CHƯƠNG I TỔNG QUAN VỀ MỎ ĐẠI HÙNG 1.1 Khái quát đặc điểm vị trí địa lý Mỏ dầu khí Đại Hùng thuộc lô 05.1, nằm ở phía Đông Bắc bồn trũng Nam Côn Sơn, cách bờ biển Vũng tàu khoảng 265 km, có diện tích khoảng 28 km2, độ sâu mực nước biển 110 m. Vị trí địa lý nằm trong khoảng 8028’42. Sơ đồ về vị trí của mỏ Đại Hùng được thể hiện trong hình 1.1: Sơ đồ vị trí mỏ Đại Hùng [12] 5 1.2 Đặc điểm địa tầng 1.1 Đặc điểm địa chất Mỏ Đại Hùng nằm trong bồn trũng Nam Côn Sơn với diện tích mỏ khoảng 28km2, địa tầng được chia làm 2 đối tượng chính là móng Macma trước Đệ Tam và các phân vị địa tầng trầm tích có tuổi từ Đệ Tam đến Đệ Tứ. Cột địa tầng của mỏ Đại Hùng trình bày ở hình 1.
Trầm tích Đệ Tam được phân chia nhỏ hơn: Hệ Neogen – Thống Mioxen gồm các phân vị địa tầng: Mioxen dưới, Mioxen giữa, Mioxen trên và hệ Neogen. Đệ Tứ gồm các phân vị địa tầng: Plioxen, Đệ Tứ. Tổng chiều dày của các tầng trầm tích Đệ Tam thay đổi trong khoảng từ 2. Các tầng trầm tích Mioxen dưới là trầm tích lục nguyên bao gồm các tập cát sét xen kẽ và xen kẹp các lớp than, các tầng trầm tích được phân bố rộng rãi trên toàn mỏ Đại Hùng.
Tầng trầm tích Mioxen dưới được phân chia nhỏ hơn thành 3 tập có đặc điểm khác nhau: Tập trầm tích lục nguyên lót đáy; tập trầm tích lục nguyên chứa than; tập trầm tích lục nguyên hạt mịn. Tập trầm tích lục nguyên Mioxen dưới đóng vai trò rất quan trọng đến việc phát triển khai thác mỏ Đại Hùng. Trên cơ sở của 22 giếng thăm dò, thẩm lượng và khai thác mỏ, các tài liệu minh giải địa chấn đã làm sáng tỏ cơ bản bình đồ cấu trúc, phân bố của tầng trầm tích Mioxen dưới trên toàn bộ mỏ. Do đặc điểm trầm tích xen kẽ giữa các lớp cát kết, sét kết và các lớp than, hầu hết các tập cát chứa sản phẩm không có sự lưu thông về thủy động lực theo phương thẳng đứng.
Kết quả thử vỉa và khai thác mỏ đã cho phép phân chia tầng trầm tích Mioxen dưới thành 7 tập cát chứa sản phẩm có đặc điểm thủy động lực khác nhau và việc phân chia này có ý nghĩa đáng kể trong việc hoàn thiện giếng khai thác và nâng cao hệ số thu hồi dầu của mỏ. Tầng trầm tích Mioxen giữa được phân bố rộng rãi trên toàn bộ mỏ Đại Hùng và gặp ở hầu hết các giếng đã khoan. Thành phần trầm tích bao gồm cát kết 6 hạt trung phía dưới và các lớp đá vôi ám tiêu, đá vôi silic nằm phía trên. Chiều dày của tầng này thay đổi rất phức tạp từ 150-1159 m, đặc biệt là sự biến đổi bề dày của các lớp đá vôi, gây khó khăn cho việc xác định phân bố cũng như tính trữ lượng dầu và khí.
Đá vôi kết tinh mạnh tạo sự phát triển các hang hốc, vi nứt nẻ và nứt nẻ tạo điều kiện nâng cao độ chứa và thấm dầu khí. Một số giếng đã được thử vỉa trong tập đá vôi của tầng trầm tích này ở khu vực phía Nam và trung tâm mỏ cho dòng dầu với lưu lượng cao trên 4. Tầng trầm tích Mioxen trên được phân bố khá rộng rãi trên toàn bộ mỏ, gồm các tập trầm tích lục nguyên cát kết, sét mỏng và một số tập đá vôi. Nhìn chung tầng trầm tích này có bề dày nhỏ hơn 2 tầng Mioxen dưới và giữa, không chứa các vỉa dầu khí công nghiệp.
