Bể Cửu Long những vấn đề then chốt trong thăm dò dầu khí

Đặc điểm kiến tạo bể Cửu Long trong bình đồ khu vực

Cũng như các bể trầm tích khác ở thềm lục địa Việt Nam , bể Cửu Long (xem hình) được bắt đầu hình thành vào Paleogen do hoạt động tách giãn là chủ yếu. Mặc dù hai giai đoạn hoạt động nén ép xảy ra từ Jura muộn (J 2 - 3) cho tới Creta sớm (K1) tạo nên những dải nâng, đồi sót nứt nẻ như mỏ Rồng - Bạch Hổ - Rạng Đông - Ruby; Vùng Đông - Sư Tử Vàng - Sư Tử Đen… nhưng các pha nén ép cuối Oligocen với hướng nén ép chính tây bắc - đông nam mới đóng vai trò quyết định trong việc hình thành các độ rỗng nứt nẻ hiệu dung trong các cấu tạo móng. Hoạt động này được thể hiện trên các lát cắt ngang tại mỏ Bạch Hổ, Rạng Đông, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng và đặc biệt rõ nét về phía Đông bắc bể Cửu Long trên mặt cắt địa chấn qua cấu tạo Thăng Long, nằm kề áp với đới nâng Côn Sơn, nơi có tầng D bị nâng lên được bảo tồn và ổn định ở độ sâu chỉ khoảng 2.000 m. Hoạt động nén ép khu vực vào cuối Miocen trung có thể cũng góp một phần vào việc làm tăng độ nứt nẻ trong móng, tuy nhiên cũng rất may mắn là nó không quá mạnh mẽ ở khu vực bể Cửu Long, tạo điều kiện lý tưởng cho việc bảo tồn dầu khí chứ không làm trầm tích nghịch đảo, bóc mòn cắt cụt ghê gớm, gây bất lợi cho việc hình thành bẫy chứa như bức tranh thường thấy tại bể sông Hồng hoặc Nam Côn Sơn, nguyên nhân chính làm giảm đi đáng kể tiềm năng dầu khí của bể. Đây cũng là sự khác biệt chính và nét đặc thù kiến tạo của bể Cửu Long trong bình đồ khu vực.

Do ảnh hưởng kiến tạo khác nhau, đặc điểm địa tầng, thạch học tại bể Cửu Long thể hiện sự thay đổi khác nhau qua tài liệu địa chấn và khoan nhất là phần phía tây so với phần trung tâm hoặc phần cực đông (nơi giao thoa của bể Cửu Long, bể Phú Khánh và bể Nam Côn Sơn), bởi thế cần có các cột địa tầng khác nhau chứ không nên sử dụng chung một cột địa tầng cho toàn bể.

Một lát cắt chứa dầu suốt từ móng granit nứt nẻ Oligocen tới Miocen hạ tại bể Cửu Long được xem gần như là một ngoại lệ trên phông kiến tạo khu vực, địa tầng cũng như tiềm năng dầu khí. Các quá trình nguội lạnh, thủy nhiệt hoặc phong hoá… là những hiện tượng chung có thể bắt gặp ở bất kỳ đầu đối tượng macma nào. Sự khác biệt chính là vai trò kiến tạo rất đặc trưng của bể Cửu Long. Những chứng cứ được thể hiện qua tài liệu mẫu lõi, tài liệu khảo sát thực địa hoặc qua những đứt gãy nghịch, uốn nếp trên lát cắt địa chấn tại mỏ Bạch Hổ, hoặc một số nơi khác cho thấy vai trò kiến tạo đặc biệt là hoạt động nén ép mới là nguyên nhân chính gây ra sự nứt nẻ, dập vỡ mạnh mẽ đưa bóng granit trở thành tầng chứa dầu chủ đạo, tuyệt vời gần như là duy nhất trên thế giới cho tới thời điểm hiện tại.

Đặc điểm hệ thống dầu khí

Các pha hoạt động kiến tạo thích hợp ở bể Cửu Long đã tạo điều kiện thuận lợi cho hệ thống dầu khí như sinh, chứa, chắn, bẫy, dịch chuyển.

