Tải bản đầy đủ

đồ án địa vật lý giếng khoan karota

Trường Đại học Mỏ- Địa chất

Đồ án tốt nghiệp

TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT
KHOA DẦU KHÍ
BỘ MÔN ĐỊA VẬT LÝ

ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP
Chuyên nghành: Địa Vật Lý
Đề tài:
“Tổ hợp các phương pháp địa vật lý giếng khoan nghiên cứu, đánh
giá tầng chứa giếng C, mỏ Đại Hùng, bể Nam Côn Sơn.”

Sinh viên thực hiện : Đỗ Thị Hiên
Lớp

: Địa vật lý K52

Giáo viên hướng dẫn:


Giáo viên phản biện:
ThS.Trần Danh Hùng

PGS.TS. Lê Hải An
Chủ nhiệm Bộ môn:

LỜI CAM ĐOAN

TS. Phan Thiên Hương

Chủ nhiệm Khoa:
TS. Phạm Quang Hiệu

Hà Nội, 6/ 2012

1
SVTH: Đỗ Thị Hiên

1

Lớp: Địa vật lý - K52


Trường Đại học Mỏ- Địa chất

Đồ án tốt nghiệp

Tôi xin cam đoan đây là đồ án của tôi không sao chép. Các tài liệu được sử
dụng có sự đồng ý của cơ quan thực tập Phòng hỗ trợ Kỹ thuật (PVEP) và sự chấp
nhận của thầy hướng dẫn PGS.TS Lê Hải An.
Tác giả đồ án
Sinh viên : Đỗ Thị Hiên

2
SVTH: Đỗ Thị Hiên

2

Lớp: Địa vật lý - K52



Trường Đại học Mỏ- Địa chất

Đồ án tốt nghiệp

DANH MỤC THUẬT NGỮ, CHỮ VIẾT TẮT.

ĐVLGK
GR
DT
PHIN
RHOB
RESD
RESS
Vsh
Sw
ρfl
ρma
mTVDSS
Netpay (Heff )
PHIT
PHIE (Φeff )
API
DST
Rw
Rt
Rwb
k
Ф
Ф micro
Ф macro
Rmacro
Rmicro

3
SVTH: Đỗ Thị Hiên

: Địa vật lý giếng khoan.
: Đường cong đo gamma tự nhiên.
: Đường cong đo âm.
: Đường cong đo netron.
: Đường cong đo mật độ.
: Đường cong đo sâu sườn.
: Đường cong đo nông sườn.
: Hàm lượng sét.
: Độ bão hòa nước.
: Mật độ của chất lưu.
: Mật độ của xương đá.
: Chiều sâu thẳng đứng tính từ mặt biển.
: Chiều dày vỉa chứa hiệu dụng.
: Độ rỗng
: Độ rỗng hiệu dụng.
: American Petroleum Imstitute.
: Tài liệu thử vỉa.
: Điện trở suất nước vỉa.
: Điện trở suất thực.
: Điện trở nước liên kết tại vỉa sét sạch.
: Độ thấm.
: Độ rỗng.
: độ rỗng ngưỡng đá móng.
: độ rỗng nứt nẻ.
: điện trở suất nứt nẻ lớn.
:điện trở suất nứt nẻ nhỏ

3

Lớp: Địa vật lý - K52


Trường Đại học Mỏ- Địa chất

Đồ án tốt nghiệp
DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ

STT

HÌNH VẼ

01

Hình 1.1

Vị trí giếng C nghiên cứu

4

02

Hình 1.2

Mặt cắt địa chấn qua giếng C theo tuyến

5

03

HÌnh 1.3

ngang
Mặt cắt địa chấn qua giếng C theo tuyến dọc

5

04

Hình 1.4

Cột địa tầng tổng hợp mỏ Đại Hùng

6

05

Hình 1.5

Mặt cắt địa chấn – địa vật lý qua khối nâng

11

06

Hình 1.6

mỏ Đại Hùng
Sơ đồ phân bố các khối thuộc mỏ Đại Hùng

14

07

Hình 1.7

Bản đồ các giếng khoan tập DV2 – 1

17

08
09

Hình 1.8
Hình 2.1

Bản đồ phân bố độ rỗng tập vỉa H95 – H100
Các kiểu phân bố của sét trong đá

22
26

10

Hình 2.2

Độ rỗng toàn phần và độ rỗng hiệu dụng

28

11

Hình 2.3

trong đá chứa
Mô hình đá chứa

29

12

Hình 2.4

Sơ đồ nguyên lý đo GR

30

13

Hình 2.5

Sơ đồ nguyên lý đo Laterolog

31

14

Hình 2.6

Sơ đồ Dual – Laterolog

32

15

Hình 2.7

Sơ đồ nguyên lý đo điện trở theo các phương

33

16

Hình 2.8

vị
Tia gamma tương tác với môi trường vật chất

34

17

Hình 2.9

Sơ đồ phương pháp mật độ

34

18

Hình 2.10

Sơ đồ nguyên lý đo nguồn phát Neutron

36

19

Hình 2.11

Sự lan truyền của sóng âm trong môi trường

37

4
SVTH: Đỗ Thị Hiên

TÊN HÌNH VẼ

4

TRANG

Lớp: Địa vật lý - K52


Trường Đại học Mỏ- Địa chất

Đồ án tốt nghiệp

20

Hình 2.12

Sơ đồ nguyên lý đo âm

37

21

Hình 2.13

Sơ đồ và nguyên lý đo âm

38

22

Hình 3.1

Tính hàm lượng sét theo phương pháp

40

23

Hình 3.2

Neutron – Density
Xplot Neutron – Density để tính hàm lượng

41

24

Hình 3.3

sét chính xác
Mô hình Dual – Water đá chứa cát sét

43

25

Hình 3.4

Picket Xpot để xác định Rw khi đã biết các

45

26

Hình 3.5

giá trị a, m, n
Độ rỗng cut – off trong đá clastic của giếng C

51

và các giếng xung quanh
27

Hình 3.6

Sơ đồ quy trình minh giải

53

28

Hình 4.1

Giá trị độ rỗng trong đá móng theo chiều sâu

55

29

Hình 4.2

Kết quả minh giải giếng C ở vỉa chứa số 1

56

30

Hình 4.3

Kết quả minh giải giếng C ở vỉa chứa số 2

57

31

Hình 4.4

Kết quả minh giải giếng C ở vỉa chứa số 3

58

32

Hình 4.5

Kết quả minh giải giếng C ở vỉa chứa số 4

59

33

Hình 4.6

Kết quả minh giải giếng C ở vỉa chứa số 5

60

34

Hình 4.7

Kết quả minh giải giếng C ở vỉa chứa số 6

61

35
36

Hình 4.8
Hình 4.9

Kết quả minh giải giếng C ở vỉa chứa số 7
Đồ thị phân bố hàm lượng sét, độ rỗng, độ

