TẬP ĐOÀN DẦU KHÍ VIỆT NAM TRƯỜNG ĐẠI HỌC DẦU KHÍ VIỆT NAM ĐỀ TÀI: Nghiên cứu đặc trưng chứa dầu khí thân dầu trong đá móng trước Đệ Tam mỏ Bạch Hổ ( mỏ Đông Nam Rồng) theo tài liệu địa vật lý giếng khoan. Giảng viên hướng dẫn : Hoàng Văn Quý Sinh viên thực hiện : Phạm văn Đạt Lương Văn Triển Nguyễn Bá Hoàng Linh VŨNG TÀU, 2014 1. KHÁI QUÁT CHUNG VỀ MỎ Bạch Hổ là tên mỏ dầu lớn nhất, là nguồn cung cấp dầu chủ yếu cho Việt Nam hiện nay, nằm phía đông nam, cách bờ biển Vũng Tàu 145Km,thuộc bồn trũng Cửu Long. Dầu thô Bạch Hổ thuộc loại phẩm chất tốt, dễ lọc, gọi là “dầu ngọt”,vì nó chứa ít chất lưu huỳnh, tác hại mài mòn dụng cụ rất thấp, giá bán rất cao trên thị trường quốc tế. Đơn vị khai thác mỏ này là Xí nghiệp liên doanh Dầu khí Việt-Xô thuộc Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam. Từ mỏ này có đường ống dẫn khí đồng hành vào bờ cung cấp cho nhà máy khí hóa lỏng Dinh Cố, nhà máy điện Bà Rịa và Trung tâm điện lực Phú Mỹ cách Vũng Tàu 40 km. Độ sâu nước biển tại vùng mỏ khoảng 50m, thuận lợi cho việc sử dung các giàn khoan tự nâng. Các kết quả nghiên cứu địa chất công trình biển cho thấy phần trên của đáy biển thuận tiện cho việc xây dựng các công trình biển. Cường độ địa chấn của khu vực không vượt quá 6 độ Richter. Khu vực mỏ có khí hậu nhiệt đới - gió mùa, mưa vào mùa hè, nhiệt độ không khí 25-350C, mùa đông là mùa khô với nhiệt độ 24-300С. Gió mùa tây-nam thường xuất hiện vào thời gian từ tháng 6 đến tháng 10. Thời điểm có các trận mưa lớn không kéo dài, kèm gió lốc với tốc độ tới 25 m/s. Độ ẩm không khí tăng tới 87 - 89%. Mùa đông bắt đầu từ tháng 11 tới tháng 3 năm sau với gió đông-bắc là chủ yếu, tốc độ đạt 20 m/s, gây nên các đợt sóng biển cao tới 10 m. Thời gian thích hợp để tiến hành các công việc ngoài biển là mùa gió tây-nam: tháng 6 đến tháng 9, và thời kỳ chuyển tiếp: tháng 4-5 và tháng 11, khi gió chuyển hướng các dòng hải lưu phụ thuộc vào chế độ gió mùa và thủy triều. Tốc độ dòng chảy ở độ sâu 15-20 m đạt 85сm/s, tại tầng đáy: khoảng 20 – 30 m/s. Nhiệt độ nước trong năm thay đổi từ 25 đến 300С. Độ mặn nước biển dao động từ 33 đến 35g/l. Giếng khoan đầu tiên phát hiện mỏ

1. TẬP ĐOÀN DẦU KHÍ VIỆT NAM
TRƯỜNG ĐẠI HỌC DẦU KHÍ VIỆT NAM
ĐỀ TÀI: Nghiên cứu đặc trưng chứa dầu khí thân dầu trong đá móng trước Đệ
Tam mỏ Bạch Hổ ( mỏ Đông Nam Rồng) theo tài liệu địa vật lý giếng khoan.
Giảng viên hướng dẫn : Hoàng Văn Quý
Sinh viên thực hiện : Phạm văn Đạt
Lương Văn Triển
Nguyễn Bá Hoàng Linh

2. VŨNG TÀU, 2014
1. KHÁI QUÁT CHUNG VỀ MỎ
Bạch Hổ là tên mỏ dầu lớn nhất, là nguồn cung cấp dầu chủ yếu cho Việt
Nam hiện nay, nằm phía đông nam, cách bờ biển Vũng Tàu 145Km,thuộc bồn trũng
Cửu Long. Dầu thô Bạch Hổ thuộc loại phẩm chất tốt, dễ lọc, gọi là “dầu ngọt”,vì
nó chứa ít chất lưu huỳnh, tác hại mài mòn dụng cụ rất thấp, giá bán rất cao trên thị
trường quốc tế. Đơn vị khai thác mỏ này là Xí nghiệp liên doanh Dầu khí Việt-Xô
thuộc Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam. Từ mỏ này có đường ống dẫn khí
đồng hành vào bờ cung cấp cho nhà máy khí hóa lỏng Dinh Cố, nhà máy điện Bà
Rịa và Trung tâm điện lực Phú Mỹ cách Vũng Tàu 40 km.
Độ sâu nước biển tại vùng mỏ khoảng 50m, thuận lợi cho việc sử dung các
giàn khoan tự nâng. Các kết quả nghiên cứu địa chất công trình biển cho thấy phần
trên của đáy biển thuận tiện cho việc xây dựng các công trình biển. Cường độ địa
chấn của khu vực không vượt quá 6 độ Richter.
Khu vực mỏ có khí hậu nhiệt đới - gió mùa, mưa vào mùa hè, nhiệt độ không
khí 25-350C, mùa đông là mùa khô với nhiệt độ 24-300С. Gió mùa tây-nam thường
xuất hiện vào thời gian từ tháng 6 đến tháng 10. Thời điểm có các trận mưa lớn
không kéo dài, kèm gió lốc với tốc độ tới 25 m/s. Độ ẩm không khí tăng tới 87 -
89%. Mùa đông bắt đầu từ tháng 11 tới tháng 3 năm sau với gió đông-bắc là chủ
yếu, tốc độ đạt 20 m/s, gây nên các đợt sóng biển cao tới 10 m.