Tầng trầm tích Plioxen và Đệ Tứ gồm chủ yếu các lớp sét, bột bở rời, với tổng chiều dày 700 – 1700 m không có các vỉa chứa dầu khí. Bình đồ cấu trúc mỏ Đại Hùng có dạng bán vòm kéo dài theo hướng Đông Bắc-Tây Nam. Mỏ được giới hạn bằng các hệ thống đứt gãy lớn ở các hướng Đông, Tây, có hướng đổ về Đông Bắc và Đông Nam, hướng Tây có hướng đổ về Tây Bắc. Hệ thống đứt gãy của mỏ Đại Hùng rất phức tạp, chúng chia mỏ thành các khối có đặc điểm thủy động lực và chứa dầu khác nhau.
Về cấu trúc mỏ được chia thành các tầng cấu trúc: tầng móng, Mioxen sớm, Mioxen giữa, Mioxen muộn. Tầng móng mỏ Đại Hùng là một khối nhô bị phân cắt phức tạp bởi hệ thống đứt gãy. Phần cao nhất của móng ở khối L và thấp dần về phía Tây. Ở phía Nam của mỏ, móng cũng được nhô cao ở khu vực khối B và F.
Tầng cấu trúc Mioxen dưới được thể hiện trên các bản đồ cấu tạo của các tầng phản xạ H200, H150, H140, H120, H100 và H90. Nhìn chung hệ thống đứt gãy móng vẫn tiếp tục phát triển từ móng, chia cắt mỏ Đại Hùng thành nhiều khối có sự khác nhau về thủy động lực và nhiều đứt gãy mang tính màn chắn.2: Cột địa tầng tổng hợp mỏ Đại Hùng [12] 8 Tầng cấu trúc Mioxen giữa được đặc trưng bằng bình đồ cấu trúc tầng phản xạ H30 (Nóc tầng đá vôi). Nhìn chung bình đồ cấu trúc của tầng này khá bình ổn. Tầng cấu trúc Mioxen trên khá bằng phẳng và được mở rộng.
Các hoạt động của đứt gãy ở phần Trung tâm và cánh Tây của mỏ giảm và kết thúc vào cuối Mioxen.2 Đặc điểm địa vật lý – thạch học Quan hệ rỗng-thấm Để xác định quan hệ rỗng-thấm đặc trưng cho các tầng trầm tích khác nhau, một khối lượng lớn mẫu lõi đã được phân tích từ các giếng khoan ĐH-2X, 4X, 5X, 8X, 1P & 3P. Tầng trầm tích lục nguyên được chia thành 7 tập nhỏ hơn từ cát 0 đến cát 6, quan hệ rỗng-thấm của các tập này khá tập trung theo quan hệ tuyến tính theo tọa độ bán Logarit: lgK = AØ –B (K độ thấm-mD , A & B là hệ số của phương trình, þ độ rỗng-%) với mật độ điểm khá lớn, hệ số liên kết đạt 80-90%. Dựa trên quan hệ rỗng-thấm, phân bố độ thấm trong mô hình địa chất 3 chiều (3D) đã được xây dựng dựa trên sự phân bố độ rỗng và làm cơ sở cho xây dựng mô hình dòng chảy mô phỏng khai thác mỏ. Độ thấm pha và mao dẫn Đường cong thấm pha của đá trầm tích lục nguyên mỏ Đại Hùng được xây dựng dựa trên việc phân tích mẫu lõi của giếng khoan ĐH-1P, các mẫu chủ yếu được phân tích ở dạng giả ổn định (Unsteady-State) trong điều kiện vỉa.
Nhìn chung các mẫu đá được phân tích ở dạng trung tính đến ưa nước, có độ bão hòa dầu tàn dư trung bình 25%. Đường cong thấm pha trung bình cho hệ thống dầu-nước có hệ số mũ liên kết Corey của nước là 2,3 và cho dầu là 3,3, tương tự cho hệ thống khí-dầu hệ số này của dầu là 3,8 và khí là 1,85. Độ bão hòa khí tối giản là 5%. Đường cong mao dẫn được phân tích từ 2 giếng khoan ĐH-4X và ĐH-1P với tổng số 7 mẫu được phân tích có phạm vi biến thiên độ thấm khá lớn từ 4,3 mD đến 591mD và tương ứng độ bão hòa nước từ 10,2% đến 52,5%.
