Luận án Đặc điểm nứt nẻ trong đá móng granitoid mỏ hải sư đen trên cơ sở phân tích tổng hợp tài liệu địa vật lý giếng khoan và thuộc tính địa chấn

iện của các khoáng vật phụ như zircon làm cho giá trị GR khi đi qua các mạch Aplite cao hơn hẳn so với đá granodiorite và granite. Đá mạch trung tính có thành phần andesite, mafic: các đá phun trào Andesite, bazan có tuổi trẻ hơn đá nền granitoid (Eoxen?) có thành phần trung tính đến bazơ xuất hiện dưới dạng đai mạch, trám lấp các khe nứt, hiếm fenspat kali, giàu thành phần các nhóm khoáng vật pyroxen, olivin... Đây là các nhóm khoáng vật giàu sắt, magiê, thường chứa các bao thể nước trong cấu trúc mạng tinh thể nên chúng có giá trị GR thấp, Neutron và mật độ cao. Ngoài ra, vì các đá mạch và đá phun trào trẻ (có tuổi Kainozoi) phong phú nhóm khoáng vật giàu sắt nên giá trị điện trở suất cũng giảm hẳn so với nền đá granitoid. Các đới nứt nẻ mở: các đới nứt nẻ mở trong đá móng có độ thấm tốt, thường được lấp đầy bởi dung dịch khoan, làm cho giá trị GR thấp và mật độ thấp, Neutron và Vp/Vs tăng cao khi đi qua các đới nứt nẻ mở, giá trị điện trở suất cũng giảm hẳn so với với nền đá granitoid chặt xít. 77 Bảng 3.1. Nhận biết các đới nứt nẻ và đá mạch trẻ thông qua đặc tính các đường cong địa vật lý giếng khoan. Log Biểu hiện Mô tả Đới nứt nẻ Mạch phun trào Siêu âm Giá trị cao Không rõ Sự có mặt của đới khe nứt làm gia tăng độ rỗng của đá, việc khe nứt mở bị lấp đầy bởi các khoáng vật thứ sinh hay chất lưu có trở kháng âm học thấp hơn đá gốc làm tăng thời gian truyền sóng. Đường kính GK Giá trị cao Không rõ Các đới tập trung nhiều khe nứt thường dễ xảy ra sập lở thành giếng nên có đường kính giếng khoan tăng cao. Mật độ Giá trị thấp Giá trị cao Sự có mặt của đới khe nứt sẽ làm mật độ của đá giảm, do đó giá trị RHOB đo được thấp hơn so với các đới nguyên. Hàm lượng các khoáng vật nặng tăng cao trong các đá mạch làm giá trị RHOB cao hơn đá granitoid. Neutron Giá trị cao Giá trị cao Các đới nứt nẻ mở bị lấp đầy bởi các chất lưu hoặc chứa các khoáng vật thứ sinh có hàm lượng hydro cao nên giá trị NPHI cao. Các đá mạch có nhiều thành phần các khoáng vật nặng chứa bao thể nước trong cấu trúc tinh thể khoáng vật cũng làm giá trị NPHI cao. Điện trở suất Giá trị thấp Giá trị thấp Trong đới khe nứt xảy ra sự xâm nhập của dung dịch mùn khoan dẫn điện, nên các đường đo điện trở suất tại các độ sâu nghiên cứu khác nhau (MSFL, LLS, LLD) có sự phân tách nhau và giảm. Sự xuất hiện của các khoáng vật nặng giàu Fe, có khả năng dẫn điện tốt trong đá mạch làm giá trị điện trở suất thấp. Phóng xạ tự nhiên Giá trị thấp Giá trị thấp Sự có mặt của đới khe nứt làm gia tăng độ rỗng của đá, việc khe nứt tách bị lấp đầy bởi các khoáng vật thứ sinh, đá phun trào hay chất lưu có hàm lượng K thấp hơn đá gốc làm giảm giá trị phóng xạ tự nhiên. Trên cơ sở thống kê kết quả nghiên cứu trong móng của các giếng khoan trong móng ở khu vực bể Cửu Long, đặc trưng về tính chất vật lý của các nhóm đá khác nhau 78 của tầng móng bể Cửu Long và các đới nứt nẻ mở được trình bày như trong bảng 3.2 và hình 3.2 - 3.4. Bảng 3.2: Đặc trưng vật lý các nhóm đá móng và các đới nứt nẻ bể Cửu Long [9] Loại đá GR (API) Density (g/cc) Neutron (v/v) Vp/Vs Granite Aplite 180-245 2,55-2,62 0,01-0,03 1,66-1,70 Đá mạch 70-100 2,60-2,70 0,1-0,15 1,70-1,80 Monzogranite 120-159 2,55-2,70 0,03-0,09 1,60-1,80 Granodiorite 50-70 2,70-2,80 0,10-0,2 1,40-1,65 Đới nứt nẻ 100-123 2,54-2,60 0,06-0,08 1,80-1,90 Tài liệu ĐLVGK cho phép xác định đới nứt nẻ. Trên tài liệu FMI, các đới nứt nẻ được xác định tại các độ sâu mà giá trị đường mật độ nứt nẻ của FMI cao (FMI intensity) (Hình 3.5). Minh giải tài liệu FMI trong khu vực mỏ Hải Sư Đen cho thấy hệ thống nứt nẻ trong khu vực chủ yếu gồm ba loại chính: nứt nẻ liên tục, nứt nẻ không liên tục và nứt nẻ tạo thành do quá trình hòa tan, trong đó nứt nẻ không liên tục chiếm ưu thế. Đồ thị tại Hình 3.6 cho thấy hệ thống nứt nẻ liên tục và nứt nẻ tạo thành do quá trình hòa tan có phương phân bố chủ yếu theo phương á vĩ tuyến và Tây Bắc – Đông Nam. Ngoài ra kết quả minh giải FMI và độ rỗng từ các giếng khoan (HSD-2X, HSD-3X, HSD-4X và HSD- 5XP) còn cho thấy độ rỗng của các đới nứt nẻ này giảm dần theo chiều sâu và tập trung chủ yếu tại một số khoảng độ sâu như sau (Hình 3.7 - 3.8):  HSD-2X (3372-3408 mTVD, 3615-3791 mTVD, 3981-4050 mTVD)  HSD-3X (3550-3615 mTVD, 3642-3708 mTVD, 3860-3880 mTVD)  HSD-4X (3690-3700 mTVD, 3897-3937 mTVD, 3944-3969 mTVD)  HSD-5XP (3000-3040 mTVD, 3156-3236 mTVD, 3275-3528 mTVD, 3546-3666 mTVD). 79 Hình 3.2. Đặc trưng tổ hợp các đường cong ĐVLGK của đá granite, granodiorite và đới nứt nẻ. 80 Hình 3.3. Đặc trưng tổ hợp các đường cong ĐVLGK của các đá mạch trẻ. Đá mạch Đá mạch Đá mạch 81 Hình 3.4. Đặc trưng tổ hợp các đường cong ĐVLGK của các mạch đá xâm nhập nông Aplite. 82 Hình 3.5. Đường FMI cho giá trị mức độ nứt nẻ cao (FMI intensity) thể hiện vị trí đới nứt nẻ. Hình 3.6. Biểu đồ thể hiện hướng dốc và góc dốc theo phân loại hệ thống nứt nẻ trên tài liệu FMI khu vực mỏ Hải Sư Đen 83 Hình 3.7. So sánh khoảng phân bố của các đới nứt nẻ trên tài liệu FMI và kết quả minh giải độ rỗng ở giếng khoan HSD-2X và HSD-3X. Hình 3.8. So sánh khoảng phân bố của các đới nứt nẻ trên tài liệu FMI và kết quả minh giải độ rỗng ở giếng khoan HSD-4X và HSD-5XP. 84 Giá trị tỉ số giữa vận tốc sóng dọc với vận tốc sóng ngang (Vp/Vs) Sóng dọc (P-wave) có thể truyền trong cả 3 môi trường rắn, lỏng và khí trong khi đó sóng ngang (S-wave) chỉ có thể truyền trong môi trường rắn, có vận tốc nhỏ hơn vận tốc sóng dọc. Vận tốc truyền của sóng dọc và sóng ngang phụ thuộc vào khung đá (rock matrix), độ rỗng, khoáng vật, tiếp xúc giữa các hạt, loại chất lưu chứa trong đá và mức độ gắn kết của đá. Trong môi trường pha rắn, sóng P có tốc độ cao, trong môi trường pha lỏng, sóng P có tốc độ thấp, tương tự, trong môi trường pha khí, sóng P có tốc độ rất thấp và phụ thuộc vào áp suất. Trong pha rắn, chúng ta thu được VP>VS, ngược lại, trong pha lỏng và khí thì giá trị VP giảm và VS tiến về 0. Chính vì thế, trong đá móng nứt nẻ chứa chất lưu (lỏng hay khí) thì