ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP. HCM
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
KHOA KỸ THUẬT ĐỊA CHẤT VÀ DẦU KHÍ
----------------o0o-----------------

NGUYỄN HỮU KHANG

ĐÁNH GIÁ PHƯƠNG ÁN PHÁT TRIỂN MỎ CHO
CÁC MỎ CẬN BIÊN, ỨNG DỤNG TRONG PHÁT
TRIỂN CỤM MỎ THĂNG LONG – ĐÔNG ĐÔ,
BỒN TRŨNG CỬU LONG

CHUYÊN NGÀNH: KỸ THUẬT KHOAN KHAI THÁC VÀ
CÔNG NGHỆ DẦU KHÍ

LUẬN VĂN THẠC SĨ

TP. HỒ CHÍ MINH, THÁNG 01 NĂM 2012


CƠNG TRÌNH ĐƯỢC HỒN THÀNH TẠI
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP HỒ CHÍ MINH

Cán bộ hướng dẫn khoa học : TS. Mai Cao Lân
Trưởng Bộ Môn Khoan Khai thác dầu khí
ĐHBK TP.HCM

Cán bộ chấm nhận xét 1 :

TS. Hà Văn Bích

GĐ Cơng ty điều hành chung TL-TSJOC

Cán bộ chấm nhận xét 2 :

TS. Nguyễn Chu Chuyên
Công ty dầu khí Việt Nhật JVPC

Luận văn thạc sĩ được bảo vệ tại Trường Đại học Bách Khoa, ĐHQG Tp. HCM,
ngày 13 tháng 01 năm 2012.
Thành phần Hội đồng đánh giá luận văn thạc sĩ gồm:
1. TSKH. Trần Xuân Đào
2. TS. Mai Cao Lân
3. TS. Tạ Quốc Dũng
4. TS. Hà Văn Bích
5. TS. Hồng Minh Hải
Xác nhận của Chủ tịch Hội đồng đánh giá LV và Bộ môn quản lý chuyên ngành sau
khi luận văn đã được sửa chữa (nếu có).
Chủ tịch Hội đồng đánh giá LV

Bộ môn quản lý chuyên ngành


ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP. HCM
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
----------------

CỘNG HOÀ XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc Lập - Tự Do - Hạnh Phúc
---oOo--Tp. HCM, ngày 26 tháng 12 năm 2011


NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ
Họ và tên học viên: Nguyễn Hữu Khang

Giới tính : Nam

Ngày, tháng, năm sinh: 19/02/1982

Nơi sinh: Nghệ An

Chuyên ngành: Kỹ thuật khoan, khai thác và cơng nghệ dầu khí
Mã Số Học viên: 10370648
Khố (Năm trúng tuyển): 2010
I. TÊN ĐỀ TÀI: ĐÁNH GIÁ PHƯƠNG ÁN PHÁT TRIỂN MỎ CHO CÁC MỎ
CẬN BIÊN, ỨNG DỤNG TRONG PHÁT TRIỂN CỤM MỎ THĂNG LONG –
ĐÔNG ĐÔ, BỒN TRŨNG CỬU LONG.
II. NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG:
Từ kinh nghiệm phát triển các mỏ cận biên ở Việt Nam và trên thế giới thời gian
gần đây, (i) nghiên cứu xây dựng được một quy trình đánh giá phương án phát triển
mỏ cho các mỏ cận biên, có khả năng áp dụng trong đánh giá phát triển của các mỏ
nhỏ sau này và (ii) Ứng dụng quy trình mới xây dựng nói trên trong đánh giá phát
triển cụm mỏ Thăng Long – Đông Đô, bồn trũng Cửu Long.

II. NGÀY GIAO NHIỆM VỤ:
III. NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ: 26/12/2011
IV. CÁN BỘ HƯỚNG DẪN: Tiến sỹ Mai Cao Lân, Chủ nhiệm Bộ Môn Khoan
Khai thác dầu khí, ĐHBK TP.HCM.
Nội dung và đề cương Luận văn thạc sĩ đã được Hội Đồng Chuyên Ngành thông
qua.
CÁN BỘ HƯỚNG
DẪN

(Họ tên và chữ ký)

CHỦ NHIỆM BỘ MÔN
QUẢN LÝ CHUYÊN
NGÀNH
(Họ tên và chữ ký)

KHOA QUẢN LÝ
CHUYÊN NGÀNH
(Họ tên và chữ ký)


LỜI CẢM ƠN
Để hoàn thành luận văn này tác giả xin chân thành cám ơn sự giúp đỡ và hướng dẫn
tận tình của thầy giáo hướng dẫn:
Tiến sĩ Mai Cao Lân (Chủ nhiệm Bộ Mơn Khoan Khai thác dầu khí – Khoa
Kỹ Thuật Địa chất và Dầu khí – Trường Đại học Bách Khoa TPHCM).
Tác giả cũng xin gửi lời cám ơn tới tập thể giảng viên Khoa Kỹ thuật Địa chất và
Dầu Khí - Đại học Bách Khoa TPHCM, các lãnh đạo và bạn bè đồng nghiệp trong
Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam đã tận tâm giảng dạy, chỉ dẫn và động viên
trong quá trình học tập chương trình thạc sĩ trong các năm qua.

Cuối cùng, kính chúc quý thầy cô luôn dồi dào sức khỏe và công tác tốt!


TĨM TẮT LUẬN VĂN
Luận văn có phần mở đầu, 4 chương và phần kết luận với nội dung được tóm
tắt như sau:
“MỞ ĐẦU”
Trình bày lý do chọn đề tài, mục đích, đối tượng và phạm vi nghiên cứu, ý

nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài nghiên cứu.
“CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ MỎ CẬN BIÊN VÀ ĐẶC ĐIỂM KHU VỰC
NGHIÊN CỨU”
Trong chương này sẽ giới thiệu khái niệm về mỏ cận biên, kinh nghiệm phát
triển loại mỏ này trên thế giới. Việc tìm hiểu này mang lại cái nhìn tổng thể về đối
tượng của đề tài, giúp hiểu rõ hơn đối tượng cũng như hình dung ra vị trí vai trị của
đối tượng trong ngành dầu khí. Tiếp theo là tổng quan về bể Cửu Long, đặc điểm
địa chất, danh sách các mỏ và cấu tạo đã phát hiện, tình trạng khai thác của Bể. Việc
mơ tả này cuối cùng dẫn đến những nhận xét về khả năng phát triển của các mỏ cận
biên trong bể.
“CHƯƠNG 2: CƠ SỞ LÝ THUYẾT”
Trong chương này sẽ đề cập đến lý thuyết của các tính tốn quan trọng trong
q trình phát triển mỏ. Chú trọng vào kỹ thuật dầu khí, các tính tốn đó bao gồm:
trữ lượng tại chỗ, xây dựng mơ hình khai thác để đưa ra biểu đồ sản lượng khai thác
và tính tốn đảm bảo dịng chảy. Tính tốn trữ lượng tại chỗ thường được tiến hành
ngay sau kết thúc các giếng khoan thăm dị và có phát hiện. Hội đồng trữ lượng nhà
nước là cơ quan phê duyệt con số trữ lượng tại chỗ của các mỏ mới. Con số trữ
lượng được phân cấp theo tính xác minh của nó, P1, P2, P3. Thơng thường con số
2P (P1+P2) được lấy làm con số để đưa vào tính tốn phát triển mỏ. Mơ hình khai
thác được xây dựng để đưa ra biểu đồ sản lượng khai thác tối ưu cũng như số lượng
giếng cần thiết để đạt được sản lượng khai thác đó. Liên quan đến các phương án
phát triển, phần tính tốn cho đảm bảo dịng chảy cần thiết để đánh giá tính khả thi
trong vận chuyển sản phẩn cũng như tính tốn kích cỡ đường ống cần thiết.
“CHƯƠNG 3: XÂY DỰNG QUY TRÌNH ĐÁNH GIÁ PHƯƠNG ÁN PHÁT
TRIỂN CHO CÁC MỎ CẬN BIÊN”
Chương này mô tả quy trình từng bước trong việc đánh giá các phương án
phát triển cho các mỏ cận biên. Từ việc đánh giá lại tài liệu hiện có, tính tốn trữ
lượng, đưa ra con số trữ lượng đưa vào phát triển mỏ, đến tìm phương án phát triển
mỏ khả thi về mặt kỹ thuật và quan trọng nhất là chọn ra được phương án tối ưu về
mặt kinh tế. Các bước trong quy trình liên quan đến nhiều lĩnh vực khác nhau, nên



