Nâng cao hiệu quả minh giải tài liệu địa vật lý giếng khoan trong nghiên cứu tầng chứa tuổi miocen lô 103 107 và vùng phụ cận thuộc bể trầm tích sông hồng

Generated by Foxit PDF Creator © Foxit Software
For evaluation only.

0B

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO

TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT

NGUYỄN ĐỨC HÙNG

NÂNG CAO HIỆU QUẢ MINH GIẢI TÀI LIỆU ĐỊA VẬT LÝ
GIẾNG KHOAN TRONG NGHIÊN CỨU TẦNG CHỨA TUỔI
MIOCEN LƠ 103-107 VÀ VÙNG PHỤ CẬN THUỘC
BỂ TRẦM TÍCH SÔNG HỒNG

Chuyên ngành:
Mã số:

Địa vật lý
60.44.61

LUẬN VĂN THẠC SỸ KỸ THUẬT

NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC
TS. LÊ HẢI AN

HÀ NỘI - 2009


Generated by Foxit PDF Creator © Foxit Software

For evaluation only.

i

LỜI CAM ĐOAN

Tơi xin cam đoan đây là cơng trình của riêng tôi.
Các số liệu, kết quả nêu trong luận văn là trung thực và chưa từng được công bố
trong bất kỳ cơng trình nào khác.

Tác giả luận văn

Nguyễn Đức Hùng


Generated by Foxit PDF Creator © Foxit Software
For evaluation only.

ii

MỤC LỤC

Danh mục các ký hiệu, các chữ viết tắt
Danh mục các hình vẽ & đồ thị
Danh mục các biểu bảng
Trang
MỞ ĐẦU

1

CHƯƠNG 1: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT, ĐỊA VẬT LÝ VÙNG NGHIÊN CỨU
1.1.

Vị trí địa lý và lịch sử tìm kiếm thăm dị và khai thác dầu khí
1.1.1 Vị trí địa lý

5

1.1.2. Lịch sử tìm kiếm thăm dị và khai thác dầu khí

6

1.2.

Các yếu tố cấu trúc và kiến tạo

7

1.3.

Địa tầng, trầm tích và mơi trường

8

1.4.

Hệ thống dầu khí
1.4.1 Đá sinh

13

1.4.2. Đá chứa

14

1.4.3. Đá chắn

16

1.4.4. Yếu tố Bẫy, Thời gian và Di dịch

16

CHƯƠNG 2: ĐƠN VỊ DÒNG CHẢY VÀ PHÂN TỐ THỦY LỰC TỔNG HỢP
2.1.

Đơn vị dòng chảy (HFU)

18

2.2.

Phân tố thủy lực tổng hợp (GHE)

22

2.3.

Ứng dụng của HFU/GHE trong đánh giá tầng chứa

23

CHƯƠNG 3: KẾT QUẢ ỨNG DỤNG HFU/GHE TRONG NGHIÊN CỨU TẦNG
CHỨA TUỔI MIOCENE LÔ 103 -107, BỂ TRẦM TÍCH SƠNG HỒNG
3.1

Cơ sở dữ liệu

3.2.

Cơ sở lý thuyết các phương pháp phân tích thống kê

27


Generated by Foxit PDF Creator © Foxit Software
For evaluation only.

iii

3.3.

3.4.

3.2.1. Phương pháp hồi quy

33

3.2.2. Phương pháp hồi quy bội tuyến tính

34

Xây dựng mơ hình dự báo HU/GHE từ tổ hợp các đường cong ĐVLGK
3.3.1 Xác định HU/GHE từ tài liệu đo mẫu lõi

37

3.3.2. Xây dựng mơ hình hồi quy bội dự báo HU/GHE

45

Đánh giá chất lượng tầng chứa Miocen
3.4.1. Chuẩn hóa tài liệu ĐVLGK

52

3.4.2. Xác định HU/GHE từ tài liệu ĐVLGK

53

3.4.3. So sánh với kết quả phân tích ĐVLGK và thử vỉa

54

3.4.4. Đánh giá chất lượng tầng chứa Miocen

61

KẾT LUẬN

62

KIẾN NGHỊ.

63

TÀI LIỆU THAM KHẢO

64


Generated by Foxit PDF Creator © Foxit Software
For evaluation only.

iv

DANH MỤC CÁC THUẬT NGỮ, CÁC CHỮ VIẾT TẮT

µ

Độ nhớt

ρb

Mật độ khối

ρf

Mật độ chất lưu

ρma

Mật độ xương đá (matrix)

API

American petrolumn institue

BRT

Bottom rotary table

MD

measure depth

CGR

Computed gamma ray

CNL

Compensated neutron log

DA

Phân tích biệt thức

DLL

Dual laterlog

DNL

Dual neutronlog

DT

Đường cong thời gian truyền sóng

ĐVLGK

Địa vật lý giếng khoan

Fs

Yếu tơ hình dạng

FZI

Flow zone indicator (chỉ số vùng chảy)

HFU

Hydro flow unit (đơn vị dòng chảy)

GHE

Global hydraulic element (phân tố thủy lực tổng hợp)

RQI

Reservoir quality index (chỉ số chất lượng vỉa chứa)

GNT

Gamma-neutron tool

GR

Đường cong gamma tự nhiên

GRI

Chỉ số gamma

HI

Chỉ số hydro

K

Độ thấm

LLD

Đường cong điện trở đo sâu sườn

LLS

Đường cong điện trở đo nông sườn


Generated by Foxit PDF Creator © Foxit Software
For evaluation only.

v

MSFL

Đường cong vi hệ điện cực

NPHI

Đường cong Neutron

RHOZ

Đường cong mật độ

Sw

Độ bão hòa nước

Sh

Độ bão hòa hydrrocacbon

Vsh

Hàm lượng sét

TOC

Tổng hàm lượng hữu cơ

Φ

Độ rỗng


Generated by Foxit PDF Creator © Foxit Software
For evaluation only.

vi

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ

Trang
Hình 1.1:

Sơ đồ vị trí lơ 103-107, bể trầm tích Sơng Hồng

5

Hình 1.2:

Bản đồ các đới cấu trúc chính, lơ 103-107

11

Hình 1.3:

Cột địa tầng tổng hợp bể trầm tích Sơng Hồng

13

Hình 2.1:

Crossplot của Φz và RQI theo các đơn vị dịng chảy

21

Hình 2.2:

Bảng chuẩn phân tố thủy lực tổng hợp GHE

22

Hình 2.3:

Dự báo kích thước hạt sử dụng cơ sở dữ liệu tối thiểu

24

(theo L.H.An)
Hình 2.4:

Mơ hình phân bố 3D của phân tố thủy lực tổng hợp tầng

25

chứa J3, mỏ K, Siberia (theo Svirsky và nnk)
Hình 2.5:

Mơ hình phân bố 2D của phân tố thủy lực tổng hợp

26

tầng chứa BI, mỏ Rạng Đơng (theo NTMHồng)
Hình 3.1:

Biểu đồ quan hệ Độ rỗng – Độ thấm, giếng khoan

38

103-T-H-1X
Hình 3.2:

Phân tố thủy lực tổng hợp GHE trong giếng khoan

39

103-T-H-1X
Hình 3.3:

Phân bố GHE trong giếng 103-T-H-1X

40

Hình 3.4:

Phân bố HU trong giếng khoan 103-T-H-X

41

Hình: 3.5:

GHE1-GHE2 tương ứng với tướng bột – bột cát

42

Hình: 3.6:

GHE1-GHE2 tương ứng với tướng bột – bột cát

42

Hình 3.7:

GHE3-GHE4 tương ứng với tướng cát hạt trung bình

43

đến mịn
Hình 3.8:

GHE3-GHE4 tương ứng với tướng cát hạt trung bình

43

đến mịn
Hình 3.9:

GHE5-GHE6 ứng với tướng đá trầm tích cát hạt trung

44

bình đến thơ
Hình 3.10:

Mơ hình phân bố HU trong đá chứa Miocen

45


Generated by Foxit PDF Creator © Foxit Software
For evaluation only.

vii

Hình 3.11:

Quan hệ giữa FZI và đường cong GR (r=0.134)

46

Hình 3.12:

Quan hệ giữa FZI và đường cong DT (r=0.483)

47

Hình 3.13:

Quan hệ giữa FZI và đường cong LLD (r=0.412)

47

Hình 3.14:

Quan hệ giữa FZI và đường cong LLS (r=0.563)

48

Hình 3.15:

Quan hệ giữa FZI và đường cong MSFL (r=0.5645)

48

Hình 3.16:

Quan hệ giữa FZI và đường cong RHOB (r=0.563)

49

Hình 3.17:

Quan hệ giữa FZI và đường cong NPHI (r=0.036)

49

Hình 3.18:

Kết quả phép hồi quy bội từ tổ hợp đường cong

50

ĐVLGK (r=0.73)
Hình 3.19:

HU cho tầng sản phẩm Miocen, giếng 103-T-H-1X

51

Hình 3.20:

HU cho tầng sản phẩm Miocen, giếng 103-BAL-1X

53

Hình 3.21:

HU cho tầng sản phẩm tại DST#4 - Miocen,

56

giếng 103-T-H-1X
Hình 3.22:

HU cho tầng sản phẩm tại DST#2, 3 - Miocen,

57

giếng 103-T-H-1X
Hình 3.23:

HU cho tầng sản phẩm tại DST#1 - Miocen,

58

giếng 103-T-H-1X
Hình 3.24:

HU cho tầng sản phẩm tại DST#2 - Miocen,

59

giếng 107-BAL-1X
Hình 3.25:

HU cho tầng sản phẩm tại DST#1 - Miocen,

60

giếng 107-BAL-1X
Hình 3.26:

Quan hệ độ rỗng-chiều sâu, giếng 103-T-H-1X

và 107-BAL-1X

61


Generated by Foxit PDF Creator © Foxit Software
For evaluation only.

viii

DANH MỤC CÁC BIỂU BẢNG
Trang

Bảng 1.1:

Tóm tắt tiềm năng đá mẹ trong khu vực lô 103-107

14

Bảng 1.2:

Đánh giá tiềm năng đá chứa khu vực nghiên cứu

16

Bảng 3.1:

Giá trị phân tích độ rỗng, độ thấm trong phân tích mẫu lõi

28

Bảng 3.2:

Tập hợp giá trị các đường cong ĐVLGK và FZI

30

Bảng 3.3:

Hệ số tương quan giữa FZI và các đường cong ĐVLGK

46

Bảng 3.4

Các giá trị cực trị sử dụng để chuẩn hóa tài liệu ĐVLGK

52

Bảng 3.5:

Kết quả phân tích ĐVLGK và thử vỉa, giếng 103-T-H-1X

54

Bảng 3.6:

Kết quả phân tích ĐVLGK và thử vỉa, giếng 107-BAL-1X

54

Bảng 3.7:

Kết quả đo MDT giếng khoan 107-BAL-1X

55


Generated by Foxit PDF Creator © Foxit Software
For evaluation only.

