TẬP ĐOÀN DẦU KHÍ VIỆT NAMTRƯỜNG ĐẠI HỌC DẦU KHÍ VIỆT NAM

ĐỀ TÀI: Nghiên cứu đặc trưng chứa dầu khí thân dầu trong đá móng trước Đệ Tam mỏ Bạch Hổ ( mỏ Đông Nam Rồng) theo tài liệu địa vật lý giếng khoan.

Giảng viên hướng dẫn : Hoàng Văn Quý Sinh viên thực hiện : Phạm văn Đạt

Lương Văn TriểnNguyễn Bá Hoàng Linh

VŨNG TÀU, 2014

1. KHÁI QUÁT CHUNG VỀ MỎ

Bạch Hổ là tên mỏ dầu lớn nhất, là nguồn cung cấp dầu chủ yếu cho Việt Nam hiện nay, nằm phía đông nam, cách bờ biển Vũng Tàu 145Km,thuộc bồn trũng Cửu Long. Dầu thô Bạch Hổ thuộc loại phẩm chất tốt, dễ lọc, gọi là “dầu ngọt”,vì nó chứa ít chất lưu huỳnh, tác hại mài mòn dụng cụ rất thấp, giá bán rất cao trên thị trường quốc tế. Đơn vị khai thác mỏ này là Xí nghiệp liên doanh Dầu khí Việt-Xô thuộc Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam. Từ mỏ này có đường ống dẫn khí đồng hành vào bờ cung cấp cho nhà máy khí hóa lỏng Dinh Cố, nhà máy điện Bà Rịa và Trung tâm điện lực Phú Mỹ cách Vũng Tàu 40 km.

Độ sâu nước biển tại vùng mỏ khoảng 50m, thuận lợi cho việc sử dung các giàn khoan tự nâng. Các kết quả nghiên cứu địa chất công trình biển cho thấy phần trên của đáy biển thuận tiện cho việc xây dựng các công trình biển. Cường độ địa chấn của khu vực không vượt quá 6 độ Richter.

Khu vực mỏ có khí hậu nhiệt đới - gió mùa, mưa vào mùa hè, nhiệt độ không khí 25-350C, mùa đông là mùa khô với nhiệt độ 24-300С. Gió mùa tây-nam thường xuất hiện vào thời gian từ tháng 6 đến tháng 10. Thời điểm có các trận mưa lớn không kéo dài, kèm gió lốc với tốc độ tới 25 m/s. Độ ẩm không khí tăng tới 87 - 89%. Mùa đông bắt đầu từ tháng 11 tới tháng 3 năm sau với gió đông-bắc là chủ yếu, tốc độ đạt 20 m/s, gây nên các đợt sóng biển cao tới 10 m.

Thời gian thích hợp để tiến hành các công việc ngoài biển là mùa gió tây-nam: tháng 6 đến tháng 9, và thời kỳ chuyển tiếp: tháng 4-5 và tháng 11, khi gió chuyển hướng các dòng hải lưu phụ thuộc vào chế độ gió mùa và thủy triều. Tốc độ dòng chảy ở độ sâu 15-20 m đạt 85сm/s, tại tầng đáy: khoảng 20 – 30 m/s. Nhiệt độ nước trong năm thay đổi từ 25 đến 300С. Độ mặn nước biển dao động từ 33 đến 35g/l.

Giếng khoan đầu tiên phát hiện mỏ là ВН-1, do công ty "Mobil" khoan vào năm 1975 trên phần vòm của cấu tạo được phát hiện theo kết quả thăm dò địa chấn 2D. Khi thử vỉa, dòng dầu thu được từ cát kết thuộc Mioxen dưới. Các công việc tiếp theo được thực hiện vào năm 1983, sau khi XNLD “Vietsopetro” được thành lập, đã đưa đến việc phát hiện các thân dầu lớn trong trầm tích Oligoxen năm 1985, trong đá móng năm 1986.

Ở thời kỳ đầu (1983-1987) đối tượng thăm dò chính là các tầng Mioxen dưới và Oligoxxen, sau năm 1987 là đá móng. Trước 1992 vị trí các giếng thăm dò được thiết kế dựa trên bản đồ cấu tạo, lập theo tài liệu địa chấn thăm dò 2D, vào các năm sau, theo tài liệu địa chấn thăm dò 3D, lần đầu tiên thực hiện theo hợp đồng giữa XNLD là với hãng GECO của Na-Uy vào năm 1991 – 1992.

Trong các năm gần đây (2002-2005), nghiên cứu mỏ được thực hiện chủ yếu theo tài liệu khai thác mỏ, kết quả khoan khai thác, tái xử lý và tái minh giải tài liệu địa chấn thăm dò 3D, cùng với một khối lượng hạn chế - theo kết quả thăm dò địa chấn, kết quả khoan thăm dò và khai thác sớm. Với mục đích tận thăm dò các vùng có mức độ nghiên cứu thấp, đã tiến hành khoan ở phía Nam (GK.BH-16, 17, 1201, 1202), Tây-Nam (BH-18) và trên khối tây (GK.BH-11, 12001).

Tổng cộng trên toàn mỏ cho đến nay đã khoan được 17 giếng tìm kiếm-thăm dò, trong số đó ở 14 giếng đã thu được dòng dầu công nghiệp. Mật độ khoan thăm dò là 1 giếng trên diện tích 9 km2

Mỏ Bạch Hổ được đưa vào khai thác từ tháng 6.1986. Dầu được khai thác từ các thân dầu:

- Mioxen dưới - từ 26.06.1986 (giếng BH-1)

- Oligoxen trên - từ 25. 11. 1987 (giếng BH-700)

- Oligoxen dưới - từ 13. 05. 0987 (giếng BH-14)

- Móng - từ 06. 09. 1988 (giếng BH-1)

Theo hiện trạng tới 01. 01. 2006, trên phạm vi mỏ đã xây dựng 11 giàn cố định và 8 giàn nhẹ (hình 1.2), với các hệ thống bơm nén khí cho khai thác bằng gazlift và duy trì áp suất vỉa. Việc vận chuyển người, vật tư thiết bị thực hiện bằng máy bay trực thăng và tàu biển hoặc xà lan.