thơng thường đây là cơng việc của một nhóm cơng tác bao gồm nhóm địa chất địa
vật lý, nhóm phát triển mỏ và nhóm kinh tế.
“CHƯƠNG 4: ÁP DỤNG QUY TRÌNH ĐÁNH GIÁ PHƯƠNG ÁN PHÁT
TRIỂN MỎ MỚI XÂY DỰNG TRONG PHÁT TRIỂN CỤM MỎ THĂNG LONG
– ĐÔNG ĐÔ, BỒN TRŨNG CỬU LONG”
Sau chương 3, quy trình từng bước để đánh giá các phương án phát triển mỏ
đã được thành lập. Sang chương 4 này sẽ áp dụng quy trình đó để tìm ra phương án
phát triển tối ưu cho cụm mỏ Thăng Long – Đông Đô. Chương 4 sẽ cũng đi theo
từng bước đã nêu trong chương 3, bắt đầu từ giới thiệu tổng quan vùng mỏ, đánh
giá địa chất, xây dựng mơ hình địa chất, mơ hình khai thác, nêu ra các phương án
phát triển có thể có để rồi đánh giá về mặt kỹ thuật. Các phương án khả thi về mặt
kỹ thuật tiếp tục được đánh giá về kinh tế và cuối cùng là biện luận chọn ra phương
án phát triển mỏ tốt nhất. Mỏ Thăng Long – Đơng Đơ đều có các đối tượng móng
và trầm tích, có các mỏ lân cận để xem xét phương án phát triển kết nối. Vì vậy tất
cả các phần lý thuyết đã đề cập về đánh giá địa chất (móng và trầm tích), tính tốn
đảm bảo dịng chảy đều được áp dụng trong trường hợp đánh giá phương án phát
triển mỏ này.
“KẾT LUẬN”: nêu những kết luận của đề tài.


MỤC LỤC
DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT ..............................................1
DANH MỤC CÁC BẢNG..........................................................................................2
DANH MỤC CÁC HÌNH ...........................................................................................5
MỞ ĐẦU .....................................................................................................................8
CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ MỎ CẬN BIÊN VÀ ĐẶC ĐIỂM KHU VỰC
NGHIÊN CỨU ..........................................................................................................11
1.1. Tổng quan về mỏ cận biên .............................................................................11

1.1.a. Khái niệm về mỏ cận biên .......................................................................11
1.1.b. Kinh nghiệm về phát triển mỏ cận biên của các công ty và các nước
cơng nghiệp dầu khí ..........................................................................................13
1.2. Đặc điểm địa chất bể Cửu Long .....................................................................15
1.2.a. Đặc điểm kiến tạo ....................................................................................15
1.2.b. Đặc điểm hệ thống dầu khí .....................................................................17
1.3. Tiềm năng phát triển các mỏ cận biên bể Cửu Long .....................................20
1.3.a. Các tích tụ Hydrocarbon .........................................................................20
1.3.b. Tình trạng khai thác trong bể Cửu Long .................................................22
1.3.c. Nhận xét sơ bộ về khả năng phát triển các mỏ nhỏ trong bể ..................23
CHƯƠNG 2: CƠ SỞ LÝ THUYẾT .........................................................................25
2.1. Tính tốn trữ lượng tại chỗ.............................................................................25
2.1.a. Tính tốn trữ lượng tại chỗ theo phương pháp thể tích ...........................25
2.1.b. Phân cấp trữ lượng và đánh giá trữ lượng đưa vào phát triển mỏ ..........28
2.2. Mơ hình địa chất.............................................................................................29
2.2.a. Xây dựng mơ hình địa chất cho tầng trầm tích .......................................29
2.2.b. Xây dựng mơ hình địa chất cho tầng móng ............................................32
2.3. Mơ hình thủy động lực và dự báo sản lượng khai thác ..................................36
2.3.a. Giới thiệu chung ......................................................................................36
2.3.b. Lý thuyết cơ sở ........................................................................................37
2.3.c. Ý nghĩa của việc xây dựng mơ hình ........................................................40


2.4. Tính tốn đảm bảo dịng chảy ........................................................................41
2.4.a Khái qt ..................................................................................................41
2.4.b. Các thơng số cần thiết cho tính tốn đảm bảo dịng chảy .......................43
2.4.c. Cơ sở lý thuyết tính tốn chính đảm bảo dịng chảy ...............................46
CHƯƠNG 3: XÂY DỰNG QUY TRÌNH ĐÁNH GIÁ PHƯƠNG ÁN PHÁT
TRIỂN CHO CÁC MỎ CẬN BIÊN .........................................................................55
3.1. Đánh giá về địa chất và công nghệ mỏ ..........................................................56

3.1.a. Thống kê và đánh giá số liệu hiện có ......................................................56
3.1.b. Tính tốn trữ lượng tại chỗ và phân cấp trữ lượng .................................58
3.1.c. Xây dựng mơ hình địa chất .....................................................................58
3.1.d. Xây dựng mơ hình thủy động lực ...........................................................59
3.1.e. Xây dựng phương án sản lượng khai thác và số giếng tương ứng ..........59
3.2. Lập các phương án phát triển mỏ độc lập ......................................................59
3.2.a. Tìm hiểu một số cấu hình phát triển mỏ độc lập .....................................60
3.2.b. Lập bảng các phương án hệ thống thiết bị ..............................................62
3.2.c. Biện luận lựa chọn các phương án phát triển độc lập .............................63
3.3. Lập các phương án phát triển kết nối mỏ .......................................................64
3.3.a. Lập bảng các phương án hệ thống thiết bị ..............................................64
3.3.b. Biện luân lựa chọn các phương án phát triển kết nối ..............................64
3.4. Tính tốn đảm bảo dịng chảy ........................................................................65
3.4.a. Các điều kiện đầu vào .............................................................................65
3.4.b. Tính tốn các phương án đường ống và thiết bị đi kèm cần thiết ...........66
3.5. Ước tính chi phí và xây dựng mơ hình kinh tế ..............................................66
3.5.a. Ước tính các loại chi phí .........................................................................66
3.5.b. Thơng số đầu vào và mơ hình kinh tế .....................................................67
3.6. So sánh và lựa chọn phương án phát triển mỏ tối ưu .....................................68


