Nghiên cứu lựa chọn hệ dụng dịch khoan phù hợp cho tầng đá móng vùng đông nam mỏ rồng

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƢỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT

HÀ VĂN HAY

NGHIÊN CỨU LỰA CHỌN HỆ DUNG DỊCH KHOAN PHÙ
HỢP CHO TẦNG ĐÁ MĨNG VÙNG ĐƠNG NAM MỎ RỒNG
Ngành: Kỹ thuật Dầu khí
Mã số: 60520604

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

NGƢỜI HƢỚNG DẪN KHOA HỌC

PGS.TS TRẦN ĐÌNH KIÊN

HÀ NỘI – 2014


1
CỘNG HÕA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
BÁO CÁO VỀ VIỆC BỔ SUNG, SỬA CHỮA LUẬN VĂN THEO BIÊN BẢN
CỦA HỘI ĐỒNG ĐÁNH GIÁ LUẬN VĂN THẠC SĨ
Kính gửi: - Trƣờng Đại học Mỏ - Địa chất;
-

Phòng Đào tạo Sau đại học.

Họ và tên học viên: Hà Văn Hay
Tên đề tài luận văn: “Nghiên cứu lựa chọn hệ dung dịch khoan phù

hợp cho tầng đá móng vùng đơng nam mỏ Rồng”
Ngành: Kỹ thuật dầu khí.
Mã số: 60520604
Ngƣời hƣớng dẫn: PGS.TS. Trần Đình Kiên
Sau khi bảo vệ luận văn thạc sĩ, học viên đã sửa chữa và bổ sung luận
văn theo Biên bản của Hội đồng đánh giá luận văn thạc sĩ. Cụ thể đã sửa chữa và bổ
sung các nội dung sau đây:
1. Lỗi chính tả và lỗi chế bản tại các trang đã đƣợc sửa chữa.
2. Lỗi đơn vị đo tỉ trọng và gradient áp suất.
3. Hình vẽ 1.3 và 1.4 trang 24, 25 mờ
Hà Nội, ngày 10 tháng 11 năm 2014
NGƢỜI HƢỚNG DẪN

HỌC VIÊN CAO HỌC

PGS.TS. Trần Đình Kiên

Hà Văn Hay

CHỦ TỊCH HỘI ĐỒNG ĐÁNH GIÁ LUẬN VĂN THẠC SĨ


2

LỜI CAM ĐOAN
Tơi xin cam đoan đây là cơng trình nghiên cứu của riêng tôi. Các số liệu, kết
quả nêu trong luận văn là trung thực và chƣa từng đƣợc ai cơng bố trong bất
kỳ cơng trình nghiên cứu nào khác.
Hà Nội, ngày 15 tháng 10 năm 2014

TÁC GIẢ

HÀ VĂN HAY


3
MỤC LỤC
Trang phụ bìa .................................................................................................... 1
Lời cam đoan ..................................................................................................... 1
Mục lục .............................................................................................................. 3
Danh sách các ký hiệu và chữ viết tắt ............................................................... 6
Danh mục các bảng biểu ................................................................................... 7
Danh mục các hình vẽ và đồ thị ........................................................................ 8
LỜI MỞ ĐẦU
1. Tính cấp thiết của đề tài ................................................................................ 9
2. Mục đích nghiên cứu ..................................................................................... 9
3. Đối tƣợng, phạm vi và nhiệm vụ nghiên cứu.............................................. 10
4. Nội dung nghiên cứu ................................................................................... 10
5. Phƣơng pháp nghiên cứu ............................................................................. 11
6. Luận điểm bảo vệ ........................................................................................ 11
7. Ý nghĩa khoa học học và thực tiễn của luận văn ........................................ 11
8. Cấu trúc và khối lƣợng của luận văn .......................................................... 12
CHƢƠNG 1: TỔNG QUAN HOẠT ĐỘNG KHOAN Ở TẦNG MĨNG MỎ
RỒNG VÀ VÙNG ĐƠNG NAM RỒNG
1.1. Tổng quan về mỏ Rồng ........................................................................ 13
1.2. Đặc điểm đứt gãy cấu tạo Rồng ........................................................... 16
1.3. Đặc điểm tầng đá móng nứt nẻ ............................................................ 18
1.4. Đặc điểm cấu trúc địa chất tầng móng vùng Đơng Nam Rồng ........... 19
1.5. Cấu trúc giếng Khoan .......................................................................... 22
1.6. Các sự cố và phức tạp khi khoan qua tầng móng. ............................... 26

1.6.1. Mất dung dịch. .............................................................................. 26
1.6.2. Các sự cố và phức tạp liên quan đến việc mất dung dịch. ............ 27


