Luận văn thạc sĩ địa chất dầu khí ứng dụng lựa chọn mô hình phân tích phù hợp cho đối tượng đá chứa clastic chặt xít nứt nẻ tại giếng khoa a x cấu tạo a lô b bồn trũng cửu long

Luận văn thạc sĩ địa chất dầu khí ứng dụng: Nghiên cứu lựa chọn mô hình phân tích phù hợp cho đá chứa clastic chặt xít nứt nẻ tại Bồn trũng Cửu Long.

• Tác giả: Trần Châu Khánh Vân
• Người hướng dẫn: Pgs. Trần Vĩnh Tuân
• Trường học: Trường Đại Học Bách Khoa
• Chuyên ngành: Địa Chất Dầu Khí Ứng Dụng
• Đề tài: Lựa Chọn Mô Hình Phân Tích Phù Hợp Cho Đối Tượng Đá Chứa Clastic Chặt Xít Nứt Nẻ Tại Giếng Khoan A-X, Cấu Tạo A, Lô B, Bồn Cửu Long
• Loại tài liệu: Luận Văn Thạc Sỹ
• Năm xuất bản: 2013
• Địa điểm: Tp. Hồ Chí Minh

Mục lục chi tiết

• LỜI CAM ĐOAN
• LỜI CẢM ƠN
• TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SỸ
• 1. CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ LÔ B, CẤU TẠO A VÀ GIẾNG KHOAN A-X
• 1.1. Tổng quan về lô B
• 1.2. Tổng quan về cấu tạo A
• 1.3. Hệ thống dầu khí
• 1.4. Đá chắn và bẫy
• 1.5. Địa tầng thạch học
• 2. CHƯƠNG 2: TỔNG QUAN VỀ CÁC PHƯƠNG PHÁP ĐỊA VẬT LÝ GIẾNG KHOAN
• 2.1. Một số khái niệm cơ bản
• 2.2. Môi trường lỗ khoan
• 2.3. Điện trở suất và độ dẫn điện
• 2.4. Độ sét của đất đá trầm tích
• 2.5. Các phương pháp địa vật lý giếng khoan
• 2.5.1. Phương pháp điện
• 2.5.2. Phương pháp điện trường tự nhiên
• 2.5.3. Phương pháp điện trở suất
• 2.5.4. Các phương pháp log độ rỗng
• 2.5.5. Phương pháp siêu âm
• 2.5.6. Phương pháp log mật độ
• 2.5.7. Phương pháp log neutron
• 2.5.8. Các phương pháp khác
• 2.5.9. Phương pháp đo phóng xạ gamma tự nhiên
• 2.5.10. Phương pháp FMI
• 3. CHƯƠNG 3: CƠ SỞ LỰA CHỌN MÔ HÌNH PHÂN TÍCH PHÙ HỢP
• 3.1. Phân tích thành phần thạch học, khoáng vật tại giếng khoan A-X
• 3.2. Thành phần khoáng vật
• 3.3. Phân tích nguyên nhân gây chặt xít trong đá
• 3.4. Lựa chọn mô hình phân tích phù hợp
• 4. CHƯƠNG 4: QUY TRÌNH THỰC HIỆN, TRÌNH BÀY KẾT QUẢ MINH GIẢI
• KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
• TÀI LIỆU THAM KHẢO

Tóm tắt

I. Tổng Quan Nghiên Cứu Đá Chứa Clastic Chặt Xít Bồn Cửu Long

Nghiên cứu và minh giải tài liệu địa vật lý giếng khoan là một công đoạn quan trọng trong thăm dò và khai thác dầu khí. Tuy nhiên, kết quả minh giải đôi khi không chính xác, không phản ánh đúng đặc tính địa chất xung quanh giếng khoan và khác biệt so với kết quả từ mẫu lõi. Sự khác biệt này có nhiều nguyên nhân, chủ yếu do lựa chọn mô hình phân tích không phù hợp. Vì vậy, việc chọn mô hình phân tích phù hợp để đạt kết quả chính xác là rất quan trọng, tạo điều kiện thuận lợi cho công tác tìm kiếm, thăm dò dầu khí. Nghiên cứu tập trung vào đá chứa clastic chặt xít nứt nẻ tại khu vực cụ thể. Theo Tran Chau Khanh Van (2013), "Việc lựa chọn mô hình phân tích phù hợp để đạt được kết quả chính xác là vô cùng quan trọng, tạo điều kiện thuận lợi và dễ dàng hơn cho các nhà địa chất trong công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí."

1.1. Vị trí và đặc điểm Bồn Trũng Cửu Long Địa Lý Địa Chất

Bồn trũng Cửu Long nằm trên thềm lục địa phía nam Việt Nam, có hình bầu dục kéo dài theo hướng Đông Bắc-Tây Nam. Diện tích khoảng 36.000 km2. Lô B nằm ở phía Tây Bắc của bồn trũng. Nghiên cứu này tập trung vào các giếng khoan tại Cấu tạo A, một trong những cấu tạo lớn nhất trong Lô B. Bồn trũng này có đặc điểm địa chất phức tạp, ảnh hưởng đến việc lựa chọn mô hình phân tích phù hợp cho đá chứa.

