Dự báo khai thác vào thân dầu trong đá móng khu vực mỏ đông nam rồng bồn trũng Cửu Long

MỤC LỤC Trang LỜI MỞ ĐẦU . 3 PHẦN 1 : TỔNG QUAN VỀ KHU VỰC MỎ RỒNG .5 A: VỊ TRÍ ĐỊA LÝ VÀ LỊCH SỬ TÌM KIẾM THĂM DÒ .5 I: Vị trí địa lý 5 II: Lịch sử tìm kiếm thăm dò 5 B: ĐỊA TẦNG .8 I: Đá móng trước Kainozoi 8 II: Các thành tạo trầm tích Kainozoi 9 C: ĐẶC ĐIỂM CẤU KIẾN TẠO MỎ RỒNG .13 I: Kiến tạo 13 II: Cấu tạo . 15 D: TỔNG QUAN VỀ THÀNH PHẦN THẠCH HỌC – KHOÁNG VẬT CỦA ĐÁ MÓNG MỎ RỒNG 20 I: Đặc điểm thạch học - khoáng vật . . 20 II: Đặc điểm thạch địa hóa . 25 PHẦN 2: DỰ BÁO KHAI THÁC VÀO THÂN DẦU TRONG ĐÁ MÓNG KHU VỰC MỎ ĐÔNG NAM RỒNG . 28 CHƯƠNG I: CÁC ĐẶC TRƯNG VẬT LÝ – THỦY LỰC HỌC CỦA ĐÁ MÓNG MỎ ĐÔNG NAM RỒNG .28 I: Các đặc trưng vật lý – thủy lực học và phương pháp xác định . .28 II: Kết quả nghiên cứu thí nghiệm .29 CHƯƠNG II: ĐẶC TÍNH LÝ HÓA CỦA DẦU, KHÍ HÒA TAN VÀ NƯỚC VỈA TRONG ĐIỀU KIỆN TIÊU CHUẨN VÀ ĐIỀU KIỆN VỈA .37 CHƯƠNG III: LỊCH SỬ KHAI THÁC 41 CHƯƠNG IV: CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN DỰ BÁO CHÍNH CHO CÁC VỈA DẦU 45 I: Phương pháp tương tự các chỉ số công nghệ khai thác cơ bản của toàn vỉa .45 II: Phương pháp giếng cơ sở .45 III: Phương pháp mô hình số 46 IV: Nhận xét .50 CHƯƠNG V: TÍNH TOÁN DỰ BÁO KHAI THÁC CỦA CÁC PHƯƠNG ÁN 51 I: Biện luận và lựa chọn các thông số của mô hình số .51 II: Lịch sử khai thác của các mô hình 59 III: Các phương án tính toán 64 IV: Kết quả tính toán của các phương án 64 PHẦN KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ .70 TÀI LIỆU THAM KHẢO . . .73 PHỤ LỤC 74

doc72 trang | Chia sẻ: lvcdongnoi | Ngày: 28/12/2012 | Lượt xem: 2140 | Lượt tải: 4download
Bạn đang xem nội dung tài liệu Dự báo khai thác vào thân dầu trong đá móng khu vực mỏ đông nam rồng bồn trũng Cửu Long, để tải tài liệu về máy bạn click vào nút DOWNLOAD ở trên
LỜI MỞ ĐẦU Công nghiệp dầu khí ở Việt Nam là ngành còn trẻ, được thành lập từ 11-1975, ban đầu gọi là “ Tổng Cục Dầu Khí “, tuy nhiên trong lịch sử tồn tại và phát triển của mình đã có những đóng góp to lớn cho nền kinh tế quốc dân làm phồn thịnh cho đất nước. Liên doanh dầu khí Vietsovpetro hoạt động trong phạm vi lô 9-1 thuộc bồn trũng Cửu Long, hiện đang khai thác dầu ở mỏ Bạch Hổ và một số mỏ nhỏ trên diện tích Rồng. Diện tích Rồng bao gồm Trung tâm Rồng, Đông Bắc Rồng, Nam Rồng, Đông Nam Rồng và Đông Rồng. Đề tài “ Dự báo khai thác vào thân dầu trong đá móng khu vực mỏ Đông Nam Rồng bồn trũng Cửu Long “ được lựa chọn nhằm tham gia giải quyết một số nhiệm vụ cho cuối giai đoạn thăm dò đầu giai đoạn khai thác. Hiện nay, các mỏ đã phát hiện ở Việt Nam đều trong giai đoạn phát triển khai thác. Do đó vấn đề tính toán dự báo khai thác là một công tác có ý nghĩa rất lớn. Đề tài này trình bày phương pháp sử dụng mô hình số để tính toán và dự báo khai thác của vùng mỏ Đông Nam Rồng – một trong những mỏ đang khai thác và thuộc sự quản lý của xí nghiệp Vietsovpetro. Nội dung chính của tiểu luận gồm: Phần 1: Khái quát về vị trí địa lý, lịch sử tìm kiếm thăm dò, địa tầng, đặc điểm cấu - kiến tạo của mỏ Rồng. Ngoài ra trong phần này còn này còn mô tả sơ lược về thành phần thạch học – khoáng vật của đá móng mỏ Rồng. Phần 2: Dự báo khai thác vào thân dầu trong đá móng khu vực mỏ Đông Nam Rồng, bao gồm các chương sau: Chương 1: Giới thiệu các đặc trưng vật lý – thủy lực học của mỏ Đông Nam Rồng. Chương 2: Mô tả các đặc tính lý hóa của dầu, khí hòa tan và nước vỉa trong điều kiện tiêu chuẩn và điều kiện vỉa. Chương 3: Lịch sử khai thác của các giếng. Chương 4: Giới thiệu một số phương pháp tính toán phổ biến . Chương 5: Tính toán dự báo khai thác bằng mô hình số với hai phương án (bơm ép và năng lượng tự nhiên). Phần kết luận và kiến nghị. PHẦN I TỔNG QUAN VỀ KHU VỰC MỎ RỒNG A. VỊ TRÍ ĐỊA LÝ MỎ RỒNG VÀ LỊCH SỬ TÌM KIẾM THĂM DÒ I. VỊ TRÍ ĐỊA LÝ Mỏ Rồng nằm trong lô số 9, thuộc bồn trũng Cửu Long, cách thành phố Vũng Tàu 120 km về phía Đông Nam. Cấu tạo Rồng nằm trên đới nâng trung tâm có hướng Đông Bắc và chiều dài khoảng 55 km và chiều rộng không quá 10 km. Chiều sâu mực nước biển ở khu vực mỏ Rồng vào khoảng 25-50 m. Nước biển có nhiệt độ trong khoảng từ 24.9 oC - 29.6 oC, nồng độ muối từ 33-35 g/l. Khí hậu ở vùng mỏ là nhiệt đới gió mùa, nhiệt độ trung bình của không khí là 27 oC. Mỏ Rồng trên thực tế là một vùng mỏ bao gồm 4 mỏ: Rồng (khu vực giếng khoan R1, R2, RP-1, R3), Đông Rồng (khu vực RP-2), Đông Nam Rồng (khu vực RC-2) và một phần cấu tạo Nam Rồng chưa khoan, phân bố trên một diện tích rộng khoảng 400km2. II. LỊCH SỬ TÌM KIẾM THĂM DÒ Mỏ Rồng được phát hiện năm 1985 bằng giếng khoan tìm kiếm R1 đầu tiên khoan trên đỉnh vòm dựa theo “Phương án tìm kiếm thăm dò trên cấu tạo Rồng “ do giám đốc Vietsovpetro phê duyệt. Cho đến 1/5/1997 đã có 14 giếng tìm kiếm thăm dò, 12 giếng khai thác với tổng số mét đã khoan là 48.814 m và 33.059 m. Từ năm 1985 – 1989 đã tiến hành khoan các giếng R1, R2, R3, R4. Trong đó phát hiện dầu trong Mioxen dưới ở R1, R2; trong Oligoxen ở R2, R3; khí condensate ở R3; giếng R4 thì không thấy sản phẩm. Khu vực trung tâm có các giếng khoan R9, R101, R16. Khu vực Đông Bắc có các giếng khoan R3, R6, R7, R8. Dựa vào các dữ liệu khoan, địa chấn bổ sung để hiệu chỉnh các giếng tiếp theo nhằm nâng cao hiệu quả công tác. Năm 1992, gần khu vực giếng R9 đã xây dựng giàn  Hình I.1. VỊ TRÍ MỎ RỒNG TRONG BỒN TRŨNG CỬU LONG khoan cố định RP-1, từ giàn khoan đã khoan giếng thăm dò R101 và giếng khai thác R11. Trong đó hai giếng R116 và R109 có nhiệm vụ thăm dò chi tiết. Chúng đã khoan vào móng và xác định được là móng có chứa dầu. Trên kết quả của R3 và R6 đã xác định giàn nhẹ RC-1 trên khu Đông Bắc nhằm thăm dò chi tiết, khai thác thử công nghiệp vỉa dầu trong Mioxen và Oligoxen. Năm 1993 được đánh dấu bằng việc mở thêm 2 mỏ mới là Đông Rồng (1993) và Đông Nam Rồng (1995) với giếng mở mỏ tương ứng là R11 và R14. Tại Đông Nam Rồng khi triển khai “ Đề án thăm dò chi tiết và khai thác thử công nghiệp khu giếng khoan R14 “ thì đã xây dựng giàn nhẹ RC-2 (năm 1995). Từ RC-1 khoan thêm giếng khoan thăm dò R21 và giếng khoan khai thác RC-2-01. Kết quả của 2 giếng này đã khẳng định giá trị công nghiệp của mỏ. Sản lượng Đông Bắc Rồng phát hiện các biểu hiện dầu khí trong móng . Đông Nam Rồng có giếng khoan (giếng R145) có lưu lượng rất lớn (700-1500 thùng/ngày). Đông Rồng, móng được bao phủ bởi trầm tích Oligoxen dưới hoặc Mioxen dưới với