SỐ 8 - 2011
T¹p chÝ cña tËp ®oµn dÇu khÝ quèc gia viÖt nam - petrovietnam
DÇuKhÝ
Petro
ietnam
ISSN-0866-854X
Môi trường trầm tích và sự thay đổi độ rỗng
của các thể cát chứa dầu khí, hệ tầng Trà Cú,
tập F tuổi Eocen - Oligocen, bồn trũng Cửu Long
Môi trường trầm tích và sự thay đổi độ rỗng
của
các thể cát chứa dầu khí, hệ tầng Trà Cú,
tập
F tuổi Eocen - Oligocen, bồn trũng Cửu Long
Môi trường trầm tích và sự thay đổi độ rỗng
của các thể cát chứa dầu khí, hệ tầng Trà Cú,
tập F tuổi Eocen - Oligocen, bồn trũng Cửu Long
PETROVIETNAM
1
DẦU KHÍ - SỐ 8/2011
TIÊU‱ĐIỂM
2
DẦU KHÍ - SỐ 8/2011
PETROVIETNAM
3
DẦU KHÍ - SỐ 8/2011
S
áng ngày 17/8/2011, đồng chí Ngô Văn Dụ - Ủy
viên Bộ Chính trị, Bí thư Trung ương Đảng, Chủ
nhiệm Ủy ban Kiểm tra Trung ương cùng đoàn công tác
đã đến thăm và làm việc với Tập đoàn Dầu khí Việt Nam.

nghìn tỷ đồng. Tập đoàn đã đẩy mạnh
hoạt động và tập trung đầu tư vào
các lĩnh vực kinh doanh cốt lõi đó là:
tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí
(ở trong và ngoài nước), lọc hóa dầu,
công nghiệp khí, công nghiệp điện,
dịch vụ kỹ thuật dầu khí, tích cực tham
gia bảo vệ bảo vệ chủ quyền Quốc gia
trên biển, đóng góp lớn trong công
tác an sinh xã hội. Trong công tác Đảng, Đảng ủy Tập đoàn
triển khai tập trung lãnh đạo, chỉ đạo quyết liệt thực hiện
các nghị quyết, chỉ thị, kết luận của Bộ Chính trị, Chính phủ,
Đảng ủy Khối Doanh nghiệp Trung ương; tích cực chương
trình hành động thực hiện thắng lợi Nghị quyết Đại hội XI
của Đảng, nâng cao năng lực, sức chiến đấu của các cấp
ủy đảng; đẩy mạnh việc học tập tư tưởng và làm theo tấm
gương đạo đức Hồ Chí Minh trong toàn Tập đoàn.
Phát biểu tại buổi làm việc, đồng chí Ngô Văn Dụ bày
tỏ sự vui mừng trước những kết quả đã đạt được của Tập
đoàn trong suốt quá trình xây dựng và trưởng thành,
đóng góp tích cực vào sự phát triển của đất nước qua các
giai đoạn. Đồng chí Ngô Văn Dụ mong cán bộ, công chức,
viên chức và người lao động Tập đoàn Dầu khí Quốc gia
Việt Nam tiếp tục có nhiều đóng góp to lớn hơn nữa vào
công cuộc xây dựng và bảo vệ đất nước.
Cùng ngày, đồng chí Ngô Văn Dụ - Ủy viên Bộ Chính trị,
Bí thư Trung ương Đảng, Chủ nhiệm Ủy ban Kiểm tra Trung
ương đã tham dự Hội nghị sơ kết 3 năm thực hiện Nghị
quyết Trung ương 5, khóa X về “tăng cường công tác kiểm
tra giám sát của Đảng” do Đảng ủy Khối Doanh nghiệp

hai của Petrovietnam và Zarubezhneft sau Liên doanh
Vietsovpetro và là liên doanh đầu tiên của Petrovietnam
Sau gần 10 tháng triển khai công tác xây dựng mỏ, ngày 29/7/2011, mỏ Visovoi - mỏ thứ 2 của dự án thăm dò khai
thác dầu khí tại Khu tự trị Nhenhetxky - Liên bang Nga được đưa vào khai thác, nâng tổng sản lượng khai thác dầu của
dự án lên hơn 6.000 tấn/ngày (tương đương 44.000 thùng/ngày).
Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và Tổng giám đốc Zarubezhneft bấm nút khởi động dòng dầu công nghiệp đầu tiên
từ mỏ Visovoi. Ảnh: PVN
PETROVIETNAM
5
DẦU KHÍ - SỐ 8/2011
ở Liên bang Nga. Điều kiện triển khai dự án hết sức khó
khăn, phức tạp do địa hình khu vực Nhenhetxky chủ yếu
là đầm lầy, nhiệt độ phần lớn thời gian trong năm rất thấp,
thường xuyên dưới -45°C. Tuy nhiên, chỉ sau gần 2 năm
kể từ ngày ký hợp đồng và 1 năm triển khai quyết liệt
trên thực địa với tiến độ khẩn trương nhất, dự án đã cho
dòng dầu công nghiệp đầu tiên từ mỏ Bắc - Khosedai vào
ngày 30/9/2010. Và sau gần 10 tháng triển khai công tác
xây dựng mỏ, ngày 29/7/2011, mỏ Visovoi - mỏ thứ 2 của
dự án được đưa vào khai thác, nâng tổng sản lượng khai
thác dầu của dự án lên hơn 6.000 tấn/ngày (tương đương
44.000 thùng/ngày).
Liên doanh Rusvietpetro đã khắc phục khó khăn về
điều kiện thời tiết giá lạnh khắc nghiệt của miền cực Bắc
nước Nga, những đòi hỏi về kỹ thuật, công nghệ mới, cũng
như sức ép về thời gian để sớm đưa mỏ vào khai thác thương
mại, tận dụng được ưu đãi về miễn thuế khai thác khoáng
sản, nâng cao hiệu quả kinh tế cho dự án. Tập thể cán bộ
lãnh đạo, công nhân viên người Nga và người Việt trong
Liên doanh Rusvietpetro với sự ủng hộ của Zarubezhneft