Nguồn năng lượng trên giàn được cung cấp bởi các động cơ đốt trong.

Căn cứ sản xuất của XNLD “Vietsopetro” được đặt ở thành phố Vũng Tàu và được cung cấp năng lượng nhờ hệ thống lưới điện Quốc gia từ các nhà máy điện Bà Rịa, Phú Mỹ và thành phố Hồ Chí Minh.

2. CẤU TRÚC ĐỊA CHẤT KHU VỰC VÀ MỎ

Mỏ Bạch Hổ nằm ở bồn trũng Cửu Long thuộc đới nâng Trung Tâm, đới nâng chia bồn trũng thành hai cấu tạo bậc hai: phía Đông và phía Tây.

Trong phạm vi của đới nâng Trung Tâm, Bạch Hổ là cấu tạo đặc trưng và có kích thước lớn. Toàn bộ các cấu tạo nâng có cấu trúc phức tạp.

Trong cấu trúc địa chất của bồn trũng trầm tích lục nguyên có tuổi từ Oligoxen-Eoxen đến đệ tứ chiếm ưu thế phủ trên móng bằng các bất chỉnh hợp góc và địa tầng.

2.1 Địa tầng

Mặt cắt địa chất mỏ Bạch Hổ theo kết quả khoan gồm các tầng đá móng kết tinh tuổi trước Đệ tam và chủ yếu là đá trầm tích lục nguyên. Tổng chiều dày theo chiều thẳng đứng mở vào đá móng là 1990m, của đá trầm tích là 4740m.

Móng là đá macma kết tinh hoàn toàn với các đai mạch pocfirit và diabaz anđezit bazal phản ánh tính bất đồng nhất thạch học. Đá móng bị biến đổi thứ sinh ở các mức độ khác nhau. Trong số các khoáng vật thứ sinh có zeolit và canxit phát triển mạnh. Theo số liệu phóng xạ, tuổi tuyệt đối của đá kết tinh dao động trong khoảng từ 245±7 (Triat muộn) đến 89±3 (Creta muộn) triệu năm.

Granitoid ở mỏ Bạch Hổ có độ nứt nẻ và hang hốc cao.

Đá trầm tích phủ bất chỉnh hợp địa tầng và góc trên móng có tuổi Paleogen, Neogen và Đệ tứ được phân chia trên cơ sở các dấu hiệu thạch học, bào tử phấn, cổ sinh địa tầng theo thang địa phương (từ dưới lên): Trà Cú (Oligoxen dưới), Trà Tân (Oligoxen trên), Bach Hổ (Mioxen dưới), Côn Sơn (Mioxen giữa), Đồng Nai (Mioxen trên) và Biển Đông (Plioxen không phân chia và Đệ tứ). Sự thay đổi lớn nhất của chiều dày và thành phần thạch học là các tập trầm tích cơ sở có tuổi Olioxen dưới, chúng hoàn toàn vắng mặt trong phạm vi các khối móng nhô cao.

Điệp Trà Cú (P31) có chiều dày 0-412m nằm giữa các tầng địa chấn SH-

BSM và SH-11 gồm xen kẽ các vỉa cát kết và các tập sét kết. Cùng với mức độ lún chìm của trầm tích về phía nếp lõm, chiều dày của hệ tầng tăng đồng thời với việc giảm đặc trưng thấm chứa của các vỉa cát kết. Ở phần đáy của điệp là cuội và sạn kết với các mảnh đá mỏng, tạo nên tầng lót đáy. Trong mặt cắt của điệp có các tầng chứa dầu: VI+VIa, VII+VIII, IX, X+XI, với chiều dày và thành phần đá chứa khác nhau. Phần đầu của các tầng sản phẩm nằm kề mặt đá móng. Theo kết quả khoan giếng thăm dò mới BH-11 và giếng khai thác nhanh BH-12001 nằm ở vùng phía Tây, tài liệu địa vật lý giếng khoan và thử vỉa đã xác định mức độ nén ép giảm chiều dày và đặc tính thấm chứa của chúng.

Theo tài liệu địa vật lý giếng khoan, thử vỉa và khoan các giếng khai thác sớm (BH-1202) và giếng khai thác (BH-1201) ở vùng phía nam thì trầm tích của Điệp Trà Cú (có chiều dày 0-412m) có đặc tính thấm chứa thấp, chiều dày các vỉa cát - bột kết không lớn, hàm lượng sét tăng cao. Theo tài liệu nghiên cứu mẫu lõi trong đá có lẫn vật liệu núi lửa.

Điệp Trà Tân có chiều dày thay đổi từ 50 đến 1800m nằm giữa các tầng địa chấn SH-7 và SH-11. Ở điệp này sét và sét kết chiếm ưu thế, bên trong bắt gặp các thấu kính cát kết và bột kết được ghép với nhau thành các tập: Ia, Ib, I, II, III, IV, V. Trong một vài tập có các vỉa dầu. Trong hàng loạt các giếng khoan đã gặp đá có nguồn gốc núi lửa, thành phần kiềm với chiều dày đạt đến 20m.

