ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT VÀ HỆ THỐNG DẦU KHÍ BỒN TRŨNG CỬU LONG

ĐẶC DIỂM ĐỊA CHẤT KHU VỰC NGHIÊN CỨU
Lô D có diện tích khoảng 992km2 với độ sâu nước biển khoảng 50 - 70m (Hình 1.1)
cách Vũng Tàu khoảng 140km về phía Đông Nam, phía Bắc giáp mỏ Rạng Đông (Lô
15-2), phía Tây giáp mỏ Hổ Trắng (Lô 09-1) và phía Đông Nam là đới nâng Côn Sơn.
Các phát hiện, cấu tạo và triển vọng của Lô D bao gồm: phát hiện Bảo Bình (BAB), Bảo
Bình Nam (BBN); các cấu tạo Thiên Bình (THB), Nhân Mã (NHM) và 2 triển vọng KIN
Ngưu (KIN), Lead A.

Lô D

Hình 1.1: Vị trí Lô D
II.1. ĐẶC ĐIỂM ĐỊA TẦNG VÀ CẤU TRÚC ĐỊA CHẤT LÔ D
II.1.1 Lịch sử và kết quả nghiên cứu địa chất – địa vật lý
Trong năm 2009, Hồng Long POC (HL POC) được giao nhiệm vụ là Nhà Điều hành
lô D, sau đó tiến hành thu nổ 500 km2 địa chấn 3D vào tháng 6 năm 2010 và tiến hành
minh giải lại các tài liệu địa chấn 3D đã được Nhà Điều hành HVJOC thu nổ từ năm


2001. Dựa trên các kết quả minh giải mới, giếng khoan D-BAB-1X, giếng thăm dò đầu
tiên trong lô đã được khoan từ tháng 8/2010 đến tháng 10/2010. Giếng khoan BAB-1X đã
tiến hành thử 02 DST cho tập vỉa Oligoxen trên, có sử dụng phương pháp nứt vỉa thủy lực,
DST#1 có lưu lượng xấp xỉ 1000 thùng/ngày đêm và DST#2 có lưu lượng khoảng 200
thùng/ngày đêm.
Tiếp theo sự thành công của giếng BAB-1X, giếng Thăm dò Thẩm lượng đầu tiên
(BAB-2X) được thiết kế khoan tại phần trung tâm của cấu tạo BAB để thẩm lượng đối
tượng đã phát hiện ở tầng Oligoxen trong giếng BAB-1X và thăm dò đối tượng móng,
phần còn lại của tập vỉa Oligoxen E dưới, tập vỉa Oligoxen C và tập vỉa Mioxen BI.1.
Giếng khoan BAB-2X đã được khoan bởi PVEP POC từ cuối năm 2011 đến đầu năm
2012. Kết quả của giếng BAB-2X cho thấy các tập vỉa Oligoxen E trên được phát hiện ở
giếng BAB-1X sang đến giếng BAB-2X đã không còn xuất hiện, có thể đã bị phá hủy
bởi hoạt động núi lửa giai đoạn Oligoxen. Giếng BAB-2X cũng tiến hành thử 02 DST;

DST#1 tiến hành thử kết hợp cả móng và tầng Oligoxen E dưới - tập vỉa Basal, cho kết
quả lưu lượng dầu ~ 1000 thùng/ngày đêm; DST#2 tiến hành thử trong tầng Oligoxen E
dưới - tập vỉa Arkoses, lưu lượng condensate~ 200 thùng/ngày đêm và lưu lượng khí ~
1,2 – 1,7 triệu bộ khối khí ngày đêm.
Giếng khoan BAB-3X được khoan bởi Nhà Điều hành PVEP POC từ tháng 4/2012
và đạt độ sâu 4500 mMD/ 4100 mTVDss vào ngày 23/6/2012. Giếng khoan đã thử 02
DST; DST#1 thử kết hợp cả tầng móng và tầng Oligoxen E dưới - tập vỉa Basal sand
dưới cho dòng dầu với lưu lượng trung bình~ 1000 thùng/ngày đêm; DST#2 thử tầng
Oligoxen E dưới - tập vỉa Basal sand giữa với lưu lượng dầu trung bình ~ 1000 thùng/
ngày đêm.
II.1.2 Đặc điểm địa chất khu vực
Bể Cửu Long về mặt hình thái có dạng bầu dục, kéo dài theo hướng Đông Bắc - Tây
Nam, giới hạn phía Đông là Biển Đông, phía Tây là châu thổ sông Mê Kông, phía Bắc là
đới nâng cao của địa khối Đà Lạt-Kontum. Bể Cửu Long có thể chia thành 4 yếu tố cấu
trúc chính (Hình II.1.2.1):
-

Phụ bể Bắc Cửu Long: có cấu trúc phức tạp hơn cả. Hình dáng các yếu tố cấu
trúc chính chủ yếu theo hướng Đông Bắc-Tây Nam.

