Khái quát về bồn trũng - Cửu Long

Ở bồn trũng Cửu Long các tầng phản xạ đã được liên kết và vẽ bản đồ, đặc điểm cấu trúc của khu vực bồn trũng được thể hiện rõ trên các bản đồ này đặc biệt là bản đồ nóc mặt móng.

CHƯƠNG I : KHÁI QUÁT VỀ ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT BỒN TRŨNG

CỬU LONG

I VỊ TRÍ ĐỊA LÝ

Hình 1: Bản đồ vị trí địa lý bồn trũng Cửu Long

Bồn trũng Cửu Long nằm ở phía Đông Bắc thềm lục địa Việt Nam, với toạ độ địa lý: nằm giữa 90 – 110 vĩ Bắc, 106030’ kinh độ Đông, kéo dài dọc bờ biển Phan Thiết đến sông Hậu

Bồn trũng Cửu Long có diện tích 56.000 km2, phía Đông Nam được ngăn cách với bể Nam Côn Sơn bởi đới nâng Côn Sơn, phía Tây được ngăn cách với bể trầm tích vịnh Thái Lan bởi khối nâng Korat, phía Tây nằm trên phần rìa của địa khối Kontum

Bồn trũng Cửu Long gồm hai phần: phần biển và một phần nhỏ ở đồng bằng sông Cửu Long.

II LỊCH SỬ NGHIÊN CỨU

Lịch sử nghiên cứu bồn trũng Cửu Long chia làm ba giai đoạn

Giai đoạn trước 1975: Là thời kỳ điều tra, tìm kiếm ban đầu do các công ty nước

ngoài tiến hành

Những năm 1969-1970, công ty địa vật lý Mandrel tiến hành khảo sát địa chấn với mạng lưới tuyến 30x50 km trong phạm vi bồn Cửu Long

Trong thời gian này, công ty Mobil đã phủ mạng lưới tuyến khảo sát địa chấn 8x8 km và 4x4 km trong phạm vi các lô 09 và 16 Năm 1973, công ty Mobil đã phát hiện dầu khí công nghiệp tại giếng khoan đầu tiên trên cấu tạo Bạch Hổ (BH-1X) Các vỉa dầu thô nằm trong trầm tích tuổi Miocene hạ, thử vỉa cho lưu lượng 2.400 thùng/ngày đêm

Giai đoạn 1975 – 1980:

Năm 1978 công ty Geco (Nauy), tiến hành đo mạng lưới địa chấn 8x8 km và 4x4

km và khảo sát chi tiết mạng lưới 2x2km, 1x1 km trên khu vực lô 9 và 16

Năm 1979, công ty Deminex (Tây Đức), đã tiến hành nghiên cứu cấu trúc địa chất cũng như đánh giá triển vọng dầu khí lô 15 khá tỉ mỉ

Giai đoạn 1981 đến nay:

Năm 1980, liên doanh dầu khí Vietsovpetro được thành lập gắn liền với việc tìm kiếm thăm dò và khai thác mỏ Bạch Hổ, Rồng

Năm 1984, liên đoàn địa vật lý Thái Bình Dương của Liên Xô đã tiến hành khảo sát khu vực một cách chi tiết với các mạng lưới như sau:

Mạng lưới tuyến 2x2km ở các cấu tạo Bạch Hổ, Rồng, Tam Đảo.

Mạng lưới tuyến 1x1km ở các cấu tạo Rồng, Tam Đảo , khu vực lô 15

Mạng lưới 0.5x0.5km ở cấu tạo Bạch Hổ

Sự kiện đáng nhớ là liên doanh Vietsopetro đã phát hiện dầu thô trong đá móng phong hóa, nứt nẻ granitoid trên cấu tạo Bạch Hổ (26/6/1986); và trong đá phun trào trên cấu tạo Rồng Phát hiện này mở ra những đối tượng tiềm năng rất lớn của bồn Cửu Long

Cho đến nay đã có thêm 4 mỏ được đưa vào khai thác : Rồng (12/1994), Rạng Đông (8/1998), Ruby (10/1998), Sư Tử Đen (10/2003) Bên cạnh đó, các công ty dầu khí đang hoạt động ở bồn Cửu Long như Vietsovpetro, Cửu Long JOC, Petronas, JVPC, Conoco Ltd, Hoàng Long JOC, Hoàn Vũ JOC, đang tiếp tục khoan thêm các giếng khoan mới, và đã có những phát hiện quan trọng như Sư Tử Trắng, Sư Tử Vàng (Lô 15.1-Cửu Long JOC), Cá Ngừ Vàng (10/2002-Lô 09.2-Hoàn Vũ JOC), Gấu Trắng (Lô 16.1-Hoàng Long JOC), đồng thời có thêm nhiều công ty nước ngoài đang đàm phán để ký kết hợp đồng với tổng công ty dầu khí Việt Nam

III ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT VÀ LỊCH SỬ PHÁT TRIỂN BỂ CỬU LONG

1) Đặc điểm cấu trúc

Ơû bồn trũng Cửu Long các tầng phản xạ đã được liên kết và vẽ bản đồ, đặc điểm cấu trúc của khu vực của bồn trũng được thể hiện rõ trên các bản đồ này đặc biệt là bản đồ nóc mặt móng Có thể phân chia các cấu trúc địa chất chính của bồn trũng Cửu Long như sau:

Võng trung tâm Cửu Long chiếm một diện tích khá lớn ở phía Tây Bắc lô 09 móng sụt tới độ sâu 6.5 – 7 km Trục của võng kéo dài phương vĩ tuyến sang lô 16

Võng Nam Cửu Long nằm giữa lô 09 móng sụt tới độ sâu 8 km võng có hình Ovan, trục của nó kéo dài theo phương Đông Bắc.

Ngăn giữa võng trung tâm và võng Nam Cửu Long ở gờ nâng trung tâm Gờ nâng được nâng cao với độ sâu của móng khoảng 3 km Gờ nâng chạy theo phương Đông Bắc – Tây Nam, đặc trưng cho phương phát triển chung của bình đồ cấu trúc bồn trũng Tại đây tập trung các mỏ dầu quan trọng như Bạch Hổ, Rồng, Sói…

Nhìn chung cấu trúc bồn trũng Cửu Long là một cấu trúc sụt võng không đối xứng có phương Đông Bắc – Tây Nam Đại hình của đá móng có dạng bậc thang và thoải dần về phía lục địa Sườn Đông Nam của võng sụt có độ dốc lớn đến 400 – 500, đá móng được nhô cao đến độ sâu 1.500m

Bồn trũng Cửu Long trải qua các hình thái phát triển bồn khác nhau như: bồn trũng giữa núi (trước Oligoxen), bồn trũng kiểu rift (trong Oligoxen), bồn trũng oằn võng (trong Mioxen), bồn trũng kiểu thềm lục địa (từ Plioxen tới nay) Các hình thái bồn này tương ứng với các ứng suất căng giãn vì vậy các đứt gẫy trong bồn chủ yếu là các đứt gãy thuận và có sự thành tạo của dạng địa luỹ, địa hào: đây chính là tâm điểm của sự dịch chuyển dầu khí từ dưới sâu lên

Thật vậy, phần lớn các đứt gãy quan trọng trong bồn trũng Cửu Long là đứt gãy thuận kế thừa từ móng và phát triển đồng sinh với quá trình lắng đọng tầm tích Các đứt gãy nghịch hiện diện ít do sự nén ép địa phương hay nén ép địa tầng Chúng bao gồm hai hệ thống đứt gãy sâu:

%Hệ thống theo phương Tây Bắc – Đông Nam bao gồm các đứt gãy lớn

%Hệ thống đứt gãy sâu Đông Bắc – Tây Nam tồn tại ở phần biển của bồn trũng, gồm hai đứt gãy chạy song song Đứt gãy thứ nhất chạy dọc theo rìa biển, đứt gãy thứ hai chạy dọc theo rìa Tây Bắc khối nâng Côn Sơn Các đứt gãy này có góc cắm

10 – 150 so với phương thẳng đứng, cắm sâu tới phần dưới lớp bazan, hướng cắm về trung tâm bồn trũng Hai đứt gãy này khống chế phương của bồn trũng Cửu Long

trong quá trình phát triển của mình Ngoài hệ thống đứt gãy sâu khu vực trong bồn trũng Cửu Long còn tồn tại các đứt gãy có độ kéo dài nhỏ hơn.Cấu trúc khu vực bồn trũng Cửu Long được chia làm bốn yếu tố cấu trúc chính :

• Phụ bồn trũng Bắc Cửu Long có cấu tạo phức tạp hơn cả, bao gồm các lô 15 –

1, 15 – 2 và phần phía Tây lô 01, 02 Các yêú tố cấu trúc chính theo phương Đông Bắc – Tây Nam, còn phương Đông Tây thì ít nổi bật hơn

• Phụ bồn trũng Tây Nam Cửu Long với các yếu tố cấu trúc chính theo hướng Đông Tây và sây dần về phía Đông

• Phụ bồn trũng Đông Nam Cửu Long được đặc trưng bởi một máng sâu có ranh giới phía Bắc là hệ thống đứt gãy Nam Rạng Đông, ranh giới phía Tây là hệ thống đứt gãy Bạch Hổ, phía Đông tiếp giáp với một sườn dốc của khối nâng Côn Sơn Tại đây hệ thống đứt gãy phương Đông – Tây và phương Bắc – Nam chiếm ưu thế

• Đới cao trung tâm (hay đới Rồng – Bạch Hổ) ngăn cách phụ bồn Tây Bạch Hổ và Đông Bạch Hổ Đới cao này gắn với đới nâng Côn Sơn ở phía Nam, phát triển theo hướng Bắc – Đông Bắc và kết thúc ở Bắc mỏ Bạch Hổ Các đứt gãy chính có hướng Đông – Tây và Bắc – Nam ở khu vực mỏ Rồng, hướng Đông Bắc – Tây Nam và Đông – Tây ở khu vực Bạch Hổ