Điệp Bạch Hổ (N11) có chiều dày từ 770-900m nằm giữa các tầng địa chấn

SH-7 và SH-3. Hệ tầng này gồm các lớp mỏng sét, sét kết, bột kết và cát kết màu xám, xám tối và màu sắc sặc sỡ nằm xen kẽ. Trên nóc điệp Bạch Hổ trùng với tầng tựa là tập sét montmolinolit và sét kết phát triển rộng khắp diện tích với tên thông dụng là sét Rotalid. Chiều dày tầng này dao động từ 35m (ở phía Nam mỏ) đến 150m (ở một vài giếng khoan phần Đông –Nam). Dưới tầng địa chấn SH-5 trong mặt cắt của điệp có các tầng sản phẩm 23, 24, 25, 26, 27 là cát kết thạch anh và ackoz. Các tầng sản phẩm 25, 26, và 27 phát triển ở thể các thấu kính riêng biệt.

Trong lát cắt các điệp Côn Sơn (N12), Đồng Nai (N1

3) và Biển Đông (N2 + Q) có lớp các đá trầm tích cát kết - bột kết xen kẽ với các tập sét bột kết, sét và than nâu. Không thấy các tầng chúa sản phẩm trong mặt cắt của điệp này.

2.3 Kiến tạo

Theo tài liệu địa chấn 3D và khoan sâu, cấu tạo mỏ Bạch Hổ là khối nâng địa lũy của móng granitoid bị chôn vùi, chạy theo hướng nằm Đông - Bắc, mỏ có kích

thước 28 x 6km và biên độ 1400m theo đường đồng mức khép kín -4450m. Do sự hiện diện nhiều đứt gãy nên mỏ có cấu trúc phức tạp bị chia ra nhiều khối .

Từ dưới lên trên theo mặt cắt, cấu tạo phẳng dần và giảm dần kích thước. Biên độ đứt gãy giảm dần đến tắt hẳn.

Theo tài liệu địa chấn 3D mới thu nổ ở phần tận cùng phía Bắc cấu tạo, các đứt gãy chính tiếp tục kéo dài lên phía Bắc. Phần nghiêng xoay được thể hiện bằng sự lún chìm mạnh với góc nghiêng đến 450. Theo kết quả tái xử lý và tái minh giải tài liệu địa chấn 3D có sử dụng tài liệu khoan, đã chính xác lại mạng lưới đứt gãy, đặc tính và vị trí các đường đồng mức.

Ở phía tây cấu tạo giới hạn bởi các đứt gãy nghịch F1, F2, F3 được xác định trên các mặt cắt địa chấn và một số các giếng khoan như: 450, 924, 485, 2001, 140, trong đó có sự lặp lại của lát cắt trầm tích. Hướng của các đứt gãy nghịch trùng với đường phương của cấu tạo. Ở phía Đông, khối nâng được giới hạn bởi các đứt gãy thuận F5, F6, F7. Ở các phần đỉnh chúng được phân chia thành các đứt gãy nhỏ hơn: F 5.1, F 5.2, F6.2, F6.3.

Móng được chia thành các khối cấu kiến tạo (hình 2.3.5) theo các đứt gãy chính có tính đến sự phân bố thạch học của móng.

- Khối Tây-Bắc giới hạn ở phía Đông bởi đứt gãy thuận á kính tuyến F8, ở phía Tây và Nam bởi các đứt gãy nghịch F1 và F2, ở phía Bắc bởi đứt gãy thuận lớn F9.

- Khối Bắc giới hạn ở phía Đông bởi đứt gãy thuận F5, ở phía Tây bởi đứt gãy F8, ở phía Nam bởi ranh giới thạch học ranh giới thủy động học với khối Trung Tâm.

- Khối Trung Tâm giới hạn ở phía Đông bởi các đứt gãy thuận F5 và F5.3, ở phía Tây bởi đứt gãy nghịch F3, ở phía Nam bởi đứt gãy thuận F6.1 và ở phía Bắc bởi ranh giới thạch học.

- Khối Đông-Bắc giới hạn bởi các đứt gãy thuận F5, F5.3, F6.

- Khối Đông giới hạn bởi các đứt gãy thuận F6, F7, F6.3.

- Khối Nam giới hạn bởi các đứt gãy thuận F6.1, F6.2, F6.3 và ở phía Nam bởi ranh giới giả định giới hạn phần cấu tạo đã được nghiên cứu.

Trong báo cáo này khái niệm khối cấu- kiến tạo được hiểu là vùng của cấu tạo được giới hạn bởi các đứt gãy lớn và trong một vài trường hợp là ranh giới thạch học của đá (ranh giới giữa các khối phía Bắc và Trung Tâm).

Vị trí các đứt gãy chính trong minh giải tài liệu năm 2005 không có thay đổi lớn. Tuy nhiên đặc tính các đứt gãy nhỏ lại thay đổi nhiều.

Khối Bắc nằm sâu hơn so với khối Trung Tâm. Ở khối này có hai vùng nhô cao mang tính địa phương có kích thước không lớn ở khu vực các giếng khoan 810, 811 và 68. Đứt gãy lớn F4 chia khối này thành hai phần. Theo tài liệu địa chấn, bên trong phần phía Tây có một vài đứt gãy phân nhánh biên độ nhỏ. Phần phía Đông của khối không có đứt gãy. Kích thước khối 3.5 x 6 km.

Khối Trung Tâm chiếm vị trí cao nhất và có diện tích lớn nhất trên cấu tạo. Khối này gồm nhiều khối nâng địa phương nhỏ. Theo tài liệu địa chấn, bên trong khối bị chia cắt bởi nhiều đứt gãy biên độ nhỏ có hướng khác nhau và độ dài không lớn. Kích thước của khối là 12 x 5 km.

