ĐẠI HỌC QUỐC GIA THÀNH PHỐ HỒ CHÍ MINH
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
KHOA KỸ THUẬT ĐỊA CHẤT VÀ DẦU KHÍ

TIỂU LUẬN MÔN ĐÁNH GIÁ TRỮ LƯỢNG

Đề tài:

XÁC ĐỊNH VÀ XỬ LÝ CÁC SỐ LIỆU TRONG ĐÁNH GIÁ
TRỮ LƯỢNG TẠI DỰ ÁN PHÁT TRIỂN MỎ BAND-EKARKHEH, CỘNG HÒA HỒI GIÁO I-RAN

Chuyên ngành: Kỹ Thuật khoan, khai thác và công nghệ dầu khí
Học viên cao học: Lê Đăng Thức
MSHV: 11370657

TP.HỒ CHÍ MINH, 04/2012


MỤC LỤC
Lời mở đầu.............................................................................................................................................3
Chương 1 – Lịch sử tìm kiếm thăm dò và đặc điểm địa chất mỏ Band – E – Karkheh.........................4
1.1. Lịch sử tìm kiếm thăm dị................................................................................................................4
1.2.Khái qt đặc điểm địa chất khu vực mỏ Band – E – Karkheh........................................................5
1.2.1.Lịch sử phát triển địa chất......................................................................................................5
1.2.2.Cấu trúc địa chất.....................................................................................................................7
1.2.3.Đặc điểm địa tầng...................................................................................................................7
1.2.4.Hệ thống dầu khí....................................................................................................................9
Chương 2 – Tính tốn trữ lượng mỏ dầu Band – E – Karkheh..............................................................13
2.1.Minh giải tài liệu địa chấn................................................................................................................13
2.2.Minh giải tài liệu địa vật lý giếng khoan..........................................................................................14
2.3.Tính tốn trữ lượng...........................................................................................................................15

2.4.Dự kiến chương trình thẩm lượng....................................................................................................17
2.5.Đánh giá............................................................................................................................................17
Danh mục hình vẽ...................................................................................................................................18

2


LỜI MỞ ĐẦU

• Mỏ dầu Band-e-karkheh (diện tích khoảng 209 km2) nằm trên vùng Khuzestan thuộc
trũng giàu tiềm năng Dezful thuộc dải uốn nếp Zagros. Hiện mỏ thuộc quyền quản lý của PVN
oversea
• Cơng tác thu nổ địa chấn đã được tiến hành từ trước năm 2001, tiến hành xử lý và minh
giải tài liệu từ 2001, và đã được minh giải nâng cao bởi PVEP nhằm xác định rõ ranh giới và
cấu trúc của 2 tầng chứa quan trọng là Ilam C và Sarvak E. Công tác minh giải lại bước đầu
cho kết quả rất khả quang. Kết hợp với tài liệu khoan thăm dò, thử vỉa, địa vật lý giếng khoan,
PVN oversea đang tiến hành đánh giá trữ lượng tiềm năng cho cấu tạo, tiến hành khoan thẩm
lượng mở rộng và lập báo cáo phân cấp trữ lượng cho mỏ.
• Mục đích của tiểu luận này nhằm trình bày: cấu trúc địa chất mỏ, các tham số quan
trọng cho việc tính tốn trữ lượng, đưa ra chương trình thẩm lượng cho mỏ. Bên cạnh đó góp
phần cung cấp thông tin địa chất, tài liệu địa chấn và số liệu tính tốn phục vụ cho việc tham
khảo, học tập.

3


CHƯƠNG 1 – LỊCH SỬ TÌM KIẾM THĂM DỊ VÀ ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT KHU VỰC
MỎ BAND-E-KARKHEH
1.1. Lịch sử tìm kiếm thăm dị:
Giai đoạn trước năm 2001:

Các hoạt động tìm kiếm thăm dị dầu khí trong lơ Mehr (một phần mỏ Band-e-karkheh
nằm trong lô này) đã được thực hiện từ trước năm 2001 gồm:
- 56 tuyến địa chấn 2D (> 1000 km) thu nổ trong khu vực;
- Khoan 02 giếng trong đó: i) giếng khoan BKH-1 khoan năm 1967 với chiều sâu
TD = 2935 mMD, thử 2 DST trong Asmari cho nước và lượng khí nhỏ. ii) Giếng khoan MQ1
năm 1963 với chiều sâu TD=3433mMD trên cấu tạo Mushtaq, thử DST trong Asmari cho kết
quả nước.
Giai đoạn sau 2001 đến 2009:
Sau năm 2001 đến tháng 3/2009 OMV (I-ran) đã cùng với các đối tác REPSOL-YPF và
SIPETROL tiến hành minh giải lại tài liệu địa chấn cũ và thu nổ, xử lý, minh giải 44 tuyến địa
chấn 2D với tổng chiều dài 894 km. Cùng với việc nghiên cứu địa tầng, địa chất và các giếng
khoan lân cận, OMV đã tiến hành khoan 3 giếng khoan trong lô, 02 trong số đó đã phát hiện
mỏ dầu Band-e-karkheh, giếng cịn lại khoan trên cấu tạo Mushtaq East. Tháng 4/2009, OMV
hoàn trả lại tồn bộ diện tích lơ.
Giếng

Ngày

TD

DST

Kết quả các giếng khoan trên mỏ dầu Band-ekarkheh

mở lỗ
BKH1

1963

2935


2

cả 2 DST trong asmari cho nước và ít khí

BKH2

3/5/2004

4285

2

DST 1 (IlamC lower) cho 630 thùng nước/ ngày
DST#2 & 2A (Ilam C upper) cho 180 thùng dầu
ngày, & 1400 thùng/ngày sau khi xử lý axít

BKH4

21/4/2007 4353

4

DST1 (3958 – 3963m - Sarvark E): 5 thùng dầu,
không thấy H2S
DST#2(3880-3978m - Sarvak E): 1400 thùng
dầu/ngày Gas (H2S lên tới 14000 ppm)
DST#2A: 425 thùng dầu/ngày. Gas có H2S lên
tới 25000 ppm )
DST#3 (Ilam C) nước chứa 1-3% dầu, hàm

lượng H2S trong khí 150 ppm
DST#4 (Tarbul) thu 330 thùng nước chứa ít dầu

Bảng 1.1 Kết quả thử DST các giếng khoan trên mỏ dầu Band-e-karkheh
Nguồn: Tài liệu NIOC cung cấp tháng 1/2010
Các nghiên cứu địa chất địa vật lý được thực hiện bởi OMV và các đối tác trong thời gian
3 pha thăm dò:
4


- Tháng 11/2003 hoàn thành báo cáo “Reservoir Evalution”, đánh giá tổng thể các
vỉa chứa trong lô trước khi khoan các giếng BKH-2 và BKH-4.
- Tháng 3/2004 thực hiện báo cáo “Offset Well Study” đánh giá địa tầng thạch học,
cấu trúc giếng khoan và các sự cố trong thi công đối với một số giếng lân cận.
- Tháng 12/2006 làm nghiên cứu mơ hình tĩnh 3D nhằm đánh giá phần vỉa gặp trong
giếng khoan BKH-2.
- Năm 2007 hoàn thành báo cáo phân tích mẫu lõi “Routine Core” và
“Sedimentological Study” về xác định thạch học, tướng đá, thông số rỗng thấm từ mẫu lõi
giếng BKH-2.
- Tháng 2/2008 hoàn thành báo cáo “Sarvak Evalution” nhằm đánh giá về tầng
Sarvak cho tồn lơ Mehr về tuổi, đặc điểm thạch học, tướng đá và xếp tầng, cũng như đánh giá
tiềm năng của hệ tầng Sarvak trong cấu tạo Band Ekarkheh.
Từ tháng 3 năm 2009 đến nay:
- 26/4/2009, Khatam-Ol-Anbia Head Quarters - PEDEC tiếp tục thăm dò và phát
triển mỏ dầu Band-e-karkheh. Hiện tại Khatam-Ol-Anbia Head Quarters đang tiến hành thu nổ
845 km2 địa chấn 3D trên khu vực mỏ dầu Band-e-karkheh. Dự kiến thời gian thi công khoảng
14 tháng;
- Tháng 7/2009, công ty I-ranian International Petro Asmari Company (IPAC) được
PEDEC giao cho quản lý và triển khai kế hoạch phát triển mỏ Band-e-karkheh.
1.2. Khái quát đặc điểm địa chất khu vực:

1.2.1. Lịch sử phát triển địa chất của bể trầm tích:
Mỏ dầu Band-e-karkheh (diện tích khoảng 209 km 2) nằm trên vùng Khuzestan
thuộc trũng giàu tiềm năng Dezful thuộc dải uốn nếp Zagros (Zagros Fold Belt hay Simply
Foled Belt) - một trong 3 đơn vị cấu-kiến tạo chính của miền kiến tạo Zagros (núi Zagros).
Lịch sử phát triển bể trầm tích có liên quan chặt chẽ với sự phát triển kiến tạo của mảng
Arabian, đặc biệt là khu vực rìa phía Đơng Bắc (Hình 2.1 và 2.2).
Bản đồ địa chất hiện nay cho thấy phía Tây và Tây Nam của mảng là rìa phân kỳ,
nơi tạo thành các tâm nứt tách của biển Đỏ và Vịnh Aden. Phía Nam và Đơng Nam của mảng
là đới dịch chuyển trượt bằng ngang giữa Ấn Độ Dương Owen-Sheba. Cịn phía Bắc và Đơng
Bắc là rìa hội tụ tích cực với đới khâu Bitlis (Thổ Nhĩ Kỳ) và đới uốn nếp núi Zagros (I-ran).
Mảng Arabian về phía Bắc và Đông Bắc nằm chờm nghịch dưới mảng Á - Âu. Phía Tây Bắc
của mảng, nơi tiếp giáp với phía đông Địa Trung Hải ngày nay, là đới trượt bằng ngang
(transform) trong đó biển Chết là bằng chứng tồn tại đến ngày nay (Hình 2.2). Lịch sử phát
triển của mảng Arabian có thể chia ra thành 6 giai đoạn chính như sau:
 Thời kỳ tiền Cambri: Lục địa Gondwana:
Mảng Arab được hình thành khá sớm trước Proterozoi muộn (650 triệu năm), bao
gồm hàng loạt quần đảo và các mảnh vi lục địa, trong đó có lục địa Gondwana. Tồn bộ các
nước Arab, trong đó có I-ran, một phần Trung Á và Đông Âu đều thuộc lục địa Gondwana.
Các va chạm dẫn đến biến dạng các vi mảng, vi lục địa và phun trào Ophiolite được ghi nhận
vào khoảng 640 triệu năm trước đây. Hoạt động kiến tạo tiền Cambri kết thúc bằng việc phát
5


triển các bồn trũng muối Hormuz ở phía đơng mảng Arabian và hình thành các dãy địa luỹ và
các khối xoay đứt gãy theo hướng Bắc Đông Bắc - Nam Tây Nam.
 Thời kỳ Ordovician - Silurian: Băng hà và tan băng:
Vào cuối Ordovician là thời kỳ băng hà phát triển trong hầu hết diện tích lục địa
Gondwana và các nước phía Tây Arab và Bắc Phi (nay là các nước Lybia, Algeria). Vào
Silurian sớm do nước biển dâng cao, băng tan và lắng đọng trầm tích với xu thế mịn dần về
phía trên. Tập “hot shale” có độ dày 20-100m rất giàu vật chất hữu cơ lắng đọng trong thời kỳ

này, là tập đá mẹ rất quan trọng cung cấp dầu khí cho các bẫy tuổi Paleozoic trong khu vực
Trung Đông và Bắc Phi.
 Thời kỳ Devonian muộn - Carboniferous sớm: Tạo núi Hercynian:
Vào cuối Devonian được đánh dấu bởi pha tạo núi Hercynian, xoay nghiêng của
mảng Arabian theo hướng Đông mà hệ quả là phần trung tâm Arab bị nâng làm lộ đất đá tuổi
Devonian và cổ hơn, đồng thời biến rìa Đơng Bắc của lục địa Gondwana từ thụ động thành
tích cực. Sau đó, do ảnh hưởng của sự va chạm giữa các lục địa Châu Phi, Bắc Mỹ và Bắc Âu
nên mảng Arabian đã quay ngược chiều kim đồng hồ tới khoảng 90̊ so với vị trí trước đó. Sự
kiện này làm gián đoạn trầm tích một thời gian dài thành tạo mặt bất chỉnh hợp Hercynian. Vì
thế, trong giai đoạn này, trầm tích trong các bồn trũng Arab chủ yếu là cát kết dạng bồi tích và
sơng ngịi. Pha tạo núi Hercynian có hướng nén ép Bắc - Nam tạo thành cung Arab trung tâm
và tái hoạt động các cấu trúc tồn tại trước đó. Hoạt động này cịn kéo dài đến tận Jurassic thậm
chí còn muộn hơn.
 Thời kỳ Permian muộn - Jurassic: Tách giãn Zagros:
Như đã đề cập, phần phía Tây I-ran thuộc mảng Arabian/lục địa Gondwana và
nửa phía Đơng thuộc lục địa Á Âu mà ranh giới là đới uốn nếp núi Zagros. Cuối thời kỳ
Permian, do vỏ quả đất bị căng giãn nên lục địa Arabian - Gondwana & I-ran - Á Âu bị chia
tách thành các mảnh vi lục địa. Khoảng đầu thời kỳ Triassic bắt đầu pha tách giãn dọc theo
đường Zagros để tạo thành tân biển Tethys (biển cổ Tethys thời kỳ trước nằm ở phía Đơng Iran, các nước Trung Á, Arab và biển Caspian ngày nay). Trong suốt thời kỳ Permian muộn Jurassic sớm, mảng Arabian tương đối ổn định, thềm nước nông phát triển trên rìa thụ động
phía Tây của tân biển Tethys, do vậy trầm tích carbonate phát triển rộng trên tồn thềm lục địa.
Hệ thống dầu khí chính trong phần trung tâm và phía Đơng mảng Arabian vì thế được phát
hiện trong trầm tích tuổi Jurassic - Cretaceous. Về cuối thời kỳ Jurassic sớm, do ảnh hưởng của
điều kiện khí hậu ẩm nên các trầm tích bay hơi (evaporite) hiếm hơn. Tuy nhiên pha biển thối
cùng với khí hậu khơ nóng vào cuối Jurassic khiến cho các trầm tích muối được thành tạo rộng
rãi trên phần diện tích phía Đơng mảng Arabian.
 Thời kỳ Cretaceous trung - muộn: pha tạo núi Alpine Hymalaya lần thứ
nhất:
Pha tạo núi Alpine Hymalaya mạnh nhất là vào cuối Cretaceous. Tân biển Tethys
vì thế được đóng lại, các bồn trũng sâu phát triển ở phía Đơng mảng Arabian. Do mảng Ấn Độ
di chuyển nhanh về hướng Bắc làm cho khu vực phía Đơng của mảng Arabian bị nâng tạo bất

chỉnh hợp Aruma (hay pre-Aruma) và các cấu trúc được hình thành trong thời kỳ tạo núi
Hercynian trước đó tái hoạt động hình thành các bẫy dầu khí dày đặc ở phía Đơng mảng
6