Từ Mioxen sớm đến Mioxen giữa, bồn trũng Cửu Long là một bồn trũng đơn giản Nhưng từ Mioxen muộn đến nay, bồn trũng Cửu Long hoàn toàn nối với bồn trũng Nam Côn Sơn tạo thành một bồn trũng duy nhất ngoài khơi Việt Nam

Hình 2: bản đồ cấu trúc bồn trũng Cửu Long

2) Đặc điểm kiến tạo

Theo Ngô Trường San và Trần Lê Đông (hội nghị KHĐCVN – 1995) đặc điểm cấu trúc chung của thềm lục địa phía Nam Việt Nam như sau:

Thềm lục địa Nam Việt Nam và vùng kế cận hợp thành đơn vị cấu trúc kiểu vỏ lục địa (mảng Kontum – Borneo) được gắn kết từ cuối Mezozoi đầu Đệ Tam cùng với sự mở rộng của biển rìa “Biển Đông” có kiểu vỏ chuyển tiếp đại dương, tạo thành khung kiến tạo chung của Đông Nam Aù Sự tách mảng và va chạm giữa các mảng lớn Aâu – Aù, Aán – Uùc và Thái Bình Dương mang tính nhịp điệu và đều được phản ánh trong lịch sử phát triển của vỏ lục địa Kontum – Borneo thời kỳ Triat và sự nhấn chìm của vỏ đại dương (Thái Bình Dương và Aán Độ Dương) bên dưới lục địa dẫn đến sự phá vỡ, tách giãn, lún chìm của vỏ lục địa Aâu – Aù tạo ra biển rìa “Biển Đông” và thềm lục địa rộng lớn Nam Việt Nam và Sunda, hình thành các đai tạo núi – uốn nếp trẻ và cung đảo núi lửa

Bên trong mảng Kontum – Borneo xẩy ra hiện tượng gia tăng dòng nhiệt và dâng lên các khu vực Dọc theo các đứt gẫy lớn, phát triển các hoạt động xâm nhập của magma Granitoid, phun trào núi lửa axít và kiềm kể cả bazan lục địa Sự chuyển động phân dị kèm theo các tách giãn tạo các rift, khai sinh đầu tiên các trũng Molat giữa núi cuối Mezozoi – đầu Paleozoi dần dần mở rộng và phát triển thành các bể trầm tích có tiềm năng về dầu khí trên thềm và sườn lục địa Nam Việt Nam Những va chạm giữa các mảng gây nên những chuyển động kiến tạo lớn Mezozoi – Kainozoi trong mảng Kontum – Borneo được ghi nhận vào cuối Triat Giai đoạn thành tạo chia làm ba thời kỳ:

Thời kỳ Jura – Kreta: là thời kỳ rift với sự tách giãn và sự lún phân dị theo các

đứt gãy lớn bên trong mảng Kontum – Borneo để hình thành trũng kiểu giữa núi như : Phú Quốc, Vịnh Thái Lan Quá trình này đi kèm theo hoạt động magma xâm nhập Granitoid và phun trào axit dạng ryolit và andesit, bazan và các hoạt động

nhiệt dịch, các chuyển động nứt bên trong khối magma tạo ra các khe nứt đồng sinh và các hang hốc khác nhau.

Thời kỳ Eoxen – Oligoxen sớm: là thời kỳ phát triển rift tới các thành hệ lục

địa, molat phủ không bất chỉnh hợp trên càc trầm tích Mezozoi ở trung tâm trũng hoặc trên các đá cổ hơn ở ven rìa Sự chuyển động dâng lên mạnh ở các khối và quá trình phong hoá xẩy ra vào đầu Paleogen tạo ra lớp phong hoá có bề dầy khác nhau trên đỉnh các khối nâng granit Đó là điều kiện hết sức thuận lợi để tích tụ Hydrocacbon và cũng là tầng sản phẩm quan trọng đang khai thác hiện nay ở bồn trũng Cửu Long

Thời kỳ Oligxen – Đệ Tứ: là thời kỳ mở rộng các vùng trũng do sự lún chìm

khu vực ở rìa Nam địa khối Kontum – Borneo, có liên quan trực tiếp với sự phát triển của biển Đông Trầm tích biển lan dần từ Đông sang Tây

Trên cơ sở số liệu địa vật lý giếng khoan ở thềm lục địa Nam Việt Nam, địa tầng Đệ Tam sớn nhất được khoan qua có tuổi xác định Oligoxen Các trầm tích molat giữa núi dự kiến tuổi Eoxen và sớm hơn chỉ phổ biến ở trung tâm các địa hào, ở đây chiều dài các trầm tích Đệ Tam đạt 8 – 10 km

Sự va chạm các mảng cuối Oligoxen đã ảnh hưởng tới sự phát triển của rìa Nam mảng Kontum – Borneo, gây ra hiện tượng biển lùi và bất chỉnh hợp khu vực giữa phức hệ Oligoxen và các trầm tích phủ lên chúng Các chuyển động khối theo các đứt gãy đồng sinh cùng quá trình trầm tích thứa kế bình đồ cấu tạo của móng trước Đệ Tam đã tạo ra những cấu tạo địa phương Sự nâng lên làm đa số các cấu tạo bị bào mòn ở đỉnh hoặc vát mỏng chiều dày Các trầm tích sét cuối Oligoxen là lớp chắn quan trọng phủ lên các bẫy chứa dầu Oligoxen và móng trước Đệ Tam

Thời kỳ Mioxen bắt đầu bằng đợt biển tiến và kết thúc bằng sự nâng lên, bất chỉnh hợp khu vực với sự gián đoạn trầm tích Mioxen giữa

Thời kỳ Mioxen muộn – Plioxen – Pleistoxen đến nay: đặc trưng cho thời kỳ

biển nông Diện tích các bồn trũng biến đổi theo các chu kỳ dao động của mực nước biển Thành phần sét chiếm ưu thế Vào thời kỳ này bình dồ cấu tạo hoàn toàn bị xan phẳng do không còn các chuyển động phân dị trên các đới cấu tạo thứ cấp

Có thể nói quy luật phân đới cấu tạo cũng như thành phần phủ Kainozoi trong các bồn trũng Đệ Tam được khống chế bằng sự chuyển động của móng và các đứt gãy xuyên móng tiếp tục hoạt động trở lại về sau Sự chuyển động khối – đứt gãy và sự phát triển củ các cấu tạo địa phương tập chung chủ yếu vào Oligoxen, Mioxen sớm, yếu dần vào Mioxen giữa và mất hẳn vào Mioxen muộn

Bồn trũng Cửu Long có bề dày trầm tích Kainozoi lấp đầy bồn trũng khá lớn, tại trung tâm bồn trũng > 8 km chúng được phát sinh phát triển trên vỏ lục địa được hình thành trên các giai đoạn kiến tạo khác nhau

Hình 3: Bản đồ kiến tạo bồn trũng Cửu Long

3) Đặc điểm địa tầng

Giai đoạn từ năm 1980 đến nay, với số lượng giếng khoan ngày càng tăng nên cho biết ngày càng nhiều hơn về địa tầng và cấu trúc của bồn trũng này

Địa tầng bồn trũng Cửu Long đã thành lập dựa trên kết quả phân tích mẫu vụn, mẫu lõi, tài liệu, carota và các tài liệu cổ sinh phân tích từ các giếng khoan trong phạm vi bồn trũng bao gồm các thành tạo móng trước Kainozoi và các trầm tích Kainozoi

a) Phần móng trước Kainozoi :

Đá móng là đá toàn tinh với các đai mạch Diabaz và Pocphia Bazan Trachit được đặc trưng bởi mức độ không đồng nhất cao về tính chất vật lý thạch học như đã phát hiện ở các giếng khoan lô 09 và lô 16 đá móng ở đây bao gồm các loại Granit Biotit thông thường, Granodiorit, và Alamelit màu sáng, ngoài ra còn có Monzonit thạch anh, Mozodiorit thạch anh và Diorit á kiềm Các đá này tương đương một số phức hệ của lục địa như :

Phức hệ Hòn Khoai: được phân bố phía Bắc mỏ Bạch Hổ và dự đoán có khả

năng phân bố rộng rãi ở rìa Đông Nam của gờ nâng trung tâm Thành phần thạch học bao gồm Granodiorit Biotit, Granit Biotit

Phức hệ Định Quán: phân bố rộng rãi ở khu vực trung tâm mỏ Bạch Hổ và có

khả năng phân bố ở địa hình nâng cao nhất thuộc gờ nâng trung tân của bồn trũng Cửu Long Các phức hệ có sự phân dị chuyển tiếp thành phần từ Diorit – Diorit thạch anh tới Granodiorit và Granit, trong đó các đá có thành phần là Granodiorit chiếm phần lớn khối lượng của phức hệ

Phức hệ Cà Ná: cũng tương tự như phức hệ Định Quán, phân bố rộng rãi ở gờ

trung tâm và sườn Tây Bắc của gờ Thành phần thạch học bao gồm: Granit sáng màu, Granit hai mica, Granit biotit

Do caùc hoát ñoông kieân táo mánh meõ tröôùc vaø trong Kainozoi, caùc caâu táo bò phaù huyû bôûi caùc ñöùt gaõy, keøm theo nöùt nẹ, ñoăng thôøi caùc hoát ñoông phun traøo Andesit, Bazan ñöa leđn thađm nhaôp vaøo moôt soâ ñöùt gaõy, nöùt nẹ Tuyø theo caùc khu vöïc caùc ñaù khaùc nhau maø chuùng bò nöùt nẹ, phong hoaù ôû caùc möùc ñoô khaùc nhau.