-

Phụ bể Tây Nam Cửu Long (phụ bể Tây Hổ Trắng): các yếu tố cấu trúc chính
theo hướng Đông Tây và sâu dần về phía Đông.


-

Phụ bể Đông Nam Cửu Long (phụ bể Đông Hổ Trắng): được đặc trưng bởi một
máng sâu có ranh giới phía Bắc là hệ thống đứt gãy Nam Rạng Đông. Ranh

giới phía Tây là hệ thống đứt gãy Đông Hổ Trắng, phía Đông tiếp giáp với một
sườn dốc của khối nâng Côn Sơn. Tại đây, hệ thống đứt gãy theo phương
Đông-Tây và Bắc-Nam chiếm ưu thế.

-

Đới nâng Trung Tâm: ngăn cách phụ bồn Tây Hổ Trắng với phụ bồn Đông Hổ
Trắng. Đới cao này nối với khối nâng Côn Sơn ở phía Nam, phát triển theo
hướng Bắc Đông Bắc và kết thúc ở Bắc mỏ Hổ Trắng. Các đứt gãy chính có
hướng Đông Tây và Bắc Nam trong khu vực mỏ Rồng, hướng Đông Bắc –Tây
Nam và Đông Tây ở khu vực mỏ Hổ Trắng.

Hình II.1.2.1. Bản đồ cấu trúc bể Cửu Long
Lô D bao gồm 3 hệ thống đứt gãy chính, cơ bản theo các phương: Đông Bắc – Tây
Nam, Đông – Tây, Tây Bắc – Đông Nam (hình. II.1.2.2). Trong đó hệ thống đứt gãy theo
hướng Đông Bắc – Tây Nam hình thành sớm nhất, góp phần hình thành các cấu trúc của
Lô. Hệ thống đứt gãy Đông – Tây có tuổi trẻ hơn phân cắt hệ thống đứt gãy trước. Hệ


thống đứt gãy Tây Bắc - Đông Nam liên quan đến quá trình tách giãn biển Đông. Phần
lớn là đứt gãy thuận, kế thừa từ móng, phát triển đồng trầm tích và biến mất ở Oligoxen
trên.

Hình II.1.2.2 Hệ thống đứt gãy trên bản đồ cấu trúc nóc móng Lô D
II.1.3 Cấu trúc Địa Chất Lô D
Cấu trúc địa chất Lô D từ đáy biển xuống sâu 10km gồm 2 phần chính: phức hệ
móng trước Kainozoi và các thành tạo trầm tích.
-

Móng trước Kainozoi: Trong bể Cửu Long, tầng móng có độ sâu trong khoảng

4-10km, tại Lô D, bề mặt tầng móng cao nhất ở phía Đông - Đông Nam
(~1.000m) và sâu nhất về phía Tây – Tây Nam (~7000m). Tầng móng thường
chia làm hai loại: móng phong hóa và móng tươi; chiều dày của tầng móng
phong hóa từ 15-50m. Trong lô D hầu hết các giếng khoan đều khoan vào
trong móng (BAB-2X; 3X và BBN-1X; 2X; 3X; 4X; 5X). Theo tài liệu phân
tích thạch học các giếng khoan thì đá móng có thành phần chủ yếu là granite
của phức hệ Định Quán.


-

Các thành tạo trầm tích: được phân chia nhỏ thành các trầm tích tuổi Oligoxen
sớm: tập E; các trầm tích tuổi Oligoxen muộn: tập D và C; các trầm tích tuổi
Mioxen: tập BI, BII, BIII và trầm tích đệ tứ: tập A. Trong Lô D, có một số cấu
trúc nhìn thấy trên các tập trầm tích E, D, C và BI. Nhìn chung các tập trầm
tích có hướng sâu dần về Tây Bắc và nông dần về Đông Nam (Hình II.1.3.1
đến hình II.1.3.8). Quá trình hình thành các cấu trúc địa chất có liên quan đến
các hoạt động kiến tạo, bao gồm một số pha nghịch đảo kiến tạo trong quá
trình hình thành địa chất.
o Oligoxen sớm - Tập E (hệ tầng Trà Cú/Trà Tân): tập E xuất hiện ở hầu
hết diện tích Lô D và thường thành tạo bên sườn của các khối nhô
móng. Toàn bộ các giếng khoan (07 giếng) đã khoan qua tập E trong Lô
D. Chiều dày biểu kiến của tập E biến đổi từ 231m tại giếng NHM-2X
đến 755m tại giếng BAB-1X. Tại khu vực BAB và BBN các tập sét có
nguồn gốc đầm hồ trong Oligoxen E vừa đóng vai trò là đá sinh đồng
thời là tầng đá chắn cho các tập cát kết lót đáy và arkose cho khu vực
này.
o Oligoxen muộn – tập D và C (hệ tầng Trà Tân): Tập D là tầng sinh chủ
yếu của Lô D cũng như bể Cửu Long, đồng thời cũng là tầng chắn tốt
của khu vực. Tập D có chiều dày từ 100m đến hơn1500m tại độ sâu

