Luận án tiến sĩ kỹ thuật địa chất cơ chế hình thành thân dầu trong khối móng nân

ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP. HỒ CHÍ MINH TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA NGUYỄN XUÂN KHÁ CƠ CHẾ HÌNH THÀNH THÂN DẦU TRONG KHỐI MÓNG NÂNG TRƯỚC KAINOZOI MỎ BẠCH HỔ LUẬN ÁN TIẾN SĨ KỸ THUẬT TP. HỒ CHÍ MINH - NĂM 2022 ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP. HCM TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA NGUYỄN XUÂN KHÁ CƠ CHẾ HÌNH THÀNH THÂN DẦU TRONG KHỐI MÓNG NÂNG TRƯỚC KAINOZOI MỎ BẠCH HỔ Chuyên ngành: KỸ THUẬT ĐỊA CHẤT Mã số chuyên ngành: 62.01 Phản biện độc lập 1: PGS.

TS Nguyễn Trọng Tín Phản biện độc lập 2: PGS. TS Phạm Trung Hiếu Phản biện 1: PGS. Tạ Đức Thịnh Phản biện 2: TS. Lê Văn Anh Cường Phản biện 3: TS.

Cù Minh Hoàng NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC 1. HOÀNG VĂN QUÝ LỜI CAM ĐOAN Nghiên cứu sinh xin cam đoan luận án “Cơ chế hình thành thân dầu trong khối móng nâng trước Kainozoi mỏ Bạch Hổ” là công trình nghiên cứu của bản thân nghiên cứu sinh thực hiện dưới sự hướng dẫn của PGS TS. Trần Văn Xuân và PGS. Các kết quả nghiên cứu và các kết luận trong luận án này là trung thực và không sao chép từ bất kỳ một nguồn nào và dưới bất kỳ hình thức nào.

Việc tham khảo các nguồn tài liệu đã được thực hiện trích dẫn và ghi nguồn tài liệu tham khảo đúng quy định. Những kết quả nghiên cứu trong luận án này chưa được các tác giả khác công bố ở Việt Nam cũng như trên thế giới. Tác giả luận án Chữ ký Nguyễn Xuân Khá i TÓM TẮT Đá móng với đặc trưng độ rỗng và độ thấm nguyên sinh rất nhỏ nên trước đây không được xem là đối tượng có khả năng chứa dầu khí; tuy nhiên trong những điều kiện nhất định khi đá móng bị biến đổi mạnh có thể độ rỗng thứ sinh và độ thấm có giá trị rất cao, móng granitoid mỏ Bạch Hổ có độ rỗng biểu kiến có thể lên đến 10% và độ thấm hàng ngàn mD, khi đó đá móng trở thành đá chứa dầu khí chất lượng cao. Trên cơ sở tổng hợp các nghiên cứu trước và kết hợp với các nghiên cứu chuyên sâu, lần đầu tiên việc lý giải hệ thống nứt nẻ xiên chéo, sự dịch chuyển không đều của khối móng đã được mô hình hóa qua tác động của trường lực.

Để đánh giá đặc trưng rỗng thấm của khối đá móng tác giả đã sử dụng tài liệu: địa chấn, địa vật lý giếng khoan (ĐVL-GK), mẫu lõi có đối sánh với các tài liệu FMI, FWS, CATV… Kết quả minh giải và kết hợp các thuộc tính địa chấn cho thấy khá phù hợp. Tại khối móng nâng mỏ Bạch Hổ hai tổ hợp thuộc tính địa chấn cho kết quả tốt là: thuộc tính RMS trên nền RAI và thuộc tính Gradient magnitude trên nền RAI. Kết hợp kết quả minh giải thuộc tính địa chấn và minh giải tài liệu ĐVL-GK có tính tương thích cao. Việc đánh giá biến thiên rỗng thấm trong khối móng nâng chủ yếu sử dụng tài liệu ĐVL-GK cơ bản (điện trở suất, gamaray, sonic, density và notron), trên cơ sở luận giải các giá trị được tính từ tỷ phần khoáng vật, độ rỗng và tính chất chất lưu trong khối đá (được hỗ trợ bằng phần mềm Wellinsight-FRP do công ty Eatseastar tài trợ).