Ñaù moùng bò bieân ñoơi bôûi quaù trình bieân ñoơi thöù sinh ôû nhöõng möùc ñoô khaùc nhau Trong moôt soâ nhöõng khoaùng vaôt bieân ñoơi thöù sinh thì phaùt trieơn nhaât laø Canxit, Zeolit vaø Kaolinit

Tuoơi tuyeôt ñoâi cụa ñaù moùng keât tinh thay ñoơi töø 245 trieôu naím ñeân 89 trieôu naím Granit tuoơi Kreta coù hang hoâc vaø nöùt nẹ cao, goùp phaăn thuaôn lôïi cho vieôc dòch chuyeơn vaø tích tú daău trong ñaù moùng

Tôùi nay caùc thaønh táo moùng ñöôïc khoan vôùi chieău daøy hôn 1.600m (gieâng khoan 404 moû Bách Hoơ) vaø möùc ñoô bieân ñoơi cụa ña coù xu theẫ giạm theo chieău sađu, ñaịc bieôt laø chieău sađu hôn 4.500m thì quaù trình bieân ñoơi giạm roõ reôt

b) Caùc traăm tích Kainozoi :

Vieôc phađn chia caùc thaønh táo traăm tích Kainozoi khođng thoâng nhaât giöõa caùc nhaø ñòa chaât, do ñoù coù söï khaùc bieôt trong söï phađn chia caùc thaønh táo naøy Theo taøi lieôu Vietsopetro “Thoâng nhaât ñòa chaât taăng traăm tích Kainozoi boăn truõng Cöûu Long” –

1987, caùc thaønh táo traăm tích Kainozoi coù nhöõng ñaịc ñieơm sau:

% Caùc thaønh táo traăm tích theo bình ñoă cuõng nhö theo maịt caĩt khaù phöùc táp, bao goăm caùc loái ñaù lúc nguyeđn töôùng chađu thoơ ven bieơn

% Traăm tích Kainozoi phụ baât chưnh hôïp tređn ñaù moùng Kainozoi vôùi ñoô daøy 3 – 8km, caøng veă trung tađm boăn ñoô daăy caøng taíng

% Caùc traăm tích Kainozoi ôû boăn truõng Cöûu Long bao goăm caùc phađn vò ñòa taăng coù caùc hoaù thách ñaịc tröng ñöôïc xaùc ñònh bôûi caùc baøo töû phaân vaø vi coơ sinh töø döôùi leđn goăm:

Các thành tạo trầm tích Paleogene:

Trầm tích Eoxene (P 2 ):

Cho tới nay trầm tích cổ nhất ở bồn trũng Cửu Long được coi là tương ứng với tầng cuội, sạn sỏi, cát xen lẫn với những lớp sét dày được thấy ở giếng khoan Cửu Long Cuội có kích thước hơn 10 cm thành phần cuội bao gồm: Granit, Andesit, Gbro, tẩm sét đen Chúng đặc trưng cho trầm tích Molat được tích tụ trong điều kiện dòng chảy mạnh, đôi chỗ rất gần nguồn cung cấp Trong trầm tích này nghèo hoá thạch Các thành tạo này chỉ gặp ở một số giếng khoan ở ngoài khơi bể Cửu Long, tuy nhiên có sự chuyển hướng cũng như môi trường thành tạo

Trầm tích Oligoxen(P 3 ):

Theo kết quả nghiên cứu địa chấn, thạch học, địa tầng cho thấy trầm tích Oligoxen của bồn trũng Cửu Long được thành tạo bởi sự lấp đầy địa hình cổ, bao gồm các tập trầm tích lục nguyên sông hồ, đầm lầy, trầm tích ven biển, chúng phủ bất chỉnh hợp nên móng trước Kainozoi, ở khu vực trung tâm của bồn trũng có trầm tích Oligoxen được phủ bất chỉnh hợp nên các loạt trầm tích Eoxen

Trầm tích Oligoxen được chia thành hai: điệp Trà Cú – Oligoxen hạ và điệp Trà Tân - Oligoxen thượng

%Trầm tích Oligoxen hạ – điệp Trà Cú (P13 tr.c):

Bao gồm các tập sét kết màu đen, xám xen kẽ với các lớp cát mịn đến trung bình, độ lựa chọn tốt gắn kết chủ yếu bằng xi măng kaolinit, lắng đọng trong môi trường đầm hồ, đầm lầy hoặc châu thổ Phần trên của trầm tích Oligoxen hạ là lớp sét dày Trên các địa hình nâng cổ thường không gặp hoặc chỉ gặp các lớp sét mỏng thuộc phần mềm trên của Oligoxen hạ Chiều dày của điệp thay đổi từ 0 – 3.500 m

%Trầm tích Oligoxen thượng – điệp Trà Tân (P23 tr.t):

Gồm các trầm tích sông hồ, đầm lầy và biển nông Ngoài ra vào Oligoxen thượng, bồn trũng Cửu Long còn chịu ảnh hưởng của các pha hoạt động magma với sự

có mặt ở đây các thân đá phun trào như Bazan, Andesit Phần bên dưới trầm tích Oligoxen thượng bao gồm xen kẽ các lớp cát kết hạt mịn và trung, các lớp sét và các tập đá phun trào Lên trên đặc trưng bằng các lớp sét đen dày Ơû khu vực đới nâng Côn Sơn, phần trên của mặt cắ tỷ lệ cát nhiều hơn Ơû một vài nơi, tầng trầm tích Oligoxen thượng có dị thường áp suất cao Chiều dày của điệp thay đổi từ 100 – 1000 m.

Các thành tạo trầm tích Neogene:

Trầm tích Mioxen hạ điệp Bạch Hổ (N 1 bh):

Trần tích điệp Bạch Hổ bắt gặp trong hầu hết giếng khoan đã được khoan ở bồn trũng Cửu Long Trầm tích điệp này bất chỉnh hợp trên các trầm tích cổ hơn Bề mặt của bất chỉnh hợp quan trọng nhất trong địa tầng Kainozoi Dựa trên tài liệu thạch học cổ sinh, địa vật lý, điệp này được chia thành 3 phụ điệp:

%Phụ điệp Bạch Hổ dưới (N11bh1): trầm tích của phụ điệp này gồm các lớp cát kết lẫn với các lớp sét kết và bột kết Càng gần với phần trên của phụ điệp khuynh hương cát hạt thô càng rõ Cát kết thạch anh màu xám sáng, hạt độ từ nhỏ đến trung bình, được gắn kết chủ yếu bằng xi măng sét, kaolinit lẫn với ít cacbonat Bột kết màu từ xám đến nâu, xanh đến xanh tối, trong phần dưới chứa nhiều sét Trong phần rìa của bồn trũng Cửu Long, cát chiếm một phần lớn (60%) và giảm dần ở trung tâm bồn trũng

%Phụ điệp Bạch Hổ giữa (N11bh2): phần dưới của phụ điệp này là những lớp cát hạt nhỏ lẫn với những lớp bột rất mỏng Phần trên chủ yếu là sét kết và bột kết, đôi chỗ gặp lớp than và glauconit

%Phụ điệp Bạch Hổ trên (N11bh3): nằn chỉnh hợp trên các trầm tích phụ điệp Bạch Hổ giữa Chủ yếu là sét kết xám xanh, xám sáng Phần trên cùng của mặt cắt là tầng sét kết Rotalit có chiều dày 30 – 300 m, chủ yếu trong khoảng 50 – 100 m, là tầng chắn khu vực tuyệt vời cho toàn bể

Trong trầm tích điệp Bạch Hổ rất giàu bào tử Magnastriatites howardi và phấn Shorae Trầm tích của điệp có chiều dày thay đổi từ 50 – 1250 m, được thành tạo trong điều kiện biển nông và ven bờ.

Trầm tích Mioxen trung – điệp Côn Sơn (N 1 2 cs):

Trầm tích điệp này phủ bất chỉnh hợp trên trầm tích Mioxen hạ, bao gồm sự xen kẽ giữa các tập cát dày gắn kết kém với các lớp sét vôi màu xanh thẫm, đôi chỗ gặp các lớp than

Trầm tích Mioxen thượng – điệp Đồng Nai (N 1 3 đn):

Trầm tích được phân bố rộng rãi trên toàn bộ bồn Cửu Long và một phần của đồng bằng sông Cửu Long trong giếng khoan Cửu Long 1 Trầm tích của điệp này nằm bất chỉnh hợp trên trầm tích điệp Côn Sơn Trầm tích phần dưới gồm những lớp cát xen lẫn những lớp sét mỏng, đôi chỗ lẫn với cuội, sạn kích thước nhỏ Các thành phần chủ yếu là thạch anh, một ít những mảnh đá biến chất, tuff và những thể pyrit Trong sét đôi chỗ gặp than nâu hoặc bột xám sáng Phần trên là cát thạch anh với kích thước lớn, độ lựa chọn kém, hạt sắc cạnh Trong cát gặp nhiều mảnh hoá thạch sinh vật, glauconit, than

Trầm tích Plioxen – Đệ Tứ – điệp Biển Đông (N 2 – Q bđ):

Trầm tích của điệp này phủ bất chỉnh hợp lên trầm tích Mioxen Trầm tích của điệp này đánh dấu một giai đoạn mới của sự phát triển trên toàn bộ bồn trũng Cửu Long, tất cả bồn được bao phủ bởi biển Điệp này đặc trưng chủ yếu là cát màu xanh, trắng, độ mài tròn trung bình, độ lựa chọn kém, có nhiều glauconit Trong cát có cuội thạch anh hạt nhỏ Phần trên các hoá thạch giảm, cát trở nên thô hơn, trong cát có lẫn bột, chứa glauconit

B LỊCH SỬ PHÁT TRIỂN BỒN TRŨNG CỬU LONG

Cho đến nay, quan điểm của đại đa số các nhà nghiên cứu bồn trũng Cửu Long cho rằng lịch sử phát triển của bồn trũng gắn liền với lịch sử phát triển kiến tạo và được chia làm ba thời kỳ: thời kỳ tạo móng trước Đệ Tam, thời kỳ đồng tạo rift Eoxen – Oligoxen – Mioxen sớm và thời kỳ tạo rift từ Mioxen đến hiện nay Đa số các nhà nghiên cứu đều chấp nhận sự thành tạo bồn trầm tích chứa dầu khí này bắt đầu từ Exen

