấu trúc. Chiếm ƣu thế ở đây là
cát kết hạt thô với một ít bột kết và sự hiện diện xuyên suốt của các mạch đá vôi rất
mỏng.
Phụ Thống Oligocen Muộn – Hệ Tầng Trà Tân Giữa – Tập D
(Từ 2180/2300m – 2400m đến khoảng 2475 – 2900m, dày 350 – 600m)
Tập D nằm bên dƣới tầng cát C30. Tập D bao gồm các lớp xen kẽ nhau: đá sét
giàu hữu cơ, cát kết, bột kết, đá vôi mỏng và thỉnh thoảng có than. Đá sét giàu hữu cơ
ở đây thì mỏng hơn lớp cùng nguồn gốc trong tập C.
Tập D có thể đƣợc chia nhỏ làm 2 phần. Phần trên bao gồm các đơn vị vỉa D10,
D20, D30 và D35 thì chiếm ƣu thế là sét kết, cát kết và bột kết xuất hiện xen kẽ chủ
yếu trong khoảng D20-D30. Những mạch đá vôi mỏng thì hiện diện xuyên suốt. Phần

dƣới (từ đơn vị vỉa D40 đến D80) bao gồm cát kết, bột kết và sét kết xen kẽ nhau, với
đá vôi mỏng và than đá.
Phụ Thống Oligocen Muộn – Hệ Tầng Trà Tân Trên – Tập C
(Từ 2080/2110m – 2235m đến khoảng 2180 – 2300m, dày 95 - 200m)
Nóc của tập C đƣợc đánh dấu bằng sự xuất hiện của đá sét nâu giàu hữu cơ. Khu
vực này bao gồm cát kết cát kết xen lẫn sét kết và một phần nhỏ bột kết.

-7-


Chương 1: Tổng quan về bồn trũng Cửu Long, mỏ X và thực trạng khai thác tầng chứa
cát kết Miocen dưới
Cát kết thành phần chính là arkose, sáng màu xám ô liu đến nâu vàng mịn, xám
xanh đến xám nhạt, bao gồm từ rất mịn đến trung bình, thỉnh thoảng thô đến dạng hạt,
góc cạnh đến tròn trịa, quartz trong đến mờ kết cố kết đƣợc nhìn thấy có kaolinite hoặc
khung đá vôi, với độ rỗng thấy đƣợc tốt.
Phụ Thống Miocen Sớm – Hệ Tầng Bạch Hổ - Tập B1
(Từ 1650 – 1750m đến khoảng 2080 – 2110m, dày từ 410 – 440m đến 490m)
Tập B1 bao gồm xen kẽ cát kết, bột kết và sét kết.Tập B1 đƣợc chia làm 2 phần:
“Bạch Hổ trên” mở rộng tới ranh giới bất chỉnh hợp Miocen và “Bạch Hổ dƣới” kéo
dài tới nóc tập C.
Hệ Tầng Bạch Hổ trên
Bao gồm tầng sét Rotalia (sét Bạch Hổ) ở phần trên cùng với phần lớn là sét kết
và phần dƣới là xen kẽ của sét kết, cát kết và bột kết.
Tầng sét Rotalia
Tầng sét Rotalia dày từ 15m đến 20m. Chiếm ƣu thế là sét kết với một phần nhỏ
bột kết.
Sét có màu xanh xám, xám sáng, xám sáng xanh ô liu (sét kết-2), hiếm khi xen
lẫn nâu đỏ, xám đỏ (sét kết-1), mềm tới chắc, vô định hình tới dạng khối, thỉnh thoảng
có chứa tinh thể mica, bột kết và đá vôi, trở nên rắn chắc hơn.

Hệ Tầng Bạch Hổ dƣới
Hệ Tầng Bạch Hổ dƣới kéo dài từ bất chỉnh hợp Miocen tới nóc của tập C bao
gồm cát kết xen lẫn bột kết và sét kết.
Cát kết có thành phần chính là feldspar với một ít đá arkose, có màu nâu xám
sáng, từ xanh cho đến xám xanh ô liu, từ thô đến rất thô, góc cạnh đến bo tròn.
Bột kết có màu xám sáng đến xám vàng, xanh xám, vô định hình đến gần dạng
khối, nhiều kaolinite với biotite.
Phụ Thống Miocen Giữa – Hệ Tầng Côn Sơn – Tập B2
(Từ độ sâu 1180m đến khoảng 1650m, dày khoảng 465-480m đến 575m).
Tập này bao gồm cát kết vừa cho đến thô (thỉnh thoảng có dolomite) với sự xen
kẽ của sét kết-1, một ít sét kết-2, vài mạch ngang dolomite và than mỏng.