Các kết quả minh giải có độ tương thích cao khi so sánh với tài liệu FMI và tài liệu khai thác. Các biểu đồ cross plot có vai trò quan trọng trong đánh giá nhanh các zone cho sản phẩm trong đá móng, đặc biệt là 2 biểu đồ cross plot: RHOB-NPHI và DT-NPHI. Kết quả minh giải tài liệu ĐVL-GK cho thấy tại một số giếng, các zone sát bề mặt đá móng (đới phong hóa) có giá trị rỗng, thấm rất thấp, trong khi các zone dưới sâu lại có giá trị rỗng, thấm tốt (theo kết quả phân tích mẫu lõi thu thập được tại độ sâu 4320m). Việc phát hiện mẫu lõi chứa nhiều khoáng vật thứ sinh zeolite (chiếm đến 40%) đã chứng tỏ quá trình biến đổi nhiệt dịch là yếu tố thứ hai sau hoạt động kiến tạo đã tác động đến quá trình hình thành không gian thấm chứa trong khối móng nâng.

Qua việc sử dụng cách tiếp cận hệ thống thống nhất vào nghiên cứu thân dầu trong khối móng nâng mỏ Bạch Hổ đã xây dựng phương pháp luận nghiên cứu thân dầu trong ii đá móng: Thân dầu chỉ hình thành trong đá móng khi khối đá móng thỏa mãn đầy đủ 3 điều kiện: a) Điều kiện đá sinh và hình thành bẫy chứa dầu trong khối móng nâng: Khối đá móng nâng phải được bao phủ bởi tập đá sinh hydrocabon có chất lượng cao, đồng thời tập đá sinh này lại đóng vai trò tầng chắn cho các tích tụ dầu khí trong khối đá móng nâng. b) Điều kiện hình thành không gian thấm chứa: Chủ yếu không gian rỗng hình thành do các giai đoạn hoạt động kiến tạo, đặc biệt là các pha nén ép đã tác động lên khối móng nâng; ngoài ra còn do các nguyên nhân khác như: khối magma co ngót, phong hóa, thay đổi áp suất thủy tĩnh, thủy nhiệt. c) Điều kiện nạp và bảo tồn tích tụ dầu khí: Các tầng sinh chính kề áp vào khối móng nâng, có các kênh dẫn (tầng cát, đứt gãy) kề áp và hướng về khối móng, đồng thời tầng sinh phủ trên nóc móng đóng vai trò lớp chắn hình thành các bẫy chứa dầu trong móng. Sau khi dầu đã di cư vào bẫy, không có các hoạt động kiến tạo, phun trào mạnh xảy ra phá hủy các tích tụ dầu - khí.

iii ABSTRACT Basement with the characteristics of primary porosity and permeability naturally is very restrictive, and previously it has not been considered as a reservoir rock that storage oil and gas; however, under certain conditions when the basement is strongly alternated, it may become a potential reservoir with oil and gas favorable collectors. The granitoid basement of the Bach Ho oil field has a porosity that can be up to 10% and permeability of thousands of mD, in this case, the basement becomes a high-quality reservoir. Summarizing previous studies and applying some new methods, in the first time, the interpretation of the diagonal fracture system, the irregular displacement of the basement has been modeled through the impact force field. To assess the porosity and permeability characteristics of the basement, authors have been using materials such as seismic, well logging, core samples that were correlated with FMI, FWS, CATV data.

The interpretation results of attributes seismic have been shown the suitable results in the uplift of Bach Ho basement. A combination of interpretation attributes seismic and well logging has been pointed out the high correlation. The evaluation of porosity and permeability variation in an uplift block of the basement has been mainly using basic good logging data (resistivity, gamma-ray, sonic, density, and neutron log). Based on the fundamental of theory, the calculated value is built from the fraction of mineral, porosity, and fluid properties in the matrix (supported by Wellinsight software funded by Eatseastar).

