Luận văn thạc sĩ kỹ thuật dầu khí ứng dụng mô hình thuộc tính tầng miocene mỏ tê giác trắng bồn trũng cửu long phục vụ đánh giá trữ lượng dầu tại chỗ

Luận văn thạc sĩ kỹ thuật dầu khí ứng dụng mô hình thuộc tính tầng Miocene mỏ Tê Giác Trắng, bồn trũng Cửu Long, phục vụ đánh giá trữ lượng dầu tại chỗ.

• Tác giả: Phan Vương Trung
• Người hướng dẫn: TS. Trần Văn Xuân
• Trường học: Đại học Bách Khoa, Đại học Quốc gia TP. Hồ Chí Minh
• Chuyên ngành: Kỹ Thuật Dầu Khí
• Đề tài: Ứng dụng mô hình thuộc tính tầng Miocene đánh giá trữ lượng dầu mỏ Tê Giác Trắng bồn trũng Cửu Long
• Loại tài liệu: luận văn thạc sĩ
• Năm xuất bản: 2015
• Địa điểm: TP. Hồ Chí Minh

Mục lục chi tiết

• LỜI CẢM ƠN
• TÓM TẮT LUẬN VĂN
• LỜI CAM ĐOAN
• MỞ ĐẦU
• 1. CHƯƠNG 1: KHÁI QUÁT MỎ TÊ GIÁC TRẮNG
• 1.1. Địa chất khu vực lô 16.1
• 1.2. Lịch sử thăm dò và đánh giá
• 1.3. Địa tầng
• 1.3.1. Đá móng
• 1.3.2. Hệ tầng Lower Trà Tân (tầng E/F – Oligoxen sớm)
• 1.3.3. Hệ tầng Trà Tân giữa (tầng D – Oligoxen muộn)
• 1.3.4. Hệ tầng Trà Tân trên (tầng C – Oligoxen muộn)
• 1.3.5. Hệ tầng Bạch Hổ BI (Mioxen sớm – BI)
• 1.3.6. Hệ tầng Côn Sơn (Mioxen giữa BID)
• 1.3.7. Hệ tầng Đồng Nai (Mioxen muộn – BID)
• 1.3.8. Hệ tầng Biển Đông (A – Pliocen)
• 1.4. Cấu trúc mỏ TGT
• 1.5. Tiềm năng dầu khí mỏ TGT
• 1.6. Các vỉa chứa trong mỏ
• 2. CHƯƠNG 2: CƠ SỞ LÝ LUẬN VÀ PHƯƠNG PHÁP XÂY DỰNG MÔ HÌNH ĐỊA CHẤT
• 2.1. Tổng quan về mô hình địa chất
• 2.2. Cơ sở tài liệu xây dựng mô hình
• 2.2.1. Tài liệu địa chất - địa vật lý giếng khoan
• 2.2.2. Tài liệu công nghệ mỏ
• 2.3. Phương pháp xây dựng mô hình địa chất
• 2.3.1. Phương trình cân bằng vật chất
• 2.3.2. Lựa chọn phần mềm
• 2.4. Mô hình cấu trúc
• 2.4.1. Xây dựng mô hình đứt gãy
• 2.4.2. Xây dựng mạng 3 chiều
• 2.4.3. Chia đới
• 2.4.4. Xây dựng layer
• 2.5. Đánh giá trữ lượng dầu khí
• 2.6. Đánh giá và lựa chọn mô hình
• 3. CHƯƠNG 3: ỨNG DỤNG MÔ HÌNH THUỘC TÍNH TẦNG MIOXEN MỎ TÊ GIÁC TRẮNG BỒN TRŨNG CỬU LONG PHỤC VỤ ĐÁNH GIÁ TRỮ LƯỢNG DẦU TẠI CHỖ
• 3.1. Cơ sở tài liệu
• 3.1.1. Tài liệu địa chấn
• 3.1.2. Tài liệu địa vật lý giếng khoan
• 3.2. Chuẩn bị phân tích số liệu đầu vào
• 3.2.1. Tạo các file dữ liệu giếng khoan để đưa vào mô hình
• 3.2.2. Xem xét và hiệu chỉnh mô hình khung cấu trúc
• 3.3. Xác định môi trường trầm tích tầng 5.2
• 3.3.1. Định môi trường trầm tích chính và mô tả tướng trầm tích dựa trên tài liệu mẫu core và log
• 3.3.2. Phân chia mặt ngập lụt, ranh giới bất chỉnh hợp và liên kết giếng khoan
• 3.3.3. Minh giải môi trường, tướng trầm tích chính theo tài liệu giếng khoan, ứng dụng xây dựng bản đồ môi trường tầng 5.2
• 3.4. Xây dựng mô hình địa chất 3 chiều
• 3.4.1. Xây dựng mô hình cấu trúc
• 3.4.2. Xây dựng mô hình tướng trầm tích
• 3.4.3. Ứng dụng kết quả xây dựng mô hình thông số phục vụ đánh giá trữ lượng dầu khí tại chỗ ban đầu
• KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
• TÀI LIỆU THAM KHẢO

Tóm tắt

I. Mô hình thuộc tính tầng Miocene

Mô hình thuộc tính tầng Miocene được xây dựng dựa trên các dữ liệu địa chất và địa vật lý giếng khoan. Mô hình này tập trung vào việc phân tích các thông số như độ rỗng, độ thấm, và độ bão hòa của các tầng đá chứa dầu. Phương pháp xây dựng mô hình bao gồm việc sử dụng các công cụ phần mềm chuyên dụng để tạo ra mô hình 3 chiều, giúp hiểu rõ hơn về cấu trúc và đặc điểm của tầng Miocene. Mô hình địa chất này là cơ sở quan trọng để đánh giá trữ lượng dầu khí tại mỏ Tê Giác Trắng.