1) Giai đoạn tạo móng

Vào thời kỳ Mezozoi, khu vực bồn trũng Cửu Long bị khống chế bởi hoạt động hút chìm của mảng vỏ thạch quyển đại dương Kula xuống dưới vỏ lục Đông Nam Aù Liên quan đến hoạt động này là các hoạt động magma mà có thể quan sát thấy trên đất liền cũng như bắt gặp trong các giếng khoan ngoài khơi

Phổ biến là các loại diorít, granodiorit thành phần kiềm vôi thuộc phức hệ Định Quán, granit giàu kiềm thuộc phức hệ Đèo Cả, Cà Ná và các đai mạch, đá phun trào andezit, riolit Hiến hơn là các loại đá cổ như diorit thuộc phức hệ hòn khoai, các trầm tích núi lửa tương ứng với hệ tầng Bửu Long, Châu Thới trên đất liền Nam Việt Nam.Vào cuối kreta đầu Paleogen, có hoạt động nâng lên và bào mòn trên toàn bộ khu vực, tạo ra phong hoá mạnh mẽ các đágranit có tuổi Mezozoi, một trong những đối tượng chứa dầu khí chính trong khu vực

2) Giai đoạn tạo rift

Hoạt động đứt gãy kiến tạo từ Eoxen đến Oligoxen có liên quan đến quá trình tách giãn đã tạo nên các khối đứt gãy và các trũng và các khối nâng địa phương có phương chủ đạo Đông Bắc – Tây Nam trên khắp khu vực bốn trũng Các đứt gãy có phương Đông Bắc – Tây Nam, Đông Tây và Bắc Nam, phần lớn là các đứt gãy thuận cắn về phía Đông Nam Do đó các khối cánh treo bị phá huỷ mạnh và có biểu hiện xoay khối với nhau ở đới nâng trung tâm

Thời kỳ này tạo nên các bán địa hào được lấp đầy bởi trầm tích của tập E có tuổi Oligoxen Quá trình tách giãn tiếp tục mở rộng bồn trũng và tăng độ sâu hình thành nên những hồ lớn, trong đó lắng đọng chủ yếu sét đầm hồ của tập D, tiếp đó là các trầm tích nhiều cát hơn lắng đọng trong môi trường sông, hồ, tam giác châu của tập C

ở các trũng nơi có chiều dày của tập D và C lớn, mặt các đứt gẫy cong hơn và kéo xoay các trầm tích tập E vào cuối Oligoxen, một vài vùng có biểu hiện đứt gãy nghịch như ở phía Tây mỏ Bạch Hổ, phía Đông của mỏ Rồng, phía Đông Bắc bồn trũng xuất hiện một số cấu tạo hình hoa với sự bào mòn, vát mỏng các trầm tích của tập C và D

3) Giai đoạn tạo lớp phủ

Quá trình tách giãn kết thúc nhưng một số đứt gãy vẫn còn hoạt động ở mức độ yếu hơn Các trầm tích có tuổi Mioxen dưới phủ lên trên các trầm tích Oligoxen Do hoạt động nâng hạ, lún chìm không đều của bồn trũng mà hoạt động biển tiến đã tác động lên phần đông bắc, còn phần phía Tây của bồn trũng vẫn trong điều kiện sông hồ và châu thổ Quá trình biển tiến đã xẩy ra trong giai đoạn này đã tạo ra các tầng cát môi trường ven biển có tiền năng chứa rất cao

Đặc biệt vào cuối Mioxen sớm, thời điểm mực nước biển cực đại, sự thành tạo tầng sét biển khá dày Rotalia trên toàn bộ khu vực minh chứng cho biến cố lún chìm của bồn trũng và tầng sét này trở thành tầng đánh dấu địa chấn và tầng chắn khu vực tốt nhất

Từ Mioxen muộn đến nay, bồn trũng Cửu Long thông với bồn trũng Nam Côn Sơn và sông Cửu Long trở thành nguồn cung cấp vật liệu chính cho khu vực này

IV TIỀM NĂNG DẦU KHÍ

Bể Cửu Long được đánh giá là có tiềm năng dầu khí lớn nhất Việt Nam với khoảng 700 – 800 triệu m3 dầu Việc phát hiện dầu trong đá móng phong hoá nứt nẻ ở mỏ Bạch Hổ là sự kiện nổi bật nhất, không những làm thay đổi phân bố trữ lượng và đối tượng khai thác mà còn tạo ra một quan niệm địa chất mới cho việc thăm dò dầu khí ở thềm lục địa Việt Nam

1) Đặc điểm tầng sinh:

Trầm tích Kainozoi ở bồn trũng Cửu Long có bề dày khá lớn và được phát triển liên tục Tướng trầm tích chủ yếu là tướng tam giác châu và ven biễn

Trầm tích Eoxen đa phần là loạt Molat được tích luỹ trong các địa hào hẹp dọc theo hệ thống đứt gãy sâu ở phần trung tâm Các trầm tích này nghèo vật liệu hữu cơ và chủ yếu được bảo tồn trong môi trường khử yếu và oxihoá

Trầm tích Oligoxen đa phần tích luỹ trong điều kiện nước lợ, vũng vịnh và hỗn hợp Diện phân bố của chúng rộng hơn song cũng tập trung chủ yếu ở các địa hào, hố sụt đã được hình thành trước đó

Cacbon hữu cơ chung cho cả trầm tích Eoxen và Oligoxen đạt 0.9 – 2.7% (phổ biến 1 – 1.5%) vật liệu hữu cơ thuộc Kerogen loại II là chính, phần còn lại thuộc loại I và một phần nhỏ thuộc loại III

Các thành tạo Mioxen chứa nhiều vật liệu trầm tích núi lửa phù bất chỉnh hợp lên trên các trầm tích cổ hơn, có diện phân bố rộng hơn Trầm tích lắng đọng trong môi trường cửa sông, vũng vịnh đối với Mioxen hạ;ven bờ,biển nông đối với Mioxen trung và thượng Tuy nhiên các trầm tích này cũng không phong phú vật liệu hữu cơ, 0.37 – 1.25% (trung bình 0.37 – 0.87%)

Mức độ trưởng thành nhiệt của vật liệu hữu cơ: Vật liệu hữu cơ trong trầm tích Eoxen và Oligoxen hạ đã qua pha chủ yếu sinh dầu hoặc đang nằm ở pha trưởng thành muộn Vì vậy lượng dầu khí được tích luỹ ở các bẫy chứa đa phần được đưa đến từ đới

trưởng thành muộn của vật liệu hữu cơ Còn phần lớn vật liệu hữu cơ trong trầm tích Oligoxen thượng đang trong giai đoạn sinh dầu mạnh, nhưng chỉ mới giải phóng một phần Hydrocacbon vào đá chứa Còn vật liệu hữu cơ của trầm tích Mioxen hạ chưa nằm trong điều kiện sinh dầu, chỉ có một phần nhỏ ở đáy Mioxen hạ đã đạt tới ngưỡng trưởng thành.

2) Đặc điểm đá chứa:

Đá móng kết tinh trước Kainozoi là đối tượng chứa dầu khí rất quan trọng ơ ûbể Cửu Long Hầu hết các đá này đều cứng, dòn và độ rỗng nguyên sinh thường nhỏ, dầu chủ yếu được tàng trữ trong các lỗ rỗng và nứt nẻ thứ sinh Quá trình hình thành tính thấm chứa trong đá móng là do tác động đồng thời của nhiều yếu tố địa chất khác nhau Độ rỗng thay đổi từ 1 – 5%, độ thấm có thể cao tới 1 Darcy

Đặc tính thầm chứa nguyên sinh của các đá chứa Oligoxen hạ là không cao do chúng được thành tạo trong môi trường lục địa, với diện phân bố hạn chế, bề dày không ổn định, hạt vụn có độ lựa chọn, mài tròn kém, xi măng có tỷ lệ cao Tuy nhiên sự biến đổi thứ sinh cao của đá là yếu tố ảnh hưởng quyết định đến đặc tính thấm chứa cũng như cấu trúc không gian của đá

Đặc tính thấm chứa nguyên sinh của đá cát kết Mioxen hạ thuộc loại tốt do chúng được thành tạo trong môi trường biển, biển ven bờ với đặc điểm phân bố rộng và ổn định, các hạt vụn có độ lựa chọn và mài tròn tốt, bị biến đổi thứ sinh chưa cao Độ rỗng thay đổi từ 12 – 24% Còn cát bột kết Mioxen hạ thường có kích thước hạt nhỏ đến rất nhỏ với tỷ lệ cao của matric sét chứa nhiều khoáng vật montmorilonit nên độ rỗng thấp ít khi vượt quá 10%

3) Đặc điểm tầng chắn:

Tập sét Rolalia là một tầng chắn khu vực rất tốt với hàm lương sét 90 – 95%, kiến trúc phân tán với cỡ hạt < 0.001mm Thành phần khoáng sét chủ yếu là montmorilonit Đây là tầng chắn tốt cho cả dầu và khí

Ngoài ra còn có các tầng chắn địa phương rất tốt:

%Tầng chắn I: nằm trong tầng sét tập của điệp Bạch Hổ (Mioxen hạ), phủ trực tiếp lên các vỉa sản phẩm 22, 23, 24

%Tầng chắn II: là phần nóc của điệp Trà Tân (Oligoxen thượng) Đây là tầng chắn địa phương lớn nhất

%Tầng chắn III: nằm ở nóc điệp Trà Cú (Oligoxen hạ) Đây là tầng agilit, hàm lượng sét 70 – 80%

CHƯƠNG II: KHÁI QUÁT VỀ ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT LÔ 15.1 VÀ LÔ 15.2 A.CẤU TRÚC ĐỊA CHẤT VÀ TIỀM NĂNG DẦU KHÍ LÔ 15.1

