BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƢỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT
-------------------------------

VŨ VIẾT HÙNG

NGHIÊN CỨU LỰA CHỌN GIẢI PHÁP HỢP LÝ ĐỂ KHOAN TRONG
ĐIỀU KIỆN NHIỆT ĐỘ - ÁP SUẤT CAO Ở BỂ NAM CÔN SƠN

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

HÀ NỘI - 2015


BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƢỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT
-----------------------------

VŨ VIẾT HÙNG

NGHIÊN CỨU LỰA CHỌN GIẢI PHÁP HỢP LÝ ĐỂ KHOAN
TRONG ĐIỀU KIỆN NHIỆT ĐỘ - ÁP SUẤT CAO
Ở BỂ NAM CƠN SƠN

Ngành: Kỹ thuật dầu khí
Mã số: 60520604

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

NGƢỜI HƢỚNG DẪN KHOA HỌC
PGS.TS. TRẦN ĐÌNH KIÊN

HÀ NỘI - 2015


i

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan luận văn “Nghiên cứu lựa chọn giải pháp hợp lý để khoan
trong điều kiện nhiệt độ - áp suất cao ở bể Nam Côn Sơn” là cơng trình nghiên
cứu của bản thân. Các số liệu, kết quả trình bày trong luận văn là trung thực và chƣa
từng đƣợc công bố trong bất kỳ luận văn nào trƣớc đây.

Hà Nội, ngày 3 tháng 4 năm 2015
Tác giả

Vũ Viết Hùng


ii

MỤC LỤC
LỜI CAM ĐOAN ....................................................................................................... i
MỤC LỤC .................................................................................................................. ii
DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT .............................................v
DANH MỤC HÌNH VẼ ............................................................................................ vi
DANH MỤC BẢNG BIỂU ..................................................................................... vii
MỞ ĐẦU .....................................................................................................................1
CHƢƠNG 1. TỔNG QUAN VỀ BỂ NAM CÔN SƠN .............................................4
1.1. Đặc điểm địa chất khu vực Nam Côn Sơn .......................................................4

1.2 Vị trí kiến tạo của bế Nam Cơn Sơn..................................................................4
1.3 Đặc điểm khí hậu, thủy văn ...............................................................................7
1.3.1 Hƣớng và vận tốc gió..................................................................................7
1.3.2 Chế độ giơng bão ........................................................................................7
1.4 Cấu trúc hình thái bể Nam Côn Sơn ..................................................................8
1.4.1. Cấu trúc nâng địa luỹ Đại Hùng ..............................................................10
1.4.2. Võng sụt Trung tâm .................................................................................11
1.4.3. Cấu trúc nâng dạng bậc Hồng ..................................................................12
1.4.4. Cấu trúc nâng dạng khối Đông nam ........................................................12
1.4.5. Cấu trúc nâng phân dị Tây-Tây bắc .........................................................13
CHƢƠNG 2. ĐIỀU KIỆN ĐỊA CHẤT ẢNH HƢỞNG TỚI CÔNG TÁC KHOAN
Ở BỂ NAM CÔN SƠN .............................................................................................18
2.1 Ảnh hƣởng của các yếu tố khí tƣợng- hải dƣơng học .....................................14
2.1.1 Dịng hải lƣu .............................................................................................14
2.1.2 Hƣớng và độ cao của sóng ........................................................................16
2.2 Ảnh hƣởng của đặc điểm địa chất đến công tác khoan ...................................18
2.2.1 Đặc điểm địa chất-địa tầng bể Nam Côn Sơn...........................................18
2.2.1.1 Thành tạo trƣớc Kainozoi ..................................................................18
2.2.1.2 Các thành tạo Kainozoi ......................................................................19
2.2.2 Hiện tƣợng mất dung dịch ...........................................................................21
2.2.3 Hiện tƣợng sập lở thành giếng khoan .......................................................24
2.2.4 Hiện tƣợng bó hẹp thành giếng khoan ......................................................25


iii

2.2.5 Hiện tƣợng khí nơng .................................................................................26
2.2.6 Dị thƣờng áp suất cao và nhiệt độ cao ......................................................28
2.3. Một số phức tạp điển hình tại các lơ ............................................................33
2.3.1 Tại Lơ 05-1b .............................................................................................33

2.3.2 Tại Lô 05-2 ...............................................................................................33
2.3.3 Tại Lô 05-3 ...............................................................................................33
2.3.4 Tại Lô 06 ...................................................................................................34
2.4 Kết luận ...........................................................................................................34
CHƢƠNG 3. TỔNG KẾT CÔNG TÁC KHOAN TRONG ĐIỀU KIỆN ÁP SUẤT
CAO NHIỆT ĐỘ CAO BỂ NAM CÔN SƠN ..........................................................36
3.1 Tổng quan về các điều kiện nhiệt độ cao – áp suất cao (HPHT) ....................36
3.1.1 Khái niệm về HPHT: ................................................................................36
3.1.2 Phân cấp HPHT ........................................................................................37
3.1.3 Ảnh hƣởng của HPHT đến quá trình khoan .............................................38
3.1.3.1 Ảnh hƣởng của HPHT tới dung dịch khoan ......................................38
3.1.3.2 Đối với các thiết bị cơ khí ..................................................................38
3.1.3.3 Nhóm thứ ba .......................................................................................39
3.2 Tổng hợp các phƣơng pháp khoan và dung dịch đã sử dụng để khoan trong
điều kiện áp suất cao nhiệt độ cao ở bể Nam Côn Sơn. ........................................40
3.2.1 Các phƣơng pháp khoan ...........................................................................40
3.2.1.1 Phƣơng pháp khoan “mũ dung dịch” .................................................40
3.2.1.2 Phƣơng pháp khoan dị đƣờng kính nhỏ ............................................48
3.2.2 Kiểm sốt áp suất trong quá trình khoan. .................................................48
3.2.3 Phƣơng pháp đo địa chấn trong khi khoan ...............................................55
3.3

Dung dịch khoan ..........................................................................................57