tỷ số VP/VS cao, tử đó giúp xác định vị trí các đới nứt nẻ mở [26, 27]. Hình 3.9. Đồ thị thể hiện mối quan hệ giữa giá trị Vp/Vs theo độ sâu tại các giếng khoan trên cấu tạo hải Sư Đen. Hình 3.9 thể hiện mối quan hệ giữa giá trị Vp/Vs theo độ sâu tại các giếng khoan trên cấu tạo Hải Sư Đen. Tại các độ sâu thay đổi từ 3000m đến khoảng 5500m, giá trị 85 VP/VS dao động trong khoảng từ 1.5 đến 1.9 tùy thuộc vào từng loại đá riêng biệt (tham khảo bảng 3.2). Hình 3.10 thể hiện mối quan hệ giữa giá trị độ rỗng và giá trị AI tại các giếng khoan trên cấu tạo hải Sư Đen. Đồ thị cho thấy, tồn tại mối quan hệ tỉ lệ nghịch giữa giá trị AI và độ rỗng nứt nẻ. Hình 3.10. Đồ thị thể hiện mối quan hệ giữa giá trị độ rỗng và giá trị AI tại các giếng khoan trên cấu tạo hải Sư Đen. 3.2. Đặc điểm nứt nẻ theo tài liệu Địa chấn Trong đá móng nứt nẻ, các đới nứt nẻ có vận tốc truyền sóng và mật độ thấp, giá trị trở kháng âm AI giảm so với đá tươi xung quanh, tạo nên độ tương phản giữa đới nứt nẻ này với đá xung quanh, do đó có thể phát hiện và quan sát thấy sự tương phản này trên tài liệu địa chấn. Dựa trên chất lượng và đặc điểm của tài liệu địa chấn hiện có ở khu vực mỏ Hải Sư Đen, theo tính toán lý thuyết độ rộng nhỏ nhất của đới nứt nẻ có thể quan sát được trên tài liệu địa chấn là khoảng 14m. Kết quả thống kê thực tế cho thấy độ rộng của đới nứt nẻ trong khu vực này tập trung trong khoảng từ 20 đến 30m (Hình 3.11). Trên cơ 86 sở đó, phần lớn các đứt gãy này có thể được quan sát và phát hiện được trên tài liệu địa chấn. Để đánh giá chất lượng của tài liệu địa chấn trong móng, các phản xạ địa chấn từ các đới nứt nẻ đã được liên kết với giếng khoan bằng địa chấn tổng hợp, kết quả cho thấy phản xạ địa chấn từ các đới nứt nẻ tương đối trùng khớp với kết quả phân tích địa chấn tổng hợp (synthetic seismogram) (Hình 3.12). Hình 3.11. Độ rộng của đới nứt nẻ có thể quan sát được trên tài liệu địa chấn khu vực mỏ Hải Sư Đen là 14m. Tài liệu địa chấn khu vực HSD được xử lý nhiều lần với các thuật toán khác nhau (PSTM, Kirchoff APSDM, CBM), trong đó tài liệu CBM 2009 cho hình ảnh rõ nhất trong móng, đặc biệt là các phản xạ địa chấn có góc nghiêng lớn liên quan đến các đới nứt nẻ sinh kèm với đứt gãy trong móng (Hình 3.13). Để nâng cao thêm tỉ số tín hiệu/nhiễu trong móng, tài liệu địa chấn gốc đã được xử lý thêm bằng giải ngược địa chấn (Seismic Inversion) (Hình 3.14). Do đó, việc phân tích thuộc tính địa chấn và xây dựng mô hình độ Wave length = Velocity/Frequency Sensitivity = Wave Length/16 87 rỗng trong nghiên cứu này sử dụng tài liệu địa chấn đầu vào là cube tài liệu xử lý bằng giải ngược địa chấn (Acoustic Impedance Inversion) (Hình 3.14). Hình 3.12. Phần lớn các sóng phản xạ địa chấn trong móng phản ảnh các hệ thống nứt nẻ sinh kèm với đứt gãy. Hình 3.13. Các cube địa chấn có trong khu vực mỏ Hải Sư Đen. 88 Hình 3.14 Cube địa chấn Relative AI từ cube CBM 2009 cho hình ảnh trong móng tốt hơn so với cube CBM 2009 Các thuộc tính địa chấn (như đã trình bày trong chương 2) bao gồm: thuộc tính biên độ (RMS amplitude), thuộc tính biên ngoài (Envelope), thuộc tính biến đổi (Variance), thuộc tính Ant tracking, thuộc tính trở kháng âm học (Acoustic Impedance), thuộc tính cường độ phản xạ (Reflection Intensity), thuộc tính Cosine of phase, thuộc tính Gradient magnitude và thuộc tính Sweetness được sử dụng trong quá trình nghiên cứu xây dựng mô hình độ rỗng cho móng của cấu tạo Hải Sư Đen. [27, 28, 29] Thuộc tính trở kháng âm tương đối (Relative Acoustic Impedance) Trong nghiên cứu này, thuộc tính trở kháng âm tương đối đóng vai trò quan trọng trong việc xác định đặc tính các đới nứt nẻ. Về mặt vật lý, trở kháng âm học biểu diễn tính phân lớp (layer property), và được phân biệt với các thuộc tính khác thể hiện đặc tính của mặt ranh giới (surface property). Do đó thuộc tính này giúp trực tiếp xác định đặc 89 điểm của đới nứt nẻ trong móng và chỉ ra các đặc trưng của móng nứt nẻ có mật độ và vận tốc địa chấn thấp hơn so với móng tươi (Hình 3.15-3.17). Giá trị trở kháng âm học tỷ lệ với mật độ và vận tốc truyền sóng dao động đàn hồi trong môi trường đất đá. Thuộc tính này giúp xác định tốt các vị trí có sự thay đổi độ cứng của đất đá, giúp phát hiện các đới nứt nẻ trong móng. Trên thực tế khi giải ngược địa chấn để thu được trở kháng âm học nhiễu ngẫu nhiên và nhiễu phản xạ nhiều lần trong móng có thể được hạn chế một cách đáng kể. Hình 3.15. Mặt cắt thể hiện thuộc tính relative acoustic impedance. Hình 3.16. Mặt cắt địa chấn dọc theo giếng khoan HSD-5XP và các mặt cắt ngang tại các độ sâu khác nhau thể hiện sự trùng khớp giữa kết quả minh giải độ rỗng từ giếng khoan (đường màu đỏ) và thuộc tính Relative AI 90 Hình 3.17. Mặt cắt địa chấn dọc theo giếng khoan HSD-5XP và HSD-1X thể hiện sự trùng khớp giữa kết quả minh giải độ rỗng từ giếng khoan (đường màu đỏ) và thuộc tính Relative AI Thuộc tính biên ngoài (Envelope) Hình 3.18 biểu diễn thuộc tính envelope trên một mặt cắt địa chấn ở mỏ Hải Sư Đen. Trên mặt cắt có thể quan sát thấy các dị thường của giá trị biên độ tức thời hiện diện ở một số khu vực và có xu hướng giảm dần theo chiều sâu. Các đới có dị thường biên độ tức thời cao trùng với kết quả thử vỉa ở giếng HSD-5XP (Hình 3.18 – 3.20). Hình 3.18. Mặt cắt thể hiện thuộc tính biên ngoài (Envelope). 