CHƯƠNG 4: ÁP DỤNG QUY TRÌNH ĐÁNH GIÁ PHƯƠNG ÁN PHÁT TRIỂN
MỎ MỚI XÂY DỰNG TRONG PHÁT TRIỂN CỤM MỎ THĂNG LONG –
ĐÔNG ĐÔ, BỒN TRŨNG CỬU LONG .................................................................69
4.1. Tổng quan về mỏ Thăng Long – Đông Đô ....................................................69
4.2. Đánh giá về địa chất và công nghệ mỏ ..........................................................71
4.2.a. Thống kê và đánh giá số liệu hiện có ......................................................71
4.2.b. Tính toán trữ lượng tại chỗ và phân cấp trữ lượng .................................74
4.2.c. Xây dựng mơ hình địa chất .....................................................................90
4.2.d. Xây dựng mơ hình thủy động lực và dự báo sản lượng khai thác ........105

4.3. Lập các phương án phát triển mỏ độc lập ....................................................117
4.3.a. Lập bảng các phương án hệ thống thiết bị ............................................117
4.3.b. Biện luận lựa chọn các phương án phát triển độc lập ...........................117
4.4. Lập các phương án phát triển kết nối mỏ .....................................................120
4.4.a. Lập bảng các phương án hệ thống thiết bị ............................................120
4.4.b. Biện luân lựa chọn các phương án phát triển kết nối ............................121
4.5. Tính tốn đảm bảo dòng chảy ......................................................................123
4.5.a. Các điều kiện đầu vào ...........................................................................123
4.5.b. Tính tốn các phương án đường ống và thiết bị đi kèm cần thiết .........124
4.6. Ước tính chi phí và xây dựng mơ hình kinh tế ............................................132
4.6.a. Ước tính các loại chi phí .......................................................................132
4.6.b. Thơng số đầu vào và mơ hình kinh tế ...................................................134
4.7. Lựa chọn phương án phát triển tối ưu cho mỏ Thăng Long – Đông Đô .....137
KẾT LUẬN .............................................................................................................139
TÀI LIỆU THAM KHẢO .......................................................................................140


1
Đánh giá phương án phát triển cho các mỏ cận biên, ứng dụng trong phát triển cụm
mỏ Thăng Long - Đông Đô, bồn trũng Cửu Long

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT
EOR: (Enhance Oil Recovery): Gia tăng thu hồi dầu
GOR: (Gas oil ratio): Tỷ số khí dầu
Rs: (Solution gas oil ratio): Tỷ số khí hịa tan trong dầu
Bo: (Oil Formation Volume factor): Hệ số thể tích dầu
Kro: (Relative Permeability to oil): Độ thấm pha của dầu
Krw: (Relative Permeability to water): Độ thấm pha của nước
Krg: (Relative Permeability to gas): Độ thấm pha của khí
OOIP: (Original Oil in place): Lượng dầu tại chỗ ban đầu

WC: (Water cut): Độ ngập nước
WI: (Water injection): Bơm ép nước
LM: (Lower Mioxene): Mioxen dưới
OL: (Oligoxene): Oligoxen
CFM: (Continuous Fracture Modeling): Phương pháp mơ hình nứt nẻ liên tục
PSDM: (Prestack depth migration): Phương pháp xử lý địa chấn PSDM
RAR: (Reserves Assessment Report): Báo cáo đánh giá trữ lượng
ODP: (Outline Development Plan): Kế hoặch phát triển đại cương
FPD: (Field Development Plan): Kế hoạch phát triển mỏ
FEED: (Front End Engineering Design): Thiết kế cơ sở
CPP: (Center Processing Platform): Giàn xử lý trung tâm
CLPP: (Central Liquid Processing Platform): Giàn xử lý chất lỏng trung tâm
FPSO: (Floating Production Storage and Offloading): tàu xử lý và chứa
WHP: (Wellhead Platform): Giàn đầu giếng
WHSF: (Wellhead Support Frames): Giàn đỡ đầu giếng
MOPU: (Mobile Offshore Production Units): Giàn khai thác di động ngoài khơi
MOPSU: (Mobile Offshore Production and Storage Unit): Giàn khai thác di động
Capex: (Capital expenditrure): Chi phí đầu tư
Opex: (Operational expense): Chi phí điều hành
NPV: (Net Present Value): Giá trị hiện tại ròng
IRR: (International Rate of Return): tỷ suất lợi tức nội tại

Nguyễn Hữu Khang – Lớp Kỹ thuật khoan, khai thác và cơng nghệ dầu khí


2
Đánh giá phương án phát triển cho các mỏ cận biên, ứng dụng trong phát triển cụm
mỏ Thăng Long - Đông Đô, bồn trũng Cửu Long

DANH MỤC CÁC BẢNG

Bảng 1.1-1. Phân loại các mỏ dầu khí theo độ lớn của trữ lượng. ............................13
Bảng 2.1-1: Thông số “cut-off” thường dùng. ..........................................................27
Bảng 3.1-1. Đánh giá tầm quan trọng các thông số trong tính tốn trữ lượng và mơ
hình mỏ. .....................................................................................................................56
Bảng 3.2-1: Các phương án hệ thống thiết bị của phương án phát triển độc lập ......63
Bảng 3.3-1: Các phương án hệ thống thiết bị của phương án phát triển kết nối ......64
Bảng 4.2-1: Các dữ liệu giếng khoan mỏ Thăng Long .............................................72
Bảng 4.2-2: Các dữ liệu giếng khoan mỏ Đông Đô. .................................................73
Bảng 4.2-3: Các thông số cấu trúc và bẫy chứa mỏ Thăng Long - Đông Đô ...........75
Bảng 4.2-4: Phân chia địa tầng các giếng khoan mỏ Thăng Long - Đông Đô .........77
Bảng 4.2-5: Phân cấp trữ lượng dầu tại chỗ vỉa chứa Mioxen dưới, mỏ Thăng Long
...................................................................................................................................81
Bảng 4.2-6: Phân cấp trữ lượng dầu và khí tại chỗ vỉa chứa Oligoxen dưới, mỏ
Thăng Long ...............................................................................................................81
Bảng 4.2-7: Phân cấp trữ lượng dầu và khí tại chỗ tầng móng trước Đệ Tam, mỏ
Thăng Long ...............................................................................................................82
Bảng 4.2-8: Phân cấp trữ lượng dầu tại chỗ vỉa chứa Mioxen, mỏ Đông Đô...........82
Bảng 4.2-9: Phân cấp trữ lượng dầu tại chỗ tầng chứa móng trước Đệ Tam, mỏ
Đơng Đơ ....................................................................................................................83
Bảng 4.2-10: Thơng số vỉa chứa cho tính tốn trữ lượng dầu và khí tại chỗ mỏ
Thăng Long ...............................................................................................................84
Bảng 4.2-11: Thơng số vỉa chứa cho tính tốn trữ lượng dầu tại chỗ cho vỉa chứa
Mioxen, mỏ Đông Đô ...............................................................................................84
Bảng 4.2-12: Thơng số vỉa chứa cho tính tốn trữ lượng dầu tại chỗ ch tầng chứa
móng trước Đệ Tam, mỏ Đông Đô ...........................................................................85
Bảng 4.2-13: Trữ lượng dầu tại chỗ (OIIP) mỏ Thăng Long....................................86
Bảng 4.2-14: Trữ lượng khí tự do tại chỗ (FGIIP) mỏ Thăng Long .........................86
Bảng 4.2-15: Trữ lượng khí hòa tan tại chỗ mỏ Thăng Long ...................................87