Khối Đông Bắc chìm sâu đến 1000m so với khối Trung Tâm, số lượng đứt gãy không nhiều chia cắt thành các khối nhỏ.Đa số các đơn nghiêng lún sâu về phía đông. Kích thước của khối là 1.5 x 9km.

Khối Đông ngăn cách bởi đứt gãy lớn F6 theo hướng Đông -Bắc ở phía Tây. Theo tài liệu địa chấn, trong khối này chỉ có vài đứt gãy không lớn và hai trũng địa phương có độ sâu bề mặt móng đến 5200m.

Khối Nam, theo kết quả minh giải tài liệu địa chấn năm 2005 không thấy khép kín ở phía Nam và được giới hạn bởi đường ranh giới giả định của vùng nghiên cứu cấu tạo. Bên trong khối có các vùng nâng địa phương và nhiều đứt gãy có hướng và biên độ khác nhau. Phía Bắc của khối là phần kết thúc của khối Trung Tâm. Kích thước của khối này là 10 x 5 km.

Khối Tây-Bắc ở phía Đông nằm kề với đứt gãy thuận F4 hướng về khối phía Bắc. Theo số liệu địa chấn, bên trong khối có đứt gãy nghịch lớn và hai đứt gãy thuận chạy ngang và ngắn. Bề mặt móng là đơn nghiêng chìm sâu về phía Tây. Kích thước khối là 11 x 1.5 km.

Cấu tạo của mỏ theo phức hệ Oligoxen dưới có cấu trúc phức tạp hơn. Theo số liệu khoan và địa chấn 3D không có trầm tích của phức hệ này ở phần khối nâng cao của móng. Trầm tích của phức hệ này có chiều dày ổn định ở những chỗ không bằng phẳng mang tính cục bộ của bề mặt móng. Phần lớn các đứt gãy phát hiện ở móng đều phát triển cả trong Oligoxen dưới. Trầm tích của phức hệ nằm kề trên mặt móng. Trên cơ sở đặc điểm cấu tạo, cấu trúc, phức hệ Oligoxen dưới được chia thành ba vùng chứa các thân dầu, đó là vùng phía Bắc, Nam và Tây (hình 2.3.6).

Vùng phía Bắc được giới hạn ở phía Nam và phía Tây bằng đường ranh giới vát nhọn của trầm tích Oligoxen dưới kề trên bề mặt móng, còn ở phía Đông giới hạn bởi đứt gãy F6. Bên trong vùng này đã xác lập sự hiện diện của các đứt gãy thuận F4 và F5 với nhiều đứt gãy phân nhánh theo những đứt gãy lớn, vùng này được chia thành nhiều khối nhỏ: I, II, III . Bên trong các khối có nếp uốn nhỏ được hìh thành do điều kiện trầm tích. Kích thước các khối này thay đổi từ : 7-10 x 1.5 - 2km, của cả vùng này là 6 x 10 km.

Vùng phía Nam giới hạn ở phía Bắc bằng đường gá kề địa tầng vào bề mặt móng, ở phía Tây và Đông giới hạn theo các đứt gãy riêng biệt và đường đẳng sâu giả định -4250m. Bên trong khu vực có một vài đứt gãy thuận và nghịch và các nếp lồi nhỏ dạng vòm. Kích thước vùng này là 4 x 8 km.

Khu vực phía Tây giới hạn ở phía Bắc và Đông bằng đường gá kề địa tầng của phức hệ Oligoxen dưới với bề mặt móng. Ở những phần kề liền với móng cấu

tạo có dạng đơn nghiêng đổ về phía Tây, chuyển tiếp sang nếp lõm võng. Kích thước vùng này là 2 x 4 km.

Phức hệ Oligoxen trên so với Oligoxen dưới có số lượng và chiều dài các đứt gãy giảm, biên độ của các đứt gãy còn lại cũng giảm, không còn các đứt gãy nghịch. Cấu trúc có hình dạng nếp uốn bị phức tạp bởi nếp uốn nhỏ, mũi cấu trúc và bậc thềm. Trong phạm vi mỏ, cấu trúc khép kín chỉ ở phần cuối phía Bắc. Ở phía Nam có khối nâng mới có chiều sâu thế nằm như ở phần Trung Tâm. Trên cơ sở độ chứa dầu khí và kiến tạo của phức hệ Oligoxen trên, cấu trúc được chia thành bảy khu vực (vùng): Trung Tâm, Bắc, Đông- Bắc, Tây-Bắc, Tây, Đông và Nam (hình 2.3.7). Ranh giới giữa các khu vực mang tính ước lệ và liên quan đến ranh giới phát triển các tập cát kết.

Vùng Bắc bao gồm phần phía Bắc của cấu trúc, trong đó có thấy sự hình thành vòm độc lập khép kín theo bình độ -2975m. Ngoài ra, vùng này còn có một số các nếp lồi nhỏ. Các đứt gãy đơn lẻ, biên độ nhỏ và không kéo dài. Kích thước vùng 5.5 x 7 km.

Vùng Trung Tâm được phân ra xung quanh một nếp uốn có khép kín ở bình độ -3025 m. Theo tài liệu địa chấn, bên trong vùng có các đứt gãy biên độ nhỏ, độ dài không lớn và rất nhiều nếp uốn nhỏ làm phức tạp cấu trúc của cấu tạo. Ranh giới phía Bắc được vạch sát với đường bình độ khép kín -3025 m, ở phía Nam, Đông, và Tây theo các đường ước lệ.

Vùng phía Nam phân ra xung quanh nhóm các nếp lồi biên độ nhỏ. Theo tài liệu địa chấn, trong vùng có các đứt gãy biên độ nhỏ, ngắn. Các vùng phía Tây và Đông bao gồm phần cánh của cấu tạo.