1.2. Tầm Quan Trọng của Phân Tích Địa Vật Lý Giếng Khoan

Phân tích địa vật lý giếng khoan là quá trình sử dụng các công cụ và kỹ thuật để đo lường các tính chất vật lý của đá và chất lỏng trong giếng khoan. Kết quả phân tích cung cấp thông tin quan trọng về độ rỗng, độ thấm, và thành phần khoáng vật, giúp xác định tiềm năng dầu khí của khu vực. Việc lựa chọn mô hình phân tích phù hợp là then chốt để đảm bảo tính chính xác của kết quả.

II. Thách Thức Phân Tích Đá Clastic Chặt Xít Nứt Nẻ A X

Đá clastic chặt xít nứt nẻ gây ra nhiều thách thức trong phân tích địa vật lý giếng khoan. Độ rỗng thấp và sự phức tạp của hệ thống nứt nẻ làm cho việc đánh giá chính xác tính chất đá chứa trở nên khó khăn. Các phương pháp minh giải thông thường dựa trên mô hình cát sét có thể không phù hợp. Điều này đòi hỏi việc lựa chọn mô hình phân tích tiên tiến hơn, kết hợp nhiều loại dữ liệu khác nhau để có được kết quả tin cậy. Ngoài ra, sự hiện diện của các khoáng vật đặc biệt cũng ảnh hưởng đến việc giải thích đường log.

2.1. Khó Khăn trong Xác Định Độ Rỗng và Độ Thấm Đá Chứa

Độ rỗng và độ thấm là hai thông số quan trọng nhất để đánh giá khả năng chứa và dẫn lưu dầu khí của đá chứa. Tuy nhiên, trong đá clastic chặt xít nứt nẻ, độ rỗng thường rất thấp (dưới 10%) và độ thấm có thể bị ảnh hưởng mạnh bởi sự hiện diện của các khe nứt. Do đó, việc xác định chính xác hai thông số này đòi hỏi các kỹ thuật và mô hình đặc biệt.

2.2. Sai Số trong Minh Giải Log Sử Dụng Mô Hình Truyền Thống

Các mô hình phân tích truyền thống, như mô hình Archie, thường được sử dụng để minh giải log trong đá chứa thông thường. Tuy nhiên, các mô hình này có thể không phù hợp cho đá clastic chặt xít nứt nẻ do không tính đến các yếu tố như độ chặt xít, hệ thống nứt nẻ và sự hiện diện của các khoáng vật sét. Điều này có thể dẫn đến sai số lớn trong kết quả minh giải.

2.3 Ảnh Hưởng Của Thành Phần Thạch Học và Khoáng Vật

Thành phần thạch học và khoáng vật, đặc biệt là sự xuất hiện của các loại sét khác nhau, ảnh hưởng đáng kể đến kết quả minh giải tài liệu địa vật lý. Do đó, việc phân tích thành phần thạch học và khoáng vật tại Giếng khoan A-X là bước quan trọng để có thể lựa chọn mô hình phù hợp.

III. Cách Lựa Chọn Mô Hình Phân Tích Phù Hợp Đá Clastic

Việc lựa chọn mô hình phân tích phù hợp cho đá clastic chặt xít nứt nẻ tại Giếng khoan A-X đòi hỏi một quy trình tiếp cận có hệ thống. Quy trình này bao gồm: (1) Phân tích chất lượng tài liệu; (2) Nghiên cứu điều kiện địa chất khu vực, đặc biệt là Bồn Cửu Long; (3) Xác định thành phần thạch học, khoáng vật; (4) So sánh kết quả phân tích với dữ liệu mẫu lõi. Mục tiêu là đạt được kết quả phân tích có độ tin cậy cao, hỗ trợ tốt nhất cho công tác thăm dò và khai thác dầu khí.

3.1. Phân Tích Chi Tiết Tài Liệu Địa Vật Lý Giếng Khoan Log

Bước đầu tiên là phân tích chi tiết các tài liệu địa vật lý giếng khoan (logs), bao gồm GR (Gamma Ray), Neutron, Density, Sonic, và điện trở. Việc phân tích này giúp xác định các đặc điểm của đá chứa, như độ rỗng, độ thấm, thành phần khoáng vật, và sự hiện diện của khe nứt. Các dấu hiệu bất thường trên các đường log cần được đặc biệt chú ý.

3.2. Nghiên Cứu Đặc Điểm Địa Chất Bồn Cửu Long và Cấu Tạo A

Nghiên cứu kỹ lưỡng đặc điểm địa chất của Bồn Cửu Long và Cấu tạo A là rất quan trọng. Điều này bao gồm việc xem xét lịch sử trầm tích, kiến tạo, và hệ thống dầu khí của khu vực. Các thông tin này giúp hiểu rõ hơn về quá trình hình thành và phát triển của đá chứa, từ đó lựa chọn mô hình phân tích phù hợp.

3.3. Xác Định Thành Phần Thạch Học và Khoáng Vật Đá Chứa A X

Việc xác định chính xác thành phần thạch học và khoáng vật của đá chứa là bước then chốt. Điều này có thể được thực hiện thông qua phân tích mẫu lõi, phân tích XRD (X-ray Diffraction), và phân tích SEM (Scanning Electron Microscopy). Kết quả phân tích giúp xác định các khoáng vật chủ yếu, tỷ lệ sét, và các khoáng vật đặc biệt có thể ảnh hưởng đến tính chất điện và âm học của đá.

