Đánh giá dị thường áp suất lô 043 bể Nam Côn Sơn và các phương pháp dự báo

MỤC LỤC
LỜI CẢM ƠN ....................................................................................................................... I
MỤC LỤC .......................................................................................................................... II
DANH MỤC HÌNH ẢNH ..................................................................................................IV
DANH MỤC BẢNG BIỂU ................................................................................................. V
MỞ ĐẦU .............................................................................................................................. 1
CHƢƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ KHU VỰC NGHIÊN CỨU ............................................ 4
1.1.

Lịch sử tìm kiếm thăm dò ....................................................................................... 4

1.2.

Đặc điểm cấu kiến tạo ............................................................................................. 6

1.3.

Đặc điểm địa tầng ................................................................................................... 9

1.4.

1.3.1.

Móng ............................................................................................................. 9

1.3.2.

Hệ tầng Cau-Oligocen ................................................................................ 10

1.3.3.

Hệ tầng Dừa-Miocen dƣới .......................................................................... 10

1.3.4.

Hệ tầng Thông-Mãng Cầu-Miocen giữa..................................................... 11

1.3.5.

Hệ tầng Nam Côn Sơn-Miocen trên ........................................................... 11

1.3.6.

Hệ tầng Biển Đông-Đệ Tứ .......................................................................... 12

Hệ thống dầu khí ................................................................................................... 14
1.4.1.

Đá sinh ........................................................................................................ 14

1.4.2.

Dịch chuyển dầu khí ................................................................................... 19

1.4.3.

Đá chứa ....................................................................................................... 20

1.4.4.

Bẫy chứa ..................................................................................................... 22

1.4.5.

Đá chắn ....................................................................................................... 23

CHƢƠNG 2: CƠ SỞ LÝ THUYẾT VỀ ÁP SUẤT LỖ RỖNG VÀ CÁC PHƢƠNG
PHÁP DỰ BÁO DỊ THƢỜNG ÁP SUẤT ........................................................................ 25
2.1.

Áp suất lỗ rỗng và dị thƣờng áp suất cao .............................................................. 25

2.2.

Các nguyên nhân gây nên dị thƣờng áp suất ........................................................ 27

2.3.

Các phƣơng pháp nhận biết và đánh giá dị thƣờng áp suất cao ............................ 34
2.3.1.

Phƣơng pháp nghiên cứu trực tiếp .............................................................. 35

2.3.2.

Phƣơng pháp sử dụng tài liệu địa chấn ....................................................... 35

2.3.3.

Phƣơng pháp độ sâu tƣơng đƣơng .............................................................. 37

2.3.4.

Phƣơng pháp sử dụng các thông số khoan (D-exponent) ........................... 38

2.3.5.

Phƣơng pháp Eaton sử dụng tài liệu địa vật lý giếng khoan ...................... 40
II


CHƢƠNG 3: ỨNG DỤNG PHƢƠNG PHÁP EATON DỰ BÁO ÁP SUẤT GIẾNG
KHOAN TƢ-3X, CẤU TẠO THIÊN ƢNG, BỂ NAM CÔN SƠN .................................. 43
3.1.

3.2.

Tổng quan cấu tạo Thiên Ƣng .............................................................................. 43
3.1.1.

Mô tả cấu tạo............................................................................................... 43

3.1.2.

Trữ lƣợng .................................................................................................... 44

Giếng khoan dự kiến 04-3-TƢ-7X ....................................................................... 46
3.2.1.

Dữ liệu giếng khoan TƢ-7X ....................................................................... 47

3.2.2.

Dự báo áp suất vỉa và áp suất vỡ vỉa .......................................................... 48

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ ............................................................................................ 57
TÀI LIỆU THAM KHẢO .................................................................................................. 59

III


DANH MỤC HÌNH ẢNH
Hình 1.3.1-1: Sơ đồ kiến tạo khu vực lô 04-3 ...................................................................... 9
Hình 1.3.6-1: Cột địa tầng tổng hợp lô 04-3 ...................................................................... 13
Hình 1.4.1-1: Quan hệ HI-Tmax, Miocen dƣới lô 05-1B .................................................. 16
Hình 1.4.1-2 Sơ đồ phân bố độ trƣởng thành của VCHC Miocen trên lô04-3 và vùng lân
cận ....................................................................................................................................... 17
Hình 1.4.1-3: Sơ đồ phân bố độ trƣởng thànhcủa VCHC Miocen dƣới lô 04-3 và vùng lân
cận ....................................................................................................................................... 17
Hình 1.4.1-4: Sơ đồ phân bố độ trƣởng thành của VCHC thời kỳ muộn của Oligocen lô
04-3 và vùng lân cận ........................................................................................................... 18
Hình 1.4.1-5 Sơ đồ phân bố độ trƣởng thành của VCHC thời kỳ sớm của Oligocen lô 04-3
và vùng lân cận ................................................................................................................... 18
Hình 1.4.5-1 Lịch sử phát triển địa chất khu vực phía Đông bể Nam Côn Sơn ................ 30
Hình 1.4.5-2 Lịch sử phát triển địa chất khu vực phía Tây bể Nam Côn Sơn ................... 31
Hình 1.4.5-3 Mặt cắt phục hồi bể Nam Côn Sơn ............................................................... 32
Hình 1.4.5-4 Phục hồi quá trình tiến hóa địa chất bể Nam Côn Sơn ................................. 33
Hình 2.3.2-1 Đồ thị xác định đƣờng xu thế nén ép thƣờng ................................................ 36
Hình 2.3.2-2 Đồ thị phân bố áp suất địa tĩnh theo chiều sâu.............................................. 36
Hình 2.3.3-1 Xác định dị thƣờng áp suất bằng phƣơng pháp độ sâu tƣơng đƣơng ........... 38
Hình 2.3.4-1 Phƣơng pháp D-exponent xác định dị thƣờng áp suất .................................. 40