3.3.1 Các hệ dung dịch khoan đã sự dụng ở bể Nam Côn Sơn .........................57
3.3.1.1 Hệ dung dịch độ nhớt cao (Hi-Vis) ....................................................57
3.3.1.2 Hệ dung dịch nƣớc biển/CMC/Bentonite ..........................................57
3.3.1.3 Hệ dung dịch Gel/KCl/PHPA ............................................................58
3.3.1.4 Hệ dung dịch KCl/PHPA/Polymer ....................................................59
3.3.1.5 Hệ dung dịch Glycol/KCl/PHPA .......................................................59



iv

3.3.1.6 Hệ dung dịch gốc tổng hợp ................................................................60
3.3.1.7 Hệ dung dịch Glydril..........................................................................60
3.3.1.8 Hệ dung dịch khoan gốc dầu tổng hợp MEGADRIL ........................63
CHƢƠNG 4. NGHIÊN CỨU ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP LỰA CHỌN VÀ TÍNH
TỐN DUNG DỊCH KHOAN TRONG ĐIỀU KIỆN ÁP SUẤT CAO VÀ NHIỆT
ĐỘ CAO Ở BÊ NAM CÔN SƠN .............................................................................66
4.1

Cơ sở lý thuyết để lựa chọn dung dịch khoan có các giếng HPHT .............66

4.1.1 Chức năng của bơm rửa giếng khoan .......................................................66
4.1.2 Lập mặt cắt nhiệt độ giếng khoan .............................................................67
4.1.3 Tính tốn áp suất đáy của dung dịch khoan..............................................72
4.1.4 Kiểm soát áp suất ......................................................................................75
4.1.5 Lựa chọn dung dịch ..................................................................................77
4.1.6 Điều chỉnh các thông số dung dịch khoan ................................................79
................................84
4.2 Đề xuất hệ dung dịch khoan sử dụng khoan trong điều kiện HPHT ...............88
4.3 Nghiên cứu đề xuất sử dụng dung dịch gốc dầu tổng hợp cho công tác khoan
trong điều kiện HPHT ...........................................................................................89
4.3.1 Thành phần và chức năng các hóa phẩm của hệ dung dịch Novapro .......90
4.3.2 Đơn pha chế ..............................................................................................93
4.3.3 Quy trình pha chế dung dịch .....................................................................95
4.3.3.1 Tính tốn áp dụng cho giếng khoan dầu khí 05.1b – TL 2X .............96
4.3.3.2 Tính tốn, lựa chọn các thống số của dung dịch khoan cho các
khoảng khoan sử dụng dung dịch gốc dầu tổng hợp......................................98

KIẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ ...............................................................................104
1.

Kết luận ............................................................................................................104

2. Kiến nghị ..........................................................................................................102


v

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT
API

American Petroleum Institute/ Viện Dầu Khí Hoa Kỳ

ASTM

American Society for Testing and Materials

BHDF

Baker Hughes Drilling Fluids/ Nhà thầu dung dịch Baker Hughes

BHP

Bottom Hole Pressure/ Áp suất đáy

BHT

Bottom Hole Temperature/ Nhiệt độ đáy


BML

Below Mud Line / Đƣờng thủy chuẩn

BOPE

Blow – Out Prevention Equipment/ Thiết bị chống phun

ECD
đƣơng

Equivalent Circulating Density/ Mật độ tuần hoàn dung dịch tƣơng

GOM

Gulf Of Mexico/ Vịnh Mexico

HPHT

High Pressure – High Temperature/ Áp suất cao- Nhiệt độ cao

HSE

Health Safety and Environment/ An tồn – Sức khỏe – Mơi Trƣờng

LWD

Logging While Drilling/ Đo trong khi khoan


MD

Measured Depth/ Chiều sâu thân giếng

MMSCF

Million Standard Cubic Feet/ Triệu bộ khối tiêu chuẩn

MPD

Manage Pressure Drilling/ Quản lý áp suất khi khoan

MW

Mud Weight / Tỷ trọng dung dịch

MWD

Measuring While Drilling/ Đo trong khi khoan

OBM

Oil Based Mud / Dung dịch gốc dầu

P

Pressure/ Áp suất

RPM


Rotations per minute/ Đơn vị vòng/ phút

SBM

Synthetic Based Mud/ Dung dịch gốc tổng hợp

TVD

Total Depth / Tổng chiều sâu

WBM

Water – Based Mud / Dung dịch gốc nƣớc


vi

DANH MỤC HÌNH VẼ
Hình 1.1 Vị trí bể Nam Cơn Sơn trên thềm lục địa Việt Nam .................................... 6
Hình 1.2 Biểu đồ phân bố bão trong 50 năm (1960-2009) khu vực bể Nam Cơn Sơn ....... 8
Hình 1.3. Các cấu trúc hình thái bể Nam Cơn Sơn ................................................... 10
Hình 2.1 Hƣớng dịng hải lƣu mùa gió mùa Đơng Bắc ............................................ 15
Hình 2.2 Hƣớng dịng hải lƣu mùa gió mùa Tây Nam ............................................ 16
Hình 2.3 Ảnh mẫu lát mỏng đá móng trƣớc Kainozoi ............................................ 19
Hình 2.4 Địa tầng qua các giếng theo hƣớng Tây Nam – Đơng Bắc ........................ 22
Hình 2.5 Địa tầng qua các giếng theo hƣớng Tây Bắc - Đơng Nam ........................ 23
Hình 2.6 Hlorite tái sinh phát triển trong các khe nứt tại giếng khoan DUA-4X .... 26
Hình 2.7 Mặt cắt địa chất giếng 06-LT-1XR ............................................................ 28
Hình 2.8 Tuyến địa chấn theo hƣớng Tây Bắc – Đông Nam qua lơ 28, 11, 05 ........ 29
Hình 2.9 Quan hệ nhiệt độ và độ sâu - Giếng 04.3-B-2X ......................................... 30

