Tải bản đầy đủ
3 Tính chất vật lý của vỉa sản phẩm và của chất lưu trong vỉa

3 Tính chất vật lý của vỉa sản phẩm và của chất lưu trong vỉa

Tải bản đầy đủ

8
Việc phân chia chiều dày hiệu dụng trong đá móng rất khó khăn do sự có mặt
của vi nứt nẻ có thể tích rất nhỏ nhưng lại cho phép dầu chảy qua với giá trị gần đúng
đầu tiên, giá trị tới hạn của độ rỗng được lấy bằng 0,6%.
Tầng 23 Mioxen phát triển trên toàn bộ diện tích mỏ chỉ ở khu vực giếng khoan
44, 41, 35 và 403 trên vùng trung tâm phát hiện ra dải cát kết bị sét hóa. Tại vòm Bắc
thấy đá không chứa, chỉ ghi nhận thấy ở giếng khoan GK-91. Trên vòm Bắc chiều dày
tầng 23 thay đổi từ 11,6 ÷ 57,6m, trung bình là 13,6m chiều dày hiệu dụng chứa dầu là
11,3m; đá chứa của tầng bị phân ra từ 2 đến 5 vỉa bởi các lớp sét kết mỏng, hệ số phân
lớp trung bình là 3,6 với hệ số biến đổi là 0,28, hệ số cát (phần chứa trong chiều dày
chung của tầng) là 0,45 với hệ số biến đổi 0,3. Trên vòm trung tâm tầng 23 có chiều dày
là 40,8m (6,4 ÷ 58,8m) với hệ số biến đổi là 0,41, chiều dày hiệu ứng chứa dầu khoảng
8,4m, hệ số phân lớp là 0,5 còn hệ số cát là 0,34 với hệ số biến đổi 0,58.
Trầm tích sản phẩm Oligoxen dưới nói chung chỉ phát triển ở vòm Bắc, bị vát
nhọn ở cánh Tây của vòm và ở trên vòm Trung Tâm. Tại đó, đá chứa tốt nhất trên vòm
Bắc, chiều dày chung thay đổi từ 35 ÷ 268,2m, trung bình là 149m, với hệ số biến đổi
là 0,41 chiều dày hiệu dụng (ứng với chiều dày chứa dầu của vì chưa xác định được
ranh giới dầu – nước) thay đổi từ 0m (ở ranh giới vát nhọn) đến 146,4m. Chiều dày
hiệu dụng trung bình trong số +7,5m, với hệ số giếng khoan riêng biệt xác định được
18 ÷ 20 vỉa vát. Hệ số cát trung bình là 0,39 với hệ số biến đổi tương đương nhỏ 0,29.
Hệ số biến đổi của chiều dày chứa dầu là 0,71. Liên kết tỷ mỉ lát cắt giếng khoan gặp
nhiều khó khăn. Các đứt gãy làm tăng mức độ không liên tục của vỉa.
Chiều dày đá móng được tính ở độ sâu tuyệt đối 4046m (chiều sâu này ứng với
giếng khoan GK – 4221 cho dòng dầu không lẫn nước). Tại vòm Bắc chiều dày chung
của móng thay đổi từ 0 ÷ 375m, trung bình là 522m, với hệ số biến đổi là 0,40. Trên
vòm Trung Tâm chiều dày chung của đá móng nằm trong khoảng từ 0 ÷ 987m, trung
bình là 690m với hệ số biến đổi là 0,30. Chiều dày hiệu dụng của đá móng nứt nẻ theo
tài liệu địa vật lý giếng khoan là 9,4 ÷ 91,3% (ở vòm Bắc) và 41,8 ÷ 89,2% (ở vòm
trung tâm) chiều dày của đá móng do các giếng khoan mở ra.
b Đặc trưng về độ chứa dầu
Trữ lượng dầu cơ bản tập trung ở tầng 23 thuộc Mioxen dưới, tầng VI đến tầng X
thuộc Oligoxen dưới và đá móng.
- Tầng 23 bao gồm cát và bột kết phát triển hầu như trên toàn bộ diện tích mở. Ở
một vài khu vực, đá chứa bị sét hóa đáng kể, mất tính dị dưỡng. Các thân dầu dạng
vỉa, vòm ranh giới dầu – nước, nhưng vai trò quan trọng trong việc phân bố độ chứa