Arabian (Arab Saudi, Kuwait, Đông Iraq, Tây Bắc I-ran). Các cấu tạo / bẫy này được hình
thành đúng lúc để đón nhận các pha di dịch dầu khí từ đá mẹ ”hot shale” tuổi Silurian.
 Thời kỳ Đệ Tam: Pha tạo núi Alpine lần 2 và tạo núi Zagros (I-ran):
Vào cuối Oligocene, va chạm và hút chìm của lục địa Arab xuống dưới lục địa
châu Á đã tạo nên dãy uốn nếp / núi Zagros theo hướng Tây Bắc - Đông Nam kéo dài theo
hướng Đông Nam từ Thổ Nhĩ Kỳ đi qua miền Đông Bắc Iraq, Tây-Tây Nam I-ran cho tới vùng
Bandar Abbas thuộc tỉnh Fars và như vậy một phần nằm trong địa phận I-ran ngày nay. Đây
chính là pha tạo núi Zagros (hay còn gọi là pha tạo núi Alpine lần 2). Trong khu vực vịnh
Dezful, pha kiến tạo uốn nếp Zagros bắt đầu sau khi lắng đọng hệ tầng Mishan (Miocene
giữa). Mảng Arabian bị xoay nghiêng nhẹ về hướng Tây Bắc tạo nên hàng loạt khối nâng kề
các đứt gãy chờm nghịch trong dải uốn nếp Zagros. Bên cạnh đó, các cấu trúc Hercynian lại
tiếp tục được nâng lên mạnh nhất là vào cuối Miocene trung cho đến Pliocene, thậm chí có nơi
vẫn được nâng lên cho đến ngày nay. Các tâm chấn động đất thường xuyên xảy ra ở khu vực
phía Tây dãy núi uốn nếp Zagros là minh chứng cho các hoạt động tân kiến tạo này.
Các mỏ dầu khí khổng lồ và dày đặc thuộc khu vực các nước Arab (Arab Saudi, Iraq, Kuwait,
UEA, Tây I-ran) đều nằm trên phần phía Đơng và rìa Đơng Bắc của mảng Arabian, gắn kết
chặt chẽ với một chế độ kiến tạo ổn định dọc theo rìa này. Vùng nền Arabian tồn tại các bồn
trũng giữa núi (Intracratonic) nằm trên móng kết tinh tuổi Paleozoic, trong khi đó các bồn
trũng Mesozoic (cuối Permian - đầu Triassic) được hình thành là do kết quả mở rộng tân biển
Tethys và sự phát triển của rìa thụ động Tethys. Trầm tích carbonate phát triển rộng khắp các
nước Arab có chiều rộng 2000 km, dài 4000 km và dày tới 3000 km trầm đọng trên thềm lục
địa. Các nhịp kiến tạo muộn sau này vào cuối Đệ Tam làm biến dạng, phân cách và phân bố
hình thành lại các bẫy chứa dầu khí.
1.2.2. Cấu trúc địa chất khu vực:
Về mặt cấu trúc khu vực mỏ dầu Band-e-karkheh – lô Mehr nằm trên vùng

Khuzestan nơi tồn tại trũng giàu tiềm năng Dezful thuộc dải uốn nếp Zagros. Đới cấu trúc
chờm nghịch Zagros bắt đầu được hình thành vào cuối Cretaceous tạo nên sự va đập mạnh mẽ
với các mảng nằm ở phía Đông Bắc. Các hoạt động va chạm này xảy ra mạnh mẽ nhất trong
thời gian cuối Paleogene-đầu Neogene và tạo nên bức tranh cấu trúc chờm nghịch chủ yếu nằm
theo hướng Tây Bắc-Đơng Nam rất điển hình trong tồn bộ dải cấu trúc này. Theo chiều
ngang, từ Đông Bắc xuống Tây Nam dải cấu trúc chờm nghịch Zagros được chia thành 3 đơn
vị cấu trúc nằm song song với nhau theo phương Tây Bắc-Đông Nam bao gồm: Zagros Main
Thrust, Imbricate Zone và Zagros Fold Belt (Hình 2.2). Nằm tiếp giáp với Arabian Platform
phía Tây Nam, vùng Zagros Fold Belt là khu vực rộng nhất và được chia thành 3 tỉnh khác
nhau là: Lurestan ở phía Tây Bắc, Khuzestan ở phần trung tâm và Fars ở phía Đơng Nam.
1.2.3. Đặc điểm địa tầng:
Trầm tích trong khu vực Khuzestan nói chung và lơ Mehr nói riêng nằm phủ lên
móng núi lửa bị phong hóa có bề dày trên 10 km, tồn bộ lát cắt trầm tích này được thành tạo
trong thời gian từ Paleozoic sớm cho tới Đệ tứ (Hình 2.4, 2.5)
a. Trầm tích Paleozoic
Trầm tích cổ nhất có thể tồn tại trong khu vực Khurestan là các thành tạo muối Hormuz tuổi
tiền Cambrian. Phủ bất chỉnh hợp trên các thành tạo muối và đá móng tiền Cambrian là các
7


trầm tích hạt vụn và carbonate thành tạo trong mơi trường biển nơng tuổi Ordovician và
Permian. Các trầm tích tuổi từ Silurian đến Carboniferous hoàn toàn vắng mặt do hoạt động
tạo núi Hercynian. Các tập anhydrite hình thành trong mơi trường biển nơng và thủy triều thấp
rất có thể cũng có mặt trong hệ tầng Permian.
b. Trầm tích Mesozoic
Trầm tích Permian-Triassic: Trong khu vực Khuzestan, địa tầng Permian-Triassic bao gồm
hệ tầng Dehram Group (Permian - đầu Triassic) và Kazerun Group (Triassic - đầu Jurassic),
trầm tích của Dehram được bắt đầu bằng tập cát kết dày (hệ tầng Faraghun) nằm bất chỉnh hợp
lên trên mặt bào mòn Hercynian và bên trên hệ tầng là carbonate chặt xít của các hệ tầng Dalan
(Permian-Triassic). Tuy nhiên, các tập trầm tích này chỉ lộ ra tại dải nâng Zard Kuh phía Đơng

Bắc Khuzestan. Sau đó là các tập đá vơi tướng biển nơng Kangan (Triassic) nằm bất chỉnh hợp
lên trên đá vơi chặt xít và chuyển dần sang tập hợp trầm tích nhịp gồm sabkha-evaporateshales và carbonate của hệ tầng Dashtak (Triassic) của Kazerun Group. Hệ tầng Neyriz (tuổi
Jurassic sớm) cũng thuộc Kazerun Group bao gồm sét biển tiến, đá vôi và evaporite nằm bất
chỉnh hợp lên bào mịn nóc hệ tầng Dashtak.
Trầm tích Jurassic dưới-Cretaceous dưới: Trầm tích tuổi Jurassic dưới đến Cretaceous dưới
thuộc Khami Group, đá trầm tích của địa tầng này bao gồm chủ yếu là đá vôi tướng biển nông,
muối-evaporite và sét. Chúng bao gồm các hệ tầng Adaiyah (muối và evaporite), Mus (đá vôi),
Alan (muối và evaporite) và các hệ tầng Surmeh (đá vôi), Hith (muối và evaporite), Fahliyan
(đá vôi), Gadvan (đá vôi & cát kết), Dariyan (đá vôi) và Kazhdumi (sét phiến). Trong lát cắt
trầm tích này, đá vôi thuộc các hệ tầng Dariyan, Gadvan, Fahliyan và Surmeh có thể xem là
đối tượng chứa phụ trong khu vực Khuzestan. Tầng sét phiến Kazhdumi phát triển mang tính
khu vực vừa là tầng chắn và tầng sinh quan trọng trong hệ thống dầu khí của khu vực nghiên
cứu.
Trầm tích Cretaceous giữa-trên: Địa tầng này bao gồm các hệ tầng Kazhdumi, Sarvak, Ilam
thuộc Bangestan Group tương ứng với các thời kỳ Albian, Cenomanian - Turonian và
Coniacian - Santonian. Các tập đá vôi tướng biển nông Ilam & Sarvak được coi như là đối
tượng chứa chính của khu vực. Tầng chắn chính cho các đối tượng Ilam & Sarvak là tập sét rất
dày của hệ tầng Gurpi phủ trực tiếp lên hệ tầng Ilam.
c. Trầm tích Cretaceous trên - Kainozoi
Trầm tích Cretaceous trên-Paleogene: Là các tập trầm tích lắng đọng trong suốt giai đoạn
cuối của Cretaceous và thời gian đầu của Miocene, với sự góp mặt của các hệ tầng: Gurpi nằm
bất chỉnh hợp lên trên tầng đá vôi Ilam, hệ tầng này được thành tạo trong thời kỳ Mastrichtian,
thành phần bao gồm chủ yếu là sét và sét vôi. Hệ tầng Pahbeh (Paleocene / Eocene / Oligocene
- đất đá hạt vụn, chủ yếu là sét), Asmari (Oligocene trên / Miocene dưới - đá vôi và cát kết).
Trong hệ tầng này sét của hệ tầng Gurpi đóng vai trị cả sinh lẫn chắn, đá chứa ở tầng trên có
thể là đá vơi và cát kết Asmari, tầng chắn cho đối tượng này là tập muối-evaporite Miocene.
Trầm tích Neogene: Trầm tích trong địa tầng bao gồm Fars Group và trầm tích Pliocene. Fars
Group bao gồm các hệ tầng: Gachsaran, Mishan và Agha Jari, trầm tích thuộc địa tầng này
gồm lớp muối dày của Gachsaran phủ trực tiếp lên đá vôi Asmari và sau đó là trầm tích hạt thơ
bở rời. Trầm tích Pliocene được thể hiện bằng hệ tầng Bakhtyari bao gồm toàn cuội và sạn-sỏi.