Hình 2.3.5-1 Chu trình dự báo áp suất vỉa và vỡ vỉa bằng phƣơng pháp Eaton ................ 42
Hình 3.1.2-1 Bản đồ tính trữ lƣợng cho cấu tạo Thiên Ƣng H200, H80_3; H80_2; H80_1;
H76_1 và H70_3 (Theo Báo cáo trữ lƣợng Thiên Ƣng, 2011, Vietsopetro) ..................... 46
Hình 3.1.2-2 Bản đồ tính trữ lƣợng cho cấu tạo Thiên Ƣng H30_3; H30_2 và H30_1
(Theo Báo cáo trữ lƣợng Thiên Ƣng, 2011, Vietsopetro) .................................................. 46
Hình 3.2.2-1 Đƣờng cong xu thế nén ép theo độ sâu ......................................................... 49
Hình 3.2.2-2 Biểu đồ xác định hệ số Poisson theo chiều sâu ............................................. 52
Hình 3.2.2-3 Đồ thị xác định gradient áp suất vỡ vỉa theo chiều sâu................................. 53
Hình 3.2.2-4 Biểu đồ phân bố áp suất vỉa .......................................................................... 54

IV


DANH MỤC BẢNG BIỂU
Bảng 3.1.2-1 Trữ lƣợng Hydrocarbon ban đầu Mỏ Thiên Ƣng (Theo Báo cáo trữ lƣợng
Thiên Ƣng, 2011, Vietsopetro) ........................................................................................... 45
Bảng 3.2.2-1 Kết quả tính toán áp suất vỉa và áp suất vỡ vỉa ............................................ 56

V


MỞ ĐẦU
1. Tính cấp thiết của đề tài
Ở bể Nam Côn Sơn rất nhiều sự cố xảy ra trong thi công khoan nhƣ phun khí, kẹt
cần, kick, mất dung dịch gây thiệt hại nhiều về vật chất mà nhiều khi mục tiêu thăm dò đề
ra ban đầu vẫn chƣa đạt đƣợc. Nghiên cứu dị thƣờng áp suất có tầm quan trọng đặc biệt
đối với các nhà thầu dầu khí, nó giúp cho việc lập kế hoạch khoan để đảm bảo an toàn khi
khoan, đồng thời tiết kiệm đƣợc rất nhiều chi phí không để dị thƣờng áp suất gây ra sự cố.
Việc nghiên cứu dị thƣờng áp suất còn giúp chúng ta giải quyết đƣợc một số khía cạnh
khoa học của công tác tìm kiếm thăm dò nhƣ mối quan hệ cộng sinh giữa dị thƣờng áp

suất và điều kiện trầm tích, kiến tạo, cấu trúc và địa tầng, ảnh hƣởng của dị thƣờng áp
suất đến quá trình trƣởng thành nhiệt của vật chất hữu cơ, đến việc di cƣ, tích tụ và bảo
tồn dầu khí khi mà áp suất đƣợc coi nhƣ là một tác nhân quan trọng trong quá trình di cƣ
cũng nhƣ phá hủy các tích tụ đã hình thành từ trƣớc.v.v. Nhƣ vậy, sự hiểu biết về nguyên
nhân và đặc điểm dị thƣờng áp suất của bể sẽ giúp công việc dự báo có độ tin cậy cao
hơn.
2. Mục tiêu đề tài
Nhận thức đƣợc các vấn đề trên, đồ án đề ra các mục tiêu là:
-

Nghiên cứu nguyên nhân chính yếu gây ra dị thƣờng áp suất ở trung tâm bể Nam
Côn Sơn.

-

Tổng hợp và nghiên cứu các phƣơng pháp thƣờng đƣợc sử dụng để dự báo dị
thƣờng áp suất trong công tác tìm kiếm, thăm dò dầu khí

1


-

Ứng dụng vào thực tế, dự báo áp suất của giếng khoan Thiên Ƣng-7X, lô 04-3,
bể Nam Côn Sơn nhằm phục vụ cho công tác thực tiễn của ngành dầu khí trong
khu vực này.

3. Phƣơng pháp thực hiện
-

Thu thập tài liệu về đặc điểm địa chất nói chung, cũng nhƣ lịch sử phát triển địa
chất nói riêng nhằm phân tích nguyên nhân gây ra dị thƣờng áp suất của khu vực
trung tâm bể Nam Côn Sơn.

-

Tổng hợp và phân tích các phƣơng pháp đánh giá áp suất đƣợc sử dụng phổ biến
torng công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí.

-

Thu thập tài liệu Địa vật lý giếng khoan (ĐVLGK) của giếng khoan TƢ-7X và
số liệu đo áp suất của các giếng khoan lân cận trong lô 04-3, sau đó phân tích tài
liệu và sử dụng phƣơng pháp độ sâu tƣơng đƣơng để đánh giá chế độ áp suất của
khu vực này.

4. Cơ sở tài liệu
-

Phạm Việt Âu. “Nghiên cứu các điều kiện địa chất để thực hiện giếng khoan tại
các cấu tạo lô 04-3”. Viện nghiên cứu khoa học NIPI, Vietsov Petro.