IV. Đề Xuất Mô Hình Phân Tích Đa Khoáng Vật Cho Giếng A X

Luận văn đề xuất sử dụng mô hình phân tích đa khoáng vật kết hợp với các dữ liệu đặc biệt như FMI, là mô hình phù hợp để đánh giá tính chất đá chứa tại Giếng khoan A-X. Mô hình này cho phép tính đến sự phức tạp của thành phần khoáng vật, độ chặt xít, và hệ thống nứt nẻ, từ đó cải thiện độ chính xác của kết quả minh giải. Sự khác biệt về độ rỗng giữa mô hình truyền thống và mô hình đa khoáng vật nhấn mạnh tầm quan trọng của việc lựa chọn mô hình thích hợp.

4.1. Ưu Điểm của Mô Hình Đa Khoáng Vật So Với Mô Hình Cát Sét

Mô hình đa khoáng vật có nhiều ưu điểm so với mô hình cát sét truyền thống. Nó cho phép tính đến sự hiện diện của nhiều loại khoáng vật khác nhau, bao gồm cả các khoáng vật sét phức tạp, pyrite, và các khoáng vật khác. Điều này giúp cải thiện độ chính xác của việc ước tính độ rỗng, độ thấm, và bão hòa nước trong đá chứa.

4.2. Tích Hợp Dữ Liệu FMI Formation MicroImager Để Phân Tích Nứt Nẻ

Dữ liệu FMI cung cấp hình ảnh chi tiết về cấu trúc của đá chứa, bao gồm cả khe nứt, đứt gãy, và các lớp mỏng. Việc tích hợp dữ liệu FMI vào mô hình phân tích giúp đánh giá chính xác hơn ảnh hưởng của nứt nẻ đến độ thấm và khả năng dẫn lưu của đá chứa.

4.3. So Sánh Kết Quả Minh Giải Với Dữ Liệu Mẫu Lõi Core Analysis

Để kiểm chứng tính chính xác của mô hình phân tích, kết quả minh giải cần được so sánh với dữ liệu từ phân tích mẫu lõi (core analysis). Nếu có sự khác biệt lớn giữa hai loại dữ liệu, cần xem xét lại các thông số đầu vào của mô hình hoặc lựa chọn mô hình khác phù hợp hơn. Điều này đảm bảo rằng kết quả minh giải phản ánh đúng tính chất của đá chứa.

V. Kết Quả Ứng Dụng và Minh Giải Địa Vật Lý Giếng Khoan A X

Việc áp dụng mô hình phân tích đa khoáng vật tại Giếng khoan A-X cho thấy sự cải thiện đáng kể về độ chính xác của kết quả minh giải. Sự khác biệt giữa độ rỗng tính toán từ mô hình cát sét và mô hình đa khoáng vật cho thấy sự cần thiết của việc lựa chọn mô hình phù hợp. Kết quả phân tích cung cấp thông tin chi tiết về tính chất vỉa, hỗ trợ công tác tính toán trữ lượng và thăm dò.

5.1. Đánh Giá Độ Chính Xác của Mô Hình Phân Tích Mới

Việc so sánh độ rỗng tính toán bằng mô hình đa khoáng vật với dữ liệu mẫu lõi cho thấy sự phù hợp cao hơn so với mô hình cát sét. Điều này chứng minh rằng mô hình đa khoáng vật là lựa chọn tốt hơn cho đá clastic chặt xít nứt nẻ tại Giếng khoan A-X. Ngoài ra, kết quả minh giải cũng phù hợp với các tài liệu địa chất khác của khu vực.

5.2. Phân Tích Chi Tiết Các Tầng Chứa Dầu Khí G10 G20 G30

Kết quả minh giải được sử dụng để phân tích chi tiết các tầng chứa dầu khí, bao gồm tầng G10, tầng G20, và tầng G30. Việc phân tích này giúp xác định vị trí, độ dày, và tính chất của các tầng chứa, cũng như tiềm năng khai thác dầu khí của khu vực.

VI. Kết Luận và Hướng Nghiên Cứu Tương Lai Đá Chứa A X

Việc lựa chọn mô hình phân tích phù hợp là yếu tố then chốt để đảm bảo độ chính xác của kết quả minh giải địa vật lý giếng khoan trong đá clastic chặt xít nứt nẻ. Mô hình đa khoáng vật, kết hợp với dữ liệu FMI, là một lựa chọn hiệu quả cho Giếng khoan A-X. Các nghiên cứu tương lai nên tập trung vào việc phát triển các mô hình tiên tiến hơn, tích hợp nhiều loại dữ liệu khác nhau, và áp dụng các kỹ thuật học máy để cải thiện độ chính xác của việc dự đoán tính chất vỉa.

6.1. Tổng Kết Các Kết Quả Chính Đạt Được

Nghiên cứu đã thành công trong việc đề xuất và ứng dụng mô hình phân tích đa khoáng vật cho đá clastic chặt xít nứt nẻ tại Giếng khoan A-X. Kết quả minh giải cho thấy sự cải thiện đáng kể về độ chính xác so với mô hình cát sét truyền thống. Các kết quả này có thể được sử dụng để hỗ trợ công tác thăm dò, khai thác, và tính toán trữ lượng dầu khí tại khu vực.

6.2. Đề Xuất Các Hướng Nghiên Cứu Phát Triển Mô Hình Tương Lai

Các hướng nghiên cứu tương lai có thể tập trung vào việc phát triển các mô hình tiên tiến hơn, tích hợp dữ liệu địa chấn, dữ liệu động học, và dữ liệu áp suất. Ngoài ra, việc áp dụng các kỹ thuật học máy có thể giúp tự động hóa quá trình minh giải và cải thiện độ chính xác của việc dự đoán tính chất vỉa.

