Luận văn thạc sĩ kỹ thuật khai thác và công nghệ dầu khí nghiên cứu và lựa chọn phương pháp hoàn thiện các giếng khai thác trong giai đoạn phát triển mỏ sư tử trắng lô 15 1 bồn trũng cửu long

Luận văn về kỹ thuật khai thác dầu khí: Nghiên cứu lựa chọn phương pháp hoàn thiện giếng khai thác tại mỏ Sư Tử Trắng, lô 15-1, bồn trũng Cửu Long.

• Tác giả: Nguyễn Mạnh Hùng
• Người hướng dẫn: TSKH. Trần Xuân Đào
• Trường học: Trường Đại Học Bách Khoa
• Chuyên ngành: Kỹ Thuật Khoan - Khai Thác và Công Nghệ Dầu Khí
• Đề tài: Nghiên cứu và lựa chọn phương pháp hoàn thiện các giếng khai thác giai đoạn phát triển mỏ Sư Tử Trắng, lô 15-01, bồn trũng Cửu Long
• Loại tài liệu: Luận Văn Thạc Sĩ
• Năm xuất bản: 2009
• Địa điểm: Tp. Hồ Chí Minh

Tóm tắt

I. Tổng Quan Mỏ Sư Tử Trắng Khai Thác Dầu Khí Hiệu Quả

Công nghiệp dầu khí đóng vai trò quan trọng trong nền kinh tế Việt Nam. Việc tìm kiếm và khai thác các mỏ mới như mỏ Sư Tử Trắng là rất cần thiết. Mỏ Sư Tử Trắng dự kiến khai thác năm 2010. Công việc hoàn thiện giếng đóng vai trò quan trọng trong việc tối ưu hóa sản lượng dầu khí, kéo dài tuổi thọ giếng và nâng cao hệ số thu hồi. Luận văn này nghiên cứu các phương pháp hoàn thiện giếng có thể áp dụng cho các giếng mỏ Sư Tử Trắng, từ đó lựa chọn phương pháp tối ưu nhất, phù hợp với đặc tính địa chất khu vực và tăng hiệu quả kinh tế. Theo tài liệu gốc, 'Mỏ Sư Tử Trắng dự kiến đưa vào khai thác năm 2010 sau khi hoàn tất các công đoạn tìm kiếm, thăm dò và thẩm lượng năm 2008'.

1.1. Vị Trí Địa Lý và Lịch Sử Thăm Dò Mỏ Sư Tử Trắng

Mỏ Sư Tử Trắng nằm cách Vũng Tàu khoảng 135km về phía Đông, độ sâu nước trung bình 56m. Giếng khoan đầu tiên (ST-A) hoàn thành năm 2003, thử vỉa cho dòng dầu/khí từ trầm tích Oligocen (tập D, E, F). Tầng móng trước Đệ Tam cũng cho thấy dấu hiệu tốt. Đến nay, công ty đã hoàn tất thăm dò và thẩm lượng với 4 giếng (ST-A, ST-B, ST-C, ST-D) tại khu vực chính. Các hoạt động khai thác bắt đầu từ năm 1998 với các mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Sư Tử Trắng và Sư Tử Nâu.

1.2. Trữ Lượng Dầu Khí và Kế Hoạch Khai Thác Mỏ Sư Tử Trắng

Kết quả đánh giá trữ lượng của mỏ cho thấy trữ lượng dầu tại chỗ ước tính hơn 500 triệu thùng (hệ số thu hồi trung bình 15%) và hơn 2 triệu bộ khối khí (hệ số thu hồi trung bình 26%). Mỏ Sư Tử Trắng dự kiến đưa vào khai thác năm 2010. Nhiệm vụ đặt ra là hiệu quả kinh tế, tối ưu hóa thiết bị và hệ số thu hồi cao nhất. Công đoạn hoàn thiện giếng là quan trọng để hạn chế tối thiểu hiệu ứng skin, lựa chọn cấu trúc đáy giếng phù hợp, tối ưu hóa dòng vào, kéo dài tuổi thọ thiết bị và nâng cao hệ số thu hồi dầu khí.