-

Lester R Louden“Origin and maintainence of abnormal pressure”. AIME, 1972

-

N.C.Dutta. “Abnormal formation pressure estimation using velocity: basic
concepts and field examples”. BP Exploration, 1993.

2


-

Alan Mitchell. Jean-Paul Mouchet. “Abnormal Pressures While Drilling:
Origins, Prediction, Detection, Evaluation (Fundamentals of Exploration and
Production)”. Editions Technips, 1989

-

Tài liệu composite log, master log và marker lô 04-3, Bể Nam Côn Sơn

-

Tài lieu kết quả đo nhiệt độ và áp suất theo kết quả khoan của các giếng lô 04-3
và các giếng lân cận.

5. Nội dung của đồ án
Báo cáo đề tài đồ án gồm có ba chƣơng. Chƣơng 1 nêu tổng quan về khu vực lô 043, bể Nam Côn Sơn, gồm các mục chính là lịch sử tìm kiếm thăm dò, đặc điểm cấu kiến
tạo, đặc điểm địa tầng và hệ thống dầu khí. Chƣơng 2 trình bày cơ sở lý thuyết về áp suất
lỗ rỗng bao gồm khái niệm về áp suất lỗ rỗng, phân tích nguyên nhân gây nên dị thƣờng
áp suất của khu vực nghiên cứu và tổng hợp các phƣơng pháp dùng để dự báo dị thƣờng
áp suất. Chƣơng 3 sử dụng tài liệu ĐVLGK, ứng dụng phƣơng pháp ĐVLGK để dự báo
áp suất giếng khoan TƢ-7X, lô 04-3, bể Nam Côn Sơn. Dựa trên những kết quả phân tích
đƣợc cùng với các biểu đồ, đồ thị và các tài liệu liên quan, tác giả đƣa ra kết luận về đặc
điểm phân bố áp suất của đối tƣợng nghiên cứu và khu vực lô 04-3, bể Nam Côn Sơn

3

CHƢƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ KHU VỰC NGHIÊN CỨU
1.1.

Lịch sử tìm kiếm thăm dò
Tại lô 04-3, những thông tin đầu tiên về cấu trúc địa chất hết sức phức tạp của khu

vực nghiên cứu có đƣợc từ kết quả khảo sát địa vật lý tổng hợp vào năm 1974. Từ đó đến
năm 1995, nhữnghoạt động nghiên cứu bằng các phƣơng pháp địa vật lý trên khu vực đã
đƣợc đẩy mạnh; tổng khối lƣợng thăm dò địa chấn 2D đã thực hiện trong giai đoạn này là
6446 km tuyến. Ngoài ra, trên diện tích của lô đã tiến hành thăm dò từ và trọng lực với
khối lƣợng là 3040 km tuyến. Tại khu vực trung tâm của lô (khu vực cấu tạo Mãng Cầu,
Đại Bàng – Ƣng Trắng) mạng lƣới tuyến khảo sát đã nâng từ 1x2 lên 1x1 km.
Từ năm 2001 Liên doanh Vietsovpetro bắt đầu điều hành công tác tìm kiếm thăm dò
tại lô 04-3. Vào năm 2001, theo hợp đồng với Vietsovpetro, công ty PGS đã tiến hành
công tác thăm dò địa chấn 3D trên diện tích 785 km2 của các cấu tạo Thiên Ƣng – Mãng
Cầu và Đại Bàng – Ƣng Trắng. Tài liệu đã đƣợc công ty Goldеn Pacific xử lý và các
chuyên gia của Viện NCKH&TK – Liên doanh Vietsovpetro minh giải (2003). Với mục
đích làm rõ những khác biệt về cấu trúc địa chất và lựa chọn những vị trí tối ƣu để đặt các
giếng khoan tìm kiếm - thăm dò, Viện NCKH&TK đã đồng thời tiến hành tính toán các
thuộc tính địa chấn và minh giải tài liệu địa chấn theo phƣơng pháp AVO. Kết quả minh
giải đã xây dựng đƣợc các bản đồ đẳng thời, đẳng tốc và các bản đồ cấu tạo theo các tầng
địa chấn SH-30, SH-76, SH-80 và SH-200.
Vào năm 2004, Schlumberger đã ký hợp đồng với Vietsovpetro minh giải lại tài liệu
địa chấn 3D lô 04-3; kết quả là đã xây dựng đƣợc các bản đồ cấu tạo mới không khác biệt
lớn so với các bản đồ mà Viện NCKH&TK đã xây dựng.