4
CHƢƠNG 2: CÔNG TÁC SỬ DỤNG DUNG DỊCH KHOAN MỞ VỈA SẢN
PHẨM TẦNG ĐÁ MĨNG VÙNG ĐƠNG NAM MỎ RỒNG ĐÃ VÀ ĐANG
ÁP DỤNG
2.1. Phƣơng pháp sử dụng hệ dung dịch Polimer ít sét có bổ sung chất hoạt
tính bề mặt (P.IS + PAV). ........................................................................... 31
2.1.1. Ngăn ngừa tình trạng mất dung dịch............................................. 34
2.1.2. Các biện pháp xử lý việc mất dung dịch. ...................................... 35
2.2. Phƣơng pháp sử dụng hệ dung dịch muối. ........................................... 41
2.2.1. Biện pháp công nghệ khi không mất dung dịch hay tốc độ mất
dung dịch nhỏ. ......................................................................................... 45
2.2.2. Biện pháp công nghệ khi mất dung dịch từng phần với tốc độ mất
dung dịch lên đến 100 thùng/giờ............................................................. 46
2.2.3. Biện pháp công nghệ khi mất dung dịch hoàn toàn với tốc độ mất
dung dịch trên 100 thùng/giờ. ................................................................. 48
CHƢƠNG 3: ĐÁNH GIÁ VÀ LỰA CHỌN HỆ DUNG DỊCH KHOAN PHÙ
HỢP CHO TẦNG ĐÁ MĨNG VÙNG ĐƠNG NAM MỎ RỔNG
3.1. Phân tích đánh giá các hệ dung dịch khoan đã đƣợc áp dụng. ............ 54
3.1.1. Giải pháp sử dụng hệ dung dịch P.IS + PAV. .............................. 54
3.1.2. Giải pháp sử dụng hệ dung dịch muối. ......................................... 55
3.1.3. Công nghệ khoan áp dụng khi mất dung dịch hoàn toàn. ............. 56
3.2. Lựa chọn hệ dung dịch khoan phù hợp cho tầng đá móng vùng Đơng
Nam mỏ Rồng. ............................................................................................ 60
3.2.1. Các yếu tố cơ bản để lựa chọn một hệ dung dịch khoan. ............. 60
3.2.2. Các thông số cơ bản để thiết kế một hệ dung dịch khoan............. 61
3.2.2.Lựa chọn hệ dung dịch và giải pháp công nghệ khoan cho tầng đá

móng vùng Đơng Nam mỏ Rồng ............................................................. 64
3.2.3.1. Lựa chọn hệ dung dịch. .......................................................... 66


5

3.2.3.2. Giải pháp công nghệ khoan khi xảy ra mất dung dịch cho tầng
đá móng vùng Đơng Nam mỏ Rồng. .................................................. 70
3.2.3.3. Hiệu quả kinh tế khi sử dụng dung dịch và các giải pháp trên.
............................................................................................................. 72
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ......................................................................... 76
1. KẾT LUẬN ................................................................................................. 76
2. KIẾN NGHỊ ................................................................................................ 78
TÀI LIỆU THAM KHẢO ............................................................................... 80


6
DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU VÀ CHỮ VIẾT TẮT

P.IS + PAV:

Hệ dung dịch polimer ít sét có bổ sung chất hoạt tính bề mặt

CMC LV:

Carbua methyl xenlulozo độ nhớt thấp

ĐNR:

Đơng Nam Rồng

FCM:

Floating Mud Cap

LCM:

Vật liệu chống mất dung dịch (Lost Circulation Material)

mD:

Miliđacxi

K:

Độ thấm

KR-22:

Polimer silic hữu cơ kỵ nƣớc

Gpm:

Galong trên phút (gallon per minute)

Bpm:

Thùng trên phút (barrel per minute)

OBK:

Cacbonat canxi rỗng xốp

FL:

Độ thải nƣớc

FV:

Độ nhớt phễu

YP:

Ứng lực cắt động (Lb/100ft2)

PV:

Độ nhớt dẻo (CPs)

T:

Độ nhớt điều kiện

Gel:

Độ bền gel

GK:

Giếng khoan

Nƣớc KT:

Nƣớc kỹ thuật

VSP:

Xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro

XNLD:

Xí nghiệp liên doanh

γ:

Trọng lƣợng riêng của dung dịch


7
DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU

STT Số hiệu bảng

Tên bảng

Trang

1

Bảng 2.1

Đơn pha chế hệ dung dịch P.IS + PAV

32

2

Bảng 2.2

Thông số hệ dung dịch P.IS + PAV

33

3

Bảng 2.3

Thành phần và chức năng của các hỗn hợp vật
liệu chống mất dung dịch

4

Bảng 2.4

Thành phần, tính chất và kết quả xử lý của
dung dịch polimer

5

6

Bảng 2.5

Bảng 2.6

36

37

Thành phần, tính chất và kết quả xử lý của
dung dịch polimer hàm lƣợng sét thấp

38

Thành phần, tính chất và kết quả xử lý của

40

dung dịch bọt nhớt đàn hồi
7

Bảng 2.7

Đơn pha chế dung dịch muối NaCl

42

8

Bảng 2.8

Đơn pha chế dung dịch muối KCl

43

9

Bảng 2.9

Đơn pha chế dung dịch muối CaCl2

44

10

Bảng 2.10

Kích thƣớc của các vật liệu LCM hiện đang sử
dụng

11

12

Bảng 3.1

Bảng 3.2

49

Áp suất vỉa và áp suất vỡ vỉa điển hình vùng
Đơng Nam Rồng

65

Đơn pha chế dung dịch muối NaCl

67


8
DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ VÀ ĐỒ THỊ

STT

Hình vẽ

Tên hình vẽ

1

Hình 1.1

Vị trí địa lý vùng Đơng Nam mỏ Rồng

14

2

Hình 1.2

Cột địa tầng tổng hợp vùng Đơng Nam mỏ Rồng

19

3

Hình 1.3

Cấu trúc giếng khai thác sử dụng cho vùng Đông
Nam mỏ Rồng

4

Hình 1.4

Hình 2.1

DRILPLEX

53
70

Hình 3.1

Sơ đồ cơng nghệ khoan mũ dung dịch

7

Hình 3.2

Biểu đồ so sánh tỷ lệ thời gian khoan của hai
phƣơng pháp

Hình 3.3

25

Đới mất dung dịch bị cơ lập khi sử dụng nút

6

8

24

Cấu trúc giếng bơm ép sử dụng cho vùng Đông
Nam mỏ Rồng

5

Trang

73

Biểu đồ so sánh chi phí dung dịch khoan của hai
phƣơng pháp

74

9
LỜI MỞ ĐẦU
1. Tính cấp thiết của đề tài
Cơng nghiệp dầu khí ngày càng khơng ngừng phát triển, trong đó phải
kể đến sự tiến bộ to lớn của công nghệ và kỹ thuật khoan dầu khí. Việc ứng
dụng những tiến bộ này sẽ góp phần làm tăng tính khả thi và hiệu quả của dự
án khoan thăm dò, thẩm định và khai thác.
Ở Việt Nam, sau hơn 35 năm tìm kiếm, thăm dị và khai thác Dầu khí
tại thềm lục địa miền Nam Việt Nam nói chung và vùng Đơng Nam mỏ Rồng
nói riêng các nhà đầu tƣ đã khoan trên 750 giếng khoan thăm dò – khai thác
với hàng triệu mét khoan và chi phí nhiều tỷ USD. Trong q trình khoan
thăm dị và khai thác vào tầng móng, nhiều hệ dung dịch và công nghệ mở vỉa
sản phẩm khác nhau đã đƣợc áp dụng. Tuy nhiên, thực tế cho thấy tại nhiều
giếng khoan qua tầng móng khi thi cơng có biểu hiện dầu khí tốt nhƣng khi
thử vỉa sản phẩm thì lại cho kết quả khơng đúng với tiềm năng của vỉa hoặc
thậm chí khơng có dịng. Điều đó chứng tỏ q trình khoan mở vỉa sản phẩm
đã làm cho vỉa bị nhiễm bẩn và sự lƣu thông của dòng sản phẩm vào giếng bị
hạn chế.
Do vậy, luận văn Nghiên cứu lựa chọn hệ dung dịch khoan phù hợp
cho tầng đá móng vùng Đơng Nam mỏ Rồng là cần thiết. Kết quả luận văn
khơng những có ý nghĩa khoa học mà cịn có ý nghĩa thực tiễn góp phần nâng
cao sản lƣợng và hiệu quả khai thác dầu khí của vùng Đơng Nam mỏ Rồng và
góp phần nâng cao hiệu quả cho các dự án tìm kiếm thăm dị và khai thác dầu
khí đang và sẽ đƣợc triển khai tại bồn trũng Cửu long nói chung.
2. Mục đích nghiên cứu
Trên cơ sở phân tích các đặc điểm phân bố địa chất, đặc điểm sự phân
bố áp suất, khe nứt và đánh giá, so sánh các hệ dung dịch, các giải pháp khoan

10
mở vỉa khác nhau đã và đang sử dụng tại tầng móng vùng Đơng Nam mỏ
Rồng. Tác giả nghiên cứu lựa chọn hệ dung dịch khoan phù hợp cho tầng đá
móng vùng Đơng Nam mỏ Rồng nhằm nâng cao hiệu quả khoan mở vỉa sản
phẩm, gia tăng sản lƣợng cũng nhƣ hiệu quả kinh tế & kỹ thuật của dự án
thăm dị – khai thác dầu khí ở vùng Đơng Nam mỏ Rồng nói riêng và bồn
trũng Cửu Long nói chung.
3. Đối tƣợng, phạm vi và nhiệm vụ nghiên cứu
Đối tƣợng nghiên cứu: là quy trình cơng nghệ khoan và các hệ dung
dịch sử dụng trong tầng móng vùng Đơng Nam Rồng, có hệ số áp suất ngày
càng suy giảm do tác động của q trình khai thác dầu khí. Trong đó cụ thể
các giải pháp ngăn ngừa và xử lý mất dung dịch khi khoan qua tầng đá móng
nhằm nâng cao hiệu quả công tác khoan mở vỉa sản phẩm.
Phạm vi nghiên cứu: lựa chọn ra hệ dung dịch và giải pháp khoan mở
vỉa tối ƣu nhất để áp dụng cho tầng đá móng vùng Đơng Nam mỏ Rồng.
Trong đó trọng tâm nhất là lựa chọn ra hệ dung dịch khoan tối ƣu và hoàn
thiện các biện pháp xử lý các phức tạp, sự cố trong quá thi công khoan.
Nhiệm vụ của luận văn: là nghiên cứu lựa chọn hệ dung dịch khoan phù
hợp cho tầng móng vùng Đơng Nam mỏ Rồng trên cơ sở điều kiện đặc thù địa
chất của tầng đá móng.
4. Nội dung nghiên cứu
- Nghiên cứu, phân tích và đánh giá về những khó khăn và phức tạp khi
khoan qua tầng móng – vỉa sản phẩm vùng Đông Nam Rồng.
- Nghiên cứu và đánh giá các công nghệ khoan mở vỉa đã và đang áp dụng
tại tầng móng vùng Đơng Nam Rồng.
-

Trên cơ sở các phân tích và đánh giá trên, tác giả sẽ lựa chọn hệ dung

dịch khoan và các giải pháp công nghệ khoan phù hợp nhất cho tầng móng

vùng Đơng Nam Rồng.
- Hiệu quả kinh tế khi sử dụng dung dịch và các giải pháp trên.