8


1.2.4. Hệ thống dầu khí:
Đới uốn nếp Zagros là một trong những tỉnh (province) chứa dầu khí lớn nhất trên thế
giới. Sự hội tụ của các cấu tạo uốn nếp nằm trong phần mảng Ả Rập là những yếu tố cần thiết
cho những tích tụ dầu khí lớn như:
- Đá mẹ Mesozoi lắng đọng trong điều kiện biển rìa cận xích đạo có giá trị TOC cao,
khả năng sinh dầu lớn và đạt độ trưởng thành nhiệt;
- Đá chứa phong phú với nhiều tầng chứa;
- Hoạt động kiến tạo hình thành núi Zagros đã tạo ra các nứt nẻ trong đá cacbonat
thuận lợi cho quá trình dịch chuyển thẳng đứng, đồng thời sự tồn tại của các tầng chắn có
thành phần là sét và muối nâng cao tính bảo tồn của các tích tụ.
a. Đá sinh:
Hệ thống dầu khí Mezozoi đã được chứng minh trong các trũng Kirkuk, Dezful với
hàng chục tỷ thùng dầu đã và đang được khai thác ở các mỏ dầu khí rải khắp mảng Arabian.
Đối tượng chủ yếu trong hệ thống dầu khí này là carbonate trong Jurassic, Cretaceous và
Oligocene-Miocene.
Hai tập sét Kazhdumi (Albian) và Pabdeh (Miocene giữa) được thành tạo tại các trũng
sâu trong môi trường hiếm khí (tương ứng với trũng Dezful ngày nay) là các tập đá mẹ tiềm
năng nhất trong khu vực vịnh Dezful.
Đá sinh Kazhdumi:
Đây là tập đá mẹ có tiềm năng sinh hydrocarbon lớn nhất trong khu vực nghiên cứu với chiều
dày lên đến 300 m. Thành phần chủ yếu là các tập sét vôi màu xám đậm, đá vôi chứa sét và có
chứa hố đá động vật biển khơi như Globigerina, Globotruncan, và radiolaria. Vật chất hữu cơ
có nguồn gốc tảo thực vật có giá trị địa hố cụ thể là TOC: 1 - 11% (trung bình 5% ở trung tâm
trũng), S2: 50 - 60 g HC/kg đá, HI: 500 - 700 g HC/kg C. Thành phần vật chất hữu cơ trong đá
mẹ Kazhdumi có đến 5 - 7% Sulfur và đó chính là lý do tại sao dầu có hàm lượng Sulfur khá
cao.
Đá sinh Pabdeh:

Là tập sét vơi màu xám khá dày khoảng 200 - 1000 m với thành phần chính là động vật phù du
Globorotalia và Globigerina trong đó có khoảng 150 - 200 m có tổng hàm lượng carbon hữu
cơ TOC lên đến 11,5%, và trung bình là 3% (khu vực Fars) đến 7,5% (khu vực Lurestan). Vật
chất hữu cơ chủ yếu là tảo Tasmanacea, có chỉ số HI: 500 - 650 g HC/kg C. Tuy nhiên, đá mẹ
Pabdeh chưa bước vào ngưỡng trưởng thành. Đá mẹ Kazhdumi bắt đầu pha di dịch dầu mạnh
mẽ nhất khi đáy của hệ tầng này chôn vùi tới độ sâu từ 3900 đến 5000m, tuỳ thuộc vào từng
khu vực, trong khoảng 1-8 triệu năm trước đây (sau khi hình thành đới uốn nếp Zagros), tại các
trũng sâu hay các nếp lồi.
Theo kết quả nghiên cứu mối quan hệ giữa dầu - dầu và dầu - đá mẹ dựa trên đồng vị carbon
và sulfur và thành phần ”biomarker” cho thấy rằng dầu trong các tích tụ trong đá chứa
Asmari/Ilam/Sarvak đều có nguồn gốc từ đá mẹ Kazhdumi, trong khi đó chỉ có số ít tích tụ dầu
trong các mỏ thuộc khu vực Đông Bắc trũng Dezful fields (Lab-e Safid, Par-e Siah, Lali, Qaleh
Nar, và Karun) có nguồn gốc từ đá mẹ Pabdeh (theo Bordenave & Burwood, 1990, 1995).

9


b. Đá chứa:
Đối tượng chứa chính trong khu vực là đá vôi được thành tạo trong môi trường biển
nông thuộc hệ tầng Asmari tuổi Oligocene muộn - Miocene sớm và nhóm Bangestan (Ilam và
Sarvak- Đây là đối tượng chứa chính của mỏ Band-e-karkheh) tuổi Cretaceous trung - muộn bị
nứt nẻ mạnh trong quá trình hoạt động kiến tạo. Đối tượng chứa phụ là đá vơi của nhóm
Khami (Dariyan, Gadvan và Fahliyan).
Đá chứa Asmari:
Theo tài liệu nghiên cứu trong khu vực vịnh Dezful, đá chứa Oligo-Miocene Asmari được
thành tạo trong môi trường vũng vịnh đến biển nông (lagoon-tidal flat-shallow marine) với
dạng đá vơi chính là wackestone-packstone-grainstone bị dolomit hố mạnh. Theo kết quả của
các giếng khoan trong khu vực lô Mehr, Asmari có độ dày từ 420 m (GK BKH-2) đến 522 m
(GK BKH-4), độ rỗng lớn nhất của đá vôi là 22%, nhỏ nhất là 12% và trung bình là 18% nằm
ở chiều sâu từ 1550 m - 3400 m. Ngay sát phía Đơng Nam của lơ Mehr là mỏ dầu khổng lồ