91 Hình 3.19. Mặt cắt địa chấn dọc theo giếng khoan HSD-5XP và các mặt cắt ngang tại các độ sâu khác nhau thể hiện sự trùng khớp giữa kết quả minh giải độ rỗng từ giếng khoan (đường màu đỏ) và thuộc tính Envelope Hình 3.20. Mặt cắt địa chấn dọc theo giếng khoan HSD-5XP và HSD-1X thể hiện sự trùng khớp giữa kết quả minh giải độ rỗng từ giếng khoan (đường màu đỏ) và thuộc tính Envelope. Thuộc tính biến đổi (Variance) Thuộc tính biến đổi được xem là một dấu hiệu điềm chỉ tốt cho đứt gãy và nứt nẻ trong lát cắt trầm tích và nóc móng do có thể chỉ ra vị trí và phân bố của các đới không 92 đồng nhất (Hình 3.21 – 3.23). Tuy nhiên đối với bên trong móng nứt nẻ, thuộc tính này không phát huy thế mạnh do tín hiệu địa chấn bị ảnh hưởng mạnh của nhiễu, các đới bất đồng nhất trong móng nứt nẻ do thuộc tính này chỉ ra bao gồm cả đới nứt nẻ và nhiễu, dẫn đến độ tin cậy không cao. Hình 3.19 cho thấy trên mặt cắt địa chấn tồn tại rất nhiều dị thường, tuy nhiên các dị thường này phần lớn điềm chỉ các phản xạ thẳng đứng có liên quan đến nhiễu, do đó thuộc tính biến đổi Variance có thể sử dụng để khoanh định các đứt gãy và đới nứt nẻ nhưng không có tính chính xác cao khi sử dụng để xác định đặc điểm của các đới này. Hình 3.21. Mặt cắt thể hiện thuộc tính biến dị (variance). Hình 3.22. Mặt cắt địa chấn dọc theo giếng khoan HSD-5XP và các mặt cắt ngang tại các độ sâu khác nhau thể hiện sự trùng khớp giữa kết quả minh giải độ rỗng từ tài liệu địa vật lý giếng khoan (đường màu đỏ) và thuộc tính Variance 93 Hình 3.23.Mặt cắt địa chấn dọc theo giếng khoan HSD-5XP và HSD-1X thể hiện sự trùng khớp giữa kết quả minh giải độ rỗng từ tài liệu địa vật lý giếng khoan (đường màu đỏ) và thuộc tính Variance Thuộc tính Sweetness Thuộc tính Sweetness hàm chứa cả thông tin về biên độ và tần số nên có thể chỉ ra sự tương phản giữa móng tươi và móng nứt nẻ, và chiều dày của đới nứt nẻ. Nếu đới nứt nẻ trong móng có chiều dày lớn và độ tương phản so với đá tươi xung quanh cũng lớn thì dị thường sweetness càng cao (Hình 3.24 – 3.26). Hình 3.24. Mặt cắt thể hiện thuộc tính sweetness. 94 Hình 3.25. Mặt cắt địa chấn dọc theo giếng khoan HSD-5XP và các mặt cắt ngang tại các độ sâu khác nhau thể hiện sự trùng khớp giữa kết quả minh giải độ rỗng từ tài liệu địa vật lý giếng khoan (đường màu đỏ) và thuộc tính sweetness. Hình 3.26. Mặt cắt địa chấn dọc theo giếng khoan HSD-5XP và HSD-1X thể hiện sự trùng khớp giữa kết quả minh giải độ rỗng từ tài liệu địa vật lý giếng khoan (đường màu đỏ) và thuộc tính sweetness. 95 Thuộc tính cường độ phản xạ (Reflection Intensity) Thuộc tính cường độ phản xạ này giúp nhận diện những đậc điểm địa chất phụ thuộc biên độ, nhưng vẫn giữ được thông tin của tần số của tín hiệu địa chấn ban đầu. Do đó, thuộc tính này rất hữu dụng trong việc phân biệt những đặc tính địa chất có cung biên độ nhưng tần số khác nhau, từ đó khoanh định các đới có mật độ nứt nẻ cao [27]. Quan sát bằng mắt thường trên hình 3.27 – 3.29 có thể thấy thuộc tính này giúp làm rõ vị trí các đứt gãy và các đới có mật độ nứt nẻ cao, vị trí các đới nứt nẻ tương đối trùng khớp với kết quả thử vỉa. Hình 3.27. Mặt cắt thể hiện thuộc tính Reflection intensity. Hình 3.28. Mặt cắt địa chấn dọc theo giếng khoan HSD-5XP và các mặt cắt ngang tại các độ sâu khác nhau thể hiện sự trùng khớp giữa kết quả minh giải độ rỗng từ tài liệu địa vật lý giếng khoan (đường màu đỏ) và thuộc tính Reflection Intensity. 96 Hình 3.29. Mặt cắt địa chấn dọc theo giếng khoan HSD-5XP và HSD-1X thể hiện sự trùng khớp giữa kết quả minh giải độ rỗng từ tài liệu địa vật lý giếng khoan (đường màu đỏ) và thuộc tính Reflection Intensity. Thuộc tính côsin của pha (Cosine of Phase ) Thuộc tính côsin của pha này giúp làm tăng sự liên tục cảu các mặt phản xạ do đó giúp năng cao khả năng nhận biết các đứt gãy và hệ thống khe nứt sinh kèm hoặc các mặt bất chỉnh hợp. Tuy nhiên, do giá trị biên đọ được chuẩn hóa, độ lớn biên đọ đều bằng nhau, thuộc tính này có hạn chế khi đánh giá mức độ liên thông của nứt nẻ dọc theo mặt đứt gãy. Thuộc tính côsin của pha còn có thể chỉ ra vị trí của các đới nứt nẻ trong móng, tuy nhiên không thể phân định rõ ràng các đới có mật độ nứt nẻ khác nhau (Hình 3.30 – 3.32) Hình 3.30. Mặt cắt thể hiện thuộc tính côsin của pha 97 Hình 3.31. Mặt cắt địa chấn dọc theo giếng khoan HSD-5XP và các mặt cắt ngang tại các độ sâu khác nhau thể hiện sự trùng khớp giữa kết quả minh giải độ rỗng từ tài liệu địa vật lý giếng khoan (đường màu đỏ) và thuộc tính Cosine of phase. Hình 3.32. Mặt cắt địa chấn dọc theo giếng khoan HSD-5XP và HSD-1X thể hiện sự trùng khớp giữa kết quả minh giải độ rỗng từ tài liệu địa vật lý giếng khoan (đường màu đỏ) và thuộc tính Cosine of phase. 98 Thuộc tính biển đổi độ lớn gradient (Gradient Magnitude) Thuộc tính gradient magnitude có tính nhạy với sự thay đổi của biên độ và góc dốc của các phản xạ nên được dùng để xác định sự thay đổi của thạch học, đứt gãy, và các đới có mật độ nứt nẻ cao trong móng. Hình 3.33 đến 3.35 cho thấy kết quả phân tích thuộc tính này có thể khoanh vùng vị trí các đứt gãy và đới nứt nẻ trong móng. Hình 3.33. Mặt cắt thể hiện thuộc tính độ lớn biên độ. Hình 3.34. Mặt cắt địa chấn dọc theo giếng khoan HSD-5XP và các mặt cắt ngang tại các độ sâu khác nhau thể hiện sự trùng khớp giữa kết quả minh giải độ rỗng từ tài liệu địa vật lý giếng khoan (đường màu đỏ) và thuộc tính độ lớn biên độ. 99 Hình 3.35. Mặt cắt địa chấn dọc theo giếng khoan HSD-5XP và HSD-1X thể hiện sự trùng khớp giữa kết quả minh giải độ rỗng từ tài liệu địa vật lý giếng khoan (đường màu đỏ) và thuộc tính độ lớn biên độ. Thuộc tính biên độ trung bình bình phương (RMS). Thuộc tính biên độ trung bình bình phương có thể giúp khoanh vùng các đới nứt nẻ trong móng (Hình 3.36 – 3.38). Tuy nhiên thuộc tính này không cho phép phân biệt các đới nút nẻ với những đai mạch có độ cứng âm học lớn hơn đá granite và không có khả năng hạn chế nhiễu phản xạ nhiều lần trong móng [27]. Hình 3.36. Mặt cắt thể hiện thuộc tính biên độ RMS. 100 Hình 3.37. Mặt cắt địa chấn dọc theo giếng khoan HSD-5XP và các mặt cắt ngang tại các độ sâu khác nhau thể hiện sự trùng khớp giữa kết quả minh giải độ rỗng từ tài liệu địa vật lý giếng khoan (đường màu đỏ) và thuộc tính RMS amplitude. Hình 3.38. Mặt cắt địa chấn dọc theo giếng khoan HSD-5XP và HSD-1X thể hiện sự trùng khớp giữa kết quả minh giải độ rỗng từ tài liệu địa vật lý giếng khoan (đường màu đỏ) và thuộc tính RMS Amplitude. 