Đặc Điểm và Mô Hình Địa Chất 3D Miocen Đông Bắc Lô 103 Bể Sông Hồng

Luận văn thạc sĩ nghiên cứu hus đặc điểm và mô hình địa chất 3d thành tạo mioxen đông bắc lô 103 bể trầm tích sông hồng phục vụ, đánh giá hiện trạng, phân tích vấn đề, đề xuất

• Tác giả: Nguyễn Hiến Pháp
• Người hướng dẫn: TS. Nguyễn Thế Hùng
• Trường học: Trường Đại học Khoa học Tự nhiên
• Chuyên ngành: Địa chất học
• Đề tài: Đặc Điểm Và Mô Hình Địa Chất 3D Thành Tạo Mioxen Đông Bắc Lô 103, Bể Trầm Tích Sông Hồng Phục Vụ Công Tác Tìm Kiếm Thăm Dò Dầu Khí
• Loại tài liệu: Luận văn thạc sĩ
• Năm xuất bản: 2016
• Địa điểm: Hà Nội

Mục lục chi tiết

• MỞ ĐẦU
• 1. CHƯƠNG 1: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT KHU VỰC NGHIÊN CỨU
• 1.1. Giới thiệu bể trầm tích Sông Hồng
• 1.2. Đới nghịch đảo Miocen Tây Bắc bể Sông Hồng
• 1.3. Đặc điểm địa tầng
• 1.4. Vị trí kiến tạo của lô 103-107
• 1.5. Hệ thống dầu khí của khu vực nghiên cứu
• 2. CHƯƠNG 2: CƠ SỞ TÀI LIỆU VÀ PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU
• 2.1. Cơ sở tài liệu
• 2.2. Cách tiếp cận vấn đề và phương pháp nghiên cứu
• 2.2.1. Cách tiếp cận vấn đề
• 2.2.2. Các phương pháp nghiên cứu
• 3. CHƯƠNG 3: MÔ HÌNH ĐỊA CHẤT 3D KHU VỰC ĐÔNG BẮC LÔ 103
• 3.1. Phương pháp xây dựng mô hình địa chất 3D
• 3.2. Địa chất thống kê
• 3.3. Quy trình xây dựng mô hình địa chất 3D
• 3.3.1. Mô hình hóa cấu trúc
• 3.3.2. Thô hóa dữ liệu giếng khoan
• 3.3.3. Mô hình phân bố thạch học và trầm tích
• 3.3.4. Mô hình thông số
• 3.3.5. Tính toán trữ lượng tại chỗ và đánh giá rủi ro
• 3.3.6. Chuyển giao sang nhóm mô hình khai thác (MHKT)
• 3.4. Mô hình địa chất cho mỏ khí X, Đông Bắc lô 103
• 3.4.1. Giới thiệu mỏ khí X
• 3.4.2. Mô hình cấu trúc
• 3.4.3. Thô hóa dữ liệu giếng khoan
• 3.4.4. Phân tích dữ liệu
• 3.4.5. Mô hình phân bố thạch học
• 3.4.6. Mô hình thông số
• 3.4.7. Tính trữ lượng tại chỗ
• 3.4.8. Rủi ro của mô hình
• KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
• TÀI LIỆU THAM KHẢO

Tóm tắt

I. Tổng quan về Mô Hình Địa Chất 3D Miocen Đông Bắc Lô 103

Mô hình địa chất 3D Miocen Đông Bắc Lô 103 thuộc bể Sông Hồng là một trong những nghiên cứu quan trọng trong ngành địa chất học. Nghiên cứu này không chỉ giúp hiểu rõ hơn về cấu trúc địa chất mà còn hỗ trợ trong công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí. Bể Sông Hồng có đặc điểm địa chất phức tạp, với nhiều đơn vị cấu trúc khác nhau, điều này tạo ra thách thức lớn trong việc mô hình hóa và phân tích. Mô hình 3D giúp hình dung rõ hơn về sự phân bố của các thân cát và các thông số địa chất khác.

1.1. Đặc điểm địa chất của bể Sông Hồng

Bể Sông Hồng có cấu trúc kéo dài theo hướng Tây Bắc - Đông Nam, với chiều dài khoảng 650 km và chiều rộng 150 km. Độ dày trầm tích tại trũng sâu nhất có thể lên đến 17 km. Các nghiên cứu cho thấy bể này có nhiều đơn vị cấu trúc với tiềm năng dầu khí khác nhau, cần được nghiên cứu chi tiết hơn.

1.2. Vai trò của mô hình địa chất 3D trong nghiên cứu

Mô hình địa chất 3D giúp các nhà nghiên cứu hình dung rõ hơn về cấu trúc địa chất và phân bố các thân cát. Điều này rất quan trọng trong việc đánh giá trữ lượng dầu khí và lựa chọn vị trí khoan thăm dò. Mô hình hóa 3D cũng giúp giảm thiểu rủi ro trong quá trình khai thác.

II. Thách thức trong việc xây dựng mô hình địa chất 3D Miocen

Việc xây dựng mô hình địa chất 3D Miocen Đông Bắc Lô 103 gặp nhiều thách thức do sự phức tạp của cấu trúc địa chất. Các yếu tố như sự biến đổi địa tầng, sự phân bố không đồng đều của các thân cát và thiếu hụt dữ liệu từ các giếng khoan là những vấn đề chính. Những thách thức này đòi hỏi các phương pháp nghiên cứu hiện đại và chính xác để đảm bảo tính khả thi của mô hình.