62
63

bão hòa nước của vỉa chứa 1 từ trên xuống
37

Hình 4.10

dưới
Đồ thị phân bố hàm lượng sét, độ rỗng, độ

64

bão hòa nước của vỉa chứa 2a từ trên xuống
38

Hình 4.11

dưới
Đồ thị phân bố hàm lượng sét, độ rỗng, độ

65

bão hòa nước của vỉa chứa 2b từ trên xuống

5
SVTH: Đỗ Thị Hiên

5

Lớp: Địa vật lý - K52


Trường Đại học Mỏ- Địa chất

Đồ án tốt nghiệp

dưới
39

Hình 4.12

Đồ thị phân bố hàm lượng sét, độ rỗng, độ

66

bão hòa nước của vỉa chứa 3a từ trên xuống
40

Hình 4.13

dưới
Đồ thị phân bố hàm lượng sét, độ rỗng, độ

67

bão hòa nước của vỉa chứa 3b từ trên xuống
41

Hình 4.14

dưới
Đồ thị phân bố hàm lượng sét, độ rỗng, độ

68

bão 42 hòa nước của vỉa chứa 4 từ trên xuống
42

Hình 4.15

dưới
Đồ thị phân bố hàm lượng sét, độ rỗng, độ

69

bão hòa nước của vỉa chứa 5 từ trên xuống
43

Hình 4.16

dưới
Đồ thị phân bố hàm lượng sét, độ rỗng, độ

70

bão hòa nước của vỉa chứa 6 từ trên xuống
44

Hình 4.17

dưới
Đồ thị phân bố hàm lượng sét, độ rỗng, độ

71

bão hòa nước của vỉa chứa 7 từ trên xuống
45

Hình 4.18

dưới
Đồ thị quan hệ độ rỗng - độ thấm giếng C từ

72

tài liệu mẫu lõi

DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU
STT
01
02
03

BẢNG BIÊU
Bảng 3.1

TÊN BẢNG BIỂU
Thông số đầu vào
cho giếng C
Kết quả thử vỉa DST
Kết quả thử vỉa DST

Bảng 3.2
Bảng 3.3

6
SVTH: Đỗ Thị Hiên

6

TRANG
48
49
49

Lớp: Địa vật lý - K52


Trường Đại học Mỏ- Địa chất

Đồ án tốt nghiệp

MỞ ĐẦU
Địa vật lý giếng khoan (ĐVLGK) là một lĩnh vực của địa vật lý ứng dụng bao
gồm việc sử dụng nhiều phương pháp vật lý hiện đại nghiên cứu vật chất để khảo
sát lát cắt địa chất ở thành giếng khoan nhằm phát hiện và đánh giá các khoáng sản
có ích, các thông tin về vận hành khai thác mỏ và về trạng thái kỹ thuật của giếng
khoan. Bắt đầu sang thập kỷ 80, công tác đo địa vật lý trong các giếng khoan thăm
dò và khai thác dầu khí phát triển nhanh cùng với sự phát triển của ngành công
7
SVTH: Đỗ Thị Hiên

7

Lớp: Địa vật lý - K52


Trường Đại học Mỏ- Địa chất

Đồ án tốt nghiệp

nghiệp dầu khí non trẻ ở Việt Nam. Song dầu khí là nguồn tài nguyên không tái tạo,
vì vậy việc nghiên cứu chính xác và chi tiết các tham số thạch học cho việc đánh
giá trữ lượng cũng như quyết định khai thác luôn đặt ra những yêu cầu bức thiết
nhất. Được sự đồng ý của trường Đại học Mỏ - Địa chất Hà Nội và Tổng Công ty
thăm dò khai thác dầu khí (PVEP), tôi đã được thực tập tại Trung tâm Hỗ trợ Kỹ
thuật của tổng công ty, trong thời gian từ ngày 12/12/2011 đến ngày 12/03/2012.
Dưới sự hướng dẫn nhiệt tình và ân cần của các cán bộ trong công ty, đặc biệt là sự
giúp đỡ của trưởng phòng ĐVLGK Vũ Khắc Học và kỹ sư Nguyễn Lĩnh Thái đã
giúp tôi hoàn thành đợt thực tập này. Tôi đã thực hiện đề tài: “Tổ hợp các phương
pháp địa vật lý giếng khoan nghiên cứu, đánh giá tầng chứa giếng C (mỏ Đại
Hùng, bể Nam Côn Sơn)”. Đề tài được hoàn thành tại bộ môn Địa vật lý, khoa
Dầu khí, trường Đại học Mỏ - Địa chất Hà Nội dưới sự hướng dẫn nhiệt tình của
PGS.TS.Lê Hải An. Đồ án của tôi tập trung vào việc tính toán tính thấm chứa và
đánh giá khả năng chứa của giếng C thuộc mỏ Đại Hùng (bể Nam Côn Sơn). Đồ án
của tôi bao gồm 4 chương:
Chương I: Đặc điểm địa chất khu vực nghiên cứu.
Chương II: Các tham số thạch học và các phương pháp xác định từ Địa Vật
Lý Giếng Khoan.
Chương III: Mô hình minh giải.
Chương IV: Kết quả minh giải địa vật lý giếng khoan tại giếng khoan C.
Tôi xin chân thành cảm ơn PGS.TS. Lê Hải An, các Thầy Cô giáo trong Bộ
môn Địa Vật lý, khoa Dầu khí đã tạo mọi điều kiện thuận lợi giúp tôi hoàn thành đồ
án này.
Tôi xin cảm ơn các anh Vũ Khắc Học (Trưởng phòng Địa vật lý), Kỹ sư
Nguyễn Lĩnh Thái cùng các cán bộ Kỹ sư trong Tổng công ty Thăm dò Khai thác
và Ban lãnh đạo công ty đã giúp đỡ tôi trong quá trình tôi thực tập tại Quý công ty.
Cuối cùng, đồ án chắc chắn không tránh khỏi những thiếu sót do thời gian thực
tập còn quá ngắn và hạn chế về kiến thức thực tế. Rất mong nhận được những đóng
góp quý báu từ phía thầy cô và các bạn giúp tôi hoàn thiện đồ án của mình hơn.
Tôi xin chân thành cảm ơn!
Hà Nội, tháng 06 năm 2012.