II. Thách Thức Hoàn Thiện Giếng Tối Ưu Sản Lượng Dầu

Công đoạn hoàn thiện giếng là yếu tố quan trọng để đạt hiệu quả kinh tế và tối ưu hóa thiết bị. Các phương pháp hoàn thiện giếng cần phù hợp với điều kiện địa chất của tầng sản phẩm. Cần hạn chế tối thiểu hiệu ứng skin, cho phép lựa chọn cấu trúc đáy giếng phù hợp và tối ưu hóa dòng vào. Điều này sẽ kéo dài tuổi thọ của các thiết bị lòng giếng và nâng cao hệ số thu hồi dầu khí. Đề tài này nghiên cứu và lựa chọn phương pháp hoàn thiện giếng phù hợp để giải quyết các vấn đề thực tiễn trong giai đoạn phát triển mỏ.

2.1. Các Nguyên Nhân Ảnh Hưởng Đến Sản Lượng Khai Thác Dầu Khí

Nghiên cứu và đánh giá các nguyên nhân ảnh hưởng tới sản lượng khai thác của giếng trong quá trình hoàn thiện giếng. Đánh giá hiệu quả kinh tế của các phương pháp hoàn thiện giếng khác nhau. Mục tiêu là đề xuất các phương án hoàn thiện giếng khai thác phù hợp với đặc điểm tầng sản phẩm. Nghiên cứu tập trung vào hoàn thiện giếng khoan ST-XP mỏ Sư Tử Trắng cho hai tầng sản phẩm E và F.

2.2. Phạm Vi Nghiên Cứu Cấu Trúc Giếng và Phương Pháp Bắn Vỉa

Phạm vi nghiên cứu tập trung vào cấu trúc đáy giếng và phương pháp bắn mở vỉa sản phẩm cho giếng ST-XP phù hợp với đặc điểm địa chất tập E và F mỏ Sư Tử Trắng. Sử dụng phương pháp tập hợp, thống kê và xử lý thông tin thực tiễn. Nghiên cứu, phân tích và đánh giá tài liệu địa chất của tập E và F – Oligocen dưới khu vực mỏ Sư Tử Trắng.

III. Phương Pháp Hoàn Thiện Ống Chống Trám Xi Măng Bắn Vỉa

Phương pháp hoàn thiện giếng với ống chống, trám xi măng và bắn mở vỉa là một trong những phương pháp phổ biến. Phương pháp này bao gồm việc sử dụng ống chống để bảo vệ thành giếng, trám xi măng để cố định ống chống và bắn mở vỉa để tạo đường dẫn cho dầu khí vào giếng. Các yếu tố ảnh hưởng đến hiệu quả của phương pháp này bao gồm thông số bắn vỉa, điều kiện bắn vỉa, độ nghiêng thân giếng và tính không đồng nhất của vỉa. Chi phí dự kiến cho phương pháp này cần được tính toán và so sánh với các phương pháp khác.

3.1. Ảnh Hưởng Thông Số Bắn Vỉa Đến Hiệu Quả Hoàn Thiện Giếng

Thông số bắn vỉa bao gồm mật độ lỗ bắn, chiều sâu xâm nhập và đường kính lỗ bắn. Các thông số này ảnh hưởng trực tiếp đến khả năng kết nối giữa giếng và vỉa chứa. Cần lựa chọn thông số bắn vỉa phù hợp để tối ưu hóa dòng chảy dầu khí vào giếng. Các điều kiện bắn vỉa như áp suất và nhiệt độ cũng cần được kiểm soát để đảm bảo hiệu quả bắn vỉa.