Hình 2.10 Dị thƣờng áp suất trong trầm tích Miocene giữa và dƣới của bể Nam Cơn ..... 31
Hình 2.11. Dị thƣờng áp suất trong trầm tích Miocene trên bể Nam Cơn Sơn....... 32
Hình 3.1 phƣơng pháp khoan mũ dung dịch ............................................................. 42
Hình 4.4. Kết quả tính tóan áp suất vỉa, áp suất vỡ vỉa theo chiều sâu bằng phƣơng
pháp hàm số mũ “d”Khoảng khoan 1600-2200m, Giếng khoan CB-1X .................. 54
Hình 4.1. Mặt cắt nhiệt của dung dịch khoan ........................................................... 69
Hình 4.2. Tính chất của nhiệt độ khơng xác định ..................................................... 70
Hình 4.3. Mật độ tƣơng đƣơng của dung dịch khoan tuần hồn (ECD) ................... 72
Hình 4.4. Hiệu ứng pittong ....................................................................................... 74


vii

DANH MỤC BẢNG BIỂU
Bảng 3.1. các yêu cầu kỹ thuật trong điều kiện giếng .............................................. 39
Bảng 3.2. Các tính chất của hệ dung dịch Glycol ..................................................... 61
Bảng 3.3. Các hóa phẩm sử dụng cho hệ dung dịch khoan Glycol .......................... 63
Bảng 3.4. Thành phần và tính chất của hệ dung dịch gốc dầu .................................. 64
Bảng 4.1. Tính chất của dung dịch khoan ................................................................. 79
Bả

-1/2” .......................................... 85

Bả

-1/2” .......................................... 86

Bảng 4.4 thông số dung dịch khoan – cơng đoạn 8 ½”............................................. 86
Bảng 4.5. Thành phần của hệ dung dịch Novapro .................................................... 90
Bảng 4.6. Hàm lƣợng các chất phụ gia ..................................................................... 94

Bảng 4.7. Hàm lƣợng dầu, nƣớc, barit. ..................................................................... 94
Bảng 4.8 Các khoảng khoan và hệ dung dịch áp dụng cho từng khoảng khoan. ..... 97
Bảng 4.9 Trọng lƣợng riêng của hệ dung dịch khoan qua tầng Miocene dƣới và
Oligocene ................................................................................................................ 100
Bảng 4.10. Thông số của hệ dung dịch khoan qua tầng Miocene dƣới và Oligocene .... 100
Bảng 4.11. Thể tích dung dịch cần cho mỗi khoảng khoan. ................................... 103


1

MỞ ĐẦU
1. Tính cấp thiết của đề tài
Cơng tác tìm kiếm thăm dị dầu khí tại bể Nam Cơn Sơn đã bắt đầu từ những
năm 1970 của thế kỷ trƣớc, do các cơng ty dầu khí của Mỹ và Anh thực hiện. Từ
cuối năm 1974 đến đầu năm 1975, Công ty Mobil và Pecten đã tiến hành khoan 05
giếng ở các lơ và trên các cấu tạo khác nhau (Mía-1X, ĐH-1X, Hồng-1X, Dừa-1X
và Dừa- 2X), trong đó giếng khoan Dừa-1X có phát hiện dầu. Trải qua gần 35 năm,
đến nay trên 130 giếng khoan thăm dò, thẩm lƣợng và phát triển khai thác đã đƣợc
khoan tại khu vực này. Cũng trong khoảng thời gian đó, rất nhiều tiến bộ khoa học
kỹ thuật đã đƣợc áp dụng nhằm giảm thiểu rủi ro và nâng cao hiệu quả công tác
khoan.
Tuy nhiên, điều kiện địa lý tự nhiên cũng nhƣ các đặc điểm địa chất tƣơng đối
phức tạp tại khu vực này đã ảnh hƣởng lớn đến q trình thi cơng giếng khoan. Mực
nƣớc biển thay đổi rất lớn, từ vài chục mét ở phía Tây đến hơn 1,000m ở phía
Đơng, điều kiện hải dƣơng học phức tạp nhƣ dịng hải lƣu, sóng, bão, biển động ảnh
hƣởng đến công nghệ thi công cũng nhƣ gây ra nhiều sự cố liên quan đến công tác
định vị giàn khoan và lắp đặt hệ thống thiết bị đáy biển. Bên cạnh đó, hàng loạt các
phức tạp địa chất nhƣ tầng carbonate hang hốc nứt nẻ, các tập nhiệt độ cao, áp suất
cao đã gây ra rất nhiều những phức tạp, sự cố trong quá trình thi cơng, điển hình
nhƣ mất dung dịch, phun trào và kẹt cần không thể thi công đến chiều sau thiết kế

hoặc phải hủy bỏ giếng…có thể kể đến các giếng khoan tại các lo 04,05,06 với chi
phí lên hang chục triệu USD mà vẫn chƣa đạt đƣợc kết quả mong muốn. Tìm hiểu
các sự cố xảy ra trong khu vực cho thấy việc áp dụng các giải pháp công nghệ thi
công trong khu vực có đặc điểm địa chất cực kỳ phức tạp “ điều kiện nhiệt độ cao –
áp suất cao” cần đƣợc nghiên cứu và cải thiện. Đề tài “ nghiên cứu lựa chọn giải
pháp hợp lý để khoan trong điều kiện nhiệt độ cao – áp suất cao ở bể Nam Cơn
Sơn” với mục đích tìm ra giải pháp khoan hợp lý hiệu quả trong điều kiện nhiệt độ
cao áp suất cao tại bể Nam Côn Sơn nhằm rút ra bài học kinh nghiệm nâng cao
hiệu quả công tác khoan. Bên cạnh đó , kết quả của đề tài sẽ là công cụ hỗ trợ giúp


2

PVN sẽ có những kế hoạch hiệu quả tối ƣu trong hoạt động thăm dị dầu khí trong
nƣớc , ngồi nƣớc trong tƣơng lai
2.

Đối tƣợng và phạm vi nghiên cứu

Đối tƣợng nghiên cứu: quy trình cơng nghệ khoan, cụ thể là các biện pháp xử
lý phức tạp địa chất khi khoan qua tầng có điều kiện nhiệt độ cao áp suất cao bằng
giải pháp lựa chọn dung dịch gốc dầu tổng hợp .
Phạm vi nghiên cứu: nghiên cứu sử dụng dung dịch khi khoan qua các tầng có
áp suất cao nhiệt độ cao.
3.

Mục đích nghiên cứu của đề tài

Trên cơ sở nghiên cứu điều kiện tự nhiên và điều kiện địa chất phức tạp ảnh
hƣởng tới công tác khoan ở bể Nam Côn Sơn nghiên cứu và đề xuất giải pháp công

nghệ - kỹ thuật hợp lý cho phép khoan an toàn và hiệu quả trong điều kiện nhiệt độ
cao – áp suất cao
4.

