Đề tài Nâng cao hiệu quả khai thác dầu khí tầng Oligoxen hạ mỏ Bạch Hổ, bằng tăng cường xử lý nhũ tương axít vùng cận đáy giếng khai thác

LỜI NÓI ĐẦU * * * Trong những năm gần đây, ngành dầu khí đóng một vai trò là ngành mũi nhọn của nền kinh tế thế giới và là động lực phát triển mạnh mẽ, đối với nền kinh tế quốc dân, của các nước đang phát triển và các nước chậm phát triển trong đó có nước ta. Ở Việt nam ta, ngành dầu khí còn rất non trẻ, tuy mới bước vào chặng đường đầu tiên nhưng hiệu quả của nó đã rõ ràng và đầy hứa hẹn. Dầu khí nước ta đóng góp rất lớn vào nền kinh tế quốc dân, nó đã đóng góp nhiều ngoại tệ nhất cho đất nước. Đây là mối quan tâm và hy vọng của đất nước vì ngành dầu khí phát triển thì kéo theo nhiều ngành phát triển theo. Đó là một lĩnh vực hấp dẫn nhất của nhiều công ty nước ngoài đang và sẽ tìm kiếm cơ hội đầu tư vào Việt nam. Trong quá trình khoan và khai thác dầu khí, bơm Ðp nước duy trì cho áp suất vỉa, do độ thẩm tự nhiên của đá chứa vùng cận đáy giếng bị giảm do nhiều nguyên nhân khác nhau làm tắc các lỗ hổng. Với mục đích gia tăng dòng thấm của dầu từ vỉa vào giếng và tăng độ tiếp nhận của giếng bơm Ðp là nhiệm vụ sống còn của các công ty dầu khí. Do vậy việc xử lý vùng cận đáy giếng là một vấn đề cực kỳ quan trọng của quá trình khai thác dầu khí từ vỉa vào giếng. Trong đó việc phân tích lựa chọn các phương pháp tác động lên vùng cận đáy giếng đòi hỏi phải có thời gian và các thiết bị hiện đại để thông tin chính xác về địa chất vùng mỏ, các tính chất của tầng chứa vỉa sản phẩm đặc tính hoá lý của các chất điều kiện khai thác cho từng tầng sản phẩm để đề ra phạm vi sử dụng của từng phương pháp tác động lên vùng cận đáy giếng cho từng đối tượng cụ thể và hợp lý nhất. Bằng vốn kiến thức tiếp thu được của các thầy, các cô và các bạn ở Trường Đại học Mỏ Địa chất, cũng như trong thời gian thực tập sản xuất và thực tập tốt nghiệp tại Liên doanh dầu khí Vietsovpetro, tôi đã mạnh dạn nhận đề tài: “Nâng cao hiệu quả khai thác dầu khí tầng Oligoxen hạ mỏ Bạch Hổ, bằng tăng cường xử lý nhũ tương axít vùng cận đáy giếng khai thác”. Được sự hướng dẫn tận tình của PGS-PTS. Hoàng Dung hiện đang công tác tại Trường Đại học Mỏ địa chất và các thầy, cô giáo trong trường cùng bạn bè đồng nghiệp góp ý kiến, giúp đỡ tôi hoàn thành bản đồ án này đúng thời hạn. Vì bước đầu làm quen với một lĩnh vực tương đối mới mẻ và khó khăn, chắc rằng còn những khiếm khuyết nhất định, do vậy tôi rất mong được sự góp ý của các Thầy, Cô giáo và các bạn bè đồng nghiệp... Tôi xin chân thành cảm ơn ! Hà nội, ngày 04 tháng 02 năm 1998 CHƯƠNG I ĐẶC ĐIỂM CHUNG TẠI VÙNG MỎ BẠCH HỔ I. ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ NHÂN VĂN. 1. Vị trí địa lý. Mỏ dầu Bạch hổ Là một mỏ dầu khí lớn nằm trong thềm lục địa phía Nam nước ta. Mỏ nằm ở lô số 9 trên biển Đông. Mỏ Bạch Hổ cách đất liền ở điểm gần nhất là 100 km và cách thành phố Vũng tàu là 180 km về hướng Đông Nam. Chiều sâu của mực nước biển khoảng trên dưới 5000m. 2. Đặc điểm khí hậu. Khí hậu của mỏ Bạch Hổ mang tính chất nhiệt đới gió mùa và chịu ảnh hưởng của biển, được chia ra hai mùa rõ rệt đó là mùa mưa và mùa khô. Mùa mưa kéo dài từ tháng1 6 đến tháng 10. Giai đoạn này có gió mùa đông Nam hoạt động mạnh, trời nóng, nhiệt độ trung bình từ 260C-320C. Lượng mưa mùa này đạt 260mm/tháng đến 270mm/tháng. Độ Èm không khí trung bình từ 87-89%. Đây cũng là thời kỳ hoạt động của bão biển, các cơn bão có từ 7-10 cơn/năm, khi đó vận tốc của gió đạt tới 20-40m/s có lúc tới 60m/s. Trong các cơn bão biển mạnh chiều cao của sóng có thể đạt tới 10m. Mùa khô vào từ tháng 11 đến tháng 04 sang năm. Vào mùa này chủ yếu là gió mùa Đông Bắc với sức gió cấp 5 cấp 6. Vào tháng 12 có gió cấp 7 - cấp 8 khi đó sóng biển lên cao tới 8m. Nhiệt độ mùa này trung bình từ 22 - 27oC. Lượng mưa mùa này rất nhỏ trung bình không quá 1mm/tháng. Độ Èm không khí tương đối thấp chỉ đạt 65 - 68% vì chịu sự ảnh hưởng của biển. Mùa chuyển tiếp vào tháng 4-5. Mùa này gió bắt đầu chuyển hướng gió Đông Nam. Độ Èm không khí của mùa này tăng đáng kể, nó đạt tới 85%. 3. Giao thông. Vũng Tàu là nơi có cơ sở hạ tầng tương đối tốt so với các Thành phố khác. Ở đây có đường quốc lộ 51 nối liền Vũng Tàu với Thành phố Biên Hoà, và Sài Gòn Cảng biển Vùng Tàu đủ sức cho các tàu của liên doanh dầu khí và các nước bạn đến chuyên chở hàng hoá Đường thuỷ được nối liền với cảng Sài Gòn. Sân bay Vũng Tàu của công ty dịch vụ bay Miền Nam có thể tiếp nhận được các loại máy bay AN24, AN28 và các loại máy bay trực thăng luôn sẵn sàng phục vụ đáp ứng cho việc vận chuyển cán bộ công nhân viên và các thiết bị phục vụ cho liên doanh dầu khí... 4. Đặc điểm kinh tế, xã hội và nhân văn. Đây là nơi đặt trụ sở chính của xí nghiệp liên doanh dầu khí Vietsovpetro. Đồng thời đây cũng là một trung tâm du lịch lớn của cả nước. Đó là một nguồn thu đáng kể của ngân sách ở đây. Thành phố Vũng Tàu có 5 vạn dân thì chưa đến một vạn dân là bản xứ chủ yếu sống bằng nghề đánh cá và các nghề phụ khác. Còn lại là dân di cư từ Bắc vào. Do vậy mà ở đây có lực lượng lao động trẻ tương đối cao có trình độ học vấn đáp ứng đủ cho quá trình xây dựng và phát triển ngành dầu khí. II. CẤU TẠO ĐỊA CHẤT VÙNG MỎ BẠCH HỖ. Theo trình tự nghiên cứu bắt đầu từ các phương pháp đo địa vật lý, chủ yếu là đo địa chấn. Các phương pháp đo địa vật lý trong giếng khoan, sau đó đến các phương pháp phân tích các mẫu đất đá thu được, người ta xác định được khá rõ ràng các thành hệ của mỏ Bạch Hổ. Đó là các trần tích thuộc các hệ đệ tứ Neogen và Paleogen phủ trên móng kết tinh Jura-Kretta. 