11
5. Phƣơng pháp nghiên cứu
Để thực hiện tốt nội dung nghiên cứu trên, tác giả luận văn đã sử dụng
các phƣơng pháp nghiên cứu sau:
1. Tập hợp xử lý và thống kê các tài liệu sản xuất để đánh giá các khó
khăn và phức tạp khi khoan qua tầng móng – vỉa sản phẩm vùng Đông
Nam Rồng.
2. Nghiên cứu lý thuyết: Chủ yếu thuộc loại nghiên cứu thƣ mục để làm
sáng tỏ các ƣu nhƣợc điểm của những công nghệ khoan cũng nhƣ hệ
dung dịch khoan đã và đang áp dụng để khoan qua tầng móng và khả
năng áp dụng các công nghệ cùng các hệ dung dịch trên.
3. Đánh giá thống kê các kết quả nghiên cứu thông qua các số liệu thống
kê từ thực tế khoan ở tầng móng đã và đang áp dụng ở vùng Đơng Nam
Rồng.
6. Luận điểm bảo vệ
1. Hệ dung dịch polymer ít sét có bổ sung thêm chất hoạt tính bề mặt là
hệ dung dịch thích hợp để khoan qua nóc móng nơi có rủi ro gặp mũ khí.
2. Hệ dung dịch muối là hệ dung dịch phù hợp nhất hiện nay để khoan
mở vỉa sản phẩm tầng móng vùng Đơng Nam Rồng.
3. Công nghệ khoan mũ dung dịch là phƣơng là phƣơng pháp khoan
đem lại hiệu quả cao trong tầng móng có hệ số áp suất thấp.
7. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của luận văn
1. Hệ dung dịch muối là hệ dung dịch thích hợp nhất hiện nay để khoan
mở vỉa sản phẩm tầng móng tại vùng Đơng Nam Rồng. Tuy nhiên hệ dung
dịch polymer ít sét có bổ sung thêm chất hoạt tính bề mặt lại phù hợp để
khoan qua nóc móng nơi có rủi ro gặp mũ khí.

2. Khi khoan các giếng khoan khai thác công nghệ khoan sử dụng mũ
dung dịch là phƣơng pháp khoan đem lại hiệu quả cao trong tầng móng có áp


12
suất thấp khi xảy ra tốc độ mất dung dịch lên đến trên 100 thùng/giờ, bên
cạnh đó để khắc phụ mất dung dịch đối với giếng khoan bơm ép thì công nghệ
sử dụng nút cách ly tỏ ra rất hiệu quả.
3. Giúp nâng cao chất lƣợng khoan cho tầng móng: Cải thiện tốc độ
khoan, khắc phục sự cố mất dung dịch, giảm thiểu sự nhiễm bẩn vỉa sản
phẩm.
4. Đề tài xuất phát từ yêu cầu thực tế sản xuất. Kết quả nghiên cứu của
luận văn sẽ góp phần giải quyết những khó khăn, phức tạp khi khoan mở vỉa
ở tầng móng vùng Đơng Nam Rồng.
8. Cấu trúc và khối lƣợng của luận văn
Luận văn gồm phần mở đầu, 3 chƣơng, kết luận, kiến nghị và danh mục
tài liệu tham khảo. Tồn bộ nội dung của luận văn đƣợc trình bày trong 80
trang trên khổ giấy A4, cỡ chữ 14, font chữ Time New Roman, Unicode,
trong đó có 8 hình vẽ và 12 bảng biểu.
Luận văn đƣợc hoàn thành tại bộ mơn Khoan - Khai thác, khoa Dầu
khí, trƣờng Đại học Mỏ - Địa chất, dƣới sự hƣớng dẫn khoa học của:
PGS.TS. Trần Đình Kiên – Trƣờng Đại học Mỏ - Địa chất
Trong quá trình làm luận văn tác giả đã nhận đƣợc sự giúp đỡ và tạo
điều kiện của Ban lãnh đạo Liên doanh Vietsovpetro, các bạn đồng nghiệp
trong ngành Dầu khí. Tác giả xin bày tỏ lịng biết ơn sâu sắc trƣớc sự hỗ trợ
hết sức quý báu đó.
Tác giả cũng xin chân thành cảm ơn Ban giám hiệu trƣờng Đại học Mỏ
- Địa Chất, các cán bộ hƣớng dẫn khoa học, các cơ quan, đồng nghiệp đã
động viên, tạo điều kiện và giúp đỡ tác giả hoàn thành luận văn này.
Do luận văn là một đề tài rộng, nhiều vần đề cần tiếp tục đƣợc hoàn

thiện. Tác giả mong nhận đƣợc những ý kiến đóng góp để nâng cao và hoàn
thiện hơn nữa.
Xin chân thành cảm ơn!