Ahwaz có trữ lượng tại chỗ 56 tỉ thùng với chiều cao thân dầu trong tầng Asmari gần 200m,
tính đến thời điểm hiện tại đã khai thác được 7.2 tỉ thùng với lưu lượng trên 800 nghìn
thùng/ngày đêm.
Căn cứ vào thành phần thạch học, tầng chứa Asmari được chia thành 2 phần: Phần trên chủ
yếu là cacbonat thành tạo trong mơi trường biển nơng có chứa anhydrit mỏng và giàu dolomit.
Phần dưới là sự xen kẹp của các lớp cát kết hạt mịn đến trung và sét, bột kết được thành tạo
trong môi trường châu thổ (Ahwaz Sandstone Member), đơi khi có chứa lớp mỏng đá vơi,
dolomit thành tạo trong mơi trường biển nơng (Hình 2.6 và 2.7).
- Phần trên: Thành phần chủ yếu phần trên hệ tầng Asmari gồm limestone và
dolomit. Limestone dạng wack tới grainstones chúng bị xi măng hóa mạnh và chặt xít. Ngồi
ra cịn bắt gặp stylolites có các nứt nẻ có thể liên thông với nhau, tuy nhiên hầu hết các nứt nẻ
nhỏ thường bị lắp nhét bởi anhydrit. Khả năng chứa của tập đá vôi này kém, độ rỗng dưới 5%
và độ thấm thấp từ 0.01-1mD. Dolomit có chất lượng chứa tốt hơn so với tập limestone, mẫu
lõi phân tích từ giếng khoan Mushtaq 1 và Chesmeh Khosh 7 có độ rỗng tốt khoảng 10-20% và
độ thấm từ 1-100 mD (Hình 2.8). Đây là đá chứa chính cho phần trên của hệ tầng Asmari.
- Phần dưới: Phần dưới của hệ tầng Asmari còn gọi là Ahwaz Sandstone Member
tuổi Oligoxen được lắng đọng trong môi giai đoạn mực nước biển hạ thấp. Hệ tầng có dạng lấn
biển (prograded) vào hướng Đơng Đơng Bắc từ phần khiên Ả Rập (Arabian Shield) với một
loạt các thùy châu thổ đổ vào môi trường biển nông đang lắng đọng cacbonat tạo nên các tập
cát kết xen lẫn với tập cacbonat thềm khu vực sườn dốc (ramp/platform) (hình 2.9 & 2.10).
Trong một vài khu vực tập cát này nằm trực tiếp trên lớp sét, sét vôi của hệ tầng Pabdeh.
Thành phần thạch học được đặc trưng chủ yếu bởi trầm tích có độ hạt mịn, độ rỗng độ thấm rất
tốt (độ rỗng 20-23%, độ thấm 200-500mD giếng BKH2 và BKH4).
Đá chứa nhóm Bangestan:
Đá chứa Bangestan Group bao gồm carbonat hệ tầng Ilam và Sarvak có tuổi Kreta. Đây là
nhóm đá chứa chính của mỏ dầu Band-e-karkheh cũng như các cấu tạo khác trong lô Mehr.
Các nghiên cứu khu vực của NIOC đã chỉ ra rằng đá chứa nhóm Bangestan được thành tạo
trong môi trường thềm biển nông, các chu kỳ thay đổi mực nước biển địa tĩnh (hình 2.11) là
10



yếu tố chủ đạo chi phối sự phát triển loại cacbonat thềm suốt thời kỳ Kreta. Đá chứa nhóm
Bangestan được chia thành 10 đới từ A đến J:
- Đới A: dày khoảng 20 m bao gồm đá vơi chặt xít, sét glauconit dưới dạng đá phấn,
đá vụn sinh vật xen các lớp sét vôi và sét màu nâu. Đá cacbonat có kiến trúc từ packstone, vụn
sinh vật, trứng cá tới wackstone, dạng viên và thường ở dạng vụn sinh vật có các rãnh dọc
(stylolites). Độ rỗng từ 0-17% với độ bão hịa nước cao và khơng được xem là tầng sản phẩm
chứa dầu khí.
- Đới B: dày khoảng 15 m chứa đá vơi chặt xít, sét vơi, vụn sinh vật, hạt mịn. Kiến
trúc phổ biến là wackestone tới các dải mỏng packstone. Độ rỗng 0-15% nhưng độ rỗng cao
chỉ nằm ở dạng dải mỏng nên độ rỗng trung bình là rất nhỏ. Tập đá vôi đới này được coi là nóc
chắn cho đới C.
- Đới C, E, G, I là các đới chứa chính của lơ Mehr tương ứng với mỗi đới là các tập
chắn sét hoặc carbonate chặt chít có tính địa phương. Đới C là tầng chứa thuộc hệ tầng Ilam; E,
G, I thuộc hệ tầng Sarvak. Đới C và E các đới chứa chính của mỏ Band-e-karkheh. Đới G và I
có chiều dày khoảng 100 m, đới G gồm đá vôi dạng khối, dạng hạt, dạng cấu trúc sinh vật,
dạng mảnh vụn và đá vôi chứa silicxit. Các đá chứa được gồm loại packstone và grainstone
phong phú hóa đá pellet, mảnh sinh vật, trùng lỗ xen cùng các đối tượng chặt xít chứa
wackstone và mudstone. Các đá vơi đới I thường bị dolomit hóa một phần, và cũng là một tầng
chứa tiềm năng.
- Đới D: Dày khoảng 40m là tập đá vơi chặt xít, bị dolomit hóa xen kẹp anhydrit, đá
phấn. Thành phần chính là packstone chặt xít, đơi khi có xen lẫn grainstone có độ rỗng 5-20%;
- Đới H: dày khoảng 100m là tập đá vôi chặt xít với các dải đá vơi vụn sinh vật hay
dạng hột. Độ rỗng khoảng 4%, đơi khi có thể lên đến 10-15%.
- Đới J ứng với phần trên của hệ tầng Khazdumi. J được xếp vào Bangestan Group do
phần dưới của chúng được thành tạo chu kỳ trầm tích trầm tích của thành hệ thành hệ
Bangestan. Thành phần là đá vôi chứa đá phiến kết hạch (chertnodules).
Đá chứa Ilam:
Thành phần thạch học (Hình 2.12 và 2.13) chính là đá vơi xen kẹp các lớp sét vơi và sét mỏng
có màu nâu sáng, xám sáng, xám kem, hạt siêu mịn tới thơ có chiều dày từ khoảng 60 m

(BKH-4) đến 200 m (BKH-2), chiều dày hiệu dụng trung bình 40-60 m, độ rỗng rất tốt từ 1624% trung bình 20%, độ thấm trung bình khoảng 5-7mD nằm ở chiều sâu từ 3630 m (giếng
BKH-2) đến 3853 m (giếng BKH-4).
Đá chứa Sarvak:
Thành phần thạch học chính là limestone, dolomit, sét vơi màu xám và xen kẹp sét. Đá
limestone gồm nhiều loại từ mudstone/wakestone biển khơi, packstone trong các vụng
(peloidal packstone), packstone, grainstone đến rudstones chứa hóa thạch rudist (đới cao). Hệ
tầng Sarvak có chiều dày trong khu vực khoảng 800m. Tuy nhiên theo kết quả giếng khoan
trong lô Mehr hệ tầng Sarvak có chiều dày ổn định thay từ khoảng 320 m (BKH-2) đến 400 m
(BKH-4).
Đá chứa Sarvak được thành tạo trong môi trường biển nông do sự thăng giáng mực nước thủy
tĩnh hay sự thay đổi của quá trình lún chìm.
11