Theo phức hệ Mioxen dưới hướng cấu tạo gần trùng với á kinh tuyến. Số lượng đứt gãy giảm nhiều hơn, góc đổ ở phần cánh cấu tạo giảm, hình thành ba vòm khá rõ ràng: Bắc, Trung Tâm và Nam (hình 2.3.8). Tất cả các vòm này bị phức tạp bởi các đứt gãy ngắn.

Thông tin thu nhận được về cấu - kiến tạo mỏ cho phép rút ra các kết luận sau:

- Cấu trúc mỏ phát triển thừa kế. Điều này được thấy khi quan sát vị trí vòm cấu tạo của tất cả các phức hệ, sự thay đổi chiều dày các phức hệ từ đỉnh đến phần rìa, sự giảm dần của góc đổ các tầng giảm từ dưới lên trên theo mặt cắt, sự giảm số lượng và biên độ các đứt gãy (hình 2.3.9-2.3.11);

- Trên cơ sở phân tích sự phát triển cấu tạo đã xác lập sự có mặt ba tầng cấu trúc: dưới-móng trước đệ tam, trung gian và tầng nền bên trên;

- Tầng cấu trúc phân cách nhau bằng các bất chỉnh hợp;- Cấu tạo bị phân chia bởi đứt gãy các loại và có cấu trúc phức tạp.

3. CÔNG TÁC ĐỊA CHẤT THĂM DÒ

3.1 Công tác địa chấn thăm dò

Năm 2003 đã tiến hành công tác thu nổ địa chấn với diện tích 75 km2 ở nghiêng xoay phía Bắc mỏ Bạch Hổ. Ngoài ra, công ty Golden Pacific Group đã thực hiện xử lý lại các tuyến địa chấn 3D theo chương trình dịch chuyển chiều sâu trước khi cộng PSDM cho toàn bộ mỏ với khối lượng 4842km tuyến.

Năm 2004 đã tiến hành xử lý tài liệu địa chấn mới 3D thu nhận năm 2003 với khối lượng 75 km2 theo chương trình dịch chuyển thời gian trước khi cộng PSTM và minh giải tài liệu địa chất - địa chấn vùng phía bắc trên diện tích chờm phủ 160 km2 (đã xây dựng các bản đồ cấu trúc mới theo các tầng địa chấn SH-BSM, SH-10, và SH-5) và bản đồ chiều dày giữa các tầng SH-10 và SH-BSM.

Năm 2005 tiến hành minh giải lại tài liệu địa chấn thu được sau khi xử lý theo chương trình PSDM, kết quả đã xây dựng chính xác hơn bản đồ của các tầng SH-5, 7, 10 và BSM.

So sánh với trước đây đã chính xác lại cấu trúc, vị trí và hướng của các hệ thống đứt gãy.

3.2 Công tác khoan thăm dò và khai thác

Trong giai đoạn 2002-2005 khối lượng khoan thăm dò trên mỏ đạt 9690m. Đã khoan giếng thăm dò BH-11, kết thúc thử vỉa giếng BH-18 và bắt đầu khoan giếng thăm dò BH-23 (giếng khoan đạt chiều sâu 4308m tại thời điểm tới ngày 01.01.06). Năm 2001 đã khoan giếng BH-18, giếng phải đóng tạm thời trong thời gian dài trước khi tiến hành thử vỉa. Đã nhận được dòng dầu không lớn từ phần dưới móng, từ phần trên nhận được dòng dầu tự phun với lưu lượng ban đầu là 47 tấn/ngày đêm, tăng lên 120 tấn/ngày đêm trong quá trình khai thác.

Trên cơ sở vị trí giếng khoan đã được các bên tham gia phê duyệt, giếng BH-11 được khoan trên khối phía Tây của mỏ đến chiều sâu 5652m với mục đích thăm dò các vỉa dầu trong trầm tích Oligoxen. Giếng được khoan xiên từ giàn nhẹ BK-7 với khoảng cách lệch ngang theo bề mặt móng là 1750m. Giếng khoan đã khoan qua đá trầm tích và gặp móng ở độ sâu 5356m (-4748m). Đá móng kết tinh là diorit. Giếng khoan không gặp đứt gãy nghịch như dự đoán. Trầm tích Oligoxen được mở ra ở chiều sâu từ 3995m (-3392m) đến chiều sâu 5120m (- 4514m). Lát cắt Oligoxen gồm xen kẽ đơn điệu giữa sét, sét kết với số ít các lớp mỏng bột kết và cát kết. Từ chiều sâu 5120m hàm lượng cát tăng lên và xuất hiện các vỉa cát kết có chiều dày lớn hơn so với lát cắt phía trên.

Từ chiều sâu 5208m (-4600m) có thấy sự phát triển của các vỉa cát với chiều dày 10-25m đặc trưng cho trầm tích Oligoxen dưới. Theo số liệu phân tích tài liệu địa vật lý giếng khoan đã phân chia đá chứa dầu có tổng chiều dày hiệu dụng là 38m. Chiều dày toàn bộ trầm tích trầm tích Oligoxen dưới đã mở là 145m, Oligoxen trên là 1208m.

Sau khi kết thúc khoan đã tiến hành thử vỉa trong thân trần ở khoảng chiều sâu 5380-5652m (-4772-5041m) bằng gazlif trong 24 giờ. Tài liệu thử vỉa trong thời gian ngắn cho thấy không nhận được dòng dầu từ móng, mặc dù trong khi khoan ở phần trên đã xảy ra mất dung dịch với lưu lượng đến 3m3/giờ.

Trong quá trình đặt cầu xi măng đã xẩy ra sự cố mà không khắc phục được, vì vậy các vỉa cát kết Oligoxen không được thử.