Tầng sinh

Kết quả địa chấn khoan và các công trình nghiên cứu cho tới nay đã khẳng định tầng sét đầm hồ (tầng D) thuộc Oligocen trên đóng vai trò chính trong việc sinh dầu. Tầng sét lục địa (nóc E) và sét xen kẹp ven bờ (thuộc tập C và dãy D1) cũng góp một phần thứ yếu trong việc sinh thành dầu và khí. Tầng sinh phân bố hầu như toàn bộ trung tâm bể rất giàu VCHC (TOC có thể đạt tới 9 - 10%) Kerogen chủ yếu loại I và II, đôi chỗ bắt gặp Kerogen loại III. Tiềm năng sinh dầu là chính và rất lớn. Chất lượng tầng sinh tăng dần về phía đông. Một vài giếng khoan gặp khí congien - sat thuộc dải Sư Tử Trắng - Emerand có thể liên quan tới độ sâu tầng sản phẩm quá lớn hoặc có nguồn gốc từ loại kerogen loại III này.

Tầng chứa

Có hai đối tượng chứa tại bể Cửu Long là móng granit nứt nẻ trước đệ tam và cát kết thuộc Oligocen dưới (tầng Trà Cú) và Mioken hạ (tầng Bạch Hổ). Một số giếng tại Rồng, Bạch Hổ… gặp dầu trong cát kết hoặc các xâm nhập núi lửa thuộc Oligocen trên (tầng Trà Tân) với lưu lượng khá lớn ban đầu và giảm đáng kể sau một thời gian ngắn do sự kém liên thông và hạn chế về thể tích thân chứa.

Móng của bể Cửu Long chủ yếu được tạo thành bởi các đá xâm nhập bao gồm granit granodirit, granosynit, diorit và gabbrodiorit, đôi chỗ còn bắt gặp cả các đá phun trào cũng như các trầm tích biến chất. Đá macma chủ yếu có tuổi Cleta, vài loại có tuổi Trias hoặc trẻ hơn như Paleogen. Trong tính toán trữ lượng độ rỗng nứt nẻ thường được lấy trung bình với giá trị tối đa thường khoảng 3%, tuy nhiên ở một vài trường hợp cụ thể tại những phần bên trên của móng, độ rỗng thực tế còn có thể cao hơn nhiều.

Cho tới nay, móng vẫn là tầng chứa chủ đạo, tiếp là các kết Mioken dưới. Các đối tượng này đang được khai thác rất hiệu quả tại các mỏ Ruby, Bạch Hổ, Rạng Đông và Sư Tử Đen.

Tầng chắn

Sét Bạch Hổ, sét D là hai tầng chắn khu vực, bên cạnh đó, các tầng sét thuộc E2 và C cũng đóng vai trò chắn địa phương rất tốt tại một số cấu tạo. Thực tế thăm dò bể Cửu Long cho thấy tầng chắn đóng vai trò quyết định. Tại các cấu tạo thuộc bể Cửu Long, ở đâu có sét D và sét Bạch Hổ chất lượng tốt ở đấy có dầu trong móng granit nứt nẻ và cát kết Miocen dưới. Nhìn chung, chất lượng tầng chắn giảm dần về phía cánh. Kết quả gặp dầu nặng trong Miocen dưới tại Jade - 1X và Thăng Long - 1X cho thấy chất lượng tầng chắn kém của tầng sét Bạch Hổ. Độ dày tầng sét D gặp tại các giếng khoan có thể dao động từ 0 m ở vùng rìa tới hàng trăm mét và có thể đạt tới hàng ngàn mét ở phần trung tâm của bể theo tài liệu địa chấn. Tầng sét D phủ trực tiếp lên móng lý tưởng nhất khoảng trên dưới 3.000 m ở phần trung tâm (Bạch Hổ, Rạng Đông…) song ở vùng phía đông nó có thể gặp ở độ sâu rất nông, do điều kiện tạo thuận lợi nó chỉ khoảng trên 2.000 m. Tuy nhiên, nếu tầng sét D này thì không chỉ đối với vùng rìa bể mà kể cả ở độ sâu khá lớn ở phía tây của bể, các cấu tạo như báo Gấm, báo Vàng cũng chỉ có thể cho kết quả âm về dầu trong móng.