13
CHƢƠNG 1: TỔNG QUAN HOẠT ĐỘNG KHOAN Ở TẦNG MÓNG
MỎ RỒNG VÀ VÙNG ĐÔNG NAM RỒNG
1.1. Tổng quan về mỏ Rồng
Mỏ Rồng nằm ở lô 09-1 trên thềm lục địa phía Nam Việt Nam, cách thành
phố cảng Vũng Tàu 120km – là trung tâm cơng nghiệp dầu khí của Việt Nam.
Mực nƣớc biển ở vùng mỏ dao động từ 25 cho đến 60m. Hàng năm, nƣớc
biển có nhiệt độ thay đổi từ 24,9 đến 29,60C, nồng độ muối từ 33 đến 35g/l,
khí hậu là nhiệt đới gió mùa. Nhiệt độ trung bình của khơng khí là 270C.
Mỏ Rồng thuộc vùng có mức độ chấn động địa chấn có thể đạt 8 độ Ricte.
Phần trên mặt cắt địa chất là á sét nửa cứng có độ bền cao, thuận tiện cho việc
xây dựng các cơng trình biển. Điều kiện địa chất cơng trình các trầm tích đáy
đa dạng. Theo số liệu khảo sát địa chất cơng trình bề mặt đáy gặp nhiều thấu
kính bùn, sét chảy có lót đệm lớp á sét tƣơng đối cứng.
Đến nay trên mỏ đã xây dựng một giàn khoan cố định (MSP) RP-1 ở khu
trung tâm mỏ Rồng và 2 giàn nhẹ RC1 và RC2 trên lần lƣợt vùng Đông Bắc
Rồng và Đông Nam Rồng, 1 giàn phụ RP-2 trên vùng Đông Rồng. Lắp hệ
thống ống dẫn liên hoàn nối giữa RC-2, RP-1 và RC-1 với hệ thống dẫn dầu
của mỏ Bạch Hổ và trạm rót dầu khơng bến giữa RP-1 và RC-1. Hình 1.1 biểu
diễn vị trí mỏ Đơng Nam Rồng và các mỏ lân cận thuộc bể Cửu Long.
Trên bình đồ cấu trúc của tầng móng, tỷ lệ 1:50.000, vùng mỏ Rồng bao
gồm nhiều khối nâng, sụt khác nhau đƣợc tách biệt nhau bởi các đứt gãy
hƣớng Đông Bắc – Tây Nam, Đông – Tây và á Bắc - Nam. Các đứt gãy này
có biên độ lớn từ vài trăm tới hơn 1000m. Hình các khối nâng, sụt chủ yếu
của móng nhƣ sau:

14

VIET NAM

128
01

HO CHI MINH

15.1

PHU QUY IS
RUBY

Topaz

Black Lion

CLJOC

VUNG TAU

15.2
16-1

SOCO

129

PETRONAS

Emerald

JPVC

02

Rang Dong

09

130
Bach Ho

16-2 CONOCO
25 17

Chom Chom

03

Rong

131

Nam Rong VIETSOVPETRO

04.2

18

10

132
Bo Cau

26
CON SON IS

04.1

19

VIETSOVPETRO

11-1

Dai Bang - Ung Trang

04.3

05.1AMang

133

Dai Hung
Ca Cho

27

05.1C

05.1B

05.3
20

Rong Vi Dai
Rong Bay

11-2

Moc Tinh

Rong Doi
KNOC
12W 12E

28

Thien Nga
Cau
Hai Au

AEDC
Lan Tay

Thanh Long

05.2

BP

Hai Thach

CONOCO
134

Kim Cương Tay
Lan Do

05-1

BP

21

CONOCO
135

07
29

22

13

136

Hình 1.1 Vị trí địa lý vùng Đơng Nam mỏ Rồng
a. Cấu tạo Đơng Bắc Rồng (HI): theo đƣờng đồng mức khép kín 4100m nó
đƣợc chia thành 2 vịm: vịm bắc và vịm nam, đƣợc giới hạn các phía bởi các
đứt gãy có phƣơng đơng bắc – tây nam. Vịm bắc có kích thƣớc 1 x 4,5km và
hƣớng Đông Bắc – Tây Nam là giới hạn Tây của cấu tạo. Còn vòm nam có
kích thƣớc 2 x 1,5km, biên độ 700m, tại đây đã khoan R-6, R-8.
b. Cấu tạo trung tâm Rồng (HII): theo bề mặt đƣờng đồng mức khép kín tại
đƣờng đồng mức 3500m với biên độ trên 1000m. Cấu tạo dạng vòm bị phân
chia thành một loạt các khối bởi các đứt gãy hƣớng vĩ tuyến, á vĩ tuyến và á
kinh tuyến. Chiều dài trục cấu tạo có hƣớng đơng bắc – tây nam.


15
Khối đơng bắc theo đƣờng đồng mức 2800m có kích thƣớc 1 x 1,5km biên
độ 200m, khối trung tâm theo đƣờng đồng mức khép kín 2800m, có kích
thƣớc 8 x 2,5 km, biên độ 400m. Ở đây đã khoan thăm dò R-1; R-9; R-101 và
11 giếng khoan khai thác từ giàn khai thác RP-1.
Khối nam (HIII) (vùng giếng khoan R-2, R-15, R-16) có hƣớng á vĩ tuyến
bị phân cách khỏi khối nâng trung tâm bởi một eo sụt, có kích thƣớc
2,5x1,5km.
Khối đông nam (vùng R-23 và R-24): là những khối nhỏ tƣơng đối cao của
cấu trúc trong dạng chuyển tiếp giữa các cấu tạo Rồng Trung tâm và Rồng
Đông nam, sƣờn phía bắc và nam giáp với các trũng sâu. Ở đây có hai khối
nhơ R-23 và R-24, cỡ diện tích tƣơng ứng là 1,5km2 và 1,5km2 theo đƣờng
đồng mức 3400m. Cấu tạo có phƣơng á vĩ tuyến.
Giếng khoan R-23 đã khoan vào 6-2004 và nhận đƣợc dòng dầu tự phun từ
móng.
c. Cấu tạo Đơng Rồng (HIV) (vùng R-18, R-11) là khối nâng cao đƣợc giới
hạn từ mọi phía bằng các đứt gãy có phƣơng á vĩ tuyến và á kinh tuyến.
Đƣờng đồng mức khép kín của cấu tạo ở độ sâu 4250m, biên độ 500m. Trục

của cấu tạo gần trục với hƣớng á vĩ tuyến. Khối này là cao ngun bị lún chìm
ở phía nam, kích thƣớc khoảng 3,5x2,5km . Giới hạn khép kín phía Tây của
cấu tạo là đứt gãy nghịch hƣớng Bắc Đông Bắc – Nam Tây Nam.
d. Cấu tạo Đông Nam Rồng (HV) (Vùng R-14, R21) theo bề mặt móng cấu
tạo Rồng đơng nam có cấu trúc phức tạp, đƣờng đồng mức khép kín xác định
tại độ sâu 2950m. Trong giới hạn đƣờng đồng mức này kích thƣớc của cấu tạo
là 8x7km, biên độ 600m.