Nội dung chính

Tổng quan nghiên cứu

Bồn trũng Cửu Long, với diện tích khoảng 36.000 km², là một trong những khu vực trọng điểm về thăm dò và khai thác dầu khí tại Việt Nam. Lô B, nằm ở phía Tây Bắc bồn trũng này, có diện tích 3.827 km², cách Vũng Tàu khoảng 20 km về phía Đông Nam, với độ sâu mực nước biển từ 40-50 m. Cấu tạo A, nằm trong lô B, là cấu tạo lớn nhất với bề dày trầm tích Đệ Tam đáng kể, chứa các tầng đá clastic chặt xít nứt nẻ thuộc các phụ tầng G10, G20 và G30. Các tầng này có độ rỗng thay đổi từ 5% đến 10%, với giá trị N/G dao động từ 10% đến 79%, cho thấy tiềm năng chứa dầu khí dù độ rỗng tương đối nhỏ.

Vấn đề nghiên cứu tập trung vào việc lựa chọn mô hình phân tích phù hợp cho đối tượng đá chứa clastic chặt xít, nứt nẻ tại giếng khoan A-X thuộc cấu tạo A, lô B, nhằm nâng cao độ chính xác trong minh giải địa vật lý giếng khoan. Mục tiêu cụ thể là phân tích thành phần thạch học, khoáng vật và các đặc tính địa chất để đề xuất mô hình phân tích phù hợp, từ đó cải thiện độ tin cậy của kết quả phân tích địa vật lý, phục vụ cho công tác thăm dò và tính toán trữ lượng dầu khí.

Phạm vi nghiên cứu bao gồm dữ liệu địa vật lý giếng khoan, mẫu lõi, tài liệu thạch học và địa chất khu vực cấu tạo A, lô B, bồn trũng Cửu Long, với thời gian nghiên cứu chủ yếu từ năm 2008 đến 2013. Ý nghĩa nghiên cứu thể hiện qua việc cung cấp mô hình phân tích khoa học, chính xác, giúp xác định các thông số vỉa có độ tin cậy cao, góp phần nâng cao hiệu quả thăm dò và khai thác dầu khí trong khu vực.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Khung lý thuyết áp dụng

Luận văn dựa trên các lý thuyết và mô hình nghiên cứu địa vật lý giếng khoan, bao gồm:

• Lý thuyết về môi trường lỗ khoan và các đới thấm nhiễm: Phân chia thành ba đới gồm đới thấm nhiễm hoàn toàn, đới chuyển tiếp và đới nguyên, ảnh hưởng đến các giá trị điện trở suất đo được.
• Mô hình điện trở suất và độ rỗng: Sử dụng các phương pháp log điện trở suất (log cảm ứng, log điện cực, log đo sườn) để xác định đặc tính vỉa, phân biệt tầng chứa nước và dầu khí.
• Khái niệm về độ rỗng và độ thấm: Phân loại độ rỗng theo nguồn gốc hình thành, vị trí lỗ rỗng và tính chất chứa, cùng với phân loại độ thấm tuyệt đối và độ thấm pha.
• Phương pháp log độ rỗng: Bao gồm log siêu âm, log mật độ và log neutron, dùng để đo các đặc tính vật lý của đất đá như độ rỗng toàn phần, thành phần khoáng vật và phân biệt các đới chứa khí, dầu, nước.
• Phân tích thành phần thạch học và khoáng vật: Xác định các thành phần như thạch anh, kaolinit, mica, pyrite và các khoáng vật đặc biệt ảnh hưởng đến tính chất địa vật lý của đá chứa.

Phương pháp nghiên cứu

Nguồn dữ liệu chính bao gồm tài liệu địa vật lý giếng khoan A-X, mẫu lõi, tài liệu thạch học, trầm tích, bản đồ địa chất và mặt cắt địa chấn khu vực cấu tạo A, lô B. Cỡ mẫu nghiên cứu là toàn bộ dữ liệu thu thập từ giếng khoan A-X với độ sâu khoan 4.350 m TVDSS.

Phương pháp phân tích bao gồm:

• Phân tích thạch học và khoáng vật dựa trên mẫu lõi và tài liệu thạch học để xác định thành phần và nguyên nhân gây chặt xít.
• Phân tích địa vật lý giếng khoan sử dụng các phương pháp log điện trở suất, log độ rỗng (siêu âm, mật độ, neutron), log phóng xạ gamma tự nhiên và phương pháp FMI để đánh giá đặc tính vỉa.
• Lựa chọn mô hình phân tích phù hợp dựa trên kết quả phân tích thành phần thạch học, khoáng vật và đặc tính địa vật lý nhằm nâng cao độ chính xác của kết quả minh giải.
• Timeline nghiên cứu kéo dài từ năm 2008 đến 2013, bao gồm thu thập dữ liệu, phân tích mẫu lõi, xử lý dữ liệu địa vật lý và đề xuất mô hình phân tích.

Phương pháp chọn mẫu là toàn bộ dữ liệu giếng khoan A-X và các giếng khoan lân cận để so sánh và đối chiếu kết quả, đảm bảo tính đại diện và độ tin cậy của nghiên cứu.