1.1. Phân tích địa chất tầng Miocene

Phân tích địa chất tầng Miocene tập trung vào việc xác định các đặc điểm thạch học và môi trường trầm tích. Các dữ liệu từ giếng khoan được sử dụng để xác định các tướng trầm tích chính, bao gồm cát lòng sông, bãi bồi, và đầm hồ. Phân tích địa chất này giúp hiểu rõ hơn về sự phân bố của các tầng đá chứa dầu và các yếu tố ảnh hưởng đến khả năng tích tụ dầu khí.

1.2. Xây dựng mô hình 3 chiều

Xây dựng mô hình 3 chiều dựa trên các dữ liệu địa vật lý giếng khoan và các thông số địa chất. Mô hình này bao gồm các lớp đá chứa dầu, các lớp chắn, và hệ thống đứt gãy. Mô hình 3 chiều giúp mô phỏng chính xác cấu trúc địa chất của tầng Miocene, từ đó hỗ trợ việc đánh giá trữ lượng dầu khí một cách hiệu quả.

II. Đánh giá trữ lượng dầu mỏ Tê Giác Trắng

Đánh giá trữ lượng dầu mỏ Tê Giác Trắng được thực hiện dựa trên các kết quả từ mô hình thuộc tính tầng Miocene. Phương pháp đánh giá bao gồm việc tính toán các thông số như độ rỗng, độ thấm, và độ bão hòa của các tầng đá chứa dầu. Đánh giá trữ lượng này cung cấp cơ sở khoa học để quy hoạch khai thác dầu khí một cách hiệu quả và bền vững.

2.1. Phương pháp đánh giá trữ lượng

Phương pháp đánh giá trữ lượng dựa trên việc sử dụng các công cụ phần mềm chuyên dụng để tính toán các thông số địa chất. Phương pháp đánh giá này bao gồm việc xác định các vỉa chứa dầu, tính toán thể tích và độ bão hòa của dầu trong các vỉa này. Kết quả đánh giá được so sánh với các dữ liệu thực tế từ giếng khoan để đảm bảo độ chính xác.

2.2. Kết quả đánh giá trữ lượng

Kết quả đánh giá trữ lượng dầu tại mỏ Tê Giác Trắng cho thấy tiềm năng dầu khí lớn trong tầng Miocene. Kết quả đánh giá này cung cấp thông tin quan trọng cho việc quy hoạch khai thác và phát triển mỏ trong tương lai. Các dữ liệu từ mô hình cũng được sử dụng để dự báo sản lượng dầu khí và lựa chọn các phương pháp thu hồi tăng cường.

III. Bồn trũng Cửu Long và tiềm năng dầu khí

Bồn trũng Cửu Long là một trong những khu vực có tiềm năng dầu khí lớn nhất tại Việt Nam. Nghiên cứu tập trung vào việc đánh giá tiềm năng dầu khí tại mỏ Tê Giác Trắng, nằm trong bồn trũng này. Tiềm năng dầu khí được đánh giá dựa trên các dữ liệu địa chất và kết quả từ mô hình thuộc tính tầng Miocene.

3.1. Đặc điểm địa chất bồn trũng Cửu Long

Bồn trũng Cửu Long có cấu trúc địa chất phức tạp với nhiều hệ thống đứt gãy và các tầng đá chứa dầu. Đặc điểm địa chất này tạo điều kiện thuận lợi cho việc tích tụ dầu khí. Nghiên cứu tập trung vào việc phân tích các tầng đá chứa dầu và các yếu tố ảnh hưởng đến khả năng tích tụ dầu khí trong bồn trũng.

3.2. Tiềm năng dầu khí tại mỏ Tê Giác Trắng

Tiềm năng dầu khí tại mỏ Tê Giác Trắng được đánh giá dựa trên các kết quả từ mô hình thuộc tính tầng Miocene. Tiềm năng dầu khí này cho thấy khả năng khai thác dầu khí lớn trong tương lai. Các dữ liệu từ nghiên cứu cũng được sử dụng để dự báo sản lượng và lựa chọn các phương pháp khai thác hiệu quả.

Nội dung chính

Tổng quan nghiên cứu

Ngành dầu khí Việt Nam đóng vai trò là ngành kinh tế mũi nhọn, đóng góp nguồn thu ngân sách và nguồn ngoại tệ chiến lược cho sự nghiệp công nghiệp hóa đất nước. Trong bối cảnh sản lượng khai thác từ tầng đá móng tại bồn trũng Cửu Long đang trên đà suy giảm tự nhiên, việc chuyển hướng thăm dò và khai thác sang các tầng trầm tích lục nguyên, đặc biệt là tầng Mioxen, đã trở thành ưu tiên hàng đầu. Khu vực nghiên cứu thuộc Lô 16.1 nằm ở phía Đông Bắc bồn trũng Cửu Long với diện tích khoảng 1.974 km², độ sâu mực nước biển dao động từ 20 đến 50 mét và cách bờ biển Vũng Tàu khoảng 70 km. Mỏ Tê Giác Trắng được phát hiện và điều hành bởi Công ty Điều hành Chung Hoàng Long (Hoàng Long JOC) với hợp đồng dầu khí triển khai từ năm 1999.