101 Thuộc tính theo dấu vết (Ant tracking) Hình 3.39 – 3.41 biểu diễn kết quả của phép phân tích thuộc tính Ant tracking trong móng nứt nẻ của mỏ Hải Sư Đen, có thể nhận thấy thuộc tính này giúp khoanh vùng rất tốt vị trí của các đới nứt nẻ. Tuy nhiên ant tracking không thể đánh giá được mức độ bất đồng nhất của độ rỗng đới nứt nẻ dọc theo mặt đứt gãy, nên thuộc tính này có thể giúp khoanh vùng đới nứt nẻ nhưng không thể sử dụng để xác định đặc điểm của các đới này. Hình 3.39. Mặt cắt thể hiện thuộc tính Ant-tracking. Hình 3.40. Mặt cắt địa chấn dọc theo giếng khoan HSD-5XP và các mặt cắt ngang tại các độ sâu khác nhau thể hiện sự trùng khớp giữa kết quả minh giải độ rỗng từ tài liệu địa vật lý giếng khoan (đường màu đỏ) và thuộc tính Ant tracking 102 Hình 3.41. Mặt cắt địa chấn dọc theo giếng khoan HSD-5XP và HSD-1X thể hiện sự trùng khớp giữa kết quả minh giải độ rỗng từ tài liệu địa vật lý giếng khoan (đường màu đỏ) và thuộc tính Ant tracking. Từ các phân tích nêu trên có thể nhận định tài liệu địa vật lý giếng khoan và kết quả phân tích các thuộc tính địa chấn trong khu vực mỏ Hải Sư Đen có khả năng phát hiện và dự đoán đặc điểm của các đới nứt nẻ trong móng. Các thuộc tính này được xem là phù hợp với kết quả minh giải độ rỗng từ giếng khoan. Do đó, nhóm các thuộc tính này (trừ thuộc tính biến dị) được coi như chứa nhiều thông tin về độ rỗng và các đặc điểm nứt nẻ trong móng, những thuộc tính đó sẽ tiếp tục được sàng lọc trước khi được sử dụng là tài liệu đầu vào cho mô hình ANN trong các bước nghiên cứu tiếp theo sẽ được trình bày trong chương 4. 103 CHƯƠNG 4 MÔ HÌNH ĐỘ RỖNG NỨT NẺ VÀ ĐÁNH GIÁ ĐẶC ĐIỂM NỨT NẺ TRONG MÓNG MỎ HẢI SƯ ĐEN Cho đến nay, việc xây dựng mô hình độ rỗng nứt nẻ trong móng đã được thực hiện ở Việt Nam bằng nhiều phương pháp khác nhau như đã trình bày ở các phần trước. Trong nghiên cứu này tác giả đề suất sử dụng kết hợp ANN và Co-Kriging để xây dựng mô hình độ rỗng nứt nẻ trong móng trên cơ sở tổ hợp có trọng số các tài liệu địa chấn, địa vật lý giếng khoan và các nghiên cứu địa chất chất – kiến tạo thu thập được trong khu vực nghiên cứu, nhằm tối ưu hóa và tăng độ tin cậy cho mô hình kết quả. 4.1. Mô hình độ rỗng nứt nẻ theo phương pháp mạng nơ-ron nhân tạo (Artificial Neural Network – ANN). Các thuộc tính địa chấn đã được thảo luận ở các chương trước có ý nghĩa rất lớn trong việc phát hiện, khoanh định và đánh giá hệ thống khe nứt và đặc điểm của đới nứt nẻ trong móng, bao gồm các thuộc tính: biến đổi (Variance), biên độ trung bình bình phương (RMS Amplitude), biên ngoài (Envelope), lần theo dấu vết (Ant tracking), Sweetness, Gradient Magnitude, cường độ phản xạ (Reflection Intensity), trở kháng âm tương đối (Relative Acoustic Impedance). Trong đó, các thuộc tính mang tính tích phân như biên độ trung bình bình phương (RMS amplitude), biên ngoài hay còn gọi là cường độ phản xạ (Envelope), biên độ tổng (Sum amplitude), Sweetness, Reflection Intensity có khả năng giảm nhiễu ngẫu nhiên nhưng đồng thời giảm độ chi tiết, nên các thuộc tính này có thể giúp dự đoán các đới nứt nẻ và phân bố của chúng trong móng, tuy nhiên các thuộc tính này bị hạn chế về khả năng phân giải khi đánh giá các đặc điểm nứt nẻ. Ngược lại, các thuộc tính mang tính vi phân như Variance, Ant Tracking, Gradient Magnitude có khả năng xác định đặc tính của các đới nứt nẻ, bao gồm góc dốc, góc phương vị, độ rộng của đới nứt nẻ và điểm giao nhau giữa các đới. Các thuộc tính trên là cơ sở cho quá trình huấn luyện của mô hình độ rỗng bằng phương pháp ANN. Kiểm tra kết quả đánh giá các mặt cắt địa chấn và các lát cắt độ sâu cho cả cube địa chấn, liên kết định tính thuộc tính địa chấn với giá trị độ rỗng từ giếng 104 khoan cho thấy ba thuộc tính cường độ phản xạ (Reflection Intensity), Gradient Magnitude và Sweetness có hệ số liên kết cao với kết quả minh giải độ rỗng từ tài liệu địa vật lý giếng khoan và có khả năng thể hiện tốt nhất các đặc điểm của các đới nứt nẻ trong móng như góc dốc, góc phương vị, độ rộng vị trí và mật độ của đới nứt nẻ so với các thuộc tính còn lại. Trong khu vực mỏ Hải Sư Đen, các đới nứt nẻ mở phân bố chủ yếu theo phương Đông Bắc – Tây Nam và Đông – Tây. Nhìn chung trong khu vực nghiên cứu sự phân bố của thuộc tính địa chấn tương đối liên kết với độ rỗng xác định từ giếng khoan và cấu trúc địa chất. Theo đó việc xây dựng mô hình độ rỗng theo ANN được tiến hành dựa trên việc kết hợp 3 thuộc tính địa chấn nói trên (Reflection Intensity, Gradient Magnitude và Sweetness) với kết quả minh giải độ rỗng từ tài liệu địa vật lý giếng khoan của 05 giếng khoan (HSD-1X, 2X, 3X, 4X và VD-1X). Độ rỗng từ mô hình ANN sau khi xây dựng cho thấy có sự trùng khớp tương đối với kết quả độ rỗng thực tế từ giếng khoan. Mô hình độ rỗng này có khả năng thể hiện rõ sự hiện diện của các hệ thống đứt gãy và đới nứt nẻ. Từ một số mặt cắt ngang qua cấu tạo Hải Sư Đen (Hình 4.1 - 4.4) ta có thể nhận thấy, nứt nẻ trong khu vực chủ yếu phân bố dọc theo các đứt gãy có phương Đông - Tây, Đông Bắc - Tây Nam và một số ít phân bố theo phương Tây Bắc - Đông Nam. Các hệ thống đứt gãy và đới nứt nẻ chủ yếu tập trung nhiều tại phần khu vực gần nóc móng và giảm dần theo chiều sâu. Tuy nhiên ngay tại các vị trí dọc theo các giếng khoan thì giá trị độ rỗng đo được không hoàn toàn trùng khớp (Hình 4.5 - 4.9), nguyên nhân do mô hình độ rỗng theo ANN đã nội suy các giá trị độ rỗng tại vị trí các giếng khoan dựa trên các thuộc tính địa chấn có tần số thấp hơn rất nhiều tài liệu ĐVLGK. Ngoài ra do tỉ số tín hiệu/nhiễu trong móng nhỏ nên mặc dù đã ứng dụng những công nghệ thu nổ và xử lý hiện đại nhất cho tới thời điểm bắt đầu nghiên cứu, nhiễu vẫn còn tồn tại với cường độ đáng kể. Chính vì thế, các giá trị độ rỗng nội suy từ mô hình này ít nhiều có chênh lệch với giá trị thực theo tài liệu địa vật lý giếng khoan. Nhằm giảm thiểu sai số, tăng độ chính xác và tin cậy của mô hình kết quả trên cơ sở tổ hợp thêm các thông tin như: FMI, Sonic Scaner, DST, PLT và các kết quả nghiên 105 cứu địa chất – kiến tạo trong vùng, phương pháp Co-Kriging được áp dụng ở bước tiếp theo để hoàn thiện mô hình độ rỗng nứt nẻ. Hình 4.1. Lát cắt ngang tại độ sâu 3424m từ mô hình độ rỗng ANN Hình 4.2. Lát cắt ngang tại độ sâu 3624m từ mô hình độ rỗng ANN. 106 Hình 4.3. Lát cắt ngang tại độ sâu 4124m từ mô hình độ rỗng ANN. Hình 4.4. Phân bố độ rỗng dọc theo nóc móng từ mô hình ANN. 107 Hình 4.5. Mô hình độ rỗng từ phương pháp ANN. Hình 4.6. Kiểm chứng kết quả giữa mô hình độ rỗng theo phương pháp ANN và độ rỗng từ giếng khoan HSD-1X. 108 Hình 4.7. Kiểm chứng kết quả giữa mô hình