Sinh viên: Đỗ Thị Hiên.
Lớp
:Địa vật lý – k52.
8
SVTH: Đỗ Thị Hiên

8

Lớp: Địa vật lý - K52


Trường Đại học Mỏ- Địa chất

Đồ án tốt nghiệp

CHƯƠNG I
ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT KHU VỰC NGHIÊN CỨU
I .1. Bể Nam Côn Sơn.
Bể Nam Côn Sơn có diện tích gần 100.000km2, nằm trong khoảng giữa 6 000’
đến 90045’ vĩ độ Bắc và 106000’ đến 109000’ kinh độ Đông. Ranh giới phía Bắc
của bể là đới nâng Côn Sơn, phía Tây và Nam là đới nâng Khorat - Natuna, còn
phía Đông là bể Tư Chính - Vũng Mây và phía Đông Bắc là bể Phú Khánh. Độ sâu
nước biển trong phạm vi của bể thay đổi rất lớn, từ vài chục mét ở phía Tây đến hơn
1.000m ở phía Đông. Trên địa hình đáy biển các tích tụ hiện đại được thành tạo chủ
yếu do tác động của dòng chảy thuỷ triều cũng như dòng đối lưu, mà hướng và tốc
độ của chúng phụ thuộc vào hai hệ gió mùa chính: hệ gió mùa Tây Nam từ cuối
tháng 5 đến cuối tháng 9 và hệ gió mùa Đông Bắc từ đầu tháng 11 năm trước đến
cuối tháng 3 năm sau. Trầm tích đáy biển chủ yếu bùn và cát, ở nơi bờ cao và đảo là
đá cứng hoặc san hô. Hoạt động tìm kiếm thăm dò dầu khí ở đây được bắt đầu từ
những năm 1970 của thế kỷ trước. Đã có 26 nhà thầu dầu khí nước ngoài tiến hành
khảo sát gần 60.000km địa chấn 2D và 5.400km2 địa chấn 3D, khoan 78 giếng
khoan thăm dò, thẩm lượng và khai thác, xác lập được 5 mỏ và 17 phát hiện dầu
khí. Hiện tại còn 7 nhà thầu đang hoạt động. Công tác nghiên cứu tổng hợp nhằm
đánh giá địa chất và tài nguyên dầu khí của bể Nam Côn Sơn đã có hàng chục công
trình khác nhau, đặc biệt các đề tài và nhiệm vụ cấp Ngành đã góp phần kịp thời,
hiệu quả cho hoạt động thăm dò và khai thác. Tuy nhiên do điều kiện địa chất hết
sức phức tạp đòi hỏi phải tiếp tục nghiên cứu bằng các phương pháp, quan điểm
công nghệ mới để xác lập cơ sở khoa học cho việc hoạch định công tác thăm dò và
khai thác tiếp theo.
I.2 Mỏ Đại Hùng.
I.2.1 Vị trí địa lý khu vực mỏ Đại Hùng.
Mỏ Đại Hùng nằm trong lô 05-1 ở thềm lục địa Nam Việt Nam, cách Vũng Tàu
về phía Đông Nam 262 km. Mỏ Đại Hùng nằm ở rìa Tây-Bắc bồn trũng Nam Côn
Sơn, hay nói một cách chính xác hơn là nằm ở rìa Tây-Nam của đới nâng Mãng
Cầu. Đới nâng này chia cắt bồn trũng thành hai phụ bồn: phụ bồn phía Bắc và phụ
bồn phía Nam. Ba yếu tố cấu tạo này đều có hướng cấu trúc là ĐB-TN cùng với bán
địa hào có hướng Bắc Nam ở khu vực các lô 19, 20, 21 là các yếu tố cấu tạo chính
tạo thành bồn trũng Nam Côn Sơn.
9
SVTH: Đỗ Thị Hiên

9

Lớp: Địa vật lý - K52


Trường Đại học Mỏ- Địa chất

10
SVTH: Đỗ Thị Hiên

Đồ án tốt nghiệp

10

Lớp: Địa vật lý - K52


Trường Đại học Mỏ- Địa chất

Đồ án tốt nghiệp

Sư Tử Đen
Sư Tử Trang

Sư Tử Vang

GIẾNG C

Độ sâu mực nước biển

11
SVTH: Đỗ Thị Hiên

11

Lớp: Địa vật lý - K52


Trường Đại học Mỏ- Địa chất

Đồ án tốt nghiệp

Hình1.1: Vị trí giếng C nghiên cứu.
Vùng mỏ có chiều sâu đáy biển thay đổi từ 110m – 120m. Địa hình đáy biển ở
phần lớn diện tích của mỏ tương đối bằng phẳng, tạo điều kiện thuận tiện để xây
dựng các công trình khai thác dầu khí.
I.2.2 Lịch sử tìm kiếm thăm dò và khai thác mỏ.
I.2.2.1 Lịch sử nghiên cứu địa chất.
Giếng khoan ĐH-1X (Vietsovpetro-1988) đã phát hiện dòng dầu đầu tiên trong
trầm tích Miocen ở khoảng 2037-3320m. Từ đó đến nay với nhiều lần thay đổi nhà
điều hành mỏ, tổng cộng 22 giếng khoan (trong đó có 14 giếng thăm dò/thẩm
lượng: ĐH1X, 2X, 3X, 4X, 5X, 6X, 7X, 8X, 9X, 10X, 11X, 12X, 14X, 15X và 8
giếng khai thác:1P, 2P, 3P, 4P, 5P, 8P, 9P,10P) đã được thực hiện.
Dựa vào hệ thống đứt gãy, mỏ Đại Hùng được chia thành nhiều khối khác nhau
theo thứ tự A, B, C, D, E, F, G, H, J, K, L, M, MM, N, NN, S, R và trên cơ sở mô
hình vỉa của tập trầm tích lục nguyên đã đưa ra 29 tập vỉa chứa như sau: H90, H91,
H94, H95, H98, H100, H102, H105, H110, H115, H120, H121, H125, H130, H133,
H135, H137, H140, H142, H144, H145, H146, H147, H148, H150, H160, H170,
H180, H200. Đối với tập đá vôi từ H30 – H80 cũng được tiến hành đánh giá trữ
lượng, tuy nhiên về phân bố các tập đá vôi này, BHP vẽ rất lược mang tính chất
phỏng đoán, do đó mức độ rủi ro là cao.

Hình 1.2: Mặt cắt địa chấn qua giếng C theo tuyến ngang.

12
SVTH: Đỗ Thị Hiên

12

Lớp: Địa vật lý - K52


Trường Đại học Mỏ- Địa chất

Đồ án tốt nghiệp

Hình 1.3: Mặt cắt địa chấn qua giếng C theo tuyến dọc.
I.2.2.2 Địa tầng trầm tích
Hiện tại mỏ Đại Hùng đã có 22 giếng khoan thăm dò và khai thác, trong đó 15
giếng đã khoan vào móng granit từ 20m (ĐH -7X) đến 976,4m (ĐH-10X) và hầu
hết các giếng khoan đã khoan qua mặt cắt trầm tích với đầy đủ các phân vị địa tầng
có tuổi từ Miocen sớm đến Pliocene-Đệ tứ:

13
SVTH: Đỗ Thị Hiên

13

Lớp: Địa vật lý - K52


Trường Đại học Mỏ- Địa chất

Đồ án tốt nghiệp

Hình 1.4: Cột địa tầng tổng hợp mỏ Đại Hùng.

a) Móng macma trước Đệ Tam.
Móng macma được phát hiện ở mỏ Đại Hùng, từ chiều sâu 2622m (ĐH-2X)
đến 4005m (ĐH-8X). Thành phần móng chủ yếu là granit, granodiorit với hạt từ rất
nhỏ đến trung, sắc cạnh, bị nứt nẻ, bị cà nát. Granite có thành phần tạo đá gồm: 30
-35% plagioclas, 35 -38% thạch anh và fenpat 20-23%. Đối với granodiorite thì
khoáng vật tạo đá gồm: 40-50% plagioclas, 20-38% thạch anh, Felspat 5-18%,