9
dầu là đứt gãy kiến tạo và màng chắn thạch học. Đã phát hiện thấy 6 thân dầu riêng
biệt, trong đó 3 ở vòm Bắc, 2 ở vòm trung tâm và 1 ở vòm nam ( bảng 1).
Bảng 1: Đặc trưng các thân dầu trong đá trầm tích.
Thân
dầu

Mioxen
dưới

Điệp - Vòm
phụ
điệp

Thân
dầu,
đới

Bạch
Hổ
23

1B
2B
3B
1TT
2TT
1N

Bắc
Trung
Tâm
Nam
Bắc

Oligoxen
dưới

Tốt
Xấu
Phía Đông vòm
Trung Tâm +
vòm Nam
Bắc
Tốt
Xấu
Phía Đông vòm
Trung Tâm +
vòm Nam

Độ sâu
ranh
giới
dầu
nước
-2913
-3816
-2835
-2879
-2829
-3348

Kích
thước
(km)

Chiều
dày
(m)

7x12
1,1x0,4
3,6x1,4
4,6x1,0
8,2x2,0
4,9x22,7

134
37
66
173
93
69

4,5x9,0
2,5x8,0

1074

Chiều
Độ
Độ bão
dày hiệu rỗng hòa
dụng(m) (%) dầu
(%)
20
20
20
29
19
19

57
57
57
57
57
57

34,4
21,4

16
14

66
65

2,5x9,0

13,8

16

51

3,0x9,0
2,0x7,0

27,2
18,3

14
12

19
67

1,5x9,0

8,4

16

55

11,3
8,4

- Móng chứa thân dầu lớn nhất và thân dầu cho sản lượng lớn nhất của mỏ. Đá
móng granit và granitoit. Tính dị dưỡng của chúng được tạo bởi những quá trình địa
chất như phong hóa, khử kiềm những khoáng vật không bền bằng các dung dịch thủy
nhiệt, nứt nẻ kiến tạo, đứt gãy chuyển dịch cùng với việc tạo thành các đới Mionit (đới
phá huỷ kiến tạo) hạ theo các mặt trượt, nứt và co lại trong quá trình đông đặc hỗn hợp
macma. Kết quả thành tạo đá chứa dạng hanh hốc, còn kênh dẫn chủ yếu là cá khe nứt.
Cần chú ý rằng rất nhiều đá móng không tạo thành màng chắn ngược lại chúng làm
tăng khả năng thủy dẫn của đá. Đặc trưng chứa tốt đảm bảo cho sản lượng cao, phát
triển ở phạm vi vòm Trung Tâm và dọc theo sườn tây của vòm Bắc. Ngược lại, vòm
Bắc có tính dị hướng kém khả năng cho sản phẩm thấp ở các giếng khoan. Ngoài ra,

10
trong phạm vi vòm Bắc ở phần trên đá móng phát hiện thấy đới đá rắn chắc, đới “tôi
cứng” của móng, đới này hầu như không chứa dầu và không tham gia vào thể tích hiệu
dụng của thân dầu.
Thân dầu dạng khối, tất cả đá dị dưỡng từ mặt móng đến ranh giời của thân dầu
đều bão hòa dầu, chưa phát hiện được chiều sâu ranh giới dưới của thân dầu dù chiều
cao thân dầu đã được chứng minh tới 1000m. Bản chất của ranh giới cũng chưa được
xác định rõ ràng, liệu có tương ứng ranh giới dầu – nước thực tế hay không? Hay do
đá chứa chuyển thành đá không chứa? Dầu trong móng lún chìm ở vòm Nam chưa
được phát hiện.
Ranh giới thân dầu (ranh giới cấp 2 – C 2) chạy qua độ sâu tuyệt đối – 4121m
(giếng 12), với giả thiết về thân dầu đồng nhất của Oligoxen dưới và móng. Đối với
những thân dầu này sự thống nhất còn thấy tính lý hóa của dầu và áp suất vỉa. Móng
đã cho dòng dầu không lẫn nước tới độ sâu – 4046m.
Bảng 2 Đặc trưng của dầu trong đá móng.
Vòm