thành phần chủ yếu là sét, bột và cát với độ dày thay đổi trong khoảng 5-40 m. Hầu hết giếng khoan ở đây cho lưu lượng nhỏ trong khoảng 100-300 thùng/ngày. Các tích tụ dầu khí cũng chủ yếu nằm trong đá móng trước Kainozoi, mức sản lượng cao nhất dự kiến sẽ đạt là 12000-18000 thùng/ngày (Trần Mạnh Trí 1996). B. ĐỊA TẦNG Mỏ Rồng được phân bố trên đới nâng trung tâm của bồn trũng Cửu Long, có cấu trúc hết sức phức tạp, bị chia cắt thành nhiều khối riêng biệt bởi các hệ thống đứt gãy theo nhiều phương và biên độ khác nhau. Kết quả nghiên cứu có thể phân chia ra hai tầng cấu trúc rõ rệt: Tầng móng có tuổi trước Đệ Tam và trầm tích phủ có tuổi từ Oligoxen cho đến nay. Cả hai tầng đều có tính không đồng nhất rất cao theo mặt cắt và diện tích. Dựa vào các đặc điểm thạch học, cổ sinh, tài liệu carota của các giếng khoan, tài liệu về địa chấn và để thuận tiện trong công tác thăm dò và khai thác dầu khí các nhà địa chất dầu khí của Liên Doanh Dầu Khí Việt Xô đã phân chia và gọi tên các phân vị địa tầng theo tên địa phương cho cấu tạo này. I. Đá móng trước Kainozoi Đá móng được phát hiện ở 14 giếng khoan ở 3 mỏ. Các mẫu lõi được lấy từ các giếng khoan vào móng cho thấy đá móng ở mỏ Rồng chủ yếu là đá magma kết tinh và biến chất trao đổi do quá trình kết tinh và thủy nhiệt. Móng bao gồm nhiều loại đá khác nhau như đã trình bày trong cột địa tầng tổng hợp, trong đó chủ yếu là đá Granit, Granodiorit, Diorit có tuổi tuyệt đối từ 108-178 triệu năm. Đá móng thường gặp dưới dạng nứt nẻ đôi khi ở dạng hang hốc. Nứt nẻ thường được lắp đầy bởi canxit và zeolit (?). Dựa vào các mẫu lõi, mẫu vụn từ các giếng khoan ở mặt cắt Đông Nam Rồng, phần trên của đá móng gồm Granit và Diorit có độ hạt từ mịn đến trung bình và nứt nẻ, chứa thành phần khoáng vật chủ yếu là: thạch anh, plagioclas, biotit, muscovite, felspat kali, hocblend. Ngoài ra còn gặp dăm kết núi lửa mảnh thô dày tới 150 m. Nứt nẻ hang hốc bị lắp đầy bởi canxit, thạch anh, pirit, zeolit (?). Đây là bằng chứng để chứng minh cho sự hoạt động thủy nhiệt. Theo ý kiến của Kiriev.F.A các đá này là một phần của họng núi lửa, mặt cắt ngang của chúng đôi khi đạt đến 1.5 km. Hiện vẫn còn nhiều ý kiến khác nhau về vấn đề ghép tập đá dăm kết núi lửa vào móng hay lớp phủ trầm tích. Tại mỏ Đông Rồng, dòng dầu nhận được từ đá móng (R14) còn ở mỏ Rồng (R3, R6) khi thử vỉa chỉ nhận được dấu hiệu dầu, tại đây đá móng đặc trưng là Granit, Granit-biotit, Granit-gneis (R6), Granodiorit hocblend biotit (R7) có các nứt nẻ đơn bị lắp đầy bởi zeolit(?) và canxit. Tuổi tuyệt đối của đá móng tại khu vực mỏ Rồng dao động từ 50-178 triệu năm. II. Các thành tạo trầm tích Kainozoi Trầm tích Kainozoi phủ bất chỉnh hợp trên đá móng kết tinh. Đó là các trầm tích tướng ven biển, đầm hồ, châu thổ, ven châu thổ và tiền châu thổ lẫn vật liệu núi lửa. Trên cơ sở nghiên cứu các vi hóa thạch và bào tử phấn, kết hợp với việc nghiên cứu mẫu lõi, mẫu bùn, tài liệu địa chấn, biểu đồ carota, ta thấy các thành tạo trầm tích mỏ rồng chia thành: Paleogen, Neogen và Plioxen-các thành tạo Đệ Tứ. Chiều dày lớp phủ dày từ 2500 m ở vòm cấu tạo đến ở phần lún chìm. Chiều sâu thế nằm của các đơn vị địa tầng theo giếng khoan mỏ Rồng. II.1. Hệ Paleogen Ở mỏ Rồng khoan chưa gặp các trầm tích Paleogen cổ hơn Oligoxen, mặc dù có giả định rằng ngoài đá Oligoxen còn có cả Eoxen và có thể có đá cổ hơn ở các khu vực lún chìm sâu nhất thuộc khu vực nghiên cứu. Trầm tích Paleogen, trên cơ sở số liệu phân tích bào tử phấn hoa của Viện Dầu Khí Việt Nam được phân ra các điệp Trà Cú và Trà Tân tương ứng với tuổi Oligoxen dưới và Oligoxen trên. Các thành tạo Paleogen có thành phần cấu tạo rất phức tạp. Theo thành phần đó là các thành tạo trầm tích chủ yếu là lục nguyên. Ở mỏ Rồng mặt cắt có đá phun trào ở Oligoxen dưới (điệp Trà Cú) cũng như Oligoxen trên (điệp Trà Tân), ở các giếng khoan 1, 3, 5, 6, tổng chiều dày của đá phun trào nói chung là lớn hơn 100 m, còn ở giếng khoan 2 thì tổng chiều dày 200 m, đá phun trào chiếm 30% tổng chiều dày của Oligoxen. Theo số liệu địa chấn nóc trầm tích Oligoxen dưới (điệp Trà Cú) trùng với tầng phản xạ 11 mà tầng này không phải thấy được ở mọi nơi, còn nóc trầm tích Oligoxen trên (điệp Trà Tân) trùng với tầng SH-7. II.1.a. Trầm tích Paleogen ( P ). Trầm tích Oligoxen: gồm hai tập Oligoxen hạ - điệp Trà Cú (P31 tr.c ): được mở tại 7 giếng khoan tìm kiếm thăm dò (R3, R4, R6, R7, R8, R11, R18) và trên mặt cắt địa chấn chúng nằm ở mặt phản xạ móng SH-B. Điệp đặc trưng là sét kết ở phần trên lát cắt, còn ở phần dưới chủ yếu là sét kết, bột kết và cát kết xen kẽ. Đôi khi gặp các lớp sạn kết và đá núi lửa với thành phần trung tính. Ở một số giếng khoan chiều dày đá núi lửa đạt đến hàng chục mét. Tại phần đỉnh vòm cấu tạo Rồng (R1, R2, R9, R16, R109, R116) và Đông Nam Rồng (R14, R21, RC-201) đều vắng mặt các trầm tích điệp này. Theo tài liệu địa chấn chiều dày cực đại của điệp có thể đạt đến 500m tại các phần lún chìm sâu tại cấu tạo dương. Điều kiện lắng đọng trầm tích là lục địa, đầm hồ và sông. Trong đó cát kết của điệp tại mỏ Rồng ( R3, R6, R8 ) và Đông Rồng (R11, R18), nơi đã nhận được dòng dầu tự phun, phân ra 7 tầng sản phẩm VI-XII. Oligoxen thượng – điệp Trà Tân (P32 t t) : Trên phần lớn diện tích kẹp giữa hai tầng phản xạ SH11 và SH -7. Tại khu vực trung tâm, Nam cấu tạo rồng (R1, R2, R9, R16, R116, R119) và phần đỉnh cấu tạo Đông Nam Rồng (R14, R21) trung tâm của điệp nằm trực tiếp trên móng. Điệp đặc trưng bởi cát kết, bột kết và sét kết xen kẽ trong đó sét kết chiếm chủ yếu (40-70%). Đá có màu xám, xám tối và nâu, phần trên của lát cắt là sét màu đen và chứa nhiều vật liệu hữu cơ (1-10%). Trầm tích của điệp được thành tạo trong điều kiện lục địa tướng sông ngòi và đầm lầy đôi khi biển nông ven bờ. Đối với các loại đá này đều có tướng biển mạnh. Sản phẩm hydrocacbon chỉ gặp trong các vỉa cát – bột kết của mỏ Rồng (I-V). Tại giếng khoan R6 dòng dầu nhận được từ đá phun trào. II.1.b. Trầm tích Neogen ( N ) * Mioxen hạ - điệp Bạch Hổ ( N11 bh ) Được phân định bởi hai tầng phản xạ SH-3 và SH-7. Ở các giếng khoan R1, R9, R106, R116 phần trên của điệp Trà Tân bị bào mòn, ranh giới dưới của điệp Bạch Hổ trùng với mặt bào mòn. Gần điệp Trà Tân, điệp đặc trưng sét, sét kết, bột kết và cát kết màu xám, xám tối và sặc sỡ nằm xen kẽ. Phần trên của điệp Bạch Hổ chủ yếu là sét bột kết đánh dấu (sét Rotalia) thể hiện hầu hết trên vùng nghiên cứu. Trầm tích của điệp được thành tạo trong điều kiện vũng, châu thổ, biển nông ven bờ. Các thân cát ở đây có chiều dày biến đổi mạnh và diện tích phát triển không lớn. * Mioxen trung – điệp Côn Sơn ( N12 cs ): Được phân định giữa hai tầng phản xạ SH-2 và SH-1. Thành phần của điệp bao gồm cát thạch anh và sạn sỏi với bột sét. Trong mặt cắt có gặp các lớp kẹp đá cacbonat và các ổ than nâu. Môi trường lắng đọng trầm tích: biển nông, ven bờ, lục địa bị xâm lấn. Chiều dày của điệp 534-820 m. Không có vỉa dầu khí trong phần lát cắt này. II.1.c. Các trầm tích Plioxen – Đệ Tứ - điệp Biển Đông ( N2 Qbđ ) : Nằm ở phần trên của lát cắt và đặc trưng chủ yếu là cát hạt thô (đôi chỗ cát nhỏ), sạn với lớp kẹp mỏng bột, sét, macnơ. Trong lát cắt của điệp có gặp hóa thạch biển và glauconit. Chiều dày của điệp 470-622 m. Trầm tích của điệp lắng đọng trong điều kiện trầm tích biển nông.  