Tom tat lats tran chau giang tv

Do chưa có kết quả kiểm chứng dầu-đá mẹ nên đặc điểm hệ thống dầu khí khu vực ngoài khơi Đông Bắc đứt gãy Sông Lô vẫn chưa được khẳng định.. Thực tế nêu trên cho thấy còn rất nhiều vấn đ

TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT

TRẦN CHÂU GIANG

ĐẶC ĐIỂM HỆ THỐNG DẦU KHÍ TRẦM TÍCH KAINOZOI KHU

VỰC NGOÀI KHƠI ĐÔNG BẮC BỂ SÔNG HỒNG

Ngành: Kỹ thuật địa chất

Mã số: 62.52.05.01

TÓM TẮT LUẬN ÁN TIẾN SĨ ĐỊA CHẤT

HÀ NỘI – 2014

Công trình được hoàn thành tại: Trường Đại học Mỏ - Địa chất

Người hướng dẫn khoa học:

1 GS.TSKH Mai Thanh Tân – Trường ĐH Mỏ - Địa chất

2 TS Lê Tuấn Việt – TCTy Thăm dò Khai thác Dầu khí

Phản biện 1: PGS.TS Phạm Huy Tiến – Hội Trầm tích Việt nam

Phản biện 2: TS Nguyễn Huy Quý – Hội Dầu khí Việt nam

Phản biện 3: TS Cù Minh Hoàng – Công ty Điều hành Thăm dò – Khai thác Dầu khí nước ngoài (PVEP OVERSEA)

Luận án sẽ được bảo vệ trước Hội đồng chấm luận án cấp Trường họp tại Trường đại học Mỏ - Địa chất vào hồi …… giờ…….ngày… tháng……năm…

Có thể tìm hiểu luận án tại thư viện: Thư viện Quốc Gia, Hà nội

hoặc Thư viện Trường đại học Mỏ - Địa chất

MỞ ĐẦU

Tính cấp thiết

Bể Sông Hồng là một bể trầm tích có cấu trúc địa chất rất phức tạp, bao gồm nhiều đơn vị kiến tạo với tiềm năng dầu khí khác nhau

Dự án nghiên cứu địa hóa VPI-IDENMITSU (2005-2007) đã xác nhận tồn tại hai hệ thống dầu khí trong bể gồm dầu đầm hồ và hỗn hợp condensat châu thổ với dầu đầm hồ Do chưa có kết quả kiểm chứng dầu-đá mẹ nên đặc điểm hệ thống dầu khí khu vực ngoài khơi Đông Bắc đứt gãy Sông Lô vẫn chưa được khẳng định

Năm 2008, đối tượng móng ở bể Sông Hồng được chứng minh bằng GK 106-HR-1X Giếng 106-HR-2X đã khoan hết đới móng cacbonat chứa dầu và gặp một tập sét dầy bên dưới Điều đó đặt ra giả thiết tập sét cổ trước Kainozoi này có phải là tầng đá mẹ hay không Cấu tạo 107-PL được khoan năm 2013 có vị trí nằm trong khu vực tồn tại đá mẹ giầu VCHC, và cùng hướng cấu trúc với cấu tạo 106-HR, nhưng kết quả là giếng khô Các GK thăm dò mới nhất trong khu vực phát hiện khí - condensat, chất lượng rất biến đổi với

cả H2S và CO2 ô nhiễm trong dầu khí Thực tế nêu trên cho thấy còn rất nhiều vấn đề cần giải quyết như chất lượng và phân bố của đá mẹ, hay rủi ro của yếu tố địa chất nào trong hệ thống dầu khí đã ảnh hưởng đến kết quả thăm dò ở khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông

Hồng Do vậy, nghiên cứu sinh đã chọn đề tài “Đặc điểm hệ thống dầu khí trầm tích Kainozoi khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng” với các mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu như sau:

Mục tiêu: Làm sáng tỏ đặc điểm và diện phân bố của đá mẹ

sinh dầu khí của các trầm tích Kainozoi khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng

Góp phần hoàn thiện phương pháp luận trong đánh giá đặc điểm hệ thống dầu khí và phân tích rủi ro trong tìm kiếm thăm dò

- Xác định diện phân bố của đá mẹ và phân vùng triển vọng cho khu vực nghiên cứu

Đối tượng và phạm vi nghiên cứu:

Phạm vi nghiên cứu gồm diện tích lô 106, một phần tây bắc lô

102, và bắc lô 107 nằm ngoài khơi phía đông bắc đứt gẫy Sông Lô ở

bể Sông Hồng Đối tượng nghiên cứu là hệ thống dầu khí trầm tích Kainozoi

Luận điểm bảo vệ:

Luận điểm 1 Các kết quả nghiên cứu đặc điểm địa hóa xác định khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng tồn tại một hệ thống dầu khí liên quan đến đá mẹ Oligocen Loại đá mẹ này được thành tạo trong môi trường đầm hồ, có tổng hàm lượng VCHC từ trung bình đến tốt, kerogen loại II và hỗn hợp loại II/III, phân bố trong các địa hào và bán địa hào hẹp Với nguồn tài liệu hiện có, các tập sét tuổi Miocen và sét cổ trước Kainozoi chưa đủ điều kiện là đá

mẹ

Luận điểm 2 Trên cơ sở nghiên cứu các yếu tố tác động đến mức độ rủi ro của hệ thống dầu khí như nguồn gốc, mức độ trưởng thành của đá mẹ, bề dầy trầm tích Oligocen và sự phân bố các cấu tạo triển vọng, khôi phục lịch sử phát triển địa chất qua các thời kỳ

cho phép xác định khu vực bán địa hào Thủy Nguyên có rủi ro thăm

dò thấp nhất Tiếp đến là địa hào Kiến An Khu vực nam đảo Bạch Long Vĩ và rìa tây bắc lô 102 là những khu vực có rủi ro thăm dò cao

Những điểm mới của luận án:

- Trên cơ sở khai thác nguồn tài liệu mới góp phần chính xác hóa đặc điểm địa hóa khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng Tập sét có tuổi trước Kainozoi nằm dưới tập cacbonat chứa dầu có tướng lục địa, thành tạo trong điều kiện oxy hóa, nghèo VCHC, chưa

đủ điều kiện được coi là đá mẹ

- Trên cơ sở bản đồ cấu trúc mới được xây dựng đã góp phần sáng tỏ yếu tố nghịch đảo kiến tạo xảy ra vào cuối Oligocen ảnh hưởng tới tiềm năng dầu khí khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng

Ý nghĩa khoa học và thực tiễn:

* Ý nghĩa khoa học: Các kết quả nghiên cứu cho phép xác

định đặc điểm và diện phân bố của đá mẹ ở ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng, góp phần làm sáng tỏ đặc điểm hệ thống dầu khí của khu vực

* Ý nghĩa thực tiễn: Các kết quả nghiên cứu góp phần nâng

cao hiệu quả đánh giá tiềm năng dầu khí khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng, phục vụ công tác qui hoạch thăm dò khai thác dầu khí

Bố cục của luận án:

Luận án gồm 04 chương chính chưa kể phần mở đầu và kết luận, kiến nghị, các công trình khoa học và danh mục tài liệu tham khảo Toàn bộ nội dung luận án được trình bày trong 139 trang, 24 bảng biểu và 89 hình vẽ

Chương 1 TỔNG QUAN CẤU TRÚC ĐỊA CHẤT KHU VỰC ĐÔNG BẮC BỂ SÔNG HỒNG

1.1 Khái quát địa chất

1.1.1 Vị trí khu vực nghiên cứu

Khu vực nghiên cứu thuộc

phần ngoài khơi phía đông bắc

đứt gãy Sông Lô của bể Sông

Hồng Độ sâu nước biển ở khu

vực này khoảng 30 - 40 m (hình

1.1)

1.1.2 Lịch sử tìm kiếm thăm dò

Trong khu vực nghiên

cứu, công tác thăm dò dầu khí

được bắt đầu từ năm 1978 Năm

là lô 102/10 và 106/10, nay thuộc quản lý của PVEP

Từ năm 1990 đến nay trong khu vực nghiên cứu đã được thu

nổ hơn 15000 km địa chấn 2D, gần 3000 km2

địa chấn 3D, và hơn 10

giếng khoan TKTD Các nhà thầu dầu khí và PVN cũng đã tiến hành nhiều nghiên cứu, đáng lưu ý như các đề tài về Mô hình địa hóa bể Sông Hồng (N.T Dậu, L.V Hiền, 1997), Báo cáo khảo sát thực địa đảo Bạch Long Vĩ, Đồ Sơn, Kiến An, Núi Con Voi và đảo Cát Bà (P.Q Trung, 1998), Báo cáo xác định lượng HC đã sinh ra và dịch khỏi tầng đá mẹ tới các bẫy chứa dầu khí tại bể Sông Hồng trên cơ

sở phần mềm SIGMA 2D và BSS (N.T.B Hà, 2010), và một số kết quả dự án hợp tác quốc tế như: Báo cáo Tổng kết về phân tích và mô hình bể Sông Hồng (VPI - GEUS, 2001), Báo cáo Đặc điểm hệ thống dầu khí ở bể Sông Hồng (VPI-IDENMITSU, 2007)