Bắc
Trung
Tâm

Cấp trữ Độ sâu
lượng
ranh giới
(m)
C1
-4121
C2
C1
-4121
C2

Kích
thước
(km)
19 x 4,5

Chiều
dày
(m)
720

Chiều dày
trung bình
(m)
46,5

970

742

Độ
rỗng
(%)
2,1
1,0
3,1
1,4

Độ bão
hòa dầu
(%)
85
85

c Tính dị dưỡng
Các tầng sản phẩm mỏ Bạch Hổ được đánh giá theo nghiên cứu mẫu lõi trong
phòng thí nghiệm, theo kết quả Krota và nghiên cứu thủy động lực. Nghiên cứu mẫu
lõi trong phòng thí nghiệm để xác định độ rỗng, độ thấm, độ bão hòa nước. Xử lý số
liệu của nghiên cứu cùng với việc sử dụng các giá trị chiều dày hiệu dụng trong
khoảng bộ lọc (khoảng bắn mở vỉa) của giếng khoan.
Cát kết chứa sản phẩm ở tầng 23 vòm Bắc có độ rỗng nằm trong khoảng 14 ÷
28% theo số liệu Karota. Giá trị trung bình để tính trữ lượng bằng 20% rất phù hợp với
kết quả phân tích mẫu lõi cũng như số liệu địa vật lý giếng khoan. Độ bão hòa dầu
trong đá chứa 57% được kết luận theo kết quả Karota. Độ rỗng và độ bão hòa dầu tầng
23 vòm trung tâm thực tế có giá trị trùng với vòm Bắc (độ rỗng 19% và độ bão hòa
dầu 57%).

11
So với trầm tích Mioxen, trầm tích chứa sản phẩm Oligoxen dưới đặc trưng
bằng độ rỗng thấp hơn đáng kể (trung bình 12% theo mẫu lõi và 15% theo địa vật lý
giếng khoan) nhưng độ bão hòa dầu cao hơn trung bình khoảng 68%.
Đa số mẫu lõi chỉ đại diện cho phần rắn chắc khung đá, thường cho giá trị độ
rỗng trong khoảng một vài %. Địa vật lý giếng khoan nghiên cứu những khoảng lớn
hơn rất nhiều trong đó các đới hang hốc và nứt nẻ không được nghiên cứu bằng mẫu
lõi. Theo tài liệu địa vật lý giếng khoan đã xác định được những khoảng độ rỗng rất
cao tới 8,5% , còn độ rỗng trung bình có chiều dày hiệu dụng khoảng 4,3%. Khi tính
trữ lượng, độ rỗng được biện luận cho chiều dày chung của đá móng với giá trị sau:
vòm Bắc 2,5 ÷ 11,5%, vòm Trung Tâm 2,4 ÷ 3,8%, đá móng ( được đánh giá bằng
phương pháp gián tiếp) vào khoảng 85%.
d Tính không đồng nhất
Mỏ Bạch Hổ là mỏ có dạng đa vỉa, đặc trưng bằng mức độ khác nhau về tính
không đồng nhất của các đối tượng khai thác.
* Các thân dầu Mioxen dưới:
Đồng chất hơn cả là tầng 23 của vòm bắc, tính không đồng nhất của các
Mioxen cao nhất trong số các vỉa của mỏ.
Tầng Mioxen được phân làm nhiều lớp mỏng, hệ số phân lớp trung bình ở vòm
Bắc là 3,6, ở vòm Trung tâm là 5,5, tương ứng với hệ số cát của vòm là 0,45 cho vòm
Bắc và 0,34 cho vòm Trung tâm.
Tài liệu nghiên cứu địa vật lý giếng khoan và tài liệu phân tích mẫu lõi trong
phòng thí nghiệm lấy được ở tầng 3 tầng Mioxen dưới cho thấy lát cắt các tập không
đồng nhất.
* Các thân dầu Oligoxen hạ:
Theo tài liệu địa vật lý và tài liệu mẫu lõi trong giếng khoan thuộc tầng
Oligoxen hạ cho thấy mặt cắt các tầng sản phẩm rất không đồng nhất được xen kẽ bởi
các lớp cát kết, bột kết chứa sản phẩm và sét mỏng không chứa sản phẩm. So sánh các
đặc tính không đồng nhất của các đối tượng khai thác cho thấy rằng trong các đối
tượng đá có chứa độ rỗng như Oligoxen hạ thường không đồng nhất. Hệ số phân lớp
và hệ số cát của tầng Oligoxen hạ lần lượt là 10,8 và 0,39.
Nói chung khi đánh giá mức độ không đồng nhất của các tầng sản phẩm có thể
nói rằng trầm tích sản phẩm Oligoxen là kém đồng nhất hơn cả. Mức độ phân lớp lớn
nhất tới 20 vỉa. Hệ số phân lớp trung bình là 19,8%.