Bẫy

Cho tới thời điểm hiện tại các phát hiện dầu thương mại trong bể Cửu Long hầu hết thuộc dạng cấu tạo, kể cả các dạng mũi nhô nằm kề áp trung tâm bể. Móng được khép kín bốn chiều hình thành chủ yếu do hoạt động nén ép và nâng cao. Biên độ móng càng nâng cao, khả năng chứa càng lớn. Điều này có thể rất dễ nhận thấy khi so sánh giữa mỏ Bạch Hổ với hàng loạt các phát hiện khác với biên độ khoảng 300 - 500 m. Các bẫy thuộc Miocen dưới cũng thuộc dạng cấu tạo kế thừa móng. Phần trầm tích Miocen rất dày và tiềm năng chứa rất lớn trong các thân cát chủ yếu có dạng hỗn hợp hoặc địa tầng, bởi thế chất lượng tài liệu địa chấn và các công nghệ xử lý đặc biệt sẽ đóng vai trò chủ đạo trong việc tìm kiếm dầu khí tại đây.

Vị trí tương đối giữa tầng sinh, tầng chứa và tầng chắn đóng vai trò tiên quyết trong việc cấu tạo nạp dầu nhiều hay ít. Ngoài các hướng dịch chuyển thông thường do tầng sét D khá dày, vừa đóng vai trò sinh vừa đóng vai trò chắn, lại chịu tác động bởi lực ép do kiến tạo lẫn trọng trường đã cho áp suất lỗ rỗng còn lớn hơn cả áp suất của phần móng đá phía dưới khiến dầu sinh ra có thể dịch chuyển kể cả theo chiều từ trên xuống dưới.

Mô hình móng Granit nứt nẻ

Móng granit nứt nẻ được hình thành do tác động nén ép qua các thời kỳ trước Đệ tam, cuối Oligocen và cuối Miocen, trong đó cuối Oligocen đóng vai trò quan trọng nhất. Điều tiên quyết cho việc hình thành và lưu giữ một lượng dầu thương mại khổng lồ tại đây là sự có mặt tầng D.

Đối với tầng chứa móng, hai yếu tố quan trọng nhất tác động tới khả năng nứt nẻ và dập vỡ của chúng là kiến tạo và bản chất đá móng. Có thể tổng kết thành quy luật sau: Đá càng giòn thì khả năng dập vỡ càng lớn và ngược lại. Hoạt động móng càng cao, đới dập vỡ càng nhiều và “nêm dập vỡ” càng sâu. Trên mặt cắt địa chấn cắt ngang qua các mỏ dầu tại bể Cửu Long, ranh giới “nêm” này đợc xác định bởi đới đứt gãy nghịch chờm và các đứt gãy đối lập. Quan sát trực tiếp trên tài liệu địa chấn cho thấy tại những vùng bề mặt móng có địa hình cao nhất, các giếng khoan khai thác hoặc bơm ép nước bởi vì thay việc khoan thẳng đứng ở các vùng cánh, cần dựa trên tài liệu địa chấn xử lý với chất lượng cao và mô hình địa chấn này để có thiết kế thích hợp sao cho giếng khoan có thể khoan sâu mà vần bắt gặp nhiều nứt nẻ.

Trên tài liệu địa chấn 3D, các lát cắt có bề mặt địa hình móng càng nhô cao, càng gồ ghề, các khép kín trên lát cắt địa chấn 3D tiết diện ngang càng xê dịch, bất đối xứng thì đới granit nứt nẻ hình nêm càng rộng, càng sâu và khả năng chứa dầu càng lớn, tương tự như sự chìm nổi nông sâu của các vật thể có kích cỡ khác nhau trong nước hoặc tỷ lệ cao thấp khác nhau giữa móng và độ cao của các ngôi nhà cao tầng vậy.

Mặt cắt với mô hình móng nứt nẻ đặc trưng được lấy từ lát cắt ngang qua vòm. Trung tâm mỏ Bạch Hổ đại diện cho phần lớn bể bơi với nóc móng nằm bất chỉnh hợp dưới tập D tại độ sâu khaỏng 3.000m và Thăng Long - 1X đại diện cho phần rìa của bể Cửu Long với nóc móng nằm bất chỉnh hợp dưới tập D ở độ sâu 2.250 m do sự nâng lên của phần đông bắc dải nâng Côn Sơn vào giai đoạn cuối Oligocen này.