C. ĐẶC ĐIỂM CẤU KIẾN TẠO MỎ RỒNG I. KIẾN TẠO Mỏ Rồng nằm trong đới nâng trung tâm của bồn trũng Cửu Long. Cấu trúc địa chất vùng mỏ Rồng hết sức phức tạp. Các đứt gãy kiến tạo chính là thành phần của hệ thống đứt gãy kiến tạo trong bồn trũng Cửu Long được hình thành chủ yếu trong giai đoạn từ Oligoxen muộn tới Mioxen sớm, phân chia bồn trũng thành nhiều đơn vị cấu trúc khác nhau. Vùng mỏ Rồng nằm trên đới nâng trung tâm của bồn trũng. Theo bề mặt móng và các tầng trên nữa, có thể phân chia được hàng loạt cấu tạo giới hạn bởi các đứt gãy thuận và nghịch với biên độ và độ dài khác nhau. Số lượng đứt gãy, độ dày và biên độ giảm dần ở các tầng trên. Phần lớn các đứt gãy thuận tới tầng phản xạ SH-10 thì tắt, một số ít kéo dài lên tới tầng SH-7 và chỉ một vài đứt gãy riêng lẽ là kéo dài lên tới tận nóc trầm tích Mioxen dưới – tầng SH-3. Tầng móng là tầng thể hiện rõ nhất hình thái của các cấu tạo do vậy mà được dùng làm cơ sở để phân vùng kiến tạo vùng mỏ Rồng. Bảng I.a. Các thông số cơ bản của các cấu tạo dương trên diện tích mỏ Rồngtheo bản đồ mặt móng TT  Cấu tạo  Đường khép kín cuối cùng ( km )  Kích thước (km)  Biên độ ( m )  Ghi chú   1  Rồng  -3600  32 x 1-10  1150  Theo tài liệu 3D của GGG   2  Đông Rồng  -4250  4.5 x 2.5  500  Theo tài liệu 3D của GGG   3  Đông Nam Rồng  -2850  8.0 x 6-7  660  Theo tài liệu 3D của Western Geophysical   4  Nam Rồng  -3900  7.5 x 2.5  500  Theo tài liệu 3D của Western Geophysical   I.1. Đặc điểm hoạt động kiến tạo khu vực mỏ Rồng Qua những tài liệu về địa chấn, tài liệu khoan, phân tích mẫu… hoặc thể hiện bằng các bản đồ, mặt cắt, đồ thị… về địa chất khu vực mỏ Rồng ta thấy rằng khu vực mỏ Rồng có sự hoạt động kiến tạo hết sức phức tạp với các đặc điểm sau đây. + Bề dày trầm tích Oligoxen thay đổi nhanh. Chúng thường vát nhọn về các đới nâng thậm chí mất hẳn trên khối nâng (khối nâng trung tâm) chứng tỏ mức độ sụp lún của các khối hoàn toàn khác nhau. + Bề dày trầm tích ở hai cánh đứt gãy thường thay đổi đột ngột chứng tỏ đây là các đứt gãy đồng trầm tích. + Có khá nhiều ranh giới bào mòn địa phương, khu vực chứng tỏ có sự thay đổi hướng chuyển động của các khối trong quá trình trầm tích. Do khối sụt lún chậm hơn hoặc nâng tương đối do mực nước biển khu vực theo quan niệm địa chấn địa tầng hạ thấp xuồng, đường bờ tiến ra phía biển. + Có hoạt động magma phun trào trong Oligoxen, giai đoạn tách giãn chính, chứng tỏ các yếu tố cấu trúc và vật chất sau cũng như địa nhiệt đã tác động trực tiếp vào việc hình thành hệ thống dầu khí ở khu vực mỏ Rồng. + Có các đứt gãy hình hoa chứng tỏ có các chuyển động ngang tương đối giữa các khối. Những đặc điểm nêu trên không phải lúc nào cũng thể hiện ở các khối, đới. Ở khối này bào mòn thể hiện rất rõ, trong khi ở đới khác chỉ là gián đoạn trầm tích, hoặc núi lửa hoạt động rõ rệt ở khối này trong lúc khối bên cạnh trầm tích trong điều kiện tĩnh.Vì vậy đặc điểm địa chất của cấu trúc vừa mô tả ở trên là khác nhau và do đó tiềm năng dầu khí của mỗi đơn vị cấu trúc cũng khác nhau nên việc tìm kiếm thăm dò ở mỗi khối cần được xem xét kỹ và có chiến lược khác nhau. II. CẤU TẠO II.1. Cấu tạo trung tâm Rồng Cấu tạo Rồng là khối nâng bậc III với cấu trúc phức tạp, theo mặt móng khối này kết thúc bằng đường đẳng sâu -3600 m. Phần đỉnh cấu tạo khép kín bởi đẳng sâu -2750 m với kích thước 9 x 2 - 3.5 km, biên độ 300 m. Tại đây đã khoan 3 giếng khoan tìm kiếm thăm dò và 1 giếng khoan khai thác RP-1. Trục cấu tạo thay đổi từ Tây Bắc sang Đông Bắc. Theo nóc Oligoxen dưới (SH-11) tuy biên độ cấu tạo, độ dài của đứt gãy có giảm nhưng hình thái cấu trúc vẫn giữ nguyên. Tại đỉnh vòm và nghiêng xoay Đông - Nam không có trầm tích Oligoxen dưới. Theo nóc Oligoxen trên (SH-7) cấu tạo khép kín theo đường bình độ -2550 m, kích thước và biên độ giảm đáng kể tương ứng là 21 x 3 km và 150 m. Cấu tạo chỉ khép kín tại phần vòm và ở nghiêng xoay Đông Nam. Theo nóc SH-5, phần vòm cấu tạo gồm hai vòm nhỏ. Vòm thứ nhất nằm ở khu vực trung tâm Rồng khép kín đường đẳng sâu -2170 m, kích thước 2 x 1 km, biên độ 40 m. Vòm thứ hai ở khu vực giếng khoan số 1 khép kín đường bình độ -2100 m, kích thước là 2.5 x 1.5 km, biên độ 50 m. Trên nghiêng xoay Đông Nam có lún chìm kiểu đơn tà, nghiêng xoay Đông Bắc có dạng địa hào nông nhỏ, hai phía giới hạn bởi các đứt gãy. Việc phân định các cấu trúc cho thấy trung tâm Rồng có kiến tạo phức tạp. Sự kế thừa hình thái cấu trúc quan sát được trong tầng cấu trúc trung gian và sau đó là Oligoxen (SH-7). Vào đầu thời kỳ phát triển tầng nền (SH-5) quan sát thấy có sự thay đổi về cấu trúc, sự kế thừa chỉ còn có thể quan sát được tại phần trung tâm và tồn tại tới SH-3, sau đó cấu tạo hoàn toàn bị san bằng. II.2. Cấu tạo Đông Rồng Tầng kiến trúc trước Kainozoi tách rời khỏi phần trung tâm và phần Đông Bắc bởi nếp lõm sâu và bị giới hạn bởi các đứt gãy kiến tạo ở mọi phía. Theo tài liệu 3D, ở phía Tây có đứt gãy nghịch, biên độ lớn chạy theo hướng Đông Bắc - Tây Nam. Tầng kiến trúc Kainozoi gồm 2 bậc: Paleogen và Neogen. Bậc Paleogen (Oligoxen) về bình diện kiến trúc theo nóc Oligoxen dưới (SH-11) đơn giản đi, trong khi đó vẫn bảo tồn tính kế thừa chung từ móng, độ dài và biên độ các đứt gãy giảm. Theo trầm tích Oligoxen trên, tầng SH-10, khối nâng có biên độ 150 m giới hạn bởi các đứt gãy phía Nam, Tây và Đông, còn ở tầng SH-7 vòm nâng đơn giản đi nhiều. Bậc Neogen (Mioxen): về nguyên tắc, tính kế thừa của bình diện cấu trúc được bảo tồn, tuy nhiên vòm nâng dịch chuyển đi gần 2 km về phía Nam