1 Cấu trúc – kiến tạo lô 15.1:

Lô 15.1 nằm ở phía bắc của phụ bồn trũng bắc Cửu Long Các yếu tố cấu trúc của phụ bồn trũng nói chung cũng như trong phạm vi lô 15.1 nói riêng chủ yếu phát triển theo hướng Đông Bắc – Tây Nam Chiếm một nửa diện tích lô 15.1 là đơn nghiêng Tây Bắc Ơû đây trầm tích có bề dày nhỏ hơn 2km chuyển từ đơn nghiêng Tây Bắc theo hướng Đông Bắc – Tây Nam là đơn nghiêng Trà Tân, đây là một dải cấu trúc nửa địa hào, nghiêng dốc về phía Đông Nam, là yếu tố cầu trúc quan trọng nhất trong lô Nơi đây trầm tích có bề dày trong khoảng 2 – 4km và phát triển các cấu tạo lớn kế thừa từ các khối nhô móng granite trước Đệ Tam Phần còn lại của lô 15.1 thuộc địa hào sông Ba, nơi có bề dày trầm tích đạt tới 4 – 6 km

Trong phạm vi lô 15.1, hệ thống đứt gãy hướng Đông Bắc – Tây Nam và Đông Tây là phổ biến nhất Đặc biệt, những đứt gãy có phương Đông Bắc – Tây Nam là các đứt gãy giới hạn cấu tạo Các đứt gãy đông tây được phát triển sau các đứt gãy Đông Bắc – Tây Nam Hầu hết các đứt gãy biến mất ở nóc Oligoxen Kết quả tái cấu tạo cổ cấu trúc – kiến tạo chỉ ra rằng các cấu tạo Sói Đen, Sư Tử Vàng cũng như Sư Tử Trắng là các cấu tạo thừa kế của móng

Cấu tạo Sói Đen và Sư Tử Vàng là hai cấu tạo lớn nhất trong lô 15.1, nằm ở phía Đông Bắc, thuộc dải cấu trúc nửa địa hào Trà Tân Chúng có hướng kéo dài Đông Bắc - Tây Nam và là những cấu tạo thừa kế từ các khối móng nhô cao được hình thành trong thời kì tạo rift và sau đó bị bao phủ bởi trầm tích trong thời kì Oligoxen thành tạo các cấu tạo lồi khép kín

Cấu trúc phần móng:

Đỉnh móng có độ sâu 2478m ở cấu tạo Sói Đen và 2780m ở cấu tạo Sư Tử Vàng Tại vị trí khép kín nhất (4000m), tổng diện tích đá móng là 60.3km2

Trong phần móng, các cấu tạo có dạng nửa địa luỹ – hình bậc thang với phần phía bắc nghiêng thoải, được giới hạn bởi hệ thống đứt gãy thuận Đông Bắc – Tây Nam và phần phía Đông – Đông Nam nghiêng dốc bởi hệ thống đứt gãy trượt dốc đứng song song bao gồm cả đứt gãy thuận và nghịch Các cấu tạo này có biên độ khoảng 1500m Địa hình đỉnh cấu tạo rất thấp nhô do sự phát triển và phá huỷ đứt gãy Về hướng Đông Bắc của các cấu tạo, tồn tại các đứt gãy thuận hoặc đứt gãy trượt nghiêng Hầu hết các đứt gãy có góc cắm về phía Tây Nam và tạo nên những bán địa hào nằm nghiêng Các bán địa hào phát triển trong những điều kiện căng giãn và liên hệ mật thiết với đứt gãy trượt bằng

Cấu trúc trong tầng trầm tích :

Ơû cấu tạo Sói Đen, trong tầng Mioxen dưới, cấu tạo khép kín, ít bị cắt bởi đứt gãy Còn trong tầng Oligoxen là những khép kín tựa vào đứt gãy và phủ qua đới móng nhô cao Không có khép kín trong Mioxen dưới ở mỏ Sư Tử Vàng

Trên các cấu tạo này có phát hiện dầu khí lớn, tầng sản phẩm nằm cả trong đá móng nứt nẻ và cả trong trầm tích Oligoxen – Mioxen sớm Tổng diện tích các cấu tạo này xấp xỉ 150km2

2 Địa tầng lô 15.1

a) Đá móng trước đệ tam.

Đá móng chủ yếu là magma xâm nhập loại granitoid Đá móng này thường xuyên bị cắt bởi các đai mạch basalt, andesite, monzodiorite và đỉng thường có đới phong hoá mạnh dày từ 4 đến 55m

Thành phần khoáng vật của móng granite gồm 12 – 34% thạch anh (thường 18 – 29%), 9 – 38% feldspar kali (chủ yếu là orthoclase, đôi khi có microlin), 14 – 40%

plagioclase (albite – oligioclase) và 2 – 10% mica Khoáng vật thứ sinh thường là chlorite, epidote, zeolite, calcite và các khoáng vật quặng như pyrite và oxit sắt.

Monzodiorite thạch anh và monzodiorite gồm 2 – 10% thạch anh, 15 – 20% feldspar kali, 40 – 50% plagioclase (chủ yếu là oligioclase) và 1 – 3% mica Các khoáng vật thứ sinh tương tự như của đá granite

Basalt và andesite gồm 5 – 25% ban tinh (thường là plagioclase, hiếm hơn là orthoclase, pyroxen và olivine), 75 – 85% nền (gồm vi tinh plagioclase, thuỷ tinh)

b) Các thành tạo trầm tích.

Hệ Paleogen – thống Oligoxen – phụ thống Oligoxen thượng.

% Phụ điệp Trà Tân dưới:

Trầm tích phụ điệp Trà Tân dưới ứng với tập địa chấn E, có bề dầy 0 – 100m, gặp ở giếng khoan 15-SV- 1T

Tập E nằm bên dưới lớp sét loại III màu nâu sẫm, giàu vật chất hữu cơ gồm chủ yếu là cát kết hạt thô, ít bột kết và những dải đá vôi rất mỏng Tập này có chứa cuội và nằm trên phần móng bị phong hoá

% Phụ điệp Trà Tân giữa:

Trầm tích phụ điệp Trà Tân giữa ứng với tập địa chấn D, có bề dày 350 – 600m, gặp ở độ sâu 2211 - 2512m (ở giếng khoan 15-SĐ -1T) và từ 2820 – 2659m (giếng khoan 15-SĐ -3T)

Tập D gồm những lớp sét giàu vật chất hữu cơ màu nâu sậm xen kẽ với các lớp cát kết, bột kết, những lớp đá vôi mỏng và đôi khi có than

Tập D có thể chia thành hai ranh giới ở khoảng giữa:

Phần dưới gồm những lớp xen kẽ cát kết, bột kết và sét kết có đá vôi mỏng và than Phần trên chủ yếu là sét, những lớp xen kẹp cát kết và bột kết xuất hiện Các lớp đá vôi mỏng cũng xuất hiện như là các lớp kẹp

% Phụ điệp Trà Tân trên :

Trầm tích phụ điệp Trà Tân trên ứng với tập địa chấn C, có bề dày 95 – 200m Nóc tập C được đánh dấu bởi sự xuất hiện của tập sét màu nâu, giàu vật chất hữu cơ Tập C gồm các lớp cát kết, sét kết và một ít bột kết xen kẽ nhau

Hệ Neogene

% Phụ thống Mioxen hạ – điệp Bạch Hổ:

Trầm tích điệp Bạch Hổ ứng với tập địa chấn BI, có bề dày 410 – 450m tập BI được chia thành hai tập nhỏ:

a) Phụ điệp Bạch Hổ dưới: Phụ điệp bạch hổ dưới phủ ngay trên nóc tập C và có ranh giới phía trên là mặt phản xạ trong tầng Mioxen dưới Bao gồm các lớp cát kết, sét kết và bột kết xen kẽ

b) Phụ điệp Bạch Hổ trên: Phụ điệp bạch hổ trên từ bất chỉnh hợp trong Mioxen dưới đến nóc BI, gồm tập sét kết Bạch Hổ và sét kết Rotalite nằm trên cùng có thành phần chủ yếu là sét và phần cón lại bên dưới là cát kết, sét kết và bột lết xen kẽ Khoảng từ đáy tập Bạch Hổ đến bất chỉnh hợp trong Mioxen dưới gồm các lớp cát kết xen kẽ bột kết và sét kết

% Phụ thống Mioxen trung – điệp Côn Sơn:

Trầm tích đệp Côn Sơn ứng với tập địa chấn BII, có bề dày từ 504 – 522m Điệp gồm các lớp cát kết hạt mịn đến thô (đôi khi có dolomit) xen kẽ lớp sét loạt I dày và ít lớp sét kết loại II, những lớp dolomite và than mỏng

% Phụ thống Mioxen thượng – điệp Đồng Nai:

Trầm tích điệp Đồng Nai ứng với tập địa chấn BIII, có bề dày 595 – 615m, ở độ sâu từ 580m đến khoảng 1175 – 1190m Điệp gồm cát kết xen kẽ các lớp sét kết, những dải dolomite và những lớp than nâu mỏng

% Thống Plioxen – điệp Biển Đông:

Trầm tích biển đông ứng với tập địa chấn A, có bề dày 525 – 540m Điệp gồm cát kết matric sét và những lớp vôi xen kẽ, gần đáy tập có những lớp than nâu mỏng nằm ngang

B CẤU TRÚC ĐỊA CHẤT LÔ 15.2

1 Vị trí địa lí:

Lô 15.2 thuộc bồn trũng Cửu long nằm ở thềm lục địa phía Nam Việt Nam, có diện tích là 3294.9 km2 Phần phía Tây của lô cách cửa sông Mêkông 40 km, phía Đông cách cửa sông Mêkông 160 km ở ngoài khơi Vũng Tàu Lô 15.2 trùng với phần trung tâm và phần Đông Bắc của bồn trũng Cửu Long với lớp trầm tích Đệ Tam dày lắng đọng, nơi có mỏ Bạch Hổ, mỏ Rồng đã được khai thác

2 Đặc điểm địa tầng:

a) Móng trước Đệ Tam:

Móng trước Đệ Tam là các móng đá tuổi Kreta bao gồm : Granit phong hoá nứt nẻ, granodiorit, granit – porphyryt gặp ở hầu hết các giếng khoan lô 15 Thành phần của đá xâm nhập đã được phát hiện không đồng nhất bởi chúng được thành tạo vào các giai đoạn hoạt động kiến tạo khác nhau trong quá trình tiến hoá địa chất của khu vực

Những đá kết tinh ở những pha sớm nhất thường có thành phần mang tính chất chung tính hơn ( tonolit, diorit, diorit thạch anh, monzolit, monzolit thạch anh…) trong khi những đá kết tinh ở những pha muộn hơn thì thành phần của chúng thường mang tính axit hơn ( granit, granodiorit…)

b) Trầm tích Đệ Tam:

Oligoxen dưới – điệp Trà Cú.