1

MỞ ĐẦU

1. Tính cấp thiết của đề tài:
Ở Miền Bắc Việt Nam hoạt động tìm kiếm thăm dị dầu khí được bắt đầu
từ những năm đầu của thập niên 60, nhưng chủ yếu chỉ diễn ra trên đất liền khu
vực miền võng Hà Nội. Năm 1975 đánh dấu một bước tiến lớn của ngành dầu khí
Việt Nam khi phát hiện ra mỏ khí Tiền Hải C và nó cũng khẳng định cho tiềm
năng dầu khí bể trầm tích Sơng Hồng. Ở khu vực ngồi khơi, hoạt động tìm kiếm
- thăm dò xảy ra muộn hơn và mạnh nhất là khoảng thời gian từ 1989 - 1995, khi
đó nước ta với chính sách mở cửa đã thu hút hàng loạt các cơng ty dầu khí nước
ngồi vào đầu tư tìm kiếm - thăm dị dầu khí như: Total, Anzoil, Idemitsu, OMV,
Shell, BP…. Tuy nhiên với kết quả không được như mong đợi nên các công ty đã
lần lượt rút lui và tiềm năng dầu khí của bể trầm tích Sơng Hồng vẫn cịn là một
ẩn số lớn.
Ngồi mỏ khí Tiền Hải C khu vực phía Tây Bắc bể trầm tích Sơng Hồng
cịn có một số phát hiện khí ở khu vực lô 103&107 nhưng trữ lượng khá nhỏ.
Hiện nay trữ lượng mỏ khí Tiền Hải C đang dần suy kiệt, hàng loạt các nhà máy

xí nghiệp sử dụng khí ở tỉnh Thái Bình đang có nguy cơ tê liệt khi nguồn cung
cấp đang ngày càng hạn hẹp. Để có nguồn cung cấp khí lớn hơn, lâu dài và trước
yêu cầu của Chính phủ về việc gia tăng trữ lượng thì cần thiết phải đầu tư thêm
cho cơng tác tìm kiếm thăm dị trên khu vực Vịnh Bắc Bộ. Tập đồn Dầu khí
Quốc gia Việt Nam đã xây dựng lại kế hoạch Tổng thể nhằm đẩy mạnh hơn nữa
cơng tác tìm kiếm - thăm dò cả trên đất liền lẫn khu vực ngồi khơi Vịnh Bắc Bộ,
trong đó khu vực được quan tâm đầu tiên là khu vực lơ 103&107.
Trong phân tích minh giải tài liệu ĐVLGK, câu hỏi hết sức quan trọng cần
phải được trả lời là giếng khoan có gặp dầu khí hay khơng, nếu gặp thì tại độ sâu
bao nhiêu? tổng chiều dày hiệu dụng của tầng chứa sản phẩm là bao nhiêu, các
thông số tầng chứa phục vụ tính tốn trữ lượng như độ rỗng, độ bão hịa dầu,
khí,.. được xác định là bao nhiêu? Để giải quyết vấn đề nêu trên, trong tìm kiếm
thăm dị dầu khí người ta đã sử dụng các giá trị cutoff của hàm lượng sét, độ
rỗng, độ bão hòa, (xác định trên cơ sở mẫu lõi, tài liệu địa chất và tài liệu thử


Generated by Foxit PDF Creator © Foxit Software
For evaluation only.

2

vỉa,..)… như là các tiêu chí để xác định các vỉa cát chứa sản phẩm, thông thường
các giá trị cutoff này được sử dụng một hay một vài giá trị đại diện cho những
thành hệ khác nhau, tuy nhiên trong thực tế các thành hệ cát sét có sự thay đổi
tướng rất nhanh thậm chí nhỏ hơn 1m do tồn tại các thành hệ mỏng, xen kẹp. Khi
tổng hợp các số liệu phân tích mẫu lõi của nhiều loại đá ở nhiều khu vực khác
nhau, các nhà khoa học đã nhận thấy với cùng một độ rỗng thì các đá khác nhau
có độ thấm rất khác nhau có thể tới hàng chục lần. Xuất phát từ lý do như vậy mà
việc phân chia các loại tướng đá (và ứng với mỗi loại sử dụng một quan hệ riêng)
càng chi tiết càng giúp cho kết quả phân tích tài liệu ĐVLGK càng chính xác hơn

bấy nhiêu. Mặt khác do giá thành lấy mẫu, phân tích mẫu lõi rất đắt tiền và
khơng phải lúc nào cũng lấy được mẫu cho nên số liệu mẫu không phân tách theo
từng loại đá chứa khác nhau nên các quan hệ giữa các số liệu phân tích mẫu
thường được trung bình trung dẫn đến việc xác định các tham số vật lý khơng
chính xác, đặc biệt là xác định chiều dày hiệu dụng chứa Hydrocacbon, điều này
dẫn đến việc xác định trữ lượng tại chỗ cũng như trữ lượng thu hồi của cấu tạo có
sự khác biệt đôi lúc rất lớn.
Để nâng cao hiệu quả minh giải tài liệu ĐVLGK, việc tích hợp nhiều
nguồn tài liệu địa chất và địa vật lý khác nhau: địa chất khu vực, mẫu lõi, thử vỉa,
…. trên cơ sở các nghiên cứu lý thuyết cơ bản là thực sự cần thiết. Cơ sở lý
thuyết về đơn vị dòng chảy (Hydraulic flow units) được Ebanks đưa ra từ cuối
những năm 80, nhưng mãi đến hơn sáu năm sau, các nhà khoa học mới công bố
những kết quả đầu tiên khi đưa lý thuyết này vào thực tế sản xuất với mục đích
xác định đặc tính thấm chứa, tính tốn và dự báo độ thấm của tầng chứa sản
phẩm dầu khí ở các khoảng không lấy mẫu trong giếng khoan. Trong những năm
gần đây, lý thuyết về đơn vị dòng chảy được các nhà khoa học của trường Đại
học Heriot-Watt, Vương quốc Anh tiếp tục phát triển và đưa vào ứng dụng trong
lĩnh vực dầu khí khơng chỉ để dự báo độ thấm từ tài liệu địa vật lý giếng khoan
(ĐVLGK) mà còn để lựa chọn số lượng mẫu lõi trụ (core plugs) tối thiểu cần
thiết phải phân tích đặc biệt (special core analysis) phục vụ cho dự báo nhiều
tham số địa vật lý và địa hóa khác từ tài liệu ĐLVGK đạt nhiều kết quả khả quan
chứng tỏ tính khoa học và thực tiễn của lý thuyết về đơn vị dòng chảy.


Generated by Foxit PDF Creator © Foxit Software
For evaluation only.