so với móng. Ở phía Tây là đứt gãy chạy dài, ở phía Đông còn lại một phần các đứt gãy. Bình diện cấu trúc của tầng SH-3 hầu như lặp lại của tầng SH-5. II.3. Cấu tạo Đông Nam Rồng Theo mặt móng, đó là một cấu tạo phức tạp với đường khép kín -2850 m, kích thước 8 x 7 km, biên độ 660 m. Theo tài liệu 3D, các hệ thống đứt gãy chạy theo 3 phương khác nhau: Đông Bắc, á kinh tuyến và á vĩ tuyến, phân chia cấu tạo thành những khối nhỏ. Lớn nhất là một đứt gãy ở phía Tây nằm ở ngoài vùng khép kín có biên độ đạt đến 750 m. Trong phạm vi đường bình đồ khép kín biên độ đứt gãy chỉ còn 250 m. Phần nâng cao nhất của cấu tạo theo mặt móng nằm ở vùng giếng khoan R-21X, R-14X, khép kín theo đường bình độ -2925 m, có kích thước 3.5 x 1.7 km, biên độ 260 m. Vòm thứ hai nằm ở khối Tây Bắc tách rời khỏi khối Đông Nam bởi đứt gãy, có kích thước và biên độ nhỏ hơn tương ứng là 1.9 x 0.6 km và 75 m theo đường bình độ -2675 m. Đông Nam Rồng tách khỏi khối nâng Côn Sơn bởi võng nhỏ không sâu có độ rộng khoảng 300 m đến 750 m và độ sâu tương đối so với đường khép kín -2850 m dao động khoảng 25-150 m. Các hướng còn lại của Đông Nam Rồng đều được bao quanh bởi các võng sâu, tách nó ra khỏi cấu tạo khác như trung tâm Rồng, Đông Rồng. Đây là điều kiện thuận lợi cho việc di chuyển và tích tụ dầu khí. Trong phạm vi khép kín của cấu tạo vắng mặt trầm tích Oligoxen dưới, do vậy SH-11 chỉ quan sát được ở các phần sụt xung quanh. Đây là điều kiện thuận lợi cho việc tồn tại các bẫy chắn thạch học và kiến tạo. Chiều dày trầm tích Oligoxen dưới tại các vùng này khoảng 200-300 m, tương đương với Đông Rồng, tạo tiền đề cho triển vọng dầu khí của chúng. Theo đường bình độ khép kín -2400 m của SH-10, cấu tạo Đông Nam Rồng có dạng mũi và hướng trãi á vĩ tuyến, các phía khác ngoại trừ hướng Đông Nam được bao quanh bởi các trũng. Về phía Đông Nam, tại Đông Nam Rồng tồn tại một cấu tạo dương theo đường khép kín -2000 m với kích thước 3.0 x 1.0 km, biên độ 100 m. Võng yên ngựa quan sát ở tầng phía dưới vẫn tồn tại nhưng nông và hẹp hơn. Ở đây các đứt gãy chủ yếu có hướng á vĩ tuyến, các đứt gãy có hướng Đông Bắc bị tắt đi. Theo SH-7, Đông Nam Rồng đặc trưng là một mũi cấu tạo phần nâng cao nhất có thể giới hạn bằng đẳng sâu -2100 m. Trong phạm vi này theo đường cong khép kín -1800 m có tồn tại một vòm nhỏ với kích thước 1.0 x 0.75 km và biên độ dưới 20 m. Theo SH-5 và SH-3 trên đỉnh Đông Nam Rồng vẫn tồn tại cấu trúc dạng mũi, nghiêng về phía Bắc - Tây Bắc, số lượng các đứt gãy giảm, còn biên độ của chúng không vượt quá vài chục mét. II.4. Cấu tạo Nam Rồng Đây là cấu tạo triển vọng của vùng nghiên cứu, theo tài liệu địa chấn 2D, Nam Rồng là cấu tạo dương với hướng trãi á vĩ tuyến và khá phức tạp, biểu hiện rõ nhất theo SH-BSM với đường khép kín -3900 m, kích thước 7.5 x 2.5 km, biên độ 500 m. Trong phạm vi này có các vòm nâng nhỏ, kích thước1.5-4.0 x 1.0 km và biên độ 150-200 m (theo đường đẳng sâu -3600 m). Cắt ngang qua phần đỉnh cấu tạo là một đứt gãy lớn với biên độ đạt tới 400 m. Nam Rồng được bao quanh bởi các võng nhỏ kéo dài theo phương của cấu tạo, độ sâu của chúng có nơi đạt tới -5200 m. Chính những điều kiện này là tiền đề tốt cho việc hình thành các tích tụ dầu khí. Đứt gãy kiến tạo chỉ ghi nhận được tại các tầng sâu (SH-BSM, 10, 8), còn trong các tầng nền (SH-5, 3) thì không thấy. Biên độ cấu trúc của tầng trên (SH-5, 3) có sự khác biệt so với các tầng dưới, hơi nghiêng về phía Tây Bắc. Trên diện tích Nam Rồng theo các mặt phản xạ này tồn tại các vòm nhỏ với biên độ không đáng kể.  D. TỔNG QUAN VỀ THÀNH PHẦN THẠCH HỌC –KHOÁNG VẬT CỦA ĐÁ MÓNG MỎ RỒNG. Dầu trong móng mỏ Rồng được tìm thấy sau dầu trong móng mỏ Bạch Hổ nhưng chúng chiếm phần quan trọng không kém trong việc phát triển nền công nghiệp dầu khí Việt Nam. Công tác tìm kiếm thăm dò, nghiên cứu đối tượng đá móng được đặc biệt chú trọng ở những nơi khác trong bể Cửu Long ngoài mỏ Bạch Hổ và kết quả cũng tìm thấy dầu trong đá móng mỏ Rạng Đông, mỏ Ruby… Vấn đề về các đặc điểm thạch học – khoáng vật của đá móng mỏ Rồng được trình bày dưới đây dựa trên các tài liệu báo cáo khoa học của VietsoVpetro, Viện Dầu Khí Việt Nam và một số nghiên cứu của các nhà chuyên môn khác về vấn đề này trên một số giếng khoan. I. ĐẶC ĐIỂM THẠCH HỌC KHOÁNG VẬT. Đá móng mỏ Rồng là đá magma toàn tinh, đa phần là các đá thuộc nhóm Granitoid. Các đá này bị hệ thống đứt gãy phá hủy kèm theo nứt nẻ và bị phong hóa ở các mức độ khác nhau, đồng thời các hoạt động phun trào đưa lên thâm nhập vào một số đứt gãy nứt nẻ. + Ở cấu tạo Rồng phát triển chủ yếu Granit biotit và Granit 2 mica, Granodiorit, Diorit. + Ở cấu tạo Đông Rồng và Đông Nam Rồng đặc trưng bởi thành phần Monmodiorit thạch anh, Tonalit và Diorit á kiềm. + Ở cấu tạo Nam Rồng (mới chỉ có giếng khoan tìm kiếm) chủ yếu là Granit và Diorit. Granit: Màu xám sáng có cấu tạo khối, có nhiều cấp độ hạt khác nhau nhưng chủ yếu là hạt trung, bị nứt nẻ và ít bị biến đổi. Chúng là các loại đá sáng màu gồm Granit 2 mica và Granit biotit. Hiện diện chủ yếu ở cấu tạo Rồng, cấu tạo Nam Rồng cũng có nhưng không phổ biến. Thành phần khoáng vật chính: plagioclase có số hiệu No 20 - 29 (oligoclas) có hàm lượng từ 20-50 %, felspat kali 20-45 %, thạch anh từ 15-40 %, biotit < 10 %, muscovite < 3%, amphibol < 2%. Khoáng vật phụ gặp phổ biến: apatit, sphen, zircon, tuamalin và các khoáng vật quặng. Khoáng vật thứ sinh gặp phổ biến ở hầu hết các mẫu: hydromica, kaolinit, clorit, canxit, zeolit(?). Đặc biệt một số khoáng vật thứ sinh do quá trình phong hóa và các hoạt động thủy nhiệt tạo nên lắp đầy các khe nứt và các hang hốc trong đá. Tùy thuộc vào sự có mặt của khoáng vật màu trong đá, ta có các loại Granit 2 mica, Granit biotit – hocblend hoặc gọi theo kiến trúc của đá: Granit granophia, Granit kataclazit (hoặc gọi là Granit milonit khi chúng cà nát mạnh mẽ). Qua phân tích Silicat cho thấy thành phần: SiO2: 68-73 %, CaO: 0.4-2.7 %, Na2O: 3.40-5.4 %, K2O: 3.12-6.67 %, thuộc dãy thạch hóa bình thường với lượng K và Na gần bằng nhau, đặc trưng bởi sự dư thừa nhôm (hệ số oxit nhôm Al = 3.5-14.2 %). Granodiorit: trong móng ít gặp hơn là Granit, phát triển và chiếm ưu thế ở cấu tạo Rồng, một số ít ở cấu tạo Nam Rồng. Đây là loại đá có thành phần trung gian giữa Granit và Diorit. Đá sáng màu thường có kiến trúc hạt thô, nữa tự hình, có kiến trúc khảm. Đá bị nứt nẻ giống Granit ở cấu tạo Nam Rồng nhưng có mức độ phong hóa mạnh mẽ hơn và thành tạo phong phú các khoáng vật mới. Kết quả phân tích cho thấy: Khoáng vật chính: plagioclase từ 25-60 %, felspat kali:15-30 %, thạch anh từ 15-25 %, biotit: 5-10 % . Khoáng vật phụ: sphen là khoáng vật đặc trưng, apatit, zircon, epidot.  