4

Trên cấu tạo Hoàng Hạc và Hải Âu chƣa tiến hành khoan; trên cấu tạo Mãng Cầu,
giếng khoan đầu tiên là A-1X do hãng AGIP tiến hành vào năm 1979, khoan trực tiếp lên
nóc vòm Mãng Cầu. Khi thử vỉa tập trầm tích Miocen giữa đã nhận đƣợc dòng dầu lƣu
lƣợng 13,35 m3 /ngày đêm và khí là 45 ngàn m3 /ngày đêm từ khoảng chiều sâu 22632276 m và 318,83 m3/ngày đêm từ khoảng chiều sâu 2248-2255 m.
Trong phạm vi cấu tạo Thiên Ƣng, năm 2004-2005 đã khoan giếng TƢ-1X và tiến
hành thử vỉa năm (5) đối tƣợng, trong đó có bốn đối tƣợng cho dòng sản phẩm. Về trạng
thái pha, các vỉa sản phẩm đƣợc phát hiện đều là khí-condensat.
Giếng MC-2X đƣợc khoan vào năm 2005, từ trầm tích Miocen nằm ở các khoảng
chiều sâu 2504-2520 m (-2478-2494 m), 2460-2462 m và 2472-2482 m (-2434-2436 m, 2446-2458 m) và 2196-2202 m, 2210-2213 m (-2170-2176 m, -2184-2187 m) đã thu đƣợc
các dòng khí và condensat, còn từ khoảng chiều sâu 2432-2437 m (-2406-2411 m) nhận
đƣợc dòng dầu.
Giếng TƢ-2X khoan vào ngày 10 tháng 9 năm 2005, trong giếng này đã thử vỉa năm
(5) đối tƣợng và đã nhận đƣợc những dòng condensat và khí từ các khoảng chiều sâu
3136-3152 m (-3110-3126 m), 3081-3090 m (-3055-3064 m) và 3031-3036 m (-30053010m), 3025-3029 m (-2999-3003 m) và 3017-3019m (-2991-2993 m).
Giếng TƢ-3X khoan vào năm 2008-2009, kết quả thử vỉa năm đối tƣợng đã nhận
đƣợc những dòng khí và condensat tự phun và xác lập đƣợc sự hiện diện của các vỉa khícondensat trong đới trầm tích Miocen dƣới và Miocen giữa.

5


Giếng TƢ-4X khoan vào năm 2010, kết quả thử vỉa ở sáu đối tƣợng chỉ nhận đƣợc
những dòng khí yếu trong trầm tích Miocen giữa.
Giếng TƢ-5XP khoan vào năm 2010-2011, kết quả thử vỉa ở bảy đối tƣợng chỉ nhận
đƣợc dòng khí yếu từ tầng móng và từ trầm tích Miocen hạ.
Tổng số mét khoan tìm kiếm, thăm dò tại cấu tạo Thiên Ƣng – Mãng Cầu là 25289
m. Mức độ nghiên cứu địa chất theo khoan vẫn còn thấp, mật độ khoan đạt 1 giếng trên
5,98 km2 trên toàn bộ diện tích của cấu tạo (330 km2), nghiên cứu lát cắt địa chất đạt 76,6
m khoan trên 1 km2. Mức độ nghiên cứu lát cắt bằng mẫu lõi cũng thấp; khối lƣợng mẫu
lõi theo thiết kế là 173,04 m, thực tế là 149,96 m đạt 86,7%.

1.2.

Đặc điểm cấu kiến tạo
Trên bình diện cấu trúc, bồn trũng Nam Côn Sơn là một cấu tạo lớn chạy song song

với đới nâng Côn Sơn theo hƣớng Đông Bắc – Tây Nam. Trong phạm vi thềm lục địa
Việt Nam, diện tích bồn trũng Nam Côn Sơn chiếm 550x250 km. Bồn trũng đƣợc phủ đầy
bởi tập hợp các trầm tích Kainozoi với chiều dày ở các khu vực sâu nhất lên đến 11-12
km.
Trên bình đồ cấu tạo mặt móng, bồn trũng Nam Côn Sơn có thể chia ra hai phần:
Trũng Bắc và Trũng Nam tách nhau bởi đới nâng Sông Đồng Nai. Đới nâng Sông Đồng
Nai là một tập hợp các khối nâng không đồng đều của móng, phân bố kéo dài theo hƣớng
Đông – Đông Bắc từ phía Nam cho đến đới nâng Côn Sơn. Trong đới nâng Sông Đồng
Nai còn gồm các cấu tạo nhô cao nhƣ Thần Mã, Bồ Câu, Đại Hùng, Thiên Ƣng - Mãng
Cầu, Đại Bàng - Ƣng Trắng…; chúng đƣợc liệt vào cấu trúc bậc hai của đới nâng Sông
Đồng Nai (Hình 1.3.1-1).
6


Lô 04-3 đƣợc giới hạn bởi trũng Bắc ở phía bắc, đới nâng Côn Sơn ở phía tây, trũng
Nam ở phía nam và ở phía đông là phần phía bắc của trũng Nam. Do vị trí địa lý nhƣ vậy,
nên lô 04-3 mang kiến tạo đặc trƣng của bồn trũng Nam Côn Sơn và hội đủ mọi điều kiện
thuận lợi cho tích tụ dầu khí.
Việc phân chia vùng kiến tạo dựa trên các dấu hiệu dị thƣờng – phân dị mặt móng,
từ đó lô 04-3 đƣợc chia ra theo các cấu tạo nếp lồi lớn bậc III, nhƣ cấu tạo Bồ Câu, Đại
Hùng, Thiên Ƣng – Mãng Cầu, Đại Bàng – Ƣng Trắng. Các cấu tạo nhô cao này bị phức
tạp hóa bởi các khối nâng nhỏ riêng biệt kèm theo. Ngoài ra, tùy thuộc vào vị trí phân bố,
cấu trúc và kích thƣớc…, các cấu tạo này lại bị chia ra thành các cấu tạo nhỏ hơn.
Việc phân chia các tầng kiến tạo đã đƣợc thực hiện trên cơ sở tổng hợp và so sánh
các kết quả khoan và số liệu khảo sát địa vật lý, theo đó lát cắt địa chất của khu vực