những công trình an sinh xã hội khác.
Với việc đưa mỏ Visovoi - mỏ thứ 2 của dự án vào khai
thác, dự kiến trong năm 2011, Rusvietpetro đạt sản lượng
khai thác 1,51 triệu tấn dầu, tương đương 11 triệu thùng
dầu (bằng 10% sản lượng khai thác dầu thô của Việt Nam
năm 2011) với trị giá khoảng 1,1 tỷ USD. Kế hoạch sản
lượng năm 2012 đạt 2,08 triệu tấn, tương đương 15 triệu
thùng (bằng 14% sản lượng khai thác dầu thô dự kiến tại
Việt Nam trong năm 2012). Với giá dầu thô trên thị trường
thế giới đang ở mức cao như hiện nay, việc sớm đưa mỏ
Visovoi vào khai thác sẽ đem lại doanh thu và lợi nhuận
cao cho cả hai phía tham gia dự án.
TSKH. Phùng Đình Thực - Tổng giám đốc Tập đoàn
Dầu khí Việt Nam cho biết: Theo kế hoạch, Liên doanh
Ruvietpetro sẽ đưa mỏ thứ 3 vào khai thác trong năm
2012 và đưa mỏ thứ 4 vào khai thác trong năm 2013. Khi
đưa 4 mỏ vào khai thác, sản lượng sẽ đạt khoảng 4,7 triệu
tấn dầu/năm. Đây là sản lượng tương đối tốt, góp phần
đảm bảo an ninh năng lượng cho đất nước.

PVJ
Việt Hà
Công trình xây dựng và đưa mỏ Visovoi vào khai thác được Tập đoàn gắn biển công trình chào mừng
Kỷ niệm 50 năm Ngày Truyền thống Ngành Dầu khí Việt Nam. Ảnh: PVN
Ông Nikolay.G.Brunhich - Tổng giám đốc Zarubezhneft: “Chúng tôi đánh giá rất cao lao động
và quản lý của đội ngũ CBCNV Petrovietnam. Đồng thời sự hợp tác của các bạn cũng có tính hiệu
quả rất cao. Mạnh dạn hợp tác khai thác nguồn lợi khoáng sản ở nước ngoài là một hướng đi rất
chuẩn xác trong bối cảnh hiện nay. Vì nó không làm mất đi tài nguyên của các bạn mà ngược lại nó
mang lại nguồn thu lớn, hơn nữa lại bằng ngoại tệ”.
TIÊU‱ĐIỂM

tạo nhân lực của lĩnh vực này nhằm đáp ứng nhu cầu phát
triển của Tập đoàn.
Tại kỳ họp lần này, Tiểu ban Thăm dò - Khai thác
Dầu khí đã nhất trí với chương trình hành động của
Vietsovpetro trong việc gia tăng trữ lượng và cố gắng
duy trì sản lượng khai thác, đi đầu trong công tác đánh
giá các mỏ nhỏ, mỏ cận biên. Trên cơ sở kinh nghiệm của
mình, Tiểu ban đề nghị Vietsovpetro và PVEP trình bày
bài học kinh nghiệm rút ra từ việc khai thác dầu trong
móng hiện nay tại kỳ họp tới của Tiểu ban. Tiểu ban cũng
đề xuất PVEP rà soát các khu vực chưa ký hợp đồng tại bể
Cửu Long, để kiến nghị Tập đoàn và Bộ Công Thương ký
hợp đồng sớm; đề xuất phương án chia sẻ rủi ro với các
lô mới có trữ lượng nhỏ và phân tán; rà soát tăng cường
Hội đồng KHCN Tập đoàn Dầu khí Việt Nam:
Tiếp tục nâng cao hiệu quả
công tác tư vấn, phản biện
Vừa qua, 5 tiểu ban thuộc Hội đồng Khoa học Công nghệ (KHCN) Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (Tiểu ban Thăm
dò - Khai thác Dầu khí, Tiểu ban Hóa - Chế biến Dầu khí, Tiểu ban Kinh tế - Quản lý Dầu khí, Tiểu ban An toàn - Sức
khỏe - Môi trường Dầu khí, Tiểu ban Công nghệ - Công trình Dầu khí) đã tiến hành kỳ họp đầu tiên thông qua
chương trình hoạt động trong nhiệm kỳ 2011 - 2013, đồng thời thảo luận, triển khai các vấn đề nghiên cứu khoa
học trọng tâm. Điều này thể hiện sự khẩn trương, quyết liệt của Hội đồng KHCN Tập đoàn trong nhiệm kỳ mới
nhằm nâng cao hiệu quả công tác tư vấn, phản biện đối với các hoạt động của Ngành Dầu khí Việt Nam.
Tiểu ban Thăm dò - Khai thác Dầu khí đã tiến hành kỳ họp đầu tiên thảo luận về
chương trình hoạt động của Tiểu ban trong nhiệm kỳ 2011 - 2013. Ảnh: PVN
PETROVIETNAM
7
DẦU KHÍ - SỐ 8/2011
khảo sát địa chấn 3D, tích cực đẩy
nhanh công tác khoan tìm kiếm