Vấn đề cốt lõi đặt ra trong công tác phát triển mỏ là tính bất đồng nhất địa chất rất cao của các tập cát kết phân tầng phức tạp thuộc tầng Mioxen hạ (đặc biệt là phân vị Bạch Hổ 5.2). Sự biến thiên nhanh chóng của môi trường trầm tích chuyển tiếp từ sông sang hồ khiến việc dự báo các thân cát chứa dầu bằng các phương pháp giải tích truyền thống gặp nhiều sai số lớn. Luận văn tập trung vào mục tiêu làm sáng tỏ đặc điểm kiến tạo, môi trường lắng đọng trầm tích, xây dựng mô hình thuộc tính 3 chiều (độ rỗng, độ thấm, độ bão hòa nước) và tính toán trữ lượng dầu tại chỗ ban đầu (STOIIP) cho các khối H1 và H2. Nghiên cứu mang ý nghĩa thực tiễn to lớn trong việc nâng cao độ tin cậy của kế hoạch phát triển mỏ (FDP), giúp giảm thiểu rủi ro khi định vị các giếng khoan đan dày, tối ưu hóa hệ số thu hồi dầu và gia tăng hiệu quả kinh tế cho các bên tham gia đầu tư.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Khung lý thuyết áp dụng

Nghiên cứu được xây dựng trên nền tảng của lý thuyết địa tầng phân tập (Sequence Stratigraphy) kết hợp với lý thuyết mô hình hóa vỉa chứa và địa thống kê ngẫu nhiên (Geostatistics). Lý thuyết địa tầng phân tập cho phép thiết lập khung thời địa tầng chuẩn xác trong bối cảnh môi trường phi biển (Non-marine sequence) thông qua việc phân chia các hệ thống trầm tích chính bao gồm hệ thống trầm tích hạ mức (LST), hệ thống trầm tích biển tiến (TST) và hệ thống trầm tích cao mức (HST). Khung lý thuyết này giúp liên kết các chu kỳ trầm tích và theo dõi sự dịch chuyển của các thân cát lòng sông và bãi bồi qua các giếng khoan.

Bên cạnh đó, lý thuyết địa thống kê ứng dụng thuật toán mô phỏng tuần tự Gaussian (Sequential Gaussian Simulation - SGS) được khai thác triệt để nhằm tái lập tính ngẫu nhiên và phân bố không gian của các thuộc tính vật lý vỉa. Các khái niệm chính được ứng dụng xuyên suốt bao gồm:

• Độ rỗng hiệu dụng (PHI): Tỷ lệ phần trăm thể tích rỗng liên thông chứa chất lưu trong khối đá vỉa.
• Độ thấm tuyệt đối (Permeability K): Khả năng cho phép chất lưu di chuyển qua môi trường lỗ rỗng dưới một gradient áp suất nhất định.
• Độ bão hòa nước (Sw): Phần trăm thể tích lỗ rỗng bị chiếm giữ bởi nước vỉa, được xác lập thông qua hàm chiều cao bão hòa (Saturation Height Function).
• Thể tích khối đá chứa (Bulk Rock Volume - BRV) và tỷ lệ cát ròng trên tổng thể tích vỉa (Net-to-Gross - N/G): Các đại lượng hình học quyết định thể tích rỗng chứa hydrocacbon thực tế.
• Trữ lượng dầu tại chỗ ban đầu (Stock Tank Oil Initially In Place - STOIIP): Tổng thể tích dầu chứa trong vỉa ở điều kiện tiêu chuẩn bề mặt trước khi tiến hành khai thác thương mại.

Phương pháp nghiên cứu

Nghiên cứu sử dụng nguồn dữ liệu địa chất - địa vật lý đồng bộ bao gồm khối địa chấn 3D tái xử lý 2011 PSTM (khối nổ nguyên bản năm 2004) bao phủ toàn bộ diện tích mỏ Tê Giác Trắng, kết hợp với tài liệu địa vật lý giếng khoan (bộ log tiêu chuẩn Gamma Ray, Neutron-Density, Điện trở, Sóng âm) và kết quả phân tích mẫu lõi đặc biệt (SCAL) của 12 giếng khoan thăm dò và khai thác tiêu biểu (gồm TGT-1X, TGT-2X, TGT-5X, TGT-8X, TGT-11X cùng các giếng phụ cận). Cỡ mẫu 12 giếng khoan được lựa chọn theo phương pháp chọn mẫu có chủ đích, bao quát đầy đủ các cấu trúc địa chất phức tạp tại các khối H1.1, H1.2 và H2 thuộc tầng Mioxen hạ.

Quy trình phân tích địa tầng áp dụng phương pháp phân tích chu kỳ CycloLog bằng cách xử lý các thuộc tính biên độ, bước sóng của đường cong Gamma Ray để thiết lập hàm sai số lọc dự báo PEFA và đường cong INPEFA, hỗ trợ phân chia các mặt ngập lụt cực đại và ranh giới bào mòn bất chỉnh hợp. Toàn bộ khung cấu trúc đứt gãy listric dạng bậc thang và lưới ô mạng 3 chiều (Pillar Gridding) được thiết lập trên phần mềm chuyên dụng Petrel của hãng Schlumberger. Phương pháp mô phỏng thuộc tính SGS được ưu tiên lựa chọn vì khả năng bảo toàn phương sai thực tế của dữ liệu đầu vào và thể hiện chính xác tính bất đồng nhất của vỉa chứa hơn các thuật toán nội suy tất định truyền thống. Timeline nghiên cứu được thực hiện dựa trên cơ sở cập nhật đầy đủ các chiến dịch khoan từ giai đoạn thăm dò năm 1999 đến các giếng phát triển hoàn thành trong năm 2014.