Nội dung nghiên cứu

Đề tài sẽ tập trung nghiên cứu các nội dung chính sau :
- Nghiên cứu các hiện tƣợng phức tạp địa chất ảnh hƣởng tới quá trình khoan
- Trên cơ sở lý thuyết và thực tế thi công đƣa ra các giải pháp khắc phục các
sự cố mất dung dịch . giải pháp công nghệ khoan bằng phƣơng pháp sử dụng dung
dịch khoan gốc dầu nhằm khắc phục sự cố do điều kiện áp suất cao nhiệt độ cao
gây ra trong quá trình khoan ở bể Nam Côn Sơn
5.

Ý nghĩa khoa học và ý nghĩa thực tiễn

5.1.

Ý nghĩa khoa học

- Sử dụng phƣơng pháp thống kê để tổng hợp, nghiên cứu và đánh giá nguyên
nhân và bản chất của các phức tạp trong quá trình thi cơng giếng khoan tại bể Nam
Cơn Sơn
- ứng dụng phƣơng pháp toán học để xác định mức độ mất dung dịch trong
quá trình khoan
- ứng dụng phƣơng pháp hàm mũ “d” để tính tốn xác định ranh giới của các
đới có sự đột biến để kiểm sốt áp suất trong giếng


3


- ứng dụng của phƣơng pháp khảo sát địa chấn trong quá trình khoan để nhằm
xác định trƣớc ranh giới của thành hệ
5.2.

Ý nghĩa thực tiễn

- Đánh giá các phức tạp , sự cố xảy ra tại các giếng khoan trong khu vực bể
Nam Côn Sơn một cách tổng thể và hệ thống nhằm tìm ra nguyên nhân gây nên các
phức tập , sự cố trong quá trình khoan
- Đề xuất giải pháp công nghệ - kỹ thuật hợp lý cho phép khoan an toàn và
hiệu quả trong điều kiện áp suất cao nhiệt độ cao tại bể Nam Côn Sơn,
- Kết quả nghiên cứu sẽ góp phần vào việc hồn thiện quy trình cơng nghệ
khoan trong điều kiện áp suất cao – nhiệt độ cao ở bể NCS thềm lục địa Việt Nam


4

CHƢƠNG 1. TỔNG QUAN VỀ BỂ NAM CÔN SƠN
1.1. Đặc điểm địa chất khu vực Nam Côn Sơn
Bể Nam Côn Sơn là một trong những bồn trũng có tiềm năng dầu khí lớn ở
thềm lục địa Nam Việt Nam. Bể đƣợc hình thành do q trình tách giãn biển Đơng
và va chạm của mảng Á-Âu với mảng Ấn-Úc với lớp phủ Kainozoi dày. Trên cơ sở
phân tích cấu trúc của móng và đặc điểm địa chất của lớp phủ Kainozoi, các tác giả
đã phân chia 5 đơn vị cấu trúc hình thái của bể nhƣ sau: 1. Nâng địa luỹ Đại Hùng,
2. Võng sụt trung tâm, 3. Nâng dạng bậc Hồng, 4. Nâng dạng khối Đông nam, 5.
Nâng phân dị Tây - tây bắc. Các cấu trúc hình thái phân cách với nhau bởi các hệ
thống đứt gãy. Phân tích cấu trúc hình thái cho phép các tác giả nhận xét bể Nam
Cơn Sơn có xu hƣớng biến dạng theo phƣơng đông bắc - tây nam ở đông bắc, sang
phƣơng kinh tuyến ở phía tây và tây nam

Bể Nam Cơn Sơn là một bồn trũng lớn có diện tích khoảng gần 100.000 km2,
nằm ở thềm lục địa Nam Việt Nam. Cùng với bể Cửu Long, Nam Côn Sơn là một
trong những bể có tiềm năng dầu khí. Để góp phần làm sáng tỏ cấu trúc địa chất và
lịch sử tiến hoá của bể, trong bài báo này các tác giả đề cập đến các cấu trúc hình
thái của bể. Khái niệm cấu trúc hình thái là một khái niệm đƣợc V. P. Gerasimov
đƣa vào trong văn liệu địa chất - địa mạo từ những năm 40 của thế kỷ trƣớc để chỉ
các cấu trúc địa chất thể hiện trực tiếp trên địa hình hiện tại, hay nói một cách khác
là địa hình hiện tại phản ánh cấu trúc địa chất thành tạo nên chúng. Việc phân tích
các cấu trúc hình thái cho phép chúng ta xác định mối quan hệ giữa địa hình với cấu
trúc địa chất, từ đó có thể xác định các cấu trúc thuận lợi tích tụ dầu khí. Trƣớc khi
nghiên cứu chi tiết các cấu trúc hình thái, chúng ta cùng xem xét vị trí của bể Nam
Cơn Sơn trên bình đồ kiến trúc khu vực.
1.2 Vị trí kiến tạo của bế Nam Cơn Sơn
Bể Nam Cơn Sơn bị giới hạn về phía bắc bởi đới nâng Phan Rang, ngăn cách
với bể Phú Khánh ở phía tây bắc bởi đới nâng Côn Sơn, ngăn cách với bể Cửu Long
ở phía tây và phía nam bởi đới nâng Khorat-Natuna. Ranh giới phía đơng, đơng


