Tổng quan nghiên cứu

Bồn trũng Cửu Long, với diện tích khoảng 56.000 km², là bể trầm tích có tiềm năng dầu khí lớn nhất tại Việt Nam, nằm chủ yếu trên thềm lục địa phía Nam. Tầng cát kết Oligocen hạ tại mỏ Thăng Long - Lô 02/97 là đối tượng nghiên cứu trọng tâm, được phát hiện và thăm dò qua 3 giếng khoan thăm dò và 3 giếng khoan phát triển từ năm 2004 đến 2013. Lưu lượng khai thác dầu trung bình tại các giếng này dao động từ 600 đến gần 6.000 thùng/ngày đêm, cho thấy tiềm năng khai thác đáng kể.

Tuy nhiên, đặc điểm địa chất phức tạp với sự biến đổi thạch học, hệ thống đứt gãy hoạt động nhiều pha và tính bất đồng nhất về độ rỗng, độ thấm đã gây khó khăn trong việc xác định chính xác độ bão hòa nước ban đầu. Mô hình độ bão hòa nước hiện tại chưa phù hợp, ảnh hưởng đến độ tin cậy trong đánh giá trữ lượng dầu khí tại chỗ và dự báo khai thác.

Mục tiêu nghiên cứu là phân tích và đánh giá các phương pháp tính độ bão hòa nước, xác định hàm tương quan phù hợp với đặc tính địa chất và thấm chứa của tầng cát kết Oligocen hạ mỏ Thăng Long, từ đó xây dựng và hiệu chỉnh mô hình độ bão hòa nước ban đầu nhằm nâng cao độ chính xác trong đánh giá trữ lượng dầu khí, hỗ trợ xây dựng mô hình thủy động lực và phương án khai thác bền vững.

Phạm vi nghiên cứu tập trung vào tầng cát kết Oligocen hạ tại mỏ Thăng Long, bồn trũng Cửu Long, với dữ liệu thu thập từ các giếng khoan và tài liệu địa chất, địa vật lý, địa chất thủy văn trong giai đoạn 2004-2015. Kết quả nghiên cứu có ý nghĩa quan trọng trong việc tối ưu hóa khai thác dầu khí, giảm thiểu rủi ro và nâng cao hiệu quả kinh tế cho các dự án khai thác tại khu vực này.

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 về độ bão hòa nước trong tầng chứa dầu khí, bao gồm:

  • Mô hình áp suất mao dẫn và hàm J-Leverett: M.Leverett (1941) xây dựng hàm J = a(Sw)^b mô tả mối quan hệ giữa áp suất mao dẫn và độ bão hòa nước, được sử dụng rộng rãi trong mô hình hóa độ bão hòa nước ban đầu.

  • Phương pháp Johnson (1987): Xác định độ bão hòa nước dựa trên áp suất mao dẫn và độ thấm, với quan hệ toán học tuyến tính trên biểu đồ log-log, phù hợp với các loại đá có đặc tính thấm khác nhau.

  • Phương pháp Cuddy (1993): Thiết lập mối quan hệ giữa độ rỗng, độ bão hòa nước và cao độ mực nước tự do (Free Water Level) theo hàm log, đơn giản và hiệu quả cho các vỉa khí có tính chất thạch học đa dạng.

  • Phương pháp Skelt-Harrison (1995): Kết hợp áp suất mao dẫn và dữ liệu log để hiệu chỉnh độ bão hòa nước, áp dụng hiệu quả cho các vỉa chứa có tính chất thạch học khác nhau.

Các khái niệm chính bao gồm: độ bão hòa nước (Sw), áp suất mao dẫn (Pc), độ rỗng (ϕ), độ thấm (k), mực nước tự do (FWL), và các phương pháp đo điện trở suất giếng khoan.

Phương pháp nghiên cứu

Nguồn dữ liệu chính bao gồm:

  • Dữ liệu địa chất, địa vật lý giếng khoan (điện trở suất, mẫu lõi, phân tích thạch học).
  • Dữ liệu khai thác thực tế từ các giếng khoan phát triển tại mỏ Thăng Long.
  • Tài liệu nghiên cứu trong và ngoài nước, báo cáo thăm dò, thẩm lượng mỏ.

Phương pháp phân tích:

  • So sánh, đánh giá các phương pháp tính độ bão hòa nước dựa trên dữ liệu mẫu lõi và điện trở suất giếng khoan.
  • Mô hình hóa độ bão hòa nước 3 chiều cho tầng cát kết Oligocen hạ bằng các hàm tương quan đã chọn lọc.
  • Hiệu chỉnh mô hình dựa trên số liệu khai thác thực tế nhằm nâng cao độ tin cậy.
  • Phân tích độ nhạy và đánh giá rủi ro của mô hình thông qua biểu đồ tornado và các chỉ số thống kê (AAD%, MSE, SEE).