Kết quả nghiên cứu và thảo luận

Những phát hiện chính

Quá trình minh giải địa chất và mô phỏng 3 chiều tầng Mioxen 5.2 mỏ Tê Giác Trắng đã đem lại 4 phát hiện quan trọng:

1. Xác lập 6 vi tướng trầm tích chuyển tiếp sông - hồ đặc trưng: Tầng cát kết 5.2U và 5.2L được hình thành trong môi trường đồng bằng bồi tích sông chuyển tiếp vào hồ nông. Trong đó, tướng cát lòng sông (CH) có chất lượng vỉa vượt trội với độ rỗng trung bình trên 20% và độ thấm tuyệt đối đạt từ 500 mD đến vài Darcy. Tướng doi cát cửa sông (MB) và cát vỡ đê (CS) có độ dày thân cát từ 1.5 đến 5.0 mét với chất lượng thấm chứa khá tốt. Tướng bãi bồi ven sông (OB) và sét đầm hồ (LM) đóng vai trò là các tầng chắn sét cục bộ với giá trị độ thấm xấp xỉ bằng 0.
2. Xác nhận năng lực dòng sản phẩm thương mại cao qua thử vỉa DST: Kết quả thử vỉa tại giếng thăm dò đầu tiên TGT-1X đạt lưu lượng khí 4.11 triệu bộ khối ngày (MMSCFPD) với tỷ trọng dầu đạt 37 độ API. Tại giếng TGT-2X ở khoảng chiều sâu 2.763,5 đến 2.817 mét, thử vỉa DST số 2 đạt lưu lượng vượt trội lên đến 4.359 thùng dầu/ngày (BOPD) và 2.31 triệu bộ khối khí/ngày, minh chứng cho tiềm năng khai thác đỉnh cao của tập cát kết Mioxen hạ.
3. Phân hóa rõ nét tiềm năng dầu khí giữa các khối cấu trúc: Khối H1.1 thể hiện tiềm năng dầu khí cao nhất trong toàn mỏ với biểu hiện chứa dầu liên tục trên tất cả các vỉa chứa (từ vỉa 6 đến vỉa 8, tương ứng các phân vị 5.2U_052, 5.2U_055 và 5.2U_060). Khối H1.2 có tiềm năng trung bình do không ghi nhận vỉa dầu tại hai tập U10 và U20. Kém nhất là khối H2 khi chỉ phát hiện biểu hiện hydrocacbon hạn chế tại 3 vỉa U10, U20 và U40 do ảnh hưởng phức tạp của các đứt gãy chắn.
4. Chuẩn hóa thành công mạng ô lưới 3D không bị biến dạng: Việc tái cấu trúc các thanh pillar đứt gãy dạng listric đã loại bỏ triệt để hiện tượng chồng lấn ô mạng (grid overlap) tại các đới đứt gãy trượt bằng - thuận, giúp độ chính xác của mô hình thể tích đạt mức tương thích trên 95% so với ranh giới minh giải địa chấn.

Thảo luận kết quả

Cơ chế phân bố dầu khí tại tầng Mioxen mỏ Tê Giác Trắng chịu sự kiểm soát chặt chẽ của lịch sử tiến hóa kiến tạo tách giãn đồng rift thời kỳ Eoxen - Oligoxen và sụt lún nhiệt sau rift từ Mioxen sớm. Đá mẹ sinh dầu chủ đạo là tập đá phiến sét tầng D thuộc hệ tầng Trà Tân giữa (Oligoxen muộn) với hàm lượng vật chất hữu cơ phong phú (TOC đạt khoảng 0.12 kg/tấn, chỉ số sinh dồi dào HI từ 183 đến 205 mg/g, chỉ số biến đổi PI đạt 0.47). Dầu khí sau khi sinh từ cửa sổ nhiệt Mioxen giữa đã di cư thẳng đứng dọc theo các đứt gãy thuận phương Đông Bắc - Tây Nam, sau đó nạp vào các bẫy cấu trúc cát kết Mioxen 5.2 và được giữ lại nhờ tầng chắn sét khu vực Rotalia dày từ 20 đến 300 mét.

Kết quả tính toán tương quan rỗng - thấm từ mẫu lõi SCAL được mô tả trực quan qua biểu đồ tán xạ hàm mũ (Porosity-Permeability plot) phân tách rõ 4 miền chất lượng vỉa chứa (Rất tốt, Tốt, Trung bình, Kém), giúp kiểm soát chặt chẽ giá trị gán vào từng cell mô hình. Trên không gian 3 chiều, các bản đồ đẳng dày tầng chứa và bản đồ thể tích hydrocacbon lỗ rỗng trung bình (HCPV) cho thấy sự tập trung trữ lượng cao nhất bám dọc theo trục các thân cát lòng sông cổ uốn khúc. Phát hiện này hoàn toàn tương đồng với các nghiên cứu mô hình hóa phân giải cao của các chuyên gia quốc tế vào năm 2014 và nghiên cứu ứng dụng địa thống kê đa điểm của các nhà khoa học ngành dầu khí năm 2010, khẳng định rằng việc tích hợp tướng trầm tích vào mô phỏng ngẫu nhiên giúp loại trừ đáng kể sự bất định trong đánh giá trữ lượng tại các vỉa bất đồng nhất cao.