HÌNH I.4: (R21, 3384-3384.5 m) Granit biotit. Plagioclas bị sauserit hóa, hocblend có đa sắc lục nâu.  HÌNH I.5: (R21, 3384-3384.5 m) Tonalit biotit hạt vừa. Đá bị thạch anh hóa, fenpat hóa. Thạch anh thay thế biotit.  HÌNH I.6: (R14, 2767-2773.5 m) Diorit hocblend hạt vừa. Đá có kiến trúc nửa tự hình, hạt sphen nằm giữa thạch anh, plagioclas bị sauserit hóa.  HÌNH I.7: (R14, 2767-2773.5 m) Diorit-diorit-biotit-hocblend. Đá bị cà nát mạnh. Hocblend có đa sắc xanh đặc trưng của hocblend thuộc Granitoit phức hệ Định Quán. Các khoáng vật thứ sinh phổ biến: hydromica, kaolinit, canxit, zeolit(?). Nhóm canxit, zeolit (?) được thành tạo bởi quá trình nhiệt dịch, lắp đầy các khe nứt và các hang hốc trong đá . Monmodiorit thạch anh: sáng màu thường có mặt cùng với Granodiorit và monzonit thạch anh và so với Granodiorit chúng bị kéo về phần trên của mặt cắt, trong đó phát triển nhiều khe nứt và thường lắp đầy bởi canxit và zeolit (?). Ở môt số giếng khoan Monmodiorit thạch anh có hàm lượng khoáng vật sẫm màu như biotit và amphibol cao hơn. Amphibol ở đây là hocblend. Các đá bị cà nát mạnh và đã bị biến đổi nhiệt dịch. Ở trong các phần bị nứt nẻ mạnh phát triển các ổ và mạch nhỏ tập hợp canxit – zeolit (?). Kết quả phân tích silicat đã chứng minh các đá này là loại đá có hàm lượng SiO2 trung bình (59-62 %), giàu và giàu vừa kiềm. Diorit thạch anh - amphibol - biotit: là loại đá màu xám có cấu tạo khối, có kiến trúc hạt trung thô và có độ cứng trung bình. Các khe nứt lớn trong đá rất ít và theo thường lệ chúng được lắp đầy bằng zeolit (?). Hướng chủ yếu của các khe nứt tạo góc khoảng 450 với chiều ngang của mẫu lõi. Dưới kính gồm: plagioclase N0 30-45 % chiếm 60-65 %, felspat kali 3-5 %, thạch anh 5-10 %, biotit < 10 %, amphibol < 10 %. Đá đã bị cà nát, dọc theo nhiều vi khe nứt phát triển tập hợp canxit - epidot - zeolit (?). Các hạt felspat đã bị zeolit hóa (?) từng phần và bị cacbonat hóa. Biotit hầu như bị clorit hóa hoàn toàn, còn các khe cát khai được lắp đầy bằng zeolit thứ sinh (?), epidot và quặng. Phân tích hóa học cho thấy là loại đá trung tính điển hình dư oxit nhôm, ít oxit silic và nghèo kiềm. Monzonit thạch anh: Đây là các đá màu xám, hạt trung, có cấu tạo khối, hiện diện cùng với Granodiorit và Monmodiorit thạch anh. Trong đó cũng có các khe nứt được lấp đầy bằng canxit và zeolit (?). Trong lát mỏng thành phần gồm: plagioclase N0 30-40 chiếm 30-40 %, felspat kali 30-40 %, thạch anh 5-15 %, biotit 5-15 %. Thạch anh thường còn tươi, tắt làn sóng và bị nứt nẻ. Biotit ở mức độ đáng kể bị thay thế bởi clorit. Thường gặp các ổ epidot thứ sinh cùng với clorit và zeolit (?). Tonalit: Đây là loại đá Diorit giàu thạch anh. Các đặc điểm khoáng vật và đặc điểm địa hóa gần giống như Diorit nhưng hàm lượng thạch anh cao hơn (> 20 %). Gabrodiorit: đây là loại đá có màu xám tối, kiến trúc porphyr với ban tinh > 5 %. Nền có cấu tạo hạt mịn và có kiến trúc hạt nữa tự hình. Khoáng vật màu > 30 %, chủ yếu là hocblend. Khoáng vật sáng màu là felspat + thạch anh. Đá bị nén ép nứt nẻ. Trong lõi khoan quan sát thấy Gabrodiorit xuyên cắt Granodiorit. II. ĐẶC ĐIỂM THẠCH ĐỊA HÓA. Phân tích hóa học thành phần các đá móng (bảng II) cho thấy sự khác biệt lớn nhất là ở hàm lượng oxit silic (57 – 73 %), điều đó chắc chắn cho phép chia ra hai nhóm đá: Đá axit với SiO2 từ 64-73 % và trung tính SiO2 từ 57-64 %. Nhóm axit chia làm hai phụ nhóm: • Axit (68-73 % SiO2) chủ yếu là Granit. • Axit vừa (64- 68 % SiO2) gồm có Granodiorit, Monmodiorit thạch anh. • Các đá trung tính: Monmodiorit thạch anh – amphibol – biotit, Diorit thạch anh-amphibol-biotit sáng màu và Diorit-amphibol-biotit kiềm, Tonalit (SiO2 53-64 %). Bản đồ phân bố các đá móng dựa vào thành phần khoáng vật nghiên cứu được ở các lõi khoan được chia thành ba trường với các nhóm đá khác nhau. Trường đá axit: với sự phát triển chủ yếu là các đá Granit thuộc cấu tạo Rồng và Nam Rồng. Trường các đá axit vừa: với sự phát triền chủ yếu của các đá Granodiorit ở cấu tạo Rồng và một ít ở cấu tạo Nam Rồng. Trường các đá trung tính: với sự phát triển chủ yếu của các đá Monzodiorit thạch anh-amphibol-biotit và Diorit, Tonalit ở cấu tạo Rồng, Đông Rồng và Đông Nam Rồng.  Bảng I.b : THÀNH PHẦN HÓA HỌC CỦA ĐÁ MÓNG Ở MỘT SỐ GIẾNG KHOAN  1  2  3  4  5  6   SiO2  71.68  67.64  72.75  62.60  62.78  72.14   TiO2  0.40  0.54  0.17  0.40  0.56  0.28   Al2O3  14.89  15.32  13.72  17.21  16.15  13.73   Fe2O3   0.15  0.17  1.57  1.70  1.38   FeO  2.07  3.01  1.91  4.71  3.98  0.82   MnO  0.09  0.07  0.07  0.08  1.02  0.09   MgO  0.36  2.14  0.36  2.36  2.26  0.42   CaO  2.14  3.50  1.67  4.58  4.39  0.62   Na2O  3.22  3.59  3.33  2.38  2.57  3.59   K2O  4.91  3.67  4.88  1.89  1.82  6.11   P2O5    0.25  0.27  0.21  0.12   H2O  0.16  0.13  0.12  0.18  0.16  0.11   Tổng  99.92  99.76  99.40  98.23  97.60  99.41   Na2O/K2O  0.66  0.98  0.68  1.26  1.41  0.59   Na2O+K2O  8.13  7.26  8.21  4.27  4.39  9.70   1.Granit biotit Giếng khoan R203 (2785-2790 m). 2.Granodiorit Giếng khoan R116 (2730-2734.5 m). 3.Granit biotit Giếng khoan R201 (3023-3025.5 m). 4.Tonalit Giếng khoan R16 (2930-2932 m). 5.Diotit Giếng khoan R14 (2842.5-2844 m). 