3.2. Ảnh Hưởng Độ Nghiêng Thân Giếng Đến Quá Trình Hoàn Thiện Giếng

Độ nghiêng thân giếng có thể ảnh hưởng đến hiệu quả bắn mở vỉa. Độ nghiêng càng lớn, việc bắn mở vỉa càng khó khăn hơn. Cần sử dụng các phương pháp bắn vỉa phù hợp với độ nghiêng thân giếng để đảm bảo hiệu quả hoàn thiện giếng. Cần đánh giá tính không đồng nhất của vỉa, tỉ lệ Kh/Kv (tỉ lệ độ thấm theo phương ngang và phương thẳng đứng) để lựa chọn phương pháp bắn vỉa phù hợp.

IV. Chèn Sỏi Tối Ưu Phương Pháp Hoàn Thiện Giếng Sư Tử Trắng

Phương pháp hoàn thiện giếng với ống chống, trám xi măng, bắn mở vỉa và chèn sỏi là một biến thể của phương pháp trên. Chèn sỏi giúp ngăn chặn cát và các hạt rắn khác xâm nhập vào giếng, từ đó bảo vệ thiết bị lòng giếng và duy trì sản lượng. Các yếu tố ảnh hưởng đến hiệu quả của phương pháp này bao gồm độ thấm của kênh dẫn tạo bởi bắn mở vỉa, hình dạng bắn mở vỉa và hình dạng thân giếng. Chi phí dự kiến cho phương pháp này cần được tính toán và so sánh với các phương pháp khác.

4.1. Tối Ưu Độ Thấm Kênh Dẫn và Hình Dạng Bắn Mở Vỉa

Độ thấm của kênh dẫn và hình dạng bắn mở vỉa ảnh hưởng đến khả năng dẫn dòng dầu khí vào giếng. Cần lựa chọn vật liệu chèn sỏi và phương pháp chèn sỏi phù hợp để tối ưu hóa độ thấm và hình dạng kênh dẫn. Hình dạng thân giếng cũng ảnh hưởng đến hiệu quả chèn sỏi. Thân giếng thẳng đứng dễ chèn sỏi hơn thân giếng nghiêng.

4.2. Dự Toán Chi Phí Phương Pháp Hoàn Thiện Giếng Chèn Sỏi

Cần dự toán chi phí bắn mở vỉa cho phương pháp hoàn thiện giếng chống ống, trám xi măng, chèn sỏi. Chi phí này bao gồm chi phí vật liệu chèn sỏi, chi phí thiết bị và chi phí nhân công. Cần so sánh chi phí này với các phương pháp khác để lựa chọn phương pháp hiệu quả nhất về mặt kinh tế. Chi phí này phải được cân đối để tối ưu hóa sản lượng dầu khí.

V. Ống Chống Lửng Phin Lọc Giải Pháp Hoàn Thiện Giếng Hiệu Quả

Phương pháp hoàn thiện giếng bằng ống chống lửng phin lọc sử dụng ống chống có các khe lọc để ngăn chặn cát và các hạt rắn khác xâm nhập vào giếng. Các yếu tố ảnh hưởng đến hiệu quả của phương pháp này bao gồm độ thấm khoảng giữa lưới lọc, đới thân trần và hệ số rửa sạch vỏ bùn. Độ nghiêng thân giếng cũng có thể ảnh hưởng đến hiệu quả của phương pháp này. Chi phí dự kiến cho phương pháp này cần được tính toán và so sánh với các phương pháp khác.

5.1. Độ Thấm Giữa Lưới Lọc và Hệ Số Rửa Sạch Vỏ Bùn

Độ thấm khoảng giữa lưới lọc và hệ số rửa sạch vỏ bùn ảnh hưởng đến khả năng dòng dầu khí vào giếng. Cần lựa chọn lưới lọc có độ thấm phù hợp và đảm bảo rửa sạch vỏ bùn để tối ưu hóa dòng chảy. Chi phí cho hoàn thiện giếng theo chiều dài đoạn mở vỉa cần được xem xét kĩ lưỡng để đảm bảo lợi nhuận cao nhất.