Kết quả nghiên cứu và thảo luận

Những phát hiện chính

1. Thành phần thạch học và khoáng vật tại giếng khoan A-X: Đá chứa chủ yếu là cát kết xen kẽ với sét kết, có thành phần thạch anh, kaolinit, mica và pyrite. Độ rỗng của tầng G dao động từ 5% đến 10%, với giá trị N/G từ 10% đến 79%, cho thấy khả năng chứa dầu khí tốt dù độ rỗng tương đối nhỏ.

2. Ảnh hưởng của thành phần khoáng vật đến tính chất địa vật lý: Sự hiện diện của các khoáng vật đặc biệt như pyrite và mica làm tăng điện trở suất và ảnh hưởng đến kết quả log, gây sai lệch nếu không lựa chọn mô hình phân tích phù hợp. Đá clastic chặt xít và nứt nẻ có đặc tính truyền sóng siêu âm nhanh, thời gian truyền sóng siêu âm thấp, phản ánh độ rắn chắc của đá.

3. So sánh kết quả minh giải bằng các mô hình phân tích khác nhau: Mô hình đa khoáng vật cho kết quả độ rỗng và điện trở suất sát với mẫu lõi hơn so với mô hình cát sét thông thường. Độ chênh lệch độ rỗng giữa mô hình cát sét và mẫu lõi lên đến khoảng 15%, trong khi mô hình đa khoáng vật giảm sai số xuống còn dưới 5%.

4. Kết quả minh giải địa vật lý giếng khoan A-X: Các phương pháp log điện trở suất, log độ rỗng và FMI cho thấy tầng G có hệ thống khe nứt hướng Tây Bắc - Đông Nam với góc cắt từ 60° đến 90°, tạo điều kiện thuận lợi cho lưu thông chất lưu trong vỉa.

Thảo luận kết quả

Nguyên nhân chính dẫn đến sai lệch kết quả minh giải địa vật lý là do không lựa chọn đúng mô hình phân tích phù hợp với đặc tính đá chứa clastic chặt xít, nứt nẻ. Thành phần khoáng vật đặc biệt như pyrite và mica làm tăng điện trở suất, gây khó khăn trong việc phân biệt các tầng chứa dầu khí và nước. So với các nghiên cứu trước đây sử dụng mô hình cát sét đơn giản, mô hình đa khoáng vật được đề xuất trong luận văn đã cải thiện đáng kể độ chính xác, giảm sai số độ rỗng từ khoảng 15% xuống dưới 5%.

Dữ liệu có thể được trình bày qua các biểu đồ so sánh độ rỗng minh giải bằng các mô hình khác nhau với mẫu lõi, biểu đồ phân bố điện trở suất theo chiều sâu và hình ảnh FMI thể hiện hệ thống khe nứt trong tầng G. Kết quả này có ý nghĩa quan trọng trong việc nâng cao độ tin cậy của các thông số vỉa, phục vụ cho công tác thăm dò và khai thác dầu khí hiệu quả hơn.

Đề xuất và khuyến nghị

1. Áp dụng mô hình đa khoáng vật trong minh giải địa vật lý giếng khoan nhằm nâng cao độ chính xác của kết quả phân tích, giảm sai số độ rỗng và điện trở suất. Thời gian thực hiện: ngay trong các dự án thăm dò tiếp theo. Chủ thể thực hiện: các công ty thăm dò dầu khí và đơn vị tư vấn địa vật lý.

2. Tăng cường phân tích thành phần thạch học và khoáng vật trước khi lựa chọn mô hình phân tích để đảm bảo phù hợp với đặc tính đá chứa. Thời gian: trong giai đoạn chuẩn bị dữ liệu thăm dò. Chủ thể: các nhà địa chất và kỹ sư địa vật lý.

3. Sử dụng kết hợp các phương pháp log địa vật lý đa dạng như log điện trở suất, log siêu âm, log mật độ, log neutron và FMI để có cái nhìn toàn diện về đặc tính vỉa. Thời gian: trong quá trình khoan và phân tích dữ liệu. Chủ thể: đội ngũ kỹ thuật giếng khoan và phân tích dữ liệu.

4. Đào tạo nâng cao năng lực cho cán bộ kỹ thuật về lựa chọn mô hình phân tích phù hợp và xử lý dữ liệu địa vật lý phức tạp. Thời gian: liên tục, theo kế hoạch đào tạo hàng năm. Chủ thể: các tổ chức đào tạo và công ty dầu khí.

Đối tượng nên tham khảo luận văn

1. Các nhà địa chất và kỹ sư địa vật lý trong ngành dầu khí: Luận văn cung cấp phương pháp lựa chọn mô hình phân tích phù hợp, giúp nâng cao độ chính xác trong minh giải địa vật lý giếng khoan, phục vụ công tác thăm dò và khai thác.

2. Các công ty thăm dò và khai thác dầu khí: Kết quả nghiên cứu giúp cải thiện hiệu quả đánh giá trữ lượng và thiết kế khai thác, giảm thiểu rủi ro do sai lệch dữ liệu địa vật lý.

3. Các viện nghiên cứu và trường đại học chuyên ngành địa chất dầu khí: Luận văn là tài liệu tham khảo quý giá về ứng dụng các phương pháp địa vật lý giếng khoan và phân tích thành phần thạch học trong nghiên cứu đá chứa clastic chặt xít.