) của PVFCCo: kinh nghiệm, thách
thức và giải pháp”; “Lựa chọn công nghệ và thiết bị chế
biến sâu khí cho Nhà máy Đạm Cà Mau”; “Lựa chọn, vận
hành công nghệ và thiết bị tách propylen và tổng hợp PP
của BSR”; “Xử lý khí có hàm lượng tác nhân ăn mòn (H
2
S,
CO
2
, H
2
O, Hg ) cao phục vụ khai thác, chế biến sâu khí”.
Đặc biệt, TS. Nguyễn Hữu Lương, Phó Giám đốc Trung
tâm Nghiên cứu và Phát triển Chế biến Dầu khí - Viện
Dầu khí Việt Nam đưa ra báo cáo “Dự thảo chương trình
nghiên cứu khoa học chế biến sâu khí thiên nhiên và sử
dụng hiệu quả khí thiên nhiên giàu CO
2
tại Việt Nam giai
đoạn 2011 - 2015”.
Tại kỳ họp lần này, Tiểu ban đã nhất trí kiến nghị Tập
đoàn định hướng đến năm 2020 sử dụng khoảng 20%
tổng sản lượng khí thiên nhiên khai thác hàng năm cho
chế biến sâu; định hướng sản phẩm chế biến sâu khí và
chương trình nghiên cứu khoa học chế biến sâu khí dài
hạn, đồng thời nhất trí thông qua phương hướng, kế
hoạch hoạt động của Tiểu ban Hóa - Chế biến Dầu khí
nhiệm kỳ 2011 - 2013. Ngày 22/7/2011, lãnh đạo Tập
đoàn Dầu khí Việt Nam và các thành viên Tiểu ban Hóa -
Chế biến Dầu khí đã có buổi làm việc với Sở Kế hoạch Đầu

TS. Nguyễn Văn Minh - Chủ tịch Hội đồng KHCN Tập đoàn phát biểu tại phiên họp đầu tiên
của Tiểu ban hóa - Chế biến Dầu khí về chủ đề: Chế biến sâu khí và phát triển nguồn nhân
lực khâu chế biến khí. Ảnh: Minh Thuận
TIÊU‱ĐIỂM
8
DẦU KHÍ - SỐ 8/2011
đã xác định chương trình hoạt động trọng tâm (nghiên
cứu khoa học, kỹ thuật công nghệ, công tác quản lý, trao
đổi kinh nghiệm) trong cả nhiệm kỳ 2011 - 2013. Theo
kế hoạch, Tiểu ban giới thiệu công nghệ về an toàn sức
khỏe môi trường: công nghệ an toàn trong các lĩnh vực
hoạt động sản xuất kinh doanh, công nghệ sản xuất sạch,
công nghệ xử lý chất thải, công nghệ mới sử dụng hiệu
quả, tiết kiệm năng lượng nhiên liệu; giới thiệu các sáng
kiến, sáng chế của các đơn vị thành viên Petrovietnam
mang lại hiệu quả, an toàn và bảo vệ môi trường. Tiểu
ban An toàn - Sức khỏe - Môi trường Dầu khí cũng cập
nhật các vấn đề pháp lý về an toàn sức khỏe môi trường,
mô hình quản lý an toàn tại một số đơn vị điển hình trong
Tập đoàn; bài học từ các tai nạn sự cố tại các đơn vị thành
viên; Triển khai ứng dụng và cập nhật, trao đổi thông tin
trên hệ thống database an toàn sức khỏe môi trường, các
vấn đề vướng mắc trong quá trình triển khai hệ thống
quản lý an toàn sức khỏe môi trường. Trong kỳ họp tới,
Tiểu ban sẽ tập trung vào các nội dung theo yêu cầu đặt
hàng của Hội đồng KHCN: ảnh hưởng của biến đổi khí
hậu đến công trình của Petrovietnam; an ninh an toàn
cho các công trình dầu khí; an toàn vệ sinh thực phẩm; đề
xuất đề tài nghiên cứu khoa học năm 2012…
Gần đây nhất, Tiểu ban Công nghệ - Công trình Dầu

lập được những kỷ lục mới về tiến độ thực hiện nhưng
vẫn đảm bảo đúng chất lượng, an toàn và hiệu quả đầu tư.
Trước đây, các giàn tương tự là RC-4, RC-DM cần khoảng
15 tháng, sau đó các giàn BK-14, BK-15 cần khoảng 13
tháng để đưa vào vận hành. Hiện nay, giàn RC-6 chỉ cần
11 tháng và RC-7 cần 12 tháng để đưa vào vận hành. Nếu
tính từ khi được Hội đồng Vietsovpetro lần thứ 38 chính
thức giao nhiệm vụ triển khai xây dựng (ngày 10/12/2010)
thì giàn RC-6 chỉ cần chưa đến 9 tháng để xây dựng và đưa
vào vận hành. Việc đưa hai giàn khai thác dầu khí RC-6 và
RC-7 vào hoạt động đúng tiến độ sẽ cho sản lượng khai
thác dầu từ hai giàn này đến cuối năm đạt khoảng 40.000
tấn, góp phần quan trọng trong việc hoàn thành kế hoạch
khai thác 6,31 triệu tấn dầu của Vietsovpetro năm 2011.
Theo Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, từ
đầu năm 2011 đến nay, cùng với việc luôn hoàn thành
xuất sắc các chỉ tiêu nhiệm vụ về khai thác dầu khí,
Vietsovpetro đã thực hiện một khối lượng rất lớn công tác
xây dựng các công trình khai thác dầu khí cho cả nội bộ
Vietsovpetro và các đơn vị thành viên của Tập đoàn, trong
đó có hai công trình RC-6 và RC-7. Đây là hai công trình
tuy không lớn về quy mô so với nhiều công trình trọng
điểm của Tập đoàn Dầu khí nhưng có ý nghĩa quan trọng
và liên quan mật thiết với nhiệm vụ khai thác dầu khí của
Vietsovpetro và Tập đoàn Dầu khí. Đây cũng là hai công
trình được quyết định đầu tư và triển khai xây dựng bằng
những giải pháp sáng tạo, đột phá, chủ động, quyết liệt và
hết sức khẩn trương của Vietsovpetro.
Từ nhiệm vụ chiến lược đã đề ra là phải tận thăm dò
và khai thác dầu khí của lô 09-1, trong quá trình nghiên