16
1.2. Đặc điểm đứt gãy cấu tạo Rồng
Có 4 hệ thống đứt gãy đƣợc quan sát trong diện tích mỏ Rồng, có phƣơng
Đơng Bắc – Tây Nam, á vĩ tuyến, á kinh tuyến và Tây Bắc – Đông Nam. Các
đứt gãy phƣơng Tây Bắc – Đông Nam phân bố chủ yếu ở phần phía Nam
vùng nghiên cứu. Các đứt gãy chính trong cấu tạo Nam Trung tâm Rồng.
Đơng Nam Rồng và Đông Rồng đã đƣợc đặt tên và xác định vị trí trên các
bản đồ đẳng sâu theo các mặt phản xạ địa chấn.
a. Hệ đứt gãy phƣơng ĐôngBắc – Tây Nam gồm 3 nhóm đứt gãy chủ yếu
- Nhóm đứt gãy Bắc và Đơng Bắc Rồng
- Nhóm đứt gãy Trung tâm Rồng và Đơng Rồng
- Nhóm đứt gãy Đơng Nam Rồng
Trong đó bao gồm cả 5 đứt gãy nghịch hoạt động trong pha nén ép đầu
Oligocen muộn (cuối SH-10), và cả các đứt gãy có thể hình thành do nén ép
trọng lực, ít liên quan đến các đứt gãy sâu hình thành vào cuối Oligocen và
Miocen sớm.
Nhìn chung các đứt gãy thuận hƣớng Đơng Bắc – Tây Nam đóng vai trị
tạo sụt bậc về phía các trũng Đơng và Tây Bạch Hổ. Các đứt gãy này là các
ranh giới giữa các khối Listric của bể Cửu Long Cenozoic sớm. Chúng hoạt
động đồng trầm tích trong các tầng SH-11, SH-10, SH-8, SH-7 trong
Oligocen, một vài đứt gãy tái hoạt động mạnh sau Oligocen (sau SH-5, SH-3)

và sau các tầng SH-10, SH-8 ở vài nơi. Pha tái hoạt động đứt gãy sau
Oligocen và pha nén ép tạo đứt gãy nghịch vào đầu Oligocen muộn (cuối thời
kỳ SH-10) đóng vai trị quan trọng trong việc tạo ra các nứt nẻ thứ sinh kèm
các đứt gãy chính trong đá móng.


17
b. Hệ đứt gãy phƣơng á vĩ tuyến gồm có 4 nhóm đứt gãy chủ yếu
- Nhóm đứt gãy Bắc và Đơng Bắc Rồng
- Nhón đứt gãy Trung tâm và Đơng Rồng
- Nhóm đứt gãy Nam Trung tâm Rồng
- Nhóm đứt gãy Đông Nam Rồng
Hệ đứt gãy này hoạt động mạnh sau tầng SH-11, đồng trầm tích trong các
tầng SH-8, SH-7 và tái hoạt động sau Oligocen (sau SH-5 và SH-3). Một vài
đứt gãy hình thành do tải trọng trầm tích có phƣơng này.
c. Hệ đứt gãy phƣơng á kinh tuyến
Gồm có 3 nhóm chính:
- Nhóm đứt gãy Đơng Bắc Rồng
- Nhóm đứt gãy Trung tâm Rồng và Đơng Rồng
- Nhóm đứt gãy Đơng Nam Rồng
Nhìn chung các đứt gãy nhóm này đƣợc hình thành và phát triển vào
Oligocen muộn (sau SH-11), chúng có thể là các đứt gãy tái hoạt động của
các đứt gãy cổ hoạt động trong Jura muộn - Creta.
d. Hệ đứt gãy phƣơng Tây Bắc – Đơng Nam
Nhóm đứt gãy này phát triển chủ yếu ở Nam Trung tâm Rồng. Đứt gãy
phát triển kế thừa từ móng, hoạt động trầm tích trong Oligocen và tái hoạt
động sau Oligocen (sau SH-3).
Tóm lại kết quả nghiên cứu cho thấy: hoạt động đứt gãy tắt dần vào cuối
Oligocen, chỉ có các đứt gãy sâu là ranh giới của các khối cấu tạo Rồng có
hƣớng Đơng Bắc – Tây Nam, á vĩ tuyến và Tây Bắc – Đông Nam, hoạt động

kế thừa từ móng, có biên độ dịch chuyển lớn tới hơn 1000m, phần lớn chúng
tái hoạt động sau Oligocen. Hệ đứt gãy chờm nghịch hƣớng Đông Bắc – Tây
Nam hình thành và hoạt động trong pha nén ép đầu Oligocen (cuối SH-10).