Thời gian thích hợp để tiến hành các công việc ngoài biển là mùa gió tây-nam:
tháng 6 đến tháng 9, và thời kỳ chuyển tiếp: tháng 4-5 và tháng 11, khi gió
chuyển hướng các dòng hải lưu phụ thuộc vào chế độ gió mùa và thủy triều. Tốc độ
dòng chảy ở độ sâu 15-20 m đạt 85сm/s, tại tầng đáy: khoảng 20 – 30 m/s. Nhiệt độ
nước trong năm thay đổi từ 25 đến 300С. Độ mặn nước biển dao động từ 33 đến
35g/l.
Giếng khoan đầu tiên phát hiện mỏ là ВН-1, do công ty "Mobil" khoan vào
năm 1975 trên phần vòm của cấu tạo được phát hiện theo kết quả thăm dò địa chấn
2D. Khi thử vỉa, dòng dầu thu được từ cát kết thuộc Mioxen dưới. Các công việc
tiếp theo được thực hiện vào năm 1983, sau khi XNLD “Vietsopetro” được thành
lập, đã đưa đến việc phát hiện các thân dầu lớn trong trầm tích Oligoxen năm 1985,
trong đá móng năm 1986.
Ở thời kỳ đầu (1983-1987) đối tượng thăm dò chính là các tầng Mioxen dưới
và Oligoxxen, sau năm 1987 là đá móng. Trước 1992 vị trí các giếng thăm dò được
thiết kế dựa trên bản đồ cấu tạo, lập theo tài liệu địa chấn thăm dò 2D, vào các năm
sau, theo tài liệu địa chấn thăm dò 3D, lần đầu tiên thực hiện theo hợp đồng giữa
XNLD là với hãng GECO của Na-Uy vào năm 1991 – 1992.

3. Trong các năm gần đây (2002-2005), nghiên cứu mỏ được thực hiện chủ yếu
theo tài liệu khai thác mỏ, kết quả khoan khai thác, tái xử lý và tái minh giải tài liệu
địa chấn thăm dò 3D, cùng với một khối lượng hạn chế - theo kết quả thăm dò địa
chấn, kết quả khoan thăm dò và khai thác sớm. Với mục đích tận thăm dò các vùng
có mức độ nghiên cứu thấp, đã tiến hành khoan ở phía Nam (GK.BH-16, 17, 1201,
1202), Tây-Nam (BH-18) và trên khối tây (GK.BH-11, 12001).
Tổng cộng trên toàn mỏ cho đến nay đã khoan được 17 giếng tìm kiếm-thăm
dò, trong số đó ở 14 giếng đã thu được dòng dầu công nghiệp. Mật độ khoan thăm
dò là 1 giếng trên diện tích 9 km2
Mỏ Bạch Hổ được đưa vào khai thác từ tháng 6.1986. Dầu được khai thác từ
các thân dầu:
- Mioxen dưới - từ 26.06.1986 (giếng BH-1)
- Oligoxen trên - từ 25. 11. 1987 (giếng BH-700)
- Oligoxen dưới - từ 13. 05. 0987 (giếng BH-14)
- Móng - từ 06. 09. 1988 (giếng BH-1)
Theo hiện trạng tới 01. 01. 2006, trên phạm vi mỏ đã xây dựng 11 giàn cố
định và 8 giàn nhẹ (hình 1.2), với các hệ thống bơm nén khí cho khai thác bằng
gazlift và duy trì áp suất vỉa. Việc vận chuyển người, vật tư thiết bị thực hiện bằng
máy bay trực thăng và tàu biển hoặc xà lan.
Nguồn năng lượng trên giàn được cung cấp bởi các động cơ đốt trong.
Căn cứ sản xuất của XNLD “Vietsopetro” được đặt ở thành phố Vũng Tàu
và được cung cấp năng lượng nhờ hệ thống lưới điện Quốc gia từ các nhà máy điện
Bà Rịa, Phú Mỹ và thành phố Hồ Chí Minh.
2. CẤU TRÚC ĐỊA CHẤT KHU VỰC VÀ MỎ
Mỏ Bạch Hổ nằm ở bồn trũng Cửu Long thuộc đới nâng Trung Tâm, đới
nâng chia bồn trũng thành hai cấu tạo bậc hai: phía Đông và phía Tây.
Trong phạm vi của đới nâng Trung Tâm, Bạch Hổ là cấu tạo đặc trưng và có
kích thước lớn. Toàn bộ các cấu tạo nâng có cấu trúc phức tạp.
Trong cấu trúc địa chất của bồn trũng trầm tích lục nguyên có tuổi từ
Oligoxen-Eoxen đến đệ tứ chiếm ưu thế phủ trên móng bằng các bất chỉnh hợp góc
và địa tầng.
2.1 Địa tầng
Mặt cắt địa chất mỏ Bạch Hổ theo kết quả khoan gồm các tầng đá móng kết
tinh tuổi trước Đệ tam và chủ yếu là đá trầm tích lục nguyên. Tổng chiều dày theo
chiều thẳng đứng mở vào đá móng là 1990m, của đá trầm tích là 4740m.
Móng là đá macma kết tinh hoàn toàn với các đai mạch pocfirit và diabaz
anđezit bazal phản ánh tính bất đồng nhất thạch học. Đá móng bị biến đổi thứ sinh ở
các mức độ khác nhau. Trong số các khoáng vật thứ sinh có zeolit và canxit phát
triển mạnh. Theo số liệu phóng xạ, tuổi tuyệt đối của đá kết tinh dao động trong
khoảng từ 245±7 (Triat muộn) đến 89±3 (Creta muộn) triệu năm.

4. Granitoid ở mỏ Bạch Hổ có độ nứt nẻ và hang hốc cao.
Đá trầm tích phủ bất chỉnh hợp địa tầng và góc trên móng có tuổi Paleogen, Neogen
và Đệ tứ được phân chia trên cơ sở các dấu hiệu thạch học, bào tử phấn, cổ sinh địa
tầng theo thang địa phương (từ dưới lên): Trà Cú (Oligoxen dưới), Trà Tân
(Oligoxen trên), Bach Hổ (Mioxen dưới), Côn Sơn (Mioxen giữa), Đồng Nai
(Mioxen trên) và Biển Đông (Plioxen không phân chia và Đệ tứ). Sự thay đổi lớn
nhất của chiều dày và thành phần thạch học là các tập trầm tích cơ sở có tuổi
Olioxen dưới, chúng hoàn toàn vắng mặt trong phạm vi các khối móng nhô cao.