2.1. Sự phức tạp của cấu trúc địa chất

Cấu trúc địa chất của bể Sông Hồng rất phức tạp, bao gồm nhiều đơn vị cấu trúc khác nhau. Sự biến đổi địa tầng và các yếu tố kiến tạo đã tạo ra những thách thức lớn trong việc mô hình hóa. Các nghiên cứu trước đây cho thấy sự tồn tại của nhiều loại đá chứa khác nhau, điều này làm tăng độ khó trong việc xác định vị trí và trữ lượng dầu khí.

2.2. Thiếu hụt dữ liệu từ giếng khoan

Số lượng giếng khoan thăm dò còn hạn chế, dẫn đến việc thiếu hụt dữ liệu cần thiết cho việc xây dựng mô hình. Điều này ảnh hưởng đến khả năng đánh giá chính xác các thông số địa chất và trữ lượng dầu khí. Việc thu thập thêm dữ liệu từ các giếng khoan mới là rất cần thiết để cải thiện độ chính xác của mô hình.

III. Phương pháp xây dựng mô hình địa chất 3D hiệu quả

Để xây dựng mô hình địa chất 3D Miocen Đông Bắc Lô 103, cần áp dụng các phương pháp nghiên cứu hiện đại. Các phương pháp này bao gồm phân tích dữ liệu địa chất, địa vật lý và mô hình hóa số. Việc kết hợp các phương pháp này sẽ giúp tạo ra một mô hình chính xác và đáng tin cậy.

3.1. Phân tích dữ liệu địa chất và địa vật lý

Phân tích dữ liệu địa chất và địa vật lý là bước đầu tiên trong việc xây dựng mô hình. Các dữ liệu này giúp xác định cấu trúc địa chất, phân bố các thân cát và các thông số địa chất khác. Việc sử dụng công nghệ địa vật lý hiện đại sẽ giúp nâng cao độ chính xác của các phân tích.

3.2. Mô hình hóa số và ứng dụng phần mềm

Mô hình hóa số là một phần quan trọng trong quá trình xây dựng mô hình địa chất 3D. Sử dụng phần mềm chuyên dụng như Petrel sẽ giúp tạo ra các mô hình chính xác và dễ dàng điều chỉnh. Phần mềm này cho phép mô phỏng các điều kiện địa chất khác nhau và đánh giá trữ lượng dầu khí một cách hiệu quả.

IV. Ứng dụng thực tiễn của mô hình địa chất 3D Miocen

Mô hình địa chất 3D Miocen Đông Bắc Lô 103 không chỉ có giá trị trong nghiên cứu mà còn có ứng dụng thực tiễn trong công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí. Mô hình này giúp các nhà đầu tư và các công ty dầu khí đưa ra quyết định chính xác hơn trong việc khai thác tài nguyên. Ngoài ra, mô hình còn hỗ trợ trong việc đánh giá rủi ro và tối ưu hóa quy trình khai thác.

4.1. Đánh giá trữ lượng dầu khí

Mô hình địa chất 3D giúp đánh giá trữ lượng dầu khí một cách chính xác hơn. Các thông số địa chất được mô phỏng sẽ cung cấp thông tin cần thiết để xác định khả năng khai thác và lợi nhuận từ các mỏ dầu khí. Việc đánh giá này rất quan trọng trong việc lập kế hoạch khai thác.

4.2. Tối ưu hóa quy trình khai thác

Mô hình hóa 3D cho phép tối ưu hóa quy trình khai thác dầu khí. Các nhà khai thác có thể xác định vị trí khoan thăm dò một cách chính xác hơn, từ đó giảm thiểu chi phí và rủi ro. Việc này không chỉ giúp tăng hiệu quả khai thác mà còn bảo vệ môi trường.

V. Kết luận và triển vọng tương lai của mô hình địa chất 3D

Mô hình địa chất 3D Miocen Đông Bắc Lô 103 đã chứng minh được giá trị của nó trong việc nghiên cứu và khai thác tài nguyên dầu khí. Tuy nhiên, để nâng cao độ chính xác và khả năng ứng dụng của mô hình, cần tiếp tục thu thập dữ liệu và cải tiến các phương pháp nghiên cứu. Tương lai của mô hình địa chất 3D hứa hẹn sẽ mang lại nhiều cơ hội mới trong ngành công nghiệp dầu khí.

5.1. Cải tiến phương pháp nghiên cứu

Để nâng cao độ chính xác của mô hình, cần cải tiến các phương pháp nghiên cứu hiện tại. Việc áp dụng công nghệ mới và thu thập dữ liệu từ các giếng khoan mới sẽ giúp cải thiện chất lượng mô hình. Các nghiên cứu tiếp theo cần tập trung vào việc phát triển các phương pháp mô hình hóa tiên tiến.

5.2. Tương lai của ngành công nghiệp dầu khí

Ngành công nghiệp dầu khí đang đối mặt với nhiều thách thức, nhưng cũng mở ra nhiều cơ hội mới. Mô hình địa chất 3D sẽ đóng vai trò quan trọng trong việc khai thác tài nguyên một cách bền vững. Tương lai của mô hình hóa địa chất hứa hẹn sẽ mang lại những bước tiến mới trong việc phát triển ngành công nghiệp này.