nghiên cứu đƣợc chia ra 3 tầng kiến tạo chính:
1. Tầng kiến tạo bên dƣới là tầng đá móng tuổi trƣớc Kainazoi. Trên mặt cắt địa
chấn đi qua các cấu tạo nâng cao, nóc của tầng này đƣợcxác định rõ theo tầng địa chấn
H200 – bề mặt móng.
2. Tầng kiến tạo giữa là các tập đá trầm tích tuổi Oligocen đến Miocen giữa. Trên
mặt cắt địa chấn, tầng này đƣợc phân biệt rõ và nằm giữa các tầng địa chấn H200 và H30.
3. Tầng kiến tạo trên cùng là các trầm tích lục nguyên tuổi từ Miocen trên đến Đệ tứ.
Trên mặt cắt địa chấn, tầng này đƣợc xác định rõ từ tầng địa chấn H30 đến đáy biển.
Bên cạnh việc phân chia lát cắt địa chất ra 3 tầng kiến tạo chính, lát cắt trầm tích lô
04-3 còn đƣợc chia ra các phụ tầng mang tên địa phƣơng.
7


Các tầng kiến tạo phân biệt nhau bởi các điều kiện thành tạo và theo các mặt bất
chỉnh hợp địa tầng địa phƣơng. Trong phạm vi bồn trũng Nam Côn Sơn toàn bộ quá trình
tạo rift, có thể chia ra các giai đoạn nhƣ sau: Trƣớc tạo rift (trƣớc Kainozoi), thời kỳ rift tách giãn (Oligocen – Miocen giữa) và thời kỳ sau rift (từ Miocen giữa đến Đệ tứ).
Hoạt động kiến tạo là một trong những yếu tố quan trọng nhất trong quá trình hình
thành cấu trúc địa chất của khu vực nghiên cứu. Toàn bộ tổ hợp đứt gãy trong khu vực
nghiên cứu có thể chia ra làm 4 hệ thống:
Hệ thống đứt gãy chạy theo hƣớng ĐB-TN;
Hệ thống đứt gãy theo hƣớng TB-ĐN;
Hệ thống đứt gãy á kinh tuyến;
Hệ thống đứt gãy á vĩ tuyến.
Chúng đóng vai trò làranh giới, phân chia bức tranh kiến tạo của các khối riêng biệt,
các vòm nhô cao từ tầng móng cho đến hết Miocen muộn.Phần lớn các đứt gãy kiến tạo
phát triển cho đến cuối Miocen giữa (trong tập carbonat), một số đứt gẫy kéo dài đến cuối
Miocen – đầu Pliocen. Các đứt gãy kiến tạo, chủ yếu là đứt gãy thuận với biên độ từ vài
trăm đến vài ngàn mét. Các hệ thống đứt gãy nêu trên chia cắt tầng móng thành các khối
riêng, sụt bậc.
Trong lát cắt trầm tích, các đứt gãy chủ yếu là đứt gãy thuận, phát triển dƣới góc đổ

40о-60о và hầu nhƣ song song với nhau. Chúng chia mặt cắt thành các khối nhỏ với chiều
rộng 1-4km. Hiện tƣợng này có thể tạo ra các điều kiện thuận lợi hình thành các bẫy kiến
tạo nhỏ đã đƣợc tìm thấy trong lát cắt trầm tích, đặc biệt là trong trầm tích Miocen.
8


Hình 1.3.1-1: Sơ đồ kiến tạo khu vực lô 04-3
1.3.

Đặc điểm địa tầng

Mặt cắt địa tầng đƣợc xây dựng trên cơ sở kết hợp các kết quả khoan và tài liệu địa
chấn thăm dò. Mặt cắt địa tầng khu vực lô 04-3 đƣợc chia thành các hệ tầng sau (Hình
1.3.6-1):
1.3.1. Móng
Theo kết quả khoan thì đá móng ở lô 04-3 là granit magma, grano-diorit và diorite,
phân bố ở tất cả các cấu tạo trong lô. Bề dày lớn nhất của tầng móng trong các giếng đã
khoan là 803m, tại giếng TU-1X. Đá móng granit biểu hiện các quá trình thủy nhiệt theo

9


các mức độ khác nhau. Các nứt nẻ và lỗ rỗng trong đá đƣợc lấp đầy bởi khoáng vật thứ
sinh (calcit, zeolite, kaolinit…).
1.3.2. Hệ tầng Cau-Oligocen
Trầm tích hệ tầng Cau nằm bất chỉnh hợp trên móng.Chúng phát triển và phân bố tại
những vùng tƣơng đối sâu trong lô 04-3.Trong tất cả các giếng đã khoan chỉ tại giếng BC1X là xuất hiện hệ tầng này.Trong mặt cắt giếng BC-1X trầm tích hệ tầng Cau chia làm 3
phần.Phần dƣới bắt gặp sự xen kẽ giữa các lớp cát và sét. Chủ yếu là cát kết thạch anh, độ
hạt thô-mịn, màu xám sáng, vàng nhạt, xi măng là carbonat hoặc kaolinit. Sét kết có màu
xám, nâu gạch, thỉnh thoảng gặp màu trắng xanh và có chứa pirit.Phần giữa và phần trên