Nguyễn Hữu Khang – Lớp Kỹ thuật khoan, khai thác và công nghệ dầu khí



3
Đánh giá phương án phát triển cho các mỏ cận biên, ứng dụng trong phát triển cụm
mỏ Thăng Long - Đông Đô, bồn trũng Cửu Long
Bảng 4.2-16: Trữ lượng dầu tại chỗ (OIIP) (dầu nặng - heavy oil) mỏ Đông Đô ....88
Bảng 4.2-17: Trữ lượng dầu tại chỗ (OIIP) mỏ Đơng Đơ (Black Oil) .....................88
Bảng 4.2-18: Trữ lượng khí hịa tan tại chỗ mỏ Đông Đô ........................................89
Bảng 4.2-19: Thông số đầu vào cho mơ hình tướng-thạch học vỉa Mioxen dưới, mỏ
Thăng Long ...............................................................................................................94
Bảng 4.2-20: Thông số đầu vào cho mô hình độ rỗng vỉa Mioxen dưới, mỏ Thăng
Long ..........................................................................................................................95
Bảng 4.2-21: Thể tích vỉa, thể tích độ rỗng và trữ lượng dầu tại chỗ vỉa Mioxen
dưới, mỏ Thăng Long................................................................................................99
Bảng 4.2-22: Trữ lượng dầu tại chổ trong mơ hình mịn, thơ và báo cáo trữ lượng vỉa
Mioxen dưới, mỏ Thăng Long ..................................................................................99
Bảng 4.2-23: Trữ lượng trong mơ hình mịn, thơ và báo cáo trữ lượng vỉa Oligoxen
dưới, mỏ Thăng Long..............................................................................................100
Bảng 4.2-24: Trữ lượng tính tốn trong mơ hình và báo cáo trữ lượng cho tầng
móng nứt nẻ trước Đệ Tam, mỏ Thăng Long .........................................................102
Bảng 4.2-25: Trữ lượng tính tốn trong mơ hình mịn, thô và báo cáo trữ lượng cho
vỉa Mioxen giữa-dưới, mỏ Đông Đô .......................................................................103
Bảng 4.2-26: So sánh trữ lượng mô hình trước khi tăng tỷ lệ và báo cáo trữ lượng
cho tầng móng nứt nẻ trước Đệ Tam, mỏ Đơng Đơ ...............................................104
Bảng 4.2-26: Thể tích lưu chất ban đầu trong mơ hình Mioxen dưới mỏ Thăng Long
.................................................................................................................................106
Bảng 4.2-27: Kết quả tối ưu lưu lượng khí nâng mơ hình Mioxen dưới mỏ Thăng
Long ........................................................................................................................110
Bảng 4.2-28: Tóm tắt trữ lượng dầu thu hồi các trường hợp: thấp, cơ sở, cao .......113
Bảng 4.2-29: Kế hoạch phát triển tối ưu mỏ Thăng Long - Đông Đô ....................116

Bảng 4.3-1: Các phương án hệ thống thiết bị của phương án phát triển độc lập ....117
Bảng 4.3-2: Các phương án phát triển độc lập sau biện luận lựa chọn ban đầu. ....120
Bảng 4.4-1: Các phương án hệ thống thiết bị của phương án phát triển kết nối ....121
Bảng 4.4-2: Các phương án phát triển kết nối. .......................................................122

Nguyễn Hữu Khang – Lớp Kỹ thuật khoan, khai thác và cơng nghệ dầu khí


4
Đánh giá phương án phát triển cho các mỏ cận biên, ứng dụng trong phát triển cụm
mỏ Thăng Long - Đông Đô, bồn trũng Cửu Long
Bảng 4.5-1: Áp suất cần thiết ở giàn TL để đáp ứng áp suất đầu ra ở RD CLPP là
12,41 bara ................................................................................................................128
Bảng 4.5-2: Áp suất cần thiết ở giàn DD để đáp ứng áp suất đầu ra ở RD CLPP là
12,41 bara ................................................................................................................128
Bảng 4.5-3: Áp suất cần thiết ở giàn TL để đáp ứng áp suất đầu ra ở RD CLPP là
12,41 bara ................................................................................................................129
Bảng 4.5-4: Áp suất cần thiết ở giàn DD để đáp ứng áp suất đầu ra ở RD CLPP là
12,41 bara ................................................................................................................129
Bảng 4.5-5: Nhiệt độ chất lưu khi về phía RD CLPP với các cấp đường kính ống
khác nhau.................................................................................................................130
Bảng 4.5-6: Áp suất cần thiết ở giàn TL để đáp ứng áp suất đầu ra ở RD CLPP là
12,41 bara ................................................................................................................130
Bảng 4.5-7: Áp suất cần thiết ở giàn DD để đáp ứng áp suất đầu ra ở RD CLPP là
12,41 bara ................................................................................................................131
Bảng 4.5-8: Nhiệt độ chất lưu khi về phía RD CLPP với các cấp đường kính ống
khác nhau.................................................................................................................131
Bảng 4.6-1: Chi phí CAPEX cho các phương án phát triển mỏ khác nhau ............133
Bảng 4.6-2: Hiệu quả kinh tế phương án 1A1 ........................................................135
Bảng 4.6-3: Hiệu quả kinh tế phương án 1A2 ........................................................135

Bảng 4.6-4: Hiệu quả kinh tế phương án 1B1 ........................................................136
Bảng 4.6-5: Hiệu quả kinh tế phương án 1B2 ........................................................136
Bảng 4.6-6: So sánh hiệu quả kinh tế của các phương án, tính với giá dầu 60
USD/thùng...............................................................................................................137

Nguyễn Hữu Khang – Lớp Kỹ thuật khoan, khai thác và cơng nghệ dầu khí


5
Đánh giá phương án phát triển cho các mỏ cận biên, ứng dụng trong phát triển cụm
mỏ Thăng Long - Đơng Đơ, bồn trũng Cửu Long