4. Các nhà quản lý dự án và hoạch định chính sách trong lĩnh vực năng lượng: Nghiên cứu cung cấp cơ sở khoa học để đánh giá tiềm năng dầu khí và lập kế hoạch phát triển bền vững nguồn tài nguyên.

Câu hỏi thường gặp

1. Tại sao cần lựa chọn mô hình phân tích phù hợp cho đá chứa clastic chặt xít?
   Việc lựa chọn mô hình phù hợp giúp kết quả minh giải địa vật lý phản ánh chính xác đặc tính địa chất thực tế, giảm sai số trong đánh giá trữ lượng và thiết kế khai thác. Ví dụ, mô hình đa khoáng vật đã cải thiện độ chính xác so với mô hình cát sét truyền thống.

2. Các phương pháp địa vật lý nào được sử dụng trong nghiên cứu này?
   Nghiên cứu sử dụng log điện trở suất, log siêu âm, log mật độ, log neutron và phương pháp FMI để đánh giá đặc tính vỉa, kết hợp với phân tích mẫu lõi và thạch học.

3. Đặc điểm đá chứa tại giếng khoan A-X như thế nào?
   Đá chứa là cát kết xen kẽ với sét kết, có thành phần thạch anh, kaolinit, mica và pyrite, với độ rỗng từ 5% đến 10% và hệ thống khe nứt hướng Tây Bắc - Đông Nam, tạo điều kiện chứa dầu khí tốt.

4. Mô hình đa khoáng vật có ưu điểm gì so với mô hình cát sét?
   Mô hình đa khoáng vật phản ánh chính xác hơn thành phần khoáng vật và đặc tính điện trở suất, giảm sai số độ rỗng từ khoảng 15% xuống dưới 5%, giúp kết quả minh giải sát với mẫu lõi thực tế.

5. Làm thế nào để áp dụng kết quả nghiên cứu vào thực tế khai thác?
   Kết quả giúp xác định chính xác các thông số vỉa, từ đó tính toán trữ lượng và thiết kế khai thác hiệu quả hơn, đồng thời giảm rủi ro do sai lệch dữ liệu địa vật lý trong quá trình vận hành mỏ.

Kết luận

• Luận văn đã phân tích thành phần thạch học, khoáng vật và đặc tính địa vật lý của đá chứa clastic chặt xít, nứt nẻ tại giếng khoan A-X, cấu tạo A, lô B, bồn trũng Cửu Long.
• Đề xuất mô hình đa khoáng vật phù hợp giúp nâng cao độ chính xác trong minh giải địa vật lý, giảm sai số độ rỗng và điện trở suất.
• Kết quả nghiên cứu có ý nghĩa quan trọng trong việc cải thiện đánh giá trữ lượng và thiết kế khai thác dầu khí tại khu vực nghiên cứu.
• Khuyến nghị áp dụng mô hình đa khoáng vật và kết hợp các phương pháp log địa vật lý đa dạng trong các dự án thăm dò tiếp theo.
• Các bước tiếp theo bao gồm đào tạo cán bộ kỹ thuật, áp dụng mô hình vào thực tế khai thác và mở rộng nghiên cứu sang các khu vực tương tự trong bồn trũng Cửu Long.

Hành động tiếp theo: Các đơn vị thăm dò và khai thác dầu khí nên xem xét áp dụng mô hình phân tích phù hợp được đề xuất để nâng cao hiệu quả công tác địa vật lý giếng khoan.

Trích đoạn nội dung tài liệu

CHƯƠNG 1: TONG QUAN VE LOB, CÂU TẠO A VA GIENG KHOAN A-X.T6ng quan về lô B. Bồn trũng Cửu Long nam trên thêm lục dia phía nam Việt Nam, có hình dạng bầu dục kéo dài theo phương Đông Bắc-Tây Nam, với tọa độ địa lý năm trong khoảng 9° — 11° vĩ bac; 106° — 109° kinh đông. Phía Tây Bac của bồn tring tiếp giáp với khối nâng Đà Lạt và đồng bằng sông Cửu Long, phía Đông Nam là đới nâng Côn Sơn ngăn cách với bén tring Nam Côn Sơn, phía Tây Nam là đới nâng Khorat - Natuna ngăn cách với bồn tring Malay-Thô Chu, phía Đông Bắc là bồn trũng Phú Khanh. Diện tích của bổn tring Cửu Long khoảng 36.000 km” với chiều dài khoảng 350km, chiều rộng của bồn trũng khoảng 120 km.

Độ sâu gặp nóc móng trước Kainozoi từ vài trăm mét ở ria của bồn trũng và đạt tới gần 9 km tại phan trũng sâu ở trung tâm bon trũng. Lô B năm ở phía Tây Bắc của bồn tring Cửu Long, ngoài khơi Việt Nam, với diện tích 3827 km”, cách 20 km về phía Nam Đông Nam của Vũng Tàu, chiều sâu mực nước biển khoảng từ 40-50m. Tổng quan về cấu tạo A. Cau tao A nam ở khu vực phía Đông Nam lô B, là cau tạo lớn nhất trong lô, năm trong vùng trũng sâu của bé Cửu Long với một bề dày đáng kể trầm tích Đệ Tam, có khép kín 3 chiêu được phát hiện ở nóc tầng G20.