độ rỗng theo phương pháp ANN và độ rỗng từ giếng khoan HSD-4X. Hình 4.8. Kiểm chứng kết quả giữa mô hình độ rỗng theo phương pháp ANN và độ rỗng từ giếng khoan HSD-5XP. 109 4.2. Áp dụng phương pháp Co-Kriging để hoàn thiện mô hình độ rỗng nứt nẻ. Dựa trên kết quả mô hình dự đoán độ rỗng nứt nẻ ban đầu từ phương pháp ANN, áp dụng thuật toán Co-Kriging để hoàn thiện mô hình trên cơ sở hiệu chỉnh xu hướng phân bố và phát triển của các khe nứt bằng các thông tin thu được từ giếng khoan, thông tin địa chất và các yếu tố kiến tạo của khu vực nghiên cứu. Trong quá trình này, mô hình dự đoán độ rỗng được sử dụng như một biến số thứ 2 trong khi đó giá trị độ rỗng từ giếng khoan là biến số chính quan trọng nhất. Ở đây, sự phân bố của các khe nứt trong mô hình độ rỗng được khống chế bằng các yếu tố địa - kiến tạo như góc dốc, góc phương vị của hệ thống đứt gãy hay các đới nứt nẻ (xác định được từ tài liệu FMI). Theo kết quả minh giải độ rỗng từ tài liệu địa vật lý giếng khoan, đồ thị biểu diễn mối quan hệ giữa độ rỗng và độ sâu (Hình 4.9) cho thấy các giá trị độ rỗng giảm dần theo chiều sâu, và tiến đến rất nhỏ (nằm dưới giá trị ngưỡng) tại độ sâu 1270m tính từ mặt móng. Ngoài ra, theo kết quả thử vỉa và tài liệu khai thác PLT cùng với kết quả phân tích tài liệu địa chất – kiến tạo thu thập được trong khu vực nghiên cứu cho thấy, hệ thống nứt nẻ theo phương á vĩ tuyến cho dòng tốt. Dựa vào việc phân tích thuộc tính biên độ địa chấn dọc theo mặt móng kết hợp với kết quả phân tích tài liệu FMI trong móng tại mỏ Hải Sư Đen có thể dự đoán được độ rộng cực đại của các đới nứt nẻ dao động từ 80-100m. Theo đó, các giá trị 1270m, 90m và á vĩ tuyến được chọn để sử dụng lần lượt là các giá trị tối đa (major), tối thiểu (minor) và giá trị thẳng đứng (vertical) là phương á vĩ tuyến (đã được chứng minh cho dòng tốt nhất theo kết quả PLT so với các phương khác) là thông số đầu vào của Co-Kriging (Hình 4.9, hình 4.10). 110 Hình 4.9. Đồ thị thể hiện mối quan hệ của độ rỗng theo độ sâu từ nóc móng Hình 4.10. Bản đồ mặt móng biểu diễn thuộc tính biến đổi Variance giúp xác định giá trị khoảng tối thiểu. 111 Mô hình độ rỗng áp dụng thuật toán Co-Kriging đã khắc phục được những hạn chế của phương pháp ANN. Độ rỗng từ mô hình Co-Kriging được xây dựng không những phù hợp với tài liệu địa chấn mà còn phù hợp với kết quả minh giải tài liệu địa vật lý giếng khoan Đặc biệt, giá trị độ rỗng của mô hình hoàn toàn trùng khớp tại các vị trí có giếng khoan. Từ các mặt cắt ngang của mô hình các phương phân bố của nứt nẻ được thể hiện rõ nét. Qua các mặt cắt dọc, theo tuyến các giếng khoan và các mặt cắt ngang theo chiều sâu khác nhau, ta thấy trong khu vực hiện diện các đới nứt nẻ phân bố theo phương Đông-Tây và Đông Bắc-Tây Nam, một số ít theo phương Tây Bắc - Đông Nam Nhìn chung, mô hình Co-Kriging đã cho một bức tranh rõ nét hơn về sự tồn tại của các hệ thống nứt nẻ trong móng với các đặc tính riêng biệt (vị trí, kích thước, góc dốc, góc phương vị, mật độ), đây chính là cơ sở quan trọng cho các công tác tìm kiếm thăm dò và thẩm lượng trong tương lai. Hình 4.11. Mặt cắt dọc qua các giếng khoan HSD-4X, VD-1X, VD-2X, HSD-2X/ST và HSD-3X từ mô hình độ rỗng Co-Kriging. 112 Hình 4.12. Mặt cắt dọc qua các giếng khoan HSD-4X và HSD-1X từ mô hình độ rỗng Co-Kriging. Hình 4.13. Lát cắt ngang tại độ sâu 3424m từ mô hình độ rỗng Co-Kriging. 113 Hình 4.14. Lát cắt ngang tại độ sâu 3624m từ mô hình độ rỗng Co-Kriging. Hình 4.15. Lát cắt ngang tại độ sâu 4124m từ mô hình độ rỗng Co-Kriging. 114 Hình 4.16. Phân bố độ rỗng dọc theo nóc móng từ mô hình Co-Kriging. Hình 4.17. Các mặt cắt ngang từ mô hình độ rỗng Co-Kriging. 115 4.3. Kiểm tra, so sánh, đối chiếu kết quả Các bước kiểm tra được tiến hành để đánh giá mức độ tin tưởng của mô hình độ rỗng được xây dựng từ tổ hợp phương pháp ANN và Co-Kriging. Các mặt cắt dọc của mô hình độ rỗng qua từng giếng khoan cho thấy, những điểm có giá trị độ rỗng cao tập trung ở các đới đứt gãy trong móng và xu hướng phân bố của chúng khá trùng khớp với kết quả minh giải độ rỗng từ tài liệu Địa vật lý giếng khoan và tài liệu FMI.(Hình 4.18- 4.20) Hình 4.18. Mặt cắt qua giếng khoan HSD-1X cho thấy có sự tương đồng giữa mô hình độ rỗng từ Co-Kriging và độ rỗng từ tài liệu địa vật lý giếng khoan. HSD-1X DST-1: 3098-3832 mMDRT. Main flow :2552 BOPD, 1342 BWPD, max flow: 13460 BPPD, 1850 BWPD DST-1A : 3750-5401 mMDRT Main flow :4254 BOPD, 4389 BWPD, max flow: 8210 BPPD, 2819 BWPD 116 Hình 4.19. Mặt cắt qua giếng khoan HSD-5XP cho thấy có sự tương đồng giữa mô hình độ rỗng từ Co-Kriging và độ rỗng từ giếng khoan. Hình 4.20. Mặt cắt qua giếng khoan HSD-4X cho thấy có sự tương đồng giữa mô hình độ rỗng từ Co-Kriging và độ rỗng từ giếng khoan. 117 Trong luận án, NCS chỉ sử dụng năm (05) giếng khoan (HSD-1X, HSD-2X, HSD- 3X, HSD-4X và VD-1X) đề làm đầu vào cho các bước xây dựng mô hình độ rỗng. Hai giếng khoan còn lại trong khu vực là HSD-5XP và VD-2X dùng để so sánh sau khi đã hoàn thành mô hình (blind test). Giá trị độ rỗng của giếng HSD-5XP và VD-2X được xuất ra từ mô hình Co-Kriging và so sánh với độ rỗng minh giải từ tài liệu Địa vật lý giếng khoan. Độ trùng khớp càng lớn giữa độ rỗng từ mô hình và độ rỗng từ địa vật lý giếng khoan này càng chứng tỏ mô hình được xây dựng có độ tin cậy cao. Hình 4.21 – 4.24 cho thấy độ rỗng tại các giếng khoan được sử dụng trong quá trình xây dựng mô hình (HSD-1X, HSD-2X, HSD-3X, HSD-4X,VD-1X) có sự trùng khớp tốt giữa độ rỗng tính từ phương pháp ANN, và hoàn toàn trùng khớp với độ rỗng tính bởi thuật toán Co-Kriging. Tại giếng khoan không được sử dụng làm đầu vào cho mô hình độ rỗng (HSD-5XP, VD-2X), độ rỗng theo giếng khoan và độ rỗng theo mô hình là tương đối trùng khớp. Ngoài ra, NCS cũng đã tiến hành xây dựng đồ thị so sánh giữa mô hình độ rỗng ANN và Co-kriging so sánh với độ rỗng thu được từ giếng khoan của 02 giếng kiểm tra HSD-5XP và VD-2X (Hình 2.25-2.26). Kết quả cho thấy giá trị độ rỗng từ mô hình Co-Kriging có hệ số tương quan với độ rỗng từ địa vật lý giếng khoan cao hơn so với độ rỗng từ mô hình ANN (bảng 4.1). Nguyên nhân có thể lý