Nghiên cứu cơ chế hình thành thân dầu trong khối móng nâng trước Kainozoi tại mỏ Bạch Hổ

LỜI CAM ĐOAN

LỜI CẢM ƠN

1. MỞ ĐẦU

1.1. TỔNG QUAN TÌNH HÌNH NGHIÊN CỨU THÂN DẦU MÓNG VÀ ĐỊA CHẤT MỎ BẠCH HỔ

1.1.1. Tổng quan tình hình nghiên cứu thân dầu móng

1.1.1.1. Tổng quan phát hiện và khai thác các thân dầu trong đá móng

1.1.1.2. Phát hiện và khai thác thân dầu trong móng trên thế giới

1.1.1.3. Phát hiện và khai thác thân dầu trong đá móng trong nước

1.1.2. Tổng quan tình hình nghiên cứu thân dầu trong đá móng

1.1.2.1. Tình hình nghiên cứu thân dầu móng trên thế giới

1.1.2.2. Tình hình nghiên cứu thân dầu móng trong nước

1.1.3. Tổng quan địa chất mỏ Bạch Hổ

1.1.3.1. Điều kiện tự nhiên mỏ Bạch Hổ

1.1.3.2. Đặc điểm địa tầng

1.1.3.3. Đặc điểm địa chất các thành tạo granitoid mỏ Bạch Hổ

1.1.3.3.1. Đặc điểm thạch học

1.1.3.3.2. Phức hệ Hòn Khoai

1.1.3.3.3. Phức hệ Định Quán

1.1.3.3.4. Phức hệ Ankroet (G/K2ak)

1.1.3.4. Đặc điểm địa chất các thành tạo trầm tích

1.1.3.4.1. Hệ tầng Trà Cú – P31

1.1.3.4.2. Hệ tầng Trà Tân – Р32

1.1.3.4.3. Hệ tầng Bạch Hổ -N11

1.1.3.5. Đặc điểm kiến tạo

1.1.3.6. Khái quát về hệ thống dầu khí ở bể Cửu Long

1.2. PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU THÂN DẦU TRONG ĐÁ MÓNG

1.2.1. Khái niệm về đá móng

1.2.2. Phương pháp nghiên cứu đá móng nứt nẻ

1.2.2.1. Phương pháp nghiên cứu trực tiếp

1.2.2.1.1. Khảo sát thực địa

1.2.2.1.2. Nghiên cứu mẫu lõi

1.2.2.2. Phương pháp nghiên cứu gián tiếp

1.2.2.2.1. Phương pháp địa chấn

1.2.2.2.2. Phương pháp địa vật lý giếng khoan

1.2.2.2.3. Các phương pháp khác

1.2.2.3. Phương pháp nghiên cứu tổng hợp – tiếp cận hệ thống thống nhất trong nghiên cứu đá móng

1.2.2.3.1. Phương pháp phản chiếu hệ thống thống nhất

1.2.2.3.2. Phương pháp nghiên cứu di chỉ bền vững

1.2.2.3.3. Phương pháp nghiên cứu đặc thù

2. ĐẶC TRƯNG VÀ QUÁ TRÌNH HÌNH THÀNH HỆ THỐNG NỨT NẺ, HANG HỐC TRONG KHỐI MÓNG NÂNG TRƯỚC KAINOZOI MỎ BẠCH HỔ

2.1. Khái niệm chung về hệ thống nứt nẻ và vai trò trong hệ thống dầu khí

2.2. Cơ chế hình thành hệ thống nứt nẻ, hang hốc

2.2.1. Các quá trình kiến tạo

2.2.1.1. Pha biến dạng D1 và D2

2.2.1.2. Pha biến dạng D3

2.2.1.3. Pha biến dạng D4

2.2.2. Các tác động không kiến tạo

2.2.2.1. Tác động do sự nén kết của đá trầm tích

2.2.2.2. Quá trình phong hóa

2.2.2.3. Quá trình thủy nhiệt

2.2.2.4. Các yếu tố liên quan dịch chuyển dầu, nước