Trong điệp Trà Cú chủ yếu là các tập cát kết, bột kết có màu xám, xám trắng đôi khi là xàm nâu nhạt Đá có cấu tạo dạng khối phân lớp dày hoặc phân lớp xiên chéo và thường xen kẽ các lớp Acgilit màu xám, xám nâu Kích thước hạt vụn của cát kết thay đổi theo hướng thô dần từ các tập phía trên xuống các tập phía dưới và mịn dần theo hướng từ Tây Nam sang Đông Bắc Các tập phía trên gặp nhiều cát kết hạt nhỏ xen kẽ hạt trung

Trong khi các tập phía dưới lại phổ biến là cát kết hạt trung, hạt thô đến rất thô Độ lựa chọn của mảnh vụn không đồng nhất trong toàn khu vực Độ mài tròn của mảnh vụn cũng thay đổi từ trung bình đến kém và rất kém Đa phần hạt vụn ở dạng bán góc cạnh và bán tròn cạnh

Hầu hết cát kết và bột kết điệp Trà Cú có thành phần đa khoáng Đa phần cát kết có thành phần thuộc nhóm đá Ackos Thành phần mảnh vụn chính của đá là fenspat ( 35 – 47% ), thạch anh ( 35 – 45% ) và mảnh vụn các loại ( 13 – 25% ) Xi măng gắn kết ở dạng lấp đầy cơ sở hoặc tái kết tinh Do đá bị biến đổi mạnh nên thành phần xi măng khá phức tạp, càng xuống những lớp ở phía dưới càng phát triển nhiều loại xi măng có nguồn gốc thứ sinh như thạch anh, zeolit … ở dạng lấp đầy các lỗ hổng giữa các hạt

Ơû phần dưới cùng của lát cắt điệp Trà Cú có các lớp sạn kết, cuội kết cơ sở màu xám, xám nâu hoặc xám lục Các hạt sạn có độ lựa trọn và mài tròn rất kém Xi măng gắn kết cuội sạn là cát kết hạt trung kiểu lấp đầy Thành phần các hạt cuội gồm nhiều thạch anh, mảnh đá, granitoid đôi khi cả mảnh vụn đá phun trào và các mảnh đá biến chất

Oligoxen trên – điệp Trà Tân.

Trong khu vực lô 15 – 2 các thành tạo trầm tích có môi trường lục địa, sông ngòi Thành tạo trầm tích điệp Trà Tâm bao gồm các thành tạo lục nguyên thô, mịn xen kẽ nhau Các trầm tích lắng đọng trong môi trường bồi tích ở phần dưới và chuyển lên môi trường đầm hồ ở phần trên Các thành tạo lục nguyên thô có độ lựa chọn kém, giàu fenspat, độ rỗng và độ thấm kém, có biểu hiện dầu trong mẫu vụn Thành tạo điệp Trà Tân trên thay đổi khá lớn về thành phần thạch học và chiều dày giữa các cấu tạo Thành phần lục nguyên mịn chiếm chủ yếu trong mặt cắt, chứa nhiều thành phần vật chất hữu cơ, là tầng sinh dầu chính trong bồn trũng Cửu long

Mioxen dưới – điệp Bạch Hổ.

Phủ bất chỉnh hợp trên các trầm tích lục nguyên tuổi Oligoxen ( điệp Trà Tân ) là các trầm tích điệp Bạch Hổ, các trầm tích điệp Bạch Hổ có thể chia thành 2 phần chính:

% Điệp Bạch Hổ dưới: bao gồm các thành tạo cát kết xen kẽ các lớp sét kết mỏng Cát kết đa khoáng hạt nhỏ, lắng đọng trong môi trường đồng bằng ven biển và bồi tích

% Điệp Bạch Hổ trên: bao gồm các thành tạo trầm tích lục nguyên mịn, sét kết màu lục chứa Rotalia có bề dày khá lớn ( 135 m )

Mioxen giữa – điệp Côn Sơn.

Các thành tạo trầm tích điệp Côn Sơn phủ bất chỉnh hợp lên Mioxen hạ Thành phần gồm cát kết chiếm ưu thế xen kẽ các lớp sét kết, bột kết mỏng, các lớp dolomit, than mỏng có độ dày 800 – 100 m được lắng đọng trong môi trường châu thổ ven biển Các thành tạo này chưa phát hiện biểu hiện dầu khí

Mioxen trên – điệp Đồng Nai.

Các thành tạo trầm tích của điệp này nằm chỉnh hợp lên trầm tích điệp Côn Sơn Thành phần gồm cát kết hạt thô chiếm chủ yếu ( 70% ) xen kẽ là các lớp sét kết

( 23% ), bột kết ( 5% ) và các lớp than mỏng, dolomit, có độ dày khoảng 500m lắng đọng trong môi trường tam giác châu Các thành phần chủ yếu là thạch anh, một ít mảnh đá biến chất, tuff và những tinh thể pyrit Trong sét đôi chỗ gặp than nâu hoặc bột màu trắng xám Phần trên là cát kết thạch anh với kích thước lớn, độ lựa chọn kém, hạt sắc cạnh Các thành tạo này chưa phát hiện biểu hiện dầu khí.

Plioxen – Đệ Tứ – điệp Biển Đông.

Các thành tạo trầm tích điệp này phủ bất chỉnh hợp lên trầm tích Mioxen Thành phần chủ yếu là các trầm tích lục nguyên xen kẽ với các lớp đá vôi, sét vôi chứa hoá thạch phong phú có bề dày 550 – 600 m Ngoài ra, còn có cát kết màu xám xanh, trắng có độ mài tròn trung bình, độ lựa chọn kém

PHẦN CHUYÊN ĐỀ CHƯƠNG I: ĐÁ MẸ, CÁC CƠ SỞ ĐÁNH GÍA VÀ CÁC CHỈ TIÊU NGHIÊN CỨU

TẦNG ĐÁ MẸ

I ĐÁ MẸ

1 Định nghĩa đá mẹ

Một cách thống kê rằng 60% giếng khoan khô trên thế giới thì kết quả thiếu đá mẹ sinh dầu và khí hiệu dụng Nhưng hầu hết trong lịch sử thăm dò dầu thì đá mẹ là dấu hiệu sau cùng của một bể trầm tích Các nhà địa chất nhấm mạnh đến vị trí của cấu trúc, sự hiện diện độ rỗng và độ thấm của vỉa chứa và mũ chắn một cách thích hợp Khi tất cả những điều kiện trên là thuận lợi nhưng không tìm thấy khí hoặc dầu thì những sai sót này có thể xác định là không có đá mẹ

Một định nghĩa thích hợp cho đá mẹ: một đơn vị đá đã sinh ra và đẩy ra dầu và khí với số lượng đủ tích luỹ thương mại, cũng lưu ý là quá trình này có thể xẩy ra liên tục

Sau đây là một số định nghĩa hữu dụng khác:

Có thể là đá mẹ: đá mẹ có thể sinh ra và đẩy dầu hoặc khí nhưng chưa được đánh giá

 Đá mẹ tiềm tàng: đá mẹ vẫn còn được che đậy hoặc chưa được khám phá

 Đá mẹ tiềm năng: đá mẹ có khả năng sinh ra dầu hoặc khí nhưng chưa đủ trưởng thành về nhiệt

 Đá mẹ đang hoạt động: đá mẹ có khả năng sinh ra dầu, khí

 Đá mẹ không hoạt động: nghĩa là dầu và khí được sinh ra nhưng vì một lý do nào đó đá mẹ ngừng sinh

Để đánh giá tầng đá mẹ ta cần làm sáng tỏ các yếu tố:

 Số lượng vật chất hữu cơ

 Chất lượng vật chất hữu cơ

 Độ trưởng thành của vật chất hữu cơ

2 Số lượng vật chất hữu cơ:

Hàm lượng vật chất hữu cơ trong đá trầm tích rất khác nhau, nó dao động trong khoảng 0.3 – 5%, bình quân là 1.5% Nhìn chung tồn tại một quy luật: hàm lượng vật chất hữu cơ tỷ lệ nghịch với kích thước các hạt đá Chỉ tiêu trên được xác định bằng các thông số địa hoá trên cơ sở phân tích mẫu

Các thông số thường đuợc dùng là: TOC% (tổng hàm lượng Cacbon hữu cơ), giá trị S1 (lượng Hydrocacbon đã được sinh ra từ đá mẹ), giá trị S2 (lượng Hydrocacbon còn có thể được sinh ra từ đá mẹ nhưng chưa đủ điều kiện sinh thành) Các thông số này kết hợp với nhau sẽ phản ánh khả năng hình thành và tồn tại của đá mẹ thuộc loại (sinh dầu hay sinh khí) và tiềm năng sinh của đá mẹ nào

