Nghiên cứu giải pháp hợp lý xử lý axit vùng cận đáy giếng cho vùng mỏ đại hùng

bộ giáo dục và đào tạo
trờng đại học mỏ - địa chất
-------------

-------------

trần minh thành

nghiên cứu giải pháp hợp lý
xử lý axit vùng cận đáy giếng
cho vùng mỏ đại hùng

luận văn thạc sĩ kỹ thuật

hà nội 2011


bộ giáo dục và đào tạo
trờng đại học mỏ - địa chất
-------------

-------------

trần minh thành

nghiên cứu giải pháp hợp lý xử lý axit
vùng cận đáy giếng cho vùng mỏ đại hùng
Chuyên ngành : Kỹ thuật khoan khai thác và công nghệ dầu khí
MÃ số

: 60.53.50

luận văn thạc sĩ kỹ thuật

ngời hớng dÉn khoa häc:
PGS.ts hoµng dung

hµ néi – 2011


1

Lời cam đoan

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi.Các số liệu, kết
quả nghiên cứu trong luận văn là trung thực và cha từng đợc ai công bố
trong bất kỳ công trình nào.

Ngày 10 tháng 7 năm 2011
Tác giả luận văn

Trần Minh Thành


2

Mục lục
Trang phụ bìa

Trang

Lời cam đoan

1

Danh mục các ký hiệu viết tắt

6

Danh mục các bảng biểu

7

Danh mục các hình vẽ và đồ thị

8

Mở đầu

9

Chơng 1 - Đặc điểm chung của vùng mỏ Đại Hùng

12

1.1. Vị trí địa lý tự nhiên và tình hình khai thác dầu khí tại mỏ Đại Hùng 12
1.1.1. Vị trí địa lý tự nhiên.

12

1.1.2 .Tình hình khai thác tại mỏ Đại Hùng.

12

1.2. Đặc điểm địa chất vùng mỏ Đại Hùng
1.2.1. Lịch sử phát triển địa chất mỏ Đại Hùng.

13
13

1.2.1.1 .Giai Đoạn Miocene Sớm.

13

1.2.1.2. Giai Đoạn Miocene Giữa.

13

1.2.1.3 .Giai Đoạn Miocene Muộn.

14

1.2.1.4. Giai Đoạn Pliocene - Đệ Tứ.

15

1.2.2. Kiến tạo mỏ Đại Hùng.

15

1.2.3. Các hệ thống đứt g y.

16

1.2.4. Địa tầng tổng hợp

20

1.2.4.1. Tầng đá móng nứt nẻ

20

1.2.4.2. Trầm tích Đệ Tam

21

1.2.5. Tầng sản phẩm trầm tích lục nguyên Mioxen dới (H80-H200)

23

1.2.6.Tầng trầm tích đá vôi Mioxen giữa(H30-H76)

24

1.2.7. Đặc điểm hệ thống dầu khí mỏ Đại Hùng.

25

1.3. Mét sè tÝnh chÊt vËt lý vØa cña vïng má Đại Hùng.

27

1.3.1.Một số đặc tính của dầu ở mỏ Đại Hùng.

27

1.3.2. Đặc tính của khí hòa tan trong dầu

28


3

1.3.3. Đặc tính của nớc vỉa.
1.4. Nhận xét.

29
29

Chơng 2- Các phơng pháp xử lý axit vùng cận đáy
giếng đ và đang Đợc sử dụng hiện nay

31

2.1. Khái quát lịch sử phát triển của phơng pháp xử lý axit

31

2.2. ý nghĩa của việc xử lý axit

32

2.3.Cơ chế tác dụng chung của hóa phẩm xử lý.

33

2.4.Các phơng pháp xử lý axit đà và đang đợc sử dụng hiện nay

36

2.4.1. Rửa axit:

36

2.4.2. Xử lý axit bình thờng.

37

2.4.3. Xử lý axit dới tác dụng cđa ¸p st cao:

37

2.4.4. Xư lý axit nhiƯt:

37

2.4.5. Xư lý bät axit:

37

2.4.6. Xư lý axit nhiỊu tÇng:

38

2.4.7. Xư lý b»ng nhũ axit:

38

2.5. Cơ sở vật chất kỹ thuật dùng để xư lý axit

39

2.5.1. Khu vùc tiÕp nhËn vµ pha chÕ axit (cụm công nghệ pha chế),

39

2.5.2. Các thiết bị dùng để phục vụ cho công tác xử lý axit:

39

2.5.3. Các axit và hóa phẩm xử lý

40

2. 5.3.1. Axit Clohyđric (HCl):

40

2.5.3.2. Axit Flohyđric (HF):

41

2.5.3.3. Axit acêtic (CH3COOH) :

41

2.5.3.4. Vai trò của các phụ gia chống ăn mòn, tạo keo.

42

2.5.3.5. Một vài chất ức chế (chất chống ăn mòn) đợc sử dụng khi xử lý
vùng cận đáy giếng.

42

2.5.3.6. Chất hoạt tính bề mặt (PAV)

43

2.6. Phân tích-Nhận xét

44


4

Chơng 3 - Nghiên cứu phơng pháp xử lý axit cho các
giếng khai thác ngầm Tại mỏ Đại Hùng

45

3.1. Các yếu tố ảnh hởng vùng cận đáy giếng làm hạn chế tới sản lợng
khai thác.

45

3.1.1. ảnh hởng do quá trình khoan.