2.3. Đặc trưng nứt nẻ theo tài liệu địa chất

2.4. Đặc trưng nứt nẻ theo tài liệu địa chấn

2.5. Đặc trưng nứt nẻ theo tài liệu địa vật lý giếng khoan

2.5.1. Mô hình khoáng vật

2.5.2. Lựa chọn tham số khoáng vật

2.5.3. Tính độ rỗng hở-độ rỗng thứ sinh PHI2

2.5.4. Tính độ rỗng nứt nẻ, hang hốc

2.5.5. Phân chia đá chứa-đới nứt nẻ lớn (macro) và đới vi nứt nẻ (micro)

2.5.7. Xác định chiều dày hiệu dụng đá chứa

2.5.8. Kết quả minh giải

2.6. Đặc trưng thấm chứa của đá móng mỏ Bạch Hổ

2.6.1. Đặc trưng chứa đá móng

2.6.2. Đặc trưng thấm đá móng

2.7. Sơ đồ nghiên cứu đá móng mỏ Bạch Hổ

3. CƠ CHẾ HÌNH THÀNH THÂN DẦU TRONG KHỐI MÓNG NÂNG TRƯỚC KAINOZOI MỎ BẠCH HỔ

3.1. Ứng dụng phương pháp tiếp cận hệ thống nhất trong nghiên cứu cơ chế hình thành hệ thống nứt nẻ hang hốc trong thân dầu móng mỏ Bạch Hổ

3.1.1. Kết quả phương pháp phản chiếu hệ thống thống nhất

3.1.2. Kết quả phương pháp nghiên cứu di chỉ bền vững

3.1.3. kết quả phương pháp nghiên cứu đặc thù

3.2. Đánh giá đới nứt nẻ bằng tài liệu địa vật lý giếng khoan

3.3. Phương pháp luận nghiên cứu thân dầu trong đá móng

3.3.1. Điều kiện đá sinh và hình thành bẫy tại khối móng nâng mỏ Bạch Hổ

3.3.1.1. Di chỉ phản chiếu hệ thống của khối móng nâng

3.3.1.2. Di chỉ lớp phủ trầm tích

3.3.2. Điều kiện hình thành không gian thấm chứa tại khối móng nâng mỏ Bạch Hổ

3.3.3. Điều kiện nạp và bảo tồn tích tụ dầu khí tại khối móng nâng mỏ Bạch Hổ

3.3.4. Áp dụng Phương pháp luận nghiên cứu thân dầu trong đá móng

3.3.4.1. Luận giải phương pháp luận nghiên cứu thân dầu trong đá móng một số cấu tạo trong nước

3.3.4.2. Luận giải phương pháp luận nghiên cứu thân dầu trong đá móng ở các cấu tạo nước ngoài

DANH MỤC CÁC CÔNG TRÌNH ĐÃ CÔNG BỐ

TÀI LIỆU THAM KHẢO

I. Giới thiệu về cơ chế hình thành thân dầu

Nghiên cứu cơ chế hình thành thân dầu trong khối móng nâng trước Kainozoi tại mỏ Bạch Hổ đã chỉ ra rằng đá móng, mặc dù có độ rỗng và độ thấm nguyên sinh rất nhỏ, có thể trở thành đá chứa dầu khí chất lượng cao dưới những điều kiện nhất định. Đặc biệt, khối granitoid tại mỏ Bạch Hổ có thể đạt độ rỗng lên đến 10% và độ thấm hàng ngàn mD. Điều này cho thấy sự biến đổi mạnh mẽ của đá móng có thể tạo ra không gian thấm chứa dầu khí. Việc lý giải hệ thống nứt nẻ xiên chéo và sự dịch chuyển không đều của khối móng đã được mô hình hóa qua tác động của trường lực, mở ra hướng nghiên cứu mới cho việc khai thác dầu mỏ trong các khối đá này.