3

2. Mục tiêu của luận văn:

Tìm hiểu cơ sở lý thuyết và áp dụng phương pháp tiếp cận mới về phân tố
thủy lực tổng hợp, đơn vị dòng chảy để nâng cao hiệu quả phân tích tài liệu địa
vật lý giếng khoan trong đá chứa tuổi Miocen ở lô 103-107 và vùng phụ cận
thuộc bể trầm tích sơng Hồng.
3. Phạm vi và đối tượng nghiên cứu:
Luận văn được nghiên cứu tập trung ở khu vực lô 103&107
Đối tượng nghiên cứu chính là giếng khoan có khả năng chứa dầu khí có
mặt trong khu vực nghiên cứu.
4. Nội dung và nhiệm vụ:
Nghiên cứu đặc điểm Địa chất – Địa vật lý giếng khoan, mẫu lõi tại khu
vực lô 103-107 và vùng lân cận
Xác định đặc điểm mơi trường, tướng trầm tích đá khu vực nghiên cứu
Nghiên cứu cách tiếp cận mới phân loại đá chứa theo đặc tính thấm chứa
(Global Hydraulic Element – GHE)
Xây dựng mơ hình dự báo phân tố thủy lực tổng hợp (GHE) trong đá chứa
tuổi Miocen, khu vực lơ 103-107.
5. Phương pháp nghiên cứu:
Nhóm các phương pháp địa vật lý: Địa vật lý giếng khoan, địa chất,.. bổ
sung số liệu, hỗ trợ nghiên cứu
Các phương pháp xử lý số liệu, mơ hình hố, hồi quy tuyến tính… bằng
các phần mềm chuyên dụng.
6. Ý nghĩa khoa học và thực tế của đề tài:
Tìm hiểu cơ sở lý thuyết và áp dụng phương pháp nghiên cứu mới nhằm
nâng cao hiệu quả minh giải tài liệu ĐVLGK
Xây dựng mơ hình dự báo mơ hình phân bố thủy lực tổng hợp cho khu
vực nghiên cứu, làm cơ sở định hướng cho cơng tác tìm kiếm thăm dị dầu khí
tiếp theo


Generated by Foxit PDF Creator © Foxit Software

For evaluation only.

4

7. Cơ sở dữ liệu:
Các tài liệu, báo cáo địa chất, địa vật lý khu vực
ü Tài liệu tổng kết giếng khoan, thử vỉa của các giếng khoan trong khu vực
ü Các báo cáo nghiên cứu về mơ hình địa chất
ü Các tài liệu phân tích mẫu (core, cutting, mẫu địa hóa)
ü Các Tuyển tập báo cáo khoa học cơng nghệ của PVN
Tài liệu khác:
ü Các Tạp chí, bài báo của hội Địa vật lý, Địa chất Mỹ
8. Những điểm mới của luận văn:
Nghiên cứu tích hợp tài liệu đo ghi trên mẫu lõi trong phịng thí nghiệm
với tài liệu Địa vật lý giếng khoan, trên cơ sở đó xây dựng mơ hình dự báo phân
tố thủy lực tổng hợp (GHE) trong khu vực lô 103-107, bước đầu nâng cao hiệu
quả minh giải tài liệu ĐVLGK
Ứng dụng các phương pháp tốn thống kê trong minh giải tài liệu
ĐVLGK ở lơ 103-107
Nghiên cứa, đánh giá hiệu quả của cách tiếp cận phân loại đá chứa theo
các đặc tính thấm chứa (GHE)
9. Cấu trúc của luận văn:
Ngoài phần mở đầu, kết luận và tài liệu tham khảo luận văn gồm 64 trang,
được bố cục thành 3 chương, 27 mục với 34 hình vẽ và 9 bảng.


Generated by Foxit PDF Creator © Foxit Software
For evaluation only.

5

CHƯƠNG 1: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT, ĐỊA VẬT LÝ VÙNG NGHIÊN
CỨU, LÔ 103-107 VÀ VÙNG PHỤ CẬN - BỂ TRẦM TÍCH SƠNG HỒNG

1.1.

Vị trí địa lý và lịch sử tìm kiếm thăm dị và khai thác dầu khí

1.1 .1 Vị trí địa lý
Lơ 103-107 thuộc bể trầm tích Sơng Hồng phía Bắc Việt Nam, thuộc vùng biển
các tỉnh từ Hải Phịng đến Thanh Hố (hình 1.1). Độ sâu mực nước biển trong
khu vực nghiên cứu, dao động từ 20m đến 50m từ Tây sang Đơng.

Hình 1.1: Sơ đồ vị trí lơ 103-107, bể trầm tích Sơng Hồng
Khu vực nghiên cứu mang đặc điểm khí hậu nhiệt đới gió mùa của miền Bắc
Việt Nam. Vì vậy, các hoạt động TKTD và khai thác dầu khí có thể bị ảnh hưởng
bởi các yếu tố thời tiết: gió mùa Đơng Bắc thường xuất hiện từ cuối tháng 10
năm trước đến tháng 3 năm sau, các cơn bão nhiệt đới có cường độ trên cấp 7
thường đi vào khu vực trong thời gian từ tháng 7 đến tháng 10.


Generated by Foxit PDF Creator © Foxit Software
For evaluation only.