3 Chất lượng vật chất hữu cơ:

Độ giàu vật chất hữu cơ trong đá mẹ mới chỉ là yếu tố cần thiết nhưng chưa đủ Nó mới phản ánh về số lượng chứ chưa phản ánh về chất lượng của vật chất hữu cơ Không phải bất kỳ chất hữu cơ nào cũng chuyển hoá thành Hydrocacbon trong những điều kiện như nhau Có loại đá chứa tới 20 – 40% TOC song nó không có thể sinh dầu và khí vì Cacbon hữu cơ ở đây đã bị than hoá, chúng có nguồn gốc thực vật thượng đẳng Nhưng ngược lại có những loại đá chỉ chứa khoảng 0.5 – 1% TOC song nó lại là đá sinh dầu và khí rất tốt Chính vì vậy mà việc xác định loại vật chất hữu cơ và Kerogen tương ứng là rất quan trọng trong việc đánh giá tiềm năng của đá mẹ

Loại vật chất hữu cơ và Kerogen tương ứng được đánh giá thông qua các chỉ số địa hoá như: HI (chỉ số Hydrogen), tỷ số Pr/Ph … Ngoài ra nó còn được xác định thông

qua các đồ thị biểu diễn mối quan hệ giữa HI và Tmax Khi tổng hợp các tham số cho

ta loại Kerogen (thuộc loại Sapropel hay Humic hoặc hỗn hợp cả hai) Theo sự phân chia của Tissot và nhiều nhà địa hoá khác thì ta sẽ có các loại Kerogen:

 Kerogen loại I (Sapropel): gồm các sinh vật đơn bào chủ yếu là rong, tảo sống trong biển, đầm hồ rất giàu Lipit, có khả năng sinh dầu cực tốt

 Kerogen loại II (hỗn hợp giữa Sapropel và Humic): được tách ra từ một số nguồn gốc khác nhau: tảo biển, phấn hoa và bào tử, lá cây có sáp, nhựa của thực vật bậc cao và quá trình phân huỷ Lipit ở cây Loại Kerogen này có khả năng sinh dầu từ tốt đến cực tốt

 Kerogen loại III (Humic): trầm tích chứa chủ yếu là chất hữu cơ Humic, có nguồn gốc từ thực vật lục địa, thực vật bậc cao giàu Xenlulozo và Ligmin Loại Kerogen này có khả năng sinh khí là chủ yếu, sinh dầu ít

4 Sự trưởng thành của vật chất hữu cơ:

Nói đến đá mẹ sinh dầu không chỉ xét đến độ giàu vật chất hữu cơ trong đá mà chúng ta còn xét đến độ trưởng thành của đá mẹ đó Một tầng đá mẹ dù có chứa nhiều vật chất hữu cơ về số lượng và tốt về chất lượng bao nhiêu chăng nữa mà chưa đạt tới mức độ trưởng thành hoặc đã vượt quá giai đoạn trưởng thành quá lâu thì sẽ không còn ý nghĩa gì nữa cho quá trình sinh dầu và khí Ngược lại, một tầng đá mẹ dù kém hơn về số lượng và chất lượng vật chất hữu cơ nhưng đang ở trong giai đoạn tạo dầu và khí mạnh mẽ thì giá trị của nó có ý nghĩa rất lớn Từ đó việc đánh giá độ trưởng thành của vật chất hữu cơ là vô cùng quan trọng và vô cùng cần thiết đối với mỗi một tầng đá sinh dầu

Trong quá trình vật chất hữu cơ biến đổi thành Hydrocacbon tác động quan trọng phải kể đến là nhiệt độ và áp suất Một tầng đá sinh trưởng thành phải nằm ở độ sâu nhất định để đạt được nhiệt độ và áp suất cần thiết nhằm biến đổi vật chất hữu cơ

Mỗi một bể trầm tích khác nhau, thậm chí trên những diện tích khác nhau trên cùng một bể có thể có Gradient địa nhiệt khác nhau tuỳ theo đặc điểm của chế độ hoạt động kiến tạo và chế độ địa nhiệt khu vực nghiên cứu Với Gradient địa nhiệt trong khoảng từ 0 – 2.50C/100 m thì việc gặp dầu trong khoảng độ sâu trên 3000 m là rất khó, ở đới này ta chỉ có thể gặp khí có nguồn gốc sinh hoá hoặc khí Condensat có nguồn dgốc sinh hoá Đới khí Condensat và khí khô phân bố trong khoảng độ sâu từ 5000m trở xuống.

Khi Gradient địa nhiệt càng tăng thì các đới sản phẩm lại phân bố cao hơn, khi đó vỉa dầu có thể gặp ở độ sâu trên 3000m, các đới khí Condensat và khí khô cũng có thể gặp ở độ sâu 4000m Điều này nói lên rằng với Gradient địa nhiệt thấp thì vỉa sản phẩm thường nằm ở dưới sâu và ngược lại

Để đánh giá sự trưởng thành của đá mẹ người ta thường dùng các chỉ tiêu địa hoá cụ thể như: Ro% (độ phản xạ vitrinnit), Tmax… Với các chỉ tiêu địa hoá này chúng ta có thể xác định được mức độ trưởng thành của đá mẹ, từ đó có thể khảng định đá mẹ có sinh được dầu và khí hay không

II CÁC CƠ SỞ ĐÁNH GIÁ TẦNG ĐÁ MẸ

1 Cơ sở địa chất – địa hoá

Đá mẹ là các trầm tích mịn hạt (hoặc Cacbonat) chứa nhiều vật chất hữu cơ, khi đạt được các điều kiện về nhiệt độ và áp suất cần thiết thì vật liệu hữu cơ sẽ chuyển hoá sang dầu khí Tập trầm tích đó gọi là đá mẹ sinh dầu

Theo kết quả nghiên cứu của các nhà địa chất dầu trên thế giới thì 99% các mỏ dầu khí có liên quan đến các đá trầm tích Trong các đá chứa Magma và biến chất thì lượng dầu khí tìm ra thường là do kết quả của quá trình di cư và tích tụ Hydrocacbon sinh ra từ đá trầm tích

Trong đá trầm tích có chứa một lượng lớn vật chất hữu cơ được tạo ra từ xác động thực vật Theo số liệu của A.A Carsep thì lượng vật chất hữu cơ có trong trầm tích đạt tới con số 5 – 6.1015-16 tấn, theo số liệu của Hunt thì trong đá trầm tích có chứa 6.1013 tấn Hydrocacbon dầu Kết quả nghiên cứu trầm tích Đệ Tứ cho thấy có chứa Hydrocacbon thể khí và thể lỏng dãy dầu, bên cạnh đó còn chứa một lượng axit béo chưa kịp bị biến đổi thành Hydrocacbon dãy dầu Veber và Smith đã nêu lên rằng: cùng với sự tăng lên của thời gian (thường là cùng với sự tăng lên của chiều sâu) thì lượng vật chất hữu cơ giảm đi và lượng Hydrocacbon tăng lên, kết quả thí nghiệm đã khảng định luận điểm trên.

Sự phân bố trữ lượng dầu khí về không gian phù hợp với sự phân bố các bể trầm tích trong các niên đại địa chất Về thời gian, lượng dầu khí chứa trong các phân

vị địa tầng cũng phù hợp với sự phát triển của thế giới động thực vật trong các niên đại phát triển của Trái Đất

Như vậy, về bản chất thì dầu khí có nguồn gốc từ vật liệu hữu cơ được bảo tồn và lắng đọng cùng với trầm tích trong môi trường khử Dầu khí được hình thành trước hết phải có nguồn vật liệu hữu cơ phong phú về số lượng và tốt về chất lượng được chôn vùi Trong các điều kiện thích hợp Hydrocacbon được sinh ra, di chuyển và tích tụ lại trong các bẫy chứa, tạo thành các tích tụ dầu khí có giá trị công nghiệp

Kinh nghiệm cho thấy các lớp trầm tích có hàm lượng sét trên 68% và bề dày từ 5m trở lên thường chứa lượng vật chất hữu cơ đủ để trở thành tầng sinh dầu

Theo kết quả nghiên cứu cho thấy ở môi trường có độ bảo tồn tốt thì trầm tích có chứa tới 15% khối lượng là vật chất hữu cơ, bình thường là từ 0.3 – 5% và giá trị trung bình là 1.5% Tuy nhiên không phải 100% lượng vật chất hữu cơ này đều chuyển thành dầu khí Trong thực tế thì chỉ một vài cho đến 15% lượng vật chất hữu cơ tạo ra dầu khí Tiếp đến Hunt chỉ ra rằng chỉ có 4 – 5% lượng dầu khí tạo ra là di chuyển được và tích tụ trong đá chứa để tạo ra các vỉa dầu khí

Lượng vật chất hữu cơ sẽ được bảo tồn càng lớn nếu môi trường lắng đọng có độ khử càng cao Đá sinh chứa càng nhiều vật chất hữu cơ thì màu càng sẫm Qua nghiên cứu, các nhà bác học Anberto và Ghenman đã chỉ ra rằng khi kích thước của các hạt trầm tích tăng thì lượng vật chất hữu cơ chứa trong chúng càng nhiều, lượng vật chất hữu cơ cũng tăng lên khi hàm lượng sét lớn.

Từ các yếu tố nêu trên thì những yếu tố địa chất cần xét đến trong việc đánh giá sự hình thành của tầng đá mẹ sinh dầu là: yếu tố trầm tích và yếu tố kiến tạo

a Yếu tố trầm tích

Cho đến ngày nay, nguồn gốc hữu cơ của dầu khí vẫn được coi là quan điểm chính thống nhất, là cơ sở khoa học giúp tìm kiếm và thăm dò dầu khí Dựa vào các mối tương quan giữa dầu khí với vật chất hữu cơ, dầu khí với đá trầm tích là cơ sở lý thuyết để nghiên cứu Mối tương quan logic, chặt chẽ khoa học giữa thành phần của dầu với vật chất hữu cơ đã được xác minh trong phòng thí nghiệm trên mô hình

Qua nghiên cứu người ta đã còn chỉ ra rằng: dầu khí có mối quan hệ gần gũi với đá trầm tích Một số Hydrocacbon khí và khí CO2 hình thành ngay trong quá trình tạo đá Sau đó quá trình sinh dầu khí gắn liền với lịch sử phát triển địa chất và chế độ kiến tạo của bể trầm tích

Trong thực tế đá sinh dầu thường là đá sét, bột hoặc đá Cacbonat Nhiều công trình nghiên cứu cho thấy rằng độ bảo tồn vật chất hữu cơ tăng lên cùng với sự tăng lên của thành phần hạt mịn Trung bình trong đá sét vật liệu hữu cơ có chứa tới 6.5%, trong đá Cacbonat chứa 0.2% và trong bột kết là 1.5%

b Yếu tố kiến tạo

Yếu tố kiến tạo không chỉ quan trọng trong quá trình tạo đá mà còn là một trong các yếu tố quyết định ảnh hưởng đến quá trình hình thành dầu khí và các tích tụ dầu khí Đối với sự hình thành đá mẹ sinh dầu thì yếu tố này đóng vai trò nhất định

Tầng đá có khả năng sinh dầu khí theo học thuyết hữu cơ là tầng trầm tích giàu vật chất hữu cơ và lắng đọng trong môi trường khử.