Quá trình phong hoá có thể đóng góp một phần trong việc hình thành đới nứt nẻ, tuy nhiên ở nhiều trường hợp nó thường đóng vai trò tiêu cực đối với tầng chứa. Tuỳ mức độ phong hoá, granit có thể bị caolinit hoá một phần hoặc toàn phần như khu vực Trại Mát (Đà Lạt). Ở các giếng khoan, phần nóc móng thường gặp hiện tượng này kèm khả năng chứa kém. Phần đá chứa móng granit nứt nẻ tốt nhất thường dao động trong khoảng 100 – 500 m dưới nóc móng. Nhìn chung cho tới nay, ngoại trừ những khu vực đặc biệt thuận lợi về kiến tạo, độ sâu lý tưởng về nóc móng tại bể Cửu Long vẫn xấp xỉ khoảng 2.600 - 3.000 m, độ sâu lý tưởng của đá chứa có khả năng cho dòng thương mại tốt và ổn định vẫn ở khoảng 3.000 - 3.500 m. Từ 300 - 4.000 m lưu lượng dòng có xu hướng suy giảm. Dưới độ sâu này, ngay cả tương ứng với phần nóc móng cao nhất, các giếng khoan nhìn chung thường cho dòng kém hơn, ở dạng dầu nhẹ, có tỷ lệ GOR cao hoặc thường giảm nhanh lưu lượng sau một thời gian ngắn. Về phía cánh, kể cả đá móng ở độ sâu khá nông nhiều khi cũng cho dòng rất kém do nằm vào phần móng tươi, ít chịu tác động của hoạt động nén ép, đá thường chặt xít và nằm phái ngoài “nêm nứt nẻ” nêu trên.

Những vấn đề mấu chốt trong công tác thăm dò dầu khí bể Cửu Long

Hai yếu tố quan trọng nhất quyết định cho sự thành công của công tác thăm dò bể Cửu Long là nâng cao chất lượng tài liệu địa chấn và giảm giá thành khoan. Ngoài ra, việc nâng cao hệ số thu hồi cũng là vấn đề lớn cần quan tâm bởi chỉ cần nâng hệ số này lên vài phần trăm cho Bạch Hổ hoặc Sư Tử Đen cũng tương đương với việc thêm một vài mỏ nhỏ.

Chất lượng tài liệu địa chấn càng tốt càng chắc chắn về mô hình và càng có thiết kế khoan chính xác. Kinh nghiệm Rạng Đông cho thấy sau khi khoan 5 giếng thẳng đứng thất bại, JVPC đã tiến hành xử lý, minh giải lại với tư duy thay đổi về mô hình địa chất, từ đó có thiết kế khoan thích hợp (khoan xiên hoặc gần như khoan ngang theo hướng đông bắc - tây nam) xuyên cắt tối đa các dải nứt nẻ (Linêamnt) và đã khoan liên tục thành công các giếng RD.8X, 10X, 11X, 12X với lưu lượng trung bình mỗi giếng 8.000 - 9.000 thùng/ ngày, trừ trường hợp giếng RĐ-9X không thành công do khoan theo chiều nam - bắc. Dựa vào tài liệu địa chấn được kiểm định qua thực tế thi công tới thời điểm này, các giếng khoan theo hướng tây nam - đông bắc; đông - tây thường cho kết quả thành công hơn nhièu so với các hướng khác, bởi ngoại trừ vòm trung tâm Bạch Hổ, nơi hoạt động nén ép diễn ra quá mạnh mẽ gây nứt nẻ và vỡ vụn hầu như toàn đới, còn hầu hết các nơi khác, kiến tạo khu vực thường tạo ra các dải nứt tương ứng với các đứt gẫy đối lập trải theo phương tây bắc - đông nam. Bởi thế, thiết kế khoan xiên cắt càng nhiều các dải nứt này càng có xác suất thành công cao.