6

Lô Hợp đồng nằm trong vùng biển của hai tỉnh: Ninh Bình ở phía Bắc và
Thanh Hố ở phía Nam, ngồi ra cịn có thể liên quan đến các tỉnh thành phố
khác như Thái bình, Hải Phịng và Nghệ An. Đây là khu vực có mật độ dân số
cao nhất Việt nam, trừ thành phố Hải phòng là thành phố cơng nghiệp, các địa

phương cịn lại đều là những tỉnh mà nền sản suất nơng nghiệp-ngư nghiệp nắm
vai trị chủ đạo, mức sống của dân cư nhìn chung từ trung bình đến thấp.
Khí Hydrocarbon mới chỉ biết đến và được xử dụng để sản suất hàng hoá tại
các cơ sở cơng nghiệp địa phương của tỉnh Thái bình với mức tiêu thụ hàng năm
khoảng 20 triệu m3, tuy nhiên lượng tiêu thụ có thể tăng lên rất nhanh và cịn mở
rộng cho tồn bộ khu vực nếu như có nguồn cung cấp khí lớn hơn và lâu dài hơn.
Như vậy xét về mặt địa lý và cấu trúc địa chất thì khu vực nghiên cứu nằm ở
vùng biển phía bắc vịnh Bắc bộ bao gồm phần rìa ngồi phía nam của nền nam
Trung hoa và một phần phía bắc bể trầm tích Sơng hồng.
1.1.2. Lịch sử tìm kiếm thăm dị
Cơng tác khảo sát TKTD dầu khí các lơ 103-107 đã được tiến hành từ những năm
đầu của thập kỷ 80, tuy nhiên hợp đồng phân chia sản phẩm (PSC) đầu tiên trên
diện tích lơ 103-107 đã được ký kết giữa PetroVietnam và Total từ năm 1989 đến
1992.
Lịch sử và kết quả TKTD trong khu vực nghiên cứu bao gồm các hoạt
động khảo sát địa chấn và khoan được tóm tắt như sau:
Hoạt động thu nổ địa chấn :
Lô 103-107: Các công ty điều hành như Total, Idemitsu, PIDC đã thu nổ
địa chấn 7 lần với tổng số khoảng 9000 km tuyến địa chấn 2D (1983-2005) và
PIDC đã thu nổ 831 km2 địa chấn 3D (2003).
Lô 102-106: Các Công ty điều hành như Total, Idemitsu, PVSC và PCVL
đã thu nổ địa chấn 4 lần với tổng số khoảng 25.000 km tuyến địa chấn 2D (19892007) và PCVL đã thu nổ 2 lần địa chấn 3D với diện tích 1054 km2 (450 km2
năm 2003, 604 km2 năm 2005).
Hoạt động Khoan:


Generated by Foxit PDF Creator © Foxit Software
For evaluation only.

7

Khu vực lô 103-107 và vùng lân cận nghiên cứu đã có 10 giếng khoan TKTD
dầu khí:
Lơ 103: 3 giếng khoan: 103T-H-1X, 103T-G-1X (1991), do Total khoan,
giếng đầu tiên thử vỉa cho dịng khí cơng nghiệp, giếng thứ 2 khơng thử vỉa vì
nhà thầu khơng quan tâm đến khí.
Lơ 107: 2 giếng khoan: 107T-PA-1X (1991), PV107-BAL-1X (2006),
giếng đầu do Total khoan, giếng khô.
Lô 102-106: Trong lô đã khoan 04 giếng. Trong đó, Total khoan 01 giếng
(102-CQ-1X năm 1994) và PCVL khoan 03 giếng (106-YT-1X năm 2004; 102HL-1X và 102-TB-1X năm 2006) cho 1 phát hiện dầu tại cấu tạo Yên Tử và một
phát hiện khí tại cấu tạo Thái Bình.
1.2. Các yếu tố cấu trúc và kiến tạo:
Cấu trúc địa chất của khu vực lơ 103-107 nói riêng và phần phía Bắc Vịnh
Bắc bộ nói chung bao gồm các yếu tố nâng đơn tà phía Tây Nam, miền nghịch
đảo Trung tâm và các Trũng Paleogen phía Đơng Bắc.
Địa tầng của khu vực bao gồm móng kết tinh Proterozoi, đá vơi hoặc
granite Mesozoi (?) ở khu vực phía Tây và Tây nam, móng đá vơi và trầm tích
Paleozoi đã được khẳng định bằng các giếng khoan mới trong lô 106 tại khu vực
Đông Bắc và tại khu vực trung tâm, lát cắt trầm tích Đệ tam có tổng chiều dày
vượt q khả năng phân dị của địa chấn thăm dò bao gồm trầm tích hạt vụn có
tuổi từ Đễ tứ-Plioxen-Miocen cho tới Paleogen.
Bẫy dầu khí trong khu vực bao gồm các đối tượng đá vôi nằm trên các
khối nâng cổ, đá trầm tích hạt vụn nằm trong các cấu trúc có lên quan tới các đứt
gãy và đá trầm tích hạt vụn nằm trong các vát nhọn kề áp lên móng hoặc nằm
dưới bất chỉnh hợp bào mịn nóc Paleogen, ngồi ra cịn có thể tồn tại các bẫy địa
tầng dạng turbidite hoặc quạt cát trong môi trường Prodelta.
Cụ thể, tài liệu địa chấn đã được thu nổ trên diện tích lô Hợp đồng cho
thấy trong khu vực tồn tại nhiều cấu trúc địa chất có khả năng chứa dầu khí, đó là
các cấu tạo khép kín 3-4 chiều nằm trong đới cấu trúc nghịch đảo Miocen và dải

Generated by Foxit PDF Creator © Foxit Software
For evaluation only.

8

nâng Hưng yên nằm trong lô 103, các khối nâng trước Miocen nằm trong lô 107
như khu vực nghịch đảo Paleogen ở phía Đơng và khối nâng Tràng kênh nằm
phía Đông đứt gãy Vĩnh Ninh. Một số tuyến địa chấn của Total thu nổ trong các
năm 1989-1990 và ngay cả các tuyến của tầu Iskachen năm 1983 cũng cho thấy
tại khu vực phía bắc lơ 107 (phía Đơng cấu tạo Bạch long) có nhiều khả năng tồn
tại các bẫy địa tầng dạng Turbidite hoặc các quạt cát. Tài liệu địa chấn thu nổ
năm 1999 cho thấy rằng: trên dải nâng Đơng sơn thuộc lơ 107 cũng có khả năng
có những khép kín 3-4 chiều có điện tích nhỏ nhưng được kèm theo là các bẫy
đĩa tầng biểu hiện qua các dị thường biên độ mạnh. Ngoài ra tài liệu địa chấn của
khu vực mới thu nổ thuộc đề án 2005 ở phía Tây lơ 103 cũng sẽ cung cấp thêm
những thông tin về khả năng tồn tại các bẫy địa tầng nằm kề áp lên cấu trúc
móng nâng đơn tà thuộc khối cấu trúc Thanh-Nghệ.
Cho tới trước khi có kết quả minh giải tài liệu địa chấn thu nổ năm 2005
và kết quả giếng khoan thăm dò trên cấu tạo Bạch long, trong báo cáo này công
tác đánh giá tiềm năng dầu khí và hiệu quả đầu tư cơ bản dựa vào kết quả minh
giải tài liệu địa chấn 3D và các giếng khoan nằm trong và lân cận diện tích Hợp
đồng.