cứ khoa học do Vietsovpetro trình bày và kết quả giếng
khoan thăm dò R-28 tại khu vực phía Tây mỏ Rồng trước
đó, ngày 22/9/2010, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã đồng
ý cho phép Vietsovpetro triển khai sớm việc ký hợp
đồng thiết kế và cung cấp vật tư thiết bị khối thượng
tầng các công trình RC-6 và RC-7. Cũng ngay sau đó, từ
ngày 23/9/2010, Vietsovpetro đã bắt đầu triển khai thiết
kế phần chân đế và kết cấu thượng tầng, mua sắm vật
tư thiết bị cho hai công trình này. Ngày 11/11/2010,
giếng thăm dò R-32 tại khu vực Đông Bắc mỏ Rồng đã
cho dòng dầu công nghiệp. Đây là kết quả thực tiễn đầy
thuyết phục về quyết định cho phép Vietsovpetro triển
khai sớm công tác chuẩn bị đầu tư xây dựng các công
trình RC-6 và RC-7 trước đó. Hội đồng Vietsovpetro tại
kỳ họp lần thứ 38, ngày 10/12/2010, đã chính thức giao
nhiệm vụ cho Vietsovpetro xây dựng và đưa vào sử dụng
các công trình RC-6 và RC-7 trong năm 2011. Tính tới
thời điểm đó, Vietsovpetro đã đi trước được một bước
về thiết kế và các hợp đồng mua sắm. Đầu tháng 3/2011,
Vietsovpetro đã sớm nhận được những lô vật tư đầu tiên
để bắt đầu triển khai chế tạo kết cấu thép cho các giàn
RC-6 và RC-7. Bên cạnh đó, Ban lãnh đạo Vietsovpetro
đã kịp thời tháo gỡ khó khăn tìm được nguồn vật tư
thay thế trong quá trình triển khai xây dựng công trình
do một số lô vật tư nhập khẩu từ Nhật Bản bị về trễ bởi
ảnh hưởng của thảm họa động đất và sóng thần. Đồng
thời, Vietsovpetro đã tận dụng
một cách khoa học nguồn nhân
lực, điều kiện bến bãi và trang
thiết bị sẵn có để đảm bảo tiến độ

dầu năm 2011 của Vietsovpetro nói riêng và Tập đoàn
Dầu khí Việt Nam nói chung”. TSKH. Phùng Đình Thực yêu
cầu Ban lãnh đạo Vietsovpetro, các đơn vị thành viên và
các nhà thầu khẩn trương rà soát lại tất cả các giải pháp
kinh tế, kỹ thuật của hai công trình RC-6 và RC-7 trong giai
đoạn tiếp theo để đảm bảo chất lượng cao nhất và tiến độ
thực hiện công trình như đã cam kết, không để xảy ra các
sự cố mất kiểm soát làm ảnh hưởng tới chất lượng và tiến
độ thực hiện dự án. Bộ phận vận hành các công trình phải
chủ động tiếp cận các công trình để có chuẩn bị tốt nhất
cho việc tiếp nhận, bàn giao và đưa ngay vào sử dụng khi
TSKH. Phùng Đình Thực, Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam trao Bằng khen cho lãnh
đạo Vietsovpetro. Ảnh: CTV
PETROVIETNAM
11
DẦU KHÍ - SỐ 8/2011
các công trình hoàn thành phần xây dựng, kết nối và chạy
thử. Kiểm tra, tổng hợp các giải pháp kinh tế, thương mại
và kỹ thuật đã thực hiện trong dự án để đúc kết, rút ra
những bài học kinh nghiệm làm cơ sở cho việc đầu tư các
công trình tương tự của không chỉ Vietsovpetro mà còn
cho các đơn vị thành viên của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam.
Cùng ngày, tại Cảng dầu khí Vietsovpetro đã diễn ra
Lễ gắn biển công trình chào mừng Kỷ niệm 50 năm Ngày
Truyền thống Ngành Dầu khí Việt Nam; phát động đợt cao
điểm thi đua 50 ngày đêm hoàn thành và đưa vào sử dụng
công trình RC-6, RC-7; lễ ký Hợp đồng chế tạo và hạ thủy
giàn Mộc Tinh 1 và chân đế Hải Thạch 1 - dự án Biển Đông
1. Theo Tổng giám đốc Vietsovpetro Nguyễn Hữu Tuyến, ý
thức được trách nhiệm rất nặng nề và cũng rất vinh dự của

tiếp tục đẩy mạnh phong
trào thi đua trên tất cả các
công trình sản xuất và dịch vụ của Vietsovpetro, phát
huy sáng kiến, cải tiến kỹ thuật và giải pháp hợp lý
hóa sản xuất. Hưởng ứng tích cực phong trào thi đua
yêu nước trong toàn Tập đoàn với “Tinh thần Dầu khí”:
“Quyết liệt - Chuyên nghiệp - Đúng tiến độ - Đúng chất
lượng - An toàn - Hiệu quả”, phấn đấu vượt kế hoạch khai
thác 6,31 triệu tấn dầu thô, góp phần cùng toàn ngành
hoàn thành xuất sắc nhiệm vụ năm 2011. Đồng thời, bảo
đảm an toàn tuyệt đối cho người và thiết bị trên các công
trình sản xuất; mỗi CBCNV tuyệt đối chấp hành các quy
chế, quy trình an toàn, kỷ luật lao động và phòng chống
cháy nổ; phấn đấu 100% người lao động tham gia các dự
án không vi phạm kỷ luật an toàn lao động; tăng cường
mối quan hệ hợp tác hiệu quả giữa các đơn vị trong
Vietsovpetro và với nhà thầu.
Hiện nay, giàn RC-6 đã lắp đặt xong ngoài biển, đang
hoàn thiện việc đấu nối và chạy thử. Giàn RC-7 đã lắp đặt
xong chân đế và khối thượng tầng đã hạ thủy xuống sà
lan để đưa ra lắp đặt ngoài biển ngày 13/8/2011.
Vietsovpetro phấn đấu hoàn thành và đưa giàn RC-6 vào
hoạt động ngày 2/9/2011, giàn RC-7 vào hoạt động ngày
1/10/2011. Sau khi đưa giàn RC-6 và RC-7 vào hoạt động,
Vietsovpetro sẽ tiếp tục khoan thêm các giếng khai thác
mới, tạo điều kiện để tăng sản lượng khai thác dầu cho
Vietsovpetro từ các khu vực mới phát hiện này.
PVJ
Việt Hà
Lễ ký kết hợp đồng chế tạo hạ thủy giàn Mộc Tinh 1 và chân đế Hải Thạch 1 - dự án Biển Đông 1 giữa