14
SVTH: Đỗ Thị Hiên

14

Lớp: Địa vật lý - K52


Trường Đại học Mỏ- Địa chất

Đồ án tốt nghiệp

biotit (5-8%), ngoài ra còn có một vài khoáng vật phụ phổ biến gồm: sphen, apatit,
zircon, và khoáng vật quặng. Đá thuộc nhóm granodiorit kiểu granit I.
Cho đến nay, tuổi của móng mỏ Đại Hùng chưa được nghiên cứu một cách chi
tiết, một vài mẫu phân tích tuổi tuyệt đối Kali-Argon cho tuổi 109 ± 5 triệu năm
tương đương với J3-K1.

b) Trầm tích Đệ Tam.
Tại khu vực mỏ Đại Hùng không tồn tại trầm tích Paleogen do thời kỳ này đá
móng khu vực nhô cao hơn so với các khu vực lân cận. Do đó lát cắt trầm tích Đệ
tam tại khu vực mỏ Đại Hùng có tuổi từ Miocen đến Đệ tứ. Nhìn chung, các tập cát
chứa trong trầm tích Miocen hạ (Hệ tầng Dừa) được thành tạo trong môi trường
đồng bằng bồi tích sông, đồng bằng thủy triều, xen kẽ vũng vịnh nước nông, ven
biển. Hướng vận chuyển vật liệu trầm tích chủ yếu từ phía Bắc và phía Tây, liên
quan tới đới nâng Côn Sơn. Đá vôi ám tiêu san hô trong trầm tích Miocen trung (Hệ
tầng Thông Mãng Cầu) thành tạo trên các khối có địa hình cao.
Theo kết quả phân tích cổ sinh và địa tầng, lát cắt trầm tích Đệ Tam ở các giếng
khoan ở mỏ Đại Hùng có tuổi từ Miocen sớm đến hiện tại, được đánh dấu bởi các
đơí planktonic forams từ N5-N23 như sau:.
Hệ Neogen
Thống Miocen
Phụ thống Miocen dưới
Hệ tầng Dừa (N11d)
Bao gồm các trầm tích chứa than phân bố rộng rãi trên toàn mỏ Đại Hùng , có
xu hướng mỏng dần về phía Bắc và Tây-Bắc. Nằm giữa tầng phản xạ H76 và
H200, trầm tích hệ tầng Dừa bắt gặp ở chiều sâu từ 2112m ( ĐH-1P) đến 3340m
(ĐH -14X), bao gồm chủ yếu là cát kết màu xám sáng, phớt trắng, sét kết, bột kết
xen kẽ nhau; thỉnh thoảng gặp than mỏng và đá đá vôi. Có thể chia thành 3 tập
chính (từ dưới lên):
Trầm tích lục nguyên lót đáy:
Phủ trực tiếp lên móng granit là các trầm tích lục nguyên hạt thô và hạt mịn
xen kẽ sét, bột kết,độ hạt giảm dần về phía trên. Đỉnh của tập được đánh dấu bởi
các lớp than (H150) nên ranh giới này còn được gọi là ”coal marker”. Các lớp than
này phân bố rộng ở phần trung tâm và phần phía Nam của mỏ, mỏng dần về phía
Tây-Bắc và được nhận biết một cách dễ dàng trên tài liệu ĐVLGK.
Các tập cát kết từ móng đến H150 bao gồm cát kết đa khoáng, sét, bột kết. Cát
kết có độ hạt từ thô đến mịn, độ rỗng, độ thấm thấp. Độ dày các thân cát cũng thay
đổi, giảm dần về phía Nam,Tây- Nam, vát mỏng và biến mất về phía Bắc của mỏ.
15
SVTH: Đỗ Thị Hiên

15

Lớp: Địa vật lý - K52


Trường Đại học Mỏ- Địa chất

Đồ án tốt nghiệp

Môi trường lắng đọng trầm tích của tập này là đồng bằng châu thổ, đồng bằng
thủy triều, ven biển.
Với sự có mặt của các đới planktonic forams N5 và các đới nannofossils NN2
trầm tích lót đáy được xếp váo phần dưới cùng của Miocen sớm, tương ứng phần
dưới của hệ tầng Dừa. Theo liên kết khu vực, cũng có ý kiến cho rằng tập này có
tuổi Oligocene muộn. Chiều dày của tập này thay đổi từ 43-176m.
Tập trầm tích lục nguyên chứa than :
Đỉnh của tập trầm tích lục nguyên này là ranh giới H100, được đánh dấu bởi sự
có mặt của trầm tích chứa than cuối cùng của giai đoạn tạo châu thổ lần thứ nhất.
Đặc điểm đáng chú ý của tập trầm tích này là bao gồm các tập cát chứa sản phẩm
chính của mỏ. Thành phần các trầm tích lục nguyên bao gồm cát kết đa khoáng, bột
kết, sét và than phân lớp nằm ngang, lượn sóng và xiên chéo. Cát kết hạt nhỏ đến
trung, có thành phần chủ yếu là thạch anh, fenpat và một phần nhỏ mảnh đá, chúng
được gắn kết bởi xi măng đá vôi và xi măng sét. Nhìn chung hạt vụn có độ lựa chọn
và mài tròn tốt, bán góc cạnh đến bán tròn cạnh. Sét bột kết có màu xám xẫm đến
xám nhạt, phân lớp mỏng chứa khoáng vật glauconit, siderite và nhiều hoá thạch
biển.
Dựa trên cơ sở các tài liệu vi cổ sinh, thạch học, trầm tích, được xác định thành
tạo trong môi trường biển nông, đồng bằng thủy triều, đồng bằng ngập lụt, lòng
sông, bãi bồi.
Theo kết quả phân tích cổ sinh của Viện Dầu Khí, tuổi Miocen sớm được xác
định bởi sự có mặt của trùng lỗ Globoquadrina dehiscens, Globoquadrina
prodehiscens. Theo tài liệu sinh địa tầng planktonic forams và nannofossil thì tập
này kết thúc các đới N6 và NN3. Chiều dày của tập thay đổi từ 200-380m.
Tập trầm tích lục nguyên hạt mịn:
Phần trên cùng của trầm tích Miocen sớm với nóc của tập là tầng H76 bao gồm
các tập cát kết, bột kết, sét kết xen kẽ các lớp sét vôi và đá vôi mỏng. Các thân cát
chứa dầu và khí ở trong phần trên của Miocen sớm trước đây được gọi là H80 H100 có chiều dày thay đổi, không phát triển liên tục theo chiều ngang và mức độ
chứa dầu cũng hạn chế.
Môi trường lắng đọng trầm tích của tập này là vũng vịnh, biển nông, châu thổ
ven biển.
Tổng chiều dày trầm tích lục nguyên có tuổi Miocen sớm từ 480-980m.
Hệ Neogen.
Thống Miocen.
Phụ thống Miocen giữa.
16
SVTH: Đỗ Thị Hiên