Hệ thống dầu khí. Đá sinh : Theo những nghiêm cứu địa hóa trong phan khu vực phía Đông Bắc bồn trũng Cửu Long được thực hiện năm 2008, đá sinh chính của khu vực là tầng sét E và D giàu vật chất hữu cơ năm chủ yếu năm ở phía Đông của lô B, rất gần với vị trí của cau tao A. Từ những phân tích và nghiên cứu mẫu từ các giếng khoan trong khu vực | HVTH: Trân Châu Khánh Vân (11360648) CBHD: PGS.Trân Vĩnh Tuân Trang 14 lân cận, chúng ta nhận định nguồn sinh này giàu vật chất hữu cơ và trưởng thành trong tang E và D. Kerogen ở đây thuộc vào loại 1 và 2.

c LYEP POC Quanz Agade-1%' kate ⁄ 2008 3D PSIM sete Sct -(| ⁄ c? Ho Vai a. đ ; suoŠs hoBeryDenCDSoine! PD) wt lamend CẺ pee ) \) Ps⁄ 4 “ait đề 01/10 ⁄A\L ' ⁄ UqUGts€-1 = “A >4 oH.(0; Ly` a _ ` ⁄ TV L 4 By Tìm © ` WAX §4CLJOC FY 99/ gn ® e lọ Tay Ne a : TT PCVL Thang L ¬"h `IN ` HỆ § ye" (thang ong 158-1X ý agDo we ` \z f%.201 \52/01TLJỐỌC HST 452 ven, STR 09-2/1 0 & pal-1X SS >) ®& NF orn TG3x aVI-1X YEFEoOC ` Ầ ` 02/10 ¬ = Dae Œ® ., |bvtrroc ryver pac 4 b9-2/09 : 2 Š_ By” —. HD MY Sod Bac 16-2 pXEP POC a ms Woo Ton Ÿ 5 7N 9# 1S DD-1X Nam Föng-DM Vai Theu” 09.3: VRJ 9 25 LEGEND +-py @ OllField mae os @ Gas Field + on Vú Prospect Hình 1.1 : Vị trí lô B và cấu tạo A trong bồn trũng Cứu Long. Đá chứa: Các giếng khoan trong khu vực cau tạo A đều khoan vào tầng G, các nghiên cứu và tài liệu cho thấy tang này tồn tại nhiều hệ thống khe nứt.

Các phương pháp minh giải log bằng IP, Basrok cho kết quả tầng G có độ rỗng thay đổi từ 5% - 10%, giá trị N/G trong khoảng từ 10% - 79%. Các tài liệu từ FMI cho thay, phần lớn các đứt gấy có kha năng chứa trong khu vực nay có hướng Tây Bac — Đông Nam với góc căm dao động trong khoảng 60° đến 90°. Nhìn chung, phan đá chứa của khu vực này là tầng đá clastic cát kết chặt xít nứt nẻ, có khả năng chứa tốt dù độ rỗng tương đối nhỏ hơn móng granite nứt nẻ được phát hiện tại các giếng khoan lân cận trong khu vực. | HVTH: Trân Châu Khánh Vân (11360648) CBHD: PGS.Trân Vĩnh Tuân Trang 15 1.

Đá chắn và bẫy: Trong khu vực này, tôn tại bay cau trúc, bay địa tang và bay hỗn hợp. Có khép kin 3 chiều được phát hiện ở nóc phụ tang G20. Đá chan trong khu vực là tầng sét dày phủ lên tầng D và tầng sét địa phương tại tầng E. Tại nóc của phụ tầng G10, tồn tại cau trúc bẫy khép kín 4 chiều.

Tang chan này có khả năng là tầng sét phía mặt đáy của phụ tầng G20. Địa tầng thạch học. Thông qua tài liệu từ giếng khoan A-X, ta thu được kết quả độ sâu nóc của các thành hệ như sau: Bảng 1.1 : Độ sâu nóc các thành hệ tại giếng khoan A-X. Nóc thành hệ Tập Độ sâu tương ứng TVDSS (m) MD (m) Đông Nai BII 576 614.4 Cén Son BII 1391.54 1430 Bạch Hồ BI 1857.54 1896 Tra Tan trén C 2669.56 2748 Trà Tân dưới D 2981.9 4358 | HVTH: Tran Chau Khanh Van (11360648) CBHD: PGS.Tran Vinh Tuan Trang 16 i Formaton Ệ Lithology ISnhteorvwal System i BIENDONG « 3 ' DONGNAI.

81 5 3 CON SON py | | BACHHO yy l< 2 TRA TAN | 3 | S DĐ + T3 $ LDN | t2 Rexervoew„ | 6 .Ắẳ | Gwe ae Local Seal BOCES” A t G20 i Reovervoir | ore res. Basement TeeTiARy Hình 1.2 : Cột dia tang tại giếng khoan A-X. | HVTH: Tran Chau Khanh Van (11360648) CBHD: PGS.Tran Vinh Tuan Trang 17 1. Thành hệ Dong Nai, tập BIII : Tập BIII chủ yếu bao gồm đá cát từ mịn đến thô hạt xen kẹp với đá sét và đá bùn.

Phần trên có sự hiện diện của các phiến đá vôi màu xanh.Thanh phan chủ yếu của thành hệ Đồng Nai là cát với một phan nhỏ là sét và một vài mạch than xen kẹp. Không có dau hiện dầu khí tại độ sâu này. Đá cát trong khu vực có màu từ xám sáng đến xám xanh. Có sự hiện diện của thạch anh sáng mờ đến sáng trang , feldspar và những mảnh đá từ xám đến nâu sam.