6.Granit biotit Giếng khoan R305 (2710-2715.8 m). Trích từ “ Phan Văn Kông. Đặc điểm thạch địa hóa các thành tạo magma móng mỏ Rồng, bồn trũng Cửu Long, Luận văn thạc sĩ, Trường ĐHKHTN, Tp.HCM, 2000 “. PHẦN II DỰ BÁO KHAI THÁC VÀO THÂN DẦU TRONG ĐÁ MÓNG KHU VỰC MỎ ĐÔNG NAM RỒNG BỒN TRŨNG CỬU LONG CHƯƠNG I CÁC ĐẶC TRƯNG VẬT LÝ –THỦY LỰC HỌC CỦA ĐÁ MÓNG MỎ ĐÔNG NAM RỒNG I. CÁC ĐẶC TRƯNG VẬT LÝ-THỦY LỰC HỌC VÀ PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH. Các đặc trưng vật lý – thủy lực học của đá móng khu vực Đông Nam Rồng xác định qua nghiên cứu thí nghiệm trên mẫu lõi bao gồm: + Áp suất mao dẫn và tỷ phần khe nứt lỗ hổng macro. + Hệ số đẩy dầu bằng nước và hệ số đẩy dầu mao dẫn. + Bão hòa nước thặng dư, dầu tàn dư và độ thấm theo dầu, nước. + Thấm pha tương đối dầu - nước, dầu - khí. + Độ nén của đá, sự biến đổi các tính chất thấm chứa theo áp suất. + Tính dính ướt của đá. ● Đường cong áp suất mao dẫn được xác định bằng các phương pháp màng bán thấm và ly tâm (máy ly tâm BECMAN, vận tốc 5000v/ph). Tỷ phần của nứt nẻ macro Cf được xác định qua đặc điểm biến đổi của đường cong này ở các mẫu có kích thước lớn và mẫu nguyên đường kính. Các mẫu này chứa đầy đủ các dạng lỗ hổng đặc trưng hơn so với các mẫu trụ kích thước tiêu chuẩn và sự có mặt của nứt nẻ, hang hốc macro với kích thước vượt trội so với vi nứt nẻ đã dẫn tới sự biến đổi đột biến của áp suất mao dẫn theo độ bão hòa. Sự biến đổi này thể hiện qua điểm uốn của đường cong thường trong khoảng 0,01~ 0,03 atm và độ bão hòa tương ứng với điểm uốn này chính là giá trị của Cf. ● Hệ số đẩy dầu bằng nước : - Hệ số đẩy dầu của matrix vi nứt nẻ đã được nghiên cứu trong quá trình đẩy dầu do mao dẫn theo cơ chế tự ngấm đối chiều. - Thấm pha tương đối của dầu - khí được xác định theo phương pháp dòng không ổn định, còn thấm pha tương đối của dầu - nước được xác định bằng các phương pháp dòng ổn định và không ổn định. Ở phương pháp dòng ổn định, dầu và nước được bơm đồng thời ở các tỷ lệ khác nhau trên các thiết bị “ Water Flooding “. Ở mỗi tỷ lệ dầu nước, độ thấm của mỗi pha dầu và nước được xác định chỉ sau khi độ bão hòa đã đạt được sự ổn định. ● Độ nén dẽ của đá và ảnh hưởng của điều kiện vỉa lên các tính chất thấm chứa đã được xác định ở áp suất địa tĩnh hiệu dụng (Peff) mô phỏng trên thiết bị CAPRI. Peff phụ thuộc vào áp suất địa tĩnh và áp suất vỉa, giá trị ban đầu có thể được xác định theo công thức: Peff = 0,013 x H . H: chiều sâu (m). Peff: áp suất địa tĩnh hiệu dụng (Mpa). II. KẾT QUẢ NGHIÊN CỨU THÍ NGHIỆM. * Áp suất mao dẫn và tỷ phần lỗ hổng macro. Các đường cong áp suất mao dẫn (hình II.1) cho thấy sự khác biệt rõ rệt trong đặc tính biến đổi của áp suất mao dẫn ở các độ thấm khác nhau. Ở các mẫu có độ thấm lớn đều có sự biến đổi trong mối quan hệ áp suất mao dẫn – độ bão hòa trong khoảng chuyển tiếp từ các giá trị thấp (0,01 – 0,03) đến các giá trị cao hơn. Đặc tính biến đổi này phản ánh sự có mặt của các nứt nẻ macro - một nhân tố gây nên tính bất đồng nhất cao trong cấu trúc lỗ hổng. Đối với matrix vi nứt nẻ có độ thấm nhỏ, ở cùng một độ bão hòa thì áp suất mao dẫn có giá trị cao hơn hẳn so với trường hợp mẫu có độ thấm lớn. Do vai trò có tính quyết định của các lỗ hổng macro đối với khả năng thấm của đá và quá trình thu hồi dầu, tỷ phần của chúng trong tổng độ rỗng (Cf) trở thành một trong những thông số đặc trưng quan trọng cho đá móng nứt nẻ hang hốc. Tỷ phần của lỗ hổng macro trong đá móng khu vực Đông Nam Rồng được xác định trên mẫu lõi của 4 giếng khoan: R145, R203, R206 và R305. Trên tập hợp mẫu được nghiên cứu với độ thấm trong khoảng 11.6-39879 mD (trung bình 7674 mD), độ rỗng 1,6-17,2 % (trung bình 8,4 %), tỷ phần lỗ hổng macro có giá trị biến đổi trong khoảng 0,05-0,583 (trung bình 0,247). * Đặc trưng của quá trình đẩy dầu của nước đã được xác định trên 4 mẫu đơn và 6 mô hình đá nứt nẻ bao gồm 25 mẫu đá của 4 giếng khoan: R145, R203, R206 và R305. Sự đẩy dầu được tiến hành ở phương thẳng đứng từ dưới lên trên. Kết quả trong phụ lục 3, cho thấy hệ số đẩy dầu trong khoảng 0,504 – 0,671 ở các khoảng tương ứng của độ thấm là 18,1-1067 mD và tỷ phần lỗ hổng macro từ 0,108-0,468. Giá trị trung bình của hệ số đẩy dầu là 0,578 còn độ bão hòa dư có giá trị trung bình 25,1 %. Hình II.3 cho thấy hệ số đẩy dầu có xu hướng tăng cùng độ thấm và độ bão hòa, còn độ bão hòa dầu tàn dư thì giảm khi độ thấm tăng. Ngoài các giá trị cuối cùng của hệ số đẩy dầu, động thái biến đổi của hệ số này trong mối quan hệ với lượng nước bơm ép cũng có ý nghĩa quan trọng đối với việc tính toán cho các phương pháp khai thác. Động thái biến đổi của hệ số thu hồi dầu xác định trên các mô hình vỉa với mẫu lõi của các giếng R145, R203 cho thấy sau thời điểm xuất hiện nước thì vẫn còn có thể lấy ra một lượng dầu khá đáng kể. Tỷ lệ của lượng dầu khai thác trong giai đoạn này phụ thuộc vào tỷ phần độ rỗng macro. Kết quả xác định trên mẫu ở các giếng R203, R305 trong phụ lục 4, cho thấy hệ số đẩy dầu do tự ngấm mao dẫn của nước vào matrix vi nứt nẻ có giá trị trung bình là 0,411. * Độ thấm tương đối dầu – nước: Độ thấm tương đối của nước ở độ bão hòa dầu tàn dư (Sor trung bình 29,5 %) biến đổi trong khoảng 0,208 – 0,355 (trung bình 0,282). Nhìn chung kết quả thí nghiệm cho thấy rằng đối với đá móng nứt nẻ với cấu trúc hai độ rỗng bất đồng thì đường cong thấm pha tương đối khác biệt khá rõ rệt so với dạng đường cong thẳng trong trường hợp đá thuần nứt nẻ. Đặc trưng quá trình đẩy dầu bởi khí được xác định theo phương thẳng đứng từ trên xuống dưới trên 5 mô hình bao gồm 19 mẫu. Ta có hệ số đẩy dầu biến đổi trong khoảng 0,191-0,591 ở khoảng độ thấm tương ứng 4-7067 mD và tỷ phần độ rỗng macro 0,163-0,486. So với dầu đẩy nước, hiệu quả đẩy dầu bởi khí nhỏ hơn khá đáng kể, giá trị của hệ số đẩy dầu trung bình chỉ là 0,349 trong khi độ bão hòa dầu tàn dư lên tới 45,1%. Hiệu quả thấp của quá trình đẩy dầu bởi khí cũng được thể hiện rõ qua động thái biến đổi của hệ số đẩy dầu theo lượng khí bơm ép. Ngoài ra sự xâm nhập khí xảy ra sớm hơn so với ngập nước (ở hệ số đẩy dầu 0,225 so với 0,36). Đặc điểm này được giải thích bởi tính không dính ướt và hệ số linh động khá cao của khí so với nước. Vì thế khí chỉ có thể đẩy dầu trong các lỗ dầu và các khe nứt macro và hầu như không tác động được dầu trong vi nứt nẻ. * Độ thấm tương đối dầu - khí được xác định trên 5 mô hình với độ thấm từ 4-1246 mD, độ bão hòa nước ban đầu 28,4-35,6 % và tỷ phần độ rỗng macro Cf = 0,163-0,486. Các tính chất của mô hình và kết quả thí nghiệm đưa ra trong phụ lục 4. Độ thấm tương đối của khí ở độ bão hòa dầu tàn dư biến đổi trong khoảng 0,103-0,372 (trung bình 0,223). * Sự biến đổi của tính chất thấm - chứa ở điều kiện vỉa và độ nén của lỗ hổng. Sự thay đổi tính chất thấm chứa ở điều kiện vỉa được xác định trên 24 mẫu giếng R145, R203, R305. Kết quả đưa ra ở phụ lục 5 cho thấy ở áp suất hiệu dụng 350 atm độ rỗng của mẫu lõi giếng R145, R203, R305 giảm đi tương ứng là 13,7%, 23,2 % và 16,9 %. Sự biến đổi độ thấm của đá móng nứt nẻ dưới tác động của áp suất hiệu dụng mạnh hơn nhiều so với độ rỗng. Ở áp suất địa tĩnh bằng 350 atm giá trị của độ thấm giảm đi hàng chục lần. Sự khác biệt khá lớn trong giá trị của độ thấm ở các chu kỳ tăng giảm áp suất khác nhau cho thấy biến dạng tàn dư chiếm một tỷ trọng đáng kể trong tổng biến dạng của đá móng. * Tính dính ướt . Tính dính ướt đối với nước đã được đánh giá một cách gián tiếp qua việc so sánh hiệu quả đẩy dầu do tự ngấm mao dẫn và do bơm bởi nước đẩy thủy động học. Phụ lục 4 cho thấy quá trình đẩy dầu do tự ngấm mao dẫn của các nước ở các mẫu matrix vi nứt nẻ tỏ ra khá hiệu quả với hệ số đẩy dầu trung bình là 0,411. So sánh giá trị này với hệ số đẩy dầu thủy động học (0,578, phụ lục 3) ta có giá trị của chỉ số dính ướt M là : M = 0,411/0,578 = 0,711. Giá trị M này cho phép kết luận về tính ưa nước của matrix đá móng ở khu vực Đông Nam Rồng .  