NGHIÊN CỨU KHOA HỌC

ĐỀ TÀI: “Nghiên cứu đặc điểm địa tầng
vùng Rồng, cơ chế hình thành, đặc tính
tầng chứa vùng Đông Nam Rồng”

NGHIÊN CỨU KHOA HỌC
Thăm dò, Khai thác
Nghiên cứu đặc điểm địa tầng vùng Rồng, cơ chế hình thành, đặc
tính tầng chứa vùng Đông Nam Rồng
Hiện nay vùng Đông Nam Rồng thuộc cấu tạo Rồng đã tiến hành khai thác dòng dầu có
sản lượng công nghiệp cao nhưng hầu như các thông tin vùng Rồng nói chung và vùng
Đông Nam Rồng nói riêng vẫn chưa đầy đủ. Bài viết này đưa ra những nghiên cứu mới
về đặc điểm địa tầng vùng Rồng và cơ chế hình thành, đặc điểm tầng chứa vùng Đông
Nam Rồng. Hy vọng cung cấp thêm những tài liệu, thông tin cho công tác mở rộng tìm

xám vàng hạt từ trung đến thô, độ chọn lọc từ trung bình tới tốt, gắn kết từ trung bình tới
tốt, sét kết màu xám xanh, xám tối, xám nâu, nâu tối: Ranh giới chuyển tiếp sang
Oligoxen hạ - Sét kết chuyển dần từ màu nâu sang nâu đỏ nhạt nâu đỏ nâu đỏ sẫm
nâu đỏ hơi đen nâu đen đen nâu: Là đã chuyển sang nóc của Oligoxen thượng
1.2. Thành hệ Oligoxen thượng (Trà Tân) nóc thành hệ có độ sâu từ 2.030 - 2.049 m đáy
có độ sâu từ 2.629 - 2.656 m có tổng chiều dày 599 – 607 m.
+ Thành phần thạch học: Cát kết thạch anh màu từ trong đục đến trong mờ, xám sáng, hạt
từ trung đến thô, rất thô, độ chọn lọc từ trung bình tới kém, gắn kết tốt phần dưới thấy
dấu hiệu bị Quắc zít hoá. Sét kết màu xám sáng, xám xanh, xám tối, nâu đỏ, nâu vàng,
gắn kết tốt phần dưới thấy có dấu hiệu sét bị phân phiến thành phiến sét.
2. Vỏ phong hoá: Có chiều dày từ 12 - 96 m (từ 2.656 - 2.752 m)
+ Thành phần thạch học: Các hạt cát thạch anh sản phầm của quá trình phong hoá, sáng
màu tự hình, góc cạnh, không có độ mài tròn, chọn lọc.
Caonilite: Màu trắng đục, trắng hồng, trắng nhợt, đôi chỗ thấy có sự biến đổi chuyển tiếp
từ fendspar thành Caonilite, Chlorite màu xám xanh, xanh sẫm, đôi chỗ còn thấy có sự
biến đổi chuyển tiếp từ Biotite thành Chlorite.
Phân tích cột địa tầng của vùng này chúng ta nhận thấy:
- Lát cắt vùng Đông Nam Rồng bị khuyết tầng Oligoxen hạ (Trà Cú).
- Toàn bộ vùng Đông Nam Rồng không có tầng áp suất cao (Tầng dị thường áp suất).
- Toàn bộ lát cắt trầm tích của vùng này từ biển Đông đến Trà Tân không có tầng chứa
sản phẩm: Theo các quan điểm và nhận định thì tầng sinh là các tập vỉa sét kết Mioxen và
Oligoxen – Các dịch chuyển thứ sinh sẽ đi theo các đới nứt nẻ di chuyển vào móng.
- Đối tượng khai thác hoàn toàn nằm trong đá móng.
3. Khối móng
Phân tích sự phân bố các loại đá móng sâu ở mỏ Rồng trên cơ sở các kết quả xác định các
loại đá dựa vào thành phần thạch hoá cho thấy các đá móng sâu ở mỏ Rồng phân bố khá
phức tạp. Các đá móng trong nhiều trường hợp không tạo thành các thể khối thuần nhất,
mà đan xen vào các khối đá chính còn có các thể mạch, đai mạch, minh chứng cho các
giai đoạn hoạt động magma ở những thời kỳ khác nhau trong phạm vi của mỏ Rồng nói
riêng và toàn bộ bồn trũng Cửu Long nói chung. Phân tích một cách tổng thể có thể chia