46

3.1.2. ảnh hởng do quá trình mở vỉa, hoàn thiện giếng.

47

3.1.3. ảnh hởng do quá trình khai thác.

47

3.1.4. ảnh hởng của các quá trình sửa chữa giếng.

48

3.1.5. ảnh hởng của hiệu ứng Skin.

48

3.1.6. Tổng hợp và phân tích.

50

3.2. Lựa chọn giải pháp xử lý axit cho các giếng khai thác ngầm mỏ Đại

Hùng

51

3.2.1.Những khó khăn và biện pháp khắc phục trong công tác xử lý axit cho
các giếng khai thác ngầm mỏ Đại Hùng

51

3.2.1.1. Những khó khăn trong công tác xử lý axit ở mỏ Đại Hùng

51

3.2.1.2. Đề ra giải pháp khắc phục

53

3.2.2. Lựa chọn phơng pháp xử lý axit

54

3.3. Lập phơng án bơm ép axit vào vỉa trong quá trình xử lý VCĐG. 57
3.4. Lập quy trình công nghệ xử lý axit cho các giếng khai thác:

58

3.4.1.Quy trình xử lý đợc tiến hành nh sau:

58

3.4.2.Tiến trình bơm ép.

61

3.5. áp dụng thử nghiệm vào xử lý vùng cận đáy giếng 05-DH-1P-mỏ Đại
Hùng

63
3.5.2.Trạng thái giếng trớc khi xử lý.

65

3.5.3.Lựa chọn dung dịch axit để xử lý

65

3.5.4.Công tác chuẩn bị cho việc xử lý axit

66

3.5.5.Quy trình tiến hành xử lý giếng 05-ĐH-1P
3.6.6.Kết Qu¶ xư lý giÕng 05-DH-1P.

69
72


5

Chơng 4 - Hiệu quả kinh tế đạt đợc và kỹ thuật an

toàn khi xử lý bằng axit

73

4.1. Hiệu quả kinh tế đạt đợc ngay sau thời điểm ngày 10 tháng 03
năm 2010.

73

4.2. Mục tiêu của kỹ thuật an toàn khi tiÕn hµnh xư lý giÕng b»ng axit

74

4.2.1. Kü tht an toàn khi tiến hành xử lý giếng.

74

4.2.2. Yêu cầu chung.

74

4.2.3. Yêu cầu khi bốc dỡ, vận chuyên và mang hoá phẩm.

76

4.2.4. Yêu cầu an toàn khi chuẩn bị giếng để xử lý.

77

4.2.5. Các biện pháp an toàn khi xử lý giếng.

78

4.2.6. Yêu cầu an toàn khi kết thúc công việc.

79

4.2.7. Kết quả về an toàn lao động.

80

Kết luận và kiến nghị

81

Tài liệu tham khảo

83

Phụ lục

84


6

Danh mục các ký hiệu viết tắt

* Chữ viết tắt
-PGS.TS : Phó giáo s - Tiến sĩ

-VSP : XNLD Vietsovpetro
-VCĐG : Vùng cận đáy giếng
-PVT : Đặc tính lu thể vỉa
-ĐVLGK : Địa vật lý giếng khoan
-HKT : Cần khai thác/ ống khai thác
-PVN : Tập đoàn dầu khí Việt Nam
-PVEP : Tổng công ty thăm dò và khai thác dầu khí
-GKR : Dung dịch axit sét.
-XNKT : Xí nghiệp khai thác
*Đơn vị viết tắt
- ft : feet- đơn vị ®o chiỊu dµi ( 1 feet = 30.48cm )
-in : inch- đơn vị đo chiều dài ( 1 inch = 2.54cm )
-feet/second: đơn vị đo vận tốc


7

Danh mục các bảng biểu
Bảng 1.1. Các số liệu đánh giá tầng sinh trong Miocene sớm-giữa đá cacbonat mỏ
Đại Hùng

26

Bảng 2.1: Các loại axit chính:

36

Bảng 2.2 : Đặc tính kỹ thuật của máy bơm azimas 30

40

Bảng 2.3: Nồng độ CH3COOH theo nồng độ sắt

41

Bảng 3.1: Chiều sâu xâm nhập của các loại dung dịch theo thời gian

46

Bảng 3.2: Thể tích dung dịch axit HCl trung bình cho 1m chiều

57

dày tầng sản phẩm

57

Bảng 3.3. Tổng hợp các trang thiết bị phụ tùng cho công tác
xử lý giếng 05- ĐH-1P.

67

Bảng 3.4: Các bớc thực hiện công việc xử lý vùng cận
đáy giếng 05-DH-1P b»ng axit

69


8

Danh mục các hình vẽ và đồ thị
Hình 1.1: Mặt cắt địa chấn tuyến INLINE 824, hoạt động của hệ thống đứt
g y theo hớng ĐB -TN

18

Hình 1.2. Mặt cắt dọc mỏ Đại Hùng hớng ĐB - TN từ khối L đến B

19

Hình 3.1:Sơ đồ hệ thống các đầu giếng khai thác tại mỏ Đại Hùng

52

Hình 3.2.Sơ đồ cấu trúc giếng khai thác 05-ĐH-1P

64

Hình 3.3. Sơ đồ bố trí trang thiết bị xử lý axit giếng 05-ĐH-1P.