Đề xuất và khuyến nghị

Dựa trên kết quả xây dựng mô hình thuộc tính và đánh giá trữ lượng, 4 nhóm giải pháp kỹ thuật cụ thể được đề xuất nhằm tối ưu hóa công tác khai thác mỏ Tê Giác Trắng:

1. Khoan bổ sung các giếng đan dày tại khối H1.1: Hoàng Long JOC và Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí (PVEP) cần phê duyệt và triển khai từ 2 đến 3 giếng khoan phát triển đan dày tại trung tâm thân cát lòng sông khối H1.1 trong giai đoạn 2016 - 2018. Mục tiêu kỹ thuật là khai thác vét triệt để lượng dầu sót tại các bẫy kín cục bộ, duy trì sản lượng đỉnh của giàn đầu giếng H1-WHP trên mức 35.000 thùng dầu/ngày.
2. Ứng dụng hàm chiều cao bão hòa để tối ưu hóa khoảng bắn mở vỉa: Ban công nghệ mỏ cần áp dụng mô hình hàm bão hòa nước (Saturation Height Function) đã xây dựng để xác định chính xác ranh giới tiếp xúc dầu - nước (OWC) cho từng khối riêng biệt. Biện pháp này giúp đặt khoảng bắn mở vỉa cách mặt tiếp xúc dầu nước tối thiểu 5 mét, hạn chế hiện tượng nón nước và duy trì độ ngập nước (water cut) của toàn mỏ dưới 10% trong 2 năm đầu vận hành.
3. Đồng bộ hóa mô hình địa chất tĩnh sang mô hình mô phỏng khai thác động: Bộ phận địa vật lý và khai thác cần tiến hành chuyển đổi tỷ lệ ô mạng (Upscaling) và thực hiện quá trình khớp lịch sử khai thác (History Matching) định kỳ 6 tháng một lần. Việc tích hợp dữ liệu áp suất vỉa PVT và lưu lượng thực tế sẽ giúp nâng cao độ chính xác dự báo trữ lượng của mô hình lên trên 90%.
4. Nghiên cứu áp dụng các giải pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu (EOR): Đơn vị vận hành cần xây dựng đề án thử nghiệm phương pháp bơm ép nước duy trì áp suất vỉa hoặc bơm ép khí ngắt quãng tại khối H1 và H2 bắt đầu từ năm 2018. Mục tiêu nâng cao hệ số thu hồi dầu thương mại thêm từ 5% đến 8% so với phương pháp khai thác suy giảm áp suất tự nhiên.

Đối tượng nên tham khảo luận văn

Công trình nghiên cứu mang giá trị thực tiễn và tính học thuật cao, là tài liệu tham khảo đắc lực cho 4 nhóm đối tượng chính sau:

1. Kỹ sư địa chất và mô hình hóa vỉa chứa tại các công ty dầu khí: Đội ngũ chuyên viên kỹ thuật tại PVEP, Vietsovpetro, JVPC có thể sử dụng luận văn như một quy trình hướng dẫn thực chiến từng bước về việc xử lý lỗi ô mạng 3D, tích hợp số liệu mẫu lõi SCAL và phân tầng trầm tích bằng Petrel cho các đối tượng mỏ cát kết phức tạp.
2. Nhà quản lý dự án và chuyên viên hoạch định kinh tế mỏ: Các nhà điều hành dầu khí tìm thấy trong luận văn phương pháp luận phân cấp trữ lượng tin cậy (1P, 2P, 3P), cung cấp luận cứ vững chắc để bảo vệ Báo cáo Phát triển Mỏ (FDP) trước các cơ quan quản lý và tối ưu hóa ngân sách đầu tư khoan phát triển.
3. Giảng viên và học viên cao học chuyên ngành Dầu khí: Giảng viên và học viên tại các trường đại học kỹ thuật có thể sử dụng toàn bộ công trình như một giáo trình case study điển hình về việc ứng dụng địa tầng phân tập kết hợp địa thống kê ngẫu nhiên trong việc giải quyết bài toán mỏ trầm tích lục nguyên tại thềm lục địa Việt Nam.
4. Chuyên gia minh giải địa vật lý giếng khoan và địa chấn: Các nhà nghiên cứu chuyên sâu về phân tích chu kỳ trầm tích có thể tham khảo phương pháp ứng dụng phần mềm CycloLog để lọc tín hiệu INPEFA, nâng cao năng lực nhận diện ranh giới địa tầng trên tài liệu log giếng khoan.

Câu hỏi thường gặp

1. Luận văn đã giải quyết được vấn đề kỹ thuật trọng tâm nào tại mỏ Tê Giác Trắng? Nghiên cứu đã khắc phục thành công sự bất định do tính bất đồng nhất cao của các thân cát Mioxen 5.2. Bằng cách kết hợp mô hình tướng trầm tích với thuật toán mô phỏng tuần tự Gaussian trên Petrel, luận văn đã loại bỏ các lỗi biến dạng ô lưới và cung cấp bức tranh phân bố thuộc tính 3 chiều chuẩn xác với độ tin cậy thể tích đạt trên 95%.

2. Phương pháp CycloLog hỗ trợ như thế nào trong việc phân chia địa tầng mỏ? CycloLog sử dụng thuật toán sai số lọc dự báo PEFA và đường cong INPEFA phân tích chu kỳ từ đường Gamma Ray. Phương pháp này giúp nhận diện rõ ràng các điểm đảo chiều trầm tích, từ đó phân định chính xác các mặt ngập lụt cực đại và ranh giới bất chỉnh hợp giữa 12 giếng khoan mà việc đối sánh mắt thường không thể thực hiện được.

3. Vì sao khối H1.1 lại có tiềm năng dầu khí cao hơn hẳn so với khối H2? Khối H1.1 sở hữu cấu trúc bẫy khép kín 4 chiều hoàn chỉnh và nằm ngay trên kênh dẫn dầu từ đứt gãy chính. Đồng thời, khối H1.1 tập trung dày đặc tướng cát lòng sông có độ rỗng trên 20% và độ thấm đạt vài Darcy, trong khi khối H2 bị chia cắt mạnh bởi đứt gãy kín khiến dầu chỉ tích tụ cục bộ tại 3 vỉa.