5

nam của bể đƣợc giới hạn bởi đơn nghiêng Đà Lạt - Vũng Mây và bể Trƣờng Sa,
phía đơng nam là bể Vũng Mây.
Vị trí kiến tạo của bể Nam Cơn Sơn đƣợc thể hiện trên Hình 1. Trên sơ đồ
này, chúng ta thấy rất rõ bể nằm trên kiểu vỏ chuyển tiếp giữa các miền vỏ lục địa
và kiểu vỏ đại dƣơng.
Miền vỏ lục địa bao gồm các địa khối Inđosini và Tây Borneo với các đai uốn
nếp Hercyni muộn Thái Lan - Malaysia, các đai pluton Mesozoi muộn rìa lục địa
Đơng Á. Các cấu trúc này đều chịu tác động mạnh của q trình hoạt hố magmakiến tạo trong Mesozoi-Kainozoi, nhờ đó các võng chồng Mesozoi đƣợc thành tạo.
Đai xâm nhập pluton Mesozoi muộn rìa lục địa Đơng Á ảnh hƣởng trực tiếp đến đặc
trƣng cấu trúc, thành phần móng của các bể Kainozoi trên thềm lục địa, trong đó có

bể Nam Cơn Sơn. Trong giai đoạn Kainozoi, thềm lục địa Việt Nam bị chi phối bởi
2 trƣờng kiến tạo cơ bản: trƣờng kiến tạo Himalaya và trƣờng kiến tạo Biển Đông.
Trƣờng kiến tạo Himalaya đƣợc đặc trƣng bởi quá trình nén ép ở tây bắc và căng
giãn ở tây nam, tạo nên các cấu trúc toả tia, kéo tách. Trƣờng kiến tạo Biển Đông
đƣợc đặc trƣng bởi q trình tách giãn theo phƣơng đơng bắc - tây nam. Bể Nam
Cơn Sơn hình thành và phát triển trên móng của địa khối Inđosini, bị chi phối bởi
hai trƣờng kiến tạo nêu trên đã tạo nên các cấu trúc bậc cao khác nhau, vừa bị phân
cắt dọc và phân cắt ngang.


6

Hình 1.1 Vị trí bể Nam Cơn Sơn trên thềm lục địa Việt Nam
Đới nâng Côn Sơn là một phức nếp lồi phát triển kéo dài theo phƣơng đông
bắc. Ở phía tây nam, đới nâng này gắn liền với đới nâng Khorat-Natuna, nhô cao và
lộ ra ở đảo Côn Sơn. Đới nâng này chủ yếu cấu tạo bởi các đá xâm nhập và phun
trào thuộc đai pluton rìa lục địa Đơng Á có tuổi Mesozoi muộn. Cần lƣu ý rằng, đới
nâng Khorat-Natuna là một bộ phận của lục địa Sunda cổ, kéo dài theo phƣơng tây
bắc - đông nam từ Thái Lan qua tây nam Việt Nam và xuống đến đảo Sunda của
Inđonesia. Đới nâng Phan Rang là một bộ phận của địa khối Inđosini bị sụt lún theo
quá trình sụt lún của thềm lục địa Việt Nam. Đới này đƣợc cấu tạo chủ yếu bởi các
đá xâm nhập, phun trào, trầm tích phun trào có tuổi Mesozoi giữa-muộn. Nhƣ vậy,
miền vỏ chuyển tiếp ở đây thực chất là miền vỏ lục địa bị thối hố và nhấn chìm
trong Kainozoi.


7

1.3 Đặc điểm khí hậu, thủy văn
1.3.1 Hƣớng và vận tốc gió

Khí hậu Việt Nam là khí hậu nội chí tuyến gió mùa ẩm. Gió mùa đơng bắc và
gió mùa tây nam là hai hƣớng gió chính. Gió hƣớng ĐB- TN chiếm ứu thế trong 7
tháng từ tháng 10 đến tháng 4 năm sau, mạnh nhất vào giữa mùa đông. Tại khu vực
bể Nam Cơn Sơn hƣớng gió ĐB- TN chiếm tuần suất trên 50% với cƣờng độ lớn từ
tháng 11 đến tháng 3 còn từ tháng 7 đến tháng 9 thì mạnh hơn
1.3.2 Chế độ giơng bão
Ở vùng biển Đơng, hàng năm có 9 - 10 cơn bão nhiệt đới, hoặc áp thấp nhiệt
đới. Vào giữa mùa gió mùa đông bắc, bão làm biển động dữ dội hơn và kéo dài
nhiều ngày. Tốc độ di chuyển bão trên biển Đơng trung bình khoảng 18 – 20
km/giờ, cực đại đến 45 – 50 km/giờ, nhƣng khi bão có xu thế chuyển hƣớng đi hoặc
sắp tan thì bão gần nhƣ đứng yên. Vị trí quỹ đạo của bão thay đổi theo mùa, phụ
thuộc vào cƣờng độ và vị trí của cao áp cận chí tuyến, vì bão di chuyển từ phía
Đơng sang phía Tây ven rìa của cao áp. Tác hại của mƣa bão rất nghiêm trọng do
gió mạnh kết hợp với mƣa lớn trên diện rộng, bán kính đến hàng trăm km. Mùa
mƣa bão ở các khu vực phía Bắc biển Đông thƣờng đến sớm hơn khu vực giữa và
Nam biển Đơng khoảng một đến hai tháng. Hình 1.2 là biểu đồ phân bố bão trong
50 năm (1960-2009) xảy ra tại khu vực biển Đông. Mùa giông bão ở biển Đông
thƣờng bắt đầu từ tháng 5 và kết thúc vào tháng 12, với tần suất khá cao.
Tuy nhiên, trong số những cơn bão xảy ra tại biển Đơng, chỉ có khoảng
30%trong số này có ảnh hƣởng đến khu vực bể Nam Côn Sơn và hầu hết các cơn
bão xảy ra tại biển Đông trong thời gian từ tháng 11 đến tháng 4 năm sau đều có
ảnh hƣởng
đến khu vực bể Nam Cơn Sơn. Hình 1.2 là biểu đồ phân bố các cơn bão ảnh
hƣởng tới khu vực bể Nam Côn Sơn trong vịng 50 năm (1960-2009). Từ biểu đồ
này, có thể thấy tần suất các cơn bão tập trung chủ yếu vào khoảng thời gian từ
tháng 9 đến tháng 12 (0.54 đến 1.14 cơn bão một năm), trong đó cao nhất là tháng


8


11. Trong các tháng còn lại, tần suất diễn ra bão thấp (0.04 đến 0.22 cơn bão một
năm).
Trong quá trình thi công giếng khoan, thời gian thi công thực tế bị ảnh hƣởng
rất lớn khi gặp bão. Trong các cơn bão, sóng cao với cƣờng độ mạnh, vận tốc dịng
hải lƣu lớn có thể gây đứt neo hoặc phải ngừng kết nối giữa giàn khoan và hệ thống
thiết bị ngầm dƣới biển. Việc phục hồi kết nối để tiếp tục khoan là vơ cùng khó
khan khiến cho thời gian phi sản xuất sẽ tăng lên đáng kể.