68

Hình 3.4: Biểu đồ áp suất bơm axit vào vỉa trong quá trình xử lý axit giÕng
05-DH-1P

71


9

Mở đầu
1.Tính cấp thiết của đề tài
Công nghiệp dầu khí ở Việt Nam hiện nay là một ngành công nghiệp mũi
nhọn mang lại hiệu quả kinh tế cao so với các ngành khác .Tuy nhiên trong
các quá trình khoan, hoàn thiện giếng, khai thác và sửa chữa giếng đều gây ra
nhiễm bẩn thành hệ ở các mức độ khác nhau,làm giảm lu lợng khai thác của
giếng .Chính vì vậy thật cần thiết phải có các giải pháp công nghệ tối u tác
động lên vùng cận đáy giếng để tăng hệ số thu hồi dầu khí và kéo dài thời gian
khai thác của mỏ. ở Việt Nam nói chung và tại Xí nghiệp liên doanh
Vietsovpetro (VSP) nói riêng đ và đang tiến hành công tác xử lý vùng cận đáy
giếng (VCĐG) bằng axit để nâng cao sản lợng,và kéo dài thời gian khai thác .
Tại mỏ Đại Hùng thì hầu hết các giếng đang khai thác đều là các đầu
giếng ngầm nên công tác xử lý axit cho các đầu giếng này hết sức khó khăn
do vậy công tác xử lý vùng cận đáy giếng ở đây đòi hỏi phải có giải pháp khắc
phục khó khăn và đem lại kết quả cao. Là một học viên cao học ngành Công
nghệ Khoan - Khai thác Dầu khí,tôi thực sự quan tâm đến vấn đề này. Với
nền tảng là vốn kiến thức đ tiếp thu trong quá trình học tại trờng Đại học
Mỏ - Địa chất, cùng với kiến thức thực tiễn trong quá trình thực tập sản xuất
tại xí nghiệp Khai thác dầu khí Đại Hùng , tôi nhận thấy ở đây đang là thời kỳ
hậu khai thác,sản lợng giảm sút nên đ mạnh dạn nhận đề tài :
Nghiên Cứu giải pháp hợp lý Xử lý axit vùng cận đáy giếng cho vùng
mỏ Đại Hùng. phần nào đáp ứng đợc vấn đề trên ,là vấn đề mang tính cấp
thiết.
2. Mục đích nghiên cứu của đề tài
Mục đích nghiên cứu của đề tài là lựa chọn ra đợc giải pháp xử lý axit
hợp lý nhất để nâng cao sản lợng,và kéo dài thời gian khai thác cho các đầu
giếng ngầm hiện đang khai thác tại mỏ Đại Hùng.
3. Đối tợng và phạm vi nghiên cứu

10

Đối tợng và phạm vi nghiên cứu của luận văn là các đầu giếng ngầm tại
mỏ Đại Hùng nằm ở lô số 05.1 ở phía Tây Bắc bồn trũng Trung Nam Côn Sơn
thềm lục địa Việt Nam Trên vùng biển Đông Nam biển Đông Việt Nam đang
suy giảm lu lợng khai thác khá trầm trọng.
4.Nội dung nghiên cứu
Nội dung chính của bản luận văn tập trung vào nghiên cứu về đặc điểm
địa lý tự nhiên,đặc điểm địa chất vùng mỏ Đại Hùng,các phơng pháp xử lý
axit đ và đang đợc sử dụng hiện nay tại Xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro
(VSP),rồi từ đó đề ra giải pháp xử lý VCĐG thích hợp áp dụng vào mỏ Đại
Hùng, đồng thời đa ra các kết luận về hiệu quả kinh tế đạt đợc vµ kü tht
an toµn sau khi xư lý giÕng b»ng axit.
5. Phơng pháp nghiên cứu
Bằng phơng pháp thu thập, tổng hợp và phân tích tài liệu thực tế và lý
thuyết về công tác xử lý axit giếng khai thác để nghiên cứu đề xuất giải pháp
.Chúng tôi đ tìm ra đợc giải pháp hợp lý VCĐG cho các giếng khai thác dầu
ở mỏ Đại Hùng đem lại hiệu quả kinh tế -kĩ thuật.
6. Các kết quả nghiên cứu đạt đợc
Thông qua việc nghiên cứu lựa chọn ra đợc giải pháp xử lý axit hợp lý
đối với các giếng khai thác mỏ Đại Hùng chúng tôi xác định đợc các nguyên
nhân chính,các tác nhân gây nhiễm bẩn thành hệ ảnh hởng tới hệ số thu hồi
dầu.Từ đây rút ra đợc các kết luận quan trọng giúp ích cho quá trình xử lý
giếng đạt kết quả cao.
7. ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài
Việc xử lý axit cho các đầu giếng ngầm tại mỏ Đại Hùng từ trớc đến
nay là một việc làm khó khăn.Thực tế sau quá trình xư lý ® chøng minh,mét
sè giÕng sau xư lý axit cho dòng tốt hơn,có hiệu quả kinh tế , gia tăng hệ số