Đá chứa Sarvak là đối tượng quan trọng thứ hai sau Ilam của mỏ dầu Band-e-karkheh với phát
hiện thân dầu có chiều cao thân lớn (chiều dày hiệu dụng trung bình từ 50-70 m) nhưng khả
năng thấm chứa hệ tầng này không cao, độ rỗng lớn nhất: 12%, độ rỗng nhỏ nhất: 5% và độ
rỗng trung bình là 7-8% độ thấm trung bình khoảng 5-7mD ở chiều sâu từ 3833 m (giếng
BKH-2, phía Nam lơ) đến 4220 m (BKH-4, phía Bắc lơ).
Hệ tầng Sarvak được đặc trưng bởi trầm tích trong các chu kỳ biển thoái (regressive) tương
ứng với quá trình mực nước biển thấp dần trong kỳ Albian, Cenomanian, sau đó là q trình
nâng lên bào mịn trong suốt thời kỳ Turonian (Aqrawi et al, 1998). Mỗi một chu kỳ biển thoái
được đặc trưng bởi một đới vỉa chứa tốt hơn phát triển theo phương ngang. Những chu kỳ này
được mơ hình hóa trong hình 2.14.
Do khơng có mẫu lõi như tầng chứa Ilam C, các nghiên tướng đá của tầng chứa Sarvak dựa
trên việc phân tích các mẫu lát mỏng từ mẫu sườn. Kết quả nghiên cứu cho thấy trong các mẫu
lấy từ giếng khoan BKH2 và BKH4 có đầy đủ 7 loại tướng đá như hình 2.15, 16, 17, 18, 19.
Các tướng F4 và F5 là các đá chứa chất lượng trung bình đến tốt, Các tướng F1, F2, F3 là các
đá chứa chất lượng kém đến trung bình. Các tướng F6, F7 khơng được coi là vỉa chứa.
Trong các giếng khoan phần trên của hệ tầng Sarvak có dấu hiệu bị kartơ hóa. Dấu hiệu này

cũng được nhận thấy qua kết quả phân tích giếng khoan BKH2 và BKH4 trên đường cong
CAL và sự mất dung dịch khoan khi khoan vào hệ tầng Sarvak.
Đới chứa Sarvak E đã được chứng minh là đới chứa chính trong hệ tầng Sarvak qua kết quả
thử vỉa của các giếng khoan trong mỏ Band-e-karkheh và các mỏ lân cận.
Qua kết quả nghiên cứu mẫu lõi cho thấy thành phần thạch học của tầng chứa Ilam và Sarvak
có sự tương đồng, tuy nhiên độ thấm rỗng của đới chứa Ilam cao hơn đới chứa Sarvak do tầng
chứa Sarvak bị chôn vùi sâu hơn. Dưới đây là kết quả nghiên cứu mẫu lát mỏng hệ tầng Ilam
và Sarvak của hai giếng BKH2 và BKH4 cũng như liên kết hệ tầng theo các giếng khoan.
Đá chứa nhóm Khami (Dariyan, Gadvan và Fahliyan):
Phần lớn các giếng khoan trong khu vực lô Merh chưa khoan tới tầng chứa này. Một vài giếng
khoan phía Tây của lô gặp tầng chứa Dariyan ở độ sâu 3329,9 m và 4224,5 m tương ứng và
đều gặp nước. Tại khu vực các GK khác các tầng chứa của nhóm Khami nằm khá sâu trong
khoảng 4600 - > 5000 m do. Theo kết quả của các GK trong khu vực vịnh Persian thì đây là
các tập đá vơi hạt mịn, đá vơi sinh vật, chứa nhiều hố đá có độ rỗng biến đổi từ 7 - 13%.
c. Đá chắn:
Trong khu vực lơ Mehr các tầng chắn chính bao gồm:
 Tập muối / evaporite Gachsaran phủ bất chỉnh hợp lên Asmari là tầng chắn cho đối
tượng này và là tầng chắn khu vực.
 Tập sét Gurpi lắng đọng vào cuối thời kỳ Cretaceous muộn là tầng chắn cho các đối
tượng chứa trong nhóm Bangestan (Ilam và Sarvak).
 Tập sét phiến Kazhdumi vừa là đá sinh chính và vừa là tầng chắn cho các đối tượng
trong nhóm Khami tuổi Cretaceous sớm.
d. Bẫy:
Bẫy dầu khí nằm trong khu vực lơ Mehr là các nếp lồi được thành tạo trong quá trình
nén ép ngang xuất phát từ những va đập của các mảng lục địa. Các cấu tạo này có khép kín 4
12


chiều, dạng hình oval kéo dài, chiều rộng từ chục đến vài chục km và chiều dài gấp hàng chục
lần chiều rộng.

Các cấu tạo trong lô Mehr thường xắp xếp thành dải theo hướng Tây Bắc-Đông Nam
(song song với hướng cấu trúc Zagros).
e. Thời gian trưởng thành và khả năng di cư của dầu từ đá mẹ:
Các cấu tạo nằm trong lơ Mehr nói riêng và cả vùng liên quan đến miền kiến tạo Zagros
nói chung được thành tạo chủ yếu trong thời kỳ Oligo-Miocene. Hiện tại, các loại đá mẹ tuổi
Paleozoic (Silurian), Jurassic (Sargelu), Cretaceous sớm (Gadvan) đã rơi vào cửa sổ tạo khí và
chỉ cịn lại đá mẹ Cretaceous muộn (Kazhdumi) vẫn cịn đang có khả năng sinh dầu. Các tích
tụ dầu khí nằm trong khu vực nghiên cứu chủ yếu được di dịch thẳng đứng theo các đới nứt nẻ
tại các khối nâng cao.
Kết quả nghiên cứu mơ hình trưởng thành và di dịch vật chất hữu cơ cho thấy đá mẹ
Kazhdumi bắt đầu pha sinh thành và di dịch dầu mạnh mẽ nhất vào khoảng từ 1 - 10 triệu năm
trước đây, sau khi bắt đầu hoạt động uốn nếp Zagros.
CHƯƠNG2 - TÍNH TỐN TRỮ LƯỢNG MỎ DẦU BAND-E-KHARKHEH
2.1. Minh giải tài liệu địa chấn:
Cơ sở tài liệu:
Công tác minh giải tài liệu địa chấn và thành lập bản đồ dựa trên tài liêu địa chấn 2D
(SEG-Y) do NIOC –I-ran cung cấp bao gồm 44 tuyến địa chấn với khối lượng 979,5km (xem
hình 2.20). Tài liệu này được OMW cùng nhà thầu thu nổ và xử lý năm 2002. Ngồi ra cịn sử
dụng tài liệu của 2 giếng khoan là BKH-2 và BKH-4N. Công tác minh giải và thành lập bản đồ
được thực hiện trên Workstation với hệ thống phần mềm trong Geoframe của Geoquest –
Schlumberger (xem hình 2. 1).
Kết quả minh giải:
Trong số các tuyến địa chấn đã sử dụng có 41 tuyến có phương vng góc với phương
cấu trúc và 3 tuyến dọc theo phương cấu trúc, chất lượng tài liệu từ trung bình đến tốt. Ba
tuyến dọc phương cấu trúc khó minh giải, liên kết do chạy dọc một số đới phá hủy. Việc tuyến
địa chấn dọc khó liên kết và khơng có nhiều giếng khoan trên cấu tạo khiến có thể xảy ra sai số
trong việc minh giải. Hơn nữa việc tồn tại tầng vận tốc cao (Gachsaran evaporites) trên nóc
Asmari; thành hệ Ilam và Sarvak có chiều dày và vận tốc thay đổi khiến việc chuyển đổi thời
gian – độ sâu tiềm ẩn nhiều rủi do. Chính vì điều này OMV đã sử dụng nhiều mơ hình vận tốc
cho việc chuyển đổi thời gian chiều sâu. Với mỗi mơ hình cho kết quả thể tích các tầng chứa

Ilam và Sarvak thay đổi đáng kể. Ngoài ra, việc minh giải và xây dựng bản đồ của NIOC cũng
có nhiều kết quả khác nhau.
Để có cơ sở so sánh PVEP đã tiến hành minh giải lại 2 tầng chứa quan trọng nhất Ilam C
và Sarvak E. Công tác minh giải liên kết tài liệu địa chấn - giếng khoan chủ yếu dùng băng
Synthetic kết hợp với tài liệu VSP và độ sâu các tầng tại giếng khoan để chuyển đổi sang TWT.
Trên mặt cắt địa chấn hai tập này đặc trưng bởi độ liên tục khá, biên độ phản xạ trung bình ở
phía ngồi vùng ảnh hưởng đứt gãy nghịch. Phía dưới đới đứt gãy nghịch các phản xạ của 2
tập này không liên tục và có dấu hiệu của dập vỡ phá hủy kiến tạo.
13