-8-


Chương 1: Tổng quan về bồn trũng Cửu Long, mỏ X và thực trạng khai thác tầng chứa
cát kết Miocen dưới
Cát kết có màu từ xám xanh ô liu đến xám nâu sáng, từ vừa cho đến thô, ít góc
cạnh đến bo tròn, có dấu vết của pirite và nguyên liệu than.
Sét kết-1 chiếm ƣu thế và có nhiều màu sắc nâu đỏ, thỉnh thoảng nâu vàng, thỉnh
thoảng xen lẫn lốm đốm sét kết-2, rất mềm, vô định hình, dính và hòa tan đƣợc.
Phụ Thống Miocen Muộn – Hệ Tầng Đồng Nai – Tập B3
(Từ độ sâu 580m đến khoảng 1175 – 1190m, dày 595 – 615m).
Tập này bao gồm cát kết xen lẫn sét kết, những mạch ngang dolomite và
lignite/than mỏng.
Cát kết hầu nhƣ có dạng các hạt bở rời màu xám xanh ô liu, nâu vàng nhạt. Kích
thƣớc hạt thay đổi từ vừa tới thô, phần lớn từ vừa đến trung bình, hình dạng góc cạnh
đến tròn, độ lựa chọn từ nghèo đến vừa phải.
Sét kết nhiều màu sắc, phần lớn là sét kết-1 màu nâu đỏ và nâu vàng, rất mịn, vô
định hình, dính và hòa tan đƣợc.

Đá vôi có màu trắng nhạt, xám sáng đến xám vàng, thỉnh thoảng rất rắn chắc.
Dolomite có màu xám cam, hồng, xám nâu và trắng mờ, dạng bở rời cho đến khối.
Thống Pliocen – Kỷ Đệ Tứ - Hệ Tầng Biển Đông – Tập A
(Từ đáy biển đến khoảng 570 – 586m, 525 – 540m).
Tập này gồm có cát kết với các khối sét kết và thƣờng xen lẫn đá vôi, với những
tầng lignite mỏng gần đáy. Những vùng này có thành phần hóa thạch cao.
Cát kết rất không cố kết và mẫu mùn khoan thƣờng là các hạt dạng bở rời có màu
xám xanh ô liu đến xám xanh, thỉnh thoảng vàng nhạt và xám. Cát kết từ vừa đến có
dạng hạt (thƣờng lá các hạt thô) hơi góc cạnh đến gần tròn.
Sét kết nhận thấy là sét-2 xám vừa đến xám sáng và xám xanh ô liu đến xám
xanh đậm, rất mịn, không có hình dạng nhất định và hòa tan đƣợc.
Đá vôi có màu trắng nhạt đến xám vàng, có thể bở rồi, có chứa cát là glauconite,
độ rỗng rất kém đến vừa.

-9-


Chương 1: Tổng quan về bồn trũng Cửu Long, mỏ X và thực trạng khai thác tầng chứa
cát kết Miocen dưới

Hình 1.6: Cột địa tầng của bồn trũng Cửu Long

- 10 -


Chương 1: Tổng quan về bồn trũng Cửu Long, mỏ X và thực trạng khai thác tầng chứa
cát kết Miocen dưới

Địa tầng của mỏ X

Hình 1.7: Cột địa tầng của mỏ X

- 11 -


Chương 1: Tổng quan về bồn trũng Cửu Long, mỏ X và thực trạng khai thác tầng chứa
cát kết Miocen dưới
1.2.3.2.

Cấu trúc

Mỏ X nằm về phía Đông Bắc của lô 15-X có cấu trúc lớn nhất của lô này. Đây là
tầng móng trƣớc Đệ Tam đƣợc hình thành trong giai đoạn tách giãn bồn trƣớc
Oligocen sớm và sau đó đƣợc phủ lên bởi các lớp trầm tích.
Các yếu tố cấu trúc chính chủ yếu phát triển theo hƣớng Đông Bắc – Tây Nam.
Chiếm hơn một nửa diện tích lô 15-X là đơn nghiêng Tây Bắc, ở đây trầm tích có bề
dày nhỏ hơn 2km. Chuyển từ đơn nghiêng Tây Bắc theo hƣớng Tây Bắc – Đông Nam
là đơn nghiêng Trà Tân, đây là một dải cấu trúc nửa địa hào, nghiêng dốc về phía
Đông Nam, là yếu tố cấu trúc quan trọng nhất trong lô. Nơi đây tầng trầm tích có bề
dày trong khoảng 2 – 4km và phát triển các cấu tạo lớn kế thừa từ các khối nhô móng
granitoid trƣớc Đệ Tam.
Y-1X