1. Trầm tích hệ Neogen và Đệ tứ. a. Trầm tích Plioxen -Pleitoxen (Điệp Biển Đông) - Điệp này được thành tạo chủ yếu bởi cát và cát dăm, độ xi măng yếu, thành phần chính là thạch anh, Glaukonite và các tàn tích thực tập. Từ 20-25% mặt cắt là những vỉa kẹp Montmoriolonite, đôi khi có những vỉa sét mỏng. Đất đá này được thành tạo trong điều kiện biển nông, độ muốn trung bình và chịu ảnh hưởng của các dòng chảy, ở tầng này chủ yếu là các đá mácma axít bề dày của điệp này dao động từ 612-654 (m). - Dưới điệp biển Đông là các trầm tích của hệ thống Mioxen thuộc hệ Neogen. b. Trầm tích Mioxen. * Thống này được chia ra ở phụ thống: - Phụ thống Mioxen trên (Điệp Đồng Nai). Đất đá của điệp này chủ yếu là cát dăm và cát với độ thẩm thấu rất cao. Thành phần thạch anh ở điệp này chiếm từ 20-90%, còn lại là Fenspar và các thành phần khác như đá mácma, phiến cát, vỏ sò... Bột kết ở đây hầu như không có nhưng thỉnh thoảng có những vỉa sét và sét kết dày đến 20m và những vỉa cuội mỏng. Chiều dày điệp này tăng dần từ giữa 538(m) ra 2 cánh 619(m). - Phụ thống Mioxen (Điệp Côn Sơn). Phần lớn đất đá của điệp này được tạo bởi cát, cát dăm và bột. Phần còn lại là các vỉa sét, sét vôi mỏng và đá vôi. Đấy là những đất đá lục nguyên dạng khối, bở rời màu xám vàng và màu xám xanh, kích thước của hạt từ 0,1 - 10mm thành phần chính là thạch anh chiếm hơn 80%. Fenspat và đá phun trào loang lổ, bở rời, mềm dẻo, thành phần chính là Montmoriolonite. Đất đá này thành tạo trong điều kiện biển nông, độ muối của điệp này trung bình , chịu tác động của các dòng, nơi lắng đọng khá gần nguồn vật liệu. Bề dày của điệp này từ 810-950m. - Phụ thống Mioxen dưới (Điệp Bạch Hỗ) Đất là của điệp này nằm bất chỉnh hợp góc, thành tạo Oligoxen trên. Phần này gồm chủ yếu là những tập sét dày và những vỉa cát, bột mỏng nằm xen kẽ nhau sét thường là mềm và phân lớp. Thành phần của sét gồm Kaolinite, Montmoriolonite, thuỷ Mica và các khoáng vật các bonnat tầng này có những mảnh vụn là các khoáng vật như: Thạch Anh Fenspat với khối lượng tương đương nhau. Ngoài ra còn có các loại khác Granet, phiến cát...Điệp này chứa các tầng dầu công nghiệp 22, 23 24, 25.... Chiều dày của điệp này tăng dần từ vòm 660(m) đến cánh 1270(m). 2. Trầm tích hệ Paleogen - kỷ Kainôrôi. a. Thống Oligoxen (Điệp Trà Tân). Các đá trầm tích này bao trùm toàn bộ diện tích của mỏ. Phần trên là tập sét dày tới 266(m) phần dưới là cát kết, bột kết, sét kết nằm xen kẽ nhau. Điệp này có chứa năm tầng dầu công nghiệp 1;2;3;4;5. Sự phân chia có thể thực hiện sâu hơn tại hàng loạt các giếng. Ở có đây sự thay đổi hướng của đá, trong thời kỳ hình thành trầm tích này có thể, có hoạt động của núi lửa, ở phần trung tâm và cuối phía Bắc của mỏ hiện tại, do có gặp các đá phun trào trong 1 số giếng khoan. Ngoài ra còn gặp các trầm tích sét kết bị Ðp nén, khi vỡ có mặt trượt khoáng vật chính là Kaolinite chiếm 56% thuỷ Mica chiếm 12%, các thành phần khác:Clorit, Xiderite và Montmoriolonite chiếm 32%. Cát và bột kết có dạng khối rắn chắc. Chiều