Nội dung chính

Tổng quan nghiên cứu

Ngành công nghiệp dầu khí giữ vai trò huyết mạch đối với an ninh năng lượng và sự phát triển kinh tế của Việt Nam. Trước thực trạng suy giảm sản lượng tại các mỏ truyền thống thuộc Miền võng Hà Nội, việc đẩy mạnh công tác tìm kiếm, thăm dò các đối tượng tiềm năng mới tại vùng biển nước nông ngoài khơi trở thành nhiệm vụ chiến lược cấp thiết. Bể trầm tích Sông Hồng có tổng diện tích khoảng 220.000 km2, trong đó phần thuộc chủ quyền thềm lục địa Việt Nam chiếm 126.000 km2, đặc trưng bởi chiều dày trầm tích Kainozoi có nơi đạt tới 17 km. Trong bức tranh cấu trúc rộng lớn này, khu vực lô 103-107 có diện tích ước tính khoảng 13.000 km2, nằm cách bờ biển Hải Phòng khoảng 150 km về phía Đông Nam với độ sâu mực nước biển dao động từ 30 m đến 45 m.

Vấn đề cốt lõi đặt ra là cấu trúc địa chất khu vực Đông Bắc lô 103 vô cùng phức tạp do chịu tác động mạnh mẽ của các pha nghịch đảo kiến tạo thời kỳ Miocen giữa đến Miocen muộn. Số lượng giếng khoan thăm dò tại đây còn thưa thớt và diện tích phủ sóng địa chấn 3D còn hạn chế, dẫn đến những bất định lớn về quy luật phân bố không gian của các thân cát chứa khí. Nghiên cứu tập trung giải quyết mục tiêu làm sáng tỏ đặc điểm cấu trúc kiến tạo, xây dựng mô hình địa chất 3D chi tiết cho các tầng chứa cát kết Miocen (ở khoảng độ sâu 2.200 m đến 3.000 m) tại mỏ khí X, đồng thời lượng hóa trữ lượng khí ban đầu tại chỗ. Việc hoàn thiện mô hình 3D có ý nghĩa thực tiễn to lớn, giúp giảm thiểu rủi ro địa chất, tiết kiệm hàng triệu USD chi phí khoan thẩm lượng và nâng cao hiệu quả thu hồi tài nguyên khí tự nhiên cho đất nước.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Khung lý thuyết áp dụng

Nghiên cứu được xây dựng dựa trên nền tảng của lý thuyết Địa chất thống kê (Geostatistics) do Matheron và Krige phát triển từ thập niên 1950, kết hợp với trường phái Địa tầng phân tập (Sequence Stratigraphy) hiện đại. Địa thống kê cung cấp công cụ toán học để mô tả các biến ngẫu nhiên không gian có tính liên tục và bất đồng nhất cao như độ rỗng, độ thấm và phân bố tướng đá. Các khái niệm nền tảng bao gồm:

1. Giả thiết tính dừng (Stationarity): Quy luật phân bố xác suất của các thông số địa chất được xem là bất biến khi tịnh tiến trong một khoảng cách khảo sát nhất định, cho phép ngoại suy dữ liệu từ các vị trí giếng khoan đã biết sang các vùng chưa khoan.
2. Tính bất đẳng hướng (Anisotropy): Phản ánh tốc độ biến đổi của thuộc tính vỉa chứa theo các phương không gian khác nhau, đặc biệt là sự khác biệt giữa phương song song và phương vuông góc với hướng dòng trầm tích cổ.
3. Biểu đồ bán phương sai (Variogram): Công cụ định lượng mức độ tương quan không gian giữa các cặp điểm dữ liệu theo khoảng cách lag (h). Mô hình hàm cầu (Spherical model) được ưu tiên ứng dụng vì đảm bảo giá trị bán sai số tiệm cận đạt đúng 100% ngưỡng trần (Sill) tại bán kính ảnh hưởng (Range).
4. Phương pháp nội suy Kriging và Mô phỏng xác suất Gauss (Gaussian Simulation): Tối ưu hóa trọng số ước tính không thiên lệch và tạo ra các kịch bản ngẫu nhiên có cùng xác suất xuất hiện, phục vụ đánh giá tính bất định của vỉa chứa.

Phương pháp nghiên cứu

Cơ sở dữ liệu của luận văn được tổng hợp từ nguồn tài liệu thực tế thu thập trong giai đoạn từ năm 2010 đến năm 2016 tại Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí (PVEP). Cỡ mẫu nghiên cứu bao gồm toàn bộ tập dữ liệu carota địa vật lý liên tục với độ phân giải đo 0,1524 m tại giếng khoan phát hiện mỏ khí X, kết hợp đối sánh với hơn 10 giếng khoan thăm dò lân cận như 103-T-G-1X, 103-T-H-1X, 107-BAL-1X và 107-PA-1X, cùng hệ thống bản đồ địa chất tỷ lệ 1:1.000. Phương pháp chọn mẫu là chọn mẫu định tầng theo ranh giới địa tầng phân tập và mặt bất chỉnh hợp địa chấn.

Quy trình phân tích sử dụng nền tảng phần mềm chuyên dụng Petrel 2015 của Schlumberger. Lý do lựa chọn tổ hợp phương pháp này là khả năng tích hợp đa biến giữa tài liệu địa vật lý giếng khoan và thuộc tính địa chấn 3D (biên độ cực tiểu, tần số tức thời). Dữ liệu log giếng khoan có độ phân giải siêu cao được thô hóa (upscaling) vào mạng lưới ô mạng 3D có kích thước 50 m x 50 m theo phương ngang và 0,5 m theo phương thẳng đứng. Thuật toán mô phỏng tuần tự chỉ số (Sequential Indicator Simulation - SIS) được dùng để tái tạo phân bố thạch học, kết hợp thuật toán mô phỏng ngẫu nhiên Gauss (GRSF) để phân bố trường độ rỗng và độ thấm, bảo tồn tối đa tính bất đồng nhất tự nhiên của vỉa.