Điệp Trà Cú (P3
1) có chiều dày 0-412m nằm giữa các tầng địa chấn SH-BSM
và SH-11 gồm xen kẽ các vỉa cát kết và các tập sét kết. Cùng với mức độ lún
chìm của trầm tích về phía nếp lõm, chiều dày của hệ tầng tăng đồng thời với việc
giảm đặc trưng thấm chứa của các vỉa cát kết. Ở phần đáy của điệp là cuội và sạn
kết với các mảnh đá mỏng, tạo nên tầng lót đáy. Trong mặt cắt của điệp có các tầng
chứa dầu: VI+VIa, VII+VIII, IX, X+XI, với chiều dày và thành phần đá chứa khác
nhau. Phần đầu của các tầng sản phẩm nằm kề mặt đá móng. Theo kết quả khoan
giếng thăm dò mới BH-11 và giếng khai thác nhanh BH-12001 nằm ở vùng phía
Tây, tài liệu địa vật lý giếng khoan và thử vỉa đã xác định mức độ nén ép giảm
chiều dày và đặc tính thấm chứa của chúng.
Theo tài liệu địa vật lý giếng khoan, thử vỉa và khoan các giếng khai thác
sớm (BH-1202) và giếng khai thác (BH-1201) ở vùng phía nam thì trầm tích của
Điệp Trà Cú (có chiều dày 0-412m) có đặc tính thấm chứa thấp, chiều dày các vỉa
cát - bột kết không lớn, hàm lượng sét tăng cao. Theo tài liệu nghiên cứu mẫu lõi
trong đá có lẫn vật liệu núi lửa.
Điệp Trà Tân có chiều dày thay đổi từ 50 đến 1800m nằm giữa các tầng địa
chấn SH-7 và SH-11. Ở điệp này sét và sét kết chiếm ưu thế, bên trong bắt gặp các
thấu kính cát kết và bột kết được ghép với nhau thành các tập: Ia, Ib, I, II, III, IV, V.
Trong một vài tập có các vỉa dầu. Trong hàng loạt các giếng khoan đã gặp đá có
nguồn gốc núi lửa, thành phần kiềm với chiều dày đạt đến 20m.
Điệp Bạch Hổ (N1
1) có chiều dày từ 770-900m nằm giữa các tầng địa chấn
SH-7 và SH-3. Hệ tầng này gồm các lớp mỏng sét, sét kết, bột kết và cát kết màu
xám, xám tối và màu sắc sặc sỡ nằm xen kẽ. Trên nóc điệp Bạch Hổ trùng với tầng
tựa là tập sét montmolinolit và sét kết phát triển rộng khắp diện tích với tên thông
dụng là sét Rotalid. Chiều dày tầng này dao động từ 35m (ở phía Nam mỏ) đến
150m (ở một vài giếng khoan phần Đông –Nam). Dưới tầng địa chấn SH-5 trong
mặt cắt của điệp có các tầng sản phẩm 23, 24, 25, 26, 27 là cát kết thạch anh và
ackoz. Các tầng sản phẩm 25, 26, và 27 phát triển ở thể các thấu kính riêng biệt.
Trong lát cắt các điệp Côn Sơn (N1
2), Đồng Nai (N1
3) và Biển Đông (N2 +
Q) có lớp các đá trầm tích cát kết - bột kết xen kẽ với các tập sét bột kết, sét và than
nâu. Không thấy các tầng chúa sản phẩm trong mặt cắt của điệp này.
2.3 Kiến tạo
Theo tài liệu địa chấn 3D và khoan sâu, cấu tạo mỏ Bạch Hổ là khối nâng địa
lũy của móng granitoid bị chôn vùi, chạy theo hướng nằm Đông - Bắc, mỏ có kích

5. thước 28 x 6km và biên độ 1400m theo đường đồng mức khép kín -4450m. Do sự
hiện diện nhiều đứt gãy nên mỏ có cấu trúc phức tạp bị chia ra nhiều khối .
Từ dưới lên trên theo mặt cắt, cấu tạo phẳng dần và giảm dần kích thước.
Biên độ đứt gãy giảm dần đến tắt hẳn.
Theo tài liệu địa chấn 3D mới thu nổ ở phần tận cùng phía Bắc cấu tạo, các
đứt gãy chính tiếp tục kéo dài lên phía Bắc. Phần nghiêng xoay được thể hiện bằng
sự lún chìm mạnh với góc nghiêng đến 450. Theo kết quả tái xử lý và tái minh giải
tài liệu địa chấn 3D có sử dụng tài liệu khoan, đã chính xác lại mạng lưới đứt gãy,
đặc tính và vị trí các đường đồng mức.
Ở phía tây cấu tạo giới hạn bởi các đứt gãy nghịch F1, F2, F3 được xác định
trên các mặt cắt địa chấn và một số các giếng khoan như: 450, 924, 485, 2001, 140,
trong đó có sự lặp lại của lát cắt trầm tích. Hướng của các đứt gãy nghịch trùng với
đường phương của cấu tạo. Ở phía Đông, khối nâng được giới hạn bởi các đứt gãy
thuận F5, F6, F7. Ở các phần đỉnh chúng được phân chia thành các đứt gãy nhỏ
hơn: F 5.1, F 5.2, F6.2, F6.3.
Móng được chia thành các khối cấu kiến tạo (hình 2.3.5) theo các đứt gãy
chính có tính đến sự phân bố thạch học của móng.
- Khối Tây-Bắc giới hạn ở phía Đông bởi đứt gãy thuận á kính tuyến F8, ở
phía Tây và Nam bởi các đứt gãy nghịch F1 và F2, ở phía Bắc bởi đứt gãy thuận lớn
F9.
- Khối Bắc giới hạn ở phía Đông bởi đứt gãy thuận F5, ở phía Tây bởi đứt
gãy F8, ở phía Nam bởi ranh giới thạch học ranh giới thủy động học với khối Trung
Tâm.