Tuy nhiên để đạt được những yêu cầu trên thì phải có sự tác động rất lớn của các yếu tố kiến tạo Trong môi trường khử sự có mặt của Oxy là rất hạn chế hoặc không có, vật chất hữu cơ không bị oxy hoá thành CO2 và H2O mà được lắng đọng và bảo tồn cùng trầm tích, sau đó bị biến đổi tạo thành dầu khí

Môi trường khử chỉ có thể tạo ra trên bề mặt quả đất, trên một vùng rộng lớn nhờ các chuyển động âm của vỏ Trái Đất tạo ra các đầm lầy, các bồn chứa nước không có hoặc kém đối lưu Các chuyển động kiến tạo có thể xen kẽ sự nâng lên, hạ xuống với biên độ, tốc độ thích hợp, đủ để tạo ra môi trường bảo tồn phân huỷ chuyển hoá vật chất hữu cơ thành Hydrocacbon ở độ sâu cần thiết Nói cách khác là nằm trong vùng sụt lún tương đối ổn định với tốc độ chôn vùi lớn và xen kẽ một vài pha nâng để tạo bẫy, đặc biệt là bẫy kiến tạo

2 Tiêu chuẩn của tầng đá sinh dầu

Qua nghiên cứu tổng kết kinh nghiệm thực tế nguời ta thấy rằng: một tầng đá được xếp vào loại đá mẹ sinh dầu, khí khi nó đảm bảo các tiêu chuẩn sau:

 Thành phần thạch học của tầng đá chủ yếu là các trầm tích hạt mịn như sét, bột hoặc cacbonat

 Trầm tích được lắng đọng, hình thành trong môi trường khử, tạo ra với chế độ kiến tạo lún chìm tương đối ổn định, tốc độ chôn vùi lớn

 Trong tầng trầm tích này hàm lượng vật chất hữu cơ được bảo tồn và chôn vùi phân tán trong trầm tích phải đạt giá trị nhất định đủ đảm bảo tạo ra lượng Hydrocacbon đáng kể trong quá trình sinh dầu

 Đá đạt mức độ trưởng thành để vật chất hữu cơ có thể chuyển hoá thành Hydrocacbon, di chuyển vào bẫy để tạo ra các tích tụ dầu khí có giá trị công nghiệp

3 Các phương pháp nghiên cứu địa hoá đá mẹ

Tầng đá sinh phải la tầngø đá có giàu vật chất hữu cơ, đây chỉ mới là điều kiện cần chứ chưa phải là điều kiện đủ Có những tầng trầm tích có hàm lượng vật chất hữu

cơ lớn song vẫn không đủ điều kiện sinh ra dầu khí Sau đó dễ đánh giá tầng đá mẹ sinh dầu khí người ta phải dựa vào các phương pháp phân tích đánh giá để xác định các tham số địa hoá Thông qua các tham số đó ta phân tích, tổng hợp, đánh giá tiềm năng sinh của đá mẹ trên bất kỳ khu vực nào đó

a Xác định tổng hàm lượng cacbon hữu cơ TOC%

Thường khi đánh giá cần quan tâm đến lượng vật chất hữu cơ chứa trong đá mẹ Song về mặt hoá học cũng biết rằng thành phần nguyên tố cơ bản của vật chất hữu cơ là Hydro và Cacbon Vậy có thể đánh giá lượng vật chất hữu cơ chứa trong đá mẹ thông qua lượng Cacbon chứa trong vật chất hữu cơ đó Lượng Cacbon đó được gọi là Cacbon hữu cơ

Phương pháp xác định TOC% là phương pháp cơ bản, được tiến hành khi nghiên cứu và đánh giá đá mẹ Phương pháp được thực hiện nhờ máy LECO3000

Mẫu được lấy với số lượng 10 – 100g đem nghiền nhỏ, dùng axit HCl để loại bỏ Cacbonat và axit HF để loại bỏ silicat Mẫu được làm khô tự nhiên và cân trước khi đưa vào lò đốt Trong lò mẫu được đốt tới nhiệt độ 13500C và lượng CO2 thoát ra trong quá trình đốt được xác định nhờ vào dụng cụ chuyên dụng

Ta thấy rằng:

Nguyên tử lượng của cacbon là: 12.01 (mc)

Nguyên tử lượng của oxy là: 16.00 (mo)

Phân tử lượng của CO2 là: 44.01 (mco2)

Như vậy: Fco 2 =

C

= 0.2729

Fco2 là hệ số chuyển đổi.

Từ đó ta có thể tính được tổng hàm lượng cacbon hữu cơ TOC%

TOC =

C M

M Mcod FcoO* st

2

Mo : khối lượng đá ban đầu

Mđ : khối lượng mẫu đá đã loại Cacbonat

Cst : hàm lượng cacbon trong mẫu chuẩn (%)

Fco2 : hệ số chuyển đổi = 0.2729

Qua các kết quả nghiên cứu tổng tiềm năng vật chất hữu cơ chứa trong đá trầm tích mịn hạt, đa số các nhà địa chất dầu khí trên thế giới thống nhất phân loại đá mẹ theo bảng sau:

b Phương pháp nhiệt phân Rock – Eval

Nung mẫu đá mẹ trong môi trường không có Oxy để tách Hydrocacbon gọi là nhiệt phân

Phương pháp nhiệt phân này dựa trên cơ sở của phương pháp tách Hydrocacbon từ đá phiến cháy vào những năm của thế kỷ 19, đến những năm 50 của thế kỷ 20 được chính thức đưa vào để nghiên cứu đá mẹ Máy nhiệt phân Rock – Eval được viện dầu mỏ Pháp và công ty Petro Fina của Bỉ hợp tác chế tạo Nó ngày càng hoàn chỉnh hơn qua các thế hệ

Với trọng lượng mẫu đá mẹ rất nhỏ (0.1 – 0.5g) sau khi đã được nghiền nhỏ Người ta đưa vào nhiệt phân trong môi trường không có Oxy (khí trơ He, N2) theo một chương trình gia nhiệt nhất định Sau 15 phút nhiệt độ phải đạt 5500C, ta thu được kết quả nhờ bộ phận Detector ion hoá Hydro bằng ngọn lửa tạo ra dòng điện biến đổi truyền ra máy ghi Từ đó thu được các tham số địa hoá sau:

S 0 : là lượng khí và Hydrocacbon lỏng thấp phân tử (C1 – C7) giải phóng ở nhiệt độ 900C lượng này là rất nhỏ

S 1 : lượng Hydrocacbon lỏng dạng dầu được tách ra ở nhiệt độ khoảng 3000C, là lượng Hydrocacbon tự do trong đá mẹ (Kg/Tấn, g/kg, mg/g)

S 2 : là lượng Hydrocacbon tiềm năng trong đá mẹ được tách ra ở nhiệt độ 300 –

5500C (Kg/Tấn, g/kg, mg/g)

S 3 : là tổng lượng CO2 được tạo thành khi hạ nhiệt độ từ 5500C xuống 3900C trong dòng oxy

Thông thường lượng tổng tiềm năng Hydrocacbon của tầng đá mẹ gồm S0 + S1 +

S2 +S3 Do lượng S0, S1, S3 không đáng kể vì vậy S2 được coi là phản ánh tiềm năng của đá mẹ

Từ các thông số trên ta tính được các chỉ số:

& HI : chỉ số Hydrogen

HI =

TOCs2 x 100Chỉ số này được sử dụng để đánh giá chất lượng và nguồn gốc đá mẹ

& PI: chỉ số sản phẩm

Một số các tác giả đã phân loại đá mẹ theo S1, S2, S1 + S2 như sau:

c Phương pháp phản xạ Vitrinit (%R 0 )

Đầu thế kỷ 20, nhà địa chất Mỹ là White đã phát hiện ra dầu mỏ chỉ có thể tìm thấy trong trầm tích chứa than có độ biến chất thấp đến trung bình Ơû nơi than đá có độ biến chất cao hơn chỉ có khí khô còn nếu cao hơn nữa (than gầy) thì dầu hầu như không có

Tới những năm 60 – 70 của thế kỷ 20 các nhà bác học người Đức, Nga trong nghiên cứu đã phát triển luận điểm trên, đồng thời phát hiện tính hữu hiệu của Vitrinit phản ánh sự trưởng thành của Kerogen

Vitrinit là cấu tử khá phổ biến trong than.Vitrinit dễ gặp trong các đá sét, cacbonat dưới dạng các mảnh nhỏ Vitrinit bao gồm telenit – chất tạo vỏ tế bào thực vật, konilit – chất lấp đầy trong lòng tế bào Khả năng phản xạ ánh sáng của Vitrinit tăng lên cùng với sự tiến hoá nhiệt (trưởng thành) của nó nhờ có sự thay đổi cấu trúc Vitrinit được tạo nên từ các vòng nhân Aromatic Cùng với quá trình tiến hoá nhiệt các vòng Benzen trong các Aromatic càng tập trung hơn, liên kết chặt xít hơn với nhau

Loại đá mẹ S 1 (mg/g) S 2 (mg/g) S 1 + S 2 (ppm)