1900m – 3.900m. Tập C có độ sâu từ 1700m đến 3.500m và có chiều
dày từ 75m đến hơn 400m
o Mioxen sớm (Hổ Trắng): có chiều dày từ 100m đến hơn 1.200m. Bề mặt
tầng BI biến đổi từ độ sâu 1.400m đến 2.300m.
o Mioxen giữa (Côn Sơn), Mioxen muộn (Đồng Nai), Pliocene – Đệ tứ
(Biển Đông): có chiều dày tăng dần từ 1.500m đến 2.300m từ Đông
sang Tây.

Địa Tầng
Đặc điểm địa tầng của Lô D được tổng hợp bao gồm 2 phần chính là Móng trước
Kainozoi và trầm tích Kainozoi.


Đặc điểm móng trước Kainozoi
Trong Lô D có sáu giếng khoan đã khoan vào tầng móng, thành phần thạch học
được mô tả dựa trên tài liệu của các giếng khoan này. Đá móng chủ yếu là đá granite có
màu trắng nhạt, xám nhạt, xanh xám, cỡ hạt từ tốt đến trung bình, đôi chỗ có cỡ hạt thô,
cứng đến rất cứng; hàm lượng Quartz khoảng 20%, màu trong mờ đến đục, đôi khi có
màu trắng mờ; Feldspar thể nền có mầu trắng đến xám nhạt, cứng trung bình đến cứng,
thêm vào đó là calcite, chlorite và kaolinite. Đá móng granite có biểu hiện dầu khí từ
kém đến tốt.
Trầm tích Kainozoi: bao gồm các trầm tích có tuổi từ Eoxen tới nay và được chia thành
các tập E, D, C, BI, BII, BIII, A;
Tập E được liên kết với tầng SH10 theo phân tích của Vietsovpetro và bất chỉnh hợp
IEO theo Petronas: bắt gặp ở hầu hết các giếng khoan trong Lô D (NHM-1X; BAB-1X,
2X, 3X và BBN-1X, 2X, 3X, 4X, 5X), tại phát hiện BAB cũng như BBN tập E được
chia thành 02 phần: Phần trên chủ chủ yếu là cát kết xen kẹp với các tập sét kết, bột kết
và một vài lớp đá núi lửa (các tập đá núi lửa gặp hầu hết ở các giếng khoan khu vực
BAB và BBN ngoại trừ 2 giếng BBN-2X và BBN-5X hoàn toàn không gặp các tập đá
núi lửa). Các tập cát kết thường có màu trắng nhạt, xám sẫm đến xám nâu, cỡ hạt từ mịn

đến trung bình, độ mài tròn kém, từ bán góc cạnh đến góc cạnh. Phần đáy của thành tạo
E trên này là một tầng sét (Bituminous 1) màu xám, xám đen đến nâu đen chứa nhiều
vậy chất hữu cơ.
Phần E dưới được xác định là phần dưới của tập sét Bituminous 1, có thành phần
chủ yếu là các tập cát kết hạt thô, độ mài tròn kém có hàm lượng feldspar và mảnh vụn
granite cao, xen kẹp các tập mỏng sét bột kết, giàu vật chất hữu cơ. Các tầng cát kết tầng
E dưới đặc biệt là tầng cát lót đáy (Basal sand) đóng vai trò là tầng chứa chính của các
phát hiện BAB và BBN nói riêng cũng như trong Lô D nói chung.
Tập D – Oligoxen muộn
Thường bắt gặp tại độ sâu 1.900 – 3.900mss, bao gồm 2 phần chính: phần trên (D
upper) và phần dưới (D lower). Phần D trên (D upper) chỉ bắt gặp tại các giếng khoan
khu vực BBN chủ yếu là các thành tạo trầm tích cát kết, xen kẹp các tầng sét kết; các
tập cát kết tầng D có độ chọn lọc tốt, độ rỗng, độ thấm cao, kết quả phân tích ĐVLGK
và đo RCI tại 2 giếng khoan BBN-1X và BBN-2X cho thấy các tập cát này chứa nước.
Phần D dưới (D lower) thành phần chủ yếu bao gồm các tập sét kết xen kẽ các tập cát
kết mỏng gặp hầu hết ở các giếng khoan trong Lô D và bể Cửu Long. Sét kết tập D có
nguồn gốc đầm hồ, tương đối dày đồng thời là tầng sinh và chắn tốt. Sét kết có màu nâu
sẫm đến xám nâu, cứng đến rất cứng, dạng khối, tấm đến phân phiến, càng xuống dưới