4. Công thức tính trữ lượng dầu tại chỗ ban đầu (STOIIP) trong nghiên cứu bao gồm những biến số nào? Trữ lượng được tính theo công thức thể tích chuẩn quốc tế: STOIIP bằng tích số của thể tích khối đá chứa (BRV), tỷ lệ cát ròng (N/G), độ rỗng (PHI) và độ bão hòa dầu (1 - Sw), sau đó chia cho hệ số thể tích thành hệ của dầu (Bo). Tất cả biến số được tính toán chi tiết cho từng cell ô mạng 3D.

5. Lợi ích vượt trội của phương pháp Sequential Gaussian Simulation (SGS) so với nội suy truyền thống là gì? Phương pháp SGS tạo ra nhiều lần chạy mô phỏng ngẫu nhiên có điều kiện, giúp bảo toàn tính phương sai không gian của số liệu thực tế tại giếng khoan. Điều này phản ánh trung thực mức độ bất đồng nhất của vỉa chứa, tránh hiện tượng làm mượt thái quá giá trị độ thấm và độ rỗng như các phương pháp Kriging thông thường.

Kết luận

• Hoàn thành xuất sắc việc xây dựng mô hình cấu trúc và mô hình thuộc tính 3 chiều phân giải cao cho tầng Mioxen hạ mỏ Tê Giác Trắng, Lô 16.1 bồn trũng Cửu Long.
• Minh giải và mô hình hóa thành công 6 vi tướng trầm tích sông - hồ, thiết lập mối tương quan rỗng - thấm chuẩn xác cho 4 cấp chất lượng vỉa chứa dựa trên dữ liệu mẫu lõi SCAL của 12 giếng khoan.
• Đánh giá và phân cấp trữ lượng dầu tại chỗ ban đầu (STOIIP) chi tiết cho các khối H1.1, H1.2 và H2, khẳng định khối H1.1 là đối tượng mục tiêu đem lại hiệu quả kinh tế cao nhất.
• Hoàn thiện phương pháp luận tích hợp địa tầng phân tập CycloLog với công cụ mô hình hóa Petrel, tạo bước đột phá trong việc giảm thiểu sai số dự báo vỉa bất đồng nhất.
• Đề xuất hệ thống giải pháp kỹ thuật khai thác mỏ khả thi, hướng tới mục tiêu duy trì sản lượng khai thác ổn định trên 35.000 thùng dầu/ngày và gia tăng hệ số thu hồi từ 5% đến 8%.

Để hiện thực hóa tối đa các giá trị khoa học của luận văn, các đơn vị vận hành mỏ cần nhanh chóng tích hợp mô hình thuộc tính tĩnh này vào phần mềm mô phỏng khai thác động Eclipse trong giai đoạn 2016 - 2017. Các kỹ sư và nhà quản lý dầu khí hãy tận dụng ngay các kết quả nghiên cứu và phương pháp luận của đề tài để tối ưu hóa chiến dịch khoan đan dày và nâng cao hiệu quả khai thác tài nguyên dầu khí quốc gia.

Trích đoạn nội dung tài liệu

CHƯƠNG 1: KHÁI QUÁT MO TẾ GIÁC TRANG 1. Địa chất khu vực lô 16.1 Bê Cửu Long được thành tạo trước kỉ ĐệTam, bê nằm ở phía Đông Nam của Việt Nam, kéo d ai từ 9°B đến 11°B, với diện tích xấp xi 50.1 năm ở hướng Đông Bắc của bể Cửu Long. Tại góc Tây Bắc của lô 16.1 cách phía Nam Vũng Tàu gần 70km, có diện tích khoảng gần 1974 km? với giá trị độ sâu nước biển khoảng từ 20 đến 50m (hình 1.119E 31O,405726N 1°0 ”N j 7 T ’ T 7 Ũ T E+ “ L§JOC01/97| 01⁄9) Tạ 121 - — 10°3 ”N 2 PHU QUI ISLAND | i y TLIOC 10“ ”N /1ô 1/02/03 9*30 "N E / wt 8°0 "N L 106°3000'E 107°00'00"E 107°30'00"E 108°00'00"E 108°30'00°E ˆ pus So 109°0000'E i —Tg 109°30'00"E 1958N Hình 1.1: Vị trí địa ly m6 TGT (7ê Gide Trắng RAR 2014) 2. Lịch sử thăm dò và đánh giá Hoàng Long JOC được thành lập với vai trò điều hành lô 16-1, bổn tring Cửu Long ngoài khơi miễn Nam Việt Nam.

Cổ đông thành lập Hoàng Long JOC với cé phan tương ứng bao gdm: e Téng công ty thăm dò và khai thác dâu khí (PVEP): 41% e SOCO Việt Nam (SOCO): 28.5% e PTT Exploration and Production (PTTEP): 28.5% e OPECO Vietnam Ltd: 2.0% Hợp đồng dâu khí được kí kết vào ngày 8/11/1999 và có hiệu lực vào ngày 8/12/1999, Giai đoạn tìm kiếm thăm dò bắt dau từ ngày 8/12/1999 đến 7/12/2007. Trong pha 3 của giai đoạn tìm kiếm thăm dò, giếng TGT-1X được khoan đầu tiên vào lô 16.1 với kết quả thử via DST ở phan Mioxen dưới Intra Bạch Hồ 5.7 thùng một ngày và 4.11 MMSCFPD tai choke size 80/64”? với tỷ trọng dau là 37. Tiếp nôi thành công của giếng TGT-IX trong giai đoạn thăm dò, vào thang 8 năm 2005 là 6 giếng thâm lượng: TGT-2X, TGT-3X, TGT-4X, TGT-5X, TGT-6X, TGT-7X khoan vào các khối (HI, H2, H4, H3, H3N) trong chiến dịch khoan thứ nhất tại giàn HI-WHP và chiến dịch khoan thứ 2 tại giàn H4-WHP đều cho kết quả tốt. Dựa trên kết quả của các giéng khoan (well log corrected tops, formation pressures/ excess pressure) mô hình tang ILBH 5.2, C được cập nhật cho các khối H1, H2, H4, H3, H3N (hình 1.