11

thu hồi dầu cho mỏ Đại Hùng.với đề tài: Nghiên Cứu giải pháp hợp lý Xử lý
axit vùng vận đáy giếng khai thác dầu mỏ Đại Hùng. Dựa trên cơ sở khoa
học và thực tiễn để thực hiện rất khả thi,đáp ứng nhu cầu thực tế của mỏ .
8. Cơ sở tài liệu của luận văn
Luận văn đợc viết trên cơ sở tài liệu lý thuyết và thực tế về xử lý axit
đợc thu thập từ Xí nghiệp liên doanh VietSovpetro,Xí nghiệp khai thác dầu
khí Đại Hùng, cùng một số tài liệu nh:
- Nghiên cứu cấu trúc địa chất bồn trũng Nam Côn Sơn và đặc điểm cấu
tạo Hơu Trắng và triển vọng dầu khí.Luận văn tốt nghiệp Đại Học Bách
Khoa của Đờng Gia Tờng.
- Xử lý vùng cận đáy giếng khai thác dầu khí và bơm ép nớc.của các
tác giả Phùng Đình Thực ,Cao Mỹ Lợi,Nguyễn Văn Kim.
- Acidizing Fundamentals của các tác giả Bert B williams,John L
Gidely,Roert Schechter.
- Reservoir Stimulation Schlumberger Dowell - 1989
- Petroleum Engineering Hand book
9.CÊu trúc của luận văn
Cấu trúc chính của luận văn bao gồm: Phần mở đầu,4 chơng,phần kết
luận và kiến nghị,đợc trình bày trong 88 trang,6 hình vẽ,8 bảng biểu.Ngoài ra
còn có mục lục,danh mục bảng biểu,danh mục hình vẽ,danh mục tài liệu tham
khảo và 03 phụ lục.
Tôi xin trân trọng bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc đối với thầy hớng dẫn đ
có nhiều đóng góp chỉ bảo để tôi hoàn thành bản luận văn này.Chân thành
cám ơn sự cộng tác và giúp đỡ của tập thể cán bộ công nhân viên tại Xí nghiệp
liên doanh VietSopetro, Xí nghiệp khai thác dầu khí Đại Hùng .Đặc biệt tôi
xin bày tỏ lòng biết ơn tới l nh đạo trờng Đại học Mỏ - Địa Chất,phòng Đào
tạo sau Đại học,khoa Dầu Khí và Bộ môn Khoan - Khai thác đ tạo điều kiện
giúp đỡ tôi trong quá trình học tập và nghiên cứu để hoàn thành luận văn.

12

Chơng 1
Đặc điểm chung của vùng mỏ đại hùng

1.1. Vị trí địa lý tự nhiên và tình hình khai thác dầu khí tại mỏ Đại Hùng
1.1.1. Vị trí địa lý tự nhiên.
Mỏ Đại Hùng là mỏ Dầu và khí đồng hành nằm dới mực nớc biển
120m tại lô số 05.1 ở phía Tây Bắc bồn trũng Trung Nam Côn Sơn thềm lục
địa Việt Nam , Trên vùng biển Đông Nam biển Đông Việt Nam. Bể Nam Côn
Sơn có diện tích gần 100.000 Km2 , nằm trong khoảng giữa 6o00 đến 9o45 vĩ
độ Bắc, 106o00 đến 109o00 kinh độ Đông.Ranh giới phía Bắc của bể là đới
nâng Côn Sơn,phía Tây và Nam là đới nâng Khorat - Natuna, còn phía Đông
là bể T Chính - Vũng Mây và phía Đông Bắc là bể Phú Khánh .Độ sâu nớc
biển trong phạm vi của bể thay đổi rất lớn, từ vài trục mét ở phía Tây đến trên
1000 mét ở phía Đông.Với vị trí nh vậy nên việc xử lý VCĐG bắt buộc phải
tiến hành từ ngoài biển khơi với các đầu giếng ngầm.
1.1.2 .Tình hình khai thác tại mỏ Đại Hùng.
Mỏ Đại Hùng ( bể Nam Côn Sơn) đ đợc tiến hành khai thác sớm bằng
hệ thống các đầu giếng ngầm từ năm 1994 , hệ số thu hồi dầu chỉ đạt 12% tính
đến tháng 5 năm 2010.Công tác khai thác chủ yếu bằng giảm áp tự nhiên và
mới chỉ bơm ép nớc trên khối L của mỏ.Hiện tại thì ở Đại Hùng có 11 giếng
bao gồm: 1P,2P,3P,4P,5P,4X,7X,8P,9P,10P,12X trong đó các giếng
10P,12X,2P,3P đang khai thác định kỳ, giếng 4P đang sử dụng cho bơm
ép.Trong quý I năm 2010 đ tiến hành xử lý vùng cận đáy giếng với 8 giếng
khai thác .Kết quả ngay sau khi acid hóa đ đa giếng DH-4X khai thác liên
tục trở lại sau thời gian dài chỉ khai thác định kỳ.Gia tăng sản lợng giếng
DH-12X khoảng gần 6 lần ,từ 500 lên 2900 thùng /ngày và gia tăng sản lợng