kích thước càng giảm. Đặc biệt tầng sét D dưới ở khu vực BBN (rìa Đông nam bồn
trũng Cửu Long và giáp đới nâng Côn Sơn) có chiều dày lớn hơn nhiều khu vực rìa
Đông Bắc bể Cửu Long (khu vực Kiến Vàng, Opal...) cho thấy các tầng Oligoxen,
Mioxen ở khu vực này có tiềm năng dầu khí cao.
Tập C – Oligoxen muộn
Thường bắt gặp tại độ sâu 1.700 – 3.700 mss, với thành phần chủ yếu bao gồm sét
kết xen kẹp với cát kết, sét kết loại 1 và rất ít đá vôi. Sét kết có màu xám nâu, lốm đốm
nâu, đôi khi có màu xám xanh, mềm đến tương đối cứng, dạng khối, tấm đôi khi phân
phiến, dễ hòa tan, giòn, đôi khi kích thước lên đến bột kết hoặc cát kết rất mịn, không
hoặc carbonate hóa nhẹ, có vết của mica, carbonate. Sét kết tập này tương đối dày nên

có thể là tầng sinh và chắn tốt.
Cát kết trắng, trắng xanh, trong mờ, trong đục, bở rời, kích thước từ mịn đến thô,
đôi khi rất thô, góc cạnh đến bán tròn cạnh, bán cầu đến cầu, chọn lọc tốt, thành phần
chủ yếu là thạch anh, feldspar, mảnh đá, ximăng và matrix chủ yếu là sét và carbonate,
độ rỗng kém, chất lượng tầng chứa từ khá đến tốt. Đá vôi có màu trắng đục, xám sáng
đến xám vàng, độ cứng trung bình, giòn, dễ vỡ, vi tinh đến tinh thể.
Tập BI – Mioxen sớm thường bắt gặp tại độ sâu 1.400-2.300 mss với thành phần chủ
yếu bao gồm:
Trầm tích của hệ tầng này đặc trưng bởi sự xen kẽ của các lớp cát kết, bột kết và sét
kết được thành tạo chủ yếu trong những môi trường chuyển tiếp từ đồng bằng bồi tích
sông cho đến vùng châu thổ. Xen kẹp môi trường lắng đọng sét và ngập lụt.
Cát kết màu xám nhạt đến trung bình, trong suốt đến trong mờ, đục, kích thước từ
mịn đến trung bình, đôi khi thô, hiếm khi rất thô, góc cạnh đến bán tròn cạnh, bán cầu,
chọn lọc kém đến trung bình, chất lượng chứa tốt.
Tập BII – Mioxen giữa
Thành phần chủ yếu bao gồm: cát kết, sét kết loại 2, sét kết loại 1, một ít bột kết, sét
kết loại 3 và than. Cát kết màu xám trắng, xám nhạt đến trung bình có những đốm đỏ,
xanh đậm, trong suốt đến trong mờ, kích thước từ mịn đến thô, đôi khi rất thô, bán góc
cạnh đến bán tròn cạnh, bán cầu, chọn lọc kém đến trung bình, thành phần chủ yếu là
thạch anh, feldspar, mảnh đá, ít muscovite, pyrite, calcite, ximăng và matrix chủ yếu là
sét.


Tập BIII – Mioxen muộn
Phủ bất chỉnh hợp trên trầm tích Mioxen giữa hệ tầng Côn Sơn, gồm chủ yếu cát
kết, sét kết loại 1, sét kết loại 2 và than/lignite.
Tập A - Đệ tứ
Tập A phủ bất chỉnh hợp trên trầm tích Mioxen muộn hệ tầng Đồng Nai, trầm tích hệ tầng này
được đặc trưng bởi sự phổ biến của các lớp đá vôi nằm xen với những lớp cát kết và sét kết, gần
đáy của hệ tầng có vài lớp than mỏng. Suốt mặt cắt trầm tích chứa phong phú hóa đá, có nơi tồn

tại các dải dày đặc vỏ sò. Môi trường lắng đọng trầm tích chủ yếu là biển nông.

Hình II.1.3.7 Cột địa tầng tổng hợp Lô D
II.2. HỆ THỐNG DẦU KHÍ LÔ D
II.2.1 Đá sinh
Theo kết quả phân tích từ các giếng khoan BAB-1X, BAB-2X, BAB-3X, BBN-1X,
và NHM-1X chứng minh đá sinh trong Lô D có tiềm năng và chất lượng. Đá sinh trong