giải như sau: phương pháp ANN sử dụng phép nội suy các giá trị độ rỗng tại vị trí các giếng khoan dựa trên các thuộc tính địa chấn có tần số thấp hơn nhiều so với tài liệu địa vật lý giếng khoan. Ngoài ra do tỉ số tín hiệu/nhiễu trong móng thấp, mặc dù đã sử dụng các công nghệ xử lý hiện đại nhất cho đến thời điểm nghiên cứu nhưng nhiễu vẫn tồn tại đáng kể trong móng. Mặc khác phương pháp Co-Kriging có thể kết hợp có trọng số các tài liệu địa chấn, địa vật lý giếng khoan và thông tin địa chất – kiến tạo nên có hệ số tương quan cao hơn. Bảng 4.1. Bảng so sánh hệ số tương quan giữa độ rỗng từ mô hình và độ rỗng từ tài liệu địa vật lý giếng khoan ở các giếng VD-2X và HSD-5XP Độ rỗng giếng khoan VD-2X Độ rỗng giếng khoan HSD-5XP Độ rỗng ANN 0.53 0.59 Độ rỗng Co-Kriging 0.83 0.79 118 Hình 4.21. So sánh độ rỗng từ các phương pháp ANN và Co-Kriging với độ rỗng từ giếng khoan HSD-1X Hình 4.22. So sánh độ rỗng từ các phương pháp ANN và Co-Kriging với độ rỗng từ giếng khoan HSD-2X 119 Hình 4.23. So sánh độ rỗng từ các phương pháp ANN và Co-Kriging với độ rỗng từ giếng khoan HSD-4X Hình 4.24. So sánh độ rỗng từ các phương pháp ANN và Co-Kriging với độ rỗng từ giếng khoan VD-1X 120 So sánh kết quả độ rỗng từ mô hình với 02 giếng khoan Blind test VD-2X và HSD-5XP Hình 4.25. So sánh độ rỗng từ các phương pháp ANN và Co-Kriging với độ rỗng từ giếng khoan VD-2X 121 Hình 4.26. So sánh độ rỗng từ các phương pháp ANN và Co-Kriging với độ rỗng từ giếng khoan HSD-5XP 122 4.4. Đánh giá đặc điểm và phân vùng khu vực nứt nẻ mỏ Hải Sư Đen Dựa trên kết quả xây dựng mô hình độ rỗng nứt nẻ bằng phương pháp mạng nơ- ron nhân tạo ANN kết hợp với thuật toán Co-Kriging, móng granitoid nứt nẻ mỏ Hải Sư Đen được chia thành 6 phân vùng riêng biệt với các đặc điểm độ rỗng và khả năng tồn tại nứt nẻ khác nhau, được đánh số từ 1 đến 6. Dựa vào các mặt ngang và các mặt cắt dọc (hình 4.28-4.31), có thể nhận thấy các phân vùng được chia có các đặc điểm về nứt nẻ tương đối rõ rệt. Cụ thể phân chia 06 phân vùng được trình bày như sau (hình 4.27): Hình 4.27. Sơ đồ phân chia các phân vùng các đặc điểm nứt nẻ khác nhau trong móng mỏ Hải Sư Đen. 123 Hình 4.28: Mặt cắt dọc qua 06 phân vùng Hình 4.29: Mặt cắt dọc qua phân vùng 2,3 và 4 124 Hình 4.30: Mặt cắt dọc qua phân vùng 1,2 và 3 Hình 4.31: Mặt cắt dọc qua phân vùng 2,3 và 5 125 Phân vùng 1 Nằm ở khu vực phía Tây Nam cấu tạo Hải Sư Đen. Phân vùng có diện tích trong khoảng 8 km2. Độ rỗng theo mô hình được xác định trong khoảng từ 1-2.5%. Dựa theo kết quả phân tích FMI, hệ thống khe nứt chủ yếu phân bố theo phương Tây Bắc – Đông Nam. Có thể nhận định, phân vùng này có độ rỗng tốt, điều này đã được chứng minh bằng kết quả giếng khoan HSD-4X (thử DST cho kết quả dòng chính 1500 BOPD) (Hình 4.32) Hình 4.32. Mặt cắt dọc theo giếng khoan HSD-4X từ mô hình độ rỗng Co-Kriging tại phân vùng 1và kết quả minh giải FMI cho thấy hệ thống khe nứt chủ yếu phân bố theo phương Tây Bắc – Đông Nam. Phân vùng 2 Nằm ở phía trung tâm cấu tạo mỏ Hải Sư Đen, bao gồm các giếng khoan HSD- 1X, HSD-5XP và VD-1X. Phân vùng này có diện tích tương đối lớn, khoảng 13 km2. Phân vùng 2 có độ rỗng dao động từ 1-3%, hệ thống khe nứt phân bố chủ yếu theo phương Đông – Tây. Theo các nghiên cứu hiện có trong phân vùng, hệ thống nứt nẻ theo phương Đông- Tây là phương cho dòng chính trong mỏ Hải Sư Đen. Theo kết quả minh 126 giải FMI cho thấy đới nứt nẻ phân bố chủ yếu tại độ sâu 3200-3300mTVD và 3500- 3600mTVD. Có thể nhận định, phân vùng 2 này có độ rỗng tốt, giàu tiềm năng và đã được chứng minh bằng kết quả thử DST của 2 giếng khoan HSD-1X (DST#1 cho kết quả dòng chính 2552 BOPD, DST#1A cho kết quả dòng chính 4254 BOPD) và HSD-5XP (DST cho kết quả dòng chính 1440 BOPD). (Hình 4.33 - 4.34) Hình 4.33. Mặt cắt dọc theo giếng khoan HSD-1X và HSD-5XP từ mô hình độ rỗng Co- Kriging tại phân vùng 2 và kết quả minh giải FMI cho thấy hệ thống khe nứt chủ yếu phân bố theo phương Đông Tây . Hình 4.34. Kết quả minh giải FMI của giếng HSD-5XP. (Intensity ) (Intensity ) 127 Phân vùng 3 Phân vùng 3 nằm ở khu vực trung tâm cấu tạo mỏ Hải Sư Đen, phân vùng có phương kéo dài theo phương Tây Bắc-Đông Nam và có diện tích khoảng 17km2. Phía Bắc của phân vùng này đã có giếng khoan VD-2X, kết quả biểu hiện dầu khí tốt nhưng không cho dòng, có thể sơ bộ nhận định giếng khoan khoan thẳng đứng nên không khoan qua nhiều đối tượng và khoan vào hệ thống nứt nẻ kín, không có tính liên thông. Theo kết quả từ mô hình, phân vùng 3 có độ rỗng tốt, trong khoảng từ 1-2%, hệ thống nứt nẻ phân bố khá dày đặc. Mặt cắt ngang tại phân vùng này cho thấy các hệ thống nứt nẻ chủ yếu theo hướng Đông Bắc- Tây Nam. Ngoài ra trong phân vùng 3 còn tồn tại một số nứt nẻ theo hướng Đông Tây kéo dài từ phân vùng 2 sang. Có thể nhận định rằng, phân vùng 3 này là phân vùng tiềm năng. (Hình 4.35) Hình 4.35. Mặt cắt dọc theo giếng khoan HSD-1X và VD-2X từ mô hình độ rỗng Co- Kriging tại phân vùng 3 Phân vùng 4 Phân vùng này hiện tại vẫn chưa có giếng khoan, diện tích khoảng 8km2, theo kết quả từ mô hình, độ rỗng tại phân vùng này tương đối thấp, chỉ từ 0-0.5%. hệ thống nứt nẻ thưa thớt đến hầu như không tồn tại, chủ yếu tập trung tại phần rìa giáp với phân vùng 2. Trên mặt cắt ngang có thể thấy sự hiện diện một số đới nứt nẻ theo phương Đông Bắc – 128 Tây Nam (Hình 4.36). Theo đó có thể nhận định rằng phân vùng này có tiềm năng từ trung bình đến kém, không phải là đối tượng để đặt các giếng khoan thăm dò thẩm lượng trong tương lai. Hình 4.36. Mặt cắt dọc từ mô hình độ rỗng Co-Kriging qua phân vùng 3 và phân vùng 4 cho thấy phân vùng 4 có độ rỗng kém, hệ thống nứt nẻ thưa thớt, rải rác. Phân vùng 5 Hiện tại vẫn chưa có giếng khoan trong phân vùng này, diện tích khoảng 6km2, theo kết quả từ mô hình, phân vùng có độ rỗng từ 0.5-1.5%, hệ thống phân bố nứt nẻ khá dày đặc. Mặt cắt ngang tại phân vùng này cho thấy các hệ thống nứt nẻ chủ yếu theo hướng Đông Bắc- Tây Nam và Đông Tây. Nứt nẻ theo hướng Đông Tây trong phân vùng đã được chứng minh là hướng nứt nẻ mở cho dòng chính và đã được kiểm chứng thực tế theo kết quả giếng khoan HSD-5XP .Có thể