Kết quả nghiên cứu và thảo luận

Những phát hiện chính

Quá trình mô hình hóa 3D và minh giải địa chất tại khu vực Đông Bắc lô 103 đã xác lập bốn phát hiện khoa học quan trọng:

1. Khung cấu trúc mỏ khí X bị chi phối trực tiếp bởi 8 hệ thống đứt gãy kiến tạo chính. Cấu tạo mang hình thái vòm khép kín 3 chiều, trong đó cánh phía Đông bị khống chế bởi một đứt gãy nghịch vòng cung phương Tây Bắc - Đông Nam có biên độ trượt lớn. Một đứt gãy thuận phương Đông - Tây cắt ngang cấu tạo, chia mỏ thành hai khối: khối phía Bắc có đỉnh khép kín 4 chiều ở phần trên trầm tích Miocen giữa, và khối phía Nam khép kín 2 chiều tựa vào mặt đứt gãy.
2. Tầng chứa chính thuộc thành tạo Miocen (các tập C50, C70 và C90) phân bố ở độ sâu từ 2.200 m đến 3.000 m có chất lượng đá chứa từ trung bình đến rất tốt. Độ rỗng hữu dụng biến thiên phổ biến từ 5% đến 20% (giá trị trung bình toàn mỏ đạt khoảng 13% đến 17%), độ thấm dao động mạnh từ 1 mD đến 100 mD (cục bộ các thể cát châu thổ đạt 120 mD). Tỉ số chiều dày cát chứa hiệu dụng trên tổng chiều dày vỉa (NTG) đạt mức cao từ 60% đến 75%.
3. Hệ thống đá chắn khu vực và địa phương phát triển hoàn hảo. Các tập sét Miocen giữa và trên có bề dày tích lũy từ 10 m đến hơn 200 m, với hàm lượng khoáng vật sét mịn chiếm từ 65% đến 90%, tạo thành nắp chắn thủy lực kín khít bảo vệ các tích tụ khí.
4. Kết quả tính toán thể tích trữ lượng khí tự do ban đầu tại chỗ (GIIP) thông qua 200 lần chạy mô phỏng Monte Carlo đã lượng hóa chính xác phổ xác suất trữ lượng ở 3 mức tin cậy: P90 (mức trữ lượng xác minh chắc chắn), P50 (mức trữ lượng có khả năng cao) và P10 (mức trữ lượng kỳ vọng tối đa).

Thảo luận kết quả

Nguyên nhân cốt lõi tạo nên sự phân hóa mạnh mẽ về chất lượng vỉa chứa mỏ X bắt nguồn từ môi trường trầm tích châu thổ ven biển kết hợp với các đợt biến đổi thứ sinh do nén ép kiến tạo. Pha trượt bằng phải của hệ đứt gãy Sông Hồng trong Miocen muộn đã tạo ra hiện tượng nâng cao cục bộ, bào mòn cắt xén một phần trầm tích nóc và tái phân bố lại các dòng chảy cát hạt mịn đến trung bình.

Khi so sánh với các tầng chứa Oligocen sâu hơn ở các lô phụ cận (nơi độ rỗng thường bị nén ép xuống dưới 10% và độ thấm dưới 5 mD), cát kết Miocen mỏ X vượt trội hơn từ 30% đến 50% về dung tích chứa và khả năng dẫn dòng. Biểu hiện thử dòng vỉa (DST) cho lưu lượng khí và condensate công nghiệp rất khả quan.

Về mặt hiển thị trực quan, các kết quả nghiên cứu được số hóa hoàn chỉnh trên Petrel: mô hình khung xương cấu trúc được minh họa qua các bản đồ đẳng sâu và đẳng dày tầng C50, C70, C90; mối quan hệ tương quan rỗng - thấm được thể hiện qua các biểu đồ phân tán hàm mũ; và sự phân dị độ bão hòa nước (Sw) theo chiều cao cột chất lưu được biểu diễn sắc nét trên các lát cắt thạch học 3D qua từng thân cát.

Đề xuất và khuyến nghị

Dựa trên kết quả mô hình địa chất 3D và đánh giá bất định vỉa chứa, tác giả đưa ra bốn giải pháp mang tính chiến lược:

1. Tối ưu hóa vị trí giếng khoan thẩm lượng và khai thác: Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí (PVEP) cần ưu tiên thiết kế 2 đến 3 giếng khoan phát triển tập trung vào đỉnh vòm của khối cấu trúc phía Bắc thuộc tầng C70 và C90. Mục tiêu là đón đầu các thể cát có tỷ lệ NTG lớn hơn 70%, nâng cao xác suất thành công thương mại lên trên 85% trong giai đoạn 2017 - 2020.
2. Tích hợp chuyển giao sang mô hình mô phỏng động lực học khai thác: Bộ phận công nghệ mỏ cần tiếp nhận ngay dữ liệu lưới 3D tĩnh để tiến hành mô phỏng dòng chảy đa pha (Reservoir Simulation). Việc này giúp khớp lịch sử khai thác thử vỉa, dự báo chính xác độ suy giảm áp suất đáy giếng và xác lập sơ đồ bố trí công trình khai thác tối ưu trong vòng đời 10 năm của mỏ.
3. Mở rộng diện tích thu nổ địa chấn 3D phân giải cao: Đề xuất Tập đoàn Dầu khí Việt Nam triển khai khảo sát địa chấn 3D bổ sung với diện tích khoảng 500 km2 bao trùm phần kéo dài sang các lô lân cận (102, 106, 107). Mục tiêu là nhận diện sớm các bẫy địa tầng dạng thấu kính cát mỏng dưới 10 m vốn chưa thể phân giải trên lưới địa chấn 2D cũ.
4. Chuẩn hóa quy trình cập nhật mô hình theo thời gian thực: Ban điều hành dự án cần áp dụng quy trình cập nhật địa thống kê thích ứng liên tục (Ensemble Kalman Filter) khi có thêm dữ liệu đo trong khi khoan (LWD/MWD) từ các giếng mới, kiểm soát độ lệch chuẩn tính toán trữ lượng xuống dưới 12% trước khi phê duyệt Kế hoạch phát triển mỏ (FDP).

Đối tượng nên tham khảo luận văn

Nội dung và phương pháp luận của luận văn mang lại giá trị thực tiễn và học thuật cho bốn nhóm đối tượng chính:

1. Kỹ sư địa chất và địa vật lý dầu khí: Nắm vững quy trình chuẩn từ khâu xử lý tài liệu carota, phân tích thuộc tính địa chấn biên độ cực tiểu đến kỹ thuật thô hóa dữ liệu (upscaling) và mô phỏng thạch học ngẫu nhiên (SIS) trên nền tảng Petrel 2015.
2. Nhà quản lý dự án và chuyên viên kinh tế mỏ tại PVN, PVEP: Sử dụng bộ thông số trữ lượng P90, P50, P10 và các phân tích rủi ro cấu trúc làm cơ sở vững chắc để xây dựng báo cáo khả thi đầu tư, tối ưu hóa ngân sách khoan thăm dò trị giá hàng chục triệu USD.
3. Giảng viên, học viên cao học và nghiên cứu sinh chuyên ngành Địa chất Dầu khí: Khai thác làm tài liệu tham khảo chuyên sâu về cơ chế nghịch đảo kiến tạo Miocen bồn trũng Sông Hồng và phương pháp ứng dụng hàm bán phương sai Variogram trong mô hình hóa vỉa chứa.
4. Kỹ sư công nghệ mỏ và khai thác công trình biển: Tham khảo các đặc trưng rỗng - thấm, đường cong áp suất mao dẫn và mô hình phân bố độ bão hòa nước Sw để thiết kế hệ thống giàn khai thác, đường ống dẫn khí và tính toán hệ số thu hồi khí tối đa.

Câu hỏi thường gặp

1. Tại sao thành tạo Miocen tại Đông Bắc lô 103 lại được xem là đối tượng tìm kiếm thăm dò khí trọng điểm? Thành tạo Miocen (đặc biệt là Miocen giữa thuộc Hệ tầng Phù Cừ) sở hữu chất lượng đá chứa vượt trội với độ rỗng trung bình từ 13% đến 20% và độ thấm đạt tới 100 - 120 mD. Vỉa chứa nằm trong đới nghịch đảo kiến tạo tạo nên các bẫy cấu trúc vòm rộng lớn, được nạp bởi đá sinh giàu vật chất hữu cơ có chỉ số HI từ 300 đến 694 mg HC/g TOC.

2. Việc lựa chọn kích thước ô lưới 50 m x 50 m x 0,5 m trong mô hình cấu trúc 3D mang lại lợi thế gì? Kích thước ô lưới này tạo ra sự cân bằng hoàn hảo giữa độ mịn không gian và năng lực xử lý của hệ thống máy tính. Chiều thẳng đứng 0,5 m bảo tồn trọn vẹn tính bất đồng nhất của các lớp kẹp cát sét, trong khi kích thước mặt bằng 50 m x 50 m phản ánh chính xác ranh giới 8 đứt gãy chính mà không làm phát sinh lỗi vặn xoắn ô mạng.

3. Biểu đồ Variogram đóng vai trò cốt lõi như thế nào trong xây dựng mô hình địa chất? Variogram định lượng hóa mối tương quan không gian giữa các điểm dữ liệu giếng khoan theo khoảng cách và phương vị. Thông qua việc khớp hàm mẫu (mô hình cầu), Variogram xác định bán kính ảnh hưởng và ngưỡng trần phương sai, cung cấp trọng số toán học chính xác cho thuật toán nội suy Kriging và mô phỏng ngẫu nhiên SIS.

4. Yếu tố nào đóng vai trò là tầng chắn giữ khí tại mỏ X? Đóng vai trò chắn là các tập sét xen tầng dày từ 10 m đến 150 m tuổi Oligocen - Miocen dưới (hàm lượng sét 65% - 90%) làm tầng chắn địa phương, cùng các phức hệ sét Miocen giữa đến Pliocen dày trên 200 m phân bố rộng khắp, tạo nên tầng chắn khu vực hoàn toàn kín khít.