Hoàn thiện công nghệ cao, lựa chọn các thông số dung dịch để khoan nhanh, an toàn, hiệu quả cho giá rẻ nhất cũng là một trong các vấn đề mấu chốt góp phần thành công cho dự án. Thực tế khoan ở tất cả các bể trầm tích tại thềm lục địa Việt Nam, ngoại trừ phần trung tâm của bể Nam Côn Sơn, nơi phải đối diện với các khó khăn kỹ thuật do dị thường nhiệt độ cao, áp suất cao ở độ sâu dưới 2.500m mà MJC đã phải chi trên 90 triệu USD cho hai giếng và một vài sự cố khí tầng nông như Lan Tây - 1X (bể Nam Côn Sơn), Trà Xanh Tây - 1X (thềm lục địa tây nam) hoặc khí chứa nhiều CO2 và H2S tại giếng 112 - Bạch Trĩ - 1X (bể Sông Hồng), nhìn chung về kỹ thuật là không quá phức tạp. Bởi thế, ngoài mục đích thấu hiểu về địa chất và tiềm năng dầu khí của mỗi bể, việc tổng kết công tác khoan, nghiên cứu đề xuất một thiết kế gọn nhẹ, an toàn với các tham số công nghệ và dung dịch lý tưởng cho các bể nói chung và bể Cửu Long nói riêng góp phần rút ngắn thời gian khoan được xem như một nhu cầu cấp thiết, nhất là trong điều kiện giá giàn và dịch vụ khoan ngày càng tăng mạnh như hiện nay.

Có thể nói rằng, trải qua 30 năm thăm dò và gần 20 năm khai thác dầu khí tại bể Cửu Long, những vấn đề cần được lưu tâm hàng đầu là:

Về phương pháp tiếp cận: Cần có cái nhìn tổng thể trước khi đi sâu vào chi tiết, tránh những nghiên cứu rời rạc, mạnh mún kiểu “thầy bói xem voi” như vẫn thường làm. Cố gắng phủ 3D cxho diện tích triển vọng toàn bể, xử lý với chất lượng cao nhất để có mô hình địa chất chung phù hợp trước khi đi vào đánh giá từng cấu tạo.

Những tiêu chí cần thiết cho cấu tạo móng nâng có khả năng gặp dầu lý tưởng nhất vàd dấu hiệu nhận biết: Phải nằm dưới tầng sét D và thể hiện rõ hoạt động nén ép trên tài liệu địa chấn bởi điều này thường liên quan tới đới đá móng có độ dập vỡ và nứt nẻ mạnh. Đó chính là đối tượng để thăm dò với xác suất thành công cao.

Mất dung dịch là một dấu hiệu gián tiếp rất quan trọng khi khoan. Thôn thường khi cấu tạo có hệ thống dầu khí tốt, ngoài biểu hiện khí mạnh trong khi khoan, mất dung dịch càng nhiều, phản ánh độ nứt nẻ chứa dầu càng lớn. Tuy nhiên ở độ sâu quá lớn, mất dung dịch toàn phần cũng có thể do khoan chúng vào đới đứt gãy sầu, kề ranh giới dầu nước như trường hợp giếng RD - 2X của JVPC.

Cần tổng kết đánh giá các bài học kinh nghiệm trong công nghệ khoan và đề xuất một thiết kế khoan gọn nhẹ nhất, một chương trình khoan thích hợp nhất có cân nhắc tới một sơ đồ mạn lưới thiết kế tổng thể ngay từ đầu nhằm linh hoạt chuyển mục đích khoan từ thăm dò sang phát triển nếu thành công thay vì lần lượt tiến hành hàng loạt các giếng khoan thăm dò - thẩm lượng - phát triển kinh điển tốn kém trước đây nhằm giảm giá thành đầu tư cơ bản, nhất là đối với các giếng khoan sâu, xiên khá dài trong móng hoặc các thân chứa thuộc trầm tích Oligocen và Miocen.

Trên ba thập kỷ tiến hành công tác thăm dò khai thác (TDKT) đã chứng minh tiềm năng to lớn của bể Cửu Long. Với tầng chứa dầu là đá móng granit nứt nẻ tại hàng loạt mỏ dầu nổi tiếng như Bạch Hổ, Rạng Đông, Ruby, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng… Bể Cửu Long tới thời điểm hiện tại đã trở thành một hiện tượng độc nhất vô nhị trên thế giới. Tuy nhiên trong một tương lai không xa, khi sản lượng dầu của bể vượt quá sản lượng đỉnh, khi các đối tượng cấu tạo truyền thống thuộc móng và Miocen dưới đã được thăm dò kỹ lưỡng thì việc tìm giải pháp công nghệ nâng cao hệ số thu hồi dầu trong móng và gia tăng trữ lượng trong các bẫy chứa địa tầng thuộc Oligocen và Miocen dưới sẽ là nhiệm vụ được ưu tiên hàng đầu đối với các nhà thăm dò bởi những lý do giản đơn song đầy thuyết phục.

Nguồn: Biển Việt Nam , 6 - 2007, tr 18