1.3. Địa tầng, trầm tích và mơi trường khu vực
Địa tầng của khu vực nghiên cứu tương đối phức tạp, bao gồm móng
trước đệ tam, trầm tích Paleogen, trầm tích Neogen và trầm tích Plioxen – Đệ tứ
1.3.1. Trầm tích trước Đệ tam: Đá móng trước Đệ tam ở khu vực phía
Bắc vịnh bắc bộ nói chung có tuổi Mesôzoi va Pleozoi hoặc Proteozoi gồm đá cát
kết cuội kết, sạn kết xen kẽ với sét kết có tuổi Devon hoặc những lớp đá vôi rất

dày, phụ thuộc vào vị trí địa lý và mức độ tiếp xúc với các điều kiện tự nhiên của
chúng. Tuy nhiên móng trước đệ tam cũng mới chỉ phát hiện ở ngoài vùng
nghiên cứu, trên đất liền trong các giếng khoan 81 và B10STB-1X đã gặp đá vôi
Carbon-Permi, ở các điểm lộ trên bán đảo Đồ sơn gặp cát kết, đá phiến màu đỏ,
cuội kết Devon sớm trên đảo Cát bà, gặp đá vôi màu đen tuổi Carbon-Pecmi cịn
trên các đảo vùng Đơng bắc như Hạ mai, Thượng mai gặp cát kết, cuội kết tuổi
Devon tương tự như ở Đồ sơn. Trên đảo Ngọc vừng gặp cát kết, bột kết đá phiến


Generated by Foxit PDF Creator © Foxit Software
For evaluation only.

9

vôi tuổi từ cuối Devon hạ tới đầu Devon trung, cịn trên các đảo Cơ tơ lại gặp đá
vơi, cuội kết, sạn kết, đá phiến tuổi Ordovic-Silua. Hầu hết các lớp đất đá trước
Đệ tam này đều bị phong hóa và biến chất rất mạnh tuổi Ordovic-Silua.
1.3.2. Trầm tích Đệ tam: Hiện nay trên khu vực nghiên cứu, trầm tích Đệ tam
vẫn đang là đối tượng chính trong TKTD dầu khí
1.3.2.1 . Trầm tích Paleogenen: Trên cơ sở tài liệu địa chấn hiện có và
những thơng tin có được của giếng khoan, trầm tích Paleogene co thể chia làm 3
phức hệ sau đây:
1. Phức hệ trầm tích từ Paleocene đến Eocene dưới
2. Phức hệ trầm tích từ Eocene giữa đến Oligocen dưới
3. Phức hệ trầm tích Oligocen trên
- Phức hệ trầm tích từ Paleocene/Eocene dưới: Phần bên dưới là lớp trầm tích
dày màu đỏ hạt rất thơ cho tới Conglomerate, đá cát kết thành phần thường có
những mảnh vụn của đá phong hóa, đá núi lửa và đá phun trào. Phần bên trên
được thành tạo bởi sự xen kẽ giữa sét mica màu nâu đỏ và cát kết hạt thô hoặc cát
nhiễm sét. Lát cắt địa chất đã gặp trong giếng khoan 107-PA-1X từ độ sâu

2757m tới đáy giếng khoan rất có thể là phần trên của tập trầm tích này.
- Phức hệ Eocene giữa – Oligocen dưới: Đây là tập trầm tích ngay dưới mặt phản
xạ U400, bên dưới là trầm tích Alluavial tới Delta plain, trong đó có cả kênh rạch
overbanks, đồng bằng ngập lụt và kể cả trầm tích mặt Delta cho tới đầm hồ. Cát
kết có độ hạt tương đối thô, độ chọn lọc và độ mài mòn tương đối kém. Phần
giữa của phức hệ gồm những trầm tích đầm hồ mà chủ yếu là sét Bitum màu đen
có khả năng sinh dầu. Tùy từng nơi, tập trầm tích này có thể là sét đầm hồ hoặc
bị cát hóa trong điều kiện sơng ngịi, đồng bằng hoặc mặt đồng bằng. Phần trên
cùng gồm sét màu đen đến nâu xen kẽ với những tập cát mỏng. Điều kiện trầm
tích từ đầm hồ nơng tới Alluvial. Loại trầm tích này khơng gặp trong các giếng
khoan vùng nghiên cứu.
- Phức hệ Oligocen trên: Bị giới hạn giữa hai bất chỉnh hợp U400 và U300, lát
cắt dịa chất chủ yếu gồm sét phân lớp mỏng màu xám đen tới xám nâu. Kích
thước hạt khá đồng nhất (<0.01mm), khống vật vụn gồm thạch anh, mica và
feldspar rất rắn chắc. Môi tưường trầm tích thường là đầm hồ và đầm lầy ven
biển.


Generated by Foxit PDF Creator © Foxit Software
For evaluation only.