của hệ tầng là cát kết và bột kết với một lớp mỏng than.Cát kết mịn, độ chọn lọc tốt, mài
tròn trung bình, màu vàng nhạt.Bột kết mềm, màu xám nâu gạch, thỉnh thoảng có đá vôi.
Bề dày của hệ tầng trong khoảng 0-233 m; trầm tích hình thành trong điều kiện lục
địa, tƣớng sông, đầm lầy-hồ và vịnh.
1.3.3. Hệ tầng Dừa-Miocen dưới
Hệ tầng Dừa phân bố trong cấu tạo Thiên Ƣng, Đại Bàng-Ƣng Trắng, Bồ Câu và tại
vùng sâu hơn trong lô. Riêng tại cấu tạo Mãng Cầu hệ tầng này vắng mặt. Theo tài liệu
khoan các giếng BC-1X, DB-2X, UT-1X, TU-1X, TU-2X, trầm tích hệ tầng Dừa xen kẽ
giữa cát, bột và sét; đôi khi bắt gặp lớp mỏng carbonat hoặc dolomit. Cát kết màu sáng,
nâu đất hoặc vàng; có độ hạt mịn, mài tròn tốt, xi măng là sét hoặc carbonat. Sét có màu
xám sáng, chặtxít; dolomit cứng, kết tinh và có màu nâu vàng.
Bề dày hệ tầng Dừa thay đổi trong khoảng 214-832 m; trầm tích hình thành trong
điều kiện delta và biển nông.
10


1.3.4. Hệ tầng Thông-Mãng Cầu-Miocen giữa
Trầm tích hệ tầng Thông-Mãng Cầu phân bố rộng khắp vùng phía Nam thềm lục địa
Việt Nam, trong đó có lô 04-3.Mặt cắt hệ tầng Thông-Mãng Cầu chia làm 2 phần. Phần
dƣới là cát kết có độ hạt từ mịn đến trung bình xen kẽ với lớp mỏng sét, đôi khi gặp lớp
carbonat mỏng hoặc dolomit.Cát kết sạch, trong suốt, độ hạt mịn – trung bình – thô, độ
mài tròn trung bình.Sét có màu xám sáng, vàng nhạt, một số chỗ màu tối, nâu vàng. Sét
kết mềm, đôi chỗ kết dính với các hạt pirit và mica.Thỉnh thoảng cũng gặp đá vôi phân
lớp rất mỏng và đá vôi dạng khối. Phần trên của mặt cắt là lớp carbonat trắng xám, vàng
nhạt và lớp mỏng cát kết, sét bột, và dolomit.
Bề dày của hệ tầng thay đổi từ 175 m đến 1252 m; trầm tích hình thành trong điều
kiện biển nông và nằm chỉnh hợp trên nóc phụ tầng Dừa.
1.3.5. Hệ tầng Nam Côn Sơn-Miocen trên
Trầm tích hệ tầng Nam Côn Sơn phân bố trong khắp trũng Nam Côn Sơn cũng nhƣ
trong khắp lô 04-3, xuất hiện tại tất cả các giếng đã khoan.Trầm tích phụ tầng Nam Côn

Sơn là xen kẽ cát kết và sét bột, có gặp các lớp carbonat hoặc sét-đá vôi.
Điểm khác biệt của mặt cắt hệ tầng Nam Côn Sơn tại lô 04-3 là chứa chủ yếu sét
hoặc vôi sét, đôi khi gặp lớp cực mỏng bột-cát.Trong một số giếng gặp thành phần trầm
tích có nguồn gốc núi lửa (giếng 04-B-1X, 04-1-ST-1X).
Bề dày hệ tầng Nam Côn Sơn từ 24-780 m; trầm tích hình thành trong môi trƣờng
biển nông và biển sâu.

11


1.3.6. Hệ tầng Biển Đông-Đệ Tứ
Mặt cắt hệ tầng Biển Đông đƣợc chia làm 2 phần.Phần dƣới trầm tích Pliocen là xen
kẽ cát kết và sét kết. Cát kết màu sáng, vàng nhạt, độ hạt nhỏ- trung bình- thô, sét kết màu
xám, vàng nhạt, xám trắng chứa nhiều glauconit. Trong tập sét bắt gặp cả các lớp đá vôi
mỏng.Phần trên của hệ tầng, thành phần chủ yếu của đá là cát, bột xen kẽ các tập sét. Cát
kết độ hạt thô-mịn, màu sáng, vàng nhạt, xám đen. Sét có màu xám vàng, xám trắng thỉnh
thoảng vàng. Trong tập sét thấy có nhiều dấu vết sinh vật biển.
Bề dày hệ tầng lên đến 2199 m, trầm tích hình thành trong môi trƣờng biển nông,
sƣờn và biển sâu.

12


Hình 1.3.6-1: Cột địa tầng tổng hợp lô 04-3

13


1.4.