5. Vì sao cần chạy mô phỏng ngẫu nhiên 200 kịch bản để tính toán trữ lượng khí tại chỗ? Do các thông số thể tích vỉa, độ rỗng và độ bão hòa nước luôn chứa đựng sai số bất định, việc mô phỏng Monte Carlo 200 lần giúp xây dựng đường cong phân bố xác suất lũy tích. Kết quả này cung cấp các kịch bản chuẩn P90, P50 và P10, giúp nhà điều hành định lượng chính xác mức độ rủi ro kinh tế trước khi ra quyết định đầu tư.

Kết luận

• Luận văn đã làm sáng tỏ cấu trúc kiến tạo phức tạp của mỏ khí X tại Đông Bắc lô 103, chỉ ra vai trò quyết định của 8 đứt gãy chính và pha nghịch đảo Miocen muộn trong việc định hình bẫy chứa dầu khí.
• Xây dựng thành công mô hình địa chất 3D có độ tin cậy cao trên phần mềm Petrel với kích thước ô lưới 50 m x 50 m x 0,5 m, tích hợp chặt chẽ tài liệu địa vật lý giếng khoan và thuộc tính địa chấn.
• Lượng hóa các đặc trưng vỉa chứa chính: cát kết Miocen có độ rỗng trung bình 13% - 17%, độ thấm 1 - 100 mD, tỷ lệ cát chứa hiệu dụng NTG đạt 60% - 75%, được che chắn an toàn bởi các tầng sét dày hơn 200 m.
• Xác lập phổ phân bố trữ lượng khí tại chỗ GIIP theo phương pháp thể tích và phân tích độ nhạy xác suất P90, P50, P10, tạo cơ sở khoa học vững chắc cho việc lập kế hoạch phát triển mỏ.
• Khuyến nghị PVEP và PVN sớm đưa mô hình tĩnh 3D vào mô phỏng khai thác động lực học và chuẩn bị vị trí khoan 2 đến 3 giếng thẩm lượng trong giai đoạn tiếp theo nhằm hiện thực hóa dòng khí thương mại. Các kỹ sư và nhà nghiên cứu quan tâm có thể khai thác mô hình này làm tài liệu chuẩn mực cho các cấu tạo tương tự trong toàn bể trầm tích Sông Hồng.

Trích đoạn nội dung tài liệu

phần mở đầu và kết luận, trong đó nội dung chính tập trung vào chƣơng 3 mô h nh địa chất 3D khu vực Đông Bắc lô 103, các chƣơng mục theo thứ tự nhƣ sau: CHƢƠNG 1: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT KHU VỰC NGHIÊN CỨU CHƢƠNG 2: CƠ SỞ TÀI LIỆU VÀ PHƢƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU CHƢƠNG 3: MÔ HÌNH ĐỊA CHẤT 3D KHU VỰC ĐÔNG BẮC LÔ 103 HVCH: Nguyễn Hiến Pháp 2 HDKH: TS. Nguyễn Thế Hùng LUAN VAN CHAT LUONG download : add [e-mail] Luận văn Thạc sĩ CHƢƠNG 1. ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT KHU VỰC NGHIÊN CỨU 1. Giới thiệu bể trầm tích Sông Hồng Bể trầm tích Sông Hồng nằm trong khoảng 105030' - 110030' kinh độ Đông, 14030' - 21000' vĩ độ Bắc.

Bể có dạng kéo dài phát triển theo hƣớng Tây Bắc - Đông Nam (TB-ĐN) với khoảng 650 km chiều dài, 150 km chiều rộng với độ dày trầm tích tại trũng sâu nhất có thể lên đến 17 km (Ren JY và nnk. Ranh giới bể đƣợc xác định về phía Đông Bắc tiếp giáp với phụ bể Bạch Long Vĩ và bể Hoàng Sa nằm ở phía Nam. Phần trên đất liền thuộc bể Sông Hồng đƣợc gọi là Miền Võng Hà Nội (Hình 1. Vị trí và phân vùng cấu trúc địa chất bể Sông Hồng (1) Vùng phíaTây Bắc; (2) Vùng Trung Tâm; (3) Vùng Phía Nam HVCH: Nguyễn Hiến Pháp 3 HDKH: TS.

Nguyễn Thế Hùng LUAN VAN CHAT LUONG download : add [e-mail] Luận văn Thạc sĩ Tổng diện tích bể khoảng 220.000 km2, phía Việt Nam chiếm khoảng 126. Bể Sông Hồng có cấu trúc địa chất phức tạp thay đổi từ đất liền ra biển theo hƣớng Tây Bắc - Đông Nam và Nam, bao gồm các vùng địa chất khác nhau. Vùng phía Tây Bắc bao gồm miền võng Hà Nội và một số lô phía Tây Bắc của vịnh Bắc Bộ nhƣ 103-107, 102-106. Đặc điểm cấu trúc nổi bật của vùng này là cấu trúc uốn nếp phức tạp kèm nghịch đảo kiến tạo Miocen.

Vùng Trung tâm từ lô 108-110 đến lô 114-115. Vùng này cũng có cấu trúc phức tạp. Các cấu tạo có cấu trúc khép kín kế thừa trên móng ở phía Tây, đến các cấu trúc sét diapir nổi bật ở giữa trung tâm. Vùng phía Nam từ lô 115 đến lô 121.