Hình 1.2 Biểu đồ phân bố bão trong 50 năm (1960-2009) khu vực bể Nam Cơn Sơn
1.4 Cấu trúc hình thái bể Nam Cơn Sơn
Hiện nay, chƣa có một cơng trình nghiên cứu nào đề cập chi tiết về cấu trúc
hình thái của bể Nam Cơn Sơn. Nguyễn Trọng Tín , trong luận án Tiến sĩ về các bẫy
dầu khí của bể và Cù Minh Hoàng , trong luận án Tiến sĩ về tầng lục nguyên chứa
dầu khí tuổi Miocen, mới chỉ dừng lại ở mức độ phân chia các đơn vị cấu trúc của
bể dựa theo những đặc điểm về cấu trúc địa chất. Trong cơng trình nghiên cứu này,
đứng trên quan điểm cấu trúc hình thái của V.P. Gerasimov , các tác giả đề cập đến
việc phân chia chi tiết các cấu trúc hình thái của bể, góp phần vào việc nghiên cứu
địa động lực và cơ chế hình thành các bể trên thềm lục địa Việt Nam. Phải khẳng
định rằng, việc phân chia các cấu trúc hình thái cần phải dựa trên những tiêu chí


9

nhất định, trƣớc hết phải dựa trên hai yếu tố cơ bản là đặc điểm địa hình và cấu trúc
địa chất. Bể Nam Côn Sơn hiện nay đã đƣợc các trầm tích Kainozoi lấp đầy với độ
dày khá lớn. Địa hình đáy biển, với độ sâu trên dƣới 100 m, tạo thành một bể khép
kín, ít phân dị. Vì vậy, nếu sử dụng đặc điểm địa hình hiện tại để phân tích cấu trúc
hình thái thì khơng phản ánh đƣợc nội dung, bản chất của các cấu trúc. Để khắc
phục điều này, các tác giả đã chọn địa hình của bề mặt móng trƣớc Kainozoi của bể
làm tiêu chí quan trọng để phân tích. Trong các bản đồ về bề mặt bất chỉnh hợp đã

đƣợc thành lập theo các tài liệu địa vật lý thì bề mặt móng thể hiện mức độ phân dị
rõ rệt nhất
Sự phân dị địa hình của địa hình móng liên quan chặt chẽ với địa động lực của
khu vực trong Kainozoi. Tiêu chí cấu trúc ở đây đƣợc dựa trên khơng những cấu
trúc móng mà còn dựa vào cấu trúc của các lớp phủ Kainozoi, độ dày và đặc điểm
biến dạng của chúng. Tên gọi của các kiểu cấu trúc hình thái có thể gắn với địa
danh hoặc vị trí khu vực. Ranh giới của các kiểu cấu trúc hình thái thƣờng trùng với
ranh giới của các hệ thống đứt gãy, mà sự thể hiện của chúng trên địa hình bề mặt
móng là những vách dốc đứng, có sự thay đổi độ sâu rất nhanh. Dựa trên những tiêu
chí trên, các cấu trúc hình thái của bể Nam Cơn Sơn có thể đƣợc phân chia nhƣ sau
(Hình 1.3)


10

Hình 1.3. Các cấu trúc hình thái bể Nam Cơn Sơn
1.4.1. Cấu trúc nâng địa luỹ Đại Hùng
Đây là cấu trúc hình thái nằm ở đơng bắc của bể, kéo dài theo phƣơng đông
bắc - tây nam, đƣợc ngăn cách bởi khối nâng Cơn Sơn ở phía đơng bắc bằng một
đới sụt sâu đến 6000-8000 m. Đới sụt này chính là biểu hiện trực tiếp của đứt gãy
tây bắc Đại Hùng. Càng đi về phía nam, đứt gãy này có xu hƣớng chạy theo phƣơng
á vĩ tuyến, làm cho địa lũy càng đƣợc mở rộng. Cánh đông nam của cấu trúc hình
thái cũng đƣợc giới hạn bởi hệ thống đứt gãy chạy theo phƣơng đông bắc - tây nam,
thể hiện trên địa hình là một vách dốc từ độ sâu 10.000 đến 13.000 m. Hai hệ thống


11

đứt gãy này đã làm cho địa luỹ có hình thái bất đối xứng. Cấu trúc hình thái đƣợc
bắt đầu từ cấu tạo nâng địa phƣơng ở đông bắc của vùng, nơi đặt giếng khoan 4B1X. Tại đây móng nhơ cao đến độ sâu 2000 m. Đi về phía đơng nam, móng tiếp tục

lún chìm đến độ sâu 3000 m (ở giếng khoan 04A-1X); 3200-3400 m (ở giếng khoan
ĐH-1; ĐH-3 thuộc lơ 05-1) và 5000-6000 m (ở phía đơng bắc của lơ 11-1). Nhƣ
vậy bề mặt móng trƣớc Kainozoi hồn toàn trùng với cấu trúc nâng Đại Hùng, nơi
đang khai thác mỏ dầu khí quan trọng của bể Nam Cơn Sơn. Cấu trúc hình thái cịn
bị xê dịch bởi hàng loạt các hệ thống đứt gãy trẻ có phƣơng kinh tuyến. Lớp phủ
Kainozoi ở đây chủ yếu là các trầm tích lục ngun có tuổi Miocen sớm-giữa, đá
vơi Miocen giữa và trên cùng là trầm tích Miocen muộn - Đệ tứ.
1.4.2. Võng sụt Trung tâm
Đây là một võng sụt chiếm diện tích lớn ở trung tâm và phía đơng của bể Nam
Cơn Sơn, chiếm tồn bộ diện tích của lơ 05-3, một ít của lơ 05-2 ở phía đơng và lơ
11-2 ở phía tây. Võng sụt kéo dài theo phƣơng đông bắc - tây nam, trùng với
phƣơng chung của bể trầm tích Kainozoi ngun sinh Nam Cơn Sơn. Tuy vậy, về
mặt hình thái, võng Trung tâm có hình dạng rất phức tạp, bị thu hẹp diện tích ở
phần giữa do khối nâng ở phía đơng nam của bể nhơ cao. Khối nâng này đã chia
võng thành hai phần. Phần phía bắc có diện tích trùng với phần phía bắc của lô 053, đƣợc giới hạn bởi đƣờng đẳng sâu 14.000 m của móng. Đƣờng đẳng sâu này tạo
cho phần nam của võng có dạng bầu dục, mà trục dài chạy theo phƣơng tây bắc đơng nam. Nhƣ vậy, có thể nhận xét rằng, võng Trung tâm có xu hƣớng chuyển trục
lún chìm từ phƣơng vĩ tuyến ở phía bắc sang phƣơng tây bắc - đơng nam ở phía
nam. Võng sụt Trung tâm đƣợc đặc trƣng bởi quá trình kiến tạo sụt lún mạnh từ độ
sâu 1400 m ở ven rìa đến 14.000 m ở trung tâm. Građien sụt lún ở đây có thể đạt tới
500-1000 m. Trũng đƣợc lấp đầy bởi các trầm tích Oligocen dƣới cùng với đặc
trƣng thành phần phức tạp và độ dày lớn. Không loại trừ khả năng có mặt các thành
tạo Eocen ở trung tâm của võng. Phần trung tâm của võng, tuy chiều sâu lớn, nhƣng
tồn tại một số cấu trúc nâng bậc cao, có kích thƣớc khơng lớn nhƣ cấu tạo Thổ tinh,
Mộc tinh, Thiên ứng. Đó là các cấu trúc kiểu địa luỹ có tiềm năng chứa dầu khí.