X-2X

X-3X

X-1X

X-2X

T-1X T-2X

Z-1X

Z-1X

X-2X

X-3X

Y-1X
X-1X

X

Z

T-1X

Y
T-2X

T
Hình 1.8: Mặt cắt đứt gãy của mỏ X
Trong phạm vi lô 15-X, hệ thống đứt gãy hƣớng Đông Bắc – Tây Nam và Đông
– Tây là phổ biến nhất. Đặc biệt, những đứt gãy có phƣơng Đông Bắc – Tây Nam là
các đứt gãy giới hạn cấu tạo. Các đứt gãy hƣớng Đông – Tây, đƣợc phát triển sau các
đứt gãy hƣớng Đông Bắc – Tây Nam. Hầu hết các đứt gãy biến mất ở nóc trầm tích
Oligocen.

Thể tích đá móng vào khoảng 82 triệu ft3 sâu 4000m so với mặt nƣớc biển. Đỉnh
của tầng móng ở độ sâu 2475m ở mỏ X, diện tích bao phủ khoảng 150 km2.

- 12 -


Chương 1: Tổng quan về bồn trũng Cửu Long, mỏ X và thực trạng khai thác tầng chứa
cát kết Miocen dưới
1.2.3.3.

Đá sinh

Các kết quả phân tích địa hóa từ các giếng khoan lân cận và các giếng trên cấu
tạo X cho thấy đá sét tuổi Oligocen rất giàu vật chất hữu cơ và có tiềm năng sinh
hydrocacbon rất cao. Tổng hàm lƣợng cacbon hữu cơ (TOC) trong các mẫu sét tuổi
Oligocen thƣờng cao hơn 1%, phổ biến các mẫu cao hơn 2% và đôi khi đạt tới hàng
chục phần trăm. Giá trị S2 và HI của những mẫu này cũng khá cao.
Sét tập D có các thông số địa hóa cao nhất phản ánh khả năng sinh tốt đến rất tốt.
Hơn nữa, sét tập D cũng có chiều dày lớn nhất, có màu nâu sẫm nhất và đƣờng
Gamma Ray có giá trị cao. Vì vậy, sét tập D có thể đƣợc coi là tầng sinh chính yếu
nhất của toàn bể Cửu Long cũng nhƣ của lô 15-X và cấu tạo X.
Sét tập C và E cũng là đá sinh tốt nhƣng chiều dày mỏng hơn nhiều so với sét tập
D. Khu vực sinh dầu chính của cấu tạo X nằm ở Đông Nam của bể, ngoài ra còn có
một khu vực sinh dầu khác nằm ở phía Đông Bắc của lô 15-X.
1.2.3.4.

Đá chứa

Trong cấu tạo X có 3 tầng sản phẩm chính, đó là tầng móng nứt nẻ, tầng Miocen
dƣới (B10) và tầng Oligocen dƣới (C30). Luận văn trình bày về tầng đá móng nứt nẻ

và tầng Miocen dƣới. Tầng Miocen dƣới sẽ đƣợc trình bày trong phần đặc trƣng địa
chất tầng chứa cát kết Miocen dƣới.
Tầng sản phẩm đá móng nứt nẻ
Phần lớn tầng đá móng trong cấu tạo X là nứt nẻ. Những khoảng nứt nẻ của đá
granite là tầng sản phẩm cho lƣu lƣợng dầu rất tốt. Đá móng mỏ X chủ yếu là đá
granite xen kẽ quartz monzonite, quartz monzodiorite, monzodiorite, diorite và các đai
mạch. Chiều dày của các đai này (dikes/veins) thay đổi từ nhỏ hơn 1 mét cho đến vài
mét, thƣờng gặp từ 5-10m.
Dƣới đây là một vài đặc điểm của tầng sản phẩm móng:
 Độ rỗng khối đá móng (matrix porosity) gần nhƣ không có.
 Tầng móng có chứa các nứt nẻ mở (open fractures) là nơi chứa dầu rất tốt.
 Độ rỗng và độ thấm của đá móng nứt nẻ giảm theo chiều sâu.

- 13 -