các giếng khai thác khác từ 5% lên 25%.Tuy nhiên giếng DH-10P và 7X lại


13

giảm sản lợng 50-60% so với trớc khi acid hóa . Đại Hùng đ thành công
trong việc áp dụng xử lý acid vùng cận đáy giếng(VCĐG) khai thác
ngầm.Việc xử lý axit các đầu giếng ngầm mà không phải sử dụng giàn đ
mang lại lợi ích kinh tế lớn .Đại Hùng cũng đ áp dụng thành công công nghệ
gọi dòng lại sau khi xử lý acid đối với các giếng khai thác có áp suất thấp.
PVEP đ gia tăng sản lợng dầu cả năm của mỏ Đại Hùng 396.000 thùng ,
hiệu quả kinh tế ớc đạt 30 triệu USD và tiềm năng nâng cao hệ số thu hồi còn
đáng kể.
1.2. Đặc điểm địa chất vùng mỏ Đại Hùng
Để có cơ sở lựa chọn giải pháp xử lý axit thích hợp và nghiên cứu cơ chế
tác dụng của hoá phẩm với đất đá khi xử lý vùng cận đáy giếng ta phải tìm
hiểu kỹ đặc điểm địa chất vùng mỏ.
1.2.1. Lịch sử phát triển địa chất mỏ Đại Hùng.
1.2.1.1 .Giai Đoạn Miocene Sớm.
Quá trình lắng đọng vật liệu trầm tích liên tục trong khu vực mỏ bắt đầu
hình thành từ Miocene sớm ,do quá trình sụt lún khu vực về phía Đông Nam
của mỏ.Theo hớng này thì việc tích tụ vật liệu trầm tích lục nguyên tuổi
Miocene sớm phát triển theo bậc ,chính vì sự sụt lún này mà trong khu vực mỏ
phát triển mạnh và thay đổi rất lớn về phía Đông Nam (chiều dày trầm tích lục
nguyên điệp Thông-M ng Cầu và Dừa thay đổi từ 448 đến 868 mét ) thành
phần cát trung bình từ 50-70%.
1.2.1.2. Giai Đoạn Miocene Giữa.
Trong Miocene giữa thay đổi về phía Đông Bắc.ở phía Tây do sự hoạt
động của đứt g y F1 làm cho chiều dày của điệp Thông-M ng Cầu tăng lên
.Việc hình thành hệ thống đứt g y trong Miocene giữa liên quan đến việc tăng

cờng độ sụt lún xảy ra đối với các địa lũy đ tồn tại trớc đó theo hớng Tây
Bắc do vậy nên cũng tích tụ vật liệu trầm tích lục nguyên.


14

1.2.1.3 .Giai Đoạn Miocene Muộn.
Vào Miocene muộn ,các trầm tích đá vôi phủ dần lên từ Tây Bắc đến
Đông Nam ,chúng phủ biển tiến lên Trầm tích hạt vụn nằm bên dới ,hớng
của các đứt g y F6, F7 hình thành trong giai đoạn này theo hớng Đông
Bắc.Trên bình đồ địa mạo quan sát thấy một số khối nâng địa phơng ,có các
khối nâng ở phía Đông Bắc bị bào mòn từng phần với cờng độ lớn,chiều dày
từ 50-400 m.Trong giai đoạn này bồn trũng Nam Côn Sơn bị sụt lún mạnh làm
cho trầm tích của điệp Thông bị bóc mòn. Kết quả của quá trình bóc mòn tạo
ra hoạt động mạnh mẽ của sinh vật sống trên các đới nâng nằm trên mực nớc
biển dẫn đến sự thành tạo các tầng đá vôi sinh vật cũng nh sự tích tụ vật liệu
trầm tích đợc vận chuyển ra từ sông Mêkông làm cho bề dày trầm tích ở đây
dày hơn so với khu vực khối nâng. Phần nâng cao nhất là ở khu vực khối L
bao gồm các đá chứa sét cát điệp Thông và Dừa,điệp M ng Cầu cũng đợc
hình thành trong giai đoạn này.Cũng trong giai đoạn này các bẫy chứa dạng
kiến tạo dọc theo phần phía Đông mỏ cũng đợc hình thành và đợc phát hiện
bằng tài liệu địa chấn ở gần các đứt g y F6, F7.
ở các khu vực đáy của khối nâng L có các điều kiện cổ địa lý rất tốt cho
sự thành tạo và phát triển các khối đá vôi san hô .Việc có một khối lợng lớn
các vật liệu bào mòn và đá vôi ở cánh phía Đông của mỏ là do quá trình phá
hủy các khối san hô xảy ra trong vùng nâng cao nhất của mỏ Đại Hùng ( Khu
vùc giao cđa F6, F7 ) , hc cã thĨ là do sự thay đổi quá nhanh của mực nớc
biển và của quá trình bóc mòn.
Chỉ trong một thời gian rất ngắn ( thời gian địa chất )- giai đoạn Miocene
muộn đ xảy ra một số thời kỳ gián đoạn trầm tích cũng nh việc thay đổi

nhanh môi trờng trầm tÝch. Do vËy c¸c tÝch tơ mang tÝnh chu kú các vật liệu
sét trong quá trình tích tụ cánh phía Đông mỏ Đại Hùng dọc theo đứt g y F6,
F7 điều này giải thích cấu trúc phân lớp trong đá cacbonat của mỏ. Tầng chắn