- Khối Trung Tâm giới hạn ở phía Đông bởi các đứt gãy thuận F5 và F5.3, ở
phía Tây bởi đứt gãy nghịch F3, ở phía Nam bởi đứt gãy thuận F6.1 và ở phía Bắc
bởi ranh giới thạch học.
- Khối Đông-Bắc giới hạn bởi các đứt gãy thuận F5, F5.3, F6.
- Khối Đông giới hạn bởi các đứt gãy thuận F6, F7, F6.3.
- Khối Nam giới hạn bởi các đứt gãy thuận F6.1, F6.2, F6.3 và ở phía Nam
bởi ranh giới giả định giới hạn phần cấu tạo đã được nghiên cứu.
Trong báo cáo này khái niệm khối cấu- kiến tạo được hiểu là vùng của cấu
tạo được giới hạn bởi các đứt gãy lớn và trong một vài trường hợp là ranh giới thạch
học của đá (ranh giới giữa các khối phía Bắc và Trung Tâm).
Vị trí các đứt gãy chính trong minh giải tài liệu năm 2005 không có thay đổi
lớn. Tuy nhiên đặc tính các đứt gãy nhỏ lại thay đổi nhiều.

6. Khối Bắc nằm sâu hơn so với khối Trung Tâm. Ở khối này có hai vùng
nhô cao mang tính địa phương có kích thước không lớn ở khu vực các giếng khoan
810, 811 và 68. Đứt gãy lớn F4 chia khối này thành hai phần. Theo tài liệu địa chấn,
bên trong phần phía Tây có một vài đứt gãy phân nhánh biên độ nhỏ. Phần phía
Đông của khối không có đứt gãy. Kích thước khối 3.5 x 6 km.
Khối Trung Tâm chiếm vị trí cao nhất và có diện tích lớn nhất trên cấu tạo.
Khối này gồm nhiều khối nâng địa phương nhỏ. Theo tài liệu địa chấn, bên trong
khối bị chia cắt bởi nhiều đứt gãy biên độ nhỏ có hướng khác nhau và độ dài không
lớn. Kích thước của khối là 12 x 5 km.
Khối Đông Bắc chìm sâu đến 1000m so với khối Trung Tâm, số lượng đứt
gãy không nhiều chia cắt thành các khối nhỏ.Đa số các đơn nghiêng lún sâu về phía
đông. Kích thước của khối là 1.5 x 9km.
Khối Đông ngăn cách bởi đứt gãy lớn F6 theo hướng Đông -Bắc ở phía Tây.
Theo tài liệu địa chấn, trong khối này chỉ có vài đứt gãy không lớn và hai trũng địa
phương có độ sâu bề mặt móng đến 5200m.
Khối Nam, theo kết quả minh giải tài liệu địa chấn năm 2005 không thấy
khép kín ở phía Nam và được giới hạn bởi đường ranh giới giả định của vùng
nghiên cứu cấu tạo. Bên trong khối có các vùng nâng địa phương và nhiều đứt gãy
có hướng và biên độ khác nhau. Phía Bắc của khối là phần kết thúc của khối Trung
Tâm. Kích thước của khối này là 10 x 5 km.
Khối Tây-Bắc ở phía Đông nằm kề với đứt gãy thuận F4 hướng về khối phía
Bắc. Theo số liệu địa chấn, bên trong khối có đứt gãy nghịch lớn và hai đứt gãy
thuận chạy ngang và ngắn. Bề mặt móng là đơn nghiêng chìm sâu về phía Tây. Kích
thước khối là 11 x 1.5 km.
Cấu tạo của mỏ theo phức hệ Oligoxen dưới có cấu trúc phức tạp hơn. Theo
số liệu khoan và địa chấn 3D không có trầm tích của phức hệ này ở phần khối nâng
cao của móng. Trầm tích của phức hệ này có chiều dày ổn định ở những chỗ không
bằng phẳng mang tính cục bộ của bề mặt móng. Phần lớn các đứt gãy phát hiện ở
móng đều phát triển cả trong Oligoxen dưới. Trầm tích của phức hệ nằm kề trên mặt
móng. Trên cơ sở đặc điểm cấu tạo, cấu trúc, phức hệ Oligoxen dưới được chia
thành ba vùng chứa các thân dầu, đó là vùng phía Bắc, Nam và Tây (hình 2.3.6).
Vùng phía Bắc được giới hạn ở phía Nam và phía Tây bằng đường ranh giới
vát nhọn của trầm tích Oligoxen dưới kề trên bề mặt móng, còn ở phía Đông giới
hạn bởi đứt gãy F6. Bên trong vùng này đã xác lập sự hiện diện của các đứt gãy
thuận F4 và F5 với nhiều đứt gãy phân nhánh theo những đứt gãy lớn, vùng này
được chia thành nhiều khối nhỏ: I, II, III . Bên trong các khối có nếp uốn nhỏ được
hìh thành do điều kiện trầm tích. Kích thước các khối này thay đổi từ : 7-10 x 1.5 -
2km, của cả vùng này là 6 x 10 km.
Vùng phía Nam giới hạn ở phía Bắc bằng đường gá kề địa tầng vào bề mặt
móng, ở phía Tây và Đông giới hạn theo các đứt gãy riêng biệt và đường đẳng sâu
giả định -4250m. Bên trong khu vực có một vài đứt gãy thuận và nghịch và các nếp
lồi nhỏ dạng vòm. Kích thước vùng này là 4 x 8 km.
Khu vực phía Tây giới hạn ở phía Bắc và Đông bằng đường gá kề địa tầng
của phức hệ Oligoxen dưới với bề mặt móng. Ở những phần kề liền với móng cấu

7. tạo có dạng đơn nghiêng đổ về phía Tây, chuyển tiếp sang nếp lõm võng. Kích
thước vùng này là 2 x 4 km.