Vùng này có cấu trúc khác hẳn so với hai vùng trên v có móng nhô cao trên địa lũy Tri Tôn tạo thềm carbonat và ám tiêu san hô, bên cạnh phía Tây là địa hào Quảng Ngãi và phía Đông là các bán địa hào Lý Sơn có tuổi Oligocen. Về cấu trúc bể Sông Hồng đƣợc giới hạn bởi 02 hệ thống đứt gãy chính phát triển theo hƣớng Tây Bắc-Đông Nam và hƣớng Đông Bắc-Tây Nam (Hình 1. Các đứt gãy hƣớng Tây Bắc-Đông Nam có nguồn gốc liên quan đến hoạt động giãn tách mở rộng Biển Đông, là đứt gãy trƣợt bằng rất đặc trƣng trong khu vực đới đứt gãy Sông Hồng [11]. Hai đứt gãy chính khống chế hình dạng cũng nhƣ khối lƣợng trầm tích đổ vào bể là đứt gãy Sông Chảy và đứt gãy Sông Lô.

Hƣớng chuyển động trƣợt bằng và kiểu đứt gãy này đóng vai trò quan trọng trong quá trình phát triển và hình thành của bể Sông Hồng là chủ đề của rất nhiều đề tài nghiên cứu. Ru (1988) cho rằng bể Sông Hồng có hƣớng phát triển TB dọc theo mặt trƣợt Riedel (mặt trƣợt thứ sinh) dƣới tác động của trƣờng ứng suất tách giãn hƣớng TTB-ĐĐN. Nghiên cứu của Zhang và Hao (1979), Gong và Li (1997) hay Li và nnk., (1998) lại cho rằng bể Sông Hồng là bể kéo toạc do hoạt động trƣợt bằng phải tạo nên các đứt gãy phát triển theo hƣớng TN và BN. Tuy nhiên, Guo và nnk., (2001) lại coi bể đƣợc thành tạo theo cơ chế trƣợt bằng trái theo mô hình bể kéo toạc với hệ đứt gãy sụt bậc không cân xứng liên quan đến hoạt động tách giãn hƣớng ĐN và quay theo chiều kim đồng hồ của khối Đông Dƣơng (Indochina) dọc theo hệ đứt gãy Sông Hồng.

HVCH: Nguyễn Hiến Pháp 4 HDKH: TS. Nguyễn Thế Hùng LUAN VAN CHAT LUONG download : add [e-mail] Luận văn Thạc sĩ Các nghiên cứu ở phần trên bờ của bể Sông Hồng cho thấy hệ đứt gãy Sông Hồng là đứt gãy trƣợt bằng trái và sụt bậc trong giai đoạn từ 35 đến 20 triệu năm trƣớc (Ma) (Leloup và nnk., 1995; Zhang & Zhong, 1996), sau đó chuyển sang chuyển động trƣợt bằng phải vào khoảng 5 Ma. Vị trí của bắc bể Sông Hồng, bể bắc Vịnh Bắc Bộ và trên bản đồ phân vùng kiến tạo lãnh thổ Việt Nam và vùng kế cận [13] Sự hình thành và phát triển của bể Sông Hồng chịu sự khống chế chặt chẽ của đới đứt gãy Sông Hồng liên quan đến hoạt động giãn tách trên phạm vi lớn và hiện tƣợng xoay theo chiều kim đồng hồ của khối Đông Dƣơng mà nguyên nhân là do sự va chạm của mảng Ấn Độ và mảng Á-Âu. Ban đầu bể hình thành với việc giãn tách từ từ theo hƣớng TB-ĐN trong thời kỳ đầu kỷ Eocen là hƣớng chung của khu vực liên quan đến hƣớng mở rộng biển Đông Việt Nam cổ theo hƣớng ĐB-TN với việc khu vực đƣợc nâng lên tạo ra hàng loạt các bể giãn tách phát triển dọc theo rìa Nam của thềm Trung Hoa (Nielsen và nnk.

Sự va chạm của mảng Ấn Độ với mảng Á-Âu trong thời gian cuối HVCH: Nguyễn Hiến Pháp 5 HDKH: TS. Nguyễn Thế Hùng LUAN VAN CHAT LUONG download : add [e-mail] Luận văn Thạc sĩ Eocen đến đầu Oligocen (40 Ma) làm cho khối Đông Dƣơng xoay về phía Đông Nam. Trong khi khối Đông Dƣơng bị đẩy lên và xoay về phía Đông Nam th khối Nam Trung Hoa vẫn đứng yên (Yang và Besse, 1993). Hiện tƣợng tách giãn trƣợt bằng trái gây ra hoạt động kiến tạo sụt bậc và trƣợt của khối Đông Dƣơng kéo theo sự xoay một góc từ 15-20 độ theo chiều kim đồng hồ làm cho đứt gãy Sông Hồng dịch chuyển so với vị trí ban đầu một khoảng 200-800 km (Tapponnier và nnk.

Chuyển động trƣợt bằng trái này khởi đầu cho việc hình thành nên bể Sông Hồng. Hoạt động trƣợt bằng chủ yếu xuất hiện dọc theo đứt gãy sông Chảy và Sông Lô. Trong suốt giai đoạn tách giãn các địa hào và bán địa hào đƣợc hình thành và lấp đầy bởi trầm tích sông, đầm hồ. Do sụt lún tiếp tục, thể tích nƣớc tăng lên các hồ đƣợc mở rộng tiến đến giao thoa với biển tạo ra khoảng trống rộng lớn cho các trầm tích biển đến biển nông, biển r a.