1.2 Đặc điểm cấu trúc địa chất

1.2.1 Đặc điểm địa tầng trầm tích

Bể Sông Hồng gồm các

phân vị địa tầng: (i) Móng trước

Kainozoi; (ii) Hệ tầng Phù

Tiên; (iii) Hệ tầng Đình Cao;

(iv) Hệ tầng Phong Châu; (v)

Hệ tầng Phù Cừ; (vi) Hệ tầng

Tiên Hưng; (vii) Hệ tầng Vĩnh

Bảo; (viii) Hệ tầng Hải Dương

ĐB-TN tạo nên kiểu cấu trúc

sụt bậc nghiêng về phía Trung

tâm bể và làm hình thành các

Hình 1 2: Cột địa tầng tổng hợp khu vực ngoài khơi Đông Bắc

bể Sông Hồng (Hiệu chỉnh sau

địa hào, bán địa hào xen kẽ N.T.Dậu và nnk, 2012)

Các đơn vị cấu trúc đã được xác định trong khu vực gồm (Hình 1.3):

a) Đới nghịch đảo Miocen

b) Trũng Đông Quan

Đới phân dị Đông Bắc đứt gãy Sông Lô: gồm hàng loạt các địa

hào và bán địa hào, cấu tạo và các khối nhô móng Cụ thể:

a) Địa hào Kiến An

b) Cấu tạo Tiên Lãng - Chí Linh

c) Bán địa hào Thủy Nguyên

d) Mũi nhô Tràng Kênh

cánh đứt gãy Sông Lô Giai đoạn Paleocen-Eocen đến Oligocen sớm,

và Pliocen – Đệ tứ ở hai vùng có sự tương đồng còn thời kỳ Oligocen muộn đến Miocen muộn thì có sự khác biệt

1.3 Cơ sở tài liệu

Tài liệu sử dụng trong luận án bao gồm hơn 15 nghìn km địa chấn 2D, các bản đồ từ, trọng lực của khu vực Bắc Bộ, bản đồ địa chất Việt Nam, tài liệu ĐVLGK và các báo cáo phân tích mẫu thạch học, địa hóa, cổ sinh hiện có trong vùng, đặc biệt là tài liệu 500 mét mẫu khoan của giếng ENRECA 3 trên đảo Bạch Long Vĩ nhằm xác định thành phần thạch học, đặc điểm đá mẹ, môi trường lắng

đọng trầm tích Oligocen

Chương 2

CÁC PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU

2.1 Hệ thống dầu khí và ý nghĩa trong tìm kiếm thăm dò dầu khí

Khái niệm hệ thống dầu khí xuất hiện với nhiều định nghĩa khác nhau Thuật ngữ hệ thống bao gồm đá mẹ và đá chứa, liên kết dầu - đá mẹ, được coi là yếu tố then chốt trong việc xác định hệ thống (Dow W.G, 1972) Tổng hợp các khái niệm đưa ra bởi nhiều tác giả, hệ thống dầu khí được hiểu là một hệ thống tự nhiên ở nơi có

đá mẹ sinh dầu khí với tất cả các yếu tố địa chất, quá trình liên quan đến khả năng tích tụ dầu khí có thể xuất hiện

Năm 1988, Magoon L.B đã thành lập bảng phân loại các hệ thống, trong đó có phân biệt hệ thống dầu khí đối với bể trầm tích, tập hợp triển vọng (play) và cấu tạo triển vọng (prospect) Tùy thuộc vào mức độ nghiên cứu, hệ thống dầu khí được đánh giá tổng quan đến chi tiết như không gian lãnh thổ, bể trầm tích, tập hợp cấu tạo triển vọng đến từng cấu tạo độc lập

Các phương pháp đánh giá cơ bản có thể tóm tắt như sau:

+ Đánh giá hệ thống dầu khí trên cơ sở đánh giá lượng sinh thành HC của vùng/thể tích thành hệ đá do Exxon phát triển

+ Đánh giá hệ thống dầu khí trên các tiên đoán địa chất (Phương pháp Delphi) dựa trên kinh nghiệm của các chuyên gia + Đánh giá hệ thống dầu khí dựa trên sự cân bằng vật chất địa hóa dựa trên các tính toán về lượng dầu khí sinh ra từ đá mẹ cũng như lượng dầu khí được dịch chuyển và có thể tích tụ được trong bẫy

+ Đánh giá hệ thống dầu khí dựa trên ngoại suy trên cơ sở tài liệu lịch sử khai thác