Do độ sâu chôn vùi chưa cao, đá có cố kết từ kém đến tương đối răn chắc, được kết dính bởi matrix sét vôi có độ gan két vira phải, có lúc kha bo rời. Độ chọn lọc có giá tri từ trung bình đến tốt , đôi khi có một vài hat thô. Nhìn chung, các hạt có độ chọn lọc tương đối tốt. hình dạng hạt từ bán góc cạnh đến bán tròn cạnh với sự hiện diện của các hóa thạch (vỏ sò ốc, mảnh vỡ của foraminifera), các khoáng vật glauconitic, mica.

Bên cạnh đó, còn có sự hiện diện cua pyrite phan tan và sự kết hạch của các tạp chất chứa carbon. Thành hệ Côn Son, tập BIL: Tập BII chứa chủ yếu là các lớp đá cát từ min đến thô hạt, phân lớp xen kẹp với các lớp đá sét và đá bùn. Tập này chứa một vài mạch đá vôi và đá vôi dolomic tại phần phía trên. Điểm khác biệt chủ yếu của tập này khi so sánh với các tập phía trên là sự văng mặt hoàn toàn của các mãnh vỡ hóa thạch.

Đá cát có màu trăng tối đến xám sáng và xám xanh tại khu vực phía trên của tập. được gan kết từ bở rời đến tương đối cố kết bởi xi măng sét canxi mau trắng, chứa pho biến là thạch anh và các mảnh vụn đá. Hình dạng hạt từ góc cạnh đến bán tròn cạnh. Độ chọn lọc từ trung bình đến kém tạo nên các lỗ rỗng có thể nhìn thay được.Thành phan khoáng vat duoc kế đến trong tập này là các đốm pyrite và mica.

Ngoài ra, có thể quan sát thấy các vi phân lớp carbon trong khu vực. Tại phần phía dưới của tập này, sự sắp xếp trở nên chọn lọc hơn. Đá bột liên quan đến các đá cát cực kì mịn hạt và chứa bột. Phần lớn mau nâu đỏ, từ mềm đến ran chắc, phan lớn là ran chăc, không có sự hiện diện của các thành phan carbon, canxi.

| HVTH: Trân Châu Khánh Vân (11360648) CBHD: PGS.Trân Vĩnh Tuân Trang 18 Đá sét ton tại với nhiều màu, từ nâu đỏ đến vàng nâu chiếm phan lớn tại phan nóc của tang này. Càng xuống sâu xuống phía đáy của tang, đá sét chuyển dan sang màu xám sáng đến xám tối và xám xanh. Theo độ sâu chôn vùi, càng xuống sâu, đá càng trở nên cô kết. Không có sự hiện diện cua carbon va pyrite, đôi lúc có xuất hiện của các vi lớp bột kêt và các đôm carbon.

Thành hệ Bạch Hồ, tập BI. Phần phía trên : Thành phần thạch học chủ yếu là đá sét với các lớp đá bột và đá cát xen kẹp. Đá sét Bạch Hồ chủ yếu có màu xám xanh và xám tối, có độ cô kết cao, phân tắm, dé tách. Có sự hiện diện của khoáng vật mica.

Đá cát phân lớn có màu xám sảng đến xám xanh, hạt độ từ thô đến mịn, góc cạnh đến bán góc cạnh, độ chọn lọc tương đối tốt, có sự hiện diện của thạch anh trong suốt, đôi khi có các mảnh vỡ đá màu nâu đỏ va pyrite. Có sự hiện diện của các gián đoạn mach đó bột màu nâu và xám tối, sáng xanh, mềm đến cố kết, phan lớn là có độ cố kết cao do độ sâu chôn vùi. Có sự hiện diện của pyrite, thành phan carbon. Đôi lúc có các phân lớp carbon mỏng.

Phan phía đưới: Thành phần bao gồm các lớp đá cát kết, sét kết và các lớp mỏng bột kết năm xen kẹp. Các lớp sét kết chủ yếu có màu xám tối đến xám sáng, xám xanh và xen lẫn một ít màu nâu cùng với một số có màu nâu đỏ đến xám vàng. Sét kết tại độ sâu này mềm và tương đối âm. Độ có kết từ tốt đến rất tốt, cau trúc dạng tắm.

Đa số không chứa thành phan canxi và có chứa các dau vết của pyrite. Cát kết phô biến có màu trang đục đến xám sáng, bở rời , được gắn kết bởi xi măng sét canxi màu trang sáng. Hạt độ từ trung bình đến rất mịn, có chứa một ít thành phan bột. Hình dang hạt từ bán góc cạnh đến bán tròn cạnh, đôi khi góc cạnh.

Độ chọn lọc hạt tương đối tốt, có chứa thành phân thạch anh, kaolinit xen lẫn với feldspar tối màu. Tập cát này có chứa dau vết của hydrocarbon, có dau vết của glauconite, ít mica và một vài hat pyrite. Bột kết chủ yếu có màu xám sáng, đôi lúc có màu xám xanh sam, xám vàng, có độ có kết từ trung bình đến tốt, đôi khi rất tốt. Các lớp đôi khi dé vỡ và dễ dính khi âm | HVTH: Trân Châu Khánh Vân (11360648) CBHD: PGS.Trân Vĩnh Tuân Trang 19 ướt.

Cac hat xen lân boi matrix sét. Không có dâu vét của canxi và có một ít biêu hiện của carbon với sự hiện diện của mica, pyrite.