Tuy nhiên, đến thời kỳ Oligocen muộn, dƣới ảnh hƣởng của hoạt động giãn tách đáy mở rộng biển Đông về phía Đông Nam gây ra hiện tƣợng nén ép ở bể Sông Hồng. Hoạt động này dẫn đến sự đảo ngƣợc và nâng lên của một số khu vực trong bể Sông Hồng hình thành các cấu tạo dạng vòm đƣợc phủ lên bởi các trầm tích trẻ hơn, trong suốt thời kỳ cuối Oligocen. Một lƣợng trầm tích đáng kể trong mặt cắt Oligocen đã bị mất đi. Các mặt BCH góc quan sát khá phổ biến trên các tuyến địa chấn.

Bề mặt BCH này đƣợc coi là mốc đánh dấu quan trọng phân tách tập trầm tích đồng giãn tách (syn-rift) với tập trầm tích sau giãn tách (post-rift). Mặt cắt địa chấn khu vực theo hƣớng ĐB-TN cắt qua lô 102-106 HVCH: Nguyễn Hiến Pháp 6 HDKH: TS. Nguyễn Thế Hùng LUAN VAN CHAT LUONG download : add [e-mail] Luận văn Thạc sĩ Chuyển động trƣợt bằng trái tiếp tục dọc theo hệ đứt gãy Sông Hồng kết hợp với lún chìm nhiệt sau giai đoạn tách giãn mở làm bể Sông Hồng lún chìm nhanh. Hiện tƣợng sụt lún nhanh đƣợc đánh dấu bởi trầm tích biển tiến làm cho bể đƣợc mở rộng về phía đất liền trong thời kỳ Miocen sớm.

Tuy nhiên, đến Miocen giữa, sự trôi về hƣớng Đông của khối Đông Dƣơng bị mảng Sunda chặn lại (Lee và Lawver,1994,1995; Hall, 1996), làm cho đứt gãy Sông Hồng chuyển từ trƣợt bằng trái sang trƣợt bằng phải vì khối Trung Hoa tiếp tục trôi về phía Đông trong khi mảng Ấn Độ tiếp tục chìm về phía bắc. Sự thay đổi của hƣớng chuyển động đƣợc ghi nhận trong khu vực bể Sông Hồng bằng sự hình thành của bất chỉnh hợp gần đáy Miocen trung và trên tài liệu địa chấn nhiều nơi quan sát thấy xuất hiện tƣớng kênh rạch sâu (deep channel incision) cũng nhƣ việc dễ dàng nhận thấy sự chuyển dịch vị trí của đới trũng trầm tích (Vejbaek et al. Tuy nhiên, nhiều tác giả khác lại cho rằng sự chuyển hƣớng dịch chuyển từ trái sang phải xảy ra trong thời gian cuối Miocen đến thời kỳ đầu Pliocen - sớm (Phách, 1994; Pigott và Ru năm 1994; Rangin và nnk. Các hoạt động trƣợt bằng làm h nh thành các cấu trúc nghịch đảo là một yếu tố đáng kể trong cơ chế h nh thành bẫy dầu khí ở bể Sông Hồng.

Đới nghịch đảo Miocen Tây Bắc bể Sông Hồng Đới này nằm trong một địa hào sâu, chiều sâu móng trên 8 km trong phạm vi từ đất liền ra đến lô 102,103,107 nhƣng sau đó bị nghịch đảo trong thời kỳ từ Miocen giữa đến cuối Miocen muộn, ở vài nơi nghịch đảo kiến tạo còn hoạt động trong cả đầu thời kỳ Pliocen. Đới nghịch đảo nằm kẹp giữa đứt gãy Sông Chảy ở phía Tây Nam và đứt gãy Vĩnh Ninh ở phía Đông Bắc, kéo dài từ đất liền ra biển. Nguồn gốc nghịch đảo kiến tạo là do dịch chuyển trƣợt bằng phải của hệ thống đứt gãy Sông Hồng vào thời kỳ cuối Miocen. Vì vậy, mặt cắt trầm tích Miocen bị nén ép, nâng lên, bị bào mòn cắt xén mạnh, mất trầm tích từ vài trăm và có thể đến hàng nghìn mét, thời gian thiếu vắng trầm tích từ một đến vài triệu năm.

Càng về phía Tây-Nam của MVHN, hiện tƣợng bào mòn cắt cụt càng mạnh hơn. HVCH: Nguyễn Hiến Pháp 7 HDKH: TS. Nguyễn Thế Hùng LUAN VAN CHAT LUONG download : add [e-mail] Luận văn Thạc sĩ Hình 1. Mặt cắt địa chấn biểu diễn các cấu trúc nghịch đảo đặc trƣng khu vực 1.

Đặc điểm địa tầng Các hệ tầng chính của bể trầm tích Sông Hồng nói chung, khu vực các lô 103-107 bao gồm từ đá móng cacbonat trƣớc Đệ Tam, đá móng biến chất và các trầm tích Oligocen, Miocen đã đƣợc xác lập bởi nhiều giếng khoan ngoài khơi cũng nhƣ trên đất liền khu vực miền Bắc Việt Nam (Hình 1. Móng trƣớc Đệ Tam Đá móng đã đƣợc phát hiện bởi các giếng khoan 106-YT-1X, 106-HL-1X, 106-YT-2X và 106-HR-2X, 107-PL-1X. Thành phần thạch học bao gồm các đá trầm tích biến chất mạnh và đá Cacbonat có tuổi từ kỷ Péc-mi tới kỷ Devon thậm chí có thể già hơn. Đá móng cacbonat quan sát ở một số giếng khoan thƣờng có phần trên đã bị phong hóa và nứt nẻ mạnh.