+ Đánh giá hệ thống dầu khí

theo quan điểm Play (Phương

pháp tổng hợp mô hình địa chất và

thống kê) cho phép xác định sự

thay đổi của các yếu tố địa chất

liên quan đến các tích tụ dầu khí

trong một khu vực đang xem xét

Hình 2.1: Sơ đồ giải thích khái

niệm Play

Luận án sử dụng phương pháp đánh giá theo quan điểm Play

để giải quyết các vấn đề còn tồn tại của hệ thống dầu khí ở khu vực ngoài khơi Đông Bắc bể Sông Hồng

2.2 Phương pháp địa hóa xác định đặc điểm đá mẹ

Tổ hợp các chỉ tiêu địa hóa đánh giá khả năng sinh HC của các tập trầm tích được sử dụng trong nghiên cứu đánh giá đá mẹ từ nhiều phép phân tích được sử dụng trong luận án gồm:

+ Phương pháp đốt mẫu bằng lò nung

+ Phương pháp nhiệt phân tiêu chuẩn Rock-Eval (RE)

+ Phương pháp chiết bitum

+ Phương pháp sắc ký (GC)

+ Phương pháp phân tích phổ khối (GC-MS)

+ Độ phản xạ của vitrinite (Ro, %)

2.3 Phương pháp nghiên cứu mô hình địa hóa

Quá trình sinh, di cư và tích

tụ dầu khí, thời gian sinh, và

hướng di cư dầu khí ở ngoài khơi

Đông Bắc bể Sông Hồng được

trên, cùng với ba quá trình kết hợp Hình 2.2: SIGMA 2D

các yếu tố trên là: sự thành tạo của bẫy chứa dầu khí, sự sinh thành hydrocarbondi cưtích tụ và bảo tồn của các bẫy dầu khí

2.5 Phương pháp đánh giá rủi ro địa chất

Mục đích của việc phân tích đặc điểm hệ thống dầu khí trong TKTDDK chính là tính xác suất phát hiện trước khi khoan của một đối tượng triển vọng Xác suất phát hiện được định nghĩa là tích của các tham số xác suất chính, mà mỗi tham số này đòi hỏi phải được phân tích đánh giá với mức độ có tồn tại và hiệu quả

Theo hướng dẫn của Ủy ban điều phối các chương trình khoa học địa chất khu vực Đông và Đông Nam Á (CCOP), luận án áp

dụng cách biện luận 04 tham số địa chất chính gồm: đá chứa (P1), bẫy chứa (P2), hệ thống nạp bẫy (P3) và khả năng bảo tồn (P4), tất

cả các tham số này chắc chắn phải xảy ra đồng thời để tạo nên một phát hiện Xác suất phát hiện được tính theo công thức:

P = P1*P2*P3*P4 (2.1)

Trong đó:

P: Xác suất phát hiện

dầu khí (hay xác suất đồng

thời xảy ra của các sự kiện độc

lập liên quan với nhau)

P1: Xác suất về sự hiện

diện của đá chứa được xem

xét gồm i) P1a là xác suất tồn

tại của tướng đá chứa và ii) P1b

là xác suất mô tả mức độ hiệu

quả của đá chứa

P2: Xác suất về sự hiện

diện của một bẫy được xem

xét gồm: i) P2a là xác suất tồn

tại cấu trúc vẽ được bản đồ và

ii) P2b là xác suất cơ chế hình

thành hiệu quả của đá chắn

với cấu tạo vẽ được bản đồ

P3: Xác suất của hệ

thống nạp bẫy được xem xét

Bảng 2.1: Xác suất mô tả mức độ hiệu quả theo tướng đá chứa

Bảng 2.2: Xác suất mô tả mức độ hiệu quả của đá chứa trong mối quan hệ với chiều sâu vỉa và tính chất biến đổi của đá

Thực chất xác suất phát hiện của một đối tượng là:

P = P1a* P1b* P2a* P2b* P3a* P3b*P4 (2.2)

Giá trị xác suất của mỗi tham số được xác định dựa vào kiến thức chủ quan trên cơ sở phán đoán ngoại suy từ phân tích địa chất vùng và dữ liệu thống kê theo hướng dẫn của CCOP Ví dụ các bảng 2.1 và 2.2 mô tả mức xác suất tương ứng của tham số P1a và P1b