chứng quan trọng về sự tồn tại dầu khí trong các thành tạo lục nguyên trên móng granit phong hóa ở bồn trũng Cửu
Long.
Để triển khai các bước thăm dò thẩm lượng tiếp theo, các công ty dầu khí đã tập trung nghiên cứu, khoan, lấy mẫu
lõi, phân tích tính chất vỉa theo tài liệu địa vật lý giếng khoan, minh giải địa chấn 3D, vẽ các bản đồ tập trầm tích này.
Đặc biệt công tác nghiên cứu tướng - môi trường trầm tích, mô hình hóa các thân cát chứa dầu trong tập F đã được
các nhà địa chất, địa vật lý Tổng công ty Thăm dò Khai thác (PVEP) hệ thống hóa, phân tích và chạy mô hình. Bước đầu
minh giải được:

+ Độ rỗng: 1 - 17%, độ dày cát kế t/độ dày hệ tầ ng: 10 - 30% và giảm theo chiều sâu.
+ Trầm tích trong các tập F được lắng đọng trong môi trường sông, có dòng chảy đan xen (braided river).
Hình 1. Bản đồ phân bố các hoạt động thăm dò và khai thác dầu khí bồn trũng Cửu Long
GK khô
GK khí
GK dầu
Mỏ dầu
Các cấu trúc
chưa phổ biến
Khu vực nghiên cứu
PETROVIETNAM
13
DẦU KHÍ - SỐ 8/2011
bố, điều kiện lắng đọng trầm tích và bẫy chứa, đã được
nhiều báo cáo chuyên đề của các nhà thầu JOC Cuu Long,
Petronas, Vietsovpetro, Phu Quy POC, Thang Long JOC,
Lam Son JOC, Hoang Vu JOC, Hong Long POC đề cập và
đánh giá.
Với nội dung nghiên cứu chuyên đề khoa học, tập thể
tác giả muốn giới thiệu kết quả nghiên cứu các trầm tích
cát chứa dầu khí lắng đọng trong điều kiện sông, có các
dòng chảy đan xen dựa trên các tài liệu mẫu lõi ở một số

Hệ tầng Trà Cú tương
đương tập địa chấn F được
phân định giữa các bất chỉnh
hợp bề mặt móng granit nứt
nẻ, bào mòn và các thành tạo
lục nguyên thô - mịn. Hình 3b
minh giải mặt cắt địa chấn
phản xạ cắt ngang cấu tạo
Sư Tử và liên kết hai giếng
khoan ST-300X và ST-200X
với các đặc trưng biên độ từ
trung bình đến mạnh, không
liên tục, tần số thấp, không
có quy luật phân lớp. Bề mặt
bào mòn của tập địa chấn F
có thể quan sát ở khá nhiều
cấu trúc trong bồn trũng Cửu
Long (Hình 3c, 3d). So với các
trình tự khác trong khu vực,
tập F rấ t dễ nhậ n biế t và liên
kế t trong khu vự c.
Hình 2. Địa tầng Kainozoi bồn trũng Cửu Long
Khu vực nghiên cứu
THĂM‱DÒ‱-‱KHAI‱THÁC‱-‱DẦU‱KHÍ
14
DẦU KHÍ - SỐ 8/2011
Đây có thể coi là một phát
hiện mới trong khu vự c mỏ ST
lô 15-1, khi khoan giế ng khoan
ST-100 X năm 2003 với kết quả

tạo cát, vụn lục nguyên có xu
hướng mịn dần lên trên hoặc
không đổi kích thước, đôi nơi
thô dần lên trên tạo thành các
tập cát có trình tự mịn dần và
thô dần lên trên.
Cát kết hạt mịn có độ chọn
lọc tốt hơn cát kết hạt thô. Bề
dày lớp khoảng 0,1 - 1,65m. Hạt
vụn có độ lựa chọn và mài tròn
trung bình, kém, bán góc cạnh
đến bán tròn cạnh, thành phần
Hình 3a. Bản đồ các tuyến địa chấn khu vực nghiên cứu sự phát triển tập F, hệ tầng Trà Cú
bồn trũng Cửu Long
Đỉnh móng trước Đệ tam
Đáy hệ tầng Trà Cú
Đỉnh móng trước Đệ tam
Đáy hệ tầng Trà Cú
Đỉnh tập F, hệ tầng Trà Cú
Đỉnh tập F, hệ tầng Trà Cú
Hình 3b. Tuyến địa chấn liên kết các giếng khoan STCL-100X-300X
Hình 3c. Tuyến địa chấn ngang bồn trũng Cửu Long (Line 9)
4
1
Line 1: VT-1X (D)
Line 2: DM-2X (C, E), SD-1X & 4X (C), TGT-2X &
4X (C, D)
Line 3: Ruby-4X, Emerald-2X (E), Jade-2XST, RD-3X
(E), COD-1X (E)
Line 4: SD-4X (C), RB-3X & 4X