5.2. Ảnh Hưởng Độ Nghiêng Thân Giếng và Chi Phí Dự Kiến

Độ nghiêng thân giếng có thể ảnh hưởng đến hiệu quả của phương pháp này. Cần sử dụng các phương pháp thi công phù hợp để đảm bảo ống chống lửng phin lọc hoạt động hiệu quả. Chi phí cho hoàn thiện giếng bằng ống chống lửng là phin lọc cần được dự toán và so sánh với các phương pháp khác. Điều này góp phần tối ưu hóa sản lượng dầu khí.

VI. So Sánh Phương Pháp Lựa Chọn Tối Ưu Cho Giếng ST XP

Để lựa chọn phương pháp hoàn thiện giếng tối ưu cho giếng ST-XP, cần tính toán giá trị Skin S’ và hệ số chảy rối D trong các phương pháp trên cho từng tập vỉa sản phẩm. Cần tính toán cho tập cát E và F tại giếng ST-XP và so sánh kết quả. Tính toán kích thước ống khai thác phù hợp cũng rất quan trọng. Việc lựa chọn phương pháp tối ưu dựa trên các kết quả so sánh này sẽ góp phần tối ưu hóa sản lượng dầu khí.

6.1. Tính Toán Giá Trị Skin S và Hệ Số Chảy Rối D

Tính toán giá trị Skin S’ và hệ số chảy rối D cho từng phương pháp hoàn thiện giếng sẽ giúp đánh giá mức độ tổn thất áp suất do hiệu ứng skin và dòng chảy rối. So sánh các giá trị này sẽ giúp lựa chọn phương pháp ít gây tổn thất áp suất nhất. Điều này góp phần làm tăng hiệu quả khai thác dầu khí.

6.2. So Sánh Kết Quả và Lựa Chọn Phương Pháp Tối Ưu

So sánh kết quả tính toán cho tập cát E và F tại giếng ST-XP. Dựa trên kết quả so sánh và chi phí dự kiến cho từng phương pháp, lựa chọn phương pháp hoàn thiện giếng tối ưu nhất. Việc này đóng vai trò quan trọng trong việc tối ưu hóa sản lượng dầu khí và tăng hiệu quả kinh tế.

Trích đoạn nội dung tài liệu

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ KHU VỰC BỒN TRŨNG CỬU LONG VÀ MỎ SƯ TỬ TRẮNG 1. Tổng quan về địa chất của bồn trũng Cửu Long và mỏ Sư Tử Trắng 1. Tổng quan về địa chất khu vực bồn trũng Cửu Long 1. Giới thiệu chung Bồn trũng Cửu long nằm ở thềm lục địa phía nam Việt Nam, được phân chia làm nhiều Lô có chứa hầu hết những mỏ dầu khí lớn của Việt Nam như mỏ Bạch Hổ, mỏ Rạng Đông, mỏ Rồng và các mỏ Sư Tử Den, Sư Tử Vàng và Sư Tử Trắng.

Trong bể Cửu Long, Lô 15-1 chiếm khoảng 4,600 km2, nằm ở khu vực phía Bắc, dọc theo bờ biển Bà Rịa-Vũng Tàu và Phan Thiết. Góc phía tây nam của lô 15-1 chỉ cách Vũng Tàu khoảng 20 km về phía Đông Nam (hình 1. Công tác thăm dò dầu khí tại lô 15-1 được tiến hành từ năm 1998 với giếng khoan đầu tiên vào Quý 3 năm 2000. Từ đó đến nay, nhiều mỏ dầu quan trọng như Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Sư Tử Trắng và gần đây là Sư Tử Nâu đã được phát hiện.