Ngoài các giếng thăm dò với mục dích tận thăm dò mỏ đã khoan 4 giếng khai thác sớm: 711, 1201, 1202 và 12001 có tổng chiều dài khoan là 16620m (bảng P.1).

Giếng 711 được khoan xiên từ giàn MSP-7 ở phần rìa phía Bắc cấu tạo với mục đích tận thăm dò các vỉa dầu trong trầm tích Oligoxen và móng. Bề mặt móng gặp ở độ sâu 4317m (-4068m), độ lệch ngang từ giàn MSP-7 tới vị trí gặp bề mặt móng là 1175m. Không thu được dòng dầu khi thử vỉa thân trần ở chiều sâu 4340-4510m (-4041-4209m) bằng phương pháp gazlif . Từ trầm tích Oligoxen thu được dòng dầu có nước với lưu lượng 18.5 tấn/ngày và 7.5 tấn/ngày được. Vì vậy diện tích phân bố của các vỉa X + XI trong khối I theo hướng Bắc tăng không đáng kể.

Giếng 1201 khoan ở phần rìa phía Nam cấu tạo với mục đích tận thăm dò các vỉa dầu trong trầm tích và móng. Giếng được khoan nghiêng từ chân đế (OB-1). Khoảng cách lệch ngang tới vị trí gặp bề mặt móng là 1060m về phía Tây. Móng đã thử ở chiều sâu 4005-4694m (-3799-4400m). Thu được dòng dầu yếu.

Theo tài liệu xử lý và minh giải mới, giếng đã được khoan vào móng ở vùng đứt gãy thuận có biên độ trên 200m và đi vào khối sụt phía Tây là nguyên nhân cho dòng kém của móng. Không thu được dòng dầu từ trầm tích Oligoxen.

Giếng 1202 cũng được khoan ở phần rìa phía Nam cấu tạo với mục đích tận thăm dò các vỉa dầu trong các tầng trầm tích và móng từ chân đế OB-1. Kết quả thử vỉa móng và các vỉa cát kết Oligoxen cho dòng dầu yếu.

Giếng 12001 được khoan ở khối phía Tây với mục đích tận thăm dò các vỉa dầu trong trầm tích Oligoxen. Bề mặt móng được mở ở chiều sâu 4692m (-4585m), trầm tích Oligoxen dưới ở độ sâu 4425m (-4318m). Giếng này không gặp đứt gãy nghịch. Khi thử vỉa chung cho móng và trầm tích Oligoxen dưới đã không nhận được dòng dầu. Theo tài liệu địa vật lý giếng khoan trong giếng 12001 đá chứa trong trầm tích Oligoxen giảm đáng kể chỉ còn lại 3m.

Cấu trúc các giếng đã khoan trong giai đoạn 2002-2005 là cấu trúc chuẩn đã được sử dụng trong các năm trước.

Trong giai đoạn từ báo cáo tính lại trữ lượng lần trước tới nay đã khoan 36 giếng khai thác với tổng khối lượng là 150879m, trong đó 35 giếng đã mở vào móng. Có 3 giếng đã khoan đến chiều sâu trên 5000m, 6 giếng có đáy từ 4500m đến 5000m, 14 giếng từ 4000m đến 4500m, 13 giếng đến 4000m.

Tất cả các giếng đã khoan phản ánh trạng thái hiện thời của các thân dầu. Cấu trúc các thân dầu và mức độ sản phẩm của các vùng được chính xác theo tài liệu thu được.

Mẫu lõi được lấy trong các giếng khoan thăm dò và khai thác với khối lượng hạn chế 135m (thu hồi 122m). Trong giai đoạn 2002-2005 không lấy mẫu từ trầm tích Mioxen dưới, từ tầng trầm tích Oligoxen trên 3m, từ Oligoxen dưới -44m, từ móng -75m đạt 63,8% tổng số mẫu lõi lấy được.

Tính đến ngày 01.01.2006 trên mỏ Bạch Hổ đã khoan 274 giếng, trong đó 17 giếng thăm dò, 6 giếng khai thác nhanh và 242 giếng khai thác, trong số này 02 giếng khoan thân hai (475 và 474), 04 giếng khoan sâu thêm vào móng (69B, 121B, 136B, 818B). Trong quĩ giếng đã khoan đã hủy 30 giếng, đóng 8 giếng, 11 giếng quan sát, 22 giếng không hoạt động, 41 giếng sử dụng bơm ép, 152 giếng đang khai thác, một giếng đang thử vỉa (5001), những giếng còn lại không đưa vào quĩ giếng do những nguyên nhân khác nhau.

Trong số các giếng khoan thăm dò có 10 giếng hủy sau khi thử do nguyên nhân địa chất, được xem đã hoàn thành nhiệm vụ, bốn giếng đưa vào quĩ khai thác, một giếng vào quỹ bơm ép và hai giếng đóng do không có công trình biển.

Trong số các giếng khai thác đã hủy 19 giếng, 11 giếng đưa vào quan sát, 22 giếng không hoạt động, 40 giếng chuyển sang quĩ bơm ép và 148 giếng vào quĩ khai thác đang hoạt động.

3.3 Phương pháp, kết quả thử vỉa và khảo sát giếng

Các giếng khoan vào các đối tượng khai thác trong giai đoạn 2002-2005 được thực hiện trong điều kiện địa chất mỏ phức tạp. Trong các đối tượng khai thác, áp suất vỉa hiện thời giảm thấp hơn áp suất thủy tĩnh qui ước. Trong khi đó ở trầm tích Oligoxen trên dị thường áp suất cao hơn nhiều so với áp suất thủy tĩnh (Ka > 1.6).