Lô D chủ yếu là các tập sét C, D, E có tuổi Oligoxen; đặc biệt là các tập sét môi trường
đầm hồ của tập Oligoxen D và các tập sét giàu vật chất hữu cơ có nguồn gốc đầm hồ
trong Oligoxen E. Tổng hàm lượng cacbon (TOC) trong các mẫu từ tập sét Oligoxen đa
phần đều lớn hơn 1%, đôi khi đạt đến 9%, hàm lượng trung bình trong khoảng 1-4%.
Tiềm năng tích tụ hydrocacbon (hàm lượng S1 + S2) rất cao (hàm lượng S1+S2 trong
các tập sét Oligoxen từ các giếng BAB-1X, BBN-2X, BBN-3X, NHM-1X và BBN-1X
lần lượt là 23,42 kg/T, 22,43 kg/T, 24,41kg/T; 10,04 kg/T và 42kg/T) (Hình II.2.1.1). Đá
mẹ Kerogen loại I và II, trộn lẫn với một phần nhỏ loại III ở phần thấp hơn của tập vỉa
Oligoxen E ở giếng khoan NHM-1X (Hình I.2.1.2). Các phân tích nhiệt phân cũng được
tiến hành cho các tập sét tuổi Mioxen dưới ở giếng NHM-1X và cho thấy các tập sét tuổi
Mioxen dưới không có khả năng sinh (TOC< 0.03 Wt%, S2<0.12 Kg/T).
Sự biến đổi hoá học của vật chất hữu cơ trong đá trầm tích theo thời gian và nhiệt độ
được đánh giá dựa trên kết quả phân tích vitrinite và phân tích nhiệt, đối với các giếng
trong Lô D được thể hiện trên hình vẽ Hình II.2.1.3 và theo kết quả phân tích thì đá mẹ
của khu vực này đã trưởng thành. Tại giếng NHM-1X, đá mẹ trưởng thành ở độ sâu
3.200m và cửa sổ tạo dầu ở khoảng 3.400m và đạt đỉnh dịch chuyển dầu khí ở độ sâu
khoảng 3900m. Đối với cấu tạo BAB (BAB-1X, 2X, 3X) và cấu tạo BBN (BBN-1X) tập
đá sét tuổi Oligoxen D có giai đoạn trưởng thành sớm và đá mẹ trưởng thành ở độ sâu
3.250m (tập Oligoxen E), cửa sổ tạo dầu ở khoảng 3.450m và đạt đỉnh dịch chuyển dầu
khí ở độ sâu khoảng 3900m.
Thời gian dầu khí bắt đầu dịch chuyển trong khu vực được cho là vào khoảng

Mioxen trung đến Mioxen muộn. Các khối nhô móng granitoid nứt nẻ được hình thành
chủ yếu trước tuổi Oligoxen. Sau đó, trầm tích tuổi Oligoxen và Mioxen sớm bao phủ
qua móng trong suốt thời gian này, tạo những yếu tố thuận lợi để hydrocarbon dịch
chuyển khỏi đá sinh và nạp vào bẫy.


Hình II.2.1.2 Kiểu Kerogen và mức độ trưởng thành các giếng khoan Lô D

II.2.2 Đá chứa
Trong Lô D có hai tầng chứa chính là móng granit nứt nẻ và các vỉa clastic thuộc
Oligoxen và Mioxen dưới. Các đối tượng móng và Oligoxen E đã được phát hiện bởi các
giếng ở các phát hiện BAB và BBN. Đối tượng cát kết tầng C có biểu hiện dầu khí tốt tại
các giếng khoan và đặc biệt tại giếng khoan BBN-2X đã lấy được mẫu dầu trong tập cát
C fan trong quá trình đo RCI giếng khoan. Các đối tượng Oligoxen D và Mioxen dưới
(BI) đều có biểu hiện dầu khí trong các giếng đã khoan Lô D.
Đối tượng móng: trong Lô D đã có 02 phát hiện dầu khí trong móng, tại phát hiện
BAB có 02 giếng khoan vào tầng móng (BAB-2X và BAB-3X), phát hiện BBN có 05
giếng khoan vào móng (BBN-1X, BBN-2X và BBN-3X). Chất lượng của tầng chứa
móng phụ thuộc chủ yếu vào mức độ phát triển của hệ thống khe nứt và sự hiện diện của


các khe nứt mở. Trong phát hiện BAB và BBN, các hệ thống nứt nẻ hiệu dụng được hình
thành chủ yếu bởi kết quả của các quá trình vận động kiến tạo, các hoạt động xảy ra sau
pha thành tạo trầm tích Oligoxen muộn cho đến Mioxen sớm. Kết quả của giếng BAB2X và BAB-3X cho thấy độ rỗng trong tầng móng tại cấu tạo BAB trong khoảng 1,7%
đến 2,6% (trung bình 2,1%). Tại các giếng khoan BBN-1X, BBN-3X và BBN-4X cho
thấy độ rỗng dao động từ 1,5% đến 3,57%, trung bình độ rỗng khoảng 2,5% và NTG
khoảng 31%.
Đối tượng Oligoxen E: được lắng đọng trong môi trường bồi tích và các kênh rạch
sông ngòi, đầm hồ châu thổ. Rất nhiều biểu hiện dầu khí được bắt gặp qua kết quả các
giếng khoan NHM, BAB và BBN, độ rỗng của tầng Oligoxen E dao động khoảng 10%16%. Tầng chứa Oligoxen E được chia thành 02 phần: phần E trên bao gồm các tập chứa