Phức hệ Oligoxen trên so với Oligoxen dưới có số lượng và chiều dài các
đứt gãy giảm, biên độ của các đứt gãy còn lại cũng giảm, không còn các đứt gãy
nghịch. Cấu trúc có hình dạng nếp uốn bị phức tạp bởi nếp uốn nhỏ, mũi cấu trúc và
bậc thềm. Trong phạm vi mỏ, cấu trúc khép kín chỉ ở phần cuối phía Bắc. Ở phía
Nam có khối nâng mới có chiều sâu thế nằm như ở phần Trung Tâm. Trên cơ sở độ
chứa dầu khí và kiến tạo của phức hệ Oligoxen trên, cấu trúc được chia thành bảy
khu vực (vùng): Trung Tâm, Bắc, Đông- Bắc, Tây-Bắc, Tây, Đông và Nam (hình
2.3.7). Ranh giới giữa các khu vực mang tính ước lệ và liên quan đến ranh giới phát
triển các tập cát kết.
Vùng Bắc bao gồm phần phía Bắc của cấu trúc, trong đó có thấy sự hình
thành vòm độc lập khép kín theo bình độ -2975m. Ngoài ra, vùng này còn có một số
các nếp lồi nhỏ. Các đứt gãy đơn lẻ, biên độ nhỏ và không kéo dài. Kích thước vùng
5.5 x 7 km.
Vùng Trung Tâm được phân ra xung quanh một nếp uốn có khép kín ở bình
độ -3025 m. Theo tài liệu địa chấn, bên trong vùng có các đứt gãy biên độ nhỏ, độ
dài không lớn và rất nhiều nếp uốn nhỏ làm phức tạp cấu trúc của cấu tạo. Ranh giới
phía Bắc được vạch sát với đường bình độ khép kín -3025 m, ở phía Nam, Đông, và
Tây theo các đường ước lệ.
Vùng phía Nam phân ra xung quanh nhóm các nếp lồi biên độ nhỏ. Theo tài
liệu địa chấn, trong vùng có các đứt gãy biên độ nhỏ, ngắn. Các vùng phía Tây và
Đông bao gồm phần cánh của cấu tạo.
Theo phức hệ Mioxen dưới hướng cấu tạo gần trùng với á kinh tuyến. Số
lượng đứt gãy giảm nhiều hơn, góc đổ ở phần cánh cấu tạo giảm, hình thành ba vòm
khá rõ ràng: Bắc, Trung Tâm và Nam (hình 2.3.8). Tất cả các vòm này bị phức tạp
bởi các đứt gãy ngắn.
Thông tin thu nhận được về cấu - kiến tạo mỏ cho phép rút ra các kết luận
sau:
- Cấu trúc mỏ phát triển thừa kế. Điều này được thấy khi quan sát vị trí vòm
cấu tạo của tất cả các phức hệ, sự thay đổi chiều dày các phức hệ từ đỉnh đến phần
rìa, sự giảm dần của góc đổ các tầng giảm từ dưới lên trên theo mặt cắt, sự giảm số
lượng và biên độ các đứt gãy (hình 2.3.9-2.3.11);
- Trên cơ sở phân tích sự phát triển cấu tạo đã xác lập sự có mặt ba tầng cấu
trúc: dưới-móng trước đệ tam, trung gian và tầng nền bên trên;
- Tầng cấu trúc phân cách nhau bằng các bất chỉnh hợp;
- Cấu tạo bị phân chia bởi đứt gãy các loại và có cấu trúc phức tạp.

8. 3. CÔNG TÁC ĐỊA CHẤT THĂM DÒ
3.1 Công tác địa chấn thăm dò
Năm 2003 đã tiến hành công tác thu nổ địa chấn với diện tích 75 km2 ở
nghiêng xoay phía Bắc mỏ Bạch Hổ. Ngoài ra, công ty Golden Pacific Group đã
thực hiện xử lý lại các tuyến địa chấn 3D theo chương trình dịch chuyển chiều sâu
trước khi cộng PSDM cho toàn bộ mỏ với khối lượng 4842km tuyến.
Năm 2004 đã tiến hành xử lý tài liệu địa chấn mới 3D thu nhận năm 2003
với khối lượng 75 km2 theo chương trình dịch chuyển thời gian trước khi cộng
PSTM và minh giải tài liệu địa chất - địa chấn vùng phía bắc trên diện tích chờm
phủ 160 km2 (đã xây dựng các bản đồ cấu trúc mới theo các tầng địa chấn SH-BSM,
SH-10, và SH-5) và bản đồ chiều dày giữa các tầng SH-10 và SH-BSM.
Năm 2005 tiến hành minh giải lại tài liệu địa chấn thu được sau khi xử lý
theo chương trình PSDM, kết quả đã xây dựng chính xác hơn bản đồ của các tầng
SH-5, 7, 10 và BSM.
So sánh với trước đây đã chính xác lại cấu trúc, vị trí và hướng của các hệ
thống đứt gãy.
3.2 Công tác khoan thăm dò và khai thác
Trong giai đoạn 2002-2005 khối lượng khoan thăm dò trên mỏ đạt 9690m.
Đã khoan giếng thăm dò BH-11, kết thúc thử vỉa giếng BH-18 và bắt đầu khoan
giếng thăm dò BH-23 (giếng khoan đạt chiều sâu 4308m tại thời điểm tới ngày
01.01.06). Năm 2001 đã khoan giếng BH-18, giếng phải đóng tạm thời trong thời
gian dài trước khi tiến hành thử vỉa. Đã nhận được dòng dầu không lớn từ phần
dưới móng, từ phần trên nhận được dòng dầu tự phun với lưu lượng ban đầu là 47
tấn/ngày đêm, tăng lên 120 tấn/ngày đêm trong quá trình khai thác.
Trên cơ sở vị trí giếng khoan đã được các bên tham gia phê duyệt, giếng BH-
11 được khoan trên khối phía Tây của mỏ đến chiều sâu 5652m với mục đích thăm
dò các vỉa dầu trong trầm tích Oligoxen. Giếng được khoan xiên từ giàn nhẹ BK-7
với khoảng cách lệch ngang theo bề mặt móng là 1750m. Giếng khoan đã khoan
qua đá trầm tích và gặp móng ở độ sâu 5356m (-4748m). Đá móng kết tinh là diorit.
Giếng khoan không gặp đứt gãy nghịch như dự đoán. Trầm tích Oligoxen được mở
ra ở chiều sâu từ 3995m (-3392m) đến chiều sâu 5120m (- 4514m). Lát cắt
Oligoxen gồm xen kẽ đơn điệu giữa sét, sét kết với số ít các lớp mỏng bột kết và cát
kết. Từ chiều sâu 5120m hàm lượng cát tăng lên và xuất hiện các vỉa cát kết có
chiều dày lớn hơn so với lát cắt phía trên.