Tuy nhiên, đến thời điểm hiện tại có mỏ Sư Tử Đen và Sư Tử Vàng được đưa vào khai thác với sản lượng khai thác trung bình trên 100.000 thùng dầu /ngày đêm. Tầng chứa dầu chính là tầng đá móng kết tinh nứt nẻ với tính thấm chứa thuộc loại đặc biệt trên thế giới. Tính thấm chứa của chúng liên quan trực tiếp đến các hệ thống đứt gãy nứt nẻ phát triển với mức độ khác nhau trong từng khu vực của mỏ. Thậm chí ngay trong cùng một mỏ, các hệ thống khe nứt cũng phân bố một cách không đồng đều; có hệ thống chứa dầu khí, nhưng cũng dễ gặp các hệ thống khe nứt không chứa dầu khí.

Ngoài tầng chứa dầu chính là tầng móng granitoit kết tinh nứt nẻ, cụm mỏ Sư Tử Đen – Sư Tử Vàng còn có tầng chứa dầu phụ trong trầm tích cát kết của đá chứa điệp Bạch Hổ, tuổI Mioxen sớm và các trầm tích cát kết (tập C) tuổi Oligoxen sớm phụ hệ tầng Trà Tân trên. -5- CLJOC Block 15-1 Hình 1.1: Vị trí Lô 15-1 bồn trũng Cửu long [16] Với đặc điểm địa chất, kiến tạo phức tạp, công tác thăm dò – thẩm lượng dầu khí ở lô 15-1 còn rất nhiều điều cần được quan tâm nghiên cứu kỹ hơn. Đặc điểm địa chất khu vực mỏ Sư Tử Trắng 1. Giới thiệu vị trí mỏ Sư Tử Trắng Mỏ Sư Tử Trắng nằm cách Vũng tàu khoảng 135km về phía đông, nằm ở phía Đông Nam của lô 15-1, độ sâu nước trung bình 56m.

Giếng khoan đầu tiên ST-A đã được hoàn thành vào cuối năm 2003, công ty liên doanh điều hành Cửu Long đã thử vỉa (DST) và cho dòng dầu/khí từ ba khoảng trong trầm tích Oligocen (Tập D – Oligocen trên, các tập E và tập F – Oligocen dưới). Riêng đối với tầng móng trước Đệ Tam, ST-A đã cho thấy có dấu hiệu tốt về sự hiện diện mạng khe nứt mở có khả năng cho dòng dầu/khí (toàn bộ dung dịch bị mất khi chớm khoan vào tầng móng). Đến thời điểm hiện nay, có thể nói rằng công ty liên doanh điều hành Cửu Long đã hoàn tất việc thăm dò và thẩm lượng ở khu vực cấu tạo chính – mỏ Sư Tử Trắng, với 4 giếng ST-A, ST-B, ST-C và ST-D trong khu vực cấu tạo chính -6- của cụm mỏ Sư Tử Trắng (cụm mỏ Sư Tử Trắng bao gồm: Khu vực chính Sư Tử Trắng, Sư Tử Trắng Đông Bắc và Sư Tử Trắng Tây Bắc). Mỏ Sư Tử Trắng Hình 1.2: Bản đồ vị trí mỏ Sư Tử Trắng [16] 1.

Lịch sử tìm kiếm thăm dò Giếng thăm dò ST-A đầu tiên được khoan vào năm 2003 với độ sâu thẳng đứng là 4028,9 m (4435 m dọc thân giếng) và đã được ghi nhận như là giếng khoan phát hiện cả dầu, khí và condensate. Kết quả DST được thực hiện: DST#1 trong tầng sản phẩm (tầng chứa) tập D cho lưu lượng khí 1,7 triệu bộ khối (0,05 triệu mét khối) / ngày và dầu 590 thùng (93,8 mét khối) / ngày. DST#2 trong tầng sản phẩm tập F cho lưu lượng khí tối đa 32 triệu bộ khối (0,9 triệu mét khối) / ngày và lưu lượng condensat 3604 thùng ( 573 mét khối) / ngày, và DST#3 trong tầng sản phẩm tập E cho lưu lượng tối đa 37,7 triệu bộ khối (1,07 triệu mét khối) / ngày và lưu lượng condensat 4033 thùng (641,2 mét khối) / ngày [3], [5]. Giếng khoan thẩm lượng đầu tiên ST-B được khoan vào năm 2005 với độ sâu thẳng đứng là 4810,36 m (5093 m dọc thân giếng), mục đích để thẩm lượng tầng chứa trong móng nứt nẻ và các vỉa cát kết (tầng sản phẩm) trong tập E và tập F trong vùng triển vọng phía Tây Nam mỏ Sư Tử Trắng.