mỏng và có độ rỗng trung bình khoảng 12%-13%, phần E dưới bao gồm các vỉa chứa
khá dày từ 30m đến 60m được bảo tồn độ rỗng tốt (phát hiện BAB độ rỗng trung bình
khoảng 13%, phát hiện BBN độ rỗng trung bình lên tới 15%). Đây là đối tượng chính
trong tìm kiếm thăm dò Lô D nói riêng và rìa Đông nam bồn trũng Cửu Long nói chung.
Đối tượng Oligoxen D: bao gồm 2 phần chính: phần trên (D upper) và phần dưới (D
lower). Phần D trên (D upper) chỉ bắt gặp tại các giếng khoan khu vực BBN chủ yếu là
các thành tạo trầm tích cát kết, xen kẹp các tầng sét kết; các tập cát kết tầng D có độ
chọn lọc tốt, độ rỗng (15%-17%), độ linh động cao(122-157 mD/cp), kết quả phân tích
ĐVLGK và đo RCI tại 2 giếng khoan BBN-1X; BBN-2X cho thấy các tập cát này chứa
nước. Phần D dưới (D lower) thành phần chủ yếu bao gồm các tập sét kết xen kẽ các tập
cát kết mỏng gặp hầu hết ở các giếng khoan trong Lô D và bể Cửu Long.
Đối tượng Oligoxen C: gồm có cát kết xen kẹp với sét. Các tập cát kết được thành
tạo trong môi trường đồng bằng, kênh rạch sông ngòi và đầm hồ; đã được phát hiện rất
nhiều trong bể Cửu Long. Độ rỗng trung bình của các tập cát kết tuổi Oligoxen C
khoảng 12%-23%. Tại các phát hiện BAB và BBN các tập cát tầng C có biểu hiện dầu
khí trong khi khoan tuy nhiên kết quả phân tích ĐVLGK cho thấy các tập cát này chứa
nước. Tuy nhiên tại giếng khoan BBN-2X, tập cát C fan đã lấy được 1 mẫu dầu trong
quá trình đo RCI, điều này cho thấy tiềm năng các bẫy địa tầng (C fan) và các bẫy vát
nhọn địa tầng (KIN Ngưu) Lô D nói riêng và phần rìa Đông Nam bồn trũng Cửu Long
nói chung cần phải được đánh giá.
Đối tượng Mioxen dưới: được phân chia thành hai phần: phần thấp (tập vỉa BI.1) và
phần cao (tập vỉa BI.2) bởi bất chỉnh hợp Intra Lower Mioxen. Các tập cát kết được
thành tạo trong môi trường kênh rạch, đồng bằng châu thổ cho đến môi trường biển
nông; các tập cát kết Mioxen có độ rỗng giữa hạt rất tốt (lớn hơn 24%).


Ngoài ra, Mioxen trung (BII) có thể là đối tượng tìm kiếm thăm dò của các cấu tạo
KĐ, KIN Ngưu, đối tượng này đã được phát hiện tại mỏ Đông Đô của Nhà Điều hành
LSJOC.
II.2.3 Bẫy chứa và dịch chuyển

Trong Lô D, có các bẫy cấu trúc khép kín 3 chiều và 2 chiều kề áp vào đứt gãy từ
tầng móng cho đến các tầng Oligoxen E, D, C và tầng Mioxen BI. Bên cạnh các bẫy cấu
trúc, từ kết quả của giếng BBN-2X cho thấy trong Lô D có khả năng tồn tại bẫy địa tầng/
hỗn hợp địa tầng (vát nhọn địa tầng như cấu trúc KIN Ngưu).
Lô D nói riêng và bể Cửu Long nói chung, dầu khí di chuyển chủ yếu dọc theo các
đứt gãy và di chuyển ngang vào các vỉa chứa. Các tích tụ tuổi Mioxen sớm, chủ yếu do
dầu khí di chuyển thẳng đứng dọc theo các đứt gãy lớn.
II.2.4 Đá chắn
Đá chắn trong Lô D chủ yếu là các tập sét trong các tập E, D, C và BI. Tầng sét D
dưới lắng đọng trong môi trường đầm hồ có tỷ lệ cát/ sét thấp phân bố hầu hết Lô D như
nói ở trên là tầng chắn tốt cho các tập clastic trong tầng E và có thể tầng móng. Các tập
sét xen kẹp các tập cát kết trong các tầng E và C cũng có thể là các tập chắn cho các vỉa
cát bên dưới. Đặc biệt tại các phát hiện BAB và BBN các tầng sét Bituminuos là tầng
chắn tốt cho tầng cát lót đáy (basal sand). Ngoài ra, tập sét Hổ Trắng là tập chắn khu vực
cho toàn bể Cửu Long.
II.3 TRỮ LƯỢNG VÀ TIỀM NĂNG DẦU KHÍ TẠI CHÔ
Phát hiện Bảo Bình
Bảo Bình (BAB) là một phần của cụm cấu tạo Bảo Bình/ Dương Đông và nằm ở
góc phía bắc của Lô D. Cấu tạo BAB có khép kín ở các tầng từ tầng C, D, E và móng
(Bảng II.3.2.1 và các hình II.3.2.1 – II.3.2.3). Trên cấu tạo BAB đã khoan 03 giếng
khoan thăm dò thẩm lượng BAB-1X, BAB-2X và BAB-3X; trong đó 02 giếng khoan
vào móng granite (BAB-2X và BAB-3X).
Bảng II.3.2.1: Thông số cấu tạo phát hiện BAB
Đối tượng