Từ chiều sâu 5208m (-4600m) có thấy sự phát triển của các vỉa cát với chiều
dày 10-25m đặc trưng cho trầm tích Oligoxen dưới. Theo số liệu phân tích tài liệu
địa vật lý giếng khoan đã phân chia đá chứa dầu có tổng chiều dày hiệu dụng là
38m. Chiều dày toàn bộ trầm tích trầm tích Oligoxen dưới đã mở là 145m, Oligoxen
trên là 1208m.
Sau khi kết thúc khoan đã tiến hành thử vỉa trong thân trần ở khoảng chiều
sâu 5380-5652m (-4772-5041m) bằng gazlif trong 24 giờ. Tài liệu thử vỉa trong thời
gian ngắn cho thấy không nhận được dòng dầu từ móng, mặc dù trong khi khoan ở
phần trên đã xảy ra mất dung dịch với lưu lượng đến 3m3/giờ.

9. Trong quá trình đặt cầu xi măng đã xẩy ra sự cố mà không khắc phục được,
vì vậy các vỉa cát kết Oligoxen không được thử.
Ngoài các giếng thăm dò với mục dích tận thăm dò mỏ đã khoan 4 giếng
khai thác sớm: 711, 1201, 1202 và 12001 có tổng chiều dài khoan là 16620m (bảng
P.1).
Giếng 711 được khoan xiên từ giàn MSP-7 ở phần rìa phía Bắc cấu tạo với
mục đích tận thăm dò các vỉa dầu trong trầm tích Oligoxen và móng. Bề mặt móng
gặp ở độ sâu 4317m (-4068m), độ lệch ngang từ giàn MSP-7 tới vị trí gặp bề mặt
móng là 1175m. Không thu được dòng dầu khi thử vỉa thân trần ở chiều sâu 4340-
4510m (-4041-4209m) bằng phương pháp gazlif . Từ trầm tích Oligoxen thu được
dòng dầu có nước với lưu lượng 18.5 tấn/ngày và 7.5 tấn/ngày được. Vì vậy diện
tích phân bố của các vỉa X + XI trong khối I theo hướng Bắc tăng không đáng kể.
Giếng 1201 khoan ở phần rìa phía Nam cấu tạo với mục đích tận thăm dò các
vỉa dầu trong trầm tích và móng. Giếng được khoan nghiêng từ chân đế (OB-1).
Khoảng cách lệch ngang tới vị trí gặp bề mặt móng là 1060m về phía Tây. Móng đã
thử ở chiều sâu 4005-4694m (-3799-4400m). Thu được dòng dầu yếu.
Theo tài liệu xử lý và minh giải mới, giếng đã được khoan vào móng ở vùng
đứt gãy thuận có biên độ trên 200m và đi vào khối sụt phía Tây là nguyên nhân cho
dòng kém của móng. Không thu được dòng dầu từ trầm tích Oligoxen.
Giếng 1202 cũng được khoan ở phần rìa phía Nam cấu tạo với mục đích tận
thăm dò các vỉa dầu trong các tầng trầm tích và móng từ chân đế OB-1. Kết quả thử
vỉa móng và các vỉa cát kết Oligoxen cho dòng dầu yếu.
Giếng 12001 được khoan ở khối phía Tây với mục đích tận thăm dò các vỉa
dầu trong trầm tích Oligoxen. Bề mặt móng được mở ở chiều sâu 4692m (-4585m),
trầm tích Oligoxen dưới ở độ sâu 4425m (-4318m). Giếng này không gặp đứt gãy
nghịch. Khi thử vỉa chung cho móng và trầm tích Oligoxen dưới đã không nhận
được dòng dầu. Theo tài liệu địa vật lý giếng khoan trong giếng 12001 đá chứa
trong trầm tích Oligoxen giảm đáng kể chỉ còn lại 3m.
Cấu trúc các giếng đã khoan trong giai đoạn 2002-2005 là cấu trúc chuẩn đã
được sử dụng trong các năm trước.
Trong giai đoạn từ báo cáo tính lại trữ lượng lần trước tới nay đã khoan 36
giếng khai thác với tổng khối lượng là 150879m, trong đó 35 giếng đã mở vào
móng. Có 3 giếng đã khoan đến chiều sâu trên 5000m, 6 giếng có đáy từ 4500m đến
5000m, 14 giếng từ 4000m đến 4500m, 13 giếng đến 4000m.
Tất cả các giếng đã khoan phản ánh trạng thái hiện thời của các thân dầu.
Cấu trúc các thân dầu và mức độ sản phẩm của các vùng được chính xác theo tài
liệu thu được.
Mẫu lõi được lấy trong các giếng khoan thăm dò và khai thác với khối lượng
hạn chế 135m (thu hồi 122m). Trong giai đoạn 2002-2005 không lấy mẫu từ trầm
tích Mioxen dưới, từ tầng trầm tích Oligoxen trên 3m, từ Oligoxen dưới -44m, từ
móng -75m đạt 63,8% tổng số mẫu lõi lấy được.

10. Tính đến ngày 01.01.2006 trên mỏ Bạch Hổ đã khoan 274 giếng, trong đó 17
giếng thăm dò, 6 giếng khai thác nhanh và 242 giếng khai thác, trong số này 02
giếng khoan thân hai (475 và 474), 04 giếng khoan sâu thêm vào móng (69B, 121B,
136B, 818B). Trong quĩ giếng đã khoan đã hủy 30 giếng, đóng 8 giếng, 11 giếng
quan sát, 22 giếng không hoạt động, 41 giếng sử dụng bơm ép, 152 giếng đang khai
thác, một giếng đang thử vỉa (5001), những giếng còn lại không đưa vào quĩ giếng
do những nguyên nhân khác nhau.
Trong số các giếng khoan thăm dò có 10 giếng hủy sau khi thử do nguyên
nhân địa chất, được xem đã hoàn thành nhiệm vụ, bốn giếng đưa vào quĩ khai thác,
một giếng vào quỹ bơm ép và hai giếng đóng do không có công trình biển.