Khoan mở móng thường kèm theo mất dung dịch mạnh. Ngăn cách đất đá đã khoan qua bằng ống chống thực hiện trong các giếng khai thác đến bề mặt móng hoặc thấp hơn từ 10-15m, đối với các giếng bơm ép thấp hơn chiều sâu 4000m. Do cấu trúc giếng khoan, việc thử vỉa móng nói chung được tiến hành trong thân trần có sử dụng chất lỏng tạo bọt hoặc gaslift.

Trong trường hợp thân giếng khoan trong móng được chống ống, mở vỉa thực hiện bằng bắn mìn. Bắn mìn cũng được áp dụng cho tất cả các đối tượng trầm tích.

Trong trường hợp dòng dầu yếu có áp dụng các phương pháp tăng cường như: xử lý axit, tạo áp bằng thuốc nổ, bắn mìn lặp lại, vỡ vỉa thủy lực.

Giai đoạn 2002-2005 đã thử 112 đối tượng kể cả việc chuyển đối tượng (bảng 3.3.1, P.3.2).

Bảng 3.3.1 KHỐI LƯỢNG THỬ VỈA Ở CÁC PHỨC HỆ CHỨA SẢN PHẨM

Phức hệ sản phẩm sản phẩm

Số lượng đối tượng thử Ghi chú

Trước 20022002-2005 Toàn bộ

Mioxen dưới 58 14 72 Oligoxen 81 40 121 Móng 141 54 195 Thử chung 4 4 Toàn bộ 280 112 392

Kết quả thử vỉa: 19 đối tượng không cho dòng, 40 đối tượng cho dòng dầu lẫn nước, 6 đối tượng cho dòng nước, 45 đối tượng cho dòng dầu, các đối tượng còn lại cho dòng yếu (bảng 3.3.2). Bảng 3.3.2

KẾT QUẢ THỬ VỈA

Phức hệ sản phẩm Kết quả nhận được dòng theo các đối tượng

Dầu Dầu có nước Nước Không cóMioxen dưới 4 6 1 3 Oligoxen 19 11 1 11 Móng 22 23 4 5 Toàn bộ 45 40 6 19

Việc nghiên cứu thủy động học các giếng khoan mỏ Bạch Hổ do lực lượng kỹ thuật XN khai thác và XN Địa vật lý giếng khoan của XNLD đảm nhiệm.

Trong quá trình thử vỉa ở các giếng khoan đã tiến hành tổ hợp nghiên cứu nhiệt - động học bắt buộc được thực hiện và theo khả năng, điều kiện cụ thể các phương đo mặt cắt nhiệt, PLT được sử dụng. Cần lưu ý rằng, hiện nay sử dụng phổ biến áp kế điện tử có độ chính xác cao để đo áp suất vỉa và áp suất đáy giếng. Khối lượng lớn các nghiên cứu được thực hiện chủ yếu trong các giếng khoan cho móng mỏ Bạch Hổ (bảng 3.3.3).

Bảng 3.3.3

KHỐI LƯỢNG KHẢO SÁT THỦY ĐỘNG HỌC CÁC GIẾNG KHOAN ĐẾN THỜI ĐIỂM 01.01.2006

Đối tượng 1991-1996 1997-2001 2002-2005 Toàn bộ Mioxen dưới 368 140 58 566 Oligoxen 363 164 141 668 Móng 1083 531 451 2064 Toàn bộ 1813 835 650 3298

Khảo sát tập trung tới việc nghiên cứu đặc trưng năng lượng vỉa (đo áp suất vỉa và đáy giếng). Các khảo sát tổng hợp bao gồm khảo sát các chế độ tĩnh và dòng không ổn định, đo áp suất, nhiệt độ theo khoảng dọc thân giếng khoan... cũng được thực hiện trong các giếng khoan. Minh giải số liệu đường cong phục hồi áp suất được tiến hành nhờ chương trình Pansystem cũng như sử dụng tổ hợp chương trình “Weltest” của công ty Schlumberger. Đối với mỗi giếng khoan, các phương pháp xử lý khác nhau được áp dụng để kiểm tra kết quả tính toán, minh giải (bảng P.3.3).

Việc ghi mặt cắt dòng chất lưu và mặt cắt tiếp nhận cho phép thu được số liệu về khoảng làm việc trong các giếng khai thác và bơm ép. Trước khi áp dụng rộng phương pháp PLT bao gồm đo dòng, đo mật độ và đo nhiệt độ, việc xác định khoảng làm việc trong giếng khoan trước đây được tiến hành bằng phương pháp đo nhiệt độ.

2.Phương pháp nghiên cứuĐá móng macma xâm nhập nói chung và mỏ Bạch Hổ nói riêng có không

gian lỗ hổng là nứt nẻ và hang hốc. Hệ thống nứt nẻ được hình thành chủ yếu do các quá trình họat động kiến tạo còn hệ thống hang hốc được hình thành bởi quá trình họat động kiến tạo xảy ra sau hàng triệu năm, hàng chục triệu năm. Khối đá macma không bị phá hủy không có khả năng chứa, thấm dầu khí. Đặc trưng chứa của đá móng có thể được nghiên cứu bằng 2 phương cách:

1 Nghiên cứu mẫu lõi, xác định đặc trưng chứa như độ rỗng, độ thấm, mức độ nứt nẻ.

2. Nghiên cứu theo tài liệu địa vật lý giếng khoanTrong bài tiểu luận này chúng tôi chỉ tập trung nghiên cứu theo tài liệu dia vật lý giếng khoan.2.1 Phân tích định tính

2.1.1 Theo tài liệu điện trớ suấtCác đói nứt nẻ xung quan thành giếng khoan thường bị lấp đầy dung dịch

khoan hoặc filtrat của dung dịch khoan , dẫn đến điện trở suất thấp hơn nhiều so với vùng đá không bị phá hủy, nơi điện trở suất của đá có thể lên đến hàng ngàn, hàng chục ngàn omm. Trên có sở đặc điểm này ta có thể dùng đường điện trở để phân ra các đới đá bị phá hủy kiến tạo.