16

Lớp: Địa vật lý - K52


Trường Đại học Mỏ- Địa chất

Đồ án tốt nghiệp

Hệ tầng Thông – Mãng Cầu (N12t-mc).
Hệ tầng Thông-Mãng Cầu được giới hạn trên và dưới bởi các mặt phản xạ địa
chấn H30 và H76, chúng phân bố rỗng rãi khắp toàn mỏ và đã bắt gặp ở tất cả các
giếng khoan tại mỏ Đại Hùng.
Trầm tích hệ tầng này có thể chia thành 2 phần chính: phần dưới chủ yếu là cát
kết hạt trung, các lớp đá vôi ám tiêu và đá vôi silic dạng thềm xen kẽ với sét kết.
Cát kết màu xám đến xám nhạt, hạt mịn đến rất mịn đôi khi trung bình, á tròn cạnh
đến á góc cạnh, độ chọn lựa trung bình, gắn kết trung bình đến yếu với xi măng là
đá vôi và sét. Sét kết màu xám sáng đến xám trung bình, mềm đến rắn chắc. Phần
trên chủ yếu là các lớp đá vôi dày, màu kem sáng, trắng sữa xen lẫn các lớp mỏng
cát, bột kết và ít lớp mỏng dolomit. Đá vôi tái kết tinh rất mạnh với sự phát triển của
các hang hốc, vi nứt nẻ và nứt nẻ. Bề dày đá vôi từ 7-50m.
Tuổi Miocen trung của tập trầm tích này được xác định trên cơ sở sự có mặt
của trùng lỗ Globorotalia menardii, Globorotalia mayeri va các đới planktonic
forams N9,N10,N11, N12 và N13
Môi trường trầm tích của hệ tầng Thông – Mãng Cầu là biển nông ven bờ .
Hệ tầng Thông – Mãng Cầu bề dày thay đổi từ 150-1159m và phủ bất chỉnh
hợp lên hệ tầng Dừa.
Hệ Neogen
Thống Miocen
Phụ thống Miocen trên
Hệ tầng Nam Côn Sơn (N13 ncs)
Nằm giữa tầng phản xạ H20 và H30, hệ tầng Nam Côn Sơn phân bố rộng rãi
trong toàn mỏ, có mặt ở tất cả các giếng khoan ở mỏ Đại Hùng.
Trầm tích của hệ tầng này có 2 thành phần cơ bản là: trầm tích lục nguyên và đá
vôi. Phần dưới hệ tầng chủ yếu là trầm tích lục nguyên với các đá vụn, gồm cát kết,
bột kết màu xám, xen kẽ các tầng sét mỏng. Cát kết ở đây có độ hạt từ nhỏ đến vừa,
độ lựa chọn và mài tròn tốt, chứa hoá thạch động vật biển và glauconit, có độ gắn
kết trung bình bởi xi măng đá vôi. Sét kết màu xám sáng, xám tối, đôi khi xám
xanh, hồng và xám vàng, chứa nhiều mảnh đá vôi.
Phần trên của hệ tầng có thành phần chủ yếu là đá vôi màu xám trắng, mềm
chứa cát.
Tuổi Miocen muộn của hệ tầng được xác định bằng sự có mặt của các trùng lỗ
G. tumida, Lepidosyclina.
Hệ tầng Nam Côn Sơn được lắng đọng trong môi trường biển nông, đến biển
sâu.
17
SVTH: Đỗ Thị Hiên

17

Lớp: Địa vật lý - K52


Trường Đại học Mỏ- Địa chất

Đồ án tốt nghiệp

Các trầm tích của hệ tầng Nam Côn Sơn có bề dày thay đổi từ 325m – 420m,
phủ bất chỉnh hợp trên hệ tầng Thông - Mãng Cầu.
Hệ Neogen - Đệ Tứ.
Hệ tầng Biển Đông (N2-Qbd).
Hệ tầng Biển Đông phát triển rộng rãi trên toàn khu vực, căn cứ vào sự có mặt
của một số hóa thạch sinh vật biển và các tập trầm tích, hệ tầng Biển Đông được
chia làm hai phần :
- Phần dưới : Pliocen
Trầm tích Pliocen của hệ tầng biển Đông bao gồm cát kết màu xám, vàng nhạt
và bột kết, sét kết chứa nhiều glauconit và hóa thạch sinh vật biển.
- Phần trên : Đệ Tứ
Trầm tích Đệ Tứ thuộc phần trên hệ tầng biển Đông gồm đá cát xen kẽ với
bùn, sét và một vài tập đá vôi mỏng.
Tuồi Pliocen-Đệ tứ của hệ tầng được xác định trên cơ sở sự có mặt của trùng lỗ
Pseudorotalia, Asterorotalia trispinosa, Ammonia.
Hệ tầng Biển Đông được lắng đọng trong môi trường biển nông giữa thềm đến
biển sâu.
Bề dày của hệ tầng thay đổi từ 700m – 1700m, phủ bất chỉnh hợp trên hệ tầng
Nam Côn Sơn.
I.2.2.3 Đặc điểm kiến tạo.
Các hoạt động đứt gãy của pha tách giãn muộn trong Miocen sớm cùng với
chuyển động nghịch đảo trong Miocen trung là những yếu tố kiến tạo chính tạo nên
mỏ Đại Hùng.
Vào cuối Oligocene đầu Miocen sớm khu vực vùng mỏ nằm ở rìa bồn trũng và
trầm tích ở giai đoạn này được hình thành trong môi trường sông ngòi, đồng bằng
châu thổ. Hình thái của tập trầm tích trong thời kỳ này giống như một cái nêm vát
mỏng về phía Tây-Bắc. Giai đoạn tiếp theo bồn trũng được mở rộng về phía Tây,
chiều dày trầm tích ở khu vực mỏ bình ổn hơn trừ khu vực đới yên ngựa và cánh sụt
phía Đông của mỏ do sự bắt đầu hoạt động của các đứt gãy liên quan nên có sự đột
biến về chiều dày. Pha tách giãn thứ hai của bồn trũng bắt đầu với sự hoạt động của
các đứt gãy vào cuối thời kỳ Miocen sớm đã hình thành cấu trúc mỏ, với các trầm
tích thành tạo trong môi trường biển nông, đồng bằng ven biển, đồng bằng tam giác
châu. Sự hút chìm của Biển Đông xuống cung Luson - Đài Loan theo máng sâu
Manila đã đẩy cung Luson chuyển dịch về phía Tây và tạo áp lực dồn ép từ Miocen
giữa và mạnh mẽ trong Miocen muộn. Trường ứng suất của biển Đông đã chuyển
đổi từ căng giãn chiếm ưu thế sang dồn ép là chủ yếu. Cuối Miocen giữa, sự dồn ép
18
SVTH: Đỗ Thị Hiên