o
3
o
8
JD-3X & 5X
Jade-2XST1
LL-1X & 2X
Emerald-2X
RB-3X & 4X
DM-2X
CD-1X & 4X
CT-1X & 3X
HT-2X & 4X
HVT-1X
TT-1X
HD-1X & 2X
PETROVIETNAM
15
DẦU KHÍ - SỐ 8/2011
giàu fenspat, thạch anh và
mảnh đá lục nguyên, biến
chất (Hình 4b). Cát kết, bột
kết thành phần đa khoáng
thuộc loại arkose hạt từ
nhỏ đến thô, đôi khi rất thô
hoặc cát chứa cuội và sạn
(Bảng 1).
Thành phần thạch học
lát mỏng ở các giếng khoan
ST-200X và ST-300X (Hình

khoảng cách không xa lắm
nhưng vẫn giữ được dòng
chảy ổn định ở tốc độ dòng
chảy mạnh.
Trong những điều kiện
đó các trầm tích hạt thô
Đỉnh tập F, hệ tầng Trà Cú
Hình 3d. Tuyến địa chấn dọc theo bồn trũng Cửu Long (Line 2)
Mẫu lõi giếng khoan ST-200X
Khoảng độ sâu: 3902 - 3912,3m
Cát kết:
Cát kết màu xám nhạt đến xám sáng, xám nâu sáng đến
xám oliu và nâu vàng sáng. Kích thước hạt thay đổi từ rất
mịn đến thô do chứa nhiều thành phần thô và mảnh vụn,
chủ yếu trung bình mịn và có xu hướng mịn dần lên trên
hoặc không đổi kích thước, đôi nơi thô dần lên trên tạo
thành các tập cát có trình tự mịn dần và thô dần lên trên.
Cát kết hạt mịn có độ chọn lọc tốt hơn cát kết hạt thô. Bề
dày lớp khoảng 0,1 - 1,65m.
Thành phần thạch học: chủ yếu các mảnh đá sét kết từ thô
đến cuội phân bố ở phần đáy các lớp (3909,75m). Một trong
số đó có mảnh đá basalt.
Cấu trúc trầm tích nguyên sinh: phân lớp phẳng…
Hóa thạch: đôi chỗ chứa các hóa thạch rễ cây nhỏ.
Xi măng: xi măng thạch anh chiếm chủ yếu ngoài ra còn có
xi măng canxit ở độ sâu 3905,1m và xi măng pyrite ở độ sâu
3906,5m, 3908,4m.
Khe nứt: chủ yếu các khe nứt trám đầy sét, ngoài ra có các
khe nứt trám đầy canxit ở độ sâu 3903,65m, 3905,4m và
3908,5m.

vận chuyển dọc theo đáy lòng sông, theo kiểu lăng dọc
theo đáy (Hình 6), cát hạt nhỏ và vật liệu mịn khác vận
chuyển dạng lơ lửng và lắng đọng ở phần xa, phần cuối
của hệ thống dòng chảy. Tài liệu cổ sinh rất nghèo nàn chỉ
phát hiện thấy ít bào tử phấn hoa trong các mẫu vụn và xếp
vào phức hệ Oculopollis/Magnastriatites howwardi. Theo
VPI, 2006 (Hình 7) minh giải cát kết tập F trong GK SN-10X
được lắng đọng trong môi trường đồng bằng bồi tích.
4. Môi trường trầm tích dựa trên các kết quả phân tích
các đường cong địa vật lý giế ng khoan
Bản chất và hình thái các trầm tích sông có phụ lưu
đan xen không được nghiên cứu và đề cập nhiều hơn
là các trầm tích lắng đọng trong môi trường dòng sông
uốn khúc. Các dòng chảy đan xen thể hiện sự chảy ngoằn
ngoèo quanh co ở phần cuối, có lưu lượng dòng chảy rất
lớn ở những chỗ sườn dốc hơn dòng chảy uốn khúc.
Hì nh 11, minh giải các thể cát được lắng đọng trong
môi trường sông có dòng chảy đan xen. Mô hình lắng
đọng các trình tự trầm tích trong các thể cát do dòng
sông đan xen tạo nên, được Cant (1982) và Collison (1996)
nghiên cứu và minh họa khá chi tiết. Trên Hình 8, Cant đã
đưa ra sơ đồ khối mô hình lắng đọng các trầm tích của
dòng sông đan nhau.
Theo chiều ngang các thân cát lấp đầy dòng có chiều
đẳng thước kéo dài từ 0,01 - 1km, mặt trên thân cát khá
bằng phẳng, phần đáy uốn cong, lượn sóng. Trên mặt cắt
dọc thân cát, các trầm tích cát có cấu trúc phân lớp đặc
trưng (Hình 8) dưới cùng là các trầm tích cát sạn phân lớp
xiên, phần giữa là các trầm tích cát phân lớp song song.
Các thân cát thuộc hệ thống sông có dòng chảy đan

Lơ lửng
Lớp tại
Nhảy
Lăn và trượt
Bề mặt dòng chảy
Đới
Chiều sâu (m)
GR log
Thạch học
Địa tầng thời gian
VPI Playnology
Tuổi
Phụ đới
Thành hệ
Thạch địa tầng
Đồng bằng bồi tích
Hồ nước ngọt
Đầm lầy, sú vẹt
Hồ nước lợ
Hồ nước kín
Biển ven bờ
Biển xa
Biển mở
Biển sâu
Môi trường trầm tích
bồn Cửu Long
GK SN-10X
Đáy của Verutricolpolite:
Pactydermos:
Nghèo/chủ yếu barren