Kết quả thử vỉa được thực hiện cho lưu lượng condensat tối đa 386 thùng (61,37 mét khối)/ngày -7- và 3 triệu bộ khối (0,09 triệu mét khối/ngày (cỡ côn mở 40/64 inch), Liên doanh điều hành Cửu Long không tiến hành thử vỉa (DST) trực tiếp cho tập E và tập F (vì mục đích của ST-B đã được phê duyệt là thử trong móng) mà thử bằng MDT và lấy mẫu lõi và đo địa vật lý giếng khoan, kết quả thu được đã tái khẳng định tính chất thấm chứa của 2 đối tượng này là giống với giếng khoan ST-1X [3]. Giếng khoan ST-B thẩm lượng thứ hai được khoan vào tháng 10/2005 đến tháng 01/2006, khoan tới nóc móng với độ sâu thẳng đứng là 4872,9 m (4912 m dọc giếng khoan), để thẩm định các tầng sản phẩm trong tập E và tập F trong khu vực triển vọng của mỏ Sư Tử Trắng về phía tây nam của lô 15-1. Kết quả DST được thực hiện: DST #1 trong tầng sản phẩm tập F cho lưu lượng condensat tối đa 2264 thùng (360 mét khối) / ngày và lưu lượng khí tối đa 7,1 triệu bộ khối (0,2 triệu mét khối) / ngày, DST #2A trong tầng sản phẩm tập E cho lưu lượmg khí tối đa 6,8 triệu bộ khối (0,19 triệu mét khối) / ngày và lưu lượng condensat 1100 thùng (174 mét khối) / ngày, DST #2 trong tầng sản phẩm tập E cho lưu lượng khí tối đa 9,3 triệu bộ khối (0,26 triệu mét khối) / ngày và lưu lượng condensat 1200 thùng (190,78 mét khối) /ngày [3], [5]. Giếng khoan ST-D đã được đề nghị để thẩm lượng kỹ thêm cho mỏ, được bắt đầu khoan từ 06/2006 và kết thúc 10/2006 với độ sâu thẳng đứng tới trong tập F, để thẩm định các tầng sản phẩm tập E và tập F.

Giếng khoan được đặt tại khu vực đông bắc của cấu tạo Sư Tử Trắng, cách giếng khoan ST-C 4,5 km về phía đông bắc. Kết quả DST trong tầng sản phẩm tập E lưu lượng condensat/dầu 2796 thùng (444,52 mét khối) / ngày (38,34 API) và khí là 7,99 triệu bộ khối (0,23 triệu mét khối) / ngày (cỡ côn 32/64 inch). Vỉa cát kết tầng F ở vị trí giếng khoan ST-D rất đặc xít, hầu như không có chiều dày hiệu dụng (thông qua kết quả đo MDT và tài liệu đo địa vật lý giếng khoan) [3]. Đặc điểm địa chất khu vực mỏ Sư Tử Trắng 1.