18

Lớp: Địa vật lý - K52


Trường Đại học Mỏ- Địa chất

Đồ án tốt nghiệp

phát triển mạnh mẽ dẫn đến sự hình thành hàng loạt các cấu tạo dạng vòm có kích
cỡ khác nhau. Mặt bất chỉnh hợp cuối Miocen giữa đã cắt cụt một phần trầm tích
được hình thành trước đó, đánh dấu sự kết thúc pha nghịch đảo kiến tạo tại bể Nam
Côn Sơn. Pha nghịch đảo kiến tạo này gây ra sự phát triển gián đoạn khu vực và
hình thành nhiều cấu tạo vòm địa phương trong trong đó có đới nâng Đại Hùng.
I.2.2.4 Đặc điểm cấu trúc.
Mỏ Đại Hùng nằm ở rìa Tây Nam của đới nâng Mãng cầu, bồn trũng Nam Côn
Sơn. Nó được hình thành do quá trình hoạt động của các hệ thống đứt gãy và nghịch
đảo kiến tạo trong thời kỳ Miocen, vì vậy cấu trúc địa chất của mỏ có dạng đứt gãy,
khối , vòm. Các đứt gãy có vai trò vô cùng quan trọng trong sự hình thành cấu trúc
địa chất hiện tại của mỏ. Mặt cắt địa chất mỏ Đại Hùng bao gồm hai tầng cấu trúc:
tầng cấu trúc móng granit trước Kainozoi và tầng cấu trúc trầm tích trầm tích lục
nguyên có tuổi Miocen đến hiện nay.

Hình 1.5: Mặt cắt địa chấn – địa vật lý qua khối nâng mỏ Đai Hùng.
a) Tầng cấu trúc trước Kainozoi.
Các kết quả nghiên cứu của các Nhà thầu BHPP, Petronas Carigali và VSP
trước đây cũng như kết quả nghiên cứu của PVEP đều khẳng định rằng về mặt hình
thái của nóc tầng móng mỏ Đại Hùng (H200) có thể chia thành 3 đới cấu trúc đó là
đới trung tâm, cánh sụt phía Đông và cánh sụt phía Tây.
Cánh sụt phía Đông và phía Tây được phân cách với địa luỹ trung tâm bởi hai
hệ thống đứt gẫy lớn có hướng 450 và 150, với chiều sâu của móng tương ứng là lớn
hơn 5000 m và 3500 m. Ngoài giếng khoan ĐH-3X được khoan ở cánh sụt phía
Tây, và giếng khoan ĐH-15X ở cánh sụt phía Đông khoan vào đối tượng đá vôi,
nhìn chung hai đới cấu trúc này còn ít được quan tâm nghiên cứu.
19
SVTH: Đỗ Thị Hiên

19

Lớp: Địa vật lý - K52


Trường Đại học Mỏ- Địa chất

Đồ án tốt nghiệp

Đới trung tâm là phần chính của mỏ với cấu trúc dạng địa lũy và có thể chia
làm 3 phụ đới: phụ đới phía Bắc, phụ đới phía Nam và phụ đới yên ngựa ở giữa.
Phụ đới phía Bắc bao gồm khối nhô cao nhất của móng (Khối L) và các khối
khác thấp hơn theo dạng cấu trúc bậc thềm thấp dần về phía Tây (K+G+J, D, R) và
phía Bắc (J, M), bị chia cắt bởi các đứt gãy có hướng chủ yếu là ĐB-TN với hai hệ
thống là 150 và 450, á vĩ tuyến và TB-ĐN. Trong khi đó phụ đới phía Nam có cấu
trúc dạng địa lũy chồng gối, với khối nhô cao nhất (Khối B) nằm ở giữa và thấp dần
về hai phía Đông (F, A) và Tây (T và cánh sụt phía Tây ), và cũng bị chia cắt bởi
các đứt gẫy có hướng ĐB-TN 150. Giữa hai phụ đới phía Bắc và phía Nam là phụ
đới yên ngựa với khối nhô cao nhất là khối V, thấp dần về phía Nam là khối N và
A, và lên phía bắc là khối H. Phụ đới yên ngựa được phân cách với hai đới Bắc và
Nam bằng các đứt gãy có hướng TB-ĐN và á vĩ tuyến. Các hệ thống đứt gẫy này
đóng một vai trò quan trọng đối với sự hình thành các đới có khả năng nứt nẻ cao
trong móng.
b)

Tầng cấu trúc Kainozoi.

Tầng cấu trúc trầm tích Kainozoi có thể chia làm hai bậc: Miocen dưới và
Miocen giữa đến hiện nay.
Trong bậc cấu trúc này có các tầng phản xạ H150 và H100, chúng đều có hình
thái cấu trúc hoàn toàn giống với hình thái cấu trúc của bề mặt móng vì cùng chịu
ảnh hưởng của các hệ thống đứt gãy sau trầm tích, điều đó có nghĩa là hình thái cấu
trúc của chúng cũng tồn tại các khối, được chia cắt bởi các đứt gãy như ở tầng
móng: phụ đới phía Bắc (từ Đông sang Tây) bao gồm các khối L, K, J, G, D, R, M;
phụ đới yên ngựa bao gồm các khối (từ Tây sang Đông) H, V, N; phụ đới phía Nam
(từ Tây sang Đông) bao gồm các khối T, B, F, A. Như vậy mỏ bị chia cắt thành
nhiều khối khác nhau bởi các hệ thống đứt gãy khác nhau và có thể độc lập với
nhau về hệ thống chứa sản phẩm. Tính chất này của bậc cấu trúc trầm tích Miocen
dưới có ảnh hưởng rất lớn đến sự phân bố trữ lượng của các thân dầu khí mỏ Đại
Hùng. Bản đồ cấu tạo nóc tầng Miocen dưới tương ứng với tầng phản xạ H76. Về
mặt hình thái bình đồ cấu trúc của tầng này đã thay đổi đáng kể so với bề mặt tầng
móng: bề mặt có cấu tạo thiên về dạng vòm hơn là dạng khối, các đứt gãy phân khối
giảm dần về số lượng, những đứt gãy còn tồn tại ở thời kỳ này giảm đáng kể độ
dịch chuyển ngang cũng như biên độ thẳng đứng, và sự chia cắt bởi đứt gãy giữa
các khối cũng giảm đáng kể, chỉ còn hệ thống đứt gãy phía Đông là vẫn còn hoạt
động. Khép kín ba chiều (Tây, Bắc và Nam) tại đường đẳng sâu 2800m vào đứt gãy
chính phía Đông vẫn còn cho thấy hình ảnh dạng vòm của cấu tạo. Tuy nhiên, giai
đoạn này ảnh hưởng của các hoạt động đứt gãy vẫn lên hình thái cấu trúc đã giảm
20
SVTH: Đỗ Thị Hiên