DANH MỤC CÁC HÌNH
Hình 1.2-1. Ví trí các mỏ ở bể Cửu Long .................................................................17
Hình 1.3-1. Sản lượng khai thác dầu tại Việt Nam ...................................................23
Hình 2.2-1: Sơ đồ các bước xây dựng mơ hình móng theo phương pháp CFM .......33
Hình 2.3-1: Quy trình xây dựng mơ hình thủy động lực. .........................................37
Hình 2.4-1: Giản đồ pha đặc trưng của Khí-Condensat và Dầu ...............................43
Hình 2.4-2: Các chế độ dịng chảy 2 pha. .................................................................44
Hình 2.4-3: Bản đồ chế độ dịng chảy 2 pha trong ống nằm ngang. .........................45
Hình 2.4-4: Mô tả chất lưu chịu nén1 pha di chuyển trong ống trịn ........................47
Hình 3-1. Quy trình từng bước trong việc đánh giá các phương án phát triển cho các
mỏ ..............................................................................................................................55
Hình 3.2-1. Sơ đồ mơ hình MOPU + FSO ................................................................60
Hình 3.2-2. Sơ đồ sử dụng giàn khai thác nổi FPU + FSO .......................................61
Hình 4.1-1: Bản đồ vị trí lơ 01/97 và 02/97 ..............................................................70
Hình 4.2-1: Mặt cắt địa chấn qua mỏ Thăng Long - Đơng Đơ .................................76
Hình 4.2-2: Tóm tắt địa tầng giếng khoan 02/97-TL-2X ..........................................78
Hình 4.2-3: Mơ hình cấu trúc vỉa Mioxen dưới – mỏ Thăng Long ..........................92
Hình 4.2-4: Phân bố vỉa chứa và khơng chứa trong mơ hình tướng-thạch học vỉa ..95

Mioxen dưới, mỏ Thăng Long ..................................................................................95
Hình 4.2-5: Phân bố giá trị độ rỗng trong mơ hình vỉa Mioxen dưới, mỏ Thăng
Long ..........................................................................................................................96
Hình 4.2-6: Phân bố giá trị độ thấm trong mơ hình vỉa Mioxen dưới, mỏ Thăng
Long ..........................................................................................................................97
Hình 4.2-7: So sánh độ bão hòa (đường màu đỏ là độ bão hòa từ địa vật lý giếng
khoan và đường màu đen từ mơ hình) vỉa Mioxen dưới, mỏ Thăng Long ...............98
Hình 4.2-8: Mơ hình độ rỗng vỉa Oligoxen dưới, mỏ Thăng Long ........................100
Hình 4.2-9: Phân bố giá trị độ thấm trong mơ hình vỉa Oligoxen dưới, mỏ Thăng
Long ........................................................................................................................100
Hình 4.2-10: Mơ hình độ rỗng tầng móng mỏ Thăng Long ...................................101

Nguyễn Hữu Khang – Lớp Kỹ thuật khoan, khai thác và cơng nghệ dầu khí


6
Đánh giá phương án phát triển cho các mỏ cận biên, ứng dụng trong phát triển cụm
mỏ Thăng Long - Đơng Đơ, bồn trũng Cửu Long
Hình 4.2-11: Mơ hình độ thấm tầng móng mỏ Thăng Long ...................................101
Hình 4.2-12: Mơ hình độ rỗng của vỉa Mioxen giữa-dưới, mỏ Đơng Đơ...............102
Hình 4.2-13: Mơ hình độ thấm của vỉa Mioxen giữa-dưới, mỏ Đơng Đơ ..............103
Hình 4.2-14: Phân bố độ rỗng trong mơ hình tầng móng nứt nẻ trước Đệ Tam, mỏ
Đơng Đơ ..................................................................................................................104
Hình 4.2-15: Phân bố độ thấm trong mơ hình tầng móng nứt nẻ trước Đệ Tam, mỏ
Đơng Đơ ..................................................................................................................104
Hình 4.2-16: Mặt cắt dọc phân bố độ bão hòa dầu và mặt tiếp xúc chất lưu mơ hình
Mioxen dưới mỏ Thăng Long .................................................................................106
Hình 4.2-17: Kết quả hiệu chỉnh mơ hình với số liệu thử vỉa (DST) của vỉa Mioxen
dưới mỏ Thăng Long ...............................................................................................107
Hình 4.2-18: Vị trí giếng và kết quả chạy dự báo cho từng vị trí mơ hình Mioxen

dưới mỏ Thăng Long ...............................................................................................108
Hình 4.2-19: Kết quả tối ưu số lượng giếng mơ hình Mioxen dưới mỏ Thăng Long
.................................................................................................................................109
Hình 4.2-20: Vị trí giếng bơm ép trong mơ hình Mioxen dưới mỏ Thăng Long ...111
Hình 4.2-21: Kết quả tối ưu cho số giếng bơm ép nước của mơ hình Mioxen dưới
mỏ Thăng Long .......................................................................................................111
Hình 4.2-22: Kết quả dự báo khai thác mơ hình Mioxen dưới mỏ Thăng Long ....112
Hình 4.2-23: Hướng và vị trí giếng phát triển cho vỉa Mioxen dưới mỏ Thăng Long
.................................................................................................................................113
Hình 4.2-24: Biểu đồ khai thác mỏ Thăng Long ....................................................114
Hình 4.2-25: Biểu đồ khai thác mỏ Đơng Đơ .........................................................115
Hình 4.2-26: Biểu đồ khai thác mỏ Thăng Long - Đông Đô ..................................115
Hình 4.5-1: Áp suất đường ống TLWHP=>DD=>JVPC’s CLPP tại năm 2014 với
các cấp đường kính khác nhau. ...............................................................................125
Hình 4.5-2: Nhiệt độ trên đường ống TLWHP=>DD=>JVPC’s CPC năm 2014 ở
các cấp đường kính khác nhau ................................................................................125

Nguyễn Hữu Khang – Lớp Kỹ thuật khoan, khai thác và cơng nghệ dầu khí


7
Đánh giá phương án phát triển cho các mỏ cận biên, ứng dụng trong phát triển cụm
mỏ Thăng Long - Đơng Đơ, bồn trũng Cửu Long
Hình 4.5-3: Áp suất đường ống TLWHP=>DD=>JVPC’s CLPP tại năm 2016 với
các cấp đường kính khác nhau. ...............................................................................126
Hình 4.5-4: Nhiệt độ trên đường ống TLWHP=>DD=>JVPC’s CPC năm 2016 ở
các cấp đường kính khác nhau ................................................................................126
Hình 4.5-5: Áp suất đường ống TLWHP=>DD=>JVPC’s CLPP tại năm 2020 với
các cấp đường kính khác nhau. ...............................................................................127
Hình 4.5-6: Nhiệt độ trên đường ống TLWHP=>DD=>JVPC’s CPC năm 2020 ở

các cấp đường kính khác nhau ................................................................................127

Nguyễn Hữu Khang – Lớp Kỹ thuật khoan, khai thác và cơng nghệ dầu khí


8
Đánh giá phương án phát triển cho các mỏ cận biên, ứng dụng trong phát triển cụm
mỏ Thăng Long - Đơng Đơ, bồn trũng Cửu Long

MỞ ĐẦU
1.