Chương 3

ĐẶC ĐIỂM ĐÁ MẸ KHU VỰC NGOÀI KHƠI ĐÔNG BẮC BỂ

SÔNG HỒNG 3.1 Hàm lượng VCHC trong đá mẹ

+ Trầm tích trước Kainozoi: rất nghèo VCHC và chưa được

coi là một đá mẹ có khả năng sinh dầu khí Giá trị TOC từ 0,03-0,05

% trọng lượng Không đo được các chỉ số S1, S2, PI, HI và giá trị phản xạ Vitrinite

+ Trầm tích Eocen: trong phạm vi nghiên cứu chưa GK nào

xác định đã gặp trầm tích Eocen

+ Trầm tích Oligocen: có độ giàu VCHC thuộc loại trung bình

đến tốt 8/14 mẫu ở GK 106-HR-1X cho giá trị TOC > 1% Trên đảo Bạch Long Vĩ, giá trị TOC thay đổi từ 1,5 đến 6,59%, 10/100 mẫu có giá trị S1 từ 0,08-1,19 mg/g, còn 99/100 mẫu cho giá trị S2>10 mg/g, trung bình 17 mg/g thể hiện đá chứa hàm lượng VCHC từ tốt đến rất tốt

+ Trầm tích Miocen dưới: tất cả các mẫu phân tích cho độ

giầu VCHC thuộc loại trung bình với giá trị TOC <1% trọng lượng

+ Trầm tích Miocen trên: có rất ít mẫu được phân tích, hầu hết

đều chứa lượng VCHC rất nhỏ nên không được đánh giá

3.2 Loại VCHC trong đá mẹ

+ Trầm tích Oligocen: Hình 3.1a và 3.1b (N.T.B.Hà, 2010)

cho thấy trầm tích Oligocen (điểm mẫu mầu nâu) gặp ở các GK lô

107 và địa lũy Chí Linh –Yên Tử phần lớn có giá trị HI< 300mgHC/gTOC, đối với các mẫu có độ trưởng thành thấp phân bố

ở vùng VCHC loại III Các mẫu có độ trưởng thành cao hơn phân bố

ở vùng VCHC loại II Đá có khả năng sinh hỗn hợp khí dầu và đã đạt ngưỡng trưởng thành Kết quả GK ENRECA 3 mới đây trên đảo Bạch Long Vĩ cho thấy tập hợp mẫu rơi vào nhóm kerogen loại II và

I Trầm tích Oligocen ở đây thiên về sinh dầu với mức độ từ khá đến cực tốt (hình 3.2 a,b)

+ Trầm tích Miocen dưới: hầu hết các mẫu đo có giá trị HI

<200 mgHC/gTOC, kerogen loại III, thể hiện thiên về sinh khí, riêng bốn mẫu thu được ở GK 106-YT-1X thể hiện có khả năng sinh dầu

Hình 3.1a: Biểu đồ HI và Tmax

theo các đơn vị cấu trúc tại bể

Sông Hồng (N.T.B Hà, 2010)

Hình 3.1b: Biểu đồ (S1+S2 mg/g) và TOC % theo các đơn

vị cấu trúc tại bể Sông Hồng (N.T.B Hà, 2010)

Hình 3.2a: Biểu đồ HI và Tmax

giếng ENRECA 3

Hình 3.2b: Biểu đồ (S1+S2 mg/g)

và TOC % giếng ENRECA 3

+ Trầm tích Miocen giữa: có giá trị HI biến đổi từ 50-<300

mgHC/gTOC, kerogen III, khả năng sinh khí Mẫu GK 106-YT-1X giá trị HI đo được lên tới 456-520 mg/g biểu hiện kerogen II-III với khả năng sinh cả dầu và khí Các mẫu Miocen giữa ở GK107-PL-1X cũng có khả năng sinh cả dầu và khí

3.3 Đặc điểm môi trường lắng đọng VCHC

Biểu đồ quan hệ HI và TOC (hình 3.3), kết quả phân tích sắc

ký khí (GC) (hình 3.4) cho thấy môi trường lắng đọng VCHC ban đầu của đá mẹ Oligocen trong khu vực nghiên cứu chủ yếu là đầm

hồ

Kết quả phân tích sắc ký khí (GC) các mẫu trầm tích Oligocen, Miocen dưới GK106-HR-1X,106-HR-2X, 107-BAL-1X đều phản ánh nguồn gốc VCHC ban đầu có tướng lục địa, được tách ra từ thực vật bậc cao (hình 3.5a,b) Biểu đồ biểu diễn mối quan hệ giữa chỉ số Oleanne với tỷ số Ts/Tm (hình 3.5a) dùng để phân biệt nhóm VCHC nguồn gốc tảo đầm hồ (lacustrine algal) và nhóm VCHC nguồn gốc sông tam giác châu (Fluvio-deltaic terrestrial) (Akihiko, 2007) cho