20

Lớp: Địa vật lý - K52


Trường Đại học Mỏ- Địa chất

Đồ án tốt nghiệp

đáng kể. Trầm tích ở giai đoạn này thuộc tướng biển gần bờ ở phần dưới mặt cắt,
tướng đá vôi thềm và ám tiêu san hô ở phần trên mặt cắt. Thành phần của chúng
chủ yếu là các lớp cát, bột, sét kết, đá vôi vụn và các sét vôi thành tạo trong môi
trường vũng vịnh đến biển nông ven bờ. Trong Miocen dưới có trầm tích đá vôi
nhưng trầm tích lục nguyên vẫn chiếm ưu thế.
Bậc cấu trúc Miocen giữa đến hiện nay: tương ứng với thời kỳ nghịch đảo kiến
tạo, bóc mòn và lún chìm nhiệt nên bản đồ cấu tạo vẽ cho đỉnh tầng đá vôi tuổi
Miocen giữa tương ứng với mặt phản xạ địa chấn H30 có bình đồ cấu trúc khá bình
ổn, hình thái dạng vòm đã biến mất, chỉ còn lại hai đỉnh ở khối phía Bắc và Nam và
đó cũng chính là nơi đủ điều kiện để các tập chứa đá vôi phát triển. Các hoạt động
đứt gãy giảm hẳn về biên độ và số lượng, chỉ còn hệ thống đứt gãy chính phía Đông
là vẫn còn hoạt động đáng kể. Do hoạt động kiến tạo bình ổn kết hợp với quá trình
biển tiến dần từ Đông sang Tây đã tạo điều kiện hình thành những tập cácbonat có
diện tích và chiều dày đáng kể là một trong những đối tượng chứa của mỏ.
Nóc tầng Miocen trên tương ứng với tầng H20, đến thời kỳ này mỏ Đại Hùng
trở thành một đơn nghiêng còn hệ thống đứt gãy phía Đông thì hoạt động yếu dần
và chấm dứt vào cuối Miocen.
Trầm tích Miocen giữa của bậc cấu trúc này chủ yếu là trầm tích đá vôi dạng
ám tiêu và Đá vôi thềm xen các trầm tích lục nguyên mịn chứa vôi, còn Miocen trên
được thành tạo chủ yếu bởi các trầm tích lục nguyên mịn và sét chứa vôi trong môi
trường biển nông đến biển sâu.
I.2.2.5 Hệ thống đứt gãy và bẫy chứa.
a) Hệ thống đứt gãy.
Khu vực mỏ Đại Hùng có các hệ thống đứt gẫy phức tạp với 3 hướng chính:
hướng ĐB-TN (300 và 450) TB-ĐN và á vĩ tuyến. Hệ thống đứt gãy hướng ĐB-TN
300có chiều dài và biên độ dịch chuyển lớn, quyết định cấu trúc của mỏ, còn các hệ
thống có hướng TB-ĐN và á vĩ tuyến có chiều dài không lớn, biên độ dịch chuyển
nhỏ đóng vai trò chia cắt mỏ thành các đới cấu trúc nhỏ hơn. Kết quả phân tích các
hệ thống đứt gẫy của mỏ Đại Hùng có thể thấy rằng hệ thống đứt gãy hoạt động
sớm nhất ở khu vực này là các hệ thống ĐB-TN 45 0 ở phía Đông và hệ thống TBĐN phân chia phụ đới phía Nam và đới yên ngựa. Các hệ thống đứt gãy này có lẽ
liên quan đến pha tách giãn đầu tiên của bôn trũng, nó cũng cho thấy đến thời điểm
này mỏ Đại Hùng chưa được hình thành. Kết quả phân tích tài liệu địa chấn cũng
như bản đồ đẳng dày thời kỳ H100-H76 cho thấy hầu hết các đứt gãy của mỏ Đại
Hùng đều bắt đầu hoạt động trong thời kỳ cuối Miocen sớm và tiếp tục hoạt động
đến đầu Miocen giữa; một vài hệ thống đứt gẫy còn hoạt động kéo dài đến Miocen
21
SVTH: Đỗ Thị Hiên

21

Lớp: Địa vật lý - K52


Trường Đại học Mỏ- Địa chất

Đồ án tốt nghiệp

muộn và Pliocene Đệ Tứ. Việc các hệ thống đứt gãy bắt đầu hoạt động vào cuối
Micene sớm (H100) cho thấy rằng hầu hết các đứt gãy ở mỏ Đại Hùng là các đứt
gãy sau trầm tích cho các tầng trước H100 và đặc trưng này cũng đã được kiểm
chứng qua tài liệu giếng khoan. Tính chất này vô cùng quan trọng trong việc sử
dụng tầng H100 là tầng tựa để xây dựng các bản đồ nóc, đáy các tầng sản phẩm cho
toàn mỏ. Một tính chất khác không kém phần quan trọng của các đứt gãy là tính
chất chắn. Các kết quả nghiên cứu cũng như kết quả khoan đã xác nhận rằng: hầu
hết các đứt gẫy ở khu vực mỏ Đại Hùng đóng vai trò là đứt gẫy chắn, điều đó có
nghĩa là các khối phân cách bởi các đứt gẫy có thể độc lập với nhau.

Hình 1.6: Sơ đồ phân bố các khối thuộc mỏ Đại Hùng
b) Bẫy chứa.
Các bẫy chứa dầu khí đã được phát hiện ở mỏ Đại Hùng đều thuộc loại bẫy
cấu tạo hỗn hợp, đứt gãy dạng khối và thạch học. Lớp phủ chắn giữ dầu khí là các
thành tạo lục nguyên mịn, chứa vôi có độ dày từ 10-70m.
22
SVTH: Đỗ Thị Hiên