Trong số các giếng khai thác đã hủy 19 giếng, 11 giếng đưa vào quan sát, 22
giếng không hoạt động, 40 giếng chuyển sang quĩ bơm ép và 148 giếng vào quĩ khai
thác đang hoạt động.
3.3 Phương pháp, kết quả thử vỉa và khảo sát giếng
Các giếng khoan vào các đối tượng khai thác trong giai đoạn 2002-2005
được thực hiện trong điều kiện địa chất mỏ phức tạp. Trong các đối tượng khai thác,
áp suất vỉa hiện thời giảm thấp hơn áp suất thủy tĩnh qui ước. Trong khi đó ở trầm
tích Oligoxen trên dị thường áp suất cao hơn nhiều so với áp suất thủy tĩnh (Ka >
1.6).
Khoan mở móng thường kèm theo mất dung dịch mạnh. Ngăn cách đất đá
đã khoan qua bằng ống chống thực hiện trong các giếng khai thác đến bề mặt móng
hoặc thấp hơn từ 10-15m, đối với các giếng bơm ép thấp hơn chiều sâu 4000m. Do
cấu trúc giếng khoan, việc thử vỉa móng nói chung được tiến hành trong thân trần
có sử dụng chất lỏng tạo bọt hoặc gaslift.
Trong trường hợp thân giếng khoan trong móng được chống ống, mở vỉa
thực hiện bằng bắn mìn. Bắn mìn cũng được áp dụng cho tất cả các đối tượng trầm
tích.
Trong trường hợp dòng dầu yếu có áp dụng các phương pháp tăng cường
như: xử lý axit, tạo áp bằng thuốc nổ, bắn mìn lặp lại, vỡ vỉa thủy lực.
Giai đoạn 2002-2005 đã thử 112 đối tượng kể cả việc chuyển đối tượng
(bảng 3.3.1, P.3.2).
Bảng 3.3.1
KHỐI LƯỢNG THỬ VỈA Ở CÁC PHỨC HỆ CHỨA SẢN PHẨM
Phức hệ sản phẩm
sản phẩm
Số lượng đối tượng thử Ghi chú
2002-2005 Toàn bộ
Trước 2002
Mioxen dưới 58 14 72
Oligoxen 81 40 121
Móng 141 54 195
Thử chung 4 4
Toàn bộ 280 112 392

11. Kết quả thử vỉa: 19 đối tượng không cho dòng, 40 đối tượng cho dòng dầu
lẫn nước, 6 đối tượng cho dòng nước, 45 đối tượng cho dòng dầu, các đối tượng còn
lại cho dòng yếu (bảng 3.3.2).
Bảng 3.3.2
KẾT QUẢ THỬ VỈA
Phức hệ
sản phẩm Kết quả nhận được dòng theo các đối tượng
Dầu Dầu có nước Nước Không có
Mioxen dưới 4 6 1 3
Oligoxen 19 11 1 11
Móng 22 23 4 5
Toàn bộ 45 40 6 19
Việc nghiên cứu thủy động học các giếng khoan mỏ Bạch Hổ do lực lượng
kỹ thuật XN khai thác và XN Địa vật lý giếng khoan của XNLD đảm nhiệm.
Trong quá trình thử vỉa ở các giếng khoan đã tiến hành tổ hợp nghiên cứu
nhiệt - động học bắt buộc được thực hiện và theo khả năng, điều kiện cụ thể các
phương đo mặt cắt nhiệt, PLT được sử dụng. Cần lưu ý rằng, hiện nay sử dụng phổ
biến áp kế điện tử có độ chính xác cao để đo áp suất vỉa và áp suất đáy giếng. Khối
lượng lớn các nghiên cứu được thực hiện chủ yếu trong các giếng khoan cho móng
mỏ Bạch Hổ (bảng 3.3.3).
Bảng 3.3.3
KHỐI LƯỢNG KHẢO SÁT THỦY ĐỘNG HỌC CÁC GIẾNG KHOAN ĐẾN
THỜI ĐIỂM 01.01.2006
Đối tượng 1991-1996 1997-2001 2002-2005 Toàn bộ
Mioxen dưới 368 140 58 566
Oligoxen 363 164 141 668
Móng 1083 531 451 2064
Toàn bộ 1813 835 650 3298
Khảo sát tập trung tới việc nghiên cứu đặc trưng năng lượng vỉa (đo áp suất
vỉa và đáy giếng). Các khảo sát tổng hợp bao gồm khảo sát các chế độ tĩnh và dòng
không ổn định, đo áp suất, nhiệt độ theo khoảng dọc thân giếng khoan... cũng được
thực hiện trong các giếng khoan. Minh giải số liệu đường cong phục hồi áp suất
được tiến hành nhờ chương trình Pansystem cũng như sử dụng tổ hợp chương trình
“Weltest” của công ty Schlumberger. Đối với mỗi giếng khoan, các phương pháp
xử lý khác nhau được áp dụng để kiểm tra kết quả tính toán, minh giải (bảng P.3.3).
Việc ghi mặt cắt dòng chất lưu và mặt cắt tiếp nhận cho phép thu được số
liệu về khoảng làm việc trong các giếng khai thác và bơm ép. Trước khi áp dụng
rộng phương pháp PLT bao gồm đo dòng, đo mật độ và đo nhiệt độ, việc xác định
khoảng làm việc trong giếng khoan trước đây được tiến hành bằng phương pháp đo
nhiệt độ.

12. 2.Phương pháp nghiên cứu
Đá móng macma xâm nhập nói chung và mỏ Bạch Hổ nói riêng có không
gian lỗ hổng là nứt nẻ và hang hốc. Hệ thống nứt nẻ được hình thành chủ yếu do các
quá trình họat động kiến tạo còn hệ thống hang hốc được hình thành bởi quá trình
họat động kiến tạo xảy ra sau hàng triệu năm, hàng chục triệu năm. Khối đá macma
không bị phá hủy không có khả năng chứa, thấm dầu khí. Đặc trưng chứa của đá
móng có thể được nghiên cứu bằng 2 phương cách:
1 Nghiên cứu mẫu lõi, xác định đặc trưng chứa như độ rỗng, độ thấm, mức
độ nứt nẻ.