Tính cấp thiết của đề tài:

Tài nguyên dầu khí ngày càng khan hiếm, việc tìm kiếm dầu ngày càng khó
khăn và phức tạp. Các mỏ dầu lớn ở nước ta, điển hình là ở khu vực bồn trũng Cửu
Long đã được phát triển và đang trong quá trình khai thác. Tuy nhiên cùng với sự
phát triển của công nghệ và giá dầu tăng cao, các mỏ dầu nhỏ trước đây cho là khai
thác không hiệu quả, nay có thể xem xét lại. Nước ta có một số lượng đáng kể các
phát hiện dầu khí trữ lượng nhỏ (như Diamond, Jade, Thăng Long, Đông Đô, Cá
Chó, Gấu Ngựa, Gấu Chúa, Lạc Đà Nâu, Hàm Rồng, Hắc Long, Hoàng Long, Địa
Long, Bạch Long, Hồng Long, Khánh Mỹ, Rạch Tàu, Phú Tân,…), phát triển có
hiệu quả các cấu tạo này là nhu cầu cấp thiết nhằm góp phần bù đắp sản lượng đang
giảm dần ở các mỏ lớn đến thời kỳ suy giảm. Việc ứng dụng công nghệ tiên tiến, áp
dụng các hệ thống thiết bị phi truyền thống để giảm thiểu chi phí phát triển mỏ,
nâng cao hiệu quả kinh tế đã được nghiên cứu áp dụng trên thế giới, nhưng vẫn còn
là đề tài khá mới ở Việt Nam. Tổng kết các phương án có thể để phát triển các mỏ
nhỏ ở nước ta, làm cơ sở đánh giá lựa chọn phương án tốt nhất, là nhu cầu cho cả
các nhà thầu dầu khí và cơ quan quản lý tài nguyên dầu khí Nhà nước. Đề tài cố
gắng đưa ra các phương án phát triển mỏ có thể áp dụng cho mỏ nhỏ, cách đánh giá,

lựa chọn phương án tối ưu và ứng dụng trong phát triển cụm mỏ Thăng Long –
Đông Đô, bồn trũng Cửu Long.
2.

Mục tiêu nghiên cứu:

Đề tài có hai mục tiêu chính, đó là: (i) Xây dựng được một quy trình đánh
giá phương án phát triển mỏ cho các mỏ cận biên, có khả năng áp dụng trong đánh
giá phát triển của các mỏ nhỏ sau này và (ii) Ứng dụng quy trình mới xây dựng nói
trên trong đánh giá phát triển cụm mỏ Thăng Long – Đông Đô, bồn trũng Cửu
Long.
3.

Tình hình nghiên cứu:

Việc nghiên cứu các phương án phát triển các mỏ nhỏ đã diễn ra từ lâu ở các
nước trên thế giới, tùy thuộc vào đặc tính các mỏ dầu khí ở các nơi khác nhau thì có

Nguyễn Hữu Khang – Lớp Kỹ thuật khoan, khai thác và cơng nghệ dầu khí


9
Đánh giá phương án phát triển cho các mỏ cận biên, ứng dụng trong phát triển cụm
mỏ Thăng Long - Đông Đô, bồn trũng Cửu Long
các giải pháp khác nhau. Nhìn chung là các phương án đều cố gắng giảm chi phí
đầu tư và vận hành ở mức tối đa, nhằm nâng cao hiệu quả kinh tế cho đề án. Ở Việt
Nam cũng đã có một số mỏ nhỏ đưa vào vận hành gần đây như mỏ Nam Rồng –
Đồi Mồi, ưu thế mà mỏ này sử dụng để có thể phát triển là dựa vào hệ thống thiết bị
thu gom xử lý có sẵn của Vietsovpetro. Tuy nhiên các tài liệu tổng hợp về quy trình
phát triển mỏ nhỏ ở Việt Nam chưa được xây dựng bài bản, với mỗi đề án phát triển

mỏ thì các nhà thầu dầu khí tự xây dựng các phương án và nêu đánh giá lựa chọn
cho trường hợp cụ thể của mình mà thôi.
4.

Đối tượng và phạm vi nghiên cứu

Đối tượng nghiên cứu
Đối tượng chính của đề tài là “Quy trình xây dựng, đánh giá phương án phát
triển cho các mỏ dầu khí cận biên”, rút ra từ kinh nghiệm phát triển các mỏ cận biên
thời gian gần đây ở Việt Nam và trên thế giới. Tiếp theo, bể Cửu Long ngoài khơi
Việt Nam và tiềm năng các mỏ cận biên chưa phát triển trong đó. Và cuối cùng, mỏ
Thăng Long – Đơng Đô là đối tượng cụ thể để biện luận khả năng áp dụng quy trình
mới xây dựng nói trên trong phát triển cụm mỏ này.
Phạm vi nghiên cứu
Đánh giá phương án phát triển mỏ có thể gồm rất nhiều yếu tố, trong luận
văn chủ yếu chú trọng vào các yếu tố kỹ thuật và và một phần của tính tốn thương
mại. Trong các yếu tố kỹ thuật thì chú trọng vào đánh giá về mặt địa chất, trữ lượng
tại chỗ và khả năng thu hồi. Biện luận tính khả thi của các phương án phát triển về
mặt kỹ thuật, với các phương án phát triển kết nối thì vấn đề đảm bảo dòng chảy là
khâu then chốt.
5.

Ý nghĩa khoa học và thực tiễn

Ý nghĩa khoa học:
Luận văn đưa ra được một quy trình tổng thể gồm các bước trong xây dựng
các phương án phát triển mỏ cho các mỏ cận biên, biện luận lựa chọn phương án tối
ưu. Các vấn đề lý thuyết quan trọng liên quan cũng được tổng hợp và trình bày một
cách có hệ thống.


Nguyễn Hữu Khang – Lớp Kỹ thuật khoan, khai thác và công nghệ dầu khí


10
Đánh giá phương án phát triển cho các mỏ cận biên, ứng dụng trong phát triển cụm
mỏ Thăng Long - Đông Đô, bồn trũng Cửu Long
Ý nghĩa thực tiễn:
Việc phát triển các mỏ cận biên luôn ở mức rủi ro cao. Ranh giới về hiệu quả
kinh tế lãi hay lỗ là rất mong manh. Ở Việt Nam những mỏ dầu khí cận biên lại
chiếm đa số, có vai trị rất quan trọng trong kế hoạch khai thác dầu khí của quốc gia.
Việc áp dụng thành công các phương án phát triển cho những mỏ dầu khí cận biên
sẽ đem lại những giá trị to lớn trong chiến lược khai thác và phát triển ngành dầu
khí ở nước ta. Chính vì vậy, việc xây dựng quy trình “Đánh giá phương án phát
triển cho các mỏ cận biên” mang ý nghĩa rất thực tế.

Nguyễn Hữu Khang – Lớp Kỹ thuật khoan, khai thác và cơng nghệ dầu khí


11
Đánh giá phương án phát triển cho các mỏ cận biên, ứng dụng trong phát triển cụm
mỏ Thăng Long - Đông Đô, bồn trũng Cửu Long

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ MỎ CẬN BIÊN VÀ ĐẶC ĐIỂM KHU
VỰC NGHIÊN CỨU
Trong chương này sẽ giới thiệu khái niệm về mỏ cận biên, kinh nghiệm phát
triển loại mỏ này trên thế giới. Việc tìm hiểu này mang lại cái nhìn tổng thể về đối
tượng của đề tài, giúp hiểu rõ hơn đối tượng cũng như hình dung ra vị trí vai trị của
đối tượng trong ngành dầu khí. Tiếp theo là tổng quan về bể Cửu Long, đặc điểm
địa chất, danh sách các mỏ và cấu tạo đã phát hiện, tình trạng khai thác của Bể. Việc
mô tả này cuối cùng dẫn đến những nhận xét về khả năng phát triển của các mỏ cận

biên trong bể.