Các mẫu trên đây đều 9 được phân tích trong điều kiện vỉa. Dựa trên việc xây dựng hàm J (Laverett J function), đã đưa ra các đường cong mao dẫn trung bình đặc trưng cho các khoảng độ thấm khác nhau để áp dụng cho mô hình mô phỏng mỏ. Thành phần thạch học của đá Thành phần thạch học của các đá mỏ Đại hùng được mô tả trên cơ sở phân tích mẫu lõi của các giếng khoan là DH-1X, 4X, 5X, 1P, 3P và được chia làm 3 dạng khác nhau là đá móng granit phong hóa, đá trầm tích lục nguyên và đá vôi. Do mẫu lõi trong đá vôi không được lấy đầy đủ, nên chưa có các mô tả thành phần thạch học.
Thành phần thạch học của đá granit phong hóa bao gồm: thạch anh từ 10- 30%, faldspar từ 2-5%, mảnh đá granit từ 25-85%, sét từ 1-20%, khoáng vật phụ từ 1-7% (Chlorite). Đá trầm tích lục nguyên có thành phần thạch học thay đổi trong phạm vi khá rộng tùy thuộc vào các tầng sản phẩm và giếng khoan khác nhau, được phân chia thành 7 tập bao gồm tập cát 0, cát 1, cát 2, cát 3, cát 4, cát 5, cát 6. Thành phần thạch học thay đổi như sau: thạch anh từ 30-55%, faldspar từ 7-22%, mảnh đá kết hạch từ 0.5-12%, mảnh đá granit từ 0-2%, mảnh đá phún xuất từ 0-5%, mảnh đá biến chất và trầm tích từ 2-30%, mica từ 0,5-1%. Các khoáng vật phụ bao gồm Opaque, Zircon, Rutile, Apatite, Chlorite, Glauconite, Pyrite, Epidote, Tourmaline với tổng thành phần chiếm khoảng từ 1,5-2%.
Thành phần xi măng bao gồm cacbonat, Sidrite, Oxuyde sắt chiếm khoảng 2-8%, riêng Sét chiếm khoảng từ 6- 35%.3 Đặc tính dầu thô Các số liệu cho thấy dầu của mỏ Đại Hùng thuộc nhóm phân loại từ trung bình cho đến nặng với tỷ trọng dao động trong khoảng 0,827 g/cm3- 0,930 g/cm3, ít lưu huỳnh (hàm lượng lưu huỳnh từ 0,05% đến 0,152% khối lượng), từ ít nhựa đến nhóm phân loại nhựa cao (hàm lượng asphanten từ 3,0 % đến 21,8 % khối lượng), chứa nhiều parafin (hàm lượng parafin từ 6,9 % đến 30,0 % khối lượng). 10 Dầu nặng nhất và có độ nhớt cao nhất thuộc tầng cát 1, còn dầu nhẹ nhất ở các tầng đá vôi và cát 0. Trừ trường hợp tầng cát 1, dầu có xu hướng nặng dần theo mặt cắt từ trên xuống. Về phân bố theo diện, dầu nhẹ nhất tìm thấy trong khối B và F, còn dầu nặng nhất gặp tại khối L, theo phương từ Đông Bắc đến Tây Nam dầu có xu hướng nhẹ dần.
Trong móng granit nứt nẻ phát hiện các vỉa chứa dầu (giếng DH-2X, DH-8X, DH-9X và DH-10X), song do dòng dầu rất yếu nên việc đo lưu lượng dòng dầu không thực hiện được, do vậy công tác lấy mẫu sâu đã không được tiến hành. Trên cơ sở phân tích mẫu dầu tại bình tách ở các giếng DH-2X và DH-9X cho thấy dầu ở đây khác nhiều so với dầu của các tập lân cận (cát 6, cát 5), và thay đổi như sau: Tỷ trọng dầu thô: 0,8518 g/cm3-0,8540 g/cm3; Độ nhớt của dầu ở 500C: 5,179 mm2/s - 5,878 mm2/s; Hàm lượng parafin: 21% - 28,5% khối lượng; Hàm lượng nhựa và asphanten: 3,92% - 5,56% khối lượng; Tổng phân đoạn ánh sáng: 32,5% - 33,0 % thể tích. Thành phần khí tách từ dầu vỉa trong điều kiện áp suất và nhiệt độ phòng cho thấy khí thuộc về nhóm sau: Có hàm lượng nitơ thấp (N2 từ 0 đến 3,0% mol); Không có lưu huỳnh (H2S < 0,01% mol); Hàm lượng CO2 thấp đến cao (CO2 trong khoảng 1,59% -6,14% mol); Hàm lượng heli thấp (He < 0,1%mol).