12
1.3.2 Tính chất của chất lưu trong điều kiện vỉa
a Các tính chất của dầu trong điều kiện vỉa. (Bảng 3)
Dầu ở tất cả các vỉa trong mỏ Bạch Hổ đều chưa bão hòa, hệ số ép (tỷ số giữa
áp suất vỉa và áp suất bão hòa) là:
* 1,43 cho Mioxen hạ dưới vòm Bắc.
* 1,9 cho Mioxen dưới vòm Trung tâm.
* 3,54 cho Oligoxen thượng.
* 1,94 cho Oligoxen hạ.
* 1,76 cho đá móng.
Theo các giá trị thông số cơ bản, các loại dầu mỏ Bạch Hổ có thể chia thành 3
nhóm. Theo chiều từ nhóm I đến nhóm III các thông số gia tăng:
* Tỷ suất khí dầu – dầu GOR.
* Hệ số thể tích B.
* Áp suất bão hòa Ps.
* Tỷ trọng dầu γd.
* Độ nhớt của dầu μd.
Trong nhóm I sự khác biệt giữa dầu Mioxen dưới vòm Trung tâm Oligoxen trên
được nhận biết bởi thành phần khí hòa tan. Khi tách dầu từ Mioxen trên và hàm lượng
nước dị thường (4,28 14,81 mol) còn khí tách dầu từ Mioxen dưới vòm Trung tâm
chứa trong thành phần propan, butan, pentan và lớn hơn. Trong nhóm III dầu Oligoxen
so với đá móng có độ khí thấp hơn, có giá trị hệ số thể tích thấp hơn, tỷ trọng thì lớn
hơn, độ nhớt lớn hơn.
Theo các giá trị áp suất bão hòa và tỷ trọng khí hòa tan, dầu trong nhóm III tương
tự như dầu Oligoxen dưới. Trên cơ sở các mô hình thực nghiệm có thể khẳng định
rằng: đối với dầu đá móng, sự thay đổi nhiệt độ ít gây ảnh hưởng đến áp suất bão hòa
được xác định bằng tỷ suất khí dầu.