1.1 Đặc điểm địa chất mỏ Bạch Hổ

Mỏ Bạch Hổ nằm trong bể Cửu Long, nơi có các đặc điểm địa chất phức tạp. Đá móng tại đây chủ yếu là granitoid, với các đặc tính thạch học đa dạng. Các nghiên cứu trước đây đã chỉ ra rằng, mặc dù đá móng không được xem là đối tượng chứa dầu khí, nhưng dưới tác động của các quá trình kiến tạo và biến đổi nhiệt dịch, nó có thể hình thành các không gian thấm chứa dầu khí. Việc phát hiện các khoáng vật thứ sinh như zeolite trong mẫu lõi đã chứng minh rằng quá trình biến đổi nhiệt dịch là yếu tố quan trọng trong việc hình thành không gian thấm chứa trong khối móng nâng.

II. Phương pháp nghiên cứu

Nghiên cứu đã áp dụng nhiều phương pháp khác nhau để đánh giá đặc trưng địa chất của khối móng nâng. Các tài liệu địa chấn, địa vật lý giếng khoan (ĐVL-GK) và mẫu lõi đã được sử dụng để phân tích độ rỗng và độ thấm của đá. Kết quả từ các thuộc tính địa chấn cho thấy sự tương thích cao với tài liệu ĐVL-GK, đặc biệt là các thuộc tính RMS và Gradient magnitude. Việc sử dụng phần mềm Wellinsight-FRP đã hỗ trợ trong việc tính toán các giá trị độ rỗng và tính chất chất lưu trong khối đá, từ đó giúp xác định các zone tiềm năng cho sản phẩm trong đá móng.

2.1 Phân tích tài liệu địa chấn

Phân tích tài liệu địa chấn đã chỉ ra rằng tại khối móng nâng mỏ Bạch Hổ, hai tổ hợp thuộc tính địa chấn cho kết quả tốt nhất là thuộc tính RMS trên nền RAI và thuộc tính Gradient magnitude. Các biểu đồ cross plot như RHOB-NPHI và DT-NPHI đã đóng vai trò quan trọng trong việc đánh giá nhanh các zone cho sản phẩm trong đá móng. Kết quả phân tích cho thấy các zone sát bề mặt đá móng có giá trị rỗng và thấm rất thấp, trong khi các zone dưới sâu lại có giá trị rỗng và thấm tốt, điều này cho thấy sự phân bố không đồng đều của các đặc tính địa chất trong khối móng.

III. Cơ chế hình thành thân dầu

Cơ chế hình thành thân dầu trong khối móng nâng tại mỏ Bạch Hổ được xác định qua ba điều kiện chính. Thứ nhất, khối đá móng nâng phải được bao phủ bởi các tập đá sinh hydrocarbon chất lượng cao, đóng vai trò là tầng chắn cho các tích tụ dầu khí. Thứ hai, không gian thấm chứa phải được hình thành chủ yếu do các giai đoạn hoạt động kiến tạo, đặc biệt là các pha nén ép. Cuối cùng, các tầng sinh chính phải kề áp vào khối móng nâng, với các kênh dẫn (tầng cát, đứt gãy) hướng về khối móng, đảm bảo quá trình nạp và bảo tồn tích tụ dầu khí.

3.1 Điều kiện đá sinh và hình thành bẫy chứa dầu

Điều kiện đá sinh và hình thành bẫy chứa dầu trong khối móng nâng là yếu tố quyết định cho sự hình thành thân dầu. Khối đá móng nâng cần phải có sự hiện diện của các đá sinh chất lượng cao, đồng thời các tầng sinh này phải đóng vai trò như lớp chắn cho các tích tụ dầu khí. Việc nghiên cứu các điều kiện này không chỉ giúp hiểu rõ hơn về cơ chế hình thành thân dầu mà còn hỗ trợ trong việc khai thác hiệu quả các nguồn tài nguyên dầu khí trong tương lai.

Cơ chế hình thành thân dầu trong khối móng nâng trước Kainozoi tại mỏ Bạch Hổ