khoan ở các lô khác nhau. Độ rỗng
chỉ còn các giá trị từ 5 - 7% ở chiều
sâu từ 4000 - 4500m.
Hình 12b minh họa các thể cát
trong hệ tầng Trà Cú, tập F và các
thuộc tính vật lý vỉa theo các tài liệu
địa vật lý của giếng khoan ST-100X.
Qua quá trình nghiên cứu và minh giải tổng hợp các
tài liệu trên, các tác giả muốn nêu lên những nhận xét và
bàn luận sau:
+ Các trầm tích lục nguyên lắng đọng trong giai
đoạn đầu tiên hình thành bồn trũng Cửu Long được lắng
đọng trong các điều kiện sông ngòi, dòng chảy có năng
lượng lớn. Trong khu vực nghiên cứu hình thái các dòng
chảy này được nhiều nhà địa chất dầu xác nhận là sông có
các dòng dạng đan xen.
+ Các thân cát chứa sản phẩm được mô hình hóa để
dự tính trữ lượng và trong một số khu vực đã chạy các mô
hình khai thác.
+ Độ rỗng và độ thấm trong các thể cát còn nhiều bàn
luận và nghiên cứu để giảm rủi ro lớn trong quá trình khoan
Hình 8. Minh họa các cá thể cát châu thổ có các dòng chảy đan xen (theo Cant, 1982). Châu
thổ có dòng chảy đan xen (Hình 8a). Cấu trúc trầm tích do dòng chảy đan xen tạo nên (Hình
8b). Dạng đường GR của các thể cát ở các vị trí khác nhau trong châu thổ có dòng chảy đan
xen (Hình 8c)
Hình 9. Minh họa các dạng thân cát sông có dòng chảy đan xen ở bồn trũng Cửu Long
Hình 10. Sơ đồ minh họa môi trường trầm tích hệ tầng Trà Cú,
tập F, khu vực nghiên cứu
Theo PVN 2009
Chú giải

Các phức hệ cổ sinh - Các dạng cổ sinh
đặc trưng của chúng tới môi trường
trầm tích ở các bồn trũng Đệ tam Việt
Nam. Lưu trữ ở PVN, VPI Hà Nội.
6. Roger M.lmart, Ed.2006.
Stratigraphic Reservoir Characterization
for petroleum Geologists, Geophysicists
and Engineers. University of Oklahoma,
USA.
7. Robert R.Berg, 1986. Reservoir
sandstones. Texas AS&M University.
8. Tran Khac Tan, Cu Minh
Hoang, Ngo Ba Bat, Hoang Ngoc
Dang, 2003. Study of gross depositional
environment of the Northern Cuu Long
Basin and their Impact on hydrocarbon System. PVEP, Lam
Son JOC.
9. Trần Khắc Tân, Ban Tìm kiếm Thăm dò, PVEP, 2009-
2010. Phân tích môi trường lắng đọng trầm tích lục nguyên,
các bồn trũng chứa dầu khí ở Việt Nam theo tài liệu đo địa
vật lý giếng khoan GR và SP log. Đề tài dự thi Hội sáng tạo
Dầu khí lần thứ nhất, Hà Nội.
10. Trần Khắc Tân, Cù Minh Hoàng, Nguyễn Anh Đức,
nnk, 2009. Kết quả nghiên cứu tướng - môi trường trầm tích
lụ c nguyên bồn trũng Cửu Long. Báo cáo khoa học tham
dự Hội nghị Khoa học và Công nghệ, trường Đại học Bách
khoa Tp. Hồ Chí Minh.
11. Trần Nghi, Phạm Huy Tiến, Phạm Năng Vũ, Phan
Trung Điền và nnk, 2000. Nghiên cứu tướng đá - cổ địa lý
và chuẩn hóa địa tầng trầm tích Kainozoi ở mỏ Bạch Hổ và

CÁT KẾT TẬP F
THĂM‱DÒ‱-‱KHAI‱THÁC‱-‱DẦU‱KHÍ
20
DẦU KHÍ - SỐ 8/2011
I. CƠ SỞ KHOA HỌC CỦA CÔNG TÁC NGHIÊN CỨU
1. Đá dầu Việt Nam
1.1. Đá dầu Đồng Ho - Hoành Bồ, Quảng Ninh
Các kết quả thăm dò trên diện tích thung lũng Đồng
Ho 1,5km
2
cho thấy: thân đá dầu ở mỏ Đồng Ho có chiều
dài 840m, dày từ 4,05m đến 22m, hàm lượng dầu ổn định,
ít biến đổi.
Chất lượng đá dầu theo phân tích công nghiệp:
+ Nước: 2,14%.
+ Tro: 77,45%.
+ Chất bốc: 17,20%.
Phân tích dung dịch chiết rút:
+ Hàm lượng dầu: 6,05%.
+ Nước: 7,00%.
Đá dầu ở Đồng Ho
- Hoành Bồ có thể xem
như là “Oil shale”. Theo
Kravsov thì đá dầu ở
trũng Hoành Bồ thuộc
loại thứ hai tức đá dầu
thực thụ. Cũng như
phần lớn đá dầu của
thế giới, đá dầu ở trũng
Hoành Bồ tuy có độ tro

đá dầu ở phụ trũng Đồng Ho thành 3 loại và có phân cấp:
+ Đá dầu có 3 cấp chất lượng và có trữ lượng lớn
nhất (cấp I: 125.862 tấn, cấp II: 1.539.034 tấn và cấp III:
2.212.830 tấn).
+ Asphalt cũng có 3 cấp chất lượng nhưng trữ lượng
không đáng kể (cấp I: 172.088 tấn, cấp II: 6.239 tấn và cấp
III: 39.936 tấn).
+ Cát kết asphalt/cát kết ngậm dầu chỉ có 1 cấp chất
lượng - cấp III với trữ lượng 111.392 tấn.
1.2. Đá dầu Nậm Ún - Sài Lương, Sơn La
Tiềm năng đá dầu vùng Nậm Ún - Sài Lương, Sơn La
đã được các nhà địa chất thuộc Viện Dầu khí Việt Nam
khảo sát, lấy mẫu phân tích từ năm 1981. Với khối lượng
57m
3
thu thập 17 mẫu phân tích hàm lượng, 3 mẫu nhiệt
lượng, 46 mẫu lát mỏng thạch học, khảo sát chi tiết đã đi
đến nhận định một cách chắc chắn về khả năng của tầng
đá phiến dầu vùng Nậm Ún - Sài Lương, Sơn La.
+ Thể trọng trung bình của tập sản phẩm 2,4g/cm
3