Trong chiến dịch khoan thứ 3 được thực hiện từ tháng 7 năm 2012 với 4 giếng được khoan tại giàn HI-WHP. Trong đó có 2 giếng đan dày được khoan vào khối H1. Chiến dịch khoan năm 2013 được thực hiện với 4 giếng (TGT-9X, TGT-10X, TGT-11X và TGT-HI-19]). Chiến dịch khoan năm 2014 với các giếng chắc chắn bao gồm: TGT-H4-20P, TGT-H4- 21P, TGT-H4-26P, TGT-H5-22P, TGT-H5-23P, TGT-H5-24P, TGT-H5-25P, TGT-12X).

=—_——_—“— “nue ee ewe ewe eS SS ee eee am BLOCK 16-1 /Ý 1 06 0 0OœtL / f®ZntL 0asenL 0nweotL 0O7Z£60L Hình 1.2: Vị trí các khối trong mồ TGT (7é Gide Trắng RAR 2014) 3.1 Đá móng — Đệ Tam Các Gk trong phạm vi mỏ TGT (TGT-2X, 2X, 3X, 4X, 5X) đều chưa chạm đến lớp đá móng. Nhìn chung thành phân trầm tích trong hệ tầng khu vực TGT phù hợp và nằm trong khung hệ tang chung của bén trũng Cửu Long với tang sét khu vực Rotalia BLI bao phủ rộng khắp tạo cơ sở chăn tốt cho các tích tụ dầu khí bên dưới.2 Hệ tang Lower Trà Tân (tang E/F — Oligoxen sớm) Hệ tầng Trà Tân không bắt gặp tại TGT 3.3 Hệ tang Trà Tân giữa (tang D — Oligoxen muộn) Hệ tang Tra Tan giữa duoc mô tả bởi đặc điểm lớp đá phiên Sét, sét kết màu nâu đen, nâu tối, có chứa vôi, rất giàu nguồn vật chất hữu cơ. Trong đó có xen lẫn với các lớp cát kết và bột kết mỏng có thé chia ra thành ba phan. a) Upper D— Oligoxen muộn Upper D gồm các lớp cát dày xen lẫn với các lớp đá phiến sét, sét kết màu nâu đen, nâu tối, có chứa vôi và giàu nguồn hữu cơ.Môi trường trầm tích dam hồ nước mặn và đầm hỗ nước lợ.

Cát kết: màu xám đến xám hong, độ hat từ min đến trung bình, độ cứng từ trung bình đến tốt. Thanh phan thạch học bao gồm các khoáng vật thạch anh nhỏ, nền xi măng bao gồm kaolinit màu xám, dolomit và cát. Manh đá màu xanh xám, nâu đỏ góc cạnh, hau hết tái tram tích gân nguôn rat thô, mài tron va chọn lọc kém.Ngoài ra có sự góp mặt của các khoáng vật khác như chlorit màu xám xanh, biotit, pyrit. Bột kết: màu nâu vàng, xám nâu, độ cứng từ trung bình đến tốt, xi măng găn kết tốt bao gôm dolomit, thành phan xi măng giàu silicat, mica, biotit màu đen, chlorite màu xanh, đốm pyrite và kết tinh pyrite.

Sét kết/đá phiến sét: mau nâu - nâu đen giàu nguồn hữu co, độ cứng trung bình. b) D2— Oligoxen muộn Phan D2 được bắt gap chỉ tại GK TGT-1X lô 16. Thanh phan thach hoc gom có đá phiến sét/sét màu nâu tôi, nâu đen, giàu nguồn hữu cơ xen lẫn các lớp bột kết mong (phan trên), cát kết xen kẽ với đá phiến sét/sét màu nâu tối nâu đen có nguồn hữu cơ và lớp bột kết mỏng (phan giữa), sét kết /đá phiến sét xen kẽ với lớp cát kết mỏng và bột kết mỏng (phần dưới). Môi trường trầm tích đầm hồ nước mặn.

Cát kết: màu xám sáng, xám hông nhạt, xám nâu sáng, cát kết dạng arkzo (arkozic), cát kết có chứa sét, khoảng không giữa hạt được lấp nhét bởi bột kết, rắn chắc, độ cứng từ trung bình đến tốt, nền xi măng có những thớ lớp chứa vôi mỏng, khoáng vật fenpat màu xám sáng có đốm mica, chlorite màu xanh, biotit đen, có kết tinh pyrite, có những thé lớp chứa cancit và dolomit. Bột kết: màu vàng nâu nhạt, xám nâu, độ cứng từ trung bình đến ran chắc, xi măng có chứa sét, dolomit, giàu silic, dang hat, có chứa đốm mica, khoáng vật biotit den, chlorite xanh, khoáng vat pyrite và có kết tinh pyrite. Đá phiến sét/sét kết: màu nâu tối nâu đen, rất giàu nguồn hữu co, độ cứng từ cứng đến rất cứng, có tính chất răn lại, dạng tâm, có khả năng kéo dài, tăng khả năng tách ra theo chiều sâu, có những thớ lớp chứa vôi mỏng, có đốm trắng nhạt-vàng cam, thớ lớp mỏng chứa cancit. c) DI —- Oligoxen muộn Phần DI cũng được bắt gặp chỉ giếng khoan TGT-1X.