Các kết quả nghiên cứu và phân tích địa tầng mỏ Rồng cho chúng ta biết: Khu vực này
chịu ảnh hưởng của các pha kiến tạo trong các thời kỳ khác nhau:
1 - Thời kỳ tạo móng trước Kainozoi
2 - Thời kỳ Oligoxen
3 - Thời kỳ Pleistoxen
Thời kỳ tạo móng trước Kainozoi là thời kỳ hoạt động kiến tạo mạnh nhất, các hệ thống
đứt gãy kiến tạo được hình thành chủ yếu trong giai đoạn này, thời kỳ sau là Oligoxen tuy
yếu hơn giai đoạn trước song cũng tạo ra một loạt các pha phun trào thể hiện ở mẫu lõi R
- 4, 6, 7, 8, 9. Thời kỳ Pleistocen + Đệ Tứ ít có ảnh hưởng đến vùng này.
II. Các đối tượng khai thác ở Rồng
Các đối tượng khai thác ở khu vực Rồng nằm hoàn toàn trong khối móng (đới nứt nẻ
trong đá móng): Đá móng mỏ Rồng có đủ điều kiện chứa tuy khả năng chứa thấp hơn
nhiều so với mỏ Bạch Hổ, nhưng do chất lượng tầng chắn kém và các pha phun trào
xuyên cắt tới các thành tạo trầm tích tuổi Oligoxen muộn ở các phần Đông-Bắc (trong
các giếng khoan R-6, 7, 8) và phần Trung tâm (trong các giếng khoan R-9, 4) của mỏ,
nên trong móng ở đây hoặc là chứa nước, hoặc là chỉ phát hiện được các tích tụ dầu khí
không có giá trị công nghiệp.
Còn ở phần Đông-Nam của mỏ (vùng có đặt giàn RP-3, RC-2), do tầng chắn có chất
lượng tốt và không bị ảnh hưởng bởi các pha phun trào, hội tụ đủ các yếu tố chứa và chắn
nên việc khai thác dầu ở khu vực mỏ Rồng hiện nay mới chỉ tiến hành trên phần khu vực
Đông-Nam Rồng.
Sau đây là bảng liệt kê sơ bộ độ rỗng micro trong các loại đá móng của mỏ Rồng (theo
kết quả nghiên cứu lát mỏng bơm nhựa màu)

Ghi chú: Độ rỗng hở được tính bằng tổng của rỗng nứt nẻ, rỗng hang hốc và rỗng của
các lỗ hổng
Qua bảng trên cho ta thấy: Trùng với các quan điểm về nguồn gốc địa chất của các đối
tượng chứa trong móng - Đối tượng chứa dầu của vùng Rồng chủ yếu nằm trong các đới
nứt nẻ của đá Granit, Diorit và Diorit thạch anh: Là những đá trẻ thuộc phức hệ Cà Ná ít
chịu ảnh hưởng của các quá trình hậu biến đổi thứ sinh trong móng.

1 - Sự co rút thể tích do mất nhiệt khi đông nguội của các dung nham macma nóng chảy
trong thời gian kết tinh khối granitoit (Hình 3).
2 - Quá trình biến đổi hậu macma với sự tác động của hơi khí, H2S, HCl và dung dịch
tách ra từ dung nham macma khi các khối macma kết tinh.
3 - Các hoạt động kiến tạo
4 - Các biến đổi nhiệt dịch
5 - Quá trình biến đổi ngoại sinh.
Trong đó 1, 3, 4 đóng vai trò chính – Quan trọng nhất trong việc tạo ra đới nứt nẻ chứa
sản phẩm.
1. Các cơ chế hình thành tầng chứa, đặc điểm tầng chứa
1.1. Khe nút tạo ra do sự co rút thể tích
Dung thể macma khi nguội có cơ chế ban đầu là co rút thể tích tạo ra các dạng khe nứt
tách còn gọi là khe nứt dạng đĩa: Có kích thước 2C, độ mở lớn nhất 2W (Hình 3A) - Kích
thước của khe nứt này phụ thuộc vào các tham số vật lý như: Modun Yong E, năng lượng
nhiệt động bề mặt g lực ứng suất s và gradient nhiệt độ dT/dl theo tính toán của Griffith
(1920) bán kính C của đĩa nứt tách được tính toán theo công thức: các nứt nẻ nguyên
sinh, co rút thể tích có dạng đĩa - Có bề mặt vuông góc với Vecter Gradien nhiệt độ hay
song song với các mặt đẳng nhiệt.
1.2. Khe nứt tạo ra do kiến tạo
- Quá trình phá vỡ kiến tạo là quá trình kế tiếp sau đó làm mở rộng khe nứt tạo ra đới khe
nứt làm chúng liên thông với nhau: Các chuyển động kiến tạo theo chiều thẳng đứng hay
chiều nằm ngang đã làm cho khối móng vùng Rồng nâng lên sụt xuống và chuyền động
trượt ngang rất phức tạp, có thể thấy rằng các chuyển động và phá huỷ kiến tạo có tính
quyết định trong sự hình thành các hệ thống nứt nẻ trong khối móng - Tạo đới nứt nẻ:
Bằng chứng là sự hình thành milonit, các loại dăm kết, có độ rỗng lớn tới >10% gặp ở
các độ sâu khá lớn tại các mẫu lõi ở móng Rồng.
- Hình 4: Các lực nén ép và kéo căng của trường ứng suất do hoạt động kiến tạo gây nên
đã dễ dàng tạo ra các nứt vỡ lớn, đứt gãy trong vỏ cứng có dạng vòm bao xung quanh
khối macma đang nguội dần - Đây là dạng nứt nẻ do tác động gần như cùng một lúc hai
tác động: Co rút thể tích và kiến tạo.