Đỉnh

Khép kín

Biên độ

Diện tích

mss

mss

m

km2

20

0,5

BI.2

Không khép kín

BI.1
C

2500

2520


D

2720

2760

40

1,6

E upper

3050

3250

200

9,1

E lower

3240

3650

410

10,9

Móng

3450

4200

750

7,6

Hình II.3.2.2. Bản đồ đẳng sâu nóc tầng Oligoxen trên cấu tạo Bảo Bình


Hình II.3.2.3. Bản đồ đẳng sâu nóc tầng Oligoxen dưới cấu tạo Bảo Bình


Hình II.3.2.4. Bản đồ đẳng sâu nóc tầng Móng cấu tạo Bảo Bình
Trữ lượng và Tiềm năng Dầu khí tại chỗ các cấu tạo được đánh giá theo phương
pháp thể tích kết hợp với mô phỏng Monte-Carlo trên cơ sở phương trình sau:
OIIP=6,28389*S*He*φ* (1-Sw)/Bo*GF
Trong đó:
OIIP:

Trữ lượng dầu tại chỗ (triệu thùng)

φ:

Độ rỗng trung bình của vỉa chứa (%)

Sw:

Độ bão hoà nước trong vỉa chứa (%)

S:

Diện tích của cấu tạo (km2)

He:

Chiều dày đá chứa hiệu dụng (m)

Bo:

Hệ số thành hệ.


6,28389: Hệ số chuyển đổi đơn vị đo lường (m3à thùng)
GF:

Hệ số hình học

II.4.1. Phát hiện Bảo Bình
Sau khi có phát hiện dầu khí tại các tầng Oligoxen (Oligoxen trên ở giếng BAB-1X
và Oligoxen dưới ở 2 giếng BAB-2X, BAB-3X) và tầng Móng (ở 2 giếng BAB-2X và
BAB-3X
Tầng Basal sand E70 - E lower tuổi Oligoxen sớm: phân cấp trữ lượng P1 đến điểm
dầu xuống tới tại giếng khoan D-BAB-3X @ 4.007mTVDss; cấp P2 đến 4.159mTVDss
(halfway); cấp P3 tính từ P2 xuống điểm dầu xuống tới điểm dầu sâu nhất quan sát được
tại giếng khoan 15-2-DD-2X @ 4.311mTVDss (Hình II.4.1.6 - II.4.1.7).

Hình II.4.1.6 Mặt cắt phân cấp trữ lượng tầng E70 - Basal sand (E lower)

III.1.1 TÍNH CHẤT VỈA CHỨA

III.1.1.1. Áp suất và nhiệt độ vỉa
Trên cơ sở kết quả thu được từ tài liệu đo áp suất dọc thành giếng khoan (RCI) và
tài liệu thử vỉa DST ở các giếng đã khoan, các thông số về áp suất và nhiệt độ vỉa được
thể hiển ở các Hình III.1.3 và III.1.1.


Tại khu vực cấu tạo Bảo Bình, kết quả minh giải áp suất từ tài liệu RCI cho thấy
khả năng liên thông lớn trong tầng Oligoxen E70 giữa các giếng BAB-1X, 2X và 3X.
Tuy nhiên có sự khác biệt tại vỉa Oligoxen E60 - Arkose có dị thường áp suất cao hơn
xu hướng áp suất của các vỉa Oligoxen E Trên phía trên và Oligoxen E70 - Basal bên
dưới. Tại khu vực Bảo Bình Nam, không có dị thường áp suất tại các tập vỉa từ tập
Oligoxen E Trên xuống đến Móng.
Gradient nhiệt độ của các giếng cũng được tính toán từ kết quả đo RCI. Ở khu vực
Bảo Bình, gradient nhiệt độ của giếng BAB-1X vào khoảng 2,65 0C/100m, của giếng
BAB-2X vào khoảng 2,850C/100m và của giếng BAB-3X vào khoảng 2,4 0C/100m.
Tuy gradient nhiệt độ từ kết quả đo RCI của các giếng có khác nhau nhưng từ kết quả
thử vỉa DST của các giếng (nhiệt độ cao hơn nhiệt độ RCI do dòng chảy vào giếng
mang chất lưu từ độ sâu lớn hơn trong vỉa)cho thấy các giá trị nhiệt độ đo được nằm
cùng trên một xu hướng chung. Tương tự tại khu vực Bảo Bình Nam, gradient nhiệt độ
nằm trong khoảng từ 2,7 - 2,90C/100m. Nhiệt độ các tập vỉa là bình thường trong
khoảng 95-1200C.
III.1.1.2. Tính chất đá chứa và chất lưu
 Tính chất đá chứa