Bảng 3 Các nhóm dầu của mỏ Bạch Hổ

Áp suất

Tỷ suất

Các thông số
Hệ số
Độ nhớt

Tỷ trọng

13
Số
nhóm
I

Đối tượng
Mioxen dưới vòm trung
tâm và Oligoxen trên

bão hòa
(Mpa.s)

khí dầu
(m3/t)

13,4 ÷ 16

88 ÷ 108

thể tích
B

dầu vỉa
(MPa.s)

dầu vỉa

1,26÷
1,34 ÷ 1,7
0,733 ÷
1,35
0,760
II
Mioxen dưới vòm Bắc 18,4 ÷ 21,1 134 ÷ 147 1,39 ÷ 0,88 ÷ 1,16 0,696 ÷
1,41
0,710
III
Oligoxen dưới và móng 19,5 ÷ 24,7 160 ÷ 209 1,46 ÷ 0,38 ÷ 0,48
0,634 ÷
1,59
0,668
Qua phân tích số liệu theo tách vi phân ta thấy được dầu được chia thành 2 nhóm:
+ Dầu đá móng và dầu Oligoxen dưới.
+ Dầu Oligoxen thượng và Mioxen.
Về thành phần cấu tử dầu vỉa, vì lý do hạn chế các số liệu về chưng cất chân
không nên sử dụng dầu tách có tỷ trọng 833,6kg/m 3 và phân tử lượng 251,15g/mol để
tính toán cho tầng đá móng và Mioxen hạ, còn sử dụng dầu có trọng lượng riêng là
865kg/m3 và phân tử lượng là 300g/mol cho Oligoxen trên và Mioxen dưới. Sự cho
phép kể trên dựa trên cơ sở về sự giống nhau của các giá trị trọng lượng riêng dầu tách
khí của các nhóm và đáp ứng với các đặc tính trung bình.
c Thành phần và tính chất của khí hòa tan trong dầu
Bảng 4 Thành phần và tính chất của khí hòa tan trong dầu
Độ sâu (m)
2885 – 2935
3165 – 3215
3405 – 3415
3455 – 3515
3535 – 3565
3565 – 3585
3525 – 3695
3695 – 3715
3755 – 3785

% CO2
0,03 – 0,04
0,03 – 0,04
0,03 – 0,04
0,03 – 0,04
0,03 – 0,04
0,03 – 0,04
0,03 – 0,04
0,03 – 0,04
0,03 – 0,04

Tỷ trọng
0,741
0,668
0,641
0,640
0,654
0,656
0,655
0,650
0,645

Yếu tố khí (m3/m3)
140
180
130
130
130
130
160
120
130

Khí hòa tan trong dầu thuộc loại khí béo và rất béo. Trong thành phần của
chúng lượng C2+ là 22,7 ÷ 39%. Theo chiều từ Mioxen đến đá móng độ béo của khí
giảm dần, đồng thời các giá trị của C 2+ lớn hơn ở các tầng Oligoxen trên, dưới và
Mioxen vòm Bắc rất nhiều (gần 39%). Khí thuộc loại không chứa Lưu huỳnh và hàm
lượng Cacbondioxit thấp (0,09 ÷ 0,61%), hàm lượng khí Nitơ từ 1,0 ÷ 2,8% với các
giá trị dị thường là 9,85% ở Oligoxen trên.