The results demonstrate high compatibility with FMI and production data. Cross plot charts play an important role in the early assessment of productive zones in the fractured basement, especially 2 charts cross plot: RHOB-NPHI and DT-NPHI. The results of the interpretation of well logging in some wells pointed out the zones were closed to the rock surface (weathered zone) with very low porosity and permeability, while the deep zones have good porosity and permeability, combined with the core samples collected at a depth of 4320m. The core with secondary minerals zeolite accounts for up to 40%, which proves that the hydrothermal transformation process is the second factor after tectonic impact on the process of forming permeable space contained in the uplift basement block.

iv By using a unified system approach to the study of the oil reservoir in the fractured basement in Bach Ho field, the method of studying oil reservoir in fractured basement has been developed: The oil reservoir is only formed in the basement when fully satisfy 3 conditions: a) Conditions of source rock and trap in the uplift basement: The basement must be covered by a high quality of mature sources rocks, and this source's rock will play a role as a seal for the accumulation of petroleum in the basement. b) Conditions for porosity and permeability in the basement: Focus on tectonic activity phases, especially compression phase impacting on the uplift basement; need to study other causes: magma shrinkage, weathering, hydrostatic pressure changes, hydrothermal. c) Conditions for migration, accumulation, and preservation of hydrocarbon: The adjacent main reservoirs apply to the uplift basement, with the channel (sand layers, faults) adjacent to the pressure and toward the uplift basement. There are no strong tectonic activities when oil has migrated into the trap.

v LỜI CẢM ƠN Trong suốt quá trình từ khi bắt đầu nghiên cứu và thực hiện làm luận án tới nay, nghiên cứu sinh đã được Bộ môn Địa Chất Dầu khí, Khoa Kỹ Thuật Địa Chất Dầu Khí Trường Đại học Bách Khoa TP Hồ Chí Minh cùng các thầy cô, đồng nghiệp tạo mọi điều kiện về mặt chuyên môn, cơ sở vật chất cũng như đã tận tình hướng dẫn và trợ giúp các sự vụ liên quan. Được liên doanh dầu khí Việt Nga Vietsovpetro tạo điều kiện làm việc, tiếp xúc với các tài liệu liên quan cũng như tạo điều kiện để nghiên cứu sinh trao đổi thảo luận thực hiện các ý tưởng khoa học. Ngoài ra để hoàn thành được các nội dung của đề tài nghiên cứu này nghiên cứu sinh đã tham khảo sử dụng nhiều tài liệu, kết quả đã được công bố của đồng nghiệp và các nhà khoa học khác. Nghiên cứu sinh xin được bày tỏ lòng biết ơn chân thành và sâu sắc tới tiểu ban hướng dẫn, các nhà khoa học, các nhà địa chất đã hướng dẫn và tạo điều kiện cho phép nghiên cứu sinh sử dụng và kế thừa kết quả nghiên cứu của mình, đồng thời rất mong nhận được nhiều ý kiến góp ý quý báu, của các nhà khoa học và các bạn bè đồng nghiệp.

Nghiên cứu sinh xin trân trọng cảm ơn bạn đồng nghiệp trong đơn vị đã góp ý kiến và giúp đỡ tôi trong suốt quá trình làm học và thực hiện luận án. Đặc biệt, xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc tới PGS. Trần Văn Xuân và PGS. Hoàng Văn Quý đã tận tình hướng dẫn, động viên và giúp đỡ nghiên cứu sinh hoàn thành luận án này.

Cuối cùng, nghiên cứu sinh xin cảm ơn gia đình và những người thân, các bạn đồng nghiệp đã động viên khích lệ và tạo điều kiện cho tôi hoàn thành luận án. Một lần nữa, xin chân thành cảm ơn mọi sự giúp đỡ quý báu đã dành cho tôi. vi MỤC LỤC LỜI CAM ĐOAN. iv LỜI CẢM ƠN.

vi MỤC LỤC. vii DANH MỤC HÌNH VẼ. xii DANH MỤC BẢNG BIỂU. xviii DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT .xx MỞ ĐẦU .1 TỔNG QUAN TÌNH HÌNH NGHIÊN CỨU THÂN DẦU MÓNG VÀ ĐỊA CHẤT MỎ BẠCH HỔ .1 Tổng quan tình hình nghiên cứu thân dầu móng .1 Tổng quan phát hiện và khai thác các thân dầu trong đá móng.