dày của thống từ 176, - 1034m, giảm dần ở phần vòm và đột ngột tăng mạnh ở phần sườn. b. Thống Oligonxen (Điệp Trà Cú) Thành tạo này có tại vòm Bắc và rìa Nam của Mỏ. Gồm chủ yếu là sét kết chiếm từ 60-70% mặt cắt thành phần của thống này gồm thuỷ Mica, caolinit... phần còn lại của mặt cắt là cát kết, bột kết, nằm xen kẽ có sét, thành phần chính là arkor, xi măng kaolinite, thuỷ Mica, hoặc sét vôi... Đá được thành tạo trong điều kiện biển nông ven bờ hoặc sông hồ. Thành phần vụn gồm thạch anh, Fenspat, Granite, đá phun trào và đá biến chất. Ở đây gặp 5 tầng dầu công nghiệp, 6.7.8.9.10. c. Các tập đá cơ sở (vỏ Phong hoá). Đây là nền cơ sở cho các tập đá Oligoxen trên, phát triển trên mặt móng. Nó được thành tạo trong điều kiện lục địa bởi sự phá huỷ cơ học của địa hình. Đá này nằm trực tiếp trên móng do sự tái trầm tích của mảnh vụn của đá móng có kích thước khác nhau. Thành phần gồm: Cuội, cát kết, hạt thô đôi khi gặp đá phun trào. Chiều dày của điệp Oligoxen dưới và các tập cơ sở thay đổi từ 0 ( 412(m) và 0(174(m). 3. Đá móng kế tinh trước Kainôrôi. Đây là các thành tạo Granite nhưng không đồng nhất mà có sự khác nhau về thành phần thạch hoá, hoá học về tuổi. Có thể giả thiết rằng có hai thời kỳ thành tạo đá Granite: vòm Bắc và kỷ Jura, vòm Nam và vòm trung tâm vào kỷ Kretta. Diện tích của thể Batholit Granite này có thể tới hàng nghìn m2 và bề dày không quá 3km. Đá móng mỏ Bạch Hổ chịu tác động mạnh của quá trình phong hoá thuỷ nhiệt và các hoạt động làm kiến tạo nứt nẻ, tạo hang hốc và sinh ra các khoáng vật thứ sinh khác như Kataclazite, Milonite. Các mẫu đá chứa dầu thu được có độ nứt nẻ trung bình là 2,2%m, chiều dài khe nứt từ 0,5 -1mm, rộng từ 0,1-0,5mm độ lỗ hổng từ 1/5(0,44%) đến1/7 (0,31%) độ nứt nẻ. Đá móng bắt đầu có từ độ sâu 3888m đến 4400m. Đây là một bẫy chứa dầu dạng khối điển hình và có triển vọng cao. III. ĐỐI TƯỢNG KHAI THÁC CHÍNH CỦA VÙNG MỎ. 1. Ý nghĩa và cơ sở của việc phân chia đối tượng khai thác. Phân chia đối tượng khai thác là một phần của việc thiết kế tối ưu khai thác mỏ dầu. Mục tiêu thu hồi từ vỉa nhiều nhất và tối ưu nhất. Việc phân chia các đối tượng khai thác cho phép thẩm định chính xác tính chất của các đối tượng khai thác và sự thay đổi tính chất vật lý, hoá học cũng như thuỷ động lực học từ đó đề ra được các đối sách đúng đắn cho từng đối tượng. Về mặt đầu tư lâu dài cũng phải dựa vào việc phân chia này. Các đối tượng có triển vọng cao hơn sẽ đảm bảo hơn trong việc thu lại lợi nhuận từ các khoản đầu tư. Việc phân chia các đối tượng khai thác phải thực hiện đồng bộ trên cơ sở nghiên cứu các đặc thù địa chất của mỏ, các tính toán thuỷ động lực học và luận chứng kinh tế. Các tài liệu thu thập được ở các nguồn đều được dùng vào trong công tác nghiên cứu. 2. Các đối tượng khai thác. Từ những đặc điểm của vùng mỏ, các đối tượng khái thác được chia ra như