Đối với trường ứng suất thuần kéo hai chiều (Hình 5a) có thể phân tích thành trường ứng
suất có các hướng chính (Hình 5b) là thành phần kéo và nén vuông góc với nhau. Trong
trường hợp này các nứt nẻ nhánh có thể tạo thành sẽ vuông góc hoặc gần vuông góc so
với nứt nẻ chính.
1.3. Các biến đổi nhiệt dịch
* Hoạt động thuỷ nhiệt: Là yếu tố tác động quá trình biến đổi thứ sinh chính của móng:
Các biến đổi thứ sinh trong đá móng là kết quả tất yếu đi theo sau quá trình hình thành
các hệ thống khe nứt - Nhân tố chính gây nên các biến đổi nhiệt dịch là nguồn nước vỉa
tồn trữ trong các hệ thống khe nứt trong điều kiện nhiệt độ và áp suất cao còn gọi là nhiệt
dung: Hoạt động như một dung môi - Hoà tan và lấy đi khỏi đá móng nguyên sinh các
khoáng vật tạo đá kém bền vững.

Hình 4. Các hoạt động kiến tạo phá vỡ vỏ cứng khối magma (Mô phỏng theo T.X.Cường-
2002)

Hình 4 (a, b). Ứng suất kéo

ح làm d
ịch chuyển nứt nẻ tạo lỗ hổng
Hình 5 (a, b). Phân tích các thành phần của trường ứng suất

6A Mạch Zeolit trong khe 6B Canxít lấp đầy khe nứt 6C
Vào thời gian đầu: Các hoạt động của dung dịch thuỷ nhiệt có liên quan chặt chẽ với các
chuyển động kiến tạo và dẫn đến biến đổi trong thành phần cũng như cấu trúc không gian
lỗ rỗng đá móng mỏ Rồng: Các hoạt động kiến tạo đã làm liên thông các nứt nẻ nguyên
sinh do sự co rút thể tích khi nguội lạnh của khối magma, tạo điều kiện cho các hoạt động
thuỷ nhiệt phát triển - Các dung dịch thuỷ nhiệt, rửa giũa bào mòn khe nứt, nứt nẻ: Dòng

nứt lớn có độ thấm cao mặc dù có thể độ rỗng hiệu dụng không lớn.
Mật độ số khe nứt trong một đơn vị thể tích có thể tính bằng N = 1/ L3 , với L là khoảng
cách trung bình giữa các khe nứt (Hình 7d). Cũng với gần đúng như vậy độ rỗng nứt nẻ
фf trong thể tích trên đây có thể tính:
Và độ thấm K theo định luật Darcy có dạng
Như vậy trong đá chứa nứt nẻ, độ thấm K phụ thuộc vào ba tham số vi cấu trúc c, w và L
.