15

mang tính khu vực cho tất cả các bể chứa trong khu vực là các tầng sét của bể
Nam Côn Sơn.
1.2.1.4. Giai Đoạn Pliocene - Đệ Tứ.
Vào giai đoạn Pliocene -Đệ Tứ biển tiến ồ ạt trên toàn khu vực thềm lục
địa phủ ngập các đới nâng Côn Sơn, Khorat,Natuna. Trên bình đồ cấu trúc
móng mỏ các tập trầm tích không còn mang tính kế thừa của giai đoạn trớc
mà chúng có xu hớng nghiêng dần về phía Biển Đông.Các thành tạo lắng
đọng trong giai đoạn này đợc xếp vào hệ tầng Biển Đông có tuổi N2-Q1 bđ.
1.2.2. Kiến tạo mỏ Đại Hùng.
Cỏc hot ủng ủt góy ca pha tỏch giãn muộn trong Mioxen sớm cùng
với chuyển ñộng nghịch ñảo trong Mioxen trung là những yếu tố kiến tạo
chính tạo nên mỏ ðại Hùng.
Vào cuối Oligoxen ñầu Mioxen sớm khu vực vùng mỏ nằm ở rìa bồn
trũng và trầm tích ở giai đoạn này được hình thành trong mơi trường sơng
ngịi, đồng bằng châu thổ. Hình thái của tập trầm tích trong thời kỳ này giống
như một nêm vát mỏng về phía Tây-Bắc.
Giai đoạn tiếp theo bồn trũng được mở rộng về phía Tây, chiều dày trầm
tích ở khu vực mỏ bình ổn hơn trừ khu vực đới n ngựa và cánh sụt phía
ðơng của mỏ do sự bắt đầu hoạt động của các đứt gãy liên quan nên có sự ñột
biến về chiều dày. Pha tách giãn thứ hai của bồn trũng bắt ñầu với sự hoạt
ñộng của các ñứt gãy vào cuối thời kỳ Mioxen sớm ñã hình thành cấu trúc
mỏ, với các trầm tích thành tạo trong mơi trường biển nơng, đồng bằng ven
biển, đồng bằng tam giác châu. Sự lún chìm của Biển ðơng xuống cung

Luson-ðài Loan theo máng sâu Manila ñã ñẩy cung Luson chuyển dịch về
phía Tây và tạo áp lực dồn ép từ Mioxen giữa và mạnh mẽ trong Mioxen
muộn. Trường ứng suất của biển ðơng đã chuyển đổi từ căng giãn chiếm ưu
thế sang dồn ép là chủ yếu.


16

Cuối Mioxen giữa, sự dồn ép phát triển mạnh mẽ dẫn đến sự hình thành
hàng loạt các cấu tạo dạng vịm có kích cỡ khác nhau. Mặt bất chỉnh hợp cuối
Mioxen giữa đã cắt cụt một phần trầm tích được hình thành trước đó, đánh
dấu sự kết thúc pha nghịch ñảo kiến tạo tại bể Nam Côn Sơn. Pha nghịch ñảo
kiến tạo này gây ra sự phát triển gián ñoạn khu vực và hình thành nhiều cấu
tạo vịm địa phương trong đó có đới nâng ðại Hùng.
Mỏ ðại Hùng nằm ở rìa Tây Nam của đới nâng Mãng Cầu, bồn trũng
Nam Cơn Sơn. Nó được hình thành do q trình hoạt ñộng của các hệ thống
ñứt gãy và nghịch ñảo kiến tạo trong thời kỳ Mioxen, vì vậy cấu trúc địa chất
của mỏ có dạng khối, vịm với nhiều đứt gãy.
Các đứt gãy có vai trị vơ cùng quan trọng trong sự hình thành cấu trúc
địa chất hiện tại của mỏ. Mặt cắt ñịa chất mỏ ðại Hùng bao gồm hai tầng cấu
trúc: tầng cấu trúc móng granit trước Kainozoi và tầng cấu trúc trầm tích lục
ngun có tuổi Mioxen ủn hin nay.
1.2.3. Các hệ thống đứt g y.
Khu vc mỏ ðại Hùng có các hệ thống đứt g y phức tạp với 3 hướng
0

0

chính: hướng ðơng Bắc-Tây Nam (ðB-TN) (30 và 45 ) Tây Bắc-ðông Nam
(TB-ðN) và á vĩ tuyn .Các hệ thống đứt g y theo hớng Đông Bắc- Tây Nam

mỏ Đại Hùng đợc thể hiện trên hình 1.1
0

Hệ thống đứt gãy hướng ðB-TN 30 có chiều dài và biên ñộ dịch chuyển lớn,
quyết ñịnh cấu trúc của mỏ, cịn các hệ thống có hướng TB-ðN và á vĩ tuyến
có chiều dài khơng lớn, biên độ dịch chuyển nhỏ đóng vai trị chia cắt mỏ
thành các đới cấu trúc nhỏ hơn. Kết quả phân tích các hệ thống ñứt g y của
mỏ ðại Hùng có thể thấy rằng hệ thống ñứt gãy hoạt ñộng sớm nhất ở khu
0

vực này là các hệ thống ðB-TN 45 ở phía ðơng và hệ thống TB-ðN phân
chia phụ đới phía Nam và ñới yên ngựa .


17

Các hệ thống đứt gãy này có lẽ liên quan ñến pha tách giãn ñầu tiên của
bồn trũng, nó cũng cho thấy ñến thời ñiểm này mỏ ðại Hùng chưa được hình
thành. Kết quả phân tích tài liệu địa chấn cũng như bản ñồ ñẳng dày thời kỳ
H100-H76 cho thấy hầu hết các ñứt gãy của mỏ ðại Hùng ñều bắt ñầu hoạt
ñộng trong thời kỳ cuối Mioxen sớm và tiếp tục hoạt ñộng ñến ñầu Mioxen
giữa; một vài hệ thống đứt gẫy cịn hoạt động kéo dài đến Mioxen muộn và
Plioxen ðệ Tứ.
Việc các hệ thống ñứt gãy bắt ñầu hoạt ñộng vào cuối Mioxen sớm
(H100) cho thấy rằng hầu hết các ñứt gãy ở mỏ ðại Hùng là các đứt gãy sau
trầm tích cho các tầng trước H100 và ñặc trưng này cũng ñã ñược kiểm chứng
qua tài liệu giếng khoan. Tính chất này vơ cùng quan trọng trong việc sử dụng
tầng H100 là tầng tựa ñể xây dựng các bản đồ nóc, đáy các tầng sản phẩm cho
tồn mỏ.
Một tính chất khác khơng kém phần quan trọng của các đứt gãy là tính

chất chắn. Các kết quả nghiên cứu cũng như kết quả khoan ñã xác nhận rằng:
hầu hết các ñứt gẫy ở khu vực mỏ ðại Hùng đóng vai trị là đứt gẫy chắn,
điều đó có nghĩa là các khối phân cách bởi các ñứt gẫy có thể độc lập với
nhau.