Hình II.1 . Các đường cong áp suất mao dẫn khí - nước.  Hình II.2. Quan hệ giữ độ bão hòa nước dư và độ thấm của đá móng ( Đông Nam Rồng ).  Hình II.3. Quan hệ giữa độ rỗng hở và độ thấm khí của đá móng: 1- GK R14, 2-GK R21 (Đông Nam Rồng).  Hình II.4. Mối quan hệ của hệ số đẩy dầu bởi nước và độ bão hòa dầu tàn dư với độ thấm ban đầu. CHƯƠNG II ĐẶC TÍNH HÓA LÝ CỦA DẦU, KHÍ HÒA TAN VÀ NƯỚC VỈA TRONG ĐIỀU KIỆN TIÊU CHUẨN VÀ ĐIỀU KIỆN VỈA Các mẫu cho từng đối tượng nghiên cứu đã được tiến hành thí nghiệm tách vi phân sau đó quy về điều kiện bể chứa (P = 14.5 psi, T = 155 oF), trên cơ sở kiểm tra kết quả các lần phân tách: tỷ suất dầu khí, hệ số thể tích. Giá trị trung bình cộng của các chỉ số chính của dầu vỉa như sau: Áp suất bão hòa Pb = 6.87 Mpa. Tỷ suất dầu khí GOR = 50.6 m3/T. Hệ số thể tích của dầu Bo = 1.170 phần đơn vị. Độ nhớt trong điều kiện vỉa µvỉa = 1.969 mPa x s. Tỷ trọng dầu trong điều kiện vỉa γo vỉa = 769.4 kg/m3. Tỷ trọng dầu trong điều kiện tiêu chuẩn γo đktc = 851.1 kg/m3. Hệ số nén dầu vỉa Co vỉa = 0.00117 Mpa-. Nhìn chung, dầu vỉa trong đá móng Đông Nam Rồng thuộc loại trung bình với các thông số chính dao động trong khoảng sau: Áp suất bão hòa Pb = 6.67-7.24 Mpa. Tỷ suất khí-dầu GOR = 7.9-54.8 m3/T. Hệ số thể tích của dầu Bo = 1.166-1.172 phần đơn vị. Độ nhớt trong điều kiện vỉa µvỉa = 1.948-1.992 mPaxs. Tỷ trọng dầu trong điều kiện vỉa γo vỉa = 762.8-775.0 kg/m3. Phân tích so sánh các thông số chủ yếu của dầu vỉa cho thấy trong khoảng độ sâu nghiên cứu, từ mặt móng trở xuống co độ sâu tuyệt đối từ 2190-2929 m có sự phân dị các đặc tính của vỉa dầu theo chiều sâu. Qua xử lý bằng toán học đã xác định được các mối tương quan theo các biểu thức sau (độ sâu lấy giá trị tuyệt đối). Tỷ suất khí-dầu GOR = - 0.01231 x H + 82.15 m3/T. Áp suất bão hòa Pb = - 0.00103 x H + 9.51 Mpa. Hệ số thể tích của dầu Bo = - 0.00001122 x H + 1.198 phần đơn vị. Độ nhớt trong điều kiện vỉa µvỉa = 0.0000727 x H + 1.82 mPa*s. Tỷ trọng dầu trong điều kiện vỉa γo vỉa = 0.02406 x H + 707.7 kg/m3. Hệ số nén dầu của vỉa Co vỉa = - 0.00000062 x H + 0.00184 mPa-1. Tỷ trọng của dầu tách γo sep = 0.01150 x H + 821.9 kg/m3. Tỷ trọng khí γg = 0.000367 x H – 0.004196, không khí = 1. Phân tử lượng của dầu vỉa Mvỉa = 0.0314 x H + 975 g/mol. Các mẫu dầu tách là những mẫu được thu hồi từ dầu vỉa đem tách khí tới điều kiện bể chứa (P = 14,5 psi, T = 155 oF) và mẫu tách khí khi khai thác lấy tại miệng giếng hoặc ở bình tách sau khi ổn định ở điều kiện hiện trường . Các số liệu trên cho thấy rõ rằng dầu ở khu Đông Nam Rồng thuộc loại hơi nặng (tỷ trọng từ 847.0-866.5 kg/m3), ít lưu hùynh (hàm lượng lưu huỳnh từ 0,052-0,090 % khối lượng), nhiều paraffin (hàm lượng paraffin từ 16,35-21,91 % khối lượng), hàm lượng phân đoạn sáng màu cao (phân đoạn điểm sôi đầu đến 350oC từ 46,3-48,4 % khối lượng). Dầu có hàm lượng paraffin cao nên nhiệt độ đông đặc của dầu khá cao (từ 23-37oC). Nhìn chung, càng xuống sâu theo mặt cắt, tỷ trọng, độ nhớt, hàm lượng paraffin nhựa và asphalten càng cao hơn, có hàm lượng phân đoạn sáng màu lại giảm (nhiệt độ sôi đến 350oC). Thành phần của khí tách từ dầu vỉa tới điều kiện bể chứa (P = 14,5 psi, T =155 oF) được xếp vào loại sau: + Ít nitơ (N2 < 5,00 % mol). + Không chứa lưu hùynh (H2S < 0,01 % mol). + Ít dioxit cacbon (CO2 < 2,00 %). + Ít heli (He < 0,1 % mol). Thành phần ion và tính chất vật lý của nước vỉa trong điều kiện vỉa (độ sâu -3000 m), kết quả như sau: + Tỷ suất khí - nước ở điều kiện vỉa GWR = 3.286 m3/T. + Hệ số thể tích của nước ở điều kiện vỉa Bw vỉa = 1.0409 phần đơn vị. + Độ nhớt trong điều kiện vỉa µvỉa = 0.0004401 Mpa-1. + Tổng độ khoáng hóa M = 13.356 g/l . + Tỷ trọng nước biển trong điều kiện chuẩn γw = 1008.7 kg/m3. Nhìn chung, nước vỉa khu vực Đông Nam Rồng thuộc loại chlorur - calci với tổng khoáng hóa là 12.3 - 14.1 g/l. Các tính chất của nước bơm ép ở áp suất 30.0 Mpa và nhiệt độ 108.4oC như sau: + Hệ số thể tích của nước Bw = 1.0357 phần đơn vị . + Độ nhớt µ = 0.325 mPa*s. + Hệ số nén C = 0.0004213 Mpa-1. + Tổng độ khoáng hóa M = 34.0g/l. + Tỷ trọng nước ở điều kiện vỉa γw vỉa = 991.5 kg/m3. + Tỷ trọng nước vỉa trong điều kiện chuẩn γw đktc = 1023.7kg/m3. Tính chất vật lý và thành phần hóa học nước dưới đất. Đới chứa nướt khe nứt trong móng ở một số mỏ của Đông Nam Rồng Giếng khoan  ToC  Tổng khoáng hóa  rNa+/rCl-  rSO42-(x100)/ rCl-  rNa+ - rCl-/ rSO42-  rCl- - rNa+/rMg2+  rCa2+/ rMg2+  pH  Phân loại nước theo Sulin   R14   12.66  0.71  1.13  -26.09  63.82  72.66  7.16  Chlorur magnesi   R14   13.72  0.76  2.11  -11.62  138.92  177.94  8  Chlorur calci   R21  74  13.92  0.89  4.42  -2.56  0.75  0.30  7.2  Chlorur magnesi   Trích từ “ Trần Văn Xuân. Trũng Cửu Long – Bồn Artesi, Đại Học Bách Khoa Tp.HCM, 2005 ”. CHƯƠNG III LỊCH SỬ KHAI THÁC Theo hiện trạng đến ngày 1/10/2003 vùng Đông Nam Rồng đã khoan xong và đưa vào khai thác 6 giếng, trong đó các giếng R145, R213, R206, R305, R303 nằm trong quỹ giếng khai thác ở chế độ tự phun, còn giếng R203 đang tiến hành bơm ép giữ áp suất vỉa. Việc khai thác thử các giếng được bắt đầu vào 6/1996 và bị gián đoạn trong khoảng thời gian từ 2/1997 đến 10/1998, do sự cố đường ống dẫn dầu (bị đóng paraffin) và kéo dài từ đó đến nay. Giếng R145: được đưa vào khai thác thử vào tháng 6/1996. Trong các khoảng có chiều sâu tuyệt đối từ -2356 đến - 2616 m của giếng khoan đã tiến hành bắn mìn có lựa chọn các đoạn có bề dày hiệu dụng chứa dầu với tổng bề dày 152 m. Lưu lượng ban đầu ứng với đường kính côn 16 mm là 650 tấn/ngày đêm dầu không nước.Về sau giếng được khai thác ở chế độ đường kính côn từ 12 - 20 mm, sự suy giảm rõ rệt lưu lượng dầu và áp suất miệng tăng lên do áp suất đường ống dẫn dầu tăng là điểm nổi bật đặc trưng của giếng này. Trước khi dừng lưu lượng dầu ứng với đường kính côn 12 mm là 300 tấn/ngày đêm và áp suất