Cỡ mẫu nghiên cứu gồm 6 giếng khoan phát triển và 3 giếng khoan thăm dò, được lựa chọn dựa trên tính đại diện về đặc điểm địa chất và dữ liệu đầy đủ. Phương pháp chọn mẫu đảm bảo tính khách quan và độ tin cậy cao. Thời gian nghiên cứu từ tháng 1/2015 đến tháng 6/2015.

Kết quả nghiên cứu và thảo luận

Những phát hiện chính

  1. Đặc điểm địa chất và tính chất thấm chứa: Tầng cát kết Oligocen hạ chủ yếu là cát kết feldspathic greywacke và arkose, với độ rỗng dao động từ 12% đến 16%, độ thấm từ 1 đến 250 millidarcy. Thành phần khoáng vật chính gồm thạch anh (25-40%), feldspar (8-14%), mica (1-9%) và mảnh đá granitic (3-44%). Đặc điểm này tạo nên tính bất đồng nhất về thấm chứa, ảnh hưởng đến phân bố độ bão hòa nước.

  2. Phân tích và lựa chọn mô hình độ bão hòa nước: So sánh các phương pháp Leverett, Johnson, Cuddy và Skelt-Harrison cho thấy phương pháp Leverett hiệu chỉnh phù hợp nhất với đặc điểm địa chất và dữ liệu thực tế của tầng cát kết Oligocen hạ. Độ lệch trung bình tuyệt đối (AAD%) của phương pháp này thấp hơn 5% so với các phương pháp khác, cho thấy độ chính xác cao hơn.

  3. Mô hình hóa 3 chiều độ bão hòa nước: Mô hình 3D được xây dựng dựa trên dữ liệu địa vật lý và mẫu lõi, thể hiện rõ sự phân bố không đồng đều của độ bão hòa nước trong vỉa. Kết quả mô hình cho thấy độ bão hòa nước trung bình tại các giếng dao động từ 25% đến 40%, phù hợp với số liệu khai thác và thử vỉa.

  4. Hiệu chỉnh mô hình với số liệu khai thác: Sau khi hiệu chỉnh bằng dữ liệu khai thác thực tế, mô hình độ bão hòa nước cho thấy sự cải thiện đáng kể về độ tin cậy, với sai số giảm khoảng 15% so với mô hình ban đầu. Điều này giúp nâng cao độ chính xác trong đánh giá trữ lượng dầu khí tại chỗ.

Thảo luận kết quả

Nguyên nhân của sự bất đồng nhất trong độ bão hòa nước được giải thích bởi đặc điểm địa chất phức tạp, bao gồm sự biến đổi thạch học, phân bố cát không đồng đều và hệ thống đứt gãy hoạt động nhiều pha. So với các nghiên cứu trước đây tại bồn trũng Cửu Long và các khu vực tương tự, kết quả mô hình Leverett hiệu chỉnh phù hợp hơn do tính đến áp suất mao dẫn và đặc tính thấm chứa đặc thù của tầng cát kết Oligocen hạ.

Dữ liệu có thể được trình bày qua các biểu đồ phân bố độ bão hòa nước theo không gian 3 chiều, biểu đồ so sánh AAD% giữa các phương pháp, và bảng số liệu hiệu chỉnh mô hình với dữ liệu khai thác. Những kết quả này có ý nghĩa quan trọng trong việc dự báo khai thác, xây dựng mô hình thủy động lực và lập kế hoạch duy trì áp suất vỉa.

Đề xuất và khuyến nghị

  1. Áp dụng mô hình Leverett hiệu chỉnh trong đánh giá trữ lượng: Khuyến nghị sử dụng mô hình này làm chuẩn trong các dự án khai thác tại tầng cát kết Oligocen hạ để nâng cao độ chính xác đánh giá trữ lượng, thực hiện trong vòng 1 năm tới, do các công ty dầu khí và đơn vị tư vấn địa chất thực hiện.

  2. Tăng cường thu thập và phân tích dữ liệu mẫu lõi và địa vật lý: Đề xuất mở rộng số lượng giếng khoan lấy mẫu lõi và đo điện trở suất để cập nhật dữ liệu, giảm thiểu rủi ro trong mô hình hóa, tiến hành liên tục trong các giai đoạn khai thác tiếp theo.

  3. Xây dựng mô hình thủy động lực tích hợp với mô hình độ bão hòa nước: Phát triển mô hình thủy động lực dựa trên mô hình độ bão hòa nước đã hiệu chỉnh để dự báo khai thác chính xác hơn, thời gian thực hiện 2 năm, phối hợp giữa các phòng ban kỹ thuật và nghiên cứu.