1.1. Tổng quan về mỏ cận biên
1.1.a. Khái niệm về mỏ cận biên
Khi nói về mỏ cận biên, nó thường được ngầm hiểu là cận biên về kinh tế.
Định nghĩa thường được sử dụng để mô tả một mỏ cận biên là: Một mỏ mà với điều
kiện về kỹ thuật, môi trường đầu tư và thị trường ở một thời điểm nào đó khơng thể
phát triển một cách có hiệu quả kinh tế thì được coi là cận biên ở thời điểm đó. Khi
mơi trường đầu tư, thị trường, kỹ thuật thay đổi, những mỏ đó có khả năng phát
triển một cách hiệu quả.
Giá trị của mỏ được xác định thông qua việc đánh giá các tiêu chuẩn kinh tế
liên quan đến các yếu tố tự nhiên, xã hội, cơng nghệ và thị trường. Chính các yếu tố
này sẽ quyết định tính kinh tế của việc phát triển mỏ. Về cơ bản, các yếu tố đó bao
gồm:
Các yếu tố tự nhiên:
-

Trữ lượng mỏ.

-

Độ sâu của mực nước,các điều kiện địa lý, khí hậu, mơi trường, mức độ an
toàn, độ phức tạp về địa chất.

-

Loại và chất lượng sản phẩm dầu, khí hay condensat.

Các yếu tố xã hội:
-


Mức độ ổn định của cơ chế chính trị, nhịp độ tăng trưởng kinh tế của nước
chủ nhà. Điều này có tầm quan trọng đặc biệt vì nó ảnh hưởng tới độ rủi ro
của vốn đầu tư mà các nhà thầu bỏ vào.

Nguyễn Hữu Khang – Lớp Kỹ thuật khoan, khai thác và cơng nghệ dầu khí


12
Đánh giá phương án phát triển cho các mỏ cận biên, ứng dụng trong phát triển cụm
mỏ Thăng Long - Đông Đô, bồn trũng Cửu Long
-

Các chế độ ưư đãi khác cho các vùng có đặc thù khác nhau.

Các yếu tố về công nghệ, thị trường:
-

Các điều kiện về cơ sỏ hạ tầng sẵ có cho việc khai thác, xây dựng, lắp đặt,
vân chuyển sản phẩm, khoảng cách đến bờ hoặc đến cơ sở khai thác gần
nhất, sự có sẵn của các thiết bị khoan, tàu hoặc các hệ thống khai thác cho
các mỏ lân cận.

-

Cơng nghệ sẵn có thích hợp cho việc khai thác các mỏ cận biên một cách có
hiệu quả.

-


Các biến động về giá nhiên liệu, thiết bị và các yếu tố liên quan đến thị
trường.

-

Thị trường tiêu thụ sản phẩm (đặc biệt với mỏ khí)

Các yếu tố pháp lý, điều kiện hợp đồng:
-

Bộ khung luật pháp: Luật dầu khí, Luật bảo vệ mơi trường, hệ thống thuế…

-

Hình thức hợp đồng: hợp đồng phân chia sản phẩm (PSC), liên doanh, tô
nhượng, hợp đồng dịch vụ.

-

Điều khoản hợp đồng:
• Hoa hồng chữ ký.
• Tỷ suất thu hồi vốn.
• Chia dầu lãi.
• Phần tham gia của nước chủ nhà.
• Các loại thuế.

Phần lớn các mỏ dầu của thế giới là nhỏ, và chiếm khoảng 10% tổng trữ lượng khai
thác của thế giới (Bảng 1.1-1).

Nguyễn Hữu Khang – Lớp Kỹ thuật khoan, khai thác và cơng nghệ dầu khí



13
Đánh giá phương án phát triển cho các mỏ cận biên, ứng dụng trong phát triển cụm
mỏ Thăng Long - Đơng Đơ, bồn trũng Cửu Long

Phân loại

Kích thước mỏ dầu
(Tỷ thùng)

Số lượng mỏ dầu

Đóng góp vào tổng
trữ lượng (%)

Siêu khổng lồ

>10

25

40

Khổng lồ

>0,5

338


40

Lớn

>0,1

1.163

10

Nhỏ

<0,1

10.974

10

Tổng số

-

12.500

100

Bảng 1.1-1. Phân loại các mỏ dầu khí theo độ lớn của trữ lượng.
Trong những năm gần đây, các mỏ lớn và khổng lồ ngày càng ít được phát
hiện. Để đáp ứng nhu cầu năng lượng ngày càng tăng của thế giới, việc phát triển khai thác các loại mỏ cận biên ngày càng thu hút sự quan tâm của các chủ đầu tư.
Cùng với những thành tựu to lớn của công nghệ mới, việc khai thác các loại mỏ này

ngày càng trở nên hiện thực và có nhiều tiến bộ đáng kể.

1.1.b. Kinh nghiệm về phát triển mỏ cận biên của các công ty và các
nước công nghiệp dầu khí
Do những đặc tính riêng của mỏ cận biên như trữ lượng thường không lớn,
nằm ở vùng nước sâu, xa bờ… nên kỹ thuật phát triển loại mỏ này nhất thiết phải
đáp ứng được các yêu cầu nhằm giảm tới mức tối đa chi phí xây dựng, lắp đặt, vận
hành và thu dọn mỏ. Để có được những thiết kế phù hợp với loại mỏ này, nhiều cải
tiến đã được thực hiện trên cơ sở các kỹ thuật hiện có. Trong hai thập kỷ vừa qua,
nhiều giải pháp công nghệ đã và đang được thử nghiệm và ứng dụng với nhiều tiến
bộ lớn.
Tuy nhiên, khơng có một loại sơ đồ nào có thể áp dụng chung cho việc phát
triển mỏ cận biên. Mỗi mỏ là một trường hợp riêng, khơng thể sử dụng duy nhất
một quy trình cơng nghệ nào cho tất cả các mỏ mà chỉ có thể và cách tốt nhất là học
hỏi, tham khảo kinh nghiệm từ các mỏ trên thế giới để áp dụng một cách linh hoạt
vào mỗi phát hiện cụ thể.

Nguyễn Hữu Khang – Lớp Kỹ thuật khoan, khai thác và công nghệ dầu khí


14
Đánh giá phương án phát triển cho các mỏ cận biên, ứng dụng trong phát triển cụm
mỏ Thăng Long - Đông Đô, bồn trũng Cửu Long
Sau đây sẽ điểm qua một số loại hình phát triển mỏ cận biên cho tới nay
thường được áp dụng trong khu vực vịnh Mêxicô, Biển bắc và một số nơi khác như
ngoài khơi châu Phi, Địa Trung Hải cũng như khu vực châu Á.
Khai thác bằng các đầu giếng ngầm nối với cơ sở đã có sẵn: Kiểu này dùng
cho một hai giếng vệ tinh để khai thác một cấu tạo/mỏ riêng biệt nằm ngồi vùng
khoan của giàn chính, hay áp dụng để tiếp cận các vỉa sản phẩm nhỏ ở khu vực
nước sâu, còn việc xử lý sẽ được thực hiện ở cơ sở đã có sẵn.