Chuyển đổi độ sâu:
Do chỉ có tài liệu VSP của 2 giếng khoan, khơng có tài liệu stacking velocity để xây dựng
mơ hình vận tốc nên chúng tơi đã sử dụng chuyển đổi đơn giản theo vận tốc tại 2 giếng khoan
BKH2 và BKH4N, với hàm chuyển đổi như sau:
d = 0.0002 t2 + 1.3875 t - 109.7
Trong đó:
d: độ sâu (m)
t: thời gian 2 chiều (ms)
Sau khi chuyển đổi các độ sâu này tiếp tục được hiệu chỉnh theo độ sâu thực tế tại giếng khoan
(xem hình 2.22).
Cơng tác vẽ bản đồ time và depth được thực hiện bằng phần mềm CPS-3, các bản đồ xây
dựng cho nóc các tập Ilam C và Savark E cho thấy cấu tạo có hình dạng khép kín 4 chiều kéo
dài theo hướng Tây Bắc – Đông Nam. Từ kết quả minh giải và bản đồ xác định các thơng số
hình dạng thân dầu về đỉnh cấu tạo, chiều cao, diện tích, thể tích cấu tạo để đưa vào đánh giá
sơ bộ về OIIP (xem hình 2.23).
2.2. Kết quả minh giải Địa vật lý giếng khoan :
Mỏ dầu Band-e-karkheh đã khoan 04 giếng khoan trong đó chỉ có 02 giếng (BKH-2 và BKH4) gặp sản phẩm, kết quả minh giải Địa vật lý giếng khoan 02 giếng này thể hiện chi tiết bảng
2.2.
Bảng 2. 1 Kết quả phân tích địa vật lý giếng khoan

BKH-2
Interval

Depth (mMD)

(Depth (mTVDSS

Gross

Net
Pay

G\N

Φ

Sw

Top

Bottom

Top

Bottom

m

m


%

%

%

3662

3677.26

3636.02

3651.26

15.26

1.01

0.066

0.098

0.232

Ilam C_Oil
P1

3677.26 3720.08

3651.26


3694.0
8

42.82

42.74

0.998

0.2

0.276

Ilam C_Oil
P2

3720.08

3734.5

3694.08

3708.5
6

14.42

4.84


0.28

0.178

0.406

ILam
C_Water

3734.5

3784

3708.56

3757.94

49.5

1.37

0.028

0.112

0.323

Ilam C_Oil 2

3784


3796

3757.94

3769.98

12

8.69

0.724

0.132

0.405

ILam
C_Water 2

3796

3833.4

3769.98

3807.47

37.4


3.51

0.094

0.152

0.388

Sarvak D

3833.4

3876

3807.47

3849.99

42.6

8.69

0.204

0.08

0.26

Sarvak
E_Oil


3876

3984.3

3849.99

3959.3
5

108.3

45.87

0.424

0.077

0.291

Sarvak
E_Water

3984.3

4090

3958.35

4063.96


105.7

2.44

0.023

0.105

0.43

Sarvak F

4090

4121

4063.96

4095.05

31

3.23

0.104

0.071

0.406


Sarvak G

4121

4142

4095.05

4115.93
14

21

1.04

0.049

0.075

0.13

Ilam B


All Đới

3645

4142


3618.95

4115.93

497

123.44

0.248

0.13

0.302

Gross

Net
Pay

G\N

Φ

Sw

BKH-4N
Interval

(Depth (mMD


(Depth (mTVDSS

Top

Bottom

Top

Bottom

m

m

%

%

%

ILam-Upper

3675

3720

3642.5

3687.5


45

0

0

---

---

ILam C

3720

3853

3687.5

3820.5

133

1

0.008

0.145

0.495


Sarvak-Mid

3853

3892.5

3820.5

3860

39.5

5.75

0.146

0.072

0.145

Sarvak
E_Oil

3892.5

3992.5

3860


3960

100

60

0.6

0.086

0.248

Sarvak F

4092

4127

4059.5

4094.5

35

9

0.257

0.068


0.288

Sarvak G

4127

4221.5

4094.5

4189

94.5

9.75

0.103

0.081

0.44

Sarvak H

4221.5

4343

4189


4310.5

121.5

23.25

0.191

0.068

0.274

All Đới

2896.5

4343

2864

4310.5

984

108.7
5

0.121

0.081


0.27

Nguồn: Tài liệu NIOC cung cấp tháng 1/2010

2.3. Tính tốn trữ lượng:
Tầng Asmari với phát hiện kém trong các giếng đã khoan, nên khơng tính trữ lượng phát
triển.
Tầng chứa Ilam do thân dầu gặp OWC tại độ sâu 3709m TVDSS (dựa trên kết quả phân
tích mẫu MDT và trên cơ sở phân tích Địa vật lý giếng khoan) trong giếng khoan nên cấp P1
được tính cho phần dầu trên đáy có thử DST (3694 m TVDSS) đối với thân dầu đơn giản Ilam
C khối Nam. Cấp P2 được tính đến 3709 m TVDSS (xem hình 2.24).
Sarvak gồm 3 đới vỉa chứa Sarvak E, G, I, trong đó đới vỉa Sarvak E có phát hiện và thử
vỉa cho dòng. Sarvak D với thành phần mudstone nằm trên nóc Sarvak E cũng được thử vỉa
cùng Sarvak E trong DST#2 và DST#2A ở giếng BKH4. Dầu trong Sarvak D tồn tại trong các
hang hốc do q trình Kartơ hóa trong kỳ Cinomari tới Toronia. Theo các đánh giá khu vực
tầng Sarvak D vẫn được coi là tầng chắn do độ thấm và độ liên thông kém.
Tầng Sarvak được tính trữ lượng cho đới vỉa đới E với thân dầu gồm nhiều khoảng chứa
và chặt xít xen kẽ phụ thuộc vào thạch học và tướng đá với chiều dày hiệu dụng được tính trên
tài liệu log lần luợt là 46 m (N/G = 0.42) và 60 m (N/G=0.6) cho khối Nam (giếng BKH-2) và
khối Bắc (giếng BKH-4), 2 khối có cùng giá trị OWC tại độ sâu 3960m (theo kết quả phân tích
tài liệu log cho OWC cùng giá trị 3960 m TVDSS). Trữ lượng 2 khối Bắc, Nam được tính cho
cấp P2 riêng biệt theo từng khối.
Do dầu thu được từ Ilam, Sarvak đều là dầu nặng có API = 8 – 16, áp suất mao dẫn lớn
(đặc biệt trong Sarvak) nên có tồn tại đới chuyển tiếp dầu nước lớn. Phần trữ lượng tính tốn
dưới đây sẽ khơng bao gồm dầu dưới ngưỡng (cut-off) thuộc đới chuyển tiếp ranh giới dầu
15


nước. Trữ lượng dầu tại chỗ của mỏ Band-e-karkheh được tính theo phương pháp thể tích kết

hợp với mơ phỏng Monte-Carlo:
Các thơng số chính trong tính tốn trữ lượng tại chỗ mỏ dầu Band-e-karkheh :
Tham số tính tốn chủ yếu dựa vào tài liệu phân tích ĐVLGK, thử vỉa trên cơ sở kết quả 02
giếng khoan của mỏ dầu Band-e-karkheh. Trữ lượng dầu tại chỗ được tính theo phương pháp
thể tích, theo ba mức là: nhỏ nhất, có khả năng nhất & lớn nhất và được tính cho các vỉa Ilam,
Sarvak. Các tham số tính tốn được xác định cụ thể như sau:
Diện tích: diện tích của cấu tạo được lấy dựa trên bản đồ cấu trúc, lấy theo đường khép
kín OWC cho tầng Ilam C là 3709 và Sarvak E là 3960 của mỏ.
Các thông số khác: tỷ số NTG, độ rỗng, độ bão hồ dầu khí và hệ số thể tích Bo được xác
định dựa vào các tài liệu có được từ phân tích tài liệu mẫu lõi, địa vật lý giếng khoan
trong lô.