  4. Đào tạo và nâng cao năng lực chuyên môn cho cán bộ kỹ thuật: Tổ chức các khóa đào tạo về mô hình hóa độ bão hòa nước và ứng dụng trong khai thác dầu khí, nhằm nâng cao hiệu quả vận hành và quản lý mỏ, thực hiện định kỳ hàng năm.

Đối tượng nên tham khảo luận văn

  1. Các kỹ sư và chuyên gia địa chất dầu khí: Nghiên cứu giúp hiểu rõ đặc điểm địa chất và phương pháp mô hình hóa độ bão hòa nước, hỗ trợ trong công tác đánh giá trữ lượng và dự báo khai thác.

  2. Các nhà quản lý dự án khai thác dầu khí: Cung cấp cơ sở khoa học để ra quyết định về kế hoạch khoan, khai thác và duy trì áp suất vỉa, giảm thiểu rủi ro và tối ưu hóa hiệu quả kinh tế.

  3. Các nhà nghiên cứu và sinh viên ngành địa chất dầu khí: Tài liệu tham khảo quý giá về phương pháp luận, mô hình hóa và phân tích dữ liệu thực tế trong lĩnh vực địa chất dầu khí.

  4. Các công ty tư vấn và dịch vụ dầu khí: Áp dụng kết quả nghiên cứu để phát triển các giải pháp kỹ thuật, nâng cao chất lượng dịch vụ trong lĩnh vực thăm dò và khai thác dầu khí.

Câu hỏi thường gặp

  1. Tại sao cần mô hình hóa độ bão hòa nước ban đầu?
    Mô hình hóa độ bão hòa nước giúp xác định chính xác lượng dầu khí tại chỗ, từ đó dự báo khai thác và lập kế hoạch duy trì áp suất vỉa hiệu quả, giảm thiểu rủi ro trong khai thác.

  2. Phương pháp nào phù hợp nhất cho tầng cát kết Oligocen hạ?
    Phương pháp Leverett hiệu chỉnh được đánh giá là phù hợp nhất do tính đến áp suất mao dẫn và đặc tính thấm chứa đặc thù của tầng cát kết này, cho kết quả chính xác hơn các phương pháp khác.

  3. Dữ liệu nào được sử dụng để xây dựng mô hình?
    Dữ liệu bao gồm mẫu lõi, điện trở suất giếng khoan, phân tích thạch học, dữ liệu khai thác thực tế và các tài liệu địa chất, địa vật lý liên quan đến mỏ Thăng Long.

  4. Mô hình có thể áp dụng cho các mỏ khác không?
    Mô hình có thể được điều chỉnh và áp dụng cho các mỏ có đặc điểm địa chất tương tự, tuy nhiên cần hiệu chỉnh phù hợp với điều kiện địa chất và dữ liệu cụ thể của từng mỏ.

  5. Làm thế nào để nâng cao độ tin cậy của mô hình?
    Nâng cao độ tin cậy bằng cách thu thập dữ liệu đầy đủ, đa dạng, hiệu chỉnh mô hình với số liệu khai thác thực tế và thường xuyên cập nhật mô hình theo diễn biến thực tế của vỉa chứa.

Kết luận

  • Đã xác định và phân tích đặc điểm địa chất, tính chất thấm chứa của tầng cát kết Oligocen hạ mỏ Thăng Long với độ rỗng 12-16% và độ thấm 1-250 millidarcy.
  • So sánh và lựa chọn phương pháp mô hình hóa độ bão hòa nước phù hợp, ưu tiên phương pháp Leverett hiệu chỉnh với sai số thấp hơn 5%.
  • Xây dựng mô hình 3D độ bão hòa nước, thể hiện phân bố không đồng đều và phù hợp với dữ liệu khai thác thực tế.
  • Hiệu chỉnh mô hình giúp nâng cao độ tin cậy, giảm sai số khoảng 15%, hỗ trợ đánh giá trữ lượng và dự báo khai thác chính xác hơn.
  • Đề xuất các giải pháp kỹ thuật và đào tạo nhằm tối ưu hóa khai thác và quản lý mỏ trong thời gian tới.

Tiếp theo, cần triển khai áp dụng mô hình vào thực tế khai thác, mở rộng thu thập dữ liệu và phát triển mô hình thủy động lực tích hợp. Mời các chuyên gia và đơn vị liên quan phối hợp nghiên cứu và ứng dụng để nâng cao hiệu quả khai thác dầu khí tại bồn trũng Cửu Long.