18
1.3. Đặc điểm tầng đá móng nứt nẻ
Theo tài liệu của các giếng khoan trên mỏ Rồng, đá móng trƣớc Kainozoi
bao gồm các đá macma và biến chất, thành phần chủ yếu là đá granit,
granodiorit và diorit. Ở vùng Đông Nam Rồng (Giếng khoan R-14) trên móng
diorite thạch anh có phủ một lớp cuội núi lửa hạt thô. Đá macma ở mỏ Rồng
(diorite thạch anh) có tuổi tuyệt đối theo phóng xạ K-Ar biến đổi từ 50-78
triệu năm ở vùng Đơng Nam Rồng, cịn ở vùng Đơng Bắc Rồng (Giếng khoan
R-7) là 170 triệu năm và gabro ở giếng khoan R-16 vùng Nam Trung tâm
Rồng là 50-59 triệu năm. Đặc trƣng đá móng ở vùng Trung tâm cho thấy đá
móng bị nứt nẻ, đơi khi có hang hốc, các nứt nẻ đƣợc lấp đầy canxit và zeolit,
đơi chỗ có gnei bắt gặp trong giếng R-23 (độ sâu 3685-3690,8m).
Trên cơ sở kết quả phân tích tài liệu địa vật lý giếng khoan, phân tích đặc
tính chứa của đá móng với khoảng cách mỗi 50m từ nóc móng cao nhất, độ
rỗng nứt nẻ biến đổi theo diện và theo độ sâu, giá trị độ rỗng nứt nẻ tăng dần
về phía đứt gãy, đặc biệt là đứt gãy nghịch. Tuy nhiên do giếng khoan phần
lớn tập trung ở vùng giếng khoan R-14 nên số liệu chƣa phản ánh toàn thể xu
thế độ rỗng nứt nẻ.


19
1.4. Đặc điểm cấu trúc địa chất tầng móng vùng Đơng Nam Rồng

Hình 1.2 Cột địa tầng tổng hợp vùng Đông Nam mỏ Rồng

20
Theo những quan điểm mới, mỏ Rồng có cấu tạo phức tạp, bao gồm 32
thân dầu khí, cacbuahydro xác định đƣợc trong cấu tạo Rồng, Đông Rồng và
Đông Nam Rồng. Theo trạng thái pha, có 30 thân dầu, 2 thân khí condensate.
Hai thân khí condensate thuộc trầm tích Oligocen trên (1 thân) và Oligocen
dƣới (1 thân) ở cấu tạo Rồng. Các thân dầu đƣợc phát hiện ở khoảng chiều
sâu 1770 – 4250m, tầng chứa dầu khí – 2480m.
Theo thành phần, mỏ Rồng có chứa khí condensate. Tuy nhiên, do phần
khí condensate có khối lƣợng khơng đáng kể so với tổng trữ lƣợng, nên có thể
coi đây là mỏ dầu. Về con số trữ lƣợng thu hồi đây là mỏ trung bình.
Mỏ này thuộc loại đa vỉa, nhiều thân khống. Có 29 thân dầu thuộc cấu tạo
Rồng, 2 thân thuộc Đông Rồng và 1 thân thuộc Đông Nam Rồng. 30 thân dầu
đƣợc phát hiện trong trầm tích lục nguyên. Theo dạng bẫy các thân dầu thuộc
loại vỉa và tập trung ở các tầng cát kết – bột của Oligocen dƣới, Oligocen trên
và Miocen dƣới. Thân dầu lớn nhất của mỏ có liên quan đến trầm tích phủ
nằm ở Oligocen dƣới, đứng thứ hai về trữ lƣợng là thân dầu trong Miocen
dƣới, thứ ba nằm trong Oligocen trên.
Trong đá móng đã phát hiện 2 thân dầu ở cấu tạo Đông Nam Rồng và ở
Đơng Rồng. Trong đó lớn nhất về trữ lƣợng là thân dầu trên cấu tạo Đông
Nam Rồng.
Cấu trúc địa chất vùng Đông Nam Rồng: Thân dầu thuộc cấu tạo cùng tên,
theo bản đồ cấu trúc mặt móng có đƣờng đẳng sâu khép kín ngồi cùng –
2975m diện tích là 20,3km2, biên độ chiều cao là 885m.
Trên cấu tạo đã tiến hành thăm dò địa chấn 3D và khoan 3 giếng khoan
thăm dò (R-14, R-21, R-22) và 4 giếng khoan khai thác (R-201, 203, 206 và
305), các tài liệu rất phù hợp với nhau và cho ra khái niệm tin cậy về hình thái
cấu trúc theo mặt móng.