Hình 3.8.3 Măt cắt địa chấn tuyến INLINE824
Sự hoạt động của hệ thống đứt gãy theo hướng ĐB-TN

H×nh 1.1: Sù hoạt động của hệ thống đứt g y theo hớng Đông Bắc-Tây Nam

18


Hình 1.2: Mặt cắt dọc mỏ Đại Hùng hớng ĐB-TN tõ khèi L ®Õn B

19


20

1.2.4. Địa tầng tổng hợp
Trên cơ sở kết quả thăm dò,thẩm lợng và khai thác,phân bố của các tầng
sản phẩm dầu-khí theo khu vực và theo mặt cắt đ đợc xác định và phân chia
khá tỉ mỉ , làm cơ sở để xác định phân tầng trong các giếng khai thác tiếp theo
đợc thể hiện trên hình 1.2 ( Mặt cắt dọc mỏ Đại Hùng theo hớng Đông BắcTây Nam từ khối L đến B ) .Theo phơng bình đồ thì mỏ Đại Hùng có thể
đợc phân chia theo 4 khu vực phát triển mỏ với các đặc tính địa chất và thủy
động lực khác nhau: Khu vực khai thác sớm ,khu vực trung tâm,khu vực phía
Nam,khu vực đá vôi cánh sụt phía Đông.Theo phơng mặt cắt,dầu ở mỏ Đại
Hùng đợc phát hiện trong trầm tích Mioxen và móng; trong đó dòng dầu

công nghiệp chỉ chứa trong Mioxen dới (trầm tích lục nguyên) và Mioxen
giữa(trầm tích đá vôi).Dới đây là một số tóm tắt về đặc tính chứa dầu của các
tầng sản phẩm khác nhau:
1.2.4.1. Tầng đá móng nứt nẻ
Tầng đá móng nứt nẻ đợc bắt gặp ở một số giếng thuộc khu vực Khai
Thác Sớm: DH-4X, DH-9X và ở khu vực phía Nam DH-8X,DH-10X. Nhìn
chung,đá móng trong khu vực mỏ Đại Hùng mức độ nứt nẻ kém,khả năng
chứa dầu hạn chế. Kết quả thử vỉa giếng khoan DH-4X ở tầng móng cho dòng
nớc có độ khoáng hóa và tính chÊt rÊt gÇn víi n−íc vØa. Ở giÕng khoan DH8X không thu đợc dòng dầu công nghiệp,chỉ thu đợc lợng dầu tích lũy
trong quá trình thử vỉa khoảng 100 thùng.
Thnh phần thạch học của đá móng mỏ ðại Hùng gồm 02 loại chính là
granit và granodiorit.
ðộ rỗng tổng của tầng chứa chỉ 1–2%, cá biệt có nơi 3–5% do hang hốc
và nứt nẻ mạnh. Bề dày hiệu dụng của tầng chứa đá móng ở các giếng khoan
là rất khác nhau và thay ñổi tùy thuộc vào mức ñộ nứt nẻ của chúng. Tại
những nơi đá móng có hang hốc và nứt nẻ liên thơng với nhau, tính thấm của
tầng chứa rất cao (tới hàng trăm mD). Tuy nhiên, cho ñến nay vẫn chưa gặp


21

tầng sản phẩm nào có giá trị cơng nghiệp trong tầng đá móng nứt nẻ ở mỏ ðại
Hùng
Hiện tại mỏ ðại Hùng đã có 22 giếng khoan thăm dị và khai thác, trong
đó 15 giếng đã khoan vào móng granit từ 20m (ðH -7X) ñến 976,4m (ðH10X) và hầu hết các giếng khoan đã khoan qua mặt cắt trầm tích với đầy đủ
các phân vị địa tầng có tuổi từ Mioxen sớm đến Plioxen-ðệ tứ.
*Mãng Macma tr−íc §Ư Tam
Móng macma ñược phát hiện ở mỏ ðại Hùng, từ chiều sâu 2622m (ðH2X) đến 4005m (ðH-8X). Thành phần móng chủ yếu là granit, granodiorit
với hạt từ rất nhỏ ñến trung, sắc cạnh, bị nứt nẻ, bị cà nát. Granite có thành
phần tạo ñá gồm: 30-35% plagioclas, 35-38% thạch anh và fenpat 20-23%.