Giàn cấu trúc nhẹ: Hệ thống này thường bao gồm các thiết bị nhỏ, tối thiểu
để phục vụ cho khoan từ một đến sáu giếng. Các giếng này sẽ được khoan bằng
giàn khoan tự nâng qua cấu trúc hoặc được khoan sẵnbằng hệ thống khoan nổi qua
một template đặt trên đáy biển rồi sau đó được nối trở lại với giàn khi lắp đặt. Kiểu
này được phổ biến ở vịnh Mêxicô.
Giàn khai thác “tự nâng”: Các loại giàn khoan tự nâng được dùng như các
giàn khai thác tạm thời cho các mỏ nhỏ. Vì khơng có nơi trữ sản phẩm, cho nên cần
phải có tàu chứa ở gần đó. Tuy nhiên, việc sử dụng các giàn tự nâng cho mục đích
khai thác bây giờ trở nên ít thơng dụng hơn vì sự xuất hiện của các giàn có cấu trúc
nhẹ, chi phí thấp.
Khai thác bằng đầu giếng ngầm sử dụng hệ thống nửa chìm: Việc sử dụng
các hệ thống khai thác nửa chìm cho các mỏ cận biên đã và vẫn được thử nghiệm
trong 15 năm vừa qua. Số lượng giếng cho loại hệ thống này là từ 3 đến 6, đối với
mỏ cận biên. Loại hệ thống này chỉ có khả năng chứa được một lượng sản phẩm hạn
chế cho nên sản phẩm cần được chuyển qua ống dẫn hoặc chứa vào hệ thống chứa
khác (tàu chứa) gần đó.
Khai thác bằng các đầu giếng ngầm nối với tàu chứa: Các tàu (thường là
các tàu chở dầu đã cải tạo ) được sử dụng rộng rãi trong phát triển mỏ cận biên do
nó có khả năng trữ sản phẩm lỏng. Sản phẩm sẽ được xuất nhờ các tàu chở dầu con
thoi. Loại hệ thống này hấp dẫn đối với mỏ nhỏ vì khả năng tái sử dụng và có thể
được điều chỉnh để áp dụng cho các điều kiện môi trường khác nhau.

Nguyễn Hữu Khang – Lớp Kỹ thuật khoan, khai thác và cơng nghệ dầu khí


15
Đánh giá phương án phát triển cho các mỏ cận biên, ứng dụng trong phát triển cụm
mỏ Thăng Long - Đơng Đơ, bồn trũng Cửu Long
Ngồi ra, việc quyết định khai thác một mỏ dầu khí cận biên và việc lựa chọn
cơng nghệ sẽ áp dụng cịn chịu ảnh hưởng đáng kể của cơ sở hạ tầng sẵn có. Việc

phát triển các mỏ dầu khí cận biên ở Việt Nam không hấp dẫn lắm đối với các nhà
đầu tư nước ngồi một phần bởi cơ sở hạ tầng cịn rất ít ỏi so với những khu vực
khác trên thế giới như ở Biển Bắc, vịnh Mêxicơ hoặc ngồi khơi Indonesia,
Malaysia. Các nhà thầu có thể sử dụng giàn nhẹ để khai thác và sản phẩm sẽ được
đưa vào hệ thống đường ống, ống dẫn và xử lý tại các giàn đã có rải rác trong vùng.
Rõ ràng việc sử dụng các cơ sở hạ tầng sẵn có sẽ giảm chi phí đầu tư phát triển mỏ
một cách đáng kể. Một cấu trúc khai thác 2 giếng cho một trữ lượng khoảng 5 -20
triệu thùng ở vịnh Mêxicơ có thể là hoàn toàn kinh tế nhưng ở Tây Phi hoặc nhiều
nơi khác trên thế giới thì có thể ngược lại. Nhưng hệ thống cơ sở hạ tầng có sẵn ở
vịnh Mêxicơ đã giảm chi phí phát triển và do đó khích lệ việc khai thác, phát triển
nhiều mỏ cận biên trong khu vực này. Cũng như vậy, hệ thống đường ống dẫn khí
dày đặc ở Biển Bắc và Bắc Mỹ khiến cho việc khai thác các mỏ khí cận biên ở
những nơi này là kinh tế, trong khi các tích tụ khí tương tự sẽ bị bỏ qua như ở Việt
Nam hoặc nhiều nơi khác trên thế giới.

1.2. Đặc điểm địa chất bể Cửu Long
1.2.a. Đặc điểm kiến tạo
Cũng như các bể trầm tích khác ở thềm lục địa Việt Nam, bể Cửu Long
(Hình 1.2-1) 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 (J2-3) cho tới
Creta sớm (K1) tạo nên những dải nâng, đồi sót nứt nẻ như Rồng-Bạch Hổ-Rạng
Đơng-Ruby, Vừng Đông-Sư Tử Vàng-Sư Tử Đen, v.v… nhưng các pha nén ép cuối
Oligocen với hướng nén ép chính Tây Bắc - Đơng Nam mới đóng vai trị quyết định
trong việc hình thành các độ rỗng nứt nẻ hiệu dụng trong cấu tạo móng. Hoạt động
này được thể hiện trên các lát cắt ngang tại Bạch Hổ, Rạng Đông, Sư Tử Đen, Sư
Tử Vàng và đặc biệt rõ nét về phía Đơng Bắc bể Cửu Long trên mặt cắt địa chấn
qua cấu tạo Thăng Long, nằm kề áp đới nâng Côn Sơn, nơi có địa tầng D bị nâng

Nguyễn Hữu Khang – Lớp Kỹ thuật khoan, khai thác và công nghệ dầu khí



16
Đánh giá phương án phát triển cho các mỏ cận biên, ứng dụng trong phát triển cụm
mỏ Thăng Long - Đông Đô, bồn trũng Cửu Long
lên, được bảo tồn và ổn định ở độ sâu chỉ khoảng 2000m. 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 khơng quá mạnh mẽ ở khu vực bể
Cửu Long, tạo điều kiện lý tưởng cho việc bảo tồn dầu khí chứ khơng làm trầm tích
nghịch đảo, bóc mịn cắt cụt ghê gớm, gây bất lợi trong việc hình thành bẫy chứa
như bức tranh thường thấy tại bể Sông Hồng hoặc Nam Cơn Sơn, ngun nhân
chính làm giảm đi đáng kể tiềm năng dầu khí 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 các tài liệu địa chấn và khoan nhất là phần
phía Tây so với phần trung tâm hoặc khu vực Đông của bể (nơi giao thoa của bể
Cửu Long, bể Phú Khánh và bể Nam Cơn 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 q trình nguội lạnh, thủy nhiệt hoặc phong
hóa v.v… là những hiện tượng chung có thể bắt gặp ở bất kỳ đối tượng macma nào.
Sự khác biệt chính là vai trị kiến tạo rất đặc trưng của bể Cửu Long. Những chứng
cứ có 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 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 móng granit trở thành tầng dầu chủ đạo, tuyệt vời,
gần như là duy nhất trên thế giới cho tới thời điểm hiện tại.

Nguyễn Hữu Khang – Lớp Kỹ thuật khoan, khai thác và cơng nghệ dầu khí