14
c Đặc tính hóa lý của dầu tách khí
Theo các số liệu về khoảng biến thiên và các giá trị trung bình của các thông số
dầu tách khí sau quá trình vi phân cho thân dầu thuộc loại đá nặng, nhiều parafin, it
lưu huỳnh, ít nhựa cho đến nhiều nhựa, tỷ lệ thu hồi sản phẩm sáng màu thuộc loại
trung bình. Nhiệt độ đông đặc của các loại dầu 29 ÷ 340C.
d Các tính chất của nước vỉa
Trong các trầm tích của tầng Mioxen dưới thường gặp 2 loại nước chính là:
nước Canxiclorua (CaCl2) và nước Natrihydrocarbonat (NaHCO3). Đặc điểm của loại
nước NaHCO3 là có độ khoáng hóa thấp (6,64g/l) chỉ nhận biết trong vòm Bắc, nước
vòm Nam thuộc loại CaCl 2 có độ khoáng hóa cao hơn (16g/l), đồng thời độ khoáng
hóa gia tăng theo hướng tây nam. Nước thuộc trầm tích Oligoxen hạ được lấy từ vỉa
lăng kính nằm trên các tầng sản phẩm thuộc loại NaHCO 3 có độ khoáng hóa thấp hơn
(5,4g/l).
Thành phần khí hòa tan trong nước khác với thành phần khí hòa tan ở trong dầu
ở chỗ có hàm lượng Metan (CH 4) cao hơn. Lượng cấu tử Carbon của khí hòa tan trong
nước là 1,54 ÷ 3,0% và lượng Nitơ là 1,29 ÷ 2,8%.
e Các đặc trưng vật lý thủy động học
Các đặc trưng này bao gồm độ dính ướt, hệ số nén đặc trưng quá trình đẩy dầu
bằng tác nhân (nước). Đặc trưng quá trình đẩy dầu bao gồm: hệ số đẩy dầu, hàm lượng
nước dư, dầu dư, các giá trị của độ thấm pha tương đối của nước, dầu tương ứng với
các độ bão hòa trên và quan hệ của các hệ số trên với tính thấm của đá.
Để tính toán các thông số thủy động học trong quá trình khai thác vỉa dầu ta sử
dụng các hệ số nén của đất đá:
- Đối với đá móng: 10,8 x 10-4.Mpa-1
- Đối với đá Oligoxen: 1,20 x 10-4.Mpa-1
- Đối với đá Mioxen dưới: 2,11 x 10-4.Mpa-1
1.3.3 Nhiệt độ và gradient địa nhiệt
a Gradient địa nhiệt (GDN) các đá phủ trên móng
Móng được phủ bởi các thành phần tạo trầm tích sét tuổi Mioxen và Oligoxen, các
lớp phủ này có hệ số dẫn nhiệt bé hơn so với hệ số dẫn nhiệt của đá móng. Dòng nhiệt
này sau khi ra khỏi móng sẽ bị ứ ở các lớp phủ phía trên, GDN của các lớp đá này lớn
hơn đá ở móng.
Nhứng đo đạc trong các giếng mở vào thân dầu tuổi Mioxen hạ, Oligoxen có
quy luật như sau:

15
Cùng chiều sâu như nhau, giếng nào nằm ở vùng đá móng nâng cao thì nhiệt độ
cao hơn, ngược lại giếng nào nằm ở vùng đá móng hạ thấp thì có nhiệt độ thấp hơn.
Tại Vòm Nam các lớp phủ nằm ở độ sâu từ 2800m xuống gặp đá móng ở độ sâu
3100m, GDN có giá trị trong khoảng 4 ÷ 5 0C.Các lớp phủ này gặp đá móng ở sâu hơn
(3300m) thì GDN từ 3,8 ÷ 40C. Tại Vòm Bắc các lớp nằm ở độ sâu 2800m trở xuống
gặp đá móng ở 3500 ÷ 3700m, GDN thay đổi từ 3,5 ÷ 5 0C. Các lớp phủ gặp móng sâu
hơn (4000m) thì GDN từ 3 ÷ 40C.
b. Gradient địa nhiệt đá móng
Do ảnh hưởng của lớp phủ Mioxen và Oligoxen và do vị trí mỗi vòm khác
nhau cho nên nhiệt độ các vùng trên mặt đá móng khác nhau. Nhưng sau khi đi vào
móng ở độ sâu nào đó (có thể chon là 4300m) thì nhiệt độ vòm nam và vòm bắc tương
đương nhau.
Kết quả nghiên cứu cho phép xác định được giá tri GDN của đá móng là 2,5 0C. Ở
độ sâu 4300m có nhiệt độ là 157,50C.
1.4 Lịch sử thăm dò, khai thác và tiềm năng vùng mỏ Bạch Hổ
Khu vực bồn trũng Cửu Long nói chung và khu vực mở Bạch Hổ nói riêng đã
được nghiên cứu khá sớm so với các bồn trũng khác trên lãnh thổ Việt Nam. Sơ lược
về lịch sử nghiên cứu địa chất – địa vật lý của vùng có thể chia thành hai giai đoạn
sau:
Giai đoạn trước năm 1975: Những năm trước giải phóng, chính quyền Sài
Gòn đã cho các công ty nước ngoài ký hợp đồng tìm kiếm và thăm dò (địa chấn, trọng
lực và từ) tại khu vực bồn trũng Cửu Long. Trong đó có công ty Mobil đã tiến hanh
khảo sát cổ hợp địa vật lý theo mạng lưới tuyến 4x4km. Vào năm 1974 trên cơ sở tài
liệu thăm dò, Mobil đã đặt giếng khoan thăm dò tại hai cấu tạo Bạch Hổ và Rồng.
Trong đó giếng khoan BH-1 thử vỉa và cho dòng dầu công nghiệp. Còn giếng khoan
trên cấu tạo Rồng đã bị bỏ dở vì hợp đồng này bị hủy khi miền Nam được giải phóng.
Cả hai giếng này đều chưa khoan vào tầng móng của bồn trũng.
Giai đoạn sau năm 1975: Sau khi miền Nam hoàn toàn giải phóng, công tác
thăm dò và tìm kiếm trên thềm lục địa Việt Nam ngày càng được phát triển. Cụ thể là:
+ Năm 1975 Mobil phát hiện dòng dầu công nghiệp ở trẩm tích Mioxen dưới.
+ Năm 1978 công ty GECO tiếng hành nghiên cứu địa vật lý trong phạm vi
vùng có triển vọng với mạng lưới tuyến 2x2km.