ðối với granodiorite thì khống vật tạo đá gồm: 40-50% plagioclas, 20-38%
thạch anh, felspat 5-18%, biotit 5-8%, ngồi ra cịn có một vài khống vật phụ
phổ biến gồm: sphen, apatit, zircon, và khống vật quặng. ðá thuộc nhóm
granodiorit kiểu granit I.
Cho đến nay, tuổi của móng mỏ ðại Hùng chưa ñược nghiên cứu một cách
chi tiết, một vài mẫu phân tích tuổi tuyệt đối Kali-Argon cho tuổi 109 ± 5
triệu nm tng ủng vi J3-K1.[3]
1.2.4.2. Trầm tích Đệ Tam
Theo kt quả phân tích cổ sinh và địa tầng, lát cắt trầm tích ðệ Tam ở
các giếng khoan ở mỏ ðại Hùng có tuổi từ Mioxen sớm đến hiện tại, được
đánh dấu bởi các đíi planktonic forams từ N5-N23 như sau:
- HƯ Neogen
Thèng Mioxen
Phơ thèng Mioxen d−íi
1

HƯ tÇng Dõa (N1 d )


22

Bao gồm các trầm tích chứa than phân bố rộng rãi trên tồn mỏ ðại Hùng,
có xu hướng mỏng dần về phía Bắc và Tây-Bắc. Nằm giữa tầng phản xạ H76
và H200, trầm tích hệ tầng Dừa bắt gặp ở chiều sâu từ 2112m ( ðH-1P) ñến
3340m (ðH -14X), bao gồm chủ yếu là cát kết màu xám sáng, phớt trắng, sét
kết, bột kết xen kẽ nhau; thỉnh thoảng gặp than mỏng và đá vơi. Có thể chia
thành 3 tập chính (từ dưới lên):
- HƯ Neogen
Thèng Mioxen
Phơ thèng Mioxen gi÷a

2

HƯ tầng Thông- M ng Cầu(N1 t-mc )
H tng Thụng-Móng Cu ñược giới hạn trên và dưới bởi các mặt phản xạ
ñịa chấn H30 và H76, chúng phân bố rộng rãi khắp tồn mỏ và đã bắt gặp ở
tất cả các giếng khoan tại mỏ ðại Hùng
- HƯ Neogen
Thèng Mioxen
Phơ thèng Mioxen trên
3

Hệ tầng Nam Côn Sơn (N1 ncs )
Nm gia tầng phản xạ H20 và H30, hệ tầng Nam Côn Sơn phân bố rộng rãi
trong tồn mỏ, có mặt ở tất cả các giếng khoan ở mỏ ðại Hùng.
- HÖ Neogen- Đệ Tứ
Hệ tầng Biển Đông (N2-Qbd )
H tng Bin ðơng phát triển rộng rãi trên tồn khu vực, căn cứ vào sự có
mặt của một số hóa thạch sinh vật biển và các tập trầm tích, hệ tầng Biển
ðơng ñược chia làm hai phần :
- Phần dưới : Plioxen


23

Trầm tích Plioxen của hệ tầng biển ðơng bao gồm cát kết màu xám,
vàng nhạt và bột kết, sét kết chứa nhiều glauconit và hóa thạch sinh vật biển.
- Phần trên : ðệ Tứ
Trầm tích ðệ Tứ thuộc phần trên hệ tầng biển ðơng gồm đá cát xen kẽ với
bùn, sột v mt vi tp ủỏ vụi mng.
1.2.5. Tầng sản phẩm trầm tích lục nguyên Mioxen dới (H80-H200)

Đây là tầng chứa sản phẩm chính,chiếm trên 80% trữ lợng dầu cấp
2P(P50) của toàn mỏ Đại Hùng.Chiều dày chứa dầu của các vỉa sản phẩm đạt
giá trị lớn nhất tại khu vực Khai Thác Sớm,có xu hớng giảm nhanh về phía
trung tâm cũng nh khu vực Tây Bắc của mỏ thuộc phần rìa khối D.Dựa theo
đặc tính thủy động lực,trầm tích,tính chất vỉa,tầng chứa dầu này đợc chia ra
thành 7 vỉa sản phẩm khác nhau và các vỉa này có thể liên kết qua các khối
theo tài liệu địa chấn và địa vËt lý.
Tầng trầm tích lục nguyên chứa dầu ở mỏ ðại Hùng là các tập cát kết
tuổi Mioxen sớm nằm giữa tầng phản xạ ñịa chấn H76 và H200. Thành phần
thạch học của cát kết chủ yếu gồm: thạch anh từ 50-70%, fenpat từ 3,5-24%,
tỉ lệ mảnh ñá thay ñổi từ 11-47%. Nhìn chung, đá chứa có độ rỗng từ trung
bình đến tốt, độ thấm trung bình 50 mD. Theo phân loại của R.L. Folk (1974)
thì cát kết thuộc loại cát kết arkose, arkose mảnh ñá, ñược thành tạo trong mơi
trường biển nơng, đồng bằng ven biển, đồng bằng tam giác châu. Dựa vào đặc
điểm trầm tích, sự phân bố mà tầng chứa này ñược chia làm 7 tập chứa chớnh
v đợc ủỏnh s, gi tờn t tp cỏt s 0 (H80 - H100) ñến tập cát số 6 (H150 H200), theo thứ tự từ trên xuống:
- Tập cát số 0 (H80-H100): ðộ rỗng, độ thấm trung bình, được phát hiện
chứa dầu ở khu vực Khai Thác Sớm và phía Nam ở mỏ (giếng DH-8X).
- Tập cát số 1 (H100-H115): ðộ rỗng, ñộ thấm tốt, ñược phát hiện chứa
dầu hầu như ở tất cả các khu vực trong toàn mỏ, cho khai thác tốt ở khu vực