nhận định đây là phân vùng giàu tiềm năng, có thể đặt các GK thăm dò thẩm lượng trong tương lai. (Hình 4.37) 129 Hình 4.37. Mặt cắt dọc từ mô hình độ rỗng Co-Kriging qua phân vùng 4 và phân vùng 5 Phân vùng 6 Nằm ở khu vực Đông Bắc cấu tạo mỏ Hải Sư Đen, diện tích khoảng 8km2, bao gồm giếng khoan HSD-2X, có độ rỗng từ 0.5-1%, hệ thống khe nứt chủ yếu theo phương Tây Bắc – Đông Nam và Đông – Tây. Kết quả minh giải FMI cho thấy đới nứt nẻ phân bố chủ yếu tại độ sâu 3650-4050mTVD. Có thể nhận thấy, khu này này có độ rỗng rất kém, điều này đã được chứng minh bằng giếng khoan HSD-2X, giếng khoan này cho kết quả khô, không có dòng tự nhiên. Từ mô hình xây dựng được, có thể quan sát thấy giếng khoan HSD-2X gần như không khoan qua hệ thống đứt gãy hay đới nứt nẻ hay đứt gãy nào 130 Hình 4.38. Mặt cắt dọc từ mô hình độ rỗng Co-Kriging qua phân vùng 4, 5 và 6 Hình 4.39. Kết quả minh giải FMI của giếng HSD-2X. (Intensity ) (Intensity ) 131 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ KẾT LUẬN 1. Tham gia vào cấu trúc địa chất cấu tạo Hải Sư Đen bao gồm móng granitoid có tuổi Mz muộn và lớp phủ trầm tích Kz có tuổi từ Oligoxen đến Đệ Tứ. Đá móng granitoid bể Cửu Long nói chung hay khu vực mỏ Hải Sư Đen nói riêng được phân chia vào các phức hệ macma có tuổi từ Triat muộn đến Jura muộn-Kreta: (1) Phức hệ Hòn Khoai (183-208 triệu năm) tuổi Triat muộn; (2) Phức hệ Định Quán, phức hệ Đèo Cả và phức hệ Ankroet (Cà Ná) (90-155 triệu năm) tuổi Jura muộn-Kreta muộn. Thành phần thạch học của đá móng mỏ Hải Sư Đen bao gồm đá granodiorite, granite, monzogranite. 2. Tài liệu địa chấn ba chiều kết hợp với tài liệu ĐVLGK tại khu vực nghiên cứu không những cho phép phát hiện và khoanh định những đới có nứt nẻ cao mà còn có khả năng dự đoán đặc điểm của các hệ thống nứt nẻ như góc cắm, phương vị và những khu vực giao của các hệ thống nứt nẻ khác nhau. Nhằm khai thác có hiệu quả những tài liệu sẵn có, NCS đã tiến hành phân tích 9 thuộc tính khác nhau có liên quan đến nứt nẻ. Các thuộc tính địa chấn (Reflection Intensity, Gradient magnitude và Sweetness) trên cube địa chấn kháng trở âm học tương đối (Relative Acoustic Impedance) chứa nhiều thông tin về sự tồn tại của các đới nứt nẻ và cho phép khoanh định các đới nứt nẻ đó, trong khi các thuộc tính khác như Ant Tracking cho phép dự đoán khá chi tiết đặc điểm các đới nứt nẻ như góc cắm, phương vị và những khu vực giao cắt của các hệ thống nứt nẻ khác nhau. Tổ hợp ba thuộc tính Reflection Intensity, Gradient magnitude và Sweetness đã được đánh giá là tối ưu để xây dựng mô hình độ rỗng nứt nẻ ban đầu bằng phương pháp ANN. 3. Mô hình độ rỗng nứt nẻ xây dựng được cho móng mỏ Hải Sư Đen đã được kiểm chứng và đánh giá là có độ chính xác và tin cậy cao trên cơ sở của sự trùng khớp khá tốt không chỉ độ rỗng nứt nẻ mà còn là khả năng cho dòng của các giếng đã khoan tại các vị trí khác nhau của mỏ. Hệ số liên kết giữa độ rỗng từ giếng khoan và độ rỗng từ mô hình đạt 132 khoảng 80%. Phương pháp xây dựng mô hình độ rỗng nứt nẻ cho đá chứa móng bằng phương pháp ANN và Co-Kriging trên cơ sở tổ hợp có trọng số các thuộc tính địa chấn, kết quả minh giải tài liệu địa vật lý giếng khoan và các tài liệu địa chất – kiến tạo đã có trong khu vực nghiên cứu đã được chứng minh là có hiệu quả trong móng mỏ Hải Sư Đen 4. Trên cơ sở phân tích các đặc điểm của mô hình độ rỗng xây dựng được, móng mỏ Hải Sư Đen có thể được chia thành 06 phân vùng với các đặc điểm nứt nẻ khác nhau. Trong đó phân vùng 3, 5 và 6 được đánh giá là có triển vọng cao, độ rỗng trong khoảng từ 1-3%, còn nhiều diện tích chưa có giếng khoan. KIẾN NGHỊ Phương pháp xây dựng mô hình độ rỗng nứt nẻ trong móng đã được trình bày (phương pháp kết hợp mạng nhân tạo ANN với Co-Kriging) đã xây dựng được mô hình độ rỗng khá tốt cho móng của mỏ Hải Sư Đen. Vì vậy, phương pháp này nên được nghiên cứu tiếp tục và áp dụng cho các mỏ khác ở bể Cửu Long và các khu vực khác có các điều kiện địa chất dầu khí tương tự. Kết quả nghiên cứu và xây dựng mô hình độ rỗng cho thấy ở khu vực mỏ Hải Sư Đen còn tồn tại hai phân vùng tiềm năng (phân vùng 5 và phân vùng 6) có độ rỗng thứ sinh từ 1- 3%, đề nghị cần lưu ý trong chương trình phát triển mỏ và thẩm lượng tiếp theo. 133 DANH MỤC CÁC CÔNG TRÌNH CỦA NCS 1. Nguyen Anh Duc, Nguyen Huy Ngoc, Nguyen Lam Anh (2014). Porosity model building for fractured basement reservoir by integration of seismic and well data in Hai Su Den field, Cuu Long basin. Petrovietnam Journal number 06, p.11-19 2. Nguyễn Anh Đức (2014). Đặc điểm đá móng nứt nẻ trước đệ tam mỏ Hải Sư Đen, bồn trũng Cửu Long. Tạp chí Dầu Khí số 05, tr.15-22 3. Nguyen Huy Ngoc, Sahalan B.Aziz, Nguyen Anh Duc (2014), The application of seismic attributes for reservoir characterization in Pre-Tertiary fractured basement, VietNam- Malaysia offshore. Interpretation – A journal of subsurface characterization – A jont publication of SEG and AAPG , Vol.2, No.1, p.SA57-SA66 4. Trần Khắc Tân, Cù Minh Hoàng, Nguyễn Anh Đức và nnk (2011), Môi trường trầm tích và sự thay đổi độ rỗng của các thể cát chứa dầu khí, hệ tầng Trà Cú, tập F, tuổi Eoxen- Oligoxen, bồn trũng Cửu Long. Tạp chí dầu khí số 8, tr.13-20 5. Cù Minh Hoàng, Nguyễn Anh Đức và nnk (2010), Dự đoán phân bố đá chứa và khả năng chắn của trầm tích Oligoxen rìa Bắc Lô 15.1 – Bể Cửu Long bằng tổ hợp tài liệu địa vật lý, địa chất. Tuyển tập báo cáo Hội nghị KHCN quốc tế “Dầu khí Việt Nam 2010 tăng tốc phát triển”, tr.331-340 6. Nguyễn Văn Phơn, Nguyễn Anh Đức (2009) Một tiệm cận mới mô hình thấm chứa của đá móng nứt nẻ. Tạp chí Dầu Khí – Số 2, tr.14-25 7. Trần Khắc Tân, Nguyễn Anh Đức, Cù Minh Hoàng và nnk (2009), Kết quả nghiên cứu môi trường trầm tích lục nguyên bồn trũng Cửu Long. Báo cáo khoa học tham dự hội nghị khoa học Đại Học Bách Khoa thanh phố Hồ Chí Minh. 8. Nguyen Anh Duc, Nguyen Van Phon (2009), A new approach to the saturated-permeable model of fractured basement rock, Petrovietnam journal, Volume 6/2009, p.21-26. 