Tính chất đá chứa được phân tích từ mẫu lõi thông thường lấy từ các giếng BAB2X và BAB-3X ở khu vực Bảo Bình, giếng BBN-2X tại khu vực Bảo Bình Nam và
được tổng hợp trong bảng Bảng III.1.1 và các hình III.1.5, III.1.6.
 Tính chất chất lưu

Một số lượng lớn mẫu PVT đã được lấy trong quá trình đo RCI và thử vỉa DST.
Các mẫu PVT được phân tích đầy đủ các thông số và hiệu chỉnh theo từng loại mẫu

sâu (BHP) hay mẫu bề mặt (RSS) để có được những mẫu chất lưu đại diện cho từng
tầng chứa. Ngoài ra các mẫu dầu cũng đã được phân tích địa hóa để so sánh và phân
loại loại chất lưu trong các tầng chứa khác nhau. Kết quả phân tích cho thấy các vỉa
chứa có áp suất bão hòa tương đối gần với áp suất vỉa ban đầu. Ngoại trừ tầng chứa
Oligoxen E60 (mỏ Bảo Bình) chứa khí condensate, các tầng chứa dầu Oligoxen E70 và
Móng có tính chất dầu tương tự nhau trong toàn khu vực mỏ Bảo Bình.
Tại khu vực Bảo Bình Nam, từ kết quả thử vỉa và kết quả phân tích mẫu thu được
tại các giếng đã khoan cho thấy có sự phân dị của đặc tính chất lưu (dầu) theo từng khu
vực và tập vỉa. Các tầng chứa Oligoxen E Trên, E60 và E70.1 dầu hơi nặng và có độ
nhớt tăng rất cao (đặc) khi nhiệt độ dưới 400C, gây khó khăn cho dòng chảy lên bề mặt


có thể do hàm lượng asphaltene cao gấp 3 lần so với dầu Móng và Oligoxen E70.2.
Dầu của tầng chứa conglomerate cũng bị ảnh hưởng tăng độ nhớt khi nhiệt độ dưới
300C, tuy nhiên mức độ cô đặc không nhiều như của Oligoxen E60 và E70.1. Dầu của
tầng Oligoxen E 70.2 và Móng có độ nhớt bình thường.
Dưới đây là bảng tổng hợp thông số thu được từ phân tích PVT của các mẫu chất
lưu lấy từ các giếng khoan trong quá trình thực hiện đo RCI cũng như thử vỉa DST.
Bảng III.1.2: Bảng tổng hợp kết quả phân tích PVT và chất lưu mỏ Bảo Bình
Thành hệ
E30 - E40
E 60
E 70
Móng

Tỷ trọng
API@60oF
37,2
47,2
37

37,8

E30 - E40

Độ
nhớt tại
50oC
cSt
12,567

E 60
E 70
Móng

Thành hệ

Áp suất
bão hòa,
Psat
psig
3950 (Pb)
4659 (Pb)
4130 (Pb)
4095 (Pb)

GOR

FVF

Mật độ

@ Psat

Độ nhớt
@ Psat

Độ nén

scf/stb
1053
82
1141
1167

rb/stb
1,642 (Bo)
0,004 (Bg)
1,739 (Bo)
1,725 (Bo)

g/cc
0,628
0,2676
0,6091
0,6139

cP
0,337
0,03
0,365
0,407

psi-1
1,47E-05
1,95E-05
1,92E-05

wt.%
0,086

Hàm lượng
wax @
-21degC
wt.%
19,88

12,44

0,026

3,57

0,51

-27

58

26-31

7,253

5,939

0,076
0,067

18,89
22,33

1,68
1,57

30
36

68
72

1,95E-05
1,92E-05

Hàm lượng
Sulfur

Hàm lượng
Asphaltene

Điểm
đông

Nhiệt độ

tạo parafin

Nhiệt độ
tạo wax

wt.%
4,51

DegC
33

DegC
62

psi-1
--

Ghi chú
BAB-1X DST#1
BAB-2X DST#2
BAB-3X DST#2
BAB-2X DST#1

Ghi chú
BAB-1X Dầu
BAB-2X
Condensate
BAB-3X Dầu
BAB-2X Dầu