sau: - Đối tượng I : Tầng 23, 24 thuộc điệp Bạch Hổ Mioxen dưới. Các tầng này phân bố trên toàn diện tích của vùng mỏ. Gồm thân dầu cả ở vòm Bắc cũng như vòm trung của kiến tạo. Các thân dầu dạng vỉa vòm có ranh giới tiếp xúc dầu nước và đới chứa nước ngoài biên bề dày trung bình chứa dầu là 160m, tầng 23 là tầng chính, tầng 24 là tầng phụ. - Đối tượng II : Gồm các tầng cát kết điệp trà tân thuộc Oligoxen trên. Đặc điểm cơ bản của đá chứa trong đối tượng này là không tồn tại đều trên khắp mỏ, thường xảy ra sự biến tướng mạnh của đá chứa. Chiều dày của tầng chứa dầu trung bình là 700(m). - Đối tượng III : Gồm tất cả các tầng sản phẩm của Oligoxen dưới chiều dày trung bình của tầng chứa dầu là 1047m ranh giới tiếp xúc dầu nước chưa được xác định. Ranh giới dưới các tầng chứa dầu chưa được phát hiện. - Đối tượng IV :Thân dầu thuộc dạng khối của đá móng bao gồm granit và granodoirit. Đá chứa thuộc dạng hang hốc nứt nẻ, thân dầu được phân bố rộng khắp mỏ theo phương á kinh tuyến, với kích thước khoảng 5 x 15km. Đất đá chứa dầu bao gồm các thành tạo Granitoit với nhiều pha khác nhau. Thân dầu có chiều cao tối đa 1600. Chiều dày của tầng chứa dầu khoảng 970m, độ bão hoà của dầu của dầu 0,85, độ rỗng 1 ( 3%. Áp suất vỉa ban đầu đạt 41,7Mpa, đây là thân dầu không có tính dị thường áp suất. CHƯƠNG II CÁC TÍNH CHẤT VẬT LÝ VỈA CỦA VÙNG MỎ BẠCH HỔ. I. ĐẶC TRƯNG CHIỀU DÀY, ĐỘ CHỨA DẦU, TÍNH DI DƯỠNG CỦA CÁC TẦNG CHỨA VÀ TÍNH KHÔNG ĐỒNG NHẤT CỦA CHÚNG. 1. Chiều dày. Khi phân chia chiều dày chứa dầu (nằm trong chiều dày hiệu dụng) người ta sử dụng giá trị hiệu dụng của dầu là 40%. Việc phân chia chiều dày hiệu dụng trong đá móng rất khó khăn, do sự có mặt của vi khe nứt 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 Mioxen dưới phát triển trên toàn diện tích mỏ chỉ ở khu vực giếng khoan 44, 41, 35; và 403 trên vòm trung phát hiện dải cát kết bị sét hoá. Tại vòm Bắc đá không chứa chỉ được ghi nhận ở giếng 91. Trên vòm Bắc chiều dày tầng 23 thay đổi từ 11,6 -57,6(m) trung bình là 30,4m với hệ số biến đổi 0,33m. Chiều dày hiệu dụng trung bình của đá chứa là 13,6m, thay đổi từ 0 - 28,6m. Khi đó chiều dày hiệu dụng chứa dầu từ 0- 22,4m trung bình là 11,3m với hệ số biến đổi là 0,03. Đá chứa của tầng bị phân chia từ 2 ( 5 vỉa, bởi lớp sét mỏng, hệ số phân lớp trung bình 3,6 với hệ số biến đổi 0,28. Hệ số cát (phần chứa trong chiều dày chung của tầng) là 0,45 với hệ số biến đổi là 0,34. Trên vòm trung tâm tầng 23 có chiều dày 40,8m. Với hệ số biến đổi 0,26, chiều dày hiệu dụng trung bình là 14m (0 ( 26,2m) với hệ số biến đổi là 0,26m. Còn chiều dày hiệu dụng trung bình chứa dầu chỉ có 8,4m hay nhỏ hơn ở vòm Bắc 25,6%. So với vòm Bắc tầng 23 ở đây kém đồng nhất hơn, hệ số phân lớp là 5,5 còn hệ số cát chỉ 0,34 với hệ số biến đổi 0,58. Phần trầm tích sản phẩm Oligoxen dưới nói chung chỉ phát triển trên