134 TÀI LIỆU THAM KHẢO Tài liệu tiếng Việt 1. Đỗ Bạt (2000), Địa tầng và quá trình phát triển trầm tích Đệ Tam, thềm lục địa Việt Nam, Tuyển tập hội nghị khoa học công nghệ - Ngành dầu khí Việt Nam trước thềm thế kỷ 21, Tổng Công Ty Dầu Khí Việt Nam, Nxb. Thanh niên, Hà Nội, tr. 92-99. 2. Đỗ Bạt, Nguyễn Địch Dỹ, Phan Huy Quynh, Phạm Hồng Quế, Nguyễn Quý Hùng, Đỗ Việt Hiếu (2007), Địa tầng các bể trầm tích Kainozoi Việt Nam, Nxb. Khoa học Kỹ thuật, Hà Nội, tr. 141-181. 3. Huỳnh Trung, Trần Đại Thắng và nnk (2004), Các thành tạo magma xâm nhập phần phía nam Việt Nam (từ Quảng Trị trở vào). Tuyển tập báo cáo Hội thảo khoa học nghiên cứu cơ bản trong lĩnh vực các khoa học về trái đất phục vụ phát triển bền vững kinh tế-xã hội khu vực Nam Bộ. Hội đồng ngành các khoa học về trái đất. Trường ĐHKHTN, ĐHQG Tp.HCM, tr.15-18 4. Lê Hải An, Nguyễn Thị Minh Hồng, Hà Quang Mẫn, Đặng Thị Ngọc Thủy (2007), Xây dựng mô hình mạng nơ-ron theo tài liệu địa vật lý giếng khoan để tính toán độ rỗng và độ thấm. Tạp chí Dầu khí, Số7, trang 47-53. 5. Lê Văn Cự, Hoàng Ngọc Đang, Trần Văn Trị (2007), Cơ chế hình thành và các kiểu bể trầm tích Kainozoi Việt Nam, Nxb. Khoa học Kỹ thuật, Hà Nội, tr. 111-140. 6. Ngô Thường San, Cù Minh Hoàng (2008), Đặc tính tầng chứa nứt nẻ và mối quan hệ với khả năng di chuyển dầu (Trường hợp – Tầng chứa móng mỏ Bạch Hổ - Nam Việt Nam),Tạp chí Dầu Khí Số 2/2008, tr.14-20 7. Ngô Thường San, Cù Minh Hoàng (2009), Kiến tạo Mezo-Kainozoi và sự hình thành tầng chứa mónng nứt nẻ bể Cửu Long. Tạp chí Dầu Khí số 3/2009, trang 15-26. 8. Ngô Thường San, Lê Văn Trương, Cù Minh Hoàng, Trần Văn Trị (2007), Kiến tạo Việt Nam trong khung cấu trúc Đông Nam Á – Tuyển tập Địa chất và Tài nguyên dầu khí Việt Nam NXB KHKT, Hà nội, tr. 111-140 135 9. Nguyễn Anh Đức (2014). Đặc điểm đá móng nứt nẻ trước đệ tam mỏ Hải Sư Đen, bồn trũng Cửu Long. Tạp chí Dầu Khí số 05/2014, trang 15-22. 10. Nguyễn Hiệp (2007), Địa Chất và Tài Nguyên Dầu Khí Việt Nam, Nhà xuất bản Khoa Học Kỹ Thuật, tr.141-181 11. Nguyễn Huy Ngọc (2012), Bài giảng ”Seismic In Study Basement”, TP.HCM. 12. Nguyễn Tiến Long, Sung Jin Chang (2000), Địa chất khu vực và lịch sử phát triển địa chất bể Cửu Long, Tuyển tập báo cáo hội nghị khoa học công nghệ 2000- Ngành dầu khí Việt Nam trước thềm thế kỷ 21, Tổng Công Ty Dầu Khí Việt Nam, Nxb. Thanh niên, Hà Nội, tr. 436-453. 13. Nguyễn Văn Phơn (2004), Giáo trình Địa Vật Lý Giếng Khoan, NXB Giao thông vận tải Hà Nội, 300 trang. 14. Nguyễn Văn Phơn (2004), Quá trình hình thành và khả năng thẩm chứa của đá móng nứt nẻ ở bồn trũng Cửu Long. Tạp chí Dầu Khí Số 8/2004, tr.6-12 15. Nguyễn Văn Phơn (2005), Đá chứa trong móng nứt nẻ ở bồn trũng Cửu Long – Những điều cần quan tâm khi xây dựng mô hình. Tạp chí Dầu Khí Số 8/2005, tr.1-6 16. Nguyễn Văn Phơn, Nguyễn Anh Đức (2009) Một tiệm cận mới mô hình thấm chứa của đá móng nứt nẻ. Tạp chí Dầu Khí Số 2/2009, trang 14-25. 17. PetroVietNam (2007), Địa chất và tài nguyên dầu khí Việt Nam. NXB Khoa học và Kỹ thuật. Tr.265-300 18. Phạm Anh Tuấn (2001), Đặc điểm các tính chất vật lý di dưỡng và thủy động lực của các đá chứa phức tạp và điều kiện mô hình hóa áp suất và nhiệt độ vỉa, Luận Án Tiến Sĩ, Trường ĐH Mỏ Địa chất Hà Nội. 19. Phan Trung Điền, Ngô Thường San, Phạm Văn Tiềm (2000), Một số biến cố địa chất Mesozoi muộn – Kainozoi và hệ thống dầu khí trên thềm lục địa Việt Nam, Tuyển tập Hội nghị Khoa học Công nghệ 2000 – Ngành dầu khí Việt Nam trước thềm thế kỷ 21, Tổng Công Ty Dầu Khí Việt Nam, Nxb. Thanh niên, Hà Nội, tr.131-150. 136 20. Thang Long JOC – PVEP (2011), Nghiên cứu đặc điểm đứt gãy và khe nứt trong móng cấu tạo hải sư đen, lô 15-2/01, bồn trũng Cửu Long, tr.163-277 (tài liệu lưu hành nội bộ) 21. Trần Lê Đông, Phùng Đắc Hải (2001), Bể trầm tích Cửu Long và tài nguyên dầu khí, Nxb. Khoa học Kỹ thuật, Hà Nội, tr. 269-315. 22. Trịnh Xuân Cường (2013), Mô hình đá móng nứt nẻ phong hóa ở bồn trũng Cửu Long. Tuyển tập báo cáo của Hội nghị KH-CN Viện Dầu Khí Việt Nam. Nhà xuất bản KHKT, tr.185-195. 23. Trịnh Xuân Cường, Hòang Văn Quý (2008), Mô hình hóa đá chứa móng nứt nẻ, Tạp chí Dầu khí Số 5/2008, tr.12-18 24. W.J. Schmidt, Nguyễn Văn Quế, Phạm Huy Long (2003), Tiến hóa kiến tạo bể Cửu Long, Việt Nam. Tuyển tập báo cáo hội nghị Khoa học, Công nghệ Viên dầu khí 25 năm xây dựng và trưởng thành, tr.110-114 Tài liệu tiếng Anh 25. Beth L. Parker et al (2012), Discrete Fracture Network Approach for Studying Contamination in Fractured Rock. AQUA mundi - Am06052, p.101-106 26. Jon Gutmanis, Tony Batchelor, Lucy Cotton, Jo Baker and colleagues (2012), Hydrocarbon production from fractured basement formations, Geoscience Limited, Version 10, p.6-30 27. Nguyen Anh Duc, Nguyen Huy Ngoc, Nguyen Lam Anh (2014). Porosity model building for fractured basement reservoir by integration of seismic and well data in Hai Su Den field, Cuu Long basin. Petrovietnam Journal number 06/2014, p.11-19. 28. Nguyen Huy Ngoc (2011), Role of 3D Seismic data in Prediction of High Potential Areas within Pre-Tertiary Fractured Granite Basement reservoir in Cuu Long Basin, VietNam Offshore. Search and Discovery Article #40702, AAPG. 137 29. Nguyen Huy Ngoc, Nguyen Anh Duc, Sahalan B.Aziz (2014), The application of seismic attributes for reservoir characterization in Pre-Tertiary fractured basement, VietNam-Malaysia offshore. Interpretation – A journal of subsurface characterization – A jont publication of SEG and AAPG, Vol.2, No.1, p. SA57–SA66 30. Nguyen Lam Anh (2008), Integration of well and seismic data in building 3D geological model for fracture reservoir of White Tiger field. The 2nd International Conference “Fracture basement reservoir”, Vung Tau, Vietnam, p.136-140. 31. Nguyen Thi Bich Thuy (2007), The genesis and forming conditions of granitoids in the Đà Lạt zone, Journal of Geology, Series B - No 30, p.2-3 32. Nguyen Anh Duc, Nguyen Van Phon (2009), A new approach to the saturated- permeable model of fractured basement rock, Petrovietnam journal, Volume 6/2009, p.21-26 33. Robert Hall (2002), Cenozoic geological and plate tectonic evolution of SE Asia and the SW Pacific: computer-based reconstructions, model and animations. Journal of Asian Earth Sciences, Volume 20, p.353–431