16
+ Năm 1981 xí nghiệp liên doanh dầu khí Vietsopetro được thành lập khu vực
này trở thành khu vực nghiên cứu tìm kiếm thăm dò chính của các xí nghiệp liên
doanh với phạm vi gồm các lô 04, 05, 06, 09, 10, 16.
+ Năm 1984 giếng khoan thăm dò BH-5 được tại trung tâm của cấu tạo Bạch
Hổ khẳng định lại kết quả mà Mobil đã phát hiện ra năm 1975.
+ Năm 1985 giếng khoan BH-4 được thành lập ở vòm Bắc của cấu tạo Bạch Hổ
và kết quả thử vỉa đã cho dòng dầu công nghiệp.
+ Năm 1986 những tấn dầu đầu tiên đã được lấy lên từ thềm lục địa của Việt
Nam, mà cụ thể là mỏ Bạch Hổ. Sự kiện này mở ra những bước ngoặt mới cho tương
lai của ngành dầu khí Việt Nam.
+ Từ năm 1987 đến nay, cùng với công tác tổng hợp số liệu của sản xuất, công
tác thăm dò địa chấn cũng phát triển mạnh mẽ với việc đan dầy mạng lưới địa chấn và
tiến hành thăm dò địa chấn 3D đã và đang dần dần hoành chỉnh mô hình địa chất vùng.
Kể từ khi được thành lập xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro đã tiến hành một
lượng lớn công tác tìm kiếm thăm dò ở phạm vi khu vực bồn trũng Cửu Long đạt hiệu
quả cao: 86% giếng khoan phát hiện dầu khí, trung bình 5,9 triệu tần dầu/giếng. Khu
vực này cũng được đánh giá là khu vực có tỷ lệ giếng khoan tìm thấy dầu vào loại cao
nhất thế giới ( khoảng 28%) đóng góp một phần không nhỏ cho sự phát triển kinh tế
đất nước hiện nay.

CHƯƠNG 2 LÝ THUYẾT DÒNG CHẢY TRONG VỈA DẦU VÀ TRONG
GIẾNG KHAI THÁC
2.1 Dòng chảy của chất lưu từ vỉa vào giếng
2.1.1 Mục đích và cơ sở nghiên cứu
a Mục đích