Hệ thống dầu khí

1.4.1. Đá sinh
Đá mẹ sinh dầu trong lô 04-3 là tập trầm tích Oligocen và Miocen dƣới, trong đó
trầm tích Oligocen có mặt chủ yếu tại rìa cấu tạo và trong phần sâu của trũng. Trong mặt
cắt đá Oligocen đƣợc chia thành các vỉa thành phần giàu vật chất hữu cơ, có triển vọng
sinh dầu và khí. Theo số liệu khoan và địa chấn, trầm tích Oligocen đƣợc phát hiện ở độ
sâu gần 4000 m tại cánh của cấu tạo Bồ Câu, Đại Hùng, Thiên Ƣng… Đá mẹ sinh dầu
tuổi Miocen dƣới chứa vật chất hữu cơ loại II và III, tiềm năng sinh hỗn hợp dầu và khí,
có nguồn gốc đầm lầy (Hình 1.4.1-1).
Khối lƣợng lớn hydrocacbon đã sinh và dịch chuyển vào bẫy của mỏ Đại Hùng, cấu
tạo Thiên Ƣng cho phép đánh giá tiềm năng sinh dầu của đá mẹ lô 04-3 và trũng Nam
Côn Sơn là cao. Sự tồn tại của các vỉa bão hòa khí và condensate trong mỏ Đại Hùng, cấu
tạo Thiên Ƣng và Thanh Long chứng tỏ rằng cùng với tiềm năng sinh dầu cao thì đá mẹ
lô 04-3 cũng có tiềm năng sinh khí và condensat cao. Quan điểm này đƣợc khẳng định
bằng số liệu phân tích thành phần kerogen trong đá mẹ loại II và III. Theo số liệu phân
tích địa hóa, hàm lƣợng vật chất hữu cơ TOC trong đá mẹ Miocen dƣới là thấp, thay đổi
trong khoảng 0,5-2%; giá trị S2 thay đổi trong khoảng 1,0-10,0 kg/tấn. Đá mẹ Oligocen có
giá trị TOC là 0,01-10%, S20,1-250 kg/tấn. Nhƣ vậy, trên cơ sở kết quả xác định thành
phần vật chất hữu cơ, chỉ số HI và thành phần kerogen có thể kết luận rằng tiềm năng sinh
dầu/khí của đá mẹ là lớn và đạt xác suất 60/40 tƣơng ứng.
Đa số giếng đã khoan trong lô 04-3 không phát hiện trầm tích Oligocen (ngoại trừ
giếng BC-1X và vài giếng mỏ Đại Hùng) và trong mặt cắt một vài giếng cũng vắng mặt
trầm tích Miocen dƣới. Theo dữ liệu phân tích mẫu lấy ở phần trên mặt cắt các giếng đã
14


khoan trong vùng nghiên cứu, theo phản xạ Vitrinit và Tmax đã ghi nhận rằng đá mẹ
Miocen dƣới và Oligocen đã đạt độ trƣởng thành sớm và nằm trong pha sinh dầu. Giá trị
Tmax của vật chất hữu cơ tại độ sâu 3500m xấp xỉ 0,55% R0. Khi xây dựng mô hình

trƣởng thành vật chất hữu cơ tại các khu vực khác nhau nhận thấy rằng vật chất hữu cơ
trong đá mẹ Miocen dƣới và Oligocen đã trải qua hầu nhƣ tất cả các pha sinh sản phẩm
(Hình 1.4.1-2, 1.4.1-3, 1.4.1-4, 1.4.1-5).

15


900
Type I

Type II

0.5%R0
Lô 04
Lô 10
Lô 11
Lô 05

750

HI(mg/g)

600

450

300
1.3%R0

150

Type III

0
400

420

440
Tmax(

0

460

480

c)

Hình 1.4.1-1: Quan hệ HI-Tmax, Miocen dƣới lô 05-1B

16


Hình 1.4.1-2 Sơ đồ phân bố độ trƣởng thành của VCHC Miocen trên lô04-3 và vùng lân
cận

Hình 1.4.1-3: Sơ đồ phân bố độ trƣởng thànhcủa VCHC Miocen dƣới lô 04-3 và
vùng lân cận
17

Hình 1.4.1-4: Sơ đồ phân bố độ trƣởng thành của VCHC thời kỳ muộn của Oligocen lô
04-3 và vùng lân cận

Hình 1.4.1-5 Sơ đồ phân bố độ trƣởng thành của VCHC thời kỳ sớm của Oligocen lô
04-3 và vùng lân cận
Kết quả phân tích mẫu dầu lấy từ đá dầu Miocen và Oligocen chỉ ra rằng dầu đƣợc
hình thành từ đá mẹ chứa VCHC có nguồn gốc lục địa và đá đƣợc hình thành trong môi
18


trƣờng delta và ven biển.Dầu lấy từ đá móng của giếng BC-1X có chứa ít sáp và lƣu
huỳnh, nghĩa là dầu này sinh ra từ đá sinh chứa VCHC có nguồn gốc hồ-đầm lầy.
Theo quan điểm của các chuyên gia PIDC, đá mẹ Oligocen trong lô 04-3 tạo khí khô
(sạch), khí condensat và dầu, còn đá mẹ Miocen tạo khí condensat và dầu. Tập Miocen
giữa nằm trong khoảng chu kỳ trƣởng thành (Ro=0,72-0,55) và bắt đầu trƣởng thành
(Ro=0,55-0,45) của đá mẹ.
Nhƣ vậy đá mẹ sinh dầu trong lô 04-3 và vùng lân cận có tất cả các điều kiện cần
thiết để sinh hydrocacbon.
1.4.2. Dịch chuyển dầu khí
Theo kết quả khoan của các giếng đặt trên đỉnh của cấu tạo, trầm tích Oligocen
trong mặt cắt nhìn chung vắng mặt. Sự có mặt của dầu và khí trong tập trầm tích của khu
vực này có thể giải thích bằng quá trình hình thành và dịch chuyển từ vùng trũng và sâu
hơn. Trong lô 04-3 nguồn sinh và dịch chuyển hydrocacbon chủ yếu là phụ trũng Bắc và
Nam của trũng Nam Côn Sơn. Hydrocarbon dịch chuyển một khoàng từ 5 đến 25 km và
tích tụ vào bẫy. Trong phần sâu và lún chìm nhất của mặt cắt quá trình dịch chuyển
hydrocarbon xảy ra sớm hơn: Pha thứ nhất dịch chuyển vào cuối giai đoạn Oligocen vào
khoảng 25 triệu năm trƣớc đây (theo quan điểm VPI), còn trong các phần nâng cao hơn
của các cấu tạo khác nhau, pha đầu tạo dầu bắt đầu chỉ khoảng 5-10 triệu năm trƣớc và
tiếp tục đến ngày.