Dịch khoan hoặc filtrat của dung dịch khoan , dẫn đến điện trở suất thấp hơn nhiều so với vùng đá không bị phá hủy, nơi điện trở suất của đá có thể lên đến hàng ngàn, hàng chục ngàn omm. Trên có sở đặc điểm này ta có thể dùng đường điện trở để phân ra các đới đá bị phá hủy kiến tạo.

2.1.2 Theo tài liệu gamma mật độĐá macma xâm nhập thường có mật độ đạt tới 2.6-2.7-2.75 g/cm3 tùy thuộc

vào thành phần cụ thể của nó. Tuy nhiên trong trường hợp bị nứt nẻ, hang hốc mật độ đá giảm đi rõ rệt. Mức độ nứt nẻ hang hốc càng lớn thì mật độ của đá càng thấp.

2.1.3 Theo tài liệu notron nhiệtĐá macma xâm nhập thường có hàm lượng hydro rất thấp. Tuy nhiên trong

trường hợp bị nứt nẻ, hang hốc hàm lượngb hydro tăng cao. Chính vì thực trang đó ta có thể phân ra các đới nứt nẻ- hang hốc với dị thường thấp chỉ số notron nhiệt.

2.1.4 Theo tài liệu khảo sát siêu âm

Đá macma xâm nhập có tốc độ truyền sóng siêu âm rất cao, khỏang 5000 – 6000 m/s. Chính vì vậy thời khoảng đo được đối với đá móng không bị nứt nẻ là khá thấp khỏang 185- 180 ms/m. Trong khi đó các đới đá bị phá hủy, nứt nẻ, hang hốc lại có tốc độ tuyền sóng siêu âm thấp, tùy thuộc vào mức độ nứt nẻ và hang hốc của đá móng. Chính vì vậy đới đá có giá trị thời khỏang cao là đới đá nứt nẻ và hang hốc.

2.2 Phân tích định lượng

2.2.1 . Xác định độ rỗng đá móng nứt nẻ theo tài liệu notron nhiệt

Độ rỗng của đá móng có thể được xác định theo tài liệu notron nhiệt theo công thức sau:

Фn = ( W-Wma)/ ( Wf – Wma) ( 1)

Trong đó W, Wma và Wf – là hàm lượng hydro đo được, trong matrix và trong filtrat, trong đó Wf = 0.991

2.2.2 . Xác định độ rỗng đá móng nứt nẻ theo tài liệu gamma mật độ

Độ rỗng của đá móng có thể được xác định theo tài liệu gamma mật độ theo công thức sau:

Фd = ( δma-δ)/ ( δma – δf) ( 2)

Trong đó δma,δ và δf– là mật độ matrix, mật độ đo được và mật độ fluid.δf = 1.04 g/cm3 ( nếu khoan bằng nước biển) và 1.00 g.cm3 ( nếu khoan bằng nước ngọt),

δma = 2.68g/cm3 hoặc 2.70g/cm3

2.2.3 . Xác định độ rỗng đá móng nứt nẻ theo tài liệu siệu âm

Độ rỗng của đá móng có thể được xác định theo tài liệu siêu âm theo công thức sau:

Фs = ( Δt-Δma)/ ( Δf – Δma) ( 3)

Trong đó Δt, Δma và Δf – là thời khỏang đo được, đối với matrix và fluid. Δf = 189 ms/f hay 620 ms/m, Δma = 180ms/m hay 54.86 ms/f

Như trong lý thuyết công thức (3) chỉ áp dụng trong trường hợp mô hình đá có lỗ hổng giữa hạt có nghĩa là chỉ đối với khỏang đá macma không bị phá hủy thứ sinh, không có nứt nẻ và hang hốc.

Áp dụng công thức ( 3) ta có thể dễ dàng xác định độ rỗng của đá móng phần không bi phá hủy. Đới đá móng không bị phá hủy có thể được phân theo các tiêu chí định tính như đã nêu ở trên.

2.2.4 Xác định độ rỗng của đá móng macma theo phương pháp notron nhiệt và gamma mật độ

Như phần 2.2.3 ta có thể xác định độ rỗng của đá móng Фs, phân đá không bị phá hủy, theo phương pháp siêu âm. Thế Фs vào 1 và 2 ta có hệ 2 phương trình 2 ẩn số Wma và δma:

Фs = ( W-Wma)/ ( Wf – Wma)

Фs = ( δma-δ)/ ( δma – δf) ( 4)

Giải hệ phương trình 4 ta sẽ xác định được Wma và δma

Sử dụng Wma và δma tìm được ta có thể xác định độ rỗng đá móng cho tất

lát cắt. Tuy nhiên để các tham số Wma và δma được xác định một cách chính xác ta cần chọn nhiều khoảng đá không bị phá hủy để chọn giá trị trung bình có phân bố cao nhất.

2.2.3 . Xác định độ rỗng thư sinh của đá móng nứt nẻ

Độ rỗng thư sinh của đá móng nứt nẻ được xác định theo công thức ( Hòang Văn Quý):

Ф2 = ( Ф – Фbl)/ ( 1- Фbl) ( 5)

Trong đó Ф và Фbl – độ rỗng chung xác định được theo tài liệu địa vật lý giếng khoan và độ rỗng khối đá không bị phá hủy.