Formation

Bảng 2. 2 Các tham số đầu vào tính trữ lượng mỏ dầu Band-e-karkheh
BRV (km3)
N/G
PHIE
Sw
Min

ML

Max

P1_Ilam C

2174

2558


2942

P2_Ilam C

965

1135

1305

2P_North
Sarvak

1580

1859

2138

2P_South
Sarvak

Min ML Max
1

1

1


Min

ML

Max

Bo

Min ML Max Min ML Max

0.180 0.200 0.220 0.24 0.27

0.30

1.23 1.29

1.36

0.21 0.25

0.89 0.180 0.200 0.220 0.25 0.28

0.31

1.23 1.29

1.36

0.54


0.6

0.66 0.077 0.090 0.104 0.23 0.25

0.28

1.23 1.29

1.36

11475 13500 15525 0.38 0.42

0.46 0.065 0.077 0.089 0.26 0.29

0.32

1.23 1.29

1.36

Bảng 2. 3 Kết quả trữ lượng toàn mỏ dầu Band-e-karkheh
Cấp TL

Khối

P1

Nam

P2


Nam

Tầng

P90

P50

P10

1683

1806

1929

168

183

200

1851

1989

2129

209


233

259

1348

1513

1693

Tổng 2P

1557

1746

1953

Toàn Mỏ

3408

3735

4081

Ilam

Tổng 2P

2P

Khối Bắc
Khối Nam

Sarvak E

16


2.4. Dự kiến chương trình thẩm lượng:
Hiện tại mỏ Band-e-karkheh mới khoan 02 giếng khoan thăm dò, 01 giếng ở phía Bắc và
một giếng ở phía Nam, do vậy việc tính tốn trữ lượng của mỏ này cịn có những rủi ro nhất
định. Việc khoan giếng thẩm lượng tiếp theo để chính xác trữ lượng của mỏ là hết sức cần
thiết. Các giếng khoan thẩm lượng này sẽ kết hợp để khai thác sau này. Vị trí dự kiến các giếng
khoan xem hình 2.25 và 2.26.
 Khối phía Nam: Bao gồm 2 tầng chứa Sarvak và Ilam, tầng chứa Ilam có diện tích
khoảng 82 km2 và tầng chứa Sarvak có diện tích khoảng 166 km 2. Ở phần Nam của khối phía
Nam hiện mới chỉ có giếng khoan BKH-2 và mới thử vỉa ở tầng Ilam, chưa thử vỉa tại tầng
Sarvak. Do đó phần phía trung tâm và phía Bắc của khối này cần phải khoan thêm giếng để
thẩm lượng. Giếng khoan thẩm lượng thứ nhất (BKH-1A) ở khu vực trung tâm khối phía Nam
mục đích chính là kiểm tra khả năng cho dòng của tầng Sarvak, đồng thời kết hợp kiểm tra
tầng ILam. Giếng khoan thứ hai (BKH-2A) ở khu vực Bắc khối Nam có mục đích là kiểm tra
khả năng cho dòng của tầng ILam, đồng thời kết hợp kiểm tra tầng Sarvak. Vì vậy 02 giếng
thẩm lượng chắc chắn sẽ được khoan vào khối này.
 Khối phía Bắc: Hiện tại mới có một giếng BKH-4, có thử vỉa cho dòng trong tầng
Sarvak còn tầng ILam gặp nước. Việc khoan thêm giếng (BKH-3A) dự phòng vào khối này sẽ
trả lời được khả năng cho dòng tầng Sarvak và kiểm chứng sự tồn tại dầu khí cho tầng Ilam.
2.5. Đánh giá:
 Mỏ Band-e-karkheh có diện tích khoảng 209 km2, đối tượng là các tập chứa Carbonate

tuổi Kreta (Ilam và Sarvak). Mỏ nằm trong khu vực có tiềm năng dầu khí lớn của I-ran, nơi có
hàng loạt các mỏ đang khai thác.
 Trữ lượng tại chỗ của mỏ theo tính tốn trên cơ sở tài liệu hiện có là 3735 triệu thùng,
trong đó phần trữ lượng tầng ILam là 1989 triệu thùng, Sarvak là 1746 triệu thùng (phía Nam
1513 triệu thùng, phía Bắc là 233 triệu thùng).
 Hiện tại mỏ Band-e-karkheh mới khoan 02 giếng khoan thăm dò, 01 giếng ở phía Bắc
và một giếng ở phía Nam, do vậy việc tính tốn trữ lượng của mỏ này cịn có những rủi ro nhất
định. Việc khoan giếng thẩm lượng tiếp theo để chính xác trữ lượng của mỏ là hết sức cần
thiết. Các giếng khoan thẩm lượng này sẽ kết hợp để khai thác sau này. Vì vậy sẽ khoan 02
giếng thẩm lượng chắc chắn vào khối phía Nam và 01 giếng lựa chọn vào khối phía Bắc.

17


DANH MỤC HÌNH VẼ
Hình 2. 2 Vị trí của bồn trũng trước núi Zagros trong khung địa chất khu vực

Nguồn: Tài liệu NIOC cung cấp tháng 1/2010

Hình 2.3 Sơ đồ kiến tạo khu vực trước núi Zagros

Nguồn: Tài liệu NIOC cung cấp tháng 1/2010
18


Hình 2. 4 Mặt cắt địa chất địa vật lý khu vực nghiên cứu

Nguồn: Tài liệu NIOC cung cấp tháng 1/2010

Hình 2. 5 Cột địa tầng tổng hợp khu vực


Nguồn: Tài liệu NIOC cung cấp tháng 1/2010
19


Hình 2. 6 Mặt cát địa chất địa vật lý tuyến địa chấn 2002-06

Nguồn: Tài
liệu NIOC cung cấp tháng 1/2010

Hình 2. 7 Mơ hình đá chứa Asmari trên mỏ dầu Band-e-karkheh và khu vực lân cận

Nguồn: Tài liệu NIOC cung cấp tháng 1/2010
20


Hình 2. 8 Tính chất vỉa chứa phần trên và phần dưới của hệ tầng Asmari
GR

-

Type Log: Asmari Formation
SONIC

Cheshmehkosh rates

Upper
Asmari
AwhazMember


0

Asmari Formation

“Cap rock”

Zone 1
Zone 2A
Zone 2B
Zone 3

Av Ø 8-9%
Av Kcore 1-5 md

Zone 4
,

Av Ø 20-23%
Av Kcore 200-500
md

blah
CK-7 2500 bpd

CK-2 17 000 bpd
CK-5
15 250 bpd
dolomitic
CK-6 12 000 bpd


Zone 5

blah
100 m

Pabdeh Fm

Zone 6

Nguồn: Tài liệu NIOC cung cấp tháng 1/2010

Hình 2. 9 Quan hệ rỗng thấm giếng khoan CK7 hệ tầng Asmari

Nguồn: Tài liệu NIOC cung cấp tháng 1/2010

Hình 2. 10 Mơi trường trầm tích tập Ahwaz Sandstone Member
21


Nguồn: Tài liệu NIOC cung cấp tháng 1/2010

Hình 2.11 Tuyến địa chấn Mehr2002-01 thể hiện nêm lấn trong Asmari dưới

Nguồn: Tài liệu NIOC cung cấp tháng 1/2010

22


Hình 2.12 Chu kỳ thay giáng địa tĩnh


Nguồn: Tài liệu NIOC cung cấp tháng 1/2010

Hình 2.13 Mơ hình hình thành và phát triển hệ tầng cacbonat Ilam

Nguồn: Tài liệu NIOC cung cấp tháng 1/2010

23


Hình 2.14 Đặc điểm thạch học Ilam C upper qua mẫu lõi giếng khoan BKH2

Nguồn: Tài liệu NIOC cung cấp tháng 1/2010

24


Hình 2.15 Mơ hình thành tạo hệ tầng Sarvak

Nguồn: Tài liệu NIOC cung cấp tháng 1/2010

Hình 2.16 Mơ hình các loại tướng đá trong Ilam và Sarvak

Nguồn: Tài liệu NIOC cung cấp tháng 1/2010

25