miệng là 4 Mpa. Sau giai đoạn tạm dừng giếng, lưu lượng ứng đường kính côn 20 mm là 680 tấn/ngày đêm. Sau đó với chế độ không thay đổi, lưu lượng dầu giảm chậm và trong 12/1999 còn 315 tấn/ngày đêm và áp suất miệng xấp xỉ 2.5 Mpa. Nguyên nhân chính dẫn đến việc giảm lưu lượng của giếng ở giai đoạn này là do áp suất vỉa giảm. Giá trị áp suất vỉa do đầu 9/1999 (chuyển đến độ sâu tuyệt đối -2500 m) là 23.1 Mpa, nghĩa là so với giá trị ban đầu đã giảm 3 Mpa. Tổng cộng tính từ đầu, giếng đã khai thác được 348.9 ngàn tấn dầu không nước. Lượng dầu khai thác trung bình trên mỗi đơn vị áp suất vỉa suy giảm là 128.3 ngàn tấn/Mpa. Giếng R213: là giếng có giá trị chiều sâu tuyệt đối mặt móng cao nhất trong số các giếng đã khoan trên vùng Đông Nam Rồng. Ở giếng này đã ở vào phần bão hòa dầu của móng từ -2194 đến -2929 m bằng thân trần. Giếng được đưa vào khai thác thử vào 6/1996 với lưu lượng ban đầu là 350 tấn/ngày đêm, dầu không nước ứng với đường kính côn 16 mm. Khi tăng đường kính côn lên 18 mm, lưu lượng giếng tăng đến 380 tấn/ngày đêm. Sau đó lưu lượng giảm nhanh do áp suất trong đường ống dẫn dầu tăng. Đến cuối năm 1996 lưu lượng còn 300 tấn/ngày đêm. Sau khoảng thời gian dài hoạt động, giếng tiếp tục khai thác vào 10/1998 với lưu lượng 440 tấn/ngày đêm ở chế độ đường kính côn 16 mm. Giai đoạn khai thác tiếp có đặc trưng là giảm lưu lượng, vào 12/1999 chỉ còn 320 tấn/ngày đêm và đã xuất hiện nước trong sản phẩm (đến 2.6 %). Tổng cộng từ đầu khai thác đã thu hồi được 212.9 ngàn tấn dầu và 2.9 ngàn tấn nước. Giếng R201: vì lý do công nghệ, thời gian khai thác thử của giếng R201 trong giai đoạn trước khi dừng khai thác không dài từ tháng 10-12-1996. Giếng mở thân trần vào đá móng bão hòa dầu ở chiều sâu tuyệt đối từ -2750 m đến -2847 m. Giếng làm việc ở chế độ tự phun với lưu lượng dầu là 280 tấn/ngày đêm ứng với đường kính côn là 22 mm. Giếng tiếp tục hoạt động sau khi thay thiết bị lòng giếng và xử lý vùng cận đáy giếng bằng dung dịch axit-dầu vào 8/1999. Lưu lượng giếng ứng với đường kính côn 18 mm là 440 tấn/ngày đêm dầu không nước. Trong tháng 12/1999, lưu lượng ở cùng chế độ này giảm xuống còn 320 tấn/ngày đêm với áp suất miệng gần 2 Mpa. Tổng cộng từ đầu khai thác giếng đã khai thác được 62.9 ngàn tấn dầu không nước. Giếng R206: mở thân trần vào tầng móng ở chiều sâu tuyệt đối từ -2535 m đến -2716 m. Giếng khai thác thử vào 11/1999 bằng cách bơm hỗn hợp khí-dầu từ giếng R305 vào khoảng giữa ống và van tuần hoàn. Lưu lượng dầu đo chung cho khoảng 180 tấn/ngày đêm. Áp suất vỉa được đo tại giếng vào 12/1999 trong quá trình tiến hành đo mặt cắt dòng (PLT) và sau khi tính chuyển đổi đến độ sâu tuyệt đối -2500 m là 23.7 Mpa. Giếng R305: đã tiến hành bắn vỉa có chọn lựa các đoạn bão hòa dầu trong khoảng có độ sâu tuyệt đối từ -2470 đến -2779 m với tổng bề dày 130 m. Giếng bắt đầu khai thác vào 6/1999 với lưu lượng 410 tấn/ngày đêm dầu không nước ứng với đường kính côn là 18 mm. Gần đây giếng làm việc chung với giếng R206 và lưu lượng gần như không thay đổi. Tổng cộng từ đầu khai thác, giếng đã khai thác được 76.6 ngàn tấn dầu không nước. Trước khi đưa vào khai thác, vào 1/1999 áp suất vỉa đo được là 25.4 Mpa thấp hơn áp suất ban đầu của thân dầu 0.7 Mpa chứng tỏ có sự tồn tại quan hệ thủy lực tốt cùng với vùng thu hồi của các giếng R145 và R213. Giá trị áp suất vỉa trong 12/1999 là 23.9 Mpa. Như vậy trong quá trình khai thác thử, trên vùng Đông Nam Rồng có 5 giếng hoạt động là R145, R213, R201, R206 và R305. Các giếng này khai thác tự phun ngoại trừ giếng R206 với lưu lượng ban đầu từ 280 đến 650 tần/ngày đêm dầu không nước. Đặc trưng khai thác các giếng là giảm lưu lượng dầu, trong giai đoạn 1 nguyên nhân chính là do áp suất trong đường ống dẫn dầu RC-2-RP-1 tăng, còn ở giai đoạn 2 là do áp suất vỉa của thân dầu giảm. Tổng cộng ngày 1/1/2000, đã khai thác được 743294 tấn dầu. Trong đó, ở giai đoạn 1 (trước khi dừng vì lý do công nghệ) là 192933 tấn và ở giai đoạn 2 là 550359 tấn. Khối lượng dầu khai thác chủ yếu (80,4 %) được khai thác từ hai giếng R145 và R213 khoan vào vùng cao nhất của cấu tạo . NHẬN XÉT Đây là thân dầu có loại đá chứa đặc biệt với hệ thống vi nứt nẻ và hang hốc nứt nẻ. Mỏ Đông Nam Rồng có lịch sử khai thác khá dài và ổn định. Áp suất bão hòa bọt khí tương đối nhỏ do đó chế độ tách khí xảy ra, chế độ năng lượng tư nhiên khá lớn nên cần xem xét khai thác theo chế độ năng lượng tự nhiên. Mỏ có chiều cao khá lớn, tiềm năng sử dụng năng lượng trọng lực cao trong công nghệ tác động nhân tạo là bơm ép nước. Do đó nên sử dụng công nghệ bơm ép nước để nâng cao hệ số thu hồi dầu. CHƯƠNG IV CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN DỰ BÁO CHÍNH CHO CÁC VỈA DẦU I. Phương pháp tương tự các chỉ số công nghệ khai thác cơ bản của toàn vỉa. Đây là phương pháp dựa vào động thái những chỉ số công nghệ khai thác cơ bản của một đối tượng khai thác đã biết (sản lượng khai thác dầu, khí, nước, áp suất vỉa…) có những đặc trưng địa chất - vật lý và chế độ khai thác vỉa tương tự. Trình tự tính toán dự báo được tiến hành như sau: + Trước tiên, người ta đánh giá được hệ số thu hồi dầu cuối cùng, lưu lượng dầu ban đầu của các giếng và sự biến thiên của chúng theo thời gian. Thông thường hệ số thu hồi dầu cuối cùng được tính từ đặc trưng địa chất - vật lý, chế độ khai thác vỉa và mật độ giếng khoan theo các công thức thực nghiệm hoặc bán thực nghiệm. + Trên cơ sở tương tự về đặc trưng địa chất - vật lý và chế độ khai thác vỉa, người ta lựa chọn các đường biến đổi áp suất, lưu lượng chất lưu, độ ngập nước, hệ số khí… theo hệ số thu hồi dầu cho vỉa thiết kế. + Các thông số khai thác chung của vỉa sẽ được dự báo tương ứng các đường đặc trưng lựa chọn, từ nhịp độ đưa giếng vào khai thác và lưu lượng ban đầu của giếng. + Phương pháp này mang tính trung bình hóa, được sử dụng trong giai đoạn tìm kiếm thăm dò, đánh giá tiềm năng dầu khí hoặc giai đọan khai thác thử các mỏ dầu khí mới phát hiện được do đặc điểm số liệu thông tin và yêu cầu tính toán ít. II. Phương pháp giếng cơ sở. Phương pháp này xác định động thái và những chỉ số công nghệ khai thác cơ bản của một giếng đặc trưng (sản lượng khai thác dầu, khí, nước, áp suất vỉa…), sử dụng các đường cong suy giảm sản lượng hoặc xác định từ tính toán trên cơ sở những phần tử điển hình.

Các file đính kèm theo tài liệu này:

  • docTIULUN~1.DOC
  • docPhu luc.doc
  • docLoi mo dau.doc