12

Các thành tạo Kainozoi ở đây có khả năng bị phức tạp hố bởi các thành tạo magma
hình nấm, các đai mạch.

1.4.3. Cấu trúc nâng dạng bậc Hồng
Cấu trúc hình thái này nằm ở phía nam của bể Nam Cơn Sơn trên phạm vi
diện tích của các lơ 12E, 12W và chạy theo phƣơng đông bắc - tây nam. Cánh đông
nam của cấu trúc này đƣợc giới hạn bởi hệ thống đứt gãy Hồng, tạo thành vách dốc
đứng với độ sâu của móng ở vị trí từ 1000 m bị sụt đến trên 6000 m. Phía bắc của
cấu trúc hình thái bị giới hạn bởi đứt gãy chạy theo phƣơng vĩ tuyến, ngăn cách với
cấu trúc hình thái nâng Tây Bắc. Đứt gãy này nằm ở phía nam của giếng khoan
12C-1X. Tính nâng dạng bậc của cấu trúc hình thái đƣợc thể hiện rõ nét trên độ sâu
hiện tại của bề mặt móng. Phần nhơ cao nhất của móng đến độ sâu 1000 m nằm trên
cấu tạo Hồng (tại vị trí giếng khoan Hồng-1X). Từ đây móng hạ thấp dần về phía
tây bắc trên những độ sâu khác nhau. Có thể ghi nhận ba bậc của móng ở các độ sâu
3000-3200 m; 3800-4200 m và 6000 m. Các bậc này đều liên quan chặt chẽ đến các
cánh sụt của hệ thống đứt gãy chạy theo phƣơng đông bắc - tây nam. Từ đây có thể
suy đốn đƣợc cự ly dịch trƣợt thẳng đứng của chúng đạt tới hàng vài trăm m. Trên
địa hình mặt móng các bậc này tạo thành những trũng bất đối xứng song song, kéo
dài. Các trũng có độ sâu lớn thƣờng nằm ở phía tây bắc.
1.4.4. Cấu trúc nâng dạng khối Đơng nam
Cấu trúc hình thái nâng dạng khối phân bố ở đông nam bể, trên phạm vi lơ 06;
06-1, bị giới hạn ở phía tây bởi đứt gãy Dừa, phía bắc là đứt gãy chạy theo phƣơng
vĩ tuyến, gần trùng với vĩ độ 7o50’. Tại đây, địa hình móng đƣợc nâng cao nhất tới
độ sâu 3400 m ở giếng khoan 06-D-1X. Khác với các cấu trúc hình thái đã nêu trên,
cấu trúc này có đặc trƣng là bị chia cắt thành từng khối bởi các hệ thống đứt gãy
chạy theo phƣơng á kinh tuyến và á vĩ tuyến. Kích thƣớc của mỗi khối đạt khoảng
hàng chục kilomet vuông. Khu vực tây bắc bị sụt lún mạnh nhất và chuyển tiếp dần
xuống võng Trung tâm. Nhìn chung trên tồn bộ bể, cấu trúc hình thái này bị chia
cắt, phá huỷ mạnh nhất. Phía tây của cấu trúc là khối nâng Dừa, nơi có móng nhơ


13


cao đến độ sâu 4200 m. Khối nâng này có diện tích khoảng 400 km2 nâng lên nhƣ
là một cấu tạo độc lập.
1.4.5. Cấu trúc nâng phân dị Tây-Tây bắc
Cấu trúc hình thái này nằm ở phía tây và tây bắc của bể, trên các lô 27, 28, 29
và nửa phía tây của các lơ 19, 20, 21, 22. Chúng bị giới hạn bởi đứt gãy Sơng Đồng
Nai ở phía đơng và đứt gãy Sơng Hậu ở phía tây. Cấu trúc chạy theo phƣơng hầu
nhƣ là kinh tuyến. Đƣợc giới hạn phía bắc bởi khối nâng Cơn Sơn, nơi địa hình
móng nâng cao gần 300 m, cấu trúc hình thái có phƣơng thay đổi rõ rệt so với khối
nâng này. Đặc trƣng phân dị của cấu trúc đƣợc thể hiện trên địa hình móng là những
dải sụt dạng bậc từ tây sang đông, từ đứt gãy Sông Hậu sang đứt gãy Sơng Đồng
Nai, nơi móng có độ sâu từ 1500 đến 3000 m. Nhƣ vậy, cấu trúc đƣợc đặc trƣng bởi
sự sụt nghiêng về phía đơng do kết quả hoạt động đứt gãy khối tảng phát triển theo
phƣơng bắc nam tạo nên. Bên cạnh đó, tính phân dị cịn đƣợc thể hiện bởi các trũng
hẹp sâu đến 3000-4000 m của bề mặt móng, chạy theo phƣơng đơng bắc - tây nam.
Phía tây của đứt gãy Sơng Hậu, nơi tiếp xúc với khối nâng Khorat-Natuna, địa hình
móng tƣơng đối ổn định, phát triển nhƣ là một đơn nghiêng, nghiêng dần về phía
đơng. Bên cạnh những hệ thống đứt gãy chạy theo phƣơng kinh tuyến, tại đây còn
gặp những hệ thống đứt gãy chạy theo phƣơng đông bắc - tây nam. Các hệ thống
đứt gãy này đều bị xê dịch bởi hệ thống đứt gãy theo phƣơng kinh tuyến với cự li
tới hàng trăm m. Điều đó chứng tỏ hệ thống đứt gãy phƣơng kinh tuyến là những
đứt gãy trẻ. Chiều dày của trầm tích Kainozoi ở đây đạt tới 5000 m.
Từ những kết quả nghiên cứu trên, có thể rút ra một số kết luận sau đây:
1. Bể Nam Côn Sơn hình thành và phát triển trên miền vỏ lục địa bị thối hố
và nhấn chìm trong Kainozoi. Bể hình thành trên móng của địa khối Inđosini, bị chi
phối bởi hai trƣờng kiến tạo khu vực là các trƣờng kiến tạo Himalaya và Biển Đông.
2. Bể đƣợc phân chia thành năm đơn vị cấu trúc hình thái: nâng địa luỹ Đại
Hùng; võng sụt Trung tâm; nâng dạng bậc Hồng; nâng dạng khối Đơng nam và cấu
trúc hình thái nâng phân dị Tây - Tây bắc. Các cấu trúc hình thái kể trên bị khống
chế bởi các đứt gãy có phƣơng khác nhau: đứt gãy tây bắc Đại Hùng, tây bắc võng