10

Phức hệ trầm tích này đã gặp ở một số giếng khoan trên đất liền thuộc đồng bằng
bắc bộ và nhất là trên đảo Bạch long vĩ, chúng ta có hàng vài trăm met trầm tích
Oligocen lộ ra trên đáy biển và trên mặt nước biển.
1.3.2.2. Trầm tích Neogene – Đệ tứ:
- Trầm tích Miocen Hạ và Trun: Đây là loạt trầm tích postrift quan trọng nhất
của tồn bộ bể trầm tích Sơng hồng. Độ dày biến đổi từ 0.5m ở những vùng rìa
tới khoảng 5-7km ở những vùng trung tâm bể trầm tích nhiều nơi trên những dải

nâng thuộc trũng uốn nếp Neogene một phần Miocen trung bị bào mịn với độ
dày hàng nghìn mét. Thành phần thạch học chủ yếu là sự xen kẽ giữa cát kết, bột
kết và sét kết cùng với những lớp than dày từ vài centimet đến vài mét.
Mơi trường trầm tích chủ yếu là đồng bằng châu thổ xen kẽ biển nông
- Trầm tích Miocen thượng: Đây là pha trầm tích lấp đầy những địa hình âm
trong pha nghịch đảo kiến tạo cuối Mocene trung bằng vật liệu được bào mòn từ
những địa hình cao và sự chuyển tải của hệ thống Sơng hồng. Mơi trường trầm
tích chủ yếu vẫn là đồng bằng châu thổ, thành phần thạch học vẫn là sự xen kẽ
giữa cát kết, sét kết độ dày biến đổi từ 0 đến vài trăm mét.
- Trầm tích Plioxen-Đệ tứ: Được trầm tích trong điều kiện lút sụt nhiệt của khu
vực trung tâm bể trầm tích và hệ thống sơng ngịi hoạt động tích cực nên loại
trầm tích này phủ tồn bộ bề mặt bể trầm tích. Thành phần thạch học chủ yếu là
sạn và sự xen kẽ giữa cát và sét. Độ dày biến đổi từ 300-500m ở vùng công tác
3500-5000m ở trung tâm bể trầm tích (phía tây đảo Hải Nam). Mơi trường trầm
tích chủ yếu vẫn là đồng bằng châu thổ xen kẽ biển nông


Generated by Foxit PDF Creator © Foxit Software
For evaluation only.

11

Hình 1.2: Bản đồ các đới cấu trúc chính, lơ 103-107


Generated by Foxit PDF Creator © Foxit Software
For evaluation only.

12

Hình 1.3: Cột địa tầng tổng hợp bể trầm tích Sông Hồng


Generated by Foxit PDF Creator © Foxit Software
For evaluation only.

13

1.4 Hệ thống dầu khí lơ 103-107 và khu vực lân cận:
1.4.1 Đá sinh:
Trên cơ sở nghiên cứu điểm lộ và các kết quả phát hiện khí và condensat ở
các giếng khoan trong khu vực nghiên cứu (103T-H-1X, PV-107-BAL-1X,..) đã
chứng minh trong phạm vi lô 103-107 và khu vực lân cận đã xác minh được hai
tầng sinh quan trọng là đá mẹ Oligocen và Miocen dưới. Phân tích tầng sinh tại
vùng nghiên cứu và khu vực xung quanh cho thấy trầm tích Oliogocene thường
chứa kerogen loại III và ít hơn là loại II, thường bị chôn vùi sâu, nhưng đá mẹ tại
đây rất giàu vật chất hữu cơ với TOC khoảng 6.9-11%, Wt, HI từ vài chục đến
hàng trăm mg HC/g TOC và đang ở trong pha tạo khí ẩm đến khí khơ với giá trị
Tmax khoảng 430 - 480oC.
Tầng sinh Miocen dưới tại vùng nghiên cứu chủ yếu là các tập sét, sét than
hình thành trong các pha ngập lụt chính các trầm tích châu thổ. Phần lớn các kết
quả cho thấy đá mẹ có Kerogen loại III là chính, chỉ một số ít có biểu hiện loại II.
Kết quả phân tích mẫu thu thập trong các giếng khoan cho thấy giá trị tổng
carbon hữu cơ từ trung bình cho đến rất giàu (TOC khoảng 0.45-18%), song chỉ
số hydrogen thấp (HI dưới 200mg C/g TOC).
Nhìn chung do trầm tích khu vực nghiên cứu bị chôn vùi rất sâu, địa nhiệt
cao (khoảng 3.5-4.70C/100m), nên hiện tại đá mẹ Eoxen - Oliogoxen là các tầng
đá mẹ chính nói chung đã trải qua tất cả các pha tạo sản phẩm từ dầu đến khí ẩm,
condensate và khí khơ. Trong đó pha tạo dầu chính đã xảy ra cách đây khoảng
30-18 triệu năm, tạo khí ẩm và condensate cách đây 20-8 triệu năm và tạo khí

khơ cách đây 10-5 triệu năm. Trong khi đó, trầm tích Miocen mà chủ yếu là
Miocen dưới nếu bị chơn vùi sâu đã trưởng thành thường có pha tạo dầu cách đây
khoảng 15-8 triệu năm, tạo khí ẩm và condensate cách đây khoảng 10-5 triệu
năm và tạo khí khô cách đây khoảng 7 triệu năm


Generated by Foxit PDF Creator © Foxit Software
For evaluation only.

14

Bảng 1.1: Tóm tắt tiềm năng đá mẹ trong khu vực lô 103-107

TT

1

2

3

Tầng đá

Môi trường

Tiềm năng sinh

Phân loại

Thời gian tạo HC (MY)

mẹ

TT

TOC

Kerogen

Dầu

Cond.

Khí khơ

Miocen

Biển nơng,

Kém-trung bình;

III/II

12-6

6-2

Bắt đầu

trung

sâu, châu thổ

0.5-2; 48-70.2*

1.8-180

Miocen

Châu thổ-biển

Kém-trungbình

III/II

15-10

10-7

4

sớm

nơng

0.3-2.5; 70-78*

2-300

Eoxen-

Đồng bằng

Kém-khá

II/III

25-20

18-14

15-10

Oligocen

ven biển-hồ

0.3-3

70-300

muộn

nước mặn

*: Giá trị TOC trong các tập sét than trong khu vực phía bắc bể trầm tích Sông
Hồng.
Thành phần VCHC thuộc Miocen muộn và Plioxen chưa đạt tới ngưỡng
tạo dầu khí do vậy nó khơng được đề cập trên đây trong việc đánh giá tiềm năng
đá mẹ của khu vực này.