22

Lớp: Địa vật lý - K52


Trường Đại học Mỏ- Địa chất

Đồ án tốt nghiệp

c)
Hệ thống dầu khí.
Tầng Chứa :
Tại mỏ Đại Hùng dầu, khí đã được phát hiện trong 3 loại tầng chứa chính là :
•Đá móng granit trước Kainozoi.
•Trầm tích lục nguyên Miocen dưới.
•Đá vôi Miocen giữa.
Đá móng granit trước Kainozoi
Đây là tầng chứa đã được phát hiện tại một vài giếng khoan 4X, 8X, 9X và
10X. Thành phần thạch học của đá móng mỏ ĐH gồm 02 loại chính là granit và
granodiorit.
Độ rỗng tổng của tầng chứa chỉ 1–2%, cá biệt có nơi 3–5% do hang hốc và nứt
nẻ mạnh. Bề dày hiệu dụng của tầng chứa đá móng ở các giếng khoan là rất khác
nhau và thay đổi tùy thuộc vào mức độ nứt nẻ của chúng. Tại những nơi đá móng
có hang hốc và nứt nẻ liên thông với nhau, tính thấm của tầng chứa rất cao (tới hàng
trăm mD). Tuy nhiên, cho đến nay vẫn chưa gặp tầng sản phẩm nào có giá trị công
nghiệp trong tầng đá móng nứt nẻ ở mỏ Đại Hùng.
Các tầng trầm tích lục nguyên Miocen dưới
Tầng trầm tích lục nguyên chứa dầu ở mỏ Đại Hùng là các tập cát kết tuổi
Miocen sớm nằm giữa tầng phản xạ địa chấn H76 và H200. Thành phần thạch học
của cát kết chủ yếu gồm: thạch anh từ 50-70%, fenpat từ 3,5-24%, tỉ lệ mảnh đá
thay đổi từ 11-47%. Theo phân loại của R.L. Folk (1974) thì cát kết thuộc lọai cát
kết arkose, arkose mảnh đá, được thành tạo trong môi trường biển nông, đồng bằng
ven biển, đồng bằng tam giác châu. Dựa vào đặc điểm trầm tích, sự phân bố mà
tầng chứa này được chia làm 7 tập chứa chính và được đánh số và gọi tên từ Tập cát
số 0 (H80 - H100) đến tập cát số 6 (H150 - H200), theo thứ tự từ trên xuống:
Tập cát số 0 (H80-H100)
Tập cát này nằm giữa mặt H80 và H100, chiều sâu thay đổi từ 2130 - 3422 m,
chiều dày từ 5.7 – 92.4 m (trung bình khoảng 60m). Tập cát số 0 có xu hướng dày
dần về phía Tây Nam của mỏ (ĐH -8X : 92,4m). Độ rỗng của tập cát này từ 1524%, độ rỗng cao tại khu vực trung tâm mỏ (khối G, K,L), các vỉa sản phẩm chứa
dầu khí được phát hiện ở khu vực khai thác sớm và các khối phía Tây Nam mỏ
(khối B, F).
Tập cát số 1 (H100-H115)
Nằm giữa mặt H100 và H115, tập cát số 1 nằm ở độ sâu thay đổi từ 2164 - 3336
m, chiều dày từ 6-30 m (trung bình khoảng 15m). Tập cát này phân bố khắp toàn
mỏ và có xu hướng dày dần về phía Đông Nam mỏ. Độ rỗng của tập cát này thay
23
SVTH: Đỗ Thị Hiên

23

Lớp: Địa vật lý - K52


Trường Đại học Mỏ- Địa chất

Đồ án tốt nghiệp

đổi từ 13 đến 20%, khả năng chứa của tập tương đối tốt tại hầu hết các khối trong
mỏ.
Tập cát số 2 (H115-H130)
Tập cát số 2 nằm giữa mặt H115 và H130 ở chiều sâu thay đổi từ 2200 –
3380m, chiều dày của tập từ 6 - 41m (trung bình khoảng 25m). Tập cát này có xu
hướng dầy dần về phía Đông, Đông Nam (khối D, K, L), tại khu vực khối K tập
trầm tích có chiều dày tới 40m (DH-1P). Tập H115 - H130 có khả năng chứa dầu ở
khu vực khai thác sớm khối K, L. Về phía Nam của mỏ (khối F) đã gặp khí và
condensat trong tập cát này ( ĐH-1X).
Tập cát số 3 (H130-H140)
Nằm ở chiều sâu thay đổi từ 2271 – 3442 m giữa mặt H130 và H140, tập cát số
3 có chiều dày thay đổi từ 10 – 30 m (trung bình khoảng 13m), chiều dày của tập
cát này dầy ở phần trung tâm mỏ và giảm dần về hai phía Nam, Bắc của mỏ. Tại
khu vực DH-8X khối B, phía Nam mỏ thì tập này chỉ dày 4.2m, còn phía Bắc tại
khối M tập trầm tích này vắng mặt ( ĐH-6X). Độ rỗng của tập này từ 13 -28%, độ
rỗng cao tại khu vực các khối trung tâm mỏ, khả năng chứa dầu của tập cát này này
tốt tại khu vực khai thác sớm.
Tập cát số 4 (H140-H145)
Tập tập cát số 4 nằm giữa mặt H140 và H145 ở chiều sâu thay đổi từ 2352 –
3525 m, chiều dày từ 3,5– 26 m (trung bình khoảng 19m). Tập cát này phân bố
khắp toàn mỏ. Độ rỗng của tập này vào loại trung bình (13-18%), độ rỗng cao tập
chung ở khu vực khai thác sớm (ĐH-1P, 2P độ rỗng 17-18%), như vậy chất lượng
chứa của tập này tốt tại khu vực khai thác sớm (J, L, K), đặc biệt là khối L, khả
năng chứa trung bình tại khu vực Tây Nam mỏ (khối B, F) còn các khối khác khả
năng chứa kém hơn.
Tập cát số 5 (H145-H150)
Nằm ở chiều sâu thay đổi từ 2424 – 3594 m giữa mặt H145 và H150, tập cát số
5 có chiều dày thay đổi từ 5– 22m (trung bình khoảng 10m). Tập cát này có chiều
dày khá đều ở phía Nam, Tây Nam, còn phía Bắc, Đông Bắc thì phân bố không đều
có chỗ mất hẳn (khu vực DH-1P ). Độ rỗng của tập cát này thay đổi từ 14-20%, độ
rỗng tốt tập chung tại khu trung tâm mỏ (ĐH-2P, 10P độ rỗng 20%) như vậy khả
năng chứa tốt của tập là khu vực này (khối L, K, D, F).
Tập cát số 6 (H150-H200)

24
SVTH: Đỗ Thị Hiên

24

Lớp: Địa vật lý - K52


Trường Đại học Mỏ- Địa chất

Đồ án tốt nghiệp

Tập cát số 6 nằm giữa mặt H150 và H200 ở chiều sâu từ 2571–3702 m, chiều
dày từ 10–49 m (trung bình khoảng 22m). Tập cát này phân bố khá đều trên toàn
mỏ tuy nhiên phần phía Tây mỏng hơn (khoảng 10m tại các giếng DH-4X. DH-5X,
DH-6X ). Độ rỗng của tập cát này từ 13-18%, khả năng chứa tốt của tập này chủ
yếu tại khu vực khai thác sớm.
Tầng đá vôi Miocen giữa.
Tầng đá vôi chứa dầu tuổi Miocen trung mỏ Đại Hùng nằm giữa mặt phản xạ
H76 và H30 ở độ sâu từ 1976mTVDss (DH-3P) – 2961mTVDss (DH-12X), chiều
dày của tập từ 37m (ĐH-3P) đến 40m ( ĐH -10X) phân bố làm 03 khu vực chính :
khu vực 1 nằm ở cánh sụt phía Đông; đây là khu vực có diện tích phân bố lớn nhất
21 km2 với chiều dày của tập đá vôi từ 12-21m. Khu vực 2 nằm ở khu vực giữa hai
đới yên ngựa và phụ đới phía Nam, diện tích của khu vực này khoảng 8 km 2, chiều
dày từ 11-40m. Khu vực 3 nằm tại trung tâm mỏ (khu vực khối L), diện tích là 1,4
km2 chiều dày từ 18-36m.

.
Hình 1.7: Bản đồ các giếng khoan tập DV2 - 1
25
SVTH: Đỗ Thị Hiên

25

Lớp: Địa vật lý - K52


Tài liệu bạn tìm kiếm đã sẵn sàng tải về

Tải bản đầy đủ ngay

×