Hình 7. Sự phân bố khe nứt trong môi trường đẳng hướng (b) và bất đẳng hướng (c)

Hình 7d. Mật độ khe nứt phụ thuộc các tham số vi cấu trúc c, w, L

Hình 8. (a,b) thay đổi độ thấm của đá nứt nẻ theo áp suất hiệu dụng
Guéguen (1994) cũng có kết quả thực nghiệm tương tự (Hình 8b). Khi áp suất hiệu dụng
Pef tăng, độ mở khe nứt W giảm mạnh (Hình 8a). Khi áp suất thay đổi theo chiều ngược
lại, độ mở W không phục hồi như ban đầu mà còn có biến dạng dư.
Ở điều kiện vỉa, áp suất hiệu dụng Pef phụ thuộc vào áp suất P của chất lưu trong lỗ hổng
(áp suất vỉa): Pef = σ - p Với σ là ứng suất nén vuông góc với bề mặt nứt nẻ σ = Scosα (S
là áp suất thạch tĩnh, α là góc nghiêng của mặt phẳng nứt nẻ so với mặt phẳng nằm
ngang).
Trong quá trình khai thác, áp suất chất lưu giảm, áp suất hiệu dụng Pef tăng một cách
tương đối làm cho độ mở khe nứt W giảm, độ thấm suy thoái. Nếu bơm ép nước để khôi
phục áp suất chất lưu nhưng độ mở W không trở về giá trị ban đầu vì có biến dạng dư.
Biến dạng dư sẽ triệt tiêu theo thời gian nếu áp suất chất lưu tiếp tục được duy trì. Quá
trình này kéo dài được bao lâu phụ thuộc vào đặc tính đàn hồi của đá.
2.2. Một vài tính chất của chất lưu trong vỉa sản phẩm
- Dầu ở mỏ Rồng chưa bão hoà khí, đặc tính hoá lý của dầu tách khí: Thuộc loại dầu
nặng; độ nhựa: 3,6 - 4,96%; nhiệt độ đông đặc: 30 – 31
0
C, các tính chất của nước vỉa:

[4]. Nguyễn Tuấn Anh. Nhận diện các đối tượng địa chất trong quá trình khoan. Hội nghị
Khoa học lần thứ 17: Trường Đại học Mỏ-Địa chất. Hà Nội 20/10/2006.
[5]. Nguyễn Văn Phơn. Quá trình hình thành và khả năng thấm chứa của đá móng nứt nẻ
mỏ Rồng. Tạp chí Dầu khí. Tập đoàn Dầu khí Việt Nam số 08/2004.
[6]. Nguyễn Tuấn Anh. Dựa trên tài liệu địa chất, địa vật lý, dữ liệu giếng khoan Khi
đang khoan ở thành hệ trầm tích & đới phong hoá: Dự báo trước sản lượng của các
thành hệ chứa dầu trong móng: Mỏ dầu Đông Nam Rồng. Hội nghị Khoa học Công nghệ
lần thứ 10 Đại học Bách Khoa Tp. HCM
[7]. Phạm Dương, Nguyễn Thu Huyền. Cấu trúc địa chất vùng yên ngựa mỏ Rồng. Hội
nghị Khoa học - Kỹ thuật Dầu khí, kỷ niệm 20 năm thành lập XNLD Vietsovpetro và khai
thác tấn dầu thứ 100 triệu.
[8]. Nguyễn Tuấn Anh. Nhận diện và phát hiện thể tiêm nhập, xuyên cắt của granit vào
granodiorit trong khối móng mỏ Rồng - dựa trên tài liệu địa chất, địa vật lý. Hội nghị
Khoa học lần thứ 16: Trường Đại học Mỏ-Địa chất. Hà Nội 15/11/2004.
[9]. Nguyễn Công Khắc, Hoàng Văn Quý, Đỗ Quang Tiến (05/2004). Quy trình xử lý
mẫu. Tài liệu lưu trữ nội bộ Xí nghiệp Địa vật lý.
[10]. Nguyễn Tuấn Anh. Quan sát dấu hiệu trực tiếp các biểu hiện dầu khí qua công tác
thu hồi mẫu lõi. Những biểu hiện dầu khí trên tài liệu địa chất, địa vật lý. Hội nghị khoa
học lần thứ 17: Trường Đại học Mỏ-Địa chất. Hà Nội 20/10/2006.
[11]. Tài liệu địa vật lý tổng hợp, tài liệu Materlog các giếng khoan 69, 818, 924,1116,
301, 304, 303, 308 và một số giếng khác trên mỏ Bạch Hổ và Rồng. Thư viện Xí nghiệp
địa vật lý.
[12]. Nguyễn Tuấn Anh. Nhận diện và phát hiện đới phong hóa, nứt nẻ móng và đánh giá
khả năng chứa của móng dựa trên tài liệu Mudlogging. Hội nghị khoa học công nghệ lần
thứ 8 Đại học Bách Khoa Tp. HCM 26/4/2002
[13]. Nguyễn Tuấn Anh: Ứng dụng các tính toán xử lý của chương trình Off- line trong
công nghệ khoan. Tạp chí Dầu khí số 02/2003.
(Theo TCDK số 9-2009