Địa tầng Địa tầng khu vực mỏ Sư Tử Trắng là kết quả tổng hợp từ minh giải địa chấn, minh giải karota địa vật lý, sinh địa tầng, phân tích mẫu các giếng ở lô 15- 1. Cột địa tầng bao gồm đá núi lửa của móng trước Đệ Tam và trầm tích lục nguyên Cenozoi xen kẽ với đá phun trào (Hình 1. -8- Tầng móng tiền Tertiary Kết quả minh giải địa chấn cho thấy tầng móng có độ sâu phân bố tại 3883m, 3976m và 4861m (TVDSS) tương ứng với các giếng ST-A, ST-B và ST- C. Ngoại trừ giếng ST-B móng gồm đá granite và granodiorite, những giếng khác có thể là cuội kết – một loại đá núi lửa chứa các mảnh vỡ tròn và góc cạnh bị hòa tan trong khung đá phun trào hạt mịn.

Mảnh vỡ chủ yếu bao gồm granite, andesite, monzonite, diorite, monzodiorite, rhyolite, cát kết và một ít khoáng vật (giếng ST-A). Móng bị nứt nẻ mạnh và có đới phong hóa nhẹ. Đới phong hóa bị giới hạn từ 20-80m. So sánh thạch học trong các giếng ở mỏ Sư Tử Trắng với các giếng thuộc mỏ Sư Tử Đen và Sư Tử Vàng, cùng với một số vết lộ quan sát có liên quan đến địa tầng của đới Đà Lạt, cho thấy móng ở khu vực mỏ Sư Tử Trắng bao gồm đá granitoid bị xuyên cắt bởi nhiều mạch xâm nhập của đá andesite, diorite, monzodiorite.

Những đá này trông tương tự như đá của phức hệ Định Quán, Đèo Cả, và đá trầm tích núi lửa của thành hệ Nha Trang. Chúng có thể được tạo thành trong giai đoạn Jura-Creta. Trầm tích kỷ Đệ Tam Trầm tích Cenozoic trong mỏ Sư Tử Trắng từ già nhất đến trẻ nhất được miêu tả như sau: Eoxen muộn– Oligoxen sớm: Thành hệ Trà Cú dưới / Tập F Tầng F được xem là phần dưới của thành hệ Trà Cú, được xác định đầu tiên ở giếng ST-A trên đất liền. Trầm tích tầng F đều hiện diện trong tất cả 4 giếng của mỏ Sư -9- Hình 1.3: Địa tầng kỷ Đệ Tam lô 15-1 [16] Hình 1.4: Địa tầng đới Đà Lạt và các đá xâm nhập [16] - 10 - Hình 1.5: Cột địa tầng-thạch học [16] Tử Trắng với chiều dày thay đổi từ 207m tại đỉnh đến hơn 500m ở phía sườn.

Bề mặt màu xanh nhạt xác định ranh giới trên của thành hệ này. Nó gần như trùng khớp với móng trước Đệ Tam nằm bên dưới và bị bào mòn tại phần đỉnh của cấu trúc. Từ bên sườn đổ xuống, sự phủ chờm lên móng là dấu hiệu xác định tầng F rõ ràng hơn. Tài liệu giếng cho thấy tầng F được chia thành 2 phần.

Phần trên - 11 - (còn gọi là tập “F shale”) dày khoảng 62-300m gồm sét kết và bùn kết. Ngoài ra, đá núi lửa cũng có mặt trong F-sand (từ tài liệu giếng ST-A). Oligoxen sớm: Thành hệ Trà Cú trên / Tập E Tập E được xem là phần trên của thành hệ Trà Cú, được xác định bởi giếng ST-A trên đất liền. Trong 4 giếng khoan mỏ Sư Tử Trắng, chiều dày tập E thay đổi từ 185m tại đỉnh cho đến hơn 550m dọc theo sườn của cấu trúc.

Trầm tích tập E phủ chờm lên phần trên cùng tập F (bề mặt màu xanh nhạt) với ranh giới trên cùng được xác định bởi bề mặt màu nâu. Đó là bề mặt bào mòn, được minh giải như là ranh giới dưới của tập sét D nằm bên trên. Vì vậy, phần trên cùng của tập E có thể bị bào mòn hoặc thiếu. Thành phần thạch học chủ yếu là sét màu nâu xen kẽ với cát kết hoặc bột kết.