Kết quả khoan của các giếng tìm kiếm thăm dò trong lô 04-3 chỉ ra rằng tất cả các
cấu tạo trong lô này có điều kiện rất thuận lợi để tích tụ và nạp hydrocarbon đƣợc dịch
chuyển từ các trũng sâu hơn: Nhƣ đối với mỏ Đại Hùng, dầu dịch chuyển từ phụ trũng
19


Bắc, Đông và Nam; còn đối với cấu tạo Thiên Ƣng, dầu dịch chuyển từ phụ trũng Bắc,
Tây và Nam. Tƣơng tự nhƣ vậy, đối với cấu tạo Bồ Câu, hydrocarbon có thể dịch chuyển
từ phụ trũng Bắc và đồng thời dịch chuyển theo chiều thẳng đứng theo đứt gãy kiến tạo
hoặc khe nứt từ đá mẹ tuổi Oligocen. Theo kết quả nghiên cứu mẫu dầu và condensat từ
giếng TU-1X, thành phần, tính chất của dầu và condensate lấy từ tập Miocen và móng
gần nhƣ tƣơng tự với dầu và condensat của mỏ Đại Hùng (khối lƣợng riêng của dầu là
0,854 g/cm3, thành phần parafin 23,5%, nhiệt độ nóng chảy parafin là 60оС, thành phần
lƣu huỳnh 0,05%, acfan chiếm 4,3% khối lƣợng). Điều đó chứng tỏ dầu đƣợc hình thành
từ cùng một nguồn (đá mẹ) và dịch chuyển vào các cấu tạo khác nhau trong khu vực.
Tất cả các cấu tạo triển vọng đã đƣợc xác định trong lô 04-3 đều có vị trí thuận lợi
để tích tụ và nạp hydrocacbon đƣợc dịch chuyển từ phần trũng sâu hơn.
1.4.3. Đá chứa
Trong lô 04-3 theo số liệu khoan các giếng tìm kiếm-thăm dò đã xác định các tầng
chứa dầu chính nhƣ sau:
Tầng chứa trong đá carbonat nứt nẻ-lỗ rỗng tuổi Miocen dƣới-giữa;
Tầng chứa trong tầng cát kết lục nguyên tuổi Miocen dƣới-giữa và Oligocen;
Tầng chứa trong đá móng nứt nẻ tuổi trƣớc Kainozoi
Những tầng chứa này là những đối tƣợng chính để thăm dò dầu và khí trong khu vực
nghiên cứu, đã đƣợc xác định và nghiên cứu chi tiết tại mỏ Đại Hùng và Thiên Ƣng-Mãng
Cầu. Trong tập trầm tích Miocen mỏ Đại Hùng, Thiên Ƣng-Mãng Cầu đã xác định đƣợc
một số vỉa dầu và khí.

20

Đá chứa cát kết lục nguyên:
Theo số liệu khoan của các giếng mỏ Đại Hùng, bề dày hiệu dụng vỉa cát kết là 30120 m. Lƣu lƣợng ban đầu của dòng dầu trong giếng DH-2P, DH-3P là từ 1139 đến 1624
tấn/ngày đêm. Tuy nhiên sau đó trong quá trình khai thác lƣu lƣợng giảm nhanh. Điều đó
có thể do thể tích vỉa dầu nhỏ.
Tập cát kết Miocen dƣới – giữa, nhìn chung hình thành trong điều kiện delta ven bờ
và biển nông, bề dày của chúng là 20-30 m, độ rỗng 15-25 %, độ thấm 21-67 mD. Tại các
giếng DB-2X, TU-1X, UT-1X ghi nhận đƣợc các biểu hiện dầu khí khi khoan qua các tập
cát kết này.
Trầm tích Oligocen đƣợc phát hiện tại giếng BC-1X và tại mỏ Đại Hùng chủ yếu là
trầm tích lục địa, phần dƣới mặt cắt có lớp than mỏng; tập cát kết này có tính chất thấm
chứa tốt.
Trong giếng TU-3X, trên cơ sở minh giải địa vật lý giếng khoan và thử vỉa đã xác
định đƣợc tầng sản phẩm và vỉa chứa, đó chính là tầng sản phẩm H30-1, H30-2 Miocen
giữa và H80-3 Miocen dƣới. Trên diện tích nghiên cứu đã xác định đƣợc 16 vỉa
hydrocacbon (1-dầu, 3- dầu khí, 8 – khí condensate, 4- khí) trong số đó có 1 vỉa trong tập
trầm tích lục nguyên Miocen trên, 11 vỉa trong Miocen giữa, 3 vỉa trong tập Miocen dƣới
và 1 vỉa trong đá móng.
Đá chứa carbonat:
Khi thử vỉa carbonat nứt nẻ trong giếng DH-5X, DH-12X đã thu đƣợc dòng dầu
tƣơng ứng là 521 m3/ngày đêmvà 1009m3/ ngày đêm. Theo kết quả xử lý dữ liệu địa vật
21