21
Phần đỉnh vòm của cấu tạo trong vùng các giếng khoan R-14, R-21, R203, R-206 và R-305 và đƣợc khoanh định bởi đƣờng đẳng sâu -2500m. Cấu
tạo bị phức tạp bởi nhiều đứt gãy kiến tạo cả dạng phay thuận và phay nghịch.
Biên độ trong đƣờng khép kín khơng q 300m. Đứt gãy chạy theo 3 hƣớng:
Đông Bắc, á kinh tuyến và á vĩ tuyến, chúng chia cấu tạo thành 7 khối: Khối
Bắc, khối Tây Bắc (giếng khoan R-305), khối Đông Bắc, khối Trung Tâm (R21), khối Tây Nam (R-201 và R-14), khối Nam (R-206), khối Đông Nam(R203) . Mỗi khối đặc trƣng có độ nghiêng mặt móng khác nhau. Góc nghiêng
lớn nhất (trong khoảng bình độ - 2500 đến -2975m) thấy ở khối Tây Nam
(300) và khối Đông Bắc (400) . Góc nghiêng của mặt móng thoải hơn là ở các
khối Tây – Bắc (80), khối Nam (130) và khối Đơng Nam (120), do vậy diện
tích trong đƣờng biên – 2975m lớn hơn đáng kể so với các khối trung tâm,
khối Tây Nam và Đông Bắc. Những khối thoải thƣờng có vịm nhỏ và lún
chìm, một phần trong đó có dạng biên khép kín và biên độ chiều cao không
quá 50m.
Lát cắt địa chất thuộc vùng Đông Nam Rồng gồm: đá móng, đá lục nguyên
phun trào thuộc Oligocen trên, chủ yếu là đá lục nguyên và trầm tích tuổi từ
Miocen đến đệ tứ. Việc phân chia địa tầng trong các giếng khoan cho thấy
rằng: trên phần đã khoan ở Đơng Nam Rồng vắng trầm tích Oligocen dƣới.
Phần cịn lại, lát cắt tƣơng tự với các vùng khác của mỏ. Trong lát cắt Đông
Nam Rồng không thấy các đới dị thƣờng áp suất tăng và giảm, Gradient áp
suất vỉa tăng cực đại ở trên mức thủy tĩnh 1,15 lần thấy ở lớp sét thuộc
Oligocen trên, nằm phủ trên đá móng, nó là màn chắn cho thân dầu ở vùng
Đơng Nam Rồng. Mất dung dịch khi khoan trong đá móng là bằng chứng về
dùng dung dịch khoan nặng và là chỉ số tin cậy tồn tại đá chứa.


22
Thân dầu trong đá móng Đơng Nam Rồng đƣợc phát hiện đầu tiên là giếng
khoan R-14, khi thử vỉa đã thu đƣợc dầu lƣu lƣợng 860m3/ngày. Lƣu lƣợng
cực đại là 1316m3/ngày đo đƣợc ở giếng khoan R-21.
Đá chứa là dăm kết núi lửa, gặp ở một số giếng khoan trong phần nóc thân

dầu, cũng thấy đá diorite thạch anh nứt nẻ hang hốc phân bố trong biên chứa
dầu phần chính của đá móng. Mặt móng (SH – móng ) có đặc điểm cấu trúc
đƣợc mơ tả nhƣ trên nóc phần thấm chứa của thân dầu. Thân dầu đƣợc xếp
vào dạng khối, đƣợc lót đệm bằng nƣớc đáy đều khắp cấu tạo. Ranh giới dầu
nƣớc theo kết quả thử vỉa xác định ở độ sâu -2975m. Chiều cao thân dầu –
885m, hệ số lấp đầy bẫy chứa là 1. Do biên độ của các đứt gãy không vƣợt
qua chiều cao thân dầu, nó đƣợc coi nhƣ là một hệ thống thủy lực duy nhất.
1.5. Cấu trúc giếng Khoan
Tùy thuộc vào sự phức tạp của địa tầng, chiều sâu giếng khoan mà cấu trúc
giếng khoan và chiều sâu ống chống có thể khác nhau. Do đặc điểm mặt cắt
địa chất của vùng Đơng Nam Rồng là khơng có tầng Oligocen dƣới, mặt khác
tầng Oligocen trên có hệ số dị thƣờng áp suất vỉa khoảng 1,10 -1,15. Cấu trúc
giếng khoan đƣợc phân làm 2 loại nhƣ sau:
+ Cấu trúc giếng khai thác:
- Ống cách nƣớc Ф720mm đƣợc thả tới độ sâu 120m, khi khoan để thả ống
chống này chúng ta sử dụng choòng 660,4mm và mở rộng thành giếng đến
914mm. Ống chống này đƣợc trám xi măng toàn bộ tới đáy biển.
- Ống dẫn hƣớng Ф508mm đƣợc thả tới độ sâu 250m để gia cố các tầng của
Pliocen cũng nhƣ để lắp đặt thiết bị đầu giếng và đối áp nhằm đảm bảo an
tồn cho q trình khoan giếng, khoảng thân giếng khoan bằng choòng
660,4mm.
- Ống kỹ thuật Ф340mm đƣợc thả tới độ sâu 1100m là nóc của tầng Miocen
sớm để gia cố các lớp sét, cát bở rời, không bền vững của tầng Pliocen,


23
Miocen trên và dƣới. Khoảng thân giếng này đƣợc khoan bằng chng
444,5mm. Xi măng đƣợc trám tồn bộ thân ống.
- Ống khai thác Ф245mm đƣợc thả tới nóc móng. Khoan thả ống bằng
chng 311,1mm, đƣợc trám xi măng từ nóc móng tại chiều sâu 2200m lên

tới phía trên cách chân đế ống chống Ф340mm khoảng 150m.
- Thân trần trong móng Ф215,9mm tới đáy giếng thiết kế.
+ Cấu trúc giếng khai thác/bơm ép:
- Ống cách nƣớc Ф720mm đƣợc thả tới độ sâu 120m.
- Ống dẫn hƣớng Ф508mm đƣợc thả tới độ sâu 250m.
- Ống kỹ thuật Ф340mm đƣợc thả tới độ sâu 900 – 1100m.
- Ống khai thác Ф245mm đƣợc thả tới nóc móng.
- Ống chống lửng khai thác Ф178mm đƣợc thả qua nóc tầng móng nhằm
cách ly phần trên của móng, chiều sâu thả là 3100m. Phần thân trần kéo
dài tới chiều sâu thiết kế của giếng.


24

Hình 1.3 Cấu trúc giếng khai thác sử dụng cho vùng Đông Nam mỏ Rồng