(kết quả của 8 mẫu phân tích).
+ Hàm lượng Bitum hòa tan trung bình của 18 mẫu
phân tích là 10 kg/tấn, trong đó mẫu cao nhất là 59 kg/tấn,
mẫu thấp nhất là 1 kg/tấn.
+ Về tiềm năng của tầng sản phẩm. Nếu tính góc dốc
trung bình của tầng sản phẩm là 45
0
và khai thác đến chiều

2
, Na
2
SO
4
.
+ Dùng thiết bị loại bỏ nước phù hợp.
Với dầu thô, các asphalten được định lượng trên
phần cặn chưng cất của 90 - 100ml dầu thô. Cân khối
lượng mẫu của 100ml chính xác tới 0,1g vào bình cất.
Lắp nhiệt kế sao cho bầu nhiệt kế cách đáy bình 2 ±
0,5mm và lắp vào hệ thống cất. Nhiệt độ của bể thu là
15 ± 3
0
C. Tốc độ chưng cất là 2,0 - 2,5ml/phút (xấp xỉ 1
giọt/s) và ngừng chưng cất khi nhiệt độ của dầu đạt tới
260
0
C và cho phép phần mẫu lỏng ở sinh hàn chảy hết
xuống ống thu.
Làm nguội cặn trong bình, sau đó cân khối lượng và
phần cặn chứa trong bình, ghi lại và tính toán phần trăm
khối lượng cặn/lượng mẫu đem chưng cất.
Với bitum rắn, lượng mẫu được lấy sau khi cắt bỏ lớp
trên bề mặt.
Số lượng mẫu phù hợp được đưa ra trong Bảng 2.

THĂM‱DÒ‱-‱KHAI‱THÁC‱-‱DẦU‱KHÍ
22
DẦU KHÍ - SỐ 8/2011

cô đặc vào chén cân đã được rửa và có trọng lượng đã ổn
định (thực hiện trong tủ hốt hơi độc), sấy ở nhiệt độ 100 -
110
0
C trong thời gian 30 phút; để nguội chén cân trong
bình chống ẩm từ 30 phút tới 1 giờ và cân như đã cân cốc
không, tính lượng asphalten thu được.
Tính toán:
- Hàm lượng asphalten của một mẫu A được biểu
diễn bằng phần trăm khối lượng (%kl) theo công thức:

Trong đó:
m
1
là khối lượng asphalten thu được.
m
2
là khối lượng mẫu đã lấy.
Trong trường hợp với bitum, A- Đặc trưng hàm lượng
asphalten của mẫu.
Trong trường hợp với dầu thô, kết quả cuối cùng
được tính toán bằng phần trăm khối lượng của sản phẩm
chưng cất theo công thức sau (chính xác tới 0,01 % Wt):

Trong đó:
A: Hàm lượng asphalten, % Wt.
M: Khối lượng asphalten, g.
G: Khối lượng cặn đem kết tủa để làm asphalten, g.
R: Khối lượng cặn thu được từ chưng cất, g.
D: Khối lượng mẫu đem chưng cất, g.

- Rửa ngược với tác nhân trung hòa.
- Rửa ngược với axit sunfuric.
- Cho pha hơi qua thiết bị lọc túi vải.
- Tách các hạ t nhựa sunfonat, thu hồi sản phẩm từ
pha hơi chứa các hạt nhựa sunfonat.
- Thải phần hơi ra ngoài không khí.
* Một phần dung môi được tách ra từ sunfonat hóa
nhựa trong bước phân tách trong pha lỏng và phần còn
lại được tách trong pha hơi. Phần lỏng của dung môi được
sử dụng lại cho quá trình và pha hơi của dung môi kết hợp
với dung môi tinh khiết được ngưng tụ trong quá trình
làm lạnh.
* Pha hơi chứa một lượng đáng kể dung môi lấy ra
trong khi lưu trữ và gạn lọc, được làm tinh khiết hơn và
ngưng tụ trong quá trình làm lạnh sẽ được sử dụng làm
nhiên liệu.
2.3. Sơ đồ biến tính đá dầu trong phòng thí nghiệm
Chuẩn bị :
Phù hợp với điều kiện thực tế chúng tôi đã lựa chọn
phương pháp sunfonat hóa đá dầu được hỗn hợp với
coopolyme của butadien/styren bằng SO
3
lỏng trong
dung môi n-Hecxan.
- Hỗn hợp coopolyme: butadien/styren (tỷ lệ 40/60).
Tỷ lệ của đá dầu/butadien/styren là 10:01.
- 800ml n - Hecxan được đặt trong bình phản ứng 2l.
Chế độ:
- Nhiệt độ phản ứng: 25
o

được máy khuấy 6 khuấy đều.
Nhiệt độ được cấp cho phản
ứng từ máy gia nhiệt 9. Cho SO
3

lỏng từ bình chứa 3 được bơm
định lượng đưa vào bình phản
ứng. Quá trình phản ứng và
nhiệt độ cao sẽ làm một phần
dung môi bay hơi qua sinh hàn
6. Ở đây dung môi được làm
lạnh và ngưng tụ được đưa trở
lại thiết bị phản ứng. Phần hơi
chưa ngưng tiếp tục bay hơi đi
ra ở phía trên.
Sau khi kết thúc phản ứng
hỗn hợp phản ứng sẽ được
trung hòa với dung dịch kiềm
được bơm vào từ bình chứa 4.
Sản phẩm và dung môi
phản ứng được phân tách bằng
phương pháp chiết. Sau đó
sản phẩm sẽ được sấy khô và
nghiền nhỏ.
II. KẾT QUẢ THỰC NGHIỆM
1. Đánh giá các chỉ tiêu kỹ
thuật của đá dầu
Chọn 3 mẫu đá dầu
nguyên liệu đại diện từ mỏ
Đồng Ho - Hoành Bồ, Quảng