phạm vi vòm Bắc, bị vát mỏng ở cách tay của vòm và trên vòm trung tâm. Tại đới đá chứa tốt trên vòm Bắc, chiều dài chung thay đổi 0,41. Chiều dày hiệu dụng (ứng với chiều dày chứa dầu vì chưa xác định được ranh giới giữa dầu và nước, thay đổi từ 0 ( 146,6 (m). Chiều dày hiện dụng trung bình trong số là 7,5m với hệ số biến đổi là 0,71. Mức phân lớp trung bình của tầng rất cao 10,8 hơn nữa một vài giếng khoan riêng biệt xác định được từ 18 ( 20 vỉa cát, hệ số cát trung bình 0,39 với hệ số biến đổi tương đối nhỏ là 0,29. Hệ số biến đổi của chiều dày chứa dầu là 0,71. Liên kết tỷ mỉ lát cắt các giếng khoan gặp khó khăn, các đứt gãy làm tăng mức độ không liên tục của vỉa. Tầng 23 của vòm Bắc phát triển trên toàn diện tích, Ýt bị phân thành các vỉa mỏng ( hệ số phân lớp trung bình là 3,6) chiều dày hiệu dụng của nó bằng nữa chiều dày chung (hệ số cát là 0,45), với hệ số biến đổi là 0,31. Những đặc trưng như vậy tạo ra được khả năng đạt được đến hệ số bao trùm cao bằng bơm nước trong quá trình khai thác khối mácma, hang hốc nứt nẻ và rắn chắc của móng chứa thân dầu dạng khối. Phần chiều dày hiệu dụng của đá hang hốc nứt nẻ theo tài liệu địa vật lý giếng khoan là 9,4 ( 91,3% (vòm Bắc), 41,8 ( 89,2% (vòm Trung tâm) và chiều dày chung của móng do các giếng khoan mở ra. Tuy nhiên rất có thể là đá rắn chắc mà không phân chia có thể có vi khe nứt và tham ra trong quá trình thấm. Vì vậy mà các thông số thấm chứa trong khi tính toán trữ lượng và khả năng khai thác của giếng khoan được xác định bằng cách tính trung bình cho toàn bộ chiều dày chung. Chiều dày chung của đá móng được tính từ mặt móng tới độ sâu là 4060m nằm trong khoảng 0 ( 978m trung bình là 960m với hệ số biến đổi là 0,3. Cần lưu ý rằng thân dầu còn phát triển sâu hơn độ sâu 4060m và giá trị độ sâu xác định không đặc trưng cho toàn bộ thân dầu mà chỉ cho phần đã thăm dò với trữ lượng cấp C1 và 20% trữ lượng cấp C2. 2. Độ chứa dầu. Trữ lượng dầu cơ bản tập trung trong tầng 23 thuộc Mioxen dưới, tầng IV - X thuộc Oligoxen dưới và trong đá móng. Độ chứa dầu tầng còn lại tầng (22 và 24) Mioxen dưới, tầng I - V (Oligoxen trên được xác định được bằng các giếng khoan riêng biệt việc khai thác hết trữ lượng tầng 22 và 24 có thể thực hiện với tầng 23, tầng I - V Oligoxen trên dưới và tầng móng. Tầng 23 gồm có cát và bột kết, phát triển hầu như toàn bộ diện tích. Ở một vài khu vực đá chứa bị sét hoá đáng kể, mất tích di dưỡng. Các thân dầu dạng vỉa, vòm ranh giới dầu nước, nhưng vai trò việc phân bố độ chứa dầu là đứt gẫy kiến tạo và màn chắn thạch học là rất quan trọng. Vừa qua ta đã xác định đuợc tất cả 6 thân dầu riêng biệt. Trong đó 3 ở vòm Bắc, 2 ở vòm trung tâm và còn lại là ở vòm Nam. Năm tầng sản phẩm của dầu được phân ra trong trầm tích Oligoxen dưới, chúng chứa cùng một thân đầu dạng khối, vỉa. Đá chứa chỉ có ở phạm vi vòm Bắc, cũng như sườn