2. Nghiên cứu theo tài liệu địa vật lý giếng khoan
Trong bài tiểu luận này chúng tôi chỉ tập trung nghiên cứu theo tài liệu dia vật lý
giếng khoan.
2.1 Phân tích định tính
2.1.1 Theo tài liệu điện trớ suất
Các đói nứt nẻ xung quan thành giếng khoan thường bị lấp đầy dung dịch
khoan hoặc filtrat của dung dịch khoan , dẫn đến điện trở suất thấp hơn nhiều so
với vùng đá không bị phá hủy, nơi điện trở suất của đá có thể lên đến hàng ngàn,
hàng chục ngàn omm. Trên có sở đặc điểm này ta có thể dùng đường điện trở để
phân ra các đới đá bị phá hủy kiến tạo.
Dịch khoan hoặc filtrat của dung dịch khoan , dẫn đến điện trở suất thấp
hơn nhiều so với vùng đá không bị phá hủy, nơi điện trở suất của đá có thể lên đến
hàng ngàn, hàng chục ngàn omm. Trên có sở đặc điểm này ta có thể dùng đường
điện trở để phân ra các đới đá bị phá hủy kiến tạo.
2.1.2 Theo tài liệu gamma mật độ
Đá macma xâm nhập thường có mật độ đạt tới 2.6-2.7-2.75 g/cm3 tùy thuộc
vào thành phần cụ thể của nó. Tuy nhiên trong trường hợp bị nứt nẻ, hang hốc mật
độ đá giảm đi rõ rệt. Mức độ nứt nẻ hang hốc càng lớn thì mật độ của đá càng
thấp.
2.1.3 Theo tài liệu notron nhiệt
Đá macma xâm nhập thường có hàm lượng hydro rất thấp. Tuy nhiên trong
trường hợp bị nứt nẻ, hang hốc hàm lượngb hydro tăng cao. Chính vì thực trang đó
ta có thể phân ra các đới nứt nẻ- hang hốc với dị thường thấp chỉ số notron nhiệt.
2.1.4 Theo tài liệu khảo sát siêu âm
Đá macma xâm nhập có tốc độ truyền sóng siêu âm rất cao, khỏang 5000 –
6000 m/s. Chính vì vậy thời khoảng đo được đối với đá móng không bị nứt nẻ là
khá thấp khỏang 185- 180 ms/m. Trong khi đó các đới đá bị phá hủy, nứt nẻ, hang
hốc lại có tốc độ tuyền sóng siêu âm thấp, tùy thuộc vào mức độ nứt nẻ và hang
hốc của đá móng. Chính vì vậy đới đá có giá trị thời khỏang cao là đới đá nứt nẻ và
hang hốc.
2.2 Phân tích định lượng
2.2.1 . Xác định độ rỗng đá móng nứt nẻ theo tài liệu notron nhiệt
Độ rỗng của đá móng có thể được xác định theo tài liệu notron nhiệt theo
công thức sau:

13. Фn = ( W-Wma)/ ( Wf – Wma) ( 1)
Trong đó W, Wma và Wf – là hàm lượng hydro đo được, trong matrix và trong
filtrat, trong đó Wf = 0.991
2.2.2 . Xác định độ rỗng đá móng nứt nẻ theo tài liệu gamma mật độ
Độ rỗng của đá móng có thể được xác định theo tài liệu gamma mật độ theo
công thức sau:
Фd = ( δma-δ)/ ( δma – δf) ( 2)
Trong đó δma,δ và δf– là mật độ matrix, mật độ đo được và mật độ fluid.δf = 1.04
g/cm3 ( nếu khoan bằng nước biển) và 1.00 g.cm3 ( nếu khoan bằng nước ngọt),
δma = 2.68g/cm3 hoặc 2.70g/cm3
2.2.3 . Xác định độ rỗng đá móng nứt nẻ theo tài liệu siệu âm
Độ rỗng của đá móng có thể được xác định theo tài liệu siêu âm theo công
thức sau:
Фs = ( Δt-Δma)/ ( Δf – Δma) ( 3)
Trong đó Δt, Δma và Δf – là thời khỏang đo được, đối với matrix và fluid. Δf = 189
ms/f hay 620 ms/m, Δma = 180ms/m hay 54.86 ms/f
Như trong lý thuyết công thức (3) chỉ áp dụng trong trường hợp mô hình đá
có lỗ hổng giữa hạt có nghĩa là chỉ đối với khỏang đá macma không bị phá hủy thứ
sinh, không có nứt nẻ và hang hốc.
Áp dụng công thức ( 3) ta có thể dễ dàng xác định độ rỗng của đá móng phần
không bi phá hủy. Đới đá móng không bị phá hủy có thể được phân theo các tiêu
chí định tính như đã nêu ở trên.
2.2.4 Xác định độ rỗng của đá móng macma theo phương pháp notron
nhiệt và gamma mật độ
Như phần 2.2.3 ta có thể xác định độ rỗng của đá móng Фs, phân đá không
bị phá hủy, theo phương pháp siêu âm. Thế Фs vào 1 và 2 ta có hệ 2 phương trình
2 ẩn số Wma và δma:
Фs = ( W-Wma)/ ( Wf – Wma)
Фs = ( δma-δ)/ ( δma – δf) ( 4)
Giải hệ phương trình 4 ta sẽ xác định được Wma và δma

14. Sử dụng Wma và δma tìm được ta có thể xác định độ rỗng đá móng cho tất
lát cắt. Tuy nhiên để các tham số Wma và δma được xác định một cách chính xác
ta cần chọn nhiều khoảng đá không bị phá hủy để chọn giá trị trung bình có phân
bố cao nhất.
2.2.3 . Xác định độ rỗng thư sinh của đá móng nứt nẻ
Độ rỗng thư sinh của đá móng nứt nẻ được xác định theo công thức ( Hòang
Văn Quý):
Ф2 = ( Ф – Фbl)/ ( 1- Фbl) ( 5)
Trong đó Ф và Фbl – độ rỗng chung xác định được theo tài liệu địa vật lý giếng
khoan và độ rỗng khối đá không bị phá hủy.