1.4.2 Yếu tố Chứa.
Đá chứa của khu vực nghiên cứu khá đa dạng, trong đó có cát kết
Oligocen, Miocen và Plioxen. Sự phân bố các tầng chứa này hết sức phức tạp với
độ dày không ổn định.
Tuy nhiên tại khu vực nghiên cứu chỉ mới phát hiện dầu khí đối tượng dầu
khí chứa chính là cát kết Miocen. Tại phần trung tâm của khu vực các tầng
Oligocen đến Miocen giữa trước mắt không phải là đối tượng tìm kiếm thăm dị
do chúng nằm rất sâu (hơn 4000m).
Đá chứa cát kết Oligocen: Các tập cát kết Oligocen chứa sản phẩm đã
được phát hiện tại một số giếng khoan trong phạm vi nghiên cứu (107-BAL-1X).
tuy nhiên cho đến nay tiềm năng đá chứa Oligocen được đánh giá thấp, lịch sử
chôn vùi trước pha nghịch đảo Miocen trung và quá trình biến đổi đá sau trầm
tích của thành phần ximăng dolomite là những nguyên nhân làm giảm tiềm năng
chứa của thành hệ này.


Generated by Foxit PDF Creator © Foxit Software
For evaluation only.

15

Cát kết và cát bột kết Oligocen với độ rỗng từ trung bình đến thấp,
thường từ 5 đến 12 %, tăng dần về phía các hệ tầng nằm trên. Trong khu vực lô
nghiên cứu tiềm năng đá chứa được lắng đọng chủ yếu trong môi trường đàm hồ
được đánh giá từ kém đến trung bình
Đá chứa cát kết Miocen: Các tập cát kết-cát bột kết Miocen bắt gặp ở tất
cả các giếng khoan trong khu vực và được lắng đọng trong môi trường thay đổi
từ Delta, ven bờ, và biển nơng ở khu vực trũng hà nội và rìa tây của bể đến mơi
trường biển sâu, Độ rỗng trung bình của các tập cát kết thường từ 9 đến 25 % và

giảm nhanh theo chiều sâu tuy nhiên tại một số nơi cát kết Miocen sớm ở một số
đã bị ximăng hóa mạnh độ rỗng nhỏ song độ thấm vẫn có khả năng đạt 0,5 dến
hàng chục mD. Như vậy tiềm năng chứa của cát kết Miocen tốt phân bố rộng và
ổn dịnh.
Đá chứa cát kết Plioxen: Các giếng khoan trong khu vực đã bắt gặp các
tập cát kết Plioxen có tiềm năng chứa từ trung bình đến tốt. Tuy nhiên, cho đến
nay các tập cát kết này không chứa sản phẩm do khơng được hình thành cấu tạo
ngồi ra còn liên quan đến khả năng di dịch của sản phẩm và tiềm năng chắn của
các tập sét phía trên. Kết qủa tìm kiếm thăm dị mới đây về phía Nam của khu
vực (lô 109) đã phát hiện các tập chứa khí rất có tiềm năng và hiện đã đưa vào
khai thác trong cát kết Turbidite Plioxen nằm ở độ sâu từ 700 đến 1500m có độ
rỗng từ khoảng 22 đến 28% phân bố khá liên tục và có tiềm năng chứa rất tốt.
Các dạng bẫy chứa Turbidite tuổi Plioxen phát triển chủ yếu về phía đơng nam
của khu vực nghiên cứu


Generated by Foxit PDF Creator © Foxit Software
For evaluation only.

16

Bảng 1.2: Đánh giá tiềm năng đá chứa khu vực nghiên cứu
TT

Tầng đá

Phân bố

Độ rỗng-thấm

Xếp loại

Cát kết

Phân bố rộng khắp trong

5 -12%

Kém – Rất kém

Oligocen

bể

Cát kết

Phân bố rộng khắp trong

5 - 28%

Kém – Trung

Miocen

bể

Cát kết

Phân bố ở vùng trung

Plioxen

tâm với dạng Turbidite

chứa
1

2

3

bình – Khá – Tốt
15 - 25%

Khá – Tốt

1.4.3 Yếu tố Chắn
Trên hình vẽ cột địa tầng tổng hợp cho thấy vị trí các tầng chắn trong các
mặt cắt khu vực, các tầng chắn quan trọng nhất đều có mặt trong mặt cắt
Oligocen và Miocen
Các tập sét tuổi Miocen Trung được đánh giá có tiềm năng chắn khu vực
cho tồn bộ bể Sơng Hồng, các tập sét lắng đọng trong mơi trường Delta-Biển
nơng tuổi Miocen sớm có khả năng chắn địa phương. Các tập sét xen kẹp trong
Oliigocene chủ yếu được lắng đọng trong mơi trường đàm hồ đóng vai trò chắn
địa phương cho các tập chứa Oligocen và đá vơi hang hốc nứt nẻ nếu có. Ngồi
ra chắn đứt gãy và chắn thạch học cũng có biểu hiện tốt.

1.4.4. Yếu tố Bẫy, Thời gian và Di dịch
Như đã nêu ở các phần trên, đối tượng đá mẹ chính của khu vực bao gồm
các tập sét có tuổi Eocene-Oligocen, Miocen Sớm và Trung. Tuy nhiên đối với

tầng đá mẹ Eocene-Oligocen chưa được nghiên cứu nhiều về phương diện tiềm
năng sinh cũng như q trình trưởng thành sinh dầu khí do các giếng khoan trong
khu vực chưa đạt tới chiều sâu của tập này.
Kết quả minh giải tài liệu địa chấn đã đưa ra được một số cấu tạo có triển
vọng trong khu vực. Các bẫy cấu tạo trong vùng nghiên cứu hầu hết có dạng
khép kín 4 chiều hoặc 3 chiều, đây là loại đối tượng tương đối phổ biến và đã có