đông của vòm trung tâm cũng như cánh tay của vòm Bắc đã phát hiện ra đới cát kết có tính di dưỡng kém. Những giếng ở đới này cho thấy rõ những dấu hiệu có dầu. Tuy nhiên cũng không thu được những dòng dầu công nghiệp, sau khi đã thực hiện những biện pháp để kết thúc giếng khoan và gọi dòng. Vậy là ở đây cần áp dụng phương pháp mở vỉa bằng thuỷ lực, xử lý cận đáy giếng bằng các chất hoà tan, để ngăn chặn việc dung dịch xâm nhập vào vỉa trong lúc mở vỉa. Khi tính trữ lượng, trầm tích Oligoxen dưới được phân tích thành hai đối tượng chính. Trà Cú trên (tầng VI, VII, VIII), và Trà Cú dưới (IX - X) sự phân chia này về cơ bản là ước lệ vì vách sét ngăn giữa tầng (VIII - IV) không phải trên toàn diện tích của đá di dưỡng và thân dầu trong các tầng Oligoxen dưới không có tính thống nhất về địa chất, chưa phát hiện được ranh giới dầu và nước. Nhưng ở độ sâu tuyệt đối 4348m theo số liệu địa vật lý giếng khoan, chiều sâu lớn nhất nhận được dòng dầu lưu lượng cao là 4121 (giếng khoan 12) mà theo vạch ranh giới trữ lượng cấp 1. Móng chứa thân dầu lớn và là thân dầu cho sản lượng cao nhất của mỏ. Đá móng là đá granet và granodiorit. Tính di dưỡng của chúng được tạo những quá trình địa chất như phong hoá khử kiềm. Những khoáng vật không bền các dung dịch thuỷ nhiệt, nứt nẻ kiến tạo, đứt gãy, chuyển dịch cùng với việc tạo thành các đới milonit (đới phá huỷ kiến tạo), dọc theo các mặt trượt, nứt và co lại của đá khi đông đặc mácma... Kết quả tạo thành đá chứa dạng hang hốc, nứt nẻ mà thể tích chứa chủ yếu là hang hốc, còn các kênh dẫn chủ yếu là khe nứt. Cần lưu ý rằng rất nhiều đứt gãy trong đá móng không tạo thành màn chắc mà chúng lại làm tăng khả năng thuỷ dẫn của đá. Đặc trưng chứa tốt của đá, đảm bảo cho lưu lượng cao phát triển trên toàn vòm trung tâm, dọc theo sườn tây vòm Bắc. Nhưng vòm Bắc thì lại đặc trưng bằng tính di dưỡng kém và tương ứng là do độ sản phẩm thấp của giếng khoan. Trong phạm vi vòm Bắc ở phần trên của đá móng có phát hiện đá rắn chắc. Thân dầu thuộc dạng khối, tất cả đá di dưỡng từ mặt móng cho tới ranh giới dưới của thân dầu bão hoà dầu chưa phát hiện được chiều sâu ranh giới dưới của thân dầu, mặc dù chiều sâu của thân dầu lên đến 1000m, bản chất của ranh giới cũng chưa rõ là với ranh giới dầu - nước hay không, hay là do đá chứa dầu chuyển thành đá không chứa. Thân dầu với viền dầu liên tục bao trùm vòm trung tâm cũng như vòm Bắc. Dầu trong móng lún chìm của vòm Nam chưa được phát hiện. Ranh giới của thân dầu (cấp2), chạy qua độ sâu 4121m của giếng khoan 12. Điều này gắn liền với giả thuyết thân dầu thống nhất của Oligoxen dưới, và điều này gắn liền với giả thiết về thân dầu thống nhất của Oligoxen dưới và tầng móng là không có vách ngăn. Đối với những thân dầu này sự thống nhất còn thấy ở tính chất lý hoá của dầu và áp suất vỉa. Tầng móng đã cho dòng dầu không lẫn nước. Cấu t