14

sụt Trung tâm có phƣơng đơng bắc - tây nam, đứt gãy Sơng Hậu, Sơng Đồng Nai,
Hồng có phƣơng kinh tuyến.
3. Các cấu trúc hình thái và các hệ thống đứt gãy làm cho bình đồ cấu trúc của
bể Nam Cơn Sơn có xu hƣớng biến dạng từ phƣơng đơng bắc - tây nam ở phía đơng
bắc sang phƣơng kinh tuyến ở phía tây và nam
2.1 Ảnh hƣởng của các yếu tố khí tƣợng- hải dƣơng học
Điều kiện khí tƣợng hải dƣơng học có tác động lớn đến chƣơng trình khoan
cũng nhƣ hoạt động khoan trên thế giới nói chung và bể Nam Cơn Sơn nói riêng.
Những tác động này cần phải đƣợc đánh giá một cách đầy đủ trong công việc lựa
chọn công nghệm thiết bị khoan cũng nhƣ xây dựng chƣơng trình khoan sao cho
phù hợp đồng thời trong quá trình khoan cũng phải thƣờng xuyên theo dõi những
tác động trên nhằm có sự điều chỉnh phù hợp
2.1.1 Dịng hải lƣu
Dịng hải lƣu khu vực bể Nam Cơn Sơn biển động theo mùa. Trong gió mùa
Đơng Bắc ( từ tháng 10 đến tháng 4 năm sau) , dòng hải lƣu di chuyển theo hƣớng
Đông Bắc- Tây Nam , đó là một dịng nƣớc lạnh từ phía bắc xuống qua eo biển Đài
loan ngang qua Hoàng Sa. Vận tốc của dịng hải Lƣu ở khu vực Nam Cơn Sơn chủ
yếu từ 1-2.5m/s , có lúc hơn 2.5 m/s


15

Hình 2.1 Hƣớng dịng hải lƣu mùa gió mùa Đơng Bắc
Từ tháng 5 đến tháng 9 là chu kỳ của gió mùa tây nam, dịng hải lƣu di chuyển
theo hƣớng ngƣợc lại, tức là theo hƣớng Tây Nam – Đông Bắc với vận tốc khoảng
0.5m/s, tối đa cũng chỉ tới 1m/s. Trong thời gian có bão thì vận tốc dịng hải lƣu sẽ
tăng cao, có thể lên đến 3-4m/s

Trong thời gian giao mùa, do sự tác động của các dòng hải lƣu nhỏ kép kín,
cục bộ ở phía Bắc và phía Nam biển Đơng nên mặc dù vận tốc dịng hải lƣu nhỏ
nhƣng hƣớng thƣờng không ổn định, điều này ảnh hƣởng không nhỏ đến công tác
ổn định
giàn khoan, nhà thầu khoan cần lƣu ý khi thi công trong khoảng thời gian này.


16

Hình 2.2 Hướng dịng hải lưu mùa gió mùa Tây Nam
2.1.2 Hƣớng và độ cao của sóng
Sóng khu vực Nam Cơn Sơn nói chung khơng lớn và bị chi phối bởi chế độ
giómùa giống nhƣ đặc điểm vùng biển Đơng. Trong mùa gió mùa đơng bắc, vận tốc
gió lớn nên sóng cũng nhiều và lớn hơn trong mùa gió mùa tây nam. Sóng mạnh tập
trung chủ yếu từ tháng 10 đến tháng 2 năm sau, trong đó độ cao của sóng lớn nhất là
hơn 3m tập trung vào tháng 11. Đến tháng 3, cƣờng độ sóng bắt đầu giảm, với độ
cao từ 0.5 đến 1.5m.
Trong mùa gió mùa Tây Nam, tốc độ gió nhỏ, số ngày lặng sóng chiếm 20%,
số ngày sóng mạnh q cấp V giảm cịn 10 - 20%. Hƣớng sóng TN-ĐB trung bình
chiếm khoảng 60% trong các tháng giữa mùa (tháng 7 và tháng 8) với tần suất tối
đa 67%.Độ cao sóng trong mùa này khá thấp, thƣờng dƣới 0.5m, trong một số thời
điểm khi chịu ảnh hƣởng của bão hoặc áp thấp nhiệt đới thì chiều cao sóng có thể
lên đến 3m. Sóng là một trong những yếu tố ảnh hƣởng lớn đến mức độ ổn định của
giàn khoan và ống bao cách nƣớc cũng nhƣ khả năng kết nối của hệ thống thiết bị.
Do vậy, khi lựa chọn thời gian khoan cũng cần phải xem xét lựa chọn thời gian