Thành phân thạch học gồm có đá phiên sét/sét màu nâu tối, nâu đen, với lớp bột kết mỏng và cát kết xám sáng, xám nhạt, xám nâu sáng (phân trên), cát kết xen kẽ với đá phiến sét, sét kết màu nâu tối, giàu nguồn hữu cơ và lớp bột kết mỏng (phân giữa), đá phiến sét, sét kết màu nâu tôi, nâu den xen kẽ với cát kết mỏng và bột kết (phân dưới). Môi trường tích tụ đầm hồ nước lợ và phù sa bồi tích lòng sông. Cát kết: Màu xám sáng, xám hồng nhạt, xám nâu sáng, một vài nơi có cát kết arkozic, độ cứng trung bình, không gắn kết, hạt thô, có chứa sét màu trắng nhạt, sét kaolinit màu trắng, xám nhạt, có chứa vôi và dolomit ở một vai noi, có các dém mica, biotit den, muscovite xám nhạt, chlorite màu xanh, kết tinh pyrite, có những thé lớp chứa cancit và dolomit mỏng. Đá phiên sét/sét kết: Nâu tôi, nâu đen, đen xám, giàu nguôn hữu cơ, dạng khối, có khả năng kéo dài, có thé tách được, có những thé lớp chứa vôi, có đốm trang nhạt.

Bột kết: Nâu vàng nhạt, xám nâu, thỉnh thoảng màu đen nâu tối, đen xám, có xi măng, một số phan có chứa vôi, dolomit, kết hợp với các thớ lớp chứa cát mỏng, có đốm mica, khoáng vật biotit, khoáng vat chlorite xanh, có dém kết tinh pyrite khoáng vat pyrite.4 Hệ tang Trà Tân trên (tang C — Oligoxen muộn) Nóc tập C hệ tang Tra Tân trên là bề mặt bat chỉnh hợp Oligoxen được thấy rõ trong khu vực mỏ TGT đối với hau hết các GK (TGT-1X, 2X, 3X, 5X). Được mô tả là các lớp cát kết xen lẫn các lớp sét bột kết màu xám xanh đến xám nâu, giàu vật chất hữu cơ. Môi trường tram tích đầm hô ven biển. Cát kết: màu xám sáng, thỉnh thoảng màu xám nâu sáng, vàng nhạt, độ cứng trung bình đến tốt, có chứa các thành phan xi măng như: can xít, dolomit tăng dan theo chiều sâu.

Độ hạt từ rất mịn đến trung bình, rat hiém khi có thành phân hạt thô, á tròn đến tròn, độ cau từ trung bình đến tốt, độ chọn lọc từ trung bình đến tốt. Có chứa các thành phân khoáng như thạch anh, chlorit, mica (mảnh biotit nhỏ) và dém kết tinh pyrit. Sét kết: Màu xám, xám xanh hàm lượng vật chất hữu cơ tăng dan theo chiều sâu, độ cứng trung bình, dạng khối, dạng tâm có nhiều thớ lớp nâu đỏ mỏng, thỉnh thoảng có những thớ lớp chứa vôi mỏng. Bột kết: màu xám xanh đến xám nâu, độ cứng trung bình, có chứa mica, chlorit màu xanh lá, dém vết pyrite và kết tinh pyrit.5 Hệ tang Bạch Hỗ BI (Mioxen sớm — BI) Tại khu vực mỏTŒT, có thê chia hệ tang Bạch Hồ thành các phụ hệ tầng sau: a) Phu hệ Bach Hỗ trên — Mioxen sớm (tang BI.2) Năm phan trên cùng của hệ tang Bach Hồ trên là các lớp sét xám — xám xanh rất dày, được biết đến như tang chắn khu vực của bổn triing Cửu Long được gọi là tang chắn sét Bạch Hồ.

Phan dưới cấu hệ tang Bach Hỗ trên là các cát xen lẫn bột sét Cát kết: Màu xám sáng đến hồng, độ hạt từ rất mịn đến min, độ mài tròn từ góc cạnh đến tròn cạnh, độ cau từ trung bình đến tốt, độ chọn lọc rất tốt, độ cứng từ trung bình đến rất cứng, nên có chứa sét màu xanh nhạt: kaolinit, dolomit, calcadone, nhiều màu sắc khác nhau: đỏ, cam, xanh, xám, đen. Bột kết: màu xám xanh đến xám oliu, rất hiếm khi dạng xám sáng, độ cứng từ trung bình đến tốt, độ chọn lọc từ trung bình đến tốt, có chứa những mảnh cát kết rất mịn và rất ít các kết hạch pyrit, mica, chlorit xanh. Sét kết: Màu xám — xám xanh đến nâu đỏ, độ cứng từ trung bình đến tốt. Đá vôi: Màu trăng, xanh sáng, độ cứng từ trung bình đến tốt.

b) Phụ hệ Bạch Hỗ dưới - Mioxen sớm (BI.1) Dinh của phụ hệ tang này bao gồm các lớp sét nâu đỏ rất dày, phan dưới có thé chia ra 03 phân vị nhỏ bao gồm: Upper Bạch Hồ dưới, Bạch H65.2-Mioxen sớm (Intra Lower Bach Ho) Bao gồm các lớp cát kết xen lẫn các lớp bột, sét kết màu xám, môi trường tram tích đầm hồ ven biển. Cát kết: màu xám xanh đến xám sáng, độ hạt từ rat mịn đến trung bình, ít gặp hơn là cát kết hạt thô, á góc cạnh đến tròn cạnh. a câu đến cầu, độ chọn lọc từ trung bình đến tốt, gan kết trung bình.